مدیرعامل نیروگاه رود شور(امیرکبیر) در گفت‌وگو با «دنیای اقتصاد» عنوان کرد
چالش‌های اساسی نیروگاه‌های با توربین‌های گازی کلاس اف
نیروگاه رودشور، نخستین نیروگاه خصوصی بود که قدم در راه بی‌‌برگشت گذاشت تا به زبان ساده افزایش راندمان نیروگاهی از ۳۹ به ۵۷ درصد و صرفه‌جویی سالانه قابل توجه در مصرف سوخت و کاهش قابل‌توجه آلودگی‌های زیست‌محیطی را در قیاس با توربین‌های گازی کلاس E برای کشور رقم بزند. همچنین در تبدیل این نیروگاه به سیکل ترکیبی نیز صرفه‌جویی مضاعفی در مصرف سوخت صورت پذیرفت.
دولت هم متعهد شده که سوخت صرفه‌جویی شده را از نیروگاه خریداری کند، اما هر اندازه نیروگاه با استقراض از صندوق توسعه ملی راه را برای سایر نیروگاه‌ها هموار کرد، وزارت نیرو توجهش را از سرمایه‌گذاران قدیمی صنعت برق کمرنگ‌تر کرد و امروز کار تا جایی پیش رفته که درآمد سالانه نیروگاه که به‌طور کامل هم وصول نمی‌شود کفاف هزینه‌های تعمیر و اورهال واحدهای گازی کلاس F را نمی‌دهد و ناترازی بین درآمد و هزینه به اندازه‌ای شده است که خاموشی این‌گونه نیروگاه‌ها از دید سرمایه‌گذار موجه‌تر است. از سوی دیگر به دلیل ارزان بودن سوخت نیروگاه‌ها، وزارت نیرو تفاوت قابل توجهی در نرخ برق تولیدی نیروگاه‌های مبتنی بر توربین‌های گازی کلاس E و کلاس F قائل نیست تا عملا اهمیت اقتصاد برق و مفهوم صرفه‌جویی در سوخت بسیار کمرنگ شود.
مدیر عامل نیروگاه رودشور (امیرکبیر) معتقد است: چالش اصلی نیروگاه‌های کلاس F دو مورد است: نکته نخست اینکه دستگاه متولی صنعت برق این نیروگاه‌ها را در هیچ شرایطی در فرم سیکل ساده استفاده نکنند، چرا که هر یک ساعت کارکرد معادل نیروگاه‌های کلاس اف، حدود ۶۷۰ یورو هزینه دارد در حالی که هزینه مربوطه در نیروگاه‌های کلاس E در حد نصف این عدد است. نکته دوم اینکه اقتصاد کلاس F را با توجه به سوخت مصرف شده کمتر در قیاس با کلاس E، متفاوت از نیروگاه‌های کلاس E ببینند. متاسفانه در صنعت برق به کیفیت تولید برق که در راندمان واحد خلاصه می‌شود توجهی ندارند در صورتی که امروز زمان کمک به حل مشکلات نیروگاه‌های سیکل ترکیبی مبتنی بر کلاسF است.
به گفته این مدرس دانشگاه و فعال صنعت برق، طبق استاندارد‌های شرکت «زیمنس» یا «آنسالدو» نیروگاه‌های کلاس اف اگر بخواهند پیوسته کار کنند و بخش بخار را تامین گازهای داغ کنند، باید بین ۳۱ تا ۳۳ هزار ساعت، یک بار تعمیرات اساسی مسیرهای داغ روی محفظه احتراق داشته باشند و یک چنین تعمیری در توربین گازی کلاس اف به دلیل فقدان بومی‌سازی، حدود ۱۸ میلیون یورو هزینه دارد؛ بنابراین سالانه و در یک توربین گاز کلاس اف ۴.۵ میلیون یورو برای تعمیرات ثابت و برای نگهداری و تعمیرات روتین و شارژ انبار هم ماهانه ۵۰۰ هزار یورو هزینه داریم؛ بنابراین یک واحد گازی کلاس F برای پایدار ماندن به‌طور تقریبی به ۱۰.۵میلیون یورو و معادل ۴۷۰ میلیارد تومان در سال هزینه تعمیرات نیاز دارد که در صورت عدم انجام این هزینه‌کرد باید به پارکینگ برود. متن پیش‌رو ما‌حصل گفت‌وگوی «دنیای‌اقتصاد» با عباس رسایی‌نیا، مدرس دانشگاه و فعال صنعت برق و مدیرعامل نیروگاه رودشور(امیرکبیر) در رابطه با مهم‌ترین چالش‌های احداث نیروگاه‌های سیکل ترکیبی در کشور است که در ادامه می‌آید.
با توجه به موضوعاتی نظیر کمبود نقدینگی، پرداخت نشدن به موقع مطالبات، قیمت‌گذاری دستوری و... از برنامه ششم در بخش صنعت نیروگاهی شاهد توسعه چندانی نبوده‌ایم و به نظر می‌رسد عملا شاهد تبدیل برق به یک خدمت بوده‌ایم. تا چه اندازه با این دیدگاه موافق هستید؟
با توجه به خصوصی‌سازی و اصل 44 قرار بود دولت از تصدی‌گری فاصله بگیرد و با سپردن کار به دست بخش خصوصی نقش یک ناظر و تنظیم‌کننده بازار تولید برق را ایفا کند. تا قبل از این اقدام، نیروگاه‌های دولتی با هزینه‌های بسیار بالا توسط دولت بهره‌برداری می‌شدند، اما در ادامه به نام خصوصی‌سازی اغلب این نیروگاه‌ها به برخی بنگاه‌های اقتصادی و نهادهای شبه‌خصوصی واگذار شدند. متعاقب این ماجرا و خروج آمریکا از برجام، شاهد افزایش قابل توجه نرخ تسعیر ارز بودیم به‌طوری‌که اقتصاد صنعت برق به هم ریخت و در واقع ضرایبی که در قراردادهای ECA یا PPA دیده شده بود، با وضعیت نرخ ارز و هزینه‌های نیروگاه‌داری همخوانی نداشت؛ در نتیجه تمامی مجموعه‌های خصوصی که شروع به سرمایه‌گذاری کرده بودند، دچار چالش با بانک‌ها و صندوق توسعه ملی شدند چرا که متوسط نرخ فروش انرژی برق در بازار برای هر کیلووات ساعت تا سقف 106تومان است، این در حالی است که برابری نرخ ارزهای خارجی با ریال بیش از 10 برابر رشد داشته است و متاسفانه در چنین شرایطی راهکار عملیاتی برای آن توسط دولت دیده نشد تا حداقل علاوه بر پرداخت اقساط بانکی صندوق توسعه، نیروگاه‌دارها بتوانند هزینه‌های تعمیراتی خود را پرداخت کنند.
نتیجه اینکه از یک طرف تمامی نیروگاه‌داران بخش خصوصی در مظان اتهام عدم بازپرداخت اقساط وام‌های خود قرار گرفتند و از طرفی هیچ‌گونه حمایتی از طرف دولت اعمال نشده و به‌دلیل شرایط خاص کرونا، صدای مشکلات عمده صنعت نیروگاهی در یک دوره سه‌ساله شنیده نشد و اگر همین امروز هم بخش خصوصی همین نیروگاه‌ها را به صندوق توسعه ملی و سایر فاینانسورها واگذار کند؛ در این صورت باز هم هیچ اتفاق مثبتی نمی‌افتد و همین انتقادهای ما را مجدد صندوق توسعه و فاینانسورها اظهار می‌کنند؛ بنابراین من معتقدم باید یک نگاه کلان از طرف وزارت نیرو حاکم باشد که با اقتصاد B2G (تعاملات بازرگانی میان بخش خصوصی و بخش دولتی است که در آن بنگاه در نقش یک تامین‌کننده و سازمان دولتی، در جایگاه مشتری است) افزایش 10 برابری نرخ تسعیر ارز را که در سال 97 برای دلار حدود چهار هزار تومان بوده و امروز به بالای 40هزار تومان رسیده در قیمت برق لحاظ کند؛ در غیر این صورت نیروگاه‌های خصوصی تا دو سال آینده به کلی از چرخه بازار برق حذف می‌شوند و بخش شبه‌دولتی و دولتی هم با همین زیان انباشته توان ادامه بیشتر راه را نخواهند داشت.
در بخش سرمایه‌گذاری نیروگاهی هم قطعا اتفاق مثبتی برای سرمایه‌گذاری در خصوص توسعه و احداث نیروگاه‌های تجدیدپذیر که از طرف وزارت محترم نیرو به‌درستی پیگیری می‌شود، نمی‌افتد چرا که سرمایه‌گذاران بخش خصوصی همین کسانی هستند که الان در حال خروج از صنعت نیروگاهی‌اند.
اگر‌چه پس از برنامه ششم توسعه در صنعت برق مشهود نبوده، اما اقداماتی به صورت جسته و گریخته مانند توسعه نیروگاه‌های تجدیدپذیر و نیروگاه‌های خود‌تامین توسط صنایع و همچنین تبدیل نیروگاه‌های گازی به سیکل ترکیبی را شاهد بوده‌ایم. این اتفاقات را تا چه اندازه به عنوان راهکارهای تولید برق موثر می‌دانید؟
تا سبد تولید انرژی در کشور را توسط مجموعه‌های علمی-تخصصی متشکل از خبرگان صنعت برق و دانشگاه تهیه نکنیم و ندانیم که در یک چشم‌انداز 10 ساله سهم نیروگاه‌های بخاری، گازی، سیکل ترکیبی، بادی، فتوولتائیک، اتمی و مقیاس کوچک با توجه به منابع گاز موجود کشور به چه میزان باید باشد نمی‌توانیم برای بهبود وضعیت برنامه‌ریزی کنیم. ما هر موقع به مشکل می‌خوریم همه بسیج می‌شوند و راهکار ارائه می‌کنند، اما به‌محض عبور از بحران کلیه آن سیاست‌ها و قول‌ها به فراموشی سپرده می‌شود. به طور نمونه در سال 94 نیروگاه‌های مقیاس کوچک با مشوق‌های اعلامی وزارت نیرو، به شدت روی کاغذ جذاب نشان می‌دادند و سرمایه‌گذاران زیادی را به‌خود جذب کردند، اما در عرض دو تا سه سال و با بهتر شدن وضعیت احداث این نیروگاه‌ها، مالکان همان نیروگاه‌های احداث‌شده را هم با اقداماتی مانند قطع گاز، به‌روز نشدن نرخ‌ها و تمدید نشدن دوره خرید تضمینی دلسرد کردند به‌طوری‌که هم‌اکنون صنعت نیروگاه‌های مقیاس کوچک در حال فروپاشی است، در صورتی که اگر استراتژی مشخصی در ارتباط با این نیروگاه‌ها دیده شده بود، در دوره پیک مصرف، این نیروگاه‌ها به شدت می‌توانستند به کمک صنعت برق بیایند.
تکیه صنعت برق بر استفاده از نیروگاه‌های گازی تا چه اندازه منطقی بود؟
احداث نیروگاه‌های گازی با توجه به شرایط خاص کشور تدوین شده است؛ در واقع پیش‌فرض این بوده که منابع استحصال گاز یا بهره‌گیری از فلر (گازهایی که در فرآیند استخراج نفت به دست می‌آید و به دلیل نبود تاسیسات لازم برای استفاده، باید سوزانده شوند، فلر نام دارند) که در میادین نفتی همچون میدان نفتی خلیج‌فارس در حال سوختن است، قابلیت استفاده به عنوان خوراک برای نیروگاه‌ها را دارد؛ بنابراین در آن زمان گفتیم مصرف‌کننده بخش خانگی باید به سمت استفاده از گاز حرکت کند، اما در حال حاضر که برنامه‌های بهبود ظرفیت استحصال پارس جنوبی به‌روز نشده است برای احیای ته‌مانده گاز نیاز به سرمایه‌گذاری سنگین داریم که به دلیل مسائل تحریم امکان آن میسر نیست و ما برای تامین گاز دچار مشکل هستیم.
نهایتا اگر نگاه ما 5 و 10 سال آینده باشد، باید انرژی‌های نو را به عنوان سهمی از سبد انرژی ببینیم که خوشبختانه وزارت نیرو در این زمینه برنامه و عملکرد نسبتا مطلوبی داشته است، اما امیدوارم این برنامه مثل برنامه مقیاس کوچک‌ها نباشد. به نظر من سبد انرژی باید مشخص شود و نباید شعاری عمل کنیم چون شرایط کشور ما متفاوت است و امکان صادرات گاز مهیا نیست. از طرفی دولت نباید بخش عمده‌ای از تولید را به سمت انرژی تجدیدپذیرها مانند فتوولتائیک و بادی ببرد چون ضمن پر‌هزینه بودن، پایداری تولید آنها شرایط خاصی را می‌طلبد.
به نظرم باید باز هم سبد انرژی کشور حداقل 70 درصد روی نیروگاه‌های حرارتی باشد و روی مشکلات اصلی نیروگاه‌های حرارتی که اصلی‌ترین آن پایین بودن راندمان است بیشتر متمرکز شویم؛ به طور نمونه امروز شاهد نیروگاه‌های حرارتی هستیم که راندمان آنها نزدیک 30 درصد است و از طرفی می‌دانیم که در دوره‌ای نه‌چندان طولانی در مورد تامین گاز به مشکل می‌خوریم و با توجه به اینکه نمی‌توانیم گاز بخش خانگی را قطع کنیم، بنابراین نیروگاهی که گاز مصرف کند باید راندمان بالاتری داشته باشد و بر این اساس حرکت به‌سمت نیروگاه‌های کلاسF که در سیکل ساده بین 38تا40 درصد راندمان دارند بسیار موجه است.
از نظر راندمان، نیروگاه‌های سیکل ترکیبی مبتنی بر کلاس E دارای راندمان بین 45 تا 49 درصد، مبتنی بر کلاس F دارای راندمان بین 56 تا 58 درصد و نیروگاه‌های کلاس H دارای راندمانی در محدوده 61تا62 هستند، این در شرایطی است که متوسط راندمان نیروگاهی کشور کمتر از 36 درصد است. به تنهایی همین 20 درصد راندمان بالاتر نسبت به متوسط راندمان نیروگاهی کشور خود می‌تواند بار بزرگی از مصرف سوخت اضافه را از روی شبکه تامین گاز کشور بر‌دارد. پس از رودشور که بخش گازی آن قریب 15سال در مدار است از سال 95 نیروگاه‌های هریس و کاسپین برای تبدیل شدن به کلاس F همکاری‌ها را با «آنسالدو انرجیا» (شرکت بزرگ ایتالیایی سازنده نیروگاه و تامین‌کننده تجهیزات و ارائه‌دهنده خدمات نیروگاهی و همچنین سازنده توربین بخار، توربین گاز و توربوژنراتور است) شروع کردند.
همچنین گروه مپنا طی قرارداد با «زیمنس» چهار توربین گازی کلاس F تحویل گرفت که بهره‌برداری برخی از آنها را در دوکوهه، بندرعباس و سهند تبریز شاهدیم. امروز وقتی به این نتیجه رسیده‌ایم که نیازمند راندمان بالا برای شبکه نیروگاهی کشور هستیم، با این چالش مواجهیم که اقتصاد کلاس F را باید چگونه مدیریت کنیم؟! ما اگر راندمان مطلوب با مصرف گاز کمتر می‌خواهیم، باید یک دستگاه متولی تعیین کنیم که برای تامین قطعات و سوپر‌آلیاژهای توربین‌های گازی کلاس اف برنامه‌ریزی کند و مساله اینجاست که وقتی 33 هزار ساعت کار می‌کنند، نیازمند بازدید مسیرهای داغ هستند که دانش فنی آن در ایران وجود ندارد و این در حالی است که بسیاری از این نیروگاه‌ها به سال چهارم بهره‌برداری نزدیک شده‌اند و ذکر این نکته نیز ضروری است که چیزی بیش از سه هزار مگاوات از ظرفیت تولید برق کشور مبتنی بر این نوع از توربین‌هاست.
بنابراین اینکه می‌گوییم استراتژی و سبد باید به صورت دقیق نوشته شود، در حقیقت وزارت نیرو یا باید اصلا قید راندمان بالا را بزند و همان کلاس E را تشویق به الگو شدن کند یا اینکه با رویکرد کلان مملکت در زمینه کاهش مصرف سوخت نیروگاه‌ها، مدل اقتصادی درآمد نیروگاه‌های کلاس F را اصلاح کند. اما متاسفانه ما استراتژی روشنی برای سبد انرژی نداریم و صرفا به شکل یک مسکن به قضایا نگاه می‌کنیم؛ حتی برخی مقامات دولتی در چند سال پیش صحبت از کلاس H می‌کردند؛ غافل از اینکه ما در مورد نیروگاه‌های کلاس F هم با مشکلات بسیاری مواجهیم و پیش‌بینی می‌کنم در سال آینده که عمده نیروگاه‌های تازه احداث‌شده از نوع کلاس F به زمان بازدید و تعمیرات مسیرهای داغ خود می‌رسند به‌دلیل عدم امکان در تامین هزینه‌های مذکور با چالشی نظیر آنچه نیروگاه رودشور با آن مواجه است مواجه می‌شوند.
با توجه به ساختار موجود تبدیل نیروگاه گازی به سیکل ترکیبی تا چه اندازه از منطق لازم برخوردار است و تا چه میزان مباحث اقتصادی آن توسط دولت دیده شده است؟
راندمان نیروگاه گازی به تنهایی توجیه بهره‌برداری سیکل ساده را ندارد و در یک برنامه زمانی باید تبدیل به سیکل ترکیبی شود؛ بنابراین در دهه 80، دولت قرارداد 22 واحد سیکل ترکیبی را منعقد کرد که بخشی از نیروگاه‌های گازی را هم تبدیل به سیکل ترکیبی می‌کرد و اگر امروز نیروگاه سیکل ترکیبی داریم و سرمایه‌گذارها را تشویق کردند که در قالب «بیع متقابل» و با استفاده از بخش بخار، این نیروگاه‌ها را برای افزایش راندمان به سیکل ترکیبی تغییر دهند، کار بسیار عاقلانه‌ای از طرف دولت و نیروگاه‌دارها انجام شد، اما باید مابه‌ازایی هم برای آن دیده شود، اما چنانچه یک نیروگاه کلاسF را می‌خواهید در چارچوب بیع متقابل با هزینه‌ای بالا تبدیل به سیکل ترکیبی کنید، حواله سوختی توسط برق حرارتی به سرمایه‌گذار داده می‌شود که ضمانت اجرایی در سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی ندارد و از آن طرف هم مورد تایید وزارت نفت قرار نمی‌گیرد. در چنین شرایطی نیروگاه‌دار چگونه باید اطمینان کند که می‌تواند اقساط وام را پرداخت کند؟! بنابراین حداقل کار دستگاه حاکمیتی این است که باید مانند گارانتی‌های دولتی، بازپرداخت اقساط را از محل درآمدهای صندوق توسعه ملی یا سایر تامین‌کنندگان مالی گارانتی کنند و در این فرآیند نیاز نیست ارقام وارد حساب نیروگاه‌دار شود، بلکه این کار به صورت مستقیم توسط دولت انجام شود.
در مورد نیروگاه رودشور و چالش‌های آن توضیح دهید.
بخش گازی نیروگاه رودشور سه واحد کلاس اف بوده که 792 مگاوات ظرفیت اسمی داشته و امروز بیش از 15 سال است در حال بهره‌برداری است و در حال تبدیل به سیکل ترکیبی است. بخش بخار نیروگاه یک واحد 345 مگاواتی است که برای اولین بار با یک آرایش سه – یک اجرا می‌شود و در واقع سه توربین گاز کلاس اف را با یک توربین بخار به شکل سیکل ترکیبی درمی‌آوریم که این پروژه 80 درصد پیشرفت دارد، اما به طور کلی ما و سایر نیروگاه‌داران که توربین‌های گازی مبتنی بر کلاس اف استفاده می‌کنیم، چالش‌های بزرگی داریم. فرض کنید ما بخش بخار را در سال آینده راه‌اندازی کنیم.
در این صورت به طور طبیعی برای اینکه امکان بهره‌برداری آن فراهم شود و سرمایه حبس نشود، باید بخش گازی ما نیز همزمان با بخش بخار آمادگی تولید کامل داشته باشد. طبق استاندارد‌های شرکت «زیمنس» یا «آنسالدو» نیروگاه‌های کلاس اف اگر بخواهند پیوسته کار کنند و بخش بخار داشته باشند، باید حدود 33 هزار ساعت یک بار تعمیرات اساسی مسیرهای داغ روی محفظه احتراق داشته باشند و یک تعمیر اساسی مسیر داغ توربین گازی کلاس اف حدود 18 میلیون یورو هزینه دارد؛ بنابراین سالانه در یک توربین کلاس اف 4.5 میلیون یورو برای تعمیرات ثابت و برای نگهداری و تعمیرات روتین هم ماهانه 500 هزار یورو هزینه داریم؛ بنابراین یک واحد کلاس F، 10.5 میلیون یورو یعنی تقریبا 470میلیارد تومان در سال هزینه تعمیرات دارد که در صورت عدم انجام آن باید به پارکینگ برود.
در بخش در‌آمدها، نیروگاهی مانند رودشور که دوره ECA آن به اتمام رسیده است، اگر با تمام ظرفیت کار کند بدون در نظر گرفتن مالیات، بیمه و سایر هزینه‌های اداری و تشکیلاتی، اگر کل درآمد سالانه خود را (که عموما به‌سادگی نیز نقد نمی‌شوند) صرف کند باز هم کسری قابل توجه و چند صد میلیارد تومانی درآمدی به نسبت هزینه‌ها خواهد داشت و بنابراین وقتی این نیروگاه‌های کلاس F به دوره اورهال می‌رسند راهی جز تعطیلی و پارکینگ ندارند؛ بنابراین باید گفت اقتصاد کلاس F با هزینه‌ها همخوانی ندارد چرا که صرفه‌جویی سوختی که حاصل راندمان سیکل ترکیبی کلاس F است، با راندمان کلاس E مپنایی که 47 تا 49 درصد است، برای دولت تفاوتی ندارد در حالی که در طول این 15 سال نیروگاه کلاس F رودشور به اندازه یک بلوک سیکل ترکیبی کلاس E، انرژی بدون سوخت (ناشی از تفاوت راندمان) تولید کرده، اما چون کیفیت و صرفه‌جویی در صنعت برق به دلیل ارزانی سوخت در هیچ جا محاسبه نمی‌شود، تمام نیروگاه‌های کلاسF بعد از گذشت چهار سال به همین مشکلی می‌خورند که امروز ما دچار آن شده‌ایم و از آنجا که چند سال دیگر کشور با مشکلات جدیدتری در تامین گاز مواجه است در آن زمان نیروگاه‌های کلاس F، گزینه‌های عملی هستند.
ما سال آینده باید واحد بخار رودشور را به میزان 345مگاوات بدون سوخت آن هم در جوار تهران با مشکلات پایداری ولتاژ سنکرون کنیم و این کار ارزش بالایی دارد. اما از طرفی ما 500 میلیارد تومان برای واحد یک قبل از پیک 1403، هزینه تعمیر و اورهال مسیرهای داغ پرداخت کنیم و اگر این منابع برای واحد گازی ما نرسد، اصلا سرمایه‌گذاری برای واحد بخار هم بی‌معنا می‌شود؛ بنابراین چالش اصلی نیروگاه‌های کلاس F دو مورد است. نکته نخست اینکه دستگاه متولی صنعت برق این نیروگاه‌ها را فقط به صورت گازی استفاده نکنند، چرا که هر ساعت کارکرد معادل در کلاس اف حدود 670 یورو هزینه دارد در حالی که این عدد در نیروگاه‌های کلاس E بسیار پایین‌تر است و بنابراین استفاده از بخش گازی این نیروگاه‌ها به تنهایی توجیه اقتصادی ندارد.
نکته دوم اینکه اقتصاد کلاس F را متفاوت از نیروگاه‌های کلاس E ببینند و به مساله کیفیت برق تولیدی از نظر گاز مصرفی توجه دقیقی شود. در انتها اگر بخواهم راهکارهای عملی برای حفظ نیروگاه‌های کلاس F در شبکه برق کشور ارائه کنم می‌توانم آن را در چند بند شامل تمرکز روی در نظر گرفتن یک شرکت تخصصی با ماموریت خدمات تعمیرات و در کنار آن نوسازی و بازسازی پره‌های توربین‌های کلاس اف از سوی صنعت برق با رویکرد کاهش هزینه‌های تعمیرات، عدم استفاده از این نیروگاه‌ها به‌صورت سیکل ساده و توجه به نرخ بالای EOH این نیروگاه‌ها و استفاده از مزیت اصلی راندمانی آنها به‌صورت سیکل ترکیبی و اصلاح مدل اقتصادی قیمت انرژی تولیدی نیروگاه‌های مبتنی بر توربین‌های کلاس F با در نظر گرفتن ظرفیت‌های قانونی ناشی از سوخت صرفه‌جویی‌شده به ازای یک کیلووات ساعت انرژی این نیروگاه‌ها در قیاس با نیروگاه‌های مبتنی بر توربین‌های گاز کلاس E خلاصه کنم.
