خط‌مشی آینده تولید برق
دنیای‌اقتصاد : در یک سال گذشته کشور دو نوع متفاوت از خاموشی در «زمستان» ۱۳۹۹ و «بهار» و «تابستان» ۱۴۰۰ را تجربه کرد. ارزیابی‌ها نشان می‌دهد خاموشی‌های زمستانه به دلیل محدودیت عرضه سوخت گاز طبیعی و خاموشی بهار و تابستان به دلیل کمبود عرضه برق و پیشی گرفتن تقاضا از تولید و عرضه رخ داده است. این مساله اهمیت برنامه‌ریزی جامع بخش انرژی را به خوبی نشان می‌دهد. نوشتار حاضر که از سوی پگاه پاشا، مدیر دفتر پژوهش سندیکای شرکت‌های تولیدکننده برق تهیه شده به دنبال آسیب‌شناسی این مساله با نگاهی متفاوت است که بتوان از آن برای ترسیم خط‌مشی آینده تولید برق کشور بهره برد.
عرضه برق
هدف‌گذاری و عملکرد: براساس هدف‌گذاری برنامه پنجم و ششم توسعه، بنا بوده است در طول هر برنامه مجموعا ۲۵هزار مگاوات به ظرفیت تولید برق کشور افزوده شود. در پایان سال ۱۳۸۹ ظرفیت نامی نصب‌شده نیروگاه‌های کشور ۶۱هزار و ۲۰۳ مگاوات بوده است. چنانچه این هدف‌گذاری محقق شده بود، ظرفیت منصوبه کشور در پایان سال ۱۴۰۰ به رقم ۱۱۱هزار و ۲۰۳ مگاوات می‌رسید. در حالی‌که در پایان سال ۱۳۹۹، این رقم ۸۵هزار و ۳۱۳ مگاوات بوده است و طبق آمار وزارت نیرو در سال ۱۴۰۰ نیز پیش‌بینی شده است ۳۴۵۳ مگاوات به آن افزوده شود که در صورت تحقق رقم ۸۸هزار و ۷۶۶ مگاوات خواهد شد. بنابراین در بهترین شرایط و با وجود آنکه برنامه پنجم توسعه یک سال نیز تمدید شده بود، آنچه در عمل اتفاق می‌افتد ۵۵ درصد هدف‌گذاری برنامه است. همچنین در ماده ۵۰ قانون برنامه ششم توسعه، برای توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر دولت مکلف شده است سهم نیروگاه‌های تجدیدپذیر و پاک با اولویت سرمایه‌گذاری بخش غیردولتی(داخلی و خارجی) با حداکثر استفاده از ظرفیت داخلی را تا پایان اجرای قانون برنامه به حداقل پنج درصد ظرفیت برق کشور برساند. سهم انرژی‌های تجدیدپذیر و اتمی از ظرفیت برق کشور در ابتدای برنامه ششم توسعه(سال ۱۳۹۶)، ۶/ ۱ درصد بوده است که در پایان سال ۱۳۹۹ این رقم به ۱/ ۲ رسیده است و فاصله زیادی با هدف‌گذاری برنامه ششم توسعه دارد.
بررسی روند افزایش ظرفیت سالانه تولید برق نشان می‌دهد در طول برنامه ششم توسعه به طور متوسط سالانه رقمی کمتر از ۲۲۰۰ مگاوات به ظرفیت شبکه برق کشور افزوده شده است که از ۵۰ درصد برنامه‌ریزی برنامه پنجم و ششم توسعه (به طور متوسط سالانه ۵هزار مگاوات) نیز پایین‌تر است. همچنین بر اساس گزارش‌های ۵۳ سال صنعت برق در آ‌ینه آمار(۱۳۹۹) و آمار تفصیلی صنعت برق ایران ویژه مدیریت راهبردی(۱۳۹۹) در طول این سال‌ها عمده نیروگاه‌هایی که در پنج سال اخیر به مدار آمده سرمایه‌گذاری بخش غیر دولتی بوده است که در سال‌های پیش‌تر(برنامه چهارم و پنجم توسعه) قرارداد آنها منعقد شده است. از سویی بررسی ظرفیت تولید برق کشور در سال ۱۳۹۹ نشان می‌دهد ۲۸درصد ظرفیت منصوبه نامی کشور معادل ۲۳۹۵۷ مگاوات مربوط به نیروگاه‌های گازی است که با افزوده شدن بخش بخار، پتانسیل تبدیل شدن به واحدهای سیکل ترکیبی با راندمان و قدرت نامی بالاتر را دارد.
این آمار اگرچه تصویری از عرضه برق کشور ارائه می‌کنند اما آنچه درباره خاموشی حائز اهمیت است، وضعیت تولید برق در لحظه پیک است. نمودار (۱)، سهم نیروگاه‌های کشور را در تامین برق لحظه پیک در سال‌های ۱۳۹۶ تا ۱۳۹۹ به تصویر می‌کشد. همان‌طور که مشاهده می‌شود تکیه اصلی تامین برق لحظه پیک بر نیروگاه‌های حرارتی و بعد از آن برقآبی و تجدیدپذیر است. با توجه به سهم کمتر از یک درصدی نیروگاه‌های تجدیدپذیر از ظرفیت نامی کشور می‌توان نتیجه گرفت عمده تکنولوژی‌های درگیر در تامین برق پیک تابستان نیروگاه‌های گازی، بخاری، سیکل ترکیبی و برقآبی هستند. نیروگاه‌های حرارتی در صورت انجام به موقع تعمیرات اساسی و دوره‌ای در نیمه دوم سال، توانایی حضور با آمادگی مناسبی در تامین برق تابستان را دارند. هر چند درصد آمادگی نیروگاه‌های حرارتی کشور در چهار تابستان گذشته همواره بالاتر از ۹۰ بوده، اما در دو سال گذشته روندی کاهشی داشته است.
تولید نیروگاه‌های برقآبی تابع میزان بارش در سال آبی منتهی به تابستان و نیز میزان استفاده از ذخایر آبی سدها در زمستان است به طوری‌که در صورت بهره‌برداری بیش از حد از ذخایر آبی در زمستان حتی با وجود بارش مناسب ظرفیت تولید برق نیروگاه‌های برقآبی در تابستان کاهش می‌یابد (مشابه آنچه در زمستان سال ۱۳۸۶ و تابستان ۱۳۹۷ اتفاق افتاده است). این مساله می‌تواند ارتباط بین خاموشی‌های زمستان و تابستان را توضیح دهد. آنچه در زمستان منجر به کمبود برق و خاموشی می‌شود کمبود سوخت نیروگاه‌ها در دوره محدودیت سوخت است. چنانچه برای جبران این کمبود برق بر تولید نیروگاه‌های برقآبی تمرکز شود، با کاهش میزان ذخایر آبی، توان تولید برق این نیروگاه‌ها در تابستان کاهش یافته و خاموشی‌های تابستان ناشی از کمبود عرضه به نسبت تقاضا تشدید می‌شود.
نکته مهم دیگر این است که با توجه به اینکه ریزش‌های جوی در سال ۱۳۹۹ نسبت به مدت مشابه سال گذشته ۳۸ درصد کاهش داشته، تولید نیروگاه‌های برقآبی در زمستان این سال نسبت به مدت مشابه سال گذشته تنها ۱۷ درصد کاهش یافته است. این مساله می‌تواند ناشی از اتکای بیشتر تامین برق زمستان ۱۳۹۹ به تولید نیروگاه‌های برقآبی به دلیل محدودیت سوخت نیروگاه‌های حرارتی باشد که طبیعتا بر ظرفیت تولید برق نیروگاه‌های برقآبی در تابستان ۱۴۰۰ نیز اثرگذار خواهد بود.
طبق آخرین گزارش‌های سال جاری، تا ۲۸ خرداد سال ۱۴۰۰ تولید همزمان نیروگاه‌های حرارتی و نیروگاه اتمی در لحظه پیک تا تاریخ مذکور، ۴۷هزار و ۷۸۱ مگاوات بوده است که رشد ۷/ ۲ درصدی نسبت به مدت مشابه سال گذشته داشته است، اما این رقم برای نیروگاه‌های برقآبی و بادی ۶۹۷۷ مگاوات است که نسبت به مدت مشابه سال گذشته منفی ۷/ ۲۱ درصد کاهش را نشان می‌دهد.
با توجه به آنکه تولید نیروگاه‌های برقآبی تابع متغیری خارج از حیطه تصمیم‌گیری و عملکرد وزارت نیرو به عنوان متولی تامین برق کشور است و به عبارت دیگر متغیری برون‌زا قلمداد می‌شود، علت اصلی خاموشی‌های تابستان ۱۴۰۰ و کمبود برق کشور، بی‌توجهی به امر سرمایه‌گذاری در تولید برق کشور و افت نرخ رشد سرمایه‌گذاری در ایجاد ظرفیت‌های جدید تولید برق در سالیان برنامه ششم توسعه است. میزان ریزش‌های جوی در فرآیند بهینه‌یابی برای تولید برق کشور باید به عنوان قید خارجی یا بیرونی منظور شود. در حالی‌که در سال‌های ۱۳۹۸ و ۱۳۹۹ تمرکز تامین برق پیک مصرف بر تولید حداکثری نیروگاه‌های برقآبی بوده است.
تقاضای برق
هدف‌گذاری و عملکرد: در ایران مهم‌ترین قانونی که به مساله مصرف انرژی از جمله برق پرداخته است، قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی است که هدف‌گذاری‌های آن درباره مصرف برق عمدتا به صورت کیفی بوده است. همچنین در قانون بودجه در زمینه الگوی مصرف برق ملاحظاتی درج شده است که عمدتا به بحث ارتباط میان میزان مصرف و تعرفه معطوف است. اما آنچه به خاموشی ارتباط دارد، میزان مصرف برق در فصول پر مصرف به طور کلی و در لحظه پیک به صورت خاص است. تقاضای برق تابع متغیرهای متعددی است که در میان آنها رشد اقتصادی و رشد جمعیت عوامل اساسی هستند. جدول (۱) مصرف همزمان برق کشور را در لحظه پیک در سال‌های ۱۳۹۰ تا ۱۳۹۹ نشان می‌دهد.
تا پیش از سال ۱۳۹۷ سالانه به طور متوسط ۶/ ۴ درصد مصرف همزمان برق کشور در لحظه پیک افزایش داشته است. در سال ۱۳۹۷ کشور با کمبود برق مواجه شد و اعمال خاموشی‌های برنامه‌ریزی شده منجر به کاهش نرخ رشد مصرف همزمان برق کشور شد. پس از آن در سال‌های ۱۳۹۸ و ۱۳۹۹، سیاست‌هایی تحت عنوان «مدیریت مصرف» در صنعت برق طراحی شد که عمده تمرکز آنها برخرید برق از صنایع در زمان اوج مصرف و خاموشی صنایع به منظور تامین برق بخش خانگی بود. در کنار این سیاست تغییر ساعت کاری ادارات، تعدیل روشنایی معابر و جاده‌های بین شهری و خاموشی برق چاه‌های کشاورزی نیز در دستور کار قرار می‌گیرد. در تابستان ۱۳۹۸ این سیاست‌ها منجر به کاهش تقریبی ۳۵۰۰ مگاوات شد و در تابستان ۱۳۹۹ بیش از ۵۵۰۰ مگاوات مصرف برق از این محل کاهش یافت. همین مساله منجر به محدود شدن رشد پیک مصرف برق در این دو سال شده که نتایج گمراه‌کننده‌ای به همراه دارد. تا ۲۸ خرداد ۱۴۰۰، حداکثر نیاز مصرف اصلاح شده در پیک روز و شب به ترتیب ۶۰هزار و ۴۶۴ و ۵۷هزار و ۵۰۷ بوده است که رشد ۲/ ۷ و ۵/ ۵ درصدی نسبت به مدت مشابه سال گذشته داشته است. عمده دلایل افزایش مصرف برق افزایش زودهنگام دمای هوا و فعالیت مراکز استخراج رمز ارز بیان شده است. در حالی‌که آنچه کمتر مورد توجه قرار گرفته است تغییر تقاضای برق به تبع رشد اقتصادی است.
آمار نشان می‌دهد که در سال ۱۳۹۹ رشد اقتصادی کشور نسبت به سال ۱۳۹۸ نزدیک به ۷ درصد افزایش داشته است. مطابق برآوردهایی که برای اقتصاد ایران صورت گرفته است افزایش یک درصد ارزش‌افزوده، تقاضای برق را ۲۵/ ۰ درصد افزایش می‌دهد. بنابراین افزایش ۷ درصد رشد اقتصادی به صورت برآوردی ۲ درصد تقاضای برق را افزایش می‌دهد.
پیش‌بینی عرضه و تقاضای برق برای افق۱۴۰۵
جدول (۲) برآورد حداکثر نیاز مصرف همزمان کشور را تا سال ۱۴۰۵ نشان می‌دهد.همان‌گونه که مشاهده می‌شود این پیش‌بینی در سال ۱۳۹۶ انجام شده است، زمانی که سیاست‌های مدیریت مصرف رواج نداشته است. همچنین شوک ارزی سال ۱۳۹۷ و رکود اقتصادی بعد از آن در ملاحظات این پیش‌بینی دخیل نبوده است. بنابراین حداکثر نیاز مصرف همزمان برای سال ۱۴۰۵ که ۸۱هزار و ۸۳۱ مگاوات برآورد شده است، می‌تواند ملاک مناسبی برای شرایطی باشد که اقتصاد از رکود خارج شده و برای گذران تابستان بدون خاموشی نیاز به قطع برق صنایع نباشد. جدول ۳ برآورد ظرفیت عرضه برق کشور را تا سال ۱۴۰۵ نشان می‌دهد.
به‌منظور برآورد و ضعیت تولید و مصرف همزمان در سال ۱۴۰۵ نخست در جدول (۴) تحلیلی بر آخرین آماری که از پیک تابستان ۹۹ در دسترس است، صورت می‌گیرد.
از آنجا که در تابستان ۱۳۹۹ نیروگاه‌ها با تمامی ظرفیت در مدار بوده‌اند، آمارها نشان می‌دهد ظرفیت نامی ۸۴هزار و ۷۷۰ مگاواتی کشور، قادر به ۵۷هزار و ۸۸۷ مگاوات تولید همزمان در لحظه پیک بوده است که نسبت نزدیک به ۷/ ۰ را نشان می‌دهد. این نسبت در پیک سال‌های ۱۳۹۶ تا ۱۳۹۸ نیز به ترتیب ۶۹/ ۰، ۶۱/ ۰ و ۶۹/ ۰ بوده است. با حفظ این روند، چنانچه طبق برآورد جدول (۳)، در سال ۱۴۰۵، ظرفیت نامی کشور به ۹۸هزار و ۶۳۹ مگاوات برسد، با در نظر گرفتن ضریب تبدیل ۶۹/ ۰، انتظار می‌رود تولید همزمان معادل ۶۸ هزار و ۰۶۴ مگاوات شود که اختلاف ۱۳۷۶۷ مگاواتی با برآورد سال ۱۴۰۵ بار همزمان (جدول ۲) دارد. انتظار می‌رود این اختلاف از طریق حدود ۲۰ هزار مگاوات ظرفیت جدید تولید برق قابل پوشش باشد که به معنای سالی ۳۳۰۰ مگاوات ظرفیت جدید علاوه بر ۲۲۲۱ مگاواتی است که متوسط رشد برنامه ششم توسعه در فاصله سال‌های ۱۳۹۶ تا ۱۳۹۹ بوده است. به عبارت ساده‌تر نیاز سالانه سرمایه‌گذاری در ایجاد ظرفیت‌های جدید برای گذراندن پیک مصرف بدون خاموشی تا سال ۱۴۰۵، سالانه نزدیک به ۵۵۰۰ مگاوات است که در صورت تحقق، ظرفیت تولید برق کشور در سال ۱۴۰۵ عدد ۱۱۸هزار و ۶۳۹ خواهد شد. در حالی‌که متوسط عملکرد برنامه ششم سالانه ۲۲۲۱ مگاوات افزایش ظرفیت جدید بوده است و با این روند ظرفیت تولید برق کشور در سال ۱۴۰۵، معادل ۹۸هزار و ۶۳۹ مگاوات خواهد شد.
راهکارهای پیشنهادی
با توجه به ملاحظات تشریح‌شده در این مطلب، به منظور پاسخگویی به نیاز مصرف و جلوگیری از تکرار خاموشی‌ها حداقل در میان‌مدت راهکارهای زیر پیشنهاد می‌شود:
راهکارهای سمت تقاضا
- اعطای مشوق‌های مالی به‌منظور جایگزینی کولرهای کم بازده و پر مصرف با تجهیزات پر بازده و کم مصرف
- استفاده از هشدارهای مخصوص با رنگ‌های مختلف و ایجاد آگاهی در ارتباط با آن از طریق رسانه‌های جمعی به‌منظور اطلاع‌رسانی وضعیت مصرف شبکه برق کشور به مصرف‌کنندگان
- هوشمند‌سازی چاه‌های کشاورزی
- نصب کنتورهای چندمنظوره.
راهکارهای سمت عرضه
با توجه به آنکه دولت به دلیل منع قانونی و محدودیت‌های بودجه‌ای توانایی افزایش سهم خود در تولید برق را ندارد، راهکارهای سمت عرضه مواردی است که قادر باشد جذابیت سرمایه‌گذاری بخش خصوصی را در تولید برق احیا کند. این راهکارها به شرح زیر هستند:
- به فوریت نهاد مستقل تنظیم‌گر بخش برق تشکیل شود تا ضوابط مالی مشخصی برای قیمت‌گذاری خرید برق نیروگاه‌ها در بازار برق و بورس انرژی تدوین شود؛ به‌طوری‌که تعدیل سقف قیمت انرژی و نرخ پایه آمادگی بر اساس تغییرات نرخ ارز و تورم تضمین شود.
- تامین منابع مالی به‌منظور کاهش بدهی وزارت نیرو به نیروگاه‌های غیردولتی در اولویت قرار گیرد.
- قراردادهای خرید برق از نیروگاه‌ها به شکلی اصلاح شود که خسارت تاخیر در تادیه پرداخت در آن منظور شود.
- از ظرفیت‌های قانون رفع موانع تولید به‌منظور تسهیل شرایط توسعه نیروگاه‌ها و تبدیل واحدهای گازی به سیکل ترکیبی استفاده شود.
- نسبت به حل مشکل بازپرداخت تسهیلات ارزی نیروگا هایی که با استفاده از تسهیلات صندوق توسعه ملی احداث شده‌اند، اقدام و آیین‌نامه پوشش نوسانات نرخ ارز برای نیروگاه‌ها تدوین شود.
- نظارت بر اجرای قوانین در صنعت برق تقویت شود؛ به‌طوری‌که بخش خصوصی به اجرای دقیق و کامل قوانین و رویه‌های قضائی اطمینان داشته و در صورت تخطی بتواند با کمترین هزینه احقاق حق کند.
- وزارت نیرو وظایف تصدی‌گری خود را کاهش دهد و به امور حاکمیتی بپردازد.
- قیمت تمام‌شده برق با اقداماتی از قبیل گسترش حضور بخش خصوصی در ساخت و توسعه نیروگاه‌ها، خروج نیروگاه‌های قدیمی با راندمان پایین و بسیار پرهزینه از مدار و اصلاح ساختار حکمرانی صنعت برق کاهش یابد که به اصلاح اقتصاد برق کمک شود.
- حقوق مالکیت صاحبان نیروگاه محترم شمرده شود و اعتماد ازدست‌رفته سرمایه‌گذاران به وزارت نیرو جلب شود.
