خط مشی آینده تولید برق
در یک سال گذشته کشور دو نوع متفاوت از خاموشی در «زمستان» ۱۳۹۹ و «بهار» و «تابستان» ۱۴۰۰ را تجربه کرد.
به گزارش اقتصادآنلاین به نقل از دنیای اقتصاد؛ 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 25هزار مگاوات به ظرفیت تولید برق کشور افزوده شود. در پایان سال 1389 ظرفیت نامی نصب‌شده نیروگاه‌های کشور 61هزار و 203 مگاوات بوده است. چنانچه این هدف‌گذاری محقق شده بود، ظرفیت منصوبه کشور در پایان سال 1400 به رقم 111هزار و 203 مگاوات می‌رسید.
در حالی‌که در پایان سال 1399، این رقم 85هزار و 313 مگاوات بوده است و طبق آمار وزارت نیرو در سال 1400 نیز پیش‌بینی شده است 3453 مگاوات به آن افزوده شود که در صورت تحقق رقم 88هزار و 766 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 55 درصد هدف‌گذاری برنامه است. همچنین در ماده 50 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 1396)، 6/ 1 درصد بوده است که در پایان سال 1399 این رقم به 1/ 2 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 2200 مگاوات به ظرفیت شبکه برق کشور افزوده شده است که از 50 درصد برنامه‌ریزی برنامه پنجم و ششم توسعه (به طور متوسط سالانه 5هزار مگاوات) نیز پایین‌تر است. همچنین بر اساس گزارش‌های 53 سال صنعت برق در آ‌ینه آمار(1399) و آمار تفصیلی صنعت برق ایران ویژه مدیریت راهبردی(1399) 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 1399 نشان می‌دهد 28درصد ظرفیت منصوبه نامی کشور معادل 23957 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 (1)، سهم نیروگاه‌های کشور را در تامین برق لحظه پیک در سال‌های 1396 تا 1399 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 90 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 1386 و تابستان 1397 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 1399 نسبت به مدت مشابه سال گذشته 38 درصد کاهش داشته، تولید نیروگاه‌های برقآبی در زمستان این سال نسبت به مدت مشابه سال گذشته تنها 17 درصد کاهش یافته است. این مساله می‌تواند ناشی از اتکای بیشتر تامین برق زمستان 1399 به تولید نیروگاه‌های برقآبی به دلیل محدودیت سوخت نیروگاه‌های حرارتی باشد که طبیعتا بر ظرفیت تولید برق نیروگاه‌های برقآبی در تابستان 1400 نیز اثرگذار خواهد بود.
طبق آخرین گزارش‌های سال جاری، تا 28 خرداد سال 1400 تولید همزمان نیروگاه‌های حرارتی و نیروگاه اتمی در لحظه پیک تا تاریخ مذکور، 47هزار و 781 مگاوات بوده است که رشد 7/ 2 درصدی نسبت به مدت مشابه سال گذشته داشته است، اما این رقم برای نیروگاه‌های برقآبی و بادی 6977 مگاوات است که نسبت به مدت مشابه سال گذشته منفی 7/ 21 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 1400 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 1398 و 1399 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 (1) مصرف همزمان برق کشور را در لحظه پیک در سال‌های 1390 تا 1399 نشان می‌دهد.
تا پیش از سال 1397 سالانه به طور متوسط 6/ 4 درصد مصرف همزمان برق کشور در لحظه پیک افزایش داشته است. در سال 1397 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 1398 و 1399، 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 1398 این سیاست‌ها منجر به کاهش تقریبی 3500 مگاوات شد و در تابستان 1399 بیش از 5500 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 28 خرداد 1400، حداکثر نیاز مصرف اصلاح شده در پیک روز و شب به ترتیب 60هزار و 464 و 57هزار و 507 بوده است که رشد 2/ 7 و 5/ 5 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 1399 رشد اقتصادی کشور نسبت به سال 1398 نزدیک به 7 درصد افزایش داشته است. مطابق برآوردهایی که برای اقتصاد ایران صورت گرفته است افزایش یک درصد ارزش‌افزوده، تقاضای برق را 25/ 0 درصد افزایش می‌دهد. بنابراین افزایش 7 درصد رشد اقتصادی به صورت برآوردی 2 درصد تقاضای برق را افزایش می‌دهد.
پیش‌بینی عرضه و تقاضای برق برای افق1405
جدول (2) برآورد حداکثر نیاز مصرف همزمان کشور را تا سال 1405 نشان می‌دهد.همان‌گونه که مشاهده می‌شود این پیش‌بینی در سال 1396 انجام شده است، زمانی که سیاست‌های مدیریت مصرف رواج نداشته است. همچنین شوک ارزی سال 1397 و رکود اقتصادی بعد از آن در ملاحظات این پیش‌بینی دخیل نبوده است. بنابراین حداکثر نیاز مصرف همزمان برای سال 1405 که 81هزار و 831 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 3 برآورد ظرفیت عرضه برق کشور را تا سال 1405 نشان می‌دهد.
به‌منظور برآورد و ضعیت تولید و مصرف همزمان در سال 1405 نخست در جدول (4) تحلیلی بر آخرین آماری که از پیک تابستان 99 در دسترس است، صورت می‌گیرد.
از آنجا که در تابستان 1399 نیروگاه‌ها با تمامی ظرفیت در مدار بوده‌اند، آمارها نشان می‌دهد ظرفیت نامی 84هزار و 770 مگاواتی کشور، قادر به 57هزار و 887 مگاوات تولید همزمان در لحظه پیک بوده است که نسبت نزدیک به 7/ 0 را نشان می‌دهد. این نسبت در پیک سال‌های 1396 تا 1398 نیز به ترتیب 69/ 0، 61/ 0 و 69/ 0 بوده است. با حفظ این روند، چنانچه طبق برآورد جدول (3)، در سال 1405، ظرفیت نامی کشور به 98هزار و 639 مگاوات برسد، با در نظر گرفتن ضریب تبدیل 69/ 0، انتظار می‌رود تولید همزمان معادل 68 هزار و 064 مگاوات شود که اختلاف 13767 مگاواتی با برآورد سال 1405 بار همزمان (جدول 2) دارد. انتظار می‌رود این اختلاف از طریق حدود 20 هزار مگاوات ظرفیت جدید تولید برق قابل پوشش باشد که به معنای سالی 3300 مگاوات ظرفیت جدید علاوه بر 2221 مگاواتی است که متوسط رشد برنامه ششم توسعه در فاصله سال‌های 1396 تا 1399 بوده است. به عبارت ساده‌تر نیاز سالانه سرمایه‌گذاری در ایجاد ظرفیت‌های جدید برای گذراندن پیک مصرف بدون خاموشی تا سال 1405، سالانه نزدیک به 5500 مگاوات است که در صورت تحقق، ظرفیت تولید برق کشور در سال 1405 عدد 118هزار و 639 خواهد شد. در حالی‌که متوسط عملکرد برنامه ششم سالانه 2221 مگاوات افزایش ظرفیت جدید بوده است و با این روند ظرفیت تولید برق کشور در سال 1405، معادل 98هزار و 639 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.
