مدیرعامل شرکت مدیریت توسعه صنایع پترونیر البرز: ناترازی برق فقط با ساخت نیروگاه حل نمی‌شود
علیرضا کرمیار، مدیرعامل شرکت مدیریت توسعه صنایع پترونیر البرز و دانش‌آموخته مهندسی برق قدرت، در این گفت‌وگو درباره ریشه‌های ناترازی و تجربه کشورها در کاهش خسارت خاموشی توضیح می‌دهد.
-
چرا با وجود توسعه نیروگاه‌ها، ناترازی برق ایران همچنان ادامه دارد؟
علت اصلی آن است که رشد تقاضای برق از توسعه ظرفیت مؤثر تولید پیشی گرفته و سرمایه‌گذاری هم‌پای نیاز کشور نبوده است. افزایش مصرف در ساعات اوج بار تنها یک طرف مسئله است؛ طرف دیگر، محدودیت منابع مالی و کاهش جذابیت اقتصادی سرمایه‌گذاری در بخشی از صنعت برق است.
وقتی درآمد فروش برق با هزینه تولید و توسعه زیرساخت تناسب کافی نداشته باشد و بازگشت سرمایه نامطمئن باشد، نوسازی تجهیزات و توسعه نیروگاه‌ها به تأخیر می‌افتد. افت توان برخی واحدها در گرمای تابستان، کاهش تولید برق‌آبی در دوره‌های کم‌آبی و محدودیت سوخت در زمستان نیز توان عملی تولید را کاهش می‌دهند.
بنابراین مشکل فقط تعداد نیروگاه‌های ساخته‌شده نیست؛ فاصله سرعت رشد تقاضا با توسعه ظرفیت قابل‌اتکاست که مشکلات سرمایه‌گذاری و بهره‌برداری آن را تشدید می‌کنند.
۲. آیا راندمان فعلی نیروگاه‌های ایران مطلوب است و چه ظرفیتی برای بهبود آن وجود دارد؟
طبق اعلام شرکت برق حرارتی در سال ۱۴۰۵، میانگین راندمان نیروگاه‌های حرارتی به حدود ۴۰ درصد رسیده است. این عدد باید با توجه به ترکیب نیروگاه‌های گازی، بخاری و سیکل ترکیبی تفسیر شود. راندمان توربین گازی سیکل ساده معمولاً حدود ۳۰ تا ۴۰ درصد است، درحالی‌که واحدهای سیکل ترکیبی مدرن می‌توانند به حدود ۶۰ درصد برسند؛ پس میانگین ۴۰ درصدی به معنای عملکرد ضعیف همه واحدها نیست. (منبع: شرکت برق حرارتی، گزارش ۱۱ آبان ۱۴۰۵)
برای ایران، معیار مهم میزان برق بیشتری است که می‌توان با سوخت موجود تولید کرد. تکمیل بخش بخار واحدهای گازی مناسب، بازتوانی تجهیزات و اصلاح بهره‌برداری باید با مقایسه هزینه، صرفه‌جویی سوخت و افزایش توان قابل‌اتکا اولویت‌بندی شوند.
۳. سرقت برق و فعالیت ماینرهای غیرمجاز چه تأثیری بر ناترازی دارند؟
ارزیابی برداشت غیرمجاز فقط با حجم مصرف سالانه ممکن نیست؛ محل اتصال و هم‌زمانی آن با پیک نیز مهم است. طبق اعلام توانیر، تلفات غیرفنی شبکه توزیع در سال ۱۴۰۴ حدود ۸٫۶ میلیارد کیلووات‌ساعت، معادل تقریباً ۲٫۳ درصد تولید سالانه کشور بوده است. این عدد فقط سرقت برق نیست و خطاهای اندازه‌گیری و ثبت مصرف را نیز شامل می‌شود. (منبع: تسنیم، ۱۱ آبان ۱۴۰۵، به نقل از توانیر)
اگر مصرف غیرمجاز در ساعات اوج بار فعال باشد، اثر آن بر کسری توان و احتمال خاموشی صنایع می‌تواند از سهم سالانه انرژی بیشتر باشد. تمرکز چنین بارهایی روی یک فیدر نیز احتمال اضافه‌بار ترانسفورماتور و افت ولتاژ را افزایش می‌دهد. درباره ماینرها باید بار هم‌زمان در ساعت پیک اندازه‌گیری شود، نه اینکه صرفاً تعداد دستگاه‌های کشف‌شده مبنا قرار گیرد.
راهکار فنی، ترازگیری انرژی در سطح فیدر و ترانسفورماتور، تحلیل الگوی بار و بازرسی هدفمند است. خسارت مصرف غیرمجاز باید علاوه بر بهای برق، اثر احتمالی آن بر خاموشی و تولید صنعتی را نیز دربرگیرد.
۴. آیا می‌توان ارزش اقتصادی سرمایه‌گذاری در برق را بر اساس تولید صنعتی حفظ‌شده محاسبه کرد؟
بله. ارزش پروژه برق را نباید فقط با درآمد فروش انرژی سنجید؛ خسارت خاموشی‌هایی که پروژه از آن‌ها جلوگیری می‌کند نیز منفعت اقتصادی است.
در مطالعه سال ۲۰۱۵ درباره اتوماسیون شبکه شرکت Central Maine Power آمریکا، ارزش فعلی منافع کاهش خاموشی مشترکان در شش سال نخست حدود ۲۰٫۷ میلیون دلار و ارزش فعلی هزینه‌های لحاظ‌شده ۱۰٫۱ میلیون دلار برآورد شد؛ یعنی حدود ۲٫۰۵ دلار منفعت به ازای هر دلار هزینه در محدوده همان مطالعه. هزینه زیرساخت ارتباطی که پیش‌تر ایجاد شده بود در این محاسبه منظور نشده است. (منبع: Lawrence Berkeley National Laboratory، گزارش ICE Calculator Case Study، ۲۰۱۵)
این نسبت مربوط به یک طرح مشخص شبکه توزیع است، نه بازده تضمین‌شده احداث نیروگاه در ایران. بااین‌حال نشان می‌دهد ارزش تولید حفظ‌شده و هزینه خاموشی باید در کنار هزینه سرمایه‌گذاری ارزیابی شوند.
۵. با منابع محدود، سرمایه‌گذاری مهم‌تر است یا مطالعات فنی؟ تجربه موفقی وجود دارد؟
انتخاب بین مطالعه و سرمایه‌گذاری نیست؛ مطالعات باید روشن کنند کدام پروژه بیشترین بهبود را در ظرفیت و قابلیت اطمینان ایجاد می‌کند. در ویتنام، پروژه‌ای با پشتیبانی بانک جهانی و هزینه مجموع ۷۳۱ میلیون دلار برای توسعه و نوسازی شبکه انتقال اجرا شد.
طبق گزارش بانک جهانی، ظرفیت انتقال در مناطق هدف ۱۵ درصد افزایش یافت، هزینه بهره‌برداری و نگهداری به ازای هر مگاوات‌ساعت انتقال حدود ۲۰ درصد کاهش یافت و میانگین مدت اختلالات شبکه انتقال کشور از ۷۶٫۲ دقیقه در سال ۲۰۱۳ به ۱۵٫۴ دقیقه در سال ۲۰۲۱ رسید. این آمار افزایش ظرفیت تولید نیروگاهی نیست. (منبع: بانک جهانی، گزارش نتایج پروژه برق ویتنام، اکتبر ۲۰۲۳)
تجربه ویتنام اهمیت پیوند مطالعات مهندسی، سرمایه‌گذاری هدفمند و ارزیابی نتیجه را نشان می‌دهد. در ایران نیز بازتوانی نیروگاه، رفع گلوگاه انتقال و احداث واحد جدید باید بر پایه اثر واقعی و هزینه چرخه عمر مقایسه شوند.
۶. چرا با وجود نیاز شدید به برق، بخش خصوصی برای سرمایه‌گذاری در نیروگاه‌ها تردید دارد؟
زیرا تقاضای بالا لزوماً درآمد مطمئن ایجاد نمی‌کند. قیمت‌گذاری دستوری، پرداخت نامنظم مطالبات، نوسان ارز و افزایش هزینه تجهیزات، بازگشت سرمایه را نامطمئن کرده‌اند. رئیس هیئت‌مدیره سندیکای صنعت برق در مهر ۱۴۰۵، مطالبات بخش خصوصی از دولت را با احتساب تغییر نرخ ارز بیش از ۵۰۰ هزار میلیارد تومان اعلام کرد؛ این رقم برآورد همان تشکل صنفی است. (منبع: سندیکای صنعت برق، مهر ۱۴۰۵)
مشکل دیگر، اختلاف نرخ ارز مبنای تعدیل برخی قراردادها با نرخ واقعی تأمین ارز است. اگر تعدیل با نرخ سامانه سنا انجام شود اما پیمانکار تجهیزات وارداتی را با نرخ نزدیک به بازار آزاد تهیه کند، افزایش واقعی هزینه به‌طور کامل جبران نمی‌شود و حاشیه سود کاهش می‌یابد.
بر اساس گزارش سال ۲۰۲۵ آژانس بین‌المللی انرژی، هزینه سرمایه پروژه‌های انرژی در اقتصادهای نوظهور و درحال‌توسعه می‌تواند دو تا سه برابر اقتصادهای پیشرفته یا چین باشد. در ایران، محدودیت تأمین مالی خارجی نیز به ریسک اضافه می‌شود. تا قراردادها، وصول مطالبات و سازوکار تعدیل هزینه قابل پیش‌بینی نشوند، نیاز شدید به برق به‌تنهایی سرمایه جذب نمی‌کند. (منبع: IEA، Cost of Capital Expectations for 2025)
در جمع‌بندی، به اعتقاد من رفع ناترازی به اصلاح اقتصاد صنعت برق و انتخاب پروژه‌هایی نیاز دارد که بیشترین برق قابل‌اتکا را با هزینه معقول فراهم کنند. برق پایدار برای صنعت فقط یک نهاده مصرفی نیست؛ شرط تداوم تولید است.
از اینکه وقت خود را در اختیار ما گذاشتید، سپاسگزاریم.
من هم از فرصتی که برای بررسی مسائل صنعت برق فراهم کردید تشکر می‌کنم.
ارسال نظر