• آدرس : تهران، خیابان حافظ
  • فکس : 66481990
  • شماره تماس : 66962766- 66962743

مدیریت ریسک ناشی از عدم تامین برق مورد نیاز

مدیریت ریسک ناشی از عدم تامین برق مورد نیاز

پژوهشگر : مهدی محسنی

تاریخ تهیه: آبان 1403

به دلیل چالش‌های اساسی صنعت برق، توسعه ظرفیت‌های زیرساختی این صنعت خصوصا در حوزه تولید متناسب با نیاز مصرف افزایش پیدا نکرده است. نیروگاه‌ها علاوه بر اینکه با سرکوب نرخ‌های فروش مواجه‌اند (نرخ فروش دستوری)، مبالغ حاصل از فروش با نرخ‌های پایین خود را نیز در شرایط تورمی کشور با تاخیر حداقل یک‌ساله از دولت دریافت می‌کنند، به همین دلیل نه تنها در تامین هزینه‌های جاری خود دچار مشکل شده¬اند، بلکه برای انجام تعمیرات اساسی و دوره‌ای و همچنین بازپرداخت اقساط صندوق توسعه ملی نیز با ریسک جدی مواجه شده‌اند. کاهش سرمایه‌گذاری بلند‌مدت در تولید برق نیز از آثار بلندمدت این مشکلات می‌باشد که در مجموع منجر به کسری برق در کشور شده است. به همین دلیل هر ساله بخش عمده‌ای از این کسری برق، با ایجاد محدودیت در تامین برق به صنایع بزرگ و کارخانجات تحمیل می‌شود.

در یک دسته‌بندی کلی، صنعت برق به سه قسمت تولید، توزیع و انتقال برق دسته‌بندی می‌شود. مسئولیت بخش اول (تولید) بر عهده نیروگاه‌های دولتی و خصوصی بوده (حدود 60 درصد خصوصی) و دو بخش بعدی (انتقال و توزیع) بر عهده شرکت توانیر (شرکت مادر تخصصی مدیریت تولید، انتقال و توزیع نیروی برق ایران) می‌باشد. ظرفیت اسمی تولید برق کشور در سال 1401 حدود 91 هزار مگاوات و قدرت عملی نیروگاه ها 78 هزار مگاوات بوده است. بررسی منابع تامین انرژی کشور نشان می‌دهد بالغ بر 84 درصد ظرفیت نیروگاه‌های کشور از نوع نیروگاه حرارتی می‌باشند که عمدتاً با استفاده از سوخت‌های فسیلی، برق تولید می‌کنند. در حدود 13 درصد از ظرفیت تولیدی کشور از محل نیروگاه‌های برق‌آبی و 3 درصد باقی مانده نیز از محل نیروگاه هسته‌ای، انرژی‌های تجدید پذیر (بادی و خورشیدی) تامین می‌شود.

ظرفیت اسمی نیروگاه‌های کشور
ظرفیت اسمی نیروگاه‌های کشور

تابستان سال 1402 با کسری برق حداقل 12 هزار مگاواتی سپری شد که بخش عمده‌ای از این کسری با ایجاد محدودیت در تامین برق به صنایع بزرگ و کارخانجات تحمیل شد. به دلیل اقتصاد ناکارامد و نوع حکمرانی در صنعت برق طی سال‌های اخیر، توسعه ظرفیت‌های زیر ساختی این صنعت خصوصا در حوزه تولید متناسب با نیاز مصرف افزایش پیدا نکرده است. با توجه به هزینه سنگین ساخت نیروگاه و محدودیت منابع مالی بخش دولتی صنعت برق برای سرمایه‌گذاری در حوزه تولید از یک سو و نبود بسترهای مناسب و انگیزشی برای بخش خصوصی برای ورود به این حوزه، موجب شده این صنعت نتواند همپای افزایش نیاز به انرژی پایه، ظرفیت‌های خود را توسعه دهد که در نهایت با کاهش تولید برق، صنایع کشور دچار محدودیت و آسیب از این بخش شده‌اند. لذا به دلیل اهمیت موضوع، در ابتدا مروری بر شرایط و مشکلات فعلی صنعت برق خواهیم داشت و پس از آن به بیان راهکار حل این موضع خواهیم پرداخت.

مشکلات صنعت برق

هیأت تنظیم بازار برق ایران را می‌توان قانون‌گذار بازار برق ایران دانست. هیأت مذکور با توجه به نیاز تجدید ساختار و سیاست‌گذاری در صنعت برق کشور، به منظور هدایت، تنظیم و نظارت بر بازار برق به وجود آمد. این هیأت متشکل از هفت نفر است که با حکم وزیر نیرو برای مدت دو سال منصوب گردیده و تصمیمات آن با رأی اکثریت مطلق اعضاء اتخاذ می‌شود.
ترکیب و ماهیت دولتی هیأت تنظیم بازار برق، عدم استقلال مالی و بودجه‌ای این نهاد، در نهایت، وابستگی کامل آن به وزارت نیرو را تأیید می‌کند، امری که به وضوح مبین تعارض منافعی است که در طراحی ساختار برق کشور وجود دارد. به عبارتی دیگر و علیرغم روح حاکم بر مقررات برنامه‌های توسعه و اسناد بالادستی، ماهیت صنعت برق همچنان دولتی است و حتی می‌توان گفت وضعیتی آشفته‌تر از شرایط گذشته‌اش را تجربه می‌کند. در صنعت برق کشور نهاد قانون‌گذار، نهاد اجرایی و نهاد ناظر همگی ذیل وزارت نیرو هستند، از سوی دیگر ساختار حاکم بر مقدار تولید، مدیریت شبکه و همچنین نرخ‌ها همگی دستوری است. وزارت نیرو همچنین انحصار صادرات، توزیع، انتقال و نزدیک به نیمی از بخش تولید برق کشور را در دست دارد. بنابراین علیرغم مدعیات راجع به خصوصی‌سازی در این صنعت، باید گفت خصوصی‌سازی تنها پوسته‌ای است ظاهری و صنعت برق همچنان در ید استیلای دولت و نهادهای عمومی است. مهم‌ترین ثمره‌ی سوء این وضعیت را می‌توان در پیگیری سیاست دولت‌ها در سرکوب نرخ فروش برق مشاهده کرد، امری که بدون اغراق می‌توان آن را ام‌المصائب صنعت برق نامید.
سرکوب نرخ فروش انرژی در شریطی رخ می‌دهد که بر اساس قوانین و مقررات موجود راهکارهای متعددی برای جبران وضعیت فعلی پیش‌بینی شده است، اما متأسفانه و با عنایت به ساختار تماما دولتی حاکم بر صنعت برق، عملی نشده است. برای مثال، بر اساس ماده 6 قانون حمایت از صنعت برق مصوب 1394، سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی کشور موظف است اعتبار لازم جهت پرداخت مابه‌التفاوت قیمت فروش تکلیفی انرژی برق و انشعاب با قیمت تمام شده (مورد تأیید سازمان حسابرسی) و همچنین معافیت‌های قانونی اعمال شده برای هزینه‌های انشعاب را در بودجه سنواتی کل کشور پیش‌بینی و در فواصل زمانی سه ماهه به وزارت نیرو پرداخت کند، اما در قوانین بودجه کشور برای این امر اعتباری در نظر گرفته نشده است. امری که منجر به شکاف قابل توجهی بین درآمد و هزینه‌های صنعت برق گردیده است.
در خصوص درآمد نیروگاه‌ها لازم به توجه است که حتی مبالغ فروش انرژی در بازار عمده فروشی برق بر خلاف قرارداد با شرکت مدیریت شبکه برق ایران در موعد مقرر پرداخت نشده و نهایتا پس از گذشت زمانی طولانی و از طریق اوراق خزانه دولتی پرداخت می‌گردد که با افزایش نرخ دلار و شرایط تورمی کشور، ارزش دلاری درامد کاهش چشمگیری خواهد داشت. به همین دلیل در حال حاضر تولیدکنندگان غیر دولتی برق که بیش از 60 درصد برق مورد نیاز کشور را تولید می‌کنند رقمی بالغ بر 90 هزار میلیارد تومان مطالبات معوق از وزارت نیرو دارند که بخشی از این عدد مربوط به قراردادهای خرید تضمینی و به صورت ارزی می‌باشد. شدت این موضوع به حدی است که میانگین دوره وصول مطالبات شرکت‌های نیروگاهی بعضا به بیش از 2.5 سال می‌رسد. متاسفانه این نیروگاه‌ها به دلیل انباشت مطالبات‌شان نه تنها در تامین هزینه‌های جاری خود دچار مشکل شده‌اند، بلکه برای انجام تعمیرات اساسی و دوره‌ای و همچنین بازپرداخت اقساط صندوق توسعه ملی هم با مخاطرات جدی مواجه شده‌اند.کاهش سرمایه‌گذاری بلند‌مدت در تولید برق نیز از آثار بلند‌مدت انباشت بدهی‌ها می‌باشد.

مطالبات نیروگاه‌های تولید برق
مطالبات نیروگاه‌های تولید برق

درامدهای حاصل از فروش برق، منابع سرمایه‌گذاری در بخش‌های سه‌گانه “تولید” ، “توزیع” و “انتقال” را تامین می‌کند که به ترتیب توسط “نیروگاه‌های خصوصی و دولتی” و “توانیر (شرکت مادر تخصصی مدیریت تولید، انتقال و توزیع نیروی برق ایران)” صورت می‌پذیرد. جایگاه انحصاری توانیر در جریان مالی صنعت برق سبب شده تا توزیع جریان‌های نقدی حاصل از فروش برق توسط توانیر به شکلی غیر متوازن در بخش‌های سه‌گانه اختصاص یابد. در حالی که توانیر در سال‌های اخیر با جهش‌هایی بی‌سابقه سالانه بیش از 20 هزار میلیارد تومان صرف سرمایه‌گذاری در شبکه “انتقال و توزیع” کرده است، اما منابع در دسترس نیروگاه‌های حرارتی دولتی و خصوصی برای سرمایه‌گذاری کمتر از یک چهارم این میزان بوده که این امر در نهایت باعث کاهش سرمایه‌گذاری در بخش تولید برق و در نهایت منجربه کمبود برق شده است.

مقایسه سرمایه‌گذاری در انتقال و توزیع (توانیر) با منابع سرمایه‌گذاری در تولید (نیروگاه)
مقایسه سرمایه‌گذاری در انتقال و توزیع (توانیر) با منابع سرمایه‌گذاری در تولید (نیروگاه)

در طول سال‌های گذشته و با توجه به مشکلات صنایع در تامین برق مورد نیاز خود، برخی از شرکت‌ها به سمت احداث نیروگاه خودتامین حرکت کرده‌اند. در همین راستا شرکت فولاد مبارکه اصفهان اقدام به ساخت نیروگاه سیکل ترکیبی 914 مگاواتی با ظرفیت عملی 750 مگاوات که توسط گروه مپنا احداث می‌گردد، کرده است. این نیروگاه دارای دو واحد گازی با ظرفیت اسمی 307 مگاوات و یک واحد بخار با ظرفیت اسمی 300 مگاوات می‌باشد. رقم کل سرمایه‌گذاری این پروژه به طور تقریبی برابر با 470 میلیون یورو می‌باشد که بر این اساس ارزش جایگزینی هر مگاوات نیروگاه سیکل ترکیبی برابر با 514 هزار یورو تخمین زده می‌شود. همچنین شرکت فولاد مبارکه در کنار احداث نیروگاه حرارتی خود اقدام به احداث نیروگاه خورشیدی 600 مگاواتی کرده که فاز اول آن با ظرفیت 120 مگاوات در نیمه اول سال 1403 به بهره‌برداری خواهد رسید. این شرکت برنامه‌هایی نیز برای احداث نیروگاه بادی در منطقه سنگان در دست اقدام دارد. در مجموع شرکت فولاد مبارکه با احداث نیروگاه‌های سیکل ترکیبی و تولید برق تجدید‌پذیر گام بلندی در جهت کاهش ریسک تامین برق مورد نیاز خود برداشته است.

سوخت مصرفی نیروگاه‌ها

سوخت مصرفی نیروگاه‌ها با توجه به تکنولوژی ساخت متفاوت است اما سوخت غالب نیروگاه‌های کشور گاز، گازوئیل و نفت کوره است. سوخت گازوئیل به‌عنوان سوخت کمکی اهمیت به‌سزایی در آماده نگاه داشتن نیروگاه دارد و این امر تنها منحصر به فصول سرد نیست؛ چرا که حتی در نیمه اول سال نیز ممکن است با توجه به لزوم رعایت سهمیه مصرف گاز در یک روز خاص (که توسط واحد دیسپاچینگ شرکت ملی گاز ایران اعلام می‌گردد) نیروگاه، بیش از مقداری معین قادر به استفاده از گاز نباشد، در این موارد برخط نگاه داشتن نیروگاه مستلزم استفاده از مخازن گازوئیل است.

سهم بخش نیروگاهی در مصرف انواع سوخت
سهم بخش نیروگاهی در مصرف انواع سوخت

درحالی که یک سوم از مصرف داخلی گاز طبیعی، یک چهارم مصرف گازوئیل و نیز حدود 90 درصد نفت کوره مصرفی کشور به نیروگاه ها اختصاص می‌یابد، اما پایین‌ترین نرخ سوخت در میان بخش‌های مصرف‌کننده برای این بخش لحاظ می‌شود. کمبود تولید گاز طبیعی در کنار تعرفه‌گذاری ناکارا در بخش نیروگاهی که عملا انگیزه‌های بهبود کارایی و کنترل مصرف سوخت را در این بخش خنثی کرده، باعث شده پس از یک دوره سیاست جایگزینی گاز طبیعی با سوخت مایع در نیروگاه‌ها، از سال 97 بار دیگر سهم گازوئیل و نفت کوره (به‌عنوان سوخت‌های با ارزش صادراتی بالاتر) در سبد سوخت نیروگاهی رو به افزایش گذاشته و از 10 درصد به 20 درصد رسیده است.
در بخش تولید گاز طبیعی بنابر اعلام وزارت نفت به دلیل محدودیت‌های سرمایه‌گذاری در سال‌های اخیر، امکان تامین کامل گاز مورد نیاز صنایع تنها 8 ماه از 12 ماه از سال وجود دارد. دو مشکل اصلی کمبود گاز کشور، در بخش‌های “تامین” و “توزیع” گاز می‌باشد.
– در حوزه تامین کاهش فشار گاز طبیعی در عسلویه باعث کاهش برداشت از مخازن مشترک شده و دولت در احداث ایستگاه‌های کمپرسور سرچاه تاخیر دارد. در کنار این نیز حفاری‌های جدید بایستی انجام و خطوط انتقال جدید نیز باید به ساحل احداث شود که نیاز به سرمایه گذاری 80 میلیارد دلاری طبق تخمین وزارت نفت دارد. تاخیر در این موضوع وضعیت را هر سال بحرانی‌تر می‌کند.
– در حوزه توزیع با توجه به مسیر طولانی انتقال گاز جنوب-شمال و برداشت از آن طی مسیر در دوران مصرف گاز کشور، ظرفیت تامین این خطوط به نقاط شمالی دچار بحران شده و گاز کافی به استان‌های شمالی کشور نمی‌رسد. لذا دیسپاچینگ وزارت نفت اقدام به محدود کردن تقاضا از طریق قطع بخشی از گاز صنایع انرژی بر می‌کند. این روند چند سال است که تکرار می‌‌شود و راهکار آن سرمایه‌گذاری و تقویت/ایجاد خطوط جدید انتقال گاز می‌باشد.
به همین دلیل با توجه به مطالب بیان شده نیروگاه‌های حرارتی علاوه بر مشکل مالی و اقتصادی، با کمبود گاز سوخت نیز مواجه خواهند بود و در مجموع مصرف سوخت مایع در نیروگاه‌های کشور افزایش خواهد داشت. افزایش بهای تمام شده برق تولیدی و فرسودگی سریع‌تر تجهیزات از عواقب مصرف سوخت‌های مایع می‌باشد، اما هزینه‌های ناشی از خاموشی و یا کمبود برق بسیار سنگین‌تر از هزینه تولید برق بوده و به همین دلیل روند مصرف سوخت مایع در نیروگاه‌های کشور دارد.

الزام واحدهای صنعتی به تامین برق خود

مشکلاتی که بیان شد خود، خود گواه عدم تمایل سرمایه‌گذاری بخش خصوصی در تولید برق کشور می‌باشد. به همین دلیل به نظر می‌رسد دولت به جهت جبران کمبود تولید برق در کشور، به اجبار واحدهای صنعتی را به سمت تولید برق سوق خواهد داد و به نوعی واحدهای صنعتی بزرگ، باید در تامین برق مورد نیاز اقدام نمایند. در ادامه موارد مکلف شده به صنایع کشور در ارتباط با همین موضوع تشریح می‌گردد:
• الزام واحدها به ساخت نیروگاه خود تامین:
با ابلاغ آیین نامه ماده 4 قانون مانع‌زدایی از صنعت برق، ساخت نیروگاه خود‌تامین برای بخش صنعت به عنوان یک تکلیف در دستور کار قرار گرفته است. بر اساس این قانون صنایع انرژی بر با هماهنگی وزارت صمت و وزارت نیرو مکلف هستند حداقل 9 هزار مگاوات نیروگاه حرارتی با بازدهی حداقل 55 درصد (سیکل ترکیبی) و هزار مگاوات نیروگاه تجدید پذیر و پاک تا پایان سال 1404 از محل منابع داخلی صنایع مذکور احداث کنند. در صورت عدم احداث نیروگاه خود‌تامین، تامین برق این صنایع در شرایط کمبود برق، در اولویت بعدی تامین برق وزارت نیرو قرار می‌گیرد (اولویت اول شهری و صنایع کوچک). همچنین وزارت نیرو مکلف است از تامین برق این صنایع، پشتیبانی و برق مازاد تولیدی آنها را منتقل کند. برق مازاد نیروگاه‌های فوق در بازار انرژی و یا به صورت دوجانبه قابل فروش می‌باشد. همچنین وزارت نفت نیز مکلف می‌باشد با هماهنگی وزارت نیرو، سوخت مورد نیاز نیروگاه‌‌های مذکور را تهیه نماید. هم‌اکنون ساخت 5 هزار مگاوات نیروگاه توسط صنایع در مراحل مختلف است قرار دارد و 3 واحد نیروگاهی در استان سمنان و اصفهان نیز در قالب این قانون احداث شده است. در مجموع به‌نظر می‌رسد واحدهای صنعتی همچون پالایشگاه‌ها با توجه به ابلاغ آیین‌نامه جدید در جهت کاهش ریسک Emergency Shutdown در مواقع نوسان و کاهش برق دریافتی از شبکه، به سمت احداث نیروگاه خودتامین حرکت خواهند نمود.
• الزام به تولید برق تجدیدپذیر و خرید برق مصرفی صنایع و ادارات از منابع تجدید‌پذیر:
بر اساس مصوبه جدید صنایعی که دیماند آن‌ها بیشتر از 1 مگاوات می‌باشد موظف هستند در سال نخست (سال 1402) معادل یک درصد و تا سال پنجم معادل پنج درصد از مصرف برق خود را از طریق ساخت نیروگاه تجدید‌پذیر تامین کنند و در غیر این صورت تا 5 درصد از برق مصرفی این صنایع با نرخ برق تجدید‌پذیر محاسبه و در قبض آن‌ها اعمال می‌گردد.
همچنین بر اساس مصوبه هیئت وزیران، ادارات مکلف هستند تا 20 درصد از انرژی مصرفی خود را از طریق انرژی‌های تجدید‌پذیر تامین نمایند، اما به این جهت که امکان ایجاد این ظرفیت برای برخی از ادارات در شرایط فعلی میسر نمی‌باشد، پیش‌بینی شده که این قانون به صورت مرحله‌ای اجرا شود و در سال اول (سال 1403) باید 5 درصد از مصرف برق اداری کشور از طریق انرژی‌های تجدید‌پذیر تامین گردد. اداراتی که کمتر از 5 درصد نیروگاه تجدید‌پذیر در اختیار دارند باید نسبت به خرید برق از تابلوی برق سبز اقدام نمایند، یا شرکت‌های توزیع نیروی برق به نمایندگی از آن‌ها برق مورد نیاز را از تابلوی سبز خریداری و در قبض آن‌ها اعمال کنند.
در مجموع در سال جاری با احتساب 2 درصد برق مصرفی صنایع معادل با 1.3 تراوات ساعت و 5 درصد برق مصرفی ادارات معادل با 1 تراوات ساعت، در مجموع بیش از 2 تراوات ساعت تقاضا برای برق تجدید‌پذیر ایجاد خواهد شد. شایان ذکر است بر اساس آخرین داده‌های دریافتی بورس، نرخ برق تجدید‌پذیر در فصول گرم سال تا 9 سنت به ازای هر مترمکعب (دو برابر نرخ) افزایش داشته و با افزایش بیشتر تقاضا در سال جاری احتمالا نرخ برق سبز تولیدی افزایش بیشتری خواهد داشت.
برق به‌عنوان یکی از نهادهای انرژی، نقش بسیار مهمی را در صنعت پالایشی و زنجیره پایین دستی آن ایفا می‌کند؛ به‌گونه‌ای که بدون برق از ابتدا تا انتهای خطوط تولید، امکان فعالیت وجود ندارد و اگر دسترسی به برق مصرفی با مشکل رو‌به‌رو گردد هزینه‌های بسیار سنگین خاموشی برای واحدهای فرایندی مواجه می‌سازد. در واقع معمولا هزینه‌های ناشی از خاموشی و یا کمبود برق بسیار سنگین‌تر از هزینه تولید برق می‌باشد.

ـــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــــ

جهت کسب اطلاعات بیشتر و یا تهیه‌ی کامل این گزارش با شماره‌های 66962766-66962743(021) تماس حاصل فرمایید.

ارسال نظر

آدرس ایمیل شما منتشر نخواهد شد.

پروژه ها


پروژه 6
پروژه 5
پروژه 4
پروژه 3
پروژه 2
پروژه 1

اطلاعات تماس


ساعات کاری


شنبه
8:00 تا 16:30
یک شنبه
8:00 تا 16:30
دو شنبه
8:00 تا 16:30
سه شنبه
8:00 تا 16:30
چهار شنبه
8:00 تا 16:30
پنج شنبه
تعطیل
جمعه
تعطیل