مسیر توسعه نیروگاه‌های گازی و سیکل ترکیبی برق خلاف وضعیت بهینه بوده است
مروری بر توسعه بخش نیروگاهی کشور طی سه دهه اخیر نشان می‌دهد که در این مدت، متوسط رشد سالانه ظرفیت اسمی نصب‌شده حدود 7 درصد و متوسط رشد سالانه تولید ناخالص برق 8.3 درصد بوده است. به‌موازات رشد تولید، مجموع مصرف حامل‌های انرژی فسیلی شامل گاز طبیعی، مازوت و نفت گاز در این بخش سالانه 8.5 درصد (برمبنای واحد انرژی) و میزان انتشار گازهای گلخانه‌ای در این بخش نیز سالانه 8.3 درصد افزایش یافته است.
مطالعه حاضر که با عنوان «نقدی بر توسعه ظرفیت نیروگاهی کشور؛ ارزیابی میزان انحراف از حالت بهینه» نوشته داوود منظور و وحید آریان‌پور در مجله علمی – پژوهشی «پژوهش‌های رشد و توسعه اقتصادی» دانشگاه پیام نور منتشر شده، تلاش کرده است سهم فناوری‌های مختلف نیروگاهی کشور را ارزیابی کند. در این مطالعه، سیستم انرژی الکتریکی کشور با بهره‌گیری از مدل‌های علمی از سال 1363 تا 1393 مدل‌سازی شده است تا روند توسعه بهینه در افق مزبور روشن شود. برای یافتن وضعیت بهینه در این مدل، مجموع هزینه‌های سیستم عرضه برق به‌عنوان معیار در نظر گرفته شده و با حداقل‌کردن آن، شرایط بهینه به دست آمده است. سپس نتایج مدل با آنچه در عمل اتفاق افتاده مقایسه شده تا میزان انحراف توسعه واقعی از حالت ایده‌آل مشخص شود.
نتایج تحقیق مشخص می‌کند که متوسط راندمان نیروگاه‌های حرارتی کشور در سال 1393 کاهش 4.5 درصدی را از حالت ایده‌آل نشان می‌دهد و حرکت در مسیر غیربهینه منجر به اتلاف حداقل 90 میلیارد متر مکعب معادل گاز طبیعی و انتشار 400 میلیون تن دی‌اکسید کربن اضافی طی سی سال شده است. همچنین به دلیل عدم تامین مالی پروژه‌های نیروگاهی یا تامین به‌موقع آن، سالانه 630 میلیون دلار هزینه اضافی تحمیل شده است. در مجموع، یافته‌های این مطالعه نشان می‌دهد که واقعی‌بودن قیمت حامل‌های انرژی و تعهد به اجرای برنامه‌های بلندمدت، نقشی کلیدی در توسعه مناسب بخش انرژی کشور ایفا می‌کند.
***
بیش از 30 درصد کل میزان انتشار گازهای گلخانه‌ای بخش انرژی مربوط به فعالیت نیروگاه‌های فسیلی در کشور است. همچنین مطابق گزارشهای آژانس بین‌المللی انرژی، ایران بین 10 کشور اول تولیدکننده گازهای گلخانه‌ای قرار دارد. در حال حاضر، نیروگاه‌های فسیلی 95 درصد کل برق کشور را تولید می‌کنند و متوسط راندمان آنها از حدود 31 درصد در سال 1363 تا حدود 37 درصد در سال 1393 افزایش یافته است.
بنابراین گرچه بخش نیروگاهی طی این مدت از نظر کمی رشد چشمگیری داشته ولی شاخص‌هایی همچون راندمان نیروگاه‌های حرارتی، شدت انتشار گازهای گلخانه‌ای، تنوع حامل‌های انرژی و سهم فناوری‌های پاک نشان می‌دهند که وضع فعلی چندان مطلوب نیست. بنابراین این پرسش مطرح است که روند توسعه بخش نیروگاهی کشور در گذشته چه از لحاظ کمی و چه از نظر ترکیب فناوری‌ها و سوخت مصرفی، تا چه حد از حالت ایده‌آل (بهینه) فاصله داشته است و تبعات چنین انحرافی از منظر اقتصادی و زیست‌محیطی چه میزان است. این پژوهش با مدل‌سازی یک دوره 30 ساله، تلاش کرده است به این پرسش‌ها پاسخ دهد.
یکی از مدل‌های پرکاربرد برای انجام برنامه‌ریزی انرژی، مدلی است که بر سیستم مرجع انرژی مبتنی است. سیستم مرجع انرژی جریان انواع حامل‌های انرژی اولیه، ثانویه و نهایی برای تامین تقاضا را منعکس می‌کند و بدین ترتیب، مراحل استخراج، فراوری، تبدیل و ذخیره، انتقال و توزیع و مصرف در آخرین وسایل و تجهیزات در آن نشان داده می‌شود.
نتایج تحقیق نشان می‌دهد از نظر مقایسه شرایط بهینه و واقعی ترکیب ظرفیت نصب‌شده نیروگاهی، نشان می‌دهد که طی این سی سال، ظرفیت نصب‌شده در حالت بهینه حدودا 7 برابر شده و از 11 هزار مگاوات در سال 1363 به حدود 77 هزار مگاوات در سال 1393 رسیده است. در عمل، کل ظرفیت نیروگاهی در سال 1393 برابر با 73 هزار مگاوات است. بدیهی است که علت اختلاف کم ظرفیت کل نیروگاهی بین واقعیت و مقدار بهینه، حاصل از نتایج مدل، یکسان فرض‌کردن پارامترهای تاثیرگذار در ظرفیت نصب‌شده به‌ویژه تقاضا، نرخ تلفات شبکه انتقال و توزیع برق و ضریب بهره‌برداری از نیروگاه‌ها است.
نکته قابل‌تامل این است که بر اساس مدل بهینه، ظرفیت نیروگاه‌های سیکل ترکیبی در سال 1393 نزدیک به 26 هزار و 500 مگاوات است اما در واقعیت، ظرفیت واحدهای مذکور در آن سال، به حدود 18 هزار و 500 مگاوات رسیده است. همچنین در ترکیب بهینه نیروگاهی کل ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های گازی به حدود 16 هزار و 300 مگاوات می‌رسد، درحالی‌که در عمل در انتهای سال 1393، بیش از 26 هزار مگاوات واحد گازی در سبد نیروگاهی کشور وجود داشته است. به عبارت دیگر، نحوه توسعه واحدهای گازی و سیکل ترکیبی به‌ویژه در یک دهه گذشته، روندی عکس حالت بهینه داشته است.
ظرفیت بهینه پیشنهادی برای نیروگاه‌های بخاری در سال 1393 برابر 12 هزار مگاوات است. ولی در حال حاضر، ظرفیت نیروگاه‌های بخاری در کشور رقمی حدود 16 هزار مگاوات است. البته با امکان ورود نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز از سال 1369 به بعد، این نیروگاه‌ها در انتهای سال 1393 دارای ظرفیت نصب‌شده 3 هزار و 900 مگاوات هستند و بنابراین مجموع ظرفیت نیروگاه‌های بخاری و زغال‌سنگ‌سوز (که یک نوع نیروگاه بخاری است) در دو حالت، اختلاف قابل‌ملاحظه‌ای ندارند. این مسئله در خصوص نیروگاه‌های برقابی هم صادق است و انحراف چندانی بین نتایج شرایط بهینه و واقعی ملاحظه نمی‌شود.
نتایج مدل نشان می‌دهند که نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز به دلیل قیمت پایین زغال‌سنگ در قیاس با سایر سوخت‌های فسیلی، به‌عنوان گزینه‌ای اقتصادی برای تولید برق شناخته شده است. بنابراین به نظر می‌رسد توسعه نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز در کشور مورد غفلت واقع شده است. در واقع، دسترسی آسان به سوخت‌های مایع و گاز طبیعی در کنار یارانه‌های پرداختی به این سوخت‌ها، مانع اصلی توسعه نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز بوده است.
علاوه بر این، توربین باد نیز از سال 1384 به بعد، در ترکیب بهینه فناوری‌های نیروگاهی قرار می‌گیرد، به‌گونه‌ای‌که در انتهای سال 1393، کل ظرفیت نصب‌شده این فناوری به حدود 3 هزار و 600 مگاوات می‌رسد. همچنین در مورد موتورهای گازسوز در حالت تولید پراکنده، بهره‌برداری از سقف پتانسیل اعمال‌شده در مدل (یعنی 3 هزار مگاوات) تا انتهای سال 1393 پیشنهاد می‌شود. از این رو، مقایسه نتایج شرایط بهینه و توسعه واقعی حاکی از آن است که توسعه فناوری موتورهای درون‌سوز در حالت تولید پراکنده و توسعه توربین‌های بادی به‌ویژه در ده سال اخیر مورد غفلت واقع شده است.
یافته‌ها
نتایج تحقیق نشان می‌دهند که از سال 1384 به بعد و در شرایط بهینه، با توسعه بالای واحدهای سیکل ترکیبی بیشترین سهم تولید برق مربوط به این واحدها بوده است و به‌موازات این افزایش، از سهم واحدهای گازی کاسته شده است. حفظ ظرفیت توربین‌های گازی توسط مدل‌سازی تحقیق، عمدتا به منظور پوشش‌دادن تقاضا در زمان‌های اوج مصرف است. تولید مجموع واحدهای بخاری و زغال‌سنگ‌سوز که بیشتر تامین‌کننده بار پایه در شبکه برق هستند، تغییر زیادی در افق مطالعه نداشته است اما سهم آنها در کل تولید، با افزایش تقاضای برق و تولید فزاینده واحدهای سیکل ترکیبی کاهش یافته است.
در شرایط بهینه، در سال 1393 توربین باد و تولید پراکنده به‌ترتیب سهمی معادل 3 و 5 درصد کل تولید را داشته‌اند، درحالی‌که در واقعیت سهم مجموع این دو فناوری در تولید کمتر از 0.7 درصد بوده است. مطابق مدل در شرایط بهینه، می‌بایست در سال 1393 سهم واحدهای سیکل ترکیبی، بخاری و گازی در تولید برق به‌ترتیب برابر 50، 22 و 4 درصد می‌بود. علاوه بر اینها، 9 درصد از کل تولید برق در این سال با استفاده از نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز بوده است. ولی مطابق آمار تفصیلی منتشرشده توسط شرکت توانیر در همان سال، سهم واقعی واحدهای سیکل ترکیبی 35 درصد، گازی 27 درصد و بخاری 31 درصد بوده است.
در دوره 1378 تا 1384، با توسعه واحدهای سیکل ترکیبی و به دلیل راندمان بالای این واحدها، متوسط راندمان نیروگاهی رشد قابل‌ملاحظه‌ای پیدا کرد و از 34.4 درصد به حدود 40 درصد رسید. در سال 1384، حدود 15 هزار مگاوات نیروگاه سیکل ترکیبی در مدار قرار گرفت و حدود 45 درصد برق کشور از طریق این نیروگاه‌ها تامین می‌شد. تغییر عمده در ترکیب فناوری‌های تولید برق در این دوره، علت افزایش راندمان است. اگر توسعه بهینه برق در کشور اتفاق می‌افتاد، بایستی راندمان تولید برق در سال 1384 به حدود 40 درصد می‌رسید اما به دلیل توسعه پایین‌تر واحدهای سیکل ترکیبی، راندمان واقعی در آن سال چیزی حدود 36 درصد بود.
از سال 1384 به بعد، شیب افزایش راندمان تولید برق کاهش یافته است. علت این است که هرچند در این دوره نیز واحدهای سیکل ترکیبی همچنان توسعه یافته‌اند اما افزایش سهم آنها در تولید برق به شدت دوره قبل نبوده است. سهم واحدهای سیکل ترکیبی در تولید برق از 27 درصد در سال 1381 به حدود 47 درصد در سال 1384 افزایش یافته که همین امر منجر به افزایش قابل‌توجه در راندمان نیروگاهی کشور شد. ولی در 10 سال آخر، سهم آن واحدها تغییر زیادی نداشته و به 50 درصد رسیده است. بنابراین برای دستیابی به راندمان‌های بالای 45 درصد، نظیر آنچه در حال حاضر در کشورهای پیشرفته وجود دارد، دستیابی به فناوری‌های پیشرفته سیکل ترکیبی (با حدود 60 درصد راندمان) و زغال‌سنگ‌سوز فوق بحرانی (راندمان 46 درصد) در آینده الزامی است.
مجله خبری ایکسب، بازتاب اخبار و گزارشهای صنعت و اقتصاد ایران و جهان
![قیمت و خرید زمین شوی برقی [لیست کف شوی و اسکرابر]](https://mag.ecasb.com/wp-content/uploads/2025/04/87710788-30b8-467d-b96a-bac3eaf7be59-324x160.webp "قیمت و خرید زمین شوی برقی [لیست کف شوی و اسکرابر]")
