با توجه به سیاست‌های فعلی صنعت برق کشور که تکرار سیاست‌های شکست خورده قبلی است، تکرار این خاموشی‌ها در ابعاد وسیع‌تر در سال‌های آتی قطعاً منجر به ایجاد ابربحران‌های اجتماعی و اقتصادی می‌شود.
بررسی وضعیت آمادگی نیروگاه‌های کشور موضوع مهمی است که بایستی قبل از هر تحلیلی به آن پرداخته شود، چراکه توان منصوب با توان قابل بهره‌برداری دو کمیت کاملاً متفاوت هستند. فاصله معناداری بین این دو کمیت به معنی عدم توجه به تعمیرات دوره‌ای و عدم بهره‌برداری صحیح از نیروگاه است؛ موضوعی که این روز‌ها بیشتر اثر خود را نشان داده است.
اعتماد در ادامه نوشت: مجموع ظرفیت نامی نیروگاه‌های کشور در پایان سال ۱۳۹۹ به مقدار ۸۵۳۱۳ مگاوات رسید که سبدی از نیروگاه‌های حرارتی، برق-آبی، اتمی و تجدیدپذیر را در بر می‌گیرد. ظرفیت نامی نیروگاه‌های حرارتی برابر ۷۱۳۳۱ مگاوات، نیروگاه‌های برق-آبی برابر ۱۲۱۹۳ مگاوات و اتمی و تجدیدپذیر ۱۷۸۹ مگاوات است.
هرچند اشاره به این موضوع ضروری است که ظرفیت عملی نیروگاه‌ها الزاماً معادل قدرت آماده تحویل به شبکه نیست؛ این امر می‌تواند دلایل مختلفی از جمله، عدم تامین نهاده‌های تولید توان نظیر سوخت و آب یا عدم انجام برنامه‌های تعمیرات و نگهداری، داشته باشد. ازاین‌رو، شاخصی با عنوان ضریب آمادگی به معنای نسبت قدرت قابل‌تولید به قدرت عملی تعریف می‌گردد.
با توجه به اینکه در زمان‌های مختلف سال مقدار ظرفیت عملی نیروگاه‌ها و حداکثر توان قابل تولید آنها متفاوت است، مقدار این شاخص در دوره‌های زمانی مختلف، مقادیر متفاوتی خواهد داشت. بدیهی است، می‌بایست کلیه اقدامات مقتضی جهت به حداکثر رسیدن آمادگی نیروگاه‌های کشور در ایام گرم سال بالاخص در زمانی که اوج مصرف سال رقم می‌خورد، انجام پذیرد.
نمودار ۱ متوسط ضریب آمادگی نیروگاه‌های حرارتی در تمامی ماه‌های سال ۱۳۹۹ را نشان می‌دهد. همان‌طور که در این نمودار ملاحظه می‌شود، به دلیل تحقق اوج بار مصرفی در ایام گرم سال، حداکثر آمادگی نیروگاه‌ها نیز باید در این ایام اتفاق بیفتد؛ لذا برنامه‌ریزی و اقدام برای تعمیرات نیروگاهی پس از عبور از پیک مصرف انجام می‌شود. در ادامه به بررسی سبد تولید انرژی الکتریکی کشور پرداخته شده است، این بررسی به خواننده کمک می‌کند تا درک درستی از تأثیر هر یک از انواع نیروگاه‌ها در خاموشی اخیر داشته باشد.
در اینجا منظور از نیروگاه‌های حرارتی نیروگاه‌های بزرگ و کوچک مقیاسی است که برای تولید برق سوخت فسیلی مصرف می‌کنند. مجموع متوسط ظرفیت عملی نیروگاه‌های حرارتی در تابستان ۱۳۹۹ برابر ۵۲ هزار مگاوات بوده است. با در نظر گرفتن ضریب آمادگی ۹۰% برای نیروگاه‌های حرارتی بزرگ‌مقیاس، حداکثر توان قابل استحصال از این نیروگاه‌ها برابر ۴۷ هزار مگاوات در زمان اوج مصرف سال جاری برآورد می‌شود.
برای عبور از پیک مصرف تابستان ۱۴۰۰ از تابستان ۱۳۹۹، احداث و راه‌اندازی واحد‌های نیروگاهی جدید شامل احداث واحد گاز و بخار از طریق سرمایه‌گذاری دولتی و خصوصی آغاز شد. بر اساس برنامه‌ریزی‌های صورت گرفته در سال ۱۳۹۹ مقرر شده بود در بازه زمانی یک‌سال منتهی به تابستان ۱۴۰۰ معادل ۲۸۲۶ مگاوات به ظرفیت نامی نیروگاه‌های کل کشور افزوده شود. از این مقدار، ۱۴۵۴ مگاوات تا پایان سال ۱۳۹۹ محقق شده که بیانگر عملکرد ۴/۵۱ درصدی است.
نیروگاه‌های برق-آبی دارای سهمی برابر ۳/۱۴ درصد از کل ظرفیت منصوب در کشور هستند. نیروگاه‌های برق-آبی که روی سد‌های مخزنی احداث شده و در حال بهره‌برداری هستند، به‌شدت متأثر از محدودیت منابع آب و مساله تامین نیاز‌های آبی پایین‌دست هستند. در اینگونه سد‌ها رهاسازی آب از نیروگاه برای تولید برق، باید مطابق یک سیاست مشخص بهره‌برداری شود. در این سیاست‌ها هم‌زمان تعهدات تامین آب پایین‌دست و میزان تراز آب مخزن سد در حال و آینده باید لحاظ گردد.
میزان توان تولیدی نیروگاه‌های برق-آبی در زمان پیک مصرف سال ۱۳۹۸، ۹۵۳۳ مگاوات بوده است. در حال حاضر، میزان نزولات جوی در سال آبی جاری تا پایان فروردین‌ماه، حدود یک‌سوم نسبت به مدت مشابه کاهش پیدا کرده و به نظر می‌رسد این شرایط تا پایان سال آبی ۱۴۰۰-۱۳۹۹ ادامه پیدا کند؛ لذا پیش‌بینی محدودیت تامین آب و ذخایر سد‌های کشور در مابقی ایام سال، به‌کارگیری نیروگاه‌های برق-آبی در زمان اوج مصرف، همچون سال گذشته دور از انتظار است.
در چنین شرایطی، در خوش‌بینانه‌ترین حالت، حداکثر تولید نیروگاه‌های برق-آبی هم‌زمان با اوج مصرف سال ۱۴۰۰، با افت حدود ۳۵ درصدی نسبت به سال قبل مواجه خواهد شد. به عبارتی دیگر، حداکثر توان تولیدی این نیروگاه‌ها در زمان اوج مصرف حداکثر به مقدار ۶۰۰۰ مگاوات خواهد رسید.
نیروگاه اتمی بوشهر دارای ظرفیت ۱۰۲۰ مگاوات است که عهده‌دار تامین بار پایه است. اصولاً نیروگاه‌هایی که تامین‌کننده بار پایه هستند به‌طور مداوم و مستمر با خروجی نامی خود کار می‌کنند. طی سال‌های اخیر قدرت بهره‌برداری شده از این نیروگاه حدود ۹۰۰ مگاوات بوده است.
در انتهای فروردین‌ماه سال جاری این نیروگاه با هماهنگی با واحد راهبری شبکه به منظور انجام تعویض سوخت سالانه و انجام بازرسی‌ها و تعمیرات دوره‌ای از مدار خارج شد و مطابق برنامه‌ریزی‌ها مقرر شده که این نیروگاه تا پیش از آغاز فصل تابستان به شبکه سراسری برق بازگردد. بر این اساس، در صورت آمادگی کامل نیروگاه اتمی بوشهر در زمان اوج مصرف، می‌توان انتظار داشت که برابر ۹۰۰ مگاوات توان تولیدی این نیروگاه به شبکه سراسری تزریق شود.
بخشی از ظرفیت نیروگاهی حرارتی بزرگ‌مقیاس متعلق به صنایع بزرگی همچون فولاد مبارکه، ذوب‌آهن، مس سرچشمه و ... است که برق تولیدی آنها علاوه بر تامین نیاز این صنایع به انرژی برق، با شبکه سراسری نیز دادوستد انرژی می‌شود. نیروگاه‌های در اختیار صنایع شامل نیروگاه‌های بخار و گازی بوده که در حال حاضر ظرفیت اسمی آنها به ترتیب ۵۸۹ و ۵۴۷۶ مگاوات است.
مجموع میانگین قدرت عملی این نیروگاه‌ها ۵۰۱۶ مگاوات است. میزان تزریق بخشی از توان تولیدی در اختیار صنایع بزرگ به شبکه سراسری برق متکی به تمایل این صنایع و درخواست صنعت برق صورت می‌گیرد.
سایر نیروگاه‌ها شامل نیروگاه‌های خورشیدی، بادی، زباله‌سوز و دیزلی است. با توجه به عملکردی که برای این نیروگاه‌ها در اوج مصرف سال ۱۳۹۹ ثبت شده است، برآورد می‌شود در سال جاری توان معادل ۱۴۵ مگاوات به شبکه سراسری تحویل داده شود. این عدد بسیار بسیار پایین‌تر از برنامه‌ریزی وزارت نیرو برای حرکت به سمت نیروگاه‌های تجدیدپذیر است.
حداکثر نیاز مصرف اصلاح‌شده سال ۱۳۹۹ در آمار‌های تفصیلی صنعت برق، ۴/۵۸ هزار مگاوات گزارش‌شده که بیانگر رشد یک‌درصدی نسبت سال ۱۳۹۸ است. این در حالی است که در سال ۱۳۹۹ بیش از ۲/۵ هزار مگاوات کاهش در اوج نیاز تقاضا از محل اجرای طرح‌های مدیریت مصرف صورت گرفته است. از جمله این اقدامات مدیریتی می‌توان به اجرای طرح‌های مشارکتی برای کاهش مصرف در زمان اوج بار، جابه‌جایی مصارف به زمان‌های غیر اوج و خاموشی‌های برنامه‌ریزی‌شده و نشده اشاره کرد.
برای مقایسه میزان مصرف تابستان سال جاری باید مقدار مدیریت بار اعمال شده در سال ۱۳۹۹ نیز در نظر گرفته شود. حداکثر نیاز مصرف شبکه سراسری در سال جاری بالغ بر ۳/۶۶ هزار مگاوات رسید. با توجه به نکات فوق می‌توان گفت که حداکثر نیاز تقاضا در سال جاری حدود ۳/۴ درصد افزایش پیدا کرده است. مصرف انرژی برق در دوماهه نخست سال ۱۴۰۰، مجموعاً ۹/۱۷ درصد افزایش پیدا کرده که در میان مشترکین مختلف، بخش کشاورزی، تجاری و صنعتی دارای بیشترین، به ترتیب برابر ۴/۳۴، ۲۰ و ۹/۱۹ درصد بوده است.
از علل افزایش مصرف در این بخش‌ها می‌توان به وقوع گرمای زودرس اشاره کرد. از سویی دیگر، مشترکین خانگی کمترین میزان افزایش مصرف در میان سایر مشترکین داشته‌اند. جدول ۱ وضعیت مصرف انرژی برق در میان مشترکین مختلف تا پایان اردیبهشت ماه ۱۴۰۰ را نشان می‌دهد.
با توجه به نکات بیان شده در بالا، وضعیت تراز تولید و مصرف شبکه سراسری برق در پیک مصرف تابستان ۱۴۰۰ به شرح جدول ۲ است.
همان‌طور که در جدول ۲ مشاهده می‌شود، حداکثر قدرت تولیدشده در شبکه سراسری برابر ۸/۵۱ هزار مگاوات بوده که با در نظر گرفتن میزان توان دریافتی هم‌زمان با پیک مصرف، این مقدار به ۱/۵۲ هزار مگاوات رسیده است. بنابراین با توجه به حداکثر نیاز مصرف اصلاح‌شده، میزان مدیریت بار اعمال شده به شبکه برابر ۲/۱۴ هزار مگاوات در زمان اوج مصرف بوده که بیانگر کمبود ۲۷ درصدی از مجموع نیاز تقاضا است.
از آنجا که برق به دلیل ویژگی‌های فیزیکی آن، به طور اقتصادی انباشت‌پذیر نیست، بنابراین امکان ذخیره‌سازی ندارد، درنتیجه مواقعی که میزان مصرف لحظه‌ای سمت تقاضا از مجموع میزان تولید و قابل‌توزیع پیشی می‌گیرد، خاموشی رخ می‌دهد. بنابراین برای تحلیل خاموشی‌ها لازم است که مهم‌ترین بحران‌های صنعت برق در هر دو بخش تولید و مصرف را مورد بررسی قرار دهیم که در ادامه ارایه شده است.
منظور از ابربحران‌های صنعت برق معضلات و پیش آمد‌هایی است که عملاً بیشترین تاثیر را در ایجاد ناترازی فعلی داشته‌اند. این ابربحران‌ها در شش دسته کلی تقسیم شده‌اند که در ادامه به آنها پرداخته می‌شود.
مساله اصلی صنعت برق و انرژی، متأثر از سیاست‌های اقتصاد انرژی کشور، اقتصاد این صنعت است. هم‌اکنون نظام مالی صنعت برق، در یک چرخه معیوب اقتصادی قفل شده است و ریشه این چرخه در مکانیسم ناکارآمد قیمت‌گذاری برق است. در حال حاضر قیمت فروش برق، به‌صورت تکلیفی و دستوری تعیین می‌شود که بسیار کمتر از قیمت تمام‌شده آن است.
مقایسه قیمت برق در ایران و جهان نیز نشان می‌دهد که قیمت برق ایران کمتر از یک‌دهم متوسط جهانی و متوسط منطقه خاورمیانه، بر مبنای نرخ ارز سامانه نیمایی است. درنتیجه جریان مالی برق دچار عدم توازن گردیده و وزارت نیرو با کسری بودجه سیستماتیک روبه‌رو شود.
نتیجه تخصیص این یارانه پنهان منجر به عدم اصلاح الگوی مصرف، عدم رغبت سرمایه‌گذاری خارجی و داخلی است. به علاوه وجود این اختلاف قیمت معنادار سبب شده سالانه بر بدهی‌های دولت به بخش تولیدکنندگان برق افزوده شود (در بودجه سال ۱۳۹۹ پیش‌بینی شده است صنعت وزارت نیرو ۵۰۰۰ میلیارد تومان کسری بودجه داشته باشد).
این کسری بودجه منجر به انباشت بدهی دولت به بخش خصوصی اعم از سازندگان و پیمانکاران زنجیره تامین صنعت برق و نیروگاه‌های بخش خصوصی است که بر اساس آخرین برآورد انجام شده توسط تشکل‌های صنفی حجم بدهی‌های وزارت نیرو بالغ بر ۴۰۰ هزار میلیارد ریال است.
از طرف دیگر به دلیل عدم شفافیت نظام قیمت‌گذاری، ذی‌نفعان و مخاطبان بر قیمت‌ها صحه نمی‌گذارند و عملاً علامت نادرستی از قیمت برق به مصرف‌کنندگان داده می‌شود درنتیجه مصرف برق بهینه نبوده و اتلاف زیادی در بخش مصرف ایجاد می‌شود. این مساله عوارض دیگری داشته است که مهم‌ترین آن غیراقتصادی شدن طرح‌های بهینه‌سازی مصرف انرژی و جذاب نبودن سرمایه‌گذاری در انرژی‌های تجدیدپذیر است.
جدول ۳ مجموع ظرفیت و ارزش طرح‌های نیروگاهی شامل احداث نیروگاه‌های جدید و اجرای طرح‌های رفع محدودیت‌های تولید و بازتوانی نیروگاه را نشان می‌دهد. همان‌طور که ملاحظه می‌شود، طی هشت سال منتهی به شهریور ماه سال ۱۴۰۰، مجموعاً ۹۵ واحد نیروگاهی جدید با ظرفیت ۱۳۹۲۶ مگاوات به بهره‌برداری رسید. به علاوه در طول این بازه زمانی، ۲۲۶۷ مگاوات به ظرفیت عملی نیروگاه‌های حرارتی افزوده شد.
همان طور که در این جدول ملاحظه می‌شود، گرچه طی هشت سال منتهی به شهریور ماه سال ۱۳۹۲ حدود ۶۰۰۰ مگاوات ظرفیت نیروگاهی کمتری افزوده شد لکن، بخشی از منابع سرمایه‌گذاری نیروگاهی طی هشت سال منتهی به شهریور ماه سال ۱۴۰۰ برای افزایش کارایی نیروگاه‌های حرارتی در زمان اوج مصرف تخصیص داده شده است.
تا پایان برنامه سوم توسعه سرمایه‌گذاری نیروگاهی از محل منابع داخلی شرکت‌ها و با سرمایه‌گذاری دولتی انجام می‌شد و پس از آن ظرفیت‌های احداث‌شده از محل سرمایه‌گذاری‌های دولتی و خصوصی صورت گرفته است. در تمامی سال‌های برنامه چهارم تا برنامه ششم توسعه، هدف‌گذاری احداث و بهره‌برداری سالانه ۵۰۰۰ مگاوات صورت می‌گرفت. روند ظرفیت نیروگاه‌های احداث‌شده سالانه طی سال‌های ۱۳۷۹ تا ۱۳۹۹ در نمودار ۲ نشان داده شده است.
همان‌طور که در این نمودار ملاحظه می‌شود، ظرفیت منصوب سالانه طی ۱۰ سال منتهی به سال ۱۳۹۹ همراه با فراز و فرود‌هایی بوده لکن روند کلی آن نزولی بوده است. دلیل بروز چنین شرایطی تغییر سیاست‌های کلان وزارت نیرو در جذب سرمایه برای ساخت نیروگاه - عدم تسهیل فرآیند سرمایه‌گذاری- افزایش روزافزون مطالبات از فعالان صنعت برق و به‌تبع آن بدهی آنان به نظام پولی و بانکی، جهش نرخ ارز، عدم تناسب بهای خرید و فروش برق متناسب با تغییرات شاخص خرده‌فروشی و ... است.
تحت چنین شرایطی بنگاه‌های اقتصادی فعال در این صنعت، شامل تولیدکنندگان تجهیزات، پیمانکاران و سرمایه‌گذاران احداث نیروگاه ناتوان از تامین مالی شده‌اند که این امر افت یا توقف فعالیت‌های آنان را در پی داشته و خواهد داشت.
شایان ذکر است مجموع ظرفیت نامی نیروگاه‌های حرارتی کشور در روند بلندمدت سالانه ۳/۶ درصد افزایش پیدا کرده است که گرچه ۷/۰ درصد بیشتر از نرخ افزایش بار بوده است، اما به دلیل افزایش طول عمر نیروگاهی و فرسوده شدن آنها همچنین کاهش قابل‌ملاحظه نزولات جوی و اثرگذاری آن بر قدرت تحویل‌شده به شبکه سراسری، کشور در تامین حداکثر نیاز تقاضا با مشکل مواجه بوده است.
پرواضح است با تداوم این روند سرمایه‌گذاری در توسعه برق حرارتی و نیروگاه تجدیدپذیر در سال‌های آینده، مشکل تامین پیک از حالت بحران خارج شده و به ابربحران تغییر حالت خواهد داد. در چنین شرایطی، کشور در سال آتی قطعا در وضعیت بحران یا ابر بحران کمبود برق در فصل تابستان مواجه خواهد بود.
از سویی دیگر سرمایه‌گذاری در توسعه دو بخش دیگر زنجیره تامین برق شامل شبکه انتقال و توزیع نیروی برق، کاملا باید از محل منابع داخلی شرکت توانیر یا دریافت تسهیلات از محل منابع داخلی یا خارجی صورت گیرد. توسعه شبکه برق باید از محل منابع داخلی شرکت مادر تخصصی توانیر یا از محل منابع عمومی در قوانین بودجه سنواتی تامین شود. همچنین، به دلیل عدم تکمیل فرآیند خصوصی‌سازی در شبکه توزیع و بازگشت دارایی‌های شرکت‌های توزیع نیروی برق به شرکت توانیر، توسعه این شبکه نیز برعهده شرکت‌های توزیع نیروی برق یا منابع داخلی شرکت مادر تخصصی توانیر است.
همان‌طور که در بخش‌های پیشین بیان شد به دلیل ناترازی قابل‌توجه میان درآمد و هزینه‌های صنعت برق، نه‌تن‌ها تامین کامل هزینه‌های جاری این صنعت با تنگنا مواجه بوده، بلکه تحقق منابع بودجه سرمایه‌ای شرکت‌ها ناچیز است. ازاین‌رو توسعه شبکه‌های انتقال و توزیع نیروی برق طی سال‌های اخیر در تناسب رشد بار نبوده است. نمودار ۳ میزان منابع تخصیص‌یافته برای توسعه شبکه انتقال و توزیع نیروی برق را نشان می‌دهد. همان‌طور که در این نمودار ملاحظه می‌شود، وضعیت سرمایه‌گذاری برای توسعه و نوسازی این شبکه‌ها از سال ۱۳۸۷ روند نزولی داشته است و طی سال‌های ۱۳۹۳ تا ۱۳۹۸ نیاز به بازسازی و نوسازی این بخش از زنجیره تامین برق، منابع صرفا برای اجرای طرح‌های توسعه‌ای بوده است.
از سویی دیگر، دو محدودیت جدی که در شبکه انتقال وجود دارد عمر بالای تجهیزات پست‌ها و خطوط انتقال در سطح ولتاژ‌های ۴۰۰ و ۲۳۰ کیلوولت است که منابع بودجه سرمایه‌ای شرکت‌ها تکاپوی بازسازی و نوسازی این تجهیزات را نمی‌دهد.
۱۹درصد از ظرفیت پست‌های شبکه انتقال در سطوح ولتاژی ۴۰۰ و ۲۳۰ کیلوولت دارای عمر بیش از ۳۰ سال است. این وضعیت سبب می‌شود که هنگام بارگذاری در مقدار پیک مصرف، با بیشترین احتمال بروز حادثه متناظراً بروز گسترده با خاموشی در سطح کشور مواجه شود. به علاوه، ۲۳درصد از خطوط انتقال در سطوح ولتاژی ۴۰۰ و ۲۳۰ کیلوولت دارای عمر بالای ۳۰ سال بوده که حاکی از وضعیت شکننده این زیرساخت شبکه است.
در سال جاری، صنعت برق در بهار سال جاری شرایط متفاوتی را تجربه کرد. به دلیل بروز گرمای زودرس در فصل بهار بار‌های فصلی پیش از زمان مرسوم در سال‌های گذشته به شبکه افزوده شد. گفتنی است بررسی رابطه بین متوسط دمای نسبی کشور با توان مصرفی نشان می‌دهد، به ازای افزایش هر درجه سانتی‌گراد به متوسط وزنی دمای کشور در بازه ۱۰ الی ۱۹ درجه سانتی‌گراد معادل ۲۱۳ مگاوات به مقدار تقاضای برق افزوده می‌شود؛ این مقدار برای محدوده دمایی ۲۰ الی ۳۴ درجه سلسیوس معادل ۱۵۴۲ مگاوات است.
لذا، فروردین و اردیبهشت ماه متوسط وزنی دمای کشور بیش از ۲۰ درجه سلسیوس بود که نسبت به مدت مشابه در سال‌های ۱۳۹۸ و ۱۳۹۹ حدود ۵ درجه سلسیوس افزایش پیدا کرده بود. به عبارتی این مقدار معادل ۷۷۱۰ مگاوات افزایش نسبت به سال گذشته است. از سویی دیگر، به دلیل افت حدود ۳۵ درصدی نزولات جوی در سال آبی ۱۴۰۰-۱۳۹۹ نسبت به مدت مشابه سال قبل امکان بهره‌برداری از واحد‌های نیروگاه‌های برق-آبی همچون سال ۱۳۹۹ میسر نباشد.
همچنین خروج برخی واحد‌های نیروگاهی برای انجام تعمیرات و آمادگی کامل در اوج مصرف تابستان، موجب شد که بخشی از توان تولیدی نیروگاه‌های دولتی و غیردولتی در دسترس نباشد؛ لذا کشور با کمبود برق در پس از وقوع اوج مصرف تابستان مواجه شد. ازآنجاکه حدود ۱۴ درصد ظرفیت تولید برق کشور متعلق به نیروگاه‌های برق-آبی است و تولید برق این نیروگاه‌ها نیز متأثر از میزان بارش باران است، لازم است توجه بیشتری به این بخش شود.
به دلیل حجم قابل‌توجه نیروگاه‌های برق-آبی در تامین برق کشور، عملا عرضه برق نیز متاثر از خشکسالی نوسان می‌یابد و به‌ویژه در ایام پیک و در فصل‌های گرم سال این مساله خود را بیشتر نشان می‌دهد.
با توجه به اینکه در سال‌های گذشته عمده تولید برق وابسته به منابع گازی بوده است و از آنجا که در فصول سرما مصرف گاز برای گرمایش به پیک می‌رسد و به دلیل کمبود گاز خاموشی رخ می‌دهد، لازم است که سبد انرژی‌های اولیه کشور، تغییر کند و اتکا تولید برق به سوخت گاز کمتر شود. بنابراین در الگوی توسعه برق آینده کشور، ضروری است که تجدیدپذیر‌ها به‌ویژه خورشیدی و تولید هم‌زمان برق و گرما موردتوجه قرار گیرد.
در زمستان ۱۴۰۰ مشکل تامین گاز برای نیروگاه‌های حرارتی مساله جدی است و ممکن است به علت کمبود گاز کشور دچار خاموشی شود یا به علت استفاده از سوخت مازوت آلودگی در کلان‌شهر‌ها نسبت به سال گذشته افزایش چشم‌گیری داشته باشد.
براساس برنامه ششم توسعه قرار بوده که ظرفیت انرژی‌های تجدیدپذیر به ۵ هزار مگاوات برسد، اما آمار‌های اعلامی از طرف مسوولان وزارت نیرو نشان می‌دهد که ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر در کشور حدود ۸۰۰ مگاوات بوده و هدف‌گذاری محقق نشده است. هرچند که توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر تنها محدود به برنامه ششم توسعه اقتصادی نبوده و دولت‌های مختلف سال‌هاست که روی این مساله مانور تبلیغاتی می‌دهند.
در برنامه پنجم توسعه قرار بود که انرژی‌های تجدیدپذیر سهمی حدود ۵ درصدی از ظرفیت تولید برق کشور را به خود اختصاص دهند. اما متاسفانه این هدف هیچ‌گاه محقق نشده است. در واقع مشکل نیروگاه‌های تجدیدپذیر قیمت برق نیست، بلکه توجیه‌پذیری اقتصادی است. به‌طور قطع وقتی تولید در ظرفیت بالا اتفاق می‌افتد، قیمت تمام شده به‌شدت کاهش پیدا می‌کند و بر عکس در تولید با مقیاس پایین شاهد رشد بهای تمام شده تولید کالا هستیم. بررسی‌های انجام شده نشان می‌دهد که اگر ظرفیت انرژی خورشیدی در کشور دو برابر شود، ۲۶درصد قیمت تمام شده آن کاهش پیدا می‌کند.
کاهش قیمت ناشی از افزایش ظرفیت تولید تنها محدود به ایران نیست. تولید هر کیلو وات برق از انرژی بادی (با احتساب هزینه سرمایه‌گذاری) حدود ۷۵۰ دلار و برای خورشیدی حدود ۶۰۰ دلار تمام می‌شود. بهای تمام شده همین میزان تولید برق در نیروگاه‌های گازی بین ۶۰۰ تا ۷۰۰ دلار است. اما اختلاف اصلی در میزان بهره‌برداری نیروگاه‌هاست.
هم‌اکنون راندمان نیروگاه‌های بادی در ایران ۴۰درصد و در نیروگاه‌های خورشیدی حدود ۲۰درصد و در نیروگاه‌های گازی ۶۰درصد است. هرچند که سرمایه‌گذاری ثابت و اولیه برای نیروگاه‌های تجدیدپذیر بیش از گازی است، اما در نیروگاه‌های بادی و خورشیدی هزینه بهره‌برداری ناچیز است.
شایان ذکر است وضعیت آمادگی تولید نیروی برق در زمان اوج مصرف توسط نیروگاه‌های بخاری در سال‌های اخیر با ثبات نبوده است که این امر به دلیل وابستگی توان خروجی این نوع از نیروگاه‌ها به آب به عنوان سیال عامل و عمر بسیار بالای این نیروگاه‌ها و عدم تامین بهنگام قطعات موردنیاز است.
ازاین‌رو استفاده حداکثری از ظرفیت‌های نیروگاهی موجود در کشور منوط به تحقق کامل و استاندارد برنامه‌های عملیاتی برای تعمیرات و اتصال به‌موقع واحد‌های نیروگاهی تا پیش از زمان اوج مصرف است. اخلال در برنامه زمانی اجرا می‌تواند موجب کاهش قابلیت تولید توان این نیروگاه‌ها در کشور شود. در حال حاضر تعمیرات نیروگاهی با محدودیت‌هایی به شرح ذیل مواجه است که در ادامه به آن می‌پردازیم.
از آنجایی که عمده هزینه‌های تعمیرات نیروگاه‌ها خصوصاً تعمیرات اساسی آنها به‌صورت ارزی است و درآمد فروش برق به‌صورت ریالی به آنها پرداخت می‌شود، پس از افزایش نرخ ارز در سال ۱۳۹۷ در تامین اینگونه منابع با تنگنا‌های بسیاری روبه‌رو شدند و دریافت نکردن به‌موقع مطالبات تولیدکنندگان از بابت فروش برق و ثبات نرخ فروش انرژی (تا اردیبهشت ماه ۱۳۹۹) و نرخ پایه آمادگی که به کاهش متوسط قیمت بازار برق از سال ۱۳۹۴ شده، مشکلات تامین نقدینگی در این بخش را تشدید کرده است.
افزایش قیمت تجهیزات و قطعات موردنیاز نیروگاه‌ها در اثر افزایش نرخ ارز و تحمیل تحریم ظالمانه و مشکلات مربوط به نقل‌وانتقال مالی در سطوح بین‌المللی باعث شد تامین قطعات با دشواری بیشتر روبه‌رو شود و هزینه مبادله نیروگاه‌ها نیز افزایش پیدا کند. البته برای داخلی‌سازی قطعا هم اقدامات شایسته و قابل‌تقدیری انجام شده است.
در سال‌های اخیر به‌منظور جبران کمبود نقدینگی برای تامین منابع موردنیاز تعمیرات، راهکار تهاتر مطالبات فروش برق با پیمانکاران را در دستور کار قرار دادند. این شیوه انجام کار باعث شد نه‌تن‌ها کیفیت تعمیرات کاهش یابد بلکه هزینه تعمیرات بین ۲۰ تا ۳۰ درصد افزایش یابد.
۵-۲- نگاهی گذرا به سایر بحران‌های صنعت برق کشور:
در حال حاضر ۱۶۳۵۱ مگاوات ظرفیت نیروگاهی در حال احداث است که میزان پیشرفت فیزیکی آنها به شرح نمودار ۴ است.
در شرایط ایده‌آل پرداخت تسهیلات ارزی از سوی صندوق توسعه ملی و تحویل ارز از سوی بانک مرکزی، امکان احداث این ظرفیت نیروگاهی طی چهار سال آینده وارد مدار خواهند شد.
به علاوه با درنظر گرفتن قرارداد‌های منعقد شده برای احداث بخش بخار نیروگاه‌های گازی (از محل اجرای ماده (۱۲) قانون رفع موانع تولید) این ظرفیت به بیش از ۲۰ هزار مگاوات نیز خواهد رسید. با این‌وجود با توجه به روند افزایش بار طی سال‌های آینده ناترازی تولید و مصرف در فصل تابستان مقدار قابل‌ملاحظه‌ای است که این امر حاکی از نیاز روزافزون صنعت برق کشور به اجرای طرح‌های مشارکتی مصرف‌کنندگان برای مدیریت بار مصرفی خود هستند.
به باور نویسندگان عدم توجه فوری به ابربحران‌های یاد شده با ظهور بار‌های جدید (نظیر ماینر‌های ارز دیجیتال که بی‌شک در آینده نزدیک چندین برابر خواهند شد) و تابستان‌های زودرس قطعا منجر به تشدید ناترازی تولید و مصرف و ایجاد فجایعی اجتماعی و امنیتی خواهد شد. نهایتاً با توجه به توضیحات ارایه شده، پیش‌بینی تراز تولید و مصرف در جدول ۴ ارایه شده است.
قطعی برق سال‌های جاری کشور تهدیدی بود که متخصصین حوزه انرژی کشور با مطالعه روند‌ها و قوانین پیش‌بینی کرده و هشدار می‌دادند که تنها مقصد در جاده افزایش تقاضا و محدودیت تولید، خاموشی گسترده است و امروز به مقصد رسیده‌ایم. در این گزارش با بررسی ناترازی تولید و مصرف نویسندگان سعی در نشان دادن تهدیدی بزرگ‌تر در سال‌های آتی دارند که با روند فعلی سیاست‌گذاری بخش انرژی رسیدن به آن نقطه خطرناک نیز چندان دور نیست.
با توجه به سیاست‌های فعلی صنعت برق کشور که تکرار سیاست‌های شکست خورده قبلی است، تکرار این خاموشی‌ها در ابعاد وسیع‌تر در سال‌های آتی قطعاً منجر به ایجاد ابربحران‌های اجتماعی و اقتصادی می‌شود. وضعیت منابع آبی کشور رو به افول است و فرض بهره‌برداری با ظرفیت بیش از ۵۰درصد از منابع تولید برق-آبی در فصول گرم سال فرضی بسیار خوشبینانه است.
تولید گاز کشور نیز محدود است و احتمال خاموشی برق در فصل زمستان ۱۴۰۰ یا استفاده زیاد از سوخت مازوت در نیروگاه‌ها و در نتیجه افزایش قابل ملاحظه آلودگی هوا در کلان‌شهر‌ها وجود دارد. واقعیت این است که در شرایط فعلی کشور امکان تامین آب و گاز برای تولید برق به میزان مصرف وجود ندارد و تغییر پارادایم در وزارت نیرو در حرکت به سمت انرژی‌های تجدیدپذیر امری اجتناب ناپذیر است.
در سمت مصرف نیز ظهور بار‌های الکتریکی جدید (نظیر ماینر‌های رمزارز و خودرو‌های الکتریکی و غیره) و افزایش متوسط دمای کشور در سال‌های آتی باعث رشد بیشتر مصرف خواهند شد. در صورت عدم اصلاح اقتصاد بیمار صنعت برق (اصلاح قیمت برق و حذف تدریجی یارانه حامل‌های انرژی) و تاخیر در بهره‌گیری از فناوری نوین در افزایش بازدهی در سمت تولید و مصرف، بایستی منتظر ناترازی بیشتر در تولید و مصرف و نتیجتاً ابربحران‌های اجتماعی و اقتصادی در سال‌های آتی بود.
