اما میزان مصرف سوخت نیروگاهی ایران به‌طور قابل توجهی به سه بخش اصلی گاز طبیعی، نفت کوره و گازوئیل تقسیم می‌شود. در محاسبات هزینه فرصت باید به بند یک ماده سه آیین‌نامه اجرایی تبصره ۱۴ قانون بودجه سال ۱۴۰۲ کل کشور توجه شود که ابلاغ می‌کند نیروگاه‌های مقیاس کوچک و بزرگ که تمامی برق را به شبکه سراسری تحویل می‌دهند، مکلف‌اند به ازای هر لیتر فراورده نفتی و هر مترمکعب گاز طبیعی، ۷۵۰ ریال از طریق وزارت نفت به حساب وزارت نیرو واریز کنند. همان‌طورکه اشاره شد، در سال ۱۴۰۲، حدود ۹۳ درصد از انرژی کل تولیدی در کشور (۳۸۷ تراوات ساعت)، یعنی معادل ۳۶۰ تراوات ساعت توسط نیروگاه‌های حرارتی تولید شده است. وزارت نیرو راندمان نیروگاهی در این بخش را بیش از ۳۹ درصد ادعا می‌کند و این منهای تلفات شبکه انتقال و توزیع است و با این حساب، به نظر می‌رسد راندمان متوسط زیر ۳۵ درصد بوده است و البته تلفات شبکه انتقال و توزیع هم حدود ۱۸ درصد است و این هدررفت عظیمی در حدود ۷۵ درصد در سوخت نیروگاهی کشور را نشان می‌دهد. با‌این‌حال تحقق برنامه نیروگاه‌های تجدیدپذیر در دولت قبل حدود یک درصد بوده است.
ارزش صادراتی سوخت نیروگاهی
براساس آمار شرکت ملی نفت ایران، مصرف سوخت نیروگاهی در سال ۱۴۰۲ به صورت زیر بوده است:
گاز طبیعی: نیروگاه‌های ایران در سال ۱۴۰۲ حدود ۷۷ میلیارد مترمکعب گاز طبیعی مصرف کرده‌اند (از کل مصرف ۲۴۹ میلیارد مترمکعب در کشور).
این مقدار بیشترین سهم را در سوخت نیروگاه‌ها داشته و حدود ۷۵ درصد از کل مصرف سوخت را تشکیل می‌دهد. هزینه فرصت صادرات این میزان تخصیص گاز (براساس ۳۱ سنت متوسط مصوب قانون بودجه ۱۴۰۳) حدود ۲۴ میلیارد دلار برآورد شده است. لازم به ذکر است در قرارداد بغداد ۲۰۱۷ و بصره ۲۰۱۸ حدود ۵۲ میلیارد مترمکعب گاز به ارزش ۱۵ میلیارد دلار به کشور عراق صادر کرده‌ایم و البته کشور عراق به ۳۵ هزار مگاوات برق نیز نیاز دارد که قادر به تأمین آن نبوده‌ایم.
در چنین شرایطی، پیش‌بینی ناترازی تولید و نیاز مصرف گاز در اوج مصرف زمستان ۱۴۰۳، براساس ۸۰۰ میلیون مترمکعب تولید و ۱.۱ میلیارد مترمکعب نیاز مصرف است!
در کنار سوخت گاز طبیعی، سالانه حدود ۱۰.۴ میلیارد لیتر گازوئیل و روزانه تا ۸۰ میلیون لیتر روزانه (با هزینه فرصت هر لیتر معادل ۰.۷ دلار) و ۷.۶ میلیارد لیتر مازوت (با هزینه فرصت هر لیتر معادل ۰.۴ دلار) مصرف شده است و هزینه فرصت کل این سوخت مایع نیروگاهی، معادل حدود ۱۰.۳ میلیار دلار خواهد شد (به ترتیب ۷.۳ میلیارد دلار برای گازوئیل و سه میلیارد دلار ارزش مازوت). اگر ارزش صادراتی ۱۸ درصد سوخت مایع مصرفی در سال ۱۴۰۲ در نیروگاه‌ها محاسبه شود، با یک سال سوخت مایعی که فقط در نیروگاه‌ها در چند ماه سرد سال استفاده شده است، می‌توان ۲۵ هزار مگاوات، در بخش انرژی تجدیدپذیر سرمایه‌گذاری و احداث کرد و با هزینه نزدیک به صفر در ۳۰ سال بعد بهره‌برداری کرد و منافع سالیان بعد از دوران احداث در خزانه، متعلق به همه کشور شود.
برای بررسی روند تولید انرژی برق و مصرف سوخت کافی است مصارف معادل گاز، گازوئیل و مازوت برای سال ۱۳۹۸ بررسی شود که به ترتیب ۶۷ میلیارد مترمکعب، شش و ۳.۵ میلیارد لیتر بوده و این در‌حالی است که میزان تولید انرژی کل از ۳۲۴ تراوات ساعت در سال ۱۳۹۸ به ۳۸۷ تراوات ساعت در سال ۱۴۰۲ رسیده است. با چشم‌پوشی از میزان اندک تفاوت موجود انرژی تجدیدپذیر، به ازای حدود ۱۹ درصد رشد انرژی طی این دوره چهار‌ساله، با وجود افزایش میزان تجدیدپذیر‌ها (البته اندک)، میزان مصرف سوخت حدود ۲۳ درصد افزایش داشته و این معیار مهمی است برای اینکه نشان دهد راندمان نیروگاه‌ها طی چهار سال اخیر چهار درصد کاهش یافته است.
نکته مهم این است که برای اثبات این نکته مهم و غیر قابل کتمان از داده‌های رسمی وزارت نیرو استفاده شده که حتی در بخش‌هایی به نظر عددسازی می‌آید، اما بنا به ضرورت، استناد به همین اطلاعات اکتفا می‌شود. با وجود این داده‌های روشن، مسئولان وزارت نیرو دولت سیزدهم ادعا‌هایی مطرح می‌کنند که اصلا با اصول علمی و ریاضی قابل جمع نیست. نکته مهم دیگر این است که اگر دیپلماسی فعال انرژی در واردات گاز به کشور وجود می‌داشت، هزینه سرسام‌آور سوخت مایع مضاف بر آلودگی زیستی و تشدید استهلاک نیروگاهی به کمتر از ۳۰ درصد میزان فعلی می‌رسید. در ضمن اینکه حجم قابل توجهی از ظرفیت نفتکش‌ها، خطوط انتقال سوخت و خطوط ریلی آزاد می‌شد و کشور از این محل بیش از هفت میلیارد دلار سالانه عایدی داشت.
افزایش ناترازی
مهم‌تر از آن تکلیف برنامه ششم توسعه، افزایش راندمان بود. کافی بود فقط ۲۰ درصد هدف برنامه محقق شود، آن‌وقت بود که حداقل چهار میلیارد دلار از هزینه‌های سوخت در نیروگاه‌ها کاسته می‌شد و ضمنا خسارت گزاف خاموشی بر صنایع کشور تحمیل نمی‌شد. نکته قابل توجه ارزش حرارتی این سه نوع سوخت است که بر‌حسب BTU، برای هر مترمکعب گاز هشت‌هزارو ۶۰۰ و برای لیتر گازوئیل و مازوت به ترتیب ۹ هزار‌و ۲۲۷ و ۹ هزار‌و ۷۸۶ است و هر کیلوات ساعت معادل سه‌هزار‌و ۴۱۲ BTU است. در ضمن راندمان نیروگاهی در شرایط استفاده از سوخت‌های مازوت و گازوئیل کمتر از گاز طبیعی است.
در نیمه نخست سال ۱۴۰۳ حدود هشت درصد کاهش در تأمین گاز نیروگاه‌ها منجر به رشد دوبرابری میزان مازوت و ۱.۸برابری میزان گازوئیل شده و نکته نگران‌کننده این است که میزان پرشدگی مخازن نسبت به سال قبل، از ۸۸ درصد به ۴۴ درصد رسیده. یعنی ۵۰ درصد بر ناترازی سوخت نسبت به سال گذشته افزوده شده است و نتیجه خاموشی گسترده در زمستان خواهد بود. با توجه به ناترازی گاز در زمستان، نیاز به برنامه‌ریزی دقیق و اجرای راهکار‌های عملیاتی برای کاهش این ناترازی در زمستان ضروری است.
۱- افزایش بهره‌وری و کارایی نیروگاه‌ها: بهینه‌سازی عملکرد نیروگاه‌ها از طریق ارتقای تکنولوژی و استفاده از تجهیزات مدرن می‌تواند مصرف سوخت را کاهش داده و بهره‌وری را افزایش دهد.
۲- توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر: با سرمایه‌گذاری در انرژی‌های تجدیدپذیر مانند خورشیدی و بادی، می‌توان وابستگی به سوخت‌های فسیلی را کاهش داد و در نتیجه ناترازی گاز را بهبود بخشید.
۳- بهینه‌سازی شبکه انتقال و توزیع گاز: کاهش تلفات در شبکه انتقال و توزیع گاز می‌تواند به‌طور مستقیم بر کاهش ناترازی گاز تأثیرگذار باشد. این امر از طریق نوسازی و به‌روزرسانی تجهیزات و زیرساخت‌ها قابل دستیابی است.
۴- مدیریت تقاضا و فرهنگ‌سازی: آگاهی‌بخشی به مصرف‌کنندگان درباره اهمیت صرفه‌جویی در مصرف انرژی و ارائه مشوق‌های مالی می‌تواند به کاهش مصرف گاز در بخش‌های مختلف کمک کند.
با اجرای این راهکارها، می‌توان به صورت قابل توجهی ناترازی گاز در زمستان را کاهش داده و از فشار اقتصادی ناشی از تأمین سوخت نیروگاهی کاست. این اقدامات نه‌تن‌ها به پایداری اقتصادی کمک می‌کند، بلکه به بهبود کیفیت محیط زیست و کاهش آلودگی هوا نیز منجر می‌شود.
یکی دیگر از گزینه‌های پیش‌روی کشور در واردات سوخت نیروگاهی، واردات گاز مایع (LNG) است. در شرایطی قرار گرفته‌ایم که با ۱۶ کشور مهم مرز مشترک داریم و مثلا قطر، یکی از بزرگ‌ترین تولیدکنندگان LNG در جهان است که می‌تواند یکی از منابع بالقوه برای تأمین این نیاز وانهاده شده باشد. البته زیرساخت‌های حمل‌ونقل و ذخیره‌سازی LNG در داخل کشور به اندازه کافی توسعه نیافته است که این امر می‌تواند مانعی بر سر راه واردات مستقیم گاز مایع باشد و باید چاره‌اندیشی شود. علاوه‌بر‌این، هزینه‌های بالای حمل‌ونقل و تبدیل LNG به گاز طبیعی نیز یکی از موانع اقتصادی این راه‌حل است.
در کنار قطر، ترکمنستان نیز به عنوان یکی از گزینه‌های محتمل برای واردات گاز به ایران مطرح است و امیدوارم مشاوران رئیس‌جمهور در سفر اخیر ایشان بهره‌برداری کافی را از این فرصت داشته باشند. ترکمنستان دارای ذخایر گازی فراوانی است و از نظر جغرافیایی نیز به ایران نزدیک است، اما مسائل سیاسی و مشکلات در توافق‌نامه‌های غیرکارشناسی و نمایشی پیشین بین دو کشور، مسیر همکاری را کمی پیچیده کرده است که باید در اسرع وقت حل‌وفصل شود.
سال‌هاست سوخت‌های مایع دیگر به‌جز نفت کوره و گازوئیل نیز می‌توانستند به عنوان سوخت جایگزین در نیروگاه‌ها مورد استفاده قرار گیرند، اما صرفا به سوخت‌های مازوت و گازوئیل توجه شد و همواره در یک بازه بلندمدت، با رویکرد ادعایی کوتاه‌مدت، به عنوان یک راه‌حل موقت استفاده شد؛ چراکه کشورمان می‌تواند این سوخت‌ها را به‌راحتی، اما با هزینه‌های مختلف زیستی، اقتصادی و تکنولوژیکی گزاف از کشور‌های همسایه مانند عراق یا حتی از طریق بازار‌های بین‌المللی تأمین کند.
از دلایل اجرانشدن جدی طرح‌های واردات سوخت جایگزین تاکنون، می‌توان به مسائل زیرساختی، هزینه‌های بالای اقتصادی و مسائل سیاسی و دیپلماتیک اشاره کرد.
همچنین، تمایل به حفظ استقلال انرژی و اعتماد به منابع داخلی نیز می‌تواند یکی از دلایل باشد که تاکنون به واردات سوخت جایگزین به صورت گسترده اقدام نکرده‌ایم و یک دلیل مهم این نگرانی فقدان استراتژی اطمینان‌بخش به علت عدم درک صحیح مسائل بین‌المللی و انفعال در دیپلماسی انرژی بوده است. واردات LNG و جایگزینی با گازوئیل و نفت کوره، علاوه بر کاهش انتشار دی‌اکسیدکربن و آثار مخرب زیست‌محیطی، منجر به افزایش سودآوری و بهره‌وری در صنعت برق، راندمان بالاتر نیروگاهی و حذف خاموشی‌ها می‌شود و این روش سال‌هاست در کشورهایی، چون آمریکا، چین، ژاپن و کره جنوبی به کار برده می‌شود.
در دیپلماسی انرژی مدرن، در دنیا پس از انرژی‌های تجدیدپذیر، تجارت برون‌مرزی LNG رو به افزایش است و امروزه متغیر اصلی زنجیره معادلات انرژی شده است. مراحل فرآوری LNG، شامل استخراج گاز طبیعی، مایع‌سازی، حمل‌ونقل دریایی، ذخیره‌سازی و تبدیل مجدد به گاز است؛ بنابراین فناوری تولید و انتقال گاز طبیعی مایع، پیشرفتی گران است، اما نیاز امروز جامعه جهانی به‌خصوص ایران است که هزینه بالای آن باعث شده کشور‌ها کمتر ریسک سرمایه‌گذاری در آن را بپذیرند. هزینه تولید و انتقال گاز طبیعی مایع نسبت به استخراج و انتقال نفت به طرز قابل توجهی بالاتر است. با این حال با پیشرفت‌هایی که در زمینه تولید و انتقال گاز طبیعی مایع صورت گرفته و به دلیل مزایای استفاده از گاز طبیعی، سهم LNG در بازار جهانی هرساله رشد دارد.
جهان به کدام سمت است؟ مطابق گزارش آژانس بین‌المللی انرژی اتمی، دنیای ۲۰۴۰ دنیایی است به شدت برقی و در تمام سناریو‌های محتمل مصرف برق حداقل ۵۰ درصد رشد خواهد داشت و ۴۶ درصد این انرژی از مسیر انرژی‌های تجدیدپذیر خواهد بود که این نکته نیز می‌تواند به عنوان یک نقشه راه مهم پیش‌روی کشور باشد، ولی در برنامه هفتم چنین رویکردی دیده نمی‌شود.
اما فارغ از ضرورت‌های کلی برنامه‌ریزی بلندمدت، برای مدیریت بهتر بحران انرژی در زمستان، نیازمند بهبود کوتاه‌مدت زیرساخت‌های انرژی هستیم. توسعه روابط دیپلماتیک و اقتصادی با کشور‌های همسایه و اتخاذ سیاست‌های مؤثر برای کاهش وابستگی به گاز طبیعی است. این اقدامات می‌تواند به کشور کمک کند تا با ناترازی گاز در زمستان به طور مؤثرتری مقابله کند. ضمن اینکه پروژه فشارافزایی ۲۰ میلیارد دلاری رهاشده توتال می‌توانست مشکلات کشور را بسیار کم کند؛ بنابراین وزارتخانه‌های نفت و نیرو اگر فکر اساسی و فوری نکنند برای فصل سرما، حدود ۲۵ هزار مگاوات نیروگاه در کشور به میزان ۱۲ روز بیشتر سوخت ندارند و مشکلات تابستان ۱۴۰۳ را این بار در زمستان شاهد خواهیم بود.
