تولید ۹۵ درصد برق کشور با سوخت‌های فسیلی

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 ۷ درصد و متوسط رشد سالانه تولید ناخالص برق ۸٫۳ درصد بوده است. به‌موازات رشد تولید،‌ مجموع مصرف حامل‌های انرژی فسیلی شامل گاز طبیعی، مازوت، نفت و گاز در این بخش سالانه ۸٫۵ درصد (برمبنای واحد انرژی) و میزان انتشار گازهای گلخانه‌ای در این بخش نیز سالانه ۸٫۳ درصد افزایش یافته است.

مطالعه حاضر که با عنوان «نقدی بر توسعه ظرفیت نیروگاهی کشور؛ ارزیابی میزان انحراف از حالت بهینه» 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 ۱۳۶۳ تا ۱۳۹۳ 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 ۱۳۹۳ کاهش ۴٫۵ درصدی را از حالت ایده‌آل نشان می‌دهد و حرکت در مسیر غیربهینه منجر به اتلاف حداقل ۹۰ میلیارد متر مکعب معادل گاز طبیعی و انتشار ۴۰۰ میلیون تن دی‌اکسید کربن اضافی طی سی سال شده است. همچنین به دلیل عدم تامین مالی پروژه‌های نیروگاهی یا تامین به‌موقع آن، سالانه ۶۳۰ 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 ۳۰ درصد کل میزان انتشار گازهای گلخانه‌ای بخش انرژی مربوط به فعالیت نیروگاه‌های فسیلی در کشور است. همچنین مطابق گزارش‌های آژانس بین‌المللی انرژی، ایران بین ۱۰ کشور اول تولیدکننده گازهای گلخانه‌ای قرار دارد. در حال حاضر، نیروگاه‌های فسیلی ۹۵ درصد کل برق کشور را تولید می‌کنند و متوسط راندمان آنها از حدود ۳۱ درصد در سال ۱۳۶۳ تا حدود ۳۷ درصد در سال ۱۳۹۳ 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 ۳۰ 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 ۷ برابر شده و از ۱۱ هزار مگاوات در سال ۱۳۶۳ به حدود ۷۷ هزار مگاوات در سال ۱۳۹۳ رسیده است. در عمل،‌ کل ظرفیت نیروگاهی در سال ۱۳۹۳ برابر با ۷۳ 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 ۱۳۹۳ نزدیک به ۲۶ هزار و ۵۰۰ مگاوات است اما در واقعیت، ظرفیت واحدهای مذکور در آن سال، به حدود ۱۸ هزار و ۵۰۰ مگاوات رسیده است. همچنین در ترکیب بهینه نیروگاهی کل ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های گازی به حدود ۱۶ هزار و ۳۰۰ مگاوات می‌رسد،‌ درحالی‌که در عمل در انتهای سال ۱۳۹۳، بیش از ۲۶ 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 ۱۳۹۳ برابر ۱۲ هزار مگاوات است. ولی در حال حاضر، ظرفیت نیروگاه‌های بخاری در کشور رقمی حدود ۱۶ هزار مگاوات است. البته با امکان ورود نیروگاه‌های زغال‌سنگ‌سوز از سال ۱۳۶۹ به بعد، این نیروگاه‌ها در انتهای سال ۱۳۹۳ دارای ظرفیت نصب‌شده ۳ هزار و ۹۰۰ 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 ۱۳۸۴ به بعد، در ترکیب بهینه فناوری‌های نیروگاهی قرار می‌گیرد، به‌گونه‌ای‌که در انتهای سال ۱۳۹۳، کل ظرفیت نصب‌شده این فناوری به حدود ۳ هزار و ۶۰۰ مگاوات می‌رسد. همچنین در مورد موتورهای گازسوز در حالت تولید پراکنده، بهره‌برداری از سقف پتانسیل اعمال‌شده در مدل (یعنی ۳ هزار مگاوات) تا انتهای سال ۱۳۹۳ 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.

نتایج تحقیق نشان می‌دهند که از سال ۱۳۸۴ 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 ۱۳۹۳ توربین باد و تولید پراکنده به‌ترتیب سهمی معادل ۳ و ۵ درصد کل تولید را داشته‌اند، درحالی‌که در واقعیت سهم مجموع این دو فناوری در تولید کمتر از ۰٫۷ درصد بوده است. مطابق مدل در شرایط بهینه، می‌بایست در سال ۱۳۹۳ سهم واحدهای سیکل ترکیبی، بخاری و گازی در تولید برق به‌ترتیب برابر ۵۰، ۲۲ و ۴ درصد می‌بود. علاوه بر اینها، ۹ 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 ۳۵ درصد،‌ گازی ۲۷ درصد و بخاری ۳۱ درصد بوده است.

در دوره ۱۳۷۸ تا ۱۳۸۴،‌ با توسعه واحدهای سیکل ترکیبی و به دلیل راندمان بالای این واحدها، متوسط راندمان نیروگاهی رشد قابل‌ملاحظه‌ای پیدا کرد و از ۳۴٫۴ درصد به حدود ۴۰ درصد رسید. در سال ۱۳۸۴، حدود ۱۵ هزار مگاوات نیروگاه سیکل ترکیبی در مدار قرار گرفت و حدود ۴۵ 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 ۱۳۸۴ به حدود ۴۰ درصد می‌رسید اما به دلیل توسعه پایین‌تر واحدهای سیکل ترکیبی، راندمان واقعی در آن سال چیزی حدود ۳۶ درصد بود. از سال ۱۳۸۴ 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 ۲۷ درصد در سال ۱۳۸۱ به حدود ۴۷ درصد در سال ۱۳۸۴ افزایش یافته که همین امر منجر به افزایش قابل‌توجه در راندمان نیروگاهی کشور شد. ولی در ۱۰ سال آخر، سهم آن واحدها تغییر زیادی نداشته و به ۵۰ درصد رسیده است. بنابراین برای دستیابی به راندمان‌های بالای ۴۵ درصد،‌ نظیر آنچه در حال حاضر در کشورهای پیشرفته وجود دارد، دستیابی به فناوری‌های پیشرفته سیکل ترکیبی (با حدود ۶۰ درصد راندمان) و زغال‌سنگ‌سوز فوق بحرانی (راندمان ۴۶ درصد) در آینده الزامی است.

منبع: پایگاه خبری اتاق تهران

نظرات شما