مدیرعامل شرکت مادرتخصصی تولید نیروی برق حرارتی تاکید کرد؛
توسعه نیروگاههای حرارتی در گلوگاه قیمتگذاری دستوری
پایگاه خبری افق و اقتصاد _ مدیرعامل شرکت مادرتخصصی تولید برق حرارتی هم در گفتگوی مکتوب با تاکید بر اهمیت تقویت ارتباط بین بخش خصوصی و دولتی، خاطرنشان میکند که تعامل و همافزایی میان بخش دولتی و خصوصی، نقشی تعیینکننده و اجتنابناپذیر در رفع مشکلات حوزه تولید برق کشور ایفا میکند.
به گزارش پایگاه خبری افق و اقتصاد ، نیروگاههای بزرگمقیاس حرارتی، با سهمی بیش از ۹۰ درصد در تأمین برق مورد نیاز کشور، شریانهای اصلی انرژی الکتریکی در ایران محسوب میشوند. ترکیب نیروگاههای دولتی و خصوصی بخاری، گازی و سیکل ترکیبی، علیرغم مشکلات متعدد بهویژه قیمتگذاری دستوری برق آنها، همچنان پرچمداران پایداری برق کشور محسوب میشوند.
با این حال این دست از نیروگاهها در بسیاری از حوزهها از جمله شیوههای قیمتگذاری برق تولیدی، تأمین سوخت و آلایندگی با چالشهای عدیدهای مواجهند که به یک عارضه مشترک بین نیروگاههای خصوصی و دولتی تبدیل شده است.
امروز که قریب به ۷۰ درصد برق مورد نیاز کشور توسط نیروگاههای بزرگمقیاس حرارتی متعلق به بخش خصوصی تولید میشود، همفکری و مشارکت با شرکت مادرتخصصی برق حرارتی به عنوان متولی نیروگاههای حرارتی دولتی، میتواند به یک انسجام فرابخشی به منظور پیگیری موضوعات کلیدی مرتبط با این حوزه منجر شود.
عظیم اعتمادی، مدیرعامل شرکت مادرتخصصی تولید برق حرارتی هم در گفتگو با خبرنگاران تأکید کرد اهمیت تقویت ارتباط بین بخش خصوصی و دولتی، خاطرنشان میکند که تعامل و همافزایی میان بخش دولتی و خصوصی، نقشی تعیینکننده و اجتنابناپذیر در رفع مشکلات حوزه تولید برق کشور ایفا میکند.
مدیرعامل شرکت مادرتخصصی تولید برق حرارتی ، مهمترین پرسشهای بخش خصوصی تولیدکننده برق درباره موضوعاتی نظیر الزامات بهبود و حفظ ظرفیتهای تولید برق کشور، ضرورت استقرار یک سیستم بازنگری دورهای نرخ برق، الزامات تأمین سوخت نیروگاهها و همچنین هزینهها و پیامدهای استفاده از سوخت پشتیبان پاسخ داده که در ادامه حاصل آن را میخوانید:
از دیدگاه شما مهمترین الزامات حفظ و تقویت ظرفیتهای موجود تولید برق حرارتی در بخشهای خصوصی و دولتی و ارتقای بهرهوری آنها چیست؟
در حال حاضر ظرفیت منصوبه کل نیروگاههای کشور ۱۰۰ هزار و ۶۷۶ مگاوات است که از این میزان، ۷۸ هزار و ۸۱۰ مگاوات سهم نیروگاههای حرارتی است. در راستای حفظ و تقویت ظرفیتهای موجود تولید برق حرارتی، برنامههای مدون بازدید، تعمیرات دورهای و تعمیرات سالانه واحدهای حرارتی بهصورت دقیق برنامهریزی میشود تا این واحدها با حداکثر آمادگی در دوره اوج مصرف برق مورد بهرهبرداری قرار گیرند. برآورد شده، برای انجام تعمیرات دورهای به میزان ۱۱۰ هزار مگاوات نیروگاه حرارتی در سال جاری، حدود ۳۸ هزار میلیارد تومان منابع مالی مورد نیاز باشد.
بهبود و حفظ ظرفیتهای تولید برق حرارتی، بهویژه در شرایطی که تقاضا در پیکهای مصرف افزایش مییابد، نیازمند یک رویکرد جامع است که محورهای فنی، اقتصادی و مدیریتی را شامل شود. از دیدگاه تحلیل سیستمی، مهمترین الزامات بهبود و حفظ ظرفیتهای تولید برق کشور را میتوان در حوزههای فنی و عملیاتی و نیز اقتصادی و مدلهای سرمایهگذاری دستهبندی کرد.
در خصوص الزامات فنی و عملیاتی (ارتقای بهرهوری) باید گفت در راستای تکالیف وزارت نیرو در حوزه افزایش راندمان و ارتقای بهرهوری مصرف سوخت، یکی از رویکردهای کلیدی و متداول در دنیا، استفاده از فرصتهای افزایش ظرفیت تولید برق بدون افزایش مصرف سوخت است. این راهبرد با وجود محدودیتهای ناشی از تحریمها و دو دفاع میهنی گذشته، در کشور ما نیز برنامهریزی شده و در حال اجراست.
در حوزه جایگزینی نیروگاههای فرسوده و کمبازده، تاکنون ۲ واحد ۴۲ مگاواتی مقیاس متوسط ری، در مجموع به ظرفیت ۸۴ مگاوات، جایگزین شده و در حال حاضر ۱۴۱ واحد با ظرفیت ۶,۹۸۱ مگاوات در فهرست جایگزینی نیروگاههای حرارتی کمبازده و فرسوده در بخشهای دولتی و خصوصی قرار دارد. برای اجرای این پروژهها حدود ۴ میلیارد یورو سرمایهگذاری مورد نیاز است که در صورت تحقق، سالانه بیش از ۵,۶۰۰ میلیون مترمکعب صرفهجویی سوخت به همراه خواهد داشت.
یکی دیگر از مؤثرترین روشهای افزایش متوسط راندمان نیروگاههای حرارتی و افزایش ظرفیت تولید بدون مصرف سوخت اضافی، احداث بخش بخار برای واحدهای گازی موجود و تکمیل بلوکهای سیکل ترکیبی است. بر اساس برنامهریزیهای انجامشده، احداث ۳۸ واحد بخار به ظرفیت ۵,۳۹۰ مگاوات، با سرمایهگذاری حدود ۷.۴ میلیارد یورو، امکان صرفهجویی سالانه ۵.۸ میلیارد مترمکعب سوخت را فراهم خواهد کرد.
پیگیری به منظور تسریع در پرداخت مطالبات سوخت صرفهجوییشده قراردادهای بیع متقابل منعقده بر اساس بند ۱۹ قانون بودجه سال ۱۳۹۲ که در تعهد دولت است، همواره در دستور کار این شرکت قرار داشته است. در همین راستا، بر اساس پیگیریهای صورتگرفته توسط این شرکت طی سال گذشته و سال جاری دو راهکار به منظور پرداخت مطالبات در دست اقدام قرار گرفته است.
راهکار اول، منابع حاصل از سوخت مصرفی نیروگاهها است که بر اساس ماده (۵) شیوهنامه اجرایی مواد (۸) و (۹) برنامه موضوع ماده (۱۰) قانون مانعزدایی از توسعه صنعت برق ابلاغی به شماره ۹۲۲۹/ت۶۴۲۴۴ ه مورخ ۱۵/۰۲/۱۴۰۵ میبایست بخشی از آن بابت ایفای تعهدات قراردادهای بیعمتقابل هزینه شود. ولی از آنجاییکه میزان این منابع در حال حاضر برای پرداخت مطالبات سرمایهگذاران مکفی نیست، راهکار دوم برای نیروگاههایی که از صندوق توسعه ملی تسهیلات اخذ کردهاند، به صورت جدی در دستور کار قرار گرفته است.
بر این اساس مقرر شده است مطالبات سوخت صرفهجوییشده سرمایهگذاران نیروگاههای مذکور از دولت به میزان یک میلیارد دلار با بدهی ایشان به صندوق توسعه ملی بابت احداث بخش بخار نیروگاه، تهاتر شود. در این راستا تفاهمات اولیه با صندوق توسعه ملی و سازمان برنامه و بودجه صورت پذیرفته است و فرآیند اجرایی این موضوع به سرمایهگذاران ابلاغ شده است.
تعامل و همافزایی بخش دولتی و خصوصی صنعت برق تا چه حد میتواند به رفع مشکلات این صنعت در حوزه تولید کمک کند؟
تعامل و همافزایی میان بخش دولتی و خصوصی، نقشی تعیینکننده و اجتنابناپذیر در رفع مشکلات حوزه تولید برق کشور ایفا میکند. دولت بهتنهایی توان مالی و اجرایی لازم برای پاسخگویی به رشد فزاینده مصرف را ندارد.
سرمایهگذاری دولتی در این حوزه در دهه اخیر با کاهش روبرو شده و این خلأ فقط با حضور بخش خصوصی قابل جبران است؛ بهطوری که هماکنون نزدیک به ۷۰ درصد از برق کشور توسط بخش غیردولتی تولید میشود. ناترازی برق ناشی از رشد پیک مصرف در برابر رشد ظرفیت نیروگاهی است.
همافزایی میتواند با جذب سرمایه برای احداث نیروگاههای جدید و توسعه شبکههای انتقال و توزیع، به حل بحران ناترازی کمک کند. همچنین یکی از مهمترین چالشها، قیمتگذاری دستوری و پایینتر از قیمت تمامشده است که به زیاندهی نیروگاهها انجامیده است. تنها از طریق تعامل و تصمیمگیری مشترک میتوان به سمت اصلاح نظام قیمتگذاری حرکت کرد.
خوشبختانه با اصلاحات اقتصادی حوزه برق در دولت چهاردهم و استفاده از ظرفیتهای قانون برنامه هفتم پیشرفت، شاهد توسعه مبادلات برق در بورس انرژی و آزادسازی قیمت برق برای تولیدکنندگان جدید برق بودهایم. امید میرود با افزایش جذابیت اقتصادی در این بخش، شاهد توسعه سرمایهگذاری کیفی و کمّی در حوزه تولید برق حرارتی باشیم.
الزام نیروگاهها به استفاده از سوخت پشتیبان در طول چند ماه از سال و هزینههای مالی ناشی از کاهش دوره تعمیرات، خسارت تجهیزات، کاهش توان تولید و راندمان و… هزینههای مشخصی به آنها تحمیل میکند. چه اقداماتی برای جبران هزینههای استفاده از سوخت پشتیبان صورت گرفته و این اقدامات چه نتایجی را در پی داشته است؟
الزام نیروگاهها به استفاده از سوخت پشتیبان به صورت روزانه مطابق برنامهریزی دیسپاچینگ ملی برق و دیسپاچینگ شرکت ملی گاز و شرکت ملی پخش فرآوردههای نفتی و با هماهنگی شرکت مادرتخصصی برق حرارتی صورت میگیرد. البته همانطور که پیشتر هم عنوان شد، این برنامهها پیشتر در قالب پیشبینی سوخت معادل نیروگاهی و برنامههای مقطعی به تصویب مراجع ذیربط از جمله کارگروه مدیریت بهینه مصرف انرژی میرسد. استفاده از سوخت پشتیبان مانند (گازوئیل یا مازوت) به جای گاز طبیعی در نیروگاههای حرارتی، یکی از چالشبرانگیزترین موضوعات عملیاتی و مالی در صنعت برق است. این موضوع نه تنها هزینههای مستقیم سوخت را افزایش میدهد، بلکه اثرات مخربی بر سلامت فنی تجهیزات و راندمان نیروگاه دارد.
اصلیترین اقدام صورتگرفته برای جبران هزینهها، «پرداخت تفاضل هزینه سوخت» است. طبق این مکانیسم، تفاوت قیمت سوخت پشتیبان (گازوئیل/مازوت) با سوخت اصلی (گاز) محاسبه شده و به نیروگاه پرداخت میشود تا زیان مستقیم سوخت جبران شود. شایان ذکر است در شرایط عادی در ساعات پیک، نیروگاهها معمولاً با استفاده از سوخت اصلی وارد شبکه میشوند اما با توجه به مسأله بحران سوخت در کشور و مصوبه شعام در حال حاضر در ساعات پیک، بسیاری از نیروگاهها با سوخت پشتیبان وارد شبکه میشوند که در این حالت قیمت بالای برق در بازار، تنها بخشی از هزینههای اضافی سوخت و استهلاک تجهیزات را پوشش میدهد و نیاز به بازنگری قوانین استفاده از سوخت پشتیبان و پذیرش ساعات بهرهبرداری در بازار برق حس میشود.
با وجود اقدامات فوق، بررسیها نشان میدهد که جبران هزینهها به صورت کامل و جامع صورت نگرفته است زیرا «هزینههای پنهان فنی» نادیده گرفته میشود. تفاضل سوخت فقط «قیمت خرید سوخت» را جبران میکند، اما هزینههای کاهش عمر مفید تجهیزات، کاهش راندمان و خسارات مکانیکی به تجهیزات هنگام سوئیچ سوخت معمولاً در پرداختها لحاظ نمیشوند. همچنین به دلیل استفاده طولانیمدت از سوخت پشتیبان، بازه تعمیرات اساسی کوتاهتر میشود. برای مثال، اگر یک توربین قرار بود هر ۵ سال تعمیر شود، اکنون به دلیل کیفیت پایین سوخت و فشار عملیاتی، هر ۳ سال نیاز به تعمیرات دارد. این «هزینه فرصت» و «هزینه جایگزینی» در مدلهای پرداخت فعلی دیده نشده است.
اجبار نیروگاهها به استفاده از سوخت پشتیبان در ماههای طولانی سال، یک چالش جدی است که فراتر از یک هزینه مالی ساده است. استفاده از سوخت مایع (پشتیبان) در مقایسه با سوخت اصلی (گاز) بر اساس مستندات شرکت سازنده واحدها باعث هزینههای اضافی، برای واحدهای بخاری معادل ۲۵ درصد و واحدهای گازی معادل ۳۰ درصد میشود.
این هزینهها شامل هزینههای سرمایهای و احداث (مانند ساخت مخازن ذخیرهسازی، توسعه خطوط لوله و تأسیسات، سیستمهای انتقال و پمپاژ و سیستمهای اندازهگیری و…)، هزینههای پرسنلی و عملیاتی (مانند کارکنان تخلیه سوخت، پرسنل آزمایشگاه کنترل کیفیت، هزینههای عملیات جاری، لوازم مصرفی آزمایشگاه و مدیریت انبارداری و…) و هزینههای تعمیرات و اورهال (مانند اورهال زودهنگام تجهیزات، تأمین قطعات یدکی ضروری و هزینههای شستوشوی شیمیایی و…) است. اگر این هزینهها جبران نشود، در بلندمدت با افت شدید راندمان و ریسک توقف تجهیزات در پیک مصرف مواجه خواهیم شد.
مستندات این بررسیها به هیأت تنظیم بازار برق ایران اعلام شده و در دست پیگیری است. راهکار پیشنهادی شرکت مادرتخصصی برق حرارتی این است که برای نیروگاههایی که زیرساخت و آمادگی تولید با استفاده از سوخت پشتیبان را دارند، یک ضریب تشویقی متناسب با عملکرد آن نیروگاهها، به آنها تخصیص داده شود.
جمعبندی بحث اینکه اقدامات فعلی (عمدتاً پرداخت تفاضل سوخت) تنها یک تسکین موقت برای بقای مالی نیروگاههاست و یک راهکار جامع نیست و برای جبران واقعی، نیاز به تغییر از «پرداخت تفاضل قیمت» به «پرداخت هزینه اثرات جانبی سوخت» (استهلاک سریعتر تجهیزات، کاهش راندمان و کاهش بازه تعمیرات اساسی) است که هنوز به طور کامل در صنعت برق کشور عملیاتی نشده است.
موضوع مطالبات نیروگاههای دارای قرارداد بیع متقابل به عنوان یک چالش برای شماری از نیروگاههای خصوصی مطرح است. آیا آن شرکت برای حل این مسأله، طرح خاصی که قابلیت اجرا داشته باشد، دارد؟
همچنین رفع محدودیت تولید نیروگاههای بخاری از طریق اصلاح سیستمهای خنککن و ارتقای توربینهای گازی موجود در شبکه، از دیگر برنامههای مهم شرکت است. لازم به ذکر است که بر اساس برنامه هفتم پیشرفت، افزایش ظرفیت نیروگاههای حرارتی به میزان ۱۲,۱۵۶ مگاوات برنامهریزی شده که تاکنون ۴,۵۴۶ مگاوات آن محقق شده است. به طور کلی ارتقای راندمان و حفظ ظرفیت نیروگاهها نیازمند بهروزرسانی و مدرنیزاسیون نیروگاهها، پیادهسازی سیستمهای مدیریت انرژی (EMS) برای بهینهسازی روند احتراق و همچنین محقق شدن تعمیرات پیشبینانه با استفاده از تحلیل دادهها است.
درباره الزامات اقتصادی و مدلهای سرمایهگذاری (بخش خصوصی و دولتی) هم باید این مسأله را مدنظر قرار داد که تولید برق سرمایهبر است و بدون مدل اقتصادی پایدار، تجهیزات فرسوده جایگزین نمیشوند. با اصلاح ساختار قیمتگذاری که علاوه بر هزینه تولید، هزینه جایگزینی تجهیزات و سرمایهگذاری در ارتقا را نیز پوشش دهد، تسهیل دسترسی به منابع مالی با استفاده از مدلهای مشارکت عمومی-خصوصی برای نوسازی نیروگاههای دولتی توسط بخش خصوصی و ارتقای بازار برق رقابتی میتوان انگیزه کافی برای نوسازی نیروگاهها ایجاد کرد.
علاوه بر این، با تنوعبخشی به منابع سوخت و توانمندسازی نیروگاههای حرارتی برای استفاده از سوختهای جایگزین، کاهش اثرات زیستمحیطی نیروگاهها، ارتقای سرمایه انسانی با برگزاری دورههای تخصصی و شفافیت در نظارت با ایجاد شاخصهای کلیدی عملکرد میتوان به حفظ و ارتقای ظرفیتهای تولید پرداخت.
با توجه به افزایش تورم، نرخ ارز و بهای سایر نهادههای تولید و به تبع آن افزایش قیمت تمامشده برق از ابتدای سال جاری، شرکت برق حرارتی برای اصلاح و بهروزرسانی نرخ برق چه اقداماتی را صورت داده است؟
تردیدی نیست که نوسانات نرخ ارز و تورم در بهای نهادهها، فشار قابل توجهی بر قیمت تمامشده برق وارد کرده است. شرکت برق حرارتی برای مقابله با این چالش، رویکردی «دینامیک و تحلیلمحور» را در پیش گرفته است. اولین اقدام، استقرار یک سیستم بازنگری دورهای نرخها بوده، به این معنا که قیمتها به جای تغییرات پراکنده، بر اساس تحلیل دقیق سبد هزینهها از جمله هزینههای متغیر تولید (AVC) و متناسب با شاخصهای تورمی بازار بهروزرسانی شده است.
از جمله استراتژیهایی که در این راستا به کار گرفته شده، بهروزرسانی AVC هزینه متغیر تولید نیروگاهها تاکنون براساس آخرین نرخ ارز منتهی به خرداد ماه سال جاری و نیز CPI بانک مرکزی منتهی به اردیبهشت ماه سال جاری برای کلیه تیپهای نیروگاهی بر اساس نسبت هزینه ارزی و ریالی مشخص بر اساس مستندات بوده است.
به علاوه اثرگذاری در قیمت نرخ سقف بازار، یکی دیگر از استراتژیهایی بوده که دنبال شده است. شرکت تولید برق حرارتی به عنوان کارشناس منتخب هیأت تنظیم بازار برق ایران با ارائه گزارشات جامع کارشناسی در خصوص هزینههای نیروگاههای بخاری، گازی و سیکل ترکیبی، نرخ تمامشده سوخت، نرخ تمامشده تعمیرات «بهروزرسانی هزینه عملیاتی و نگهداری (O&M)»، بهروزرسانی هزینههای آب و مواد شیمیایی و هزینههای ثابت (برای پوشش استهلاک تجهیزات و هزینههای مدیریتی در محیط تورمی) و همچنین نرخ قراردادهای تضمینی خرید برق (ECA) همه ساله در افزایش نرخ سقف بازار اثرگذار بوده و هست.
بنابراین شرکت برق حرارتی از یک سو با ارائه مستندات دقیق از افزایش هزینههای عملیاتی و تشویق نیروگاهها به بهرهبرداری بهینه از بازار برق از سوی دیگر، تلاش میکند تا از طریق مکانیسمهای بازار، بخشی از اثرات تورمی جبران شود.
شیوهنامه پایش سوخت تحویلی به نیروگاهها که بررسی و نهاییسازی آن طی سال گذشته در دستور کار شرکت مادرتخصصی برق حرارتی قرار داشت، به چه مرحلهای رسیده و از دیدگاه شما اجرای این شیوهنامه چه مزیتها و ریسکهایی برای تولیدکنندگان برق خواهد داشت؟
شیوهنامه پایش سوخت مصرفی نیروگاهها پس از بحث و بررسیهای مفصل فنی و کارشناسی فیمابین ذینفعان مورد تصویب قرار گرفت و در تاریخ ۲۰ تیرماه سال ۱۴۰۵ از طرف شرکت مادرتخصصی برق حرارتی به همه نیروگاههای حرارتی کشور ابلاغ شد. این شیوهنامه در راستای اجرای دستورالعمل ۲۴ مادهای ستاد مرکزی مبارزه با قاچاق کالا و ارز که به توضیح رئیسجمهور محترم رسیده تدوین شده است. پیشبینی میشود با اجرای این دستورالعمل پایش میزان مصرف سوخت و میزان تولید انرژی نیروگاهها با دقت بیشتری انجام گیرد. با این وجود لازم است پوشش هزینههای ناشی از پیادهسازی این شیوهنامه برای نیروگاههای دولتی و خصوصی در نظر گرفته شود.
