ویژگی های صنعت برق در جهان و ایران

9- ویژگی های صنعت برق

تقریباً در همه کشورها، ویژگی های صنعت برق آن را از سایر کالاها و خدمات متمایز می‌کند. در بسیاری از کشورها، فعالیت ها و خدمات مرتبط با برق هنوز دولتی باقی مانده است. این نقش به ویژه در کشورهای درحال توسعه چشمگیرتر است. به چند نمونه در این مورد توجه کنیم:

ü     در ونزوئلا الزامات قانون اساسی همچنان مشارکت خارجی در فعالیتهایی نظیر الکتریسیته را محدود میکند{258}و لذا دولت همچنان درتامین الکتریسیته نقش کلیدی را ایفا میکند.

ü          درجمهوری چک دولت در عرصه الکتریسیته نقش اصلی را دارد.{260}

ü          در جزایر سلیمان، الکتریسیته به دست انحصارات قانونی تامین می‌شود که درمعرض هیچ نوع رقابتی قرار ندارند.{275}

ü          در جامائیکا کنترل‌های قیمتی و یارانه ها در مورد خدماتی نظیر برق همچنان اجرا میشود.{278}

ü          در بورکینافاسو قیمت خدمات عام المنفعه نظیر برق را دولت تنظیم می‌کند.{280}

ü          درتوگو قیمت کالاها و خدمات با عملکردهای اقتصادی به طور آزادانه تثبیت شده است، اما قیمت برق همچنان تنظیم می‌شود.{282}

ü          اسرائیل درمورد برق به تنظیمات قیمت دست می‌زند.{285}

ü          در پاپوا گینهجدید بیشتر خدمات اصلی از قبیل الکتریسیته توسط انحصارات قانون دولتی فراهم میشوند.{288}

ü     درکامرون خدماتِ به اصطلاح استراتژیک نظیر توزیع آب، برق، حمل ونقل عمومی و مخابرات همچنان مشمول محدودیت در تجارت خدمات میشوند.{300}

ü     مؤسسات دولتی همچنان نقش مهمی در اقتصاد اندونزی به ویژه درنفت، الکتریسیته، حمل و نقل، مخابرات و فعالیت های پستی دارند.{302}

ü     به منظور پیوستگی در عرضه برق، اطمینان درخدمات آن ،گسترش بازار الکتریسیته، پایین نگه داشتن قیمتها، دستیابی به استانداردهای کیفی بین المللی برای مصرف کنندگان، ایجاد امکان ادامه فعالیت های تحقیقاتی،کاهش خطرات زیست محیطی، ایجاد شرایط مساوی برای همه مصرف کنندگان در دستیابی به شبکه منجمله از طریق تعمیر و نگهداری و توسعه شبکه، لهستان انحصار دولتی بر شبکه انتقال برق را حفظ میکند.{307}

1-9- ویژگیهای عمومی

دکتر پاتریشیا رانالد، یکی از مخالفان استرالیایی WTO ، این ویژگی ها را چنین بر می‌شمارد:

درمورد الکتریسیته، نیروهای بازار و رقابت کامل صدق نمی‌کند. این صنعت سرمایه گذاری وسیع می‌خواهد، دراز مدت است، و نرخ بازده آن پایین می‌باشد. لذا الکتریسیته باید هم دولتی باشد و هم یارانه بگیرد تا بتواند در دسترس همگان باشد. زیرا انگیزه سود در شرکت های‌خصوصی، منجر به قطع برق می‌شود.{223}

            اگر نتیجه گیری را کنار بگذاریم، این عبارت بخشی از ویژگی های الکتریسیته را بیان کرده است.

انحصار طبیعی

شبکه برق را باید چیزی شبیه به خطوط ارتباطی و جاده های کشور در نظر گرفت. در شرایط فعلی شاید برخی از جاده ها را بتوان اختصاصی کرد و یا حق عبور آن را به شرکتی واگذار نمود که تعمیر و نگهداری جاده را بر عهده دارد. ولی درمجموع شبکه راهها عمومی است. برای الکتریسیته نیز تصور این که چند شرکت به رقابت در عرصه انتقال و توزیع دست  بزنند و برای این کار، شبکه‌های جداگانه ای احداث کنند، متصور نیست. هر چند رقابت در اَشکال متفاوت دیگر امکان پذیر می‌باشد.

نبود بازار کامل

برق چیزی مانند هوا و زمین است که همگان به آن احتیاج مبرم دارند. وابستگی بشر به الکتریسیته روز افزون است. نداشتن جانشین، عمومی بودن خدمات، زمان‌بر بودن، ضعف امکان ذخیره سازی، لزوم ثبات قیمت برای مصرف کننده عادی، لزوم حفظ کیفیت، لزوم پیوستگی عرضه و منجمله تأمین در ساعات پیک، مواردی است که در کنار انحصار طبیعی یاد شده، مانع شکل گیری بازار کامل می‌شود. به هریک از این موارد اشاره می‌کنیم.

نداشتن جانشین

واقعیت آن است که برق در بسیاری از کاربردهای خود بدون جانشین است. شاید برای طبخ غذا، وسایل گازسوز را به وسایل برقی ترجیح دهیم، اما تقریباً همه متفق‌القول هستند که برای روشنایی، برق کارایی بیشتری دارد. معمولاً کسی یخچال نفت سوز را به یخچال معمولی ترجیح نمی‌دهد و در هیچ موردی از انرژی مستقیم سوخت های فسیلی برای راه اندازی تجهیزات الکترونیک استفاده نمی‌کند.

عمومی بودن خدمات

مشتریان برق، همه آحاد جامعه هستند.کشاورزی که برای آبیاری زمین خود، پمپ را روشن می‌کند و دانشمندی که آخرین مراحل آزمون فرضیه خود را میگذراند، هر دو اهمیت برق را حس می‌کنند. هیچکس نمی‌تواند از این بازار روی برگرداند و هیچ کالای دیگری نیست که همچون برق در هر لحظه مورد نیاز باشد. شاید از همین رو است که برای برق اهمیتی استراتژیک قائل می‌شویم.

اهمیت استراتژیک

صنعت برق تقریباً هر لحظه با زندگی همه شهروندان سرو کار دارد.حتی چند لحظه قطع برق ممکن است سلامت و امنیت شهروندان را به خطر اندازد و یا خسارت سنگینی به زندگی آنها وارد آورد. میلیونها چشم در هر لحظه فعالیت شبکه سراسری را زیر نظر دارند. قطع برق زودتر از هر مشکل دیگری احساس میشود و بیشتر از هر کمبود دیگری خطر آفرین است.

            از سوی دیگر شبکه برق شاید بزرگترین سیستم سخت افزاری در جهان باشد.{109}این سیستم به دلیل تمیز بودن و انعطاف پذیری، هرروز مورد استقبال بیشتر واقع می‌شود و گسترده‌تر می‌گردد. در سال 1961، الکتریسیته بالغ بر 8% کل مصرف انرژی جهان بوده است، اما تا سال 1975 بخشی از انرژی که به صورت الکتریسیته مصرف می‌شد به 12% افزایش یافته است.{105} طبق اطلاعات آژانس بین المللی انرژی، در سال 1973 حدود 20% و در سال 1999 حدود 28% ازکل انرژی جهان به تولید الکتریسیته اختصاص یافته است.{325}

زمان بر بودن

صنعت برق دو ویژگی مهم دارد: یکی این که زمان بر است یعنی احتیاج به مدت طولانی برای به ثمر رسیدن سرمایه دارد، و دیگر اینکه بسیار سرمایه بر است. هم اکنون فعالیت های اقتصادی زیادی وجود دارد که نسبت به تولید برق با صرفه تر است و سود بیشتری درزمان کمتری به دنبال دارد.{63}

به این ترتیب از یک سو سرمایه گذاران کمتر به این عرصه روی می‌آورند و از سوی دیگر نمی‌توان شاهد تأثیر فوری شرایط بازار بر میزان تولید بود.

ذخیره سازی ضعیف

برق کالایی نیست که بتوان آن را انبار کرد. تولید و مصرف برق تقریباً هم زمان صورت می‏گیرد. اگرامکان ذخیره کردن برق مانند سایر کالاها وجود داشت، هزینه های تولید به‌ویژه برای تأمین تقاضای پیک به شدت کاهش می‌یافت. نیروگاه تلمبه ذخیره‌ای تلاشی در این زمینه بوده‌است، با این طرح که از برق در ساعات غیر پیک برای پمپاژ آب استفاده شود تا در زمان مورد نیاز، انرژی پتانسیل آب توربین ها را به حرکت در آورد و برق تولید شود. گرچه ذخیره سازی برق بسیار دشوار و هزینه بر می‌باشد، اما به نظر می‌رسد دستگاه Regenesys{48} و سایر تلاشهایی که در این زمینه می‌شود، سرانجام به نتیجه برسد.

ساعات پیک

مصرف برق درساعات مختلف روز متفاوت است وحتی در ایام مختلف سال نیز متفاوت می‌باشد. با این وجود، سطح حداقلی که بار پایه نام دارد، همواره مورد استفاده قرار می‌گیرد. نمودار 1-1-9 این موضوع را به خوبی نشان می‌دهد.

طبیعی است که برنامه ریزی برای تأمین  بار پایه به سادگی صورت می‌گیرد و از نظر اقتصادی نیز تأمین آن کم هزینه‌تر است زیرا تولید کننده می‌داند که همواره این میزان تولید مورد نیاز است. اما در ساعات پیک، تأمین برق به این صورت امکانپذیر شده‌است که ظرفیت های مورد نیاز، از قبل در مدار باشد تنها برای آنکه این نیاز را در ساعات محدودی بر آورده کند. با توجه به سرمایه گذاری سنگین ساخت نیروگاه، اهمیت مصرف پیک بیشتر مشخص می‌شود.

با اعمال مدیریت مصرف، تغییر ساعت رسمی کشور، برنامه ریزی فعالیت صنایع بزرگ {505}و اقدامات مشابه می‌توان تا حدودی پیک بار را کاهش داد و نسبت بار متوسط به بار فراز را بالا برد. در کشورهای بسیار پیشرفته، این نسبت ممکن است بالغ بر 40% نیز بشود.{113}

به‌هرحال نمی‌توان به دلیل بالا بودن قیمت تمام شده تولید برق برای رفع نیاز اوج بار، از تولید چشم‌پوشی کرد. حتی نمی‌توان قیمت تمام شده را از مصرف کننده عادی مطالبه نمود. به جرأت می‌توان گفت چنین تمایزی با این شدت و وسعت، درمورد هیچ کالای دیگری وجود ندارد. در این ارتباط، بهره گیری از اختلاف افق و اختلاف فصل نیز می‌تواند یکی از ویژگی های منحصر به فرد الکتریسیته تلقی شود. به نحوی که با یک دیسپاچینگ قوی، می‌توان در ساعات متناوب به واردات و صادرات پرداخت.

لزوم تثبیت قیمت

فرض کنیم آزاد سازی در صنعت برق آنچنان گسترش یابد که کارگزاران مصرف کنندگان عمده، در مورد قیمت ساعت مشخصی از تولید برق روز بعد، با کارگزاران تولیدکنندگان به توافق برسند. آیا این قیمت را در آن ساعت می‌توان به همه مصرف کنندگان تعمیم داد؟ مسلّم آن است که مصرف کننده عادی، در جریان چنین توافقی قرار نداشته‌است و نباید به خاطر اضافه شدن بار چند مصرف کننده بزرگ در آن ساعت خاص، او هم مجبور شود نرخ بیشتری بپردازد. در واقع باید مصرف او را در قسمت بار پایه منحنی بار در نظر گرفت. بنابراین عرضه و تقاضا در این مورد نباید قیمت را برای همگان تعیین کند. برعکس، قیمت در یک بخش باید تنظیم شود و تقریباً تثبیت شده باشد. هرچند می‌توان تعرفه‌ای نسبتاً متفاوت برای ساعات خاصی از روز تعیین نمود.

لزوم حفظ کیفیت

در مورد کالاهای دیگر ممکن است مصرف کنندگان با توجه به درآمد خود، درجه مختلفی از محصول را انتخاب کنند که هر چند کیفیت پایین تری دارد، اما به هر حال جوابگوی نیاز مصرف کننده هست. اما در مورد برق این موضوع تقریباً مصداق ندارد. درست است که در گذشته بسیاری از تجهیزات به قطع لحظه‌ای برق در حد چند سیکل حساس نبودند و آن را احساس نمی‌کردند، اما امروزه تجهیزات تغییر کرده‏اند. حتی نوسانات ناچیز ولتاژ نیز ممکن است سیستم های کنترل میکرو پروسسوری را مختل کند و خسارت های سنگینی وارد نماید.{501} اگرچه در کشور ما هنوز برای مقابله با خاموشی و به‌منظور ایجاد توازن بین عرضه و تقاضا، گاهی از کاهش فرکانس یا ولتاژ استفاده می‌شود، اما مقدار آن بسیار ناچیز است.

لزوم پیوستگی عرضه

هزینه خاموشی بسیار سنگین‌تر از هزینه تولید برق است. اگر قطع برق منجر به قطع رشته حیات انسانها بشود، اصولاً قابل جبران نیست. در صنعت نیز قطع برق اگر فاجعه‌آفرین نباشد، لااقل بحران می‏آفریند. «درکوره های الکتریکی ذوب مواد، قطع برق موجب ماسیدن مواد مذاب می‌شود که برای خارج کردن این مواد از بالابرهای هیدرولیکی استفاده می‌شود. حال در صورتی که در اثر قطع طولانی مدت برق امکان استفاده‌از بالابرها نباشد، مواد مذاب بعد از دو ساعت کاملاً می‌ماسد و برای خارج کردن آن و استفاده مجدد از کوره به حداقل سه ماه وقت نیاز است.»{62}

تمیز بودن

برق در هنگام مصرف آلودگی بسیار ناچیزی دارد. آلودگی آن درهنگام تولید نیز قابل کنترل است. نخستین کنترل، امکان تولید برق در خارج ازمحدوده شهرها و انتقال آن به نقاط مصرف {109}است زیرا سهولت انتقال برق عالی است.{105}همچنین تنوع سوخت برای تولید برق، اجازه می‌دهد بهترین و سالم‌ترین روش اقتصادی برای تولید برق در پیش گرفته شود.

جایگزینی تدریجی فن‌آوری

            دیده‌ایم که تحولات رایانه‌ها با چه سرعتی فراگیر می‌شود و چگونه نسل‌های جدید، کامپیوترهای قبلی را جارو می‌کنند. اما در صنعت برق تحول بسیار تدریجی صورت می‌گیرد. با ورود فن‌آوری جدید، نیروگاه‌ها و تجهیزات انتقال و توزیع قدیمی همچنان به حیات خود ادامه می‌دهند. اگر درنظر بگیریم که عمر مفید یک نیروگاه 20 - 15 سال است، کند بودن سرعت این تحول بدیهی خواهد بود.

حمایت ازصنایع دیگر

هزینه انرژی یکی از اقلام مهم قیمت تمام شده اغلب محصولات راتشکیل می‌دهد و این انرژی کمابیش به شکل الکتریسیته نیز مورد استفاده قرار می‌گیرد. لذا افزایش یا کاهش قیمت برق می‌تواند بر صنایع و کالاهای دیگر تأثیر بگذارد.

قیمت نامشخص

با توجه به‌این که شیوه های تولید برق بسیار متنوع است و از انواع سوخت ها نیز می‌توان در تولید الکتریسیته‌ استفاده کرد، باید گفت که معیار و محک ثابتی برای اعلام قیمت برق در سطح جهانی موجود نیست. مثلاً برق آبی با برق نیروگاه حرارتی قیمت یکسانی دارد، در حالی که اولی تقریباً به هیچ سوختی نیاز ندارد. همچنین در ساعات مختلف، روزهای مختلف و فصل های گوناگون نیز قیمت ها همچنان که گفته شد متفاوتند.

فن آوری اطلاعات

امروزه در نتیجه اهمیت پیدا کردن رایانه ها در زندگی روزمره، نقش الکتریسیته باز هم بیشتر شده‌است. قطع برق از این منظر ممکن است باعث از بین رفتن ساعتها کار وارد کننده اطلاعات شود. حتی ممکن است با لطمه خوردن به سطوح ثبت اطلاعات، ماهها کار افراد مختلف به یکباره نابود شود و قابل بازیابی هم نباشد.

            اما رابطه برق و رایانه به این سطح محدود نمی‌شود. صنعت برق  می‌رود تا با مخابرات عجین شود و در سلسله گسترده خود نه تنها انرژی آتشین شبکه برق، بلکه پیام های دلنشین شبکه جهانی رایانه‏ای را نیز منتقل کند.

امکان صرفه جویی بیشتر

صنعت برق هنوز امکانات گسترده‌ای برای افزایش بهره‌وری دارد. پیش بینی روند تغییرات برخی از شاخصهای صنعت برق آمریکا از سال 2000 تا 2020 {643} نشان می‌دهد مؤلفه های هزینه تمام شده برق در مورد تولید، انتقال و توزیع در سال 2000 به ترتیب برابر 30/4، 60/0، و 00/2 سنت به‌ازای هر کیلووات ساعت بوده که در سال 2020 اکثر مؤلفه ها کاهش می‌یابد و به ترتیب به 90/3، 70/0،  و 90/1 سنت می‌رسد. همچنین علیرغم رشد سالیانه 7/1 درصدی ظرفیت عملی ، آلاینده ها (کربن و دی  اکسید کربن) فقط 5/1 درصد رشد خواهند داشت و دی اکسید گوگرد و اکسید نیتروژن به ترتیب 0/1% و 1/0% کاهش نشان می‏دهند.

2-9 ویژگی های خاص صنعت برق ایران

در بخش های قبل برخی از خصوصیات و ویژگی های مرتبط با صنعت برق در ایران، به طور ضمنی بیان شد. منجمله ازرشد مصرف، پیک غیرعادی ،کم آبی، نداشتن نیروگاه اتمی، اتلاف انرژی، و عدم مشارکت بخش خصوصی ازیک سو، و از به کارگیری منابع گاز، وجود منابع غنی انرژی های تجدید پذیر، ارتباط با همسایگان از راه خشکی، و نیاز شدید آنان به برق از سوی دیگر سخن گفته شد. اکنون این ویژگی ها و دیگر نکاتی که در رابطه با صنعت برق در ایران باید به طور خاص مورد توجه قرار گیرد، بررسی می‌شود.

نقش دولت و بخش خصوصی

برق رسانی در حال حاضر در کشور ما به عنوان صنعتی زیر بنایی و ارائه دهنده خدمتی عمومی، اصولاً فعالیتی دولتی است و شبکه های انتقال، فوق توزیع و توزیع برق، در ردیف اموال عمومی‌و در مالکیت و مدیریت وزارت نیرو هستند که از طریق شرکت ها و مؤسسه های تابع خود، به توسعه، نگهداری و بهره‏برداری از آنها می‌پردازد. در بخش تولید هم این قاعده کلی - با برخی استثناها - برقرار است.{202}به نحوی که در سال 1379 ازمجموع 1/32563 مگاوات قدرت اسمی نیروگاه های کشور، نزدیک به 81% آن تحت مالکیت وزارت نیرو بوده‌است.

نکته‌ای که در این میان بسیار درخور توجه‌است، آن است که هیچیک از نیروگاه های بخش خصوصی به منظور فعالیت در صنعت برق به وجود نیامده‌است. هیچیک از صاحبان این نیروگاه ها برای تولید برق و فروش آن به تأسیس نیروگاه روی نیاورده‌اند، بلکه عمدتاً حساسیت تولید، نگرانی از قطع برق، و عدم اطمینان به شبکه سراسری باعث شده‌است برخی از کارخانه ها و مؤسسه ها، به منظور اطمینان از دردسترس بودن حداقل توان الکتریکی برای پیشگیری از پیامدهای زیانبار قطع برق در روند تولید محصول یا ارائه خدمات، اقدام به نصب مولد های اختصاصی بکنند. درصورت بالا رفتن کیفیت خدمات رسانی در وزارت نیرو و رشد ظرفیت تولید طبعاً گرایش به نصب مولدهای اختصاصی به عنوان واحدهای اضطراری، بخصوص در صنایع کوچک کمتر می‌شود.{107}

            کارخانه هایی نیز وجود دارند که در فرآیند تولید محصولات صنعتی آنها، میزان قابل توجهی انرژی گرمایی به دست می‌آید. برای پرهیز از ضایع شدن این انرژی ها، بخشی از آن به انرژی برقی تبدیل می‌شود که معمولاً در فرآیند های داخلی کارخانه به مصرف می‌رسد و گاهی نیز در صورت قابل توجه و مازاد بودنِ توان و انرژی تولید شده و وجود امکانات فنی برای تزریق این انرژی به شبکه های برق کشور، قسمتی از انرژی تولید شده به شبکه های عمومی تحویل می‌گردد. در حقیقت انرژی تولیدی این مؤسسات را باید نوعی محصول فرعی آنها به حساب آورد که به منظور صرفه جویی در مصرف انرژی های اولیه ، بازیافت می‏شود.{202}

            این کارخانه ها را می‌توان در زمره کارخانه هایی به حساب آورد که تولید همزمان دارند. منظور از این اصطلاح، تولید همزمان برق و بخار (یا گرما) در یک نیروگاه واحد است. دیر زمانی است که صنایع و مؤسساتی که هم به بخار ( یا گرمای ) پردازشی و هم به تولید برق نیاز دارند، از این روش استفاده می‌کنند. صنایع شیمیایی و کارخانجات کاغذ سازی از آن جمله هستند. شرکتهای بزرگی که هدفشان صرفاً تولید برق باشد، معمولاً از تولید همزمان استفاده نمی‌کنند.{112}

            به هر حال بنظر می‌رسد در ایران گفتن این جمله که بخش خصوصی هم حدود 20% از تولید برق را بر عهده دارد، صحیح نباشد. در واقع بخش خصوصی چیزی را بر عهده ندارد، ولی به این دلیل که نمی‌تواند با اطمینان و به صورت مداوم از شبکه استفاده کند، به خودکفایی روی می‌آورد. اما از آنجا که این بخش خصوصی، دولت را موظف می‌داند که از عهده ارائه برق برآید، به محض پیشرفت صنعت برق، پای خود را بیشتر کنار می‌کشد.

            برای آنکه با اطمینان بگوییم تولید برق ایران کاملاً دولتی است، با یک عکس در یک لحظه، جریان برق را متوقف می‌کنیم و آن را بررسی می‌نماییم. برمبنای اطلاعات مدیریت دیسپاچینگ و مخابرات – امور کنترل سیستم، در ساعت پیک 21:30 روز چهارشنبه 22/4/79، جمع تولید 20536 مگاوات و نیاز مصرف داخلی 20621 مگاوات بوده‌است که 76 مگاوات کسری از ارمنستان تأمین شده و در مورد 9 مگاوات کسری باقیمانده، به ناچار استان فارس خاموشی داشته‌است.{114}درساعت یاد شده، هیچیک از کارخانه ها و سازمانهای بخش خصوصی، برق خود را در اختیار شبکه نگذاشته‌اند بلکه بر عکس، شاهد ارائه مستقیم 1258 مگاوات برق توسط شرکت های برق منطقه‌ای به کارخانه های زیر هستیم:

ایرالکو                                        266 مگاوات

 فروسیلیس ازنا                           32

صنایع فولاد خوزستان                   210

نورد اهواز                                               65

مس سرچشمه کرمان                  79

المهدی هرمزگان                         35

فولاد مبارکه اصفهان                                 406

ذوب آهن اصفهان                                     109

صنایع یزد                                                29

فروسیلیس سمنان                                  27

بحث بر سر این نیست که صنایع کمتر از برق استفاده کنند. همچنانکه قبلاً نیز گفته شد، میزان مصارف صنعتی برق هنوز کمتر از حد انتظار است. اما نکته اینجاست که در واقع بخش خصوصی در تولید برق به منظور فروش، هیچ نقشی ندارد و قیمتهای فروش انگیزه‌ای اقتصادی برای عرضه برق و یا کاستن از تقاضا ایجاد نمی‌کند.

دولتی بودن صنایع جانبی

نه تنها تولید، انتقال و توزیع برق دولتی است ، بلکه تولید تجهیزات نیروگاهی و یا نگهداری و توسعه شبکه انتقال و توزیع نیز کما بیش دولتی است. حداقل می‌توان گفت اگر بخش خصوصی به مقره‌سازی، تولید ترانسفورماتور، کنتورسازی و تولید کابل روی آورده‌است، شدیداً تحت حمایت بخش دولتی قرار دارد و هنوز نمی‌توان آن را از حمایت محروم کرد. این واقعیت که حدود 80% تجهیزات مورد نیاز جهت احداث نیروگاه درحال حاضر از خارج تهیه می‌شود{505}، موقعیتی برای صنایع کمکی برق به وجود می‌آوردتا به کمک های دولت همچنان امیدوار باشند.

            اما در زمینه خدمات فنی و مهندسی، شاهد پیدایش و گسترش شرکت های خدماتی مربوطه هستیم. هر چند آمار خاصی در این مورد گردآوری نشده‌است، اما  عملاً شاهد هستیم که بسیاری از متخصصین و دست اندرکاران صنعت برق، بخصوص پس از منفک شدن از خدمات دولتی به تأسیس شرکت‌های خصوصی در زمینه ارائه خدمات مربوطه پرداخته‌اند.

دسترسی به گاز و نفت

در پایان سال 2000، ذخایر تثبیت شده نفت ایران 7/89 میلیارد بشکه بوده‌است که 12/13% کل ذخایر نفت خاور میانه و 6/8% کل ذخایر نفت جهان می‌باشد. این منابع در عین حال یک مزیت اساسی دیگر هم دارند زیرا از بهره وری بالا و هزینه تولید پایین برخوردارند. {204} در همان زمان ذخایر تثبیت شده گاز ایران 23 تریلیون متر مکعب بوده‌است که 79/43% ذخایر گاز خاور میانه و 31/15% کل ذخایر گاز جهان است.{115}از این نظر ایران درمقام دوم جهان ( بعد از روسیه ) قرار دارد. این درحالی است که بخشی از میادین گاز ایران  با کشورهای همسایه مشترک است. همچنین در برخی از نقاط کشور، تصعید خود به خود گاز در مناطق مسکونی، زندگی خانواده ها را مختل می‌کند و آنان را به کوچ اجباری وا می‌دارد.

رشد سالانه بالا

همچنان که در بحث مصرف گفته شد، ایران یکی از بالاترین رشد های مصرف برق جهان را دارد. لااقل می‌توان گفت تا زمانی که عقب ماندگی های گذشته جبران نشده‌است و نیازهای اولیه بر طرف نگردیده‌است، چنین تقاضای روز افزونی درمورد برق ادامه خواهد داشت.

گذشته از آن، همچنان که قبلاً اشاره شد، بسیاری ازمردم همسایه ما و اکثر کشورهایی که در شرق ایران قرار دارند، به میزان بسیار زیادی نیازمند انواع انرژی به‌ویژه برق هستند.

کمبود سرمایه

با وجود منابع عظیم سوخت برای تولید الکتریسیته و علیرغم تقاضای یاد شده، ایران نتوانسته‌است برق را به میزان مورد انتظار تولید کند. در این مورد گفته های یکی از صاحب نظران صنعت برق نقل می‌شود:

«ما برای سال 1390 به حدود 56 هزار مگاوات نیروگاه نصب شده نیاز داریم تا بتوانیم علاوه بر بهره‏برداری مطمئن و تأمین ضریب ذخیره کافی، نیاز سال 90 مصرف کنندگان برق کشور را تأمین کنیم. این مقدار ظرفیت با احتساب 27800مگاوات ظرفیت نصب شده فعلی نشانگر آن است که طی ده سال آینده باید حدود 28 هزار مگاوات نیروگاه جدید احداث شود. با توجه به اینکه هزینه احداث نیروگاههای گازی بر مبنای هر کیلو وات تولید حدود 270 دلار، نیروگاههای بخار حدود 600 دلار و نیروگاههای سیکل ترکیبی بیش از 600 دلار می‌باشد و نیروگاههای آبی و اتمی نیز به سرمایه گذاری به مراتب بیشتری نیاز دارند، اگر به طور میانگین هزینه احداث نیروگاه ها را 500 دلار برای هر کیلو وات ظرفیت در نظر بگیریم، به حدود 14 میلیارد دلار سرمایه برای احداث نیروگاه های جدید طی ده سال آینده نیاز داریم. یعنی یک میلیارد و 400 میلیون دلار برای هر سال سرمایه نیاز است. به عبارت دیگر با نرخ رسمی دلار 800 تومان، سالانه معادل 1100 میلیارد تومان فقط باید در بخش تولید سرمایه گذاری کنیم که با احتساب دیگر هزینه ها، مجموع هزینه های انتقال و توزیع و هزینه های بهره برداری، سالانه 2600 میلیارد تومان خواهد شد، یعنی پس از کسر متوسط حدود 1600 میلیارد تومان در آمد سالانه صنعت برق، در ده سال آینده هر سال با حدود هزار میلیارد تومان کسر منابع روبرو خواهیم بود.»{628}

            البته همچنان که می‌بینیم، در بحث فوق به موضوع نقدینگی پرداخته شده‌است و مقصود آن نیست که هزینه ساخت نیروگاه را طی ده سال یا کمتر مستهلک کنیم. شاید یارانه سوخت، صرفه جویی در سوخت، تلفات الکتریسیته و سایر مسایل با جزئیات در نظر گرفته شده‌است و همه چیز با ارزش فعلی محاسبه شده‌است. شاید بهتر باشد مشخص کنیم چند درصد از این سرمایه گذاری ارزی است و باید با نرخ 8000 ریال تسعیر شود. شاید اگر هزینه احداث نیروگاه را 350 دلار برای هر کیلو وات نیز در نظر بگیریم، مشکل کسر منابع همچنان وجود داشته باشد. در پیش بینی دیگری تولید برق در ایران 1400 معادل 96 هزار مگاوات برآورد شده که به 96 میلیارد دلار سرمایه گذاری نیاز دارد.{28}به هرحال آنچه مسلم است در شرایط فعلی  صنعت برق نقدینگی لازم برای اجرای طرحهای مورد نیاز را ندارد.

            بی جهت نیست که وزارت نیرو برای تأمین سرمایه مورد نیاز، هر امکانی نظیر اوراق مشارکت، وام، فروش نیروگاه، روشهای مختلف سرمایه گذاری داخلی وخارجی، اجازه ورود صورت وضعیت های تأیید شده به بورس و نظایر آن را مورد حمایت قرار می‌دهد.

            قدر مسلم آن است که مشکل سرمایه گذاری در صنعت برق با این اقدامات تخفیف پیدا خواهد کرد. با این وجود وام گرفتن حل قطعی مشکل نیست. به گفته یکی از دست اندرکاران صنعت برق «ما الآن حدود حداقل 2000 میلیارد تومان وام داریم که صنعت برق از عهده باز پرداخت آن بر نمی‌آید و مرتب وام می‌گیرد تا وام های قبلی را جبران کند. در بخش تولید که باید بیشترین سرمایه گذاری انجام شود، بیشترین کمبودها هم وجود دارد. قدرت ذخیره شبکه هر سال در حال کاهش است. طی چند سال گذشته باید هر سال بین 2000 تا 2500 مگاوات انرژی وارد مدار می‌کردیم تا قدرت ضریب ذخیره ما ثابت می‌ماند. ولی از این مقدار، سالانه حدود 1000 تا 1200 مگاوات وارد شبکه شده‌است.» {68}

            سرمایه‌گذاری در ایران هم در صنعت برق و هم در دیگر صنایع با مشکل اساسی روبرو است. روشهای تأمین اعتبار برای سرمایه‌گذاری در یک کشور از دو طریق منابع داخلی و خارجی امکان پذیر است. منابع داخلی عبارت از بودجه دولت و سرمایه بخش خصوصی می‌باشد. اما بخش خصوصی در ایران به لحاظ«اقتصاد نفتی»، ضعیف مانده‌است و عمده منابع سرمایه‌گذاری توسط بودجه دولت تأمین می‌شده‌است. در سال‌های اخیر به دلیل کاهش یافتن یا ثابت بودن درآمد دولت (به نرخ ثابت) از یکسو و افزایش جمعیت کشور از سوی دیگر، به تدریج از قدرت دولت در امر سرمایه‌گذاری کاسته شده‌است. هر چند هنوز هم سرمایه‌گذاری دولت، بخصوص در طرحهای عمرانی، حرف اول را در اقتصاد  می‌زند و بخش خصوصی مولد نیز هنوز پایگاه و جایگاه چندانی در اقتصاد ایران ندارد. منابع خارجی امکان دیگری برای سرمایه گذاری دراقتصاد ایران است که می‌تواند به عنوان مکمل منابع داخلی، ضمن برآوردن نیاز اشتغال، با انتقال تکنولوژی و روشهای نوین مدیریتی، به کشور مدد رساند و زمینه های رشد و توسعه پایدار اقتصادی را دامن زند.{605}ما در بحث موانع قانونی، خواهیم دید که هنوز تا جذب سرمایه خارجی راه درازی در پیش داریم.

اختلاف افق

ایران در فاصله میان نصف النهارهای 44 درجه و 63 درجه شرقی قرار دارد. یعنی19 درجه تفاوت بین شرق و غرب کشور وجود دارد که به یک ساعت و شانزده دقیقه اختلاف افق منجر می‌شود:

دقیقه( زمان)       درجه(طول جغرافیایی)

            60×24                           360

اختلاف افق بر حسب دقیقه                                               ؟                                   19

این تفاوت قطعاً به کاهش ساعت پیک منجر شده‌است. کافی است توجه کنیم که مثلاً آرژانتین مساحتی 70 درصد بیشتر از ایران دارد، اما اختلاف افق آن تنها 4 دقیقه بیشتر است. درعوض اگر طول جغرافیایی ایران در مقایسه با مساحت آن به همان نسبت نروژ بود، اختلاف افق ایران بیش از 9 ساعت می‏شد:

اختلاف طول جغرافیایی (درجه)                   مساحت (کیلومتر مربع)

27                                             324219

اختلاف طول نسبی                                              137 = ؟                                     1648195

اختلاف افق بر حسب دقیقه                                                                                   548=4×137

و اگر کشیدگی ایران به نسبت کوبا و حتی اتریش بود، خورشید هرگز درخاک ایران غروب نمی‌کرد و مشکل پیک از نظر روشنایی، بسیار کم رنگ می‌شد.

پیک و سرعت افزایش بار

نمی‌توان از ویژگی های برق در ایران صحبت کرد و یک بار دیگر به پیک نا متوازن ایران اشاره نکرد. گرچه اختلاف افق یاد شده به نوعی موجب سایش پیک می‌شود، اما باز هم این قله صعب العبور می‏نماید! نمودار 2-2-9 نشان می‌دهد که در یک روز تابستانی سال 79، چگونه ظرف یک ساعت، بار شبکه حدود 17% افزایش می‌یابد.

            این افت و خیز نا متعادل، هزینه های سنگینی به صنعت برق کشور تحمیل می‌کند. حتی تبصره‌های قانون برنامه پنج ساله و تبصره های بودجه کوشیده‌اند با مکلف کردن وزارت نیرو به تهیه آیین‌نامه تعیین ساعات کار اصناف، به کاهش این معضل کمک کنند.{106}

در ایران از برق کمتر برای مصارف گرمایی استفاده می‌شود. زیرا کالای جانشین ارزان قیمت بویژه گاز و گازوئیل وجود دارد. همچنین ایران کشوری نسبتاً گرم وخشک است و تحمل تابستان های گرم آن بویژه در جنوب کشور، دشوارتر از زمستان های سرد است. اما در فصل تابستان،کولرها و سیستم های سرمازا به کار می‌افتد و مشکل پیک بیشتر رخ می‌نماید.

اگر با باز شدن مدارس، مشکل ترافیک در همه شهرهای بزرگ اهمیت بیشتری پیدا می‌کند، با بسته شدن مدارس نیز دشواری مدیریت مصرف برق زیادتر می‌شود. البته این تعطیلی، خود تا حدودی مشکل را کاهش می‌دهد. بخصوص که همزمان با آن، بسیاری از فعالیت های صنعتی و تولیدی نیز کمابیش تخفیف پیدا می‌کند.

            مشکل یاد شده تنها احتمال قطع برق نیست. حتی زمانی هم که با فداکاری کارکنان صنعت و با مدیریت دقیق مصرف، تداوم برق رسانی حفظ می‌شود، باز هم بحران کار خود را می‌کند. حتی مشکل فقط این نیست که سرمایه گذاری سنگینی برای تأمین تقاضا در ساعات پیک انجام شده‌است و این سرمایه گذاری در ساعات دیگر راکد می‌ماند. در واقع تلاش می‌شود از موقعیت های کم باری سیستم در جهت تعمیرات بازدارنده واحدها استفاده کامل شود. به این ترتیب مشکلاتی که این افت و خیز نامتعادل ایجاد می‏کند به کاهش بهره وری و وقفه در تولید محدود نمی‌شود .

نوسانات لحظه‌ای فرکانس شبکه ناشی از تغییرات لحظه‌ای بار می‌باشد. اما اختلاف حداقل مصرف روزانه با مصرف در پیک شبکه سراسری ایران به میزانی است که بعضاً و بخصوص در بارهای پاییزی و بهاری، تولید حداقل واحدهای پایه شبکه، بیش از نیاز مصرف سیستم می‌شود. این موضوع نه تنها باعث ایجاد اختلال در کنترل فرکانس سیستم می‌شود، بلکه از دیدگاه اقتصادی نیز به صرفه نیست و از نظر فنی با ایجاد تنش های حرارتی مکرر موجب فرسوده شدن واحدهای نیروگاه می‌گردد.{202}

            باید همین جا اضافه شود که در ایران اهرم تعرفه در تنظیم استفاده متعادل از ظرفیت موجود، به درستی به کار گرفته نمی‌شود. مثلاً برای مصارف خانگی، میزان استفاده در افزایش نرخ موثر است و ساعت استفاده بی تأثیر است. این کار به معنی آن است که همه مجازند در ساعات پیک از برق ارزان استفاده کنند. اما در ساعات غیر پیک و برای استفاده های بیشتر، درست زمانی که شبکه به وجود چنین مصرف‌هایی نیاز دارد، در واقع نرخ سنگین تری از مصرف کننده  مطالبه می‏شود.

            درصنایع نیز تفاوت قیمت در ساعات پیک، هنوز تا آن حد زیاد نیست که انگیزه اقتصادی پر‏قدرتی برای مهار مصرف تلقی شود. اینجا نیز بیشتر دیماند در خواستی تعیین کننده هزینه است. گذشته از آن دیدگاهی در کشور وجود دارد که به آزادی مصرف کنندگان در استفاده از برق در هر ساعت دلخواه بسیار بیشتر از اهمیت پیک سایی توجه می‌کند. در این زمینه حتی تلاش برای محدود کردن استفاده از چاه های برقدار کشاورزی به ساعات غیر پیک، تاکنون به جایی نرسیده‌است.

جوان بودن نیروگاه ها

            عمر مفید یک نیروگاه بین 25 تا 30 سال است. لذا می‌توان گفت بیش از 75% نیروگاههای کشور جوان هستند.{51}زیرا بسیاری از نیروگاه های ایران، پس از انقلاب احداث شده‌اند. اگر مشخصات نیرو‏گاه‏های حرارتی و آبی را در کتاب آمار تفصیلی صنعت برق ایران در سال 1379 بررسی کنیم، ملاحظه می‏شود نیروگاه هایی که تمام یا بخشی از آنها در سالهای 1370 به بعد مورد بهره برداری قرار گرفته‌اند، بیش از پنجاه درصد کل نیروگاه های وزارت نیرو می‌باشند.

با این وجود به تدریج عمر برخی از نیروگاه های حرارتی از 30 سال می‌گذرد و نیاز به خروج آنها از چرخــه تولید و جایگزینی با نیروگاه های جدید احساس می‌شود. نیروگاه بخاری طرشت، بعثت و منتظرقائم در تهران در این میان پیش‌کسوت محسوب می‌شوند.

سایر ویژگی های جغرافیایی

در میان نیروگاه های جدید الاحداث، تنها نیروگاه های آبی است که به همان نسبت رشد نداشته است. یکی از دلایل مهم این موضوع، کم آبی ایران است. اگر گرمای جنوب در فصل تابستان را کناربگذاریم گرم بودن کشور خود به نحوی از مصرف انرژی می‌کاهد.لااقل می‌توان گفت تولید برق در ایران را می‌توان با مصرف انرژی کمتر انجام داد. نور خورشید گذشته از آن که خود به عنوان یک منبع انرژی، بخشی از نیازهای گرمایی و روشنایی را بر طرف می‌کند، دست یابی به انرژی های تجدیدپذیر را نیز امکان پذیرتر می‌کند. در عین حال باید توجه کرد که آب و هوای ایران در همه نقاط یکنواخت نیست. وقتی در بندرعباس دور شدن از باد کولر گازی نفس را تنگ می‌کند، ممکن است در خلخال ریزش برف ادامه داشته باشد. طبعاً این اختلاف دما، در کاهش بار شبکه موثر است.

ایران کشوری کویری است و دوری شهرها  از یکدیگر، یکی از خصوصیات آن به شمار می‌آید. انتقال و توزیع انرژی برق در این کشور پهناور کاری گسترده و وسیع است.{61} کوهستانهای صعب العبور، سختی انتقال و توزیع را باز هم دشوارتر می‌کند. گاه وجود جنگل ها نیز مزید بر علت می‌شود و لازم می‌آید از میان درختان انبوه  و کوههای سر به فلک کشیده، راه نور به خانه های پراکنده روستاییان عزیز این مرز و بوم گشوده شود.

با این وجود همه این روستاها و مناطق پراکنده راخاک مملکت به هم پیوند زده است و دکل های برق که استوار در خشکی ایستاده اند، شاهد ساکت این همبستگی هستند. در این میان، تنها جزیره کیش است که به صورت خارج از شبکه سراسری تأمین می‌شود و چون فانوس دریایی بزرگی، با نور زیبای خود وجود سرزمین مقدس ایران را اعلام می‌کند.

انتقال٬ توزیع و مصرف برق٬ نحوه محاسبه بهای الکتریسیته

6- انتقال

برای انتقال یک قدرت معین، هر قدر ولتاژ را زیادتر کنیم، جریان داخل سیمهای انتقال کمتر شده و در نتیجه تلفات خط I²R   و نیز افت ولتاژ که متناسب با جریان است کاهش می‌یابد و همچنین با کم شدن مقطع سیم، وزن سیم مصرفی کمتر می‌گردد. از آنجا که ساختن مولدهای برق با ولتاژهای تولید زیاد (بیش از 20 کیلو وات) از نظر فنی دشوار است و از نظر اقتصادی مقرون به صرفه نیست، برای انتقال با ولتاژ زیاد، یک ترانسفورماتور افزاینده ولتاژ در ابتدای خط قرار می‌دهند.{117} پس از انتقال قدرت به وسیله خطوط هوایی، چون از نظر ایمنی نمی‌توان خطوط فشار قوی (ولتاژ بالا) را به نقاط مختلف شهر برد، معــمولاً در محــل‌هایی در نزدیکی شهر به نام پست فشار قــوی، ولتاژ را با ترانسفور ماتورهایی پایین می‌آورند.

مقصود از انتقال، مجموعه ای از این خطوط فشار قوی همراه با پست ها، ترانسفورماتورها، دکل ها و مقره‌های مربوطه است که انرژی  الکتریکی را در مقیاس کلان جابجا می‌کنند. امروزه خطوط مذکور در ایران 230 کیلو ولت و 400 کیلو ولت هستند. هر قدر ولتاژ بالاتر باشد تلفات کمتر می‌شود اما در عوض قیمت ترانسفورماتورهای ابتدا و انتهای خط و قیمت سایر تجهیزات افزایش می‌یابد و نیز لازم می‌شود فاصله بین سیم ها و ارتفاع آنها از زمین بیشتر شود.

شبکه سراسری

            به این ترتیب شبکه انتقال، نیروگاه را به شبکه توزیع (و مصرف کنندگان بزرگ صنعتی) متصل می‌کند، اما این شبکه، سراسری است و این موضوع، مزایای فراوانی به همراه دارد که از آن جمله موارد زیر را می‌توان مطرح کرد:{408}

·         افزایش قابلیت اطمینان سیستم و ارتقای سطح پایداری

·         فراهم آمدن امکان داد و ستد انرژی میان تمام کشور

·         سود جستن از اختلاف افق بین شرق و غرب کشور و کاهش اوج بار مجموعه شبکه

·         کاهش هزینه های تولید

·         اصلاح منحنی بار

·         افزایش قابلیت مانور بین نیروگاههای کشور

·         کاهش نوسانات برق

·         کاهش نیاز به ذخیره برق

شاید باور کردنی نباشد، اما شبکه سراسری در ایران، تنها در همین اواخر مفهوم شبکه سراسری به معنی واقعی خود را پیدا کرده است. قسمتی از جنوب کشور و قسمتی از استان خراسان به اصطلاح رینگ نبود؛ شبکه برق سیستان و بلوچستان به شبکه سراسری متصل نبود؛  در فوق توزیع مشکلاتی نظیر دوگانگی ولتاژ 63 و66 کیلوولت وجود داشت؛ به صورت موردی از شبکه های 33 و 11 در بعضی نقاط کشور استفاده می‌شد{202}؛ و توان انتقال خطوط پایین بود.

تنها در همین اواخر، یا به صورت دقیقتر در تاریخ 18/4/80 بود که مدار دوم خط 230 کیلوولت کهنوج –ایرانشهر، شبکه برق سیستان و بلوچستان را به شبکه سراسری پیوند داد. این پیوند گذشته از مزایای عمومی ذکر شده در مورد شبکه، مزایای زیر را نیز به همراه داشته است:{202}

·         جایگزینی  واحدهای دیزلی کوچک با نیروگاههای بزرگ با راندمان بالاتر و استفاده از سوخت مناسب تر گاز بجای گازوئیل و نفت کوره

·     کـاهش نیـاز به حمل حجم عظیم سوخت مورد نیاز مولدهای منطقه به وسیله تانکر یا حمل دریایی و صرفه‌جویی عظیم در مصرف سوخت برای حمل سوخت بخصوص برای سوخت دیزل ژنراتورها

·         امکانات بیشتر برای اتصال به شبکه برق رسانی کشورهای همجوار شرقی

شبکه ای آماده برای صادرات

نکته اخیر نیاز به توجه بیشتری دارد. می‌دانیم که “حداکثر توان انتقالی هر خط بستگی به ولتاژ، طول خط، قطرهادی و تعداد هادی هر فاز دارد.”{501} بنابر این به هر خط، تا حد معینی می‌توان بار اضافه کرد. اما واقعیت آن است که رشد شبکه انتقال در کشور ما، فراتر از پاسخگویی به نیازهای مصرف بوده است. به نظر می‌رسد در سالهای اخیر، با یک آینده نگری و با در نظر گرفتن امکان تبادل الکتریکی با کشورهای منطقه، شبکه انتقال بازسازی شده و گسترش یافته است.

اگر ارقام ده ساله 83-73 اعم از عملکرد سالهای طی شده و پیش بینی سالهای باقیمانده از برنامه سوم را بررسی کنیم، خــواهیم دید که خطوط 400 کیلوولت در این دهه به اندازه تمام سالهای قبل از آن نصب و راه اندازی می‌شود و طول خطوط نصب شده هر سال به طور متوسط 613 کیلومتر مدار می‌باشد.{202و107}طول خطوط 230 کیلوولت نیز از حدود 13 هزار کیلومتر مدار در سال 73، به 23 هزارکیلومتر مدار در سال 83 خواهد رسید. ظرفیت پست 400 و 230  کیلوولت که در آغاز انقلاب به ترتیب 1250 و 6760 مگاولت آمپر بود،{408} رشدی بسیار مناسب دارد و در پایان برنامه سوم (سال 83) به ترتیب به 31220 و 43485 مگاولت آمپر خواهد رسید.{202}به عبارت دیگر ظرفیت پست 400 کیلوولت ما ظرف 26 سال، 25 برابر شده است. این رشد عمدتاً از افزایش مصرف و پیشرفت فنی ناشی می‌شود. اما به هرحال شبکه انتقال ما توانایی آن را دارد که در خدمت صادرات برق هم باشد.

7- توزیع

شبکه توزیع مجموعه ای از خطوط، تأسیسات و پستهای فشار متوسط و فشار ضعیف هوایی و زمینی، شبکه روشنایی معابر، انشعابات و لوازم اندازه‌گیری، و تأسیسات ساختمانی مربوطه است که مأموریت آن خرید و توزیع بهینه نیروی برق به طور مستمر بر اساس استانداردهای وزارت نیرو، و فروش آن به مشترکین و متقاضیان، و جلب رضایت آنان در حوزه عملیات شرکت است.{501}

دایره مشتریان شبکه توزیع، تقریباً تمام کشور را دربر می‌گیرد. هم اکنون صددرصد جمعیت شهری و 96 درصد جمعیت روستایی کشور از انرژی برق برخوردار هستند.{202}تعداد روستاهای برق دار کشور و مشترکان برق از 4367  و 3399000 درسال 57 {408}، به 44204 روستا و 15579000 مشترک در سال 79 رسیده است {114} و در واقع دیگر جای چندانی برای سرمایه گذاری در توسعه و احداث باقی نمانده است.

خدمات توزیع

            گذشته از توسعه و احداث، سایر وظایف شبکه توزیع هر روز گسترده تر می‌شود و حتی با توجه به این که توزیع تا مدتها به صورت سنتی و استاد کاری انجام می‌شده است {202}،  اهمیت ارائه خدمات مطلوب تر بیشتر می‌شود. برخی از این خدمات را می‌توان چنین بیان کرد:

1-      توسعه شبکه در حدود نرخ رشد توسعه

2-      کنترل و بازدید تأسیسات و تعمیر و نگهداری شبکه

3-   بهبود کیفیت خدمات مشترکان بویژه از طریق کاهش زمان تحویل انشعاب ، رعایت دقیق تعرفه های مصوب، و کیفیت خدمات بعد از نصب انشعاب

4-      دریافت یا خرید برق به منظور توزیع بهینه آن

5-      اطلاع رسانی به مشترکین

6-      بهینه سازی مصرف مشترکین

7-      نصب لوازم اندازه‌گیری

8-      ارتقاء کیفیت برق تحویلی

9-      کنتور خوانی و صدور صورتحساب

10-   جلوگیری از وارد آمدن خسارت، و پرداخت خسارت در صورت وقوع

11-   پیشگیری از تخلف مصرف کنندگان و حفظ منافع مشترکین

12- روشنایی معابر

مشکلات توزیع

گستردگی شبکه‌های توزیع برق، غیرمهندسی بودن آنها، عدم وجود آمار و اطلاعات دقیق، تلفات انرژی زیاد، پراکندگی تأسیسات، سرقت‌های برق، عدم طراحی مناسب، انحصار و عدم امکان ایجاد رقابت، قیمت‌های غیرواقعی، عدم وجود سازوکارهای قانونی در خصوصی سازی، عدم تعیین تکلیف مالکیت تأسیسات، و کمبود اعتبار و نقدینگی از عمده‌ترین مشکلات بخش توزیع می‌باشد که برای رفع معضلات فوق، راه‌کارهایی در قانون برنامه سوم تحت عنوان انتقال مالکیت تأسیسات برای حل مشکل قانونمندی و خصوصی سازی برای کاهش تصدی‌گری دولت و ایجاد رقابت، بدون ارائه چگونگی روش جذب سرمایه‌های بخش خصوصی عنوان شده‌است. {109}

8- مصرف

اگر نیروگاه با ظرفیت کافی نصب شده باشد، عرضه و تقاضای برق به سرعت  انطباق می‌یابد زیرا برق کالایی نیست که بتوان آن را تولید و انبار کرد تا مصرف کننده در موقع نیاز ازآن استفاده کند. برعکس،  در هر ساعت به همان میزان که تقاضا وجود داشته باشد، تولید نیز صورت می‌گیرد. بنابر این در مورد برق این تساوی در هر لحظه برقرار است :

مصرف ð  صادرات–  واردات + تلفات – تولید

هر چند در مورد الکتریسیته بحث موجودی انبار مصداق ندارد، اما درصد تلفات، تولید سرانه برق، اوج مصرف، سهم هر بخش در مصرف، ودرصد رشد سالانه مصرف نکاتی است که باید مورد توجه قرارگیرد. شاید بتوان این خصوصیات را در مورد مصرف برق در ایران چنین بیان کرد:

·     تولید سرانه برق در کشور پایین است.جمعیت ایران حدود یک درصد جمعیت جهان است. در حالی که میزان برق مصرفی ما 75/0% برق مصرفی درجهان است.{66}

·     رشد مصرف از رشد جمعیت و رشد تولید ناخالص داخلی بیشتر است. می‌توان گفت ایران عقب ماندگی قبلی خود در استفاده از الکتریسیته را به سرعت جبران می‌کند.

·     درصد اتلاف انرژی در مراحل مختلف تولید، انتقال، توزیع و حتی در مراحل پیش از تولید برق و نیز هنگام مصرف الکتریسیته، بسیار زیاد است.

·     توزیع مصرف برق در بخشهای مختلف صنعتی، کشاورزی، خانگی و تجاری بیانگر استفاده نامناسب از الکتریسیته است.جدول 1-8 سهم هر بخش را در استفاده از انواع انرژی نشان می‌دهد. طبق این جدول صنعت کمتر از 12% کل انرژی مورد نیاز خود را توسط استفاده از برق تأمین می‌کند.

·     متأسفانه مصرف برق در ایران بسیار ناموزون است. پاسخگویی به نیاز ساعات پیک، سرمایه و نیروی عظیمی را در صنعت برق به خود مصروف می‌کند.

1-8- سرعت افزایش مصرف و علل آن

اکنون برخی از عوامل یاد شده را با جزئیات بیشتر بررسی می‌کنیم .

جبران عقب ماندگی قبلی

عوامل رشد مصرف برق در ایران را نمی‌توانیم به رشد تولید ناخالص داخلی و رشد جمعیت محدود کنیم. البته می‌دانیم که رشد جمعیت نیز به نحوی در رشد تولید ناخالص داخلی مستتر می‌باشد، اما حتی اگر این دو را کاملاً مستقل فرض کنیم باز هم حداکثر تأثیری که می‌توانند بر نرخ رشد مصرف برق بگذارند کمی بیشتر از مجموع آنها خواهد بود. مقدار اضافی برابر حاصلضرب دو نرخ رشد می‌باشد. اما «تولید ناخالص داخلی ایران طی دهه 1379-1369 از میانگین رشد 7/4 درصد برخوردار بوده است. فروش برق در داخل کشور طی مدت یاد شده به طور متوسط از رشدی معادل 2/7درصد برخوردار بوده است.»{202} در دهه یاد شده، جمعیت به طور متوسط هر سال 5/1 درصد رشد داشته است. بنابراین حداکثر رشد مصرف برق می‌توانست 27/6 درصد باشد زیرا:                                                       27/6% = 5/1% × 7/4% + 5/1% + 7/4%

اما واقعیت آن است که کشور ایران با این ثروت عظیم و منابع ملی فراوان نفت و گاز، در سالهای قبل از انقلاب از برق چندان استفاده ای نمی‌کرده است. همچنانکه در مبحث تولید گفته شد، ایران در مقایسه با بسیاری از کشورها هنوز ظرفیت سرانه پایین تری دارد. این فاصله هنوز در حال پر شدن است. درمبحث توزیع، رشدعظیم تعداد روستاهای برق دار کشور و تعداد مشترکین در مقایسه با قبل از انقلاب نشان داده شد. این موضوع به خوبی گرایش کشور به گسترش عدالت اجتماعی را بیان می‌کند.

همچنانکه جدول 1-1-8 نشان میدهد، حدود 12% کل روستاهای کشور، تنها در همین سال های اخیر یعنی درچهار ساله 79-1375 به برق دسترسی پیدا کرده اند. در دورانی که هرروستایی در کشورهای پیشرفته صنعتی به اینترنت هم دسترسی دارد، ما هنوز عقب ماندگی زیادی داریم که باید جبران کنیم. در چنین شرایطی طبیعی است که رشد مصرف، بیش از اندازه های معمول باشد.

ساعات پیک

اگردر یک فرض ناممکن، طی یک دوره زمانی، مقدار مصرف دریافتی از یک نیروگاه همواره ثابت باشد، میگوییم ضریب بار آن نیروگاه 100% بوده است. این فرض ناممکن است زیرا قبل از هر چیز، میزان مصرف طی ساعات مختلف شبانه روز، کم وزیاد میشود. اکنون کشوری غیر صنعتی را در نظر بگیریم که از برق تنها برای مصارف روشنایی استفاده می‌کند. فرض کنیم در آن کشور به مدت چهار ساعت هنگام تاریک شدن هوا، همه چراغها روشن شود و در ساعات دیگر شبانه روز، هیچ استفاده ای ازبرق نشود. در این صورت ضریب بار آن کشور 67/16% خواهد بود و آن چهار ساعت، پیک^[1] یا قله یا اوج یا فراز مصرف نامیده می‌شود. برای بدست آوردن ضریب بار طی یک دوره زمانی مشخص ( روز، هفته، سال...)، نخست برق تولید شده طی آن مدت را به طول مدت ( برحسب ساعت) تقسیم می‌کنیم تا مشخص شود در هر ساعت به طور متوسط چقدر برق تولید شده است. سپس این عدد را به بالاترین مصرف یک ساعته طی مدت یادشده تقسیم می‌کنیم و عدد حاصل را به صورت درصد بیان می‌نماییم. درعمل ضریب بار با دقت بیشتر و بر حسب متوسط روزانه محاسبه می‌شود.

در ایران بخش خانگی بیشترین سهم را در مصرف برق دارد و در عین حال «وسایل خاصی که بتواند مصرف آنها را در ساعات متفاوت شبانه روز به صورت جداگانه ثبت نماید» {202} وجود ندارد. لذا از اهرم تعرفه نیز نمی‌توان برای هدایت مصرف به ساعات غیر پیک استفاده کرد. اما اقدامات پیک سایی و دره زایی برای کاستن از اوج قله مصرف به صورتهای مختلف انجام می‌شود تا با کار فرهنگی، به کارگیری اهرم تعرفه،  تغییر ساعت رسمی، محدودیت ساعت کار اصناف، زمان بندی تعطیلات سالانه صنایع، و طرح هایی نظیر تبدیل انشعاب چاههای کشاورزی از 24 ساعت به 20 ساعت، معضل بزرگ ساعت پیک تعدیل شود. اما ضریب بار متوسط شبکه سراسری در سال 79 هنوز رقم 95/63% رانشان می‌دهد.{114}

اگر رشد مصرف را کنار این ضریب بار مورد توجه قرار دهیم، علت بحران مصرف و احتمال خاموشی بیشتر مشخص می‌شود. برای درک اهمیت و جدیت این بحران می‌توانیم روزهایی از سال را که در آن هم ذخیره گردان و هم ذخیره غیر گردان صفر بوده، یعنی از همه ظرفیت تولید واحدهای درمدار و خارج ازمدار استفاده شده است بشماریم. جدول 2-1-8 حاصل چنین کاری است.

تلفات الکتریکی

قبلاً گفته شد که در تبدیل سوخت به برق، بخش بزرگی ازانرژی از دسترس خارج می‌شود. اما طبعاً آن را تلفات الکتریکی نمی‌دانیم زیرا هنوز در آن مرحله  الکتریسیته تولید نشده است. پس از آن که برق تولید شد، بخشی از انرژی تولید شده درهر نیروگاه برای گردش کارها و ماشین آلات همان نیروگاه به مصرف می‌رسد. از این جهت انرژی تحویل شده به شبکه های انتقال درخروجی هر نیروگاه، کمتر ازمقداری است که وسایل اندازه گیری مولدها نشان می‌دهد. اگر این مصرف داخلی را از تولید ناویژه نیروگاه کسر کنیم، به تولید ویژه می‌رسیم. نیروگاههای آبی کمترین و نیروگاههای دیزلی بیشترین مصارف داخلی را دارند. درصد مصرف داخلی نیروگاهها در سال 77 معادل 6/4% و در سال 78 معادل 69/4 درصد کل تولید نیروگاهها {106} و در سال 79 معادل 7/4% بوده است و دائماً صعود کرده است. درشبکه انتقال، فوق توزیع و توزیع به دلایل فنی ، فیزیکی . پراکندگی مناطق، فرسودگی شبکه، و استفاده های غیر مجاز، باز هم این گلوله برفی آب می‌شود تا جایی که طبق جدول 3-1-8 نهایتاً 7/78% تولید نیروگاهها به مصرف کننده می‌رسد.

همچنانکه ملاحظه می‌شود تلفات برق  ایران پس از تحویل به شبکه 6/16% بوده است که 66/1 برابر مقدار تقریبی قابل قبول می‌باشد. به عنوان مقایسه یادآور می‌شود که تلفات درکره جنوبی 7/5% و در تایلند 11% بوده است. {115} امید می‌رود کارشناسان مربوطه درهمایش های اخیر خود راه کارهای مناسبی برای کاهش این تلفات ارائه کنند.{640}

تلفات برق در صنایع

اما تلفات واقعی از مرحله مصرف آغاز می‌شود! همینکه سهم مصرف برق در بخش صنعتی تنها 32 درصد بوده است به خودی خود نشان دهنده خوب استفاده نکردن از این نعمت است. در سال 1992 سهم بخش صنعت از مصرف برق درترکیه 60% و در چین 80% بوده است.{33}

حدود 20% برق تولید شده در کشور به مصرف روشنایی اختصاص می‌یابد و 69% ازاین مقدار به مصرف روشنایی خانگی می‌رسد. اکثر لامپهایی  که برای روشنایی استفاده می‌شود، لامپهای معمولی (رشته‌ای  ملتهب) است که در بین لامپهای مصرفی ، بازده پایینی دارند و نزدیک به 95% از انرژی مصرفی در این لامپها به صورت تشعشع امواج با طول موج مادون قرمز به گرما تبدیل می‌شود.

در صنایع وضع مطلوب تر نیست. میانگین مصرف ویژه الکتریکی کارخانجات سیمان کشور درسال 78 به 118 کیلو وات ساعت بر تن کاهش یافت .{244}درحالی که در سطح جهانی این مقدار 80 کیلو وات ساعت برتن گزارش شده است. یعنی مصرف درایران در بهترین حالت  48% بیشتر از سطح جهانی بوده‌است. علل این امر را بعداً بررسی خواهیم کرد. همچنین در فاصله سالهای 74-70، شدت مصرف انرژی کارخانه های کاغذ سازی در ایران ، هلندو آمریکا به ترتیب 53، 19، 25 گیگاژول بر تن بوده است.{33}

80% هدر رفت انرژی

در سال 79 به استناد ترازنامه انرژی، 1283 میلیون لیتر گازوئیل، 6492 میلیون لیتر نفت کوره، و 22883 متر مکعب گاز برای تولید الکتریسیته مورد استفاده قرار گرفته است. ارزش حرارتی سوخت های فوق جمعاً 271082 میلیارد کیلو کالری است که بنا بر آمار، به 115708 میلیون کیلووات ساعت برق تبدیل شده است. چه مقدار از این انرژی به مصرف واقعی می‌رسد؟

مصرف داخلی نیروگاه راکسر می‌کنیم:                                                            110248=5460-115708

انرژی یاد شده مربوط به نیروگاه‌های حرارتی است. پس برق آبی را هم کم می‌کنیم:

  106598=3650-110248

تلفات انتقال و توزیع را کسر می‌کنیم:                                     88903= (6/16%-100%)×106598

تلفات  مصرف را نیز کسر می‌کنیم:                      میلیون کیلو وات ساعت  62232=(30%-100%)×88903

تبدیل واحد:                                 میلیارد کیلو کالری  53543 = (1000 × 8760) : (7537000 × 62232 )

20% #   271082 : 53543

البته زیاد تعجب آور نیست. اگر حتی تلفات را به حداقل هم برسانیم باز حدود یک سوم کالری دریافت شده به مصرف مفید می‌رسد. البته انرژی برق ارزشی بالاتر از میزان کالری و ارزش حرارتی انرژی دارد. خواهیم دید که قیمت آن نیز در سطح جهانی برای کالری های مساوی ، دوتا سه برابر قیمت گاز طبیعی است.

2-8- بهای الکتریسیته

قیمت تمام شده

با استفاده از یک محاسبه درمورد قیمت تمام شده هــر کیلووات ظرفیت نیروگــاه {504}می‌توان طرحی برای محاسبه قیمت تمام شده هر کیلو وات ساعت برق تولیدی در نیروگاه بخار و نیروگاه گازی ارائه داد. صرفاً برای بهره گیری در مباحث بعدی ، این طرح به اختصار بیان می‌شود.

    ·      در مورد نیروگاه بخار، هزینه سرمایه گذاری اولیه برای هر کیلو وات ظرفیت تولید 300دلار، هزینه خدماتی دوران ساخت 50 دلار، دوره احداث 4 سال، ضریب تأثیر درجه حرارت 90%، و ضریب تأثیر ساعات کارکرد 75% می‌باشد. این ارقام در مورد نیروگاه گازی به ترتیب 230 دلار، 30دلار، یک سال، 95% و 80% است . در مورد هر دو نیروگاه،ضریب تأثیر فشار هوا 96%، نرخ بهره سالانه 12%، و نرخ تعدیل سالانه 4% منظور می‌شود. بنابراین هزینه سرمایه گذاری نهایی عبارت است از :

هزینه سرمایه گذاری نهایی هر کیلو وات ظرفیت تولید برای نیرو گاه بخار:

18/305 = 75% × 90% × 96% × ^(4:2)]100/(4 + 12) + 1[(50 + 300)

هزینه سرمایه گذاری‌نهایی هر کیلو وات ظرفیت تولید برای نیروگاه گازی:

 31/204 = 80% × 95% × 96% × ^(1:2) ]100/(4 + 12) + 1[(30 + 230)

ساعات بار کامل در طول عمر مفید به این صورت محاسبه می‌شود که از کل ساعات موجود در یک سال (8760=24×365) ، ساعات مربوط به خروج اضطراری، خروج طبق برنامه تعمیرات،توقف اقتصادی،کاهش بار اضطراری، کاهش بار طبق برنامه، و ساعات رزرو را کسر می‌کنیم.

ساعات بار کامل نیروگاه بخار در هر سال 

   5851=464-6315=(98+126+240)-(249+1698+498)-8760

ساعات بار کامل نیروگاه گازی در هر سال

  4822=430-5252=(115+105+210)-(1752+1414+342)-8760

این ساعات سالیانه را در طول عمر مفید نیروگاه ضرب می‌کنیم:

کل ساعات بار کامل در طول عمر نیروگاه بخار                                             117020=5851×20

کل ساعات بار کامل در طول عمر نیروگاه گازی                                              72330=4822×15

اکنون ارزش فعلی سرمایه گذاری برای تولید هر کیلو وات ساعت برق در طول عمر نیروگاه با یک تقسیم به دست می‌آید:

سرمایه گذاری بر حسب سنت برای هر کیلو وات ساعت تولید نیروگاه بخار

  26/0 = 100 × (117020 : 18/305)

سرمایه گذاری بر حسب سنت برای هر کیلو وات ساعت تولید نیروگاه گازی

 28/0 = 100 × (72330 : 31/204)

    ·      هزینه متغیر بهره برداری(بجز سوخت ) بر حسب سنت به کیلو وات سال برای نیروگاه بخار 13 و برای نیروگاه گازی 11 است.این اعداد را نخست به میزان ساعات بهره برداری از کل ساعات یک سال محاسبه می‌کنیم و سپس به ساعات بار کامل توزیع می‌نماییم.

هزینه متغیر هر کیلو وات ساعت برای نیروگاه بخار          0016/0 = 5851 : ](8760 : 6315) × 13[

هزینه متغیر هر کیلو وات ساعت برای نیروگاه گازی         0014/0 = 4822 : ](8760 : 5252) × 11[

        ·           هزینه‌های ثابت بهره برداری (پرسنلی) نیز به ترتیب 12و16 می‌باشد که تماماً توسط ساعات بار کامل جذب می‌شود:

هزینه های ثابت بهره برداری برای هر کیلو وات ساعت در نیروگاه بخار           0021/0 = 5851 : 12

هرینه های ثابت بهره برداری برای هر کیلو وات ساعت در نیروگاه گازی          0033/0 = 4822 : 16

    ·      سوخت مورد نیاز را 2/0 لیتر برای هر کیلو وات ساعت و قیمت هر لیتر را 8 سنت فرض می‌کنیم و 6/1 سنت حاصله را به ارقام فوق اضافه می‌کنیم:

هزینه های سوخت، متغیر، و پرسنلی برای یک کیلو وات ساعت در نیروگاه بخار

    6037/1=0021/0 + 0016/0 + 6/1

هزینه های سوخت، متغیر، و پرسنلی برای هر کیلو وات ساعت در نیروگاه گازی

   6047/1 = 0033/0 + 0014/0 + 6/1

    ·      برای به دست آوردن ارزش فعلی مبلغ فوق، از ضریب بازیافت سرمایه کمک می‌گیریم. به این ترتیب که که 20% نرخ مالیات، 10% نرخ بیمه، و 12% نـرخ بهره را جمعاً به صورت مختلط 42%، در طول مدت بهره‌برداری محاسبه می‌کنیم:

 ضریب بازیافت سرمایه در نیروگاه بخار                               4204/0=(1-42²⁰/1) : 42/0×42²⁰/1

ضریب بازیافت سرمایه در نیروگاه گازی                               4222/0=(1-42¹⁵/1) : 42/0×42¹⁵/1

جمع هزینه های ثابت و متغیر و سوخت را به ضریب فوق تقسیم،و نتیجه را با هزینه سرمایه گذاری جمع می‌کنیم:

ارزش فعلی قیمت تمام شده هر کیلو وات ساعت برق تولید شده درنیروگاه بخار برحسب سنت:

 075/4 = 26/0 + (4204/0 : 6037/1)

ارزش فعلی قیمت تمام شده هر کیلو وات ساعت برق تولید شده درنیروگاه‌گازی برحسب سنت:

 081/4 = 28/0+ (4222/0 : 6047/1)

    ·      در این محاسبه صرفه جویی در مصرف سوخت، و نیز نحوه قیمت گذاری آن اهمیت بسیار دارد. به‌نحوی که اگر قیمت هر لیتر سوخت بالاتر برود ومثلاً به 12 سنت برسد، قیمت تمام شده درنیروگاه گازی ارزان تر خواهد شد. تغییر ارزش ریال و نرخ های متفاوت ارز نیز در این محاسبه شدیداً تأثیر می‌گذارد.

    ·      دریک محاسبه دیگر که در سال 70 انجام شده {505}، نشان داده شده است که در بندرعباس با دلار 70 ریالی نیروگاه بخار، و با دلار600 ریالی نیروگاه سیکل ترکیبی ارجحیت داشته است.

    ·      لازم به توضیح است که همه هزینه های مورد بحث دراینجا به تولید مربوط بوده است و هزینه های انتقال و توزیع در محاسبات فوق  منظور نشده است. برای منظور نمودن این هزینه‌ها به صورت تقریبی، می‌توان 25 درصد به هزینه‌های تولید اضافه کرد.

قیمت فروش

            با توجه به آمار و ارقام مختلفی که در ترازنامه انرژی وجود دارد، محاسبه زیر را انجام می‌دهیم:

سوخت مصرفی سال 79 نیروگاه‌ها                                                         میلیون ریال

1283 میلیون لیتر گازوئیل، هر لیتر 110 ریال                                                              141130

6492 میلیون لیتر نفت کوره، هر لیتر 55 ریال                                                             357060

22883 میلیون متر مکعب گاز، هر مترمکعب 20 ریال                                                    457660

جمع کل هزینه سوخت                                                                                         955850

v          فروش شبکه سراسری 90179 میلیون کیلو وات ساعت بوده که اگر برق آبی را از آن کسر کنیم، 86529 میلیون کیلووات ساعت خواهد شد. اگر قیمت متوسط اعلام شده یعنی 51/88ریال بر کیلو وات ساعت را منظور کنیم، فروش کل 7658682 میلیون ریال خواهد شد.

v                   اگر بخواهیم  سوخت را به قیمت جهانی محاسبه کنیم، می‌توانیم قیمت‌های معادل جهانی را به شرح زیر منظور کنیم:

میلیون ریال                                     13509688 = 360 × 22883 + 616 × 6492 + 992 × 1283

که تقریباً 14 هزار میلیارد ریال می‌باشد. یعنی می‌توان گفت 13 هزار میلیارد ریال یارانه سوخت به صنعت برق داده شده است.

v          اگر بخواهیم فروش را به قیمت جهانی محاسبه کنیم، می‌توانیم 86529 میلیون کیلووات ساعت را به نرخ 400 ریال ( میانگین تقریبی در ایالات متحده) منظور کنیم که حدود 35 هزار میلیارد ریال می‌شود.

v           تفاوت هزینه سوخت و مبلغ فروش درحال حاضر حدود 6 هزار میلیارد ریال است اما این تفاوت با قیمت‌های جهانی، 21 هزار میلیارد ریال می‌باشد.

v      یارانه اعلام شده برق در سال 79، درمجموع مبلغ 5/32825 میلیار ریال بوده است.{115} پس می‌توان گفت صنعت برق نیز حدود 20 هزار میلیارد ریال روی برق فروش رفته یارانه داده است. البته برق آبی قسمتی از این یارانه را جبران می‌کند.

v     گفته می‌شود {37} به ازای هر کیلو وات ساعت برق، 100 ریال یارانه داده شده است که 45 ریال یارانه سوخت و 55 ریال یارانه از طرف صنعت برق پرداخت شده است.

برای مقایسه و مطابقت قیمت ها در سطح جهانی، جدول 1-2-8 تنظیم شده است.

---

[1] Peak

تولید برق: انواع نیروگاه٬ انواع سوخت٬ آلاینده ها

5- تولید

مصرف جهانی انرژی هر ده سال یکبار دو برابر می‌شود و در این افزایش مداوم، مصرف انرژی الکتریکی بیشترین سهم را دارد، زیرا در همان مدت 4 برابر می‌شود. {504} منابع غنی نفت و گاز ایران به عنوان انرژی اولیه، تأمین کننده سوخت مورد نیاز برای تولید برق هستند و تنها بخش کوچکی از نیروی برق به کمک منابع تجدیدپذیر و برق آبی تولید می‌شود. این موضوع در تراز برق سال 1379 (جدول 1-5) به‌خوبی نمایان است. در این تراز نکات زیر قابل ذکر است:

-          همه ارقام به تراوات ساعت[1] تبدیل شده است.

-          آمار و ارقام از کتاب های «آمار تفصیلی برق[2]» و «ترازنامه انرژی[3]» استخراج شده است.

-          جمع تولید[4] به کمک هر دو منبع و به صورت جداگانه محاسبه شده است و مغایرت[5] مورد توجه قرار گرفته است.

-          میزان و حجم تلفات تبدیل[6] و تلفات توزیع و انتقال[7] مشخص شده است.

جدول مذکور حاوی نکات بسیار مهمی به شرح زیر است:

1-      ایران هنوز از نیروگاه‌های اتمی استفاده نمی‏کند.

2-      انرژیهای تجدیدپذیر درحال حاضر تقریباً جنبه مطالعاتی دارد.

3-      استفاده از منابع برق آبی بسیار محدود است.

4-      درتبدیل نفت و گاز به برق، حدود 67 درصد انرژی قبل از تبدیل شدن به برق از دسترس خارج می‏شود.

5-      علاوه بر رقم فوق، 8/4% از برق تولیدی، در همان بخش انرژی به‏ مصرف می‏رسد.

6-      پس از آن‌که برق به شبکه انتقال و توزیع تحویل شد، بازهم شاهد 6/16% تلفات دیگر هستیم.

7-      تنها حدود نیمی از ظرفیت نصب شده نیروگاهی مورد بهره‏برداری قرارمی‏گیرد.

8-      صادرات برق فقط6/0 درصد میزان تولید است.

9-      تنها حدود یک چهارم برق تولیدی در بخش صنعتی مورد استفاده قرار می‌گیرد.

بااین‏همه روند توسعه در عرصه صنعت ‏برق،در سالهای پس‏ازانقلاب بسیارچشمگیر است. کافی است توجه‏کنیم که قدرت نصب شده نیروگاه‌ها در پایان سال 1357 تنها 7024 مگاوات بود. {408} طی این سال‌ها همه شاخص‏ها منجمله میزان قدرت سرانه، تولید سرانه انرژی برق، و ضریب بار بهبود یافته و به ترتیب از 236 وات نفر، 545 کیلووات ساعت، و 9/56% به 512، 1906، 95/63% رسیده‏است. {114} نمودارهای 2-5 و 3-5 معرف این واقعیت هستند.پیش‏بینی‏ها نشان می‏دهد که این روند توسعه، با سرعت بیشتری به پیش خواهد رفت. در بهار و تابستان سال 1380 تولید ناویژه برق به ترتیب 29739 و 36820 هزارمگاوات ساعت بود{629} که نسبت به سال 79 به‌ترتیب4% و9/7% رشد نشان می‏دهند. کل انرژی تولیدشده در سال 80، نزدیک به 127 تراوات ساعت بود. {643} انتظار می‏رود ظرفیت تولید تا پایان برنامه سوم به 39179 مگاوات و تا پایان سال 1388 به 42724 مگاوات{107} و تا سال 1400 به 96هزارمگاوات برسد.{33} هریک از این ارقام به ترتیب 4/10، 5/5، و 3/6 درصد رشد سالانه را پیش‌بینی می‏کنند.

مقایسه آماری شاخص‏های عمده صنعت برق با کشورهای جهان نیز غرورآفرین است. البته ظرفیت سرانه ایران تقریباً از همه کشورهای عضو آژانس بین‏المللی انرژی (بجز چند کشور نظیر مکزیک و ترکیه) کمتر است. (جدول4-5)

گذشته از جدول یاد شده و کشورهای آژانس بین‏المللی انرژی، کشورهای تایوان، روسیه، قزاقستان، اوکراین، عربستان، رومانی، ونزوئلا، آفریقای جنوبی، مالزی، و آرژانتین رتبه بهتری بر پایه ظرفیت سرانه دارند.{107} می‏توان گفت کشورهای بحرین، قبرس، فلسطین، کویت، عمان، قطر، امارات متحده عربی، لیبی، شیلی، پاراگوئه، پورتوریکو، ارمنستان، آذربایجان، بلاروس، استونی، گرجستان، قرقیزستان، لیتوانی، تاجیکستان، ترکمنستان، و ازبکستان هم ظرفیت سرانه بالاتری دارند.

اما تقریباً همه کشورهای دیگر جهان، به‌ویژه کشورهای واقع در شرق ایران، ظرفیت سرانه‏ای کمتر از ایران دارند و طبیعی است که به دنبال واردات برق باشند. کشورهای ترکیه، عراق، سوریه، لبنان، اردن، افغانستان، پاکستان، بنگلادش، برمه، چین، هند، اندونزی، سنگاپور، تایلند، ویتنام، و کره‌شمالی کشورهایی هستند که ظرفیت سرانه‏ای پایین‏تر از ایران دارند، اکثراً به‏منابع انرژی دسترسی ندارند، و ایران می‏تواند از طریق خشکی با آنان ارتباط برقرار کند.

1-5- انواع نیروگاه‌ها

بیشترین نیروگاه‌های جهان آبی یا حرارتی هستند. انرژیهای نو و تجدیدپذیر، حتی نیروگاه‌های آبی کوچک، بحث جداگانه‏ای را می‏طلبند. مقصود از برق آبی دراین تقسیم‏بندی کلی، نیروگاه‌های بزرگ آبی است. نیروگاه‌های حرارتی نیز همه سوختهای احتراق پذیر، فسیلی و هسته‏ای را شامل می‏شوند.

درواقع چیزی که مبنای طبقه‏بندی نیروگاه‌ها قرار می‏گیرد، نوع سوخت آنها نیست، بلکه طراحی سیستم تولید برق نیروگاه مطرح است. یک نیروگاه بخار ممکن است با گاز، زغال سنگ یا سوخت‏های دیگر، و حتی با سوخت هسته‏ای کارکند. اما نحوه عملکرد آن با نیروگاه گازی متفاوت است و در نتیجه کاربرد آن نیز متفاوت خواهدبود.

ترمودینامیک

طراحی، کارکرد و کارایی نیروگاه‌های مولد برق به‏طور گسترده‏ای برعلم ترمودینامیک متکی‌است. قانون اول ترمودینامیک قانون بقای انرژی است که می‏گوید انرژی نه به وجود می‏آید و نه نابود می‏شود. انرژی سیستمی که تغییر حالت می‏دهد (یا در طی فرایندی تحول پیدا می‏کند) ممکن است در نتیجه تبادل با محیط، کم یا زیاد شود، و یا در درون سیستم از شکلی به شکل دیگر درآید.{112} به‏عبارت ساده‏تر، ما می‏توانیم سوخت را به گرما، و گرما را به کار تبدیل کنیم و از حرکت حاصله با استفاده از خواص سیم‏پیچ و مغناطیس، برق به‏دست آوریم. البته این کار نه از طریق یک روند، بلکه به کمک یک چرخه صورت می‌گیرد زیرا لازم است سیستم نه یک بار، بلکه به صورتی پیوسته عمل کند. چرخه متشکل از تعدادی فرایند است که از حالت معینی شروع و به همان حالت ختم می‏شود. به‏این‏ترتیب چرخه می‏تواند تا هنگامی که نیاز باشد به‏طور نامحدود تکرارشود.

ما بیش از همه با دونوع انرژی، به‏صورت گرما و کار، روبرو هستیم. قانون دوم ترمودینامیک، هم‏ارزی تبدیل این دو را نفی نمی‏کند، ولی برای آن حدی قائل است. کار، انرژی با ارزش‏تری است. کار را می‏توان به‌طور کامل و پیوسته به گرما تبدیل کرد، ولی عکس آن درست نیست. گرما را نمی‏توان به‏طور کامل و پیوسته به کار تبدیل کرد. به‌عبارت دیگر گرما به‌طور پیوسته یعنی به‌طور چرخه‏ای، کاملاً قابل تبدیل به کار نیست. (هرچندکه در یک فرایند می‏تواند چنین باشد.) بخشی از گرما را که نمی‏توان به این‌ترتیب به کار تبدیل کرد، انرژی دسترس‏ناپذیر می‏نامند که بایستی پس از انجام کار، به‌عنوان گرمای با کیفیت نازل دفع شود.

انتخاب بین هزینه سرمایه‏گذاری و هزینه سوخت

این همان بخش بزرگی از انرژی است که در مرحله تولید الکتریسیته، در نیروگاه‌ها از دسترس خارج می‏شود و در ترازنامه انرژی تحت عنوان تلفات تبدیل ذکر شده‌است. پیچیده‏تر کردن چرخه تولید الکتریسیته و استفاده از فوق گرما دادن، باز گرمایش، بازیابی، پیش‌گرم‌کن و نظایر آن، روش‌هایی است که با محاسبات اقتصادی در مورد این یا آن نیروگاه تحت این یا آن شرایط به کار گرفته می‏شود. مثلاً در چرخه رانکین، “اختلاف دمای بسیار کوچک در نقطه تنگش منجر به اختلاف دمای کلی کم و در نتیجه بازگشت ناپذیری کمتر، ولی مولد بخار بزرگتر و گرانتر می‏شود. اختلاف دمای بسیار بزرگ در نقطه تنگش منجر به مولد بخار کوچک و ارزان، ولی اختلاف دمای کلی و بازگشت‌ناپذیری بیشتر می‏شود که در این صورت بازده نیروگاه کاهش می‏یابد. اقتصادی ترین اختلاف دما در نقطه تنگش با بهینه سازی به دست می‏آید که در طی آن هم هزینه‏های ثابت (براساس هزینه‏های سرمایه‏گذاری) و هم هزینه‏های جاری (بر اساس بازده و در نتیجه هزینه سوخت) در محاسبه واردمی‏شوند.” {112}

در مورد توربین‏های گازی نیز با افزایش دمای ورودی، فشار و در نتیجه بازده بالا می‏رود. البته هزینه سرمایه‏گذاری نیز بالا می‏رود اما کاهش مصرف سوخت، به سرعت این اختلاف هزینه سرمایه‏گذاری را باز می‏گرداند.

نیروگاه دیزلی

رودلف دیزل (1913- 1858) در پاریس از والدین آلمانی به دنیا آمد. او در سال 1893 و در آلمان موتور اختراعی را به‌نام خودش به ثبت رساند. چرخه ایده‏آل او سیستم بسته‏ای به شکل زیر است:این چرخه تشکیل می‏شود از فرایند تراکم ایده‏آل بی‌دررو (بدون تبادل گرما)1-2؛ فرایند فشار ثابت گرماگیر 2-3؛ فرایند انبساط ایده‏آل بی‌دررو 3-4؛ فرایند حجم ثابت گرماده 4-1 که سرانجام چرخه را به حالت یک باز می‏گرداند.

در نیروگاه دیزل با استفاده از سوخت گاز یا مایع در سیلندرها، انرژی مکانیکی به‌دست می‏آید که توسط ژنراتور به انرژی الکتریکی تبدیل می‏گردد. نیروگاه دیزل برخلاف دیگر نیروگاه‌های حرارتی و آبی، فاقد توربین می‏باشد.

این ساده‏ترین نوع نیروگاه است که به راحتی نصب و راه‏اندازی می‏شود. اگر وقت صرف شده جهت نصب و راه‏اندازی یک واحد نیروگاه دیزلی را یک فرض کنیم، نیروگاه گازی 10، نیروگاه بخاری 20، و نیروگاه آبی 90 واحد زمان لازم خواهدداشت.{507} در ایران نیز نخستین نیروگاه، یک واحد 400 کیلوواتی دیزل بود که در زمان مشروطه توسط حاج امین‏الضرب در سال 1285 شمسی در خیابان چراغ برق تهران (امیرکبیر) راه‏اندازی شد. {505} جای تأسف است که پس از آن 53 سال طول کشید تا نیروگاه حرارتی طرشت راه‏اندازی شود.

امروزه حتی اگر نیروگاه‌های دیزلی را بخواهیم به طور کامل کناربگذاریم، بازهم استفاده از دیزل ژنراتور در نیروگاه‌ها ضروری است. زمانی که شبکه سراسری  Black Outمی‏شود، برق اولیه به وسیله یک دیزل ژنراتور تأمین می‏گردد که به نوبه خود توربین گازی را با برق 380 ولت ACبه‌ عنوان  Prime Mover راه می‏اندازد. توربین گازی به نوبه خود بار لازم برای راه‏اندازی توربین های بخار را تأمین می‏کند.{116}

نیروگاه بخار

ویلیام جان ام رانکین(1872-1820) استاد مهندسی ساختمان در دانشگاه گلاسکو بود. وی یکی از پیش‌کسوتان علم ترمودینامیک و نخستین شخصی بود که به تدوین و نگارش این علم همت گماشت.{112} چرخه‏ای که او طراحی کرد، بنام چرخه رانکین معروف است که یک چرخه مایع و بخار به‌شمار می‏آید.

نیروگاه‌های بخار معمولاً نیروگاه‌های بزرگی هستند که به سرمایه و زمان زیادی برای نصب نیاز دارند. این نیروگاه‌ها به دلیل داشتن ضریب ظرفیت بالا، برای تأمین بار پایه بسیار مناسب می‏باشند. محاسبات نشان می‏دهد برای یک نیروگاه بخار 1000 مگاواتی، سالانه 19 میلیون مترمکعب آب لازم است.{505} لذا این نیروگاه‌ها باید نزدیک منابع آب تأسیس شوند.

نیروگاه گازی

نیروگاه گازی طبق چرخه برایتون و با استفاده از گاز حاصل از احتراق، توربین را به گردش درمی‏آورد. مهمترین مزایای نیروگاه گازی در مقایسه با نیروگاه بخار به شرح زیر است:

1-   نیروگاه توربین گازی، در مقایسه با نیروگاه بخار کوچکتر است، وزن کمتری دارد و هزینه اولیه آن برای تولید هرواحد توان از هزینه مربوط به نیروگاه بخار کمتر است.{112}

2-      مدت زمان لازم برای تحویل توربین گازی نسبتاً کوتاه است و می‏توان آن را سریعاً نصب کرد و مورد استفاده قرارداد.

3-      راه‏اندازی و توقف توربین‏های گازی ساده است و در عرض ده دقیقه این اعمال انجام می‏گیرد.{116}

4-      آلودگی کمتری نسبت به توربین‏های دیگر دارد و به همین جهت در همه جا می‏توان آن را نصب کرد.

5-      اکثر توربین‏های گازی با هوا خنک می‏شوند و در نتیجه نیاز به آب و تصفیه خانه ندارند.

اما این نیروگاه معایب مهمی هم به شرح زیر دارد:

1-      بازده چرخه برایتون، اصولاً به اندازه بازده چرخه رانکین(نیروگاه بخار) نیست.

2-      قطعات یدکی آن گران است.

توأم بودن هزینه سرمایه‏گذاری پایین و بازده پایین در توربین گازی موجب می‏شود که از آن عمدتاً به‌عنوان نیروگاه تأمین بار پیک استفاده شود و طبعاً از چنین نیروگاهی انتظار نمی‏رود بیش از 1000 تا 2000 ساعت در سال در مدار باشد. بدیهی است که برای چنین مواردی، استفاده از نیروگاه‌های بزرگ بخار، غیراقتصادی خواهدبود.

نیروگاه سیکل ترکیبی

نیروگاه چرخه‏ترکیبی به نیروگاهی گفته می‏شود که درآن هم در توربین گازی و هم در توربین‏بخار، قدرت تولید می‏شود. به‌این‌ترتیب از انرژی بسیار زیاد گازهای خروجی توربین، برای تولید بخار جهت یک نیروگاه بخار استفاده می‏شود. این روش کاملاً عملی است زیرا توربین گاز، یک ماشین با دمای نسبتاً بالا و توربین بخار، یک ماشین با دمای نسبتاً پایین است. این کارکرد توأم توربین گازی در«طرف گرم» و توربین بخار در«طرف سرد» را نیروگاه چرخه ترکیبی می‏نامند.{112}

چرخه ترکیبی علاوه بر داشتن بازده و توان بالا، از مزایای دیگری نیز مانند انعطاف‌پذیری، راه‏اندازی سریع، مناسب بودن برای تأمین بار پایه و عملکرد دوره‏ای و بازده بالا در محدوده گسترده‏ای از تغییرات بار برخوردار است.

نیروگاه اتمی

در 1950 حدود دوسوم الکتریسیته جهان از منابع حرارتی و حدود یک سوم آن از منابع هیدروالکتریک به‌دست می‏آمد. در 1990 منابع حرارتی همچنان حدود دوسوم نیرو را تأمین می‏کردند، اما منابع هیدروالکتریک به تقریباً 20% کاهش یافتند و نیروی هسته‏ای تقریباً 15% کل الکتریسیته جهان را تشکیل می‏داد.{269} طبق اطلاعات ارائه شده در شهریور80 تعداد 438 نیروگاه اتمی درجهان وجود داشته‌است که 16% برق جهان را تولید می‏کرده‌است. {64} این اعداد و ارقام، روند رو به‌رشد بهره‏گیری از نیروگاه اتمی را نشان می‏دهد. این روند به‌ویژه در کشورهای پیشرفته بسیار چشمگیر است.

در سال 2001 نزدیک به یک چهارم کل الکتریسیته کشورهای سازمان همکاری اقتصادی و توسعه در نیروگاه‌های اتمی تولید شده‌است.{325} در این سال 29 درصد تولید برق اسپانیا به نیروگاه‌های اتمی اختصاص داشته است. این رقم برای کشورهای فنلاند، آلمان، ژاپن، سوئیس، مجارستان، کره‏جنوبی، سوئد، اسلواک، بلژیک و فرانسه به ترتیب 31، 31، 32، 36، 39، 39، 44، 53، 58، و بالاخره 78 درصد بوده‌است. این درحالی است که درمورد نیروگاه اتمی ایران، خبر به راه افتادن قریب‏الوقوع آن هر چند سال یکبار تکرار می‏شود. {617} اما در عمل موانع جدی و جدید بر سر راه آن ایجاد می‏گردد.

سازمان انرژی اتمی ایران در سال 1355 قرارداد مربوط به واحد 1300 مگاواتی نیروگاه با سوخت اتمی را با یک شرکت آلمانی منعقد نمود. اما کار پس از انقلاب متوقف شد. در سال 1374 جهت تکمیل واحد یک با ظرفیت 1000 مگاوات، قرارداد دیگری با کشور روسیه منعقد شد که به نظر می‏رسید در بهار سال 1381 به بهره‏برداری برسد. اما در بهار 81 گفته می‏شود پیشرفت عملیات واحد یک، حدوداً به 52 درصد رسیده و پیش‏بینی می‏شود در سال 1383 به بهره‏برداری برسد.{202}

نیروگاه آبی

یکی از زیباترین و پاکیزه‏ترین سیستمهای تولید برق، تبدیل انرژی نور خورشید به انرژی پتانسیل آب است. در نیروگاه‌های آبی، این انرژی پتانسیل به انرژی جنبشی تبدیل می‏شود و توربین‏ها را به حرکت در می‏آورد. بلندا، میزان آب (دبی)، تداوم جریان آب، در دسترس بودن و نیز مناسب بودن زمینی که باید زیر آب برود، عواملی هستند که در مورد نیروگاه‌های آبی از اهمیت بسیار برخوردارند.{113} حتی وجود یک رودخانه مرتفع دائمی پرآب، سرمایه عظیمی به حساب می‌آید زیرا می‏توان در مسیر آن سدهای متعددی احداث کرد و برق بسیاری تولید نمود.

گرچه سرمایه موردنیاز برای ظرفیت هر وات برق آبی، بین یک تا 5/3 دلار تخمین زده شده است.{626} اما هزینه‏های جاری برق‏آبی بسیارناچیز است. مزیت دیگر این نیروگاه‌ها آن‏است که می‏توانند خیلی سریع شروع به‌کار کنند و یا به سهولت از مدار خارج شوند. بنابراین برای تولید در ساعات پیک بسیار مناسب هستند.

یکی از مسایل این نیروگاه‌ها، زمان بر بودن آنهاست که به دوره احداث مربوط می‏شود. در فعالیتهای جاری نیز باید به این مسئله مهم توجه کرد که تولید برق آبی وابسته به نزولات جوی است.{505} در ایران در سال 72 میزان تولید برق آبی 9/12% کل الکتریسیته تولید شده در کشور بوده‌است. اما در سال 79 این رقم به 3% تنزل پیدا کرد که کمترین میزان در همه سالهای مندرج در جدول 12-1 ترازنامه انرژی می‏باشد. یعنی این کم آبی و تأثیر آن بر برق آبی، لااقل در 34 سال اخیر بی‏نظیر بوده‌است.

2-5- انواع منابع انرژی نیروگاهها

نفت

نفت، گاز طبیعی، زغال سنگ و اورانیوم به عنوان منابع اولیه انرژی برای رشد صنعتی و اقتصادی اهمیت حیاتی دارند. دهه‏های اخیر شاهد تغییرات بنیادی در اقتصاد انرژی جهان بوده است. یکی از این تغییرات، انتقال کنترل تولید نفت از شرکتهای بین‏المللی نفت به کشورهای نفت‌خیز بوده است. در نتیجه افزایش سهم کشورهای یادشده یا به دلیل ملّی شدن منابع نفت، مقدار نفت خام که توسط شرکتهای چند ملیتی فروخته می‏شد در فاصله سالهای 1974 و 1980 از 90% به 40% رسید. می‌توان گفت رفتار طرف عرضه، تحت فشارها و تأثیرات جدیدی قرار داشت که نه از جانب شرکتها بلکه از سوی دولتها اعمال می‏شد. در کنار این تهدید سیاسی، تئوریهای «محدودیت رشد» نیز سرعت تخلیه منابع کره‏زمین را پیش‏بینی می‏کند. از آنجا که منابع سوخت، استراتژیک هستند، تهدید کمبود نفت بسیار جدی است. به محض آنکه توازن عرضه و تقاضا بهم می‌خورد، قیمت نفت به صورت یک متغیر بزرگ اقتصاد کلان رخ می‏نماید. {305}

زغال سنگ

زمانی بیش از یک چهارم برق جهان از نفت تأمین می‏شد. اما تحت تأثیر عوامل یادشده و به ویژه شوک قیمتهای نفت، سهم آن بسیار کاهش می‏یابد و به حدود 9% [21]خواهد رسید. در عوض زغال سنگ که قیمت معادل یک بشکه نفت خام آن سه برابر گرانتر است، {505} پا به پای رشد تولید برق جهان رشد می‏کند و تقریباً درصد ثابتی (حدود 39%) را به خود اختصاص می‏دهد. علت این امر ذخایر بسیار غنی زغال سنگ و نیز پراکندگی آن در سطح جهان است. در حالیکه قسمت اعظم نفت جهان در کشورهای اوپک و در خاورمیانه متمرکز می‏باشد. مزیت دیگر زغال سنگ آن است که گرچه حمل نفت بسیار راحتتر است، اما پراکندگی زغال سنگ در سراسر جهان، این امکان را به وجود می‏آورد که نیروگاه در مجاورت منابع سوخت احداث گردد.

در ایران ذخایر کشف شده زغال سنگ تا پایان سال 1378 حدود 6/3 میلیارد تن بوده است که سهم ذخایر زغال سنگ کشف شده را نسبت به مجموع ذخایر زغال سنگ و نفت و گاز کشور به 5/7% می‏رساند. طرح ایجاد نیروگاه با سوخت زغال سنگ که در منطقه طبس و با ظرفیت 1500 مگاوات مطرح شده است، به منظور تنوع بخشی به سبد انرژی کشور صورت گرفته است. این هدف نیز مطرح است که باطله‏های زغال شویی حاصل از شست و شوی زغال برای تهیه کک ذوب آهن اصفهان که خود یک معضل زیست محیطی است، در ترکیب با زغال سنگ با ارزش حرارتی بالاتر، مورد استفاده قرار گیرد. {57}

اتم

کاهش نقش نفت را اتم بیش از هر سوخت دیگری پر می‏کند، به طوریکه برآورد می‏شود حدود 16% ازکل تأمین برق جهان را به خود اختصاص دهد. نیروگاه اتمی سوخت کمی می‏خواهد، اما به هزینه‏های سرمایه‏گذاری عظیمی نیاز دارد. همچنین منابع مطمئن جریان آب سرد نظیر دریا یا رودخانه نیز باید در دسترس باشد. مشکل سوخت اتمی کمتر از سوخت نفت نیست. این درست است که اتم گرمای زمین یا باران اسیدی ایجاد نمی‏کند، اما تفاله‏های خطرناکی دارد که هزاران سال باقی می‏ماند.

گاز

یکی دیگر از منابع تولید برق، گاز است که گرچه عمر ذخایر آن بسیار کم است، اما به‌کارگیری آن رشد چشمگیری دارد. سهم گاز در انرژی جهان هر سال بیشتر می‏شود و پس از زغال سنگ، مهمترین منبع اولیه تولید برق محسوب می‏شود، (19%) که در عین حال قیمتی مناسب دارد، به راحتی حمل می‏شود، آلودگی بسیار کمی دارد، قابل تبدیل به صورت مایع (LNG) می‏باشد، و اعتصاب بردار هم نیست!

در ایران استفاده از گاز رشدی بسیار سریع دارد و طبق آمار مندرج در ترازنامه انرژی، از سال 1366 تا کنون  اولاً تنها سوختی است که میزان استفاده از آن در نیروگاه‌ها  از رشد برخوردار بوده است، ثانیاً این رشد هر سال شتاب بیشتری می‏گیرد. در نتیجه:

1-   با گازسوز شدن نیروگاه، نفت کوره (مازوت) را می‏توان صادر کرد. نفت کوره حدود ده برابر گرانتر از گاز طبیعی است و صادرات آن هم راحت‌تر است. {505}

2-   با گازسوزشدن نیروگاه، نفت گاز (گازوئیل) کمتر وارد می‏شود. در سال79 از طریق جایگزین شدن سوخت گاز به جای مازوت و گازوئیل، امکان صادرات سالانه بیش از400 میلیون دلار سوخت برای کشور فراهم شد. {61}

3-   هزینه‏های تعمیر و نگهداری کاهش می‏یابد. مثلاً با گازسوز کردن نیروگاه تبریز، از خوردگی در لوله‏های سوپرهیت و رهیتر که توسط سوخت مازوت ایجاد می‏شود، جلوگیری خواهد شد. {62}

با این حال در سال 79 هنوز حدود 2/27% از سوخت مصرفی نیروگاههای کشور را نفت‏کوره و نفت‏گاز تشکیل می‏داده‏اند. (نمودار2-2-5) البته این موضوع تا حدودی الزامی است زیرا نفت کوره در مرحله

راه‏اندازی نیروگاهها به کار می‏رود و نفت گاز نیز در نیروگاههای گازی و چرخه ترکیبی در فصل زمستان به دلیل کمبود گاز طبیعی ناشی از افزایش مصارف خانگی، به عنوان پشتیبان استفاده می‏شود.

آب

منبع انرژی دیگری که تقریباً معادل گاز (19%) از تولید برق جهان را تأمین خواهد کرد، آب است. یک نیروگاه آبی بزرگ فضای زیادی اشغال می‏کند و به سرمایه و زمان زیادی برای احداث نیاز دارد. در همه جا نیز ساخت آن امکانپذیر نیست. اما نیروگاه آبی مزایای زیادی هم دارد. ماهاتیر محمد نخست وزیر مالزی، در پاسخ به این ادعاها که نیروگاه برق آبی گرانتر از نیروگاههای گازی است، اظهار داشت: «این یک واقعیت است. ولی گاز یک منبع تولید برق پایان‏ناپذیر نیست. ما معتقدیم پروژه بکون برای مدت زمانی که باران می‌بارد، دائمی است.» {25} همچنین باید گفت برق آبی، هزینه متغیر سوخت ندارد.

در ایران در سال 1379 به دلیل بارندگی کم، سهم برق آبی بسیار کاهش پیدا کرد. در آن سال 3% برق کشور توسط نیروگاههای آبی و بقیه با استفاده از نیروگاههای حرارتی تأمین گردید. متأسفانه پروژه‏های بزرگ هیدروالکتریک این مشکل را دارند که درصورت کم آبی، تولید برق نیز شدیداً کاهش خواهد یافت.

سایر منابع

گذشته از منابع یاد شده بشر به دنبال استفاده هرچه بیشتر از انواع انرژیهای تجدیدپذیر است که درباره آن در مبحثی جداگانه صحبت خواهد شد. اما در حد فاصل این دو نوع منابع انرژی می‏توان به این نکته اشاره کرد که از هر چیز سوختنی می‏توان برق تولید کرد. بنابراین انواع سوختهای جامد از چوب - که بازده ناچیزی دارد و به محیط زیست لطمه شدید می‏زند - تا لاستیک خودرو، می‏تواند به عنوان سوخت نیروگاه مطرح باشد. برای نمونه سال 79 در تایلند یک نیروگاه سوزاندن پوست برنج به مرحله بهره‏برداری رسید. {58} و در سال جاری نیز نیروگاه زباله‌سوز تهران مراحل کار خود را آغاز خواهد کرد.

3-5-انواع آلودگی نیروگاه‌ها

شاید زمانی که به آلودگی نیروگاه‌ها فکر می‏کنیم، قبل از هرچیز فاجعه چرنوبیل را به‏خاطر می‏آوریم، و یا دودکشهای بلند درنظرمان مجسم می‏شود. تاثیرات زیست محیطی منفی نیروگاه‌ها به فاجعه اتمی یا آلودگی هوا محدود نمی‏شود. تولید مقادیر عظیم انرژی الزاماً با افت‏هایی در منابع آن، تخلیه خاکستر و دیگر آلاینده‏ها در هوا،  ایجاد اختلال در رواناب رودخانه ها و بسیاری از عوارض و پدیده‏های دیگر همراه است که همگی در تغییر زیست‌کره موثر می‏باشند. {504}

برق را می‏توان به روشهای متعدد تولید کرد که هریک از آنها ویژگیهای فنی ، اقتصادی و محیطی منحصر به فردی دارد. هر روش تولید، مجموعه تأثیرات محیطی خاص خود را دارد که قبل از هر چیز با خصوصیات ذاتی فن‏آوری مورد استفاده تعیین می‏شوند. حتی نیروگاه‌هایی که از فن‏آوری‏های اصلی یکسانی استفاده می‏کنند، بسته به شرایط بومی متفاوت، تأثیرات محیطی کاملاً متفاوتی دارند. {200} این تأثیرات را می‏توانیم به‏صورت زیر طبقه‏بندی کنیم:

 آلاینده‏های گازی

نشر آلاینده‏های گازی از دودکش نیروگاه‌های حرارتی با سوخت فسیلی، یکی از عوامل مهم انتشار آلودگی در این نیروگاه‌ها است. ترکیبات حاصل از احتراق سوخت‏های فسیلی عبارتند از: اکسیدهای کربن، خاکستر فرار، ذرات نسوخته یا نیم‏سوز سوخت، اکسیدهای گوگرد، اکسیدهای ازت و گازهای ناشی از سوخت ناقص مثل هیدروکربورها، که تمام این ترکیبات، سمی، خطرناک و گاه سرطان‏زا هستند. در ایران در سال 79 با مصرف حدود 5/6 میلیارد لیتر مازوت، 3/1 میلیارد لیتر گازوئیل، و 23 میلیارد متر مکعب گاز طبیعی برای تولید برق، طی یکسال حدود 300 هزار تن گاز ₂SO و حدود 72 میلیون تن گاز ₂CO و 110 هزارتن اکسیدهای ازت وارد هوا شده است. منواکسیدکربن یکی از آلاینده‏های موجود در گاز خروجی از نیروگاه‌ها است. انتشار ذرات معلق نیز از دیگر عوامل آلوده کننده هوا  است که بیشتر منابع انتشار آن ناشی از احتراق سوخت های 

فسیلی است. باتوجه به جدول 1-3-5 می‌بینیم که درمیان منابع و صنایع مختلف، نیروگاه‌ها پس از بخش حمل و نقل، بیشترین سهم را در آلوده‏کردن محیط زندگی انسان دارند. در جدول 2-3-5 نیزشاخص هرینه‌های اجتماعی تولید برق را از آلاینده‏های مختلف مشاهده می‏کنیم . این جدول نشان می‌دهد که هزینه اجتماعی هر کیلوواتساعت برق تولیدی در کشور به‌طور متوسط 188 ریال است. این هزینه درواقع به نوعی بیان کننده خسارات وارده بر محیط در اثر تولید برق می‌باشد که جامعه بایستی برای برگشت به حالت اول، آن را پرداخت نماید.

در مقایسه آمار سال‌های مختلف می‏توان‏گفت که نیروگاه‌های بخاربیشترین سهم را در انتشار آلاینده‏ها دارند. اما در اینجا گذشته از نوع نیروگاه، نوع سوخت هم اهمیت پیدا می‏کند. گاز طبیعی سوختی است که بیشتر از سایر سوختها در نیروگاه‌های توربین بخار به‏کار می‏رود. گرچه گاز طبیعی یک سوخت فسیلی منتشر کننده ₂CO  است،  اما انتشار کربن آن بسیار کمتر از زغال سنگ یا نفت جایگزین می‏باشد. آلایندگی ₂SO  گاز طبیعی ناچیز است. آلایندگی NO_x  آن گرچه درخور توجه است، اما راههای کاهش آن ساده‏تر از مورد زغال‏سنگ می‏باشد. زغال سنگ بیشتر از سایر روشهای تولید الکتریسیته، کربن منتشر می‏کند. همچنین هنگام استخراج از معدن و نیز موقع حمل به فواصل دور، گازهای گلخانه‏ای بطور غیر مستقیم منتشر می‏شوند. علاوه برآن احتراق زغال سنگ، با انتشار اسیدهای ₂SO  و  NOxو ذرات تجزیه‌پذیر توام‏است. بسیاری از جوامع این موضوع را پذیرفته‏اند که گاز طبیعی کم زیان‏تر از سایر روشهای تولید الکتریسیته‏است و استفاده از آن‏برای تولید برق، مرحله‏مناسبی درانتقال کامل به انرژی پایدار آینده محسوب میشود .

       آلودگی تشعشعی

تاثیرات زیست محیطی نیروی هسته‏ای، با ریسک وعدم‏اطمینان مشخص می‏شود. قبل از هر چیز باید از ریسک فاجعه اتمی نام برد.{200} در نیروگاه‌های برق هسته‏ای و تأسیسات وابسته به آن که از فن‏آوریهای پیچیده برخوردارند، آنچه که به صورت حادثه‏ای «بسیار ناچیز» شروع می‏شود، می‏تواند به سرعت از کنترل خارج شود و فاجعه بزرگی به بار آورد. در نیروگاه «چرنوبیل» از زمانی که رایانه برای توقف راکتوراعلام خطر کرد تاتخریب کامل راکتور، بیشتر از 90 ثانیه طول نکشید .{56}

زباله‏های حاصل از فعالیت یک نیروگاه هسته‏ای با سوخت اورانیوم به قدری آلوده‏است که برای بشر خطرهای جدی به‏وجود می‏آورد. بیشتر زباله‏های هسته‏ای، قرن‏ها به‏طور خطرناک برجای می‏مانند و ممکن است زندگی نسل‏های آتی را به‏خطر بیاندازند. اگر تمام مواد زاید نیروگاه‌های اتمی سال 2000 در یک زمین فوتبال جمع شوند، بلندی آن به ارتفاع 8/1 متر خواهد رسید.

محصول فرعی دیگر راکتورهای هسته‏ای، پلوتونیوم‏است که می‏توان از آن به عنوان سوخت هسته‏ای استفاده‏کرد. ولی پلوتونیوم به دلیل عمر طولانی، برای بشر خطرناک است و باید به دقت به کار رود. برای نمونه اگر یک ذره کوچک از پلوتونیوم وارد ریه شود، سبب بروز سرطان می‏شود. آنچه اهمیت بیشتری دارد این است که پلوتونیوم جزء اصلی ساخت بمب اتم است و تنها ده کیلو از آن برای ساختن یک بمب با نیروی تخریبی 100 تنTNT کافی است.{19}

آخرین پیش بینی آژانس بین‏المللی انرژی که یکی از وظایف آن ارتقاء و توسعه انرژی اتمی است، نشان می‌دهد که سهم نیروی برق هسته‏ای نسبت به کل برق تولیدی در مقایسه با میزان فعلی، 16% کاهش خواهد یافت و تا سال 2020 میلادی این مقدار در حدود 10 تا 14 درصد خواهد بود. ملاحظات ایمنی و هزینه‏های مرتبط با فن‏آوری مورد استفاده برای کاهش ریسک حوادث، نقش بسزایی در کاهش میزان استفاده از برق هسته‏ای داشته‏اند.{56}

آلودگی حرارتی

براساس آمار سال 1980 حدود20% کل آبهای جاری به‏مصرف خنک‏کردن نیروگاه‌ها رسیده‏است و درحال حاضر نیاز آبی نیروگاه‌ها 50% کل نیاز انسانی و 75% کل نیاز صنعتی را تشکیل می‏دهد. آلودگی حرارتی هر نوع انتقال حرارت نامطلوب به محیط زیست است که می‏تواند آلودگی حرارتی آبی (پساب حاصل از زیر آب بویلرها، پساب خروجی از سیستم‏های خنک‏کن) و یا آلودگی حرارتی گازی (بخار یا هوای داغ خروجی از سیستم‏های خنک کن، و گاز خروجی از اگزوزها) باشد. تخلیه پساب حرارتی باعث تغییراتی در اکوسیستم آب های پذیرنده می‏شود و به دنبال آن تغییراتی در زندگی آبزیان مجاور خود به‏وجود می‏آورد.

پساب های صنعتی

میزان آب مصرفی برای یک نیروگاه بخاری در هر مگاوات ساعت معادل 2 تا 3 مترمکعب تخمین زده شده است و با این فرض که 70 درصد مقدار الکتریسیته تولیدی در جهان را نیروگاه‌های بخاری تولید می‏کنند، مقدار متوسط مصرف سالیانه آب خام به  10¹⁴ × 5/6 مترمکعب خواهد رسید که قسمت اعظم آن به فاضلاب های نیروگاهی تبدیل شده و در آلوده‏سازی منابع آبی مختلف جهان سهم بسزایی را به خود اختصاص خواهد داد.

نیروگاه‌های بخار، ازجمله صنایع تولید کننده پساب هستند که با ایجاد آلودگی در آبهای سطحی و عمقی منطقه، سهم بسیاری در آلودگی آب ها دارند. نیروگاه‌های گازی چنین پسابی تولید نمی‏کنند. عمده منابع تولید پساب‏های صنعتی در نیروگاه‌های بخار، مربوط به واحدهای تصفیه آب خام، زیر آب برج‏های خنک کننده تر، و شست‏وشوی شیمیایی تجهیزات به‏کار رفته در بویلر و متعلقات آن است. این پساب ها از نظر کیفی بیشتر به پنج گروه پساب‏های نمکی، پساب های سمی، پساب های بهداشتی، پساب های آلوده به سوخت و روغن، و پساب‏های داغ تقسیم می‏شوند.

آلودگی میدان‏های الکتریکی و مغناطیسی

آلودگی برق فقط به نیروگاه‌ها محدود نمی‏شود. خطوط انتقال و پست‏های فشارقوی از مکان‏هایی است که علاوه بر نیروگاه، به علت وجود جریان‏ها و ولتاژهای بالا، دارای میدان‏های الکتریکی و مغناطیسی بالایی هستند. محوطه ژنراتور، ترانس‏های اصلی در نیروگاه‌ها، زیرباس بازها، بریکرها و دیگر تجهیزات فشار قوی پست،  از جمله مناطق مهم ایجاد میدان‏ها هستند.

درمورد زندگی در کنار خطوط فشار قوی باید گفت اثرات وتغییرات ناشی از انتقال برق بر روی محیط زیست و سلامت انسان‏ها آنچنان کند است که تقریباً نادیده گرفته می‏شود. خطوط انتقال همچنین ممکن است پوشش‏های گیاهی را در مسیر خود از بین ببرند.

آلودگی صوتی

براساس اندازه‏گیریهای انجام گرفته برروی اکثر نیروگاه‌های کشور، قسمت های توربین، ژنراتور، مشعل‏ها، دی‏اریتورها، پمپ های تغذیه و دمنده‏های هوایی بویلر از منابع مهم تولید صدا بوده و از سروصدای زیادی برخوردارند، به‏طوری که در بعضی نیروگاه‌ها شدت تراز صوت از مرز 115 دسی‏بل نیز می‏گذرد  واین درحالی است که استاندارد شدت تراز صوت 85 دسی‏بل است.{19}

تأثیر مثبت یا منفی منابع آبی بزرگ

گفته می‌شود برق آبی برای محیط زیست مشکل به‏وجود نمی‏آورد و موجب افزایش گرمای خاک یا باران اسیدی نمی‏شود. علاوه بر آن به‏علت زیاد شدن سطح تبخیر آب و بالارفتن رطوبت منطقه، شرایط اقلیمی منطقه در مقیاس کوچکی بهبود یافته و سطح پوشش گیاهی و غلظت اکسیژن افزایش می‏یابد.{25} اما باید گفت شاید بیش از هر روش دیگر تولید الکتریسیته، تأثیرات زیست محیطی نیروگاه‌های آبی بزرگ به دست خود انسانها است. توانایی تهیه مقادیر فراوان برق در کشورهای پیشرفته بدون تقریباً هیچ نوع آلودگی گازهای گلخانه‏ای را می‏توان با ترک خوردن و شکسته شدن سد در جوامع دیگر و تخریب اکوسیستم مقایسه کرد. تأثیرات زیست محیطی نیروگاه‌های آبی بزرگ، تقریباً به‏طور کامل نتیجه فعالیت‏های مرحله ساخت است.{200} به‏عبارت دیگر اگر فساد، کم‏کاری، سهل‏انگاری و نظایر آن در مرحله ساخت نیروگاه آبی وجود نداشته باشد، در آینده نیز فقط تأثیرات مثبت زیست محیطی را برای این نیروگاه‌ها خواهیم دید. در آن صورت شاید تنها اثر منفی این نیروگاه‌ها، وسعت زمینی باشد که مورد استفاده قرار می‏گیرد، زیرا ممکن است عده‏ای را مجبور به مهاجرت کند و یا منطقه‏ای که گیاه دارد زیر آب برود.

آلودگی منابع تجدیدپذیر

به‏موازات استفاده بشر از منابع تمیزتر، حساسیت او نسبت به آلودگیها نیز افزایش می‏یابد. مثلاً در مورد نیروگاه‌های بادی، از کشته‏شدن پرندگان و نیز سر و صدا به‏عنوان مسایل زیست محیطی یادشده است. و یا درمورد منابع آبی کوچک، به احتمال از دست رفتن جانوران نادر به دلیل تغییردر جریان رودخانه اشاره شده است. انرژی خورشیدی نیز به بدمنظری و اشغال زمین محکوم شده است.{200} دراین صورت باید گفت این‏تنها نوع اشغالگری است که به سود همگان خواهد بود و باید از آن استقبال کرد!

4-5-انرژی‌های تجدیدپذیر

دیر یا زود منابع فناپذیر فسیلی پایان خواهد یافت و بشر در معرض تهدید بحران انرژی قرار خواهد گرفت . اما خورشید که روزگاری زمین را از آغوش گرم خود به دنیا آورده است، باز مانند مادری مهربان، پرتو  نور خود را به سان رگه‌های گرم شیر در کام  فرزند خود خواهدریخت.

انرژی‌های نو در چرخه طبیعت دوباره تولید می‌شوند و این تجدید پذیری ، الکتریسیته پایدار و مطمئن را نوید می‌دهد. این انرژیها در حال حاضر عمدتاً در مرحله تحقیق و توسعه قرار دارد، اما به دلایل زیر مورد حمایت کشورها قرار می‌گیرد:

1-      منابع نفت، گاز و زغال سنگ رو به پایان است.

2-      سوخت فسیلی محیط زیست را آلوده می‌کند.

3-      عدم اطمینان در مورد سوخت هسته‌ای نیز خطرآفرین است.

مالیات انرژی

حمایت از انرژی‌های نو عمدتاً به کمک اهرم مالیاتی صورت می‌گیرد. کشورهای صنعتی بر سوختهای فسیلی مالیات می‌بندند تا از یکسو تولید انرژی‌های نو توجیه اقتصادی پیدا کند، و از سوی دیگر سوختهای فسیلی، هزینه های زیست محیطی خود را جبران کنند.

البته باید اضافه کرد که این نگرانی‌ها به تمرکز منابع نفت و گاز در یک منطقه از جهان نیز ارتباط دارد، زیرا چنین حساسیتی نسبت به زغال سنگ مشاهده نمی‌شود و حتی یارانه این سوخت فسیلی هنوز در کشورهای صنعتی قطع نشده است. “در انگلستان، کاهش یارانه زغال سنگ باعث شد که مصرف زغال سنگ بین سالهای 1990 تا 1993 حدود 20% کاهش یابد.” {621}

ویژگی انرژیهای نو

ویژگیهای اصلی انرژی‌های تجدیدپذیر را می‌توان چنین بیان کرد: {25}

1-      منابع خیلی زیادی دارند.

2-      در تمام یا مناطق وسیعی از جهان توزیع شده‌اند.

3-      معمولاً خیلی تمیز هستند و تأثیرات منفی کمی بر محیط زیست دارند و گاهی حتی تأثیر مثبت هم دارند.

4-      معمولاً متغیر، فصلی، و وابسته به آب و هوا هستند.

5-      شدت کمی دارند.

6-      شکل‌های  بسیار متنوعی دارند که برخی از آنها به  اختصار بیان خواهد شد.

انرژی خورشیدی

از این انرژی به صورت سیستم های فتوولتائیک، حرارتی خورشیدی، و هیدروژن خورشیدی استفاده می‌شود. گفته می‌شود در حــال حــاضر بــرای هر وات ظرفیت آن 5 تا 10 دلار سرمایه گذاری لازم است . {626}

ایران با توجه به میزان روزهای آفتابی، آب و هوا و موقعیت خاص جغرافیایی، می‌تواند بهره‌گیری زیادی از انرژی خورشیدی بخصوص در نواحی کویری ( منجمله یزد و سمنان ) داشته باشد. ایران از نظر پتانسیل جذب انرژی خورشید، زمینه بسیار خوبی دارد. رقم متوسط روزانه بیش از 5 کیلو وات ساعت بر هر متر مربع سطح افقی برای بیشتر مناطق کشور، رقم بسیار بالایی است که تنها معدودی از کشورها رقمی بالاتر از آن دارند.{29} به این دلایل ایران قرار است طی برنامه پنجساله سوم، ظرفیت بهره برداری از انرژی خورشیدی را به یک مگاوات برساند.{64}

انرژی بادی

انرژی باد در شرایط کنونی درموقعیتی است که می‌تواند با منابع انرژی فسیلی رقابت کند. در حال حاضر قیمت هر کیلو وات ساعت برق نیروگاه‌های بادی به 9/3 سنت رسیده است . {621} سرمایه گذاری برای نصب هر وات نیروگاه بادی 7/1-1/1 دلار برآورد می‌شود. {626}

ایران به دلیل موقعیت خاص جغرافیایی و قرار گرفتن در یک منطقه کم فشار نسبت به مناطق پر فشار شمال و شمال غرب، در زمستان و تابستان در مسیر بادهای زیادی قرار دارد.{29} درحال حاضر ظرفیت نیروگاه‌های برق بادی منجیل و رودبار بیش از 11 مگاوات است. قرار است  ظرفیت نیروگاه‌های برق بادی کشور طی برنامه پنجساله سوم به 130 مگاوات برسد.{64} توان بالقوه این نیروگاه‌ها 2 هزار مگاوات پیش بینی شده است.{202} نیروگاه‌های بادی ایران از بالاترین ضرایب بهره گیری  در میان نیروگاه‌های بادی جهان برخوردار می‌باشند به طوری که برق تولید شده از یک واحد 500 کیلو واتی، 1/2میلیون کیلو وات ساعت است، درحالی که در کشورهایی نظیر آلمان و آمریکا این رقم به 6/1 میلیون کیلو وات ساعت رسیده‌است.

نیروگاه‌های آبی  کوچک

استفاده از  نیروگاه‌های آبی کوچک در کشورما می‌تواند با توسعه بخشیدن به مناطق روستایی، مانع مهاجرت روستائیان به شهرها گردد زیرا این نیروگاه‌ها به آبیاری زمین‌های کشاورزی نیز کمک می‌کند. در سال 1378 دو نیروگاه با قدرت نامی 65 و 125 کیلو وات در استان‌های خراسان و گیلان، و دو نیروگاه دیگر در یاسوج ( 5/2 مگاوات ) و فارس (25/2 مگاوات ) مورد بهره برداری قرار داشتند.{202} هزینه سرمایه‌گذاری برای هر وات نیروگاه آبی کوچک، 3-2/1دلار بر آورد شده است .{626}

انرژی زمین گرمایی

این انرژی از حرارت موجود در هسته مذاب کره زمین و حرارت حاصل از فعالیت عناصر رادیواکتیو و  حرکتهای کوهزایی و واکنشهای شیمیایی درون زمین سرچشمه می‌گیرد. تولید برق از نیروگاه‌های زمین گرمایی بــه سه روش امکانپــذیر است : نیروگاه‌های بخار خشک؛ نیروگاه‌های آب داغ بـالنـده ( روش تبخیر آنی )؛  و روش سیکل دو مداره.{620}

در ایران 4 ناحیه زمین گرمایی سبلان، دماوند، خوی – ماکو، و سهند شناسایی شده است. در این نواحی منطقه سرعین به منظور استفاده گرمایش، و مشکین شهر به عنوان منطقه مستعد برای احداث نیروگاه در نظر گرفته شده است.{29} قرار است طی برنامه پنجساله سوم، ظرفیت نیروگاه هیدروترمال ایران به  20 مگاوات بــرسد،{64} که گفته می‌شود برای هر وات آن 3-8/0 دلار سرمایه گذاری لازم است.{626}

بیوماس

بیوماس نوعی ماده آلی است که به وسیله گیاهان، اعم از گیاهان خاکی ( که در زمین می‌رویند) و گیاهان آبی ( که در آب می‌رویند ) و مشتقات آنها تولید می‌شود. بیوماس شامل گیاهان جنگلی و پس‌مانده‌های آنها ،‌گیاهانی که به خاطر محتوای انرژی شان در «مزارع انرژی»کاشته می‌شوند، و شامل کود حیوانی نیز می‌شود.

بیوماس را می‌توان منبع انرژی تجدید پذیر تلقی کرد زیرا عمر گیاه تجدید می‌شود و هر سال به مقدار آن اضافه می‌شود. بیوماس را می‌توان شکلی از انرژی خورشیدی تصور کرد، چون که در واقع این انرژی در نتیجه فتوسنتز و رشد گیاهان حاصل می‌شود . {112} گفته می‌شود هر وات ظرفیت آن 3-9/0 دلار سرمایه گذاری لازم دارد.{626}

انرژی امواج

هر حرکتی، و هر تفاوتی در طبیعت را می‌توان منبع یک انرژی تجدید پذیر دانست . در دریا می‌توان از انرژی امواج، از جزرومد، از جریان‌های  دریایی، و حتی از اختلاف درجه حرارت یا غلظت نمک در اعماق مختلف، برای تولید الکتریسیته استفاده کرد .{25}

زباله

هرچند زباله را باید نوعی سوخت برای نیروگاه‌های حرارتی تلقی کرد، اما به دلیل تولید مداوم، توزیع گسترده و منافع مثبت زیست محیطی، گاهی آن را در زمره انرژی های تجدیدپذیر ذکر می‌کنند.

در شهر تهران روزانه 6500 تا 7000 تن زباله جمع‌آوری می‌شود که مواد غیر قابل بازیافت آن را درمنطقه کهریزک دفن می‌کنند تا از تخمیر آنها کود شیمیایی تولید شود. دفن زباله علاوه بر آلوده کردن هوای منطقه کهریزک، در اثر نفوذ زباله به اعماق خاک، آبهای زیر زمینی را دچار آلودگی کرده است. در حالی که با راه اندازی یک نیروگاه زباله سوز می‌توان ضمن حل مشکل دفن زباله ها، حدود پنج مگاوات برق نیز تولید نمود . سرمایه گذاری اولیه این کار 5/16 میلیون دلار، و هزینه تعمیرات و نگهداری سالانه آن 860 هزار دلار محاسبه شده است . قیمت تمام شده برق حاصله به ازای هر کیلو وات ساعت معادل 4 سنت می‌باشد.{53}

---

 [1] اضعاف کیلو(Kilo)، مگا (mega ، میلیون)، گیگا (giga ، میلیارد، بیلیون)، ترا (tera، تریلیون)، پتا (peta)، اگزا (exa) هرکدام مرتبه‏ای هزار برابر بزرگتر دارند. بنابراین هر تراوات ساعت، یک میلیارد کیلو وات ساعت است.

 [2] آمار تفصیلی صنعت برق ایران - سال 1379 توسط معاونت برنامه‏ریزی، مرکز اطلاع‏رسانی، گروه تحلیل و انتشار آمارتهیه شده‏است .

 [3] ترازنامه انرژی سال 1379که به همت دفتر برنامه‏ریزی انرژی وزارت نیرو تنظیم شده‏است، ارقام را با واحد میلیون بشکه معادل نفت خام ذکر کرده است. اما در این پایان نامه  ارقام به کیلو وات ساعت تبدیل شده‌است. هر کیلووات ساعت معادل^6- 10x  588 بشکه نفت خام و یا 0966/0 مترمکعب گاز طبیعی است.

 [4] با تقسیم‏ این عدد بر حاصلضرب ظرفیت نامی در کل ساعات سال ( 8760  ساعت ) ،  به (Plant Factor) ضریب سالانه نیروگاه  می‏رسیم. این ضریب در سال 79 معادل 1/50% بوده‌است. ظرفیت نامی نیز26373 مگاوات بوده‌است.

 [5] بیشترین علت اختلاف دو ستون، تفاوت ‏در رقم تولید ناویژه برق آبی‌است.

 [6]  این‏رقم بسیارزیاداست. باتوجه به اصول ترمودینامیک، بخش عمده آن ‏را انرژی خارج ازدسترس ‏تشکیل می‏دهد.

 [7]  درآمار تفصیلی برق، این رقم از تفاضل تولید ویژه و فروش به‏دست آمد.

 [8] این مقدار مواد نفتی، 56 میلیون بشکه معادل نفت خام می‏باشد.

 [9] این حجم گاز طبیعی، 24690 میلیون مترمکعب‌است.

 [10]International Energy Agency (IEA)

 [11]European Unity (EU) 

این کشورها عبارتند از: اتریش، بلژیک، دانمارک، فنلاند، فرانسه، آلمان، یونان، ایرلند، ایتالیا، لوگزامبورگ، هلند، پرتغال، اسپانیا، سوئد، انگلستان.

 [12] سازمان‌همکاری‌اقتصادی‌وتوسعه (Organization for Economic Cooperation & development) شامل سه بخش می‏باشد: بخش اروپایی آن از 15 کشور عضو Eu و 8 کشور زیر تشکیل‌شده‌است: چک، ایسلند، نروژ، لهستان، اسلواک، سوئیس، ترکیه، مجارستان.

 [13] کانادا، مکزیک، ایالات متحده

 [14] استرالیا، ژاپن، کره‏جنوبی، زلاندنو

 [15] ایسلند، کره جنوبی، مکزیک، لهستان، اسلواک

 [16] ستون « قدرت نامی سال 79 » از جدول شماره 5 گزارش عملکرد چهارساله وزارت نیرو استخراج شده است.

 [17] تولید ویژه برحاصلضرب قدرت نامی و ضریب 8760 (سال برحسب ساعت) تقسیم شده است. بادرنظر گرفتن واحدها، عدد حاصل در صدهزار ضرب شده‏است. به‏این‌ترتیب در واقع ضریب سالانه نیروگاه  Plant Factorبه دست آمده‌است.

 [18] مقادیر «تولید ناویژه» و «مصرف داخلی» ازجدول شماره 11 سایت توانیر به آدرس www.tavanir.org  استخراج شده است.

 [19] از 10 نیروگاه چرخه ترکیبی، در 7 نیروگاه با قدرت نامی6/3217 مگاوات، به استناد جدول 8-4 ترازنامه انرژی، تنها بخش گازی نیروگاه فعال بوده‌است.

 [20] در تولید محدود نیروگاه آبی، کاهش نزولات آسمانی مؤثر بوده‌است.

 [21] درصد سهم هریک از منابع در انرژی کل جهان با استفاده از جدول پیش‌بینی شورای جهانی انرژی در زمینه منابع تولید برق، مندرج در منبع 25 محاسبه شده‌است.