به گزارش اقتصادرَوا، بحران ناترازی برق در سال ۱۴۰۳ اگرچه با اعداد و ساعت‌های مشخص قابل توصیف است، اما ریشه اصلی آن در رویکرد سیاستی صنعت برق نهفته است. برای سال‌ها، پاسخ غالب به افزایش تقاضا، احداث نیروگاه‌های جدید و توسعه ظرفیت بوده است؛ پاسخی که در نگاه نخست منطقی به‌نظر می‌رسد، اما بررسی داده‌های سال گذشته نشان می‌دهد این مسیر، به‌ویژه در پوشش کامل ناترازی، توجیه اقتصادی ندارد. شکاف میان عرضه و تقاضا به ۱۱۰۰ ساعت در سال رسیده و جبران کامل آن نیازمند ۱۶٬۸۸۸ مگاوات ظرفیت جدید است؛ رقمی معادل چندین پروژه نیروگاهی بزرگ که تحقق آن نه تنها از نظر سرمایه‌گذاری دشوار است، بلکه در عمل بخش عمده سال بلااستفاده خواهد ماند.

بنابراین، درک بحران برق ایران مستلزم بازنگری در پارادایم سیاست‌گذاری است. به‌جای تمرکز صرف بر توسعه عرضه، ترکیبی از مدیریت مصرف، اصلاح تعرفه‌ها و سرمایه‌گذاری هدفمند در ظرفیت‌های پایدار باید در دستور کار قرار گیرد. گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس در این زمینه نه تنها داده‌های دقیق، بلکه مسیرهای سیاستی روشن را نیز ترسیم می‌کند.

ناترازی روزانه و الگوی اوج مصرف

یکی از نکات کلیدی آن است که ناترازی برق در ایران صرفاً یک رقم کلی سالانه نیست، بلکه در روزها و ساعات مشخصی به اوج می‌رسد. برای نمونه، در ۱۷ مرداد ۱۴۰۳، اختلاف میان تقاضا و تولید به بیش از ۱۷٬۵۰۰ مگاوات رسید؛ رقمی که تقریباً معادل ظرفیت عملی چندین نیروگاه بزرگ سیکل ترکیبی است. نمودارهای روزانه نشان می‌دهند اوج مصرف عمدتاً در ساعات بعدازظهر و اوایل شب رخ داده و همزمانی آن با گرمای شدید، فشار مضاعفی بر شبکه وارد کرده است.

ویژگی دیگر این اوج‌های روزانه، اثر مستقیم دما بر مصرف است. بر اساس محاسبات مرکز پژوهش‌ها، هر یک درجه افزایش دمای هوا، تقاضای برق را به‌طور متوسط ۱۵۵۰ مگاوات افزایش می‌دهد. این یافته اهمیت سیاست‌های مرتبط با بهینه‌سازی مصرف سرمایشی را برجسته می‌سازد. اگر صرفاً ۲ درجه به میانگین دمای روزهای اوج اضافه شود، شبکه باید بار اضافی معادل کل تولید یک نیروگاه بزرگ را تحمل کند.

وابستگی ساختاری تولید برق

داده‌های رسمی نشان می‌دهند بیش از ۹۰ درصد ظرفیت نیروگاهی کشور به گاز طبیعی و سوخت‌های فسیلی وابسته است. نیروگاه‌های بخاری، گازی و سیکل ترکیبی ستون فقرات تولید برق ایران را تشکیل می‌دهند، در حالی که سهم انرژی‌های تجدیدپذیر همچنان کمتر از ۱ درصد است. این وابستگی، علاوه بر هزینه‌های زیست‌محیطی، شبکه را در برابر نوسانات تأمین گاز آسیب‌پذیر کرده است؛ به‌ویژه در زمستان که مصرف خانگی گاز افزایش می‌یابد و تأمین سوخت نیروگاه‌ها با محدودیت مواجه می‌شود.

از منظر سیاست‌گذاری، این ترکیب به معنای هزینه‌های بالاتر برای پوشش ناترازی است، زیرا نیروگاه‌های جدید عمدتاً فسیلی خواهند بود و سرمایه‌گذاری در آنها در شرایط محدودیت مالی کشور دشوار است. اینجاست که توسعه تجدیدپذیرها می‌تواند نه فقط یک انتخاب زیست‌محیطی بلکه یک الزام اقتصادی تلقی شود.

هزینه–فایده توسعه ظرفیت

بر اساس محاسبات، برای پوشش کامل ناترازی ۱۱۰۰ ساعته، نیاز به ۱۶٬۸۸۸ مگاوات ظرفیت جدید است. اما برای پوشش ۹۲۰ ساعت غیر بحرانی، تنها ۹٬۲۲۵ مگاوات کافی است. این تفاوت، شکاف بزرگی در هزینه–فایده سرمایه‌گذاری نشان می‌دهد.

پرسش کلیدی آن است که آیا منطقی است برای تنها ۱۵۰ ساعت بحرانی (حدود ۲ درصد کل سال) بیش از ۷ هزار مگاوات ظرفیت اضافی احداث شود؟ تجربه جهانی نشان می‌دهد پاسخ منفی است. کشورهایی مانند آلمان، ژاپن و حتی ایالات متحده در مدیریت قله‌های مصرف، کمتر به توسعه عرضه و بیشتر به سیاست‌های سمت تقاضا تکیه کرده‌اند. زیرا ظرفیت‌های احداث‌شده برای قله، در باقی سال بلااستفاده باقی می‌مانند و نرخ بازدهی آنها بسیار پایین است.

سیاست‌های سمت تقاضا؛ ابزار فراموش‌شده

در ایران، ساختار تعرفه‌ای برق همچنان ثابت و یارانه‌ای است؛ عاملی که انگیزه‌ای برای جابه‌جایی مصرف یا کاهش بار در ساعات اوج ایجاد نمی‌کند. در حالی که در بسیاری از کشورها، تعرفه‌های پلکانی و زمان‌محور اجرا می‌شود. برای نمونه، در ساعات اوج، قیمت برق به‌طور معناداری بالاتر تعیین می‌شود و همین تفاوت قیمتی، مصرف‌کنندگان را به تغییر رفتار سوق می‌دهد.

علاوه بر آن، ابزارهایی مانند قراردادهای داوطلبانه کاهش بار صنعتی یا برنامه‌های پاسخگویی بار می‌توانند به کاهش فوری تقاضا در ساعات بحرانی کمک کنند. در ایران، برخی صنایع بزرگ گاهی به‌صورت مقطعی از مدار خارج می‌شوند، اما این اقدام بیشتر جنبه اضطراری دارد تا سیاستی ساختاریافته و پایدار.

بهینه‌سازی مصرف سرمایشی؛ کلید مدیریت اوج بحرانی

بخش بزرگی از مصرف اوج به تجهیزات سرمایشی مربوط است. برآوردها حاکی از آن است که تنها با افزایش بهره‌وری و کاهش حدود ۳٬۱۰۰ مگاوات بار ناشی از کولرها، می‌توان بخش عمده ۱۵۰ ساعت بحرانی را پوشش داد. این رقم در مقایسه با هزینه میلیاردی احداث نیروگاه‌های جدید، نشان‌دهنده اهمیت اصلاح الگوی مصرف است.

در عمل، این اصلاح می‌تواند از مسیرهای مختلف دنبال شود: توسعه کولرهای گازی کم‌مصرف، اجرای طرح‌های جایگزینی تجهیزات فرسوده، بهبود عایق‌بندی ساختمان‌ها و مهم‌تر از همه، اصلاح تعرفه برق خانگی در ساعات اوج.

پیامدهای اقتصادی تداوم ناترازی

اگر روند فعلی ادامه یابد، پیامدهای اقتصادی آن فراتر از خاموشی‌های خانگی خواهد بود. صنایع انرژی‌بر نظیر فولاد، سیمان و پتروشیمی نخستین قربانیان محدودیت‌های برق هستند. کاهش ظرفیت عملی این صنایع، نه تنها بر اشتغال مستقیم اثر دارد، بلکه زنجیره تأمین مواد اولیه و صادرات غیرنفتی کشور را نیز مختل می‌کند.

از سوی دیگر، بی‌ثباتی در تأمین برق به‌عنوان یک ریسک سرمایه‌گذاری شناخته می‌شود. سرمایه‌گذاران داخلی و خارجی، پیش از ورود به هر پروژه‌ای، پایداری انرژی را بررسی می‌کنند. تداوم ناترازی به معنای کاهش جذابیت اقتصادی ایران در مقایسه با رقبای منطقه‌ای خواهد بود.

در سطح خرد نیز، هزینه‌های ناشی از قطعی برق بر دوش خانوارها سنگینی می‌کند. از خسارت به وسایل برقی تا هزینه‌های خرید ژنراتور یا باتری‌های پشتیبان، همگی فشار مضاعفی بر بودجه خانوارها ایجاد می‌کنند. این هزینه‌های پنهان، در محاسبات رسمی کمتر دیده می‌شوند اما در زندگی روزمره مردم حضوری محسوس دارند.

سناریوهای آینده و چشم‌انداز سیاستی

بررسی سناریوهای آینده نشان می‌دهد که اگر روند فعلی مصرف ادامه یابد و سرمایه‌گذاری قابل توجهی در بخش تولید صورت نگیرد، شکاف عرضه و تقاضا در سال‌های پیش‌رو عمیق‌تر خواهد شد. با فرض رشد سالانه مصرف در حدود ۵ درصد، میزان ناترازی می‌تواند در فاصله کوتاهی از سطح ۱۱۰۰ ساعت سال ۱۴۰۳ فراتر رفته و حتی به مرز ۱۵۰۰ ساعت در سال برسد. این بدان معناست که بدون مداخله سیاستی، ناترازی از یک چالش دوره‌ای به یک بحران ساختاری دائم تبدیل می‌شود.

در سناریوی دیگر، اگر تنها بخشی از ظرفیت‌های جدید نیروگاهی که در برنامه‌های توسعه ذکر شده‌اند به بهره‌برداری برسند، بخشی از ناترازی غیر بحرانی کاهش خواهد یافت، اما همچنان ساعات بحرانی در اوج تابستان باقی می‌مانند. در این وضعیت، خاموشی‌ها هرچند کمتر خواهند شد اما ریشه بحران برطرف نمی‌شود، زیرا بخش بحرانی عملاً از طریق توسعه عرضه قابل پوشش اقتصادی نیست.

در مقابل، سناریوی سوم که بر ترکیب توسعه هدفمند ظرفیت و مدیریت تقاضا استوار است، می‌تواند وضعیت متفاوتی رقم بزند. در این چارچوب، افزایش ظرفیت به حدود ۹ هزار مگاوات برای پوشش ناترازی غیر بحرانی همراه با اجرای سیاست‌های سمت تقاضا در بخش خانگی و صنعتی، به‌ویژه در حوزه مصرف سرمایشی، می‌تواند ساعات بحرانی را به حداقل برساند. اجرای این سناریو علاوه بر کاهش هزینه‌های سرمایه‌گذاری، به بهبود بهره‌وری انرژی و افزایش تاب‌آوری شبکه نیز منجر خواهد شد.

در نهایت، مسیر آینده به انتخاب سیاست‌گذار وابسته است. اگر ایران همچنان بر توسعه صرف ظرفیت تمرکز کند، ناترازی در سال‌های بعد نه تنها کاهش نمی‌یابد بلکه هزینه‌های اقتصادی بیشتری بر دوش صنعت برق خواهد گذاشت. اما اگر سناریوی ترکیبی به‌کار گرفته شود، بحران فعلی می‌تواند به فرصتی برای اصلاح ساختار مصرف و افزایش بهره‌وری انرژی بدل شود.

بحران برق ایران در سال ۱۴۰۳، نه یک هشدار گذرا بلکه نشانه‌ای از یک شکاف عمیق ساختاری است. داده‌های رسمی نشان می‌دهند تکیه بر توسعه ظرفیت به‌تنهایی نه ممکن است و نه اقتصادی. اگر سیاست‌گذار بخواهد از چرخه ناترازی رها شود، باید به سمت مدیریت هوشمند تقاضا حرکت کند؛ مسیری که تجربه جهانی نیز آن را تأیید می‌کند.

شناورسازی تعرفه‌ها، بهینه‌سازی مصرف سرمایشی، افزایش سهم تجدیدپذیرها و توسعه هدفمند ظرفیت نیروگاهی، چهار ستون اصلی راهبرد آینده‌اند. تنها با چنین رویکردی می‌توان برق پایدار را به‌عنوان زیرساخت حیاتی توسعه اقتصادی و اجتماعی تضمین کرد.

گزارش از: زینب جمشیدی، کارشناس اقتصادی