به گزارش اقتصادرَوا، در میانه روزهایی که تابستان با اوج گرما و مصرف انرژی در ایران همزمان شده، انتشار خبر واردات برق از ترکمنستان بار دیگر توجه افکار عمومی را به وضعیت عرضه و تقاضای برق در کشور جلب کرده است. اگرچه چنین وارداتی در نگاه نخست اقدامی منطقی برای تأمین نیازهای فصلی و مدیریت پیک بار محسوب می‌شود، اما در لایه‌های عمیق‌تر، این تصمیم از تداوم شکاف مزمن در تراز انرژی حکایت دارد؛ شکافی که در سال‌های اخیر نه‌تنها برطرف نشده، بلکه ابعاد تازه‌ای نیز یافته است. مسئله این است که آیا واردات برق، راهکاری موقتی برای عبور از یک فصل بحرانی است، یا نشانه‌ای از فرسایش توان داخلی و تأخیر در اصلاحات زیرساختی.

تجربه دهه‌های اخیر در صنعت برق ایران نشان داده که رابطه میان تولید و مصرف، بیش از آن‌که بر مبنای یک الگوی پایدار و پیش‌بینی‌پذیر تنظیم شود، تابعی از واکنش‌های کوتاه‌مدت و محدود به فصول پرمصرف بوده است. این وضعیت، منجر به نوعی سیاست‌گذاری موقتی شده که در آن، واردات انرژی، جایگزین سرمایه‌گذاری بلندمدت در زیرساخت‌ها می‌شود. در این چارچوب، توافق اخیر برای واردات برق از ترکمنستان را نیز باید در ادامه همین روند تفسیر کرد؛ روندی که اگرچه می‌تواند از بروز خاموشی‌های گسترده جلوگیری کند، اما خود به نشانه‌ای از آسیب‌پذیری ساختاری صنعت برق بدل شده است.

بررسی ظرفیت نصب‌شده نیروگاهی کشور که طبق آمارهای رسمی اکنون به حدود ۹۰ هزار مگاوات رسیده، در کنار توان عملیاتی واقعی نیروگاه‌ها که در بهترین شرایط از ۷۰ هزار مگاوات فراتر نمی‌رود، تصویری روشن از گپ موجود میان ظرفیت اسمی و توان بالفعل ارائه می‌دهد. در همین حال، پیک مصرف برق در روزهای اخیر به مرز ۷۳ هزار مگاوات نزدیک شده؛ رقمی که نشان می‌دهد حتی با فرض بهره‌برداری کامل از توان داخلی، شبکه برق کشور در معرض فشار بی‌سابقه قرار دارد.

با این حال، آن‌چه نگرانی‌ها را تشدید می‌کند، نه صرفاً افزایش تقاضای فصلی، بلکه ساختار هزینه‌ای و انگیزه‌های اقتصادی تولید برق در کشور است. طبق داده‌های منتشرشده توسط مرکز آمار ایران، شاخص قیمت تولیدکننده برق در اردیبهشت ۱۴۰۴ به عدد ۵۵۱.۵ واحد رسیده که نسبت به اردیبهشت سال قبل بیش از ۷۱ درصد رشد نشان می‌دهد. این رشد، بدون آن‌که در تعرفه‌های مصرف منعکس شود، به معنای فشاری پنهان بر زنجیره تولید است؛ فشاری که در بلندمدت می‌تواند انگیزه‌های تولید، نگهداری و نوسازی را کاهش دهد.

در فضای کنونی، قیمت تمام‌شده تولید برق، به‌ویژه در ساعات کم‌بار، از رشد چشمگیری برخوردار بوده است. برای مثال، تورم نقطه‌به‌نقطه در ساعات کم‌بار به ۷۶ درصد رسیده، در حالی که در ساعات اوج بار، این رقم حدود ۶۴ درصد بوده است. این تفاوت، نشان می‌دهد که افزایش هزینه‌ها صرفاً تابع تقاضای مصرف نیست، بلکه تحت تأثیر متغیرهایی نظیر ساختار نیروگاه‌های فعال، نرخ ارز، قیمت قطعات و نحوه تخصیص حامل‌های انرژی قرار دارد. در چنین بستری، ناترازی تولید و مصرف تنها یک نمود از مسأله‌ای کلان‌تر است: عدم تناسب میان منابع و هزینه‌های واقعی تولید انرژی.

در کنار آن، تداوم قیمت‌گذاری دستوری برای برق و سهم بالای یارانه‌های پنهان، مانع از شکل‌گیری بازار رقابتی و سرمایه‌گذاری پایدار شده است. برآوردهای رسمی نشان می‌دهد که در سال گذشته، حجم یارانه پنهان انرژی در بخش برق به بیش از ۴۰۰ هزار میلیارد تومان رسیده است؛ رقمی معادل نیمی از کل بودجه عمومی کشور. این سطح از یارانه، در شرایطی که بازده سرمایه‌گذاری در صنعت برق پایین و ریسک‌های مالی بالا است، عملاً جذابیت سرمایه‌گذاری در تولید برق را برای بخش خصوصی به شدت کاهش داده و دولت را به بازیگر اصلی و انحصاری این بازار بدل کرده است.

در چنین ساختاری، ظرفیت توسعه نیروگاه‌های تجدیدپذیر نیز با موانع جدی روبه‌رو بوده است. علیرغم وجود منابع قابل‌توجه خورشیدی و بادی در بسیاری از استان‌ها، سهم تجدیدپذیرها از تولید برق کشور هنوز به ۲ درصد هم نرسیده است؛ در حالی‌که اسناد برنامه‌ای بر هدف‌گذاری ۵ درصدی تأکید دارند. نبود حمایت مؤثر از سرمایه‌گذاران، تأخیر در پرداخت تعهدات خرید تضمینی و عدم اصلاح تعرفه‌های تشویقی، مهم‌ترین موانع در این مسیر بوده‌اند.

همزمان، تأخیر در بازسازی نیروگاه‌های فرسوده، کمبود سرمایه برای نگهداری زیرساخت‌ها، و نبود سازوکار مشخص برای مدیریت پیک‌بار، صنعت برق کشور را در معرض فرسایش تدریجی قرار داده است. افزایش خاموشی‌های مقطعی، بالا رفتن هزینه تعمیرات اضطراری، و کاهش بهره‌وری نیروگاهی، پیامدهای ملموس این فرسایش هستند. این در حالی است که بسیاری از کشورها با اجرای سیاست‌های مدیریت مصرف، بهینه‌سازی فناوری، و اجرای تعرفه‌های شناور بر اساس ساعت مصرف، تلاش کرده‌اند فشار را از دوش تولید بردارند و تعادل را از سمت تقاضا برقرار سازند.

در ایران، مدیریت سمت تقاضا هنوز به شکل مؤثری عملیاتی نشده است. ساختار فعلی تعرفه‌گذاری، نه‌تنها مشوقی برای صرفه‌جویی ایجاد نمی‌کند، بلکه در برخی موارد، منجر به استفاده غیرهدفمند و اتلاف منابع نیز شده است. عدم بهره‌برداری از ابزارهایی مانند کنتورهای هوشمند، مشوق‌های کاهش مصرف، و تعرفه‌های منطقه‌ای، فرصت‌هایی از جنس سیاست‌گذاری را از میان برده است.

با درنظرگرفتن این مجموعه عوامل، واردات برق از ترکمنستان را نمی‌توان صرفاً یک اتفاق عملیاتی برای مدیریت شبکه در ایام تابستان تلقی کرد. این تصمیم، از منظری کلان‌تر، حامل سیگنال‌هایی از وضعیت کلی صنعت برق است؛ صنعتی که در نقطه تلاقی فشارهای مالی، ناکارآمدی نهادی، و تأخیر در اصلاحات قرار گرفته و برای تداوم فعالیت خود، نیازمند تجدیدنظر در رویکردهاست.

با این حال، باید تأکید کرد که این وضعیت الزاماً به معنای بحران یا فروپاشی قریب‌الوقوع نیست. بسیاری از داده‌های فنی، از جمله تورم سالانه شاخص تولیدکننده برق که به ۲۴.۶ درصد رسیده، نشان می‌دهند که صنعت هنوز از توان تداوم فعالیت برخوردار است؛ اما ادامه مسیر فعلی بدون اصلاحات، می‌تواند چشم‌انداز پایداری را تیره کند. آن‌چه در این شرایط اهمیت دارد، عبور از راه‌حل‌های مقطعی و ورود به فاز اصلاحات تدریجی، پایدار و متوازن است؛ اصلاحاتی که ضمن حفظ توانمندی تولید داخل، زمینه را برای ورود سرمایه، ارتقای فناوری و کارایی شبکه فراهم آورد.

در پایان، تصمیم به واردات برق، گرچه در ظاهر پاسخی به نیاز مقطعی شبکه است، اما در باطن، هشداری است برای بازاندیشی در سیاست‌های انرژی. این هشدار را باید جدی گرفت، نه برای آن‌که نگران بحران باشیم، بلکه برای آن‌که بتوانیم از فرصت بازطراحی نظام انرژی در مسیر توسعه پایدار استفاده کنیم.

گزارش از: زینب جمشیدی، کارشناس اقتصادی