اقتصاد دانش بنیان

دانشگاه استنفورد آینده اقتصاد ایران را در 2040 بررسی میکند

اين گزارش، تحليلي از عرضه و تقاضاي گاز طبيعي و برق در ايران ارائه ميدهد و روند آنها را تا سال 2040 بررسي ميکند. در اينجا ابتدا درباره چشم انداز توليد گاز طبيعي و تقاضاي بازار ايران بحث ميکنيم و سپس زيان تخصيص غيربهينه گاز طبيعي به مصرف کنندگان نهايي را مورد بررسي قرار ميدهيم. سپس بر اساس پيش بيني هاي انجام شده براي بخشهاي مصرفي، تقاضاي آتي ايران براي برق را پيش بيني ميکنيم. در نهايت، پتانسيل انرژيهاي تجديدپذير در ايران و سناريوهاي گسترش ظرفيت نيروگاهي شامل ارتقاي نيروگاههاي گازي موجود و اضافه کردن واحدهاي جديد را بررسي ميکنيم.

با توجه به توسعه ميدان نفتي پارس جنوبي، صنعت گاز ايران به يک پارادايم جديد دست يافته است: ميزان توليدات از سال 2000 تاکنون از 230 به 750 ميليون مترمکعب در روز افزايش يافته و احتمال دارد در سال 2020 به 920 ميليون مترمکعب و در سال 2040 نيز به 1150 ميليون مترمکعب در روز برسد. انتظار ميرود بعد از سال 2021 کاهش شديدي در رشد توليدات داشته باشيم که به ظرفيت پايين پروژه هاي آتي و کاهش مورد انتظار در توليد ميادين موجود، به ويژه خود ميدان پارس جنوبي، مربوط است. عوامل موثر بر افزايش تقاضاي گاز طبيعي شامل عوامل جمعيتي، جايگزيني سوختهاي مايع با گاز طبيعي براي گرمايش، توليد برق، توسعه مجتمع هاي پتروشيمي و صنايع انرژيبر است. طي اين زمان، مقدار گاز باقيمانده براي تزريق به ميدانهاي نفتي ثابت مانده است و تجارت گاز به صفر يا منفي رسيده است. اگرچه کل صادرات گاز ايران به ترکيه، عراق، عمان و ارمنستان در پنج سال آينده ممکن است به 100 ميليون مترمکعب در روز برسد، گسترش بيشتر ظرفيت صادرات به نظر غيرممکن است. در بازار داخلي بزرگترين رشد در تقاضاي گاز طبيعي از صنايع پتروشيمي و ساير صنايع و بخش توليد نيروي الکتريکي حاصل خواهد شد. دولت ايران تقاضاي گاز طبيعي را با تنظيم قيمت و سهميه ها مديريت ميکند. در مورد قيمتها به صورت سالانه تصميم ميگيرد و سهميه ها به صورت پويا اولويت بندي و تنظيم ميشوند. عدم تطابق ميان قيمت فروش و اولويتهاي تخصيص نشان ميدهد که ساختار تقاضا براي گاز طبيعي بسيار متفاوت است، لذا تسريع اصلاح قيمت انرژي و توسعه يک بازار رقابتي براي عرضه گاز طبيعي به خريداران بزرگ (مانند واحدهاي پتروشيمي) در کشور ضروري است.

کاهش رشد تقاضاي برق تا سال 2040

از سال 1990 تاکنون، ظرفيت توليد نيروي ايران سالانه به ميزان متوسط 2400 مگاوات رشد کرده است تا به متوسط رشد سالانه ناخالص تقاضا در سطح 1/9 تراوات ساعت برسد. اين بخش به 85 درصد گاز طبيعي، به عنوان منبع اوليه انرژي وابسته است، درحاليکه سهم سوخت مايع و برق آبي در سال 2016 به ترتيب 9 و 5 درصد بودند. تحليلهاي ما نشان ميدهد رشد تقاضاي برق در ايران تا سال 2040 از 8/6 به 8/3 تراوات ساعت سالانه کاهش مييابد و نياز به افزايش ظرفيت سالانه را از 3000 به 1300 مگاوات کاهش ميدهد. ارتقاي نيروگاههاي برق موجود، ظرفيت دههزار مگاواتي را با هزينه اي کمتر از يک سنت به ازاي هر کيلووات ساعت، اضافه خواهد کرد؛ هزينه توليد نهايي برق از سوي واحدهاي سيکل ترکيبي از 5/1 تا 3/6 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت متغير است و به هزينه فرصت گاز طبيعي بستگي دارد. همچنين انرژي تجديدپذير از باد و خورشيد هزينه اي حدود چهار سنت به ازاي هر کيلووات ساعت دارد و در حالتي که قيمت فروش گاز از 150 هزار دلار به ازاي هر ميليون مترمکعب فراتر رود، از لحاظ اقتصادي به صرفه خواهد بود. در حال حاضر تنها استفاده گاز طبيعي در حمل و نقل (گاز طبيعي فشرده سيانجي) يا صادرات گاز و تزريق مجدد به ميادين نفتي توجيه پذير است. در حاليکه صادرات و تزريق مجدد گاز پتانسيل رشد دارند، به نظر ميرسد بازار وسايل نقليه سيانجي سوز اشباع شده باشد. از اينرو افزايش اين بخش به يک محرک مانند افزايش در قيمت داخلي بنزين نياز دارد. در قيمت جاري فروش گاز طبيعي، سرمايه گذاري  در انرژيهاي تجديدپذير با هدف دسترسي بيشتر به گاز براي افزايش توليد از صنعت پتروشيمي، به لحاظ اقتصادي توجيه پذير نيست.

رسيدن مصرف گاز در ايران در عرض 25 سال به 180 ميليون مترمکعب

ايران با ذخاير اثبات شده 34 تريليون مترمکعبي بزرگترين منبع قابل بازيافت گاز طبيعي را در جهان دارد. از آنجا که بيش از 80 درصد ذخاير گاز کشور متعلق به ميادين غيرمرتبط است (مخازني که با مقادير قابل توجهي از نفت خام مرتبط نيستند) توسعه بخشهاي گاز طبيعي و نفتي در ايران تا حد زيادي به طور مستقل انجام ميشود. بين سالهاي 1990 و 2013 توليد گاز طبيعي در ايران از 110 به 500 ميليون مترمکعب در روز افزايش يافت و متوسط رشد سالانه 17 ميليون مترمکعبي در روز را نمايش داد. از سال 2013 تاکنون، عليرغم محدوديتهاي ناشي از تحريمهاي بين المللي و انقباض اقتصاد داخلي، ايران توانسته است از طريق تکميل چندين فاز جديد پروژه توسعه پارس جنوبي ظرفيت فروش گاز خود را به 750 ميليون مترمکعب در روز افزايش دهد. در نتيجه چنين رشد بي سابقه اي تقريبا 25 درصد کل گاز طبيعي تجمعي در طول پنج سال گذشته رخ داده است. از سال 2014 با برداشت گاز جديد ميدان نفتي پارس جنوبي، سهم گاز طبيعي در تامين انرژي اوليه از نفت خام پيشي گرفته است. در طرف تقاضاي داخلي، رشد سالانه مصرف گاز طبيعي از رشد مصرف هيدروکربنهاي مايع فراتر رفته است، به طوريکه به جز بخش حمل و نقل، گاز طبيعي به منبع اصلي انرژي براي تمام بخشهاي اقتصاد تبديل شده است. ايران سومين توليدکننده بزرگ گاز طبيعي در جهان است، اما اکثريت قريب به اتفاق توليد گاز، صرف تقاضاي داخلي شده است. گرمايش فضا (29 درصد)، توليد برق (24 درصد)، صنايع غيرپتروشيمي (15 درصد)، صنايع پتروشيمي (13 درصد)، تزريق مجدد (9 درصد) و حمل و نقل (3 درصد) عمده مصارف گاز طبيعي در ايران هستند. با گسترش شبکه توزيع براي پوشش بيش از 90 درصدي خانوارها، گاز طبيعي براي گرمايش فضا و آب، کمکم جايگزين هيدروکربنهاي مايع شده است. در نتيجه اين امر، مصرف گاز در 25 سال گذشته به ميزان 180 ميليون مترمکعب در روز افزايش يافته است. در عين حال، مقدار مصرف گاز براي توليد برق 140 ميليون مترمکعب و مصرف آن از سوي صنعت پتروشيمي و ساير صنايع حدودا 170 ميليون مترمکعب در روز رشد داشته است. در نتيجه چنين رشد سريعي در طرف تقاضا، حجم گاز در دسترس براي تزريق مجدد به ميادين نفتي در حدود 80 ميليون مترمکعب در روز ثابت باقي مانده است، در حاليکه تجارت خالص کشور در گاز طبيعي صفر يا منفي بوده است.

نرخ رشد توليد ناخالص سالانه برق: 1/9 تراوات ساعت

توليد ناخالص سالانه برق ايران در سال 1990 برابر با 55 تراوات ساعت بوده و در سال 2015 به 282 تراوات ساعت رسيده است که حاکي از نرخ رشد متوسط 1/9 تراوات ساعتي در سال است. در همين دوره، ظرفيت توليد اسمي نيرو به طور متوسط 2400 مگاوات در سال افزايش يافت. همانطور که انتظار ميرفت، بخش نيرو در ايران به شدت به گاز طبيعي وابسته است. در سال 2016 سهم گاز طبيعي، سوخت مايع و نيروي هيدروالکتريکي در ترکيب توليد نيرو در ايران به ترتيب  85، 9 و 5 درصد بوده است.

بين سالهاي 1990 تا 2015 بهرهوري متوسط نيروگاههاي حرارتي ايران از 9/30 به 7/37 درصد افزايش يافت که نشان دهنده رشد متوسط سالانه 27/0 درصد است. در مقام مقايسه، متوسط بهره وري جهاني نيروگاههاي برق حرارتي در حدود 5/36 درصد است، در حاليکه اعضاي سازمان همکاري و توسعه اقتصادي (OECD) بالاتر از 40 درصد را ثبت کرده اند.

با توجه به سهم قابل توجه واحدهاي با کارايي پايين (نيروگاههاي قديمي يا سيکلهاي ساده)، ايران پتانسيل بالايي براي افزايش ظرفيت از طريق ارتقا و مدرنسازي نيروگاههاي موجود دارد. از مسائلي که اهميت ويژه اي دارد، اضافهکردن واحدهاي بخار به واحدهاي گازي (با سيکل ساده و مقياس بالا) موجود و بازسازي (يا حذف) توربينهاي گازي و بخار قديمي است. به عنوان مثال با ارتقاي نيروگاههاي 7500 مگاواتي موجود با کارايي پايين (کارايي کمتر از 30 درصد) به توربينهاي احتراق مدرن با سيکل ساده با کارايي 40 درصد، حدود 9 ميليون مترمکعب گاز طبيعي در روز ذخيره ميشود.

ظرفيت بالاي انرژيهاي تجديدپذير

ايران علاوه بر منابع انرزي فسيلي، پتانسيل قابل توجهي براي انرژيهاي تجديدپذير دارد. ما تخمين زدهايم که 7/1 ميليون هکتار از زمينهاي ايران (1/1 درصد از کل) تابش خورشيدي بيش از 270 وات در متر مربع دريافت ميکند و 28 ميليون هکتار ديگر (3/17 درصد از کل) در محدوده 250 تا 270 وات در متر مربع انرژي خورشيدي ميگيرند. با توجه به پتانسيل نيروي باد، 3/1 درصد از زمينهاي ايران (1/2 ميليون هکتار) داراي باد با سرعت متوسط هشت متر بر ثانيه و بالاتر است که براي توليد برق بادي مناسب است.

ايران قصد دارد تا سال 2021 سهم انرژيهاي تجديدپذير غيرآبي را در کل ظرفيت توليد نيروي خود به   5 درصد (حدودا چهارهزار مگاوات) افزايش دهد. اين امر نه تنها به هدايت گاز جايگزين يا سوخت مايع به سمت ساير کاربردهايي که بازده اقتصادي بيشتري دارند منجر ميشود، بلکه به بهبود کيفيت هوا در شهرهاي بزرگ نيز کمک ميکند. در حال حاضر وزارت نيرو قرارداد ضمانت بيست ساله تعرفه خوراک را براي انرژي برق تجديدپذير با نرخ بالاتر نسبت به قيمت فروش برق به مصرف کنندگان نهايي امضا کرده است؛ يعني در اولين دوره ده ساله براي انرژي بادي قيمت 12 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت و براي انرژي خورشيدي قيمت 18 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت در نظر گرفته شده است. پس از آن در دومين دوره ده ساله اين نرخها به ترتيب به 5 و 13 سنت کاهش مييابند. طي چهار سال گذشته سرمايه گذاران  داخلي و خارجي بر اساس مکانيزم قرارداد خريد انرژي4، در حدود 350 مگاوات انرژي تجديدپذير تنظيم کردهاند، در عين حال که واحدهاي توليد ديگر انرژي با ظرفيت کل 700 مگاواتي در مراحل مختلف توسعه قرار دارند.

فراز و نشيبهاي گاز طبيعي

در اينجا چشم انداز گاز طبيعي، برق و انرژيهاي تجديدپذير در ايران تا سال 2040 ارائه ميشود. به طور ويژه پيش بيني هايي براي عرضه گاز طبيعي، مصرف/ تخصيص گاز طبيعي در بخشهاي مختلف، تقاضاي برق در هر بخش و هزينه سناريوهاي مختلف توسعه نيروگاهي انجام ميشوند. اين سناريوها عبارتند از: نصب نيروگاههاي سيکل ترکيبي جديد، اضافه کردن واحدهاي بخار به توربينهاي گازي فعلي، تکميل کارخانه هاي بخار قديمي و استفاده از انرژيهاي تجديدپذير غيرآبي. دادههاي تاريخي و پيش بيني هاي آتي براي عرضه و تقاضاي گاز طبيعي در ايران نشان ميدهد که برخلاف بخش نفتي که ظرفيت توليد آن در بلندمدت در دامنه محدودي نوسان ميکند

(50 هزار بشکه در روز)، بخش گاز در ايران تغييرات زيادي را در سه دهه گذشته تجربه کرده است. بين سالهاي 1990 تا 2017 بازار فروش گاز طبيعي عرضه شده در ايران (شامل مقدار مورد استفاده در تزريق مجدد) از 110 به 750 ميليون مترمکعب در روز افزايش يافته است. با تکميل پروژه توسعه پارس جنوبي که به احتمال زياد در سال 2021 محقق ميشود، انتظار ميرود بازار فروش گاز طبيعي عرضه شده ايران به 960 ميليون مترمکعب در روز افزايش يابد. علاوه بر فازهاي تکميل نشده ميدان پارس جنوبي، بسياري از ميدانهاي گازي توسعه نيافته نيز ميتواند در آينده مورد بهره برداري قرار گيرد. با اين حال عليرغم توان بالقوه اين ميادين، پيشبيني ميشود نرخ رشد توليد گاز طبيعي پس از توسعه پارس جنوبي، به ميزان چشمگيري کاهش خواهد يافت.

ارزش افزوده يک ميليون مترمکعب گاز طبيعي در پتروشيمي: 155 هزاردلار

در طرف تقاضاي داخلي، افزايش توليد گاز طبيعي همراه با رشد بالا در تقاضاي داخلي است که عمدتا به دليل گسترش شبکه هاي توزيع گاز طبيعي و برق است. تخمين زده ميشود که در سال 2040 مصرف گاز طبيعي براي توليد برق و گرمايش فضا به 280 و 220 ميليون مترمکعب در روز برسد. علاوه بر اين، استفاده از گاز طبيعي در پتروشيمي و ساير صنايع به سطحي افزايش يابد که خوراک کل آنها در حدود 200 ميليون مترمکعب در روز باشد. اين مصرف کمتر از ميزان مصرف در گرمايش فضاست. در نتيجه سرمايه گذاري هاي اخير انتظار ميرود کل توليدات سالانه پتروشيمي در سال 2022 به 105 ميليون تن برسد. اگر طرح به هدف از پيش تعيين شده برسد، کل توليدات پتروشيمي ايران در مقايسه با سال پايه 2015، بيش از 80 درصد افزايش خواهد يافت و مصرف گاز طبيعي نيز از 72 ميليون مترمکعب در روز به 130 افزايش مييابد. عليرغم وجود تفاوتهاي عميق در حساسيتهاي قيمتي بخشهاي مصرفي، گاز طبيعي در ايران به طور متوسط در قيمت 34 هزار دلار به ازاي هر ميليون مترمکعب براي مصارف صنعتي، نيرو و مسکوني (از جمله سوخت واحدهاي پتروشيمي) قيمت گذاري ميشود. در مقام مقايسه، قيمت فوق تقريبا 50 درصد پايينتر از قيمت گاز هنري هاب (71 هزار دلار به ازاي هر ميليون مترمکعب) در سال 2016 و 90 درصد پايينتر از متوسط قيمت گاز مسکوني در امريکا (355 هزاردلار به ازاي هر ميليون مترمکعب)  در سال 2016 است. صادرات گاز ايران به کشورهاي همسايه به دليل رشد شديد تقاضاي داخلي، نگرانيهاي سياسي گذشته و عدم وجود زيرساختهاي لازم بسيار محدود شده است. در حال حاضر ايران روزانه حدود 30 ميليون مترمکعب گاز طبيعي با قيمت متوسط 250 هزاردلار به ازاي هر ميليون مترمکعب به ترکيه صادر ميکند و همچنين در ازاي برق، روزانه يک ميليون مترمکعب گاز به ارمنستان ميفرستد. انتظار ميرود ايران بتواند طي پنج سال آينده از طريق خط لوله به بغداد (25 ميليون مترمکعب در روز)، بصره (20 ميليون مترمکعب در روز)، عمان (28 ميليون مترمکعب در روز) و ارمنستان (3 ميليون مترمکعب در روز) گاز صادر کند.

قيمت گاز طبيعي ارائه شده به صنايع برابر با 27 درصد قيمت متوسط گاز طبيعي در امريکاست (124 هزاردلار به ازاي هر ميليون مترمکعب در روز در سال 2016). در نتيجه چنين تخفيف سنگيني روي قيمت گاز در ايران، سرمايه گذاري هاي سنگيني که اغلب بدون زنجيره کامل ارزش افزوده هستند، در صنايع پتروشيمي انجام شده است که اگر قيمت گذاري سوخت و خوراک به صورت رقابتي باشد، اين نوع ادغام پيش شرط سودآوري است. در دو دهه گذشته کل مصرف گاز طبيعي در مجتمع هاي پتروشيمي بيش از 60 ميليون مترمکعب در روز افزايش يافت. ما برآورد کرديم که به طور متوسط ارزش افزوده مصرف روزانه يک ميليون مترمکعب گاز طبيعي (يا معادل آن) در صنعت پتروشيمي ايران حدود 155 هزاردلار است.

پيشي گرفتن مصرف برق صنعتي از GDP

تقاضاي کل برق مسکوني در سالهاي 1990 تا 2016 از 17 به 78 تراوات ساعت افزايش يافته، در حالي که مصرف هر مشترک از 2000 به 3000 کيلووات ساعت رشد داشته است. افزايش قابل توجه در مصرف برق مسکوني در سالهاي اخير را ميتوان به توسعه شبکه برق به مناطق روستايي و دورافتاده کشور نسبت داد. با اين حال پيش بيني ميشود رشد مصرف مسکوني به دليل رشد اندک جمعيت تا سال 2040 کاهش يابد. نفوذ برق تقريبا به تمام پتانسيل خود دست يافته است و نسبت جمعيت به تعداد مشترکان از 8/6 در سال 1990 به 0/3 در سال 2015 رسيده است. براساس سرشماري سال 2016 اين نسبت اندازه جمعيت به تعداد مشترکين با متوسط سايز 3/3 نفري خانوارهاي ايران قابل مقايسه است. افزايش در مصرف برق صنعتي به طور قابل ملاحظه اي از رشد توليد ناخالص داخلي پيشي گرفته است؛ با در نظر گرفتن سال 1990 به عنوان سال پايه، نسبت رشد در تقاضاي برق صنعتي به رشد واقعي نسبي توليد ناخالص داخلي اين بخش، به طور متوسط نزديک به 8/2 است. اين رشد بالاتر از رشد متناسب در تقاضا ميتواند با اين حقيقت توضيح داده شود که يک نسبت صنعتي ايران توسط بخش نفت توليد ميشود که سطح فعاليت آن تقريبا ثابت باقي مانده است. بنابراين ميتوان انتظار يک همبستگي قوي بين نرخ رشد در تقاضاي برق و GDP توليدشده بخشهاي غيرنفتي صنعت داشت. در غياب هر نوع سيگنالي در بازار که يک روند متفاوت را نشان دهد، فرض ميشود که مصرف برق صنعتي در آينده روند قبلي را دنبال خواهد کرد. اين بدان معناست که مصرف برق صنعتي ايران در 2030 و 2040 به ترتيب سالانه 85 و 110 تراوات ساعت افزايش مييابد.

پتانسيل بالاي ايران و کاهش هزينه توليد انرژي تجديدپذير

ايران پتانسيل بالايي براي انرژي تجديدپذير دارد. براساس نقشه تابش خورشيدي تخمين زده ميشود که پتانسيل توليد نيرو در يک موقعيت مکاني معمولي با بازده بالا با يک دسترسي معقول به شبکه در ايران، 1650 کيلووات ساعت به ازاي هر کيلووات پيک (پرباري) است که بالاتر از پتانسيل توليد متوسط برق در بزرگترين پروژه هاي خورشيدي انجام شده در دو سال گذشته در دنياست. ما يک محدوده 700 تا 1100 دلاري به ازاي هر کيلووات پيک را براي هزينه سرمايه و رقم  15 دلاري به ازاي هر کيلووات پيک را براي هزينه عملياتي توليد سالانه نيروي خورشيدي در نظر ميگيريم.

علاوه بر اين کاهش بي سابقه هزينه ها که در بخش خورشيدي رخ داده است، هزينه توليد نيرو از باد نيز 60 درصد در شش سال گذشته کاهش يافته است؛ هزينه سرمايه مزارع بادي واقع در ساحل نيز در محدوده 1250 تا 1700 دلار به ازاي هر کيلووات اوج متغير است. در اين تحليل ما فرض ميکنيم که هزينه سرمايه و هزينه عملياتي سالانه مزارع بادي در مقياس بزرگ به ترتيب 1300 و 40 دلار به ازاي هر کيلووات اوج خواهد بود. ايران اخيرا براي حمايت از انرژيهاي تجديدپذير از مکانيزم تعرفه ترجيحي استفاده ميکند. با توجه به دلايل مندرج در زير از اطلاعات جمع آوري شده، طرحهاي پروژه هاي انرژي خورشيدي و باد که اخيرا در مقياس بزرگ انجام شدهاند، براي تعيين هزينه آتي انرژي تجديدپذير استفاده ميشود. به طور کلي استفاده از مناقصه هاي رقابتي براي پروژه هاي انرژي تجديدپذير در مقياس بزرگ يک استراتژي موثر در کاهش هزينه هاست، زيرا به دولت اجازه ميدهد که قراردادها با بهترين تکنولوژي عملياتي باشد. به همين ترتيب، بسياري از کشورها طرحهاي پرداختي خود را براي مقياسهاي بزرگ از تعرفه ترجيحي به مناقصه تغيير داده اند و بدين وسيله موافقتنامههاي خريد برق را نزديک (يا حتي کمتر از) هزينه توليد برق از سوختهاي فسيلي کاهش دادهاند. تصور ميشود ايران در چند سال اخير به دنبال اين موضوع بوده است و مکانيزمهاي پرداخت انرژي تجديدپذير را به قراردادهاي مبتني بر مناقصه تغيير دهد.

نرخ بازده داخلي 20 درصدي که به طور معمول براي جذب سرمايه گذاري  در ايران مورد نياز است، با معادله هزينه برق 5/9 تا 3/14 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت براي انرژي خورشيدي برابري ميکند. در يک مورد فرضي که نرخ بازده داخلي 2/11 درصدي براي سرمايه گذاري  کافي است، معادل هزينه برق 0/6 تا 0/9 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت براي انرژي خورشيدي است. تحليل اقتصادي مشابه در انرژي بادي نشان ميدهد که حداقل موافقتنامه خريد نيرو در قيمتهاي 7 تا 5/11 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت و 5/4 تا 5/7 سنت به ازاي هر کيلووات ساعت مورد نياز است تا به ترتيب نرخ بازده داخلي 20 و 2/11 درصدي باشد.

مدل پيش بيني تقاضا نشان داد که از سال 2017 تا 2040 ايران به افزايش 54 هزار مگاواتي ظرفيت توليد ناخالص برق با نرخ سالانه 3000 مگاواتي در ابتدا (چند سال آينده) و 1300 مگاواتي در سالهاي آخر منتهي به 2040 نياز دارد. در مقايسه با سه راه بالا که ايران از طريق آن ميتواند تقاضاي آتي برق را برآورده کند، آشکار ميشود که ارتقاي توربينهاي گازي سيکل ساده موجود به سيکل ترکيبي، به هزينه برق کمتر از يک سنت مي انجامد و از اينرو بالاترين اولويت را دارد. اين تغييرات 8700 مگاوات به ظرفيت توليد ناخالص نيروي ايران اضافه خواهد کرد. همانطور که بسياري از واحدهاي توربين بخار دوران بازنشستگي را گذرانده اند، مدرنسازي و تکميل آنها اجتناب ناپذير است. رشد بهره وري مورد انتظار از اين فرايند ميتواند ظرفيت توليد ناخالص ايران را 1300 مگاوات افزايش دهد.

نقش منابع انرژي تجديدپذير و واحدهاي سيکل ترکيبي

اين دو تغيير کم هزينه يا اجباري، هرچند ميتواند باعث افزايش ده هزار مگاواتي از رشد 53 هزار مگاواتي تقاضاي پيش بيني شده تا سال 2040 شود، اما نشان ميدهد که نياز ايران به انرژي اضافي بايد از طريق راه اندازي واحدهاي سيکل ترکيبي جديد با سهم بالقوه از منابع انرژي تجديدپذير تامين شود.

منبع: مجله دانش بنیان