ایران و مسئله انرژی
هر زمستان با شروع محدودیت گاز صنایع و هر تابستان با بالارفتن مصرف برق، بحث افزایش تولید دوباره مطرح میشود؛ در گاز، توسعه میدان و فشارافزایی و در برق، ساخت نیروگاه.
روزنامه شرق در مقاله ای نوشت:
هر زمستان با شروع محدودیت گاز صنایع و هر تابستان با بالارفتن مصرف برق، بحث افزایش تولید دوباره مطرح میشود؛ در گاز، توسعه میدان و فشارافزایی و در برق، ساخت نیروگاه. هر دو لازم هستند، با این حال یک سؤال باقی میماند: چرا کشوری با این حجم از منابع نفت و گاز، در مقاطعی از سال برای تأمین انرژی صنعت خود با محدودیت روبهرو میشود؟ ایران با کمبود منابع انرژی مواجه نیست؛ مسئله این است که میان منابع زیرزمینی، ظرفیت تولید، شبکه انتقال، ساختار قیمت، فناوری مصرف و الگوی تقاضا هماهنگی کافی وجود ندارد. بخشی از آنچه امروز ناترازی انرژی مینامیم، در همین فاصله شکل گرفته است.
از ذخایر بزرگ تا عرضه واقعی
گاز موجود در مخزن هنوز انرژی قابل مصرف نیست. باید تولید و فرآورش شود، فشار کافی داشته باشد، از شبکه انتقال عبور کند و زمانی که مصرفکننده به آن نیاز دارد، تحویل داده شود. اندازه ذخایر بهتنهایی چیزی درباره توان تحویل پایدار انرژی نمیگوید.
ایران در تولید گاز نیز در میان کشورهای اصلی جهان قرار دارد. بر اساس Statistical Review of World Energy، تولید جهانی گاز در سال ۲۰۲۴ به چهارهزارو ۱۲۴ میلیارد مترمکعب رسید و آمریکا، روسیه، ایران و چین چهار تولیدکننده بزرگ بودند. سهم این چهار کشور روی هم ۵۳ درصد تولید جهان بود. بنابراین، وضعیت امروز ایران را نمیتوان صرفا با کمبود منابع یا پایینبودن تولید توضیح داد.
پارس جنوبی طی سالها بخش بزرگی از افزایش عرضه گاز کشور را تأمین کرد. در همین دوره، اقتصاد ایران هم بیشتر به گاز متکی شد. شبکه گازرسانی گسترش یافت، مصرف گاز نیروگاهها بالا رفت، صنایع انرژیبر توسعه پیدا کردند و ظرفیت پتروشیمی افزایش یافت. امروز یک حامل باید همزمان نیاز بخش خانگی، نیروگاه، صنعت و بخشی از خوراک پتروشیمی را پاسخ دهد. تا زمانی که فازهای جدید پارس جنوبی یکی پس از دیگری وارد مدار میشدند، بخش بزرگی از افزایش تقاضا با افزایش تولید پاسخ داده میشد. اکنون شرایط فرق کرده است؛ حفظ تولید موجود و افزودن ظرفیت جدید به سرمایه بیشتری نیاز دارد و فشارافزایی پارس جنوبی دیگر موضوعی برای آینده دور نیست، بخشی از کاری است که باید برای جلوگیری از افت تولید میدان انجام شود. فشارافزایی را نباید در مقابل بهینهسازی مصرف قرار داد؛ یکی در سمت عرضه عمل میکند و دیگری از فشار تقاضا کم میکند. ایران به هر دو نیاز دارد، اما هزینه، زمان اجرا و اثری که بر تراز انرژی میگذارند، یکسان نیست.
تحریم، شرایط را دشوارتر کرده است. فاز ۱۱ پارس جنوبی نمونه شناختهشدهای از اثری است که خروج شرکتهای خارجی و محدودشدن دسترسی به سرمایه و فناوری بر مسیر اجرای پروژهها گذاشته است. البته مشکلات صنعت گاز را نمیتوان فقط به تحریم نسبت داد؛ مدیریت پروژه، تأمین مالی داخلی، وضعیت تجهیزات و کیفیت تصمیمگیری نیز سهم دارند. اثر تحریم در سمت مصرف هم دیده میشود. پژوهش Leyla Jabari ،Ali Asghar Salem ،Omid Zamani و Mohammad Reza Farzanegan که در سال ۲۰۲۴ در Energy Economics منتشر شد، بهرهوری انرژی زیربخشهای صنعتی ایران را در فاصله ۲۰۱۵ تا ۲۰۱۹ بررسی کرده است. برآورد آنها نشان میدهد انتقال شاخص شدت تحریم از سطح پایین به بالا با حدود ۳.۱۶ درصد کاهش بهرهوری انرژی همراه است. اثر منفی تحریم در صنایع وابستهتر به واردات نیز شدیدتر گزارش شده است. این عدد در نسخه کامل مقاله نیز بهصراحت گزارش شده است.
کارخانهای که برای خرید تجهیزات، قطعات یا فناوری جدید با هزینه و محدودیت بیشتری روبهرو است، برای کاهش مصرف انرژی نیز گزینههای محدودتری دارد. محدودیت سرمایه و فناوری از دو طرف اثر میگذارد؛ توسعه عرضه را گرانتر و اصلاح مصرف را دشوارتر میکند.
وقتی کمبود گاز به محدودیت برق میرسد
وابستگی بالای اقتصاد ایران به گاز باعث شده مسئله گاز و برق در چند نقطه به یکدیگر متصل شوند. در روزهای سرد، مصرف خانگی بالا میرود و تحویل گاز به برخی صنایع و نیروگاهها محدود میشود. نیروگاه ممکن است سوخت مایع بیشتری مصرف کند یا با محدودیت تولید روبهرو شود. چند مرحله بعد، کسری گاز به شکل محدودیت برق یک کارخانه برمیگردد.
هزینه این وضعیت در بخش انرژی باقی نمیماند. محدودیت برق و گاز میتواند تولید صنعتی را کاهش دهد و جایگزینی گاز با سوخت مایع نیز هزینه سوخت و آلایندگی را بالا ببرد. بخشی از هزینه ناترازی در کارخانه پرداخت میشود و بخشی بیرون از آن، ازجمله در محیط زیست و کیفیت زندگی.
در برق نیز ظرفیت نصبشده تمام واقعیت را نشان نمیدهد. برای اداره شبکه، ظرفیت قابل اتکا مهمتر است. تعمیرات، دمای محیط، دسترسی به سوخت، راندمان واحدها و محدودیت انتقال تعیین میکنند چه مقدار از ظرفیت اسمی در ساعت اوج مصرف واقعا در اختیار شبکه باشد. راندمان نیروگاههای حرارتی از همین جهت مستقیما به تراز گاز مربوط است. چند واحد درصد افزایش راندمان در مقیاس سیستم برق ایران میتواند مصرف سوخت را پایین بیاورد. اما تبدیل این چند درصد به عددی مانند چند میلیارد مترمکعب گاز، بدون دانستن تولید واقعی هر گروه نیروگاهی، ترکیب سوخت و راندمان عملیاتی همان دوره، بیشتر تخمین است تا محاسبه قابل استناد.
در سطح یک نیروگاه یا کارخانه، محاسبه روشنتر میشود. هزینه آزادکردن یک مترمکعب گاز از طریق افزایش راندمان را میتوان با هزینه تولید همان مقدار گاز در یک پروژه بالادستی مقایسه کرد. بعد باید پرسید این گاز آزادشده کجا مصرف خواهد شد؟ یک مترمکعب گاز میتواند در بویلری قدیمی سوزانده شود، در نیروگاهی با راندمان بالاتر به برق تبدیل شود، خوراک یک زنجیره پتروشیمی باشد یا در صورت وجود بازار و زیرساخت صادر شود. حجم یکی است، اما ارزش اقتصادی حاصل از این مصرفها یکی نیست.
در دوره کمبود، این تفاوت جدیتر میشود. در زمستان، تأمین نیازهای خانگی و عمومی عملا در اولویت قرار میگیرد و بخشی از محدودیت به صنعت و نیروگاه منتقل میشود. ضرورت اجتماعی این اولویت روشن است؛ مسئله دشوارتر، نحوه توزیع گاز باقیمانده است. در آن مرحله، فقط عنوان مصرفکننده نباید تعیینکننده باشد؛ ارزش افزوده، اشتغال، درآمد صادراتی، امکان استفاده از سوخت جایگزین و هزینه توقف تولید نیز باید دیده شوند. محدودکردن واحدی که امکان جایگزینی سوخت دارد با توقف کارخانهای که چند واحد پاییندستی به تولید آن وابستهاند، از نظر اقتصادی تصمیم یکسانی نیست.
قیمت انرژی، بهرهوری و هزینه اصلاح
درباره ایران معمولا از شدت بالای انرژی صحبت میکنیم. این شاخص مفید است، اما ساختار اقتصاد و شرایط اقلیمی هم روی آن اثر دارند. اقتصادی را که فولاد، سیمان، پالایش و پتروشیمی در آن سهم درخور توجهی دارند، نمیتوان مستقیما با یک اقتصاد خدماتی مقایسه کرد. مقدار مصرف بهتنهایی کافی نیست؛ باید دید انرژی کجا مصرف میشود و در مقابل آن چه مقدار ارزش ایجاد میشود. قیمت پایین انرژی طی سالها روی همین رابطه اثر گذاشته است. وقتی سوخت ارزان باشد، تعویض موتور کمبازده دیرتر توجیه اقتصادی پیدا میکند. بازیافت حرارت ممکن است در رقابت با افزایش ظرفیت تولید کنار گذاشته شود و نوسازی بویلر یا اصلاح فرایند دوره بازگشت طولانیتری پیدا کند.
تحریم، این وضعیت را پیچیدهتر میکند. واحد صنعتی برای خرید ماشینآلات جدید هزینه بیشتری میپردازد و با دشواری تأمین روبهرو است، در حالی که قیمت پایین انرژی انگیزه اقتصادی نوسازی را نیز ضعیف میکند. تجهیز قدیمی در چنین شرایطی ممکن است سالها بیشتر در مدار بماند.
بالابردن قیمت انرژی هم نسخه سادهای نیست. پژوهش Hasan Raei ،Abbas Maleki و Zakariya Farajzadeh که در سال ۲۰۲۴ در Economic Analysis and Policy منتشر شد، با استفاده از مدل تعادل عمومی پویای اقتصاد ایران سناریوی حذف یارانه انرژی را بررسی کرده است. در نتایج این مدل، تولید کل پس از حذف یارانه حدود ۱.۵ درصد در سال رشد میکند و شدت انرژی و انتشار کاهش مییابد، اما قیمتها نیز دستکم ۱۰ درصد افزایش پیدا میکنند. این اعداد خروجی یک سناریوی مدلسازیشدهاند، نه پیشبینی قطعی پیامد هر نوع اصلاح قیمت در ایران. بنابراین تعرفه انرژی را نمیتوان مستقل از تورم، وضعیت صنعت و قدرت خرید خانوار تغییر داد. از طرف دیگر، فاصله زیاد قیمت داخلی با ارزش اقتصادی سوخت هم بیهزینه نیست. قاچاق یکی از نتایج این شکاف قیمتی است. درباره حجم و ارزش آن برآوردهای متفاوتی وجود دارد و برای استدلال این مقاله نیازی به انتخاب یکی از آن اعداد نیست.
مقایسه با چین؛ تفاوت در مقیاس، شباهت در مسئله
مقایسه ایران و چین زمانی مفید است که تفاوت دو اقتصاد فراموش نشود. ایران نه میتواند و نه لازم است حجم سرمایهگذاری چین را تکرار کند. دسترسی به سرمایه، توان صنعتی، فناوری و جایگاه دو کشور در زنجیره تأمین جهانی اساسا متفاوت است. با این حال، نحوه پاسخ چین به رشد سریع تقاضای برق قابل بررسی است. تقاضای برق این کشور در سال ۲۰۲۴ حدود هفت درصد افزایش یافت. در سال ۲۰۲۵ نیز ۵.۱ درصد دیگر رشد کرد و از ۹هزارو ۵۰۰ تراوات ساعت گذشت. چین در همان سال، ۵۸ درصد افزایش تقاضای برق جهان را به خود اختصاص داد. چین همچنان مصرفکننده بزرگ زغالسنگ است و تجربه آن را نباید الگوی یک گذار پاک و بدون هزینه دانست. نکته قابل استفاده برای ایران جای دیگری است: رشد تقاضا با اتکا بر یک منبع پاسخ داده نشده است. منابع متعارف در کنار خورشیدی، بادی، برقابی، هستهای، ذخیرهسازی و توسعه شبکه قرار گرفتهاند. دادههای ۲۰۲۵ نیز نشان میدهند رشد تولید برق کمانتشار در سطح جهانی از رشد کل تولید برق بیشتر بوده است. برای ایران نیز خورشیدی و بادی را نباید جایگزین کامل گاز دانست. ارزش آنها در افق نزدیک بیشتر در این است که هر واحد برق تولیدشده بدون مصرف گاز، اگر در زمان و مکان مناسب وارد شبکه شود، میتواند بخشی از سوخت نیروگاهی را آزاد کند. البته یک مگاوات خورشیدی با یک مگاوات ظرفیت قابل اتکای حرارتی برابر نیست؛ شبکه، ظرفیت پشتیبان، ذخیرهسازی و مدیریت بار جزئی از اقتصاد واقعی این پروژهها هستند.
هستهای شرایط دیگری دارد؛ میتواند در برنامه بلندمدت تولید برق ایران سهم بیشتری داشته باشد، اما زمان ساخت و سرمایه اولیه بالا باعث میشود برای جبران کسری چند سال آینده گزینه سریعی نباشد.
از کجا باید شروع کرد؟
پاسخ را نمیتوان با یک رتبهبندی ساده داد. حتی پروژههایی که زیر عنوان «بهینهسازی» قرار میگیرند نیز از نظر سرمایه و زمان اجرا بسیار متفاوت هستند. اصلاح یک سیستم بخار صنعتی ممکن است نسبتا سریع انجام شود، در حالی که تبدیل یک واحد گازی به سیکل ترکیبی پروژهای بزرگتر است. فشارافزایی پارس جنوبی نیز با توسعه یک میدان جدید یکسان نیست؛ اولی برای حفظ ظرفیت تولید موجود مطرح است.
در چند سال پیشرو، بخشی از سریعترین ظرفیت قابل دستیابی را باید در همین سیستم موجود جستوجو کرد. رفع گلوگاههای نیروگاهی، کاهش مصرف ویژه در صنایع، مدیریت بار و پروژههای بهینهسازی با دوره اجرای کوتاه میتوانند پیش از به نتیجه رسیدن پروژههای بزرگ، بخشی از فشار را کم کنند. تجدیدپذیرها نیز در نقاطی که امکان اتصال مؤثر به شبکه وجود دارد، میتوانند بخشی از مصرف گاز نیروگاهی را کاهش دهند.
این به معنای عقبانداختن سرمایهگذاری در عرضه نیست؛ تکمیل سیکلهای ترکیبی، تقویت شبکه انتقال و توسعه ظرفیت جدید برق باید ادامه پیدا کند. فشارافزایی پارس جنوبی هم مسیر موازی خود را دارد؛ چون مسئله آن فقط افزودن تولید نیست، بلکه حفظ تولید موجود است. توسعه میادین جدید نیز مسیر دیگری است که معمولا سرمایه و زمان بیشتری میخواهد.
مسئله انتخاب میان تولید و بهینهسازی نیست؛ مسئله ترتیب سرمایهگذاری است.
پروژهای که با سرمایه کمتر و در زمان کوتاهتر مقدار درخور توجهی انرژی آزاد میکند، نباید فقط به این دلیل که تولید جدید ایجاد نمیکند در اولویت پایینتری قرار گیرد. از طرف دیگر، مجموعهای از پروژههای کوچک بهینهسازی نیز جای سرمایهگذاری لازم برای حفظ تولید میدانهای بزرگ را نمیگیرد.
مقایسه باید پروژه به پروژه انجام شود: سرمایه مورد نیاز، زمان اجرا، انرژی قابل اتکا، عمر اقتصادی و ارزش انرژی تولیدشده یا آزادشده. اگر کارخانهای پس از اصلاح فرایند سالانه صد میلیون مترمکعب گاز کمتر مصرف کند، این حجم در تراز کشور آزاد شده است. اگر همان مقدار با توسعه یک میدان تولید شود، نتیجه حجمی مشابه است، اما هزینه، زمان دستیابی و ریسک اجرا ممکن است کاملا متفاوت باشد. سالها مزیت انرژی ایران را با حجم ذخایر نفت و گاز سنجیدهایم. امروز این معیار بهتنهایی کافی نیست. نیروگاهی که میتواند با سوخت کمتری همان برق را تولید کند، کارخانهای که مصرف ویژه آن قابل کاهش است و انرژیای که میتواند در بخشی با ارزش افزوده بیشتر مصرف شود، هر کدام بخشی از پاسخ هستند. همانقدر که توسعه میدان و ساخت نیروگاه اهمیت دارد، باید بدانیم از ظرفیتهای موجود چه مقدار انرژی میتوان آزاد کرد و آن را کجا به کار گرفت. در شرایط محدودیت سرمایه، تصمیم در نهایت به سه سؤال برمیگردد: کدام واحد انرژی را باید تولید کرد؟ کدام را باید آزاد کرد؟ و کجا باید مصرف کرد؟
منابع:
Energy Institute - Statistical
Review of World Energy
Energy Institute - Statistical Review
IEA - Global Energy Review 2026: Electricity Demand
Energy Economics
