مسیر اقتصاد/ تاب‌آوری شبکه برق ایران در سال‌های اخیر تنها به میزان ظرفیت نصب‌شده نیروگاهی وابسته نبوده و بیش از هر چیز به میزان توان قابل اتکا در شرایط واقعی بهره‌برداری مرتبط است. ظرفیت نامی نیروگاه‌های کشور تا پایان سال ۱۴۰۴ به حدود ۹۹ هزار و ۳۷۱ مگاوات رسیده، اما در زمان اوج مصرف، توان تولید همزمان نیروگاه‌ها حدود ۶۲ هزار و ۵۷۷ مگاوات ثبت شده است. اختلاف ۳۶ هزار و ۷۹۴ مگاواتی میان ظرفیت نامی و تولید همزمان نشان می‌دهد بخشی از ظرفیت موجود در شرایط بحرانی امکان ورود به مدار را ندارد.
همزمان، ثبت حداکثر تقاضای ۷۷ هزار و ۴۹۷ مگاواتی باعث شده فاصله میان توان تولید همزمان و مصرف اوج به ۱۴ هزار و ۹۲۰ مگاوات برسد. این فاصله در کنار افزایش بارگذاری تجهیزات انتقال و فوق‌توزیع، ظرفیت واکنش شبکه در برابر اختلالات را کاهش داده است. به همین دلیل، ارزیابی تاب‌آوری صنعت برق تنها با بررسی ظرفیت اسمی نیروگاه‌ها امکان‌پذیر نیست و میزان آمادگی تولید، توان انتقال و ظرفیت باقی‌مانده شبکه برای عبور از شرایط اضطراری نیز باید مورد توجه قرار گیرد.
ظرفیت نصب‌شده، معیار تاب‌آوری نیست
ظرفیت نامی نیروگاه‌های کشور تا پایان سال ۱۴۰۴ به حدود ۹۹ هزار و ۳۷۱ مگاوات رسیده است، اما در زمان اوج مصرف، توان تولید همزمان نیروگاه‌ها حدود ۶۲ هزار و ۵۷۷ مگاوات ثبت شده است. اختلاف ۳۶ هزار و ۷۹۴ مگاواتی میان ظرفیت اسمی و توان تولید همزمان نشان می‌دهد که تمام ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌ها در شرایط واقعی امکان بهره‌برداری همزمان را ندارد.
در همین بازه زمانی، حداکثر تقاضای برق کشور به ۷۷ هزار و ۴۹۷ مگاوات رسیده است. مقایسه این میزان مصرف با توان تولید همزمان ۶۲ هزار و ۵۷۷ مگاواتی، فاصله‌ای معادل ۱۴ هزار و ۹۲۰ مگاوات را نشان می‌دهد؛ به عبارت دیگر، توان تولید همزمان نیروگاه‌ها در زمان اوج مصرف حدود ۱۹.۳ درصد کمتر از میزان تقاضای ثبت‌شده بوده است[۱].
نمودار زیر فاصله میان ظرفیت اسمی نیروگاه‌ها، توان قابل استفاده در زمان اوج مصرف و میزان تقاضای برق را نشان می‌دهد.
این اختلاف نشان می‌دهد افزایش ظرفیت اسمی نیروگاه‌ها به تنهایی نمی‌تواند پایداری شبکه برق را تضمین کند[۲]. بخشی از ظرفیت موجود به دلیل انجام تعمیرات، محدودیت‌های فنی، کاهش آمادگی واحدهای نیروگاهی، محدودیت تأمین سوخت یا شرایط عملیاتی، در زمان اوج مصرف در دسترس شبکه قرار نمی‌گیرد و همین مسئله باعث کاهش ذخیره عملیاتی سیستم می‌شود.
تاب‌آوری شبکه برق تنها به میزان توان تولید وابسته نیست، زیرا حتی در صورت وجود ظرفیت کافی برای تولید، محدودیت‌های بخش انتقال یا افزایش میزان بارگذاری تجهیزات می‌تواند توان پاسخ‌گویی شبکه را در شرایط بحرانی کاهش دهد.
دلایل فاصله میان ظرفیت نصب‌شده و توان واقعی تولید
بخشی از ظرفیت موجود نیروگاه‌ها در زمان اوج مصرف به دلیل انجام تعمیرات، محدودیت‌های فنی، کاهش آمادگی واحدهای نیروگاهی، محدودیت تأمین سوخت یا شرایط عملیاتی، در دسترس شبکه قرار نمی‌گیرد و همین مسئله باعث کاهش ذخیره عملیاتی سیستم می‌شود.
یکی از عوامل مؤثر در این زمینه، خروج واحدهای نیروگاهی برای تعمیرات دوره‌ای یا اضطراری است. تعمیرات برای حفظ عملکرد پایدار نیروگاه‌ها ضروری است، اما اگر زمان‌بندی آن با دوره‌های اوج مصرف همزمان شود، می‌تواند ظرفیت در دسترس شبکه را کاهش دهد. به همین دلیل، هماهنگی برنامه تعمیرات با پیش‌بینی مصرف برق و انتقال تعمیرات سنگین به دوره‌های کم‌مصرف، از اقداماتی است که می‌تواند اثر این محدودیت را کاهش دهد.
عامل دیگر، محدودیت‌های فنی و فرسودگی تجهیزات نیروگاهی است. برخی واحدها به دلیل کاهش راندمان، مشکلات تجهیزات جانبی یا عمر بالای تجهیزات، نمی‌توانند با ظرفیت کامل وارد مدار شوند. این موضوع باعث می‌شود ظرفیت نامی نیروگاه‌ها با میزان تولید واقعی آنها فاصله داشته باشد. اجرای برنامه‌های نوسازی، تعمیرات پیشگیرانه و ارتقای سیستم‌های کنترلی می‌تواند آمادگی این واحدها را افزایش دهد.
کاهش آمادگی واحدهای نیروگاهی و افزایش خروج‌های اضطراری نیز از دیگر عوامل کاهش ظرفیت قابل اتکای شبکه است. در چنین شرایطی، بخشی از نیروگاه‌های نصب‌شده به دلیل مشکلات عملیاتی در زمان نیاز قادر به تولید کامل نیستند. استفاده از سامانه‌های پایش وضعیت، تعمیرات پیش‌بینانه و بهبود فرآیندهای بهره‌برداری می‌تواند احتمال خروج ناگهانی واحدها را کاهش دهد.
همچنین محدودیت تأمین سوخت می‌تواند بر توان تولید نیروگاه‌ها اثرگذار باشد. وابستگی بخش قابل توجهی از نیروگاه‌های حرارتی به گاز طبیعی باعث می‌شود در دوره‌هایی که تأمین سوخت با محدودیت مواجه می‌شود، امکان کاهش تولید وجود داشته باشد. افزایش ذخیره سوخت نیروگاه‌ها، تقویت هماهنگی میان شبکه برق و گاز و تنوع‌بخشی به منابع تأمین انرژی، از راهکارهای کاهش این ریسک است.
در مجموع، فاصله میان ظرفیت اسمی نیروگاه‌ها و توان واقعی تولید نشان می‌دهد که شاخص اصلی در ارزیابی امنیت برق میزان ظرفیت قابل اتکا و آماده بهره‌برداری در شرایط بحرانی است.
کاهش ذخیره، توان واکنش را محدود می‌کند
یکی از مهم‌ترین شاخص‌ها برای ارزیابی امنیت شبکه برق، حاشیه ذخیره تولید است[۳]. این شاخص نشان می‌دهد پس از تأمین نیاز مصرف‌کنندگان، چه میزان ظرفیت مازاد برای جبران خروج احتمالی تجهیزات یا افزایش ناگهانی تقاضا در شبکه باقی می‌ماند.
برای حاشیه ذخیره تولید، یک مقدار ثابت و یکسان در سطح جهان وجود ندارد و میزان مورد نیاز آن به عواملی مانند ساختار تولید برق، میزان قابلیت اطمینان نیروگاه‌ها، نحوه اتصال شبکه‌ها و شرایط بهره‌برداری بستگی دارد. با این حال، تجربه کشورهای مختلف نشان می‌دهد حفظ ظرفیت مازاد قابل اتکا یکی از اصول مهم در برنامه‌ریزی امنیت تأمین برق محسوب می‌شود. برای نمونه، کره جنوبی در برنامه یازدهم جامع عرضه و تقاضای برق، حاشیه ظرفیت ۲۰ درصدی را تا سال ۲۰۲۸، ۲۱ درصدی را در فاصله سال‌های ۲۰۲۹ تا ۲۰۳۲ و ۲۲ درصدی را در دوره ۲۰۳۳ تا ۲۰۳۸ به عنوان مبنای برنامه‌ریزی در نظر گرفته است[۴].
این مقایسه به معنای مشابه بودن ساختار شبکه برق ایران و کره جنوبی نیست، اما نشان می‌دهد بسیاری از کشورها در برنامه‌ریزی صنعت برق، حفظ حاشیه اطمینان قابل اتکا را در اولویت قرار می‌دهند و صرفاً افزایش ظرفیت اسمی را معیار امنیت تأمین برق نمی‌دانند.
در مقابل، در ایران فاصله ۱۴ هزار و ۹۲۰ مگاواتی میان تقاضای اوج مصرف و توان تولید همزمان نشان می‌دهد شبکه در شرایط بحرانی از فضای مانور محدودی برخوردار است. در چنین شرایطی، خروج یک واحد بزرگ نیروگاهی یا افزایش پیش‌بینی‌نشده مصرف می‌تواند فشار بیشتری به سایر بخش‌های سیستم وارد کند و پایداری شبکه را با چالش مواجه سازد.
بارگذاری شبکه، حاشیه اطمینان را کاهش می‌دهد
کاهش حاشیه اطمینان شبکه تنها به بخش تولید محدود نمی‌شود و در بخش‌های انتقال و فوق‌توزیع نیز خود را نشان می‌دهد. افزایش میزان بارگذاری تجهیزات در ساعات اوج مصرف، فاصله شبکه با مرزهای فنی را کاهش می‌دهد و توان مدیریت شرایط اضطراری را محدود می‌کند[۵].
بررسی وضعیت شبکه برق تهران نشان می‌دهد از مجموع ۱۸۰ پست فوق‌توزیع این شهر، بیش از ۴۰ پست با ظرفیت اشغال‌شده بالاتر از ۸۰ درصد فعالیت کرده‌اند و میزان بارگذاری برخی از این پست‌ها از ۹۰ درصد نیز عبور کرده است. همچنین از میان ۲۹ پست انتقال برق منطقه‌ای تهران، ۲۴ پست در اوج بار سال ۱۳۹۵ بارگذاری حداقل ۶۰ درصدی داشته‌اند و ۱۱ پست نیز بارگذاری بیش از ۷۵ درصد را تجربه کرده‌اند[۶].
در طراحی شبکه‌های برق بر اساس «معیار N-1»[۷]، بخشی از ظرفیت تجهیزات باید برای جبران خروج احتمالی یک تجهیز اصلی در دسترس باقی بماند[۸]. بر همین اساس، در برخی استانداردهای برنامه‌ریزی، بارگذاری عادی تجهیزات موازی در محدوده ۵۰ تا ۶۰ درصد در نظر گرفته می‌شود تا شبکه توان تحمل شرایط اضطراری را داشته باشد. بنابراین، افزایش بارگذاری تجهیزات به محدوده ۸۰ تا ۹۰ درصد می‌تواند فضای عملیاتی شبکه را کاهش دهد و امکان واکنش مناسب در شرایط بحرانی را محدود کند[۹].
تاب‌آوری برق نیازمند ظرفیت قابل اتکاست
شاخص‌های کمی شبکه برق ایران نشان می‌دهد مسئله اصلی فقط به میزان ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌ها مربوط نیست و کاهش فاصله میان وضعیت عادی شبکه و شرایط بحرانی، پایداری سیستم برق را با چالش مواجه کرده است. اختلاف ۳۶ هزار و ۷۹۴ مگاواتی میان ظرفیت نامی و تولید همزمان، فاصله ۱۴ هزار و ۹۲۰ مگاواتی میان تولید و تقاضای اوج مصرف و همچنین بارگذاری بالای برخی تجهیزات شبکه، همگی از کاهش حاشیه اطمینان عملیاتی حکایت دارند.
بر این اساس، ارزیابی امنیت تأمین برق کشور باید به‌صورت همزمان بر ظرفیت قابل اتکا، میزان آمادگی نیروگاه‌ها، کاهش خروج‌های اضطراری، تقویت زیرساخت‌های انتقال و مدیریت مصرف در ساعات اوج بار متمرکز شود. افزایش ظرفیت اسمی نیروگاه‌ها بدون بهبود توان بهره‌برداری واقعی، تصویر دقیقی از قابلیت شبکه ارائه نمی‌کند و معیار اصلی پایداری، میزان برقی است که شبکه می‌تواند در شرایط بحرانی در اختیار مصرف‌کنندگان و سیستم قرار دهد.
پانویس:
[۱] آمار تفصیلی صنعت برق ایران ویژه مدیریت راهبردی در سال ۱۴۰۴
[۲] North American Electric Reliability Corporation. (2024). 2024 Long-Term Reliability Assessment. North American Electric Reliability Corporation. https://www.nerc.com/globalassets/our-work/assessments/2024-ltra_corrected_july_2025.pdf
[۳] Reimers, A., Cole, W., & Frew, B. (2019). The impact of planning reserve margins in long-term planning models of the electricity sector. Energy Policy, 125, 1–۸. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2018.10.025
[۴] Ministry of Trade, Industry and Energy. (2025). The 11th Basic Plan for Electricity Supply and Demand. Republic of Korea.
[۵] CIGRE Working Group C2.25. (2021). Operating strategies and preparedness for system operational resilience. Technical Brochure No. 833. Paris: International Council on Large Electric Systems.
[۶] معاونت پژوهش‌های زیربنایی و امور تولیدی، دفتر مطالعات انرژی، صنعت و معدن. (۱۳۹۸). دو راهکار پیشنهادی برای کاهش پیک بار شبکه سراسری برق. مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی.
[۷] این معیار به این معناست که شبکه برق باید بتواند با خروج یک تجهیز اصلی مانند خط انتقال، ترانسفورماتور یا واحد تولیدی، بدون ایجاد اختلال گسترده به فعالیت خود ادامه دهد.
[۸] European Network of Transmission System Operators for Electricity. (2013). Network code on operational security. ENTSO-E. https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/resources/OS_NC/130227-AS-NC_OS_final_.pdf
[۹] Keller, M., et al. (2022). “Deduction of Strategic Planning Guidelines for Urban Medium Voltage Grids with Consideration of Electromobility and Heat Pumps.” Future Internet, ۱۴(۱۲), ۳۵۰. https://doi.org/10.3390/fi14120350
انتهای پیام/ انرژی
