تجدیدپذیرها در تله بی‌اعتمادی

تجدیدپذیرها در تله بی‌اعتمادی
برق تجدیدپذیر در ایران روی کاغذ به یکی از جذاب‌ترین حوزه‌های سرمایه‌گذاری تبدیل شده است. وزارت نیرو نرخ‌های خرید تضمینی سال ۱۴۰۵ را با هدف دستیابی پروژه‌ها به حداقل نرخ بازده داخلی ۳۰ درصد تعیین کرده و توسعه نیروگاه‌های خورشیدی و بادی را یکی از راه‌های کاهش ناترازی برق می‌داند. بااین‌حال، نرخ بازده اعلامی تنها یک سوی معادله است.

در محاسبات سرمایه‌گذار، زمان وصول درآمد، تغییر نرخ ارز، هزینه تأمین تجهیزات و شرایط اتصال به شبکه نیز تعیین‌کننده‌اند. اگر این متغیرها از برآورد اولیه فاصله بگیرند، سود اسمی پروژه می‌تواند به بازدهی کمتر و کمبود نقدینگی در دوره بهره‌برداری منجر شود.

بازده ۳۰ درصدی روی کاغذ
بر اساس نرخ‌های اعلام‌شده از سوی سازمان انرژی‌های تجدیدپذیر و بهره‌وری انرژی برق، ساتبا، قیمت پایه خرید تضمینی برق نیروگاه‌های خورشیدی و بادی تا ظرفیت ۱۰ مگاوات در سال ۱۴۰۵ افزایش یافته است. این نرخ برای نیروگاه‌های تا ۲۰۰ کیلووات، ۵۸ هزار و ۵۴۰ ریال و برای ظرفیت بیش از ۲۰۰ کیلووات تا یک مگاوات، ۴۶ هزار و ۳۸۶ ریال به‌ازای هر کیلووات‌ساعت تعیین شده است. نرخ نیروگاه‌های بیش از یک تا ۱۰ مگاوات نیز در متن رسمی‌ای که در جست‌وجوها بازیابی شد، ۲۸ هزار ریال به‌ازای هر کیلووات‌ساعت گزارش شده است؛ اما در نقل‌های رسانه‌ای و تحلیلی، تمرکز بیشتر بر بازه‌های زیر یک مگاوات بوده است.

ساتبا اعلام کرده است این تعرفه‌ها با هدف ایجاد حداقل نرخ بازده داخلی ۳۰ درصد برای سرمایه‌گذار محاسبه شده‌اند. این نرخ، در نگاه نخست، می‌تواند ساخت نیروگاه‌های خورشیدی و بادی را به گزینه‌ای جذاب برای سرمایه‌های بخش خصوصی تبدیل کند؛ اما تحقق آن به مفروضاتی مانند پرداخت به‌موقع، ثبات نسبی هزینه‌ها و آغاز بهره‌برداری در زمان پیش‌بینی‌شده وابسته است.

بخش مهمی از هزینه ساخت نیروگاه، به‌ویژه خرید تجهیزات، مستقیم یا غیرمستقیم از نرخ ارز تأثیر می‌پذیرد، درحالی‌که درآمد قرارداد خرید تضمینی به ریال محاسبه می‌شود. افزایش هزینه تجهیزات یا طولانی شدن فاصله میان طراحی و بهره‌برداری می‌تواند سرمایه مورد نیاز پروژه را افزایش دهد و برآورد اولیه بازده را تغییر دهد.

روایت بخش خصوصی از ریسک سرمایه‌گذاری
کمیته تجدیدپذیرهای سندیکای صنعت برق ایران، مطالبات مالی، نوسان ارز، تعدد مراجع تصمیم‌گیر و تغییرپذیری سیاست‌ها را از مشکلات فعالان این حوزه معرفی کرده است. این تشکل پیش‌تر نیز با اشاره به دلاری بودن بخش مهمی از سرمایه‌گذاری و ریالی بودن درآمد نیروگاه‌ها، خواستار تعدیل نرخ خرید برق متناسب با تورم و نوسانات ارزی شده بود.

از این منظر، افزایش تعرفه اگرچه می‌تواند بخشی از فاصله درآمد و هزینه را جبران کند، به‌تنهایی تضمین‌کننده سودآوری نیست. بازده واقعی پروژه فقط به قیمت هر کیلووات‌ساعت وابسته نیست؛ زمان وصول درآمد و هزینه تأمین مالی در فاصله میان تولید برق و دریافت مطالبات نیز در آن نقش دارد. در اقتصادی تورمی، تأخیر در پرداخت می‌تواند ارزش واقعی درآمد را کاهش دهد و سرمایه در گردش نیروگاه را تحت فشار قرار دهد.

انباشت بدهی در بخش غیردولتی برق، سابقه نگرانی بخش خصوصی از ایفای تعهدات دولتی را نیز تشدید کرده است. شهرام صدرا، عضو هیئت‌مدیره سندیکای شرکت‌های تولیدکننده برق، در مهر ۱۴۰۲ مطالبات نیروگاه‌های غیردولتی از وزارت نیرو را حدود ۹۰ هزار میلیارد تومان اعلام کرد. این رقم به مجموع نیروگاه‌های غیردولتی مربوط بود و نباید آن را معادل بدهی ساتبا به نیروگاه‌های تجدیدپذیر دانست؛ بااین‌حال، ابعاد آن تصویری از بحران نقدینگی در اقتصاد برق ارائه می‌کند.

پاسخ ساتبا به نگرانی مطالبات
روایت رسمی ساتبا نشان می‌دهد وضعیت پرداخت مطالبات تجدیدپذیرها در سال‌های بعد تغییر کرده است. محمود کمانی، رئیس وقت ساتبا، در خرداد ۱۴۰۲ اعلام کرد سهم پرداخت مطالبات نیروگاه‌ها که در سال قبل حدود ۲۰ درصد بود، به نزدیک ۸۰ درصد رسیده است. در خرداد ۱۴۰۳ نیز معاون وزیر نیرو از پرداخت حدود چهار هزار میلیارد تومان از مطالبات گذشته خبر داد و گفت به‌جز جرایم تأخیر، بدهی دیگری به نیروگاه‌های تجدیدپذیر باقی نمانده است.

این اظهارات با ادعای وجود بدهی جاری گسترده به همه نیروگاه‌های تجدیدپذیر سازگار نیست و باید در ارزیابی وضعیت کنونی در نظر گرفته شود. بااین‌حال، باقی ماندن جرایم تأخیر و سابقه پرداخت‌های نامنظم نشان می‌دهد مسئله فقط تسویه اصل بدهی نیست؛ قابلیت پیش‌بینی زمان پرداخت نیز برای سرمایه‌گذار اهمیت دارد.

بنابراین، پرسش اصلی این نیست که آیا بدهی‌های گذشته کاهش یافته‌اند یا نه؛ مسئله این است که آیا قراردادهای جدید می‌توانند جریان درآمدی منظم و قابل پیش‌بینی ایجاد کنند. سرمایه‌گذاری بلندمدت زمانی شکل می‌گیرد که اتکای آن به تصمیم‌های مقطعی بودجه‌ای کاهش یابد و ضمانت اجرای تعهدات برای دو طرف قرارداد روشن باشد.

هزینه پنهان اتصال به شبکه
ریسک سرمایه‌گذار به قرارداد فروش برق محدود نمی‌شود. مطابق ضوابط اعلام‌شده از سوی ساتبا، در نیروگاه‌های بیش از ۲۰۰ کیلووات تا ۱۰ مگاوات، اگر توسعه شبکه برای اتصال پروژه ضروری باشد، هزینه توسعه و اتصال بر عهده سرمایه‌گذار خواهد بود.

این الزام به‌خودی‌خود به معنای تأخیر قطعی در اتصال نیست، اما می‌تواند هزینه نهایی و زمان اجرای پروژه را تغییر دهد. سرمایه‌گذار پیش از خرید تجهیزات باید بداند در محل انتخاب‌شده چه میزان ظرفیت شبکه وجود دارد، آیا تقویت خطوط یا پست ضروری است و هزینه این عملیات چه اثری بر بازده پروژه خواهد گذاشت.

به همین دلیل، تعداد مجوزهای صادرشده یا مجموع ظرفیت اسمی پروژه‌ها برای سنجش موفقیت سیاست توسعه تجدیدپذیرها کافی نیست. ظرفیت متصل‌شده به شبکه، میزان برق قابل‌انتقال و مدت‌زمان رسیدن پروژه از مجوز به بهره‌برداری، شاخص‌های دقیق‌تری هستند.

برق پاک به‌مثابه دارایی صنعتی
کاهش وابستگی تجدیدپذیرها به خرید تضمینی دولت، می‌تواند بخشی از ریسک سرمایه‌گذاری را مهار کند. فروش برق در تابلوی سبز بورس انرژی و انعقاد قرارداد مستقیم میان نیروگاه و مصرف‌کننده صنعتی، درآمد پروژه را از وضعیت تک‌خریداری خارج می‌کند.

برای یک واحد صنعتی، نیروگاه خورشیدی فقط پروژه‌ای زیست‌محیطی نیست. تأمین برق پایدار می‌تواند احتمال توقف خط تولید و زیان ناشی از محدودیت مصرف را کاهش دهد و هزینه انرژی را در دوره‌ای بلندمدت پیش‌بینی‌پذیرتر کند. در این مدل، ارزش اقتصادی برق پاک فقط قیمت هر کیلووات‌ساعت نیست؛ کاهش خسارت خاموشی و حفظ استمرار تولید نیز بخشی از بازده سرمایه‌گذاری است.

این همان نقطه‌ای است که توسعه تجدیدپذیرها را از سیاست حمایتی دولت به ارزش‌آفرینی مادی برای بخش خصوصی پیوند می‌دهد. کاهش مصرف سوخت و آلایندگی زمانی پایدار می‌شود که در کنار منفعت زیست‌محیطی، هزینه قابل‌اندازه‌گیری بنگاه را نیز کاهش دهد.

دولت؛ تنظیم‌گر به‌جای خریدار مسلط
گذار به بازار برق رقابتی به معنای حذف دولت نیست، بلکه به بازتعریف نقش آن نیاز دارد. دولت باید به‌جای تمرکز هم‌زمان بر سیاست‌گذاری، خرید برق و مدیریت شبکه، ثبات مقررات، شفافیت ظرفیت اتصال و امکان اجرای قراردادها را تضمین کند.

بازارمحور شدن نیز بدون تنظیم‌گری مستقل کافی نیست. اگر مالک شبکه، خریدار مسلط، تعیین‌کننده قواعد و داور اختلاف‌ها در یک ساختار به‌هم‌پیوسته قرار داشته باشند، قدرت انتخاب سرمایه‌گذار و مصرف‌کننده محدود می‌ماند. رقابت زمانی شکل می‌گیرد که دسترسی به شبکه بر اساس ضوابط شفاف باشد و اختلافات قراردادی در سازوکاری قابل‌اعتماد رسیدگی شود.

تعرفه‌های سال ۱۴۰۵ می‌توانند جذابیت اولیه سرمایه‌گذاری را افزایش دهند، اما گذار انرژی با نرخ خرید بالاتر به‌تنهایی محقق نمی‌شود. بخش خصوصی به درآمد قابل پیش‌بینی، امکان انتخاب خریدار، اطلاعات روشن شبکه و ثبات قواعد نیاز دارد. در غیر این صورت، بازده ۳۰ درصدی ممکن است در مدل مالی باقی بماند، بی‌آنکه به سرمایه‌گذاری پایدار و برق قابل‌اتکا برای شبکه و صنعت تبدیل شود.
________________________________________
جدول مقایسه‌ای ۱۴۰۴ و ۱۴۰۵


* توضیح: برای بازه ۱ تا ۱۰ مگاوات، در داده‌های رسمی قابل استخراجِ فعلی، رقم جدید مستقل و صریحِ ۱۴۰۵ در متن جست‌وجوشده دیده نشد؛ بنابراین در این نسخه، رقم ۲۸٬۰۰۰ ریال به‌عنوان آخرین نرخ بازیابی‌شده حفظ شده است. اگر بخواهی، می‌توانم این ردیف را در متن نهایی با عبارت «رقم ۱۴۰۵ در داده‌های بازیابی‌شده تصریح نشده» هم تنظیم کنم تا از نظر استنادی محافظه‌کارانه‌تر باشد.
________________________________________
جمع‌بندی اثر رشد تعرفه‌ها
به این گزاره ها توجه کنید: 
-بیشترین رشد مطلق مربوط به نیروگاه‌های تا ۲۰۰ کیلووات است: ۲۰٬۳۴۰ ریال به‌ازای هر کیلووات‌ساعت.
 -بیشترین رشد درصدی نیز در همین بازه رخ داده: ۵۳٫۲ درصد. 
-در بازه ۲۰۰ کیلووات تا ۱ مگاوات، رشد تعرفه ۴۷٫۲ درصد بوده است.
این یعنی اگرچه تعرفه‌ها در ۱۴۰۵ به‌طور معناداری افزایش یافته‌اند، اما ریسک ارزی، تأخیر پرداخت، و هزینه اتصال به شبکه همچنان می‌توانند بخش مهمی از بازده اسمی را فرسایش دهند. نتیجه گیری ساده است: افزایش تعرفه شرط لازم برای جذابیت سرمایه‌گذاری است، اما شرط کافی برای شکل‌گیری سرمایه‌گذاری پایدار نیست.