صادرات گاز طبیعی راهکار مقابله با تحریم نفتی

با توجه به آن که کشور ما در سال های اخیر از طرف کشور آمریکا مورد تحریم های ظالمانه قرار گرفته است، از این رو اندیشکده سیاست گذاری امیرکبیر در این مقاله سعی دارد به تبیین این موضوع یعنی صادرات گاز به عنوان راه حلی مقابله با تحریم های نفتی بپردازد:

اهمیت گاز در آینده انرژی جهان:

ایران دومین دارنده ذخایر گاز جهان است اما سیزدهمین صادر کننده گاز جهان است و این موضوع نشان دهنده عدم تمرکز کشور ما برای استفاده از این ذخایر در طول سالیان مختلف است. از طرفی ساختار بازار نفت و گاز نیز تفاوت هایی دارند، نفت کالایی تجارت پذیر و روش عمده آن از طریق کشتی های نفت کش است، بازار آن بازاری یکپارچه و جهانی است و قرار دادهای آن کوتاه مدت (یک ساله) است اما گاز کالایی تجارت ناپذیر است و روش عمده صادرات آن از طریق خط لوله است، بازار آن نه به صورت جهانی بلکه به صورت منطقه ای است و قراردادهای آن بلند مدت (بیست ساله) است.

صادرات گاز از طریق خط لولههیچ گاه در لیست تحریم ها قرار نگرفته بود. حتی اردوغان رئیس جمهور ترکیه در مصاحبه ای بیان کرده بود که اگر من از ایران گاز نخرم چطور در زمستان خانه های مردم کشورم را گرم کنم؟

مشاهده کامل این مقاله:

اشتراک گذاری

آدرس غلط وزارت نفت؛ روش پرهزینه GTP جایگزین طرح‌های PDH

به گفته کارشناسان، شرکت ملی صنایع پتروشیمی به بهانه جلوگیری از خام فروشی متانول، مسیر تولید ماده حیاتی پروپیلن را به سمت روش GTP (تولید پروپیلن از گاز طبیعی) سوق داده است. مسیری که در مقایسه با روش مرسوم PDH (تولید پروپیلن از پروپان)، هزینه بالاتری داشته و همچنین با اعمال تحریم ­ها، تولید این ماده استراتژیک را در هاله­ ای از ابهام قرار خواهد داد.

ماده کلیدی پروپیلن یکی از مهم‌ترین سرشاخه‌های محصولات پتروشیمی با زنجیره ارزش بسیار متنوع است. این ماده استراتژیک دومین محصول پتروشیمی از نظر حجم تولید در سطح دنیاست. نیاز روزافزون به پروپیلن در کشور و رشد بازارهای صادراتی، اهمیت این ماده را به‌عنوان سرشاخه تولید محصولاتی بسیار متنوع و حیاتی دوچندان می‌نماید.

علی­رغم اهمیت بسیار بالای پروپیلن، در طرح­های شرکت ملی صنایع پتروشیمی توجه لازم به تولید این محصول اختصاص نیافته است. عمده طرح ­هایی نیز که در این زمینه مصوب و در دست اجراست، طرح های موسوم به GTP (تولید پروپیلن از گاز طبیعی) می­باشد. به این صورت که ابتدا گاز طبیعی به متانول تبدیل شده و سپس متانول با روش MTP به پروپیلن تبدیل می­گردد. این در حالی است که مرسوم­ ترین روش برای تولید پروپیلن در سطح دنیا، روش PDH (تولید پروپیلن از پروپان) است. با نگاهی به آینده طرح ­های پتروشیمی در اروپا و امریکا نیز مشخص می­شود عمده توجهات برای تولید پروپیلن معطوف به طرح­های PDH است. تنها کشوری که در سطح دنیا فناوری MTP را به صورت صنعتی استفاده می­کند، کشور چین است که متانول مصرفی را از منابع عظیم زغال ­سنگ خود تامین می­نماید، نه از گاز طبیعی. علاوه بر آن، هزینه نیروی انسانی و بسیاری دیگر از هزینه­ های تولید در چین بسیار پایین­تر از ایران است.

مقایسه­ های اقتصادی انجام گرفته نیز نشان می­دهند که حجم سرمایه­ گذاری در روش GTP به مراتب بیشتر از روش PDH است. شرکت ملی صنایع پتروشیمی در حالی روش پرهزینه GTP را به­ عنوان مسیر اصلی تولید پروپیلن برگزیده است که  پتروشیمی ­ها اصلی ترین عامل خام­ فروشی و عدم حرکت به سمت تکمیل زنجیره ارزش را نبود سرمایه عنوان می­کنند. سوال این جاست که در شرایط فعلی هزینه بالای راه­ اندازی و تولید در این طرح ­ها از چه محلی تامین خواهد شد؟

کشورهای موفق در زمینه تولید محصولات پتروشیمیایی نظیر آلمان نیز علی­رغم برخورداری از حجم بالای گاز وارداتی، روش PDH را برای تولید پروپیلن برگزیده ­اند. حتی برای تامین خوراک پروپان این طرح­ ها تعرفه گمرکی واردات پروپان را حذف کرده ­اند تا پتروشیمی­ ها به روش PDH تمایل پیدا کنند. اما در کشور ما علی­رغم تولید ۱٫۸ میلیون تن پروپان، ۱٫۷ میلیون تن آن به صورت خام و همراه با معافیت مالیاتی از کشور خارج می­شود. به­ عبارت دیگر خوراک راه ­اندازی طرح­های ارزان­ قیمت PDH نیز در کشور موجود است، اما با عدم توجه مسئولین به صورت معاف از مالیات از کشور خارج می­شود و در دیگر کشورها به ماده با ارزش افزوده بالاتر تبدیل شده و بخشی از آن به کشور خودمان باز می­گردد.

از سوی دیگر توجه به این نکته نیز حائز اهمیت است که معدود کشورهایی در سطح دنیا دانش فنی فناوری GTP را دارا هستند. در صورت اعمال تحریم بر صنعت پتروشیمی کشور، این احتمال وجود که این طرح­ها نیمه­ تمام مانده و متانول خام تولیدی بر روی دست پتروشیمی­ ها باقی بماند. با افزایش تولید متانول در کشور به میزان بیش از ۲۰ میلیون تن، قیمت جهانی این محصول افت شدیدی پیدا کرده و دیگر حاشیه سود فعلی را نخواهد داشت. اما دانش فنی PDH را کشورهای بیشتری داشته و با انتخاب این مسیر، احتمال ضربه خوردن صنعت پتروشیمی کشور از ناحیه تحریم­ها کمتر خواهد بود.

علی­رغم مزایای ذکرشده برای طرح­های PDH شرکت ملی صنایع پتروشیمی سرمایه­ گذارها را عمدتا به سوی طرح­های GTP سوق می­دهد. از سویی طرح های پیشنهادی شرکت ملی صنایع پتروشیمی عمدتا GTP است و از سوی دیگر تخفیف­ در خوراک نیز به طرح­های GTP اختصاص یافته است. تخفیف ۳۰ درصدی در خوراک گاز طبیعی واحدهای GTP به بهانه تکمیل زنجیره ارزش و تبدیل متانول به محصولاتی با ارزش افزوده بیشتر از جمله پروپیلن اختصاص یافته است. اما اولا همین مقدار تخفیف قیمت خوراک در طرح­های PDH که آن­ها نیز در جهت جلوگیری از خام­ فروشی پروپان و در راستای تکمیل زنجیره ارزش هستند، وجود ندارد. ثانیا همان­طور که پیشتر گفته شد، با اعمال تحریم­ها ممکن است بخش تبدیل متانول به پروپیلن قابل اجرا نباشد و افزایش ظرفیت تولید متانول، حاشیه سود این محصول را کاهش دهد. انتظار می­رود در این شرایط شرکت­ های پتروشیمی مربوطه ضمن چانه ­زنی با دولت در جهت حفظ تخفیف در قیمت خوراک، تولید خود را به صورت کاذب سودده نگه دارند. این در حالی خواهد بود که دولت از محل تولید این پتروشیمی ­ها ضرر خواهد کرد. لازم به ذکر است که مسئله تخفیف در طرح­های GTP به همین­جا خلاصه نمی­شود و شرکت­هایی که در مناطق آزاد و یا محروم احداث شوند، مشمول تخفیف­ های بیشتری نیز خواهند شد.

سوال این­جاست که شرکت ملی صنایع پتروشیمی با چه استدلالی تولید ماده حیاتی پروپیلن و زنجیره ارزش آن را از مسیری پیش می­برد که از نظر اقتصادی و امنیت تولید در هاله ­ای از ابهام قرار دارد.

پوریا محقق

اشتراک گذاری

سود ۴ هزار میلیاردتومانی پتروشیمی‌ها؛ارمغان اختلاف قیمت دلار

به گفته کارشناسان پتروشیمی تخفیف های دولت درنرخ خوراک پتروشیمی هاسبب شده که در درازمدت چرخ اقتصاد شرکت های پتروشیمی به کمک این قبیل رانت ها بچرخد.

پتروشیمی ها به عنوان یکی از بزرگترین صادرکنندگان محصولات غیرنفتی اصلی ترین محل تامین ارز برای دولت هستند. پیش از ابلاغ سیاست تک نرخی شدن ارز از سوی دولت، خوراک پتروشیمی ها با نرخ ارز مبادله ای یعنی کمتر از ۳۸۰۰ تومان در اختیار آنها قرار می گرفت و فروش پتروشیمی ها، چه در بازار داخلی و چه صادراتی، با ارز آزاد صورت می گرفت. تفاوت قیمت ارز مبادله ای و آزاد در برهه هایی از زمان به بیش از ۲ هزار تومان می  رسید و در سالیان اخیر بخش عمده ای از سود مجتمع های پتروشیمی ناشی از همین اختلاف در نرخ ارز بوده است.

با ابلاغ سیاست تک نرخی شدن ارز در ۲۰ فروردین ۹۷ از سوی دولت و به رسمیت شناخته شدن تنها یک قیمت برای دلار، پتروشیمی ها ملزم شدند خوراک خود را با دلار ۴۲۰۰ تومان یعنی حداقل ۱۰ درصد بیش از قیمت قبلی خریداری نموده و فروش خود را نیز بر مبنای همین دلار انجام دهند که حدود ۲۰ درصد پایین تر از قیمت های قبلی بود.

با توجه به اینکه به مساله بهره وری در پتروشیمی ها توجهی نشده است، بخش قابل ملاحظه ای از درآمد این شرکت ها صرف تعداد بالای نیروی انسانی و جبران ناکارآمدی فرآیند تولید می شود. این در حالی است که به نظر می رسد شرکت های پتروشیمی همواره به دنبال کسب سود از محل رانت در نرخ خوراک هستند.

بخش عمده سود پتروشیمی ها ناشی از اختلاف قیمت ارز ورودی و خروجی مجتمع ها بوده و برخی از این شرکت ها با یکسان سازی نرخ ارز ضرر ده می شوند. از سویی دیگر در فروش داخلی با توجه به عرضه محصولات در بورس کالا امکان دور زدن این قیمت و فروش به قیمت آزاد وجود ندارد؛ اما در بازارهای صادراتی از سویی دولت اهرم قدرتی برای الزام پتروشیمی ها در تحویل ارز دریافتی در اختیار نداشته و از سوی دیگر به ارز آنها نیاز مبرم دارد.

در جلسه ای که در تاریخ ۸ خرداد میان معاون اول رئیس جمهور و فعالان صنعت پتروشیمی برگزار شد، پتروشیمی ها اظهار داشتند که به شرطی دلار خود را با قیمت ۴۲۰۰ تومان در اختیار دولت قرار می دهند که در نرخ خوراک آنها تخفیفاتی اعمال شود. دولت نیز که همواره به دلار پتروشیمی ها نیاز دارد، در تاریخ ۲۳ خرداد با فروش خوراک پتروشیمی ها با دلار ۳۸۰۰ تومانی موافقت کرد.

یکسان سازی نرخ ارز خوراک و قیمت فروش پتروشیمی ها را موجب ضرردهی برخی پتروشیمی ها است طی این فرآیند مابقی واحدهای پتروشیمی نیز دچار کاهش شدید حاشیه سود می شوند. اما آیا با عقب نشینی دولت در مسئله تخفیف در قیمت خوراک، پتروشیمی ها حاضر هستند دلار حاصل از صادرات خود را با قیمت ۴۲۰۰ تومان در اختیار واردکنندگان قرار دهند؟ برای پاسخ به این سوال باید ضرر ناشی از این تغییر در نرخ دلار محاسبه شده و با سود حاصل از تخفیف در قیمت خوراک مقایسه شود. به این ترتیب با این مقایسه مشخص خواهد شد که تصمیم دولت مبنی بر تخفیف در خوراک پتروشیمی ها چقدر آنها را به عرضه ارز صادراتی با قیمت ۴۲۰۰ تومان پایبند خواهد کرد.

به عنوان نمونه، بررسی گزارش سالانه شرکت ملی پتروشیمی در سال ۱۳۹۶ نشان می دهد که درآمد صادراتی پتروشیمی های تولیدکننده متانول از محل فروش این محصول حدود ۱.۴ میلیارد دلار بوده است. با قیمت های فعلی دلار، تفاوت این رقم فروش در ارز دولتی و آزاد حداقل ۴ هزار میلیارد تومان به نفع واحدهای پتروشیمی است. این پتروشیمی ها برای تولید متانول نیازمند ۴.۲ میلیارد متر مکعب گاز متان هستند، که تخفیف ۱۰ درصدی در نرخ تبدیل دلار تنها ۱۶۸ میلیارد تومان را به آنها باز می گرداند که تنها ۴ درصد از تفاوت درآمد از فروش دلار به نرخ دولتی و آزاد است.

این کارشناس صنعت پتروشیمی اظهار داشت: بنابر آنچه گفته شد این تخفیف در نرخ خوراک ورودی تنها ۴ درصد از رانت قبلی این واحدها را باز می گرداند که قطعا برای پتروشیمی هایی که رانت ۴ هزار میلیارد تومانی در اختیار داشته اند کافی نخواهد بود؛ بنابراین این پتروشیمی ها درصدد جبران این تفاوت از مسیرهای دیگری همچون دور زدن دولت در فروش ارز یا اخذ تخفیفات بیشتر از دولت برخواهند آمد.

محقق با اشاره به اینکه به نظر می رسد پتروشیمی ها به جای تلاش در جهت کسب سود از جیب منافع ملی، باید درصدد اصلاح ساختارهای خود، کاهش هزینه های تولید و کسب سود از محل افزایش بهره وری باشند، گفت: در حقیقت سوال اینجاست که اصولا چرا باید بخش قابل توجهی از سود پتروشیمی ها ناشی از اختلاف در قیمت ارز باشد؟ رانتی که باعث شده است با تک نرخی شدن ارز شاهد کاهش شدید حاشیه سود و یا حتی ضررده شدن پتروشیمی ها باشیم. اگر پتروشیمی ها بدون این رانت های نجومی حاشیه سود مناسب را ندارند، چرا باید دولت از جیب مردم جور ناکارآمد بودن آنها را بکشد؟ و نهایتا اینکه تا چه زمانی قرار است چرخ پتروشیمی ها با رانت های نجومی دولتی بچرخد.

اشتراک گذاری

کم توجهی به زنجیره پروپیلن؛ چالش در صنعت پلاستیک

توسعه نامتوازن صنعت پتروشیمی کشور در سال­های گذشته با تمرکز بر تولید اتیلن و متانول و عدم توجه به تولید ماده حیاتی پروپیلن، عامل بسیاری از مشکلات فعلی در حوزه صنایع تکمیلی پتروشیمی است.

پروپیلن یکی از مهم‌ترین سرشاخه‌های محصولات پتروشیمی با زنجیره ارزش بسیار متنوع است. این ماده کلیدی دومین محصول پتروشیمی از نظر حجم تولید در سطح دنیاست. در کشور فرانسه ۳۳ درصد از تولید سرشاخه‌های پتروشیمی به پروپیلن اختصاص دارد. این میزان در چین، آلمان و امریکا به ترتیب ۳۰، ۲۸ و ۲۴ درصد است. این در حالی است که در صنعت پتروشیمی ایران توجه لازم به این محصول کلیدی صورت نگرفته است. در ایران پروپیلن تنها ۱۰ درصد سهم تولید سرشاخه‌های پتروشیمی‌های خوراک مایع را به خود اختصاص می­دهد و عمده توجه در این دسته پتروشیمی­ ها به سمت اتیلن است؛ به طوری که نسبت ظرفیت تولید اتیلن به پروپیلن در کشور ما بیش از ۸ برابر است، این نسبت در کشورهای اروپایی و امریکا به صورت میانگین حدود ۱٫۵ برابر است. مقایسه انجام­ شده حکایت از عدم توازن در توسعه صنعت پتروشیمی ایران دارد. این عدم توازن در سال­های گذشته مانع از توسعه پتروشیمی­ های پایین­ دستی شده و در حوزه صنایع تکمیلی پتروشیمی نیز مشکلات عدیده ­ای ایجاد نموده است.

بررسی میزان عرضه و تقاضای محصولات زنجیره پروپلین در داخل کشور عدم توازن را در تولید این محصولات نمایان خواهد ساخت. در همین راستا باید توجه کرد که سه محصول پلی‌پروپیلن، نرمال بوتانول و دو اتیل هگزانول (۲EH) از مهم­ترین محصولات موردنیاز تولیدشده از پروپیلن می‌باشند که در تولید ظروف یکبار مصرف، صنایع رنگ و رزین، چرم مصنوعی و… استفاده می­شوند.

کمبود ۱ میلیون تنی تولید پلی پروپیلن در داخل کشور : در سال گذشته حدود ۸۵۰ هزار تن پروپیلن در کشور تولید شده است که نسبت به نیاز فعلی کشور آمار بسیار پایینی است. به‌عنوان‌مثال تقاضای ثبت‌شده در بورس کالا تنها برای پلی‌پروپیلن به‌عنوان اصلی‌ترین محصول تولیدشده از پروپیلن نزدیک به ۲ میلیون تن است. بخش اعظم ظرفیت واحدهای پایین­ دستی پلی‌­پروپیلن به دلیل کمبود مواد اولیه بلااستفاده مانده است. همچنین در اغلب مواقع سال پلی­‌پروپیلن با بالاترین قیمت رقابتی در بورس کالا به فروش می­رسد. از سوی دیگر بازارهای صادراتی مناسبی هم در منطقه برای این محصول وجود دارد. تنها در یک نمونه از بازارهای صادراتی، کشور ترکیه ظرفیت واردات سالانه حدود ۲ میلیون تن پلی‌پروپیلن از ایران را دارد که می‌توان در درازمدت با تأمین نیاز داخل، نیم‌نگاهی نیز به این قبیل بازارهای بالقوه صادراتی داشت.

کمبود ۲ میلیون تنی تولید نرمال بوتانول در داخل کشور:  همچنین سالانه بیش از ۲ میلیون تن نرمال بوتانول عمدتا برای مصرف در صنعت رنگ و رزین به کشور وارد می‌شود. در حالی که ظرفیت تولید این محصول در کشور تنها حدود ۳ هزار تن است!

بحران در بازار پی­وی­سی به دلیل کمبود تولید دو اتیل هگزانول : ماده شیمیایی DOP نیز که اهمیت بسیاری در حوزه صنعت پی­وی­سی دارد، از دو اتیل هگزانول تولید می­شود. در برخی مواقع سال این ماده جوابگوی حجم تقاضا مورد نیاز کشور نیست. همین مسئله بارها در صنعت پی­ وی­ سی بحران­های مقطعی ایجاد کرده­ است. با افزایش ظرفیت تولید پروپیلن در کشور و به تبع آن افزایش تولید موادی همچون پلی­‌پروپیلن، نرمال بوتانول و دو اتیل هگزانول، مشکل بخشی از صنایع تکمیلی پتروشیمی حل خواهد شد.

اما علی­رغم اهمیت بسیار بالای پروپیلن در کشور، در سال­های گذشته مسیر توسعه صنعت پتروشیمی بیشتر به سمت سرشاخه ­های اتیلن و متانول متمرکز شده و توجه لازم به ماده کلیدی پروپیلن صورت نگرفته است. این مسئله در حالی به وقوع پیوسته که سالانه حدود ۱٫۶ میلیون تن پروپان که ماده اولیه برای تولید پروپیلن است به صورت خام به کشورهای اندونزی، چین، هند و… صادر می­شود و بخشی از آن در همین کشورها تبدیل به پروپیلن می­گردد. با ایجاد واحدهای تولید پروپیلن از پروپان که پیش از این نیز در کشور راه­ اندازی شده است، می­توان این حجم پروپان را پس از تبدیل به پروپیلن به موادی حیاتی با ارزش افزوده بالا مانند موارد ذکر شده تبدیل نمود. با انجام این کار علاوه بر جلوگیری از خام فروشی پروپان، زنجیره ارزش این ماده توسعه یافته و بخشی از نیاز صنایع تکمیلی پتروشیمی به مواد اولیه نیز برطرف خواهد شد. این مسئله علاوه بر ایجاد ارزش افزوده، از بعد اشتغال­زایی نیز حائز اهمیت خواهد بود. اما با نگاهی به طرح­ های توسعه جدید نیز مشخص می­شود که کماکان شرکت ملی پتروشیمی عمدتا بر متانول و اتیلن متمرکز شده است و به تولید پروپیلن اهتمام جدی ندارد.

بنابراین انتظار می­رود شرکت ملی صنایع پتروشیمی در طرح­ های توسعه صنعت پتروشیمی کشور رویکرد خود را از توسعه برپایه متانول و اتیلن به سمت پروپیلن تغییر داده و توجه ویژه­ای به این محصول استراتژیک و زنجیره ارزش آن اختصاص دهد.

پوریا محقق

اشتراک گذاری

بازفرآوری؛ حلقه‌ای که برای همیشه از چرخه سوخت هسته‌ای جدا شد

بازفرآوری؛ حلقه‌ای که برای همیشه از چرخه سوخت هسته‌ای جدا شد

امید می‌رفت در توافق هسته‌ای، سرمایه عظیم بازفرآوری سوخت هسته‌ای، که منبع بزرگی برای تامین سوخت نیروگاه‌های هسته‌ای است و درحال و آینده جایگاه بسیار تاثیرگذارتری در صنعت هسته‌ای جهان دارد و خواهد داشت حداقل برای نسل آینده حفظ می‌شد، اما…

بازفرآوری چیست؟

در حدود ۵۰ سال پیش بود که محققان حوزه هسته ای دریافتند با انجام چند سری فرایند شیمیایی می توان با بازفرآوری، از پسماند سوخت نیروگاه های هسته ای مجددا سوخت هسته ای بدست آورد و چرخه سوخت هسته ای در دانش بشر شکل گرفت. چرخه ای که سوخت پس از استفاده، با بازفرآوری مجدد در مسیر استفاده قرار میگرفت تا پلوتونیوم تولید شده در سوخت نیروگاه های هسته ای (با غنای حدود یک درصد) و اورانیوم شکافت پذیر باقی مانده (کمتر از یک درصد) را بازیافت کنیم و با استفاده از آن بتوانیم ۲۵ تا ۳۰ درصد سوخت نیروگاه (با غنای چهار درصد) را تولید کنیم.

یکی از وجوح تمایز انرژی هسته ای نسبت به دیگر انرژی ها، امکان مصرف چند باره ی سوخت آن می‌باشد چرخه سوخت هسته ای نامی است که همین ویژگی را بیان می کند. در چرخه سوخت هسته ای، سوخت مصرف شده پس از بازفراوری دوباره در قالبی جدید در داخل قلب راکتور سوخت گذاری می شود.

معادن اورانیوم کانادا به خلوص بالا معروف هستند. سنگ معدن معادن اورانیوم کانادا حدود ۲۰ در صد اورانیوم دارند. در حالی که میزان اورانیوم را در سایر معادن اقتصادی به صورت قسمت در میلیون (مثال ۸۰۰ppm) بیان می کنند. با این وجود، سوخت مصرف شده در یک نیروگاه، بیش از ۱۰۰برابر بهترین معادن اورانیوم جهان در کانادا و بیش از ۲۰۰۰۰ برابر معدن اورانیوم ساقند حاوی اورانیوم شکافت پذیر است. در راکتورهایی که با غنای بالاتری کار کنند، مقدار این اورانیوم شکافت پذیر باقی مانده در پسماند سوخت، بیشتر است.

با نگاهی اجمالی میتوان گفت بازفراوری نه تنها منبع مهمی در تامین سوخت نیروگاه‌های هسته‌ای است بلکه موجب کاهش حجم زباله های هسته ای درحدود یک پنجم وکاهش چشم گیر رادیوکتیویته ی آن‌ها می‌شود.

همچنین پیش بینی می شود استفاده از نیروگاه های نسل چهارم هسته ای تا سال ۲۰۲۰ رواج پیدا کنند. در این صورت با توجه ساختار این راکتورها، سوخت های مصرف شده نیروگاههای هسته ای فعلی (که در تخمینی حدود ۱٫۵ میلیون تن تخمین زده می شوند) به عنوان منبع تولید سوخت آن نیروگاه ها مورد توجه قرار می گیرند.

وضعیت جهانی بازفرآوری

تا کنون حدود ۱۱۰ هزار تن سوخت هسته ای در جهان مورد بازفرآوری قرارگرفته است. نمودار زیر پیش بینی استفاده از اورانیوم و پلوتونیوم بازیافتی و در نتیجه میزان صرفه جویی که در استفاده از اورانیوم طبیعی صورت می گیرد را نشان می دهد. از نمودار مشخص است که بازفرآوری در جهان رو به رشد است و هر ساله مقدار بیشتری از سوخت نیروگاه ها، باز فرآوری می‌شود. همچنین مشاهده می کنیم که استفاده از پلوتونیوم در سوخت نیروگاه ها رو به افزایش خواهد بود.

نمودار ۱٫ پیش‌بینی میزان صرفه‌جویی در اورانیوم طبیعی بخاطر استفاده از بازفراوری سوخت مصرف شده تا سال ۲۰۳۰ میلادی

در نمودار زیر نیز روند تولید پلوتونیوم از بازفراوری سوخت نیروگاههای هسته ای برای چتد کشور مطرح استفاده کننده از این تکنولوژی آمده است.

نمودار ۲. روند افزایشی پلوتونیوم تولید شده برای مصارف غیر نظامی

در جدول زیر ظرفیت چند مرکز بازفراوری سوخت هسته ای فهرست شده است:

جدول ۱. ظرفیت مراکز بازفراوری سوخت هسته‌ای در کشورهای مختلف جهان (واحد: تن اورانیوم در سال)

در حال حاضر تنها در اروپا و آسیا از بازفراوری سوخت برای تولید دوباره سوخت هسته ای استفاده می شود اما در آمریکا تنها برای مقاصد نظامی بازفراوری صورت می گیرد.

شکل۱ مراکز بازفراوری فعال در جهان

روند رو به رشد ظرفیت مراکز باز فراوری سوخت هسته ای نیز در جدول زیر آمده که شامل سوخت راکتورهایی از نوع: LWR ,PHWR ,FBR ,GCR می باشد که در کشورهای انگلیس، هند، روسیه، ژاپن و فرانسه مستقر است.

نمودار ۳. روند ایجاد مراکز بازفراوری

دیگر کاربردها:

بازفراوری از جنبه ای دیگر نیز حائز اهمیت است و آن تولید عناصر کم یاب و مهم است که اکثر آنها به راحتی در طبیعت یافت نمی شوند و تعدادی از آنها صرفا در راکتور هسته ای به وجود می آیند و برای آنها کاربردهای مختلفی در حوزه صنعت وجود دارد.

Am (آمریکیوم):

  • آشکارساز یونی : برای آشکار سازی دود مورد استفاده قرار میگیرد
  • رادیوایزوتوپ ترموالکتریک : برای تولید الکتریسیته و حرارت استفاده میشود که یکی از موارد استفاده این ویژگی در سفینه های فضایی به عنوان باتری هسته ای است (mw/g7 در Am241)
  • منبع نوترون: برای راه اندازی راکتور هسته ای از منبع نوترونی برای شروع واکنش زنجیره ای استفاده می شود
  • تولیدکننده دیگر عناصر : از جمله کوریوم
  • طیف سنج: برای تحلیل مواد

Cm (کوریوم):

  • رادیولیزوتوپ ترموالکتریک:در باتری های هسته ای مورد استفاده قرار میگیرد
  • طیف سنج اشعه ایکس

Np (نپتنیوم):

  • ماده تولید کننده پلوتونیوم
  • به عنوان آشکار ساز در ابزار آلات فیزیک انرژی های بالا به عنوان آشکار ساز نوترون

 

بازفراوری در برجام و آینده هسته ای کشور:

در انتها باید گفت بازفراوری سوخت هسته ای صنعتی است که از زباله هسته ای موادی بسیار ارزشمند به وجود می آورد که نه تنها زیان بار نیست بلکه از لحاظ اقتصادی بسیار سودآور است. و برای هر کشوری که قصد داشتن صنعت هسته ای پویا و بادوام دارد از الزامات است و در آینده با کاهش منابع اولیه تامین اورانیوم اهمیت آن نیز دوچندان خواهد شد.

همچنین با نگاهی به چند کاربرد و فواید ذکر شده برای بازفراوری سوخت هسته ای نکته ای که به ذهن خطور میکند دلیل از دست دادن این فناوری برای کشور برای مدت نامعلوم در توافق اخیر بدست آمده بین ایران و کشورهای ۵+۱ می باشد. همانطور که در بند ۱۲ بخش B برجام و بند ۱۸ بخش E ذکر شده است : «ایران به مدت ۱۵ سال و پس از این مدت هم قصد انجام هرگونه فعالیت در حوزه بازفراوری سوخت هسته ای را ندارد» و سوخت های مصرف شده نیز باید از کشور خارج شود. در همین راستا ارنست مونیز، وزیر انرژی آمریکا طی مقاله ای در روزنامه واشنگتن پست با اشاره به بحث بازفراوری می نویسد: «ایران برای آینده ای نامحدود، ظرفیت استخراج پلوتونیوم از سوخت مصرف شده هیچ راکتوری نخواهد داشت و نمی تواند روی چنین بازفرآوری، کار تحقیق و توسعه داشته باشد».

معنی این کار از دست دادن بخشی از منابع سوخت هسته ای کشور است. در حالی که در افق تامین برق هسته ای ۲۰ هزار مگاواتی نیاز به این منابع به طور اساسی احساس می شود.این در حالی رخ می دهد که در کشورهای صاحب فناوری هسته ای سوخت پلوتونیوم به عنوان سوخت نیروگاههای هسته ای پذیرفته شده است و به طور گسترده مورد استفاده قرار می‌گیرد. (در جدول زیر میزان استفاده از پلوتونیم به عنوان سوخت راکتور هسته ای در طی سال های مختلف در جهان آورده شده است):

 

نبود منابع سرشار اولیه اورانیوم در جهان مسئله ای است که در آینده ممکن است برای تمامی کشورهای صاحب تکنولوژی هسته ای مشکل ساز باشد. علی الخصوص برای کشوری مانند ایران که معادن کشف شده فراوانی ندارد (اکتشاف معادن جدید در حال انجام است)، هرگونه منبعی برای تامین سوخت هسته ای از اهمیت فوق العاده ای برخوردار است آن هم منبع سرشاری مانند سوخت مصرف شده که در دنیا جهت تامین سوخت مورد نیاز نیروگاه های هسته ای از جایگاه ویژه ای برخوردار است. پس انتظار می رفت که در قرارداد ساخت نیروگاههای ۲ و۳ بوشهر طوری تدبیر به کار می رفت تا سوخت مصرف شده در کشور باقی می ماند. هرچند انتقاد از عمل کردن راحت تر است اما شاید با کمی پایداری بیشتر می‌توانستیم فناوری بازفراوری را هم مانند آب سنگین برای آینده کشور حفظ کنیم شاید هم از دست دادن این فناوری یکی از دو گلی است که در مذاکرات هسته ای خورده ایم.

تنها دلیلی که شاید بتوان گفت علت منع شدن ایران برای دست یابی به تکنولوژی بازفراوری است، امکان استخراج پلوتونیوم ۲۳۹ (و نه حتی ایزوتوپ های دیگر پلوتونیم و دیگر عناصر شکل گرفته در داخل راکتور) برای ساخت بمب هسته ای باشد. امکانی که ای کاش نبود و یا اینکه مذاکره کنندگان ما پافشاری بیشتری می کردند تا این تکنولوژی لااقل برای آیندگان باقی می ماند.

اشتراک گذاری

واقعی سازی جریان مالی برق، چرا و چگونه؟

واقعی سازی جریان مالی برق، چرا و چگونه؟

اقتصاد برق ایران بیش از ۳۰ میلیارد دلار ارزش دارد و سالانه بر این مقدار افزوده می‌شود. عمده‌ی اقتصاد برق از یارانه‌های پنهان سوخت نیروگاه‌ها تشکیل می‌شود. به اذعان صاحب‌نظران حوزه‌ی انرژی مهم‌ترین مشکل بخش برق در اقتصاد و جریان مالی مصنوعی آن است. اکنون، پس از واگذاری بیش از نیمی از ظرفیت نیروگاهی و شرکت‌های حوزه‌ی برق به بخش خصوصی، سؤال اینجاست که قفل اقتصاد برق کجاست و چگونه بازخواهد شد؟

با بررسی مورد به مورد مشکلات اقتصاد برق مشخص می‌شود، مهم‌ترین مسئله‌ی فعلی، غیرواقعی بودن قیمت‌ها در فرایند تولید و توزیع برق است. این موضوع خود را به شکل‌های گوناگون از سوخت‌رسانی به نیروگاه‌ها تا تحویل برق به مصرف‌کننده‌ی نهایی نمایان می‌سازد. با ذکر چند مثال این مسائل نمایان می‌شود:

• اختلاف معنادار قیمت سوخت تحویلی به نیروگاه و قیمت آزاد آن‌ها در منطقه، انگیزه بالایی برای قاچاق سوخت نیروگاه‌ها فراهم می‌کند.

• کاهش تلفات تولید برق و بازیافت انرژی خروجی نمی‌تواند انگیزه‌ی اقتصادی نیروگاه‌ها را تحریک کند. چراکه درآمد حاصل از صرفه‌جویی سوخت نمی‌تواند پاسخ گوی سرمایه‌گذاری‌های لازم باشد و نیروگاه‌ها با وجود این سوخت ارزان، نیازی به این اقدامات احساس نمی‌کنند.

• شرکت‌های توزیع برق کاهش تلفات را تکلیف سازمانی خود می‌دانند و هر طور عمل کنند، بودجه‌ی سالانه خود را خواهند داشت.

• انرژی‌های تجدیدپذیر و هسته‌ای امکان رقابت و تکامل نمی‌یابند چراکه قیمت‌های غیرواقعی سوخت و برق امکان رقابت را از این گزینه‌ها در مقابل برق با سوخت بسیار ارزان، سلب کرده است. در این حالت، گزینه‌هایی که برای کشور دارای منافع اقتصادی است از سوی وزارت نیرو، غیراقتصادی به نظر می‌آیند.

• مجموعه فرایندهای بهینه‌سازی مصرف انرژی، تنها هزینه‌ای اضافی بر مصرف‌کننده محسوب می‌شوند که اجرای آن‌ها نیاز به سازمان‌ها و نظارت‌های پیچیده را طلب می‌کند. در بخش صنعت که این نظارت‌ها بر عهده‌ی سازمان استاندارد گذاشته شده است، به تجربه مشخص‌شده که نمی‌توان از نظارت دستوری سازمان استاندارد بر وضعیت مصرف انتظار تأثیر چندانی داشت؛ چراکه نه ابعاد دستگاه اجازه چنین نظارتی را می‌دهد و نه این دستگاه می‌تواند در مقابل فشارهای وارده بر اعمال استاندارد اصرار بورزد.

• توسعه واحدهای تولیدی انرژی‌بر به صورت غیرواقعی و با توجه به یارانه نهان و غیر هدفمند در انرژی صورت می‌گیرد. در این حالت واحدها با مصرف بالاتر انرژی، بیشتر از یارانه انرژی استفاده خواهند کرد و به نظر اقتصادی می‌آیند؛ حال آنکه سود این واحدها از ثروت‌های عمومی تأمین شده است.

باوجود این‌همه مشکلات ناشی از قیمت‌های غیرواقعی، به چه دلیلی قیمت‌ها واقعی نمی‌شوند؟ اثرات اجتماعی و اقتصادی ناشی افزایش قیمت‌ها و بخصوص فشار بر اقشار کم‌درآمد دلیلی است که دولت‌ها را از واقعی کردن قیمت‌ها بر حذر داشته است. بدین ترتیب واقعی شدن جریان مالی برق باید تا زمانی که بتوان برق را به قیمت‌های واقعی فروخت در انتظار باشد.

اما می‌توان بسیاری از نتایج واقعی شدن قیمت‌ها را حداقل در بخش تولید برق بدون تأثیر بر مصرف‌کننده‌ی نهایی حاصل کرد. برای این منظور پیشنهاد می‌شود جریان مالی تولید و توزیع برق به دو بخش مجزا تقسیم شوند. جریان مالی بخش تولید و جریان مالی خرید نهایی برق. در ادامه واقعی سازی جریان مالی بخش تولید به صورت مجزا از بخش خرید نهایی بیان می‌شود:

در حال حاضر نیروگاه، سوخت را به قیمتی اندک تهیه می‌کند . برق تولیدی نیروگاه توسط شرکت‌های توزیع به مصرف‌کننده‌ی نهایی می‌رسد. مصرف‌کننده‌ی نهایی نیز با هزینه‌ی کمی برق را خریداری می‌کند. اختلاف بهای سوخت تحویلی به نیروگاه، یارانه‌ی پنهان دولت است.

درصورتی‌که قیمت‌ها در بخش تولید واقعی شوند، نیروگاه سوخت اختصاص داده‌شده به بخش برق را به قیمت واقعی از وزارت نفت تهیه می‌کند و برق را به قیمت واقعی به شرکت‌های توزیع می‌فروشد. شرکت‌های توزیع نیز به قیمت واقعی، برق را به مصرف‌کننده‌ی نهایی می‌فروشند. در مرحله‌ی پرداخت بها توسط مصرف‌کننده‌ی نهایی، از منابع حاصل از فروش سوخت به نیروگاه‌ها، مابه‌التفاوت قیمت برق برای فروش شرکت‌های توزیع و قیمت یارانه‌ای برق پرداخت می‌شود. در صورت افزایش بهره‌وری در نیروگاه‌ها و یا استفاده از انرژی‌های دیگر در تولید برق نیز سوخت اختصاص داده‌شده برای تولید برق در بازارهای دیگر قابل‌فروش است و امکان پرداخت مابه‌التفاوت برق را فراهم می‌کند.

با واقعی شدن جریان مالی در بخش تولید و توزیع، انگیزه‌ی قاچاق سوخت نیروگاهی از بین می‌رود؛ انگیزه افزایش بهره‌وری نیروگاه‌ها تقویت می‌شود. انگیزه لازم در شرکت‌های توزیع برای کاهش اتلاف حاصل شده و رقابت سایر تولیدکننده‌های برق در بازار برق ممکن می‌شود.

تعرفه گذاری مناسب برق در جریان مالی فروش نهایی مکمل اقدام فوق خواهد بود و با اجرای آن نیاز به یارانه انرژی کاهش خواهد یافت. همچنین اجرای اقدامات فوق، منجر به آشکار شدن یارانه‌های بخش برق می‌شود. در این صورت انگیزه‌ی مسئولان در اجرای سیاست‌های جریان مالی فروش نهایی افزایش می‌یابد.

ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید نمی‌تواند جایگزین واقعی شدن قیمت‌ها شود: اول اجرایی شدن آن به دلیل نیاز به راه‌اندازی سازوکارهای اضافی، دشوار خواهد بود. دوم در صورت اجرا تنها انگیزه‌ی با افزایش درآمد منجر به انگیزه مثبت می‌شود که در عمل کافی نیست. سوم همواره چالش اولویت‌بندی طرح‌های حمایتی بهترین اقدام وجود خواهد داشت.

اشتراک گذاری

سبد تامین هزینه ها و برق کشور

ضرورت توجه به هزینه‌های خارجی در سبد تأمین برق کشور

بخش نیروگاهی بیشترین سهم در انتشار آلاینده‌های کشور ما دارد. هر ساله هزینه‌های زیادی به ازای انتشار این آلاینده‌ها بر جامعه تحمیل می‌شود. این هزینه‌ها قسمتی از هزینه‌های خارجی تولید برق را تشکیل می‌دهند. گازهای آلاینده خروجی از نیروگاه‌ها بر سلامت مردم تأثیر می‌گذارند، میزان و کیفیت محصولات کشاورزی را تغییر می‌دهند و بر ساختمان‌ها و بناهای شهری تغییراتی ناخوشایند پدید می‌آورند. این تأثیرات و مواردی از این دست، منجر به ایجاد هزینه‌هایی برای کشور می‌شود که در صورت‌های مالی نیروگاه‌ها خود را نشان نمی‌دهد.

هزینه‌های خارجی به سیاست‌گذاران جامعه امکان مشاهده هزینه‌هایی را می‌دهد که به صورت مستقیم در هزینه‌های یک بنگاه اقتصادی دیده نمی‌شود. بدین ترتیب سیاست‌گذار می‌تواند با نگاهی جامع‌تر تصمیم‌گیری کند. در ادامه، هزینه‌های خارجی ناشی از انتشار گازهای آلاینده در بخش نیروگاهی ارزیابی می‌شوند.

میزان انتشار گازهای آلاینده در بخش نیروگاهی و همچنین هزینه‌های ناشی از انتشار واحد حجم این گازها در سال ۹۲ در جدول زیر آورده شده است. مشاهده می‌شود که انتشار  SO۲و SPM بیشترین هزینه را در پی دارد.

جدول ۱. میزان انتشار و هزینه انتشار گازهای آلاینده بخش نیروگاهی

در شکل زیر، هزینه‌های خارجی انتشار آلاینده‌های بخش نیروگاهی در طی سال‌های ۸۶ تا ۹۲ آمده است. مشاهده می‌شود که در این بازه زمانی، هزینه‌ها رو به افزایش بوده و از ۲٫۲ هزار میلیارد تومان به بیش از ۴ هزار میلیارد تومان رسیده است.

شکل ۱. روند هزینه‌های خارجی ناشی از انتشار گازهای آلاینده بخش نیروگاهی ایران ۹۲-۱۳۸۶

البته این مقدار تنها ناشی از انتشار گازهای آلاینده در نیروگاه‌ها است. هزینه‌های خارجی استخراج و حمل سوخت تا نیروگاه نیز باید به این مقدار افزوده شود. همچنین در محاسبه فوق، از یک تقریب ساده‌کننده برای تخمین هزینه‌های انتشار استفاده شده است. در واقع لازم است هزینه‌های خارجی هر نیروگاه به صورت منحصر به فرد و با توجه به عملکرد و محیط پیرامونی آن سنجیده شود. با وجود این، تقریب حاضر همچنان مفید و کاربردی خواهد بود.

در سال ۹۲، هزینه خارجی تولید برق در کشور به ازای تولید یک کیلووات ساعت برق، به ۱۷ تومان رسید. متأسفانه این رقم نیز به قیمت‌های ثابت سال ۹۲ در بازه سال‌های ۸۶ تا ۹۲ با رشد مواجه بوده است.

شکل ۲. روند هزینه‌های خارجی ناشی از انتشار گازهای آلاینده به ازای تولید یک کیلووات ساعت برق ۹۲-۱۳۸۶

جالب توجه است که هزینه‌های خارجی تولید برق در نیروگاه‌های مختلف، متفاوت است. مطابق شکل زیر، نیروگاه‌های بخار با ۳۰ تومان بر کیلووات ساعت، بیشترین و نیروگاه‌های سیکل ترکیبی با ۸ تومان بر کیلووات ساعت، کمترین هزینه‌ی خارجی را به همراه داشته‌اند.

شکل ۳. مقایسه هزینه‌های خارجی تولید برق در انواع نیروگاه‌های ایران به ازای تولید یک کیلووات ساعت برق در سال ۹۲

مشابه همین مقایسه میان نیروگاه‌های چند کشور اروپایی در شکل زیر آورده شده است. مشاهده می‌شود که نیروگاه‌های زغال‌سوز بیشترین هزینه خارجی را دربردارند و نیروگاه‌های بادی و هسته‌ای کمترین هزینه خارجی را از خود برجای می‌گذارند.

شکل ۴. میانگین هزینه‌های خارجی فناوری‌های مختلف تولید برق در چند کشور فرانسه، آلمان، انگلستان، دانمارک و هلند

سبد تأمین برق کشور، باید با توجه پیامدهای آن بر کل جامعه انتخاب شود. در این صورت، در نظر داشتن هزینه‌های خارجی انواع سوخت‌ها و فرایندهای تولید برق، در تصمیم‌گیری نهایی ضروری خواهد بود. بدین ترتیب هزینه‌های بالاتر سرمایه‌گذاری در تولید برق تجدیدپذیر و هسته‌ای می‌تواند با هزینه‌های خارجی پایین‌تری که از این طریق، بر جامعه و دولت تحمیل می‌شود، جبران شود. همچنین انتخاب گاز و زغال به عنوان تامین‌کننده برق، به معنای انتخاب هزینه‌های خارجی بالاتری است که در آینده باید پرداخت بشود. البته این هزینه‌ها تنها بُعد اقتصادی سلامت ازدست‌رفته جامعه را شامل می‌شود و عوارض ابعاد دیگر بر پیکر جامعه باقی خواهد ماند.

اشتراک گذاری

خیز امارات برای سبقت از ایران در تولید برق هسته‌ای

خیز امارات برای سبقت از ایران در تولید برق هسته‌ای

در حال حاضر، ۲۵ نیروگاه هسته‌ای در منطقه خاورمیانه و جنوب آسیا در حال فعالیت هستند. هند با ۲۱ راکتور و مجموع ظرفیت ۵۳۰۰ مگاوات، پاکستان با ۳ راکتور و مجموع ظرفیت ۶۹۰ مگاوات و ایران با یک رآکتور با ظرفیت ۱۰۰۰ مگاوات. بر این اساس، ایران تنها دارنده نیروگاه هسته‌ای در خاورمیانه است. اما اینکه در آینده چه تغییر و تحولی در این ترکیب رخ خواهد داد، نیاز به بررسی برنامه کشورهای منطقه دارد.

در ۱۲ شهریور ۱۳۹۰ با اتصال برق تولیدی نیروگاه هسته‌ای بوشهر به شبکه برق کشور، ایران تبدیل به اولین کشور دارای نیروگاه هسته‌ای در خاورمیانه شد. فرآیند هسته‌ای شدن ایران از سال ۱۳۵۴ و با مشارکت آلمانی‌ها در ساخت نیروگاه بوشهر آغاز شد؛ اما بعد از پیروزی انقلاب اسلامی، به دلیل عدم همکاری کشورهای غربی، طی این مسیر ۳۰ سال به درازا کشید. با وجود این، باز این ایران بود که دکمه شروع به کار اولین نیروگاه هسته‌ای را در منطقه فشار دارد. اما سوال مهم در مقطع کنونی، این است که آیا ایران همچنان پرچم‌دار صنعت هسته ای در آینده منطقه خواهد بود؟

برای دستیابی به جواب این سؤال باید دید که کشورهای منطقه چه برنامه‌ای را برای آینده انرژی خود در نظر گرفته‌اند و جایگاه انرژی هسته‌ای در این برنامه چیست؟ طبق پیش‌بینی آژانس بین‌المللی انرژی اتمی در مورد آینده انرژی هسته‌ای در مناطق مختلف جهان در دو سناریو، منطقه خاورمیانه و شمال آفریقا تا سال ۲۰۳۰ با شیب خوبی شروع به افزایش سهم انرژی هسته‌ای در کل برق تولیدی خود خواهد کرد؛ اما بعد از آن، تا سال ۲۰۵۰ افت خواهند داشت.

نمودار ۱. سهم انرژی هسته‌ای در برق تولیدی در سناریوی high estimate

نمودار ۲. سهم انرژی هسته‌ای در برق تولیدی در سناریوی low estimate

در ادامه به بررسی وضعیت فعلی و آینده انرژی هسته‌ای در کشور امارات متحده عربی پرداخته خواهد شد.

شرکت انرژی هسته‌ای امارات متحده عربی در سال ۲۰۰۹ با شرکت تولید برق کره جنوبی برای ساخت ۴ نیروگاه هسته‌ای نسل سوم APR1400 به توافق رسیدند. طی این توافق، اولین واحد این نیروگاه‌ها در سال ۲۰۱۷ و دومین آنها در سال ۲۰۱۸ افتتاح خواهد شد. هزینه ساخت، راه‌اندازی و تامین سوخت اولیه این نیروگاه‌ها ۲۰ میلیارد دلار می‌باشد. و این یعنی با افتتاح اولین واحد این نیروگاه‌ها در سال ۲۰۱۷، امارات متحده عربی در مقام اول خاورمیانه از نظر میزان تولید برق هسته‌ای قرار خواهد گرفت. همچنین پیش‌بینی‌ها حاکی از آن است که برق مورد نیاز امارات متحده عربی تا سال ۲۰۲۰ به ۴۰ هزار مگاوات افزایش خواهد یافت و میزان برق هسته‌ای تولیدی در آن سال، ۵۶۰۰ مگاوات خواهد بود؛ بنابراین در سال ۲۰۲۰ میلادی، سهم برق هسته‌ای در کل برق تولیدی این کشور ۱۴ درصد خواهد بود که ۴ تا ۱۴ برابر (بر اساس دو سناریوی آژانس بین المللی انرژی اتمی) میانگین منطقه خاورمیانه و شمال آفریقا است.

در این صورت، حتی اگر واحد دوم نیروگاه بوشهر هم افتتاح شود -که منوط به خوش‌عهدی کشور سازنده یعنی روسیه و عزم ملی ایران است- بازهم کشور کوچک و کم‌جمعیت امارات متحده عربی برق هسته‌ای به مراتب بیشتری نسبت به ایران تولید خواهد کرد. که نشان‌دهنده سیاست حرکت به سمت انرژی هسته‌ای در منطقه می‌باشد.

جدول۱. نیروگاه‌های هسته‌ای امارات متحده عربی

در یادداشت بعد به بررسی وضعیت فعلی و آینده انرژی هسته‌ای در کشورهای ترکیه، عربستان، مصر، ارمنستان و پاکستان پرداخته خواهد شد.

اشتراک گذاری

دورخیز ترکیه برای تولید سالانه ۹۰۰۰ مگاوات برق هسته‌ای

دورخیز ترکیه برای تولید سالانه ۹۰۰۰ مگاوات برق هسته‌ای

همانطور که در یادداشت اول بررسی شد، بر خلاف تصور غالب مبنی بر اینکه ایران کشوری بی‌رقیب در صنعت هسته‌ای در منطقه است و این جایگاه را برای مدت طولانی حفظ خواهد کرد، کشورهای منطقه به سرعت در حال کار بر روی صنعت هسته‌ای بوده و تلاش می‌کنند تا سهم انرژی هسته‌ای را در سبد انرژی و تولید برق خود افزایش دهند. در یادداشت قبل، برنامه‌های کشور امارات در زمینه توسعه انرژی هسته‌ای مورد بررسی قرار گرفت. در این یادداشت، سیاست‌های کشور ترکیه در این زمینه واکاوی می‌شود.

ترکیه با جمعیتی ۷۷ میلیون نفری، هفتمین کشور بزرگ واردکننده زغال سنگ و هشتمین کشور بزرگ واردکننده گاز طبیعی در دنیاست. این کشور دارای منابع سرشار فسیلی نیست و تنها دارای معادن زغال سنگ است که با مجموع ذخایر اثبات شده ۹٫۵ میلیارد تنی، رتبه یازدهم دنیا را در ذخایر زغال سنگ به خود اختصاص داده است. از این رو نیاز ترکیه به واردات گاز طبیعی و دیگر منابع انرژی با توجه به حرکت این کشور در جهت صنعتی شدن امری طبیعی است. اما با توجه به محدودیت‌های منابع انرژی فسیلی، ترکیه سیاست تنوع‌بخشی به سبد انرژی و گسترش استفاده از منابع تجدیدپذیر و هسته‌ای را دستور کار خود قرار داده است.

اولین مطالعات برای ساخت نیروگاه هسته‌­ای در ترکیه از سال ۱۹۶۵ میلادی آغاز شد و بین سالهای ۱۹۶۷ تا ۱۹۷۰، مطالعات امکان‌سنجی توسط شرکت‌های خارجی برای ساخت راکتورهای ۳۰۰ تا ۴۰۰ مگاواتی انجام گرفت. ساخت این نیروگاه در سال ۱۹۷۷ تمام شد، اما راه‌اندازی آن به دلیل انتخاب نادرست مکان ساخت و دلایل دیگر ملغی شد. پروژه دیگری نیز با ظرفیت ۶۰۰ مگاوات که قرار بود با همکاری سوئد انجام شود، به دلایلی مالی ملغی شد.

در سال ۱۹۹۳ میلادی، شورای عالی علم و تکنولوژی ترکیه تولید برق هسته‌ای را سومین اولویت اصلی این کشور اعلام کرد؛ در این راستا، شرکت تولید و انتقال برق ترکیه با تخصیص ردیف بودجه مشخص، مسئول تحقق این خواسته شد تا حرکت در مسیر هسته‌ای شدن، شکل جدی‌تری به خود به خود بگیرد. از این رو موسسه کره‌ای KAERI به عنوان شرکت مشاور انتخاب شد و شرکت‌های خارجی مختلف، طرح پیشنهادی خود را برای ساخت نیروگاه هسته‌ای در ترکیه اعلام داشتند؛ اما این بار هم هسته­‌ای شدن ترکیه به دلایل نامشخصی از سوی دولت این کشور به تاخیر افتاد.

سرانجام ترکیه با روسیه بر سر ساخت ۴ واحد نیروگاه هسته‌­ای از نوع VVER (مدل نیروگاه بوشهر) هر یک به ظرفیت ۱۲۰۰ مگاوات و عمر ۶۰ سال به توافق رسید و ساخت اولین نیروگاه از سال ۲۰۱۶ آغاز و در سال ۲۰۲۰ افتتاح خواهد شد. علاوه بر این، ترکیه با ژاپن برای ساخت ۴ واحد نیروگاه ۱۱۲۰ مگاواتی با طول عمر ۶۰ سال، مدل ATMEA به توافق رسیده است و احداث اولین واحد از این چهار واحد نیروگاهی در سال ۲۰۱۹ شروع و در سال ۲۰۲۳ افتتاح خواهد شد. در حال حاضر، هیچ نیروگاه هسته‌ای در ترکیه فعال نیست؛ اما بر اساس برنامه وزارت انرژی و منابع طبیعی ترکیه، تا سال ۲۰۲۳ حداقل ۱۰ درصد از برق ترکیه توسط انرژی هسته‌­ای تامین خواهد شد.

برنامه ساخت نیروگاه‌های هسته‌­ای ترکیه به این شرح است:

جدول ۱. برنامه ترکیه برای ساخت نیروگاه هسته‌­ای

نمودار ۱. ظرفیت برق هسته­‌ای ترکیه از سال ۲۰۲۰

همان‌طور که در نمودار ۱ مشخص است، ظرفیت برق هسته‌ای در ترکیه تا سال ۲۰۲۸ میلادی به بیش از ۹ هزار مگاوات خواهد رسید که نشان از عزم جدی این کشور برای استفاده از انرژی هسته‌ای در سبد انرژی خود دارد. ترکیه در طول مدتی که تلاش نافرجام برای ساخت نیروگاه هسته‌­ای داشت، به تجربیات گوناگونی دست یافت؛ از جمله این تجربیات، مکان‌یابی مناسب برای احداث نیروگاه هسته‌­ای در دو سایت آکویوی و سینوپ بود که در هر کدام از آنها، برنامه ساخت ۴ واحد نیروگاه هسته‌ای را دارد که در شکل ۱ نمایش داده شده است.

شکل ۱. سایت‌های هسته‌­ای ترکیه

ترکیه از جمله کشورهایی است که قصد دارد سهم خوبی از انرژی هسته‌­ای در آینده منطقه داشته باشد و از این طریق، وابستگی خود را به واردات انرژی کم کند. این کشور به این نکته پی برده است که امنیت انرژی از مهمترین عوامل توسعه پایدار است. پس باید گفت علاوه بر امارات، ترکیه هم در آینده انرژی هسته­‌ای، نقش پررنگ‌تری از ایران ایفا خواهد کرد. آینده‌­ای که اصلا دور نیست و شاید همین امروز هم برای تغییر آن دیر باشد.

اشتراک گذاری

حال و آینده هسته‌ای پاکستان

حال و آینده هسته‌ای پاکستان

در طی دو یادداشت اخیر، به این موضوع پرداخته شد که به رغم تصور غالب مبنی بر بی رقیب ماندن ایران در عرصه انرژی هسته‌­ای در آینده منطقه، برنامه‌ریزی‌ها و اقدامات کشورهای امارات و ترکیه حاکی از آینده‌نگری آنها در حوزه انرژی و خیز بلند برای سهم‌گیری از انرژی هسته‌­ای در سبد انرژی خود است. در این یادداشت به بررسی گذشته حال و آینده انرژی هسته­‌ای در کشور پاکستان پرداخته می­‌شود.

وضعیت فعلی پاکستان در استفاده از انرژی هسته‌ای

پاکستان با جمعیت نزدیک به ۲۰۰ میلیون نفر، بیست‌وششمین اقتصاد بزرگ دنیا محسوب می‌شود. جمعیت بالای این کشور موجب نیاز شدید به انرژی شده است؛ طبق گزارش سازمان اطلاعات انرژی آمریکا، ۶۲ درصد از مردم این کشور به دلیل کمبود برق و گاز از زیست‌توده برای پخت‌وپز استفاده می­‌کنند. از این رو، دولت پاکستان برنامه‌­ای برای افزایش تولید داخلی و اکتشاف هیدروکربن‌ها، افزایش واردات گاز طبیعی، تنوع در ترکیب ظرفیت نصب‌شده تولید برق، بهبود استانداردهای داخلی بهره‌وری انرژی و حذف تدریجی یارانه گاز طبیعی پیشنهاد کرده است.

برنامه هسته­‌ای پاکستان از سال ۱۹۵۵ با تاسیس کمیسیون انرژی اتمی پاکستان آغاز شد. در ابتدای تاسیس این کمیسیون، اهداف آن دست‌یابی این کشور به دانش هسته­‌ای در حوزه‌های صلح‌آمیز؛ مانند کشاورزی، پزشکی، کاربرد در صنعت و تولید برق با احداث نیروگاه هسته­‌ای برشمرده شد. از این رو، پاکستان شروع به کار پژوهشی و پرورش نیروی متخصص در حوزه هسته‌­ای کرد؛ در این مسیر، از دو راکتور آزمایشگاهی با ظرفیت ۱۰ مگاوات و ۳۰ کیلووات بهره جست و اقدام به تاسیس سه مرکز تحقیقاتی در حوزه فناوری هسته‌ای به نام‌های موسسه علم و تکنولوژی هسته‌ای، مجتمع ابزار دقیق، کنترل و کامپیوتر و سازمان طراحی مهندسی کرد. یازده سال بعد و در سال ۱۹۶۶، پاکستان شروع به ساخت اولین نیروگاه هسته‌­ای خود بنام کانوپ با ظرفیت ۱۳۷ مگاوات در شهر کراچی کرد. ساخت این نیروگاه بر عهده شرکت جنرال الکتریک کانادا بود. ده سال بعد و با پایان زمان بهره‌برداری توسط شرکت سازنده، کمیسون انرژی هسته­‌ای پاکستان تلاش کرد تا با تکمیل چرخه سوخت هسته‌­ای، این صنعت را بومی‌سازی نماید. لذا از سال ۱۹۸۰ شروع به کار برای تولید سوخت هسته‌­ای کرد.

باوجود علاقه پاکستان برای ساخت نیروگاه دوم هسته‌­ای، به دلیل عدم همکاری‌های بین المللی با این کشور و نبود توان تکنولوژی و صنعتی کافی بومی، این کار بیش از دو دهه به طول انجامید. سرانجام در سال ۱۹۹۳، ساخت دومین نیروگاه هسته­‌ای پاکستان با همکاری سازمان انرژی اتمی چین آغاز شد. این نیروگاه چاسنوپ ۱ نام داشت و با ظرفیت ۳۲۵ مگاوات در سال ۲۰۰۰ به بهره‌برداری رسید. ساخت نوع بهبودیافته این نیروگاه نیز در سال ۲۰۰۵ و با ظرفیت ۳۳۰ مگاوات شروع شد تا سومین نیروگاه هسته‌­ای پاکستان لقب بگیرد. این نیروگاه در سال ۲۰۱۱ برق تولیدی خود را وارد شبکه توزیع برق پاکستان کرد.

طول عمر نیروگاه کانوپ ۳۰ سال بود که در سال ۲۰۰۲ به پایان رسید؛ اما با انجام عملیات تعمیر و بهبود، عمر این نیروگاه ۱۵ سال اضافه شد. تا انتهای سال ۲۰۱۳ میلادی گزارش عملکرد نیروگاه‌های هسته­‌ای پاکستان به این شرح بوده است:

جدول ۱. وضعیت فعلی نیروگاه‌های هسته‌­ای پاکستان

افزایش ظرفیت تولید برق هسته‌ای پاکستان به ۹ هزار مگاوات تا سال ۲۰۳۰

علاوه بر نیرگاه­‌های هسته­‌ای ذکر شده، پاکستان در حال ساخت دو نیروگاه هسته‌­ای دیگر به ظرفیت ۳۴۰ مگاوات است که سازنده هر دو آنها شرکت‌های چینی هستند.

جدول ۲. نیروگاه­‌های هسته‌ای در حال ساخت پاکستان

طبق برنامه امنیت انرژی پاکستان، انتظار می­‌رود ظرفیت برق هسته­‌ای این کشور تا پایان سال ۲۰۳۰ به ۸ هزار و ۸۰۰ مگاوات برسد. یعنی حدود ۹ برابر ظرفیت فعلی نیروگاه بوشهر. با فرض اینکه هر ۵ سال، یک نیروگاه هسته‌ای -معادل ظرفیت نیروگاه بوشهر- در ایران ساخته شود، تا سال ۲۰۳۰، کشورمان ۴ هزار مگاوات برق هسته‌­ای تولید خواهد کرد و پاکستان ۹ هزار مگاوات، یعنی بیش از دو برابر ایران! به عبارت دیگر، همین حالا هم برای عقب نیفتادن از پاکستان در تولید برق هسته­‌ای دیر است چه رسد به فردا.

اشتراک گذاری