تعیین میزان یارانه مناسب جهت توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر در ایران با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه با رهیافت تلفیقی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشجوی دکتری اقتصاد انرژی و محیط زیست دانشگاه شیراز

2 گروه اقتصاد، دانشگاه شیراز

3 گروه اقتصاد کشاورزی، دانشگاه شیراز

چکیده

تحقیق حاضر بدنبال تعیین میزان یارانه لازم ، در جهت دستیابی به یک سهم مشخص برای انرژی­های تجدید­پذیر در کل برق تولیدی می­باشد. تعیین میزان یارانه مناسب تحت سناریو­های مختلف و با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه صورت گرفته و به منظور ورود جزئیات تکنولوژی تولید برق در سطح میانی، از رهیافت تلفیقی استفاده شده است. نتایج حاصل از تدوین و کالیبره نمودن الگو نشان می­دهد که تحت سناریوی اعمال یارانه یکسان با هدف دستیابی به افزایش 10 درصدی در سهم انرژی­های تجدیدپذیر در تولید برق، نرخ یارانه­ای  معادل851 درصد مورد نیاز می­باشد. در این حالت، با توجه به پتانسیل موجود، تنها تولید برق از محل انرژی تجدید­پذیر باد فعال شده و کماکان در تولید حاصل از انرژی خورشیدی و بیوگاز سوز رشدی مشاهده نمی­شود. لذا برای ایجاد رشدی متوازن معادل 4 درصد در هر کدام از انرژی­های تجدید­پذیر بادی، خورشیدی و بیو­گازسوز به ترتیب یارانه­ای معادل 887، 1776و 1585 درصد، متناسب با عدم مزیت نسبی آن­ها، مورد نیاز است .بر این اساس تعرفه­ پیشنهادی برای خرید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر در سناریوی اول معادل  410 تومان و در سناریوی دوم به ترتیب معادل  426، 852.، 760 تومان به ازای هر کیلو وات ساعت به قیمت سال 1390 می­باشد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Determining Proper Subsidy to Renewable Energy in Iran: A Hybrid Approach of CGE Model

نویسندگان [English]

  • Sharareh Majdzadeh Tabatabaei 1
  • Ebrahim Hadian 2
  • Mansour Zibaei 3
1 Ph.D. Student of Economics, Shiraz University
2 Assistant Professor of Economics, Shiraz university, Shiraz
3 Professor of Agriculture Economics, Shiraz university, Shiraz
چکیده [English]

The main purpose of this paper is to determine the amount of subsidy required to promote the share of renewable energy in total electricity production. To do so, different scenarios have been studied by a hybrid approach of Computable General Equilibrium model. The results have been created by entering the details of technology-specific information for electricity generation into this model. The result of codification and calibration of the model shows that in the case of applying same subsidy to achieve 10 present shares of renewable energies in total electricity production, there is a need for 851 percent subsidy rate. Although in this case the wind energy is the only activated resource and the solar and biogas sections have not succeeded in achieving any rise in production rate. The other scenario was based on the unequal subsidy, proportional to disadvantage of different renewable energy. The result shows that, to achieve a balance growth of 4 percent energy productions from renewable sources, the rate of subsidy for wind energy should be 887 present. This rate for solar is 1776 present and for biogas is 1585 present. So, in the first scenario, the proper tariff for purchase of electricity from renewable energy is 4100 Rials per kWh. This tariff in the second scenario is 4260, 8520 and 7600 Rials per kWh respectively.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Renewable energy
  • Electricity
  • Feed in Tariff
  • CGE model
  • Hybrid Approach

تعیین میزان یارانه مناسب جهت توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر در

ایران با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی

قابل محاسبه با رهیافت تلفیقی

شراره مجدزاده طباطبایی[1]

 ابراهیم هادیان[2]

 منصور زیبایی[3]

 

تاریخ دریافت: 04/12/1394                                                            تاریخ پذیرش: 13/12/1395

چکیده

تحقیق حاضر بدنبال تعیین میزان یارانه لازم ، در جهت دستیابی به یک سهم مشخص برای انرژی­های تجدید­پذیر در کل برق تولیدی می­باشد. تعیین میزان یارانه مناسب تحت سناریو­های مختلف و با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه صورت گرفته و به منظور ورود جزئیات تکنولوژی تولید برق در سطح میانی، از رهیافت تلفیقی استفاده شده است. نتایج حاصل از تدوین و کالیبره نمودن الگو نشان می­دهد که تحت سناریوی اعمال یارانه یکسان با هدف دستیابی به افزایش 10 درصدی در سهم انرژی­های تجدیدپذیر در تولید برق، نرخ یارانه­ای  معادل851 درصد مورد نیاز می­باشد. در این حالت، با توجه به پتانسیل موجود، تنها تولید برق از محل انرژی تجدید­پذیر باد فعال شده و کماکان در تولید حاصل از انرژی خورشیدی و بیوگاز سوز رشدی مشاهده نمی­شود. لذا برای ایجاد رشدی متوازن معادل 4 درصد در هر کدام از انرژی­های تجدید­پذیر بادی، خورشیدی و بیو­گازسوز به ترتیب یارانه­ای معادل 887، 1776و 1585 درصد، متناسب با عدم مزیت نسبی آن­ها، مورد نیاز است .بر این اساس تعرفه­ پیشنهادی برای خرید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر در سناریوی اول معادل  410 تومان و در سناریوی دوم به ترتیب معادل  426، 852.، 760 تومان به ازای هر کیلو وات ساعت به قیمت سال 1390 می­باشد.

واژگان کلیدی: انرژی تجدیدپذیر، برق، قیمت‌گذاری تعرفه‌ای، مدل تعادل عمومی، رهیافت تلفیقی

طبقه‌بندی: JEL : H23, H72 , I30

1- مقدمه

وجود سه مزیت عمده ایجاد ظرفیت ویژه برای توسعه اقتصادی، ارتقای عرضه و امنیت انرژی، حفظ محیط زیست و کاهش آلودگی هوا در استفاده از منابع انرژی تجدید­پذیر توجه بیش از پیش به انرژی‌های تجدیدپذیر مانند انرژی حاصل از خورشید و باد را با هدف دستیابی به توسعه پایدار در کشورهای مختلف اعم از پیشرفته و در حال توسعه مطرح ساخته است. اگر­چه که بکارگیری انرژی­های تجدید­پذیر به جای سوخت­های فسیلی در فرآیند تولید برق به لحاظ تکنولوژیکی امکان‌پذیر است، اما با توجه به آن­که انرژی‌های تجدیدپذیر ساختار متفاوتی نسبت به تکنولوژی‌های انرژی متعارف داشته و هزینه‌های سرمایه­گذاری اولیه در آنها در حد بالایی قرار دارد، هنوز از نظر اقتصادی با توجه به شرایط کنونی بازار قابل رقابت با سایر انواع انرژی­های مورد استفاده در تولید برق نمی­باشند. لذا توسعه و ایجاد رقابت در بخش انرژی­های تجدید­پذیر در کوتاه­مدت به کمک اشکال مختلف مداخلات و با استفاده از ابزارهای سیاست­گذاری مختلف مورد توجه دولت­ها قرار گرفته است. بر اساس اطلاعات موجود جهانی اعمال سیاست­های اقتصادی در این زمینه به کاهش هزینه تولید و افزایش ظرفیت تولید و سرمایه­گذاری در انرژی‌های تجدیدپذیر منجر گردیده است.[4] در این میان سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای[5] (FIT) که عمدتاً با خرید تضمینی[6] برق تولیدی از محل انرژی­های تجدید­پذیر همراه است، از جمله سیاست­های موفقی می­باشد که در زمینه توسعه انرژی­های تجدید­پذیر در کشورهای مختلف بکارگرفته شده است. این سیاست به صورت خرید برق تولید شده با استفاده ازانرژی­های تجدیدپذیر به مبلغی بیشتر از نرخ برق تولیدی از محل انرژی­های فسیلی در طول یک دوره معین اعمال می­شود. اتخاذ سیاست­های تشویقی از این زمره می­تواند به افزایش اطمینان سرمایه­گذاران و کاهش ریسک منجر شده و تمایل به سرمایه­گذاری در انرژی­های تجدید پذیر را افزایش دهد.

در سال­های اخیر با توجه به سهم قابل توجه تولید برق در مصرف سالانه سوخت­های فسیلی، یکی از سیاست­های کشور در بخش انرژی مبتنی بر جایگزینی انرژی­های تجدیدپذیر بجای انرژی­های فسیلی قرار گرفته است. به طوری­که در سند چشم‌انداز 20 ساله (1404 ـ1384) سهمی معادل 10 درصد برای انرژی‌های نو در ظرفیت تولید کل برق کشور در نظر گرفته شده است. در این میان نحوه اعمال و تعیین میزان تعرفه مناسب برای دستیابی به نرخ رشد معینی در انرژی­های تجدید­پذیر، به گونه­ای که کمترین هزینه را برای جامعه در کنار توجه به مسائل زیست محیطی به همراه داشته باشد، از جمله مسائلی که در زمینه بکارگیری سیاست (FIT) مطرح می­باشد. اگر این سیاست به‌طور صحیحی طراحی نشود می‌تواند از نظر اقتصادی غیرکارا باشد. به‌عنوان نمونه اگر میزان یارانه پرداختی بیشتر از حد لزوم باشد، باعث افزایش قیمت برای مصرف‌کنندگان یا ایجاد بار هزینه‌ای بر دوش دولت‌ها می‌گردد.[7] لذا هدف از انجام تحقیق حاضر برآورد میزان تعرفه مناسب جهت دستیابی به سهم مشخصی از انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق کشور، به صورت درون­زا و تحت سناریو­های مختلف، با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه با رهیافت تلفیقی[8]، می­باشد.

در ادامه بخش دوم به پیشینه موضوع ، بخش سوم به مبانی نظری، بخش چهارم به بیان ساختار الگو، بخش پنجم به بیان نحوه شبیه­سازی و بیان نتایج و بالاخره بخش ششم به نتیجه­گیری خواهد پرداخت. 

2-پیشینه پژوهش

در دهه گذشته، توجه به ضرورت استفاده­ از انرژی­های پاک در سبد انرژی کشور، مطالعات اندکی در زمینه بررسی اقتصادی و پتانسیل فنی انرژی­های تجدید­پذیر در داخل کشور را بدنبال داشته است. بریمانی و کعبی­نژادیان(1393) با استفاده از آنالیز هزینه و فایده به تعیین  قیمت تمام شده و تعرفه خرید تضمینی برق تجدید­پذیر در ایران پرداخته و بر این اساس برای برق بادی و خورشیدی به ترتیب تعرفه­ای معادل 7/12 و 40/42 سنت به ازای هر کیلو وات ساعت را پیشنهاد نموده­اند. شریفی و همکاران (1388) با بررسی تأثیر یادگیری فنی بر سهم و جایگاه انرژی­های تجدید پذیر در تولید برق کشور در شرایط یارانه­ای بودن قیمت­های انرژی و در صورت حذف یارانه­ها با استفاده از الگو برنامه­ریزی مارکال، به این نتیجه رسیده­اند که اختلالات قیمتی ناشی از دخالت دولت در مکانیزم قیمت­گذاری و امکان دسترسی به سوخت ارزان قیمت، سبب می شود که علی­رغم وجود یادگیری فنی، همچنان فن­آوری­های تجدید­پذیر فاقد توان رقابت با سایر فن­آوری­های رایج در بازار باشند. سیاوشی و کرمپوریان (1389) با استفاده از روش تحلیلی  بیان می‌دارند که انرژی باد در بین انرژی­های تجدیدپذیر اقتصاد­ی­ترین وکم‌هزینه­ترین روش تولید برق می­باشد. آن­ها معتقدند که مهم­ترین دلیلی که می­توان انرژی باد را به عنوان بهترین نوع انرژی انتخاب کرد، مسئله اشتغال­زایی آن است. اسلاملوئیان و استادزاد(1390) سهم بهینه انرژی­های تجدیدپذیر و تجدیدناپذیر در مسیر رشد پایدار در اقتصاد ایران را معادل 8/0 درصد از کل انرژی­ها تخمین زده­اند. شریفی و همکاران(1392) به منظور حداکثر نمودن رفاه اجتماعی به کمک یک الگو کنترل بهینه و با استفاده از الگوریتم ژنتیک، مسیرهای بهینه جایگزینی انرژی خورشید و باد به جای سوخت­های فسیلی در طی زمان در ایران را ترسیم نموده­اند. نتایج این تحقیق نشان می‌دهد که در صورت ثابت ماندن هزینه تبدیل انرژی خورشیدی و بادی و در نظر گرفتن نرخ تنزیل اجتماعی پنج درصد، انتقال انرژی­­های فسیلی به سمت انرژی خورشیدی و بادی در سال 1466 و با فرض کاهش 50 درصدی هزینه تبدیل انرژی خورشید و باد در هر ده سال، این انتقال در سال 1409 می‌بایست صورت گیرد.

مطالعات خارجی متعددی نیز در زمینه توسعه انرژی­های تجدید­پذیر انجام شده که عمده این مطالعات جنبه تحلیلی و تجربی داشته است. برای نمونه می‌توان به تحقیقات انجام شده توسط وگلمات و لودج[9] (2003) برای کشور لهستان، شن و لیو[10] (2005) برای کشور چین، باتلر و نییوهاف[11](2008) برای کشور­های انگلستان و آلمان، دنبر و دیگران[12] (2008) برای اتحادیه مشترک اروپا ، سارف و دیگران[13] (2013) برای کامبوج، ماروسک و هاسکوا[14] (2014) برای چکسلواکی، استدلمن و کاسترو[15] (2014) برای 112 کشور استفاده کننده از سیاست­های توسعه انرژی­های تجدید­پذیر، اشاره نمود. نتایج حاصل از این نوع تحقیقات حاکی از آن است که انتخاب محل احداث نیروگاه­های تجدید­پذیر به عنوان بزرگترین مانع تحت سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای محسوب می­شود، در حالی که در سایر سیاست­ها عدم اطمینان در رابطه با تامین مالی مهم­ترین عامل در انگیزه سرمایه گذاری در انرژی های تجدید پذیر بشمار می­رود. همچنین در سیاست خرید تضمینی برق شاهد رقابت سرمایه­گذاران برای یافتن مکان­های مناسب و تشریک مساعی تولیدکنندگان توربین و خدمات ساخت تجهیزات مرتبط با انرژی های تجدید پذیر بوده اند.[16]  علاوه بر آن هر نوع اضافه پرداخت یارانه‌ای به تولیدات غیرسودآور باعث کاهش توسعه تکنولوژی‌های جدید شده و باعث تخریب مکانیزم بازارآزاد می‌شود. این نشان می‌دهد که دولت باید پیشرفت انرژی‌های تجدیدپذیر را از طریق افزایش بار مالیاتی بر روی انرژی‌های قدیمی که باعث تخریب محیط زیست می‌شود قرار دهد.[17] از سوی دیگر نتایج این تحقیقات حاکی از آن است که مهم‌ترین ابزارهای مورد توجه در اتحادیه مشترک اروپا برای دستیابی به سهم  بیست درصدی انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق در سال 2020 به ترتیب اولویت عبارت است از سیاست قیمت‌گذاری تعرفه‌ای، تعهدات سهمیه‌بندی[18] گواهینامه­های سبز قابل مبادله[19] می‌باشد.[20] در حالی­که مهم‌ترین سیاست‌های مشترکی که در بین کشورهای درحال توسعه مورد استفاده قرار گرفته است، عبارت از تعریف اهداف مشخص، تهیه چارچوب سیاست‌گذاری وتحریک بخش انرژی­های تجدید­پذیر از طریق وضع مالیات بر بخش انرژی­های تجدید­ناپذیر یا پرداخت یارانه بوسیله اجرای سیاست قیمت‌گذاری تعرفه‌ای در بخش انرژی­های تجدید­پذیر می­باشد. در زمینه تحقیقات انجام شده با استفاده از روش الگوسازی، می­توان به تحقیق بور و لین[21] (2011) اشاره نمود. این تحقیق با استفاده از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه، به تجزیه و تحلیل سیاست یارانه‌ای قیمت‌گذاری تعرفه‌ای از نقطه‌نظر مؤثر بودن هزینه[22] پرداخته­ و برای به‌دست آوردن نرخ یارانه مناسب و هم‌چنین راه‌های مناسب برای اعمال آنها، به مقایسه دو گزینه مختلف برای دو نوع متفاوت نرخ یارانه اقدام نموده­ است. نتایج این تحقیق نشان می‌دهد که مبالغ پرداختی در غالب یک قیمت ثابت برای برق تولیدی از محل انرژی­های تجدید­پذیر می‌تواند منجر به دستیابی به اهداف سیاست­گذاری در رابطه با سهم مشخص انرژی­های تجدید­پذیر در سبد انرژی کشور گشته و حداقل تأثیر را بر روی اقتصاد داشته باشد.

جمع­بندی تحقیقات انجام شده داخلی حاکی از آن است که توسعه انرژی­های نو در اقتصاد ایران نیازمند بکارگیری سیاست­های حمایتی می­باشد. از سوی دیگر با توجه به آنکه تکنولوژی­های نو از درجات مختلف بلوغ اقتصادی برخوردار می‌باشند، می­توان سیاست پرداخت یارانه متفاوت متناسب با نوع تکنولوژی را مد نظر قرار داد. لذا در تحقیق حاضر، این موضوع به­وسیله در نظرگرفتن تفاوت در نوع پرداخت یارانه در سناریو­های مختلف مورد توجه قرار گرفته است. از سوی دیگر رهیافت مورد استفاده در تحقیقات گذشته از نوع جزء به کل[23]با تاکید بر جزئیات خاص تکنولوژی­های مربوطه بدون توجه به تعاملات بین بخشی بوده است. لذا جهت رفع این اشکال ما با وارد نمودن جزئیات مربوط به تکنولوژی تولید برق از محل انرژی های مرسوم و انرژی های تجدید­پذیر در سطح میانی در یک الگوی تعادل عمومی، علاوه بر در نظر گرفتن نقش ابداعات و اختراعات در امر تولید، امکان توجه به تعاملات بین بخشی را در تعیین میزان تعرفه مناسب را مورد توجه قرار داده‌ایم.

 

3- مبانی نظری

با وجود رشد استفاده از انرژی­های تجدید پذیر در هر دو گروه کشورهای توسعه یافته و در­حال توسعه، هنوز فاصله زیادی تا پتانسیل بالقوه وجود داشته و سهم این نوع از انرژی­ها در صنایع انرژی دنیا بسیار ناچیز است[24] چرا که در عمل توسعه بازار انرژی­های تجدید­پذیر با مشکلات چندی روبرو می­باشد. یکی از اصلی­ترین موانع موجود بر سر راه توسعه انرژی­های تجدید­پذیر، مشکلات اقتصادی ناشی از عدم محاسبه منافع خارجی[25] در استفاده از این منابع می­باشد. بر اساس روش­های سنتی حسابداری تکنولوژی­های فعلی نسبت به اختراعات جدید ترجیح داده شده و این امر باعث چشم­پوشی از مزایای نوآوری­های جدید به واسطه عدم درک صحیح از ارزش و مزایای واقعی آنها می­گردد. مشکلات قانونی در زمینه سرمایه­گذاری در تولید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر از جمله دیگر مشکلاتی است که بر سر راه توسعه این نوع از انرژی­ها قرار دارد. در این میان می­توان به وجود مقررات نظارتی و مسائلی از قبیل بوروکراسی اداری، عدم شفافیت در آیین نامه­ها و مجوزهای تولید، عدم امکان دسترسی به شبکه­ها و تغییر قوانین در این زمینه اشاره نمود[26]. به نظر لاتی[27](2011) عوامل ایجاد ریسک مانند پروسه‌های طولانی اداری از جمله عوامل حائز اهمیت در تصمیمات سرمایه‌گذاری در زمینه انرژی‌های تجدیدپذیر است و این نشان می­دهد که سرمایه‌گذاران فاکتورهایی چون امنیت قانونی، طول فرایند اداری را در سیاست‌های اتخاذ شده مود توجه قرار می‌دهند. بالاخره وجود  مشکلات اجتماعی از قبیل درک ضعیف عموم از انرژی‌های تجدیدپذیر و عدم پذیرش تولید برق در مقیاس­های کوچک و غیر متمرکز از دیگر موانعی است که بر سر راه استفاده از تکنولوژی­های مرتبط با انرژی‌های تجدیدپذیر قرار دارد.[28]بدین ترتیب علیرغم تلاش‌هایی که در جهت کاهش هزینه‌های تولید از محل انرژی­های تجدید­پذیر شده است، هنوز استفاده از این نوع از انرژی­ها نسبت به انرژی‌های مرسوم، که از منافع ایجاد پدیده‌های خارجی منفی[29] در تعیین قیمت بازار استفاده می‌کنند، گران‌تر است. لذا سیاست‌های توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر، به دنبال ایجاد توجیه اقتصادی در استفاده از این نوع از انرژی‌ها می‌باشند.[30]

سیاست­های توسعه انرژی­های تجدید­پذیر نیازمند تعریف اهداف، تعیین استراتژی برای دستیابی به آن، چارچوب نهادی که دولت بر اساس آن اولویت­ها را مشخص ­نماید و همچنین ابزاری برای اجرای این استراتژی است. ابزارهای بکارگرفته شده در زمینه توسعه انرژی­های تجدید­پذیر در حالت کلی به 5 گروه اصلی تقسیم می­شوند که به طور خلاصه در جدول شماره یک نشان داده شده است. در بین ابزارهای مطرحه، سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای (FIT) یکی از متداول‌ترین سیاست‌هایی است که در زمینه توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر، بکار گرفته می­شود. بررسی سیاست­های اتخاذ شده برای اتحادیه مشترک اروپا نشان می­دهد که از میان ابزار­های مزبور سیاست خرید تضمینی برق تولیدی از محل انرژی­های تجدید­پذیر کاراترین و موثر­ترین برنامه حمایتی در زمینه توسعه انرژی­های تجدید­پذیر می­باشد.[31]

 

 

 

 

جدول 1. ابزارهای سیاست‌های توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر

 

شرح ابزارها/ مشوق‌ها

مشوق‌های قیمتی

سیاست‌های تعیین تعرفه یا صرفه بیشتر از قیمت نقدی بازار

مشوق‌ها بر پایه تولیدپرداخت صرفه برای استفاده از خدمات و تجهیزات داخلی

کاهش هزینه‌های توزیع و انتقال برق

مشوق‌های مقداری یا

تعهدات سهمیه‌ای

اهداف تعیین شده برای نفوذ انرژی‌های تجدیدپذیر

استانداردهای سبد دارایی تجدیدپذیرکه با بازارهای اعتبار یا گواهینامه انرژی تجدیدپذیر به طورهمزمان بکار می‌رود و اصطلاحاً به‌عنوان بازارهای گواهینامه‌های سبز قابل مبادلهشناخته می‌شوند.

سهمیه‌بندی که از طریق مکانیزم‌های رقابتی مانند سفارشات رقابتی و مزایده تدارکات دیده می‌شود.

مشوق‌ها و انگیزه‌های مالی

اعتبارات یا مشوق‌های مالیاتی، معافیت مالیاتی مانند استفاده از استهلاک شتابی

یارانه پرداختی به سرمایه/ کمک‌های مالی

اعطای وام‌های توجیحی و ضمانت پرداخت وام

پرداخت یارانه یا وام برای فعالیت‌های تحقیق و توسعه

تعرفه‌های سبز

معیارهای داوطلبانه

تمرکز سرمایه‌گذاری بر اساس سهامداران یا برنامه‌های توزیعی

روش­های غیر مستقیم

وضع مالیات بر کربن

برنامه‌های تجارت انتشار آلودگی و ایجاد محدودیت در تجارت

ایجاد استانداردهای عملکرد و مجازات تعیین شده برای منابع آلودگی زیاد

توافقات داوطلبانه

منبع: بانک جهانی(2011)

طراحی سیاست‌ قیمت­گذاری تعرفه­ای در حالت کلی درگیر با سه نوع از مقررات کلیدی است. در درجه اول بایستی تعرفه ترجیحی[32] مشخص شده و سپس تضمین خرید برق تولید شده در یک دورة معین به سرمایه‌گذار داده شود[33] و در نهایت امکان دسترسی به شبکه برق[34]  برای وی تضمین گردد. تعرفه‌های مشخص شده در این سیاست می‌تواند مستقل از نوع تکنولوژی بوده و به صورت یکسان اعمال شود[35] یا میزان تعرفه بر اساس نوع تکنولوژی تعیین گردد[36]، همچنین می­تواند از تعرفه‌های هموار[37] یا از تعرفه‌های مرحله‌ای[38] استفاده نماید. در تعرفه­های هموار میزان تعرفه برای هر سطح از تولید ثابت بوده در صورتی­که در تعرفه­های مرحله­ای مقدار تعرفه با توجه به سطح تولید تغییر می­یابد. از سوی دیگر تعیین قیمت برق خریداری شده می­تواند مستقل از وضعیت بازار بوده و از تعرفه‌های ثابت بدون توجه به نوسانات قیمت بازار[39] استفاده شود یا تعیین تعرفه برای برق خریداری شده می­تواند وابسته به وضعیت قیمت برق در بازار باشد. در گروه اول با مدل قیمت گذاری ثابت[40] روبرو هستیم ، در این نوع از مدل قیمت گذاری تعرفه­ای سیاست­گذار اقدام به تعیین کف قیمت برای برق تولید شده از محل انرژی­های تجدید پذیر می­نمایند. روش پرداخت متغیر به صورت مبلغی مشخص بالاتر از قیمت بازار[41] از جمله روش­هایی است که در گروه دوم به کار گرفته می­شود. کاوچر و گاگنون[42] (2010) نشان دادند که اجرای سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای به صورت ثابت که عموما همراه با سیاست خرید تضمینی برق است[43]، باعث کاهش ریسک سرمایه­گذاری به صورت قابل ملاحظه­ای می­شود. چرا که مبلغ تعیین شده بر اساس ملاحظات زیست محیطی یا هزینه­های مربوط به انرژی­های تجدید­پذیر صورت گرفته و تحت تأثیر نوسانات قیمت برق در بازار قرار نمی­گیرد. از سوی دیگر خرید تضمینی برق بواسطه ایجاد تعهد در خرید برق توسط شرکت­های توزیع برق، به خودی خود می­تواند مهم‌تر از تعرفه تعیین شده برای جذب سرمایه‌گذاران در پروژه‌های مربوطه ‌باشد. به عبارتی از آنجا که امنیت ایجاد شده برای پروژه­های سرمایه­بر با نسبت بالای هزینه­های ثابت نسبت به متغیر از اهمیت بالاتری برخوردار است، این سیاست به واسطه ایجاد یک جریان نقدینگی مشخص، قادر به کاهش ریسک سرمایه­گذاری در زمینه انرژی­های تجدید­پذیر بوده و به عنوان یک سیاست هزینه­ای کارا شناخته شده است[44]. نگاهی به تاریخچه این سیاست حاکی از سازگاری آن در طول زمان با روند بازار و اولویت­های سیاست­گذاری می­باشد. امروزه توانایی این سیاست در تشویق سرمایه­گذاری در پروژه­ها بر اساس تکنولوژی­های مختلف، مناطق مختلف و همچنین مقیاس­های متفاوت، همراه با پیچیده­تر شدن آن، امکان­پذیر شده است. گذشته از قابلیت انعطاف‌پذیری در نحوه اجرای این سیاست­ در طول زمان، یکی از رموز موفقیت این سیاست­ ثبات و استمرار آن در چارچوب سیاست­گذاری­ها بوده است[45].

در زمینه سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای مزایا و معایب اقتصادی چندی بیان می­شود. مزایای عنوان شده شامل توانایی درتشکیل یک بازار امن و باثبات برای سرمایه گذاران[46]، تحریک قابل توجه و رشد صنایع محلی و ایجاد اشتغال[47]، پایین بودن هزینه­های مبادله­ای­[48] در این سیاست، توزیع عادلانه هزینه­ها و منافع توسعه انرژی­های تجدید­پذیر در بین مناطق مختلف جغرافیایی[49]،  رفع عدم اطمینان در زمینه امکان دسترسی به شبکه برق و افزایش امکان دسترسی به بازار برای سرمایه گذاران و بوجود آوردن امکان تشویق تکنولوژی­ها در سطوح مختلف از بلوغ آنها[50] می­باشد. در مقابل مزایای یاد شده، معایبی نیز برای این سیاست بیان شده است. اگر سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای به‌طور صحیحی طراحی نشود می‌تواند از نظر اقتصادی غیرکارا باشد. به‌عنوان نمونه اگر میزان یارانه پرداختی بیشتر از حد لزوم باشد، باعث افزایش قیمت برای مصرف‌کنندگان یا ایجاد بار هزینه‌ای بر دوش دولت‌ها می‌گردد.[51] این مشکل زمانی مشهود­تر است که با رشد تکنولوژی­هایی که باهزینه بالاتری نسبت به سایر تکنولوژی­ها دارند، روبرو باشیم[52]. از سوی دیگر این سیاست به طور مستقیم به کاهش هزینه­های مربوط به انرژی­های تجدید­پذیر کمک نمی­کند، بلکه تنها از طریق ایجاد یک جریان منظم درآمدی در طی 15 ال 25 سال برای تولید­کنندگان، امکان استهلاک آن هزینه­ها را در طول زمان بوجود می­آورد[53] . لذا وجوه پرداختی ثابت باعث می‌شود که انگیزه کافی برای کاهش هزینه‌ها و یا بهبود بخشیدن به وضعیت تولید در بین سرمایه‌گذاران وجود نداشته باشد.[54] به عبارتی این سیاست هیچ نوع رقابت قیمتی مستقیمی را بین سرمایه­گذاران ایجاد نمی­کند[55] وخرید التزامی به‌صورت بالقوه می‌تواند اثرات مخربی در ساز و کار رقابتی ایجاد نماید، مگر آن‌که معیارهای پیشگیرانه مانند تساوی در دسترسی به منابع مالی برقرار گردد.[56] همچنین کنترل میزان هزینه­های ایجاد شده برای دولت، ناشی از پرداخت یارانه، در طول اجرای سیاست به آسانی امکان­پذیر نمی­باشد. این مشکل بیشتر زمانی خود را نشان می­دهد که سقفی برای سرمایه­گذاری یا محدودیتی بر ظرفیت­های ایجاد شده وضع نگردد[57].

 

 

4- ساختار الگو

4-1- تشریح معادلات الگو

به منظور تعیین میزان تعرفه مناسب در جهت  دستیابی به رشد مشخصی در سهم انرژی­های تجدید­پذیر، از یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه با رهیافت تلفیقی استفاده نموده­ایم. در این چارچوب امکان ادغام یک مدل جزء به کل با مزیت در نظر گرفتن جزئیات تکنولوژی، با یک مدل کل به جزء[58] از نوع مدل­های تعادل عمومی قابل محاسبه مرسوم وجود دارد.[59] بدین­ترتیب ضمن در نظر گرفتن تعاملات بین بخشی در چارچوب ساخته شده، با توجه به نقش ابداعات واختراعات، امکان تولید برق از طریق تکنولوژی­های مختلف را نیز در­نظر گرفته­ایم. لذا اقدام به ورود جزئیات مربوط به تکنولوژی تولید برق در سطح میانی و در دو گروه تکنولوژی­های فعال شامل برق فسیلی(گازی، بخاری، سیکل ترکیبی، دیزلی) و تکنولوژی­های غیر فعال[60] شامل برق بادی، خورشیدی و بیو­گاز­سوز در الگو شده است.

 

4-1-1- تولید (عرضه داخلی کالاها)

ساختار بخشی در نظر گرفته شده برای بخش­های تولیدی با تأکید بر نقش بخش‌های تولیدکننده و مصرف‌کننده انرژی در اقتصاد می‌باشد. هر بخش­ یک کالا تولید می‌نماید و بجز بخش برق، تولید هر کالا تنها توسط یک تکنولوژی خاص صورت می­گیرد. تفاوت اصلی این الگو در سمت عرضه اقتصاد نسبت به الگو­های تعادل عمومی قابل محاسبه(CGE) مرسوم آن است که برای بخش برق امکان تولید برق با استفاده از تکنولوژی­های مختلف در­نظر گرفته شده است. بدین ترتیب این بخش به زیر بخش­های تولید برق توسط تکنولوژی­های فعال شامل تولید برق از محل انرژی‌های فسیلی(گازی، بخاری، سیکل ترکیبی، دیزلی) و تولید برق توسط تکنولوژی‌های غیر فعال شامل برق بادی، خورشیدی و بیو­گاز­سوز تقسیم شده  است. بر اساس قضایای دوگانگی[61] ، برای نشان دادن هر کدام از تکنولوژی­های تولید برق، از یک تابع هزینه با ضرایب ثابت[62] که توسط رابطه 1 مشخص شده است، استفاده نموده­ایم. با توجه به جمع­پذیر بودن تولید برق، تابع هزینه واحد تولید کل برق از جمع توابع هزینه واحد[63] برای j امین تکنولوژی بدست آمده و توسط رابطه 2 نشان داده شده است.

(1)                                                                                                                                                                                                                 

(2)                                                                                                                                                                                                                 

به­طوریکه  هزینه واحد تولید هر کیلو وات ساعت برق از محل تکنولوژیj ام، i=1,…….,N  تعداد نهاده های تولید،  و  ضرایب تکنولوژی و   قیمت نهاده i ام،   سهم هر تکنولوژی در تولید برق و  تابع هزینه واحد کل تولید برق می­باشد. در این چارچوب با ایجاد تفاوت در تابع هزینه واحد تولید برق از محل تکنولوژی­های مختلف امکان تغییر در سهم هر تکنولوژی در تولید برق در نتیجه تغییر در سودآوری در امر تولید را بوجود ­آورده­ایم. به عبارتی آن تکنولوژی که تولید را با هزینه کمتری به ثمر می­رساند، دارای سهم بیشتری در تولید برق خواهد بود. آنگاه تغییرات فنی در الگو به صورت برون­زا بواسطه اعمال سیاست قیمت‌گذاری تعرفه‌ای بوقوع پیوسته و با کاهش هزینه‌های تولید به افزایش در سهم تولید برق از محل انرژی‌های غیرفسیلی می­انجامد.[64] بدین ترتیب دولت با پرداخت یارانه به برق تولیدی از محل انرژی­های تجدید­پذیر باعث افزایش سود­آوری یا به تعبیری کاهش هزینه نهایی تولید برق از محل انرزی­های تجدید­پذیر خواهد شد. در این راستا جهت تعیین میزان یارانه مناسب جهت دستیابی به یک هدف مشخص از ساختار الگوسازی [65]MPSGE استفاده نموده­ایم. در این نوع از الگو­سازی، برای مدل­های تعادل عمومی، یارانه به عنوان یک متغیر کمکی[66]­ قیمتی وارد الگو شده و متناظر با آن از یک قید سهمیه­بندی که بیانگر سهم انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق است، استفاده می­شود.

جدول شماره 2 به اختصار ساختار بخش­های تولیدی را نشان می­دهد. توابع تولید در نظر گرفته شده برای بخش­های تولیدی، بجز بخش برق، از نوع توابع تولید با کشش جانشینی ثابت لایه­ای[67] می­باشد. اگر چه که ساختار لایه­بندی در توابع تولید برای بخش­های تولید انرژی فسیلی، تبدیل انرژی و کالاهای غیر انرژی متفاوت است. در ساختار در نظر گرفته شده، عوامل تولید در گروه ارزش افزوده قرار­گرفته و در یک لایه خاص، از نهاده‌های واسطه‌ای جدا شده‌اند. از آن گذشته به منظور بررسی امکان جانشینی بین انواع انرژی، انرژی را از سایر کالاهای واسطه‌ای جدا نموده و در یک لایه مستقل قرار داده­ایم. در این ساختار تولیدکنندگان می­توانند در امر تولید از کالاهای واسطه‌ای وارداتی یا داخلی بر اساس کشش آرمینگتون استفاده نماید. در لایه مربوط به عوامل تولید فرض کرده­ایم که عوامل تولید نیروی کار و سرمایه قابلیت جایگزینی در صنایع مختلف را در مواجه با اتخاذ سیاست‌ها دارا می­باشند. برای صنایع تولید انرژی فسیلی و تولید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر، عوامل تولید اولیه شامل منابع طبیعی نیز می­باشند. در هر لایه، کشش جانشین بیانگر درجه جانشینی بین نهاده‌ها در پاسخ به تغییرات قیمتی نهاده‌ها می‌باشد.

 

 

جدول 2. ساختار بخش‌های تولیدی

بخش های تولیدی

گروه‌ تقاضا ی مصرفی

اجزاء

حمل و نقل

غیرانرژی

حمل و نقل زمینی، ریلی و سایر

صنایع انرژی­بر

غیرانرژی

فلزات اساسی

تولید سایر محصولات فلزی

تولید محصولات کانی غیرفلزی

تولید مواد و محصولات شیمیایی

تولید محصولات غذایی و آشامیدنی

سایر صنایع انرژی‌بر

صنایع تبدیل انرژی

انرژی

تصفیه نفت

تصفیه و توزیع گاز

تولید و توزیع برق

تولید سوخت فسیلی(انرژی اولیه)

انرژی

تولید نقت خام و گاز طبیعی

تولید زغال سنگ

سایرین

غیرانرژی

تولیدات کشاورزی

سایر تولیدات

منبع: یافته‌های پژوهش

 

4-1-2- واردات و صادرات

با فرض یک اقتصاد باز کوچک و برقراری فرض آرمینگتون[68]، کشور گیرنده قیمت از بازار جهانی بوده و کالاهای تولیدی در داخل و کالاهای وارداتی جانشینان ناقص برای یکدیگر می­باشند. بدین ترتیب تابع تلفیقی آرمینگتون به صورت تابع با کشش جانشینی ثابت  (CES) برای دو کالای وارداتی و داخلی، توسط رابطه 3 بیان می شود.

(3)                                                                                                                                        

که در آن Mi میزان واردات از کالایi ام و  میزان کالای تولید شده و مصرف شده در داخل از کالایi ام و Xi کالای ترکیبی آرمینگتون وiρ پارامتر تعیین کننده کشش جانشینی آرمینگتون بین کالای داخلی و وارداتی می­باشد. تابع تقاضا برای صادرات توسط رابطه 4 و تابع انتقال با کشش جانشینی ثابت[69](CET) ، با فرض وجود کشش جانشینی بین کالای تولید شده و مصرف شده در داخل با صادرات، توسط رابطه 5 تعریف شده است.

(4)                                                                                                                                                                                                                                                         

(5)                                                                                                                                                         

که در آن­ها  بیانگر میانگین وزنی قیمت جهانی برای کالایi ام ، PEi قیمت کالای صادراتیi ام ، ER نرخ ارز واقعی، Eiصادرات کالایiام، E0 پارامتر ثابت ، iη کشش قیمتی تقاضا برای صادرات، ­φ پارامتر تعیین کننده کشش انتقال ثابت، X­iD تولید داخلی کالایi ام و iγ پارامتر سهم می­باشد. همچنین به پیروی از مدل کاندون و همکاران[70](1987)  نرخ ارز و میزان کسری در تراز پرداخت­های خارجی را در الگو ثابت فرض نموده­ایم.

4-1-3- تقاضای مصرف کننده(مصرف خصوصی)

یک مصرف‌کننده نماینده را در نظر گرفته­ایم که مالک تمام عوامل تولید، به‌جز منابع طبیعی که در انحصار دولت قرار دارد، می‌باشد. مصرف کننده نماینده بدنبال کسب حداکثر مطلوبیت حاصل از مصرف کالاها و خدمات خریداری شده، با توجه به درآمد حاصل از منابع در  دسترس شامل عوامل تولید اولیه (نیروی کار و سرمایه و زمین) می­باشد. در این چارچوب مطلوبیت کسب شده به‌عنوان یک کالای تولیدی در نظر گرفته شده و ترجیحات مصرف‌کننده توسط تابع هزینه با کشش جانشینی ثابت مرحله‌ای الگو‌سازی شده است. کالاهای مصرفی در دو آشیانه کالاهای انرژی و غیر انرژی با کشش­های جانشینی متفاوت طبقه بندی شده است. توابع تقاضای جبرانی برای کالا و خدمات برا ساس قضیه شفرد به کمک تابع مخارج استخراج شده است.

 

 

4-1-4- تقاضای بخش دولتی

با توجه به مالکیت منابع سوخت فسیلی، شامل نفت خام و گاز طبیعی و بخشی از ذخایر ذغال سنگ توسط بخش دولتی در اقتصاد ایران، دولت مخارج خود را علاوه بر خالص مالیات‌ها از محل فروش این منابع تأمین می‌نماید. مخارج دولت شامل مخارج صرف شده بر روی انرژی و کالاهای نهایی تولید شده توسط بخش‌ خصوصی بوده و برای الگو‌سازی این مخارج از تابع مخارج با ضرایب ثابت استفاده نموده­ایم. لذا فرض می­کنیم که هر  کالا در سبد مصرفی دولت نسبت ثابتی از کل مخارج مصرفی دولت را به خود اختصاص می­دهد.

4-1-5- تقاضای سرمایه­گذاری

اگر چه که در مدل­های ایستای تعادل عمومی، ذخایر سرمایه ثابت فرض شده و این بدان معنی است که سرمایه­گذاری در دوره مورد نظر به ذخایر سرمایه موجود اضافه نمی­شود، امادر عین حال برای برقراری اتحاد­های حسابداری در سیستم بایستی اندازه و ترکیب تقاضای سرمایه‌گذاری مشخص گردد. در سطح کلان، فرض می­کنیم که پس­انداز و مصرف خصوصی جامعه ضریبی ثابت از درآمد قابل تصرف می­باشد. همچنین فرض می­کنیم که سطح سرمایه­گذاری توسط پس­انداز کل اقتصاد شکل می­گیرد. در این حالت قانون بستار[71] تعیین میزان سرمایه­گذاری کل بر اساس میزان پس­انداز جامعه می­باشد. بدین­ترتیب پس­انداز کل ناخالص جامعه از مجموع پس­انداز خانوارها به صورت درصدی از درآمد قابل تصرف، پس­انداز دولت به صورت مازاد بودجه و پس­انداز خارجی به صورت کسری در تراز پرداخت­های خارجی شکل می­گیرد. سپس فرض می­کنیم که میزان نقدینگی در دسترس هر بخش مقصد[72]برای امر سرمایه­گذاری، نسبت ثابتی از پس­اندازکل جامعه است. میزان تشکیل سرمایه توسط بخش­های تولید کننده سرمایه (بخش­های مبداء) توسط رابطه 6 محاسبه ­گردیده است.

(6)                                                                                                                                                                                                         

که در آن Zi میزان تشکیل سرمایه ثابت در بخش مبداء i ام ، Pi قیمت یک واحد از کالایi ام که به عنوان سرمایه در بخشj ام بکار می­رود، قیمت یک واحد سرمایه در بخشj ام و hij عنصر (i,j) ماتریس ضرایب سرمایه­گذاری[73] است. ضرایب این ماتریس بیانگر سهم کالای i ام در تشکیل سرمایه بخش j ام، می­باشند. همچنین فرض کرده­ایم که سرمایه­گذاری در موجودی انبار بخش­های مبداء نسبت ثابتی از محصول آن بخش می­باشد. در رابطه 7، STi بیانگر سرمایه­گذاری در موجودی انبار توسط بخش مبدا iام و Vi بیانگر نسبت ثابتی از محصول بخش iام است که به صورت تشکیل سرمایه در موجودی انبار درخواهد آمد.

(7)                                                                                                                                                                                                                                                                                                         

4-2- اتحادهای حسابداری

الف)شروط تسویه بازارها

-شرط تسویه بازار برای کالاهای تولید داخل بجز انرژی برق: این شرط بیانگر آن است که ارزش کالای ترکیبی تولید شده بایستی با جمع مصرف خانوارها، مصرف دولتی، سرمایه­گذاری ثابت، سرمایه­گذاری در موجودی انبارها و مصرف کالاهای واسطه­ای و صادرات برابر باشد.

-شرط تسویه بازار برای تولید برق: با توجه به در نظر گرفتن نوع تکنولوژی تولید برق در بخش تولید این کالا، عرضه کل برق از جمع عرضه برق توسط تکنولوژی­های مختلف حاصل خواهد شد که با تقاضای واسطه­ای بنگاه­ها و مجموع تقاضای نهایی که شامل تقاضای داخلی و صادرات می­باشد، برابر است .

-شرط تسویه بازار برای کالاهای وارداتی: این شرط بیانگر برابری کالاهای وارداتی با مجموع تقاضای نهایی بخش خصوصی و دولتی و تقاضا برای نهاده‌های واسطه‌ای وارداتی در امر تولید می‌باشد.

-شرط تسویه بازار برای عوامل تولید: بر اساس این شرط کل عرضه عوامل تولید توسط نهادها، با تقاضا برای عوامل تولید برابراست. عوامل تولید به دوبخش سرمایه و نیروی کار (ارزش افزوده) و منابع سوخت فسیلی تقسیم شده­اند. عرضه نیروی کار و سرمایه توسط خانوارها صورت گرفته و درآمد حاصل از آن به صورت مازاد عملیاتی و درآمد مختلط نصیب خانوارها می­گردد. از سوی دیگر مالکیت منابع نفت و گاز طبیعی و همچنین بخشی از ذخایر ذغال سنگ در اختیار دولت بوده و درآمد حاصل از آن به صورت اجاره[74] به بخش دولتی تعلق می­گیرد. مابقی منابع ذغال سنگ در مالکیت خانوارها قرار دارد و درآمد حاصل از آن به خانوارها تعلق خواهد گرفت.

ب) شروط توازن بودجه

-قید توازن بودجه برای نهاد خانوارها: خانوار نماینده، مالکیت نیروی­کار، سرمایه و بخشی از منابع سوخت فسیلی شامل ذغال سنگ را دارا می­باشد. وی درآمد حاصل از عوامل تولید پس از کسر مالیات را به امر مصرف و پس­انداز اختصاص می­دهد. وجوه پس­اندازی بر اساس میل نهایی به پس­انداز در اقتصاد شکل گرفته و تعیین کننده میزان سرمایه­گذاری کل در اقتصاد می­باشد.

-قید توازن بودجه برای نهاد دولت: با توجه به ساختار بخش دولتی در اقتصاد ایران ، فرض می­کنیم که دولت از دو طریق کسب درآمد می‌نماید. از یک سو با توجه به مالکیت دولت بر منابع سوخت فسیلی، شامل نفت و گاز طبیعی به طور کلی و بخشی از منابع ذغال سنگ که برای تولید سوخت فسیلی به­کار می­رود، بخش اعظمی از درآمد­های دولت از محل فروش این منابع حاصل می­گردد، که در مدل به صورت برون­زا در نظر گرفته شده است. از سوی دیگر دولت از محل اخذ خالص مالیات­ها شامل درآمدهای حاصل از خالص مالیات­های دریافتی بر محصول(مالیات / یارانه پرداختی بر واردات و یا صادرات کالا و خدمات)، خالص مالیات­های دریافتی بر فعالیت­های تولیدی(مالیات بر نیروی کار، مالیات بر ارزش افزوده و هر نوع مالیاتی که ­بر فعالیت­های تولیدی بنگاه­ها وضع می­شود) ، اقدام به کسب درآمد می­نماید. شرط توازن بودجه بیان کننده آن است که مجموع درآمدهای دولت با مجموع مخارج مصرفی دولت و پس­انداز دولتی(مازاد بودجه) برابر باشد.

ج)شروط سود صفر

-شرط سود صفر در بخش تولیدی:بر اساس این شرط در بخش تولید محصول خالص از مالیات باید با ارزش نهاده‌های اولیه و واسطه‌ای خالص از مالیات برابر باشد.

- شرط سود صفر برای کالاهای وارداتی: این شرط بیانگر آن است که ارزش کل واردات خالص از مالیات بر واردات بایستی با ارزش کل صادرات خالص از مالیات یا یارانه­های پرداختی و خالص پس­انداز خارجی برابر باشد.

- شرط سود صفر برای مصرف خصوصی خانوارها: ارزش تقاضای مصرف‌کننده برابر با ارزش کالاهای داخلی و وارداتی خالص از مالیات باشد.

-شرط سود صفر برای مصرف دولتی: مانند خانوارها ارزش تقاضا بخش دولتی برابر با ارزش کالاهای داخلی و وارداتی خالص از مالیات است.

4-3- معادلات قیمت

با فرض برون زا بودن قیمت جهانی صادرات و واردات بر حسب پول خارجی در یک اقتصاد باز کوچک، روابط8 و 9 بیانگر قیمت کالای وارداتی و صادراتی بر حسب پول داخلی می­باشد.

(8)                                                                                                                                                                                                           

(9)                                                                                                                                                                                                         

که در آن­ها PMi قیمت کالای وارداتی بر حسب پول داخلی، PEi قیمت کالای صادراتی بر حسب پول داخلی، tmi نرخ مالیات بر واردات، tei نرخ مالیات/سوبسید بر صادرات و ER نرخ ارز می­باشد. قیمت­های خالص کالاهای تولید شده در داخل که پس از کسر مالیات­ غیر­مستقیم به ازای هر واحد کالا نصیب تولید کننده می­شود، توسط رابطه 10 تعیین شده است.

(10)                                                                                                                                                                                                                                       

که در آن PNiقیمت خالص کالایi ام که نصیب تولید کننده می­شود، PDiقیمت بازاری کالای تولید شده در داخل کشور و rtdi نرخ مالیات غیر مستقیم بر تولید کالاهای تولید شده در داخل می­باشد. روابط11 و12 بیانگر قیمت کالای مرکب[75] وارداتی-داخلی و صادراتی- داخلی می­باشد.

(11)                                                                                                                                                                       

(12)                                                                                                                                                                       

قیمت یک واحد سرمایه در بخش jام توسط رابطه 13 تعیین می­شود که در آن Pi قیمت یک واحد از کالایi ام که به عنوان سرمایه در بخشj ام بکار می­رود و hij سهم کالایi ام در تشکیل سرمایه بخشj ام، می­باشد.

(13)                                                                                                                                                                                                                                                       

در الگوی تعادلی مورد نظر، قیمت نهاده‌­ها و عوامل تولید در سال پایه برابر یک در نظر گرفته شده است. قیمت­های ناخالص، با توجه به مالیات‌های وضع شده یا یارانه‌های پرداختی توسط روابط 14و15 تعیین شده است.

(14)                                                                                                                                                                                                                         (15)                                                                                                                                                                                                      

 

 

 

 

4-4 - پایه اطلاعاتی و روش حل الگو

جهت محاسبه ضرایب و مقادیر متغیرهای برون زا از ماتریس حسابداری اجتماعی71 بخشی سال 1390 که توسط مرکز پژوهش­های مجلس شورای اسلامی تدوین شده، استفاده شده است. سپس به منظور ایجاد سازگاری ماتریس مزبور با اهداف در نظر گرفته شده برای تحقیق حاضر، با انجام تعدیلاتی در آن اقدام به تهیه یک ماتریس 14 بخشی مطابق با بخش­های ذکر شده در جدول شماره دو گردیده است. همچنین به منظور تدوین ماتریس سرمایه­گذاری بین بخشی از اطلاعات موجود در ماتریس حسابداری اجتماعی و آمار منتشر شده در بر اساس کارگاه­های صنعتی ده نفر و بیشتر و آمار معادن کشور در سال 1390 استفاده شده است.[76] برای تفکیک میزان تولید برق در سال پایه از اطلاعات آماری تراز انرژی سال 1390 و برای تعیین هزینه تولید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر، از اطلاعات مهندسی و مقادیر برآورد شده برای هزینه تولید برق هم­تراز شده[77](LEC) توسط گروه مطالعات استراتژیک و اقتصادی معاونت برنامه­ریزی و توسعه سازمان انرژی­های نو(سانا)، استفاده شده است.رابطه 16 نحوه محاسبه LEC را نشان می­دهد، که در آن It هزینه سرمایه‌گذاری در سال t ام، Mt هزینه نگهداری و تعمیرات در سال t ام، Ft هزینه سوخت در سال t ام و Et میزان تولید برق در سال t ام می‌باشد. همچنین جداول شماره 3 و 4 به ترتیب مفروضات برآورد و میزان برآورد هزینه برای انواع تکنولوژی تولید برق را نشان می­دهد.

 

(16)                                                                                                                                                                                                                                                       

 

 

 

 

جدول 3. مفروضات برآورد هزینه تولید برق هم‌تراز شده (LEC)

مفروضات محاسبه

هزینه سرمایه گذاری (دلار بر کیلووات)

هزینه تعمیر و نگهداری (سنت دلار بر کیلووات ساعت)

ضریب تولید خالص (درصد)

عمر نیروگاه (سال)

گازی بزرگ

189

15/

5/42

25

سیکل ترکیبی

559

18/

5/77

30

بادی

1400

5/1

30

25

فتوولتائیک

1700

79/

18

25

زمین گرمایی

7342

84/

85

30

لندفیل-زباله شهری

2500

00/4

68

15

زباله سوز- زباله شهری

6250

50/2

75

25

هاضم- زباله شهری

9000

50/3

75

30

گازی سازی- زائدات کشاورزی

4167

00/2

75

25

ماخذ: گروه مطالعات استراتژیک و اقتصادی معاونت برنامه­ریزی و توسعه سازمان انرژی­های نو(سانا)

 

 

جدول 4. هزینه تولید برق هم­تراز شده (LEC)

هزینه(سنت دلار بر کیلووات ساعت)/شرح

متوسط انرژی فسیلی

انرژی بادی

انرژی فتوولتائیک

متوسط انرژی بیو گاز سوز

نوع هزینه/نسبت

هزینه بادی به فسیلی

هزینه خورشیدی به فسیلی

هزینه بیوگاز سوز به فسیلی

هزینه ثابت

72/0

87/5

88/11

38/9

هزینه ثابت

19/8

58/16

09/13

هزینه سوخت

63/8

00/0

00/0

00/0

هزینه تعمیر و نگهداری

23/9

86/4

46/18

هزینه تعمیر و نگهداری

16/0

50/1

79/

00/3

کل هزینه­ ها بجز سوخت

39/8

42/14

09/14

ماخذ: گروه مطالعات استراتژیک و اقتصادی معاونت برنامه­ریزی و توسعه سازمان انرژی­های نو(سانا)

 

الگوی طراحی شده با استفاده از زبان برنامه­نویسی[78]MPSGE تحت نرم افزارGAMS[79] حل شده است. مقادیر کشش‌های جانشینی بین نهاده­ها و عوامل تولید و همچنین کشش جانشینی آرمینگتون در جدول شماره 5 نشان داده شده است. مقادیر کشش­های جانشینی از مطالعه موسسه تحقیقات تغییرات آب و هوایی مشترک جهانی[80] و مقادیر کشش جانشینی آرمینگتون از مطالعه کفایی و میری (1390) بر­گرفته شده است. مقدار کشش قیمتی تقاضا برای صادرات با استفاده از مطالعه اشراف­زاده و ارمکی(1385) معادل 59/0- در نظر گرفته شده است.

جدول 5. مقادیر کشش‌های جانشینی

بخش / شرح

جانشینی آرمینگتون

 

کشش جانشینی

مقدار

کشاورزی، جنگلداری،ماهیگیری

00/2

 

بین کالای ترکیبی مواد و کالای ترکیبی انرژی بجز بخش کشاورزی

00/1

نفت خام و گاز طبیعی

00/2

 

بین کالای ترکیبی مواد و کالای ترکیبی انرژی در بخش کشاورزی

80/0

استخراج ذغال سنگ و لینیت

00/2

 

بین کالای ترکیبی ارزش افزوده و کالای ترکیبی مواد-انرژی

70/0

ساخت محصولات غذایی و انواع آشامیدنی‌ها

00/2

 

بین برق و کالای ترکیبی سایر انرژی ها

80/0

ساخت سایر محصولات کانی غیر فلزی

80/0

 

بین مواد اولیه

00/0

ساخت فلزات اساسی

70/0

 

بین کالای ترکیبی انرژی و کالای ترکیبی غیر انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

70/0

ساخت محصولات فلزی فابریکی بجز ماشین آلات و تجهیزات

60/0

 

بین کالاهای غیر انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

80/0

ساخت کک، فراورده‌های حاصل از تصفیه نفت و سوخت‌های هسته‌ای

60/0

 

بین کالاهای  انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

80/0

سایر صنایع انرژی بر

60/0

 

بین کالای ترکیبی انرژی اولیه و ارزش افزوده-مواد-انرژی

10/0

ساخت مواد شیمیایی و محصولات شیمیایی

70/0

 

بین انرژی های اولیه در تابع تولید مشتقات نفتی

00/1

برق

-----

 

بین نیروی کار و سرمایه

00/1

توزیع گاز طبیعی

50/0

 

بین سایر انرژی ها بجز برق

00/1

سایر بخش‌ها

90/0

 

بین ارزش افزوده- مواد- انرژی و ذخایر فسیلی در تولید انرژی اولیه

50/0

حمل و نقل

40/0

     

منبع: یافته‌های پژوهش

به منظور حصول اطمینان از دقت[81] نتایج الگو از تحلیل حساسیت نسبت به مقادیرکشش­ها استفاده گردیده است. نتایج حاصل از تحلیل حساسیت نشان می­دهد که میزان تعرفه تعیین شده، حساسیت بسیار ناچیزی نسبت به تغییر کشش­های جانشینی بجز کشش جانشینی بین برق و سایر انرژی­ها و کشش جانشینی بین کالاهای انرژی در تقاضای مصرفی از خود نشان می­دهد. درصد تغییر در میزان تعرفه مناسب جهت دستیابی به سهم مشخصی از انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق در نتیجه تغییر در کشش جانشینی بین برق و سایر انرژی­ها و کشش جانشینی بین کالاهای انرژی در تقاضای مصرفی در بازه 1/0 الی 5/1 درصد برای سناریوی تعیین تعرفه یکسان به ترتیب 6-6/0  و 25/1- 5/0 درصد می­باشد. درصد تغییر برای سناریوی اعمال تعرفه متفاوت متناسب با نوع تکنولوژی به ترتیب 75/3- 42/0 و 74/0- 33/0 برای انرژی بادی،  95/2- 32/0 و 8/0- 25/0 برای انرژی­های خورشیدی و بیوگاز سوز می­باشد. نتایج نشان می­دهد که میزان تعرفه مناسب تعیین شده می تواند با افزایش مقادیر کشش­های مزبور کاهش ­یابد. نتایج حاصل از تحلیل حساسیت برای سناریوی تعیین تعرفه یکسان در جدول شماره 6 نشان داده شده است.

 

 

 

 

جدول شماره 6: تغییر در میزان تعرفه مناسب یکسان در سناریوهای مختلف کشش جانشینی (درصد)

کشش/درصد تغییر در یارانه مناسب

بین مواد و انرژی بجز کشاورزی

بین مواد و انرژی در بخش کشاورزی

بین ارزش افزوده و مواد-انرژی

بین برق و سایر انرژی ها

بین مواد واسطه

بین کالاهای انرژی و غیر انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

بین کالاهای غیر انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

بین کالاهای  انرژی در تقاضای مصرفی خانوار

بین کالای ترکیبی انرژی اولیه و ارزش افزوده-مواد-انرژی

بین انرژی اولیه

بین نیروی کار و سرمایه

بین سایر انرژی ها بجز برق

بین ارزش افزوده- مواد- انرژی و ذخایر فسیلی در تولید انرژی اولیه

1/0

47/0-

01/0-

24/0-

37/6-

01/0-

11/-0

00/0

25/1-

02/0-

00/0

33/0-

00/0

00/0

2/0

45/0-

01/0-

22/0-

87/4-

01/0-

11/-0

00/0

16/1-

00/0

00/0

05/0-

00/0

00/0

3/0

43/0-

01/0-

20/0-

81/3-

01/0-

01/0-

01/0-

09/1-

01/0-

00/0

02/0-

00/0

00/0

4/0

41/0-

01/0-

19/0-

05/3-

01/0-

01/0-

00/0

02/1-

00/0

00/0

01/0-

00/0

00/0

5/0

39/0-

01/0-

18/0-

50/2-

01/0-

01/0-

00/0

95/0-

00/0

00/0

01/0-

00/0

00/0

6/0

37/0-

44/0-

18/0-

08/2-

01/0-

09/0-

00/0

89/0-

00/0

00/0

01/0-

00/0

00/0

7/0

35/0-

42/0-

15/0-

75/1-

00/0

01/0-

00/0

84/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

8/0

34/0-

01/0-

14/0-

50/1-

01/0-

09/0-

00/0

79/0-

01/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

9/0

35/0-

01/0-

15/0-

29/1-

01/0-

09/0-

00/0

73/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

1

29/0-

01/0-

13/0-

13/1-

01/0-

09/0-

00/0

69/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

1/1

23/0-

01/0-

12/0-

00/1-

00/0

09/0-

01/0-

66/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

2/1

00/0

01/0-

12/0-

88/0-

01/0-

09/0-

00/0

62/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

3/1

75/0-

01/0-

12/0-

79/0-

00/0

08/0-

00/0

58/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

4/1

38/0-

01/0-

11/0-

70/0-

01/0-

09/0

00/0

55/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

5/1

30/0-

01/0-

10/0-

64/0-

01/0-

08/0

00/0

52/0-

00/0

00/0

00/0

00/0

00/0

منبع: نتایج پژوهش

 

5- نتایج شبیه‌سازی

علیرغم آنکه شواهد تجربی حاکی از موفقیت سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای در افزایش سهم انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق می­باشد، درصورت ­عدم طراحی صحیح ، این سیاست می‌تواند از نظر اقتصادی غیرکارا باشد. اگر میزان یارانه پرداختی بیشتر از حد لزوم باشد، باعث ایجاد بار هزینه‌ای اضافی بر دوش دولت‌ و تبعات اقتصادی ناشی از این فشار خواهد شد. این مشکل زمانی مشهود­تر است که با رشد تکنولوژی­هایی روبرو باشیم که از هزینه بالاتری نسبت به سایر تکنولوژی­ها برخوردارهستند.. بدین ترتیب اعمال سیاست قیمت­گذاری تعرفه­ای مستلزم تعیین میزان یارانه مناسب در جهت دستیابی به اهداف سیاست­گذاری می­باشد. لذا در این قسمت اقدام به تعیین نرخ یارانه لازم به صورت درون­زا، با استفاده از الگوی مطرح شده در بخش چهارم، تحت سناریو­های ذیل نموده­ایم.

1-        سناریوی اعمال نرخ یارانه­ای یکسان[82] با هدف دستیابی به افزایش 5، 10و 15 درصدی در سهم  انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق

2-        سناریوی پرداخت نرخ یارانه‌ای متفاوت[83]، متناسب با عدم مزیت نسبی انواع انرژی‌های تجدید­پذیر با هدف دستیابی به رشد متوازن 2، 3 و 4 درصدی در سهم هر کدام از انرژی­های مزبور.

نتایج حاصل از شبیه‌سازی انجام شده برای سناریوهای یک و دو به ترتیب در جداول شماره 7 و 8 نشان داده شده است. نرخ­های یارانه­­ مناسب در هر دو سناریو، تحت دو حالت مختلف برآورد شده است. در حالت اول با اعمال محدودیت بر میزان سرمایه بکار رفته در زیر بخش­های تولید برق فسیلی و آبی(زیر بخش­ها فعال در سال پایه) و عدم امکان انتقال این سرمایه­ها به سایر بخش­ها، که در نتیجه تغییر در قیمت­های نسبی می­تواند بوجود آید، وضعیت کوتاه­مدتی را به تصویر کشیده­ایم که امکان کاهش تولید در زیر بخش­های فعال تولید برق وجود ندارد. سپس به منظور مقایسه تفاوت بین شرایط کوتاه‌مدت و بلندمدت، زمانی که تمام عوامل تولید در حال تغییر می­باشند، محدودیت اعمال شده بر سرمایه بکار رفته در زیر بخش­ها فعال در سال پایه را حذف نموده­ایم. همچنین برای تطابق نتایج حاصل از مدل و  وضعیت واقعی کشور از نظر کمبود منابع آبی اقدام به اعمال محدودیت در افزایش تولید برق آبی بزرگ در مدل بلند مدت نموده­ایم. چرا که انرژی آبی جزء انرژی­های تجدید­پذیر بوده و تغییر در قیمت­های نسبی  می­تواند به افزایش تولید برق آبی منجر گردد. همانگونه که در جداول مذکور مشاهده می­شود در هر دو سناریو و در کوتاه مدت به لحاظ عدم انعطاف­پذیری در سرمایه­های بکار­گرفته شده در زیر بخش­های فعال، میزان یارانه لازم برای تحقق اهداف مرتبط با رشد انرژی­های تجدید­پذیر به مراتب بیشتر از وضعیت بلند­مدت می­باشد. همچنین در هر دو سناریو علیرغم آنکه نرخ­های رشد مورد نظر در فواصل مساوی افزایش یافته­اند، اما با افزایش نرخ رشد در هر مرحله نسبت به وضعیت قبلی، نیاز به افزایش کمتری در نرخ یارانه می­باشد. بررسی نتایج حاصل از سناریو اعمال نرخ یکسان نشان می­دهد که در کلیه نرخ­های رشد در نظر گرفته شده تنها زیر بخش تولید برق بادی در واکنش به تغییر قیمت­های نسبی فعال می­شود. این امر می­تواند به دلیل پایین بودن میزان عدم مزیت نسبی تولید برق بادی نسبت به خورشیدی و بیوگاز سوز در مقابل برق فسیلی باشد. همانطور که در جدول 4 مشاهده می­شود، میزان عدم مزیت نسبی تولید برق از محل انرژی­های بادی، بیوگازسوز و خورشیدی بر اساس مجموع هزینه­های ثابت و تعمیر و نگهداری نسبت به برق فسیلی به ترتیب 39/8، 42/14 و 09/14 می باشد. در این شرایط برای ایجاد رشدی معادل 5، 10و 15 درصد در سهم انرژی­های تجدید­پذیر به ترتیب بایدیارانه­­­ای معادل68/791، 664/850، 793/918 درصدی پرداخت گردد. این به آن معنا است که با توجه به قیمت متوسط 480 ریال برای هر کیلو وات ساعت برق در سال 1390، دولت باید به ترتیب قیمت خرید تضمینی برای هر کیلو وات ساعت را معادل380، 408 و 441 تومان به قیمت سال 1390 قرار دهد. لازم به ذکر است که وزارت نیرو[84]برای سال 1394 قیمت خرید تضمینی برق از محل انرژی­های بادی، خورشیدی و  بیوگازسوز، بر اساس ظرفیت تولیدی، به ترتیب بین 497-406، 675-560 و 587-290 تومان برای هر کیلو وات ساعت اعلام نموده است.

جدول 7. سناریو اعمال نرخ یارانه یکسان بر انرژی­های تجدید­پذیر

نرخ رشد

نرخ یارانه در کوتاه مدت

نرخ یارانه در بلند مدت

نرخ رشد

نرخ یارانه در کوتاه مدت

نرخ یارانه در بلند مدت

5 درصد

687/791

953/743

15درصد

973/918

012/753

10 درصد

664/850

204/748

 

 

 

ماخذ: محاسبات پژوهش

 

جدول 8. سناریو اعمال نرخ یارانه متفاوت بر انرژی­های تجدید­پذیر

 

نرخ یارانه در کوتاه مدت(درصد)

نرخ یارانه در بلند مدت(درصد)

نرخ رشد

انرژی بادی

انرژی خورشیدی

انرژی بیوگازسوز

انرژی بادی

انرژی خورشیدی

انرژی بیوگازسوز

2درصد

04/807

34/1617

245/1451

681/744

43/1496

7/1345

3 درصد

14/845

99/1692

043/1515

18/747

69/1502

38/1349

4درصد

94/886

16/1776

97/1584

86/749

33/1509

37/1353

ماخذ: محاسبات پژوهش

مقایسه میزان یارانه پرداختی بر انواع انرژی­های تجدید پذیر برای دستیابی به رشد متوازن در نمودار شماره یک، نشان می­دهد که میزان یارانه لازم برای ایجاد رشد یکسان در انواع انرژی­های تجدید­پذیر، برای انرژی باد بسیار کمتر از دو انرژی خورشیدی و بیوگاز می‌باشد و علیرغم آنکه نرخ­های رشد مورد نظر در فواصل مساوی افزایش یافته­اند، اما با افزایش نرخ رشد مورد نظر، نیاز به افزایش کمتری نسبت به مرحله قبل در نرخ یارانه می‌باشد. همچنین مقایسه نرخ­های برآورد شده، تحت دو سناریوی شبیه­سازی شده، نشان می­دهد که اگر سیاست­گذار بدنبال ایجاد رشد متوازن در تولید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر نباشد، سناریوی اول بار هزینه­ای کمتری را برای دولت به منظور دستیابی به رشد مشخصی در انرژی­های تجدید­پذیر به همراه دارد. لذا به نظر می­رسد که سیاست اعمال یارانه یکسان یک سیاست هزینه‌ای کاراتر[85] نسبت به پرداخت یارانه­های متفاوت می‌باشد.

 

کوتاه مدت

 

 

بلند مدت

 

نمودار شماره 1 : مقایسه یارانه بر انواع انرژی­های تجدید پذیر برای دستیابی به رشد متوازن

 

مقایسه تغییرات تولید در نمودار شماره 2، در دو سناریوی پرداخت یارانه با نرخ یکسان(قسمت­های الف و ج) و متفاوت (قسمت­های ب و د)، حاکی از این واقعیت است که در وضعیتی که امکان تغییر در عوامل تولید ثابت وجود داشته باشد (بلند­مدت) و با فرض محدودیت در افزایش تولید برق آبی، با کاهش تولید برق از محل انرژی­ فسیلی و افزایش تولید برق از محل انرژی­ بادی در سناریوی اول و افزایش انرژی­های بادی، خورشیدی و بیوگاز، به صورت متوازن، در سناریوی دوم روبرو خواهیم بود. همانگونه که در مطالب مطرح شده در قبل اشاره کردیم، اگر چه که سیاست اجرای سیاست پرداخت یارانه یکسان صرفاً می تواند به افزایش تولید برق آبی منجر شود، ولی به واسطه پایین­تر بودن میزان یارانه لازم، بار هزینه­ای کمتری را برای دولت به همراه خواهد داشت. در مقابل اجرای سناریوی دوم علیرغم بار هزینه­ای بالاتر به رشد متوازن در برق تولیدی از محل انرژی­های تجدیدپذیر منجر می­شود.

 

کوتاه مدت (الف)

 

 

کوتاه مدت (ب)

نمودار شماره 2: تغییرات تولید برق از محل تکنولوژی­های متفاوت تحت دو سناریوی طراحی شده

 

 

بلندمدت (ج)

 

 

بلندمدت (د)

نمودار شماره 2: ادامه

 

6- جمع­بندی نتایج و پیشنهادات سیاستی

در دهه­های اخیر، بدنبال توجه خاص به مسائل زیست محیطی، تدوین سیاست­های توسعه انرژی­های تجدید پذیر و امکان افزایش تولید برق از محل این انرژی­ها از چالش­های رویاروی اکثر کشورها بوده است. در این راستا دولت ایران نیز در سال 1394 بدنبال مصوبه شورای اقتصاد در سال 1391 در خصوص اصلاح الگوی مصرف انرژی، اقدام به ابلاغ تعرفه خرید تضمینی برق از نیروگاه­های انرژی­های تجدیدپذیر نموده است. تحقیق حاضر با هدف تعیین میزان تعرفه مناسب برای توسعه انرژی­های تجدید­پذیر تحت سناریوهای مختلف، اقدام به تدوین یک الگوی تعادل عمومی قابل محاسبه بوسیله ورود جزئیات تکنولوژی تولید برق در سطح میانی با استفاده از رهیافت تلفیقی نموده است. سپس میزان تعرفه لازم جهت دستیابی به سهم مشخص در تولید برق از محل انرژی­های تجدید­پذیر تحت دو سناریوی:

1-                  اعمال نرخ یارانه­ای یکسان با هدف دستیابی به افزایش 5، 10و 15درصدی در سهم  انرژی­های تجدید­پذیر در تولید برق

2-                 پرداخت نرخ یارانه­ای متفاوت ، متناسب با عدم مزیت نسبی انواع انرژی­های تجدید­پذیر با هدف دستیابی به رشد متوازن 2، 3 و 4 درصدی در هر کدام از انرژی­های مزبور، به صورت درون­زا محاسبه شده است.

ضرایب این الگو با استفاده از ماتریس حسابداری اجتماعی سال 1390 و به کمک آمار منتشر شده توسط بانک مرکزی، مرکز آمار ایران، تراز انرژی سال 1390 و اطلاعات مهندسی در زمینه هزینه انرژی­های نو کالیبره شده است. نتایج حاصل از شبیه­سازی سناریوهای فوق نشان می­دهد که در شرایط پرداخت یارانه یکسان بر انرژی­های تجدید­پذیر تنها زیر بخش تولید برق بادی در عکس العمل به تغییرات در قیمت­های نسبی فعال می­گردد. در مقابل این سیاست نسبت به سیاست یارانه متفاوت،که متناسب با عدم مزیت نسبی انواع انرژی­های تجدید­پذیر با هدف دستیابی به رشد متوازن پرداخت می­گردد، هزینه­ کمتری را برای دولت به همراه خواهد داشت. محاسبه نرخ یارانه در هر دو سناریو تحت دو حالت اعمال محدودیت بر تحرک سرمایه بکار رفته در زیر بخش­های تولید برق فسیلی و آبی(زیر بخش­ها فعال در سال پایه) و حالتی که تمام عوامل تولید در حال تغییر ­باشند محاسبه شده است. در هر دو سناریو، در کوتاه­مدت به لحاظ تحقق سرمایه­گذاری­ها در زیر بخش­های فعال تواید برق، میزان یارانه لازم برای تحقق اهداف مرتبط با رشد انرژی­های تجدید­پذیر به مراتب بیشتر از وضعیت بلند­مدت می­باشد. همچنین در هر دو سناریو علیرغم آنکه نرخ­های رشد مورد نظر در فواصل مساوی افزایش یافته­اند، اما با افزایش نرخ رشد مورد نظر نسبت به وضعیت قبلی، نیاز به افزایش کمتری در نرخ یارانه جهت دستیابی به نرخ رشد مورد نظر می­باشد. بررسی نتایج حاصل از سناریو اعمال نرخ یکسان نشان می­دهد که در کلیه نرخ­های رشد در نظر گرفته شده تنها زیر بخش تولید برق بادی فعال شده و برای ایجاد رشد 5، 10و 15 درصدی در سهم انرژی­های تجدید­پذیر، دولت باید به ترتیب قیمت خرید تضمینی برای هر کیلو وات ساعت را معادل 380، 408 و441تومان بر اساس قیمت سال 1390 قرار دهد. همچنین در صورت آنکه هدف دولت مبنی بر افزایش تولید برق از محل تمام انرژی­های تجدید­پذیر باشد، بایستی برای ایجاد رشد 4 درصدی در سهم هر کدام از انرژی­های برق بادی، خورشیدی و بیوگاز سوز به ترتیبی قیمت خرید تضمینی برای هر کیلو وات ساعت را معادل 387، 776.، 696 تومان قرار دهد. در حالتی که هدف به ایجاد رشد 4 درصدی در سهم هر کدام از انرژی­های برق بادی، خورشیدی و بیوگاز سوز تغییر یابد، این اعداد به ترتیب به مبالغ 426، 852.، 760تومان تغییر خواهند یافت.

نتایج بیان شده در تحقیق حاضر، مانند هر تحقیق دیگری که در حوزه مسائل اقتصادی انجام می­شود، تحت فرضیاتی مشخص گرفته شده است. مسلما تغییر در این فرضیات می‌تواند نتایج گرفته شده را تحت تاثیر قرار دهد. به عنوان مثال در این تحقیق فرض نموده­ایم که محرک‌های قیمتی می‌توانند انگیزه لازم را در سرمایه­گذاران در جهت ورود به زیر بخش­های تولید برق از محل انرژی­های تجدیدپذیر بوجود آورند. در حالی‌که عدم تمایل به سرمایه‌گذاری تنها ناشی از مشکلات اقتصادی در این زمینه نبوده و تحت تاثیر مشکلات قانونی، اجتماعی و بالاخره عدم ثبات در قوانین وضع شده قرار دارد. همچنین از آنجا که مدل تدوین شده یک مدل ایستا می­باشد و بنابر این امکان دنبال نمودن اثر سیاست یارانه­ای در طول زمان وجود ندارد و استفاده از یک مدل پویا می­تواند برای تحقیقات آتی مد نظر محققین قرار گیرد. 



[1]. دانشجوی دکتری اقتصاد انرژی و محیط زیست دانشگاه شیراز- نویسنده مسئول

Email:Sh_tabamajd@yahoo.com

. [2]دانشیار گروه اقتصاد، دانشگاه شیراز

Email:ehadian@rose.shirazu.ac.ir

[3]. استاد گروه اقتصاد کشاورزی، دانشگاه شیراز

Email:zibaei@shirazu.ac.ir

 

[4]. World Bank (2011)

[5]. Feed-in Tariff

[6]. Guaranteed  Purchase

[7]. Lesser and Xuejuan (2008) 

[8]. Hybrid Computable General Equilibrium

[9]. Wohlgemuth & Lodej

[10]. Shen & Lua

[11]. Butler and  Neuhoff

[12]. Dannenber et al.  

[13]. Sarraf et al.  

[14]. Marousek & Haskova

[15]. Stadelmann & Castro

[16]. همان منبع، شماره 1، ص 4

[17]. همان منبع، شماره 1

[18]. Quota Obligation

[19]. Tradable Green Certificated

[20]. همان منبع، شماره 2، ص 4

[21]. Bor & Lin

[22]. Cost-Effectiveness

[23]. Bottom-up

[24]. Luthi (2011)

[25]. External Benefit

[26]. Gross Blyth et al. (2010)

[27]. همان منبع، شماره 1

[28]. Zhou et al.  (2011)

[29]. External Cost

[30]. Kissel & Krauter (2006)

[31]. Couture & Gagnon (2010)

[32]. Preferential Tariff

[33]. Guaranteed Purchase

[34]. Guaranteed Access to the Grid

[35]. Technology- Neutral

[36]. Technology Specific

[37]. Flat Tariffs

[38]. Stepped Tariffs

[39]. Fixed Tariffs

[40]. Fixed Price Model

[41]. Premium Price Model

[42]. همان منبع، شماره 4، ص 8

[43]. همان منبع شماره 2ص 4

[44]. Guillet & Midden(2009)

[45]. Ragwitz et al. (2007)

[46]. Ragwitz et al. (2007), Lipp (2007)

[47]. Lipp (2007), Fell (2009)

[48]. Transaction Cost

[49]. همان منبع، شماره 3

[50]. همان منبع، شماره 4

. [51]همان منبع، شماره 1، ص 3

[52]. Lipp (2007), Lesser and Xuejuan (2008

[53]. Lantz  & Doris (2009)

[54]. Goodstein (1995)

[55]. همان منبع، شماره 2، ص 4

[56]. همان منبع، شماره 4

[57]. همان منبع، شماره 4،  ص8

[58]. Top-down

[59]. روش­های مختلفی برای بکارگیری رهیافت تلفیقی در الگو­های تعادل عمومی وجود دارد، که ما در اینجا از روش پرونی و رادرفورد(1995) استفاده نموده­ایم.

[60]. سهم 21/0درصدی تکنولوژی­های تجدید­پذیر در سال 1390 در تولید برق و عدم اتصال برق تولیدی به شبکه سراسری توزیع برق، بیانگر آن است که در سال مزبور عملا تکنولوژی های نو در زمره تکنولوژی های غیر فعال قرار داشته­اند.

[61]. Duality Lemma

[62]. Fixed Coefficient Function

[63]. Unit Cost Function

[64]. Bohringer & Rutherford  (2006)

[65]. Mathematical Programming System for General Equilibrium Model(Rutherford,1992)

[66]. Auxiliary Price Variable

[67]. Nested CES production function

[68]. Armington Assumption

[69]. Constant Elasticity Transformation Function

[70]. Condon et al.

[71]. Closure Role

[72]. بنا به تعریف بخش­های مقصد سرمایه­گذاری به بخش­های خریدار کالاهای سرمایه­ای و بخش­های مبداء یا منشاء سرمایه­گذاری به بخش­های تولید­کننده کالاهای سرمایه­ای اطلاق می­شود.

[73]. Investment  Coefficient  Matrix

[74]. Rent

[75]. Composite Goods

[76]. به منظور رعایت اختصار از بیان تمامی مراحل محاسبات خودداری شده، لذا چنانچه خوانندگان محترم تمایلی به دستیابی به اطلاعات مزبور داشته باشند می­توانند با مولفین تماس حاصل نمایند

[77]. Levelized Cost

[78]. Mathematical Programming System for General Equilibrium Model(Rutherford,1992)

[79]. GAMS(Brooke et al., 1999)

[80]. Joint Global Research Institute

[81]. Robustness

[82] Uniform Subsidy(Technology- Neutral)

[83]. Technology Specific

[84]. مصوبه 100/60/23773 مورخ 30/4/1394 وزارت نیرو

[85]. Cost Effectiveness Policy

الف) فارسی
اسلاملوئیان. کریم، استادزاد. علی حسین( 1390)، تعیین سهم بهینه انرژی های تجدید پذیر در یک الگوی رشد پایدار:مورد ایران، پایان نامه کارشناسی ارشد، دانشکده اقتصاد مدیریت و علوم اجتماعی، دانشگاه شیراز.
اشرافزاده. سیدحمیدرضا، آزاد ارمکی. غلامرضا(1385)، برآورد میانگین گروهی توابع عرضه و تقاضای صادرات زیر بخش­های صنعتی ایران و بررسی سیاست­های حمایتی و توسعه و تشویق صادرات، پژوهشنامه­ی علوم انسانی و اجتماعی، سال ششم، شماره 20،  ص 39-58.
آمار سری­های زمانی، بانک مرکزی جمهوری اسلامی، 1390
آمار کارگاه­های صنعتی ده نفر و بیشتر، مرکز آمار ایران، 1390
آمار معادن کشور، مرکز آمار ایران، 1390
بریمانی. مهدی، کعبی نژادیان. عبدالرزاق(1393)، بررسی قیمت تمام شده و تعرفه خرید تضمینی برق تجدید­پذیر در ایران، فصلنامه علمی تخصصی انرژی­های تجدید­پذیر و نو، سال اول ، شماره 2، ص 3-9.
تراز انرژی سال 1390، معاونت اموربرق وانرژی، انتشارات وزارت نیرو، 1392.
سیاوشی. الهام، کرمپوریان. حسین رضا (1389)، بررسی جایگاه­های انرژی­های نو و بهینه سازی مناسب­ترین گزینه با توجه به پتانسیل­های موجود در ایران، مجموعه مقالات اولین همایش از سلسله همایش­های تخصصی چشم انداز انرژی در ایران 1404، اهواز : منطقه شش دانشگاه آزاد اسلامی.7
شریفی. علیمراد، آقایی.کیومرث، صادقی شاهدانی. مهدی، دلالی اصفهانی. رحیم، شوال پور آرایی.سعید(1388)، تاثیر یادگیری فنی بر توسعه فن آوری های انرژی های تجدید پذیر در بخش برق ایران در شرایط اختلالات قیمت انرژی،  فصلنامه مطالعات اقتصاد انرژی، سال ششم ، شماره 21، ص 137-160.
شریفی. علیمراد، کیانی. غلامحسین، خوش اخلاق. رحمان، باقری.محمد مهدی (1392)، ارزیابی جایگزینی انرژی های تجدید پذیر به جای سوخت های فسیلی در ایران: رهیافت کنترل بهینه، فصلنامه تحقیقات الگو سازی اقتصادی، شماره 11، ص 123-140.
کفایی. محمد علی، میری. ندا(1390)، تخمین کشش جانشینی آرمینگتون برای کالاهای منتخب، فصلنامه پژوهشهای اقتصادی، سال یازدهم ،شماره 3،  ص 27-45.
مجلس شورای جمهوری اسلامی، مرکز پژوهش­های مجلس، 1390.
ب) انگلیسی
Bor, Y.J. and Lin, Y (2011), “Economic Analysis of the Renewable Energy Subsidy Policy in Taiwan- an Empirical Study of the CGE Model”, CIGRE-AORC, 26-28, Thailand.
Böhringer, Ch. and Rutherford, T. F (2006), “Combining Top-Down and Bottom-up in Energy Policy Analysis: A Decomposition Approach”. Discussion Paper, No. 06-007.
Butler, L. and Neuhoff, K  (2008), “Comparison of Feed-in Tariff, Quota and Auction Mechanisms to Support Wind Power Development”, Renewable Energy, Vol. 33. Issue.8., PP. 1854-1867.
Condon, T. , Corbo, V.  and  Melo , J. de (1985), “A Simulation Analysis of the Macroeconomic Effects of Capital Inflows and Wage Indexationin Chile: 1977-1981”, Journal  of  Policy Modeling, Vol.7, Issue.3. PP. 379-406.
Couture, T. and Gagnon, Y (2010), “AnAnalysis of Feed-in Tariff Remuneration Models: Implications for Renewable Energy Investment”, Energy Policy, Vol.38, Issue.2, PP. 955-965.
Dannenber, A., Mennel, T. and Mosiener, U (2008), “What Does Europe Pay for Clean Energy? Review of Macroeconomic Simulation Studies”,  Energy Policy, Vol.36, PP. 1318-1330.
Fell, H.I (2009), “Feed-in Tariff for Renewable Energies: An Effective Stimulus Package withoutNew Public Borrowing Member of the German Parliament”, Berlin. Germany.
Goodstein, E (1995), “The Economic Roots of Environmental Decline: Property Rights or Path Dependence “, Journal of Economic Issues, Vol.29. Issue.4. PP. 1029–1043.
Gross, R., Blyth, W. and Heptonstall, P. (2010), “Risks, Revenues and Investment in Electricity Generation: Why Policy NeedstoLook BeyondCosts”,  Energy Economics, Vol.32, PP. 796-804.
Guillet, J. and Midden, M. (2009), “FinancingRenewable Energy: Feed-in Tariffs Compared to Other Regulatory Regimes”, Dexia, Tallahassee, FL, 3February.
Luthi, S.  (2011), “Effective Renewable Energy Policy-Empirical Insights from Choice Experiments with Project Developers”, Dissertation No. 3863. The University of St. Gallen, Graduate School of Business Administration, Economics, Law and Science.
Lantz, E. and Doris, E (2009), “State Clean Energy Practices: Renewable Energy Rebates”, Golden. Co: National Renewable Energy Laboratory,
Lesser,  J.A.  and Xuejuan, X (2008), “Design of an Economically Efficient Feed-in Tariff Structure for Renewable Energy Development”, Energy Policy, Vol.36. Issue.3, PP. 981-990.
Lipp,  J  (2007), “Lessons for Effective Renewable Electricity Policy from Denmark, Germany and The United Kingdom”, Energy Policy, Vol.35, PP. 5481-5495.
Marousek, J. and Haskova, S (2014), “Assessing the Implications of EU Subsidy Policy on Renewable Energy in Czech Republic”. Clean Tach Environ Policy.
Ragwitz,  M., Held, A., Resch, G., Faber, T., Haas, R., Huber, C., Coenraads, R., Voogt, M., Reece, G., Morthorst,  P.E., Jensen,  S.G., Konstantinaviciute, I. and Heyder, B. (2007), “Assessment and Optimization of  Renewable Energy Support Schemes in the European Electricity Market: Final Report”, Optimization of Renewable Energy Support (OPTRES), Karlsruhe, Germany.
Sarraf, M., Rismanchi, B., Saidur, R. H. Ping, W. and Rahim, N.A. (2013), “Renewable Energy Policies for Sustainable Developments in Cambodia”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol.21, PP. 223-229.
Stadelmann, M. and P., Castro (2014), “Climate Policy Innovation in the South-Domestic and International Determinants of Renewable Energy Policies in Developing and EmergingCountries”, Global Environmental Change, Vol.29, PP. 413-423.
Wohlgemuth,  N.  and  Lodej, G. W. (2003),  “Policies for The Promotion of Renewable Energy in Poland”, Applied Energy, Vol.76, PP. 111-121.
World Bank ( 2011),  “Design and Performance of policy Instrument to  Promote The Development of Renewable Energy, Emerging Experience in Selected Developing Countries”, Available at: http://www.esmap.org/sites/esmap.org/files/ESMAP
Zhou, Y., Wang, L., and McCalley, J. D (2011), “DesigningEffective and Efficient Incentive Policies for Renewable Energy in Generation Expansion Planning”,  Applied energy, Vol.88, PP. 2201-2209.