3384

ﭘﻴﺶ ﻧﻮﻳﺲ راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 423 - اﻟﻒ آذر ﻣﺎه 1393 ﻴﺶﭘ ﻧﻮﻳﺲ راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 423 - اﻟﻒ آذر ﻣﺎه 1393 ﺑﺴﻤﻪ ﺗﻌﺎﻟﻲ ﭘﻴﺸﮕﻔﺘﺎر اﻣﺮوزه ﻧﻘﺶ و اﻫﻤﻴ ﺖ ﺿﻮاﺑﻂ، ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ و آﺛﺎر اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﻪ ﻛـﺎرﮔﻴﺮی ﻣﻨﺎﺳـﺐ و ﻣﺴـﺘﻤﺮ آﻧﻬـﺎ در ﭘﻴﺸﺮﻓﺖ ﺟﻮاﻣﻊ، ﺗﻬﻴﻪ و ﻛﺎرﺑﺮد آﻧﻬﺎ را ﺿﺮوری و اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ ﺳﺎﺧﺘﻪ اﺳﺖ . ﻧﻈﺮ ﺑﻪ وﺳﻌﺖ داﻣﻨﻪ ﻋﻠﻮم و ﻓﻨـﻮن در ﺟﻬـﺎن اﻣﺮوز، ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ، ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ در ﻫﺮ زﻣﻴﻨﻪ ﺑﻪ ﻣﺠﺎﻣﻊ ﻓﻨﻲ - ﺗﺨﺼﺼﻲ واﮔﺬار ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻣﺮاﺗﺐ ﻓﻮق و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ اﻗﻠﻴﻤﻲ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب در اﻳﺮان، ﺗﻬﻴﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪارد در ﺑﺨـﺶ آب از اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ای ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده و از اﻳﻦ رو ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ وﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر وزارت ﻧﻴـﺮو ﺑـﺎ ﻫﻤﻜـﺎری ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺰی رﻳ و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳ ﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮر ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻫﺪاف زﻳﺮ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﻬﻴﻪ اﺳـﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺻـﻨﻌﺖ آب ﻧﻤﻮده اﺳﺖ : − اﻳﺠﺎد ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ در ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻬﻴﻪ، اﺟﺮا، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ارزﺷﻴﺎﺑﻲ ﻫﺎ ﻃﺮح − ﭘﺮﻫﻴﺰ از دوﺑﺎره ﻛﺎری ﻫﺎ و اﺗﻼف ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ و ﻏﻴﺮﻣﺎﻟﻲ ﻛﺸﻮر − ﺗﺪوﻳﻦ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺻﻨﻌﺖ آب ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ داﺷﺘﻦ ﻣﻮارد زﻳﺮ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد : − اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﺨﺼﺺ ﻫﺎ و ﺗﺠﺎرب ﻛﺎرﺷﻨﺎﺳﺎن و ﺻﺎﺣ ﻧﻈﺮ ﺐ ان ﺷﺎﻏﻞ در ﺑﺨﺶ ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﺧﺼﻮﺻﻲ − اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣﺎﺧﺬ ﻣﻌﺘﺒﺮ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ − ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از ﺗﺠﺎرب دﺳﺘﮕﺎه ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ، ﺳﺎزﻣﺎن ﻫﺎ ، ﻧﻬﺎدﻫﺎ، واﺣﺪﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ، واﺣـﺪﻫﺎی ﻣﻄﺎ ﻟﻌـﻪ، ﻃﺮاﺣـﻲ و ﺳﺎﺧﺖ − ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﺻﻮل و ﻣﻮازﻳﻦ ﻣﻮرد ﻋﻤﻞ ﺳﺎزﻣﺎن اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻣﻠﻲ اﻳﺮان و ﺳﺎﻳﺮ ﻣﺆﺳﺴﺎ ت ﻣﻌﺘﺒﺮ ﺗﻬﻴﻪ ﻛﻨﻨﺪه اﺳﺘﺎﻧﺪارد اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ اﺑﺘﺪا ﺑﻪ ﺻﻮرت ﭘﻴﺶ ﻧﻮﻳﺲ ﺑﺮای ﻧﻈﺮﺧﻮاﻫﻲ ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه و ﻧﻈﺮات درﻳﺎﻓﺘﻲ ﭘﺲ از ﺑﺮرﺳﻲ ﺗﻴﻢ ﺗﻬﻴﻪ ﻛﻨﻨﺪه و ﮔﺮوه ﻧﻈﺎرت در ﻧﺴﺨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻈﻮر ﺧﻮ اﻫﺪ ﺷﺪ . اﻣﻴﺪ اﺳﺖ ﻛﺎرﺷﻨﺎﺳﺎن و ﺻﺎﺣ ﺒﻨﻈﺮ اﻧﻲ ﻛﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ آﻧﻬﺎ ﺑﺎ اﻳﻦ رﺷﺘﻪ از ﺻﻨﻌﺖ آب ﻣﺮﺗﺒﻂ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﻛـﻪ ﻣﺒـﺬول ﻣﻲ ﻓﺮﻣﺎﻳﻨﺪ اﻳﻦ ﭘﻴﺶ ﻧﻮﻳﺲ را ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ دﻗﻴﻖ ﻗﺮارداد ه و ﺑﺎ اراﺋﻪ ﻧﻈﺮات و راﻫﻨﻤﺎﻳﻲ ﻫﺎی ارزﻧﺪه ﺧﻮد ﺑﻪ دﻓﺘﺮ ﻃـﺮح، اﻳـﻦ دﻓﺘﺮ را در ﺗﻨﻈﻴﻢ و ﺗﺪوﻳﻦ ﻣﺘﻦ ﻧﻬﺎﻳ ﻲ ﻳﺎری و راﻫﻨﻤﺎﻳﻲ ﻓﺮﻣﺎﻳﻨﺪ . ﺗﻬﻴﻪ و ﻛﻨﺘﺮل » راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری « ] ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 423 - اﻟﻒ [ ﻣﺠﺮی : ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎ ور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻣﻮﻟﻒ اﺻﻠﻲ : ﻃﻴﺒﻪ آرﻳﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﺗﻬﻴﻪ ﻛﻨﻨﺪه : ﻃﻴﺒﻪ آرﻳﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻣﺠﺪ اﻧﻮری ﻣﻘﺪم داﻧﺸﻜﺪه ﻓﻨﻲ داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای ﺑﺮق اﻣﻴﺮ ﺑﺎﻗﺮی دﻓﺘﺮ اﻗﺘﺼـﺎد ﻛـﻼن ﻣﻌﺎوﻧـﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮر دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد اﺷﻜﺎن رﺣﻴﻤﻲ ﻛﻴﺎن داﻧﺸﻜﺪه ﻓﻨﻲ داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای ﺑﺮق ﻣﺤﻤﺪاﺑﺮاﻫﻴﻢ رﺋﻴﺴﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی رﺿﺎ ﻣﻴﺮزا اﺑﺮاﻫﻴﻤﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻧﻈﺮی اﻧﻮش ﻧﻮری اﺳﻔﻨﺪﻳﺎری ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﻧﻈﺎرت : ﻣﺠﺘﺒﻲ ﻏﺮوی داﻧﺸﮕﺎه ﻋﻠﻢ و ﺻﻨﻌﺖ اﻳﺮان دﻛﺘﺮای ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻋﻤﺮان ﻛﻴﻮﻣﺮث ﺣﻴﺪری وزارت ﻧﻴﺮو دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻧﻔﺖ و ﮔﺎز ﻏﻼﻣﻌﻠﻲ ﺷﺮزه ای داﻧﺸﻜﺪه اﻗﺘﺼﺎد داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤ ﻤﺪﺳﻬﺎم اﻟﺪﻳﻦ ﺣﺎﺗﻤﻲ ﻛﺎرﺷﻨﺎس آزاد ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻋﻤﺮان آب – اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ) ﻛﻤﻴﺘﻪ ﺗﺨﺼﺼﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻗﺘﺼﺎدی، ﺗﻌﺮﻓﻪ و ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿـﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر (: ﻣﻌﺼﻮﻣﻪ آذرﮔﻮن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آب و ﻓﺎﺿﻼب ﻛﺸﻮر ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻧﺮﮔﺲ دﺷﺘﻲ ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨـﻲ ﺻـﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر – وزارت ﻧﻴﺮو ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری ﻏﻼﻣﻌﻠﻲ ﺷﺮزه ای داﻧﺸﻜﺪه اﻗﺘﺼﺎد داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻬﺪی ﺻﺎدﻗﻲ ﺷﺎﻫﺪاﻧﻲ داﻧﺸﮕﺎه ﻋﻠﻮم اﻗﺘﺼﺎدی دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻋﻠﻴﺮﺿﺎ ﻏﻔﺎری ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻋﻠﻲ اﻛﺒﺮ ﻗﺒﺎدی ﺣﻤﺰه ﺧﺎﻧﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری اﺣﻤﺪ ﻟﻄﻔﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻴﻦ ﻣﺸﺎور ﭘﻨﺪام ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﻣﻘﺪﻣﻪ 1 ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 7 1 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 5 1 - 2 - ﻣﻔﻬﻮم ارزش و ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮق 7 1 - 3 - ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 11 1 - 3 - 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ 12 1 - 3 - 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ 14 1 - 4 - ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 16 1 - 4 - 1 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق 16 1 - 4 - 2 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 20 1 - 5 - ارزش ﮔﺬاری آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ 25 1 - 5 - 1 - ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺑﺎزاری 26 1 - 5 - 2 - ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻏﻴﺮﺑﺎزاری 26 ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 29 2 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 31 2 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 33 2 - 2 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎﻳﺪار 33 2 - 2 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 35 2 - 3 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 38 2 - 3 - 1 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺳﻬﻢ در ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺗﻮﻟﻴﺪ 38 2 - 3 - 2 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺳﻬﻢ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 39 2 - 3 - 3 - از دﻳﺪﮔﺎه ﻋﺪم ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ 40 2 - 3 - 4 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ 40 2 - 3 - 5 - از دﻳﺪﮔﺎه ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮ اتر 41 2 - 4 - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 43 2 - 4 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ 43 2 - 4 - 2 - اﺟﺰای ﻗﻴﻤﺖ و روﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ 44 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ 2 - 4 - 3 - ا ﺟﺰای ﻗﻴﻤﺖ و روﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 47 ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 51 3 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 53 3 - 2 - ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ 53 3 - 3 - اﻗﺪاﻣﺎت ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ 54 3 - 3 - 1 - ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( 55 3 - 3 - 2 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ ﺑﻨﺪی و اراﺋﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ 61 3 - 3 - 3 - ﻣﺤﺎﺳﺒ ﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( 62 3 - 3 - 4 - اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 70 ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 75 4 - 1 - ﺗﻌﺎﻣﻞ ﻓﻌﺎل ﺗﺮ ﺑﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ) وﺿﻊ ﻣﻮﺟﻮد ( 77 4 - 1 - 1 - ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺳﺎﺧﺘﺎر 77 4 - 1 - 2 - ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﺻﻼح آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ 77 4 - 1 - 3 - آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار آﺗﻲ ﺑﺮق 78 4 - 2 - ﺳ ﺎﻳﺮ اﻗﺪاﻣﺎت 80 4 - 2 - 1 - ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 80 4 - 2 - 2 - ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ 80 4 - 2 - 3 - ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺪﻳﺪ 85 ﭘﻴﻮﺳﺖ1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 87 ﭘﻴﻮﺳﺖ2 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 105 ﭘﻴﻮﺳﺖ3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 111 ﭘﻴﻮﺳﺖ4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 133 ﭘﻴﻮﺳﺖ5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 159 ﭘﻴﻮﺳﺖ6 - ﺗﻌﺎرﻳﻒ 173 ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣﺮاﺟﻊ 181 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول 1 - 1 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺮق ﺑﺎ 20 ﺟﺪول 1 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 23 ﺟﺪول 1 - 3 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 23 ﺟﺪول 1 - 4 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 24 ﺟﺪول 1 - 5 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻛﻨ و ﺘﺮل وﻟﺘﺎژ 24 ﺟﺪول 1 - 6 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺧﻮدراه اﻧﺪازی 25 ﺟﺪول 2 - 1 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺟﻬﺎن از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﺎل در 2010 32 ﺟﺪول 2 - 2 - راﻧﺪﻣﺎن اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 36 ﺟﺪول 2 - 3 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر ﺳﺎل در 1391 38 ﺟﺪول 2 - 4 - ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر 39 ﺟﺪول 2 - 5 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ازای ﺑﻪ ﻫﺮ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ / ﻇﺮﻓﻴﺖ 40 ﺟﺪول 2 - 6 - ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ در اﻳﺮان ﺳﺎل در 1390 40 ﺟﺪول 2 - 7 - ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی آﻻﻳﻨﺪه و ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ﺑﺨﺶ یا ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺑﺮاﺳﺎس ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه 41 ﺟﺪول 2 - 8 - ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ، ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ ﭘﺎﻳﻪ و ﻧﺮخ اﻧﺮژی 44 ﺟﺪول 2 - 9 - ﻣﺘﻮﺳﻂ خﻧﺮ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ ﻫﺎ 1387 - 1391 46 ﺟﺪول 2 - 10 - ﺳﻬﻢ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق و آب ﺧﻮزﺳـﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 1390 - 1383 47 ﺟﺪول 2 - 11 - ﺳﻬﻢ ﻳﻚ ﻫﺮ از اﻗﻼم درآﻣﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق و آب ﺧﻮزﺳﺘﺎن 48 ﺟﺪول 3 - 10 - اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن 73 ﺟﺪول 4 - 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺘﻮﺳﻂ ﭼﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺸﻮر 77 ﺟﺪول 4 - 2 - و ﺳﺎز ﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان و ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 81 ﺟﺪول پ.2 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن 109 ﺟﺪول پ.3 - 1 - ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ 115 ﺟﺪول پ.3 - 2 - ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ 117 .پ ولﺟﺪ3 - 3 - آﺛﺎر ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﺑﺮ ﻗﻄﻌﺎت ﻣﻮﺟﻮد در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﻨﮕﺎم ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﻧـﻮع ﻋﻤﻠﻜﺮد 122 ﺟﺪول پ.3 - 4 - ﺗﻌﻤﻴﺮات اﻓﺰوده و آﺳﻴﺐ ﻫﺎی وارده ﺑﻪ ﻗﻄﻌﺎت واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 123 ﺟﺪول پ.3 - 5 - ﻧﻤﻮﻧﻪ از ای ﺷﻴﻮه ارزﻳﺎﺑﻲ آﺳﻴﺐ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ اراﺋﻪ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 126 ﺟﺪول پ.3 -6 - ﻧﻤﻮﻧﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و اﺳﺘﻬﻼک ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 128 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول پ.3 - 7 - ﻧﻤﻮﻧﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و اﺳﺘﻬﻼک ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق ﺑﻪ آﺑﻲ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺧﺪ ﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 129 ﺟﺪول پ.4 - 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﮔﺮوه ﻫﺎی ﺗﺠﺎری-ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ و ﻣﺘﻮﺳﻂ در ﻣﻴﺎن ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﺑﺮق آﻣﺮﻳﻜﺎ ﺳﺎل در 2009 135 ﺟﺪول پ.4 - 2 - ﻛﻤﻴﻨﻪ و ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﺨﺶ در ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺸﻮر ﺳﺎل در 1374 136 ﺟﺪول پ.4 - 3 - ﻛﻤﻴﻨﻪ و ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﺨﺶ در ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺸﻮر ﺳﺎل در 1379 137 ﺟﺪول پ.4 - 4 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻛﻠﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ 137 ﺟﺪول پ.4 - 5 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 138 ﺟﺪول پ.4 - 6 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪ ﺗﺎ ﻋﻠﻴﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 139 ﺟﺪول پ.4 - 7 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون3 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 140 ﺟﺪول پ.4 - 8 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون4 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 140 ﺟﺪول پ.4 - 9 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 141 ﺟﺪول پ.4 - 10 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ اﺳﺎس ﺑﺮ ارﻗﺎم ﻣﺼﻮب 1391 ﭘﻴﺶ و ﻲﺑﻴﻨ 1392 142 ﺟﺪول پ.4 - 11 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪ ) ﻋﻠﻴﺎ1000 ﻣﮕﺎوات ( 142 ﺟﺪول پ.4 - 12 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪﺳﻠﻴﻤﺎن ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 143 ﺟﺪول پ.4 - 13 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪﻋﻠﻴﺎ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 144 ﺟﺪول پ.4 - 14 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون 3 ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 144 ﺟﺪول پ.4 - 15 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون 4 ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 144 ﺟﺪول پ.4 - 16 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 144 ﺟﺪول پ.4 - 17 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات ای دوره اﺳﺎﺳﻲ ﻫﺎی ﻃﺮح ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل 1392 145 ﺟﺪول پ.4 - 18 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺿﺮﻳﺐ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات ای دوره اﺳﺎﺳﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ 145 ﺟﺪول پ.4 - 19 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﺎل 92 146 ﺟﺪول پ.4 - 20 - ﻇﺮﻓﻴﻦ ﻧﺼﺐ و ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ 146 ﺟﺪول پ.4 - 21 - ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺷﺪه 147 ﺟﺪول پ.4 - 22 - ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ و ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻗﻌﻲ وا ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ 147 ﺟﺪول پ.4 - 23 - ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ از اﺑﺘﺪای اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﺗﺎ آن اﻣﺮوز 149 ﺟﺪول پ.4 - 24 - ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده روش از WACC 150 ﺟﺪول پ.4 - 25 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﻫﺮ ﺷﺪه ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣـﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ روش ﺑـﻪ LCOE 150 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول پ.4 - 26 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﻫﺮ ﺷﺪه ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣـﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ روش ﺑـﻪ LCOE و ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی اﺛﺮ ﺗﻮرم 151 .پ لﺟﺪو4 - 27 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺮﻳﺪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان 152 ﺟﺪول پ.4 - 28 - ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻃﻲ 10 ﺳﺎل ﮔﺬﺷﺘﻪ 152 ﺟﺪول پ.4 - 29 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﻫﺮ ﺷﺪه ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺳﺎل در 1392 153 ﺟﺪول پ.4 - 30 - ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺪهﺷ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ 154 ﺟﺪول پ.4 - 31 - ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﺴﺒﺖ ﻧﺮخ ﺑﻪ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ 154 ﺟﺪول پ.4 - 32 - ﺧﻼﺻﻪ از ای ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻫﺎی اراﺋﻪ در ﺷﺪه4 ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ 156 ﺟﺪول پ.4 - 33 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺮ ) اﺳﺎس ارﻗﺎم ﺗﻌـﺪﻳﻞ ﺷـﺪه ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ( 157 ﺟﺪول پ.4 - 34 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺑﺮاﺳﺎس ارﻗﺎم ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ ﺷﺪه ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ اﻧﺮژی ﺳﺎل 1381 ( 157 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺷﻜﻞ ﻫﺎ و ﻧﻤﻮدارﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔ ﺤﻪ ﻧﻤﻮدار 1 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری 4 ﺷﻜﻞ 1 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم ﻋﻤﻮدی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق 5 ﺷﻜﻞ 1 - 2 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم اﻓﻘﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق 6 ﺷﻜﻞ 1 - 3 - ﺗﻮاﺑﻊ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ و ﻛﻞ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ 8 ﺷﻜﻞ 1 - 4 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻞ 9 ﺷﻜﻞ 1 - 5 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻣﺼﺮف 9 ﺷﻜﻞ 1 - 6 - ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻛﺎﻻ ﺧﺪﻣﺖ 12 ﺷﻜﻞ 1 - 7 - ﺗﻌﺎدل ﺑﺎزار ﺑﺪون ﻧﻈﺮ در ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ 14 ﺷﻜﻞ 1 - 8 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ 15 ﺷﻜﻞ 1 - 9 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻛﻠﻲ ﺟﺎﻳﮕﺎه ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 17 ﺷﻜﻞ 1 - 10 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﻫﺎ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد 19 ﺷﻜﻞ 2 - 1 - رﺷﺪ ﺟﻤﻌﻴﺖ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ داﺧﻠﻲ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋه ﺑﺮق ﺟﻬﺎن 31 ﺷﻜﻞ 2 - 2 - ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋه اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ دﻫﻪ ﻃﻲ 1380 38 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺷﻜﻞ ﻫﺎ و ﻧﻤﻮدارﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺷﻜﻞ 2 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 43 ﺷﻜﻞ 2 - 4 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺎی ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎ ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ ﺑﻲ 1390 - 1383 48 ﺷﻜﻞ 3 - 1 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی اﺻﻠﻲ در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه 55 ﺷﻜﻞ 3 - 2 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ آوری ﻫﺎ ه داد 56 ﺷﻜﻞ 3 - 3 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭘﺮدازش داده و ﻫﺎ اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 58 ﺷﻜﻞ 3 - 4 - ﻧﻤﻮﻧﻪ از ای ﮔﺮدآوری اﻃﻼﻋﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ا ﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻫﺎ ﻃﺮح 59 ﺷﻜﻞ 3 - 5 - ﮔﺮدآوری اﻃﻼﻋﺎت ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز 60 ﺷﻜﻞ 3 - 6 - ﺗﺸﻜﻴﻞ ﮔﺮدش وﺟﻮه ﻧﻘﺪ و اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه 61 ﺷﻜﻞ 3 - 7 - ﻃﺮاﺣﻲ ﺟﺪاول ﺧﺮوﺟﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز و اﺳﺘﺨﺮاج ﻧﺘﺎﻳﺞ 62 ﺷﻜﻞ پ.1 - 1 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ و ژﻧﺮاﺗﻮر ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ا ﺑﻪ ﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ 89 ﺷﻜﻞ پ.1 - 2 - ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺨﺎری 98 ﺷﻜﻞ پ.1 - 3 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎزی ﺳﺎده ﺳﻴﻜﻞ ﺑﺎز 100 ﺷﻜﻞ پ.1 - 4 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎزی ﺳﺎده ﺳﻴﻜﻞ ﺑﺴﺘﻪ 100 ﺷﻜﻞ پ.1 - 5 - ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 102 ﺷﻜﻞ پ.2 - 1 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺨﺰﻧﻲ 107 ﺷﻜﻞ پ.2 - 2 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ 108 ﺷﻜﻞ پ.2 - 3 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗ ﻠﻤﺒﻪ-ذﺧﻴﺮه ای 109 ﺷﻜﻞ پ.3 - 1 - ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﺧﺮوﺟﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر 131 ﺷﻜﻞ پ.5 - 1 - ﻧﻤﻮدار راﻫﻨﻤﺎی ﻧ ﻤﻮﻧﻪ ﺑﺮای ﺳﻄﺢ در ﺳﺪ آب آﻣﺮﻳﻜﺎ 162 ﺷﻜﻞ پ.5 - 2 - ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮ ﺳﻮد واﺣﺪ 167 ﺷﻜﻞ پ.5 - 3 - ﺗﺎﺛﻴﺮ دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی ﺑﺮ آب ﺳﻮد واﺣﺪ 167 ﺷﻜﻞ پ.5 - 4 - ازای ﺑﻪ ﺳﻮد ﻳﻚ واﺣﺪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد و ﺳﻮد اﻓﺰاﻳﺸﻲ ازای ﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰوده ﺑﺮای ﺷـﺮﻛﺖ در ﺑـﺎزار اﻧﺮژی 168 ﺷﻜﻞ پ.5 - 5 - ارزش ﻳﻚ واﺣﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺳﻨﺎرﻳﻮﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 169 ﺷﻜﻞ پ.5 - 6 - ﻧﻤﻮدار ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻛﺎﻻ 170 ﺷﻜﻞ پ.5 - 7 - ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺎزی دو ﺑﺎزﻳﮕﺮ 171 ﺷﻜﻞ پ.5 - 8 - ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻌﺎدل در درآﻣﺪ ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ در ﺑﺎزار اﻧﺤﺼﺎری 172 ﻣﻘﺪﻣﻪ 08 / 09 / 93 1 ﻣﻘﺪﻣﻪ ﻣﻘﺪﻣﻪ ﺑﺎ ﺗﺼﻮﻳﺐ و اﺑﻼغ آﻳﻴﻦ » ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ روش، ﻧﺮخ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش در ﺷﺒﻜ ﺮقﺑـ ﻪ « در ﺳـﺎل 1382 ، ﻓـﺮوش ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻛﺸﻮر ) ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ( ، ﺗﺤـﺖ ﻗـﻮاﻧﻴﻦ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق درآﻣﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻳﻜﻲ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ اﻫﺪاف ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﮕﺮش ﺳﻨﺘﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ از ﻣﻮﺳﺴـﺎت اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ ه ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﻪ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺣﺪاﻛﺜﺮﻛﻨﻨﺪ ه ﻣﻨﺎﻓﻊ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺗﻮﺿﻴﺢ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﮕﺮش ﻓﻮق ﺑﺎﻳﺪ اﺷﺎره ﻛﺮد ﻛﻪ از اواﺳﻂ دﻫ ﻪ 1980 ﻣﻴﻼدی ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸـﻮرﻫﺎ درﻳﺎﻓﺘﻨـﺪ ﺣﺘـﻲ اﮔـﺮ در ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ وﺿﻌﻴﺖ اﻧﺤﺼﺎر ﻃﺒﻴﻌﻲ1 ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از وﻳﮋﮔﻲ ﺻﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﻣﻘﻴﺎس2 در ﺳﻄﺢ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ، از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺷﺪن ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﺑﺎ ﭼﻨـﻴﻦ ﺗﻔﺴـﻴﺮی، ﻣﺸﺨﺼـ ﻪ اﻧﺤﺼـﺎر ﻃﺒﻴﻌـﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿ ﻪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺳﺮﻋﺖ رﻧﮓ ﺑﺎﺧﺘﻪ و ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺘﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺑﺴـﻴﺎری از ﻛﺸـﻮرﻫﺎ اﻗـﺪام ﺑـﻪ ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ و ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺧ ﻮد در ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ) و در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد در ﺳﻄﺢ ﺗﻮزﻳﻊ ( ﻧﻤﻮدﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻣﻔﻬﻮم آزادﺳﺎزی و ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر از ﺻﻮرت ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ارزﻳﺎﺑﻲ ﻣﻴﺰان و درﺟ ﻪ اﺻﻼﺣﺎت درﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ داﻣﻨﻪ ای از ﺻﺪور اﺟﺎز ه ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﺴـﺘﻘﻞ در ﺑﺎزار ﺗﺎ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻋﻤﻮدی اﻧﺤﺼﺎری ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ دوﻟﺖ ﺑﻪ ﺣﻮزه ﻫﺎی ﻣﺠﺰای ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ و ﺗﺒـﺪﻳﻞ آن ﺑـﻪ ﻳﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻓﻘﻲ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺮق را در ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺷﻮاﻫﺪ و ﺗﺠﺮﺑﻴﺎت داﺧﻠﻲ و ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ارﺗﻘﺎی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﺎﻟﻲ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻳﺠـﺎد ﺑﻨﮕـﺎه ﻫـﺎی اﻗﺘﺼـﺎدی ﻛﺎرآﻣﺪ و ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻣﻮﻟﺪ ﺑﺮق در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق، اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺗﻌﺎﻣﻠﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ3 در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ از ﻫﻤﻴﻦ ﻗﺎﻋﺪه ﻛﻠﻲ ﺗﺒﻌﻴﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﺪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻫﺪف ﻫـﺎی اﺳﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ و ﺗﺪوﻳﻦ و اﺟﺮای اﺳﺘﺮاﺗﮋی یﻫﺎ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺧﻮد، در ﻣﺤﻴﻂ ﭘﻴﺮاﻣﻮن اﻋﺘﻤﺎدﺳﺎزی ﻛﻨﺪ ﺗﺎ از ﻓﺮﺻﺖ ﻫﺎی اﻳﺠﺎد ﺷﺪه در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر، اﺳﺘﻔﺎده ﻻزم را ﺑﻨﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﻧﻈﺎم ﻣﺴـﺘﻘﻞ ﺣﺴـﺎﺑﺪاری ﺑﻨﮕـﺎه ﻫـﺎ ﺑﺎﻳـﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﭘﺮوژه ﻣﺤﻮر ، اﻳﺠـﺎد و ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻳﺎﺑـﺪ . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس دو ﻣﺠﻤﻮﻋـﻪ اﻗـﺪاﻣﺎت » درون ﺑﻨﮕـﺎﻫﻲ » و « ﺑـﺮون ﺑﻨﮕـﺎﻫﻲ « اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺷﻮد ﭘﻴﺶ . ﺑﺮد ﺑﺴﻴﺎری از اﻗﺪاﻣﺎت ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ در ﮔﺮو ی ﺷﻔﺎف ﺳﺎزی ﺣﺴﺎب ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﻨﮕـﺎه )ﻫـﺎ از ﻧﻈـﺮ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﻣﺬاﻛﺮه ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺎ ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎ ﻳﺎ ورود ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ( و ﺗﻮان ﻃﺮاﺣﻲ و اﺟﺮای اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺎ ی ﻣـﺎﻟﻲ ﺑـﺮای ﺑﻨﮕـﺎه 1- Natural Monopoly 2- Economies of Scale 3 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ روش ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ دارد، از آن ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و اﺳﺘﻔﺎده از ﺗـﻮان ﺑـﺎﻟﻘﻮه آب ذﺧﻴـﺮه ﺷـﺪه در ﭘﺸـﺖ ﺳﺪﻫﺎ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﻧﺎم ﺑﺮد . ﻋﻤﺮ ﻃﻮﻻﻧﻲ، راﻧﺪﻣﺎن ﺑﺎﻻ، ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻮدن ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ آب ) ( و ﻋـﺪم ﻧﻮﺳـﺎن ﻗﻴﻤﺘـﻲ آن در ﺑـﺎزار ) ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ ( ، آﻻﻳﻨـﺪﮔﻲ اﻧـﺪک ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ، ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑﻮدن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﮕﻬﺪاری، ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﻼب ﻫﺎی ﻣﺨﺮب و ﺗﻮان ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﻧﻮﺳﺎن ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق در ﻛﻮﺗﺎه ﺗﺮﻳﻦ زﻣﺎن ﻣﻤﻜﻦ از ﻣﺰاﻳﺎی ﻣﻬﻢ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . 2 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد از . رو اﻳﻦ ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻫﺎ داده ی ﻣﺎﻟﻲ و ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی و ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت، از اﻗﺪاﻣﺎت ﻣﻬـﻢ درون ﺑﻨﮕـﺎﻫﻲ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ آن ﺗﻮﺟﻪ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی دﻗﻴﻘﻲ اﻋﻤﺎل ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . - ﻫﺪف راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ آﺛـﺎر ﻓﻨـﻲ، اﻗﺘﺼـﺎدی و زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ و اﺳـﺘﻔﺎده ﺑﻬﺘـﺮ از ﻓﺮﺻﺖ ﻫﺎی اﻳﺠﺎد ﺷﺪه در ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻮﺟﻮد، آﻳﻨﺪه و در ﺟﺮﻳﺎن اﺻﻼح ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻧﮕﻴﺰه ﻫﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﻛـﺮدن ﻓﺎﻳـﺪه ﻫـﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺨﺶ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و واﺣﺪﻫﺎی ﻣﻮﻟﺪ آن ﺑﺮ اﺳﺎس ﺣﺪا ﻛﺜﺮ ﻛﺮدن درآﻣﺪ در ﺳﺎزﮔﺎری ﺑﺎ ﻓﺎﻳﺪه ﻫﺎی ﻣﻠﻲ، ﺗﻬﻴﻪ و ﺗﺪوﻳﻦ ﺷـﺪه اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ اﻧﺠﺎم اﻳﻦ ﻛﺎر ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﻧﻈﺮی و ﻛﺎرﺑﺮدی، از ﻳﻚ ﺳﻮ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﺣﻀﻮر ﻓﻌـﺎل ﺗـﺮ اﻳـﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻨﺠﺮ ﮔﺮدد و از ﺳﻮی دﻳﮕﺮ اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺒﻮد ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﺎﻟﻲ و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ داراﻳـﻲ ﻫـﺎ و ﺗﻮﺳـﻌ ﻪ اﻳـﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را ﻓﺮاﻫﻢ ﺳﺎزد . از زﻣﺎن ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﻫﻤﻮاره ﺳﻮال ﻫﺎ و اﺑﻬﺎﻣﺎت زﻳﺮ در ذﻫﻦ ﻣﺘﻮﻟﻴﺎن و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻄﺮح ﺑﻮده : 1 - آﻳﺎ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﻗﺎدر اﺳﺖ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺰاﻳﺎی اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﭘﺎﺳﺨﮕﻮی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑـﻪ اراﺋـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﻫﺎ آن ﺑﺎﺷﺪ؟ 2 - آﻳﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزاری ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ﻓﺎﻳﺪه ﻫﺎﻳﻲ ﻏﻴﺮ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ) ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ( ﻧﻴﺰ ﻫﺴﺘﻨﺪ؟ 3 - اﺻﻠﻲ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﻳﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛﺴﺐ درآﻣﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﭼﻪ ﻣﻮاردی ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺎﺷﺪ ؟ 4 - دﻻﻳﻞ ﻛﺎﻫﺶ اﺳﺘﻔﺎده ازﺧﺪﻣﺎت ﺟ ﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در وﺿﻊ ﻣﻮﺟﻮد ﭼﻴﺴﺖ؟ 5 - آﻳﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮرات و ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻓﻌﻠﻲ ﺻـﻨﻌﺖ ﺑـﺮق ﻗـﺎدر ﺑـﻪ دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ درآﻣـﺪ ﻫﺴﺘﻨﺪ؟ 6 - از ﭼﻪ ﻃﺮﻳﻖ ﻳﺎ ﻃﺮﻗﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻓﻌﻠﻲ و آﻳﻨﺪ ه ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق دﺳﺖ ﻳﺎﻓﺖ؟ ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺪم ﭘﻮﺷ ﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎزار و ﻳﺎ ﺳﺎز وﻛﺎرﻫﺎی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ، ﻋﻠﻴﺮﻏﻢ ﺣﻀﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﺑﺎزار، اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺒﻮد در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ داراﻳﻲ و ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . اﻫﺪاف ﺗﻔﺼﻴﻠﻲ ﺗﻬﻴﻪ راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﺗﻮان ﻣﻲ را ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺑﺮﺷﻤﺮد : • ﺷﻨﺎﺳﺎ ﻳﻲ و ﺗﺒﻴﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی آن • ﺑﺮرﺳﻲ اﺟﻤﺎﻟﻲ ارزش ﺑﺮق • ﺑﺮرﺳﻲ ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ و آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ • ﺑﺮرﺳﻲ ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﭼﻨﺪ ﻧﻤﻮﻧﻪ در ﺟﻬﺎن ) ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ( • ﺗﺪوﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎی ﻧﺤﻮه ﺗﺸﺨﻴﺺ، ﺑﺮآورد و ﺗﺒﺪﻳﻞ آﺛﺎر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ درآﻣﺪ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻘﺪﻣﻪ 08 / 09 / 93 3 ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻋﻨﺎوﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺪﻳﺪ و ﻣﺴﺘﻤﺮ ) اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم در ﻗﺎﻟﺐ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی و ﺟﺎﻣﻊ ﺗﻮان ﻣﻲ را ( از ﻫﺪف ﻫﺎی ﻛﺎرﺑﺮدی راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﻣﺤﺴﻮب ﻛﺮد . - داﻣﻨﻪ ﺗﺎﻛﻨﻮن ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺤﺪودی در ﺳﻄﺢ ﻣﻠﻲ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه اﺳـﺖ ﻛـﻪ در ﻋـﻴﻦ ﺣـﺎل اﻫـﺪاف ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ را ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﻣﻲ ﻛﺮده : اﻧﺪ • ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺎ ﻫﺪف اﺻﻠﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ﺑﺮای ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ]4[ و ]9[. • ﺗﺤ ﻘﻴﻖ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻣﻮرد روش ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ]12 [ . • ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﻮردی دو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺰرگ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻬﻴﻪ ﻣﺴﺘﻨﺪات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﻣﺬاﻛﺮه در ﺑﺎزار ﺑﺮق ]6[. ﻪ داﻣﻨ ﺑﺮرﺳﻲ راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻜﻤﻴﻞ و ﺑﻪ روز ﻛﺮدن ش رو و ﻫﺎ داده ﻫﺎ ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﭘﻴﺸﻴﻦ، ﺑﺎ ﺗﺎﻛﻴﺪ ﺑـﺮ دﻳـﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﻣﺒﺎﺣﺚ ﮔﺴﺘﺮده ای را ﺑﺮای ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﺳﻮاﻻ ت ﻃﺮح ﺷﺪه در ﺑﺨـﺶ ﻫـﺪف ﻣـﻮرد ﺑﺮرﺳـﻲ ﻗﺮار داده اﺳﺖ . اﻫﻢ اﻳﻦ ﻣﺒﺎﺣﺚ ﺷﺎﻣﻞ ﺑﺮرﺳﻲ ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ) ﻣﻠﻲ و ﻧﻤﻮﻧﻪ ﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ( ﺟﻬﺖ ﭘﺎﺳﺦ ﺑﻪ ﻫﺎ لﺳﻮا ی ﻳﻚ و دو ، ﺑﺮرﺳﻲ ﻳﻚ دوره از درآﻣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ اﻗـﻼم ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺑـﺮای ﭘﺎﺳـﺦ ﺑـﻪ ﺳﻮال ﻫﺎ ی ﺳﻪ و ﭼﻬﺎر،اراﺋﻪ روش ﻫﺎ ی ارزش ﮔﺬاری و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑـﺖ ﻛـﺎﻫﺶ اﺛﺮﻫـﺎی ﻣﻨﻔـﻲ زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق، ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ دﻗﻴﻖ و ﻣﻌﺮﻓﻲ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در زﻣﻴﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ، اراﺋـ ﻪ روﺷـﻲ ﺑـﺮای ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، و ﻧﻬﺎﻳﺘﺎ اراﺋﻪ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﻧﺤـﻮ ه ﻗﻴﻤـﺖ دﻫـﻲ ﺑـﺮای ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻓﻌﺎل ﺗﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺟﻬﺖ ﭘﺎﺳﺦ ﺑﻪ ﺳﻮال ﻫﺎ ی ﭘﻨﺞ و ﺷﺶ در ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺪف راﻫﻨﻤﺎ اﺳﺖ . - ﺳﺎﺧﺘﺎر راﻫﻨﻤ ﺎ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺑﺴﻴﺎری از راﻫﻨﻤﺎﻫﺎی دﻳﮕﺮ، ﻓﺮا روی ﺗﺪوﻳﻦ اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ ﻧﻴﺰ دو ﻣﺸﻜﻞ اﺳﺎﺳﻲ زﻳﺮ وﺟﻮد داﺷﺘﻪ اﺳﺖ : اﻟﻒ- ﻛﻤﺒﻮد ﻳﺎ ﻓﻘﺪان ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﭘﮋوﻫﺸﻲ ﻛﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﺸﺘﻮاﻧﻪ ﻧﻈﺮی ﻳﺎ ﻛﺎرﺑﺮدی، ﺗﺪوﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ را ﺗﺴﻬﻴﻞ ﻛﻨـﺪ . ﻟﺬا ﻣﺸﺎور ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر رﻓﻊ اﻳﻦ ﻧﻘﻴﺼﻪ ﺑﻪ ﺟﺴﺘﺠﻮ و ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻨ ﺎﺑﻊ ﮔﺴﺘﺮده و ﺗﺪوﻳﻦ ﺑﺮﺧﻲ از ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﻬﻴﻪ راﻫﻨﻤﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻛﻪ اراﺋﻪ ﺗﻔﺼﻴﻠﻲ ﻫﺎ آن در ﻣﺘﻦ اﺻﻠﻲ راﻫﻨﻤﺎ ﺣﺎﺿﺮ ﻣﻤﻜﻦ ﻧﺒﻮده اﺳـﺖ . اﻳـﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ اﻫﻤﻴﺖ و ﺳﻮدﻣﻨﺪی ﻫﺎ آن ﺑﺮای ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﻌﺪی در ﻗﺎﻟﺐ ﻣﺠﻠﺪی ﺗﺤﺖ ﻋﻨﻮان » ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﺗﺸ ﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری « ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ آن از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﺸﺮﻳﻪ داﺧﻠﻲ 154 - ن ﻃﺮح در ﻗﺴﻤﺖ ﻧﺸﺮﻳﺎت ﺳﺎﻳﺖ ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر ﺑﻪ آدرس waterstandard. ﺑﺨﺶ اﻧﺘﺸﺎرات ﻣﻮﺟﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 4 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ب- ﻋﺪم دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﺑﺴﻴﺎری از ﻪﭘﺎﻳ یﻫﺎ داده ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی هﺷﺪ واﻗﻌﻲ ) ﻧﻈﻴﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻪ اوﻟﻴ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﺤﻞ دﻗﻴﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺮد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری-ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻴﺮو در یﻫﺎ ﮔﺎه دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ( ﻋﻠﻴﺮﻏﻢ ﭘﻴﮕﻴﺮی یﻫـﺎ ﻣﺘﻌﺪد1. راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪ ه ﭼﻬﺎر ﻓﺼﻞ و ﺷﺶ ﭘﻴﻮﺳﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﻓﺼﻞ اول ﻣﺒﺎﺣﺚ ﻧﻈـﺮی ﺷـﺎﻣﻞ ارزش اﻗﺘﺼـﺎدی ﺑﺮق، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺼﻮﺻﻲ و آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ( ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق و ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق و ﻧﺤﻮ ارزش ه ﮔﺬاری آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در ﻓﺼﻞ دوم ﺗﻼش ﺷﺪه ﺗﺎ ﺿﻤﻦ ﻳﺎدآوری اﻫﻤﻴﺖ ﺑﺮق و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳـﺪﮔﺎه ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ ﺑـﺮای ﺧﻮاﻧﻨـﺪه، ﺟﺎﻳﮕـﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ و ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﺑ ﻪ ﻃﻮر اﺟﻤﺎﻟﻲ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﮔﻴـﺮد . ﻓﺼـﻞ ﺳـﻮم و ﭼﻬـﺎرم ) ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﭘﻴﻮﺳﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ( ﻫﺎ ﻛﻪ ﻧﻘﺶ ﻛﺎرﺑﺮدی راﻫﻨﻤﺎ را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ، ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﻗﺪام ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در راﺳﺘﺎی دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ را ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ از دو ﻣﻨﻈﺮ درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ و ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ، ﻣﻮرد ﺑﺤﺚ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻧﻤﻮدار 1 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری ﭘﻴﻮﺳﺖ اول راﻫﻨﻤﺎ ﺑﻪ ﻧﺤﻮ ه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق از دﻳـﺪ ﻓﻨـﻲ اﺧﺘﺼـﺎص دارد . ﻣﻌﺮﻓـﻲ اﺟﻤـﺎﻟﻲ اﻧـﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻧ ﻮع ﺳﺎﺧﺖ، ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و زﻣـﺎن ورود ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ( ﻣﻮﺿـﻮع ﭘﻴﻮﺳـﺖ دوم اﺳـﺖ . اﻃﻼﻋـﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ) ﻳﻜﻲ از ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﺷﺪه ( در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره ﺳﻪ اراﺋﻪ ﺷﺪه 1 - ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺗﻼش ﺷﺪه ﺗﺎ ﺑﺎ ﺷﺒﻴﻪ ﺳﺎزی از ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ) در ﺳﻄﺢ ﻣﻠﻲ و ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ( ﻣﺸﻜﻞ ﺑﺮﻃﺮف ﮔﺮدد . ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ اﻗﺪاﻣﺎت ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺑﺎﻧﻚ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ﺧﺎرج از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﻌﺎﻣﻞ ﻓﻌﺎل ﺗﺮ ﺑﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻮﺟﻮد آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار آﺗﻲ ﺑﺮق ﭘﻴﮕﻴﺮی ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺪﻳﺪ ﻣﻘﺪﻣﻪ 08 / 09 / 93 5 اﺳﺖ . ﻪﻛﻠﻴ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ﻛﻪ در اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷـ هﻤﺎر ﭼﻬـﺎر آﻣـﺪه اﺳـﺖ . ﻣﻄﺎﻟـﺐ ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ و ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻣﻬﻢ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻣﻮﺿﻮﻋﺎت ﭘﻴﻮﺳﺖ ﻫﺎی ﺷﻤﺎر ه ﭘﻨﺞ و ﺷﺶ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . - ﻛﺎرﺑﺮد ﻛﺎرﺑﺮان اﺻﻠﻲ اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺘﻘﻠﻲ داﻧﺴﺖ ﻛﻪ ﻫﺪف اﺻﻠﻲ ﺧﻮد را ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد از ﻃﺮﻳـﻖ اﺳﺘﻔﺎده از اﺑﺰار ﻋﻠﻤﻲ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی دﻗﻴﻖ ﻣﻲ داﻧﻨﺪ . اﻣﺎ ﺑﺪون ﺗﺮدﻳﺪ اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ داده ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻪ ﻣﺘﻨﻮع ﮔـﺮدآوری ﺷـﺪه و ﺗﺠﺰﻳﻪ و ﺗﺤﻠﻴﻞ ) ﻫﺎ آن در ﭼﺎرﭼﻮب ﻓﺼﻮل ﻣﺨﺘﻠﻒ راﻫﻨﻤﺎ ی ﺣﺎﺿﺮ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣﻄﺎﻟﺐ اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﻧﺸـﺮﻳﻪ ﺷـﻤﺎره 154 - ن1 ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر ، ﻣﻲ ( ﺗﻮاﻧﺪ ﻧﻘﺶ ﻣﻬﻢ و ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺘﻲ در روﺷـﻦ ﻛـﺮدن وﺿـﻌﻴﺖ و رﺻـﺪ ﻛﺮدن ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻟﺬا ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪان آن ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﻣﺴـﺘﻘﻞ ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﻃﻴﻒ ﮔﺴﺘﺮده ای را ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪ : • ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان ) ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﻣﺘﻮﻟﻴـﺎن ﺳﻴﺎﺳـﺖ ﮔـﺬاری : ﻣﻄﺎﻟـﺐ اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﻣﻮرد ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ) ﻓﺼﻞ اول ( و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣـﻮارد اﺷـﺎره ﺷـﺪه در ﻓﺼـﻞ دوم ) ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛﺴﺐ درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ ﻣﻲ ( ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﻪ درک ﺻـﺤﻴﺢ ﺗـﺮ از ﺟﺎﻳﮕـﺎه ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻨﺠﺮ ﮔﺮد . د ﺿﻤﻨﺎ ﻣﻄﺎﻟﺐ اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم ﺗﺤﺖ ﻋﻨﻮان ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﺻﻼح آ ﻧﺎﻣﻪ ﻴﻦﻳ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ، ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﺮای ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاری ﻣﻔﻴﺪ واﻗﻊ ﺷﻮد . • ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌ ﻪ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان : اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻣﺘﻮﻟﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت و اﺟـﺮای اﻧـﻮاع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ اﺳﺖ . ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﺧﻴﺮا ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ اﺳﺎﺳﻨﺎﻣﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری را ﻧﻴـﺰ در ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ﺧـﻮد دارد . ﺑـﺪون ﺗﺮدﻳﺪ اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺑﻴﺶﺪ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺑﻬﺮه ر ا از راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﺑﺮده و در ﺟﻬﺖ اﻋﺘﻼ و ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﺗﻜﻤﻴﻠـﻲ ﻧﻴـﺰ ﻧﻘﺶ ﻣﻮﺛﺮی اﻳﻔﺎ ﻧﻤﺎﻳﺪ، ﭼﺮا ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در اﻳـﺮان ﻫﺴـﺘﻨﺪ، ﻣﺴﺘﻨﺪات اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﻓﺼﻞ اول اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ ، روش ﻫﺎ ی ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه و ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ، اﺳـﺘ ﻔ ﺎده از ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ و ... ) ﻓﺼﻞ ﺳﻮم و ﭘﻴﻮﺳﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ( ﺪ ﻫـﻢ در ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ) ﺟـﺬب ﺑﻮدﺟـﻪ ﻋﻤﺮاﻧﻲ، ﺗﻨﻮع ﺑﺨﺸﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ( و ﻫﻢ در ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . • ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن : اﻳﻦ ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﺘﻮﻟﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺸﻮر اﺳﺖ . اﻗﺪاﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ﺑﻬﺒﻮد ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻨﮕﺎه در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم راﻫﻨﻤﺎ ﻣﻄﻤﺌﻨﺎ در ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻛﺮدن درآﻣـﺪﻫﺎی ﺳـﺎزﻣﺎن از ﻣﺤـﻞ ﻓﺮوش ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ آن ﻧﻘﺶ ﻣﻬﻤﻲ ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ . 1 - دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ اﻳﻦ ﻧﺸﺮﻳﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎﻳﺖ ﻃﺮح ﺑﻪ آدرسwaterstandard. ﻛﻤﻴﺘ ﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻗﺘﺼﺎدی، ﺗﻌﺮﻓﻪ و ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ، ﺑﺨﺶ ﻧﺸﺮﻳﺎت اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 6 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... • ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق : اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻛﻪ ﻧﻘﺶ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارد، ﻋﻠﻴﺮﻏﻢ ﺧـ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻮد ﺗﺠـﺎرب ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ را ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار داده اﺳﺖ، ﻣﻌﻬﺬا ﺑﺮﺧﻲ از ﻳﺎﻓﺘﻪ ﻫـﺎی اﻳـﻦ راﻫﻨﻤـﺎ ) ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻫﺎی اﺻﻼح در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﺠﺎرب ﺑﺎزارﻫﺎ در ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 154 - ن ﻃﺮح ﺗﻬﻴـﻪ ﺿـﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎی ﻓﻨـﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر ( ﻧﻴﺰ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﺑﺮﺧﻲ از وﻇﺎﻳﻒ ﺗﻌﺮﻳﻒ اﻳ هﺷﺪ ﻦ ﻫﻴﺎت ﻛﻤﻚ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای : ﻣﻄﺎﻟﺐ اﺷﺎره ﺷﺪه در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿـﺮ و ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﻓﺼـﻞ ﭼﻬـﺎرم ﻧﺸـﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 154 - ن ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر در ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺮای اﺟﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺣﺘـﻲ ﺟـﺬب ﺑﺨـﺶ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﺑـﺮای ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺎﺷﺪ . • ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﻬﻨﺪﺳﻴﻦ ﻣﺸﺎور : اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺎﻳـﻪ ﭘـﺮدازش ﺷـﺪه در ﻧﺸـﺮﻳﻪ ﺷـﻤﺎره 154 - ن ﻃـﺮح ﺗﻬﻴـﻪ ﺿـﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ روش ﻫﺎ ی اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪ ه ﺑـﺮق، ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ و ﻧﺤﻮ ه ﻛﻤﻲ ﻛﺮدن آﺛﺎر ﺧﺎرﺟ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲﻲ، ﺪ در ارﺗﻘﺎ ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻫﺎ ﻃﺮح ﻣﻮﺛﺮ واﻗﻊ ﺷﻮد . 1ﻓﺼﻞ 1 ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 5 ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 1 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻠﻜﺮد اﻧﻮاع ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را ﻣﻲ ﺗﻮان در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧـﺮژی، ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ و آﺛـﺎر ﺧﺎر ﺟﻲ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد . اﻳﻦ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎ در ﺑﺴﻴﺎری از ﻛﺸﻮرﻫﺎی دﻧﻴﺎ ﺗﺎ اواﺳﻂ دﻫﻪ 1980 ﻣﻴﻼدی ﻧﻪ ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳـﻚ ﻛـﺎﻻ ﺑﻠﻜﻪ ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﭼﻮن اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ آن ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ ﺷﻬﺮی و ﺻﻨﻌﺘﻲ، آﺛﺎر آن ﺑﺮ ﻣﻮﺿﻮﻋﺎت اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ﺑﺮﺧﻮرداری از وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی اﻧﺤﺼﺎر ﻃﺒﻴﻌﻲ1 و ﻧﻴﺰ ﺿﺮورت وﺟ ﻮد ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﮔﺴـﺘﺮده اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ، ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺧـﺪﻣﺘﻲ ﻋﻤﻮﻣﻲ2 ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ از ﺟﺎﻧﺐ ﻳﻚ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ واﺣﺪ ) دوﻟﺖ ( ﻫﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ و در اﺧﺘﻴﺎر ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد، در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ . ﺷﺪ ﻣﻲ در ﭼﻨﻴﻦ ﺳﺎﺧﺘﺎری، ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ ﻛﻠﻴﻪ ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ در ﻧﺎﺣﻴﻪ ﻣﺸﺨﺺ در اﺧﺘﻴﺎر ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻳﻜﭙﺎرﭼـﻪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ3 ﻗﺮار داﺷﺖ ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺑﺮق را ﺑﺎ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه در اﺧﺘﻴﺎر ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗـﺮار ﻣـﻲ . داد ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻴﺰ اﻧﺤﺼﺎر ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ را در اﺧﺘﻴـﺎر داﺷـﺘﻨﺪ . ﺑـﻪ ﭼﻨـﻴﻦ ﺳـﺎﺧﺘﺎری، ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻋﻤﻮدی اﻧﺤﺼﺎری ) ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴ ﺖ دوﻟﺖ ( ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )1 - 1 .(( ﺷﻜﻞ1 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم ﻋﻤﻮدی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ]1[ اﻳﻦ روﻳﻜﺮد از اواﺧﺮ دﻫ ﻪ 1980 ﺑﻪ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق دﭼﺎر ﺗﺤﻮل اﺳﺎﺳﻲ ﺷﺪ . ﺗﻼش ﺑﺮای ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق، از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ، ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ) ﺑﻪ ﺧﺼﻮص در ﺑﺨﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ( و ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق در ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ، ﺳـﺒﺐ ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﻧﮕﺮش ﺑﻪ ﺑﺮق از ﺧﺪﻣﺘﻲ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﻪ ﻛﺎﻻﻳﻲ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﺑﺎزار ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻳـﻚ ﺳـﺎﺧﺘﺎر اﻓﻘﻲ، ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻛﺎﻣﻞ ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ، ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴـﺘﻘﻞ ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳـﺮی 1- Natural Monopoly 2- Civil Utility 3- Vertically Integrated Public Utility 6 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺮق ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻳﺎﻓﺖ و ﻣﻴﺰا ن ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺴﻴﺎری از ﻛﺸﻮرﻫﺎی دﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﻗﻮاﻋﺪ ﺣـﺎﻛﻢ ﺑـﺮ ﺑـﺎزار ﺳﭙﺮده ﺷﺪ1 )ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )1 - 2 .(( ﺷﻜﻞ1 - 2 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم اﻓﻘﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ]1[ در ﭼﻨﻴﻦ ﭼﺎرﭼﻮﺑﻲ، ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻋﻮاﻣﻠﻲ ﻛﻪ ﺳﺒﺐ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎت در ﺑﺎزار ﻣـﻲ ﮔـﺮدد، ﭘﻴـﺪاﻳﺶ ﺳـ ﻪ ﻣﻔﻬﻮم ارزش » « ﻣﺤﺼﻮل از ﻣﻨﻈﺮ ﺗﻘﺎﺿﺎﻛﻨﻨﺪه، » ﻫﺰﻳﻨﻪ « ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺼﻮل ﺑﻪ اﺿﺎﻓﻪ ﺳﻮد اﻧﺘﻈﺎری از ﻣﻨﻈﺮ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪه و در ﻧﻬﺎﻳﺖ » ﻗﻴﻤﺖ « ﺑﺎزاری ﻣﺤﺼﻮل ﻛﻪ ﺣﺎﺻﻞ اﺛﺮ ﻣﺘﻘﺎﺑﻞ رﻓﺘﺎر ﺗﻘﺎﺿﺎﻛﻨﻨﺪه و ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه در ﺑﺎزار اﺳﺖ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻧﺤﻮه ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﻣﻔﺎﻫﻴﻢ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﻛﻨﺶ ﻋﺎﻣﻼن اﻗﺘﺼﺎدی، ﻣﺘﺎﺛﺮ از ﻧﻮع ﻧﻈﺎم ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﻓﻀﺎی اﻗﺘﺼﺎدی اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ، ﻫﻤﻮاره ارزش ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻘﺪاری ﻛﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﻗﺎدر و ﻣﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ آن ﺑﺮای ﺧﺮﻳـﺪ ﻛـﺎﻻ ﻳـﺎ ﺧﺪﻣﺖ، و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺣﺪاﻗﻞ ﻣﻴﺰاﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﻣﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﻓـﺮوش ﻣﺤﺼـﻮل ﺧـﻮد ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ، ﻣـﻮرد ﺗﻮﺟـﻪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاران ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، ﺑﺮ اﺳـﺎس ادﺑﻴـﺎت ﻛﻼﺳـﻴﻚ اﻗﺘﺼـﺎدی ﭼﻨﺎﻧﭽـﻪ ﺷـﺮاﻳﻂ و زﻣﻴﻨـﻪ ﻫـﺎی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﺑﺎزار ﺧﻮدﺗﻨﻈﻴﻢ ﮔﺮ ﺑﺮای ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎت ﻓﺮاﻫﻢ ﺑﺎﺷﺪ، آﻧﮕﺎه ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزاری ﻛﻪ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد در ﺑﺮدارﻧﺪه ﻣﻔﺎﻫﻴ ﻢ ارزش و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺼﻮل ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . اﻣﺎ در زﻣﻴﻨﻪ ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﻓﺎﻗـﺪ ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، از ﺟﻤﻠﻪ آﺛﺎر زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و روش ﻫﺎﻳﻲ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﺣﺪود ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻫﺎ آن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﻛﻪ ﻋﻤـﺪﺗﺎ از ﻣﻔﻬﻮم ارزش و روش ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ارزش ﮔﺬاری اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد2 1 - ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎ و ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ ﺑﻨﺎ ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﻫﻤﭽﻨﺎن ﺑﺎ روش ﻫﺎی ﻏﻴﺮ ﺑﺎزاری، ﺑﻪ ﺻﻮرت اﺟﺒـﺎری و ﻳﺎ ﻗﻴ ﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﻮاﻓﻘﻲ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 2 .ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻣﺮوزه ﺑﺮﺧﻲ از آﺛﺎر زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن اﻗﺘﺼﺎدی ﻋﻠﻲ ) اﻟﺨﺼﻮص ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ( در ﻗﺎﻟـﺐ ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎی ﻛـﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ دﻧﻴﺎ ﻗﺎﺑﻞ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨ ﺪ، ﻛﻪ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ آﻧﻬﺎ ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻛﺮﺑﻦ اﺷﺎره ﻛﺮد . ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 7 در اداﻣﻪ اﻳﻦ ﻓ ﺼﻞ اﺑﺘﺪا ﺑﻪ ﻣﻔﻬﻮم ارزش و ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮق ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺳﭙﺲ، ﻫﺰﻳﻨـﻪ اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ) ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ و آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ( ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . ﻧﺤﻮه ﭘﻮﺷﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق و ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ) ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ( و ﻧﻴﺰ ﻧﺤﻮه ارزش ﮔﺬار ی آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ، ﻣﻮﺿـﻮع ﻣـﻮرد ﺑﺤﺚ در ﺑﺨﺶ اﻧﺘﻬﺎﻳﻲ ﻓﺼﻞ ﺣﺎﺿﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 1 - 2 - ﻣﻔﻬﻮم ارزش و ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮق ﻳﻚ در ﻣﻔﻬﻮم ﮔﺴﺘﺮده، ارزش ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪ هﺟﻠﻮ ه ﻣﻄﻠﻮب و ﺧﻮش ﻳﻨﺪ آ اﺷﻴﺎ، ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ و ﻫﺎ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻫﺎ آن اﺳـﺖ . اﺧﻼﻗﻴـﺎت، اوﻟﻮﻳﺖ ﻫﺎ، ﻣﺒﺎدﻻت و ﺗﻤﺎﻳﻼت ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ رﻳﺴﻚ ﻫﻤﮕﻲ ﻣﺒﻴﻦ ارزش ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ، ارزش ﻳﻚ ﻣﻔﻬﻮم ذﻫﻨﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﺑﺰار ﺳﻨﺠﺶ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺑﻴﻦ ﭘﺪﻳﺪه را ﻫﺎ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ آورد . ﻣﻔﻬﻮم ارزش ﻋﻠﻢ در اﻗﺘﺼﺎد ﻧﺎﺷﻲ از اﻋﺘﻘﺎد ﺑﻪ دﻳﺪﮔﺎﻫﻲ اﻧﺴﺎن ﻣﺤﻮر اﺳﺖ در ﻛﻪ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﻫﺎی » اﻧﺘﺨﺎب « اﻓﺮاد ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻣﻌﻴﺎر اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮ ﺧﻮاﺳﺖ اﻓﺮا د و ﺗﺮﺟﻴﺤـﺎت ﻫـﺎ آن ﻣﺒﺘﻨﻲ اﺳﺖ . ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺨﺎب ) ﺗﺮﺟﻴﺢ ( ﻫﺮ ﻋﺎﻣﻞ اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﻨﻔﺮد ) ﻓﺮد ﻳـﺎ ﺳـﺎزﻣﺎن ( از ﻛـﺎﻻ ﻳـﺎ ﻣﻨﺒﻌـﻲ ﻣﺸـﺨﺺ ﺑـﻪ ﻣﻴـﺰان ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺘﻲ ﻛﻪ از ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی آن ﻛﺴﺐ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، » ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ » و « ﻛﻤﻴـﺎﺑﻲ « اﺟـﺰا و ﻋﻮاﻣـﻞ اﺻـﻠﻲ ﺗﻌﺮﻳﻒ ارزش در اﻗﺘﺼﺎد ﻧﺌﻮﻛﻼﺳﻴﻚ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . اﻗﺘﺼﺎدداﻧﺎن ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت اﻓﺮاد را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان » اﺳـﺎس ارزش « و ارزش را » ﻣﻴﺰان ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺘﻲ ﻛﻪ از ﻣﺼﺮف ﻳﻚ ﻛﺎﻻ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آورﻧﺪ « در ﻧﻈﺮ ﻣـﻲ ﮔﻴﺮﻧـﺪ ]3[. ﻟـﺬا، ﻣﻄﻠﻮﺑﻴـﺖ ﻫـﺮ ﻓـﺮد در ای دوره ﻣﺸﺨﺺ ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف اوﺳﺖ . )1 - 1( U U(C) = ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ وﻳﮋ ﮔﻲ اﻳﻦ ﺗﺎﺑﻊ، ﻧﺰوﻟﻲ ﺑﻮدن ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ )MU (اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ، وﻗﺘﻲ ﻓﺮد از ﻛﺎﻻﻳﻲ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﺪ رﻓﺘﻪ رﻓﺘﻪ از ﻣﻴﺰان ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ) آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ( وی ﻛﺎﺳﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . )1 - 2( dU(C) MU U (C) dC ′ = = ﺷﻜﻞ )1 - 3 ( ﺗﻮاﺑﻊ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻛﻞ و ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻓﺮد را ﻧﺸﺎن . ﻫﺪ د ﻣﻲ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﻛﻪ ﺑـﺎ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻧﺮخ ﻣﺼﺮف از1 C ﺑﻪ2 C ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ2 1 U U − اﺳﺖ ﻛـﻪ ﻧﺎﺣﻴـ ﻪ زﻳـﺮ ﻣﻨﺤﻨـﻲ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴـﺖ ﻧﻬـﺎﻳﻲ و ﺑـﻴﻦ ﺳـﻄﻮح ﻣﺼﺮف1 C و2 C )ﻧﺎﺣﻴ ﻪ ﻫﺎﺷﻮر ﺧﻮرده ( را ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد 8 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... U2 U1 C2 C1 U=U(C) MU1 C2 C1 MU=U'(C) MU2 V Z W ﺷﻜﻞ1 - 3 - ﺗﻮاﺑﻊ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻛﻞ و ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ در ﻋﻤﻞ، ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ و ﺗﻐﻴﻴﺮات آن ﻏﻴﺮﻗﺎﺑﻞ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی اﺳﺖ، ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از رﻫﻴﺎﻓﺖ ﭘﻮﻟﻲ ﻣﺎرﺷﺎل ﺗﻮان ﻣﻲ آﺛﺎر رﻓﺎﻫﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﺼﺮف را اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻛﺮد . در اﻳﻦ رﻫﻴﺎﻓﺖ از ﭘـﻮل ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳـﻚ ﺷـﺎﺧﺺ اﺻـﻠﻲ ﺑـﺮای ﻣﺤﺎﺳـﺒ ﻪ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ و ﺗﻔﺴﻴﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮای ﻳﻚ ﻛﺎﻻ ﻳﺎ ﺗﺎﺑﻊ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﺎﺣﻴ ﻪ زﻳﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺗﻌﺒﻴﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدد ؛ ﺑﺎ اﻳﻦ ﻓﺮض ﻛﻪ ﺑﻴﻦ واﺣـﺪﻫﺎ ی ﭘـﻮﻟﻲ و واﺣﺪﻫﺎی ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ راﺑﻄ ﻪ ﺛﺎﺑﺘﻲ وﺟﻮد دارد و ﻟﺬا ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ درآﻣﺪ ﭘﻮﻟﻲ ﺛﺎﺑﺖ اﺳﺖ .1 ،از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ در ادﺑﻴﺎت ﺧﺮد اﻗﺘﺼﺎد ی ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻛﺎﻻ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻴﺰاﻧﻲ از آن ﻛﺎﻻﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﺎﻣﻞ اﻗﺘﺼﺎدی ) ﻓﺮد، ﺧﺎﻧﻮار ﻳﺎ ﺳﺎزﻣﺎن ( ﻣﺎﻳﻞ و ﻗﺎدر اﺳﺖ در ﻫﺮ ﺳﻄﺤﻲ از ﻗﻴﻤﺖ در ﺧ ﻼل ﻳﻚ دور ه زﻣﺎﻧﻲ ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﺪ ) ﺷﻜﻞ 1 - 4 .( ﻣﺴﺎﺣﺖ زﻳﺮ ﻳﻚ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﺑﺮآوردی از ارزش ﻛﺎﻻﻳﻲ را ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪ ﮔـﺎن ﺑـﻪ دﺳـﺖ ﻣـﻲ دﻫـﺪ . ﻛﻠﻴـ ﻪ واﺣـﺪﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه ﺗﺎ واﺣﺪ Xe دارای ﻣﺠﻤﻮع ارزﺷﻲ ﺑﺮاﺑﺮ ﻣﺴﺎﺣﺖ )a+b+c+d+e ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزاری ﻛﺎﻻی X ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ Pe ﺑﺎﺷﺪ ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺗﺎ واﺣﺪ Xe از ﻛﺎﻻ را ﺧﺮﻳﺪاری ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﺑﺎ ارزش آﺧـﺮﻳﻦ واﺣـﺪ ﻣﺼﺮف و ﻧﻪ ﻛﻞ ارزش ﺑﺮاﺑﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ]13 [. ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺷﻴﺐ ﻣﻨﻔﻲ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ آن اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﻤﻮاره ارزش آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﻣﺼﺮف ﺷﺪه از ارزش ﺗﻤﺎم واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﺒﻼ ﻣﺼﺮف ﺷﺪه اﻧﺪ اﺳﺖ ﺗﺮ ﻛﻢ . 1 - راﺑﻄﻪ ﺑﻴﻦ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﺷﺎﺧﺺ ﭘﻮﻟﻲ در رﻫﻴﺎﻓﺖ ﻣﺎرﺷﺎل ﺑﻪ ﺻﻮرت MU P = α ﻧﻮﺷﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ در آن P ﻫﻤﺎن ﻗﻴﻤﺖ ) ﺑﺮ ﺣﺴﺐ واﺣﺪﻫﺎی ﭘـﻮﻟﻲ ( اﺳﺖ . اﮔﺮ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﻪ ﻧﺤﻮی اﻧﺘﺨﺎب ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ1 α = ﺑﺎﺷﺪ آﻧﮕﺎه ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻣﻄﻠﻮﺑﻴﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﻫﻤﺎن ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺗﻠﻘﻲ ﻧﻤﻮد . ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 9 ﺷﻜﻞ1 - 4 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻞ اﺧﺘﻼف ﺑﻴﻦ دو ﻣﻔﻬﻮم ﻗﻴﻤﺖ و ارزش در ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ی ﻫﺎی ﺑﺨﺶ ﻋﻤﻮﻣﻲ اﺑﺰاری ﺑﻪ ﻧﺎم » ﻣﺎزاد ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه «1 را ﺑـﻪ دﺳﺖ دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ ﺗﻔﺎوت ﺑﻴﻦ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻘﺪاری ﻛﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ آن ﺑﻮده - ﻳـﺎ ارزش - و ﻗﻴﻤﺘـﻲ ﻛﻪ ﻋﻤﻼ ﺑﺮای ﻛﺎﻻ ﻣﻲ ﭘﺮدازد، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﻫﻤﻴﻦ ﭼﺎرﭼﻮب و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻣﺼـﺮف 2 ) ﺷـﻜﻞ ﺷـﻤﺎره )1 - 5(( ،ﺗﻮان ﻣﻲ ﻣﻔﻬﻮم ارزش را در ﻗﺎﻟﺐ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻛﺎﻻﻳﻲ ﺧﺎص ) ارزش ﻧﺎﺷﻲ از ﻣﺒﺎدﻟﻪ ( ﺑﻴﺎن ﻛـﺮد . ﺑـﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ارزش ﻛﺎﻻی X ﻣﻘﺪارY ای ا ﺳﺖ ﻛﻪ ﺷﺨﺺ ﺣﺎﺿـﺮ اﺳـﺖ ﺑـﺮای ﺑـﻪ دﺳـﺖ آوردن X از دﺳـﺖ ﺑﺪﻫـﺪ ]10 [. ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﻳﻚ ﻣﺤﺼﻮل ﻣﺸﺨﺺ، ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻴﺰاﻧﻲ از ﺳﺎﻳﺮ ﻣﺤﺼﻮﻻت اﺳﺖ ﻛﻪ ﺷـﺨﺺ ﺗﻤﺎﻳـﻞ دارد از دﺳـﺖ ﺑﺪﻫﺪ ﺗﺎ ﻣﻴﺰان ﻣﻌﻴﻨﻲ از آن را ﺑﻪ دﺳﺖ آورد . y1 y2 x2 x1 Y X U=U(x,y) ﺷﻜﻞ1 - 5 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻣﺼﺮف 1- Consumer Surplus 2 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻣﺼﺮف ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ ﻛﻠﻴﻪ ﺗﺮﻛﻴﺒﺎﺗﻲ از X وY اﺳﺖ ﻛﻪ او را از ﺳﻄﺢ رﺿﺎﻳﺘﻤﻨﺪی ﻳﻜﺴﺎﻧﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﻣﻲ ﺳﺎزد . 10 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... اﻳﻦ ﻣﻌﻴﺎر در ﭼﺎرﭼﻮب اﻗﺘﺼﺎد ﺑ ﺎزار ﺑﻪ ﺷﻜﻞ واﺣﺪﻫﺎی ﭘﻮﻟﻲ ﺑﻴﺎن ﻣﻲ ﺷﻮد . از اﻳﻦ ﻣﻨﻈﺮ، ﻣﻴﺰان ﭘﻮﻟﻲ ﻛﻪ ﻓﺮد را ﺑﺮای ﺑـﻪ دﺳﺖ آوردن ﻛﺎﻻﻳﻲ ﺧﺎص ﺣﺎﺿﺮ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻧﻤﻮده، ﻣﻌﺎدل ﻣﻴﺰاﻧﻲ از ﺳـﺎﻳﺮ ﻛﺎﻻﻫـﺎ و ﺧـﺪﻣﺎت اﺳـﺖ ﻛـﻪ از ﺧﺮﻳـﺪ ﻫـﺎ آن ﺻﺮف ﻧﻈﺮ ﻛﺮده اﺳﺖ . ﺑﻨﺎ ﺑﺮ ﻣﺒﺎﺣﺚ ذﻛﺮ ﺷﺪه، ﻣﻌﻴﺎر ﺳﻨﺠﺶ ارزش ﻛﺎﻻ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺘﻲ ﻣﺸـﺨﺺ ا ز دو روﻳﻜـﺮد ﻛﻠـﻲ » ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﭘﺮداﺧـﺖ «1 و » ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺬﻳﺮش «2 ﭘﻴﺮوی ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ، ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﭘﻮﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮد ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻓﺰاﻳﺶ در ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻛﺎﻻ و ﺧﺪﻣﺖ ، ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ آن دارد . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ ﻣﻘﺪار ﭘﻮﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮد را ﺑﻴﻦ دو وﺿﻌﻴﺖ » ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑـﺮای ﻛـﺎﻻ و ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از آن » و « ﻋﺪم ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻛﺎﻻ و در اﺧﺘﻴﺎر داﺷﺘﻦ ﭘﻮل ﺟﻬﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑ ﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎت «، در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻗﺮار دﻫﺪ ﻣﻲ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ، ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺬﻳﺮش ، ﺣـﺪاﻗﻞ ﭘـﻮﻟﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻓـﺮد ﺣﺎﺿـﺮ ﺑـﻪ درﻳﺎﻓـﺖ آن در ازای ﻋـﺪم ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻛﺎﻻ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺘ ﻲ ﻣﻌﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت د ﻳﮕﺮ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺬﻳﺮش ﻣﻘﺪاری اﺳﺖ ﻛـﻪ ﻓـﺮد را ﺑـﻴﻦ دو وﺿـﻌﻴﺖ » ﻧﮕﻬﺪاری داراﻳﻲ « و ﻳﺎ » از دﺳﺖ دادن آن و درﻳﺎﻓﺖ ﻏﺮاﻣﺖ ﭘﻮﻟﻲ آن «، در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻲ ﺗﻔﺎوﺗﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫـﺪ . اﮔﺮﭼـﻪ ﻋﻤﻮﻣـﺎ ﭘﻮل ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺷﺎﺧﺺ ﻧﺴﺒﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد اﻣﺎ ؛ ﺗﻮان ﻣﻲ دو روﻳﻜﺮد ﻓﻮق را ﺑﺮ اﺳـﺎس ﺳـﺎ ﻳﺮ ﻛﺎﻻﻫـﺎ ﻳـﺎ ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﻓﺮد اﻫﻤﻴﺖ دار ﻧ ﺪ، ﻧﻴﺰ ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ ﻗﺮار داد . ﺑﺮق، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﻛﺎﻻی اﻗﺘﺼﺎدی، ﻣﺴﺘﺜﻨﻲ از ﻣﺒﺎﺣﺚ ﻓﻮق ﻧﻴﺴـﺖ . ارزش اﻳـﻦ ﻛـﺎﻻ از ﻣﻨﻈـﺮ اﻗﺘﺼـﺎد ﻣﻠـﻲ، ﻣﻌـﺎدل ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻓﺮاد ﺗﻤﺎﻳﻞ دارﻧﺪ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از آن ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﺑـﺮآ ورد ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﭘﺮداﺧـﺖ ﺗﻚ ﺗﻚ اﻓﺮاد در ﻃﺒﻘﺎت ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺎری اﺳﺖ ﺑﺴﻴﺎر دﺷﻮار و ﭘﺮﻫﺰﻳﻨﻪ؛ اﻣﺎ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻣﻌﻴـﺎری ﻣﺘﻮﺳـﻂ از ﻣﻔﻬـﻮم ﻣﺬﻛﻮر، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ از ﻳﻚ ﻃﺮف ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ ﻣﻴـﺰان اﻫﻤﻴـﺖ و ﺟﺎﻳﮕـﺎه ﺑـﺮق در اﻗﺘﺼـﺎد ﻣﻠـﻲ و از ﻃﺮﻓـﻲ دﻳﮕـﺮ ﻋـﺎﻣﻠﻲ ﻣﻔﻴـﺪ در ﺗﺼﻤﻴﻢ ﮔﻴﺮی ﻫﺎی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان و ﺑ ﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰان ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻳﻜﻲ از اﻳﻦ ﻣﻌﺘﺒﺮﺗﺮﻳﻦ روش ﻫﺎ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ار زش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮق، ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ اﻓﺮاد ﺑﺎﺑﺖ ﻋﺪم ﺑﺮﺧﻮرداری از ﻫﺮ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﻋﺮﺿـﻪ ﻧﺸـﺪه ) ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ ( ﺑـﺮای ﻣﺼـﺎرف ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن اﺳﺖ . ﺑﺮ ﻫﻤﻴﻦ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ در ﺟﻬﺎن و اﻳﺮان ﺑﺮای ﺑﺮآورد ارزش ﺑﺮق اﻧﺠﺎم ﺷﺪه اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺟﺰﻳﻴـﺎت اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت و ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻫﺎ آن در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎر ه )4 (آﻣﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﺐ ذﻛﺮﺷﺪه در زﻣﻴﻨ ﻪ ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی ارزش و ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه، ﻣﻲ ﺗـﻮان ﺟﻤـﻊ ﺑﻨـﺪی زﻳـﺮ را در ﻣﻮرد ارزش ﺑﺮق اراﺋﻪ داد : − ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﻳﻚ ﺑـﺎزار رﻗﺎﺑـﺖ آزاد ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﺧﻮدﭘـﻮ ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﮔـﺮدد، اﻳـﻦ ﻗﻴﻤـﺖ ﺗـﺎ ﺣـﺪ زﻳـﺎدی ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ارزش آن ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 1- Willingness to Pay (WTP) 2- Willingness to Accept (WTA) ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 11 − در ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻘﺪان ﺑﺎزار ﻳﺎ وﺟﻮد ﺑﺎزار ﻧﺎﻗﺺ، ﺑﺮآورد ارزش ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ دﺳـﺘﮕﺎه ﺳﻴﺎﺳـﺖ ﮔـﺬار ی و ﺗﺼـﻤﻴﻢ ﮔﻴـﺮی ﻛﺸﻮر در ﻣﻮرد ﭼﮕﻮﻧﮕﻲ دﺧﺎﻟﺖ در ﺑﺎزار و ﺛﻴﺮﺗﺎ ﮔﺬاری ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻳﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺑﺮای اﻳﻤﻦ ﺳﺎزی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻤﻚ ﻛﻨﺪ . − ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه، ارزش ﺑﺮق در ﻳﻚ داﻣﻨﻪ ﮔﺴﺘﺮده ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﻮده از )5/1 ﺗﺎ12 ﺑﺮاﺑـﺮ ( و ﻣﺘـﺎﺛﺮ از زﻣﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل ارزش ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻟﺤﻈﻪ ای 12 ﺑﺮاﺑﺮ ارزش ﺧﺎﻣﻮ ﺷﻲ 8 ﺳﺎﻋﺘﻪ ( ، ﻧـﻮع ﻣﺼـﺮف ) ارزش ﺑـﺮق ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺗﺠﺎری و ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺣﺪود 3 ﺑﺮاﺑﺮ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺎﻧﮕﻲ ( ، ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ) ﺑﻪ دﻟﻴـﻞ ﺗـﻮرم ( و ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ روش ﺑﺮآورد ) روش و دﻗﺖ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ؛ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ داﻧﺸﮕﺎه ﺗﺮﺑﻴﺖ ﻣﺪرس ارزش ﺑﺮق ﺧـﺎﻧﮕﻲ و ﺗﺠﺎری و ﻋﻤﻮﻣﻲ در ﺳﺎل 1379 ﻧﺴ ﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎل 1374 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺣﺪود4 و11 ﺑﺮاﺑﺮ ﺷﺪه اﺳﺖ ]14 [ و ]15 [. ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺑﺴﻴﺎری از ﻛﺸﻮرﻫﺎی دﻧﻴﺎ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺑـﺮای ﺣﻔـﻆ ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار ﻧﻤﻮده اﻧﺪ، ﻟﺬا ارزش واﻗﻌﻲ ﺑﺮق ) ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ واﻗ ﻌﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ( در ﺑﺮﺧﻮرد ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺑﻪ ﻋﻼوه ﺳﻮد اﻧﺘﻈﺎری ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ( در ﻓﻀﺎی ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺷﻜﻞ » ﻗﻴﻤﺖ « ﻇﺎﻫﺮ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺮ اﻳـﻦ اﺳﺎس، آﮔﺎﻫﻲ از اﺟﺰای ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﭘﺎﻳﺪار و ﻣﻄﻤﺌﻦ و ﻧﻴﺰ ﻧﺤﻮه ﺑﺮآورد آن ﻫﺎ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻧﺸـﺎن دﻫﻨـﺪه ﺣـﺪود ﺣﺪاﻗﻠﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﺎدﻻ ﺗﻲ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺎﺷﺪ . 1 - 3 - ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮق، ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻫﺮ ﻛﺎﻻی اﻗﺘﺼﺎدی دﻳﮕﺮ، در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ) ﻳـﺎ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ( و ﻏﻴﺮﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ اﻳﺠـﺎد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق و ﻫﻢ اﻗﺸﺎر ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﺟﺎﻣﻌﻪ را ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫـﺪ . ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺴ ﺘﻘﻴﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ، ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ، اﻧﻮاع ﭘﺮداﺧﺖ ﻫـﺎی ﻗـﺎﻧﻮﻧﻲ ﻧﻈﻴـﺮ ﺑﻴﻤـﻪ، ﻣﺎﻟﻴﺎت و ﻣﺸﺎﺑﻪ آن اﺳﺖ . اﻣﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ رﻓﺎه اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ اﻓﺮاد ﺟﺎﻣﻌﻪ را ﺗﺤﺖ ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﻗـﺮار دﻫﺪ ﻣﻲ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع و ﺷﻴﻮ ه ﺗﻮﻟﻴﺪ از داﻣ ﻨﻪ اﺛﺮﮔﺬاری ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل، ﻣﺼﺮف ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ در ﺟﺮﻳﺎن ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ، ﻣﻮﺟﺐ اﻧﺘﺸﺎر ﻣﻮاد آﻻﻳﻨﺪ ه ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ) ﺑﻪ ﺧﺼﻮص ﻫﻮا ﻣﻲ ( ﮔﺮدﻧـﺪ و ﻳـﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮﺟﺐ ﺗﺎﺛﻴﺮ ات ﻣﻨﻔﻲ ﺑﺮ اﻛﻮﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺤﺪود ه ﻣﺨﺎزن ﺧﻮد ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎ ، ﻛـﻪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان » آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ «1 ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ، ﻋﻤﻮﻣﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻛﻤﻲ ﻧﺸﺪه ای ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻗﻠﻴﻢ، ﺳﻼﻣﺖ اﻧﺴﺎن، ﻣﺤﺼﻮﻻت زراﻋﻲ، ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت زﻳﺮﺑﻨﺎ ﻳﻲ و ﺗﻨﻮع زﻳﺴﺘﻲ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ اﻣﺎ در ﺣﺴﺎب ﻫﺎی ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻧﻤﻲ ﮔﺮدﻧﺪ .2 1- External Effects 2 - ﭘﻴﮕﻮ اوﻟﻴﻦ ﻛﺴﻲ ﺑﻮد ﻛﻪ ﺗﺎﺛﻴﺮ آﻟﻮدﮔﻲ را ﺑﺮ ﻛﺎر آﻳ ﻲ اﻗﺘﺼﺎدی، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻨﻈﻢ و ﻣﺪون درآورد . در ﺗﺤﻠﻴـﻞ وی ﺑـﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫـﺎی ﻣﺼﺮﻓﻲ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری و ﻏﻴﺮه ( ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ اﻳﻦ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ، ﺗﻔﺎوت وﺟﻮد دارد و ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻳـﺎ ﻣﺼﺮف، از ﻣﺠﻤﻮع ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﺧﺎرﺟﻲ ﻣﻮﺟﻮد ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ . آﻳﺪ 12 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... در ادﺑﻴﺎت اﻗ ﺘﺼﺎدی، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻛﺎﻣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ « ﺗﻌﺮﻳـﻒ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﻛـﻪ از ﺟﻤـﻊ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﺣﺎﺻﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )1 - 6 .(( ﺷﻜﻞ1 - 6 - ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﺎﻻ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺖ اﻣﺮوزه، ﺑﻪ ﻏﻴﺮ از ﺑﺮق ﻫﺴﺘﻪ ای، ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ روش ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را ﺗﻮان ﻣﻲ در دو دﺳـﺘ ﻪ ﻛﻠـﻲ ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﻫـﺎی ﻣﺘﻌـﺎرف ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪ ه ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ و ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ، ﺑﻪ ﻛـﺎرﮔﻴﺮی ﻫـﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ روش ، ﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺑﺎ ﺧﻮد ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه دارﻧﺪ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ در اﻛﺜﺮ ﻣﻮارد ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑ ﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗـﺐ ﺗـﺮ ﻛـﻢ اﺳـﺖ . درﺣـﺎﻟﻲ ﻛـﻪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻧﮕﻬـﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻫﺎ آن ﺑﻪ ﺷﺪت ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ واﺑﺴﺘﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻣـﺬﻛﻮر ﺑـﻪ ﻃـﺮق ﻣﺨﺘﻠﻒ، از ﺟﻤﻠﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻳﺎراﻧﻪ از ﺟﺎﻧﺐ دوﻟﺖ ﻫﺎ، ﭘﺎﻳﻴﻦ ﻧﮕﺎه داﺷﺘﻪ ﺷﻮد آﻧﮕﺎه ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺼﻮﺻﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﺮ ﻛﻢ ﮔﺮدد . درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺎدی، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻴﺶ اﺳﺖ ﺗﺮ . 1 - 3 - 1 - ﻫﺰﻳﻨ ﻫﺎ ﻪ ی ﺧﺼﻮﺻﻲ اﻏﻠﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻓﻌﺎل در ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی، ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻨﺒﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣـﻲ روﻧـﺪ، ﻛـﻪ اراﺋﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از آن ﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﻲ ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( ﺑﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . 1 - 3 - 1 - 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ذﻛﺮ ﺷﺪ، ﻋﻤﺪ ه اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰ ﻫﺎ ﻳﻨﻪ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ و ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری - ﻧﮕﻬـﺪاری ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را ﺗﻮان ﻣﻲ از دو ﻣﻨﻈﺮ ﺣﺴﺎﺑﺪاری و اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار داد . ﻋﻤﺪه ﺗﺮﻳﻦ ﺗﻔﺎوت در ﻫـﺎ آن ﺗﺎﺛﻴﺮ ارزش زﻣﺎﻧﻲ ﭘﻮل در روﻳﻜﺮد اﻗﺘﺼﺎدی و ﻋﺪم ﻣﻨﻈﻮر ﻧﻤﻮدن آن در روﻳﻜﺮد ﺣﺴﺎﺑﺪاری اﺳﺖ . ﻋـﻼو ه ﺑـﺮ اﻳـﻦ، روﻳﻜـﺮد ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 13 ﺣﺴﺎﺑﺪاری روﻳﻜﺮدی ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻧﮕﺮ ﺑﻮده و ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه اﺳﺖ درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ روﻳﻜﺮد اﻗﺘﺼﺎدی روﻳﻜﺮدی ﻛﻞ ﻧﮕﺮ ﺑﻮده و ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه و اﻧﺠﺎم ﻧﺸﺪه در ﻛﻞ دوره ﺣﻴﺎت ﻃﺮح1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در روﻳﻜﺮد ﺣﺴﺎﺑﺪاری، ﺑﻬﺎی ﺗﻤﺎم هﺷﺪ داراﻳﻲ ﻫﺎ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻏﻴﺮﺗﻮﻟﻴﺪی دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﺑﺎﻻﺳﺮی ( ﻣﺒﻨـﺎی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﻟﺬا ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ و ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺳﺎل ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳـﺖ . ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ در اﻳﻦ روش ﺑﻬﺎی ﺗﻤﺎم ﺷﺪ ه داراﻳﻲ ، ﻫﺎ ﻛﻪ در ﺧﺼﻮص ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺗـﺮ ﻢﻣﻬـ ﻳﻦ ﺟـﺰ و ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﻣﺤﺼﻮل را ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﺪ ﻣﻲ ، در ﻃﻮل دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﺎدام ﻛﻪ ﺗﺠﺪﻳﺪ ارزﻳﺎﺑﻲ داراﻳﻲ ﻫﺎ اﻧﺠﺎم ﻧﺸﺪه ﺑﺎﺷﺪ ، ﺛﺎﺑﺖ اﺳﺖ . در روﻳﻜﺮد اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻛﻞ ﻧﮕﺮی در دور ه ﺣﻴﺎت ﻃﺮح اﺳﺖ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ در اﻳﻦ روﻳﻜﺮد ﻪﻛﻠﻴ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﺮرﺳﻲ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره اﺟﺮا و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ( در ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ وﻗﻮع ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻫﺎ ﻫﺎ ﺳﺎل ی ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﻟﺰوم ﻣﻨﻈﻮر ﻧﻤﻮدن ارزش زﻣﺎﻧﻲ ﭘـﻮل در ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه، ﺑـﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻜﻨﻴﻚ ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ، ﻛﻠﻴ ﻪ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗ ﻴﻤﺖ ﺳﺎل ﻣﺒﻨﺎ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪه و در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت وارد ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﺮ . اﺳﺎس ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻣﺘﺪاول ﺗﺮﻳﻦ روش ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ، روش ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﺑـﺮق 2 ) LCOE (اﺳﺖ ﻛﻪ در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎر ه )3 (ﺑﻪ ﺗﻔﺼﻴﻞ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . 1 - 3 - 1 - 2 - ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ، در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪ ﻪﻛﻠﻴ ه ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﭘﺎﻳﺪاری و ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮ ﻋﻬـﺪه ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ اراﺋ ﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق، ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ اﻧﺠﺎم ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺻﺮف ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﻀﺎﻋﻒ در ﻃﻮل دور ه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻫ ﻫـﺎ ﺰﻳﻨﻪ ی دﻳﮕـﺮی ﻏﻴـﺮ از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣـﺬﻛﻮر ﺑـﺮ واﺣـﺪﻫﺎی اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪه ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ آن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﻧﺎﺷـﻲ از ﻋـﺪم ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق در ﺳـﺎﻋﺎت آﻣـﺎدﮔﻲ واﺣﺪﻫﺎﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ را ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﺑـﻪ ﺷـﺮح زﻳـﺮ ﺗﻘ ﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد : − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺴﺎرت ) اﺳﺘﻬﻼک (3 ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﺗﻠﻔﺎت ﻋﻤﺮ ﺗﺠﻬﻴﺰ − ﺗﻠﻔﺎت ﺑﺎزده − ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری اﻓﺰاﻳﺸﻲ ) ﺑﺮای ﺷﺮوع و ﺗﻮﻗﻒ واﺣﺪ ( − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ) ﻧﺮم اﻓﺰارﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و ﭘﺨﺶ ﺗﻮان ( 1- Life Cycle Assessment 2- Levelized Costs of Electricity 3- Wear and Tear Cost 14 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ دﻗﻴﻖ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻧﺤﻮه ﺑﺮ آورد آن ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻓﺼﻞ ﺳﻮم اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1 - 3 - 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺧﺎرﺟﻲ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ، ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻫﺎ ﻃﺮح ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﺑﻌﺎد ، ﭘﻴﭽﻴﺪﮔﻲ ﻫﺎ و ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮل ﻛﻨﻨﺪه ای 1 ﻛﻪ در ﻗﺎﻟﺐ آن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ، ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ) ﻫﻤﭽﻮن آﻟﻮدﮔﻲ ( ﻧﻴﺰ ﺑﺎ ﺧـﻮد ﺑـﻪ ﻫﻤـﺮ اه داﺷـﺘﻪ ﺑﺎﺷـﻨﺪ ﻛـﻪ ﺑـﺮ رﻓـﺎه اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ اﺛﺮ ﺑ ﮕﺬارﻧﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎ اﻏﻠـﺐ در ﺣﺴـﺎب ﻫـﺎی ﻣـﺎﻟﻲ ﻃـﺮح ﻣـﻨﻌﻜﺲ ﻧ ﻤـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ ، ﭼﺮاﻛـﻪ ﺧـﺎرج از ﭼـﺎرﭼﻮب ﺗﺼﻤﻴﻢ ﮔﻴﺮی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬ اران و ﻣﺎﻟﻜﻴﻦ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ، اﻣﺎ از دﻳﺪﮔﺎه ﻛﻞ ﺟﺎﻣﻌﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰان ﻗﺮار ﮔﻴﺮﻧﺪ . اﮔﺮﭼﻪ ﺳ ﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮ ﭼﮕـﻮﻧﮕﻲ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری ﺷـﺪه ﻣـﻮﺛﺮ اﺳـﺖ، اﻣـﺎ در راﻫﻨﻤـﺎﻳﻲ ﺻـﺤﻴﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻧﺸـﺪه ﻧـﺎﻣﻮﻓﻖ اﺳـﺖ . از آﻧﺠـﺎ ﻛـﻪ اﻏﻠـﺐ آﺛـﺎر و ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ دارای ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ﺗﺎ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﺷﻮ ﻧﺪ، ﻟﺬا ﺳﺒﺐ اﻧﺤﺮاف ﺑـﺎزار در ﺗﺨﺼـﻴﺺ ﺑﻬﻴﻨـ ﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار وارد ﺷﻮﻧﺪ، ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻄﻠﻮب ﺑـﺎزار ﺑـﻪ ﺳـﻤﺖ ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻄﻠﻮب ﺟﺎﻣﻌﻪ ﺟﺎﺑﺠﺎ ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﻳﻚ ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ، ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ، ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن از ﻃﺮﻳـﻖ ﻳـﻚ ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﺗﺒـﺎدﻟﻲ آزاداﻧﻪ ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ در ﺗﻤﺎس ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ، ﻛﻪ ﺣﺎﺻﻞ آن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌـﺎدﻟﻲ و ﺗﺨﺼـﻴﺺ ﻣﻨـﺎﺑﻊ در ﻧﻘﻄـ ﻪ ﺗﻌـﺎدل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ، ﻣﻨﺎﻓﻊ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛـﺎﻻ ﻳـﺎ ﺧـﺪﻣﺖ ﺑﺮاﺑـﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﻧﻘﻄ ﻪs d (Q Q )C = ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﺑﺎزار )P (را ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )1 - 7 .(( ﺷﻜﻞ1 - 7 - ﺗﻌﺎدل ﺑﺎزار ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ 1- Regulatory Framework ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 15 ﺣﺎل ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ اﺿﺎﻓﻪ ﺷﻮد، ﻧﻤﻮدار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ )MPC ( ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺑﺎﻻ و ﭼﭗ اﻧﺘﻘﺎل ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﺑﻪ ﻧﻤﻮدار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﻬﺎﻳﻲ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ )MSC (ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )1 - 8 .(( MSC MPC MEC = + ﺷﻜﻞ1 - 8 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ در اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻴﺰان ﻋﺮﺿﻪ / ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﻛﺎﻻ از Q ﺑﻪ1 Q ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ 1P اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑـﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ وﺿﻌﻴﺘﻲ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﺎ ﺳﻄﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎﻻﺗﺮ و ﻣﻘﺪار ﺗﺮ ﻛﻢ ﻣﺤﺼﻮل ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . اﻟﺒﺘﻪ در ﻋﻤﻞ دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﭼﻨﻴﻦ ﻧﻘﻄﻪ ای ﺑﺴﻴﺎر دﺷﻮار ﺑﻮده و ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ و ارزش ﮔﺬاری آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﺖ1 . اﻣـﺎ ﻋـﺪم ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ا ﻳـﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺳﺒﺐ ﺗﺼﻤﻴﻢ ﮔﻴﺮی ﻫﺎی ﻧﺎدرﺳﺖ در ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺷﻮد . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻳﻜﻲ از ﻧﻜﺎت ﻣﻬﻢ در ﻣﻘﺎﻳﺴ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ، ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ و ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ اﺳﺖ . از ﻃﺮﻓﻲ دﻳﮕﺮ، ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ و ﻟﺤﺎظ ﻛﺮدن آن در ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـ ﺮق ) ﻣﺤﺎﺳـﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ، ( ﻓﺮآﻳﻨﺪ دﺧﺎﻟﺖ دوﻟﺖ در ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧـﺪﻣﺎت در ﺑـﺎزار ﺑـﺮق را در ﺷـﺮاﻳﻂ ﻓﻘـﺪان ﺑﺎزارﻫـﺎی ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺗﻮﺟﻴﻪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺳﺎزد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺮﻳﺢ ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﭘﻮﺷﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق و ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫـﺎی ﺑـﺮق ﻣﻮﺟﻮد ﺑﺮق )ﻧ ﺤﻮه ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ( و ﻧﻴﺰ روش ﻫﺎی ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ﻣـﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 1 - در ﺳﺎل ﻫﺎی اﺧﻴﺮ ﻣﺘﺨﺼﺼﺎن اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﮔﺎم ﻫﺎی ﻣﻮﺛﺮی ﺑﺮای ﻧﻴﻞ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻘﺼﻮد ﺑﺮداﺷﺘﻪ و روش ﻫﺎﻳﻲ را ﻧﻴﺰ اﺑﺪاع ﻧﻤﻮده اﻧﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ آﻧﻬـﺎ ﭘﺮداﺧﺘـﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . 16 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 1 - 4 - ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺎزار، ﻧﻬﺎدی اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﻠﻴ ﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺗﻘﺎﺿﺎﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﺑﺮآوردن ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﺧﻮد در آن ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛـﺮده و اﻗـﺪا م ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﻛﺎﻻ و ﺧﺪﻣﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﻧﻬﺎدی، ﻗﻴﻤﺖ ﻛﺎﻻ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺖ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ رﻓﺘﺎر ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و در ﺳﻄﺢ ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺎﺑﻊ، ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد .1 در اﻳﻦ ﺳﻄﺢ، ﻛﻠﻴ ﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ اﻧﺘﻈﺎرات ﺧﻮد از ﻗﻴﻤﺖ، ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﺎ ﭘﻮﺷـﺶ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺟﺒﺮان ﻧﻴﺎز ﺗﻘﺎﺿﺎﻛ ﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، دﺳﺖ ﭘﻴﺪا ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﺑـﺮق ﻧﻴـﺰ ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳـﻚ ﻛـﺎﻻی ﺿﺮوری ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺟﻮاﻣﻊ ﻛﻨﻮﻧﻲ از اﻳﻦ ﻗﺎﻋﺪه ﻣﺴﺘﺜﻨﻲ ﻧﻴﺴﺖ . در ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻓﻘﻲ، ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ) ﻧﻬﺎدﻫﺎی دوﻟﺘﻲ ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬار و ﻧﺎﻇﺮ، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ، ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان، ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺸﺘ ﺮﻳﺎن ( در ﻓﻀﺎﻳﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻣﺼﺮف و ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﺑﺮق ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﭼﻨﻴﻦ ﻓﻀﺎﻳﻲ ﻣﺴﺘﻠﺰم وﺟﻮد ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﻣﻨﺎﺳـﺐ ) اﻧـﻮاع ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﻛﻮﺗـﺎه ﻣـﺪت و ﺑﻠﻨﺪﻣـﺪت ( اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن، ﺧﺮﻳﺪاران و ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان ﺑﺪون ﺗﺒﻌﻴﺾ و آزاداﻧﻪ ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻫﺎ آن ﺑﺎﺷﻨﺪ . در ﻛﺸﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻧﻤﻮد ه اﻧﺪ، اﻧﺘﻈﺎر ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎزی رﻗﺎﺑﺖ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻛﺎراﻳﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺻﻨﻌﺖ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ ﺑﺮق ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗـﻼش ﺑـﺮای ﺷـﻜﻞ ﮔﻴـﺮی ﻓﻀـﺎی ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﺑـﺮای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﺎزﻳﮕﺮان و ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻣﺒﺎدﻻﺗ ﻲ، ﻣﺪل ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﺑـﺎ ﻫـﺪف ﻧﺤـﻮه ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﺑـﺎزﻳﮕﺮان در ﭼـﺎرﭼﻮب ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﺗﻌﺪد، داﻣﻨﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻧﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ، ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار، ﻧﺤﻮه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ و ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺑـﻪ ﺷـﻜﻞ ﺗﻔﺼـﻴﻠﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل، PJM ، ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ، اوﻧﺘﺎرﻳﻮ، ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ، ﺗﺮﻛﻴﻪ و اﻳﺮان در ﻓﺼﻞ دوم ﻧﺸـﺮﻳﻪ ﺷـﻤﺎره 154 - ن ﻃـﺮح ﺗﻬﻴـﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر، ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1 - 4 - 1 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در اﻏﻠﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧ ﻴ ﺎ، دو ﺧﺪﻣﺖ اﺻﻠﻲ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﻣﻮرد ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻗـﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﻋﺮﺿ ﻫﺎ آن ﻪ را از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ؛ ﻛﻪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﺨﺘﺼﺮ ﻫﺎ آن ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻫﺮ ﺑﺎزار دﻳﮕﺮ ی ﻛﻪ در آن ﻛﺎﻻﻳﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﺗﻮﺳﻂ ﻛﺎرﮔﺰاران اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﻮرد ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ، در ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻧﻴﺰ ﻛـﺎﻻی ﺑـﺮق ﺑـﺎ ﺣﻀـﻮر ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎﻧﻲ ﭼـﻮن ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان و ... ، ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ اﻳﻦ ﻛﺎﻻ از ﻣﻨ ﻈـﺮ زﻣـﺎﻧﻲ و ﻧﻴـﺰ ﻧـﻮع ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻋﻤﻮﻣﺎ در دو ﺑﺴﺘﺮ ﻣﺠﺰا ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی ) ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ( و ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ) ﺷﻜﻞ ﺷـﻤﺎر ه )1 - 9 .(( ﻻزم ﺑـﻪ 1 - ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ، در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد ﻛﻪ از آن ﺑﻪ ﺷﻜﺴﺖ ﺑﺎزار ﻳﺎد ﻣﻲ ﺷﻮد ) ﻫﻤﭽﻮن ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ، ﻗ ( ﻴﻤﺖ ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ در ﺑـﺎزار ﻟﺰوﻣﺎ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 17 ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﻗﺪام ﺑﻪ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺎ ی ﺗـﻮاﻓﻘﻲ ﺧـﺎرج از ﺑـﺎزار ، ﺑـﺎ در ﻧﻈـﺮ ﮔـﺮﻓﺘﻦ ﻣﺤﺪو دﻳﺖ ﻫﺎ و ﻗﻴﻮد اﻋﻤﺎل ﺷﺪه از ﺟﺎﻧﺐ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻲ ، ﻛﻨﻨﺪ . در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی ﻛﻠﻴ ﻪ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮای ﺑـﺎز ه زﻣـﺎﻧﻲ 24 ﺳﺎﻋﺖ آﻳﻨﺪه در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزارﻫﺎی روز ﻗﺒﻞ1، ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ2 اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . در ﺣـﺎﻟﻲ ﻛـﻪ ﻣﻌـﺎﻣﻼت در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻫ)ﺗﺮ ﻔﺘﮕﻲ، ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ، ﺳﺎﻻﻧﻪ ( ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ ﺑﺎزﻳﮕﺮان و ﺑﺎ ﺑﻪ ﻛـﺎرﮔﻴﺮی اﺑﺰارﻫﺎی ﻣﺸﺘﻘﻪ3 اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﻧﻮع ﺑﺎزارﻫﺎ از آﻧﺠﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻛﺎﻻ ) در اﻳﻨﺠﺎ ﺑﺮق ( در ﺳﺮرﺳﻴﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎ اﻧﺠﺎم ﻤﻲﻧ ﮔﻴﺮد ، ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﺧﺮﻳﺪاران، ﻣﻌﺎ ﻣﻠﻪ ﮔﺮان ﻧﻴﺰ ﺑﺮای ﻛﺴﺐ ﺳﻮد وارد ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﻣﺒـﺎدﻻت ﺗﻮﺳـﻂ ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﺗﺤـﺖ ﻳـﻚ ﺳـﺮی ﻗـﻮاﻧﻴﻦ از ﭘـﻴﺶ ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﺷـﺪه و در ﻗﺎﻟـﺐ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎی ﻣﺸﺨﺺ ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت ﻧﻬﺎ دﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﺑﻪ وﻗﻮع ﻣﻲ ﭘﻴﻮﻧﺪﻧﺪ . ﺷﻜﻞ1 - 9 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻛﻠﻲ ﺟﺎﻳﮕﺎه ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﺑﺎزا رﻫﺎی ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ، ﻋﺪم اﻣﻜﺎن ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی ﺑﺮق و ﺿﺮورت ﻣﺼﺮف آن در ﻟﺤﻈ ﻪ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ، ﻧﺤﻮ ه ﻣﺒﺎدﻟـﻪ و ﺷـﻜﻞ ﮔﻴـﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی را از اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ای ﺑﺮﺧﻮردار ﺳﺎﺧﺘﻪ اﺳﺖ . ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑﺎزارﻫـﺎی ﻧﻘـﺪی ﺑـﺮق در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠ ﻒ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در اﻳﻦ ﺑﺎزارﻫﺎ ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻫﺎ آن ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : 1- Day ahead Market 2- Real-time Market 3 - ﺷﺎﻣﻞ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ، آﺗﻲ، اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ و اﺧﺘﻼف ﻗﻴﻤﺖ . 18 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... − ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد1 )آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ (: در اﻳﻦ ﻣﺪل ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻛﻠﻴ ﻪ ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﻫﻤﭽﻨﺎن در اﺧﺘﻴﺎر ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻗﺮار دارد و ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول ﺑﺮق ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺧﺮﻳﺪار ﻋﻤـﺪه و ﻣﻨﺤﺼـﺮ ﺑـﻪ ﻓـﺮد ﺑـﺮق را از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﺮده و در اﺧﺘﻴﺎر ﻣ ﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﺪ . − ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ2 : در اﻳﻦ ﻣﺪل ﻧﻬﺎد ﻣﺮﻛﺰی ﻣﺴﺘﻘﻠﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷـﺒﻜﻪ وﺟـﻮد ﻧـﺪارد و ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻮﺟﻮد و ﺟﺪﻳﺪ در ﻳﻚ ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺘﻲ، اﻗﺪام ﺑﻪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤـﺖ - ﻣﻘـﺪار و ﻓـﺮ وش آن در ﺻﻮرت ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﺷﺎن در ﺑﺎزار ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . − ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ3 :در اﻳﻦ ﻣﺪل ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﻛﻠﻴ ﻪ ﺧﺮﻳـﺪاران ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻧﻴـﺰ از اﻣﻜﺎن ﺣﻀﻮر در ﺑﺎزار و اراﺋ ﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ- ﻣﻘﺪار ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﻣﺸـﺘﺮﻛﺎن ﺑـﺮق ﻗﺎدرﻧـﺪ آزاداﻧﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد را از ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺧﻮد، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎﻳﻲ ﭼـﻮن ﻗﻴﻤـﺖ و ﻛﻴﻔﻴـﺖ ﺧﺪﻣﺎت، ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ذﻛﺮ ﺷﺪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی، ﻧﺤﻮ ه ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در آن ﻧﻴﺰ ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬـﻢ اﺳﺖ . ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺑﻪ ﻧﻮع ﻣﺸ ﺎرﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران در ﺑﺎزار ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . اﻳـﻦ دو ﮔـﺮوه ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺑﻪ دو روش ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ4 و ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺣﻮﺿﭽ ﻪ اﻧﺮژی5 اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﺑﺮق ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . در ﻗﺮاردادﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺗﻮاﻓﻘﻲ ﺑﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪار و ﻓﺮوﺷﻨﺪه ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ در زﻣﺎن و ﻣﻜﺎﻧﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﺗﻌﻴـ ﻴﻦ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﺑـﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ دﺧﺎﻟﺖ و ﻧﻈﺎرت ﺑﻴﺮوﻧﻲ ﺑﺮ ﻧﺤﻮ ه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮﺳـﻂ ﻫـﺎ آن اﻧﺠـﺎم ﻧ ﻤـﻲ ﮔﻴـﺮد . اﻣـﺎ از آﻧﺠـﺎ ﻛـﻪ اﻏﻠـﺐ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﺑﺮق در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزارﻫﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ / ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ، ﻟـﺬا ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎ ی درﻳﺎﻓﺘﻲ و ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ در ﺑﺎزار ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﻣﺪل ﺣﻮﺿﭽ ﻪ اﻧﺮژی، ﻣﺪﻟﻲ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در اﻏﻠﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺮق دﻧﻴﺎ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺮ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه، در آن ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در اﻳـﻦ ﻣـﺪل ﻃـﺮﻓﻴﻦ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ، ﺷـﺎﻣﻞ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن / ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳـﺪاران، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ / ﻣﻘﺪار ﺧﻮد را ﺑﺪون ﻛﻪ اﻳﻦ ﺑﺎ ﻫﻢ ارﺗﺒﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از روز ﻣﺸـﺨﺺ ﺑـﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻋﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﭘﺲ از ﺛﺒﺖ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫـﺎی ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﻫﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از ﺑـﺮﻫﻢ ﻛـﻨﺶ اﻳـﻦ ﻣﻨﺤﻨـﻲ ﻫـﺎ ﺑـﻪ دﺳـﺖ ﻣـﻲ آﻳـﺪ . در اﻳـﻦ ﻣـﺪل دو روش ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﺑـﺎ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ6 و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑـﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد7 . ﻫـﺮ دوی اﻳـﻦ روش ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻧﻮﻋﻲ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ8 در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )1 - 10 .(( 1- Single Buyer 2- Wholesale Competition 3- Retail Competition 4- Bilateral Contracts 5- Power Pool 6- Uniform Pricing 7- Bid Pricing 8- Auction ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 19 در روش ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ1، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﻣﻌﺎدل ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﮔﺮان ﺗ ﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧـﺮژی ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ آﺧـﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪی / ﻣﺼـﺮﻓﻲ، ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺒﺖ ﻫﺎ آن هﺷﺪ ، ﻫﻤﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ]24 [. در ﭼﻨﻴﻦ روﺷﻲ، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ از ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﺗﺎ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی، ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ رﺗﺒﻪ ﺑﻨﺪی ﺷﺪه و ﺑـﻪ ﻫﻤـﺎن ﺗﺮﺗﻴـﺐ ﺗـﺎ ﻧﻘﻄ ﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻞ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺎزار اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺑﺎﻻﺗﺮ از ﺑﺎزار ﻛﻨﺎر ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻓﺸﺎر ﻧﺎﺷﻲ از رﻗﺎﺑﺖ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎ زار ﺑﺎﻋـﺚ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﺗـﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮای ﻛﺴـﺐ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺳـﻮد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺣﺪاﻗﻞ ﺑﺮﺳﺎﻧﻨﺪ . در روش ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد، ﻛﻠﻴﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻣﻌﺎدل ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺷﺎن از ﺑﺎزار درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ]24 [. ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن دﻳﮕﺮ اﻧﮕﻴﺰه ای ﺑﺮای ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴ ﻤﺖ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺷﺎن در ﺑﺎزار ﻧﺪارﻧﺪ، ﺑﻠﻜﻪ ﻪﻛﻠﻴ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﺸﺨﻴﺺ ﭘﻴﺶ )ﻫﺎ ﺑﻴﻨﻲ ( ﻫﺎ از ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻟﺬا در اراﺋ ﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﺧﻮد دو اﺻﻞ اﺳﺎﺳﻲ را ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ، ﻧﺨﺴﺖ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻛﻪ ﺷﺎﻧﺲ ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪن در ﺑﺎزار را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ و دوم درﻳﺎﻓﺖ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ از ﺑﺎزار ﻛﻪ ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار اﺳﺖ . در ﭼﻨﻴﻦ روﺷﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮاﻧﻲ ﺑﺮﻧﺪ ه ﺑﺎزی ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد ﻛﻪ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺸﺨﻴﺺ ﺑﻬﺘﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺷﻜﻞ1 - 10 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ در ﻣﻨﺎﻗﺼ ﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ]24 [ اﻫﻢ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه از ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺮق در دﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﻮارد زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − ﻫﺪف ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ در ﺳﻄﺢ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ در آن ﺧﺮﻳـﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن در ﻳﻚ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ و ﺑﺮﺧﻮردار از اﻃﻼﻋﺎت ﻛﺎﻣﻞ ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﺑﺮق ﻣﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ . − هﺷﻴﻮ ﻗﻴﻤﺖ ﮔ ﺬاری اﻧﺮژی در ﻫﺮ ﻛﺪام از ﺑﺎزارﻫﺎ، ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ، ﺳﺎﺧﺘﺎر، اوﻟﻮﻳﺖ ﻫﺎ و ﺗﺼﻤﻴﻤﺎت ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان، ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ ﻧ ﺗﻮان ﻤﻲ ﺑﺎ ﻗﺎﻃﻌﻴﺖ ﻳﻜﻲ از روش ﻫﺎ را ﺑﺮ دﻳﮕﺮ روش ﻫﺎ ﺑﺮﺗﺮ و ﻛﺎراﺗﺮ داﻧﺴﺖ . − ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮای اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻋﻢ از 1 - اﻳﻦ روش ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ )Marginal Pricing (ﻧﻴﺰ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 20 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، ﻛﺎﻣﻼ ﻳﻜﺴﺎن ﺑﻮده و ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﺗﺒﻌﻴﻀﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﺗﺒﻌﻴﺾ ﻗﻴﻤﺖ و ﻳﺎ اوﻟﻮﻳﺖ دﻫﻲ در ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﺑﺮﺧﻲ از ﻫﺎ آن در ﺳﺎﻋﺎت، روزﻫﺎ و ﻳﺎ ﻣﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﺧﺎص وﺟﻮد ﻧﺪارد . − ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی، ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺑﻪ ﺷﺮط ﻗـﺮار ﮔـﺮﻓﺘﻦ در اوﻟﻮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺷﺎن در ﺑﺎزار ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺧﻼﺻﻪ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در زﻣﻴﻨ ﻪ ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ، ﻣﺪل ﺑﺎزار و روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮق در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )1 - 1 (ا راﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 1 - 1 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺑﺮق ﺑﺎزار ﺑﺴﺘﺮ ﻫﺎی ) ( ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﺪل ﺑﺎزار روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﻳﺮان ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی)اﻧﺮژی( ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﭙﺎ رﭼﻪ )ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ( PJM ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی)اﻧﺮژی و ﻇﺮﻓﻴﺖ ( ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ای ﮔﺮه ) ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ( ای ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی)اﻧﺮژی( ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ) اﻧﺮژی ( رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﭙﺎ رﭼﻪ )ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ( ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ) اﻧﺮژی ( رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ای ﮔﺮه ) ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ( ای ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ) اﻧﺮژی ( رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ) ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ( 1 - 4 - 2 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﻠﺰوﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺎﻳﺪار و ﻣﻄﻤﺌﻦ ا ز ﻳﻚ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﺑﺎ ﮔﺴﺘﺮش روزاﻓﺰون اﺑﻌﺎد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﻧﻴﺎز ﺑﻪ اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ اﺑﺰارﻫﺎی ﻛﻤﻜﻲ و ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﺪه اﺳﺖ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ ﺑﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﭼﺸﻤﮕﻴﺮ ﺑﺎر و ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ داﺷﺘﻦ ﺣﺪ ﻗﺎﺑﻞ ﻗﺒﻮﻟﻲ از ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن و ﻛﻴﻔﻴﺖ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺳﺮوﻳﺲ دﻫﻲ ﺳـﺒﺐ ﺷﺪه ﺗﺎ اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﻛﻤﻜﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺶ ﻣﺠﺰاﻳﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﭘﺎﻳﻪ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﻴﺮﻧﺪ . از ﻃﺮﻓﻲ ﭼﻮن اﻳﺠﺎد ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ در ﻫﺮ ﺑﺨﺸﻲ از دﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴـﺘﻘﻞ ﻣﺮاﺣـﻞ ﭘﻴﺸـﺮﻓﺖ ﺧـﻮد را ﻃـﻲ ﻧﻤـﻮده و ﺗﻮﭘﻮﻟﻮژی ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﻫﺎ آن ﻧﻴﺰ ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ؛ ﻟﺬا اﻳﻦ اﻣﺮ ﻧﻪ ﺗﻨﻬﺎ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻃﻴﻒ وﺳﻴﻌﻲ از اﺻﻄﻼﺣﺎت و ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻓﻨﻲ و اﻗﺘﺼﺎدی ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ، ﺑﻠﻜﻪ وﺿﻊ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺗﻔﺎوت ﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻼﺣﻈـﻪ ای ﭘﻴـﺪا ﻛﺮده اﺳﺖ . در ﻳﻚ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻛﻠﻲ، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ اراﺋﻪ ﻫﺎ آن ﺗﻮﺳﻂ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ادو ات ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺑﺮای ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از اﻧﺘﻘﺎل ﺗﻮان اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه اﻟﺰاﻣـﻲ اﺳـﺖ . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس، ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺑـﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎﻳﻲ اﻃﻼق ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻗﺎﺑﻞ اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺷﺒﻜﻪ ﻗﺪرت ﺿﺮوری ﻫﺴﺘﻨﺪ ]7[ . ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 21 ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻧﻴﺰ از اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ﻗـﺪرت اﻧﺠـﺎم ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻛـﻪ در ﻳـﻚ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﻠﻲ اﻧﻮاع اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت را ﺗﻮان ﻣﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﻫﺎی ذﻳﻞ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد : − ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ )FCAS ( − ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺷﺒﻜﻪ )NCAS ( − ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ و ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت راه اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد ﺷﺒﻜﻪ )SRAS ( ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ )ISO ( 1 ﻣﺴﻮول ﺗﺪارک و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻪﻛﻠﻴ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ2 ﻛﻪ ﭼﻬﺎر روش را ﺑﺮای ﻣﻬﻴﺎﺳﺎزی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ : − ﺗﻬﻴﻪ و ﺗﺎﻣﻴﻦ اﺟﺒﺎری ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ3 − ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ4 − اﻧﺠﺎم ﻣﻨﺎﻗﺼ ﺎت5 − ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻘﺪی6 ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻫﺮ ﻳﻚ از روش ﻫﺎ ی ﻓﻮق ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻔﺎوت ﺑﺮای ﺧـﺪﻣﺎت ﻣـﺬﻛﻮر در ﺻـﻨﻌﺖ ﺑـﺮق ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺗﺎﻣﻴﻦ اﺟﺒﺎری، ﻳﻜﻲ از ﺷﺮاﻳﻂ ﺿﺮوری اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ، اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻤﺎم ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ﮔﺮوه ﻫﺎی ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪه در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ) ﺑﻪ ﻃﻮر ﻧﻤﻮﻧﻪ ژﻧﺮاﺗﻮ رﻫﺎی ﺑﺰرگ ( ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﻓﺮاﻫﻢ آوردن اﻧﻮاع ﻣﻌﻴﻨﻲ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . در ﺑﺎزارﻫـﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﭼﻨﻴﻦ روﺷﻲ را در ﭘﻴﺶ ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻳﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت راﻳﮕﺎن و ﻳﺎ ﺑﺎ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺒـﺎﻟﻐﻲ ﺛﺎﺑـﺖ و از ﭘـﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه، اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ از روش ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎ ﻧﺒﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﺎز ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اﺳـﺘﻔﺎده ﻛﻨـﺪ، ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺑـﺎزار اﻧﺮژی، ﻛﻠﻴ ﻪ ﺟﺰﻳﻴﺎت ﻗﺮارداد از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﻘﺪار، ﻛﻴﻔﻴﺖ و ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺻﺮﻓﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣـﺬاﻛﺮه و ﺗﻮاﻓـﻖ ﺑـﺎ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . روش ﻫﺎ ی ﺳﻮم و ﭼﻬﺎرم ﺷﺎﻣﻞ ﮔﺴﺘﺮش ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻫﺎی ﻣﺰاﻳﺪه ای و اﻳﺠﺎد ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻘﺪی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻣﺘﻤـﺎﻳﺰ ﻛـﺮدن اﻳﻦ دو روش ﻫﻤﻮاره ﻛﺎر ﺳﺎده ای ﻧﻴﺴﺖ . اﻣﺎ ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻘﺪی ﺑﺎزاری ﺑﺮای ﻳﻚ ﻣﺪت ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺒﺎدﻟﻪ و ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺑـﺮای ﻳـﻚ ﻣﺪت ﻃﻮﻻﻧﻲ ﺗﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻫﺮ دوی اﻳﻦ روش ﻫﺎ از ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ و ﺳﻄﺢ رﻗﺎﺑﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﺳـﺎﻳﺮ روش ﻫـﺎ 1 - ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺴﻮول ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت و ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ و ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻳـﻦ وﻇـﺎﻳﻒ از ﻃﺮﻳـﻖ دﻳﺴـﭙﺎﭼﻴﻨﮓ و ارﺳـﺎ ل اﻃﻼﻋﺎت ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﺗﻌﺎدل ﻟﺤﻈﻪ ای ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺧﺮوج ﻫﺎی اﺿﻄﺮاری واﺣﺪﻫﺎ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻏﻠﺐ ﺑﻪ دو ﮔﺮوه ISO Max و ﻳﺎISO Min ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ISO Max ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت، ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺑـﺎزار ﺑﺮق را ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارد و در ﻣﻘﺎﺑﻞISO Min ﺗﻨﻬﺎ وﻇﻴﻔﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻳﻤﻦ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت را ﻋﻬﺪه دار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - اﮔﺮﭼﻪ ﺑﺮﺧﻲ اوﻗﺎت اﻳﻦ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه ﻛﺎرﺑﺮان ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻴﺰ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 3- CompulsoryProvision 4- Bilateral Contracts 5- Tendering 6- Spot Market 22 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺮﺧﻮردار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻬ ﻲ اﺳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺟﺒﺮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺑﻪ اﺗﺨﺎذ ﻫﺮ ﻳﻚ از روش ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺗﻮان ﻣﻲ از روش ﻫﺎ ی ﭘﺮداﺧﺖ ) ﺟﺒﺮان ﺳﺎز ( زﻳﺮ اﺷﺎره ﻛﺮد . − ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه )RP ( 1 − ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮاﻓﻘﻲ )AP ( 2 − ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد )PBP ( 3 − ﻗ ﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ) ای CCP 4 ﻳﺎMCP 5( ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻧﺎﻇﺮ و ﻳﺎ ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﺧﻮد ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ وﺿﻊ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﻣﻌﻤـﻮﻻ ﺑـﺮای ﻪﻛﻠﻴ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎ ﻳﻜﺴﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ روش ﺟﺒﺮان ﺳﺎزی و ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﻗﺪرت ﺑﺎزار ﻣﺪ ﻧﻈﺮ اﺳﺖ ﺗﻮﺟﻴـﻪ دارد، اﻣﺎ از آﻧﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﻧﻤﺎﻳﺎن ﻧﻤﻲ ،ﻛﻨﺪ ﺑﻪ وﻳﮋه وﻗﺘﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ﺑـﺎ زﻣـﺎن و ﺷـﺮاﻳﻂ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، از ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ ﻻزم ﺑﺮﺧﻮردار ﻧﻴﺴﺖ . در روش ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﻗﻴﻤـﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی، ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪه ﭘـﻮﻟﻲ را ﺑﺮاﺳﺎس ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اش درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ا . ﻳﻦ روش ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻣﻮاﻗﻌﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺧﺪﻣﺎت اراﺋـﻪ ﺷـﺪه ﺑﺴـﻴﺎر ﻣﺘﻔﺎوت ﺑﻮده و ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎ ﺑﻪ راﺣﺘﻲ ﻗﺎﺑﻞ ﻗﻴﺎس ﻧﺒﺎﺷﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﮕﻴﺰه ای ﺑـﺮای ﺑـﻪ ﻣﺰاﻳـﺪه ﮔﺬاﺷـﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧ دﻫﺪ ﻤﻲ ﻣﮕﺮ زﻣﺎﻧﻴﻜﻪ ﺗﻤﺮﻛﺰ ﺑﺎزار ﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ . در روش ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﭘﻴﺮوز در ﺑﺎزار ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﮔﺮان ﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه و ﻳﺎ ارزان ﺗﺮﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد رد ﺷﺪه ﺟﺒﺮان ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از اﺟﺰای ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﺷـﺪه ﺑﺎﺷـﺪ ﺗـﺎ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ را ﻛﻪ ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ دﻫﻨﺪه ﻣﺘﺤﻤﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد را ﺟﺒ ﺮان ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳﻦ اﺟﺰا ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ6 − ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ در دﺳﺘﺮس ﺑﻮدن7 )آﻣﺎدﮔﻲ ( − ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺖ واﻗﻌﻲ8 − ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ9 ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ و در دﺳﺘﺮس ﺑﻮدن، ﺟﺒﺮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ ه ﺧﺪﻣﺖ ﻣﺘﺤﻤﻞ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد و ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺰﻳ ﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ، ﺟﺒﺮان ﻛﻨﻨﺪ ه درآﻣﺪی اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺴﺖ از ﻓﺮوش ﻣﺤﺼﻮل اﺻﻠﻲ اش ) ﺑـﺮای ﻣﺜﺎل اﻧﺮژی ( داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ اﻣﺎ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺖ اﻳﻦ ﻓﺮﺻﺖ زاﻳﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- Regulated Price 2- Agregated Prices 3- Pay as Bid Price 4- Common Clearing Price 5- Market Clearing Price 6- Fixed Allowance 7- Availability Price 8- Utilization Payment 9- Opportunity Cost ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 23 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ ذﻛﺮ ﺷﺪه ﺗﻮان ﻣﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﻮاع ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺑﺴـﺘﻪ ﺑـﻪ ﺷـﺮاﻳﻂ و وﻳﮋﮔـﻲ ی ﺎﻫـ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﻫﺮ ﻛﺸﻮری، ﺑﻪ ﻧﺤﻮ ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺮﺧﻲ ﺧﺪﻣﺎت در ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎ در ﭼـﺎرﭼﻮﺑﻲ ﺧـﺎرج از ﺑـﺎزار ) ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﻳﺎ ﺗﻮاﻓﻘﻲ ( و ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﻫﺮ ﻛﺪام از اﻳﻦ روش ﻫﺎ در ﻃﺮاﺣﻲ ﻧﺤﻮ ه ﻣﺒﺎدﻟﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬا ری ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، از ﻣﺰاﻳﺎ و ﻣﻌﺎﻳﺒﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ ﻛﻪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺮق ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اوﻟﻮﻳﺖ ﻫﺎ، ﺧـﻂ ﻣﺸـﻲ ﻫـﺎ و ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﺷـﺮاﻳﻂ و وﻳﮋﮔـﻲ ﻫـﺎ ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﺧﻮد، اﻗﺪام ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻳﻚ ﻳﺎ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از اﻳﻦ روش ﻣﻲ ﻫﺎ ﻛﻨﻨﺪ .1 ﺟﺪاول ﺷﻤﺎر ه )1 - 2 ( اﻟـﻲ )1 - 6 ( ﺧﻼﺻـﻪ ای از وﻳﮋﮔ ﻫﺎ ﻲ ی ﺑﺎزارﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ را اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 1 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری :ﻣﺸﺎرﻛﺖ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﻴﺶ از50ﻣﮕﺎوات ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻳﺎ اﺟﺒﺎری ﺮوژﻧ)اﺟﺒﺎری ( ﺳﻮﺋﺪ ) ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ( اﺟﺒﺎری اﺟﺒﺎری ﻗﺮارداد دو ﺟﺎﻧﺒﻪ اﺟﺒﺎری دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ ﺳﻪ ﻣﺎه ﻫﺮ ﻣﺎه ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ - - ﻫﺮ ﻣﺎه - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻓﻌﺎل ﺷﺪن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﮔﺎورﻧﺮ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﻓﺮا واﻧﻲ ﻛﺎر ﺑﻪ ﮔﻴﺮی +دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﻴﺮی ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + اﺳﺘﻔﺎده - ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ2 ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻧﺮوژ:ﻗﻴﻤﺖ رﺳﻤﻲ3 ﺳﻮﺋﺪ : ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ دو ﻃﺮﻓﻪ - ﺗ ﻨﺎوب ارﺳﺎل ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎ - ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ 45 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ 2 ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ ﺳﺎﻋﺖ 18:00 روز ﻗﺒﻞ ﻳﻚ روز ﻗﺒﻞ - ﺟﺪول1 - 3 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری - - ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ و ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ - دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ3 ﻣﺎه- - ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﻣﺎه - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ - - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ - - ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی - ﺗﻨﺎوب ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻴﺰان اﺣﺘﻴﺎﺟﺎت ﺳﺎﻋﺖ 10ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ45دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ ﻳﻜﺒﺎر در روز دو ﺑﺎر در روز ﻫﺮ 5 دﻗﻴﻘﻪ - 1 - ﺑﺮای ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻣﺮاﺟﻌﻪ ﻧﻤﺎﻳﻴﺪ ﺑﻪ : ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، ﻣﺮوری ﺑﺮ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ، دﻓﺘـﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت اﻗ ﺘﺼـﺎدی و ارﺗﻘﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق، 1387 . 2- Uniform Pricing & Participation Rate 3- Official Price 24 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول1 - 4 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ د ر ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ) ﺳﻮﺋﺪ ( ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺖ اﺟﺒﺎری BM- startup ذﺧﻴﺮه ﺳﺮﻳﻊ ذﺧﻴﺮه ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮون ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮون 10 دﻗﻴﻘﻪ ﺳﻨﻜﺮون 10 دﻗﻴﻘﻪ ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون 30 دﻗﻴﻘﻪ ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻟﺜ ﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ای ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ و ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ + ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ آﻣﺎدﮔﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده + آﻣﺎدﮔ ﻲ + اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده اﺳﺘﻔﺎده ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ردﻳﻒ اول : اﺳﺘﻔﺎده ردﻳﻒ دوم : آﻣﺎدﮔﻲ+ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ+ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ﻣﺼﺮﻓﻲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ + ﻓﺮﺻﺖ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺮاﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻳﺎ ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺮاﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی MCP ﻟﺤﻈﻪ ای ردﻳﻒ اول :ﻟﺤﻈﻪ ای ردﻳﻒ دوم : ﻟﺤﻈﻪ ای ﻳﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻟﺤﻈﻪ ای ﻟﺤﻈﻪ ای ﻟﺤﻈﻪ ای - ﺗﻨﺎوب ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ 3 ﻣﺎه - ﻫﺮ ﻣﺎه ﺳﻪ ﺑﺎر در ﺳﺎل ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ30 دﻗﻴﻘﻪ ﻫﺮ 30 دﻗﻴﻘﻪ ﻫﺮ 30 دﻗﻴﻘﻪ - ﺟﺪول1 - 5 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ) ﺳﻮﺋﺪ ( ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ اﺟﺒﺎری ﻳﺎ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ اﺟﺒﺎری - اﺟﺒﺎری در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ ﺳﺎل ﻫﺮ ﺷﺶ ﻣﺎه - - ﻫﺮ ﺳﺎل - - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی +ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ) داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺻﻮرت ﻤﻲﻧ ﮔﻴﺮد ( ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ /ﻣﺎه )£ +( دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی )/Mvar/h £) - - ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ /ﻣﺎه )£ +( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی +ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ - ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی - - ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻨﻈﻴﻤﻲ - - ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 25 ﺟﺪول1 - 6 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻧﺎﺷﻲ از اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎدﮔﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) اﻧﺮژی ( ، ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻣﻜﺎن ﺳﻨﺠﻲ - ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﻴﺎت و ﻧﮕﻬﺪاری، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ و ﻧﮕﻬﺪا ری ﺳﺎز و ﻛﺎر اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻫﻤﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی دارای ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻣﻠﺰم ﺑﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﻤﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اراﺋﻪ راﻳﮕﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﺤﻮه ﭘﺮد اﺧﺘﻲ ﺑﻪ اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺎداش دﻫﻲ ﻧﻤﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﺤﻮه ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن - از ﻃﺮﻳﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﺑﺎر ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻧﻤﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﭘﺎﻳﺶ ﺧﺪﻣﺎت - ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻴﻦ90 ﺗﺎ95 درﺻﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ و ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ از 47 ﻫﺮﺗﺰ ﻧﮕﻪ داﺷﺘﻪ ﺷﻮد ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ دارای ﺗﺠﻬﻴﺰات راه دﺧﻮ اﻧﺪازی ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮای ﻣﺪت زﻣﺎن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ اﺳﺘﻤﺮار ﺧﺪﻣﺎت رﺳﺎﻧﻲ ﺑﭙﺮدازﻧﺪ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﻧﺤﻮه ﻣﺸﺎرﻛﺖ در اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت اﺟﺒﺎری ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی دارای ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮدراه اﻧﺪاز اﺧﺘﻴﺎری اﺟﺒﺎری اﺧﺘﻴﺎری ﺑﺎ ﺗﻮﺟ ﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ 1 - 5 - ارزش ﮔﺬاری آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ادﺑﻴﺎت اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ، آﺛﺎر ﻳﺎ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﺷﺪه ﺣﺎﺻﻞ از اﺟﺮا و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻛﻠﻴـﻪ ﻫﺎ ﻃﺮح از دﻳﺪﮔﺎه ﺷﻴﻮه ارزش ﮔﺬاری ) اﻋﻢ از آﺛﺎر ﻣﺜﺒﺖ و ﻣﻨﻔﻲ ( ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ : اﻟﻒ- آﺛﺎری ﻛ ﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎز وﻛﺎر ﺑﺎزار ﻗﺎﺑﻞ ارزش ﮔﺬاری ﻫﺴﺘﻨﺪ . ب- آﺛﺎری ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﻗﺎﺑﻞ ارزش ﮔﺬاری ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . آﺛﺎری ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﻗﺎﺑﻞ ارزش ﮔﺬاری ﻫﺴﺘﻨﺪ و در ﺑﺎزار ﻣﺮﺑﻮط ﺑـﻪ ﺧـﻮد، ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺷـﺪه و دارای ﻗﻴﻤـﺖ ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﻣﻼک ﭘﺎﻳﻪ ارزش ﮔﺬاری ، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﺑﺎزار اﺳﺖ . اﮔﺮ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ دﺧﺎﻟـﺖ ﻫـﺎی ﻋﻮاﻣـﻞ ﺧـﺎرج ﺑـﺎزار، ﻗﻴﻤـﺖ درﻳﺎﻓﺘﻲ، ﻧﺸﺎﻧﻪ ﻫﺎی درﺳﺘﻲ از ارزش اﻗﺘﺼﺎدی را ﻧﺸﺎن ﻧﺪﻫﺪ و اﺧﺘﻼف زﻳﺎدی ﺑﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑـﺎزار و ﻗﻴﻤـﺖ اﻗﺘﺼـﺎدی وﺟـﻮد داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺳﺎﻳﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد 26 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺮای ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ روش ﻫـﺎ ی ﻣﺨﺘﻠ ﻔـﻲ وﺟـﻮد دارد . اﻧﺘﺨـﺎب روش ارزش ﮔـﺬاری ﺑـﻪ ﻋﻮاﻣـﻞ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ وﻳﮋﮔﻲ و ﻣﺎﻫﻴﺖ ﭘﻴﺎﻣﺪ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ، ﻓﺮاﻫﻢ ﺑﻮدن ﻫﺎ داده ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز، دﻳﺪﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺨﺼﺼﻲ، زﻣـﺎن و ﻣﻨـﺎﺑﻊ در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . در ﻋﻤﻞ، ﻳﻚ ﻗﺎﻋﺪه ﻛﻠﻲ در اﻳﻦ ﻣﻮرد ﻧ ﻤـﻲ ﺗـﻮان ﺗﻮﺻـﻴﻪ ﻛـﺮد و ﻣﻤﻜـﻦ اﺳـﺖ ﭼﻨـﺪ روﻳﻜـﺮد ﺑـﺮای ارزش ﮔﺬاری ﻳﻚ ﭘﻴﺎﻣﺪ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﻮد ﺗﺎ اﻧﺘﺨﺎب ﻧﻬﺎﻳﻲ، ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﺷﺮاﻳﻂ وﻳﮋه اﻧﺠﺎم ﭘﺬﻳﺮد . 1 - 5 - 1 - ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺑﺎزاری ﺑﻪ ﺟﻬﺖ ارزش ﮔﺬاری آﺛﺎر ﻳﺎ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺑﺎزاری، از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻏﺎﻟﺐ ﺑﺮای ﻛﺎﻻﻫـﺎ و ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺷـﺪه در ﺑﺎزارﻫـﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ داﺧﻠﻲ ﻳﺎ ﺟﻬﺎﻧﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ) ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻛ ﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻗﺎﻧﻮن ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه (. ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت ﺑﻬﺘﺮ، رﻓﺘـﺎر ﻣﺸﺎﻫﺪه ﺷﺪه و ارزش ﭘﻮﻟﻲ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ، ﻣﻼک ﻋﻤﻞ در ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﺑﺎزاری اﺳﺖ . ﺟﻬﺖ اﻧﺠﺎم اﻳﻦ ارزش ﮔـﺬاری از ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ و در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ا ز ﺗﻌﺪﻳ ﻞ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ، اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در ﺻـﻮرت اﻣﻜـﺎن، اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ روش ، ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ دﻳﮕﺮ ﻓﻨﻮن و روﻳﻜﺮدﻫﺎ، ﺑﺮﺗﺮی دارد، زﻳﺮا ﻧﺘﻴﺠﻪ ارزش ﮔﺬاری ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ اﻧﺘﺨﺎب ﻫﺎی واﻗﻌـﻲ اﺳﺖ و ﻧﻪ ﻓﺮﺿﻲ و ﻻزم ﻧﻴﺴﺖ ﺗﺤﻠﻴﻞ ﮔﺮ درﺑﺎره رﻓﺘﺎر ﻣﺮدم ﻓﺮﺿﻴ ﻪ ﻫﺎﻳﻲ ﺑﺴﺎزد و آن ﻫﺎ را ﺗﻔﺴﻴﺮ ﻛﻨﺪ . اﻟﺒﺘﻪ اﻳﻦ روش ﻣﻌﺎﻳﺒﻲ ﻧﻴﺰ دارد، از ﺟ ﻤﻠﻪ ﻛﻪ اﻳﻦ ﺷﻜﺴﺖ ﺑﺎزار ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ را ﻣﺨﺪوش ﻛﻨـﺪ و در ﻧﺘﻴﺠـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎ ، دﻳﮕـﺮ ﺑﻴـﺎﻧﮕﺮ ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻞ ﺟﺎﻣﻌﻪ ﻧﺒﺎﺷﻨﺪ . ﺗﻮان ﻣﻲ ﺗﻌﺪادی از ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺳﺪﺳﺎزی را ﻛﻪ در اﺛﺮ اﻳﺠﺎد درﻳﺎﭼﻪ ﺳﺪ ﺑﻪ وﺟﻮد ﻣﻲ آﻳﻨﺪ، ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از اﻳـﻦ روش ارزش ﮔﺬاری ، دﻛﺮ ﺑﺮای ﻣﺜﺎل ﺧﺴﺎرت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭼﻮب ﺗﺠﺎری و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻏﻴﺮﺟﻨﮕﻠﻲ ﻳـﺎ ﻣـﺎﻫﻲ ﮔﻴـﺮی در درﻳﺎﭼـﻪ .ﺳﺪ در اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ ، ﺑﺎ اﻧﺘﺨﺎب ﻳﻚ روﻳﻜﺮد ﺳﺎده ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑـﺮ ﺑـﺎزار ، ﻓﺎﻳـﺪه ﻫـﺎی ﺧـﺎﻟﺺ ﺑﺮاﺳـﺎس ﺑـﺮآورد ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﺗﺠـﺎری و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻓﺮوش ﺑ ﻪ دﺳﺖ آﻳﺪ ﻣﻲ . 1 - 5 - 2 - ارزش ﮔﺬاری ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻏﻴﺮﺑﺎزاری ﺑﻪ ﺟﻬﺖ ش ارز ﮔﺬاری آﺛﺎر ﻳﺎ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﻗﺎﺑﻞ ارزش ﮔـﺬاری ﻧﻴﺴـﺘﻨﺪ ) ﻣـﺜﻼ ﻏﺮﻗـﺎب ﺷـﺪن زﻣﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺎﻻدﺳﺖ ﺳﺪ، ﻣﻮﺟﺐ ﻧﺎﺑﻮدی زﻳﺴﺘﮕﺎه و ﻣﺤﻞ اﺳﺘﻘﺮار ﮔﻮﻧﻪ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺟﺎﻧﻮری و ﮔﻴﺎﻫﻲ در ﻣﺤـﺪوده درﻳﺎﭼـﻪ ﺳﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺷﻮد ﭘﻴﺎﻣﺪ ی ﻏﻴﺮﺑﺎزاری اﺳﺖ و در ﺑﺎزار ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻧ (ﻮدﺷـ ﻤـﻲ ، اﺳـﺘﻔﺎده از ﻣﻔﻬـﻮم » ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﭘﺮداﺧـﺖ « ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ روش ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﻮﻟﻲ ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از روش ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ارزش ﮔﺬاری ) ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت آﺷﻜﺎر ﺷﺪه1 و ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت اﻇﻬﺎر ﺷﺪه2 ( ﻗﺎﺑﻞ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . روﻳﻜﺮد ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت آﺷﻜﺎرﺷﺪه، ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﺑﺮ رﻓﺘﺎر واﻗﻌﻲ و ﻣﺸﺎﻫﺪه ﺷﺪه ﻣﺼﺮف ﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺘﻜﻲ اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت ﺑﻬﺘﺮ در اﻳﻦ روﻳﻜﺮد، از ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت اﻓﺮاد در ﺑﺎزارﻫﺎی واﻗﻌﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ از روش ﻫﺎ ی ﭘﻮﻟﻲ ﻣﺸـﺎﻫﺪه ﺷـﺪه در 1- Revealed Preferences Methodology 2- Stated Preferences Methodologies ﻓﺼﻞ اول - ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی 08 / 09 / 93 27 ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺮای ارزش ﮔﺬاری آﺛﺎر ﺧﺎرﺟﻲ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ﻧﺘﻴﺠﻪ ﮔﻴﺮی ﺷﻮد . ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﺑﻬﺮه وری 1 )ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ، ( ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﺑﻴﻤﺎری ﻫﺎ و ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ اﻧﺴﺎﻧﻲ2 ،ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ3، ﻣﺨﺎرج ﭘﻴﺸﮕﻴﺮی4، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ5، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻔﺮ6 و ﻗﻴﻤﺖ ﮔـﺬاری ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻟﺬت ﮔﺮاﻳﻲ7 )رﺿﺎﻳﺖ اﺳﺘﻔﺎده ( ، از روش ﻫﺎ ی ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﺪه در اﻳﻦ روﻳﻜﺮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . روﻳﻜﺮد ﺗﺮﺟﻴﺤﺎت اﻇﻬﺎر ﺷﺪه، ﺑﺮ رﻓﺘﺎر ﻓﺮﺿﻲ و اﺳﺘﺨﺮاج اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﭘﺮﺳﺸﻨﺎﻣﻪ ﻫﺎ ﻣﺘﻜﻲ اﺳﺖ و ﻣﺎﻧﻨﺪ رﻓﺘﺎر واﻗﻌﻲ ﻧ ﺗﻮاﻧ ﻤﻲ ﺪ ﻣﺸﺎﻫﺪه ﺷﻮد . در اﻳﻦ روﻳﻜﺮد، از اﻓﺮاد ﺧﻮاﺳﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ روی ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﻓﺮﺿـﻲ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺧﺪﻣﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ارزش ﺑﮕﺬارﻧﺪ و ﺑﻪ اﻳـﻦ ﺗﺮﺗﻴـﺐ، ﺗﺮﺟﻴﺤـﺎت ﺧـﻮد را ﺑﻴـﺎن ﻛﻨﻨـﺪ . ارزش ﮔـﺬاری ﻣﺸﺮوط8 و ﻣﺪل ﺳﺎزی اﻧﺘﺨﺎب9 از روش ﻫﺎ ی ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﺪه در اﻳﻦ روﻳﻜﺮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . در اداﻣﻪ، ﺑﻨﺎ ﺑﻪ اﻫﻤﻴﺖ ﻣﻮﺿﻮع، اﺟﺰا و ﻣﻴـﺰان ﭘﺮداﺧﺘـﻲ ﻫـﺎی ﺑـﺎزار ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ ﺑـﺮق اﻳـﺮان ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ و ﻧﻴـﺰ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن از آن ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی و ﺳـﺎﻳﺮ ﺧـ ﺪﻣﺎت، در ﺷﺮاﻳﻂ ﻛﻨﻮﻧﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 1- Change in Productivity Method 2- Cost of Illness Method 3- Replacement Cost Method 4- Avoided Cost 5- Opportunity Cost 6- Travel Cost Method 7- Hedonic Pricing Method 8- Contingent Valuation Method 9- Choice Modeling Method 2 ﻓﺼﻞ2 وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻫﺎ آن در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 31 ﻓﺼﻞ دوم- وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻫﺎ آن در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 2 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﺑﺮق، ﻳﻜﻲ از اﻧﻮاع ﻣﻬﻢ اﻧﺮژی در ﻛﻨﺎر ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺮژی از ﺟﻤﻠﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود ﻛـﻪ از ﻣـﻮارد ﻣﺼﺮف ﻣﺘﻌﺪد ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده و ﺑﻪ ﺳﻬﻮﻟﺖ ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس اﺳﺖ . ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﭘﻴﺸﺮﻓﺖ و ﺗﻮﺳﻌ ﻪ ﺟﻮاﻣﻊ ﺑﺸﺮی و ﻧﻴﺎز روزاﻓﺰون ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻧﺮژی، اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﺴﻴﺘﻪ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺳﻬﻞ و آﺳـﺎن ﺧـﺪﻣﺎﺗﻲ ﭼـﻮن روﺷـﻨﺎﻳﻲ، ﮔﺮﻣـﺎﻳﺶ، ﭘﺨﺖ و ﭘﺰ و ﻧﻴﺮوی ﻣﺤﺮﻛﻪ از اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ای ﺑﺮﺧﻮردار ﮔﺸﺘﻪ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ اﻧﺮژی در ﺑﺮﺧﻲ زﻣﻴﻨﻪ )ﻫﺎ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺮق ﻟﻮازم اﻟﻜﺘﺮوﻧﻴﻜﻲ ﺟﺪﻳﺪ ( ﻧﻴﺎزﻫﺎﻳﻲ را ﺑﺮآورده ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻫﺎ آن ﺗﻮﺳﻂ ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺮژی اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ ﻤﻲﻧ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣﻲ رﺳﺪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺑﺮق در آﻳﻨﺪه ﺑﻪ دو دﻟﻴﻞ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﺎز ﻫﺎی ﺟﺪﻳﺪ ﺟﻮاﻣﻊ و ﺟـﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﺑـﻪ ﺟـﺎی ﺳـﺎﻳﺮ اﻧـﻮاع ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎ ﺑﺎﻻﺧﺺ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ) ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﮔﺮاﻧﻲ و آﻟﻮدﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﻣﺼﺮف (ﻫﺎ آن ، ﺑﺎ ﺳﺮﻋﺖ اداﻣﻪ ﭘﻴﺪا ﻛﻨﺪ . ﺑـﻪ ﻫﻤﻴﻦ دﻟﻴﻞ اﻣﺮوزه ﺳﻄﺢ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﻌﻴﺎری ﻣﻬﻢ در زﻣﻴﻨـ ﻪ ﻛﻴﻔﻴـﺖ زﻧـﺪﮔﻲ و ﺗﻮﺳـﻌ ﻪ اﻧﺴﺎﻧﻲ ﻣﻄﺮح اﺳﺖ1. ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻃﻲ ﭼﻨﺪ دﻫ ﻪ ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ رﺷﺪ ﺟﻤﻌﻴﺖ و ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻧﺎﺧـﺎﻟﺺ داﺧﻠـﻲ در اﻛﺜـﺮ ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﺟﻬﺎن از رﺷﺪ ﺳﺮﻳﻊ ﺗﺮ ی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده اﺳﺖ . ﻃﺒﻖ آﻣﺎرﻫﺎی اراﺋﻪ ﺷﺪه از ﺟﺎﻧﺐ ﺳﺎ زﻣﺎن ﻫﺎ و ﻧﻬﺎدﻫﺎی رﺳﻤﻲ ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ از ﻗﺒﻴﻞ ﺑﺎﻧﻚ ﺟﻬﺎﻧﻲ و EIA، در دﻫﻪ ﻫﺎی 1980 و1990 ﺗﻮﻟﻴﺪ وﻳﮋ ه ﺑﺮق دﻧﻴﺎ از رﺷﺪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳـﺎﻟﻴﺎﻧ ﻪ 1/3 و2/2 درﺻـﺪی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده ﻛﻪ اﻳﻦ رﻗﻢ در ﻫﺎ ﺳﺎل ی 2000 ﺗﺎ2010 ﺑﻪ5/3 درﺻﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ . اﻳﻦ در ﺣﺎﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻃﻲ ﺳـﻪ ه دور ﻣﺬﻛﻮر، رﺷﺪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧ ﻪ ﺟﻤﻌﻴﺖ ﺟﻬﺎن ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ 8/1 ، 5/1 و2/1 درﺻﺪ و ﻣﺘﻮﺳﻂ رﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧـﺎﻟﺺ داﺧﻠـﻲ ﺟﻬﺎن ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ 7/2 ، 6/2 و2 درﺻﺪ ﺑﻮده اﺳﺖ2 )ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )2 - 1 .(( ﺷﻜﻞ2 - 1 - رﺷﺪ ﺟﻤﻌﻴﺖ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ داﺧﻠﻲ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋ ه ﺑﺮق ﺟﻬﺎن 1 - ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﺑﺮق د ر ﺑﺴﻴﺎری از ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺟﻬﺎن در وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺤﺮاﻧﻲ ﻗﺮاردارد . ﻣﺘﻮﺳﻂ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﺑﺮق در ﺑﻴﺶ از 50 درﺻـﺪ ﻛﺸـﻮرﻫﺎی در ﺣﺎل ﺗﻮﺳﻌﻪ زﻳﺮ 50 درﺻﺪ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار در ﻛﺸﻮرﻫﺎی آﻓﺮﻳﻘﺎﻳﻲ ﺣﺘﻲ ﻛﻢ ﺗﺮ از اﻳﻦ ﻣﻘﺪار اﺳﺖ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل در ﺟﻤﻬﻮری ﻛﻨﮕﻮ ﻣﻴﺰان دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑـﻪ ﺑـﺮق ﺣﺪود 6 درﺻﺪ اﺳﺖ . ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﻣﻲ ﺷﻮد، اﻳﻦ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﻣﺤﺪود، ﺳﺒﺐ ﻛﺎﻫﺶ 2 ﺗﺎ4 درﺻﺪی رﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ داﺧﻠﻲ اﻳﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺷﺪه اﺳﺖ . 2- World Bank Site: 32 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ، ﻣﺼﺮف ﺳﺮاﻧ ﻪ ﺑﺮق در ﺟﻬﺎن ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1980 ﺗـﺎ2010 ﻣـﻴﻼ دی از 1583 ﺑـﻪ ﺣـﺪود2975 ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ1 ﻛﻪ ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ اﻫﻤﻴﺖ ﺑﻴﺶ از ﭘﻴﺶ ﻧﻘﺶ ﺑﺮق در زﻧﺪﮔﻲ روزﻣﺮ ه ﺟﻮاﻣﻊ ﻛﻨﻮﻧﻲ اﺳﺖ . ﮔﺬﺷﺘﻪ از اﻓﺰاﻳﺶ روزاﻓﺰون اﻫﻤﻴﺖ ﺑﺮق در دﻧﻴﺎی ﻛﻨﻮﻧﻲ، ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ آن ﻧﻴﺰ در دﻫﻪ ﻫﺎی اﺧﻴﺮ ﺑﻪ ﺧﺼﻮص از اواﻳﻞ ﻪ دﻫ1990 ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﺟﺪی ﺳﻴﺎﺳﺖ ارﮔﺬ ان ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . در ﻳﻚ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﻠﻲ اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑـﻪ دو دﺳـﺘ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻛﺮد ﻛﻪ ﻫﺮ ﭼﻨﺪ ﻧﺤﻮ ه ﻛﺎرﻛﺮد ﻫﻤﮕﻲ ﻫﺎ آن از ﻣﻨﻈﺮ ﻓﻨـﻲ، ﺗﻘﺮﻳﺒـﺎ ﻣﺸـﺎﺑﻪ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ اﺳﺖ2 اﻣﺎ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻫﺮ ﻳﻚ ﺗﻔﺎوت اﺳﺎﺳﻲ ﺑﺎ ﻫﻤـﺪﻳﮕﺮ دارﻧـﺪ . ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎ ﻳﻲ ﻛـﻪ از ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﻫﻤﭽﻮن ذﻏﺎل ﺳﻨﮓ، ﮔﺎزوﻳﻴﻞ ، ﻣﺎزوت، ﮔﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ و ﻳﺎ اوراﻧﻴﻮم ) ﻫﺴﺘﻪ ای ( اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ و ﻣﻮﻟﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب، ﺑﺎد، ﺧﻮرﺷﻴﺪ و زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ را ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺧﻮاﻧـﺪه ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑ ﺮ اﺳﺎس آﻣﺎرﻫﺎی آژاﻧﺲ ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ اﻧﺮژی، ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺟﻬﺎن در ﺳﺎل 2010 ﺣﺪود21198 ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده، ﻛﻪ 67 درﺻﺪ آن از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ، 19.8 درﺻﺪ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و13 درﺻﺪ از ﻃﺮﻳﻖ اﻧﺮژی ﻫﺴـﺘﻪ ای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ) ﺷﻮد ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )2 - 1 .(( ﺟﺪول2 - 1 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺟﻬﺎن از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺳﺎل 2010 ] 16 [ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﺎدی ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی زﻳﺴﺘﻲ و ﭘﺴﻤﺎﻧﺪﻫﺎ ﺟﻤﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﺮا ) وات ﺳﺎﻋﺖ (14246 2754 3448 69 378 301 4196 21198 ﺳﻬﻢ ) درﺻﺪ (2/ 67 13 3/ 16 3/0 8/1 4/1 8/ 19 0/ 100 ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق، ﺣـﺪود 16 % از ﻛـﻞ ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺟﻬﺎن را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﺳﺖ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻃﻼﻋﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﺟﻬﺎﻧﻲ ﺳﺪﻫﺎ در ﺳﺎل 2008 ﻣﻴﻼدی، ﺑﻴﺶ از150 ﻛﺸﻮر دﻧﻴﺎ ﺑﺨﺸﻲ از اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﺮده . اﻧﺪ در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﭘﻨﺞ ﻛﺸﻮر ﭼﻴﻦ، ﻛﺎﻧﺎدا، ﺑﺮزﻳﻞ، اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه آﻣﺮﻳﻜﺎ و روﺳﻴﻪ ﺑﻴﺶ از ﻧﻴﻤﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ دﻧﻴـﺎ را در اﺧﺘﻴﺎر دارﻧﺪ ]30 [ . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺑﺮای ﺗﺎ ﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ ﻣﺘﻜﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ؛ درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ اﻏﻠﺐ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﭘﻴﻚ ) ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف ( از اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . از ﻣﻨﻈﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، آﺳﻴﺎ و اﻗﻴﺎﻧﻮﺳﻴﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﻬﻢ در ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـ ﺎﺑﻲ دﻧﻴـﺎ را ﺑـﻪ ﺧـﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده و ﭘﺲ از آن ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ اروﭘﺎ، آﻣﺮﻳﻜﺎی ﺷﻤﺎﻟﻲ، آﻣﺮﻳﻜﺎی ﺟﻨﻮﺑﻲ و آﻓﺮﻳﻘﺎ ﻗﺮار دارﻧﺪ . 1- World Bank Site: 2 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد ﻓﻨﻲ ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره )1 (ﮔﺰارش ﺣﺎﺿﺮ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 33 2 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﻤﺎن ﻃﻮری ﻛﻪ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ روش ﻫﺎ ی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ دارد، از آن ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ا ﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻮان ﺑﺎﻟﻘﻮه آب ذﺧﻴﺮه ﺷﺪه در ﭘﺸﺖ ﺳﺪﻫﺎ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﻧﺎم ﺑﺮد . ﻋﻤﺮ ﻃﻮﻻﻧﻲ، راﻧـﺪﻣﺎن ﺑـﺎﻻ، ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺑﻮدن ﺳﻮﺧﺖ آب ) ( و ﻋﺪم ﻧﻮﺳﺎن ﻗﻴﻤﺘﻲ آن در ﺑﺎزار ﺑﻴﻦ ) اﻟﻤﻠﻠﻲ ( ، آﻻﻳﻨﺪﮔﻲ اﻧﺪک ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ، ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑـﻮدن ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری، ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﻼب ﻫﺎی ﻣﺨﺮب و ﺗﻮان ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﻧﻮﺳﺎن ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق در ﻛﻮﺗﺎه ﺗﺮﻳﻦ زﻣﺎن ﻣﻤﻜﻦ از ﻣﺰاﻳﺎی ﻣﻬﻢ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود 2 - 2 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎﻳﺪار در دﻫﻪ 1990 ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﺑﺮرﺳﻲ ﻫـﺎی ﺿـﻌﻴﻒ در ﺧﺼـﻮص ﺧﻄـﺮات زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و روﻳﻜﺮدی ﻣﺤﺪود د ر ﺧﺼﻮص ﻣﺴﺎﻳﻞ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﺳﻜﺎن ﻣﺠﺪد ﺑﺮاﺳﺎس ﺟﺒﺮان ﺧﺴﺎرات وارده ﺑﻮد، اﻳﻦ اﻣـﺮ ﺳﺒﺐ ﺷﺪ ﺗﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ . اﻣﺎ اﻣﺮوزه ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺑـﺎ دﻗـﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ وﺑﺎ درﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ اﻫﺪاف ﺗﻮﺳﻌﻪ ای ﮔﺴﺘﺮده یﺗﺮ 1 اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﭘﺲ از ﻳ ﻚ دوره رﻛﻮد، ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎﻳﺪار در ﺣﺎل ﺗﻐﻴﻴﺮ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻧﻘﺶ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺳﺮﻳﻌﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در اﺛﺮ ﭘﻴﭽﻴﺪه ﺗﺮ ﺷﺪن ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق، ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻢ، ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻣـﻮارد ﻣﺸـﺎﺑﻪ اﺗﻔﺎق اﻓﺘﺎده اﺳﺖ . آﻧﭽﻪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﻣﻲ ﺷﻮد ﺧﻼﺻﻪ ای اﺳﺖ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﺒﻲ ﻛﻪ در ﮔﺰارﺷﻲ از ﺑﺎﻧﻚ ﺟﻬـﺎﻧﻲ ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﺷﺪه اﺳﺖ ]29 [ . 2 - 2 - 1 - 1 - اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻔﺖ ﻫﺮ 10 دﻻر اﻓﺰاﻳﺶ در ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻚ ﺑﺸﻜﻪ ﻧﻔﺖ، در ﻛﺸﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ داﺧﻠﻲ ﺳـﺮاﻧﻪ ﻫـﺎ آن ﺑـﻴﻦ 300 ﺗـﺎ900 دﻻر اﺳﺖ، ﺳﺒﺐ ﻛﺎﻫﺶ76 /0درﺻﺪ در ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ داﺧﻠﻲ اﻳﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﻘﺪار اﻳﻦ ﺗﺎﺛﻴﺮ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﺧﺎﻟﺺ ﺳﺮاﻧﻪ از ﺗﺮ ﻛﻢ300 دﻻر ﺣﺪود دو ﺑﺮاﺑﺮ اﻳﻦ ﻣﻘﺪار )47 /1درﺻﺪ ( اﺳﺖ . ﻟﺬا ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻔـﺖ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻌﻠﻲ و اﺣﺘﻤﺎل اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ آن در آﻳﻨﺪه، اﻧﺘﻈﺎر ﻣﻲ رود ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺮ از ﺗﻮﻟﻴـﺪ آن از ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎﺷﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻔﺖ ﺑﺎ ﻛﺎﻫﺶ ارزش ﭘﻮل در اﻳﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎﺷﺪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺮای ﻫﺎ آن ﻳﻚ ﺣﺼﺎر ﻣﺤﺎﻓﻆ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﺮای ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از آﺛﺎر ﻣﻨﻔـﻲ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻔﺖ ﭘﺪﻳﺪ آورد . 1 - داﺧﻠﻲ ﻛﺮدن آﺛﺎر ﻃﺮح ﺑﺮ روی ﺟﻮاﻣﻊ اﻧﺴﺎﻧﻲ آﺳﻴﺐ دﻳﺪه، ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ آب و اﻧﺮژی ) ﺑﻪ ﻃـﻮر ﻣﺜـﺎل داد و ﺳـﺘﺪ آﮔﺎﻫﺎﻧـﻪ و ﺷـﻔﺎف ﻣﻴـﺎن ارزش ﻫـﺎی اﻗﺘﺼ ﺎدی، اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺘﻲ ( ، ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻬﺎدی و ... 34 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 2 - 2 - 1 - 2 - ﺿﺮو رت ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻣﺮوزه ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﺻﻮل ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﭼﻪ در زﻣﻴﻨﻪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ) ﻣﺸﺎرﻛﺖ دادن ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻫﺪاف ﭼﻨﺪ ﻣﻨﻈﻮره ﺗﺎﻣﻴﻦ آب ﻛﺸﺎورزی، ﺗﺎﻣﻴﻦ آب ﺷﻬﺮی، ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﻼب و ...( و ﭼﻪ در زﻣﻴﻨـﻪ ﻣﻘـﺮرات در ﭘـﺮوژه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺑﻪ ﺧﺼﻮص ﭘﺮوژه ﻫ ﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺨﺰﻧﻲ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ ﺑﺮ . اﺳﺎس ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ ﻓﺎﻳﺪه زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و اﻗﺘﺼﺎدی را ﻫﻢ زﻣﺎن ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﻓﺎﻳﺪه ﻫﺎ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﻣﺘﻌﻠـﻖ ﺑـﻪ ﺑﺨـﺶ دوﻟﺘﻲ ﻳﺎ ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻳﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪات ﺑﺎ درآﻣﺪ ﻳﺎ ﺑﺪون درآﻣﺪ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - 2 - 1 - 3 - ﭘﺘﺎﻧﺴﻴ ﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻓﺎﻳﺪه ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ در اﻓﺰاﻳﺶ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﺑﺮق ﻧﺎﺷﻲ از اﻳﺠـﺎد ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﺿـﺎﻓﻲ در ﻣﻨﻄﻘـﻪ، ﻛﺸـﻮر و ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ﺑﻴﻦ ﻣﺮزی ﺳﻬﻢ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨـﺪ ﺑـﺎ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨـﺎﺑﻊ آب در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺮزی ﺑﻴﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺳﺒﺐ ﻫﻤﻜﺎری ﻫﺎ و ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ اﻣﺮ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﺳـﺒﺐ ﮔﺴـﺘﺮش اﻣﻨﻴـﺖ در اﻳـﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺷﻮد . اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﻜﭙﺎرﭼﮕﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ، در ﻏﺮب و ﺟﻨـﻮب آﻓﺮﻳﻘﺎ، ﺷﺒﻪ ﻗﺎره ﻫﻨﺪ، در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻣﻜﻨﮓ در ﺷﺮق آﺳﻴﺎ و اروﭘﺎ و ﻣﺮﻛﺰ آﺳﻴ ﺎ، ﺳﺒﺐ ﺷﺪه اﺳﺖ ﺗـﺎ ﻣﺰاﻳـﺎی ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﻫﺎی ﻫﺎ آن درﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻗﺎﺑﻞ درﻳﺎﻓﺖ ﺑﺎﺷﺪ .1 2 - 2 - 1 - 4 - ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی ﺟﻮاﻣﻊ و ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در راه ﻫـﺎ، زﻳﺮﺳـﺎﺧﺖ ﻫـﺎی اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ، ارﺗﺒﺎﻃـﺎت و ﻣﻬـﺎرت ﻫـﺎی ﺳـﺎﺧﺖ و ﺳـﺎز در ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﺑﺰ رگ، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻓﻮاﻳﺪ اﻳﻦ ﭘـﺮوژه ﻫـﺎ را در راﺑﻄـﻪ ﺑـﺎ ﺗﻮﺳـﻌﻪ اﻗﺘﺼـﺎدی ) از ﻃﺮﻳـﻖ اﺷـﺘﻐﺎل ﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ و ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ، اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪات ﻛﺸﺎورزی، ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﺗﺨﺮﻳﺐ ﺳﻴﻞ، ﺗﺎﻣﻴﻦ آب ﺷﺮب ﺳﺎﻟﻢ و ..( . ﺗﻘﻮﻳﺖ ﻛﺮده و ﺗﻜﻴـﻪ ﮔـﺎﻫﻲ ﺑﺮای رﺷﺪ اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺷﺎﻳﺪ ﺑﺴﻴﺎری از اﻳﻦ ﻣﻮارد در ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﺤﻘـﻖ ﻧﺒﺎﺷـﺪ، اﻣﺎ در ﭼﺸﻢ اﻧﺪازی وﺳﻴﻊ ﺗﺮ از ﺗﻮﺳﻌﻪ، از اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺑﺎﻟﻘﻮه در ﺳـﻮدﻣﻨ ﺪی و ﻛـﺎراﻳﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻳﺎد ﻛﺮد . 2 - 2 - 1 - 5 - ﭼﺎﻟﺶ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻘﺸﻲ دوﮔﺎﻧﻪ در ﺧﺼﻮص ﭼﺎﻟﺶ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻢ دارﻧﺪ : − اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ در دﺳﺘﺮس اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﺑﻪ ﻋﻼوه آﻧﻜﻪ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ازﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛﻢ ﻛﺮﺑﻦ، ﻧﻘﺸﻲ ﻣﻬﻢ در ﻛﺎﻫﺶ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای دارﻧﺪ . ﺑﻪ ﻃـﻮر ﻣﺜـﺎل، اﻓـﺰاﻳﺶ در ﺳـﻬﻢ اﺳـﺘﻔﺎده از اﻧـﺮژی 1 - از ﻃﺮﻳﻖ اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺎ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺟﺮﻳﺎن ﻫﺎی آب ﻣﺨﺘﻠﻒ . ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 35 ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از24 درﺻﺪ ﺑﻪ35 درﺻﺪ، در ﺗﺮﻛﻴﺐ اﻧﺮژی ﻣﺼﺮﻓﻲ در ﻫﻨﺪوﺳﺘﺎن، از اﻧﺘﺸﺎر ﺳـﺎﻟﻴﺎﻧﻪ 138 ﻣﻴﻠﻴـﻮن ﺗـﻦ 2 CO ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﻤﻴﻦ ﻣﻴﺰان ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ذﻏﺎل ﺳﻨﮕﻲ ﻣﻲ ﻛﺎﻫﺪ . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺑﺮاﺑﺮ 5/8 درﺻﺪ از ﻛـﻞ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﻫﻨﺪوﺳﺘﺎن در ﺳﺎل 2015 ﺑﻮده اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘ ﻴﻢ ﻧﻴﺰ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣﻮﺟﺐ ﮔﺴﺘﺮش ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻧﻈﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﺎی ﺑﺎدی و ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) از ﻧﻮع ﺗﻠﻤﺒﻪ ذﺧﻴﺮه ای ( ﺑﺎ ذﺧﻴﺮه اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر در ﺳﺎﻋﺎت ﻏﻴﺮ ﭘﻴﻚ و ﺗﺒﺪﻳﻞ آن ﺑﻪ اﻧﺮژی ﭘﻴﻚ ﺑﻪ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺷﺒﻜﻪ ﻛﻤﻚ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . − ﺳﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺗﻄﺎﺑﻖ اﻗﻠﻴﻤﻲ ﻧﻘﺶ دارﻧـﺪ، زﻳـﺮا ﺗﻐﻴﻴـﺮات اﻗﻠﻴﻤـﻲ، ﺗﻐﻴﻴـﺮات ﻫﻴـﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ را ﺗﺸﺪﻳﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻋﻮاﻗﺐ اﻳﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮات در درازﻣﺪت، ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻮازﻧﻪ آب و اﻓﺰاﻳﺶ وﻗﺎﻳﻊ ﺟﻮی اﺳـﺖ و در ﻛﻨـﺎر اﻳـﻦ ﭼﺎﻟﺶ، ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﻛﻤﻴﺎب در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻓﺰاﻳﻨ ﺪه آن را ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ اﺿﺎﻓﻪ ﻛﺮد . ﻟﺬا ﺳﺎزه ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب، ﺑﺮای ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻬﺘﺮ ﺑﺎﻳﺪ ﺧﻮد را ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﻴﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ ﺗﻄﺒﻴﻖ دﻫﻨﺪ . اﻳـﻦ ﺳـﺎزه ﻫـﺎ اﮔـﺮ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻴﻪ اﻗﺘﺼﺎدی، زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ آب را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﭼﻨﺪﻳﻦ ﺳﺎﻟﻪ در ﺧﻮد ذﺧﻴﺮه ﻛﻨﻨﺪ ﺑﻬﺘـﺮ ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺠﺎم اﻳﻦ ﻣﻬﻢ ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد . در ﻣﻴﺎن ﺳﺎزه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻛﻪ ﻗﺎدر ﺑـﻪ اﻧﺠـﺎم اﻳـﻦ ﻛـﺎر ﻫﺴـﺘﻨﺪ، ﺳـﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ ﻫﺴﺘﻨﺪ . 2 - 2 - 2 - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﺗﻮان ﻣﻲ از ﻫـﺎ ﺟﻨﺒﻪ ی ﻣﺨﺘﻠﻔـﻲ ﭼـﻮن در د ﺳـﺘﺮس ﺑـﻮدن ﻣﻨﺒـﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی، راﻧﺪﻣﺎن، ﻣﻴﺰان اﻧﻌﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮی در اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ و ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی اﻧﺮژی ﺑﺮ ﺷﻤﺮد . 2 - 2 - 2 - 1 - ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی − ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻛﻠﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻫﻢ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ و ﻳـﺎ ﺣﺮارﺗـﻲ ﺳـﻴﺎل ﻋﺎﻣﻞ در ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﻪ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪه و اﻳﻦ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﻮﺳﻂ ژﻧﺮاﺗﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺗﻔﺎوت، در ﻧﻮع ﻋﺎﻣﻞ ﻣﺤﺮک ﺗﻮرﺑﻴﻦ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ اﺳﺖ . − ﻋﺎﻣﻞ ﻣﺤﺮک ﺗﻮرﺑﻴﻦ و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ1 ، اﻧﺮژی ﻧﺎﺷـﻲ از ﺳـﻘﻮط آب ه ذﺧﻴـﺮه ﺷﺪه در ﭘﺸﺖ ﺳﺪ، ﻳﺎ ﻣﺨﺰن ﺑﺎﻻدﺳﺖ و ﻳﺎ ﻫﺪ ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺳﺎﺧﺘﮕﺎه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻟﺬا ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻣﻴﺰان ﻫﺪ ) ارﺗﻔﺎع ( و ﻣﻘﺪار آب ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﻫﺮ دور ه زﻣﺎﻧﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ]2[. 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﻣﻲ ﺗﻮان از ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد . از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ آﻧﻬﺎ ﻣﻲ ﺗﻮان ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻧﺤﻮه ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی آب ) ﻣﺨﺰﻧﻲ، ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ و ﺗﻠﻤﺒﻪ ذﺧﻴﺮه ( ای ، ﻣﻘﻴﺎس ) ﺑﺰرگ و ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ( و زﻣﺎن ورود ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ) ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺎر در ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف / ﭘﻴﻚ ﻳﺎ ﭘﺎﻳﻪ ( را ﻧﺎم ﺑﺮد . ﺑﺮای اﻃﻼع ﺑﻴﺶ ﺗـﺮ رﺟﻮع ﻛﻨﻴﺪ ﺑﻪ ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره 2. 36 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... آب ﺑﺮ ﺧﻼف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق ﺣﺮارﺗﻲ در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻧﻤﻲ رﺳﺪ ﺑﻠﻜﻪ ﭘﺲ از اﺳﺘﻔﺎده در ﻧﻴﺮوﮔﺎه دوﺑﺎره ﺑﻪ ﻃﺒﻴﻌﺖ ﺑﺎز ﻣﻲ ﮔﺮدد . از اﻳﻦ رو اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺟﺰو ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ1. 2 - 2 - 2 - 2 - راﻧﺪﻣﺎن راﻧﺪﻣﺎن، ﻳﻜﻲ از ﻓﺎﻛﺘﻮرﻫﺎی ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻢ ﻓﻨﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﺒﻊ ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی و ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺳﻄﺢ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژ ی ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑـﻴﻦ ﺳـﺎﻳﺮ اﻧـﻮاع ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎی ﺑـﺮق، اﻋـﻢ از ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، از ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ راﻧﺪﻣﺎن ﺑﺮﺧﻮردارﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )2 - 2 ( اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ راﻧـﺪﻣﺎن اﻧـﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را در ﻛﻨﺎر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 2 - راﻧﺪﻣﺎن اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ]37 [ واﺣﺪ : درﺻﺪ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺨﺎری ﮔﺎزی ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ذﻏﺎل ﺳﻮز ﻫﺴﺘﻪ ای ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﺎدی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ راﻧﺪﻣﺎن 40 38 - 32 50 47 - 39 36 - 33 23 - 14 35 15 90 - 80 2 - 2 - 2 - 3 - اﻧﻌﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮی ﻣﻴﺰان اﻧﻌ ﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت داﺋﻤﻲ، ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ و ﺷﺪﻳﺪ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻴﺰ ﻳﻜﻲ دﻳﮕﺮ از ﻋﻮاﻣـﻞ ﻣﻬـﻢ در ﻛﺎرﻛﺮدﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﭼﻨﻴﻦ ﻗﺎﺑﻠﻴﺘﻲ، ﺑﻪ ﺧﺼﻮص در ﻣﻮاﻗﻊ ﺑﺮوز اﺗﻔﺎﻗﺎت ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ ﻧﺸـﺪ ه ﻧﺎﮔﻬـﺎﻧﻲ و ﻧﻴﺰ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﺑﻪ وﻳﮋه ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ( ﺑﻪ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑـﺮق، از اﻫﻤﻴـﺖ ﺑـﺎﻻﻳﻲ ﺑﺮﺧـﻮردار اﺳﺖ . در ﺻﻮرت اﻓﺰاﻳﺶ ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻴـﺰ ﺑﺎﻳـﺪ ﺑﻼﻓﺎﺻـﻠﻪ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑـﺪ ﺗـﺎ ﺟﺒـﺮان ﻛﻨﻨـﺪ ه اﻓـﺰاﻳﺶ ﺑـﺎر ) ﭘﻮﺷﺶ دﻫﻨﺪ ه ﺗﻘﺎﺿﺎ ( ﺑﺎﺷﺪ . از ﻃﺮﻓﻲ دﻳﮕﺮ، زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺑﺎر ﻛﺎﻫﺶ ﭘﻴﺪا ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، ﺑﺨﺸﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻓﻌـﺎل ﺑﺎﻳـﺪ از ﻣﺪار ﺧﺎرج ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﻣﻨﻮال، ﻫﻨﮕﺎم ﺧﺮوج ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﻳﻚ ﻳﺎ ﭼﻨﺪ واﺣﺪ از ﻣﺪار، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺮوز ﺣﻮادث ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ ﻧﺸـﺪه، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﻌﺪادی از ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﻣﺸﻤﻮل ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺷﺪه و ﻳﺎ واﺣﺪ ﻫﺎی ) ( ﺟﺪﻳﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻇﺮﻓﻴﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﮔﺮدد . ﻃﺒﻴﻌﻲ اﺳﺖ اوﻟﻴﻦ اﻗﺪام ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒ ﻜﻪ در ﺟﻬﺖ رﻓﻊ ﻣﺸﻜﻞ، ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻛﺮدن واﺣﺪﻫﺎی ﺧﺎرج ﺷﺪه از ﻣﺪار ﺑـﺎ واﺣـﺪﻫﺎی ﺟﺪﻳﺪ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، ﺣﻀﻮر واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﺑﺎر در زﻣـﺎﻧﻲ ﻣﻨﺎﺳـﺐ واﻛـﻨﺶ ﻧﺸـﺎن داده و ﺣﺴﺐ ﻣﻮرد از ﻣﺪار ﺧﺎرج ﻳﺎ وارد ﻣﺪار ﺷﻮﻧﺪ، ﻻزم و ﺿﺮوری اﺳﺖ . ﻟﺬا ﺳﺮﻋﺖ واﻛﻨﺶ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ دﺳـﺘﻮرات دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻢ اﺳﺖ . 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻋﺎم، ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﻮی و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫ ﺎی ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﺳﺎﺧﺘﮕﺎه ﻫﺎﻳﺸﺎن واﺑﺴﺘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻴﺰ از اﻳﻦ ﻗﺎﻋـﺪه ﻣﺴﺘﺜﻨﻲ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻋﺎﻣﻞ ﺳﻴﺎل اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه )ﻫﺎ ﻣﻴﺰان آب ( ، ﺗﺎﺑﻊ ﻋﻮاﻣﻞ ﻣﺤﺪودﻛﻨﻨﺪه ای ﭼﻮن اوﻟﻮﻳﺖ دادن ﺑﻪ اﻫﺪاف ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﻛﺸـﺎورزی ﻳﺎﺗﺎﻣﻴﻦ آب ﺷﺮب و ﺻﻨﻌﺖ ( ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﻮی ) ﺧﺸﻜﺴﺎﻟﻲ و ﺗﺮﺳﺎﻟﻲ ( و ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ) ﻣﺨﺰﻧﻲ، ﺗﻠﻤﺒﻪ- ذﺧﻴﺮه ای و ﻳﺎ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ، ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . ﻟﺬا ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ دﺳﺘﺮﺳـﻲ داﺋﻤﻲ، ﭘﺎﻳﺪار و ﻣﻄﻤﺌﻦ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ، وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 37 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ دﻻﻳﻞ زﻳﺮ از ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺗﺮی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ در ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺷـﺒﻜﻪ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ ]8[: − ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در از ﺗﺮ ﻛﻢ5 دﻗﻴﻘﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ وارد ﻣﺪار ﺷﺪه و ﻳﺎ ﺗـﻮان ﺗﺤـﻮﻳﻠﻲ ﺑـﻪ ﺷـﺒ ﻜﻪ را ﺑـﻪ ﻣﻴـﺰان ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ اﻓﺰاﻳﺶ دﻫﻨﺪ . − زﻣﺎن ورود واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻪ ﻣﺪار ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ ، ﻃﻮری ﻛﻪ واﺣﺪﻫﺎی ﮔﺎزی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺨـﺎر از ﺳﺮﻋﺖ ﻋﻤﻞ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . اﻳﻦ زﻣﺎن ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﮔﺎزی ﺑﻴﺶ از واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ اﺳﺖ . − واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺑﻪ وﻳﮋه واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺨﺎر ( از ﻳﻚ ﺣﺪاﻗﻞ ﻇﺮﻓﻴﺘﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﻛـﻪ ﺑـﺮای ﺣﻀـﻮر در ﻣـﺪار ﻻزم اﺳﺖ در آن ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻟﺬا در اﻳﻦ آﺳﺘﺎﻧﻪ اﺳﺎﺳﺎ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻛﺎﻫﺶ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺗﻮان ﺧﺮوﺟﻲ را ﻧﺪارﻧﺪ . − زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺑﻪ وﻳﮋه ﺑﺨﺎر ( از ﻣﺪار ﺧﺎرج ﻣﻲ ﺷﻮد، ﻣﺪت زﻣﺎن ﻣﻌﻴﻨﻲ ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﻣﺠﺪدا اﻳـﻦ واﺣﺪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ وارد ﻣﺪار ﮔﺮدد . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، در ﻣﻮاﻗﻌﻲ ﻛﻪ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺮوز ﺣﺎدﺛـﻪ ای دﭼـﺎر ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ ﮔﺴـﺘﺮده ﻣـﻲ ﺷـﻮد ، ﺑﺎزﮔﺸـﺖ ﻣﺠـﺪد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﻣﺪار ﺑﻪ ﺳﻬﻮﻟﺖ ﻣﻤﻜﻦ ﻧﻴﺴﺖ . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﺑﺮای ﺑﺎزﮔﺮداﻧﺪن ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺣﺎﻟﺖ ﻃﺒﻴﻌﻲ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﺑﺘـﺪا اﻧـﺮژی ﻪ اوﻟﻴ ﺧﻮد را از ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق ﻳﺎ ﻳﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺑﻴﺮوﻧﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﺮده و وارد ﻣﺪار ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺮﺧﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از اﻳﻦ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺑﺮﺧﻮردارﻧـﺪ ﻛﻪ ﺑﺪون ﻧﻴﺎز ﺑﻪ اﻧﺮژی اوﻟﻴ ﻪ ﺑﻴﺮوﻧﻲ وارد ﻣﺪار ﺷﺪه و در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﺳﺎﻳﺮ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮای ورود ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از ﺟﻤﻠ ﻪ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . اﻳﻦ اﻣﻜﺎ ن اﻟﺒﺘﻪ ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﻧﻴﺰ وﺟﻮد دارد؛ ﻟـﻴﻜﻦ ﻻزم اﺳﺖ از ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﻛﻮﭼﻜﻲ در ﻛﻨﺎر واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﻨﺪ ﺗﺎ در زﻣﺎن ﻣﻘﺘﻀﻲ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز را ﺑﺎ راه اﻧﺪازی اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ درﻳﺎﻓﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺎدر ﺑﻮدن ﺑﺮوز ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻫﺎی ﮔﺴﺘﺮده در ﺷﺒﻜﻪ، اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﺗﻨﻬﺎ ﻳـﻚ ﻣﻨﺒـ ﻊ اﻃﻤﻴﻨـﺎن ﺑﺨﺶ ﺑﻮده و ﻋﻤﻼ در ﻣﻮارد ﻧﺎدری ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 2 - 2 - 2 - 4 - ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮارد ﻓﻮق، اﻣﻜﺎن ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی اﻧﺮژی در ﻣﻘﻴﺎس ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺧﺼـﻮص واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻠﻤﺒﻪ- ذﺧﻴﺮه ای و ﻋﺮﺿ ﻪ آن در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز، از دﻳﮕﺮ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻢ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود . اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻛﻨﺎر ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی اﻧﺮژی ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺑﺎﺗﺮی ﻫﺎ، اﺑﺮﺧﺎزن ﻫﺎ، اﺑﺰارﻫﺎی ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی ﻣﻐﻨﺎﻃﻴﺴﻲ اﺑﺮرﺳﺎﻧﺎ )SMES (، ﺳﻴﺴﺘﻢ ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی ﺑﺮ ﭘﺎﻳ ﻪ ﻫﻴﺪروژن و ﻣﻮاردی از اﻳﻦ دﺳﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز در ﻣﻮا ﻗﻊ ﺿﺮوری، ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﺗﻮﻟﻴﺪات ﭘﺮاﻛﻨﺪه، ﺑﻬﺒﻮد ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺗﻮان و ارﺗﻘﺎی ﻛﻴﻔﻴﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺷﺒﻜﻪ، ﻛﻤﻚ ﻛﻨﻨﺪ . 38 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 2 - 3 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 2 - 3 - 1 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺳﻬﻢ در ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﺮان ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ای از ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی، ﺑﺨﺎری و ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ، واﺑﺴﺘﻪ اﺳﺖ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ در ﺳـﺎل 1390 ﺣﺪود85 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﻧﺪ ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )2 - 3 .(( ﭘﺲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﺳﻬﻤﻲ ﻣﻌﺎدل 4/ 13 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ، ﻫﺎ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ) ﺑﻴﺶ از 98 درﺻﺪ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ (. ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ واﺑﺴﺘﮕﻲ ﺷﺪﻳﺪی ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺑﺎرﻧﺪﮔﻲ و ﺣﺠﻢ ذﺧـﺎﻳﺮ آب ﭘﺸـﺖ ﺳـﺪﻫﺎ در ﻃﻲ ﻫﺮ ﺳﺎل دارد . ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﻋﻠﺖ، ﺗﺒﻌﻴﺖ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در دوره ﻫﺎی زﻣـﺎﻧﻲ ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ) ﺳـﺎﻻﻧﻪ، ﻓﺼـﻠﻲ و ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ( از روﻧﺪ ﻣﺸﺨﺺ ﺛﺎﺑﺖ اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺑﺮرﺳﻲ روﻧﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻫـﺎ ﺳﺎل ی ﮔﺬﺷـﺘﻪ ﺷﻜ ) ﻞ ﺷﻤﺎر ه )2 - 2 (( ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ در ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ ﻫﺎ ﺳﺎل ) ی 1386 - 1384 ( ، ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺣﺪود10 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋ ه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر ﺑﻮده . اﻧﺪ اﻳﻦ ﺳﻬﻢ در ﺳﺎل 1391 ﺑﻪ ﺣﺪود5 درﺻﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﺟﺪول 2 - 3 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل 1391 ] 18 [ ﺷﺮح ﻇ ﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ) ﻣﮕﺎوات ( ﺳﻬﻢ ) درﺻﺪ ( ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ 58013 84 ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 9745 14 ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﮔﺎز 161 0.23 اﺗﻤﻲ 1020 1.5 ﺟﻤﻊ 68940 100 ﺷﻜﻞ2 - 2 - ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋ ه اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻃﻲ دﻫ ﻪ 1380 ] 18 [ ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 39 ﻃﺒﻖ آﺧﺮﻳﻦ آﻣﺎرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺸﺮﺷﺪه از ﺟﺎﻧﺐ وزارت ﻧﻴﺮو ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه در ﺣﺎل ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ 9745 ﻣﮕﺎوات اﺳﺖ، ﻛﻪ از اﻳﻦ ﻣﻴﺰان7/ 93 درﺻﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس، 7/5 درﺻﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺘﻮﺳﻂ و 5/0 درﺻﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ ) ﻣﻴﻨﻲ و ﻣﻴﻜﺮو ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻃﺒﻖ ﺑﺮآوردﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻛﻞ ﺳﺎﺧﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر در ﻛﺸـﻮر ﺗﺎ 40 ﻫﺰار ﻣﮕﺎوات وﺟﻮد دارد ﭘﻴﺶ . ﺑﻴﻨﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد در ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاری ﻫﺎی ﻛﻼن آﺗﻲ ﺑﺨﺶ اﻧﺮژی ﻛﺸﻮر، ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﭼـﻮن اﻓـﺰاﻳﺶ روزاﻓﺰون ﺑﺎر ﻣﻮردﻧﻴﺎز ﻛﺸﻮر، ﻟﺰوم ﺗﻨﻮع ﺑﺨﺸﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧـﺮژی، ﺻـﺮﻓﻪ ﺟـﻮﻳﻲ در ﻣﺼـﺮف ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ، ﮔﺴـﺘﺮش ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﭘﻴﮕﻴﺮی ﻣﻌﺎﻫﺪات و ﻛﻨﻮاﻧﺴﻴﻮن ﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ در ﺣـﻮزه اﻧـﺮژی و ﻣﺤـﻴﻂ زﻳﺴـﺖ، ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻛﻠﻴﻪ ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﻬﻴﻨﻪ داراﻳﻲ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد ﺗﻮﺟﻪ وﻳﮋه ای ﺻﻮرت ﮔﻴﺮد . 2 - 3 - 2 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺳﻬ ﻢ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 4 (ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷـﺒﻜﻪ ﺑـﺮق ﻛﺸـﻮر در ﺳـﺎل 1390 را ﻧﺸـﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ را در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺧﻮدراه اﻧﺪاز ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳـﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒـﻲ و ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزی ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧ ﺘﺼﺎص داده . اﻧﺪ ﻟﻴﻜﻦ ﻗﻀﺎوت ﺑﺮ اﺳﺎس آﻣﺎر اﻳﻦ ﺟﺪول ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ در ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻇﺮﻓﻴـﺖ، ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـﺪ ﺑـﻪ ﻧﺘﻴﺠﻪ ﮔﻴﺮی و ﺑﻪ ﺗﺒﻊ آن ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاری ﻧﺎدرﺳﺖ ﻣﻨﺠﺮ ﺷﻮد . ﻟﺬا ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 5 ( ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )2 - 4 (و ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮو ﮔﺎه ﻫﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﺟﺪول ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳﻜـﻲ از ﻣﺒـﺎﻧﻲ ﭘﺎﻳـﺪاری ﺷـﺒﻜﻪ ﺳـﻬﻤﻲ ﺣـﺪود 7/1 ﺑﺮاﺑـﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزی و ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ و 6/3 ﺑﺮاﺑﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺨﺎر دارﻧﺪ . در ﺧﺪﻣﺎت ﺧﻮدراه اﻧﺪاز اﻳﻦ ﻧﺴﺒﺖ در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺣﺪود 13 ﺑﺮاﺑﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزی اﺳﺖ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ارﻗـﺎم اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )2 - 5 ( ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﻧﺘﻴﺠﻪ ﮔﻴﺮی ﻛﺮد ﻛﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻌﻠﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺳﻬﻢ از ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺷﺎن از ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮی ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺟﺪول 2 - 4 - ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر1 ارﻗﺎم : درﺻﺪ ﺷﺮح ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ2 ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ) آﻣﺎدﮔﻲ ( ﺧﻮد راه اﻧﺪاز آﺑﻲ 5/ 10 2/ 17 3/ 39 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 9/ 36 6/ 21 2/ 52 ﺑﺨﺎر 2/ 23 0/ 28 0/0 ﮔﺎز 5/ 29 3/ 33 5/8 1 - اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول )2 - 4 ( از دﻓﺘﺮ ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ) از زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﻫﺎی ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان ( اﺧﺬ ﺷﺪه اﺳﺖ . 2 - ﺳﺎل ﺗﺎ1386 وﻇﻴﻔﻪ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻮد ( دز ﺑﻪ اﻣﺎ . دﻻﻳﻠﻲ ﻧﻈﻴـﺮ ﻧﻮﺳـﺎن ﻣﺤﻠـﻲ ﺗـﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺑﺮوز ﻣﺸﻜﻼت ﻓﻨﻲ و ﺣﺎل در ... ﺣﺎﺿﺮ ) ﺑﺮاﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﺟﻠﺴﻪ ﻫﺸﺘﺎد و ﭘﻨﺠﻢ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﻛﻪ در ﺗـﺎرﻳﺦ 11 /2/ 1386 ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ اﻳﻦ ( وﻇﻴﻔﻪ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه ﺗﻤﺎﻣﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺳﺮاﺳﺮ ﻛﺸﻮر ﻛﻪ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺷﺮﻛﺖ اراﺋﻪ در اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ را دارﻧﺪ، ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 40 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول 2 - 5 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ / ﻇﺮﻓﻴﺖ ارﻗﺎم : درﺻﺪ ﺷﺮح ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد راه اﻧﺪاز ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﻇﺮﻓﻴﺖ آﺑﻲ 9/0 0/2 5/4 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 5/0 5/1 5/3 ﺑﺨﺎر 2/0 8/1 0/0 ﮔﺎز 5/0 4/1 3/0 2 - 3 - 3 - از دﻳﺪﮔﺎه ﻋﺪم ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﺮاﺳﺎس آﻣﺎر ﺗﻔﺼﻴﻠﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎل 1390 ، ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺣﺪود227 ﻫﺰار ﮔﻴﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺣﺪود 39 ،ﻣﻴﻠﻴﺎرد ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ ﮔﺎز4/9 ﻣﻴﻠﻴﺎرد ﻟﻴﺘﺮ ﮔﺎزوﻳﻴﻞ و12 ﻣﻴﻠﻴﺎرد ﻟﻴﺘﺮ ﻧﻔﺖ ﻛﻮره ﻣﺼﺮف ﺷﺪه ا ﺳﺖ ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 -6 .(( ﻣﺠﻤﻮع اﻳﻦ ارﻗﺎم ﻣﻌﺎدل360 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﺑﺸﻜﻪ ﻧﻔﺖ ﺧﺎم ) ﺣﺪود 35 % ﻛﻞ ﺻﺎدرات ﻧﻔﺖ ﺧﺎم در ﺳﺎل1390 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول 2 - 6 - ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ در اﻳﺮان در ﺳﺎل 1390 ﺷﺮح ﮔﺎز ) ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ ( ﮔﺎزوﻳﻴﻞ ) ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻟﻴﺘﺮ ( ﻧﻔﺖ ﻛﻮره ﻣﻴ ) ﻠﻴﻮن ﻟﻴﺘﺮ ( ﺑﺨﺎری 12697 162 12019 ﮔﺎزی 13834 5225 0 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 12370 4001 0 ﺟﻤﻊ 38901 9388 12019 ﻣﺘﻮﺳﻂ 171 /0 041 /0 053 /0 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ارﻗﺎم ردﻳﻒ آﺧﺮ ﺟﺪول ﻓﻮق و ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺳﺎل1390 ) ﺣﺪود12 ﻫﺰار ﮔﻴﮕﺎوات ﺳـﺎﻋﺖ ، ( ﺻﺮﻓﻪ ﺟﻮﻳﻲ در ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎ ی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺣﺪود 1/2 ،ﻣﻴﻠﻴﺎرد ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ ﮔﺎز5/0 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻟﻴﺘـﺮ ﮔﺎزوﻳﻴـﻞ و6/0 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻟﻴﺘﺮ ﻧﻔﺖ ﻛﻮره ﺑﺮآورد ﻣﻲ .ﺷﻮد 2 - 3 - 4 - از دﻳﺪﮔﺎه ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ) ﺻﻨﻌﺘﻲ، ﺗﺠﺎری، ﺧﺎﻧﮕﻲ و ﻳﺎ ﻛﺸﺎورزی ( ﻳﻜﻲ از ﻣﻬﻢ ﺗ ﺮﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ در ﺟﻬﺎن ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ آﻟﻮده ﻛﻨﻨـﺪه ﻣﺤـﻴﻂ زﻳﺴـﺖ ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ روﻧـﺪ ) ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )2 - 7 .(( ﻛـﻞ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ وزارت ﻧﻴﺮو ﺑﺮ اﺳـﺎس آﺧـﺮﻳﻦ اﻃﻼﻋـﺎت ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﺷـﺪه ) ﺳـﺎل ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 41 1389 ( ﺣﺪود133 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﺗﻦ1 ﺑﻮده ﻛﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ را در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ ) ﺣﺪود 99 درﺻﺪ ( ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﺣﺪاث و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘ ﺬﻳﺮ آب را ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ، ﺑـﻪ ﻃﻮر ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺳﺒﺐ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺳﺎل 1389 ، ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﺳﻂ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺣﺪود 3/8 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﺗﻦ ﺑﺮآورد ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺟﺪول 2 - 7 - ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی آﻻﻳﻨﺪه و ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ﺑﺨﺶ ای ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺑﺮاﺳﺎس ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ]18 [ ارﻗﺎم ﺗﻦ : ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه NOx SO2 SO3 CO SPM CO2 CH4 N2O ﺑﺨﺎری 225410 446416 2131 124822 12491 69305158 1690 280 ﮔﺎزی 92231 21996 514 3173 4336 28549634 598 84 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 197301 11896 546 5632 5461 33452194 773 104 دﻳﺰﻟﻲ 197 595 9 2/0 38 100341 4 1 ﺟﻤﻊ 515140 480904 3200 133628 22326 131407327 3065 469 ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺳﻬﻢ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ )3/5 درﺻﺪ ( در ﻛﺎﻫﺶ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ وزارت ﻧﻴﺮو ، ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﺻﻨﺎﻳﻊ ﺑﺰرگ ( ﺑﺎ ﺳﻬﻢ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ )7/4 درﺻﺪ ( در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻞ اﻧﺮژی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ، ﻣﻮﻳﺪ آن اﺳﺖ ﻛﻪ راﺑﻄﻪ ﺧﻄﻲ ﺑﻴﻦ اﻳﻦ دو وﺟﻮد دارد . ﻳﻌﻨﻲ ﻫﺮ ﭼﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺳﺒﺪ اﻧـﺮژی ﻛﻞ ﻛﺸﻮر اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ، ﺣﺪود ﻫﻤﺎن ﻣﻴﺰان از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ ﻛﺎﺳﺘﻪ ﺧﻮا ﻫﺪ ﺷﺪ . ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ از ﻣﻴﺎن ﮔﺎزﻫﺎی اﺷﺎره ﺷﺪه در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 7( ، ﺳﻪ ﮔﺎز دی اﻛﺴـﻴﺪ ﻛـﺮﺑﻦ، ﻣﺘـﺎن و اﻛﺴـﻴﺪ ﻧﻴﺘﺮوژن از ﻧﻈﺮ ﺗﺎﺛﻴﺮﮔﺬاری ﺑﺮ ﮔﺮﻣﺎﻳﺶ ﺟﻬﺎﻧﻲ2 دارای اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ﻫﺴﺘﻨﺪ . 2 - 3 - 5 - از دﻳﺪﮔﺎه ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرا ت 2 - 3 - 5 - 1 - در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑﺮرﺳﻲ ﻛﻠﻴﺎت آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎ و ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻛﻠﻴﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه )ﻫﺎ اﻋﻢ از ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ ( ﺟﻬـﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق ﺧﻮد ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻮاﻋﺪ ﻳﻜﺴﺎﻧﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻣﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﺸﻮﻳﻖ ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ 1 - ﻋ ﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺣﺪود 23 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﺗﻦ ) ﺣﺪود 15 %از ﻛﻞ ( آﻻﻳﻨﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷـﺶ ﺑﺨـﺶ ﺧﺼﻮﺻـﻲ و ﺻـﻨﺎﻳﻊ ﺑـﺰرگ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 2 - در ﭘﻴﻤﺎن ﻛﻴﻮﺗﻮ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺷﺶ ﻧﻮع ﻫﺴﺘﻨﺪ : دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ )CO2 ( ، ﻣﺘـﺎن )CH4 ( ، اﻛﺴـﻴﺪ ﻧﻴﺘـﺮوژن )N2O ( ، ﻫﻴـﺪرو ﻓﻠـﻮروﻛﺮﺑﻦ )ﻫـﺎ HFCs ( ، ﭘﺮﻓﻠﻮرﻛﺮﺑﻦ )ﻫﺎ PFCs ( و ﻫﮕﺰاﻓﻠﻮراﻳﺪ )SF6 .(اﻳﻦ ﮔﺎزﻫﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان اﺛﺮﮔﺬاری آن ﻫﺎ ﺑﺮ ﮔﺮﻣﺎﻳﺶ ﺟﻬﺎﻧﻲ )GWP (ﺿﺮاﻳﺒﻲ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﻧﺪ ﻛـﻪ آن ﻫﺎ را ﻗﺎﺑﻞ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . 42 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر، ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد ا ﻧﮕﻴﺰﺷﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮرات ﺑـﺎزار ﺑﺮق ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺧﻼﺻﻪ ﺑﻪ ﻫﺎ آن اﺷﺎره ﻣﻲ :ﺷﻮد − ﺑﻨﺪﻫﺎی6 - 6 - 1 ، 6 - 6 - 2 و ﺗﺒﺼﺮه3 ﺑﻨﺪ6 - 6 - 1 »آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺷـﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر « ، در اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻤﻬﻴﺪاﺗﻲ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﻛﻪ در ﺷـﺮاﻳﻂ ﻣﺸـﻜﻼت ﻓﻨـﻲ و ﺣﺘﻲ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻧﺎدرﺳﺖ ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ، ﺑﺎز ﻫﻢ درآﻣﺪی ﺑﺎﺑﺖ اﻧـﺮژی ﺧـﻮد داﺷـﺘﻪ ﺑﺎﺷـﻨﺪ و ﻛـﺎﻣﻼ از دور رﻗﺎﺑـﺖ ﺣﺬف ﻧﺸﻮﻧﺪ . − ﺟﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﭼﻬﺎرده ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر : ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﻨﺪ )5 - 2 ( اﻳﻦ ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ، ﻣﺒﻠﻎ ﻳﺎراﻧﻪ ﺳـﻮﺧﺖ ﻣﻌﺎدل ﺑﺎ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺳﺎﻳﺮ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺑﻬﺎی ﮔﺎز ﺻـﺮﻓﻪ ﺟـﻮﻳﻲ ﺷـﺪه ( ﺗﻮﺳـﻂ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﺑﻪ ﺗﻮاﻧﻴﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﻣﻌﺎدل اﻳﻦ ﻣﺒﻠﻎ از ﻣﻨﺎﺑﻊ داﺧﻠﻲ ﺗﻮاﻧﻴﺮ، ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﺒﺼـﺮه )1 ( »آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﻨﺪ )7 ( ﻣﺎده واﺣﺪه ﻗﺎﻧﻮن ﺑﻮدﺟﻪ ﺳﺎل1387 ﻛـﻞ ﻛﺸـﻮر « و از ﻃﺮﻳـﻖ ﺷـﺮ ﻛﺖ ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان، ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﻧﻴﺰ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری .ﺷﻮد − ﺟﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﺳﻲ و ﻳﻜﻢ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر : ﺗﺼﻮﻳﺐ ﺟﺰﻳﻴﺎت دﻳﮕﺮی در زﻣﻴﻨﻪ ﺑﻨﺪ )6 - 6 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ اﺷﺎره ﺷﺪه در ﻓﻮق ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺮﺧﻮرداری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠ ﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ از ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻧﺎﻣﺤﺪود در ﺑﺎزار . 2 - 3 - 5 - 2 - ﺧﺎرج از ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮارد ﻓﻮق، ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ دﻳﮕﺮی ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﻏﻴﺮدوﻟﺘـﻲ در ﻗﺎﻟـﺐ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ وﺿﻊ ﺷﺪه . اﻧﺪ ﺑﺮ اﺳﺎس دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ اﺟﺮاﻳﻲ ﻣﺎده 62 ﻗ ﺎﻧﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺨﺸﻲ از ﻣﻘـﺮرات ﻣـﺎﻟﻲ دوﻟـﺖ ﻣﺼﻮﺑﻪ اﺑﻼﻏﻲ وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻮرخ 13 / 12 / 1384 ، وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻜﻠﻒ ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ ﺑـﺮق از ﻣﻨـﺎﺑﻊ اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﻧـﻮ ) ﺷـﺎﻣﻞ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی، زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، آﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ 10 ﻣﮕـﺎوات ﻳـﺎ ﻛـﻢ ﺗـﺮ، زﻳﺴـﺖ ﺗـﻮده و درﻳـﺎﻳﻲ ( ﺑـﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﺑ ﺎﻻﺗﺮ از ﺑﺎزار ﺷﺪ . در ﻣﺼﻮﺑﻪ ﺷﻤﺎر ه 142551 /ت41113ﻫ ﻣﻮرخ 15 / 08 / 1387، ارﻗﺎم اﺷﺎره ﺷﺪه ﻗﺒﻠﻲ ﺑﻪ روز ﺷﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺼﻮﺑﻪ ﺷﻤﺎره 100 / 20 / 36657 ﻣﻮرخ13 / 09 / 1391 وزارت ﻧﻴﺮو1 و دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻣﺼﻮب ﻫﻤـﻴﻦ ﺑﻨـﺪ ﻗـﺎﻧﻮﻧﻲ ﻃﻲ ﻣﺼﻮﺑﻪ ﺷﻤﺎره 37732 / 100 ﻣﻮرخ08 / 05 / 91 ﺷﻮرای اﻗﺘﺼﺎد، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ارﻗﺎم ﺑﺮآوردﺷﺪه ﻧﺴـﺒﺖ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺳﺎل ﻣﺼﻮﺑﻪ ﻗﺒﻠﻲ ) ﺳﺎل 1387 (ﻛﻤﺎﻛﺎن ﺑﺎﻻﺗﺮ اﺳﺖ . 1 - در اﺟﺮای ﻣﻔﺎد ﺑﻨﺪ ( ب) ﻣﺎده )133 (ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﻨﺞ ﺳﺎﻟﻪ ﭘﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﺟﻤﻬﻮری اﺳﻼﻣﻲ اﻳﺮان )1394 - 1390 .( ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 43 2 - 4 - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 2 - 4 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﻣﺪل ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﺪل ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد ) آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ ( اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻠﻴ ﻪ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻋـﻢ از ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران ﺟﻬﺖ ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ﺗﻮان در آن اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . در اﺑﺘﺪای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﺎزار، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺑـﺮق ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﻫـﻢ ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ ﻓﺮوش ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﻗﻊ در ﺣﻮز ه ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ( و ﻫﻢ ﺧﺮﻳﺪ ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟﻚ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳﻊ واﻗﻊ در ﺣﻮز ه ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ( و ﻧﻴﺰ ا راﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻨﺪ . اﻣﺎ ﭘﺲ از ﺗﺼـﻮﻳﺐ ﻗـﺎﻧﻮن اﺳـﺘﻘﻼل ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ در اﺳﻔﻨﺪﻣﺎه ﺳﺎل 1384 ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺠﻠﺲ ﺷﻮرای اﺳﻼﻣﻲ از ﻧﻴﻤ ﻪ دوم ﺳـﺎل 1386 ﻣﺴـﻮوﻟ ﻴﺖ ﺧﺮﻳـﺪ ﺑـﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟـﻚ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ واﻗـﻊ در هﺣﻮز ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد، ﻧﻘﺶ ﻓﺮوﺷﻨﺪه را در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎزی ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ]1[. ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )2 - 3 (ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان را ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫـﺪ . در اﻳـﻦ ﺳـﺎﺧﺘﺎر، ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﺷـﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ، ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺧﺼﻮﺻـﻲ و ﻧﻴﺮو ﻫـﺎ ﮔـﺎه ی ﻣﻮﺳﺴـﺎت و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺎرج از ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، ﺑـﺮق ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای و ﺷـﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﺮ ﻛﺪام، ﮔﺮوه ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن را ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﺷﻜﻞ2 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 44 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 2 - 4 - 2 - اﺟﺰای ﻗﻴﻤﺖ و روﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻄﺎﺑﻖ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ) ﻣﺎﻟﻜﺎﻧﻲ ( ﻛﻪ ﻣﺤﺼﻮل ﺧﻮد را ﺑﺎ رﻋﺎﻳﺖ ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸـﻮر ﻋﺮﺿـﻪ ﻣـﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ از دو ﻣﻮﻟﻔـﻪ ﻗﻴﻤﺘـﻲ » آﻣـﺎدﮔﻲ «1 و » اﻧـﺮژی ﺗ ﻮﻟﻴﺪی «2 ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ دو ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻣﺒﺎﻟﻎ ﻧﺎﺧﺎﻟﺼﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ در ازای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ﺑـﻪ ﻫـﺎ آن ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮاﻗﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻨﺎ ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﺟﺮﻳﻤﻪ و ﻳﺎ درﻳﺎﻓﺖ ﺧﺴﺎرت از ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮ ر ﺛﺎﺑﺖ ﺑﻮده و ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺗﺒﺼﺮه )2 (ﻣﺎده )5 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑـﺮق، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ » در ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺎر در ﺳـﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼـﺮف و ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ « ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺮ .ﺷﻮد اﺳﺎس ) ﺑﻨﺪ 6 - 4 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ روش و ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق، ﭘﺎﻳﻪ ﻧـﺮخ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ » ﺑﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺷﺒﻜﻪ « ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 8 ( ﻧﺮخ ﻫﺎی ﭘﺎﻳ ﻪ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی در ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1382 ﺗﺎ1391 را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 8 - ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ، ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ و ﭘﺎﻳﻪ ﻧ ﺮخ اﻧﺮژی3 ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮوات در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ( ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ( 1383 40 11.5 1384 72 36 1385 77 از8 ﺗﺎ60 1386 77 از8 ﺗﺎ60 ﻫﺸﺖ ﻣﺎه اﺑﺘﺪای1387 77 74 )0 - 80 ( ﭼﻬﺎر ﻣﺎه اﻧﺘﻬﺎی1387 89 74 )0 - 110 ( 1388 89 74 )0 - 110 ( 1389 89 74 )0 - 110 ( 1390 ٭89 )0 - 330 ( 1391 89 )0 - 330 ( ٭ ﻧﺮخ ﭘﺎﻳﻪ اﻧﺮژی ﺗﺎ ﺗﺎرﻳﺦ 20 /2/ 1390 ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺳﺎل1389 ﺑﻮده و ﭘﺲ از آن ﺑﻪ ﻧﺮخ ﺟﺪﻳﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ . 1 - ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺑﺎﺑﺖ ﻳﻚ ﻣﮕﺎوات ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺮاز ) ﺷﺪه ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎد ه ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺎ ﻣﻠﺤﻮظ داﺷﺘﻦ ﻣﺸﻜﻼت ﻓﻨـﻲ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ اﺛﺮات ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺧﺎرج از ﻣﺴ ﻮ وﻟﻴﺖ ﺧﻮد از ﻗﺒﻴﻞ ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل، ﺣﻮادث ﻗﻬﺮﻳﻪ و دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ ( آن را ﺑﺮآورد و ﺑﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار اﻋﻼم ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ ( ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ، در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ در . ﺣﻘﻴﻘـﺖ ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑﺎﺑـﺖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ آﻣﺎده ﺑ ﻪ ﻛﺎر ﺑﻮده و ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺗ ﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﭙﺮدازﻧﺪ . 2 - ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ ﻫﺮ ﻣﮕﺎوا ت ﺳﺎﻋﺖ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه اﻋﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﻧﺮخ ﻗﻄﻌﻲ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن در ده ﭘﻠﻪ و در داﻣﻨﻪ ﻣﺠﺎز اﻋﻼم ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻋﻼم ﮔﺮدﻳﺪه و ﭘﺬﻳﺮش ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺑﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﻗﻴﻤـﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 8 ( از ﮔﺰارش ﻫﺎی ﻫﻔﺘﮕﻲ وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر از ﺳﺎﻳﺖ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان ) ( اﺳﺘﺨﺮاج . اﻧﺪ ﺷﺪه ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 45 ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﻨﺪ )2 - 1 ( »اﻟﺤﺎﻗﻴ ﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﻣﻮﺿﻮع آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ روش، ﻧﺮخ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر « ﻣﻮرخ 27 / 12 / 1383 ، ﺑﻬـﺎی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﻓﺮوﺷـﻨﺪه ﺑﺎﺑـﺖ ﻧـﺮخ اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ 100 % - )ﺻﻔﺮ و ( 50 +%ﺑﺎ ﭘﺎﻳ ﻪ ﻧﺮخ اﻧﺮژی اﺧﺘﻼف داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺑﺮاﺳﺎس ﺑﻨﺪ )3 ( اﻟﺤﺎﻗﻴﻪ ﻣﺬﻛﻮر، ﻧﺮخ ﭘﺎﻳﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ زﻣﺎن اﻋﻼم آﻣﺎدﮔﻲ ﻣﺸﻤﻮل ﺿﺮاﻳﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدد : 1 - 3 - ﺳﺎﻋﺎت ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺒﺎﻧﻪ : روز 1 - 1 - 3 - در روزﻫﺎی ﻛﺎری ﺳﺎﻋﺎت اوج ﺑﺎر ﺿﺮﻳﺐ 5/2 و ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺎری ﻛﻢ ﺿﺮﻳﺐ 25 /0 2 - 1 - 3 - در روزﻫﺎی ﭘﻨﺠﺸﻨﺒﻪ و ﺟﻤﻌﻪ ﺳﺎﻋﺎت اوج ﺑﺎر ﺿﺮﻳﺐ 5/1 ،ﺳﺎﻋﺎت ﺑﺎری ﻛﻢ ﺿﺮﻳﺐ 25 /0 و ﺳـﺎﻋﺎت ﻋـﺎدی ﺿﺮﻳﺐ 7/0 2 - 3 - ﻫﺎی ﻣﺎه ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﺎل 1 - 2 - 3 - ) ﮔﺮم یﻫﺎ ﻣﺎه ﺧﺮداد-ﺗﻴﺮ-ﻣﺮداد-ﺷﻬﺮﻳﻮر ( ﺿﺮﻳﺐ 2/1 2 - 2 - 3 - ﻫﺎی ﻣﺎه ﻋﺎدی ) 8 ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎه ﻣﺎﻧﺪه ﺳﺎل ( ﺿﺮﻳﺐ9/0 اﻣﺎ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﻮق ، ﻣﻄﺎﺑﻖ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎی ﺗﺪوﻳﻦ و ﻣﺼﻮب ﺷﺪه در ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫـﺎﻳﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از ﺟﺎﻧﺐ ﺑﺎزار اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻛﻠﻲ ﻛﻪ از ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻌﻠﻲ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر در زﻣﻴﻨ ﻧﺤﻮ ﻪ ه ﺗﻌﻴﻴﻦ، اﺟﺰا و روﻧﺪ ارﻗﺎم ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ در ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی ﮔﺬﺷﺘﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ دﺳﺖ آورد، ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﭘﺎﻳ ﻪ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﺑﺎزار، ﻛﺎﻣﻼ ﻣﺘﺎﺛﺮ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری اوﻟﻴـﻪ و ﻣﺘﻐﻴـﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . − ﻪﻛﻠﻴ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن، در زﻣﻴﻨ ﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺎ ﭘﺪﻳﺪ ه ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻮاﺟﻪ ﻫﺴﺘﻨﺪ . − ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1383 ﺗﺎ1389، ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮ ژی ﺑﺎﻻﺗﺮ ﺑﻮده اﺳﺖ ) ﺣﺪاﻛﺜﺮ 5/3 ﺑﺮاﺑـﺮ در ﺳـﺎل 1383 و ﺣﺪاﻗﻞ5/9 درﺻﺪ در ﺳﺎل1387 .( اﻳﻦ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﺮﺿ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺎ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺑﺴﻴﺎر ﻧﺎزل1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻣﺎ از ﺳﺎل 1390 ﺑﻪ دﻧﺒـﺎل اﺟـﺮای ﻗـﺎﻧﻮن ﻫﺪﻓﻤﻨﺪﺳـﺎزی ﻳﺎراﻧـﻪ ﻫـﺎ و اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻧﺮخ ﺳ ﻮﺧﺖ ﺗﺤﻮﻳﻠﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ 2، ﻧﺴﺒﺖ ﻧﺮخ ﭘﺎﻳ ﻪ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﺑـﻪ ﻧﻔـﻊ ﻧـﺮخ اﻧـﺮژی ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ ) ﺑﻴﺶ از 2 ﺑﺮاﺑﺮ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ (. − روﻧﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻧﺮخ ﭘﺎﻳ ﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﺮخ در ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1384 و1385 ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎل ﻗﺒﻞ ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺣﺪود 80 و7 درﺻﺪ اﻓﺰاﻳﺶ داﺷﺘﻪ و ﺗﺎ ﺳﺎ ل 1387 ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه اﺳﺖ . ﻧﺮخ ﻣـﺬﻛﻮر ﺑـﺎ اﻓـﺰاﻳﺶ 16 درﺻﺪی در اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل1387 ، ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎل ﻗﺒﻞ از آن، ﺗﺎ ﺳﺎل1391 دﻳﮕﺮ از ﻫﻴﭻ رﺷﺪی ﺑﺮﺧـﻮردار ﻧﺒـﻮده 1 - ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺎز، ﻧﻔﺖ ﻛﻮره و ﮔﺎزوﻳﻴﻞ در ﺳﺎل 1389 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ49 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ و75 / 30 و56 / 58 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻟﻴﺘﺮ ﺑﻮده اﺳﺖ . 2 - ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺎز، ﻧﻔﺖ ﻛﻮره و ﮔﺎزوﻳﻴﻞ ﺑﻌﺪ از ﻫﺪﻓﻤﻨﺪﺳﺎزی ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ700 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ و2000 و3500 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻟﻴﺘﺮ ﺑﻮده اﺳﺖ . 46 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... اﺳﺖ . اﻳﻦ در ﺣﺎﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1390 و1391 ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺑﺮاﺑﺮی دﻻر و ﻳﻮرو در ﻣﻘﺎﺑﻞ رﻳﺎل، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﻳﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻦ ﻋﻮاﻣﻞ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﮔﺬار ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻪ اوﻟﻴ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ، ﻫﺎ ﺣﺪود 3 ﺑﺮاﺑﺮ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ . اﻧﺪ − روﻧﺪ ﻣﺸﺎﺑﻬﻲ ﺑﺮای ﻧﺮخ ﭘﺎﻳ ﻪ اﻧﺮژی ﺗﺎ ﺳﺎل 1389 ﺣﺎﻛﻢ ﺑﻮده اﺳﺖ . اﻣﺎ در ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1390 و1391 ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻧﺮخ ﻪﭘﺎﻳ اﻧﺮژی، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ ﺗﺤﻮﻳﻠﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮ اﺛﺮ ا ﺟﺮای ﻗـﺎﻧﻮن ﻫﺪﻓﻤﻨﺪﺳـﺎزی ﻳﺎراﻧـﻪ ﻫـﺎ، ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎل 1389 ، ﺑﻪ ﻣﻴﺰان3 ﺑﺮاﺑﺮ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻫﺎ داده ی رﺳﻤﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، اﻧﺮژی و ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﻠﻴ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﻌﺎل در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ زﻣﺎن یﻫﺎ ﭘﻴﻚ ﻳﺎ اوج ﻣﺼﺮف )4 ﺳﺎﻋﺖ- 19 اﻟﻲ23 ( ، ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ و ﻛﻞ از ﺳﺎل1387 ﺗﺎ1391 ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )2 - 9 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ .1 ﺟﺪول2 - 9 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1387 - 1391 2 ﺳﺎل ﺷﺮح ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳ ﺎﻋﺖ 1387 ﭘﻴﻚ 152 104 256 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 58 97 155 ﻛﻞ 77 103 180 1388 ﭘﻴﻚ 198 113 311 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 73 103 176 ﻛﻞ 94 105 199 1389 ﭘﻴﻚ 193 114 307 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 73 100 173 ﻛﻞ 93 102 195 1390 ﭘﻴﻚ 194 284 479 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 75 250 325 ﻛﻞ 95 256 351 1391 ﭘﻴﻚ 134 300 434 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 115 275 390 ﻛﻞ 118 279 397 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف ﺣـﺪاﻗﻞ 1/1 ) ﺳـﺎل91 ( و ﺣـﺪاﻛﺜﺮ8/1 ) ﺳـﺎل89 ( ﺑﺮاﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎﻋﺎت ﻋﺎدی اﺳﺖ . روﻧﺪ ﻛﺎﻫﺸﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق ﭘﻴـﻚ ﺑـﻪ ﻏﻴﺮﭘﻴـﻚ ﭘـﺲ از ﭘﻴـﺎده ﺳـﺎزی ﻗـﺎﻧﻮن ﻫﺪﻓﻤﻨﺪﺳﺎزی ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎ اﺗﻔ ﺎق اﻓﺘﺎده اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﺒـﺎرت دﻳﮕـﺮ ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﮔﻔـﺖ ﻛـﻪ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق، ﺑـﻪ ﺗﻐﻴﻴـﺮ اﻟﮕـﻮی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﻣﻨﺠﺮ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1 - ﻋﺪم اراﺋ ﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺎل ﻫﺎی ﻗﺒﻞ از 1387 ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﺪم دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺬﻛﻮر در ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 9 ( از ﮔﺰارش ﻫﺎی ﻫﻔﺘﮕﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان و ﻧﻴﺰ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت اﻳﻦ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور اﺳﺘﺨﺮاج ﺷﺪه . اﻧﺪ ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 47 2 - 4 - 3 - اﺟﺰای ﻗﻴﻤﺖ و روﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد را در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻋﺮﺿﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . در اﻳـﻦ ﭼـﺎرﭼﻮب، ﻛﻠﻴـﻪ درﻳـﺎﻓﺘﻲ ﻫـﺎ ﺑﺎﺑـﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، اﻧﺮژی، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ، ﺧﻮدراه اﻧﺪاز ( و ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد، ﻛﻪ ﻣﺒﻠﻐﻲ ﺑﺎﺑـﺖ ﺧﺴﺎرت ) ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ( ﺑﻪ آن اﻓﺰوده و ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ دﻳﮕﺮ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺟﺮاﻳﻢ ) ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری و آزﻣﻮن ﻧﺎ ﻣﻮﻓـﻖ ( از آن ﻛﺴـﺮ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﺮای ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻴﺰان درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺸﻮر از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی، از ﺻﻮرت ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن1 اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ2 ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )2 - 10 ( و ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )2 - 4 .(( ﺟﺪول2 - 10 - ﺳﻬﻢ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﺎ ه ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1390 - 1383 3 ﺳﺎل ﺳﻬﻢ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺸﻮر4 )درﺻﺪ ( درﻳﺎﻓﺘﻲ از ﺑﺎزار ﺑﺮق ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ( ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ 1383 89 82 46 128 1384 91 113 47 160 1385 93 106 52 158 1386 91 129 62 191 1387 85 162 90 253 1388 89 217 107 324 1389 85 226 109 335 1390 81 203 268 470 ﺷﻜﻞ2 - 4 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1390 - 1383 1 - اﻳﻦ ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺷﺎﻣﻞ دز، ﺷﻬﻴﺪﻋﺒﺎﺳﭙﻮر، ﻣﺴﺠﺪﺳﻠﻴﻤﺎن، ﻛﺎرون 3، ﻛﺮﺧﻪ و ﻣﺎرون ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 2 - اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺗﺠﻤﻊ اﻏﻠﺐ ﻗﺮﻳﺐ ﺑﻪ اﺗﻔﺎق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻛﺸﻮر در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺧﻮزﺳﺘﺎن، ﺳﻬﻢ ﻏﺎﻟﺐ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﺑﺮق از ﻛﻞ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺸﻮر را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )2 - 10 (از اﻃﻼﻋﺎت ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن اﺳﺘﺨﺮاج ﺷﺪه . اﻧﺪ 4 - ﻛﺎﻫﺶ ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﻛﻞ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل ﻫﺎی اﺧﻴـﺮ ﻋﻤـﺪﺗﺎ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری از ﻧﻴﺮو ﮔﺎه ﻛﺎرون 4 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 48 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول )2 - 10 ( و ﺷﻜﻞ )2 - 4 (و ﻣﻘﺎﻳﺴ ﻪ آن ﺑﺎ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﺟﺪول )2 - 9( ، ﻧﺘﺎﻳﺞ زﻳﺮ را ﺑﻪ دﺳﺖ دﻫﺪ ﻣﻲ : − ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ و ﻳﺎ ﺑﻴﺶ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺎزار از ﻪﻛﻠﻴ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﻌﺎل در ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ ) ﺟﺪول )2 - 9 ((ﺑﻮده اﺳﺖ . − ﺳﻬﻢ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺎزار ﺗﺎ ﺳﺎل 1389 ﻫﻤﻮاره ﺑـﻴﺶ از ﺳـﻬﻢ اﻧﺮژی ﺑﻮده ﻛﻪ در ﺳﺎل 1390 اﻳﻦ روﻧﺪ ﻣﻌﻜﻮس ﺷﺪه اﺳﺖ . − ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1383 ﺗﺎ1389 ﺑـﻴﺶ از دو ﺑﺮاﺑـﺮ ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﻃﻲ ﻫﻤﻴﻦ دوره ﺑﻮده ﻛﻪ در ﺳﺎل 1390 اﻳﻦ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺣﺪو د 8/0 ﻛﺎﻫﺶ ﭘﻴﺪا ﻛﺮده اﺳﺖ . ﺷﻮاﻫﺪ ﺣﺎﺻﻞ از ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ روﻧـﺪ ﻣﻌﻜـﻮس هﺷـﺪ ﺳـﻬﻢ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ) ﺟﺎﮔﺰﻳﻨﻲ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺟﺎی ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﭘـﺲ از ﺳـﺎل 1390 ﺗـﺎ ﻛﻨﻮن ( در آﻳﻨﺪه ﻧﻴﺰ اداﻣﻪ ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻌﻨﻲ ﻛﻪ ﻋﻤﺪه درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ از اﻳـﻦ ﭘـﺲ، ﺑﺎﺑـﺖ اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻧﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﻫﺎ آن در ﺑﺎزار ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی، ﻣﺒﺎﻟﻎ دﻳﮕﺮی ﻧﻴﺰ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺧﺴﺎرت، ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل از ﺑﺎزار درﻳﺎﻓ ﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻟﺒﺘﻪ در ﺻﻮرت ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری و ﻳﺎ آزﻣـﻮن ﻧـﺎﻣﻮﻓﻖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ اﻋـﻼم ﺷـﺪه، ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺟﺮاﻳﻢ ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻧﻴـﺰ از اﻳـﻦ ﻗﺎﻋـﺪه ﻣﺴـﺘﺜﻨﻲ ﻧﻴﺴـﺘﻨﺪ . ﺟﺪول )2 - 11 (ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از آﻳﺘﻢ ﻫﺎی درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳـﺎزﻣﺎن آب و ﺑـﺮق ﺧﻮزﺳـﺘﺎن از ﻛـﻞ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎی ﻫﺎ آن را ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1383 ﺗﺎ1390 ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 11 - ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻗﻼم درآﻣﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن واﺣﺪ : درﺻﺪ ﺳﺎل آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺮژی ﺧﺴﺎرت ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻬﺎی ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﺟﺮاﻳﻢ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛ ﺎﻧﺲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺧﻮد راه اﻧﺪاز ﻛﻞ آزﻣﻮن ﻧﺎﻣﻮﻓﻖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری 1383 74 34 1/2 ... ... ... ... ... 3/ 10 1/0 1384 71 29 8/0 ... ... ... ... ... 8/0 0/0 1385 68 31 7/1 ... ... ... ... ... 0/1 1/0 1386 68 30 7/2 4/0 04 /0 0/0 4/0 2/0 1/1 2/1 1387 75 33 0/2 1/0 2/2 0/0 3/2 4/0 9/ 12 04 /0 1388 67 31 3/1 1/0 0/2 3/0 4/2 2/0 5/1 0/0 1389 66 30 5/1 2/0 9/0 4/0 5/1 3/0 2/1 0/0 1390 43 55 8/0 1/0 7/0 3/0 1/1 1/ 01 3/0 0/0 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد − ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﻬﻢ درآﻣﺪی ﻫﻤﻮاره ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﺮخ ﻫﺎی آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﺑﻮده اﺳﺖ . ﻓﺼﻞ دوم - وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه در ﻫﺎ آن ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان 08 / 09 / 93 49 − ﺗﺎ ﺳﺎل1386 ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺻﻮرت ﻧﮕﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . − ﻛﻞ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺣـﺪاﻗﻞ 4/0 درﺻـﺪ ) در ﺳـﺎل 86 ( و ﺣـﺪاﻛﺜﺮ4/2 درﺻﺪ ) در ﺳﺎل 88 ( از ﻛﻞ درآﻣﺪﻫﺎی ﻫﺎ آن را ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﺪ ﻣﻲ . − در ﺑﻴﻦ اﻧﻮاع ﺧ ﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ) ﺑﻪ ﺟﺰ ﺳﺎل 86 (ﻣﺘﻌﻠﻖ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻮده اﺳﺖ . − ﺳﻬﻢ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﭘﺲ از ﺳﺎل 1386 ) ورود ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺟﺰ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ دز ﺑﻪ اراﺋ ﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ( ، ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ . − ﮔﺴﺘﺮش وﻇﻴﻔ ﻪ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﻌﺎل ) اﻋﻢ از ﺣﺮارﺗـﻲ و ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ( ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ اﻋﻤـﺎل ﺳﻴﺎﺳﺖ ﭘﺮاﻛﻨﺪﮔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ اراﺋ ﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ در ﺳﺮﺗﺎﺳﺮ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . زﻳـﺮا ﺗﻤﺮﻛـﺰ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺟﻨﻮب ﻏﺮب ﻛﺸﻮر، اﻣﻜﺎن اﻋﻤﺎل ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺧﺼـﻮص ﻛﻨﺘـﺮل ﻓ ﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴ ﻮ را در ﻛﻞ ﺷﺒﻜﻪ ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻲ ﺳﺎﺧﺖ . ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﺟﺮاﻳﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺑﻪ آزﻣﻮن ﻧﺎﻣﻮﻓﻖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ) ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ اﺣﺮاز ﻋﺪم ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ واﺣـﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ ﺑـﻪ ﻣﻴﺰان ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺰارﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ( ﻣﺮﺑﻮط ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1383 و1387 اﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﺑﻪ ﺑﻴﺶ ا ز 10 درﺻـﺪ ﻛﻞ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎ رﺳﻴﺪه ﻛﻪ رﻗﻢ ﺑﺴﻴﺎر ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ اﺳﺖ . 3 ﻓﺼﻞ3 ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 53 ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 3 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت در دﻧﻴﺎی اﻣﺮوز ﻳﻜﻲ از ﭘﻴﺶ ﺷﺮط ﻫﺎی ﻣﻮ ﻓﻘﻴﺖ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻨﮕﺎه )ﻫﺎ اﻋﻢ از دوﻟﺘـﻲ ﻳـﺎ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ( ، ﺳـﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ وﺿـﻌﻴﺖ داﺧﻠﻲ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻪ ﺧﺼﻮص در ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻳﺎ دوﻟﺘﻲ ﺑﻮده اﻧﺪ و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻫﺮ ﻧﺤﻮی از اﻣﻜﺎﻧـﺎت و ﻣﻨـﺎﺑﻊ دوﻟﺘـﻲ ﺑﻬـﺮه ﺑﺮده اﻧﺪ از اﻫﻤﻴﺖ ﺑﻪ ﺳﺰاﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﻣﺠﻬﺰ ﺑﻮدن ﺑﻪ ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺛﺒﺖ و ﺑﺎﻳﮕﺎﻧﻲ داﺋﻤﻲ اﻃﻼﻋـﺎت ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺼﻮل و رﺻﺪ ﻣﺪاوم وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎزار ﭼﻪ از ﺣﻴﺚ ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ آن و ﭼﻪ از ﻣﻨﻈﺮ ﻧﺤﻮ ه ﻣﺸﺎرﻛﺖ رﻗﺒـﺎ در آن از ﺟﺎﻧﺐ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ، از ﺿﺮورﻳﺎت ﻫﺮﮔﻮﻧﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، اﻃﻼع و ﺛﺒﺖ ﻣﻴﺰان ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی آب ) ﻗﺎﺑ ( ﻞ دﺳﺘﺮس در ﻫﺮ ﻟﺤﻈﻪ و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ آن ﺑـﺮای آﻳﻨـﺪه و ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ دﻗﻴﻖ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﮔﺎم اوﻟﻴ ﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻨﮕـﺎه ﻫـﺎﻳﻲ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻪ ﺣﺴﺎب آﻳﺪ ﻣﻲ . ﮔﺎم دوم، ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﻣﻌﺎدﻻت و رواﺑﻂ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﺑﺮآورد دﻗﻴـﻖ ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻫـﺮ واﺣـﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اراﺋﻪ ﺷﺪه ) ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ ( و ﮔﺎم ﺳﻮم ﺗﺪوﻳﻦ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻧﺤﻮ ه ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺮﻳﺢ ﻣﻮارد ذﻛﺮﺷﺪه ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . 3 - 2 - ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ در ﻋﺼﺮ ﺣﺎﺿﺮ، ﻛﻪ آن را ﻋﺼﺮ اﻧﻔﺠﺎر اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻲ ﻧﺎﻣﻨﺪ، ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﻣﻮﻓﻖ ﺗﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻃﻼﻋـﺎت ﻣﻔﻴـﺪ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺧـﻮد را ﮔﺮدآوری، ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی و ﻫﻤﻮاره ﺑﻪ روز رﺳﺎﻧﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . داﺷﺘﻦ اﻧﺒﻮﻫﻲ از ﻫﺎ داده ﻛﻪ ﺑﻌﻀﺎ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﺧﺎﺻﻲ ﻧﻴـﺰ ﻧـﺪارد، ﻧـﻪ ﺗﻨﻬﺎ ﻛﻤﻜﻲ ﺑﻪ ﺗﺼﻤﻴﻢ ﮔﻴﺮان ﻧﻤﻲ ﻛﻨﺪ، ﺑﻠﻜﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺣﺠﻢ زﻳـﺎدی از اﻃﻼﻋـﺎت را ﺑـﻪ ﺑﺎﻳﮕـﺎﻧ ﻲ ﺑﻨﮕـﺎه ) ﭼـﻪ ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ و ﭼـﻪ ﻧﺮم اﻓﺰاری ( رواﻧﻪ ﺳﺎزد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در اﻳﺮان ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺑﺰرگ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﻪ ﻫﻤﻮاره ﺑﺎ ﻗﻴـﻮدی ﭼـﻮن ﻣﺤـﺪودﻳﺖ دﺳﺘﺮﺳـﻲ ﺑـﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ آب ) ( در ﺑﺮﺧﻲ ﻓﺼﻮل و ﻫﺎ ﺳﺎل ، ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ اﻧﺪک ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری اوﻟﻴـﻪ، ﻋـﺪم ﺷﻨﺎﺳـﺎﻳﻲ د ﻗﻴﻖ ﻣﺮاﻛﺰ اﺻﻠﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری- ﻧﮕﻬﺪاری و ﻧﻴﺰ ﻛﻤﺒﻮد اﻃﻼﻋﺎت ﺿﺮوری ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣـﻮﺛﺮ در ﺑـﺎزار ﺑﺮق ﻋﻠﻲ اﻟﺨﺼﻮص اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻗ ﻴﻤﺖ دﻫﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺤﻮ ه ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزﻳﮕﺮان، ﻣﻮاﺟﻪ اﻧـﺪ، ﺑـﺮای دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ از ﺑﺎزار و ﻳﺎ ﺧﺎرج از آن، ﻧﻴﺎز ﻣﻨﺪ ﺟﻤﻊ آوری و ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻣﺪاوم اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻣﻮارد ذﻛﺮﺷﺪه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻫﺎ داده ی ﻣﺬﻛﻮر را ﺗﻮان ﻣﻲ در دو دﺳﺘ ﻪ ﻛﻠﻲ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻨﮕﺎه ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اوﻟﻴﻦ و ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﮔﺎم ﻫﺮ ﺑﻨﮕﺎه اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﺗﺪاوم ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣـﻮﺛﺮ و ﺳـﻮدآور در ﺑـﺎزار، ﺑـﺮآورد دﻗﻴـﻖ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺼﻮل و ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺑﺴﻴﺎری از ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در اﻳـﺮان ﺗـﺎ ﻛﻨـﻮن از ﻃﺮﻳـﻖ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻋﻤﻮﻣﻲ، وام ﻫﺎی ﺑﺎﻧﻜﻲ و اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻋﺘﺒﺎر ﺷﺪه اﻧﺪ ﻟﺬا اﻗﺪاﻣﺎﺗﻲ ﺟﻬﺖ ﺑـﺮآورد دﻗﻴـﻖ ﻣﻴـﺰان، ﻧـﻮع ﻣﻨﺒـﻊ، ﻣﺮﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺮد و ﻧ هﺤﻮ ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ در ﻣﻮرد ﻫﺎ ﻃﺮح ی اﺟﺮاﺷﺪه و ﻳـﺎ در ﺣـﺎل اﺟـﺮا ﺑﺎﻳـﺪ ﺻـﻮرت ﮔﻴـﺮد . ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ، 54 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ و ﺛﺒﺖ ﻣﺴﺘﻤﺮ ﻣﻴﺰان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی وارده در اﺛﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ) ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی و اراﺋـ ﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ( ، ﻧﻴﺰ ﺑﺴﻴﺎر ﺿﺮوری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . از ﻃﺮﻓﻲ دﻳﮕﺮ، از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺟﺮ ﻳﺎن ورودی ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ آب ) ( و ﺑـﻪ ﺗﺒـﻊ آن ذﺧﻴـﺮ ه » آب ﻫﺪدار « ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس در واﺣﺪ زﻣﺎن ﻣﺴﺘﻤﺮ و ﭘﺎﻳﺪار ﻧﺒﻮده و ﺑﺴﺘﮕﻲ ﺗﺎم ﺑﻪ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ و ﺷـﺮاﻳﻂ اﻗﻠﻴﻤـﻲ و آب و ﻫﻮاﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ دارد، ﻟﺬا اﻃﻼع داﺋﻤﻲ از وﺿﻌﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ آﻳﻨﺪ ه ﻣﻨﺒﻊ ﻗﺎﺑ ﻞ دﺳﺘﺮس، ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺑـﻪ ﻫﻨﮕـﺎم ﺳـﺎزی و ﺛﺒﺖ دﻗﻴﻖ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ در ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺳﺮﻓﺼﻞ ﻫﺎی ﻛﻠﻲ آﻧﭽﻪ ﻣﺸﺎور در ﭼﺎرﭼﻮب اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ آن دﺳﺖ ﻳﺎﻓﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﻮارد زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ، ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ، ﺣﺠﻢ درﻳﺎﭼﻪ ) ﻛﻞ و ﻣﻔﻴﺪ ( − ﻛﻠﻴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﺤﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ) ﺳﻴﻮﻳﻞ، ﺗﺠﻬﻴﺰات، ﺗﻤﻠﻚ اراﺿﻲ و ...( ، ﻣﻨﺒـﻊ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﺒﻌﻲ ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ و ﺳﺎل وﻗﻮع ﻫﺰﻳﻨﻪ . ﻻزم اﺳﺖ در اﻳﻦ ﺛﺒﺖ ﺣﺘﻲ اﻻﻣﻜﺎن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﮔﺮدد، ﭼﺮا ﻛﻪ ﻣﺴﺘﻨﺪات ﻣﻬﻤﻲ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ دﻫﺪ . − ﺛﺒﺖ دﻗﻴﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در دو ﻣﻮ ر د ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﻣﺮاﻛـﺰ ﻫﺰﻳﻨـﻪ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ و ﻣﺘﻐﻴﺮ − ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف و ﺳﺎﻋﺎت ﻋﺎدی از زﻣﺎن ﺷﺮوع ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﺑﻌﺪ − ﻣﻴﺰان ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺖ ) ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ( از زﻣﺎن ﺷﺮوع ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﺑﻌﺪ − ﺛﺒﺖ درآﻣﺪﻫﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ اﻗﻼم ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺎزار ﺑﺮق ) آﻣﺎدﮔﻲ، اﻧـﺮژی، ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ، ﺧﺴـﺎرات، ﺟـﺮاﻳﻢ و ...( از اﺑﺘﺪای ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﺑﻌﺪ − ﺳﺎﻳﺮ درآﻣﺪﻫﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺎﺑﻊ درآﻣﺪ ) ﻧﻈﻴﺮ ﻓﺮوش آب ﻛﺸﺎورزی، ﺗﻔﺮ ﻳﺤﺎت و ﺗﻮرﻳﺴﻢ و ...( − ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﺳﺎزی و ﺛﺒﺖ اﻃﻼﻋﺎت ﻫﻴﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﺳﺪ از ﺷﺮوع ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ) ﺑـﺮای ﺑـﺮآورد دﻗﻴﻖ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﻬﺘﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ( ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻠﻴﻪ ﻣﻮارد ﻓﻮق ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎﻳﻲ ﺿﺮوری ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ و ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣـﻲ . ﺪ روﻧـ ﺑﺮآورد ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻧﻮﺑﻪ ﺧﻮد ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی روش ﻫﺎ و ﻣﻌﺎدﻻت اﺳﺘﺎﻧﺪاردی اﺳـﺖ ﻛـﻪ از ﻳـﻚ ﻃـﺮف در اﻏﻠـﺐ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻧﻈﺮی و ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻣﻮرد اﺳﺘﻨﺎد ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ و از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ ﻣﺎﻟﻜﺎن ) ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ( ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﺑﻪ ﻫﺪف ﻧﻬﺎﻳﻲ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻧﺰدﻳﻚ ﺗﺮ ﻣﻲ ﺳﺎزد . 3 - 3 - اﻗﺪاﻣﺎت ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ﻫﺮ ﺑﻨﮕﺎه اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺣﻀﻮر ﻣﻮﺛﺮ در ﺑﺎزار ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺎدر ﺑﺎﺷﺪ در زﻣـﺎن ﻫـﺎ ی ﻣﺨﺘﻠـﻒ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﻛﺎﻻی ﺧﻮد را ﺑﻪ درﺳﺘﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻛﻨﺪ . ﻣﺒﺎﻧﻲ ﻧﻈﺮی اﻳﻦ ﻣﻬﻢ در ﺑﻨﺪ )2 - 3( ﻓﺼﻞ دوم ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳـﻲ ﻗـﺮار ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 55 ﮔﺮﻓﺖ . در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ﮔﺎم ی اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎرﺟﻲ اراﺋﻪ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﻫﻤـﺎن ﻃﻮر ﻛـﻪ ﭘﻴﺶ ﺗﺮ ذﻛﺮ ﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺧﻮد ﺷﺎﻣﻞ دو ﺑﺨﺶ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اﺳﺖ . 3 - 3 - 1 - ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﺗﻮان ﻣﻲ در ﺳﻪ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺷﻜﻞ ﺷـﻤﺎر ه )3 - 1 ( ﺧﻼﺻﻪ ﻛﺮد : ﺷﻜﻞ 3 - 1 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ یﻫﺎ اﺻﻠﻲ در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه 3 - 3 - 1 - 1 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ آوری ﻫﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ در ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )3 - 2 (ﻫﺎ ﮔﺎم ی ﻻزم ﺟﻬﺖ ﺟﻤﻊ آوری ﻫﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . 56 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻜﻞ 3 - 2 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ یﻫﺎ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ آوری ﻫﺎ داده ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ آوری اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎ ﺗﻬﻴﻪ ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻫﺎ داده ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز آﻏـﺎز ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻓﻬﺮﺳـﺖ اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﺟﺪول )پ.3 - 1 (ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره ﺳﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺪﻟﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ ﺑﺮای ﻣﺤﺎ ﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه اﻧﺘﺨﺎب ﺷﺪه، ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﭘﺲ از ﺗﻬﻴﻪ ﻓﻬﺮﺳﺖ، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺮای ﮔﺮدآوری ﻫﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﭘﺬﻳﺮد ﺑﻪ . ﻛﻠﻲ ﻃﻮر ﻫـﺎ داده ی ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﻮان ﻣﻲ را ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻧﻤﻮد : اﻟﻒ- یﻫﺎ داده ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﻃﺮح ب- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ج- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ د- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻫ - ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ و ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎی ﻛﻼن اﻗﺘﺼﺎدی ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 57 3 - 3 - 1 - 2 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭘﺮدازش ﻫﺎ داده و اﻧﺠ ﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﭘﺲ از ﮔﺮدآوری و ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻫﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ، از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻫﺎ داده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠـﻒ و ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﻃـﺮح ﻫـﺎ ی در ﺣـﺎل ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ و ﻳﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﺧﺬ ﺷﺪه اﻧﺪ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴـﺎز، ﻫـﺎ داده ﭘـﺮدازش ﮔﺮدﻧـﺪ . ﭘـﺮدازش اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎ و ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی زﻳﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ :ﺷﻮد − ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺟﺎری − ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻃﺮح ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺟﺎری − ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ − ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ − ﻃﻮل دوره ﺑﺮرﺳﻲ − ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻃﺮح از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ داده ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎی ﺟـﺎری و ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﻃﺮح در ﻃﻮل دوره ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ در دﺳﺘﺮس ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر در اﺧﺘﻴـﺎر داﺷﺘﻦ ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺟﺎری، ارﻗﺎم ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺿﺮاﻳﺐ رﺷـﺪ ﺑـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺟـﺎری ﺗ ﺒـﺪﻳﻞ ﺷﻮﻧﺪ . ﺿﻤﻨﺎ درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ از اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی دوره ﺑﻬﺮ ﺑﺮداری از ﻃﺮح ﺑﻪ ﺻﻮرت درﺻـﺪی از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﻣﻨﻈﻮر ﺷﺪه اﻧﺪ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﺷﺪه ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ اﻋﻤﺎل ﺷﻮﻧﺪ . ﭘﺲ از ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺷﺪن ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎ و ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﺤ ﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪ ه، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﺑﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از رواﺑـﻂ ﻣﻌﺮﻓـﻲ ﺷﺪه در روش ﺷﻨﺎﺳﻲ ) ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎر ه 3 (ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ اﺳﺖ . ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﻬﺖ اراﺋﻪ اﺳﺘﻨﺘﺎﺟﺎت ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺗﻐﻴﻴـﺮ در اﺟـﺰای ﻫﺰﻳﻨـﻪ ) ﺑـﻪ وﻳـﮋه در ﻣـﻮرد ﻃـﺮح ﻫـﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ ( ، ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻃﺮ ح، ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬار و ﻳﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ارﻗﺎم ﺗﻮﻟﻴﺪ واﻗﻌﻲ اﻧﺮژی ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ هﺷﺪ ﺗﻤﺎم ﺑﺮق اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭘﺮدازش اﻃﻼﻋﺎت و اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﺑﻪ ﺷﺮح ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )3 - 3 (اﺳﺖ . 58 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻜﻞ 3 - 3 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ یﻫﺎ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭘﺮدازش داده و ﻫﺎ اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﭘﺮدازش ﻫﺎ داده و اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺗﻮﺻﻴﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد از ﻧـﺮم اﻓﺰارﻫـﺎی ﺻـﻔﺤﻪ ﮔﺴـﺘﺮده ﻣﺎﻧﻨـﺪ Excel اﺳﺘﻔﺎده ﺷﻮد . در راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ ﭘﺮدازش ﻫﺎ داده و ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺎﻳ ﻪ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﻗﺎﻟـﺐ ﻧـﺮم اﻓـﺰار Excel اﻧﺠـﺎم ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺎ ا ﺳﺘﻔﺎده از اﻃﻼﻋﺎت ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﻃـﺮح ﻫـﺎ ، ﻛـﻪ از ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان درﻳﺎﻓﺖ ﺷﺪه، اﺳﺘﺨﺮاج و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻮاﻓﻘﺘﻨﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﻋﺘﺒﺎری ﻫﺎ ﻃﺮح ﺗﺪﻗﻴﻖ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﮔﺰارش ﻫﺎی ﻫﺎ ﻃﺮح ی اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﺮآورد و ﺑﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺷـﺎﺧﺺ ﻫـﺎ ی ﺗﻌﺪﻳﻞ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﻪ ارﻗﺎم ﺟﺎری ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻫﺎی ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )3 - 4 ( و )3 - 5 (ﻧﻤﻮﻧﻪ ای از ﻣﺤـﻴﻂ ﮔـﺮدآوری ﻫـﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ و اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز را در ﻣﺪل ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 59 ﺷﻜﻞ3 - 4 - ﻧﻤﻮﻧﻪ ای از ﮔﺮدآوری اﻃﻼﻋﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻫﺎ ﺮحﻃ 60 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻜﻞ3 - 5 - ﮔﺮدآوری اﻃﻼﻋﺎت ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﭘﺲ از ﭘﺮدازش ﻫﺎ داده و ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺎﻳﻪ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز اﻧﺠـﺎم ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎت، ﺟـﺪاول ﮔـﺮدش وﺟـﻮه ﻧﻘـﺪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺮ ﻃﺮح ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از رواﺑـﻂ ﻣﻌﺮﻓـﻲ ﺷـﺪه در روش ﺷﻨﺎﺳـ ﻲ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق در ﻫﺮ ﺳﺎل از دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﺼـﻮﻳﺮ ﺷـﻤﺎره )3 - 6 ( ﻧﻤﻮﻧـﻪ ای از ﺟـﺪاول ﮔـﺮدش وﺟﻮه ﻧﻘﺪ در ﻣﺪل ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 61 ﺷﻜﻞ3 - 6 - ﺗﺸﻜﻴﻞ ﮔﺮدش وﺟﻮه ﻧﻘﺪ و اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه 3 - 3 - 2 - ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺟﻤﻊ ﺑﻨﺪی و اراﺋﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑ ﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻴﺎز، ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺧﺮوﺟﻲ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ از ﻣﺪل ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﺤﻠﻴﻞ ﮔـﺮ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻣﺜـﺎل در ﺑﺮرﺳﻲ ﺣﺎﺿﺮ، ﺟﺪاول ﺧﺮوﺟﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﺑﻪ ﺷﻜﻠﻲ ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﺑﺎﺷـﺪ ) ﺷﻜﻞ 3 - 7 .( ﺗﻐﻴﻴﺮ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎ و ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎ ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل ﻧﺮخ ﺑﻬﺮه -ﺗﻨ ﺰﻳﻞ، ﻧﺮخ رﺷﺪ و ...( از دﻳﮕﺮ ﻋـﻮاﻣﻠﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑـﺮ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﺗﺎﺛﻴﺮﮔﺬار اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻧﺘﺎﻳﺞ در ﻗﺎﻟﺐ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﻬﺘـﺮ و ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻛﻤﻚ ﻧﻤﺎﻳﺪ1. 1 - در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﻮردی اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره4 ﺑﻪ ﺑﺮﺧﻲ از اﻳﻦ ﺗﺤﻠﻴﻞ ﻫﺎ اﺷﺎره ﺷﺪه اﺳﺖ . 62 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻜﻞ3 - 7 - ﻃﺮاﺣﻲ ﺟﺪاول ﺧﺮوﺟﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز و اﺳﺘﺨﺮاج ﻧﺘﺎﻳﺞ 3 - 3 - 3 - ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪ ﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( ﺑﺎ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﺴﻴﺎری از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺮق ﺑﺮ آن ﺷﺪﻧﺪ ﺗﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ را ﻛﻪ اراﺋـﻪ ﻣﻲ دادﻧﺪ ﺑﻪ ، ﺻﻮرت ﻣﺸﺨﺺ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ1 ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ درک درﺳﺘﻲ از ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﻳﻦ ﮔﻮﻧﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ در ﺑـﺎزار رﻗـﺎﺑﺘﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل د ر اﺑﺘﺪا رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺗﻮﺳﻂ ﻫﺮ ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮق و ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑـﺎر ﺧـﻮدی و ﻳـﺎ ﺗﻮﺳـﻂ ﻳـﻚ ﻣﺮﻛـﺰ ﻛﻨﺘﺮل ﻧﺎﺣﻴﻪ ای ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﺑﺎر ﻣﻮﺟﻮد در آن ﻧﺎﺣﻴ ﺑﻪ ﻪ ﺧﺼﻮص ﺗﺎﻣﻴﻦ . ﺷﺪ ﻣﻲ در اﻳﻦ ﺷـﺮاﻳﻂ رزرو ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﻏﺎﻟﺒـﺎ 10 درﺻﺪ ﺑﺎر ﻛﻞ و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ واﺣﺪ ﻣﻮﺟﻮد در ﻧﺎﺣﻴﻪ در ﻧﻈﺮﮔﺮﻓﺘﻪ ﺪﺷ ﻣﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ آن ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻣﺠﺰا ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﻧ ﻤﻲ ﮔﺮﻓﺖ ، ﺑﻠﻜﻪ ﺑﺨﺸﻲ از ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﻠﻘﻲ . ﺷﺪ ﻣﻲ اﻣﺎ ﺑﺎ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ )ISO ( ،ﻣﺴﻮول ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻳﻤﻦ و ﻣﻄﻤﺌﻦ از ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﺷﺪ و از آﻧ ﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻣﺎﻟﻚ ﻳﻚ ﻫﻴﭻ از واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﺒﻮد ﻧﻴﺎز داﺷﺖ ﺗﺎ رزرو ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ را از ﻃﺮﻳﻖ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻮﺟﻮد ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﺑﺎ . ﺷـﻜﻞ ﮔﻴـﺮی ﺑﺎزارﻫـﺎ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ رزرو، ﻣﺎﻟﻜﺎن واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺰ درﻳﺎﻓﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای رﺳﻴﺪن ﺑﻪ ﺳﻮد ﺑﻴﺶ ﺗـﺮ در اﻳـﻦ ﺑـﺎزار رﻗـﺎﺑﺘﻲ ﺑﺎﻳـﺪ ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻣﺬﻛﻮر را ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . از آﻧ ﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ و ارزﻳﺎﺑﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ و ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﭘﻴﺸﻴﻨﻪ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﻏﻨﻲ از ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﺑﺮرﺳﻲ دﻗﻴﻖ دﻓﺎﺗﺮ ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری ﻣﻲ ﻫﺎ آن ﺑﺎﺷﺪ ، ﻟﺬا ﺳﻌﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﺠﺮﺑﻴـﺎت ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺻﻮرت ﮔﺮ ﻓﺘﻪ از ﺳﻮی ﻣﻮﺳﺴ ﻪEPRI ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﻣﻄﺎﻟﻌ ﻪ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ « ]22 [ در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ، ﭼﺎرﭼﻮﺑﻲ ﺑﺮای ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ و ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اراﺋﻪ ﮔﺮدد . 1 - ﻗﺒﻞ از ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺟﺪﻳﺪ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق، اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺠﺰا اراﺋﻪ ﻧﻤﻲ ﺷﺪﻧﺪ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 63 3 - 3 - 3 - 1 - ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ درک ﺻﺤﻴﺢ از ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻨﺎﺳﺐ و ﺗﻌﺮﻳﻒ درﺳﺖ از ﻣﺪت زﻣﺎن ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻳﻚ وا ﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻳﻚ ﺳـﺮوﻳﺲ ﺟﺎﻧﺒﻲ وﻳﮋه، از ﻋﻮاﻣﻞ ﻣﻮﺛﺮ در ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺴﺎرت ) اﺳﺘﻬﻼک ( واﺣﺪ1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﻳﻚ ﭘﺮوژ ه ﺗﺤﻘﻴﻘـﺎﺗﻲ ﻛـﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ادار ه اﺣﻴﺎی اراﺿﻲ اﻣﺮﻳﻜﺎ2 اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ، ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اﺑﺘﺪا ﺣﺎﻻت ﻋﻤﻠﻜﺮدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑـﻪ ﺷﻜﻞ زﻳﺮ ﺗﻔﻜ ﻴﻚ ﺷﺪه اﺳﺖ : − وﺿﻌﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ3: واﺣﺪ در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی ﭘﺮداﺧﺘﻪ و ﺑﻪ ﻟﺤﺎظ ﻓﻨﻲ ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ اراﺋـﻪ دﻫﺪ ﻤﻲﻧ . ﮔﺮﭼﻪ در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ واﺣﺪ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮﺧﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : • ﺳﺮوﻳﺲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ4: در اﻳﻦ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺖ رﺳﺎﻧﻲ وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎرﮔﺬاری واﺣﺪ ﺑﺮ ﻣ ﺒﻨﺎی ﺳـﻴﮕﻨﺎل اﻓﺰاﻳﺸـﻲ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺸﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در ﻳﻚ ﭘﻬﻨﺎی ﺑﺎﻧﺪ 10 ± % ) از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺎﻣﻲ واﺣـﺪ ( ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﻛﻨـﺪ . ﻛﻤـﻲ ﺳـﺎزی ﻧﻮﺳـﺎﻧﺎت اﻓﺰاﻳﺸﻲ / ﻛﺎﻫﺸﻲ در ﻗﺎﻟﺐ زﻣﺎن و ﻣﻘﺪار ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﻳﻦ ﺑﺨﺶ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﻮد . • ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﺗﺜﺒﻴﺖ وﻟﺘﺎژ5 • رزرو ﭼﺮﺧﺎن6: زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ واﺣ ﺪ در ﺳﻄﺤﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎﻣﻲ ﺧﻮد ﻛﺎر .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ − وﺿﻌﻴﺖ ﻏﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﺎ آﻣﺎده ﺑﺎش 7: در اﻳﻦ وﺿﻌﻴﺖ واﺣﺪ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : • رزرو ﻏﻴﺮﭼﺮﺧﺎن ) ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ و ﻳﺎ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ (8: در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺘﻲ ﺑﺮ روی ﻣﻴﺰان اﺳﺘﻔﺎده از آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ و ﻳﺎ آﻣﺎ دﮔﻲ واﺣﺪ وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، واﺣﺪ ﻗﺎدر اﺳﺖ از ﺣﺎﻟﺖ آﻣﺎده ﺑﺎش ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛـﺎر ﻧﻤـﻮده و رزرو ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون9: در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ واﺣﺪ ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴـﻮ ﭘﺮداﺧﺘـﻪ و ﻫﻴﭽﮕﻮﻧـﻪ ﺗـﻮان اﻛﺘﻴﻮی ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺗﺰرﻳﻖ ﻧ .ﻛﻨﺪ ﻤﻲ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻳﻚ واﺣﺪ ﻣ ﺸﺨﺺ ﺑﻪ ﺣﺎﻻت ﻛﺎرﻛﺮدی ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﺳﭙﺲ ﺗﺨﺼـﻴﺺ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑـﻪ ﻫـﺮ ﻳـﻚ از ﺣـﺎﻻت ﻣﺬﻛﻮر اﻣﺮی ﺳﺎده ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣﻲ رﺳـﺪ، اﻣـﺎ ﺗﺨﻤـﻴﻦ ﻛـﺎﻫﺶ ﻋﻤـﺮ ﻗﻄﻌـﺎت ﻛـﻪ در ﻧﺘﻴﺠـﻪ ﺧﺴـﺘﮕﻲ 10 و ﻓﺮﺳـﺎﻳﺶ در ﻫـﺎ آن 1- Tear and Wear Costs: (Loss, damage, or depreciation resulting from ordinary use and exposure) ﻧﻮﻋﻲ اﺳﺘﻬﻼک اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮض ﻣﻲ ﺷﻮد زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻳﻚ ﻗﻄﻌﻪ ) ﺗﺠﻬﻴﺰ ( اﺗﻔﺎق ﺑﻴﺎﻓﺘﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ ) ﺑﺮ اﺳﺎس ﻋﻤﺮ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ( و ﺑﺎ دﻗـﺖ ﺗﺤـﺖ ﺷـﺮاﻳﻂ ﻧﮕﻬﺪاری ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . 2- Bureau of Reclamation 3- Generation Mode 4- Regulation Services 5- Voltage Support (Reactive Power) 6- Spinning Reserve 7- Not Generating or Standby 8- Supplemental and Replacement Reserves (Non-Spinning) 9- Synchronous Condenser Service 10 - ﺧﺴﺘﮕﻲ ﻓﻠﺰات )Metals Fatigue (وﻗﺘﻲ اﺗﻔﺎق اﻓﺘﺪ ﻣﻲ ﺗﺤﺖ ﻓﻠﺰ ﻛﻪ ﺗﻨﺶ ﺗﻜﺮاری ﻧ ﻳﺎ ﻮﺳﺎﻧﻲ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺷﻜﺴﺖ ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﻗﻄﻌﻪ ﻣﻲ ﮔـﺮدد ﺑـﺎ . ﭘﻴﺸﺮﻓﺖ ﺻﻨﻌﺖ و اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻌﺪاد وﺳﺎﻳﻠﻲ از ﻗﺒﻴﻞ ﺧﻮدرو، ﻫﻮاﭘﻴﻤﺎ، ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر، ﭘﻤﭗ ﺗﻮرﺑﻴﻦ و ﻏﻴﺮه ﺗﺤﺖ ﻛﻪ ﺑﺎرﮔﺬاری ﺗﻜﺮاری و ارﺗﻌﺎﺷﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﺧﺴﺘﮕﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻣﺘﺪاول ﺷﺪه و اﻛﻨﻮن ﭼﻨﻴﻦ ﺑﺮداﺷﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻋﺎﻣﻞ ﺣﺪاﻗﻞ 90 درﺻﺪ ﺷ ﻜﺴﺖ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از دﻻﻳﻞ ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺣﻴﻦ ﻛﺎر، ﺧﺴﺘﮕﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 64 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻋﻤﻠﻜﺮدﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ رﻗﻢ ﻣﻲ ﺧﻮرد ، ﺑﺴﻴﺎر ﻣﺸﻜﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﭘﺮوژ ه ﺗﺤﻘﻴﻘﺎﺗﻲ ﻣﻮﺳﺴ ﻪ EPRI ، ﻣﻮارد ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺟﻬﺖ ارزﻳﺎﺑﻲ ﻋﻤﺮ ﻗﻄﻌﺎت و ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺣﺎﻻت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﺨﺘﻠﻒ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ ) ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره )3(( . 3 - 3 - 3 - 2 - هﺷﻴﻮ ارزﻳﺎﺑﻲ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی ﻧﺎﺷﻲ از اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ آﻣﺎده ﻣﻲ ﺷـﻮد ، ﺷﻨﺎﺳـﺎﻳﻲ ﺻـﺪﻣﺎت وارده ﺑـﻪ اﺟـﺰای آن در ﮔـﺮو ی ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه و ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻋﻤﻠﻜﺮدی آن اﺳﺖ . ﻫﻤﺎن ﻛﻪ یﻃﻮر ﭘﻴﺶ ﺗﺮ ﻋﻨﻮان ﺷﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﺳﺘﻬﻼک ﻗﻄﻌﺎت ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺗﺤﺖ ﺷﺮاﻳﻂ زﻳﺮ اﻳﺠﺎد ﺷﻮد : − ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻛﻮﭼﻚ در ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از واﺣﺪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺜﺒﻴﺖ وﻟﺘﺎژ و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ − ﻋﻤﻞ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان را ﻛﺘﻴﻮ − ﺑﺎرﮔﺬاری ﻏﻴﺮﻧﺎﻣﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﭼﺮﺧﺎن − ﻋﻤﻞ در ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎ ی روﺷﻦ و ﺧﺎﻣﻮش ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ از ﻋﻜﺲ رو اﻳﻦ اﻟﻌﻤﻞ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺗﺠﻬﻴﺰات واﺣﺪ ﺑﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺧﺪﻣﺎت ﻓﻮق ) و ﻳﺎ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از ﻫـﺎ آن ( ﺑﺎﻋـﺚ ﻛـﺎﻫﺶ ﻋﻤـﺮ ﻗﻄﻌﻪ و ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺳﺘﻬﻼک و ﺗﻌﻤﻴﺮات ﺑﺮ واﺣﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﺑ . ﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕـﺮ، ﺑـﺎ ﺷﻨﺎﺳـﺎﻳﻲ و ﺟﻤـﻊ آوری ﻫـﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﻴﺰان آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی وارده ﺑﻪ ﻗﻄﻌﺎت و ﺗﺠﻤﻴﻊ ﺗﻮان ﻣﻲ ، ﻫﺎ آن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﺎص را ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻧﻤﻮد . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل، ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺮای ﻳﻚ واﺣﺪ ﺧﺎص ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺳﺮوﻳﺲ ﻏﺎﻟﺐ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ، در ﺻ آن ﻮرت ﺗﻨﻈﻴﻤﺎت ﺟﺰﻳﻲ و ﻣﺪاوم درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ورودی ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ اﺳﺘﻬﻼک اﻓـﺰوده ﺑـﺮ ﻣﺤـﻮر، ﺑﻮﺷـﻴﻨﮓ ﻫـﺎ و ﻋﻤﻠﮕﺮﻫﺎﺳـﺖ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری واﺣﺪ ) ﻣﺎزاد ﺑﺮ ﺗﻌﻤﻴﺮات ای دوره و ﻣﻌﻤﻮل واﺣﺪ ( ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ ﻫﻤﺎن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﺳﺖ . ﺑﺮای ارزﻳﺎﺑﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺴﺎرت ) اﺳﺘﻬﻼک ( ﻗﻄﻌﺎت ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ ﻣﻌﻴﻦ ﻣـﻲ ﺗـﻮان از روﻧـﺪ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻛﻪ در ﮔﺰارش EPRI آﻣﺪه اﺳﺖ، اﺳﺘﻔﺎده ﻧﻤﻮد . اﻳﻦ روﻧﺪ ﻋﺒﺎرﺗﺴﺖ از : − ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻣﺸﻜﻼت ﭘﻴﺶ رو و ﻳﺎ ﺧﺮاﺑﻲ ﻳﻚ ﺗﺠﻬﻴﺰ ﻛﻠﻴﺪی − ارزﻳﺎﺑﻲ ﺗﺒﻌﺎت و اﺛﺮﻫﺎی ﺑﺮوز ﻳﻚ ﺧ ﺮاﺑﻲ ﻛﻢ )- زﻳﺎد ( ﻓﺮاواﻧﻲ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ 1 )ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت - ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﻪ (: ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﺮﻣﺎل ﺣـﺪود 6000 ﺳـﺎﻋﺖ در ﺳﺎل )100 (% و در ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ وﺿﻌﻴﺖ درﻳﭽﻪ )85 (% ﻋﻤﻞ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ، ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﻮد ﺑـﻪ ﺳﺒﺐ ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ و ﺧﺴﺘﮕﻲ ﻗﻄﻌﺎت، ﺗﻨﻬﺎ 15 % ﻣﻘﺪار ﻧﺎﻣﻲ ) و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﺣﺪود 900 ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎل ( ﻋﻤـﻞ ﻣﻔﻴـﺪ ﺧﻮاﻫـﺪ داﺷﺖ . ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﻣﻨﻮال، اﮔﺮ اﺛﺮ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ درﻳﭽﻪ ﺑﺮای ﺣﺎﻻت ﻣﺨﺘﻠﻒ ارزﻳﺎﺑﻲ و اوﻟﻮﻳﺖ ﺑﻨﺪی ﺷﻮد، ﺗﻮان ﻣﻲ ﻧﺘﻴﺠﻪ ﮔﺮﻓﺖ ﻛﻪ ﺳﺎﻋﺎت ﻣﻔﻴﺪ ﻛﺎرﻛﺮد ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در ﻧﺘﻴﺠ ﻪ آﺳـﻴﺐ ﻫـﺎ ی ﻛـﻢ و ﺧﺮاﺑـﻲ ﻫـﺎ ی ﻛﻮﺗـﺎه ﻣـﺪت ﺑـﻪ ﺣـ ﺪود 700 ،ﺳـﺎﻋﺖ 1- The Frequency of the Damage ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 65 آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺣﺪود 500 ﺳﺎﻋﺖ و ﺑﺮای آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ﺑﻴﺶ ی ﺗﺮ ﺑﻪ ﺣﺪود 300 ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻘﻠﻴﻞ ﻳﺎﺑﺪ . ﻟﺬا ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﻠﻲ وﻗـﻮع آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ﺑﺮاﺑﺮ 6000 / 300 ﻳﺎ5 % زﻣﺎﻧﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻃﻲ آن ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ﺑﻪ واﺣﺪ وارد . آﻳﺪ ﻣﻲ − اﻗﺪاﻣﺎت اﺻﻼﺣﻲ1: اﻳﻦ اﻗﺪاﻣﺎت ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮاردی ﻧﻈﻴﺮ اﻓﺰاﻳﺶ ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫـﺎ ی ﻧﻈـﺎرت، ﻛﻨﺘـﺮل، ﺑﺎزرﺳـﻲ، ﺗﻌﻤﻴﺮات، ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻗﻄﻌﺎت و ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ آن ﻫﺎ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻘﻠﻴﻞ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ و ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﺧﺮاﺑﻲ ﻫﺎ ، ﺑﺎﺷﺪ . − ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﻧﻴﺮو / ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﻢ )- ﻣﺘﻮﺳﻂ- زﻳﺎد (: ﺑﺎ درﻳﺎﻓﺘﻦ ارﺗﺒﺎط ﻣﻴﺎن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ و زﻣﺎن ﺗﻜﺮار ﺧﺮاﺑﻲ ﻫـﺎ و ﻧﺘـﺎﻳﺞ ﺣﺎﺻﻞ از آن ﻫﺎ در ﻗﺎﻟ ﺐ ﻳﻚ ﺟﺪول ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻛﻠـﻲ واﺣـﺪ، ﺗﻠﻔـﺎت ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ارزش ﺗﻌﻤﻴـﺮات اﻓـﺰوده ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺗﻮان ﻣﻲ ، ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺮو / ﻫﺰﻳﻨﻪ را ﺑﺮای اراﺋﻪ ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﺨﻤﻴﻦ زد . ﻫﺎ ﮔﺎم ی ﻳﺎد ﺷﺪه ﺑﺮای ﺑﺮﺧﻲ از ﻗﻄﻌﺎت واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )پ.3 - 4 ( ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره3 اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳـﺖ . ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺟﺪاوﻟﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ اﻳﻦ ﺟﺪول، ﺗﻮان ﻣﻲ وﻳﮋﮔﻲ و ﻫﺎ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮ ﺗﺠﻬﻴـﺰ ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ را ﺑـﺮای ﺑـﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﺨﺮاج ﻛﺮد . 3 - 3 - 3 - 2 - 1 - ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺸﻲ از ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎﺗﻲ HAM 2 ، ﻛﻤﻴﺘﻪEPRI ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻴﺮﮔﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ را در ﺑـﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮرﺳﻲ ﻛﺮده ا ﺳﺖ . اﻳﻦ روش ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺷـﺮﻛﺖ اﻳـﻦ واﺣـﺪﻫﺎ در ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ را ﺑـﻪ 3 دﺳـﺘﻪ اﺻـﻠﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﻨﺪ ﻣﻲ3: − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ : ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﻣﻴﺰان درآﻣﺪ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ در ﺑﺎزار ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺴﺎرت ) اﺳﺘﻬﻼک (: ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﺗﻠﻔﺎت ﻋﻤﺮ ﺗﺠﻬﻴﺰ − ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری ا ﻓﺰاﻳﺸﻲ ) ﺑﺮای ﺷﺮوع و ﺗﻮﻗﻒ واﺣﺪ ( ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻋﺪم وﺟﻮد اﻃﻼﻋﺎت از اﺳﺘﻬﻼک و ﺗﻌﻤﻴﺮات واﺣﺪﻫﺎ و اﺛـﺮ آن ﺑـﺮ ﻋﻤـﺮ ﺗﺠﻬﻴـﺰات، EPRI از روش ﻫـﺎ ﻳﻲ ﺑـﺮای ارزﻳﺎﺑﻲ و ﺗﺨﻤﻴﻦ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ در ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺘﻲ و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﭘﻴـﺎده ﺳـﺎزی روش در 9 ﮔـﺎم در ﻗﺎﻟـﺐ ﻳـﻚ ﻣﺜﺎل در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره ﺳﻪ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 3 - 3 - 3 - 3 - ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎرﺟﻲ ) زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ( ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ اول اﺷﺎره ﺷﺪ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﻓـﺎرغ از ﻣﻨﺒـﻊ آن، ﻋـﻼوه ﺑـﺮ ﺗﺤﻤﻴـﻞ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑـﻪ ﺑﻨﮕـﺎه ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ) ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ ، ( ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ ﺗﺤﺖ ﻋﻨﻮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﺑﺮای ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﺑﻪ دﻧﺒﺎل دارد ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ ا ز اﻳﻦ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ در ﻣﺮﺣﻠ ﻪ ﺳﺎﺧﺖ و ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ در ﻣﺮﺣﻠ ﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ وﻗﻮع ﻣﻲ ﭘﻴﻮﻧﺪﻧﺪ . 1- Remedial Action 2- Hydro Asset Management 3 - ﺗﻠﻔﺎت ﺑﺎزده ) ﺗﻠﻔﺎت آب ﻧﺎﺷﻲ از ﮔﺮدش ( و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻏﻴﺮﻣﺴﺘ ﻘ )ﻴﻢ ﻧﺮم اﻓﺰارﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و ﭘﺨﺶ ﺗﻮان ( از دﻳﮕـﺮ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﻣﺸـﺎرﻛﺖ در ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎ ﻧﺒﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺳﻬﻢ زﻳﺎدی را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻧﻤﻲ دﻫﻨﺪ . 66 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... در ﻳﻚ ﻧﮕﺎه ﻛﻠﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ در دوره ﺳﺎﺧﺖ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﺳﺮﻋﺖ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺳﺎﺧﺘﻤﺎﻧﻲ و ﻋﺪم ﮔﺴﺘﺮدﮔﻲ ﻣﺴﺎﺣﺖ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻃﺮح ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ یﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . اﻣﺎ اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﺑـﻪ ﺳﺒﺐ اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﻮاع ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺟﻬﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﺎ اﻧﺘﺸﺎر اﻧﻮاع آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ دارای ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ زﻳﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﻫﺴﺘﻨﺪ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ، ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در دور ه ﺳﺎﺧﺖ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺷﺎﻣﻞ آﺛﺎ ری اﺳﺖ ﻛﻪ در ﻣﺤﺪود ه ﻣﺨﺎزن ﺳﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ وﻗﻮع ﻣﻲ ﭘﻴﻮﻧﺪد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺰرگ دارای ﻣﺨﺎزﻧﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﻣﺤـﻞ ذﺧﻴﺮ ه آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ اﺳﺖ . اﻳﻦ اﻣﺮ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻏﺮﻗﺎب ﺷﺪن ﻣﻨﺎﻃﻖ ﮔﺴﺘﺮده ای از زﻣﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺎﻻدﺳﺖ ﺳﺪ، ﺟﻨﮕﻞ ﻫﺎ، ﺑﺎﺗﻼق ﻫﺎ و ﻣﺮاﺗﻊ ﻣﻮﺟﻮد در ﻛﻨﺎر رودﺧﺎﻧﻪ ﻫﺎ ﺷﻮد . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ، از ﺑﻴ ﻦ رﻓﺘﻦ زﻣﻴﻦ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺗﻜﻪ ﺗﻜﻪ ﺷﺪن زﻳﺴﺘﮕﺎه ﻫﺎی ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺤﺼﻮر در ﻣﺨﺰن ﺳﺪ ﺗﺸﺪﻳﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﻪ ﻋﻼوه اﺟﺮای ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺑﺮﻫﻢ ﺧﻮردن زﻳﺴـﺖ ﺑـﻮم ﻫـﺎی آﺑﺰﻳﺎن ﺑﺎﻻدﺳﺖ و ﭘﺎﻳﻴﻦ دﺳﺖ ﺷﻮد . ﺟﺎﺑﺠﺎﻳﻲ و اﺳﻜﺎن ﻣﺠﺪد ﺳﺎﻛﻨﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺴﻜﻮﻧﻲ واﻗﻊ در ﻣ ﺨﺰن ﺳﺪﻫﺎ ﻧﻴـﺰ از ﺟﻤﻠـﻪ ﺳﺎﻳﺮ آﺛﺎر ﻣﻨﻔﻲ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﺳﺖ . اﻣﺮوزه در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ارزﻳﺎﺑﻲ اﻗﺘﺼﺎدی ﻃﺮح ﻫﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ، ﻣـﻮاردی ﭼـﻮن ﺟﺎﺑﺠـﺎﻳﻲ و اﺳـﻜﺎن ﻣﺠـﺪد، ﺗﺨﺮﻳﺐ ﺟﻨﮕﻞ ﻫﺎ و ﻣﺮاﺗﻊ واﻗﻊ در ﻣﺨﺰن ﺳﺪ، در زﻣﺮه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺴـﺎرت ﻣﺨـﺰن ﻗـﺮار ﮔﺮﻓﺘـﻪ ]16 [ و در ﺑـﺮآورد ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ ﻃـﺮح ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻗﺪاﻣﺎت ﺳﺎزه ای ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﻧﺎﺷﻲ از ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻃﺮح اﺧﺘﺼﺎص دارد ﻛـﻪ روش ﻫـﺎﻳﻲ را ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ و ﻳﺎ ﺣﺬف آﺛﺎر ﻣﻨﻔﻲ ﻃﺮح ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻟﺰام ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﺣﺪاث ﺳﺎزه ﺑﺮای ﮔﺬر ﻣﺎﻫﻴﺎن در ﻣﺴﻴﺮ روﺧﺎﻧﻪ از ﺟﻤﻠﻪ اﻳﻦ ﻣﻮارد اﺳﺖ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ اﺷﺎره ﺷﺪه، آﻧﭽﻪ ﻛﻪ ﻫﻤﻮاره ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻜﺎت ﻣﻨﻔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از آن ﻳﺎد ﻣـﻲ ﺷـﻮد، ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻋﻤﺪه در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣـﺪﻧﻈﺮ ﻗـﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻧﻜﺘـ ﻪ دﻳﮕـﺮی ﻛـﻪ در ﺧﺼـﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﺒﺎﺣﺚ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﻄﺮح اﺳﺖ، اﻣﻜﺎن اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای از درﻳﺎﭼﻪ ﭘﺸﺖ ﺳﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ آ . ب ﺟﻤﻊ ﺷﺪه در ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﺑﻪ ﺧﺼﻮص در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﮔﺮﻣﺴ ﻴ ﺮی ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﻣﻘـﺪار ﻗﺎﺑـﻞ ﺗـﻮﺟﻬﻲ ﮔـﺎز ﻣﺘـﺎن و ﮔـﺎز ﻛﺮﺑﻨﻴﻚ ﻴﺗﻮﻟ ﺪ ﻛﻨﺪ ﻳا . ﻦ ﮔﺎزﻫﺎ در اﺛﺮ ﭘﻮﺳ ﻴ ﺪﮔﻲ ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﮔﻴﺎﻫﺎن و زﺑﺎﻟﻪ ﻫﺎﻳﻲ ﺑﻪ وﺟـﻮد ﻣـﻲ آﻳﻨـﺪ ﻛـﻪ از ﺑـﺎﻻی رودﺧﺎﻧﻪ آﻣﺪه اﻧﺪ و ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﺑﺎﻛﺘﺮی ﻫﺎی ﺑﻲ ﻫﻮازی ﺗﺠﺰﻳﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﻴﺶ . ﺗﺮ ﮔـﺎز ﺗﻮﻟﻴـﺪی در اﺛـﺮ ﭘﻮﺳـﻴﺪﮔﻲ را ﮔـﺎز ﻣﺘـﺎن ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ از ﻧﻈﺮ آﺛﺎر ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای از دی اﻛﺴﻴﺪﻛﺮﺑﻦ ﺧﻄﺮﻧﺎک ﺗﺮ اﺳﺖ . ﻣﻴﺰان ﺗﻮ ﻟﻴﺪ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﻣﺴﺎﺣﺖ ﻣﺨﺰن، ﻣﻴﺰان و ﻧﻮع ﺑﻘﺎﻳـﺎی آﻟـﻲ ﻣﻮﺟـﻮد در ﻣﺨـﺰن، ﺳﻦ ﻣﺨﺰن و آب و ﻫﻮای ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻛﻪ ﻣﺨﺰن در آن ﻗﺮاردارد، ﻣﺮﺗﺒﻂ اﺳﺖ . ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ در ﺳﻄﺢ ﺟﻬﺎن در ﺧﺼﻮص ﻣﻘﺎﻳﺴ ﻪ ﻣﻴﺰان ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻛﻪ ﺟﻤﻠﮕﻲ، ﺟـﺰ در ﻣﻮارد ﺧﺎص، ﺑﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺗﺎﻛﻴﺪ دارﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻳﻦ ﮔﺎزﻫﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 67 اﺳﺖ ﺗﺮ ﻛﻢ .1 اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺧﺎص در ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﺷﺎﺧﺺ ﺗﺮاﻛﻢ ﺗﻮان2 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻳﻌﻨﻲ ﻧﺴـﺒﺖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﻴﺮ وﮔـﺎه ﺑـﻪ ﻣﮕﺎوات ﺑﻪ ﻣﺴﺎﺣﺖ ﻣﺨﺰن ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮﻣﺘﺮ )MW/Km2 ( ﺗﺮ ﻛﻢ از ﻳﻚ ﺑﺎﺷﺪ .3 ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣﻌﻴﺎر دﻳﮕـﺮی درﭼـﺎرﭼﻮب ﻛﻨﻮاﻧﺴـﻴﻮن ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻤﻲ )UNFCCC ( 4 ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس آن ﻫﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﺷﺎﺧﺺ ﺗـﺮاﻛﻢ ﺗـﻮان آن از ﻋﺪد 4 ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﺎﺷﺪ، ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در آن ﻧﺎﭼﻴﺰ و در ﺣﺪ ﺻﻔﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .5 اﻣﺎ آﻧﭽﻪ در اﻳﻦ ﻣﻴﺎن ﺑﺮای ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از اﻫﻤﻴﺖ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ، ﻋﺪم ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺳﻮزاﻧﺪن ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻫﻮا، در ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗـﻲ اﺳـﺖ . ﻣﺤﺎﺳـﺒ ﻪ اﻳـﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ، اﻣﺮی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ آن ﺗﻮان ﻣﻲ ﻣﺰﻳﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﻛﻤﻲ ﻧﻤـﻮد . در اداﻣـﻪ ﺑـﻪ ﺷـﻴﻮ ه ﻛﻤﻲ ﻛﺮدن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﻫﺎ ﮔﺎم ﻳﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 3 - 3 - 3 - 3 - 1 - ﮔﺎم اول : ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ و ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻫﺎ آن آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه در ﻫﻮا ﻧﺎﺷﻲ از ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ را ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﺑـﻪ دو دﺳـﺘ ﻪ اﺻﻠﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻛﺮد : − اﻧﻮاع اﻛﺴﻴﺪﻫﺎی ﻛﺮﺑﻦ، اﻛﺴﻴﺪﻫﺎی ﻧﻴﺘﺮوژن و ﻣﺘﺎن − اﻧﻮاع اﻛﺴﻴﺪﻫﺎی ﮔﻮﮔﺮد و ذرات ﻣﻌﻠﻖ دﺳﺘ ﻪ اول ﺑﺎ اﻳﺠﺎد اﺛﺮ ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﺟﻮ زﻣﻴﻦ ﺗﺎﺛﻴﺮ ات ﺟﻬﺎﻧﻲ را ﺳﺒﺐ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ، ﻛﻪ ﺑﺎزﺗﺎب آن اﻓـﺰاﻳﺶ دﻣـﺎی زﻣـﻴﻦ و اﻳﺠﺎد ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻢ اﺳﺖ . دﺳﺘ ﻪ دوم ﻳﻌﻨﻲ اﻛﺴﻴﺪﻫﺎی ﮔﻮﮔﺮد ﺑﺎ اﻳﺠﺎد ﺑﺎران ﻫﺎی اﺳﻴﺪی و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻳﺠﺎد ﺑﻴﻤﺎری ﻫﺎ ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﺧﻮد را در اﺑﻌﺎد ﻣﺤﻠﻲ و ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ذرات ﻣﻌﻠﻖ ﻧﻴﺰ ﻋﺎﻣﻞ ﺑﺴﻴﺎری از ﺑﻴﻤﺎری ﻫﺎی ﺗﻨﻔﺴﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 3 - 3 - 3 - 3 - 2 - ﮔﺎم دوم : اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻣﻴﺰان آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ ﺟﻬﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴﺰان اﺛﺮ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ در اﻳﺠﺎد ﻫﺮ ﭘﻴﺎﻣﺪ، ﺗﻌﻴﻴﻦ اﻧﺪاز ه واﻗﻌﻲ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز در ﻣﺮاﻛﺰ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻣﻘﺎﻳﺴـﻪ ﺑـﺎ ﺣـﺪ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪ ه ﻣﺠﺎز، اﻣﺮی اﺳﺖ ﺿﺮوری و ﺑﺪﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ وﺟﻮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ و روش ﻫﺎ ی اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی دﻗﻴﻖ و ﺟﺎﻣﻌﻲ ﻧﻴﺰ در اﻳـﻦ راﺳﺘﺎ اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﺧﺼﻮص ﮔﺎزﻫﺎی آﻻﻳﻨﺪه اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻫﺮ ﻳﻚ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد . در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ و ﮔﺰارش ﻫﺎﻳﻲ در ﻧﻬﺎدﻫـﺎی ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻣﻴﺎن ﻳﻜﻲ از ﻣﻌﺘﺒﺮﺗﺮﻳﻦ و ﻣﺸﻬﻮرﺗﺮﻳﻦ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت، ﭘﺮوﺗﻜﻠﻲ ﺑﺎ ﻧﺎم GHG ﻳﺎ ﻫﻤﺎن ﭘﺮوﺗﻜـﻞ ﮔﺎزﻫـﺎی 1- Claudia Farrèr et al (2007), Marco Aurelio dos Santosa, et al. (2006). 2- Power Density 3 - ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﺟﻬﺎﻧﻲ ﺳﺪﻫﺎ 4- United Nations Framework Convention on Climate Change 5 - روش ﺷﻨﺎﺳﻲ ACM002 ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻓﺎﻛﺘ ﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ . 68 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﻮﺳﺴ ﻪ ﺟﻬﺎﻧﻲ ﺑﺎزرﮔﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎﻳﺪار1 و ﻣﻮﺳﺴﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺟﻬﺎﻧﻲ2 ﻗﺮار دارد . ﻫـﺪف از اﻳﻦ ﭘﺮوﺗﻜﻞ، ﺗﻬﻴﻪ و ﺗﻨﻈﻴﻢ، اﻧﺘﺸﺎر و ﺗﺮوﻳﺞ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ و ﮔـﺰارش ﻣﻴـﺰان اﻧﺘﺸـﺎر ﮔـﺎز ﺟﻬـﺖ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﻳﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻬﺎدﻫﺎ اﺳﺖ، ﺗﺎ ﺑﺪﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑﻴﻦ ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﺠﺎری و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ روﻳﻜﺮد ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ و ﺳـﺎزﮔﺎر ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای اﻳﺠﺎد ﺷﻮد . ﭘﺲ از اﻧﻌﻘﺎد ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ و ﻇﻬﻮر ﺑﺎزار ﻓﺮوش ﻛﺮﺑﻦ، ﺗﻮﺳﻌﻪ و ﺑﺴﻂ اﻳﻦ اﺳﺘﺎ ﻧﺪاردﻫﺎ ) ﭼﻪ در ﻗﺎﻟﺐ ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ و ﭼﻪ ﺧﺎرج از آن ( ﺷﻜﻞ ﺟﺪﻳﺪﺗﺮی ﺑﻪ ﺧﻮد ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﭘﺮوﺗﻜﻞ دو ﻣﺘﺪوﻟﻮژی ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻳﻚ ﺑﻨﮕﺎه ﺗﻌﺮﻳﻒ و اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ3: − روش ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر )Emission Factor ( − ﻛﻨﺘﺮل ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ 3 - 3 - 3 - 3 - 3 - ﮔﺎم ﺳﻮم زش ار : ﮔﺬاری ﭘﻮﻟﻲ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻛ هﺷﺪ ﻤﻲ ﭘﺲ از اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﺮآورد ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗـﻲ، ﻣﺮﺣﻠـﻪ ﺑﻌـﺪی ارزش ﮔـﺬاری ﭘﻮﻟﻲ ﭘﻴﺎﻣﺪﻫﺎی ﻛﻤﻲ ﺷﺪه ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮﻳﻚ از اﻧﻮاع آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ اﺳﺖ . اﻳﻦ ارزش ﮔﺬاری ﺑﺎ اﻧﻮاع روش ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ اول ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﺷ ﺪ ﻗﺎﺑﻞ اﻧﺠﺎم اﺳﺖ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺘﻌﺪدی در ﺟﻬﺎن ﺑﺎ ﻫﻤﻴﻦ ﻫﺪف اﻧﺠﺎم ﺷﺪه اﺳﺖ . در ﻋـﻴﻦ ﺣﺎل در اﻳﺮان ﻧﻴﺰ ﺗﻼش ﻫﺎﻳﻲ ﺑﺮای ﻫﻤﻴﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ و اﻋﻤﺎل روش ﻫـﺎ ﻳﻲ ﺑـﺮای ﻣﺤﻠـﻲ ﻛﺮدن آن ﻧﺘﺎﻳﺞ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻛﻪ در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره ﭼﻬﺎر ﺑﻪ اﻫﻢ ﻫﺎ آن اﺷﺎره ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه از اﻳﻦ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎ، ﻣﺸﺎﻫﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ای از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در زﻣﺮ ه ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی و ﺳـﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑ ﺮاﺑﺮ 91 و90 درﺻﺪ اﺳﺖ . در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل در ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﻧﻴﺰ اﻳﻦ ﻣﻘـﺪار ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑﻮده و ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻧﻴﻤﻲ از ﻣﻴﺰان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه اﺳﺖ ﻫﺎ . ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه در ﺧﺼﻮص ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮ ﻗـﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻗﺎﺑﻞ درﻳﺎﻓﺖ ﻧﺒﻮده و ﺗﻨﻬﺎ راﻫﻨﻤﺎﻳﻲ ﺑﺮای ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان در اﺑﻌﺎد ﻣﻠﻲ و ﺟﻬﺎﻧﻲ ﺟﻬﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی روش ﻫﺎ ﻳﻲ اﺳـﺖ ﻛﻪ در ﻗﺎﻟﺐ اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﻮاع ﻗﻮاﻧﻴﻦ و اﺑﺰارﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﻮﺟﺒﺎت درﻳﺎﻓﺖ ﺑﺨﺸﻲ از اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ را ﻓﺮاﻫﻢ آورﻧﺪ . اﻳﻦ اﻣﺮ در ﻫﺎ ﺳﺎل ی اﺧﻴﺮ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻫﻤﻴﺖ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﻣﻴﺰان آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﮔﺎزی ﺟﻬﺎن، ﺗﺎﺛﻴﺮات آن و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ آن ﺑﻴﺶ از ﭘﻴﺶ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . در اﻳﻦ راﺳﺘﺎ ﺳﻌﻲ ﺷـﺪه ﺗـﺎ ﺑﺨﺸـﻲ از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن آن در ﻗﺎﻟﺐ ﺳﺎز و ﻛﺎ رﻫﺎی ﺑﺎزاری ﭘﺮداﺧﺖ ﮔـﺮدد . در ﭘـﻲ ﺑﺤﺮاﻧـﻲ 1- World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) 2- World Resources Institute (WRI) 3 - ﺑﺮای اﻃﻼﻋﺎت ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﻪ ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎر ه )3 (ﻣﺮاﺟﻌﻪ ﻛﻨﻴﺪ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 69 ﺷﺪن اﺛﺮﻫﺎی زﻳﺎن ﺑـﺎر ﻧﺎﺷـﻲ از اﻧﺘﺸـﺎر ﮔﺎزﻫـﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧـﻪ ای 1 ، اﻗـﺪاﻣﺎت ﻣﺘﻌـﺪدی از ﺳـﻮی ﺟﻮاﻣـﻊ ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ و ﻓﻌـﺎﻻن ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ در ﻗﺎﻟﺐ اﻧﻮاع ﻃﺮح ﻫﺎی ﺗﺤﻘﻴﻘﺎﺗﻲ و اﺟﺮاﻳﻲ، ﻛﻨﻔﺮاﻧﺲ ﻫﺎ، ﺳﻤﻴﻨﺎرﻫﺎ و ﻣﻌﺎﻫﺪات ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻛـﻪ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻣﻲ ﻫﺎ آن ﺗﻮان ﺑﻪ » ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ « اﺷﺎره ﻛﺮد . ﭘﺮوﺗﻜـﻞ ﻛﻴﻮﺗـﻮ ﺗﻮاﻓﻘﻨﺎﻣـﻪ ای ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻫـﺪف آن ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺗﻮﺳﻂ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﭘﻴﻤﺎن، ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻋﻀﻮ ﻣﺘﻌﻬﺪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻣﻴﺰان ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷـﺪه ﺗﻮﺳـﻂ ﺻـﻨﺎﻳﻊ ﺧـﻮد را ﺗـﺎ ﺳﻄﺢ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ و ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از آﻟﻮدﮔﻲ ﺑﻴﺶ از ﺣـﺪ آن ﺣﻔـﻆ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﺗﺸﻮﻳﻖ و ﺗﺮﻏﻴﺐ ﻛﺸﻮرﻫﺎ در ﻋﻀﻮﻳﺖ و ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻦ ﺗﻌﻬﺪات ﻣﻘﺮر ﺷﺪه، ﭘﺮوﺗﻜـﻞ ﻛﻴﻮﺗـﻮ ﺑـﻪ ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻋﻀـﻮ اﻳـﻦ اﻣﻜـﺎن را دﻫﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺑﺎ ﺷﺮﻛﺖ در ﺗﺠﺎرت ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧ ﻪ ای، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮای اﻳﻦ ﺗﻌﻬﺪات را ﺑﻪ ﺣـﺪاﻗﻞ ﺑﺮﺳـﺎﻧﻨﺪ . در اﻳﻦ ﺗﺠﺎرت ﻛﻪ ﺑﻌﻀﺎ ﺗﺠﺎرت ﻛﺮﺑﻦ ﻧﻴﺰ ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد- ﻫﺮ ﻛﺸﻮر ﻣﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﺑﺨﺸـﻲ از ﻣﺠـﻮز ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﮔـﺎز ) ﺳـﻄﺢ ﻣﺠـﺎز ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﭘﺮوﺗﻜﻞ ( ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻛﺸﻮر دﻳﮕﺮ واﮔﺬار ﻛﻨﺪ . ﻧﻘﻞ و اﻧﺘﻘﺎل اﻳﻦ » ﺳﻄﺢ ﻣﺠـﺎز « ﺑـﺪﻳﻦ ﻣﻌﻨـﻲ ا ﺳـﺖ ﻛﺸﻮری ﻛﻪ اﻳﻦ ﻣﺠﻮز را واﮔﺬار ﻛﺮده دارای ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﮔﺎز ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﺑﻮده و در ﻋﻮض ﻛﺸﻮر ﮔﻴﺮﻧﺪه اﻣﺘﻴﺎز، ﻣﺠﺎز ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﮔﺎز ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﺠﻮزﻫﺎ، ﺳﺒﺐ اﻳﺠﺎد ﺑﺎزاری ﺷﺪه ﻛـﻪ ﻣﺘﻨﺎﺳـﺐ ﺑـﺎ ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎی آن، دارای ﻗﻴﻤﺖ ﺷﺪه و ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﮔﺮدﻧﺪ . از آﻧﺠﺎﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻛ ﻨﺘﺮل ﺗﻮﻟﻴﺪ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﻛ ﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻣﺘﻔـﺎوت اﺳـﺖ، اﻳـﻦ ﺗﺠـﺎرت ، ﺷـﺮاﻳﻂ ﺑﺴـﻴﺎر ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ را ﺑﺮای ﺻﺮﻓ ﻪ ﺟﻮﻳﻲ ﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻼﺣﻈﻪ در ﻋﻤﻞ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﭘﺮوﺗﻜـﻞ ﻓـﺮاﻫﻢ ﻛ ﻣـﻲ ﻨـﺪ ﻛ . ﺸـﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻛـ ﻪ ﻗﺎدرﻧـﺪ ﺑـﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻲ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ ﺗﺮ ﻛﻢ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای را ﻛ ﻨﺘﺮل ﻛ ﻨﻨﺪ ﻃﺒﻌ ﺎ اﻧﮕﻴﺰه ﻫﺎی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺑﺮای ﻛ ﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ دارﻧـﺪ ؛ ﻛﭼﺮا ﻪ ﺑﺪﻳﻦ ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ اﻣﺘﻴﺎز ﺧﻮد را ﺑﻪ دﻳﮕﺮ ﻛ ﺸﻮرﻫﺎ ﺑﻔﺮوﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﺗﺮﺗﻴـﺐ ، در ﻛ ﺸـﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻪ ﻛـ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻛ ﻨﺘﺮل اﻳﻦ ﮔﺎزﻫﺎ زﻳﺎد اﺳﺖ ﺧﺮﻳﺪ اﻳﻦ اﻣﺘﻴﺎزات از ﻧﻈﺮ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎ ﺻﺮﻓﻪ اﺳﺖ ؛ ﻛﭼﺮا ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺮﻳﺪ اﻳـﻦ اﻣﺘﻴﺎزﻫـﺎ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻛ ی ﺎﻫﺶ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﻮده و در ﻧﺘﻴﺠﻪ اﻳﻦ ﻛ ﺸﻮرﻫﺎ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﮔﺎز ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛ ﻨﻨـﺪ از . آﻧﺠﺎﻛﻪ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺟﺰ و آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﺟﻬﺎﻧﻲ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ، آﻧﭽﻪ اﻫﻤﻴﺖ دارد ﺎﻫﻛ ﺶ ﺣﺠﻢ اﻳﻦ آﻻﻳﻨﺪه اﺳﺖ ﻧﻪ ﻣﻜﺎن ﻛ ﺎﻫﺶ آن . ﺑﺎزار ﺗﺠﺎرت ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨ ﺎﻧﻪ ای ﺑ ﻪ ﻃﻮر ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ در ﭼﻨﺪ ﺳﺎل ﮔﺬﺷﺘﻪ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳـﺖ از . ﺑﺮﺧﻮردﻫـﺎی ﺗﺌﻮرﻳـﻚ ﻴﺎﺳﺳ ﺘﻤﺪاران و داﻧﺸﻤﻨﺪان در اواﻳﻞ دﻫﻪ 1990 ﺗﺎ ﺗﺜﺒﻴﺖ ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛ ﻴﻮﺗـﻮ در ﺳـﺎل 1997 ، اﻣـﺮوز ﺷـﺎﻫﺪ ﺑـﺎزاری ﻓﻌـﺎل و ﭘﺮ ﺗﺤﺮک در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﻫﺴﺘﻴﻢ ﻛ ﻪ ﺣﺪود 250 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﺗﻦ2 CO د ر آن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اروﭘﺎ ﻧﻴﺰ داد و ﺳـﺘﺪ ﻣﺠﻮزﻫـﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﻛ ﺮﺑﻦ ا ز اول ژاﻧﻮﻳﻪ 2005 ﺑﺎ ﻫﺪف ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﻣﻌﺎﻫﺪه ﻛ ﻴﻮﺗﻮ آﻏﺎز ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻣﺮﺑـﻮط اﻛ ﻨـﻮن ﺑـﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺣﺪود 10 اﻟﻲ14 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﮔﻮاﻫﻲ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﻓﺮوﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . 1 - ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﭘﻴﺶ ﮔﻔﺘﻪ و اﻳﻨﻜﻪ درﺻﺪ زﻳﺎدی از ﻣﻴ ﺰان ﮔﺎزﻫﺎی آﻻﻳﻨﺪه و ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻣﻨﺘﺸﺮه از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ، دی اﻛﺴﻴﺪﻛﺮﺑﻦ )CO2 ( ﺑﻮده و ﮔﺎز CO2 از ﺑ ﻌﺪ ﺟﻬﺎﻧﻲ، از اﻫﻤﻴﺖ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ، ﻟﺬا ﺗﻤﺮﻛﺰ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد در ﺟﻬﺎن، ﺑﺮ ﻛﺎﻫﺶ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺑﺎﻻﺧﺺ CO2 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 70 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻮارد ﻓﻮق و ﻴﻞ دﻟ ﺑﻪ ﻋﺪم وﺟﻮد ﺑﺎزار ﻳﺎ و ای روﻳﻪ ﻣﺸﺨﺺ در اﻳﺮان در ﺧﺼﻮص ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﺛﺮﻫﺎی ﻣﺜﺒﺖ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺗﻮان ﻣﻲ در ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺗﺎ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﭼﻨﻴﻦ ﺑﺎزاری، ﺑـﺮای دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ اﻳﻦ ﻫﺪف از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر در ﻳﻚ ﻣﻘﻄـ ﻊ زﻣـﺎﻧﻲ ) ﻣـﺜﻼ ﭘـﻨﺞ ﺳـﺎﻟﻪ ( ﺑـﺮای ﺑﺮآورد درآﻣﺪﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺎ آن در ﻛﺸﻮر ﺳﻮد ﺑﺮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت اﻳﺠﺎد ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻻت ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸـﺎر داﺧﻠـﻲ و ﻳـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺳـﺎﻳﺮ اﻧـﻮاع اﺑﺰارﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ) ﻧﻈﻴﺮ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺟ ( ﻬﺖ درﻳﺎﻓﺖ اﻳﻦ ﻣﻨﺎﻓﻊ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و اﻧﻮاع دﻳﮕﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺿﺮوری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﺷﺪه اﺳﺖ . 3 - 3 - 4 - اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺧﺎص ﺑﺮق از ﻣﻨﻈﺮ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻗﻴﻤﺖ آن ﺑﻪ زﻣﺎن ﻣﺼﺮف، ﻟﺰوم ﺗﺎﻣﻴﻦ در ﻟﺤﻈ ﻪ ﻧﻴﺎز و ﻋﺪم اﻣﻜ ﺎن ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی آن ﭘﺲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ اﻫﻤﻴﺖ ﻧﺤﻮ ه اﺗﺨﺎذ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺎ ﻳﻲ از ﺟﺎﻧﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﭘﻲ ﺑﺮد ﻛـﻪ از ﻳـﻚ ﻃـﺮف ﺳﺒﺐ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪن در ﺑﺎزار ﺑﺮای ﻋﺮﺿ ﻪ ﺑﺮق ) و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ( و از ﺳﻮی دﻳﮕﺮ درﻳﺎﻓﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺣﺪاﻛﺜﺮﻛﻨﻨﺪ ه ﺳـﻮد در واﺣﺪﻫﺎی زﻣﺎﻧﻲ در ﻃﻮل ﺷﺒﺎﻧﻪ روز، ﮔﺮدد . ﺗﻌﻴ ﻴﻦ ﺧﻄﻲ ﻣﺸﻲ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧـﺮژی و ﻳـﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺎ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺗﺎﺑﻊ ﺳﻮد واﺣﺪ و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻮد ﻓﻨﻲ و ﻋﻤﻠﻜﺮدی آن واﺣﺪ ﻗﺎﺑﻞ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﻛﻪ اﻳ ﻦ اﻣﺮ ﺧﻮد در ﮔﺮو ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ و ﺑﺮآورد دﻗﻴﻖ ﺗﻮاﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻋﻤﻠﻜﺮدی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﻴﺰان دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) آب ﻫﺪدار ذﺧﻴﺮه ﺷﺪه در ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ( ﻋﺎﻣﻠﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪه در ﻧﺤﻮ ه ﻣﺸﺎرﻛﺖ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود؛ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺷﺎﺧﺼﻲ ) ﻫﺎﻳﻲ ( از آن را در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﻴﻮدی ﻣﻬﻢ وارد ﻣﻌﺎدﻻت ﺣﺪاﻛﺜﺮﺳﺎزی ﺳﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﺎﺧﺖ . ﺑﻪ ﻋﻼوه، ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﻣﺬﻛﻮر ﺑـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﺨﺘﻠـﻒ ) ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ( در ﻳﻚ دور ه زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺸﺨﺺ ) ﻣﺜﻼ ﻳﻚ ﺳﺎل ( اوﻟﻴﻦ ﮔﺎم در راﺳﺘﺎی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﺤـﻮ ه ﻣﺸـﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . اﻳﻦ اﻣﺮ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻌﺎدﻻت ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ذﺧﻴﺮ ه آب ﻣﻮﺟﻮد اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد ﻛـﻪ از ﺣﻞ آن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ اﺳﺘﻔﺎد ه آب و ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴﺰان ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻫﺪاف ﺑﻪ دﺳﺖ آﻳﺪ ﻣﻲ . ﻻزم ﺑـﻪ ذﻛـﺮ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﻧﻘﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ را ﺑﺎزی ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﺗﻮان ﻣﻲ از آن ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق د ر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر ﻳﺎد ﻛﺮد . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل اﮔﺮ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖy p (t) ، ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﻣﺎﻧﻨـﺪ ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﺗـﺎ ﺳﻄﺢ max r و رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺗﺎ ﺳﻄﺢmax sr را ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ یﻫﺎ rp (t) وsr p (t) ،ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﺪ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﺗﺨﺼﻴﺺ آب واﺣﺪ در ﺑﺎز ه1 2 [t ,t ] و در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻮد ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﺨﺰن ذﺧﻴﺮه آب رﻋﺎﻳﺖ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد : 2 1 t y r sr t max (y(t)p (t) r(t)p (t) sr(t)p (t))dt ξ + + ∫ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 71 2 2 1 2 1 2 1 2 1 1 max max max max max t t t t [t ,t ] t ,t t t s.t. 0 y(t) y 0 r(t) r 0 sr(t) sr y(t) r(t) sr(t) y r(t) sr(t) sr r(t) y(t) y(t)dt s s e(t)dt S ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ + + ≤ + ≤ ≤ ≤ − + = λ ∫ ∫ ﻛﻪ در آن : y(t ( : ﺑﺪه ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪ r(t ( : ﺑﺪه ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ sr(t ( : ﺑﺪه ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺮوﻳﺲ رزرو ﭼﺮﺧﺎن ξ : ﺿﺮﻳﺐ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﺪه آب ﺧﺮوﺟﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ اﻧﺮژی max y :ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﺎﻻی ﺧﺮوﺟﻲ آب ﺑﺮای ﺗ ﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ts : ﺳﻄﺢ آب ﻣﺨﺰن در زﻣﺎنt e(t ( : ﺑﺪه ورودی ﻣﺨﺰن در اﻳﻦ ﻣﻌﺎدﻟﻪ ﻗﻴﻮد ﭼﻬﺎرم ﺗﺎ ﺷﺸﻢ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ اﺷﺎره دارﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﺠﻤﻮع ﺗﻮان ﻫﺎ ی اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و اﻧﺮژی ﻧﺒﺎﻳﺪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﻮد، ﻣﺠﻤﻮع ﺗـﻮان ﺳـﺮوﻳﺲ ﻫـﺎ ی ﺧـ ﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﻧﺒﺎﻳـﺪ از ﻇﺮﻓﻴـﺖ رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﻮد و ﺗﻮان ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺧﺮوﺟﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎﺷﺪ ﺗـﺎ ﻓﻀـﺎ ﺑـﺮای ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﺎﻫﺸﻲ ﻣﻮﺟﻮد ﺑﺎﺷﺪ . از ﺣﻞ اﻳﻦ ﻣﻌﺎدﻟﻪ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ اﺳﺘﻔﺎد ه آب )ψ ( در ﺑﺎز ه زﻣﺎﻧﻲ1 2 [t ,t ] ﻛﻪ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳـﺖ ﺑـﺎ ﺿﺮﻳﺐ ﻻﮔﺮاﻧﮋﻳﻦ )λ (، ﺑﻪ دﺳﺖ . آﻳﺪ ﻣﻲ ﺣﺎل ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻓﺮض ﻛﻨﻴﻢmax max sr y = وmax max r 0.5y ≤ ﺑﺎﺷﺪ ، ﻓﺮض اول ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﻌﻘـﻮل ﺑـﻪ ﻧﻈـﺮ آﻳﺪ ﻣﻲ ﭼﺮا ﻛﻪ ﺧﺎﺻﻴﺖ دﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ ﺑﻪ ﻫﺎ آن اﺟﺎز ه ا ﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان ﺗﺎ ﺣﺎﻟﺖ ﻧﺎﻣﻲ را در ﺑﺎز ه 10 - 15 دﻗﻴﻘﻪ دﻫﺪ ﻣﻲ و ﻓﺮض دوم از آﻧﺠﺎ ﻧﺸﺎت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ واﺣﺪ ﻧ ﺗﻮاﻧ ﻤﻲ ﺪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻧﺼﻒ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﺮوﺟﻲ ﻛﻞ را ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸـﻲ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺸﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ و ﺑﺎ ﻓﺮض ﻳﻚ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﻣﻌﻴﻦ )ψ (، دﻳﺴﭙ ﺎچ ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻄﺎﺑﻖ راﺑﻄ ﻪ ﻓﻮق ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد : 1 2 1 2 1 2 1 2 max t t r max max max s t t r max max max max s r t t s max t t s r (y ,0,0), p(t) p (t) (y r ,r ,0), p (t) p(t) p (t) (y(t),r(t),sr(t)) (r ,r ,y 2r ), 2p (t) p (t) p(t) p (t) (0,0,y ), p(t) 2p (t) p (t) − − − − −ψ ≥ ⎧ ⎪ − ≤ −ψ < ⎪ = ⎨ − − ≤ −ψ < ⎪ ⎪ −ψ < − ⎩ 72 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ در ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﺮای اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻮان اﺧﺘﺼﺎص ﻳﺎﻓﺘﻪ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، رزرو ﭼﺮﺧـﺎن و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺧﻮد ﺑﺮاﺑﺮmax y وmax r را ﺑﻪISO ارﺳﺎل ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و ﻣﻄﺎﺑﻖ رواﺑﻂ ﻓﻮق دﻳﺴﭙﺎچ ﻣﻲ .ﺷﻮد1 ﭘﺲ از ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب و ﻧﻴﺰ ﻣﻴﺰان ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻪ اﻫﺪاف ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺑﺎز ه زﻣﺎﻧﻲ1 2 (t ,t ) ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﮔﺎم دوم اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺎ ی ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزا رﻫﺎی ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﻫﺎ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠـﻒ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻮاﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ واﺣﺪ و ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد ﺑﻨﮕﺎه، ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﺻﻞ اوﻟﻴ ﻪ ﻣﻮﻓﻘﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻋﺮﺿ ﻪ ﻣﺤﺼﻮل ﺧﻮد ، ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪن ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی آن در واﺣﺪ زﻣﺎن در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻃـ ﻼع ﻫـﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از ﻧﺤﻮ ه ﺣﻀﻮر و ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺎزار ) ﺑﻪ ﺧﺼﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﻛﻪ ﺑـﻴﺶ از 90 درﺻﺪ ﺑﺮق ﺳﺎﻻﻧ ﻪ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻛﺸﻮر را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ( ، ﻋﺎﻣﻠﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه در اﺗﺨﺎذ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻗﻴﻤﺖ دﻫـﻲ ﻫـﺎ آن ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ دﺳﺘ ﺮﺳﻲ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت دﻗﻴﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی رﻗﻴـﺐ در ﻫـﺮ ﺑـﺎزاری اﻣﺮی ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ ﻏﻴﺮﻣﻤﻜﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣﻲ رﺳﺪ ﺗﻨﻬـﺎ راه اﻃـﻼع از ﻧﺤـﻮ ه ﺑـﺎزی رﻗﺒـﺎ در ﺑـﺎزار، دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺗﻘﺮﻳﺒـﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی رﻗﺒﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺮآورد ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ اﺟﺰای ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﻣﺜﻼ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ و ( ﻧﻴﺰ رﻓﺘﺎر آﺷﻜﺎرﺷﺪ ﻫﺎ آن ه در ﺷﺮاﻳﻂ و زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻣﺸﺎﺑﻪ ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻛﻠﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﻨﮕـﺎه در ﺑـﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد در ﺣﻀﻮر ﺳﺎﻳﺮ رﻗﺒﺎ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺑﻴﺎن ﻛﺮد . ﺑﺎ ﻓﺮض ﻛﻪ اﻳﻦ ﺗﺎﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻧﻴ ﻪ ﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻳﻚ ﺗﺎﺑﻊ ﺧﻄﻲ و ﺗﺎﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺗﺎﺑﻊ درﺟﻪ دوم ﺑﺎﺷﺪ : )1( H H TC(q ) c bq = + H MC(q ) b = )2( 2 T T T 1 TC(q ) c bq aq 2 = + + T T MC(q ) b aq = + ﻛﻪH q وT q ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ، و a ، b وc ﺿـﺮاﻳﺐ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . ﺿـﺮﻳﺐ c ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ واﺣﺪ و ﺿﺮاﻳﺐ a وb ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺗﺎﺑﻊ ﺳﻮد واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ زﻳﺮ ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد : ﺑﺮای واﺣ ﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ : )3( Hi Hi Hi Hi q b q π = ρ − و ﺑﺮای واﺣﺪ ﺣﺮارﺗﻲ : )4( 2 Ti Ti Ti Ti Hi Ti q b q a q π = ρ − − 1 - ﺟﺰﻳﻴﺎت ﻧﺤﻮه ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻫﺎ ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﻛﺸﻒ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻔﺼﻞ در ﺑﻨﺪ . پ)5 - 2 ( ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره )5 (ﺑﻴﺎن ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه درون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 73 ﻛﻪ در آنi π ﺳﻮد واﺣﺪi وρ ﻗﻴﻤﺖ ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻧﻤﻮدار ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑ ﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ ﺑـﻪ ﺻﻮرت ﺗﺎﺑﻊ زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : )5( i i i i MC q i 1,2,...,n ρ = + μ = iρ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪ هi ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛﻪ ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪiq ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ وiμ ﺿﺮﻳﺐ ﻧﻤﻮدار ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﺗﻮاﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﺎ ه ﺗﺎﺑﻊ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺧﻄﻲ زﻳﺮ درﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺖ : )6( i i i i b k q ρ = + ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲi i k = μ ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲi i i k a = + μ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺣﺎل ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻓﺮض ﻛﻨـﻴﻢ ﻛـﻪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻤﺎم واﺣﺪﻫﺎ ﻳﻜﺴﺎن ﺑﺎﺷﺪ، ﻗﻴ ﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮاﺑﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﺑﺎ :i j 0 ρ = ρ = ρ ≥ ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد : )7( i i i b k q ρ = + در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق از ﻣﻨﻈﺮ زﻣﺎﻧﻲ ) ﭘﺮﺑﺎری، ﻣﻴﺎن ﺑﺎری و ﻛﻢ ﺑﺎری ( ﺳﻪ ﻧﻮع اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺗﺼﻮر ﻛـﺮد ﻛﻪ ﺷﻴﺐ ﺗﺎﺑﻊ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ )μ ( در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻛﻢ ﺑﺎری ﻧﺰوﻟﻲ، در زﻣﺎن ﻫـﺎ ی ﻣﻴـﺎن ﺑـﺎری ﺛﺎﺑـﺖ و در زﻣـﺎن ﻫـﺎ ی ﭘﺮﺑـﺎری ﺻﻌﻮدی ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )3 - 10 .(( ﺟﺪول3 - 10 - اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﺎﻳﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎﻻ K a , <0 < μ K a , =0 = μ K a , >0 > μ از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ، ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﻫﻤﻮاره ﻣﺘﻌﺎدل ﺑﺎﺷﺪ . )8( n i i 1 q L = = −λρ ∑ ﻛﻪL ﺑﺎر درﺧﻮاﺳﺘﻲ وλ ﺿﺮﻳﺐ اﻻﺳﺘﻴﺴﻴﺘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ .1 ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪ )iq (، ﺑﺮ اﺳﺎس ﻧﻘﻄ ﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ ﺑﻪ دﺳﺖ * . آﻳﺪ ﻣﻲ iπ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺳﻮد را ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ ﺗﻌﻴﻦ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ )9( i 1 i 1 i i 1 N max ,..., , , ,..., ∗ ∗ ∗ ∗ ∗ − + ρ π π π π π ﻣﻌﻤﻮﻻ ﻣﺪل ﻛﻮرﻧﺎت2 ﺑﺮای ﺣﻞ اﻳﻦ ﺗﺎﺑﻊ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . n واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه، ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﺮوﺟﻲ ﺧﻮد را ﻗﺒﻞ از ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤ ﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺎزار ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺣﻞ ﻣﻲ :ﺷﻮد 1 - ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻻﺳﺘﻴﺴﻴﺘ ﻪ ﺑﺎر در اﻳﺮان ﺑﺮاﺑﺮ ﺻﻔﺮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد )λ=0 .( 2- Cournot Model 74 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 1 - iπ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻌﺎدﻟ ﻪ ﺗﻌﺎدل ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺑﺎر در )8 (و راﺑﻄ ﻪ ﻗﻴﻤﺘﻲ )7 ( در رواﺑﻂ )3 ( و )4 ( ﻗـﺮار داده ﻣـﻲ ﺷـﻮد . اﻳـﻦ ﻣﻌﺎدﻻت ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺗﺎﺑﻌﻲ ازik ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد . 2 - ﺑﺎ ﺣﻞ رواﺑﻂi i 0 k ∂π = ∂ ﺑﺮایN ﻣﻌﺎدﻟ ﻪ ﻣﻮﺟﻮد، ﻛﻠﻴ ﻪikﻫﺎ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﻨﺪ . 3 - ﺑﻪ وﺳﻴﻠ ﻪikﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار )ρ ( و ﻣﻘﺎدﻳﺮiqﻫﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ راﺑﻄ ﻪ )7 (ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﻨﺪ .1 1 - ﺷﻴﻮه ﺑﺎزی دو ﺑﺎزﻳﮕﺮ و ﻧﺤﻮ ه دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ ﺑﺎ ﻓﺮض ﺑﺎزاری ﻛﻪ ﻓﻘﻂ دو ﺑﺎزﻳﮕﺮ در آن ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ در ﻗﺎﻟـﺐ ﻳـﻚ ﻣﺜـﺎل در ﺑﻨـﺪ )پ.5 - 3 ( ﭘﻴﻮﺳـﺖ ﺷﻤﺎره )5 (ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . 4 ﻓﺼﻞ4 ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 77 ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم- ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 4 - 1 - ﺗﻌﺎﻣﻞ ﻓﻌﺎل ﺗﺮ ﺑﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ) وﺿﻊ ﻣﻮﺟﻮد ( 4 - 1 - 1 - ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺳﺎ ﺧﺘﺎر ﻋﻠﻴﺮﻏﻢ ﻛﻪ اﻳﻦ از ﺑﺪو ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ) ﺳﺎل 1382 ( ، ﻫﻤﻮاره ﻣﺘﻮﻟﻴﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻫﺎی ﺷﻜﻞ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻧﻈـﺮات ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﺮده اﻧﺪ، اﻣﺎ در ﻫﻴﭻ ﺑﺮﻫ ﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ ه رﺳـﻤﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﻋﻀﻮﻳﺖ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﻧﻴﺎﻣﺪه . اﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻫﻤﻴﺖ ﺑﻴﺶ از ﭘﻴﺶ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﺟﻬﺎﻧﻲ و در راﺳﺘﺎی ﺗﻘﻮﻳﺖ و ﺑﻬﺒﻮد ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ در اﺑﺘﺪا ﻛﻠﻴ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺗﺸﻜﻠﻲ ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻧﻤﻮده و ﺳﭙﺲ اﻗـﺪاﻣﺎت ﻗـﺎﻧﻮﻧﻲ ﺑﺮای ﻋﻀﻮﻳﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪه ) ﻧﻤﺎﻳﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ( در ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق را اﻧﺠﺎم دﻫﻨﺪ . 4 - 1 - 2 - ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﺻﻼح آ ﻦﻳﻴ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ ﻫﻤﺎن ﻃﻮرﻛﻪ در ﺑﻨﺪ )2 - 4 - 2 ( ﻓﺼﻞ دوم راﻫﻨﻤﺎ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر ﺛﺎﺑـﺖ ﺑـﻮده و ﻣﻄﺎﺑ ﻖ ﺗﺒﺼﺮه )2 (ﻣﺎده )5 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ » در ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ در ﺑﺎر ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف و ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ « ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛـﻪ ﻧـﺮخ ﻓـﻮق از ﭼﻬﺎر ﻣﺎه اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1387 ﺗﺎ ﻛﻨﻮن ﺗﻐﻴﻴﺮی ﻧ ﻜﺮده و ﻣﻌﺎدل 89 رﻳﺎل ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )4 - 1 (ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ذﻳﻨﻔﻊ در ﺷـﺒﻜﻪ ﺑـﺮق ﺳﺮاﺳﺮی را ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت اﻳﻦ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 4 - 1 - ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣ ﺘﻮﺳﻂ ﭼﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺸﻮر1 ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻬﻢ از ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺳﺎل 1391 )درﺻﺪ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺳﺎل 1391 )رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ( ﮔﺎزی 37 275 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 23 188 ﺑﺨﺎری 24 149 ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 13 345 ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ - 230 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ آﻣﺎدﮔﻲ را ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻪ اوﻟﻴ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ دارا ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ رﻗﻢ ﺑﺎ رﻗﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ اﺳﺖ، ﺣﺪاﻗﻞ 2/1 )ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ( و ﺣﺪاﻛﺜﺮ 8/1 ﺑﺮاﺑﺮ ﺗﻔﺎوت دارد . از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻪ اوﻟﻴ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺑـﺎ ﻧـﺮخ آﻣـﺎدﮔﻲ اﻋـﻼم ﺷـﺪه 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ در ﺟﺪول )4 - 1 (ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از اﻃﻼﻋﺎت ﻓﻨﻲ- اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ در ﺳﺎل 1384 ﻣﻨﺘ ﺸﺮ ﺷـﺪه، ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺰﻳﻴﺎت ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺷﻤﺎره )4(، آﻣﺪه اﺳﺖ . 78 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار )89 رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮوات در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ( ﻓﺎﺻﻠ ﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ دارد . اﻣﺎ از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ در اﻳﻦ راﺑﻄﻪ اوﻟﻴﻦ ذﻳﻨﻔﻊ ﺑﻮده، ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻼش ﻛﻨﻨﺪ ﺗﺎ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣـﻪ ﻓـﻮق ﺑـﻪ ﺻـﻮرﺗﻲ اﺻـﻼح ﮔـﺮدد ﻛـﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪ ه ﻣﻨـﺎﻓﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، ﻛﻪ ﻋﻤﻮﻣﺎ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری اوﻟﻴـ ﻪ ﺑـﺎﻻﻳﻲ ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣﺘﻌـﺎرف ﺣﺮارﺗـﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ، ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﺤﻮ ه ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ اﻳﻦ ﻧﺮخ ﺑﻪ ﺻﻮرت » ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻪ اوﻟﻴ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﻓﻌـﺎل در ﻪﺷﺒﻜ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر « ﻳﻚ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﺸﺨﺺ در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر . رود ﻣﻲ 4 - 1 - 3 - آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار آﺗﻲ ﺑﺮق ﭘﺲ از ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﺳﺎل 1382 ، راه اﻧﺪازی ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ ﻣﺘﺸﻜﻞ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺷﻔﺎف ﺳﺎزی، ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ، اﻣﻜﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت و ﻧﻴﺰ ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی اﻧﻮاع ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ، ﻣﺪﻧﻈﺮ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔـﺬار ان و ﺑﺮﻧﺎ ﻣﻪ رﻳﺰان ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺖ . در ﺳﺎل 1390 ﺷﻮرای ﻋﺎﻟﻲ ﺑﻮرس ﺑﻪ راه اﻧﺪازی ﺑﻮرﺳﻲ ﺑﺎ ﻣﺤﻮرﻳﺖ ﺣﺎﻣـﻞ ﻫـﺎی اﻧﺮژی، ﺷﺎﻣﻞ ﻋﺮﺿ ﻪ ﻣﺤﺼﻮﻻت ﻧﻔﺖ و ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻧﻔﺘﻲ، ﮔﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ، ذﻏﺎل ﺳﻨﮓ، ﺑﺮق، ﺣﻖ اﻧﺘﺸﺎر آﻟﻮدﮔﻲ و ﺳﺎﻳﺮ ﺣﺎﻣﻞ ﻫـﺎی اﻧﺮژی، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭼﻬﺎرﻣﻴﻦ ﺑﻮرس ﻛﺸﻮر رای داد . ﻧﻬﺎﻳﺘﺎ ﻧﻬ ﺎد ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎ ﺗﻌﻴﻴﻦ اﻋﻀﺎی ﻫﻴﺎت ﻣـﺪﻳﺮه و ﻣـﺪﻳﺮ ﻋﺎﻣـﻞ در اواﻳـﻞ ﺳﺎل 1391 آﻏﺎز ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﺮد . ﺗﺸﻜﻴﻞ اﻳﻦ ﻧﻬﺎد، ﻛﻠﻴ ﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑـﺮق از ﺟﻤﻠـﻪ ﺑـﺎزار ﻧﻘـﺪی، ﻣﻌـﺎﻣﻼت دوﺟﺎﻧﺒﻪ، ﻗﺮاردادﻫﺎی آﺗﻲ، اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ و ﺳﺎﻳﺮ ﻣﺸﺘﻘﺎت ﺑﺮق را ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﺪ داد . ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺳﻠﻒ ﻣﻮازی اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺑﺮق ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﺨﺴﺘﻴﻦ اوراق ﺑﻬﺎدار ﻣﺒﺘﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻛـﺎﻻ، در ﺗـﺎﺑﻠﻮی ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﺑـﺎزار ﻣﺸﺘﻘ ﻪ ﺑﻮرس اﻧﺮژی ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪ .1 ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻛﻠﻴ ﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎ در ﻣﻮﻋﺪ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻨﺠﺮ ﺑـﻪ ﺗﺤﻮﻳـﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ و اﻣﻜﺎن ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﻧﻘﺪی ﻗﺮاردادﻫﺎ در ﺗﺎرﻳﺦ ﺳﺮرﺳﻴﺪ وﺟﻮد ﻧﺪارد ﻪﻛﻠﻴ . ﺛﻤﻦ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﻴﺶ ﭘﺮداﺧﺖ ﭘـﻴﺶ از ﺛﺒـﺖ ﺳﻔﺎرش در ﺳﺎﻣﺎﻧ ﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼﺗﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﺧﺮﻳﺪار ﭘﺮداﺧﺖ ﺷﻮد . ﻧﻤﺎدﻫﺎی ﻣﻌﺎﻣﻼﺗﻲ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎ دور ه ﺗﺤﻮﻳﻞ روزاﻧﻪ، 30 روز ﭘﻴﺶ از ﺗﺎرﻳﺦ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺎزﮔﺸﺎﻳﻲ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﮔﺸﺎﻳﺶ ﻧﻤﺎدﻫﺎی ﻫﻔﺘﮕﻲ، ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ، ﻓﺼﻠﻲ و ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺗﺮﺗ ﻴﺐ ﭼﻬﺎر ﻫﻔﺘﻪ، ﻳﻚ ﻣﺎه، ﻳﻚ ﻓﺼﻞ و ﻳـﻚ ﺳـﺎل ﻗﺒـﻞ از ﺗـﺎرﻳﺦ ﺷـﺮوع ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻛﻠﻴـ ﻪ ﻧﻤﺎدﻫـﺎی ﻣﻌـﺎﻣﻼﺗﻲ، ﺳـﻪ روز ﭘـﻴﺶ از ﺷـﺮوع دور ه ﺗﺤﻮﻳـﻞ ﻣﺘﻮﻗـﻒ ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ و اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻴﺰان ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺟﻬﺖ ﺗﺤﻮﻳـﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ﺑـﻪ ﺷـﺮﻛﺖ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ 1 - در اﻳﻦ ﻧﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎ، ﻣﻘﺪار ﻣﻌﻴﻨﻲ از داراﻳﻲ ﭘﺎﻳﻪ ) در اﻳﻦ ﺟﺎ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﺮق ﻣﻌﺎدل ﻳﻚ ﻣﮕﺎوات در ﻫﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از » دوره ﻣﺼـﺮف « » در دوره ﺗﺤﻮﻳـﻞ ( « ﺑﺮاﺳـﺎس ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻗﺮارداد ﺑﻪ ﻓﺮوش ﻣﻲ رﺳﺪ . وﺟﻪ ﻗﺮارداد ﻣﺬﻛﻮر در ﻫﻨﮕﺎم ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ و ﻃﺒﻖ زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻗﺮارداد ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد و داراﻳـﻲ ﭘﺎﻳـﻪ در ﺳﺮرﺳﻴﺪ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﻗﺮارداد، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق و ﺧﺮﻳـﺪاران آن ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن واﻗﻌـﻲ ﺑـﺮق ) ﺷـﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، ﺧﺮده ﻓﺮوش ﻫﺎ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ ﻣﻮازی اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺑﺮق ﺑﺮ اﺳﺎس رژﻳﻢ ﺑﺎری ﻣﺼﺮف در ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺮق ﻛﺸـﻮر دارای 4 ﻧـﻮع دور ه ی ﻣﺼـﺮف ﺷـﺎﻣﻞ ﺑـﺎر ﭘﺎﻳـﻪ )24 ﺳـﺎﻋﺖ ﺷﺒﺎﻧﻪ ( روز ، ﻛﻢ ﺑﺎری )8 ﺳﺎﻋﺖ در روز (، ﻣﻴﺎن ﺑﺎری )12 ﺳﺎﻋﺖ در روز ( و ﭘﺮﺑﺎری )4 ﺳﺎﻋﺖ در روز ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺳﺎﻋﺎت آﻏﺎز و ﭘﺎﻳﺎن دوره ﻫـﺎی ﻣـﺬﻛﻮر ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺗﻮﺳﻂ وزارت ﻧﻴﺮو اﻋﻼم ﺷﺪه و ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻮرس اﻧﺮژی اﻃﻼع رﺳﺎﻧﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ دور ه ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻳﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺑـﻪ ﺻـﻮرت روزاﻧـﻪ، ﻫﻔﺘﮕـﻲ، ﻣﺎﻫﺎﻧـﻪ، ﻓﺼﻠﻲ و ﺳﺎﻻﻧﻪ اﺳﺖ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دور ه ی ﻣﺼﺮف و ﺗﺤﻮﻳﻞ، ﻣﻲ ﺗﻮان از ﺑﻴﺴﺖ ﻧﻮع ﻗﺮارداد ﺳﻠﻒ ﻣﻮازی اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺑﺮق ﻧﺎم ﺑﺮد . ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 79 ﻪﺷﺒﻜ ﺑﺮق اﻳﺮان ارﺳﺎل ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺣﺪ ﻓﺎﺻﻞ ﺑﺎزﮔﺸﺎﻳﻲ ﺗﺎ ﺗﻮﻗﻒ ﻳﻚ ﻧﻤﺎد ﻣﻌﺎﻣﻼﺗﻲ، ﺧﺮﻳﺪاران ﻗﺮاردادﻫﺎ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺑﺎزﻓﺮوش ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺧﻮد ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﺧﺮﻳﺪاران ﻫﺴﺘﻨﺪ . وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻛﻠﻲ ﺑﻮرس ﺑﺮق را ﺗﻮان ﻣﻲ در ﻣﻮارد زﻳﺮ ﺧﻼﺻﻪ ﻧﻤﻮد : − ﻛﺎرﮔﺰاران و ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان، در ﻛﻨﺎر ﺧﺮﻳﺪاران و ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨ ﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻣﺎﻟﻲ و ﻛﺴﺐ ﺳﻮد ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ . − ﻪﻛﻠﻴ ﻣﻌﺎﻣﻼت در دو ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ) ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﺑﻠﻮﻛﻲ ( و ﻣﺎﻟﻲ ) ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ ( اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . − اﻣﻜﺎن ﻋﻘﺪ اﻧﻮاع ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺎ ﻫﺪف ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ در آﻳﻨﺪه ﺑﺮای ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار وﺟﻮد دار . د − ﻫﻴﭻ ﻧﻬﺎد ﺑﻴﺮوﻧﻲ ) ﻫﻤﭽﻮن ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ( در ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻗﻴﻤـﺖ و ﻳـﺎ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﺑﻠـﻮک ﻫـﺎی ﻋﺮﺿـﻪ ﺷـﺪه و ﺧﺮﻳﺪاری هﺷﺪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻳﺎ ﻧﺮخ ﻣﻌﺎﻣﻼت، دﺧﺎﻟﺖ ﻧﺪارد . − ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه در ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻧﻘﺪی از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﻧﻴﺮوﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎ و در ﻗﺮاردادﻫـﺎی آﺗـﻲ ﺑـﺎ ﻣﺒﻨﺎ ﻗ ﺮاردادن ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی روزاﻧﻪ، ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − ﻪﻛﻠﻴ ﺟﺰﻳﻴﺎت ﻣﻌﺎﻣﻼت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﺑﺮای اﻋﻤﺎل در ﻗﻴﻮد ﻣﻌﺎدﻻت ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺑﺎزار روزاﻧﻪ ) ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ( ﺑﺮق، ﺑﺎﻳﺪ در اﺧﺘﻴﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜ ﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . − ﻪﻧﻜﺘ ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻤﻲ ﻛﻪ ﻛﻠﻴ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، ﺑﺎﻻﺧﺺ ﻧ ﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ﻳﻲ ﻛـﻪ از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری اوﻟﻴـ ﻪ ﺑـﺎﻻﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ، ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ آن ﺗﻮﺟﻪ ﻛﻨﻨﺪ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﭼﻨﻴﻦ ﺑﺎزاری، اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺻـﺮﻓﺎ در ﻗﺎﻟـﺐ ﺑﺴـﺘﻪ ﻫـﺎی اﻧﺮژی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺑﻪ ﺗﺒﻊ آن ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آن وﺟﻮد ﻧﺪارد . ﺑـﻪ ﻋﺒـﺎرت دﻳﮕـﺮ، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﭼﻨﻴﻦ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺪون ﻫﺮﮔﻮﻧﻪ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ ﻫﻤﺮاه ﺧﻮاﻫﺪ ﺑـﻮد . ﻟـﺬا در ﺑـﺎزار آﺗﻲ، ﺗﻼش ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺎﺳـﺖ ﻫـﺎی ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ وﺿـﻊ ﻣﻮﺟـﻮد ﺑـﺮای ﭘﻮﺷـﺶ دادن ﺑﺨﺸـﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری از اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﻟﺬا ﭼﻨﻴﻦ ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣﻲ رﺳﺪ ﻛﻪ ﺑﺎ ﮔ ﺴﺘﺮش داﻣﻨ ﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻮرس اﻧﺮژی و ﭘﻮﺷﺶ ﻛﻠﻴ ﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺮق، ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻌﻠﻲ ﺣـﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﻛﻠﻴ ﻪ ﻣﻘﺮرات و آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ آن، ﺟﺎی ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻳﻚ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺧﻮاﻫﺪ داد ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ) ﻫـﺎ ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ( ﻣﻌﺎدﻻت ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﻧﻘﻄ ﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺣﺪاﻛﺜﺮﻛﻨﻨﺪ ه ﺳﻮد را ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑـﻪ ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻧـﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ و ﺑﺎ درﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻧﺤ ﻮ ه ﺑﺎزی ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ) ﺑﻪ ﺧﺼﻮص در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ﺗﺸ ( ﻜﻴﻞ داده و ﺑﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺑﺎزار اراﺋﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺑﻨﮕﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻴﺎزﻣﻨـﺪ اﻳـﻦ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻧﻚﺑﺎ ﻫﺎی اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﻣﻨﺎﺳﺐ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﻮد در ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ، ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺑﺴﺘﻪ ﺑـﻪ زﻣﺎن و ﻣﻜﺎن اراﺋ ﻪ ﺧﺪﻣﺖ، ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺒﺎ و وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎزار، ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻞ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد ﻧﺸﺎن دﻫﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ در ﺑﻮرس ﺑﺮق، ﻳﻜﻲ دﻳﮕﺮ از ﮔﺰﻳﻨﻪ ﻫ ﺎی ﭘﻴﺶ رو ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، اﻣﻜﺎن ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒـﻪ ﺑﺎ ﺑﺮﺧﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻛﻠﻴ ﻪ ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻴﺰ در آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﺎزار ﺑـﺮق 80 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻓﺮاﻫﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻣﺎ ﺣﻀﻮر ﻣﻮﺛﺮ در اﻳﻦ ﺣﻮزه ﻧﻴﺰ ﺷﺮاﻳﻂ و اﻟﺰاﻣﺎﺗﻲ را ﺑﺎ ﺧﻮد ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه دارد ﻛﻪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻫـﺎ آن ﺑـﻪ ﺷـﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − ﻗﻴﻤﺖ در اﻳﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎ ﺑﺪون ﺣﻀﻮر در ﺑﺎزار و ﺻﺮﻓﺎ ﺑﺎ ﺗﻮاﻓﻖ ﻃﺮﻓﻴﻦ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ و ﻣﺴﺎﻓﺖ ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺑﺮق . − ﺗﻌﺪاد و ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺣﺎﺿﺮ در ﻣﻨﻄﻘﻪ از ﻣﻨﻈﺮ ﻣﻴﺰان ﺑﺮﺧﻮرداری ﻳﺎ ﻋﺪم ﺑﺮﺧ ﻮرداری از ﻗﺪرت ﺑﺎزاری . − ﺗﻌﺪاد و ﺗﻮان ﻣﺼﺮف ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ در ﻣﻨﻄﻘﻪ . − ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ اﻧﺮژی در ﻗﺎﻟﺐ ﺑﻠﻮک ﻫﺎ ﻳﺎ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی اﻧﺮژی . − اﻣﻜﺎن اﻳﺠﺎد ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺖ در ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎ ﺣﻀﻮر ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﮔﺎن ) ( دﻳﮕﺮی در ﻣﻨﻄﻘﻪ و ﻳﺎ ﺧﺎرج از آن . 4 - 2 - ﺳﺎﻳﺮ اﻗﺪاﻣﺎت 4 - 2 - 1 - ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻳﺎرا ﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﺳﻌ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺑﻨﺪ )2 - 3 - 5 (ﻓﺼﻞ دوم اﺷﺎره ﺷﺪ، ﺑﺮاﺳﺎس ﻣﺼﻮﺑﺎت ﺟﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﭼﻬﺎرده ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻛﺸﻮر، ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺻﺮف ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) از ﺟﻤﻠﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( ﺷﻮد؛ اﻣﺎ ﺻﺮﻓﺎ در ﻗـﺎﻧﻮن ﺑﻮدﺟﻪ ﺳﺎل 1387 اﻳﻦ ﻣﻬﻢ اﺟﺮاﻳﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﻮدﺟﻪ ﻋﻤﺮاﻧـﻲ، اﻟﺰاﻣـﻲ ﻛـﺮدن اﻳـﻦ ﻣﺼﻮﺑﻪ ﺑﻪ وﻳﮋه ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﻮدﺟﻪ ﺳﻨﻮاﺗﻲ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ ﺑﺴﻴﺎر اﺳﺖ . 4 - 2 - 2 - ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻳﻜﻲ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ اﻗﺪاﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای رﻗﺎﺑﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻮدن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺎ ﺑﺮق ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺳﻄﺢ دﻧﻴﺎ اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ، اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای دروﻧﻲ ﻛﺮدن اﺛﺮﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻫﺮ ﻛﺸﻮر و ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﺟﺮاﻳﻲ ﻧﻤﻮدن ﻣﺼﻮﺑﺎت آن در راﺳﺘﺎی ﮔﺴﺘﺮش اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠ ﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﺗﻤﺎم اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻳﺠﺎد ﻳﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻧﻬﺎدی ﻣﻨﺎﺳﺐ، در ﻳﻚ ﺳﻮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﻫﺎﻳﻲ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳـﻲ را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ ﻛﻪ از ﺟﺎﻧﺐ دوﻟﺖ ﻳﺎ ﺣﻜﻮﻣﺖ ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻳﺎ اﻳﺎﻟﺘﻲ ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺑﻪ اﻧﺠﺎم اﻳﻦ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻫـﺎ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ و از ﺳـﻮی دﻳﮕﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻗﺮار دارﻧﺪ ﻛﻪ ذﻳﻨﻔﻌﺎن اﺟﺮای ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . اﻏﻠﺐ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺑـﺮای ﺗﻮﺳـﻌ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ) ﺷـﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( در ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎﻳﻲ ﺧﺎرج از ﺑﺎزار ﺑﺮق، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺧﻼﺻﻪ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی اﻧﺠـﺎم ﺷـﺪه در زﻣﻴﻨـ ﻪ ﺳـﺎز و 1 - Externalities :ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ در ادﺑﻴﺎت اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ، اﺛﺮات ﺧﺎرﺟﻲ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از اﺛﺮات ﻣﺜﺒﺖ و ﻣﻨﻔﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻗﺎﺑﻞ اﻧﺘﻘـﺎل از ﻃﺮﻳـﻖ ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . در اﻳﻨﺠﺎ ﺗﻤﺮﻛﺰ ﺑﻪ اﺛﺮات ﻣﻨﻔﻲ ﺧﺎرﺟﻲ اﺳﺖ ﻳﻌﻨﻲ آن ﺑﺨﺶ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه در ﻓﺮ آ ﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻣﺤﻴﻂ ﺧﺎرج ﺧﻮد ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻛﺮده و ﺑﺎﺑﺖ آن ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ اﻓﺮاد ﺧﺴﺎرت دﻳﺪه اﻧﺠﺎم ﻧﻤﻲ دﻫﺪ ) ﻛﻪ ﺑﻪ اﺻﻄﻼح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد (. ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 81 ﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮق در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )4 - 2 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ ﺑـﺎ . ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه1 ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس )5 ﺗﺎ20 ﻣﮕـﺎوات ( وﺟـﺰ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه یﻫـﺎ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ی ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﻛﻪ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ . در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل در ﻛﺸﻮر ﺳـﻮﺋﺪ، ﺟﻬـﺖ ﭘﺎﻳـﺪاری ﻣـﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس، ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻳﺠﺎد در ﺷﺪه ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ، دﻫﻲ ﺳﻮد ﻧـﺎ ﻫـﺎ آن ﻣﻤﻜـﻦ ﮔﺮد د، اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻧﻴﺰ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻬﺮ ه ﺧﻮاﻫﻨﺪ .ﺑﺮد ﺟﺪول 4 - 2 - ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان و ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺑﺎزار ﺳﺎز وﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻳﺮان ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻧﻮردﭘﻮل ﻓﻨﻼﻧﺪ :ﺳﻮﺑﺴﻴﺪﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر داﻧﻤﺎرک : ﺳﻮﺑﺴﻴﺪﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻧﺪازه ﮔ ﻴﺮی ﺧﺎﻟﺺ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ، ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﺳﻮﺋﺪ : ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ، ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﻧﺮوژ : ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ PJM - اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ - اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ و ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر )Cap-and-Trade ( ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ - دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺗﻌﻬﺪات اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ - ﺗﻌﺮف ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ - ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ - ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای اوﻧﺘﺎرﻳﻮ - ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ - اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ - اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ و ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﺗﺮﻛﻴﻪ - ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺮﻳﺢ ﺧﻼﺻﻪ اﻗﺪاﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎرﻫﺎ اﺳـﺘﻔﺎده ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 4 - 2 - 2 - 1 - ﺑﺮداﺷﺘﻦ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺑ ﺴﻴﺎری از ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﻣﻌﻴﺎر ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ، ﻣـﻮاردی ﭼـﻮن ﺳـﻮدآوری ﺑﻨﮕـﺎه ﻳـﺎ اﻃﻤﻴﻨـﺎن از ﺳـﺎزﮔﺎری آن ﺑـﺎ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ اﺳﺖ و اﻏﻠﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺮ ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﺑﺮآوردﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در اﻳﺮان ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ﻛﻪ ﻛﻞ ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻣﻮﺟﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ) ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﺑـﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻴﻦ 1 ﺗﺎ10 ﻣﮕﺎوات ( ﺣﺪود 600 ﺗﺎ700 ﻣﮕﺎوات ]18 [ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ2 ؛ ﭼﺮاﻛﻪ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ اﻳﺮان، ﭼﻪ از ﻣﻨﻈـﺮ ﭘﺮاﻛﻨﺪﮔﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﭼﻪ از ﻣﻨﻈﺮ وﺟﻮد ﺳﺎﺧﺘﮕﺎه ﻫﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ، اﻣﻜﺎن اﺣﺪاث و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﮔﺴﺘﺮده از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﻮﭼﻚ 1 - ﺷﺮح ﻛﺎﻣﻞ اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت در ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - ) ن ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم ( اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 2 - اﻳﻦ رﻗﻢ ﺣﺪود5/1 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻛﺸﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 82 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻣﻘﻴﺎس را ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻲ ﺳﺎزد . ﻟﺬا ﺑﺎﻳﺪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑـﺰرگ و ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻣﻘﻴﺎس را ﻧﻴﺰ در ﺑﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ و اﻧﮕﻴﺰه ﻻزم ﺑﺮای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را ﻓﺮاﻫﻢ ﺳـﺎزد . ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) اﻧﻮاع و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ( ﺧﺎرج از ﭼـﺎرﭼﻮب ﻣﻄﺎﻟﻌـ ﻪ ﺣﺎﺿـﺮ ﺑـﻮده و ﻧﻴﺎزﻣﻨـﺪ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﻣﺠﺰاﻳﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 4 - 2 - 2 - 2 - ﺗﻨﻮع ﺑﺨﺸﻲ ﺑﻪ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺳﺎز وﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . در وﻫﻠ ﻪ اول ﻻزم اﺳﺖ ﻛـﻪ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﻻزم ﺟﻬﺖ اﺟﺮای ﻛﺎﻣﻞ اﻳﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺻﻮرت ﮔﻴﺮد و در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﻣﻬـﻢ دﻳﮕـﺮی ﻧﻈﻴـﺮ » ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی » و « ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر « ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﮔﺮدد . ﻣﺰاﻳﺎی اﺳﺘﻔﺎده و روﻧﺪ ﻛﻠﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﻪ ﺳـﺎز و ﻛـﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ ﻣﻬﻢ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : اﻟﻒ- ﺳﺎز وﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ − ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﺰاﻳﺎی اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎز وﻛﺎز ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ • ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺑﺎزﮔﺸﺖ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﺑﺎ ﺳﻮد اﻧﺘﻈﺎری ﻗﺎﺑﻞ ﻗﺒﻮل ﺑـﺮای ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاران و ﺗﻮﺳـﻌﻪ دﻫﻨـﺪﮔﺎن اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺻﻮرت ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﻮدن ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ • دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ ﻛﻢ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ و ﻗﺮاردا د ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ • دارای اﻧﻌﻄﺎف ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ از ﺗﻌﺮﻓﻪ را درﻳﺎﻓﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . • اﻣﻜﺎن ﻣﻌﺮﻓﻲ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎ زاد ﺛﺎﺑﺖ ﻛﻪ ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﺑﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺷﺒﺎﻫﺖ داﺷﺘﻪ و ﺗﺤـﺖ ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار اﺳﺖ . • ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺗ ﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﭘﺎک − روﻧﺪ ﻛﻠﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز وﻛﺎز ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ • اﻧﺘﺨﺎب ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ • ﺗﺒﻴﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎز و ﻛﺎر، دوره ﺣﻤﺎﻳﺖ و ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی • اﻋﻼم ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﻗﺒﻞ از اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه • ﺑﺮرﺳﻲ درﺧﻮاﺳﺖ ﻫﺎ و اﻋﻼم ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار • اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺎ ﺻﺎﺣﺒﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ • ﭘﺎﻳﺶ داﺋﻢ اﺧﺘﻼف ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮای اﺳﺘﻤ ﺮار ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 83 ب- ﺳﺎز و ﻛﺎز ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی − ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﺰاﻳﺎی اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎز وﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی • ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺟﺪا ﻧﻤﻮدن ارزش وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ اﻋﻢ از ﻣﺰﻳـﺖ ﻫـﺎ ی زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ از ﻛﺎﻻی ﺑﺮق ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻛﺎرﺑﺮد ﮔﻮاﻫ ﻫﺎ ﻲ ی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ • اﺳﺘﻔﺎده از ﻛﺎرﺑﺮد ﺑﺎزار و ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻣﺰﻳﺖ ﻫﺎی آن • اﻣﻜﺎن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺧﺎرج از ﻣﺮز ﻫﺎ و ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺟﺪا ﺳﺎزی ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ از ﻛﺎﻻی ﺑﺮق • اﻣﻜﺎن ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺗﺎ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ دارای اﻋﺘﺒﺎر ﻫﺴﺘﻨﺪ . • وﺟﻮد روﻳﻜﺮد ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷـﺮاﻳﻂ ﺑـﻮﻣﻲ ﻫـﺮ ﻛﺸـﻮر ) ﺧﺮﻳـﺪاری ﻋﻤﺪه ﮔﻮاﻫ ﻲ ﻫﺎ ﻫﻤﺮاه ﺑﺮق ﺑﻪ ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ آن در ﻗﺒﺾ ﺑﺮق ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﻧﺒﺎﺷـﺪ 1 ، ﺧﺮﻳﺪا ری ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ ﻣﺠﺰا از ﺑﺮق در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺻﻮرﺗﻲ ﻛـﻪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ آن در ﻗـﺒﺾ ﺑـﺮق ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺑﻮده و ﻣﺰاﻳﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻳﺠﺎد ﺷﺪه آن ﺑﻮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ2، ﺧﺮﻳﺪاری ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎ ﻣﺠﺰا از ﺑﺮق در ﻣﺮز ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ آن در ﻗﺒﺾ ﺑـﺮق ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﺑـﻮده و ﻣﺰاﻳﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻳﺠـﺎد ﺷـﺪه آن ﻣﻠـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ 3 ، ﻓـﺮو ش ﺳـﻠﻒ ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎ ﺑـﺮای اﻣﻜـﺎن ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﺎﻟﻲ ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ4...( و • ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎ ی ﭘﺎک − روﻧﺪ ﻛﻠﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز وﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی • ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺘﺎﻧﺪارد / ﻫﺪف ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) ﻣﺮﺣﻠﻪ ﻫﺪف ﮔﺬاری ( ﺗﻮﺳﻂ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاران • ﻣﻌﺮﻓﻲ و ﺗﻨﻔﻴﺬ ﻗﺪرت از ﺳﻮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاران ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﺑﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ، ﻗﺎﻧﻮن ﮔـﺬاری، اﺟـﺮا و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ • ﺗﺨﻤﻴﻦ ﺗﻌﻬﺪات ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻣﺘﻌﻬﺪان ) ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ( ﺟﻬﺖ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﺳـﺘﺎﻧﺪارد و ﻳﺎ ﻫﺪف ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه • ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻌﻴﺎر ﻫﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺮای اﻋﻄﺎی ﻣﺠﻮز ﺑﻬـﺮه ﻣ ﻨـﺪی از ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎی ﺳـﺒﺰ ﻗﺎﺑـﻞ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ﻧﻬـﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار • ﺻﺪور ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ 1- Wholesale RECs Bundled with Electricity and Marketed to Retail Customers 2- Retail RECs Marketed within Region as Stand-alone Product 3- Retail RECs Marketed Nationally as Stand-alone Product 4- Forward Selling of RECs 84 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... • اﻳﺠﺎد ﺑﺴﺘﺮ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﻗﺎﻟﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ و اﺟﺒﺎری و ﻳﺎ ﺣﺮاج • ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻳﻦ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ • ﭘﺎﻳﺶ ﻣﻴﺰان ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﻣﺘﻌﻬﺪان ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ • اﻋﻤﺎل ﺟﺮاﻳﻢ ﻋﺪم ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ) اﻳـﻦ ﺟﺮﻳﻤـﻪ ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ از ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎز ار ﺑﺎﺷﺪ ( • اﻧﺘﻘﺎل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ دوﻟﺖ و ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺒﺾ ﺑﺮق ج- ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ − ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﺰاﻳﺎی اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ • دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺳﻼﻣﺖ ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﺑﻬﺒﻮد زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ در ﻣ ﻘﻴﺎس ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﺑﺰرگ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﻧﺴﺒﺘﺎ ﻛﻢ • اﻋﻤﺎل ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﮔﺴﺘﺮده ای از آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ • ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﻃﻮر داﺋﻤﻲ و دﻗﻴﻖ • اﺳﺘﻔﺎده از ﻛﺎرﺑﺮد ﺑﺎزار و دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻛﺎراﻳﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ، ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ اﻃﻼﻋﺎت و ﻳﻜﭙﺎرﭼﮕﻲ و ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺒﺎد ﻟﻪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮا ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر • اﻓﺰاﻳﺶ ﺧﻼﻗﻴﺖ و اﻳﺠﺎد ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺟﺪﻳﺪ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ • ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﭘﺎک − روﻧﺪ ﻛﻠﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ • ﻣﻌﺮﻓﻲ و ﺗﻨﻔﻴﺬ ﻗﺪرت ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤـﺎل ﺳـﻘﻒ، ﻗـﺎﻧﻮن ﮔـﺬاری، اﺟﺮا و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬار ان • ﻃﺮاﺣﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﻞ ﺳﻘﻒ ﺑﺮای ﻳﻚ ﻳﺎ ﭼﻨﺪ آﻻﻳﻨﺪه ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﺛﺮﻫﺎی ﻣﻨﻔﻲ ﻫـﺎ آن ﺗﻮﺳـﻂ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ ) دار ﻣﺮاﺣﻞ ﺑﻌﺪ ﻫﻤﮕﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺖ دار اﻧﺠﺎم ( ددﮔﺮ ﻣﻲ • ﺗﻌﻴﻴﻦ دوره اﺟﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ و ﺗﻌﺪاد ﻛﻞ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﺷﺪه ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻻﻧﻪ • ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺳـﺎز و ﻛـﺎر اﻧﺘﺨـﺎﺑﻲ ) ﺧﻮدﻛﺎر و ﻳﺎ ﺑﻌﺪ از ﻃﻲ ﻓﺮآﻳﻨﺪ درﻳﺎﻓﺖ اﻋﺘﺒﺎر ( • اﻳﺠﺎد ﺑﺴﺘﺮ ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻣ ﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر • ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی و اﺳﺘﻔﺎده ﭘﻴﺶ از ﻣﻮﻋﺪ از ﻣﺠﻮز ... .ﻫﺎ و • ﭘﺎﻳﺶ ﻣﻴﺰان ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻣﻴـﺎن ﺗﻌـﺪاد ﻣﺠـﻮز ﻫـﺎی اﻋﻄـﺎ ﺷـﺪه و ﻣﻴـﺰان آﻟـﻮدﮔﻲ ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﺷـﺪه ﻫـﺮ ﻳـﻚ از آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن • اﻋﻤﺎل ﺟﺮاﻳﻢ در ﺻﻮرت ﻓﺰوﻧﻲ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﺮ ﺗﻌﺪاد ﻣﺠﻮز ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﻬﺒﻮد درآﻣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﺮون ﺑﻨﮕﺎﻫﻲ 08 / 09 / 93 85 • ﭘﺎﻳﺶ ﻛﺎراﻳﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﻫﺪف ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه دوره اﺟﺮا و ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻴﺰان رﺷﺪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ • اﺻﻼح ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ ﺑﻌﺪ از ﻣﺮﺣﻠﻪ ﭘﺎﻳﺶ و آﻏﺎز دوره ﺟﺪﻳﺪ . 4 - 2 - 3 - ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺪﻳﺪ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﻣﻘﺪﻣﻪ راﻫﻨﻤﺎ اراﺋﻪ ﺷﺪ، ﻳﻜﻲ از ﻣﺸﻜﻼت ﻓـﺮا روی ﺗﻬﻴـﻪ راﻫﻨﻤـﺎی ﺣﺎﺿـﺮ، ﻛﻤﺒـﻮد ﻳـﺎ ﻓﻘـﺪان ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﭘﮋوﻫﺸﻲ ﻛﻪ ﺑﻮد ﻣﺸﺎور در ﻗﺎﻟﺐ ﺑﻨﺪﻫﺎی ﺷﺮح ﺧﺪﻣﺎت و ﺣﺘﻲ ﻓﺮاﺗﺮ از آن ﺑﻪ ﺑﺮﺧـﻲ از ﻧﻴﺎزﻫـﺎ ﭘﺎﺳـﺦ و ﻧﺘـﺎﻳﺞ آن را در ﻗﺎﻟـﺐ ﻓﺼﻞ اول، دوم و ﭘﻴﻮﺳﺖ ﻫﺎی اﻳﻦ راﻫﻨﻤﺎ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎ ره 154 - ن ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨـﻲ ﺻـﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر، ﺗﻬﻴﻪ و اراﺋﻪ ﻛﺮده اﺳﺖ . اﻣﺎ در روﻧﺪ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، ﻛﻤﺒﻮدﻫﺎﻳﻲ ﺗﺸﺨﻴﺺ داده ﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺮﻃﺮف ﻛﺮدن ﻫﺎ آن ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺳـﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺪﻳﺪ اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻣﻌﺮﻓﻲ ﺑﺮﺧﻲ از ﻣﻬـﻢ ﺗـﺮﻳﻦ ﻋﻨـﺎوﻳﻦ اﻳـﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﻛـﻪ ﻣﺸـﺎور آن را ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳﻜـﻲ از » ﻫﺪف ﻫﺎی ﻛﺎرﺑﺮدی راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ « ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻧﻘﺶ ﻣـﻮﺛﺮی در اﻋـﺘﻼی ﺟﺎﻳﮕـﺎه ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺧﺼﻮص از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری و در راﺳﺘﺎی ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﻛﻠﻲ اﺻﻞ 44 ﻗـﺎﻧﻮن اﺳﺎﺳـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻫـﻢ اﻳـﻦ ﻣـﻮارد را ﻣﻲ ﺗﻮان در ﺳﺮ ﻓﺼﻞ ﻫﺎی زﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد . 4 - 2 - 3 - 1 - ﻣﻄ ﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ﭘﻴﺶ ﻧﻴﺎز ﺑﺴﻴﺎری از ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺮاﺳﺎس آن ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟـﺎﻣﻊ ﺗـﺮی را ﺑﻨـﺎ ﻧﻬـﺎد ﻳـﺎ ﺑـﻪ ﺧﻮدی ﺧﻮد ﭘﺎﺳﺨﮕﻮی ﻳﻚ ﻧﻴﺎز اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻤﻮﻧﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﺮاﻛﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ در اﻧـﻮاع ﻃـﺮح ﻫـﺎ ی در دﺳـﺖ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری از ﻣﺴﺎﻳﻞ ﻣﺒﺘﻼﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ) ﻧﻪ ﻧﻮﺷﺘﻪ ﺷﺪه در ﻛﺘﺐ ﺣﺴﺎﺑﺪاری ( اﺳﺖ و ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﺻﺤﻴﺢ ﻋﻨﺎوﻳﻦ اﺻﻠﻲ آن ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻳﻜـﻲ از ﭘﻴﺶ ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﺳﺎ ﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﻳﻚ ﻧﻈﺎم ﺣﺴﺎﺑﺪاری و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ . ﻳﺎ ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻫﻴﺪروﻟﻮژی و ﺑﻪ ﺗﺒﻊ آن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ) ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻓﺮﻣﺎن ( در دوره ﻫﺎی ﺣﺪاﻗﻞ ﭘﻨﺞ ﺳﺎﻟﻪ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮدای ﺑﻬﻴﻨﻪ از ﻣﺨـﺰن ﺑـﺮای ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺳﺪﻫﺎی در دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری . ﻳﺎ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭼﮕﻮﻧﮕﻲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ داراﻳﻲ ) ﺑﻬﺒﻮد، ﺗﻮﺳﻌﻪ و ﻳـﺎ ﺣﺘـﻲ ﺗﻮﻗﻒ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ( ﻧﻴﺮوﮔﺎه . ﻫﺎ 4 - 2 - 3 - 2 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺟﺎﻣﻊ اﻟﻒ- ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭼﮕﻮﻧﮕﻲ اﻳﺠﺎد ﻧﻈﺎم ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻣﺎﻟﻲ در ﻛﻠﻴﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎ ﻫﺪف ارﺗﻘﺎ ی ﺳﻴ یﻫﺎ ﺴﺘﻢ ﺣﺴﺎﺑﺪار ی ﻣﻮﺟﻮد و ﺗﺒﺪ ﻳ ﻞ آن ﺑﻪ ﺳ ﻴ یﻫﺎ ﺴﺘﻢ ﺣﺴﺎﺑﺪار ی ﭘﺮوژه ﻣﺤـﻮر در راﺳـﺘﺎ ﺗﻮﻟ ی ﺪ ﻴـ اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺎ ﻳ ﻪ ﻣﻮرد ﻧ ﻴ ﺎز ﺟﻬﺖ ﺣﻀﻮر ﻣﻮﺛﺮﺗﺮ ا ﻦ ﻳ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق از ﻃﺮ ﻳ ﻖ ﺳ ﻴﺴﺘﻢ ﻴﭘ یﻫﺎ ﺸﻨﻬﺎد ﻗ .ﻤﺖﻴ ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﻧﺘﻴﺠﻪ ﭼﻨﻴﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ای ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻛﻪ اﻳﻦ در ﻫﺮ ﺑﺮﻫﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه را در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﻨﮕﺎه ﻗﺮار دﻫﺪ ﻣﻲ ﻣﻲ ، ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﺑـﺮای ﻧﻬﺎدﻫﺎی ﺗﺼﻤﻴﻢ )ﺳﺎز ﻧﻈﻴﺮ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ( ﻧﻴﺰ ﻣﻔﻴﺪ ﺑﺎﺷﺪ . 86 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ب- ﻃﺮاﺣﻲ ﺳﺎﻣﺎﻧﻪ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﺛﺒﺖ و ﺿﺒﻂ اﻃﻼﻋﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻓﻮق ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﺎ ﻫﺪف اﺻﻠﻲ ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﺠﺰﻳﻪ و ﺗﺤﻠﻴﻞ آﻣـﺎری و ﺗﺎرﻳﺨﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ و درآﻣﺪﻫﺎ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﺻﻼح ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫ ﺎ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻫﺎی دﻗﻴﻖ ﺗﺮ آﺗﻲ، اﻧﺠﺎم ﭘﺬﻳﺮد . ج- ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﻘﺎداﻧﻪ ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از دﻳﺪﮔﺎه ﻣﺎﻟﻲ ﺑﻪ ) ﺧﺼﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( روح ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺑﺮﺧﻲ از ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرا ت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻧﮕﻴﺰه ﻫﺎی ﻻزم را از دﻳﺪﮔﺎه ﻳـﻚ ﺑﻨﮕـﺎه ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﺟﻬـﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻛﺎرا را ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻲ ﺳﺎزد . د- اﻧﺠﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺎز وﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی در راﻫﻨﻤﺎی ﺣﺎﺿﺮ اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻬﻴﻪ ﻗﻮاﻧﻴﻦ و آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺑﻮﻣﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﻫ ﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳـﺒﺪ ﻋﺮﺿـﻪ ﺑـﺮق ﻛﺸﻮر و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد .1 ﻫ- ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻠﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ ) ﻧﻈﻴﺮ ﻧﺮخ ﺑﻬﺮه - ﺗﻨﺰﻳﻞ ( اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺮای اوﻟﻮﻳﺖ ﺑﻨﺪی ﻧﻘ ﻫﺎ ﻃﺮح ﺶ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺘﻲ داﺷﺘﻪ و ﻫﺮ ﭼﻨﺪ ﺳﺎل ﻳﻜﺒﺎر ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻮدﺟﻪ ای و ﻫﺎ ﻃﺮح ی در دﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻫﺮ ﺑﺨﺶ ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد . و- ﺗﻬﻴﻪ راﻫﻨﻤﺎ ی »ﺷ ﻴﻮه ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰ ﻳﻨﻪ آب ﻫﺪ دار ﭘﺸﺖ ﺳﺪ « اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ » ﺣﻖ آب «2 ﺑﺎ ﻫﺪف اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﺘﺎ ﻳﺞ آن در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه ﺑـﺮق ﺗﻮﻟ یﺪﻴـ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑ ﻲ، ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد . 1 - ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل در وﺿﻌﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد، در اﻳﺮان ﺗﻨﻬﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﻌﻴﺎر ﺳﻴﺎﺳﺖ ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 2- Royalty 5 ﭘﻴﻮﺳﺖ1 ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 89 ﭘﻴﻮﺳﺖ1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق پ.1 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻮﻟﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب، ﺑﺎد، ﺧﻮرﺷﻴﺪ و زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ را ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣـﻲ ﮔﻴﺮﻧـﺪ ، ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . پ.1 - 1 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺷﻴﻮه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺣﺮارﺗﻲ و ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎﻣﻼ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻫﻢ اﺳﺖ . ﻫﺮ دو ﻣﻮرد ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻮرﺑﻴﻦ، ﺷﻔﺖ ﻣﻮﺟﻮد در ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻪ ﺣﺮﻛﺖ در آﻣﺪه و ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﺗﻨﻬـﺎ ﺗﻔـﺎوت ﻋﻤـﺪه در ﻧـﻮع ﻋﺎﻣـﻞ ﻣﺤـﺮک ﺗـﻮرﺑﻴﻦ اﺳـﺖ . در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ، ﺑﺮق از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻮزاﻧﺪن اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد در ﺣـﺎﻟﻲ ﻛـﻪ ﻋﺎﻣـﻞ ﻣﺤـﺮک ﺗﻮرﺑﻴﻦ و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻧﺮژی ﻧﺎﺷﻲ از ﺳﻘﻮط آب ﻫﺪدار ذﺧﻴﺮه ﺷﺪه در ﭘﺸﺖ ﺳﺪ اﺳﺖ . ﻟﺬا ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی در اﻳﻦ ﻧﻮ ع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻣﻴﺰان ﻫﺪ ) ارﺗﻔﺎع ( و ﻣﻘﺪار آب ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﻫﺮ دوره زﻣﺎﻧﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ]2[ . ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، آب ﺑﺎﻳﺪ در ﺣﺮﻛﺖ ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ اﻧﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﻛﻪ ﺳﺪ ارﺗﻔﺎع ( ﻫﺪ ) ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑـﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ آن را ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد . ﺟﺮﻳﺎن آب ﺗﻴ ﻐﻪ ﻫﺎی ﻳﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ را ﺑﻪ ﺣﺮﻛﺖ در ﻣﻲ آورد ﻛـﻪ در ﻧﺘﻴﺠـﻪ آن اﻧـﺮژی ﺟﻨﺒﺸـﻲ ﺑـﻪ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺳﭙﺲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ، روﺗﻮر1 ژﻧﺮاﺗﻮر را ﺑﻪ ﭼﺮﺧﺶ در آورده ﻛﻪ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ را ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 2 روﺗﻮر، ﺑﺨﺶ ﻣﺘﺤﺮک ژﻧﺮاﺗﻮر اﺳﺖ ﻛﻪ از ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭻ ﻣﺴﻲ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه و ﺑﺎ ﺣﺮﻛﺖ ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺮ روی ﺑﺨـﺶ ﺛﺎﺑـﺖ ژﻧﺮاﺗﻮر ) اﺳﺘﺎﺗﻮر (3 ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 4 ﺷﻜﻞ پ .1 - 1 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ و ژﻧﺮاﺗﻮر ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺑﻪ اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ 1- Rotor 2 - اﻳﺪه ﻓﻮق اوﻟﻴﻦ ﺑﺎر ﺗﻮﺳ ﻂ ﻣﺎﻳﻜﻞ ﻓﺎرادی در ﺳﺎل 1831 ﻣﻄﺮح ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻧﻈﺮﻳﻪ دﺳﺘﮕﺎه ﻫﺎی ﭼﺮﺧﻨﺪ ه اﻟﻜﺘﺮو ﻣﻐﻨﺎﻃﻴﺴﻲ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨﺪ . 3- Stator 4- 90 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... آب ﺑﺮ ﺧﻼف ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق ﺣﺮارﺗﻲ در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻧﻤﻲ رﺳﺪ ﺑﻠﻜﻪ ﭘﺲ از اﺳﺘﻔﺎده در ﻧﻴﺮوﮔﺎه دوﺑﺎره ﺑﻪ ﻃﺒﻴﻌﺖ ﺑﺎز ﻣﻲ ﮔﺮدد از اﻳﻦ رو اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﻤﻮاره ﺟﺰو ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧـﺮژی ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻛﺎری ﻣﻌﺎدل ﺣﺎﺻﻞ ﺿﺮب ﺟ ﺮم در ﻫﺪ اﻧﺠﺎم دﻫﺪ . اﻧﺮژی ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ آب ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻓﺮﻣـﻮل زﻳـﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد : )1( E mgh = ﻛﻪ در آنh ﻫﺪ وm ﺟﺮم آب اﺳﺖ . اﻧﺮژی ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ آب در ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﻔﺎده ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﻜﻞ ﻛﻨﺘﺮل ﺷﺪه ﺗﻨﻈﻴﻢ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺷـﺮاﻳﻂ اﻧـﺮژی آب ﻫﺪدار ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻧﺮخ ﺟﺮﻳﺎن ﺟﺮﻣﻲ1 ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . t در ﻓﺮﻣﻮل زﻳﺮ ﻣﻌﺮف زﻣﺎن ﺑﻮده و ﻧﺮخ ﺟﺮﻳﺎن ﺟـﺮم و ﻳـﺎ ﺑـﺪه ﺟﺮﻣـﻲ ﻣﻌﺎدل ﻣﻘﺪار ﺟﺮم ﻋﺒﻮری در واﺣﺪ زﻣﺎن از ﻳﻚ ﻣﻘﻄﻊ ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . )2( E m gh t t = ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﻪ ﺟﺎیE t، P را ﻗﺮار دﻫﻴﻢ - ﻛﻪ ﻣﻌﺎدل ﺗﻮان و ﻳﺎ اﻧﺮژی در واﺣﺪ زﻣﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻔﻬـﻮم ﭼﮕـﺎﻟﻲ )ρ ( و ﻧﺮخ ﺟﺮﻳﺎن ﺣﺠﻤﻲ ﺑﺪه ) ﺣﺠﻤﻲ (2 ﺑﻪ ﺟﺎیm t ، t ν ρ ،ﻗﺮار دﻫﻴﻢ آﻧﮕﺎه ﺑﻪ راﺑﻄ ﻪ )3 (دﺳﺖ ﺧﻮاﻫﻴﻢ ﻳﺎﻓﺖ : )3( P gh t ν = ρ ﺑﺎ ﻟﺤﺎظ ﻧﻤﻮدن ﺿﺮﻳﺐ ﻛﺎراﻳﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ، اﻧﺮژی ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﺑﻪ ﺗﻮان ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . )4( P ghrk = ρ ρ : ﭼﮕﺎﻟﻲ آب ) ﻛﻴﻠﻮﮔﺮم ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ ( g : ﺿﺮﻳﺐ ﮔﺮاﻧﺶ زﻣﻴﻦ )9.81 ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ در ﺛﺎﻧﻴﻪ ( h :ارﺗ ﻔﺎع ﻳﺎ ﻫﺪ آب (ﻣﺘﺮ )3 r : ﺣﺠﻢ آب ورودی از درﻳﭽﻪ ﺗﻮﺑﻴﻦ ) ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ در ﺛﺎﻧﻴﻪ ( k : ﺿﺮﻳﺐ ﻛﺎراﻳﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ )0 ﺗﺎ1 ( ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎ س اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧ ﻪ ﺣﺎﺻﻞ از آن از ﻓﺮﻣﻮل )5 ( ﺑﻪ دﺳﺖ : آﻳﺪ ﻣﻲ )5( Annal Energy (kWh / year) P(KW) CP 24hrs 365days = × × × 1- Mass Flow Rate 2- Volumetric Flow Rate 3- ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 91 ﻛﻪ در آنCP ﻫﻤﺎن ﺿﺮﻳﺐ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﺿﺮﻳﺐ ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ ﻣﺪت زﻣﺎن ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑـﻪ ﺷـﻜﻞ ﻓﺮﻣـﻮل زﻳﺮ ﻧﺸﺎن داده ﻣﻲ ﺷﻮد : )6( Capacity Factor(%) Energy Generated(kWh / year) / P(KW) 24hrs 365days = × × رواﺑﻂ ﻓﻮق ﻧ ﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻴﺰان ﻣﺸﺨﺼﻲ اﻧﺮژی ﺑﺎﻳﺪ ﻣﻴﺰان ﻫﺪ و ﺣﺠﻢ آب در واﺣﺪ زﻣﺎن ) ﺟﺮﻳﺎن ( ﺑـﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﺗﺮﻛﻴﺐ ﮔﺮدﻧﺪ . ﻫﺮ ﭼﻪ ﻫﺪ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﺟﺮﻳﺎن ﺑﻮده و ﻫﺮ ﭼﻪ ﺟﺮﻳﺎن ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺎﺷـﺪ آب ﺑﺎﻳـﺪ از ارﺗﻔـﺎع ﺑﺎﻻﺗﺮی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﻣﻴﺰان ﻣﺸﺨﺼﻲ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻤﺎﻳﺪ .1 ﺑﻪ ﻋﻼوه، ﺿﺮﻳﺐ ﻛﺎراﻳﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻧﻴﺰ ﻛﻪ راﺑﻄﻪ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺎ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﻘﻴﺎس ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ دارد ﺑﺎﻳﺪ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . ﺿﺮﻳﺐ ﻛﺎراﻳﻲ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ، ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، ﺑﻴﻦ 80 ﺗﺎ90 درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ا ﻳﻦ ﻣﻔﻬـﻮم ﻛـﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﻨـﺪ 90 درﺻـﺪ از اﻧﺮژی در دﺳﺘﺮس ر ا ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﺧﺎص ﻫﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در آن ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑـﻮد . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳﺎس اﻧﻮاع ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ از ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . اﻧﺘﺨﺎب ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺑﺪه آب و ﻫﺪ ﻳﺎ ﻓﺸﺎر آن ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ وﻳﮋﮔﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫـﺎی آﺑﻲ ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺿﺮﺑﻪ ای 2 و ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ3 ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ ﻧﻴﺰ ﺧـﻮد ﺑـﻪ دو دﺳﺘﻪ ﺑﺮای ﻫﺪ ﻣﺘﻮﺳﻂ و ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺘﻮﺳﻂ و دﻳﮕﺮی ﺑﺮای ﻫﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ و ﺟﺮﻳﺎن زﻳﺎد ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . پ.1 - 1 - 1 - 1 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺿﺮﺑﻪ ای - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﭘﻠﺘﻮن )Pelton ( ﭼﺮخ ﭘﻠﺘﻮن در ﻣﻴﺎن اﻧﻮاع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺿﺮﺑﻪ ای ﻛﻪ ﻃﺮاﺣﻲ و ﻣﻮرد ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ اﻫﻤﻴﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮی دارد . اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ از ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺿﺮﺑﻪ ای ﺟ ﺮﻳﺎن ﻣﻤﺎﺳﻲ اﺳﺖ ﻛـﻪ از ﻳـﻚ روﺗـﻮر ﻛـﻪ روی ﻣﺤـﻴﻂ آن ﺑـﻪ ﻓﺎﺻـﻠﻪ ﻫـﺎی ﻣﺴـﺎوی ﭘﻴﻤﺎﻧﻪ ﻫﺎﻳﻲ4 ﺑﻪ ﺷﻜﻞ ﻧﻴﻢ ﻛﺮه ﻫﺎی دوﺗﺎﻳﻲ ﻳﺎ ﺑﻴﻀﻲ ﮔﻮن ﻫﺎی دوﺗﺎﻳﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ، ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . آب از ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎ ﻫـﺪ ﺑـﺎﻻ ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ی ﭘﻨﺴﺘﺎک ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻳﻚ ﻟﻮﻟﻪ ﻓﺮﻋﻲ از ﻫﺮ ﻛﺪام از اﻳﻦ ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ﻣﻨﺸﻌﺐ و ﺑﻪ ﻧـﺎزل ﻳـﺎ ﺷـﻴﭙﻮره ﺧـﺘﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد . آب ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺖ5 ﺑﺎ ﺳﺮﻋﺖ ﺑﺎﻻ از اﻳﻦ ﻧﺎزل ﻫﺎ ﺧﺎرج ﻣﻲ ﻫﻢ و ﺷﻮد زﻣﺎن ﻳﻚ ﺳﻮزن ﻳﺎ ﻧﻴﺰه ﻣﺘﺤـﺮک درون ﻧـﺎزل ﺟﺮﻳﺎن آب را ﻛﻨﺘﺮل ﻛﺮده و ﺟﺮﻳﺎن آرام ﺑﺎ ﺗﻠﻔﺎت اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﭼﺸﻢ ﭘﻮﺷﻲ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣـﻲ آورد . ﺑﻨـﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺗﻤـﺎم اﻧـﺮژی ﭘﺘﺎﻧﺴـﻴﻞ ﻣﻮﺟﻮد ﻗﺒﻞ از ﺑﺮﺧﻮ رد ﺟﺖ ذره ﻫﺎی آب ﺑﻪ ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎ ﺑﻪ اﻧﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻓﺸﺎر روی ﺗﻤﺎم ﭼﺮخ ﺛﺎﺑﺖ و ﺑﺮاﺑـﺮ ﺑـﺎ ﻓﺸﺎر اﺗﻤﺴﻔﺮ اﺳﺖ؛ ﻟﺬا اﻧﺘﻘﺎل اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻳﻚ ﻋﻤﻞ ﻛﺎﻣﻼ ﺿﺮﺑﻪ ای اﺗﻔﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ . اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺗـﺮﻳﻦ ﻧـﻮع ﺑـﺮای 1- 2- Impulse Turbine 3- Reaction Turbine 4- Buckets 5- Jet 92 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻛﺎرﺑﺮدﻫﺎﻳﻲ ﺑﺎ ﻫﺪﻫﺎی ﺑﺎﻻ اﻣﺎ ﺑﺪه ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻣ ﺨﺘﻠﻒ ارﺗﻔﺎﻋﻲ، از 15 ﺗـﺎ ﺗﻘﺮﻳﺒـﺎ2000 ﻣﺘـﺮ، ﺑـﻪ ﻛـﺎر ﺑـﺮده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﺪﻫﺎی ﺑﺎ ﻓﺸﺎر ﺑﺎﻻ، ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺮﺗﺎب و ﺗﺼﺎدم آب ﺑﺎ ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎ را ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎﻻ ﺑﺮده و ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ اﻓـﺰاﻳﺶ ﺳـﺮﻋﺖ دوراﻧـﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﭘﻠﺘﻮن ﺑﺮای ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی 10 ﻛﻴﻠﻮوات و ﻳﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ اﻳﺪه آل ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟـﻮد در ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻫﺎﻳﻲ ﺑﺎ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﺎ 200 ﻣﮕﺎوات ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻛﺎر ﺑﺮد ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ راﻧﺪﻣﺎن 95 درﺻـﺪ در اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ ]11 [. پ.1 - 1 - 1 - 2 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ در ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ راﻧﺮ از ﻫﺮ دو اﻧﺮژی ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ و ﺟﻨﺒﺸﻲ ﺑﻬﺮه ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛﻪ آب در ﺑﻴﻦ اﺟﺰای ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺟﺮﻳﺎن ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ﺗﻤﺎم اﻧﺮژی ﻧﺎﺷﻲ از ﻓﺸﺎر آن ﺑﻪ اﻧﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻧ ﻤﻲ ﺷﻮد و ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛـﻪ آب در ﺑـﻴﻦ اﺟـﺰای ﻣﺘﺤﺮک ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺟﺮﻳﺎن دارد ﻓﺸﺎر و ﺟﻬﺖ و ﺳﺮﻋﺖ ﺟﺮﻳﺎن آب ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . وﻗﺘﻲ اﻧﺮژی آب ﺑﻪ راﻧﺮ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻓﺸﺎر و ﺳﺮﻋﺖ ﻣﻄﻠﻖ آن ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ﻓﺸﺎر آﺑﻲ ﻛﻪ در ﻣﻴﺎن ﻫﺎ ﭘﺮه ی راﻧﺮ ﺟﺮﻳﺎن دارد ﺑﺎﻻﺗﺮ از ﻓﺸﺎر اﺗﻤﺴـﻔﺮ اﺳـﺖ و ﻣﺤﻔﻈـ ﻪ راﻧﺮ ﻫﻤﻴﺸﻪ ﻛﺎﻣﻼ ﭘﺮ از آب اﺳﺖ . - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻓﺮاﻧﺴﻴﺲ1 ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻓﺮاﻧﺴﻴﺲ ﻳﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ ﺑﺎ ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺨﺘﻠﻂ داﺧﻠﻲ2 اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﺎﻣﻼ در آب ﻏﻮﻃﻪ ور ﻣﻲ ﺷﻮد ﺟ . ﺮﻳﺎن آب ﭘﺮ ﻓﺸﺎر ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﻣﺮﻛﺰ در ﺟﻬﺖ ﺷﻌﺎﻋﻲ وارد راﻧﺮ ﺷﺪه و در اﻣﺘﺪاد ﻣﺤﻮر از آن ﺧﺎرج ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫـﺎ اﻏﻠـﺐ ﺑـﺮای 1- Francis 2- Inward Flow ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 93 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺎ ارﺗﻔﺎع ﻣﺘﻮﺳﻂ آب و ﺑﺪه آب ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﻪ ﻛﺎر ﺑﺮده ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻛﺎﻧﺎل ﻫـﺎﻳﻲ وارد ﻟﻮﻟـﻪ ﻫـﺎ ﻳﻲ ﺣﻠﺰون ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺳﻄﺢ ﻣﻘﻄﻊ اﻳﻦ ﻟ ﻮﻟﻪ ﺣﻠﺰوﻧﻲ ﻣﺮﺗﺒﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ ﺗﺎ ﺳـﻴﺎل آب ﺑﺘﻮاﻧـﺪ ﺑـﺎ ﺳـﺮﻋﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ در ﺗﻤﺎس ﺑﺎ ﻫﺎ ﭘﺮه ی اﺻﻠﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . آب ﺑﺎ ﺳﺮﻋﺖ زﻳﺎد ﭘﺲ از ﻋﺒﻮر از ﻣﺤﻔﻈ ﻪ ﺣﻠﺰوﻧﻲ ﺷﻜﻞ ﺗﻮﺳﻂ ﻫﺎ ﭘﺮه ی ﻫﺎدی ﺑﻪ ﻫﺎ ﭘﺮه ی اﺻﻠﻲ ﺑﺮﺧﻮرد ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . وﻇﻴﻔﻪ ﻫﺎ ﭘﺮه ی ﻫﺎدی اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﺮﻋﺖ آب و ﺟﻬـﺖ دادن ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﺑـﻪ آب ﺑـﺮای ﺑﺮﺧـﻮرد ﺑـﺎ ﻫﺎ ﭘﺮه ی اﺻﻠﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ]11 [. اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺮای ارﺗﻔﺎع ﻫﺎی از ﺗﺮ ﻛﻢ500 ﻣﺘﺮ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﻮده و ﻣﻌﻤﻮل ﺗﺮﻳﻦ ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺮای ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻫـﺎی ﺑـﺎﻻ ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس ﻛﻪ در ﺳﺪﻫﺎ ﺑﻪ ﻛﺎر ﺑﺮده ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺗﻮان اﻧﺘﻘﺎل 500 ﻣﮕﺎوات اﻧﺮژی از ﻳـﻚ ارﺗ ﻔـﺎع ﺣﺪود 100 ﻣﺘﺮی ﺑﺎ راﻧﺪﻣﺎن ﺑﻴﺶ از95 درﺻﺪ را دارﻧﺪ . - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻛﺎﭘﻼن1 اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﻢ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻓﺮاﻧﺴﻴﺲ ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻠﻲ ﺑﺎ ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺨﺘﻠﻂ داﺧﻠﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ در آب ﻏﻮﻃـﻪ ور ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻟﺰوم ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻫﺪﻫﺎی ﭘﺎﻳﻴﻦ در ﻣﻜﺎن ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺣﺠﻢ آب زﻳﺎدی ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﺳﺒﺐ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﺳﻄﺢ ﺑﺰرﮔﻲ ﺟﻬﺖ ﻋﺒﻮر ﺟﺮﻳﺎن ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺷﻮد و ﺗﻮرﺑﻴﻦ در ﺳﺮﻋﺖ ﻫﺎی ﺧﻴﻠﻲ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﻛﺎر ﻛﻨﺪ . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻛﺎﭘﻼن ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺗﺮﻳﻦ ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺮای ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﺑﺎ ارﺗﻔﺎع اﻧﺪک و ﺑﺪه ﺑﺎﻻ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﺑﺎ اﻳﻦ ﺣﺎل در ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺎرﺑﺮدﻫﺎی ﺑﺎ ﻫﺪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﺗـﻮرﺑﻴﻦ ﻫـﺎی ﻓﺮاﻧﺴﻴﺲ ﻧﻴﺰ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . در اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ آب ﺗﻮﺳﻂ درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ﻫﺪاﻳﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﻤﺎﺳﻲ ﺑﻪ راﻧﺮ ﺑﺮﺧﻮرد ﻛﺮده و ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎ ی ﻣﻠﺨﻲ راﻧﺮ ﺣﺎﻟﺖ ﻣﺎرﭘﻴﭽﻲ ﺑﻪ ﺧﻮد ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﺎﻋـﺚ ﭼـﺮﺧﺶ راﻧـﺮ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ]11 [ . ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ ﺗﻨﻈـﻴﻢ 1- Kaplan 94 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ زاوﻳﻪ ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎ ﺑﺮای ﻫﺮ درﺻﺪی از ﺑﺎر و ﺟﺮﻳﺎن آب، وﻳﮋﮔﻲ ﻣ ﻨﺤﺼﺮ ﺑﻪ ﻓﺮد اﻳﻦ ﻧﻮع ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود ﻛـﻪ ﻣﻮﺟﺐ ﻛﺎﻫﺶ اﺑﻌﺎد آن ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻛﺎﭘﻼن در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻓﺮاﻧﺴﻴﺲ از ﻣﺰﻳﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ : − ﺑﺮای ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﻜﺴﺎن ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻛﺎﭘﻼن ﺑﻪ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮی ﻧﻴﺎز دارد . − راﻧﺪﻣﺎن آن در ﺑﺎرﻫﺎی ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ و ﭘﺎﻳﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻼﺣﻈﻪ ای ﺑﺎﻻﺗﺮ اﺳﺖ . − ﺗﻠﻔﺎت ﻧﺎﺷﻲ از اﺻﻄﻜﺎک ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﻮدن ﺗﻌﺪاد ﻛﻢ ﻫﺎ ﭘﺮه ﺗﺮ اﺳﺖ . پ.1 - 1 - 2 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﻛﻪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از اﺣﺘﺮاق ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ و ﺗﺒﺪﻳﻞ آب ﻣﻮﺟﻮد در ﺑﻮﻳﻠﺮ ﺑـﻪ ﺑﺨـﺎر آﻏﺎز ﻣﻲ و ﺑﺎ ﺷﻮد ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻨﺠﺮ ﻣﻲ ﺷﻮد ؛ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪی، اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺨﺎر ﺟﻬﺖ ﺗﻐﺬﻳﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎ از اﻧﺮژی ﺗﺎﺑﺸﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از دو ﻗﺴﻤﺖ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه : اﻧﺪ − ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺧ ﻮرﺷﻴﺪی ﻛﻪ ﭘﺮﺗﻮﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪ را ﺟﺬب ﻛﺮده و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺣﺮارت ﺟﺬب ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺨﺎر ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . − ﺳ ﻴﺴﺘﻤﻲ ﻣﻮﺳﻮم ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻨﺘﻲ ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ دﻳﮕﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺨﺎر ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷـﺪه را ﺗﻮﺳـﻂ ﺗـﻮرﺑﻴﻦ و ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻪ اﻟﻜﺘﺮﻳﺴﻴﺘﻪ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی وﺟﻮد دارﻧﺪ ﻛﻪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻫﺎ آن ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 95 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪ ی از ﻧﻮع ﺳﻬﻤﻮی ﺧﻄﻲ )Parabolic Trough Concentrator ( در اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، از ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﻬﻤﻮی ﺧﻄﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺟﻬـﺖ ﺗﻤﺮﻛـﺰ ﭘﺮﺗﻮﻫـﺎی ﺧﻮرﺷـﻴﺪ در ﺧﻂ ﻛﺎﻧﻮﻧﻲ ﻫﺎ آن اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد و ﮔﻴﺮﻧ ﺪه ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻟﻮﻟﻪ ای در ﺧﻂ ﻛﺎﻧﻮﻧﻲ ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎ ﻗـﺮار دارد . در داﺧـﻞ اﻳـﻦ ﻟﻮﻟﻪ روﻏﻦ ﻣﺨﺼﻮﺻﻲ در ﺟﺮﻳﺎن اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺛﺮ ﺣﺮارت ﭘﺮﺗﻮﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﮔﺮم و داغ ﻣﻲ ﺷﻮد . روﻏﻦ داغ از ﻣﺒﺪل ﺣﺮارﺗـﻲ ﻋﺒﻮر ﻛﺮده و آب را ﺑﻪ ﺑﺨﺎر ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﺨﺎر اﻳﺠﺎدﺷﺪه ﺑﻪ ﻣﺪارﻫﺎی ﻣﺮﺳﻮم در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ اﻧﺘﻘﺎل داده ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﺑﻪ ﻛﻤﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺨﺎر و ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻪ ﺗﻮان اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﮔﺮد .د ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ و اﻓﺰاﻳﺶ ﺑﺎزدﻫﻲ ﻟﻮﻟ ﻪ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﻨﺪه ، ﺳﻄﺢ آن را ﺑﺎ اﻛﺴﻴﺪ ﻓﻠﺰی ﻛﻪ ﺿﺮﻳﺐ ﺟﺬب ﺑـﺎﻻﻳﻲ دارد ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ و در ﻣﺤﻴﻂ اﻃﺮاف آن ﻟﻮﻟ ﻪ ای ﺷﻴﺸﻪ ای ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻟﻔﺎف ﭘﻮﺷ ﺎﻧ ﺪه ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﺗـﺎ از ﺗﻠﻔـﺎت ﮔﺮﻣـﺎﻳﻲ و اﻓـﺖ ﺗﺸﻌﺸﻌﻲ ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی ﻛﺮده و از ﻟﻮﻟﻪ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﻧﻴﺰ ﻣﺤﺎﻓﻈﺖ ﻋﻤﻞ ﺑﻪ ورد آ . در اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎب ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﻧﻴﺰ وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ آن آﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺷﻠﺠﻤﻲ داﺋﻤﺎ ﺧﻮرﺷﻴﺪ را دﻧﺒـﺎل ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ و ﭘﺮﺗﻮﻫـﺎی آن را روی ﻟﻮﻟـﻪ درﻳﺎﻓـﺖ ﻛﻨﻨ ﺪه ﻣﺘﻤﺮﻛﺰ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪی از ﻧﻮع درﻳﺎﻓ ﺖ ﻛ ﻨﻨﺪه ﻣﺮﻛﺰی )Power Tower ( در اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﭘﺮﺗﻮﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺰرﻋﻪ ای ﻣﺘﺸﻜﻞ از ﺗﻌﺪاد زﻳﺎدی آﻳﻨ ﻪ ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ﻧﺎم ﺑﻪ ﻫﻠﻴﻮﺳﺘﺎت ﺑـﺮ روی ﻳﻚ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﻛﻪ در ﺑﺎﻻی ﺑﺮج ﻧﺴﺒﺘﺎ ﺑﻠﻨﺪی اﺳﺘﻘﺮار ﻳﺎﻓﺘ ﻪ اﺳﺖ ﻣﺘﻤﺮﻛﺰ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﻧﺘﻴﺠـﻪ روی ﻣﺤـﻞ ﺗﻤﺮﻛـﺰ ﭘﺮﺗﻮﻫﺎ ا ﻧﺮژی ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ زﻳﺎدی ﺑﻪ دﺳﺖ آﻳﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻧﺮژی ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﺳﻴﺎل ﻋﺎﻣﻞ ﻛﻪ داﺧﻞ درﻳﺎﻓ ﺖ ﻛ ﻨﻨﺪه در ﺣﺮﻛـﺖ اﺳـﺖ، ﺟﺬب ﺑﻪ و ﺷﺪه وﺳﻴﻠﻪ ﻣﺒﺪل ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ آب و ﺑﺨﺎر ﻣﺮﺳﻮم در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻨﺘﻲ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪه و ﺑﺨﺎر ﻓﻮق ﮔـﺮم در ﻓﺸﺎر و دﻣﺎی ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده در ﺗﻮرﺑﻴﻦ و ژﻧﺮاﺗﻮر ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺳﻴﺎل ﻋﺎﻣﻞ در ﻣﺒـﺪل ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗـﻲ در ﻛﻨﺎر آب ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﻣﻮﺟﺐ ﺗﺒﺪﻳﻞ آن ﺑﻪ ﺑﺨﺎر ﺑﺎ ﻓﺸﺎر و ﺣﺮارت ﺑﺎﻻ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺑﺮﺧﻲ از ﺳﻴﺴـﺘﻢ ،ﻫـﺎ ﺳـﻴﺎل ﻋﺎﻣـﻞ آب اﺳﺖ و ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ در داﺧﻞ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﺑﺨﺎر ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده داﺋﻤﻲ از اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه در زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﺎﺑﺶ ﺧﻮرﺷـﻴﺪ وﺟـﻮد ﻧـﺪارد ﻣـﺜﻼ ﺳـﺎﻋﺎت اﺑـﺮی ﻳـﺎ ﺷـﺐ ﻫـﺎ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ذﺧﻴﺮ ه ﻛﻨﻨﺪ ه ﺣﺮارت و ﻳﺎ اﺣﻴﺎﻧﺎ از ﺗﺠﻬﻴﺰات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﻨﺪ ﺟﻬﺖ اﻳﺠﺎد ﺑﺨﺎر ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛﻤﻚ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . - ﻧﻴﺮوﮔﺎه دﻳﺶ اﺳﺘﺮﻟﻴﻨﮓ )Dish Stirling ( ﻣﻮﺗﻮر اﺳﺘﺮﻟﻴﻨﮓ ﻣﻮﺗﻮرﻫﺎی ﮔﺮﻣﺎ- ﻛﺎری ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺣﺮارت را ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ ﺟﻨﺒﺶ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﻧﺴﺒﺖ ﺑـﻪ ﻣﻮﺗـﻮر ﺑﻨﺰﻳﻨـﻲ و دﻳﺰﻟﻲ ﻛﺎرآﻳﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی دارﻧﺪ . ﻣﻮﺗﻮرﻫﺎی اﺳﺘﺮﻟﻴﻨﮓ از ﭼﺮﺧﻪ اﺳﺘﺮﻟﻴﻨﮓ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺎ ﭼﺮﺧﻪ ﻫﺎی اﺳـﺘﻔﺎده ﺷـﺪه در ﻣﻮﺗﻮرﻫﺎی اﺣﺘﺮاق داﺧﻠﻲ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳ . ﺖ ﭼﺮﺧﻪ اﺳﺘﺮﻟﻴﻨﮓ از ﻳﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺣﺮارﺗﻲ ﺧﺎرﺟﻲ ، ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺑﻨﺰﻳﻦ، اﻧﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﻳﺎ ﮔﺎزﻫﺎی ﺑﻴﻮﻣﺲ ، اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و ﻫﻴﭻ اﺣﺘﺮاﻗﻲ داﺧﻞ ﺳﻴﻠﻨﺪرﻫﺎی ﻣﻮﺗﻮر رخ ﻧ دﻫﺪ ﻤﻲ . ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﻳﻦ 96 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻣﻮﺗﻮر از ﻳﻚ دﻳﺶ ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد اﻳ . ﻦ دﻳﺶ اﻧﺮژی ﺣﺮارﺗﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪ را ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﺑ ﺮ روی ﻣﻮﺗـﻮر ﻣـﻨﻌﻜﺲ ﻛﺮده و ﻣﻮﺗﻮر ﺷﺮوع ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻬﻢ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻧﺮژی از ﻣﺰاﻳﺎی ﺑﺴﻴﺎری ﺑﺮﺧﻮردارﻧـﺪ ﻛـﻪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻫﺎ آن ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ . • ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺪون ﻣﺼﺮف ﺳﻮ ﺧﺖ : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻧﺪارﻧﺪ و ﺑﺮﺧﻼف ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻫﺎ آن ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻔﺖ ﺑﻮده و ﻫﻤﻴﺸﻪ در ﺣﺎل ﺗﻐﻴﻴﺮ اﺳﺖ، در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺧﻮرﺷـﻴﺪی اﻳﻦ ﻧﻮﺳﺎن وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ و ﺑﻬﺎی ﺑﺮق ﻣﺼﺮﻓﻲ را ﺑﺮای ﻣﺪت ﻃﻮﻻﻧﻲ ﺛﺎﺑﺖ ﻧﮕﻪ .ﺖ داﺷ • ﻋﺪم اﺣﺘﻴﺎج ﺑﻪ آب زﻳﺎد : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﻪ ﺧﺼﻮص دودﻛﺶ ﻫﺎی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﺎ ﻫﻮای ﮔﺮم اﺣﺘﻴﺎج ﺑﻪ آب ﻧﺪارﻧﺪ . • ﻋ ﺪم آﻟﻮدﮔﻲ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺿﻤﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ آﻟﻮدﮔﻲ در ﻫـﻮا ﻧﺪاﺷـﺘﻪ و ﻣـﻮاد ﻲ و ﻣﻀﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺳﻤ ﻤﻲ ﻛﻨﻨﺪ در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﻮا و ﻣﺤﻴﻂ اﻃﺮاف ﺧﻮد را ﺑﺎ ﻣﺼﺮف ﻧﻔﺖ ، ﮔﺎز و ﻳﺎ ذﻏﺎل ﺳﻨﮓ آﻟﻮده ﻛﺮده و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﺗﻤ ﻲ ﺑ ﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ زﺑﺎﻟﻪ ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺧﻮد ﻛـﻪ ﺑﺴـﻴﺎر ﺧﻄﺮﻧـﺎک ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﻣﺤﻴﻂ زﻧﺪﮔﻲ را آﻟﻮده و ﻣﺸﻜﻼت ﻋﻈﻴﻤﻲ را ﺑﺮای ﺳﺎﻛﻨﻴﻦ ﻛﺮه زﻣﻴﻦ ﺑﻪ وﺟﻮد ﻣﻲ آورﻧ .ﺪ • اﻣﻜﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ و ﻧﺎﺣﻴﻪ ای : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮ ق ﺑـ ﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳـﺮی ﺑﺮق ﻧﻴﺮو ﺑﺮﺳﺎﻧﻨﺪ و در ﻋﻴﻦ اﻣﻜﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ ﻧﺎﺣﻴﻪ ای ، ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺻﺮف ﻫﺰﻳﻨـﻪ و ﺗﺎﺳـﻴﺲ ﺧﻄـﻮط ﻓﺸﺎر ﻗﻮی ﻃﻮﻻﻧﻲ ﺟﻬﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﻧﺪارﻧﺪ . •- اﺳﺘﻬﻼک ﻛﻢ و ﻋﻤﺮ زﻳﺎد : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﺪﻻﻳﻞ ﻓﻨﻲ و ﻧﺪاﺷﺘﻦ اﺳﺘﻬﻼک زﻳـﺎد دارای ﻋ ﻤـﺮ ﻃـﻮﻻﻧﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻋﻤﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻴﻦ 15 ﺗﺎ30 ﺳﺎل ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ .ﺖ اﺳ ﺷﺪه1 ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ راﻧﺪﻣﺎن اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﻴﻦ 14 ﺗﺎ23 درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ]36 [. پ.1 - 1 - 3 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی زﻣﻴﻦ در ﺣﺪود 1014 × 7/1 ﻛﻴﻠﻮوات از ﻗﺪرت ﺧﻮرﺷـﻴﺪ را ﺑـﻪ ﺷـﻜﻞ ﺗﺸﻌ ﺸـﻌﺎت ﺧﻮرﺷـﻴﺪی درﻳﺎﻓـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . اﻳـﻦ ﺗﺸﻌﺸﻌﺎت ﻣﻮﺟﺐ ﮔﺮم ﺷﺪن ﻫﻮای اﺗﻤﺴﻔﺮ ﺷﺪه و ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ دﻟﻴﻞ ﻫﻮا ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺑﺎﻻ ﺣﺮﻛﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺷﺪت اﻳﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﺶ در اﺳﺘﻮا ﺟ ، ﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﻋﻤﻮد ﻣﻲ ﺗﺎﺑﺪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻫﻮای اﻃﺮاف ﻗﻄﺒﻴﻦ ، ﺟﺎﻳﻲ ﻛﻪ زاوﻳﻪ ﺗﺎﺑﺶ ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﺗﻨﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد و ﻫﻮای اﻃﺮاف ﻗ ﻄﺒﻴﻦ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻫﻮای اﺳﺘﻮا ﺗﺮ ﻛﻢ ﮔﺮم ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﭼﮕﺎﻟﻲ ﻫﻮا ﺑﺎ اﻓﺰاﻳﺶ دﻣﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﭘﻴﺪا ﻛﺮده و ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻫﻮای ﺳﺒﻚ ﺗﺮ اﺳﺘﻮا ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺑﺎﻻ ﺣﺮﻛﺖ ﻛﺮده و در اﻃﺮاف ﭘﺨﺶ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻋﻤﻞ ﻣﻮﺟـﺐ اﻓـﺖ ﻓﺸـﺎر در اﻳـﻦ ﻧﺎﺣﻴـﻪ ﮔﺮدﻳﺪه و ﻣﻮﺟﺐ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻫﻮای ﺳﺮد از ﻗﻄﺒﻴﻦ ﺑﻪ ﺳﻤﺖ اﺳﺘﻮا ﺟﺬب ﮔﺮدﻧﺪ ﻫ . ﻤﭽﻨﻴﻦ وﻗﺘﻲ ﺧﻮرﺷﻴﺪ در ﻃﻮل روز ﻣﻲ ﺗﺎﺑﺪ، ﻫﻮای روی ﺳﺮزﻣﻴﻦ ﻫﺎی ﺧﺸﻚ ﺳﺮﻳﻊ ﺗﺮ از ﻫﻮای روی درﻳﺎﻫﺎ و آب ﻫﺎ ﮔﺮم ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﻮای ﮔـﺮم روی ﺧﺸـﻜﻲ ﺑـﺎﻻ رﻓﺘـﻪ و 1 - ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮی اﻳﺮان : ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 97 ﻫﻮای ﺧﻨﻚ ﺗﺮ و ﺳﻨﮕﻴﻦ ﺗﺮ روی آب ﺟﺎی آن ﻣﻲ را ﮔﻴﺮد ﻛﻪ اﻳﻦ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺎدﻫﺎی ﻣﺤﻠﻲ را ﻣﻲ ﺳﺎزد اﻳﻦ ﺑـﻪ آن ﻣﻌﻨﺎﺳـﺖ ﻛـﻪ روز از ﺳﻤﺖ د رﻳﺎ ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺳﺎﺣﻞ ﺑﺎد وزد ﻣﻲ . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ، در ﻫﻨﮕﺎم ﺷﺐ از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﻫﻮا روی ﺧﺸﻜﻲ ﺳﺮﻳﻊ ﺗﺮ از ﻫـﻮای روی آب ﺧﻨﻚ ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﺟﻬﺖ ﺑﺎد ﺑﺮﻋﻜﺲ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﺎد ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﮔﺮادﻳﺎن ﻓﺸﺎر ﺑﻪ وﺟﻮد آﻣﺪه از ﺗﺎﺑﺶ ﻏﻴﺮ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺧﻮرﺷﻴﺪ ﺑﻪ ﺳـﻄﺢ زﻣـﻴﻦ ﺑـﻪ وﺟـﻮد ﻣـﻲ آﻳـﺪ . اﻣﺮوزه، اﻧﺮژی ﺑﺎد ﻛﻪ ﻫﻤﺎن اﻧﺮژی ﺣﺎﺻﻞ از ﻫﻮای ﻣﺘﺤﺮک ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑ ﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛﺎر ﺑﻪ ﺑﺮده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺎدی اﻧﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ ﺑﺎد را ﺑﻪ ﺗﻮان ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﻛﻨ ﻨﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ ﺗﻮان ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ از ﻃﺮﻳـﻖ ﺷـﻔﺖ ﺑـﻪ ژﻧﺮاﺗـﻮر اﻧﺘﻘﺎل ﭘﻴﺪا ﻛﺮده و در ﻧﻬﺎﻳﺖ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻳﻚ اﺻﻞ ﺳﺎده ﻛﺎر ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺑﺎد دو ﻳﺎ ﺳﻪ ﭘﺮه ای را ﻛﻪ ﺑﻪ دور روﺗﻮر ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺎدی ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ ﺑﭽﺮﺧﺶ در ﻣﻲ آورد . اﻳﻦ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﭘﺲ از اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻲ ﮔﺮدد .1 اﻳﻦ ﻧﻮع ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﻲ از راﻧﺪﻣﺎﻧﻲ ﺣﺪود35 درﺻﺪ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ]36 [. پ.1 - 1 - 4 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ اﻧﺮژی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ اﻧﺮژی ﺣﺮارﺗﻲ ﻣﻮﺟﻮد در ﭘﻮﺳﺘﻪ ﺟﺎﻣﺪ زﻣﻴﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ در اﻣﺘﺪاد ﻣﺮزﻫـﺎی ﺻـﻔﺤﺎت ﺗﻜﺘـﻮﻧﻴﻜﻲ، در ﻧﻮاﺣﻲ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﺷﺪه آﺗﺸﻔﺸﺎﻧﻲ و زﻟﺰﻟﻪ ﺧﻴﺰ ﻛﻪ دارای ﺷﻜﺴﺘﮕﻲ ﻫـﺎ و ﮔﺴـﻞ ﻫـﺎی ﻓﺮاواﻧـﻲ ﻫﺴـﺘﻨﺪ، از ﺗﻤﺮﻛـﺰ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ ی ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ رﻃﻮ ﺑﻪ . ﻛﻠﻲ ﻫﺮﭼﻪ از ﺳﻄﺢ زﻣﻴﻦ ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﻋﻤﻖ ﭘﻴﺶ ﺑﺮوﻳﻢ، درﺟﻪ ﺣﺮارت اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ﺑﻪ و ﻃﻮر ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﻪ ازا ﻫﺮ ی100 ،ﻣﺘﺮ ﻋﻤﻖ3 درﺟﻪ ﺳﺎﻧﺘﻲ ﮔﺮاد دﻣﺎ ﺑﺎﻻ ﻣﻲ رود . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ در ﻋﻤﻖ 2 ﻛﻴﻠﻮﻣﺘﺮی ﺳﻄﺢ زﻣـﻴﻦ، درﺟـﻪ ﺣﺮارت ﺣﺪود ° c 70 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻣﺎ در ﺑﻌﻀﻲ ﻧﻘﺎط، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ ی ﺗﻜﺘﻮﻧﻴﻜﻲ ﺑﺎ ﻋﺚ ﺟﺎری ﺷﺪن ﮔﺪازه ﻫﺎی داغ ﻳﺎ ﻣﺬاب ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺳﻄﺢ زﻣﻴﻦ و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻨﺎﺑﻌﻲ ﺑﺎ درﺟﻪ ﺣﺮارت ﺑﺎﻻ در ﺳﻄﺢ ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس از زﻣﻴﻦ ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻧﺮژی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ در واﻗﻊ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮی اﺳﺖ ﻛﻪ از ﮔﺮﻣﺎی ﻣﺎﮔﻤﺎی داغ و ﺗﺨﺮﻳﺐ ﻣﻮاد رادﻳﻮاﻛﺘﻴـﻮ ﻣﻮﺟـﻮد در اﻋﻤﺎق زﻣﻴﻦ ﺑﻪ دﺳﺖ . آﻳﺪ ﻣﻲ ﺑﺎ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻻﻳﻪ ﻫﺎی ﺣﺎوی ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﻫﺎی زﻳﺮزﻣﻴﻨﻲ در ﺟﻮار ﻻﻳﻪ ﻫـﺎی ﺣـﺎوی ﮔـﺪازه ﻫـﺎی داغ، ﺣﺮارت ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ آب زﻳﺮزﻣﻴﻨﻲ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب داغ ﻳﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﮔﺴﻞ ﻫﺎ و ﺷﻜﺴﺘﮕﻲ ﻫـﺎی ﻓـﺮاوان و ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﻪ ﻫﻢ ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﭼﺸﻤﻪ ﻫﺎی ﻃﺒﻴﻌﻲ آب ﻳﺎ ﺑﺨﺎر داغ و ﺑﻌﻀﺎ در ﻓ ﺸﺎرﻫﺎی ﺑﺎﻻی ﻣﺨﺎزن ﺑﻪ ﺻﻮرت آﺑﻔﺸـﺎن و ﻳﺎ ﻓﻮﻣﺮول ) دودﺧﺎن ( در ﺳﻄﺢ زﻣﻴﻦ ﻇﺎﻫﺮ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﻳﺎ اﻳﻨﻜﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺣﻔﺎری ﭼﺎه ﻫﺎی اﻛﺘﺸﺎﻓﻲ، ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ آب ﻳـﺎ ﺑﺨـﺎر داغ ﻣﺤﺼﻮر در اﻋﻤﺎق دﺳﺘﺮﺳﻲ ﭘﻴﺪا ﻛﺮد و از آن در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻤﻮد . اﻟﺒﺘـﻪ ﭘـﺲ از اﺳﺘﺤﺼـﺎل ﺣـﺮارت از آب داغ، آب ﺳﺮد ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه از ﻃﺮﻳﻖ ﭼﺎه ﺗﺰرﻳﻘﻲ وارد زﻣﻴﻦ ﺷﺪه و اﻳﻦ ﭼﺮﺧﻪ ﻣﺠﺪدا ﺗﻜﺮار ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﺒﺎﻳﺪ از اﻧﺮژی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺑﻴﺶ از ﻣﻘﺪار ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ آن ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻛﺮد ﺗـﺎ ﻋﻮاﻗـﺐ زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﻣﻨﻔﻲ در ﭘﻲ ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ .2 اﻳﻦ ﮔﻮﻧﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻋﻤﻮﻣﺎ از راﻧﺪﻣﺎن ﺑﺴﻴﺎر ﭘﺎﻳﻴﻨﻲ ﺣﺪود 15 درﺻﺪ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ]36 [. 1 - ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮی اﻳﺮان، ﻫﻤﺎن . 2 - ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮی اﻳﺮان، ﻫﻤﺎن . 98 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ، در ﻛﻨﺎر اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﻮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﻴﺰ ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ ﻛـﻪ ﻫﻤـﺎن ﻃـﻮر ﻛـﻪ اﺷـﺎره ﺷـﺪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﺑﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﻧﺪ و ﺗﻨﻬﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤ ﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﻛﻪ از اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻗﺘﺼﺎدی در ﻣﻘﻴﺎس ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺗﻤﺮﻛﺰ ﻃﺮح ﺣﺎﺿـﺮ ﺑـﺮ اﻳـﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺳﺖ، ﻟﺬا ﺟﺰﻳﻴﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن و وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ و آﺛﺎر ﻫﺎ آن در ﻓﺼﻞ ﺑﻌﺪ ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺠـﺰا ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . پ.1 - 2 - ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺳﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﻫﻤﭽـﻮن ذﻏـﺎل ﺳـﻨﮓ، ﮔﺎزوﻳﻴـﻞ، ﻣـﺎزوت و ﮔـﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـ ﻲ ﻛﻨﻨـﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . پ.1 - 2 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺨﺎری1 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺨﺎری از ﺑﺨﺎر آب ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺳﻴﺎل ﻋﺎﻣﻞ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﺳﺘ ﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﻗﺴـﻤﺖ ﻫـﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )پ.1 - 2( ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻧـﺮژی ﺣﺮارﺗـﻲ ﻻزم ﺑـﺮای ﺑﺨـﺎر ﺷـﺪن آب ﻋﺒﻮرﻛﻨﻨﺪه از دﻳﮓ ﺑﺨﺎر در ﻣﻮﻟﺪ ﺑﺨﺎر ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺣﺮارت ﻋﻤﺪﺗﺎ از ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ و ﻳـﺎ ﻫﺴـﺘﻪ ای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺨﺎر ﺧﺎرج ﺷﺪه از دﻳﮓ ﺑﺨﺎر وارد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺷﺪه و ﭘﺲ از اﻧﺒﺴﺎط، ﻓﺸﺎر آن ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ و ﺳﭙﺲ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻣﺤﻮر ﺗﻮرﺑﻴﻦ وارد ژﻧﺮاﺗﻮر اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺷﺪه و در آﻧﺠﺎ ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﺑﺨـﺎر ﺧـﺎرج ﺷـﺪه از ﺗـﻮرﺑﻴﻦ وارد ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﻳﺎ ﭼﮕﺎﻟﻨﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد و ﮔﺮﻣﺎی آن ﺗﻮﺳﻂ ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ی آب ﺳﺮد ﮔﺮ ﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ی آب ﺳﺮد ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑـﺮج ﺧﻨﻚ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺮﺗﺒﻂ ﻫﺴﺘﻨﺪ ]11 [. ﺷﻜﻞ پ .1 - 2 - ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺨﺎری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎر ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑﻪ ﺳﻪ ﻧﻮع ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻧﻴﺎز دارﻧﺪ : 1- Steam Power Plants ﻣﻮﻟﺪ ﺑﺨﺎر ﺳﻮﺧﺖ ﻫﻮا ﺗﻮرﺑﻴﻦ ژﻧﺮاﺗ ﻮر ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺑﺮج ﺧﻨﻚ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺤﺼﻮل اﺣﺘﺮاق ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 99 اﻟﻒ- اﻧﺮژی ﺷﻴﻤﻴﺎﻳﻲ ﻣﻮﺟﻮد در ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠ ﻲ ﺑﻪ اﻧﺮژی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪه و ﺣﺮارت اﻳﺠﺎد ﺷﺪه آب ﻣﺎﻳﻊ را ﺑـﻪ ﺑﺨﺎر ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻳﻦ ﻛﺎر در دﻳﮓ ﺑﺨﺎر اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . ب- ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺨﺎر ﺑﻪ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ، اﻳﻦ ﻛﺎر ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮرﺑﻴﻦ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ .ﺷﻮد ج- ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ، اﻳﻦ ﻛﺎر ﺗﻮﺳﻂ ژﻧﺮاﺗﻮر اﻧﺠﺎم ﻣﻲ .ﺷﻮد روش ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ) ذﻏـﺎل ﺳـﻨﮓ، ﮔـﺎز، ﮔﺎزوﻳﻴـﻞ و ﻣـﺎزوت ( ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﻣﺸﻌﻞ ﻫﺎی ﺧﺎﺻﻲ ﺑﻪ ﻣﺤﻔﻈﻪ ای ﻧﺎم ﺑﻪ ﻛﻮره ﭘﺎﺷﻴﺪه و ﺷﺪه ﺑﺎ اﺷﺘﻌﺎل آن در ﻣﺠﺎورت ﻫﻮا ﺑﻪ ، وﺳﻴﻠﻪ ﻲﻫﺎﻳ ﻓﻦ ﺑﺰرگ ، ﺣ ﺮارت ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ در اﻳﻦ ﻣﺤﻔﻈﻪ ﺗ ﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺣﺮارت ﺣﺎﺻﻠﻪ، آب ) ﮔﺮﻣﻲ را ( ﻛﻪ ﺑﺎ ﭘﻤﭗ از داﺧـﻞ ﻟﻮﻟـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻌﺒﻴـﻪ ﺷﺪه در آن ﻋﺒﻮر ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﭘﺲ از ﻃﻲ ﻣﺮاﺣﻠﻲ ﺑﻪ ﺑﺨﺎری ﺑﺎ درﺟﻪ ﺣﺮارت ﺑﺎﻻ و ﻓﺸﺎر زﻳﺎد ﻛﻪ در اﺻﻄﻼح ﺑﻪ آن ﺑﺨﺎر ﺧﺸﻚ ﻣﻲ ﮔﻮﻳﻨﺪ، ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺨﺎر ﺧﺸﻚ ﺣﺎﺻﻠﻪ ﭘﺲ از ﺧﺮوج از ﻛﻮره وارد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮ . د ﺑﺨﺎ ر، ﺗﻮرﺑﻴﻦ را ﺑـﻪ ﺣﺮﻛـﺖ در ﻣﻲ آورد ؛ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه آن ژﻧﺮاﺗﻮر ﻧﻴﺰ ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﻢ ﻣﺤﻮر و ﻛﻮﭘﻠﻪ اﺳﺖ ﺑﻪ ﭼﺮﺧﺶ در آﻣﺪه و ﺟﺮﻳﺎن ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﺨﺎر ورودی ﺑﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺎ از دﺳﺖ دادن ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ای از ﺣﺮارت و ﻓﺸﺎر ﺧﻮد وارد ﻣﺤﻮﻃﻪ ای ﻧﺎم ﺑﻪ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﻣﻲ ﺷـﻮد . در ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر اﻳﻦ ﺑﺨﺎر ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺗﻤﺎس ﺑﺎ ﺳﻄﺢ ﺳﺮد، ﺗﻘﻄﻴﺮ ﺷﺪه و ﺑﻪ آب ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . آب ﺗﻘﻄﻴﺮ ﺷﺪه ﻣﺠﺪدا از ﻫﻴﺘ ﺮ ﻫﺎی ﻣﺘﻌﺪدی ﻋﺒﻮر داده ﺷﺪه و ﭘﺲ از ﮔﺮم ﺷﺪن ﺗﻮﺳﻂ ﭘﻤﭗ ﺑﻪ درون ﻛﻮره ﻫـﺪاﻳﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد و ﺳـﻴﻜﻞ ﺧـﻮد را دوﺑـﺎره ﻃـﻲ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . آب ﺧﻨﻚ ﻛﻨ ) ﻨﺪه آﺑﻲ ﻛﻪ ﺟﻬﺖ اﻳﺠﺎد ﺳﻄﻮح ﺳﺮد در ﻛﻨﺪاﺳﻮر رود ﻣﻲ ﺎرﻛ ﺑﻪ ( ﻛﻪ ﺿﻤﻦ ﺳﺮد ﻛ ﺮدن ﺑﺨﺎر ﺧﺮوﺟـﻲ از ﺗﻮرﺑﻴﻦ، ﮔﺮم ه ﺷﺪ ﺑﻪ ﺑﺮج ﺧﻨﻚ ﻛﻨ ﻨﺪه ﻫﺪاﻳﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﭘﺲ از ﺧﻨﻚ ﺷﺪن دوﺑﺎره ﺑﻪ ﻣﺪار ﺧﻮد ﺑﺎز ﻣﻲ ﮔﺮدد . راﻧﺪﻣﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎری ﺣﺪود 40 درﺻﺪ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺣﺪود 10 درﺻـﺪ اﻧـﺮژی در اﮔـﺰوز و50 درﺻـﺪ ﻧﻴـﺰ از ﻃﺮﻳـﻖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺗﻠﻒ ﻣﻲ ﺷﻮد اﻳﻦ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻣﺼـﺮف ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﺟﺎﻣـﺪ ) ذﻏـﺎل ﺳـﻨﮓ، ﮔﺎزوﻳﻴـﻞ و ﻣـﺎزوت ( ، آﻟـﻮدﮔﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎﻻﻳﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﺎ ﺧﻮد ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه دارﻧﺪ . پ.1 - 2 - 2 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺎزی1 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎر ﺳﺒﻚ ﺗﺮ و ﻛﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺮﻧﺪ . ﺳﻴﺎل ﻋﺎﻣﻞ در اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﻫـﻮا اﺳـﺖ . ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد آن ﺑﺪﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر در ﺣﺎل ﮔﺮدش ﺑﺎ دور زﻳـﺎد، ﻫـﻮای ﻣﺤـﻴﻂ را ﻣﻜﻴـﺪه و ﻓﺸـﺎر آن را ﺑـﻪ ﭼﻨﺪﻳﻦ ﺑﺮاﺑﺮ ﻓﺸﺎر ﻣﺤﻴﻂ ) ﺣﺪود 10 ﺑﺮاﺑﺮ ﻣﻲ ( رﺳﺎﻧﺪ ، ﺿ ﻤﻦ اﻳﻨﻜﻪ درﺟﻪ ﺣﺮارت آن ﻧﻴـﺰ ﻧﺴـﺒﺘﺎ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻣـﻲ ﻳﺎﺑـﺪ . ﻫـﻮای ﻓﺸﺮده ﺷﺪه از ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﺧﺎرج و ﺑﻪ درون ﻣﺤﻔﻈﻪ ﻳﺎ ﻣﺤﻔﻈﻪ ﻫﺎی اﺣﺘﺮاق ﻫﺪاﻳﺖ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . در داﺧـﻞ اﺗـﺎق اﺣﺘـﺮاق ﺷـﻌﻠﻪ داﺋﻤﻲ ﺑﺮﻗﺮار اﺳﺖ و ﺳﻮﺧﺖ ) ﮔﺎز، ﮔﺎزوﻳﻴﻞ ( ﻧﻴﺰ ﺑﺎ ﻓﺸﺎر ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ ﺑﻪ درون آن ﭘﺎﺷﻴﺪه ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﻫﻮای ﻓﺸﺮده در ﻣﺠﺎورت ﺷﻌﻠﻪ، آﺗﺶ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﮔﺎز داﻏﻲ ﺑﺎ ﺣﺠﻢ زﻳﺎد ﻛﻪ دﻣﺎی آن ﺑﻪ 1800 درﺟﻪ ﺳﺎﻧﺘﻴﮕﺮاد ﻣﻲ رﺳﺪ ﺗﻮﻟﻴ ﺪ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﮔـﺎز ﺣﺎﺻـﻞ ، ﻛـﻪ ﻧﺘﻴﺠـﻪ ﻳـﻚ اﺣﺘـﺮاق ﻛﺎﻣـﻞ ﺑـﺪون ﺗﻮﻟﻴـﺪ دوده اﺳـﺖ، ﺑـﻪ ﺳـﺒﺐ 1- Gas Turbine Power Plants 100 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژﻳﻜﻲ ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﻗﺎﺑﻞ ارﺳﺎل ﺑﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﻻزم اﺳﺖ ﺧﻨﻚ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻛﺎر ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻮای اﺿﺎﻓﻲ ورودی ﺑﻪ اﺗﺎق اﺣﺘﺮاق از ﻃﺮﻳﻖ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . د ﮔﺎز اغ ﻣﻨﺎﺳﺐ از ﻧﻈﺮ درﺟﻪ ﺣﺮارت، وارد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺷﺪه و ﺑﺨﺶ اﻋﻈﻢ اﻧﺮژی ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺻﻮرت اﻧﺮژی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ دوراﻧـﻲ ﺑﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻛﺮده و ﺧﻮد از ﻃﺮﻳﻖ اﮔﺰوز ﺧﺎرج ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺣﺪود دو ﺳﻮم اﻧﺮژی دوراﻧﻲ ﺣﺎﺻﻠﻪ از ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺻﺮف ﮔﺮداﻧﺪن ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر و ﻳﻚ ﺳ ﻮم آن ﺑﺮای ﮔﺮدش ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ رود . ژﻧﺮاﺗﻮری ﻛﻪ ﻳﺎ ﺑﻪ ﺻ ﻮرت ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ و ﻳﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺟﻌﺒﻪ دﻧﺪه ﺑـﺎ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﻢ ﻣﺤﻮر و ﻛﻮﭘﻠﻪ اﺳﺖ، ﺟﺮﻳﺎن اﻟﻜﺘﺮﻳﺴﺘﻪ ﺑﺎ وﻟﺘﺎژ از ﭘﻴﺶ ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺑﺎز ﻳـﺎ ﺑﺴـﺘﻪ ﻋﻤـﻞ ﻛﻨﻨـﺪ . ﻧـﻮع ﺑـﺎز ﻛـﻪ در ﺷـﻜﻞ )پ.1 - 3 ( ،ﻧﺸـﺎن داده ﺷـﺪه ﻣﺘﺪاول ﺗﺮﻳﻦ ﻧﻮع آن اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻧﻮع ﺗ ﻮرﺑﻴﻦ، ﻫﻮا ﺑﻪ ﻃـﻮر ﭘﻴﻮﺳـﺘﻪ وارد ﻛﻤﭙﺮﺳـﻮر ﺷـﺪه ﻛـﻪ ﻣﻮﺟـﺐ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻓﺸـﺎر آن ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺳﭙﺲ اﻳﻦ ﻫﻮای ﻓﺸﺮده وارد ﻣﺤﻔﻈ ﻪ اﺣﺘﺮاق ﺷﺪه و در آﻧﺠﺎ ﺑﺎ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺨﻠﻮط ﻣﻲ ﺷـﻮد و ﻋﻤـﻞ اﺣﺘـﺮاق اﻧﺠـﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻣﺤﺼﻮﻻت اﺣﺘﺮاق ﻛﻪ دﻣﺎی ﺑﺎﻻﻳﻲ دارﻧﺪ وارد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺷﺪه و ﺿﻤﻦ اﻧﺠﺎم ﻛﺎر وارد ﻣﺤﻴﻂ .ﻮﻧﺪﺷ ﻣﻲ ﺷﻜﻞ پ.1 - 3 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎزی ﺳ ﺎده ﺳﻴﻜﻞ ﺑﺎز ﺷﻜﻞ )پ.1 -4 (ﻳﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎزی ﺑﺴﺘﻪ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻛﻪ در آن ﻋﺎﻣﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻌﺪ از ﺧـﺮوج از ﻛﻤﭙﺮﺳـﻮر وارد ﻳـﻚ ﻣﺒـﺪل ﺣﺮارﺗﻲ ﺷﺪه و در آﻧﺠﺎ از ﻳﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺧﺎرﺟﻲ ﺣﺮارت ﺟﺬب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، ﺳﭙﺲ وارد ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺷﺪه و ﭘﺲ ا ز اﻧﺠﺎم ﻛﺎر ﺧـﺎرج ﻣـﻲ ﺷـﻮد و وارد ﻳﻚ ﻣﺒﺪل ﺣﺮارﺗﻲ دﻳﮕﺮ ﺷﺪه و در آﻧﺠﺎ ﮔﺮﻣﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﻮد را از دﺳﺖ داده و ﺑﺮای ورود ﺑﻪ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر آﻣﺎده ﻣﻲ ﮔﺮدد ]11 [. ﺷﻜﻞ پ.1 - 4 - ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎزی ﺳﺎده ﺳﻴﻜﻞ ﺑﺴﺘﻪ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﺒﺪل ﺣﺮارﺗﻲ ﻫﻮا ﻣﺤﺼﻮل اﺣﺘﺮاق Qin ﻫﻮای ﻓﺸﺮده ﻫﻮای ﻣﺤﻴﻂ ﻣﻮﺗﻮر راه اﻧﺪاز ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﺒﺪل ﺣﺮارﺗﻲ Qin ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻣﺤﻔﻈﻪ اﺣﺘﺮاق ﻫﻮا ﻣﺤﺼﻮل اﺣﺘﺮاق ﺳﻮﺧﺖ ﻫﻮای ﻓﺸﺮده ﻫﻮای ﻣﺤﻴﻂ ﻣﻮﺗﻮر راه اﻧﺪاز ژﻧﺮاﺗﻮر ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 101 اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از راﻧﺪﻣﺎن ﺣﺮارﺗﻲ ﭘﺎﻳﻴﻨﻲ ﺑﺮﺧﻮرد ارﻧﺪ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ از ﻛﻞ اﻧﺮژی ﺣﺮارﺗﻲ واردﺷﺪه ﺑﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺣـﺪود 32 ﺗﺎ38 درﺻﺪ آن ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺷﺪه و ﻣﺎﺑﻘﻲ ﺗﻠﻒ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﮔﺎزی در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق دارای ﻣﺰاﻳﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻫﺴﺘﻨﺪ : − در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺨﺎر دارای اﻧﺪاز ه ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮ، ﻣﻮاد ﻣﺼﺮﻓﻲ و ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری اوﻟﻴـ ﻪ ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﻫﺴﺘﻨﺪ . − دارای زﻣﺎن راه اﻧﺪازی ﻛﻮﺗﺎه ﺗﺮی ﺑﻮده و ﺳﺮﻳﻊ وارد ﻣﺪار ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و در دﺳﺘﺮس ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ) ﻗﺎﺑـﻞ ﻛﻨﺘـﺮل از راه دور ﻫﺴﺘﻨﺪ (. − از اﻧﻌﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی در راﺑﻄﻪ ﺑﺎ ﭼﮕﻮﻧﮕﻲ اﺳﺘﻔﺎده از ﻫﻮای ﻓﺸﺮده و اﻧﻮاع ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻣﺎﻳﻊ و ﮔﺎز دارﻧﺪ . − آﻟﻮدﮔﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺨﺎر دارﻧﺪ . اﻣﺎ در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل از ﻣﻌﺎﻳﺒﻲ ﻫﻤﭽﻮن ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑﻮدن راﻧﺪﻣﺎن ﺳﻴﻜﻞ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، ﻋﺪم ﺳﺎزﮔﺎری در اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﺟﺎﻣﺪ و ﻛﻪ اﻳﻦ ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از ﻫﺎ آن در ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ ﺑﺎر ﻧﻴﺎز ﺑـﻪ وﺟـﻮد ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣ ﺠﻬـﺰ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﺑﺨـﺎر در ﻛﻨـﺎر ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . پ.1 - 2 - 3 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ1 در ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎز ﺟﻬﺖ ﻛﻨﺘﺮل درﺟﻪ ﺣﺮارت در ﻣﺤﻔﻈﻪ اﺣﺘﺮاق ، ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ اﺣﺘﺮاق ﺑﺎ ﻫﻮای ﺑﺴﻴﺎر زﻳﺎد ﺻﻮرت ﭘﺬﻳﺮد . دود ﺧﺮوﺟﻲ از اﮔﺰوز ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎز، ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻨﻜﻪ دارای درﺟﻪ ﺣﺮارت ﺑﺎﻻﻳﻲ اﺳﺖ، ﺣﺎوی اﻛﺴـﻴﮋن ﻛـﺎﻓﻲ ﺑـﺮای اﺣﺘـﺮاق ﻧﻴـﺰ اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﭼﺮﺧﻪ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﺑﻪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ی ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ در دﻣﺎی ﻣﻨﺒـﻊ ﮔـﺮم از ﺗـﻮرﺑﻴﻦ ﮔـﺎزی و در دﻣـﺎی ﺳـﺮد از ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺨﺎر اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در اﻳﻦ ﭼﺮﺧﻪ از ﻫﺮ دو ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺨﺎر و ﮔﺎز ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻗـﺪرت و اﻋﻤـﺎل آن ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ اﺳـﺘﻔﺎده . ﻮدﺷ ﻣﻲ اﻳﺪه اﻳﺠﺎد ﭼﺮﺧﻪ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس اﻓﺰاﻳﺶ راﻧﺪﻣﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺎزی ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺣﺮارت ﺗﻠﻒ ﺷﺪه از ﮔﺎزﻫـﺎی ﺧﺮوﺟـﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎز ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺳﺒﺐ اﻓﺰاﻳﺶ راﻧﺪﻣﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺎ 50 درﺻﺪ ارزش ﺣﺮارﺗﻲ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻛﺎر ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از واﺣﺪ ﺑﺎزﻳﺎب )Regeneration ( اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد و ﻗـﺎدر اﺳـﺖ 60 ﺗـﺎ70 درﺻـﺪ اﻧـﺮژی ورودی ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه را، ﻛﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻫﺪر رود، ﺑﻪ ﭼﺮﺧ ﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺎز ﮔﺮداﻧﺪ . ﻫﺪف اﻳﻦ واﺣﺪ اﻓﺰاﻳﺶ راﻧﺪﻣﺎن و ﻧﻪ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻗـﺪرت ﺧﺮوﺟﻲ اﺳﺖ . 1- Combined Cycle Power Plant 102 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺷﻜﻞ پ.1 - 5 - ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﮔﺎز ﺧﺮوﺟﻲ از واﺣﺪ ﺗ ﻬﻴﻪ ﮔﺎز در دﻣﺎی C ° 540 ﻣﻘﺪاری از ﮔﺮﻣﺎی ﺧﻮد را در ﻣﺒﺪل ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﮔﺎز ﺑﻪ ﮔﺎز از دﺳـﺖ داده و وارد ﻣﺒﺪل ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺧﺎرﺟﻲ ) ﺧﻨﻚ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﻲ ( ﺷﻮد، دﻣﺎی آن ﭘﺎﻳﻴﻦ آﻣﺪه و ﭘﺲ از ﺗﺼـﻔﻴﻪ و ﭘﺎﻛﺴـﺎزی دوﺑـﺎره ﺑـﻪ ﻣﺒـﺪل ﮔﺮﻣـﺎﻳﻲ ﺑﺎزﮔﺸﺘﻪ و ﮔﺮﻣﺎی دﻓﻊ ﺷﺪه را دوﺑﺎره ﺑﺎزﭘﺲ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﮔﺎز ﺧﺮوﺟﻲ از ﻣ ﺒﺪل ﮔﺮﻣﺎی ﮔﺎز ﺑﻪ ﮔﺎز وارد اﺗﺎق اﺣﺘﺮاق ﮔﺎزی ﻣﻲ ﺷـﻮد و در آﻧﺠﺎ ﺑﺎ ﻫﻮای ﻣﺘﺮاﻛﻢ ﺧﺮوﺟﻲ از ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﺗﺮﻛﻴﺐ ﺷﺪه و ﺑﺎ دﻣﺎی ° C 980 آن را ﺗﺮک ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﮔﺎز ﺑـﺎ ورود ﺑـﻪ ﺗـﻮرﺑﻴﻦ ﮔـﺎزی ﺳﺒﺐ ﻛﺎر ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﺳﭙﺲ ﺑﺎ دﻣﺎی ﻛﻢ ﺗﺮ ﺑﻪ داﺧﻞ ﻣﻮﻟﺪ ﺑﺨﺎر ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﻫﺪاﻳﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﭘﺲ از ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺑﺨﺎر، ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺨـﺎر و ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ را آن ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ اﻧﺪازد . در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﮔﺎز ﺑﺎ دﻣﺎی ﺣﺪود ° c 125 ﻣﻮﻟﺪ را ﺗﺮک ﻛﺮده و از دودﻛﺶ ﺧﺎرج ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻏﻠﺐ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ و ﻣﻴﺎﻧﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده ﻗـﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴﺮﻧـﺪ و از ﻣﺰاﻳـﺎﻳﻲ ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﺳـﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮ ارﺗﻲ ﻣﻌﺮﻓﻲ ﺷﺪه ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﻛﻪ از آن ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﻣﻮارد زﻳﺮ اﺷﺎره ﻛﺮد : − ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری- ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﺮ ﻛﻢ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎری − ﻣﺪت زﻣﺎن ﻧﺼﺐ ﻛﻢ − راﻧﺪﻣﺎن ﺑﺎﻻﺗﺮ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی و ﺑﺨﺎری − اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ − اﻧﺪ راه ازی ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺮای ﺑﺎرﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ اﻣﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی دو ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻧﺼﺐ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از آن ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﭘﻴﭽﻴﺪه ﺗﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . پ.1 - 2 - 4 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه زﻏﺎل ﺳﻮز ﺗﻨﻬﺎ ﺗﻔﺎوت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺣﺮارﺗﻲ زﻏﺎل ﺳﻮز ﺑـﺎ ﺳـﺎﻳﺮ اﻧـﻮاع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗـﻲ در ﺳـﻮﺧ ﺖ ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده در آن اﺳـﺖ . زﻏﺎل ﺳﻨﮓ ﺑﻪ وﺳﻴﻠ ﻪ آﺳﻴﺎب ﻫﺎی ﻣﺨﺼﻮص ﺧﺮد ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ ﺑﻪ ﻣﺤﻔﻈ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻮﻳﻠﺮ اﻧﺘﻘﺎل داده ﻣـﻲ ﺷـﻮد . زﻏـﺎل ﺳـﻨﮓ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎز ﻣﺤﻔﻈﻪ اﺣﺘﺮاق ﻫﻮا ﮔﺎز داغ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﻮای ﻓﺸﺮده ﻫﻮای ﻣﺤﻴﻂ ﻣﻮﺗﻮر راه اﻧﺪاز ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﻮﻟﺪ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺨﺎر ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮ ﺑﺨﺶ ﺑﺨﺎر ﺑﺨﺶ ﮔﺎز ژﻧﺮاﺗﻮر ﻣﺤﺼﻮل اﺣﺘﺮاق ﭘﻴﻮﺳﺖ 1 - ﻧﺤﻮه ﻛﺎرﻛﺮد اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 08 / 09 / 93 103 ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎ درﺟ ﻪ ﻣﻌﻴﻨﻲ ﺧﺮد ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ آﻣﺎد ه ﻣﺼﺮف در ﺑﻮﻳﻠﺮ ﮔﺮدد . زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ زﻏﺎل ﭘﻮدرﺷﺪه ﺑﺮای ﺳـﻮزاﻧﺪن آﻣـﺎده ﺷـﺪ از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﻣﺠﺮای ﺧﺎص ﺑﺎ ﻓﺸﺎر وارد ﻛﻮره ﻣﻲ ﺷﻮد . زاوﻳﻪ و ﻧﻮع ﺣﺮﻛﺖ ﭘﻮدر ﻃﻮری اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ راﺣﺘﻲ ﺑﺎ ﻫـﻮای واردﺷـﺪه ﺑﻪ ﻛﻮره ﻣﺨﻠﻮط ﺷﺪه و ﻣﻮﺟﺐ ﺗﺴﻬﻴﻞ در ﺳﻮﺧﺘﻦ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺮای رﺳﺎﻧﺪن دﻣـﺎی ﻛـﻮره ﺑـﻪ دﻣـﺎی ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﺑـﺮای ﺳﻮزاﻧﺪن ﺳﻮﺧﺖ ) زﻏﺎل ﺳﻨﮓ ( ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺒﻞ از وارد ﻛﺮدن ﺳﻮﺧﺖ، دﻣﺎی ﻛﻮره را ﺑﻪ وﺳﻴﻠ ﻪ ﻳﻚ ﺳﻮﺧﺖ د ﻳﮕﺮ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻧﻔﺖ ﻳﺎ ﮔـﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺑﻪ دﻣﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ رﺳﺎﻧﺪ . ﺧﺎﻛﺴﺘﺮ ﺑﺎدی ﺗﻮﻟﻴﺪﺷﺪه در اﺛﺮ ﺳﻮﺧﺘﻦ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ وﺳﻴﻠ ﺗﻪ ﻪ ﻧﺸﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ ه اﻟﻜﺘﺮواﺳﺘﺎﺗﻴﻜﻲ ﻳﺎ ﻓﻴﻠﺘﺮ ﻛﻴﺴﻪ ای ) و ﻳﺎ ﻫﺮ دو ( ﻛﻪ در ﻣﺤﻞ ﮔﺎزﻫﺎی ﺧﺮوﺟﻲ ﻛﻮره ﻗﺮار دارد ﺟﻤﻊ آوری ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻋﻠﻲ رﻏﻢ اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی زﻏﺎل ﺳـﻮز از آﻻ ﻳﻨـﺪﮔﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎﻻﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ، راﻧﺪﻣﺎن اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در داﻣﻨﻪ ای ﺑﻴﻦ 39 ﺗﺎ47 درﺻﺪ ﻗﺮار دارد ]36 [ . پ.1 - 2 - 5 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺴﺘﻪ ای ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺴﺘﻪ ای ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ اﺳﺖ، ﺑﺎ اﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛﻪ از اورا ﻧﻴـﻮم ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺳﻮﺧﺖ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﻋﻤﻠﻜﺮد آن ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻓﻨﺎوری ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﻮده ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﮔﺮﻣﺎی ﺣﺎﺻﻞ از واﻛﻨﺶ ﻫﺎ و ﺷﻜﺎﻓ ﺖ ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . در ﺷﻜﺎﻓﺖ ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای اﺗﻢ را ﺑﺎ ﻧﻮﺗﺮون ﻫﺎی ﺑﺴـﻴﺎر ﺳـﺮﻳﻊ ﺑﻤﺒـﺎران ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و در واﻗﻊ ﻣﻲ را آن ﺷﻜﺎﻓﻨﺪ . در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﻫﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﺳﻨﮕﻴﻦ ﺑﻪ ﻫﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﺳﺒﻚ ﺗﺮ و ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮی ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ و ﭼﻮن ﺑﺮای ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪن در ﻛﻨﺎر ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﺑﻪ اﻧﺮژی ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﻧﻴﺎز دارﻧﺪ، ﻟـﺬا ﻣﻘـﺪار زﻳـﺎدی اﻧـﺮژی آزاد ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در واﻛـﻨﺶ ﺷﻜﺎﻓﺖ ﻫﺴﺘﻪ ای ﺗﻌﺪادی ﻧﻮﺗﺮون ﻧﻴﺰ آزاد ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻧﻮﺗﺮون ﻫﺎ ﺑﻪ ﻧﻮﺑ ﻪ ﺧﻮد ﺑﺎ ﻫﺴ ﺘﻪ ﻫﺎی دﻳﮕﺮی ﺑﺮﺧﻮرد ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﻫﺎ آن را ﻣﻲ ﺷﻜﺎﻓﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ » واﻛﻨﺶ زﻧﺠﻴﺮه ای « روی دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺣﺎﺻﻞ آزاد ﺷﺪن ﻣﻘﺪار زﻳﺎدی اﻧﺮژی و ﮔﺮﻣﺎﺳﺖ . از اﻳـﻦ اﻧﺮژی ﺑﺮای ﺗﺒﺪﻳﻞ آب ﺑﻪ ﺑﺨﺎر و ﺑ ﻪ ﺣﺮﻛﺖ درآوردن ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﺑﺨﺎر و در ﻧﻬﺎﻳﺖ دوران ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻋﺪم ﺗﻮﻟﻴ ﺪ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای و ﺳﺎﻳﺮ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﺰاﻳﺎی اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود؛ اﻣﺎ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی رادﻳﻮ اﻛﺘﻴﻮ ﺣﺎﺻﻞ از ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻫﺴﺘﻪ ای در ﻣﺤـﻴﻂ ﺑﺴـﻴﺎر ﺧﻄﺮﻧـﺎک ﺑـﻮده و ﺑـﺎ آﺛـﺎر ﻣﻨﻔـﻲ ﺟﺒﺮان ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ اﻧﺴﺎﻧﻲ و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻫﻤﺮاه اﺳﺖ، ﻛﻪ ﺑﺮای ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از اﻧﺘﺸﺎر آن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﺣﻔﺎﻇﺘﻲ ﺑﺴـﻴﺎری ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺧﺎﻣﻮش ﻛﺮدن راﻛﺘﻮرﻫﺎ، ﻣﺘﻮﻗﻒ ﻛﺮدن ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺷﻜﺎﻓﺖ ﻫﺴﺘﻪ ای، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﺧﻨـﻚ ﺳـﺎزی راﻛﺘﻮرﻫـﺎ و اﻧﺘﻘـﺎل ﺣـﺮارت از ﻫﺎ آن و ﺣﺼﺎرﻫﺎﻳﻲ ﺟﻬﺖ ﺣﻔﺎﻇﺖ از ﻣﻮاد رادﻳﻮ اﻛﺘﻴﻮ، ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . از ﻣﻌﺎﻳﺐ دﻳﮕﺮ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔ ﺎه اﻳـﻦ اﺳـﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﭘﻴﻚ ﺑﺴﻴﺎر ﻧﺎﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﻮده و ﺻﺮﻓﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﭘﺎﻳـﻪ ﺑـﻪ ﻛـﺎر ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﻮد . راﻧـﺪﻣﺎن اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺣﺪود 33 ﺗﺎ36 درﺻﺪ ]36 [ و ﻋﻤﻮﻣﺎ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎری، ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ و زﻏﺎل ﺳﻮز ﻛﻢ ﺗﺮ اﺳﺖ . 6 ﭘﻴﻮﺳﺖ2 اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﭘﻴﻮﺳﺖ 2 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 08 / 09 / 93 107 ﭘﻴﻮ ﺳﺖ 2 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ پ.2 - 1 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻧﻮع ﺳﺎﺧﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ از اﻳﻦ ﻣﻨﻈﺮ ﺑﻪ ﺳﻪ ﻧﻮع ﻣﺨﺰﻧﻲ، ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ و ﺗﻠﻤﺒﻪ - ذﺧﻴﺮه ، ای ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . پ.2 - 1 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺨﺰﻧﻲ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ، ﻫﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺘﻌﺎرف ﻧﻴ ﺰ ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ؛ ﭼﺮا ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪ ه ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ای از ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﺟﻬﺎن ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﺑﺮق اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ذﺧﻴﺮ ه آب ﻛﺎﻓﻲ در ﻣﺨﺰن ﺳﺪ و رﻫﺎﺳـﺎزی آن در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻣﺸﺨﺺ ) ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ زﻣﺎن ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق ( ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﺷﻮد . از اﻳﻦ ﻣﻨﻈﺮ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ وﻳﮋﮔـﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣﺨﺰﻧـﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﻓﺼﻠﻲ ﺟﺮﻳﺎن آب و ﺗﺒﺪﻳﻞ آن ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ) ذﺧﻴﺮ ه اﻧﺮژی ( در ﻃﻮل ﺳﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ]21 [. آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻃﻮل ﻓﺼﻮل ﭘﺮﺑﺎران ﺳﺎل ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﺪه و در ﻃﻮل ﺳﺎل ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده ﻗـﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . آب ذﺧﻴﺮه ﺷﺪه از ﻃﺮﻳﻖ ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ) ﭘﻨﺴﺘﺎک ( ﺑﻪ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻛﻪ در ﭘﺸﺖ دﻳﻮار ه ﺳﺪ ﺳﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ، اﻧﺘﻘﺎل ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ﺟﺮﻳﺎن آب داﺧﻞ ﭘﻨﺴﺘﺎک ﺗﻮﺳﻂ درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺷﺪه در دﻫﺎﻧ ﻪ ﻟﻮﻟﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﻛﻨﺘﺮل ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﭼﻨﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر در ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ و ﭘﺎﻳﻪ ﺑ ﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺖ . ﺷﻜﻞ پ.2 - 1 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺨﺰﻧﻲ پ.2 - 1 - 2 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ از ﺟﺮﻳﺎﻧﺎت ﻃﺒﻴﻌﻲ رودﺧﺎﻧﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﺳﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس ﺟﺮﻳﺎﻧـﺎت ﺳﻄﺤﻲ ﻧﺴﺒﺘﺎ ﺛﺎﺑﺖ آب در ﻃﻮل ﺳﺎل ﻣﺘﻀﻤﻦ ﺣﻴﺎت اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . آب رودﺧﺎﻧﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎزه ﻫـﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻮن ﻛﺎﻧﺎل ﺑﻪ ﺣﻮﺿﭽ ﻪ آﺑﮕﻴﺮ1 ﻫﺪاﻳﺖ ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻫﺎ ﻟﻮﻟﻪ ی ﺗﺤﺖ ﻓﺸﺎر ) ﭘﻨﺴﺘﺎک (2 وارد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﺷﻮد . 1- Forebay 2- Penstock 108 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻋﻠﺖ ﻫﺪاﻳﺖ آب ﺑﻪ ﺣﻮﺿﭽ ﻪ آﺑﮕﻴﺮ اﻳﺠﺎد ﺗﺮاز ﺛﺎﺑﺖ و درﻳﺎﻓﺖ ﻫﺪ ﻛﺎﻓﻲ از آب ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ ﺣﻮﺿﭽ ﻪ آﺑﮕﻴـﺮ ﺳـﺒﺐ ﺗﻪ ﻧﺸﻴﻨﻲ رﺳﻮﺑﺎت رودﺧﺎﻧﻪ ﺷﺪه و ﺻﺪﻣﺎت ﺗﺮ ﻛﻢ ی را ﺑﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ وارد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﭘﺲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق، آب از ﻣﺤـﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺧﺎرج ﺷﺪه و ﺑﺪون ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺟﺮﻳﺎن ﻳﺎ ﺳﻄﺢ آب، ﺑﻪ ﻣﺴﻴﺮ رودﺧﺎﻧﻪ ﺑﺎز ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ اﻏﻠﺐ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از ﻧﺮخ ﺑﺎﻻی ﺟﺮﻳﺎن آب ﺑﺎ ارﺗﻔﺎ ع ﭘﺎﻳﻴﻦ، ﺑﺮ روی رودﺧﺎﻧﻪ ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﺑﺎ ﺷـﻴﺐ ﻣﻼﻳﻢ و ﻳﺎ ﻧﺮخ اﻧﺪک ﺟﺮﻳﺎن آب ﺑﺎ ارﺗﻔﺎع ﺑﺎﻻ، ﺑﺮ روی رودﺧﺎﻧﻪ ﻫﺎی ﺑﺎ ﺷﻴﺐ ﺗﻨﺪ ﻃﺮاﺣﻲ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ذﺧﻴﺮه ﺑﺴﻴﺎر اﻧﺪک آب ) ﻋﺪم اﺣﺪاث ﺳﺪ ( و ﻧﻴﺰ ﻋﺪم اﻳﺠﺎد اﺧﺘﻼل در ﺟﺮﻳﺎن ﻃﺒﻴﻌﻲ رودﺧﺎﻧﻪ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و آﺳﻴﺐ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺴﻴﺎر اﻧﺪﻛﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺷﻜﻞ پ.2 - 2 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ پ.2 - 1 - 3 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻠﻤﺒﻪ-ذﺧﻴﺮه ای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻠﻤﺒﻪ-ذﺧﻴﺮه ای ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻳﺎﻓﺘﻪ ﺗﺮﻳﻦ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ذﺧﻴﺮه اﻧﺮژی، اوﻟﻴﻦ ﺑﺎر در دﻫـﻪ 1890 در اﻳﺘﺎﻟﻴﺎ و ﺳﻮ ﻳﻴ ﺲ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺖ . ﺑﺮ اﺳﺎس آﺧﺮﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ادار ه اﻃﻼﻋـﺎت اﻧـﺮژی آﻣﺮﻳﻜﺎ ]35 [ ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻠﻤﺒﻪ ذﺧﻴﺮه ای در ﺟﻬﺎن در ﺳﺎل 2009 ﻣﻌﺎدل104000 ﻣﮕﺎوات ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از دو ﻣﺨﺰن در ارﺗﻔﺎع ﻫﺎی ﻣﺘﻔﺎوت و ﻣﻘﺪار اوﻟﻴﻪ آب ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷـﺪه اﺳـﺖ . در زﻣـﺎن ﻫـﺎ ی ﻏﻴﺮﭘﻴـﻚ، آب ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﻫﻴﺪروﻟﻴﻚ ﺑﺮﮔﺸﺖ ﭘﺬﻳﺮ1 از ﻣﺨﺰن ﭘﺎﻳﻴﻨﻲ ﺑﻪ ﻣﺨﺰن ﺑﺎﻻﻳﻲ ﭘﻤﭙﺎژ ﺷﺪه ) اﻳﺠﺎد ﻫﺪ ﺑـﺮای آب ( و در زﻣـﺎن ﭘﻴﻚ ﻣﺼﺮف ) در ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺎزاد ﺗﻘﺎﺿﺎ (، آب از ﻣﺨﺰن ﺑﺎﻻﻳﻲ ﻣﺠ ﺪدا ﺑﻪ ﻣﺨﺰن ﭘﺎﻳﻴﻨﻲ ﺗﺨﻠﻴﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑـﺎ ﺣﺮﻛـﺖ ﺗـﻮرﺑﻴﻦ در زﻣﺎن ﺗﺨﻠﻴﻪ آب از ﻣﺨﺰن ﺑﺎﻻﻳﻲ ﺑﻪ ﭘﺎﻳﻴﻨﻲ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮای روﺷﻦ ﻛﺮدن ﭘﻤﭗ از ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق در زﻣﺎن ﻏﻴﺮ ﭘﻴﻚ ) ﺑﺮق ارزان ( ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻪ اﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻫﺪف اﺻﻠﻲ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻠﻤﺒﻪ ذﺧﻴﺮه ای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﮔﺮان ﻗﻴﻤﺖ در زﻣﺎن ﭘﻴﻚ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺑﺮق ارزان ﺟﻬﺖ ﭘﻤﭙﺎژ آب ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Irreversible Hydraulic Turbine ﭘﻴﻮﺳﺖ 2 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 08 / 09 / 93 109 ﻋﻼوه ﺑﺮآن وﺟﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻠﻤﺒﻪ-ذﺧﻴﺮه ای ﺟﺪا از اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﺑﺎر ﺷﺒﻜ ﺑﺮق ﻪ1 ، اﻳﻦ اﻣﻜﺎن را ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﭘﺎﻳﻪ ) از ﻗﺒﻴﻞ ﺣﺮارﺗﻲ و ﻫﺴﺘﻪ ای ( ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد ﺗﺎ اﻧﺮژی را ﺑﺎ ﻛﺎراﻳﻲ ﺑﺎﻻﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﺮده و از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ، اﺳـﺘﻔﺎده از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎر ﭘﻴﻚ را ﻛﺎﻫﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ .2 ﺷﻜﻞ پ.2 - 3 - ﺗﺼﻮﻳﺮ ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻠﻤﺒﻪ -ذﺧﻴﺮه ای پ.2 - 2 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﻘﻴﺎس ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ، ﻣﺘﻌﺎرف ﺗﺮﻳﻦ ﻧﻮع دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود اﻳﻦ ﻧﻮع ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ اﻳﺠﺎد ﻣﻔﺎﻫﻴﻤﻲ ﭼﻮن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ و ﺑﺰرگ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس )SHP (ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ذﺧﻴﺮه . ای اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻣﻘ ﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس ﺑﻪ زﻣﺎن و ﻛﺎر ﻛﻢ ﺗﺮی ﺑﺮای ﺳﺎﺧﺖ ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪﻧﺪ و اﻏﻠﺐ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﺤﻠﻲ ﺑﻪ اﺟﺮا در ﻣﻲ آﻳﻨﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟـﻮد ﻫـﻴﭻ اﺗﻔـﺎق ﻧﻈـﺮ ﺟﻬـﺎﻧﻲ در زﻣﻴﻨـﻪ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﻘﻴﺎس ﻫﺎ آن وﺟﻮد ﻧﺪارد . ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻧﻴﺮوﮔـ ﺎه ﻫـﺎی ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴـﺎس را ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮﺧﻲ از اﻳﻦ ﺗﻌﺎرﻳﻒ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ در ﺟـﺪول )2 -1 ( ﻧﺸـﺎن داده ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺘﻪ در اﻳﻦ ﺟﺪول ﻣﻲ ﺗﻮان داﻣﻨﻪ و ﮔﺴﺘﺮده ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس را ﺣﺪس زد . ﺟﺪول پ.2 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ]27 [ ﻛﺸﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس )MW ( ﺑﺮزﻳﻞ 30 ≤ ﻛﺎﻧﺎدا 50 > ﭼﻴﻦ 50 ≤ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ 20 ≤ ﻫﻨﺪوﺳﺘﺎن 25 ≤ ﻧﺮوژ 10 ≤ ﺳﻮﺋﺪ 1.5 ≤ اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه آﻣﺮﻳﻜﺎ 100 - 5 1- Load Balancing 2- 110 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﮔﺴﺘﺮه ﺗﻌﺎرﻳﻒ در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﻗﻮاﻧ ﻴﻦ ﻣﻠﻲ ) ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻧﺮوژ ]32 [( در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﺗـﺎ اوﻻ ﻧﻬـﺎد ﻣﺴﻮول ﭼﻨﻴﻦ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﮔﺮدد، ﺛﺎﻧﻴﺎ در ﺻﻮرت وﺟﻮد ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺧﺎص در آن ﻛﺸﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻫﺪف ﻛﺎﻣﻼ ﻣﺸﺨﺺ ﺷﻮﻧﺪ ) ﻣﺎﻧﻨﺪ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺑﺴﺘ ﻪ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه ( ]27 [. اﻳﻦ ﻣﺴـﺎﻟﻪ ﺑـﻪ روﺷـﻨﻲ ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ از ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﻴﺎس دارﻧﺪ ﺗﺎ ﻧﻴﺎزﻫـﺎی اﻧـﺮژی ﺧـﻮد را ﺑـﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑ ﻊ داﺧﻠﻲ ﺷﺎن ﻣﻄﺎﺑﻘﺖ دﻫﻨﺪ . پ.2 - 3 - اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی زﻣﺎن ورود ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ هﻨﻨﺪﻛ ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ و ﭘﻴﻚ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . پ.2 - 3 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮق ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ اﻳﻦ دﺳﺘﻪ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻫﻤﻮاره ﻣﻴﺰان ﺛﺎﺑﺘﻲ ﺑﺮق ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺑﺎر ﻛﻞ ﺷﺒﻜﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﭼﻨـﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﻳﻲ در ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻃﻮل روز و ﻛﻞ ﺳﺎﻋﺎت ﺳﺎل ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺪاوم در وﺿﻌﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻗﺮار دارﻧﺪ و ﺗﻨﻬﺎ در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ از ﻣﺪار ﺧﺎرج ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﻗﺒﻴﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻏﻠﺐ از واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺣﺘﻴﺎﻃﻲ ﺑﺮای ﺣﺼﻮل اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺗﺪاوم ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق در ﻣﻮاﻗﻊ ﺧﺮاﺑﻲ ﻳﻜﻲ از واﺣﺪﻫﺎ، ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . پ.2 - 3 - 2 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮق ﺑﺎر ﭘﻴﻚ ) ﺳﺎﻋﺎ ت اوج ﻣﺼﺮف ( ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ای از ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﺑﺮق ﺷﺒﻜﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد ؛ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺣﺎل در ﻃﻮل ﺑﺮﺧـﻲ از ﺳـﺎﻋﺎت ﺷﺒﺎﻧﻪ روز ) اﻏﻠﺐ ﺷﺐ ( ، ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﺑﺎ ﭘﻴﻚ اوج ) ( ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف ﻣﻮاﺟﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ آن ﭘﺎﺳﺦ داده ﺷـﻮد . در ﻃـﻮل اﻳـﻦ ﺳﺎﻋﺎت ﺑﺮﺧﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺸﺨﺺ ﻛﻪ ﺑﺮ ای ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ و ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه اﻧﺪ وارد ﻣﺪار ﺷﺪه و ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ ﻛﻤﻚ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺴﻴﺎری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺮﺧﻮرداری از اﻧﻌﻄﺎف ﭘـﺬﻳﺮی ﺑـﺎﻻ در ورود و ﺧﺮوج ﺑﻪ ﻣﺪار، در زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﭘﻴﻚ ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ . اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮ ﻋﻜﺲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺎر ﭘﺎﻳﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣـﺪاوم در ﺷﺒﻜﻪ ﺣﻀﻮر ﻧﺪارﻧﺪ . 7 ﭘﻴﻮﺳﺖ3 اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 113 ﭘﻴﻮﺳﺖ3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت پ.3 - 1 - روش ﺷﻨﺎﺳﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮق پ.3 - 1 - 1 - روش ﻣﺤﺎﺳﺒﻪLCOE ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق روﺷﻲ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ارزش ﻓﻌﻠﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق در ﻛـﻞ دوره ﻋﻤﺮ ﭘﺮوژه اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﻚ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق از ﺗﻘﺴﻴﻢ ارزش ﻓﻌﻠﻲ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی اﻧﺠـﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮ ارزش ﻓﻌﻠﻲ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻓﺮﻣﻮل زﻳﺮ ﻣﺘﻐﻴﺮﻫـﺎی ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده ﺟﻬـﺖ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ : n n t t t t t 1 t 1 n t t t 1 I A (1 i) (1 i) LCOE M (1 i) = = = + + + = + ∑ ∑ ∑ ﻛﻪ در آن : LCOE :ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮ ﺣﺴﺐ رﻳﺎل ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ tI: ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ روز ﺑﺮ ﺣﺴﺐ رﻳﺎل در ﺳﺎل t ام t A : ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺮق ﺑﺮ ﺣﺴﺐ رﻳﺎل در ﺳﺎل t ام t M : ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ در ﺳﺎلtام ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ i :ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ n :ﻋﻤﺮ اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﺳﺎل t : ﺳﺎل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻣﺸﺘﻤﻞ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ و ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری و ﺟـﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ و ﻫﺰﻳﻨـﻪ یﻫـﺎ ﺑﻴﻤﻪ در دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﺳﺖ . ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺳﻬﻢ ﺑﺪﻫﻲ ﻫﺎ و آورده در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ از ﻃﺮﻳﻖ اﺛﺮ آن ﺑـﺮ ﻧـﺮخ ﺗﻨﺰﻳـﻞ ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از روش ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ1 ) WACC ( ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﺑـﻪ ﻣﻘـﺪار آورده، ﺑـﺎزده آورده، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ و ﺳﻬﻢ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ در ﺗﺎﻣ ﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس راﺑﻄﻪ زﻳﺮ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﻞ ﺳﺎﻻﻧﻪ را ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ : ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﺮﭼﻴﺪن ﺳﻴﺴﺘﻢ +ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری +ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری = ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻗﺎﺑﻞ ﻗﻴﺎس ﻛﺮدن ﻧﺘﺎﻳﺞ، ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ و اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻃﻮل دوره ﭘﺮوژه ﺑﻪ ﻳﻚ ﺳﺎل ﻣﺒﻨﺎ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . روش ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻧﻴﺰ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار داد . اﻣﺎ اﻳﻦ روش ﻗﺎدر ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻧﻤﻮدن ارزش ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه د ر ﺳﺎﻋﺎت ﺧﺎص ) ﭘﻴﻚ ﻣﺼﺮف ( ﻧﻴﺴﺖ . 1- Weighted Average Cost of Capital 114 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... اﻟﻒ- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺎ آن از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺑﺮ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﻣﻮﺛﺮﻧﺪ . ﻫﻤﺎﻧﮕﻮﻧﻪ ﻛﻪ ﻗﺒﻼ ذﻛﺮ ﺷﺪ، ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺮق ا ز روش ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ وام ﻫﺎ در دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﺮ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮﺳـﻂ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬار ﻣﻮﺛﺮ اﺳﺖ، از ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺷﺪه1 ﺑﺎ ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﺳﺎس راﺑﻄﻪ زﻳﺮ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ :ﺷﻮد ATWACC (ES ER) (1 t) (DS DR) = × + − × × ﻛﻪ در : آن ATWACC :ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺷﺪه ES : ﺳﻬﻢ آورده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬار در ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ER :ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری ﺳﺎﻻﻧﻪ آورده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬار t :ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت DS :ﺳﻬﻢ وام در ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ DR :ﻧﺮخ ﺳﻮد ﺳﺎﻻﻧﻪ وام از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﻧﺮخ ﺳﻮد وام و ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری آورده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬار ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑـﺮ ﻧـﺮخ ﺗﻨﺰﻳـﻞ ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده در ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺳﺎﻻﻧﻪ دارد، اﻓﺰاﻳﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻮﺟﺐ اﻓﺰاﻳﺶ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . اﻓـﺰاﻳﺶ رﻳﺴﻚ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ﭘﺮوژه ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ اﻓﺰاﻳﺶ ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری آورده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬار ﻣﻮﺟـﺐ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری آورده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬار دو روش رﺷﺪ ﺳﻮد ﺳﻬﺎم2 و ﻣﺪل ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری داراﻳﻲ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ای )CAPM ( 3 وﺟﻮد دارد . ﻣﺪل CAPM از ﻋﻤﻮﻣﻴﺖ و دﻗﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﺑﺮاﺳﺎس اﻳﻦ ﻣﺪل ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻋﺒﺎرت اﺳﺖ از ﺑﺎزده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺪون رﻳﺴ ﻚ ﺑﻪ اﺿﺎﻓﻪ ﭘﺎداش ﭘﺬﻳﺮش رﻳﺴﻚ4 و از ﻃﺮﻳﻖ اﺳـﺎس راﺑﻄـﻪ زﻳـﺮ ﻗﺎﺑـﻞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ اﺳﺖ : e f m f R R (R R ) = + β× − ﻛ ﻪ در آن : a R :ﺑﺎزده اﻧﺘﻈﺎری ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ f R :ﺑﺎزده ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺪون رﻳﺴﻚ 1- After-tax Weighted Average Cost of Capital 2- Dividend Growth Approach 3- Capital Asset Pricing Model (CAPM) 4- Risk Premmium ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 115 β : ﺿﺮﻳﺐ رﻳﺴﻚ ﺳ ﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری m R :ﻧﺮخ ﺑﺎزدﻫﻲ ﺑﺎزار ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ f R ﻋﻤﻮﻣﺎ ﻧﺮخ اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺎﻧﻜﻲ ﻛﻪ ﺳﻮد آن از ﺳﻮی ﻧﺎﺷﺮ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه وm R ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻧﺮخ ﺳﻮد ﺑﺎزار ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺿﺮﻳﺐβ ﺑﺴ ﺘﮕﻲ ﺑﻪ ﻣﺎﻫﻴﺖ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻧﺤﻮه ﺗﺴﻬﻴﻢ رﻳﺴﻚ ﭘﺮوژه دارد . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠـﺎم ﺷـﺪه رﻳﺴﻚ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﺑﺨﺶ اﻧﺮژی و زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ در داﻣﻨﻪ رﻳﺴﻚ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﺎ ﺿﺮﻳﺐ 6/0 ﺟﺎی دارﻧﺪ . ب- اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ، ﻗﻴﻤﺖ ﻋﻮاﻣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺤﺼﻮﻻت ﭘﺮوژ ه در ﻃﻲ زﻣﺎن اﻓﺰاﻳﺶ ﻣـﻲ ﻳﺎﺑـﺪ . اﻳـﻦ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻣﻤﻜـﻦ اﺳﺖ در ﻫﻤﻪ ﻋﻮاﻣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻜﺴﺎن ﻧﺒﺎﺷﺪ . از ﺳﻮی دﻳﮕﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﺗﺎﺑﻊ ﻧﺮخ ﺳﻮد ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺧﻮد ﻣﺘﺎﺛﺮ از ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﻄﺢ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻗﻴﻤﺖ ) ﻫﺎ ﺗﻮرم ( اﺳﺖ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺗﺤﻠﻴـﻞ ﻫـﺎی واﻗـﻊ ﺑﻴ ﻨﺎﻧـﻪ ﺗـﺮ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ آﺗﻲ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺳﺎﻻﻧﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻮد . ﺟﻬﺖ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﻴﻤﺖ در ﻫﺎ ﻫﺎ ﺳﺎل ی آﺗﻲ روش ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ آﻣﺎری ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﻔﺎده اﺳﺖ . ﺑﺴﻴﺎری از اﻳـﻦ روش ﭘﻴﺶ ﻫﺎ ﺑﻴﻨﻲ ﻣﻘﺎدﻳﺮ آﻳﻨﺪه ﻳﻚ ﻣﺘﻐﻴﺮ را ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣ ﻘﺎدﻳﺮ ﮔﺬﺷﺘﻪ آن ﻣﺘﻐﻴﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ دﻫﻨـﺪ . در ﺧﺼـﻮص ﻃـﺮح ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮاﻳﻲ در ﻃﻮل دوره اﺟﺮا ﺗﻮان ﻣﻲ از ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﮔﺬﺷﺘﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﺗﻌـﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ ای ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮ ﺟﺰء ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﻧﻤﻮد . ﺟﺪول زﻳﺮ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻴﻤﺖﻗ ﻫﺎ را در ﺧﺼﻮص ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ : ﺟﺪول پ .3 - 1 - ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺷﺮح ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ ﺳﺪﺳﺎزی اﺳﺘﻤﻼک و ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﭘﺮدا ﺧﺘﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه CPI ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ راه و ﺑﺎﻧﺪ و زﻳﺮ ﺳﺎزی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺎرﻫﺎی ﻋﻤﺮاﻧﻲ، ﺑﻨﺎﻫﺎ و ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫﺎ ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ ﺳﺪﺳﺎزی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷ ﺘﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰ و ﺑﺮﭼﻴﺪن ﻛﺎرﮔﺎه ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪﻳﻞ رﺷﺘﻪ ﺳﺪﺳﺎزی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻴﻤﻪ ﺗﻤﺎم ﺧﻄﺮ دوره اﺟﺮا ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه CPI ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه CPI ﺗﻌﻤﻴﺮات و ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﺮﻛﻴﺐ ﺷﺎﺧﺺ ﺗﻌﺪ ﻳﻞ رﺷﺘﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ادواری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻴﻤﻪ ﺗﻤﺎم ﺧﻄﺮ دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه CPI ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ --- 116 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ج- ﺗﻌﺪﻳﻞ روشLCOE ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ در ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ - ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ روش ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ در ﺣﻘﻴ ﻘﺖ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﺳـﺎﻻﻧﻪ واﺣـﺪ ﻣﺤﺼـﻮل را در ﻃـﻮل دوره ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ روش ﺑﻪ وﻳﮋه ﺟﻬﺖ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻫﺎ ﻃﺮح ﻳﻲ ﻛﻪ در ﻣﻘـﺎﻃﻊ زﻣـﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠـﻒ اﺟـﺮا و ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﺷﺪه اﻧﺪ، ﺑﺎ ﭼﺎﻟﺶ ﻣﻮاﺟﻪ اﺳﺖ . از آن ﺟﺎ ﻛﻪ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در اﻳﻦ روش ﻣﺒﻴﻦ رﺟ ﺤﺎن زﻣﺎﻧﻲ ﭘﻮل اﺳﺖ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﻴﺎن ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﻣﺒﺎﻧﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻳﻜﺴﺎن ﺷﻮد . ﺟﻬﺖ ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی ﻣﺒـﺎﻧﻲ زﻣـﺎﻧﻲ ﻛﻪ از ﻧﻈﺮ آﻏﺎز دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻓﺎﺻﻠﻪ زﻣﺎﻧﻲ دارﻧﺪ از راﺑﻄﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ :ﺷﻮد t2 t1 2 1 LCOE LCOE (1 ATWACC) ^ (t t ) = × + − ﻛﻪ در آن : t1 LCOE :ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎل1t t2 LCOE :ﻨﻫﺰﻳ ﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎل2t ATWACC : ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده - اﺳﺘﻔﺎده در ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری و ﻳﺎ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزار ﺑﺮق روش ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق را در ﻃـﻮل دوره ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻣﺎ در ﻋﻤﻞ در ﻃﻮل دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻃﺮح، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﺤﺼﻮل و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺤـﺖ ﺗـﺎﺛﻴﺮ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤـﺖ ﻋﻮاﻣﻞ اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ ﺟﺎ آن از . ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﻪ روش ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق در ﻛﻞ دوره ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری ﺛﺎﺑـﺖ اﺳـﺖ، ﺑﻨـﺎﺑﺮاﻳﻦ اﻣﻜﺎن اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ روش ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری و ﻳﺎ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق وﺟﻮد ﻧﺪارد . ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـﻮر رﻓﻊ اﻳﻦ ﻣﺸﻜﻞ ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از راﺑﻄﻪ اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺮی ﻫﺎی ﻫﻨﺪﺳﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻋﻤﻞ ﻧﻤﻮد : t t n n n n LCOE A (1 j) 1 (1 j) (1 i) i (1 j) i j (1 j) 1 − = × + ⎡ ⎤ ⎡ ⎤ − + × + − + × ⎢ ⎥ ⎢ ⎥ − + − ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ﻛﻪ در آن : t A : ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮق در ﺳﺎلt ام LCOE :ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮق ﭘﺮوژه j :ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه i :ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده t :ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه n :ﻋﻤﺮ ﻣﻔ ﻴﺪ ﭘﺮوژه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 117 ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از راﺑﻄﻪ ﻓﻮق، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮق در ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﺎ ﻧﺮخ رﺷـﺪ ﺳـﺎﻻﻧﻪ j درﺻـﺪ ﺑـﻪ ﮔﻮﻧـﻪ ای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ارزش ﺣﺎل ﺧﺎﻟﺺ ﺟﺮﻳﺎن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻤﺎم ﺷﺪه در اﻳﻦ روش ﺑﺎ ﺟﺮﻳﺎن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﺑﺮاﺑـﺮ .ﺷﻮد ﺑﺮای ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻘﺪا ر j ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﻛﺎرﺑﺮد ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺑـﻪ ﻛـﺎر رﻓﺘـﻪ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ ﻋﻮاﻣﻞ و ﻳﺎ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﻮد . پ.3 - 1 - 2 - داده ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻪ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اوﻟﻴﻦ ﮔﺎم در ﺗﻬﻴﻪ ﻫﺎ داده ی ﭘﺎﻳﻪ، ﺗﻬﻴﻪ ﻓﻬﺮﺳﺖ ) ﭼﻚ ﻟﻴﺴﺖ ( ﻛﺎﻣﻞ از ﻫﺎ اده د ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺖ ) ﺟﺪول پ .3 - 2( . ﺟﺪول پ .3 - 2 - ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ اﻗﻼم ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻃﺮح اﻃﻼﻋﺎت ﻛﻼن ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﻧﺤﻮه ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ آن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺷﺎﺧﺺ ﻫـﺎی ﻗﻴﻤﺘـﻲ، ﻧـﺮخ ﻫـﺎی ارز و ﺳﻮد - ﻣ ﺸﺨﺼﺎت اﺟﺰای ﻃﺮح و زﻣﺎﻧﺒﻨﺪی اﺟـﺮا ) آن در ﺧﺼﻮص ﻃﺮح ﻫﺎی اﺟﺮا ﻧﺸﺪه ( ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺧﺬ ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻻزم ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﺷـﺎﺧﺺ ﻫـﺎی رﺷـﺘﻪ ای ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺑﻬﺎی ﭘﺎﻳﻪ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت راﻫﺒﺮدی -ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور -ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور -ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ و ﻣﻮاد اوﻟﻴﻪ ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻣﺎﺧﺬ : ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ - ﻣﻴــﺰان ﺗﻮﻟﻴـــﺪ ﻋﻤﻠـــﻲ ) در ﺧﺼـــﻮص ﻃﺮح ﻫﺎی اﺟﺮا (ﺷﺪه ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻤﻼک اراﺿﻲ و ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و ﻧﮕﻬﺪاری ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﻧﺮخ ارز ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻃﺮح ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﺎﻧﻚ ﻣﺮﻛﺰی -دوره ﺑﺮرﺳـﻲ و ﻋﻤـﺮ ﻣﻔﻴـﺪ ﻫـﺮ ﻳـﻚ از اﺟﺰای ﻃﺮح ﻣﺎﺧﺬ : اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ و دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎ -ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺎرﻫﺎی ﻋﻤﺮاﻧﻲ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ اﺟﺰا و رﺷﺘﻪ ﻣﺮﺑﻮط ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ادواری ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺼﻮﺑﺎت ﺷﻮرای ﭘﻮل اﻋﺘﺒﺎر -ﻣﺸﺨﺼﺎت اﺟﺰای ﻃﺮح و زﻣﺎﻧﺒﻨﺪی اﺟـﺮا ) آن در ﺧﺼﻮص ﻃﺮح ﻫﺎی اﺟﺮا ﻧﺸﺪه ( ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور -ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺧﺮﻳـﺪ و ﺣﻤـﻞ ﺗﺠﻬﻴـﺰات ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﺎﺧﺬ : ﻣﺠﺮی ﻃﺮح ﻣﺸﺎور - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور - ﻧﺮخ ﺳﻮد ﺑﺎزار ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻣﺎﺧﺬ : ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﻮرس -ﺳﻬﻢ و ﻧﺮخ ﺳﻮد ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ﻃﺮح ﻣﺎﺧﺬ ﻣ : ﺠﺮی ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور -ﺳﺎﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﻣﺎﺧﺬ : ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻃﺮح / ﻣﺸﺎور اﻟﻒ- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﻃﺮح ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ در ﺣﺎل ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، در دﺳﺖ اﺟﺮا و ﻳﺎ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﺑﺎﺷـﻨﺪ . ﻓﻬﺮﺳـﺖ ﻛﻠـﻲ ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ در ﻫﺮ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ﻳﻜﺴﺎن اﺳﺖ ، اﻣﺎ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از ﺳـﻄﺢ دﻗـﺖ و ﻳـﺎ ﻣﺎﺧـﺬ ﺟﻤـﻊ آوری ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﺎﺷﻨﺪ . در ﺧﺼﻮص ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ، ﻫﺎ داده ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑـﻪ ﺷـﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ . 118 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... − ﻣﺸﺨﺼﺎت اﺟﺰای ﻃﺮح و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺣﺪاث : ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻇﺮﻓﻴـﺖ و ﻣﺤـﻞ اﺟـﺮای آن، ﻣﻤﻜـﻦ اﺳﺖ ﻃ ﻮل دور ه اﺣﺪاث ﻃﺮح ﻣﺘﻔﺎوت ﺑﺎﺷﺪ از . ﺟﺎ آن ﻛﻪ ﻃﻮل دوره اﺣﺪاث اﺟـﺰای ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﺑـﺮ ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﻣﻮﺛﺮ اﺳﺖ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺣﺪاث ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ اﺟﺰای ﻣﺨﺘﻠﻒ آن در اﺧﺘﻴـﺎر ﺑﺎﺷـﺪ . در ﺧﺼﻮص ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ، ﻃﻮل دوره اﺣﺪاث ﺑﺮاﺳﺎس ﻣﺸﺨﺼﺎت و ﺷﺮاﻳﻂ اﺟﺮا ﺑـﺮآ ورد ﻣـﻲ ﺷـﻮد . اﻣـﺎ در ﻣﻮرد ﻫﺎ ﻃﺮح ی اﺟﺮا ﺷﺪه، ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﺮ اﺳﺎس اﻃﻼﻋﺎت ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﺨﺮاج اﺳﺖ . − ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ : ﻣﻘﺪار ﻣﺤﺼﻮل ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﻜﻲ از ﻫﺎ داده ی اﺻﻠﻲ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه اﺳـﺖ . ﻋﻤﻮﻣﺎ از ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺳﻤﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ا ﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺳﻤﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﺴﺘﻨﺪات ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻃﺮح ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﺨﺮاج اﺳﺖ . ﻣﻘﺪار ﻋﻤﻠـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﻪ وﻳـﮋه در ﻣـﻮرد ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ واﺑﺴﺘﮕﻲ ﺷﺪﻳﺪی ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻧﺰوﻻت ﺟﻮی دارد و ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ اﺧﺘﻼف زﻳﺎدی ﺑـﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ اﺳـﻤﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ داﺷـﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺗ ﻮﻟﻴﺪ ﻋﻤﻠﻲ در ﻣﻮرد ﻫﺎ ﻃﺮح ی اﺟـﺮا ﺷـﺪه ﻗﺎﺑـﻞ اﺳـﺘﺨﺮاج ﺑـﻮده و در ﺗﺤﻠﻴـﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − دوره ﺑﺮرﺳﻲ و ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ه دور : ﺑﺮرﺳﻲ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ اﻧﺪازه ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺳﺎز ه اﺻـﻠﻲ آن در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد از . رو اﻳﻦ ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﺑﺮای اﺟﺰاﻳﻲ از ﻃﺮح ﻛﻪ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴـﺪ ﺗـﺮ ﻛـﻢ ی از دوره ﺑﺮرﺳـﻲ دارﻧـﺪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻮد . ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ اﺟﺰای ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻃﺮح ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از اﺳـﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ و دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎ ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﺨﺮاج اﺳﺖ . ب- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻲ اﻃﻼق ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ در دور ه اﺟـﺮای ﭘـﺮوژه و ﺗـﺎ ﻗﺒـﻞ از ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﺗﺠﺎری از آن اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻣﺎ در ﻃـﺮح ﻫـﺎ ی در دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط را ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ارﻗﺎم ﻋﻤﻠﻜﺮ د واﻗﻌﻲ اﺳﺘﺨﺮاج ﻧﻤﻮد . − ﻣﺠﻮزﻫﺎ : ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻮاﻧﻴﻦ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﻛﺎﻻ و ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺴﺘﻠﺰم درﻳﺎﻓﺖ ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط از ﻣﺒﺎدی ذﻳﺮﺑﻂ اﺳـﺖ . در ﻣﻮرد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﺟﺮای ﻃﺮح ﻣﺴﺘﻠﺰم درﻳﺎﻓﺖ ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭼﻮن ﻣﺠﻮز اﺳﺘﻔﺎده از آب ) ﺗﺨﺼﻴﺺ ( آب ، ﻣﺠﻮز زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺗﺨﺼﻴﺺ اﻋﺘﺒﺎر اﺳﺖ . در ﻣﻮرد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﻧﻴﺰ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﺠﻮز اﺣﺪاث ﭘﺮوژه و ﻣﺠﻮز زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ درﻳﺎﻓﺖ اﻳﻦ ﻣﺠﻮزﻫـﺎ ﻣﺴـﺘﻠﺰم ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑﺎﺷـﺪ، اﻳـﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ در ﻣﺠﻤﻮع ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ : ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ در ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳ ﻣ ﻨـﻪ ﻄﺎﻟﻌـﺎت ) ﻣﺮﺣﻠـ ﻪ ﺷـﻨﺎﺧﺖ، ﻣﺮﺣﻠ ﻪ ﺗﻮﺟﻴﻬﻲ، ﻣﺮﺣﻠ ﻪ ﻃﺮاﺣﻲ ﺗﻔﺼﻴﻠﻲ ( و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ اﺟﺮا اﺳﺖ . در ﺧﺼﻮص ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎﺗﻲ، ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت درﺻﺪی از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮای ﻃﺮح و ﻳﺎ ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﻨﺪرج در دﺳﺘﻮر اﻟﻌﻤﻞ ﻫـﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﺤﻮه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺣﻖ اﻟﺰﺣﻤﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺸﺎوره ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ .ﺷﻮد ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 119 − اﺳﺘﻤﻼک و ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺘﻲ : اﺣﺪاث ﺳﺎزه ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ﻣﻤﻜـﻦ اﺳـﺖ ﻣﺴـﺘﻠﺰم اﺳـﺘﻤﻼک اراﺿـﻲ ﺑـﺎ ﻛﺎرﺑﺮی ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﺨﺘﻠﻒ ) زراﻋﻲ، ﻣﺴﻜﻮﻧﻲ، آﻣﻮزﺷﻲ و ﻏﻴﺮه ( و ﻳﺎ ﺑﺮﭼﻴﺪن ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت زﻳﺮﺑﻨـﺎﻳﻲ و اﻗﺘﺼـﺎدی ﻣﺨﺘﻠﻒ ) راه، ﺧﻄﻮط آب، ﺑﺮق، ﮔﺎز و ﻣﺨﺎﺑﺮات، ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑـﻪ اﺷـﺨﺎص، اﻣـ ﺎﻛﻦ ﻋﻤـﻮﻣﻲ و ﻏﻴـﺮه ( اﺳـﺖ . ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﺳﺘﻤﻼک ﺑﻪ وﻳﮋه در ﻣﻮرد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺨﺶ ﻣﻬﻤﻲ از ﻣﺠﻤﻮع ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص دﻫﺪ . − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز : ﺷﺮوع ﻋﻤﻠﻴﺎت اﺟﺮاﻳﻲ ﻣﺴﺘﻠﺰم ﺗﺎﻣﻴﻦ زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺖ . در ﺧﺼﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻳﻦ زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎ ﺷﺎﻣﻞ راه ﻫﺎی دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﻣﺤﻞ اﺟﺮا و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﺮﺿﻪ، ﻛﻤـﭗ ﻣﺴـﻜﻮﻧﻲ، آب، ﺑﺮق و ﻣﺨﺎﺑﺮات اﺳﺖ . − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺎرﻫﺎی ﻋﻤﺮاﻧﻲ، ﺑﻨﺎﻫﺎ و ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن :ﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺎرﻫـﺎی ﻋﻤﺮاﻧـﻲ، ﺑﻨﺎﻫـﺎ و ﺳـﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫـﺎ ﻋﻤﻮﻣـﺎ ﺑﺨـﺶ ﻋﻤـﺪه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﺪ . در ﻣﻮرد ﻃﺮح ﻫ ﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺸﺘﻤﻞ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﺣﺪاث ﺳﺎزه ﻫﺎی اﻧﺤﺮاف آب، ﺑﺪﻧﻪ ﺳﺪ، ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه و ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻲ .ﺷﻮد − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات : ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ و اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ و ﻳﺎ ﺳﺎﺧﺖ، ﺣﻤﻞ، ﻧﺼﺐ، ﺗﺴﺖ و راه اﻧﺪازی آزﻣﺎﻳﺸﻲ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰ و ﺑﺮﭼﻴﺪن ﻛﺎرﮔﺎه : اﺟﺰای ﺳﺎزه ﻫﺎ و ﻧﺼﺐ و راه اﻧﺪازی ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﺴﺘﻠﺰم ﺗﺠﻬﻴﺰ ﻛﺎرﮔـﺎه در ﻣﺤـﻞ اﺟﺮای ﻃﺮح اﺳﺖ . ﻛﺎرﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰ ﺷﺪه ﭘﺲ از ﺧﺎﺗﻤﻪ اﺟﺮا ﺑﺮﭼﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد و اﻳﻦ اﻣﺮ ﻧﻴﺰ ﻣﺴـﺘ ﻠﺰم ﻫﺰﻳﻨـﻪ اﺳـﺖ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ زﻳﺮﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺸﻲ از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﺠﻬﻴـﺰ و ﺑﺮﭼﻴﺪن ﻛﺎرﮔﺎه ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻮد . − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﭘﺴﺖ و اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ : ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه از ﻃﺮﻳﻖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﻞ ﻣﺼﺮف ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻳﻜـﻲ از ﻋﻮاﻣﻞ ﻣﻬﻢ در ﺟﺎﻧﻤﺎﻳﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ اﻣﻜﺎن اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ آن اﺳﺖ . اﻣﺎ از ﺟﺎ آن ﻛﻪ ﺳﺎﺧﺘﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﺴﻴﺮ ﻃﺒﻴﻌﻲ رودﺧﺎﻧﻪ ﻫـﺎ اﺳـﺖ، ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﭘﺴـﺖ و اﻧﺘﻘـﺎل ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﺎ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻗﻴﺎس ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻴﺶ ﺗـﺮ اﺳـﺖ . اﺣﺘﺴـﺎب و ﻳـﺎ ﻋﺪم اﺣﺘﺴﺎب ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﭘﺴﺖ و اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ در زﻣﺮه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﺑـﻪ ﺷـﺮاﻳﻂ ﻓـﺮوش و ﻧﻘﻄﻪ ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻧﺮژی دارد از . ﺟﺎ آن ﻛﻪ ﻫﺪف اﻳﻦ ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﺳﺖ، اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺣﺎﺿﺮ ﻣﻨﻈﻮر ﻧﺸﺪه اﺳﺖ . − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻗﺒﻞ از ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری : ﺑﻪ ﺟﺰ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻓﻮق، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دﻳﮕﺮی ﻧﻴﺰ در زﻣﺮ ه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ از آن ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪﺑﻴﻤ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺧﻄﺮ در دور ه اﺟﺮا و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ اﺷـﺎره ﻛـﺮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺨـﺶ ﻗﺎﺑـﻞ ﺗـﻮﺟﻬﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص دﻫﺪ . ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺒﻌﻲ و ﺳﻮد وام در دوره اﺟﺮا اﺳﺖ و ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ در دوره ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ وام ﻧ ﻤﻲ .ﺷﻮد 120 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ در ﮔﺮدش : ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺗﺠﺎری از ﻧﻴﺮوﮔ ﻫﺎ ﺎه ﻣﺴﺘﻠﺰم وﺟﻮد ﻟﻮازم ﻳﺪﻛﻲ و ﻣﻮاد ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴـﺎز و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣﻘﺪاری وﺟﻪ ﻧﻘﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﻨﺨﻮاه ﮔﺮدان اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﻮارد ﻃـﻲ دور ه ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻣﺼـﺮف ﺷـﺪه و ﻣﺠﺪدا ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ اﻳﻦ ﻣﻮارد ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ در ﮔﺮدش ﻗﺒﻞ از ﺷﺮوع ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری ﺗﺠـﺎری از ﻃﺮح ﺑﺎﻳﺪ ﻓﺮاﻫﻢ .ﺷﻮد ج- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﻫﺎ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﻮﻧﺪ ﺟﺎ آن از . ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﺎﻟﻲ ﺑـﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮق ﻣﻮﺛﺮﻧﺪ ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﺳﻬﻢ و ﻧﺮخ ﺳﻮد ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻮد . در ﻣﻮرد ﻃﺮح ﻫـﺎ ی در دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮ اﺳﺎس ارﻗﺎم ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻗﺎﺑﻞ ﮔﺮدآوری اﺳﺖ اﻣﺎ در ﻣﻮرد ﻃﺮح ﻫـﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ، ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻃﺮح ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ و ﻧﺮخ ﺳﻮد ﻫﺎ آن ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﺷﺪه و ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . د- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺗﻮان ﻣﻲ را ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺑﺎزارﻳـﺎﺑﻲ و ﻓـﺮوش ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻧﻤﻮد . در ﺧﺼﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻣﺸﺘﻤﻞ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴـﺮات و ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﺠﻬﻴﺰات و ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫﺎ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳـﻲ ادواری 1 و ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺣـﻖ اﻣﺘﻴـﺎز ) در ﺻـﻮرت وﺟـﻮد ( ﻫﺴـﺘﻨﺪ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ، ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺑﻴﻤـﻪ و ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﻧﻴـﺮوی اﻧﺴـﺎﻧﻲ ﻫﺴـﺘﻨﺪ . از ﺟﻨﺒـ ﻪ دﻳﮕـﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺗﻮان ﻣﻲ را ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻧﻤﻮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﺠﻤﻮﻋ ﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺑﺴﺘﻪ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ اﻣﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﻣﻘـﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻮده و ﺑﺎ ﻧﻮﺳﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در زﻳﺮ ﺑـﻪ اﺧﺘﺼـﺎر در ﺧﺼـﻮص اﺟـﺰای ﻫﺰﻳﻨـﻪ در دوره ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﺗﻮﺿﻴﺤﺎﺗﻲ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ : ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﺎﻻﺳﺮی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﺨﺶ ﻣﻬﻤﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دور ه ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری را ﺑﻪ وﻳﮋه در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ را ﻣﻲ ﺗـﻮان دو دﺳـﺘﻪ ﺗﻘﺴـﻴﻢ ﻛـﺮد . ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ در ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ دارﻧﺪ و ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ ﻛﻪ در ﺑﺨـﺶ ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻣﺸﻐﻮل ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪ ه ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺛﺎﺑﺖ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ .ﺷﻮد − ﻣﻮاد اوﻟﻴﻪ ﻣﺼﺮﻓﻲ : ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺼـﻮل در ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﻫﺎی ﺻـﻨﻌﺘﻲ ﻣﺴـﺘﻠﺰم ﻣﺼـﺮف ﻣـﻮاد اوﻟﻴـﻪ اﺳـﺖ . در ﺧﺼـﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ، ﻣﻮاد اوﻟﻴ ﻣﻮر ﻪ د ﻧﻴﺎز ﺷﺎﻣﻞ ﺳﻮﺧﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻮده و ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪ ه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری را ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﺪ ﻣﻲ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻧﻴﺎزی ﺑﻪ ﻣﻮاد اوﻟﻴﻪ ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻧﺪارﻧـﺪ از . ﺟـﺎ آن 1- Overhaul ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 121 ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻣﻮاد اوﻟﻴ ﻪ ﻣﺼﺮﻓﻲ واﺑﺴﺘﮕﻲ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ دارد، اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨ ﺸﻲ از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ .ﺷﻮد − ﺗﻌﻤﻴﺮات و ﻧﮕﻬﺪاری : ﺗﻌﻤﻴﺮات و ﻧﮕﻬﺪاری ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫﺎ و ﺗﺠﻬﻴﺰات ) ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ( ﻧﻴﺰ ﺳﻬﻢ ﻣﻬﻤﻲ در ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری دارد . اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻃﺮح ﻫﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت درﺻـﺪی از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﻣﺮﺑﻮط و ﺑﺮای ﻃﺮح ﻫﺎی در دﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ارﻗﺎم ﻣﺮﺑﻮط در ﺣﺴﺎب ﻫﺎی دﻓﺘﺮی ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ادواری : ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﺴﺘﻤﺮ از ﻣﺎﺷﻴﻦ آﻻت و ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﺴـﺘﻠﺰم اﻧﺠـﺎم ﺗﻌﻤﻴـﺮات و ﻧﮕﻬـﺪاری ادواری اﺳﺖ . در ﻣﻮرد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗ ﺎ ﺑﻲ اﻳﻦ ﻋﻤﻞ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺗﺠﻬﻴﺰات در ﻣ ﻘﺎﻃﻊ زﻣـﺎﻧﻲ 7 اﻟﻲ15 ﺳﺎل ﻳﻚ ﺑﺎر ﺑﺎ از ﻣﺪار ﺧﺎرج ﻛﺮدن واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻧﻮﺑﺖ اﻧﺠﺎم ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺗﻌﻤﻴـﺮات اﺳﺎﺳـﻲ ادواری ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺻﻮرت درﺻﺪی از ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز1: در ﻫﺎ ﻃﺮح ﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺎ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ، ﻣ ﻤﻜﻦ اﺳـﺖ واﮔـﺬاری اﻣﺘﻴـﺎز اﺟـﺮا و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻃﺮح در ﻣﻘﺎﺑﻞ اﺧﺬ ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز اﻧﺠﺎم ﺷﻮد . ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻳﻚ ﺑـﺎره، ﺳـﺎﻻﻧﻪ و ﻳـﺎ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻣﻘﺪار ﻣﺤﺼﻮل ﺗﻮﻟﻴﺪی وﺿﻊ ﺷﻮد . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل در ﻣﻮرد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺗﻮﺳﻂ دوﻟﺖ ﻫﻨﮕﺎم واﮔﺬاری اﻣﺘﻴﺎز ﺳﺮﻣﺎﻳ ﻪ ﮔﺬاری در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻃﺮح ﻳﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﺮخ ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎﻻﻧﻪ و ﻳـﺎ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﺣﺠـﻢ آب ﻫﺪدار ورودی ﺑﻪ ﺗﻮرﺑﻴﻦ وﺿﻊ ﺷﻮد . درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﺣﻖ اﻣﺘﻴﺎز ﻳﻚ ﺑﺎر و ﻫﻤﺮاه ﻣﺠﻮز اﺟﺮای ﻃﺮح درﻳﺎﻓـﺖ ﺷـﻮد، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺸﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﺷـﺮاﻳﻄﻲ ﻛـﻪ اﻳـﻦ ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ وﺿﻊ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺷﻮد، در زﻣﺮ ه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و در ﺻﻮرت وﺿﻊ ﺷﺪن ﺑﺮ واﺣﺪ ﻣﺤﺼﻮل ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻣﺘﻐﻴﺮ دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﺳﺎﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ : ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻴﻤ ه دور ﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ، اﻗﻼم ﻋﻤﺪه را در ﺳﺎﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ، ﺳﻮد و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺒﻌﻲ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﺎﻟﻲ در دوره ﺑﺎزﭘﺮداﺧـﺖ را ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ و ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﺳﻬﻢ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﺮﺿﻲ و ﺷﺮاﻳﻂ آن در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ دارﻧـﺪ . ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺑﻴﻤـ ﻪ ﺗﻤـﺎم ﺧﻄﺮ در دور ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺻﻮرت درﺻﺪی از ارزش دﻓﺘﺮی داراﻳﻲ ﻫﺎ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻫ- ﻫﺎ داده ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ و ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎی ﻛﻼن اﻗﺘﺼﺎدی ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻫﺎ داده ی ﭘﻴﺶ ﮔﻔﺘﻪ ﺗﻌﺪادی از ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺘﻲ و ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎی ﻛﻼن اﻗﺘﺼـﺎدی ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﻣﺤﺎﺳـﺒ ﻪ ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺗﻤﺎم هﺷﺪ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی رﺷﺘﻪ ای ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺑﻬﺎی ﭘﺎﻳﻪ ﺟﻬﺖ ﺑﺮآورد ﻧﺮخ رﺷ ﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ و ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﺳﺎزی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری رﻳﺎﻟﻲ 1- Royalties 122 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... − ﺳﺮی زﻣﺎﻧﻲ ﻧﺮخ ارز ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻃﺮح ﺟﻬﺖ ﺑﺮآورد ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ و ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﺳﺎزی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ارزی و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻌﺎدل رﻳﺎﻟﻲ ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ ﺗﺴﻬﻴﻼت ارزی − ،ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ درآﻣﺪ ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ و ﻧﺮخ ﺑﺎزده ﺑﺎ زار ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ پ.3 - 2 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ پ.3 - 2 - 1 - ﻣﻮارد ﻣﻮرد ﻧ ﻴ ﺎز ﺟﻬﺖ ارز ﻲﺎﺑﻳ ﻋﻤﺮ ﻗﻄﻌﺎت و ﻓﺮﺳﺎ ﻳ ﺶ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )پ.3 - 3 ( ﻧﺘـﺎﻳﺞ ﻣﻄﺎﻟﻌـ ﻪ ﻣﻮﺳﺴـ ﻪ EPRI در زﻣﻴﻨـ ﻪ آﺛـﺎر ﺧﺴـﺘﮕ ﻲ و ﻓﺮﺳـﺎ ﻳ ﺶ ﺑـﺮ ﻗﻄﻌـﺎت ﻣﻮﺟـﻮد در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑ ﻲ ﻫﻨﮕﺎم ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻳﻫﺮ ﻚ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟ ﻲﺎﻧﺒ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول پ.3 - 3 - آﺛﺎر ﻓﺮﺳﺎ ﻳ ﺶ ﺑﺮ ﻗﻄﻌﺎت ﻣﻮﺟﻮد در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑ ﻲ ﻫﻨﮕﺎم ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﻋﻤﻠﻜﺮد ]22 [ اﺟﺰا ی واﺣﺪ ﺣﺎﻻت ﻋﻤﻠﻜﺮد یﺑﺮا ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ وﺿﻌﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ وﺿﻌﻴﺖ آﻣﺎده ﺑﺎش ﺑﺎرﮔﺬاری ﺟﺰﻳﻲ واﺣﺪ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﮔﺮ دان، ﻧﮕﻬﺪاﺷﺖ وﻟﺘﺎژ و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎرﮔﺬاری ﻛﺎﻣﻞ ﺑﺮای ﻧﮕﻬﺪاﺷﺖ وﻟﺘﺎژ و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺣﺎﻟﺖ ﻛﺎر ﺳﻴﻜﻠﻲ ) ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر و ﺗﻮﻗﻒ ( ﺑﺮای اراﺋﻪ رزرو ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ راه اﻧﺪاز ﺗﻮرﺑﻴﻦ1 و ﭘﺮه ﻫﺎ ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن ﺑﺮ اﺛﺮ ﺑﺎرﮔﺬاری ﻳﻲﺟﺰ واﺣﺪ - ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﺑﺮ اﺛﺮ ﺣﺎﻻت ﻛﺎر ﮔﺬرا - درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی2 ، ﺳﻮﭘﺎپ ﻫﺎی ورودی3 و ﻋﻤﻠﮕﺮﻫﺎ ﺣﻔﻆ و ﻳﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎز ﺑﻮدن درﻳﭽﻪ ورودی ﺣﻔﻆ و ﻳﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎز ﺑﻮدن درﻳﭽﻪ ورودی ﺑﺎز و ﺑﺴﺖ؛ ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ ﻫﺎ و ﻛﺎﺳﻪ ﻧﻤﺪ ﺳﻴﻠﻨﺪر4 ﺑﺴﺘﻪ؛ ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻓﺸﺎر ﺑﺮای ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﻧﺸﺖ اﺳﺘﺎﺗﻮر و روﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮر ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ در ﺑﺎر ﺟﺰﻳﻲ ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ در ﺑﺎر ﻛﺎﻣﻞ ﻏﻠﺒﻪ ﺑﺮ اﻳﻨﺮﺳﻲ و اﺛﺮﻫﺎی دﻣﺎﻳﻲ ﺗﻨﺶ ﻫﺎی دوره ای 5 ،ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺤﺮﻳﻚ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺮﻳﻜﺮﻫﺎ و ﺳﻮﻳﻴﭻ ﮔﻴﺮﻫﺎ ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﺟﺮا ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﺟﺮا ﺑﺎز و ﺑﺴﺖ ﻛﻨﺘﺎﻛﺖ ﻫﺎ ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﺟﺮا ﺗﺮاﻧﺴﻔﻮرﻣﺎﺗﻮر ﺑﺎرﮔﺬار ی ﺟﺰﻳﻲ ﺑﺎرﮔﺬاری ﻛﺎﻣﻞ ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ در اﺛﺮ ﻛﺎر ﺳﻴﻜﻠﻲ ) روﺷﻦ / ﺧﺎﻣﻮش ( ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻛﻤﻜﻲ ) ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر (ﻫﻮا ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﺟﺮا ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﺟﺮا ﻋﻤﻠﻜﺮد اﻓﺰوده ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻫﻮا ﺟﻬﺖ ﻗﻄﻊ و ﻳﺎ اﻋﻤﺎل ﻓﺸﺎر ﺑﺮ ﻟﻮﻟﻪ ﻫﺎی ﻣﻜﺶ6 آﻣﺎده ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻫﻮا ﺟﻬﺖ ﻓﺮوﻧﺸﺎﻧﺪن ﺗﺮاز ﭘﺎﻳﺎب7 ا ﺑﺰارﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮل و ﺳﻨﺠﺶ ﭘﺎﻳﺶ و ﺗﻨﻈﻴﻢ وﺿﻌﻴﺖ و ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺧﻮدﻛﺎر ﭘﺎﻳﺶ و ﺗﻨﻈﻴﻢ وﺿﻌﻴﺖ و ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺧﻮدﻛﺎر ﭘﺎﻳﺶ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ وﺿﻌﻴﺖ ﻫﺎ - 1- Turbine Runner 2- Wicket Gates 3- Inlet Valves 4- Cylinder Seals 5- Cycling Stresses 6- Draft Tube 7- Tail Water Suppression ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 123 ﺟﺪول پ.3 - 4 - ﺗﻌﻤ ﻴ ﺮات اﻓﺰوده و آﺳﻴﺐ ﻫﺎی وارده ﺑﻪ ﻗﻄﻌﺎت واﺣﺪﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑ یﺑﺮا ﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ اﺟﺰا و ز ﻳ ﺮ اﺟﺰا /ﻂﻳﺷﺮا ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺗﻌﻤﻴﺮات اﻓﺰوده / آﺳﻴﺐ راه اﻧﺪاز ﺗﻮرﺑﻴﻦ، ﭘﺮه ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻮرﺑﻴﻦ1 و ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎ ﺗﻌﺪاد دﻓﻌﺎت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﻋﻤﻠﻜﺮد در ﺷﺮاﻳﻂ ﻏﻴﺮﺑﻬﻴﻨﻪ درﻳﭽﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻣﺤﻮرﻫﺎ2 و ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ ﻫﺎ ﺗﻨﻈﻴﻤﺎت ﻣﺘﻨﺎوب، ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎی روﺷﻦ / ﺧﺎﻣﻮش ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺳﺒﺐ ﺑﺮوز ﻟﻐﺰش ﻫﺎ 3 و ﻳﺎ ا ﻏﺘﺸﺎش4 ﻣﻜﺮر ﺷﻮﻧﺪ ﺗﻮﭘﻲ ﻛﺎﭘﻼن5، ﭘﺮه ﻫﺎ، ﻣﺤﻮر و ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ ﻫﺎ ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻣﺤﻮرﻫﺎ و ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ )ﻫﺎ ﺳﺎﻳﻴﺪﮔﻲ6( ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻣﺤﻮرﻫﺎ و ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ )ﻫﺎ ﺳﺎﻳﻴﺪﮔﻲ - ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن ( ﺳﻮﭘﺎپ ﻫﺎ و ﻛﺎﺳﻪ ﻧﻤﺪﻫﺎ ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻫﺎی اﻓﺰوده ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻴﺶ ﺗﺮ، ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت دﻣﺎﻳﻲ، ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎی روﺷﻦ و ﺧﺎﻣﻮش ﻋﻤﻠﮕﺮﻫﺎ، ﺳﻴﻠﻨﺪرﻫﺎی ﻫ ﻴﺪروﻟﻴﻚ، ﺳﺮو ﻣﻮﺗﻮرﻫﺎ و ﻣﺒﺪل ﻫﺎ 7 ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻫﺎی اﻓﺰوده ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺣﺮﻛﺎت و ﺗﻨﻈﻴﻤﺎت ﻣﺪاوم اﺳﺘﺎﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺟﻬﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن از اﺳﺘﺤﻜﺎم آراﻳﺶ اﺳﺘﺎﺗﻮر8 ارﺗﻌﺎش و ﻟﺮزش ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ اﺳﺘﺎﺗﻮر اﻓﺰاﻳﺶ دﻓﻌﺎت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺟﻬﺖ ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﻴﺎرﻫﺎ ) ﺷﻠﻲ، ﺳﺴﺘﻲ و ﺳﺎﻳﺶ (9 آﺳﻴﺐ ﻫﺎی وارده ﺑﻪ ﻋﺎﻳﻖ ﻫﺎ و ﺧﻮردﮔﻲ آن ﻫﺎ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﻟﺮزش ﻫﺎدی ﻫﺎ و ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﻋﻤﺮ ﻫﺴﺘﻪ اﺳﺘﺎﺗﻮر آﺳﻴﺐ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺳﻄﺢ ﺑﺎﻻﻳﻲ از ﺗﻮان ﻫﺎی راﻛﺘﻴﻮ ﭘﻴﺶ ﻓﺎز و ﭘﺪﻳﺪه ﺟﺎﺑﺠﺎﻳﻲ ﻗﻄﺐ ﻫﺎ 10 روﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮر اﻓﺰاﻳﺶ دﻓﻌﺎت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺟﻬﺖ ﺑﺮرﺳﻲ رﻳﻨﮓ ﻫﺎ، ﭘﻴﭻ ﻫﺎ، ﺑﺴﺖ ﻫﺎ و ﺗﻬﻮﻳﻪ ﻧﺎﻣﺘﻘﺎرن ﻟﺮزش و ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت دﻣﺎﻳﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ روﺗﻮر ﺧﻄﺎﻫﺎی زﻣﻴﻦ و ﻣﻴﺎن دورﻫﺎ11 ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻞ در ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎی روﺷﻦ / ﺧﺎﻣﻮش، ﺟﺮﻳﺎن ﺗﺤﺮﻳﻚ و ﻳﺎ ﻫﺮ دو ﻋﻤﺮ ﺟﺎروﺑﻚ ﻫﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﻧﺮخ ﺧﺮاﺑﻲ ﺟﺎروﺑﻚ ﻫﺎ و ﺗﻌﻮﻳﺾ آن ﻫﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺣﻠﻘﻪ ﻫﺎی ﻟﻐﺰان12 اﻓﺰاﻳﺶ ﻧﺮخ ﺧﺮاﺑﻲ و ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ آن ﻫﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻮاﻣﻞ ﻣﺘﻌﺪد ﻧﻈﻴﺮ ﻟﺮزش، ﭼﮕﺎﻟﻲ ﺟﺮﻳﺎن و ﻓﺸﺎر ﻓﻨﺮﻫﺎ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺤﺮﻳﻚ ﺑﺮوز ﺧﻄﺎ در ﻗﻄﻌﺎت ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺪت ﺗﺤﺮﻳﻚ ﺑﺎﻻ ﺑﺮﻳﻜﺮﻫﺎ و ﺳﻮﻳﻴﭻ ﮔﻴﺮ اﻓﺰاﻳﺶ دﻓﻌﺎت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺟﻬﺖ ﺑﺮرﺳﻲ ﻛﻨﺘﺎﻛﺖ ﻫﺎ و ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺷﺎرژ آن ﻫﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻞ اﻓﺰوده آن ﻫﺎ در ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎی روﺷﻦ / ﺧﺎﻣﻮش و ﻳﺎ ﻗﻄﻊ / وﺻﻞ ﺗﺮاﻧﺴﻔ ﻮرﻣﺎﺗﻮر اﻓﺰاﻳﺶ دﻓﻌﺎت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ، ﺗﻌﻤﻴﺮات و ﺗﺴﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮات دﻣﺎﻳﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﺎرﮔﺬاری ﺟﺰﻳﻲ و ﻛﺎﻣﻞ در ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ در اﺛﺮ ﻛﺎر ﺳﻴﻜﻠﻲ و ﻳﺎ ﻣﺪاوم اﺳﺘﻔﺎده ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﺮای ﻓﺮوﻧﺸﺎﻧﻲ ﺗﺮاز ﭘﺎﻳﺎب اﺑﺰارﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮل و ﺳﻨﺠﺶ ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻫﺎی اﻓﺰوده ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺣﺮﻛﺎت و ﺗﻨﻈﻴ ﻤﺎت ﻣﺪاوم 1- Stay Vanes 2- Stems 3- Slipping 4- Jamming 5- Kaplan Hubs 6- Galling 7- Transducers 8- Stator Wedge Tightness 9- Looseness, Slackness and Fretting 10- Pole-Slip Incident 11- Ground Faults, Inter-Turn Faults 12- Slip-Ring 124 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻋﻤﺪ ه آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ، ﻛﻪ در ﻧﺘﻴﺠ ﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﻧﻮع ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻮده و ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺗﺮﻛﻴﺒـﻲ از ﻫﻤـﺪﻳﮕﺮ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ ، ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − ﺧﺮاﺷﻴﺪﮔﻲ ﻳﺎ ﺳﺎﻳﻴﺪﮔﻲ1 : ﻗﻄﻌﺎت ﺳـﺨﺘﻲ2 ﻛـﻪ در ﺟﻬـﺖ ﻣﺨـﺎﻟﻒ ﻳـﻚ ﺳـﻄﺢ ﺣﺮﻛـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ در ﻣﻌـﺮض ﺧﺮاﺷﻴﺪﮔﻲ ﻳﺎ ﺳﺎﻳﻴﺪﮔﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . − ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت دﻣﺎﻳﻲ3 − ﻓ ﺮﺳﺎﻳﺶ ﻳﺎ ﺧﻮردﮔﻲ4 − ﭼﺴﺒﻨﺪﮔﻲ5 :ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﻣﻴﺎن ﺳﻄﻮح ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ و ﻫﻢ ﺷﻜﻞ − ﺧﺴﺘﮕﻲ ﺳﻄﺤﻲ6 :ﻓﺸﺎرﻫﺎ و ﺷﻮک ﻫﺎی ﻣﻜﺮر ﺑﺮ ﺳﻄﺢ، ﺳﺒﺐ ﺧﺴﺘﮕﻲ آن ﺳﻄﺢ ﻣﻲ ﺷﻮد − ﻟﺮزش ﻳﺎ ارﺗﻌﺎش7 : ﻟﺮزش و ارﺗﻌﺎش ﻗﻄﻌﺎت در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﺮوز ﻳﻚ ﺧﻄﺎ ﻳﺎ وﺟﻮد ﻫﺎرﻣﻮﻧﻴﻚ ﻫﺎ اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی اﺷﺎره ﺷﺪه ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : اﻟﻒ- ﻛﻨﺘﺮل و ﺗﻨﻈ ﻴ ﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ − ﻛﺎر ﻣﻀﺎﻋﻒ و ﺧﺴﺘﮕﻲ اﺟﺰای ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﺗﻨﻈﻴﻤﺎت و ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻛﻮﭼﻚ و اﻟﺒﺘﻪ ﻣﺪاوم − ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺑﺰرگ و ﻳﺎ ﻣﺘﻨﺎوب ﺑﺎر ﻛﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺳﺒﺐ ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻗﻄﻌﺎت ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻧﻈﻴـﺮ درﻳﭽـﻪ ﻫـﺎ ی ورودی، ﻣﺤﻮرﻫﺎ، ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ ﻫﺎ 8، ﻋﻤﻠﮕﺮﻫﺎ9 و ﺳﻴ ﻠﻨﺪرﻫﺎی ﻫﻴﺪروﻟﻴﻜﻲ ﮔﺮدد . − ﺿﺮﻳﺐ ﻛﺎر ﺑﻴﺶ راه ﺗﺮ اﻧﺪاز ﺗﻮرﺑﻴﻦ و درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ورودی در ﺑﺎرﮔﺬاری ﻫﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ ی از ﻣﻘﺪار ﻧﺎﻣﻲ و ﺧﺴﺘﮕﻲ ﻣﻔـﺮط ﻗﻄﻌﺎت ﻓﻠﺰی و ﻳﺎ اﻳﺠﺎد ﺷﻴﺎر ﻳﺎ ﻫﺎ ﺣﻔﺮه ﻳﻲ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﭘﺪﻳﺪه ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن ب- ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴ ﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ در ﺣﺎﻟ ﺖ ﺑﻪ اﺻﻄﻼح » ﮔﺮدش در ﻫﻮا10 « و ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻳﻚ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون ﺑﺮای ﺗﻮان راﻛﺘﻴـﻮ و ﺗﻨﻈﻴﻢ وﻟﺘﺎژ در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻋﻤﻞ ﻛﻨﻨﺪ . اﺳﺎﺳﺎ اﻳﻦ ﻛﺎر ﺑﺎ ﺑﺴﺘﻦ درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی و ﺗﺤﺖ ﻓﺸﺎر ﮔﺬاﺷﺘﻦ اﺗﺎﻗﻚ راه اﻧﺪاز11 ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻮا ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻓﺮوﻧﺸﺎﻧﺪن ﺗﺮاز ﭘﺎﻳﺎب زﻳﺮ راه اﻧﺪاز ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﺑﺎ . ﮔﺮدش راه اﻧﺪاز و ژﻧﺮاﺗﻮر، واﺣﺪ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـﺪ ﺑـﺎ ﺗﻠﻔـﺎت ﻛﻤﻲ ﻛﻪ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﺎد و اﺻﻄﻜﺎک ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ در ﺳﺮﻋﺖ ﺳﻨﻜﺮون ﮔﺮدش ﻧﻤﺎﻳﺪ و ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ ﺑﻪ اﻧﺪازه ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻣﻞ ﺧـﻮد ﺗـﻮان 1- Abrasion 2- Hard Particles 3- Heat cycles 4- Erosion 5- Adhesion 6- Surface Fatigue 7- Vibration 8- Bushings 9- Actuators 10- Spinning In Air 11- Runner Chamber ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 125 راﻛﺘﻴﻮ را ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺰرﻳﻖ و ﻳﺎ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺟﺬب ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ، واﺣﺪ ﻗﺎدر اﺳﺖ ﺳﺮﻳﻌﺎ ﺑﻪ وﺿﻌﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان اﻛﺘﻴـﻮ ﺑﺎ آزادﺳﺎزی ﻓﺸﺎر ﻫﻮا و ﺑﺎزﻛﺮدن درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺣﺎﻟﺖ دﻫﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﺎﺛﻴﺮات ﻣﺘﻌﺪدی ﺑﺮ اﺟﺰای ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ دارد ﺑﻪ ﺧﺼﻮص زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ از ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری ﺑﻪ ژﻧﺮاﺗﻮری ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺣﺎﻟﺖ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺑﻪ ﻣﺠﺮد آﻧﻜﻪ آب وارد ﻟﻮﻟـﻪ ﻣﻜـﺶ و اﺗﺎﻗﻚ راه اﻧﺪاز ﻣﻲ ﺷﻮ د، ﺗﻴﻐﻪ ﻫﺎی ﻫﺎی ﭘﺮه ) راه ( اﻧﺪاز ﺷﺮوع ﺑﻪ ﮔﺮدش ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﻣﺨﻠﻮﻃﻲ از آب و ﻫﻮا ﺑﻪ ﻫﺎ آن ﺑﺮﺧﻮرد ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ اﻏﺘﺸﺎش ﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ1 را ﺑﻪ ﭘﺮه ﻫﺎ وارد ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ ﺑﻪ . ﻋﻼوه، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻓﺮﺳـﺎﻳﺶ ﻣﻀـﺎﻋﻔﻲ را ﺑـﺮ ﻗﻄﻌﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا، ﻣﻮﺗﻮرﻫﺎ و ﭘ ﻤﭗ ﻫﺎ ﺑﺮای ﻓﺮوﻧﺸﺎﻧﻲ ﺗﺮاز ﭘﺎﻳﺎب ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻛﻨﺪ . ج- رزرو ﭼﺮﺧﺎن − اﺛﺮﻫﺎی ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﺎرﮔﺬاری ﺟﺰﻳﻲ واﺣﺪ − ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺷﻴﺮﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ در ﻧﺘﻴﺠ ﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺪاوم ﻧﺮخ ﺗﻮﻟﻴﺪ − اﺛﺮ آب زﻧﻲ ﺿﺮﺑﻪ2 در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺳﺮﻳﻊ ﺷﺎرش آب − ﻓﺸﺎر وارد ﺑﺮ ﺗﺠﻬﻴﺰات در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺳﻴﻜﻞ ﻛﺎرﻫﺎی ﺗﻜﺮا ری3 − ﻟﻐﺰش4 درﻳﭽﻪ ورودی در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﺎرﮔﺬاری ﺟﺰﻳﻲ واﺣﺪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﻮارد ﻳﺎد ﺷﺪه ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺎرﮔﺬاری ﺟﺰﻳﻲ واﺣﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺗﺎ در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﺎرﮔﺬاری واﺣﺪ ﺗﺎ ﺳﻄﺢ ﻧـﺎﻣﻲ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ . د- رزرو ﺗﻜﻤ ﻴﻠﻲ )ﻏﻴ ﺮﭼﺮﺧﺎن ( از ﻛﻪ ﻳﻲﺟﺎ آن ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﻏﻴﺮﭼﺮﺧﺎن ﻣﺴﺘﻠﺰم ﻗﻄﻊ و وﺻﻞ ﻣﺪاوم ﻳـﻚ وا ﺣـﺪ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ، ﻟـﺬا ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﺳﻴﻜﻞ ﻫﺎ ی روﺷﻦ و ﺧﺎﻣﻮش ﺷﺪن واﺣﺪ ﺑﻴﺶ از ﻫﺮ ﻓﺎﻛﺘﻮر دﻳﮕﺮی ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ . ﻃـﻮر ﻛﻠـﻲ ﭘـﻨﺞ ﻣﻮﻟﻔـ ﻪ اﺳﺎﺳـﻲ در اﻳﺠﺎد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی روﺷﻦ و ﺧﺎﻣﻮش ﺷﺪن واﺣﺪ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﮔﺬار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − اﺳﺘﻬﻼک و ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻫﺎ ﭘﻴﭻ ﺳﻴﻢ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮات دﻣﺎﻳﻲ ﻫﻨﮕﺎم روﺷﻦ ﺷﺪن واﺣﺪ − اﺳﺘﻬﻼک و ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﻗﻄﻌﺎت ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻫﻨﮕﺎم روﺷﻦ ﺷﺪن واﺣﺪ − ﺑﺮوز ﻋﻴﺐ ﻓﻨﻲ و ﺧﺮاﺑﻲ اﺑﺰارﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻫﻨﮕﺎم روﺷﻦ ﺷﺪن واﺣﺪ − ﻫﺪررﻓﺖ آب ﻫﻨﮕﺎم ﺗﻌﻤﻴﺮات − ﻫﺪررﻓﺖ آب ﻫﻨﮕﺎم ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر واﺣﺪ 1- Churning 2- Water hammer 3- Repeated Cycling 4- Slippage 126 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ، ﺳﻪ ﻣﻮﻟﻔ ﻪ اول از ﺟﻤﻠﻪ ﻣـﻮارد ﻣﻬـﻢ در ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر واﺣﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﮔﺮﭼﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺟﻪ داﺷﺖ ﺗﻮان ﻧﺎﻣﻲ واﺣﺪ و ﻧﻮع آن در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ دﺧﻴـﻞ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻪﻧﻜﺘ دﻳﮕﺮی ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار داد اﻣﻜﺎن و رﻳﺴﻚ ﺧﺮاﺑﻲ در اﺑﺰارﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ اﺳﺖ از . ﻛﻪ ﻳﻲﺟﺎ آن دﻳﺴـﭙﺎچ ﻳـﻚ واﺣـﺪ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎ ت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺧﻮدﻛﺎر ﺑﺎ ﺗﻘﺎﺿﺎ اﻧﺠﺎم ﻧﮕﻴﺮد، ﻟﺬا ﻧﻴﺎز اﺳﺖ ﺑﻪ ﻛـﺎر ﮔﻴﺮی ﭘﺮﺳـﻨﻞ اﺿـﺎﻓﻲ و ﻳـﺎ ﺟﺮﻳﻤﻪ ﻫﺎ ی ﻋﺪم دﺳﺘﺮﺳﻲ در ﻧﻈﺮﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﻮﻧﺪ . پ.3 - 2 - 2 - هﺷﻴﻮ ارزﻳﺎﺑﻲ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی ﻧﺎﺷﻲ از اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻫﺎ ﮔﺎم ی ﻳﺎد ﺷﺪه ﺑﺮای ﺑﺮﺧﻲ از ﻗﻄﻌﺎت واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗ ﺎﺑﻲ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )پ.3 - 5 ( اراﺋـﻪ ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺟﺪاوﻟﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺟﺪول )پ.3 - 4( ،ﺗﻮان ﻣﻲ وﻳﮋﮔﻲ و ﻫﺎ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮ ﺗﺠﻬﻴـﺰ ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ را ﺑـﺮای ﺑـﺮآورد ﻫﺰﻳﻨـﻪ اﺳﺘﺨﺮاج ﻛﺮد . ﺟﺪول پ.3 - 5 - ﻧﻤﻮﻧﻪ ای از ﺷﻴﻮ ه ارزﻳﺎﺑﻲ آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ی ﻧﺎﺷﻲ از اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑ ﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺎﻳﻞ ﭘﻴﺶ / رو ﺧﺮاﺑ ﻲ ﺗﺒﻌﺎت ) ﻛﻢ، ز (ﺎدﻳ زﻣﺎن ﺗﻜﺮار وﻗﻮع آﺳﻴﺐ ﻫﺎ ) ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ، ﻣﻴﺎن ﻣﺪت ، ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ( اﻗﺪاﻣﺎت اﺻﻼﺣﻲ یﺮﻴﮔﻛﺎر ﺑﻪ ﻨﻪﻳﻫﺰ /ﺮوﻴﻧ ) ﻛﻢ، ﻣﺘﻮﺳﻂ، ز (ﺎدﻳ ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن راه اﻧﺪاز ﻛﻢ زﻳﺎد ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﺮای ﺗﻌﻤﻴﺮ ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺮای ﺗﻌﻮﻳﺾ ﭘﺎﻳﺶ، ﺗﻌﻤﻴﺮ ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻛﻢ زﻳﺎد ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳ ﻴﻮن درﻳﭽﻪ ورودی و ﻓﺮﺳﺎﻳﺶ ﺑﻮﺷﻴﻨﮓ ﻫﺎ ﻛﻢ زﻳﺎد ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﺮای ﺗﻌﻤﻴﺮ ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺮای ﺗﻌﻮﻳﺾ ﭘﺎﻳﺶ، ﺗﻌﻤﻴﺮ ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻛﻢ زﻳﺎد ﻋﻤﻞ ﻧﺎدرﺳﺖ و ﻳﺎ ﻛﻨﺪ ﻣﺤﺮک و ﻫﺎ ﻋﻤﻠﮕﺮﻫﺎی ﻫﻴﺪروﻟﻴﻜﻲ زﻳﺎد ﻣﻴﺎن ﻣﺪت ﭘﺎﻳﺶ، ﺗﺴﺖ روﻏﻦ و ﺑﺎزرﺳﻲ آب ﺑﻨﺪﻫﺎ ﻛﻢ ﺧﺮاﺑﻲ ﺳﺮوو ﻣﻮﺗﻮر زﻳﺎد ﻣﻴﺎن ﻣﺪت ﭘﺎﻳﺶ، ﺗﺴﺖ روﻏﻦ و ﺑﺎزرﺳﻲ آب ﺑﻨﺪﻫﺎ ﻛﻢ ﺧﺮاﺑﻲ ﻳﺎﺗﺎﻗﺎن ﻫﺎ ی ﻃﻮﻟﻲ1 ﻫﻨﮕﺎم ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر زﻳﺎد ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻧﺼﺐ ﭘﻤﭗ ﺑﺎﻻﺑﺮ روﻏﻦ2 ﻛﻢ ﺧﺮاﺑﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ ﻫﺎ ی اﺳﺘﺎﺗﻮر در اﺛﺮ واﭘﺎﺷﻲ ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻛﻮﻳﻞ ﻫﺎ در ﺷﻴﺎرﻫﺎ زﻳﺎد ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی اﺳﺘﺤﻜﺎم ﻛﻮﻳﻞ ﺑﻪ ﻫﺎ ﺻﻮرت و ای دوره ﻣﺤﻜﻢ ﻛﺮدن در ﻫﺎ آن ﺷﻴﺎرﻫﺎ د ر ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺧﺮاﺑﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ ﻫﺎ ی روﺗﻮر در اﺛﺮ ﻟﺮزش و ﺗﻨﺶ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ زﻳﺎد ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ای دوره ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﺮ ﺟﺎروﺑﻚ ﻫﺎ ﻛﻢ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ، ﻧﮕﻬﺪاری و ﻣﺮاﻗﺒﺖ ﻛﻢ ،ﺧﺮاﺑﻲ ﺑﺮﻳﻜﺮﻫﺎ ﺳﻮﻳﻴﭻ ﮔﻴﺮ و ﺗﺮاﻧﺴﻔﻮرﻣﺎﺗﻮر ﻛﻢ زﻳﺎد ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ / ﺷﺎرژ ﻣﺠﺪد ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻛﻢ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا ﻛﻢ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺗﻌﻮﻳﺾ ﻣﺘﻮﺳﻂ 1- Thrust Bearing 2- Oil-Lift Pump ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 127 پ.3 - 2 - 3 - ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﻴﭽﻴﺪﮔﻲ ﺑﺮآورد ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، اﻳﻦ ﻣﻬﻢ در ﻗﺎﻟﺐ ﻳﻚ ﻣﺜﺎل ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.3 - 6 (( اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﻔﺮوﺿﺎت اﻳﻦ ﻣﺜﺎل ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : − واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑ ﻲ 15 ﻣﮕﺎوات در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه و دارا ی ﻣﺎﻛﺰ ﻳ ﻤﻢ و ﻣ ﻴﻨﻴ ﻤﻢ ﻣﻘﺪار ﺟﺮﻳﺎن آب ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − واﺣﺪ در دو ﺣﺎﻟﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮدی ) وﺿﻌﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ( و ﺧﺎرج از ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺧﺮوج اﺟﺒﺎری ﻳﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه ( ﻋﻤﻞ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ − واﺣﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺘﻮﺳﻂ48 ﺑﺎر در ﺳﺎل ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ، 12 ﺑﺎر ﺑﺮا ﺗﻨﻈ ی ﻴ ﻢ ﺟﺮﻳﺎن1 ، 36 یﺑﺮا ﺑﺎر ﺷـﺮوع ﺑـﻪ ﻛﺎر ﺑﻌﺪ از ﻗﻄﻌ .ﻲ − ﺗﺠﻬ ﻴ ﺰات در ﺻﻮرت ﻧ ﻴ ﺎز ﺑﺎزﺑ ﻴﻨﻲ و ﺗﻌﻤ ﻣﻲﺮ ﻴ ﺷﻮﻧﺪ و ﺑﺎزﺑ ﻲ اﺻﻠ ﻲﻨﻴ در ﻓﺎﺻﻠﻪ یﻫﺎ ﻴﻣﻌ ﻲ زﻣﺎﻧ ﻦ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﺑﺎ ﻓﺮض ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘ ﻲ ، ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ ﺑﺮا ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻣﻮارد ز ﻳ ﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ :ﺷﻮد − دﻧﺒﺎﻟﻪ ﺗﻨﻈ /ﺑﺎر ی رو : ﻢﻴ واﺣﺪ ﻟﺤﻈﻪ ﺑﻪ ﻟﺤﻈﻪ ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﻧﺎﺷ ﻲ از ﺷﺒﻜﻪ را ﺟﺒﺮان ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻳـ ا . ﻦ ﻃـﺮح در ﻣـﺪت 10 ،ﺳﺎﻋﺖ در ﻫﺮ روز5 روز در ﻫﻔﺘﻪ و ﺑﺮا ی 6 ﻣﺎه ﺳﺎل ﻛـﻪ در ﻣﺠﻤـﻮع1300 ﺳـﺎﻋﺖ در ﺳـﺎل ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ اﻧﺠـﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻳا . ﻦ ﻋﻤﻠﻜﺮد 10 ± درﺻﺪ ﻣ ﻴ ﺰان ﻇﺮﻓ ﻴ ﺖ واﺣﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورود ﺗﻨﻈ ی ﻣﻲﻢ ﻴ .ﺷﻮد − ﺗﻮان راﻛﺘ : ﻮﻴ واﺣﺪ ﻪﻔﻴ وﻇ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴ ﻮ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ﻧﺪارد ز ﻳ ﺮا در ﺑـﺎزار ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒ ﻲ ﻗﻴ ﺑـﺮا ﻲﻤﺘـ آن ی ﺗﺼﻮ ﻳ ﺐ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻫﻤ ﻴ ﻴﻦ دﻟ ﻳﭻ ﻴﻞ ﻫ ﻚ از ﺗﺠﻬ ﻴ ﺰات ﺑﺮا ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴ ﻮ درﮔ ﺮ ﻧﻴ ﻤﻲ .ﺷﻮد − رزور ﭼﺮﺧﺎن : واﺣﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو ﭼﺮﺧﺎن را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻳﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺘﻲ ﻛﻪ ﻣﺎﻛﺰﻳﻤﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ را اراﺋﻪ دﻫﺪ در 6 ،ﺳﺎﻋﺖ روز5 روز ﻳﻚ ﻫﻔﺘﻪ ﺑﺮای6 ﻣﺎه ﺳﺎل ﻛﻪ در ﻣﺠﻤﻮع1300 ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اﻳـﻦ وﺿـﻌﻴﺖ، واﺣﺪ ﺑﺎﻳﺪ در ﺗﻤﺎﻣﻲ زﻣﺎن ﻫﺎ در دﺳﺘﺮس ﺑﺎﺷﺪ . در ﻃﻲ اﻳﻦ 6 ﻣﺎه، ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ واﺣـﺪ ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﻣـﺎه ﺣﺪاﻗﻞ 4 ﺑﺎر ﺗﻮان رزرو را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﺪ ﻳﺎ24 ﺑﺎر در ﻣﺪ ت زﻣﺎن ﻛﻮﺗﺎه، ﺗﻮان ﺧﻮد را اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ دﻫﺪ . − رزرو ﺗﻜﻤ : ﻲﻠﻴ واﺣﺪ ا ﻳ ﻦ رزرو را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ اﻣﺎ ا ﻳ ﻦ رزور ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﻢ زﻣﺎن ﺴﺖﻴﻧ ﻳا . ﻦ ﻃﺮح ﺑﺮا ی 6 ﺳﺎﻋﺖ در روز، 5 روز ﻳ ﻚ ﻫﻔﺘﻪ و ﺑﺮا ی 6 ﻣﺎه ﺳﺎل ﻛﻪ در ﻣﺠﻤﻮع1300 ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻳ در ا ﻦ وﺿـﻌﻴﺖ، واﺣـﺪ ﺳﻨﻜﺮون ﺑﺎ ﺷﻜﺒﻪ ﺧ ﻮاﻫﺪ ﺷﺪ و ﺑﺮا ی دو ﺑﺎر در ﻣﺎه ﺎ ﻳ12 ﺑﺎر در ﺳﺎل ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . واﺣـﺪ ﻫﻤﭽﻨـ ﻴ ﻦ در اﻳ ﻦ ﺣﺎﻟﺖ از ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻬ ﻨﻪ ﻴ درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورود ی اﺳﺘﻔﺎده .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ 1- Flow Adjustments 128 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول پ .3 - 6 - ﻧﻤﻮﻧﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و اﺳﺘﻬﻼک ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﮔﺎم 1 2 3 4 5 اﻟﻒ ب اﻟﻒ ب اﻟﻒ ب ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻋﻤﺮ ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺳﺎل * ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﺤﺖ ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺪون اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﺗﺠﻬﻴﺰ ات ﻣﺘﺎﺛﺮ ﺷﺪه در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ( دﻻر ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺳﺘﻮن اﻟﻒ ﺑﺪون اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ (ﺳﺎل ) ﻧﮕﻬﺪاری ﺑﺪون اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟ ﺎﻧﺒﻲ در ﻃﻮل دوره ﻋﻤﺮ ﺗﺠﻬﻴﺰات ) ( دﻻر ﻧﮕﻬﺪاری اﺿﺎﻓﻲ در ﺻﻮرت اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) دﻻر / (ﺳﺎل ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﭘﺲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ (ﺳﺎل ) ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ) ﺳﺘﻮن 5اﻟﻒ- ﺳﺘﻮن1 (ﺳﺎل راه اﻧﺪاز ﺗﻮرﺑﻴﻦ 23 ﺗﻌﻤﻴﺮ ﻛﺎوﻳﺘﺎﺳﻴﻮن 2،000،000 35 50،000 - 18 5 درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی 18 ﺗﻨﻈﻴﻢ 1،000،000 30 - 5000 15 3 روﺗﻮر و اﺳﺘﺎﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮر 23 ﺑﺎزرﺳﻲ 3،000،000 30 60،000 2000 18 5 ﻣﺪار ﺷﻜﻦ 18 ﺗﻌﻮﻳﺾ اﺗﺼﺎﻻت 300،000 30 - 3000 16 2 ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا - - - - - - - - ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 6،300،000 110،000 10،000 * در ﻃﺮاﺣﻲ اوﻟﻴﻪ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﻧﺪاز ا راه ﺗﻮرﺑ ﻦ ﻴ35 ﺳﺎل و ﺑﻘﻴﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات30 ﺳﺎل در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ، در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺮرﺳﻲ12 ﺳﺎل از ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﮔﺬرد اداﻣ ﻪ ﺟﺪول پ.3 - 6 - ﻧﻤﻮﻧ ﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و اﺳﺘﻬﻼک ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑ ﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 6 واﺣﺪ : ﺳﺎل 7 واﺣﺪ : دﻻر / ﺳﺎل 8 واﺣﺪ : دﻻر / ﺳﺎل 9 واﺣﺪ : دﻻر / ﺳﺎل ﮔﺎم اﻟﻒ ب اﻟﻒ ب اﻟﻒ ب ﺗﺠﻬﻴﺰ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻋﻤﺮ ﺟﺪﻳﺪ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷﺪه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﺷﺪه ﺑﺎ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ) ﺳﺘﻮن 3 ب- ﺳﺘﻮن6 اﻟﻒ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻬﻼک ﺑﺮای ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ) ﺳﺘﻮن3 /ب3ﺳﺘﻮن اﻟﻒ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻬﻼک ﺗﺠﻬﻴﺰ ﺑﺎ اﺣﺘﺴ ﺎب ﺷﺮﻛﺖ در ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﺳﺘﻮن6 اﻟﻒ / ﺳﺘﻮن3اﻟﻒ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﮕﻬﺪاری ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺳﺮﺷﻜﻦ ﺷﺪه ) ﺳﺘﻮن 5 اﻟﻒ / ﺳﺘﻮن 4 اﻟﻒ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﮕﻬﺪاری ﺳﺎﻻﻧﻪ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺗﺤﺖ ﺷﺮاﻳﻂ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ) ﺳﺘﻮن 4 ب+ ﺳﺘﻮن8 اﻟﻒ ( ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻬﻼک و ﺗﻌﻤﻴﺮات ) ﺳﺘﻮن 8 ب+ ﺳﺘﻮن7ب- ﺳﺘﻮن7اﻟﻒ ( راه اﻧﺪاز ﺗﻮرﺑﻴﻦ )A ( 33 2 57 ، 143 60،606 2778 2778 6241 درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورودی )B ( 28 2 33،333 35،714 - 5000 7381 روﺗﻮر و اﺳﺘﺎﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮر )C ( 33 2 85،714 90،909 3333 5333 10،528 ﻣﺪار ﺷﻜﻦ )D ( 28 2 10،000 10،714 - 3000 3714 ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا )E ( - - - - - - - ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 186،190 197،944 6111 16،111 27،864 در ﻣﺜﺎل ﻓﻮق ﺑﺮای ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ روش اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )3 - 5 (ﻋﻤﻞ ﻛﺮد : ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 129 ﺟﺪول پ.3 - 7 - ﻧﻤﻮﻧ ﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات و اﺳﺘﻬﻼک ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑ ﻲ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺮح ﻗﻴ ﻤﺖ ﮔﺬار ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ راه اﻧﺪاز )A ( درﻳﭽﻪ ﻫﺎی ورود ی )B ( ژﻧﺮاﺗﻮر )C ( ﻣﺪار ﺷﻜﻦ )D ( ﻛﻤﭙﺮﺳﻮر ﻫﻮا )E ( ﻓﺮﻣﻮل ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺳﺘﻮن 9 ﺟﺪول 3 - 5 ﻪﻨﻳﻫﺰ اﺳﺘﻬﻼک و ﻓﺮﺳﺎ ﻳ ﺶ ﻛﻠﻲ / دﻻر ﺗﻌﺪاد وﻗﺎ ﻊ ﻳ ﺗﺨﻤ ﻴﻨﻲ در ﺳﺎل دﻻر ﺑﻪ ی ازا ﻫﺮ واﻗﻌﻪ واﺣﺪ ﺗﻨﻈ ﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 50 % 100 % 0 0 - A 50 + % B 100 % 10،501 3900 ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ 69 /2 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴﻮ- 0 0 0 - - 0 ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎل- ﺑﻪ ازا ی ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ رزرو ﭼﺮﺧﺎن 50 % 0 75 % 25 % - A 50 +% C 75 +% D 25 % 11،945 24ﺑﺎر در ﺳﺎل498 ﺑﻪ ازا ی ﻫﺮ ﻳ اﻓﺰا ﺎ ﻳﺶ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان رزرو ﺗﻜﻤ ﻲﻠﻴ- - 25 % 75 % - C 25 +% D 75 % 5418 12 ﺑﺎر در ﺳﺎل 451 ﺑﻪ ازا ی ﻫﺮ ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 100 % 100 % 100 % 100 % - 27،864 پ.3 - 3 - ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎرﺟﻲ ) زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ( پ.3 - 3 - 1 - روش ﻫﺎ ی اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی آﻻﻳﻨﺪه و ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای در ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ دو ﻣﺘﺪوﻟﻮژی ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻳﻚ ﺑﻨﮕﺎه ﺗﻌﺮﻳﻒ و اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ : اﻟﻒ- روش ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر )Emission Factor ( ب- ﻛﻨﺘﺮل ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ روش ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﻛﺎرﺑﺮد ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی در ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧـﻪ ای دارد و روش دوم اﻛﺜـﺮا ﺗﻮﺳـﻂ ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺑﺮﻗﻲ و ﺻﻨﺎﻳﻊ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ) ی ﭘﺮوﺳﺴﻲ ( در آﻣﺮﻳﻜﺎ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗـﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﺑﻬﺘـﺮﻳﻦ روﻳﻜـ ﺮد در روش ﻓـﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر، ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از اﻃﻼﻋﺎت و ﺗﺴﻬﻴﻼﺗﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﻣﻴﺰان ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺑﺨﺶ ﻳﺎ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ ﺣﺼﻮل ﻧﺘﺎﻳﺞ دﻗﻴﻖ ﺗﺮ ﺷﺪه و اﻣﻜﺎن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻓﺮﺻﺖ ﻫﺎی ﻣﻤﻜﻦ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر را ﻧﻴﺰ ﻓﺮاﻫﻢ ﺧﻮاﻫـﺪ ﻛـﺮد . ﻓـﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺟﺮم آﻻ هﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺨﺶ ﺑﺮ ﻣﺤﺼﻮل ﻳﺎ ﻣﺎد ه اوﻟﻴﻪ ) واﺣﺪ وزن، ﺣﺠﻢ، ﻓﺎﺻﻠﻪ، اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻳـﺎ زﻣﺎن اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ( ﺑﻴﺎن ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻣﻴﺰان ﺟﺮم آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﺎ ﮔﺎزﻫﺎی ﺣﺎﺻﻞ از اﺣﺘﺮاق ﺑﺮ ﺣﺴﺐ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﻴﺎن ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﻣ ﻌﺎدﻟﻪ ﺗﺨﻤﻴﻦ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﺷﺮح ذﻳﻞ اﺳﺖ ]5[: ER E A EF (1 ) 100 = × × − E : ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ) ﻣﻘﺪار ﺟﺮم آﻻﻳﻨﺪه ( A : ﻧﺮخ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ) ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪ ﺻﻨﻌﺘﻲ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل ﺗﻨﺎژ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺳﻴﻤﺎن ﻳﺎ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ( 130 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... EF : ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ) ﻣﻘﺪار ﺟﺮم آﻻﻳﻨﺪه ﻣﻨﺘﺸﺮه ﺑﻪ از ای ﻣﻴﺰان ﻣﺤﺼﻮل ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﺎ ﻧﺮخ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ( ER :درﺻﺪ ﻛﻠﻲ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻮده و در ﺻﻮرت ﻋﺪم اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ آﻻﻳﻨﺪه، اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺻﻔﺮ اﺳﺖ . ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر، روش ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﭘﺎﻳﺶ ﻣﺪاوم، روش ﻣﻌﺎدﻟﻪ ﻣﻮازﻧﻪ ﻣﻮاد، ﻣﺪل ﺳـﺎزی و ﭼﻨـﺪﻳﻦ روش دﻳﮕﺮ وﺟﻮد دارد ر . وش ﭘﺎﻳﺶ ﻣﺪاوم ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ روش اﺳﺖ و ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ ﻣﻴﺰان و ﻧﺤﻮه اﻧﺘﺸﺎر را ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، ﻟﻴﻜﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﺎﻻﻳﻲ دارد . ﺑﺪﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر از روش ﻣﻮازﻧﻪ ﻣﻮاد اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺿﺮﻳﺐ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺑـﺎﻻ و ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻛـﻢ ﺗـﺮی ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﭘﺎﻳﺶ ﻣﺪاوم دارد وﻟﻲ در ﻫﻤﻪ ﻣﻮارد ﻛﺎرﺑﺮد ﻧﺪارد . اﺳﺘﻔﺎده از روش ﻫﺎی ﻣﺪل ﺳﺎزی و ﻧﺮم اﻓﺰارﻫﺎی ﻧﮕﺎرش ﻳﺎﻓﺘﻪ در اﻳـﻦ زﻣﻴﻨـﻪ ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر و اﺳﺘﻔﺎده ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت از آن ﻛﺎرﺑﺮد ﺑﺴﻴﺎر زﻳـﺎدی دارد . اﻳـﻦ روش دارای ﻫﺰﻳﻨـﻪ اﺟﺮاﻳـﻲ ﭘـﺎﻳﻴﻦ و ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺑﺎﻻﻳﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و در ﺻﻨﺎﻳﻊ و ﻣﻨﺎﻃﻘﻲ ﻛﻪ اﻣﻜﺎن اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی وﺟﻮد ﻧﺪارد، ﻛﺎرﺑﺮد ﺑﺴﻴﺎر زﻳﺎدی دارد . ﭘﺮوژ ه » ﺗﺪوﻳﻦ اﻃﻠﺲ آﻟﻮدﮔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر « در ﮔﺮوه ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﭘﮋوﻫﺸﮕﺎه ﻧﻴﺮو و ﺑﻪ ﻛﺎرﻓﺮﻣﺎﻳﻲ ﺷـﺮﻛﺖ ﺗـﻮاﻧﻴﺮ در ﻓﺎﺻﻠﻪ ﺳﺎل ﻫﺎ ی 1384 ﺗﺎ1387 ﺟﻬﺖ ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻓﺎﻛﺘﻮرﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮای ﻫﺎ اوﻟﻴﻦ ﺑﺎر در ﻛﺸـﻮر اﺟـﺮا ﮔﺮدﻳﺪ روش . ﺷﻨﺎﺳﻲ اراﺋﻪ ﺷﺪه در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺪﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻣﺎﺧﺬ ﺑﺴﻴﺎر دﻗﻴﻘﻲ ﺟﻬﺖ اﻧﺠﺎم ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎت ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﻃـﺮح ﻫـﺎ ی ﺗﻮﺳﻌﻪ آﺗﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر ﺑﺎﺷﺪ اﻳﻦ در . ﭘﺮوژه،50 ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﺣﺮارﺗـﻲ ﻛﺸـﻮر ﺑـﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ 34863 ﻣﮕـﺎوات ﻣﺘﺸـﻜﻞ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎری، ﮔﺎزی و ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ، ﻫﺪف ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ و ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ در اﺑﺘـ ﺪا ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻫـﺎی اﺻـﻠﻲ و ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ در راﺑﻄﻪ ﺑﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ آﻟﻮدﮔﻲ ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪﻧﺪ اﻳﻦ در . ارﺗﺒﺎط ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﺶ ﺳﻮﺧﺖ، ﻧﻮع ﺑﻮﻳﻠﺮ و ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻣﺸﻌﻞ ﻫﺎ، ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻣﺤﻔﻈﻪ اﺣﺘﺮاق، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻨﺘﺮل اﺣﺘﺮاق، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻨﺘﺮل آﻻﻳﻨﺪه ﻫـﺎ، ﺳـﻴﻜﻞ و آب ﺑﺨـﺎر، ﻗﻄﺮ و ارﺗﻔﺎع دودﻛﺶ و ﺳﻴﺴﺘﻢ ﭘﺎﻳﺶ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻨﺪ . ﻗﺪم در ﺑﻌﺪی ﻏﻠﻈﺖ ﺣﺠﻤﻲ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺸﺮ ه ﮔﺎزی ﺑﺮای اﻧﻮاع واﺣﺪﻫﺎی ﻫﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ppm ﺑﺮﺣﺴﺐ ﻓﺼﻞ و ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﺎر در ﻛﺎﻣﻞ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺑﺎ و ﺷﺪه ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﺎﻋﺎت ﻛﺎرﻛﺮد واﺣﺪﻫﺎ در ﺳﺎل، ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر واﻗﻌـﻲ ﮔﺎزﻫـﺎی 2 CO ، NOx، و2 SO در ﻫﺮ ﻳﻚ از واﺣﺪﻫﺎی50 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﺮ ﺣﺴﺐGr/KWh ﺑﻪ اﻧﻀﻤﺎم ﻣﻴﺰان ﻛـﻞ آﻟـﻮدﮔﻲ ﻣﻨﺘﺸﺮه ﻫﺮ از واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺳﺎل، ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﮔﺮدﻳﺪ . اﻳﻦ در راﻫﻨﻤﺎ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺣﺎﺻﻞ از اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﮔﺎزﻫﺎی ﺣﺎﺻﻞ از اﺣﺘﺮاق ﺷﺎﻣﻞ ﮔﺎزﻫﺎیNOx ، 2 SO و2 CO اراﺋﻪ ﺑـﺎ و ﺷﺪه ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ رواﺑﻂ ﺗﺮﻣﻮدﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﮔﺎزﻫﺎ و ﻣﻮازﻧﻪ ﺟﺮﻣﻲ ﻣﺤﺼﻮﻻت اﺣﺘﺮاق، ﻏﻠﻈﺖ اﻳـﻦ ﮔﺎزﻫـﺎ در ﻣﺤـﻴﻂ ﻧـﺮم اﻓـﺰار Excel ﭘﺮدازش و ﺷﺪه ﺧﺮوﺟﻲ اﻳﻦ ﻧﺮم اﻓﺰار ﺷﺎﻣﻞ ﻏﻠﻈﺖ ﺟﺮﻣﻲ ﮔﺎزﻫﺎی ﺣﺎﺻﻞ از اﺣﺘﺮاق، ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر و ﻓـﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸـﺎر ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﮔﺎزﻫﺎ ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺖ ﺷﺪه . در ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه )پ.3 - 1( ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ و ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﺧﺮوﺟـﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 3 - اﻃﻼﻋﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت 08 / 09 / 93 131 ﺷﻜﻞ پ .3 - 1 - ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﺧﺮوﺟﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﻛﺸﻮر ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﺮآوردﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻓﺎﻛﺘﻮر اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎی ﺧﺮوﺟﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﻛﺸﻮر ﻧﻈﺮ در ﺑﺎ ) ﮔﺮﻓﺘﻦ ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه و آﺑﻲ ﺑﺮق یﻫﺎ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺑﺎدی (، ﺑﺮای ﮔﺎز2 CO ، 640 ﮔﺮم ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ، ﮔﺎز2 SO ، 75 /2 ﮔﺮم ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ و ﮔﺎز NOx ، 4/2 ﮔﺮم ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺻـﻮرت اﺳﺘﻔﺎده ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و اﻧﺮژی ﻫﺴﺘﻪ و ای ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻓﺰاﻳﺶ راﻧﺪﻣﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ، اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﺶ ﻣﺪاوم و ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﺧﺮوﺟﻲ از دودﻛﺶ ﻧﻴﺮوﮔﺎه اﻳﻦ ،ﻫﺎ ﻓﺎﻛﺘﻮرﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﺷﺪت ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﻨﺪ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺟﺪول )2 - 7( ،ﻓﺼﻞ دو در ﺻﻨﻌﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﻧﻴـﺰ ﻋﻤـﺪه ﻣﻴـﺰان اﻧﺘﺸـﺎر ﮔﺎزﻫـﺎی ﺧﺮوﺟـﻲ، ﮔـﺎز 2 CO در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑ ﻪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺣﺘﺮاق ﺛﺎﺑﺖ ﻳﺎ در واﻗﻊ ﻫﻤﺎن اﺣﺘـﺮاق ﺳـﻮﺧﺖ ﺟﻬـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑـﺎ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی اﻃﻼﻋﺎت ﺳﻮﺧﺖ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در ﻧﻴﺮوﮔﺎه و ﻓﺎﻛﺘﻮرﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر، ﺑﺮ اﺳﺎس اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪه، ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ و اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی اﺳﺖ . 8ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 135 ﭘﻴﻮﺳﺖ4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی پ.4 - 1 - ارزش اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮق ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺸﺎوران ICF، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﻗﺘﺼﺎدی ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻛﻪ ﻣﻌﺎدل ﻣﺠﻤـﻮع ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﭘﺮداﺧـﺖ ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺘﺎﺛﺮ در ﺟﺎﻣﻌﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻣﻌﺎدل 100 ﺑﺮاﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑـﺮق اﺳـﺖ . از ﻃﺮﻓـﻲ ﺑـﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﻮدن ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑ ﺮق در ﻓﺼﻮل ﻣﺨﺘﻠﻒ و در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ، داﻣﻨﻪ ای ﺑﺎ 20 درﺻﺪ ﻧﻮﺳﺎن ﻣﻌـﺎدل 80 و120 ﺑﺮاﺑﺮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . در آﮔﻮﺳﺖ 2003 ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﮔﺴﺘﺮده ای در ﻧﻴﻮﻳﻮرک و ﺑﺨﺸﻲ از ﻛﺎﻧﺎدا اﺗﻔﺎق اﻓﺘـﺎد . اﻳـﻦ ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ 50 ﻣﻴﻠﻴـﻮن ﻧﻔـﺮ را ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺮار داد و در ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ را اﻳﺠﺎد ﻧﻤﻮد . ﺑﺮ اﺳـﺎس ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎت اﻳـﻦ راﻫﻨﻤـﺎ از ﺟﺎ آن ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق در ﺳﺎل 2003 دلﺎﻣﻌ093 /0 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده، ﻟﺬا ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﻗﺘﺼﺎدی ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ داﻣﻨﻪ ﺑﺎﻻ و ﭘﺎﻳﻴﻦ ﻧﺴﺒﺖ اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳـﻂ ﻣﺸـﺎوران ICF ) 80 و120 ﺑﺮاﺑـ ﺮ ﻗﻴﻤـﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ( ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻣﻌﺎدل 4/7 و 2/ 11 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮآورد ﺷﺪه اﺳﺖ . در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ دﻳﮕﺮی، آزﻣﺎﻳﺸﮕﺎه داﻧﺸﮕﺎه ﺑﺮﻛﻠﻲ ]20 [ ﺗﺤﻘﻴﻘﻲ را در ﺧﺼﻮص ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﻪ اﻧﺠﺎم رﺳﺎﻧﺪه اﺳـﺖ . ﮔﺰارش ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ آزﻣﺎﻳﺸﮕﺎه ﻣﻠﻲ ﺑﺮﻛﻠﻲ ﺑﺎ ﺳﻔﺎرش DOE 1 در ﺳﺎ ل 2009 ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه اﺳـﺖ . ﻫـﺪف اﻳـﻦ ﮔـﺰارش ﺗﺨﻤﻴﻦ ارزش ﺳﺮوﻳﺲ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺑﺮای ﻣﺸﺘﺮﻛﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق در آﻣﺮﻳﻜﺎ، ﻋﻨﻮان ﺷﺪه اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ﺑﺎ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺧﺴﺎرت ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه2 و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻜﻤﻴﻞ ﭘﺮﺳﺸﻨﺎﻣﻪ ﺑﺮای ﺳـﻪ ﮔﺮوه ﺗﺠﺎری-ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ، ﺗﺠﺎری-ﺻﻨﻌﺘﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ و ﺗﺠﺎری- ﺻﻨﻌﺘﻲ ﻛﻮﭼـﻚ و ﺧـﺎﻧﮕﻲ ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑـﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻓﻮق اﻟﺬﻛﺮ، ﺑﺮآورد ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 1 (ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ﺑـﺮای دو ﮔﺮوه ﺗﺠﺎری- ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ و ﻣﺘﻮﺳﻂ را اراﺋﻪ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ) ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ( در ﻣﻴﺎن اﻳﻦ ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﻣﻌﺎدل 25 دﻻر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 1 - ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﮔﺮوه ﻫﺎی ﺗﺠﺎری- ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ و ﻣﺘﻮﺳﻂ در ﻣﻴﺎن ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﺑﺮق آﻣﺮﻳﻜﺎ در ﺳﺎل2009 ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ) دﻻر ( ﻣﺪت ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻟﺤﻈﻪ ای 30 دﻗﻴﻘﻪ 1 ﺳﺎﻋﺖ 4 ﺳﺎﻋﺖ 8 ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻚ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه 1/ 173 5/ 38 25 2/ 18 4/ 14 در اﻳﺮان ﻧﻴﺰ ﺟﻬﺖ ﺑﺮآورد ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق، ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻔﻬﻮم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ، ﻣﻄﺎﻟﻌﺎﺗﻲ اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﻳﻜﻲ از اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻛﻪ در ﻗﺎﻟﺐ ﮔﺰارش » ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ، ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑﺮ اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻠﻲ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه و ﺻـﻨﻌﺖ ﺑﺮق « ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه اﺳﺖ، ﺗﻮﺳﻂ ﻣﻮﺳﺴﻪ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت اﻗﺘﺼﺎدی داﻧﺸﮕﺎه ﺗﺮﺑﻴﺖ ﻣﺪرس در ﺳﺎل 1374 ﺑﻪ اﻧﺠﺎم رﺳـﻴﺪه اﺳـﺖ . اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﺎﺷﻲ از ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﺮ ﺟﺎﻣﻌﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻞ و ﻫﺮ ﻳﻚ از زﻳﺮ ﮔﺮوه ﻫـﺎی ﺟﺎﻣﻌـﻪ 1 - دﭘﺎرﺗﻤﺎن اﻧﺮژی اﻳﺎﻟﺖ ﻣﺘﺤﺪه آﻣﺮﻳﻜﺎ )United States Department of Energy (DOE) ( 2- Consumer Damage Cost 136 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ) ،واﺣﺪﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﻬﺮی ﺗﺠﺎری، ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺎﻧﮕﻲ ( اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﺳﻌﻲ ﻧﻤﻮده ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺗﻜﻨﻴﻚ ﻫﺎ و روش ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ، ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه و ﻫﺰﻳﻨـ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ را ﺑـﺮآورد ﻧﻤﺎﻳـﺪ . روش ارزش ﻧﺮخ ﻓﺮاﻏﺖ- دﺳﺘﻤﺰد از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ، ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻧﺘ ﺨﺎب I/C، روش ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ )WTP ( و ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ درﻳﺎﻓﺖ )WTA (، روش ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻮال در ﻣﻮرد ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ و ﻏﻴﺮﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ ﺗﺤﻤﻴﻠـﻲ و روش ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻌﺮﻓ ﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﺮای آﺧﺮﻳﻦ KWh ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه از روش ﻫﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در اﻳـﻦ ﺗﺤﻘ ﻴﻖ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺑﺮرﺳـﻲ ﻫـﺎی ﻣﻴـﺪاﻧﻲ و ﺗﻜﻤﻴـﻞ 2905 ،ﭘﺮﺳﺸـﻨﺎﻣﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 2 ( ﻧﺘﺎﻳﺞ ﮔـﺰارش ﻣـﺬﻛﻮر ﺑـﺮای ﺳـﺎل1374 و ﺗﻌـﺪاد ﭘﺮﺳﺸﻨﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺗﻜﻤﻴﻞ ﺷﺪه ﺑﺮای ﻫﺮ ﮔﺮوه را ﻧﻤﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول پ.4 - 2 - ﻛﻤﻴﻨﻪ و ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل 1374 ] 14 [ واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺗﻌﺪاد ﭘﺮﺳﺸﻨﺎﻣﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻛﻤﻴﻨﻪ ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ 105 5340 5880 واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﻬﺮی 370 2850 3448 واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﺠﺎری و ﻋﻤﻮﻣﻲ 1430 3240 5548 ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺎﻧﮕﻲ 1000 1980 4480 در ﺳﺎل1379 ﭘﮋوﻫﺸﻜﺪه اﻗﺘﺼﺎد داﻧﺸﮕﺎه ﺗﺮﺑﻴﺖ ﻣﺪرس، در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ دﻳﮕﺮی ﺑﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻣﺘـﺪوﻟﻮژی ﻣﺸـﺎﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﺳﺎل 1374، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ را در ﭼﻬﺎر ﮔﺮوه واﺣﺪ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ، واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﻬﺮی، واﺣـﺪ ﻫـﺎی ﺗﺠﺎری و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺎﻧﮕﻲ ﺑﺮآورد ﻛﺮده اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ در اﻳﻦ ﮔﺰارش ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺑﻪ ﺳﻪ ﺻﻮرت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺮ ﺑﺎر ﻗﻄـﻊ ﺑـﺮق اراﺋـﻪ ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﺑـﺮای ﺗـﺪﻗﻴﻖ اﻃﻼﻋـﺎت ﺟﻤﻊ آوری ﺷﺪه در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺳﺎل 1374 و ﺗﺪوﻳﻦ ﮔﺰارش » ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﺧﺎﻧﮕﻲ، ﺻﻨﻌﺖ، ﺗﺠﺎری- ﻋﻤﻮﻣﻲ و اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻠﻲ « در ﺳﺎل 1379 ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﺗﻌﺪﻳﻼت ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی رﺳﻤﻲ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻧﻈﻴﺮ ﺷـﺎﺧﺺ ﺑﻬـﺎی ﻛﺎﻻﻫﺎ در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺷﻬﺮی، ﺷﺎﺧﺺ ﺑﻬﺎی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﻛﺎﻻ، ﺷﺎﺧﺺ دﺳﺘﻤﺰد، ﺷﺎﺧﺺ ﺑﻬﺎی اﺛﺎث و ﻛﺎﻻﻫﺎی ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده در ﺧﺎﻧﻪ و ﺷﺎﺧﺺ ﺑﻬﺎی ﻣﺴﻜﻦ و روﺷﻨﺎ ﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻨﺎﺳﺐ ﻧﻴﺎز، اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ .1 ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 3 ( ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻌﺪﻳﻼت اﺷﺎره ﺷﺪه، ﻧﺘﺎﻳﺞ اﻳﻦ ﮔﺰارش را ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﮔﺮ وه ﻫﺎی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﺪ . 1 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺧﺎرﺟﻲ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎل اﻧﺠ ﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت و ﻧﺮخ ﺗﻮرم ﻫﺮﻳﻚ از اﻳﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 137 ﺟﺪول پ.4 - 3 - ﻛﻤﻴﻨﻪ و ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﻣ ﺨﺘﻠﻒ اﻗﺘﺼﺎدی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل 1379 ] 15 [ واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﻧﺸﺪه ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻛﻤﻴﻨﻪ ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﺑﺰرگ 23,360 38,000 واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﻬﺮی 29,600 31,040 واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﺠﺎری و ﻋﻤﻮﻣﻲ 62,560 62,800 ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺎﻧﮕﻲ 2400 19,840 پ. 4 - 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در اﻳﻦ ﺑﻨﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﭼﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺰرگ اﻳﺮان ﻛﻪ ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری رﺳـﻴﺪه و ﻳـﺎ در ﺷـﺮف ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻛﻠﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﻗﺴﻤﺖ ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑ ﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﺑـﻪ ﺷـﺮح ﺟﺪول )پ.4 - 4 (اﺳﺖ : ﺟﺪول پ .4 - 4 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻛﻠﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﺎم ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺳﻤﻲ )MW ( ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ اﻧﺮژی اﺳﻤﻲ )Gwh/Y ( ﺳﺎل ﺷﺮوع اﺣﺪاث ﺳﺎل ﭘﺎﻳﺎن اﺣﺪاث ﺳﺎل آﻏﺎز ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ 2,000 3,606 1370 1391 1382 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻣﺨﺰﻧﻲ 2,000 4,500 1372 1391 1392 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 ﻣﺨﺰﻧﻲ 2,000 3,714 1369 1390 1384 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 ﻣﺨﺰﻧﻲ 1,000 2,107 1372 1391 1390 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﺨﺰﻧﻲ 480 844 1373 1392 1393 پ.4 - 2 - 1 - ﻫ ﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﺳﻪ ﮔﺮوه ﺑﻪ ﺷﺮح ذﻳﻞ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد : اﻟﻒ- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ب- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ارزش و ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ( پ.4 - 2 - 1 - 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻋﻤﺪه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻛﺸﻮر ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮارد زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت و ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺧﺬ ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻻزم، اﺳﺘﻤﻼک اراﺿﻲ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺧﺴﺎرت 3 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻛﺎرﻫﺎی ﭘﻴﻤﺎﻧﻲ ﺷﺎﻣﻞ اﺣﺪاث، ﻧﺼﺐ و راه اﻧﺪازی 138 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 4 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺮﻳﺪ و ﺣﻤﻞ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣ ﻮرد ﻧﻴﺎز 5 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﺎﻻﺳﺮی ﺑﺮ اﺳﺎس اﻃﻼﻋﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه از ﺳﻮی ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان، ﻛﻠﻴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪاول ذﻳﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : ﺟﺪول پ.4 - 5 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺎﻫ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ وام از ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی داﺧﻠﻲ ﮔﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی وام JBIC ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1370 8,001 0 0 0 0 8,001 1371 10,441 0 0 0 0 10,441 1372 11,305 0 7,500 0 0 18,805 1373 65,133 0 10,500 0 63,056 138,688 1374 53,581 0 28,500 0 75,537 157,618 1375 80,288 0 60,000 0 107,643 247,931 1376 30,819 0 138,000 0 104,952 273,770 1377 114,516 0 168,000 5,993 70,412 358,920 1378 158,490 0 152,867 41,871 81,452 434,679 1379 183,285 0 120,000 24,675 96,645 424,605 1380 36,550 100,000 105,000 10,703 39,842 292,096 1381 293,915 100,000 54,000 2,372 105,032 555,319 1382 307,907 80,000 111,000 24,238 100,103 623,248 1383 253,954 70,000 0 93,279 54,458 471,692 1384 381,473 249,000 0 23,595 38,199 692,268 1385 196,701 200,000 0 101,430 0 498,131 1386 217,238 0 200,000 22,460 0 439,698 1387 213,600 250,000 0 279 0 463,879 1388 260,654 0 0 5,125 0 265,779 1389 38,754 0 0 0 0 38,754 1390 238,938 0 0 0 0 238,938 ﺟﻤﻊ 3,155,541 1,049,000 1,155,367 356,020 937,330 6,653,258 ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 139 ﺟﺪول پ .4 - 6 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ درﻳﺎﻓﺖ وام از ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی داﺧﻠﻲ ﮔﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1372 1,039 0 0 0 1,039 1373 2,292 0 0 0 2,292 1374 2,802 0 0 0 2,802 1375 7,164 0 0 0 7,164 1376 39,706 0 0 0 39,706 1377 32,692 0 0 0 32,692 1378 82,980 0 0 0 82,980 1379 127,995 0 0 0 127,995 1380 253,541 50,000 0 0 303,541 1381 429,556 47,000 0 0 476,556 1382 447,212 100,000 0 2,814 550,026 1383 323,085 360,000 0 62,077 745,162 1384 701,898 384,000 0 40,560 1,126,457 1385 804,267 300,000 0 19,231 1,123,498 1386 865,571 0 0 4,978 870,549 1387 1,170,337 2,000,000 36,000 4,704 3,211,041 1388 882,856 2,499,858 0 1,895 3,384,610 1389 1,460,200 3,000,000 435,253 0 4,895,453 1390 5,130,676 1,692,670 12,500 149 6,835,995 ﺟﻤﻊ 12,765,870 10,433,528 483,753 136,407 23,819,557 140 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول پ.4 - 7 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﻛﺎرو ن3 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ درﻳﺎﻓﺖ وام از ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی داﺧﻠﻲ ﮔﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1369 3,562 0 0 0 3,562 1370 4,974 0 0 0 4,974 1371 10,128 0 0 0 10,128 1372 9,540 0 30,000 0 39,540 1373 48,241 0 44,000 0 92,241 1374 73,741 0 69,000 0 142,741 1375 135,032 0 184,000 0 319,032 1376 71,913 0 183,750 0 255,663 1377 167,970 0 236,250 17,005 421,225 1378 157,251 0 239,000 75,265 471,516 1379 312,038 0 170,000 38,680 520,718 1380 232,316 270,000 155,000 57,004 714,320 1381 686,132 293,000 176,000 18,203 1,173,335 1382 897,133 240,000 174,000 1,009 1,312,142 1383 525,281 270,000 0 0 795,281 1384 396,421 100,000 170,000 5,106 671,526 1385 347,212 100,000 0 0 447,212 1386 131,836 0 0 207 132,044 1387 229,241 0 0 5,852 235,092 1388 215,240 0 0 0 215,240 1389 112,351 0 0 0 112,351 1390 77,283 0 0 0 77,283 ﺟﻤﻊ 4,844,836 1,273,000 1,831,000 218,331 8,167,167 ﺟﺪول پ.4 - 8 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون4 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1372 1,336 0 0 1,336 1373 1,299 0 0 1,299 1374 1,852 0 0 1,852 1375 4,433 0 0 4,433 1376 23,934 0 0 23,934 1377 22,535 0 0 22,535 1378 49,500 0 0 49,500 1379 72,720 0 0 72,720 1380 220,251 0 0 220,251 ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 141 اداﻣﻪ ﺟﺪول پ.4 - 8 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون4 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1381 313,804 10,000 0 323,804 1382 321,256 60,000 1,905 383,161 1383 217,225 300,000 3,427 520,652 1384 753,261 267,000 31,573 1,051,833 1385 516,150 200,000 17,014 733,164 1386 531,261 352,794 6,990 891,045 1387 833,653 1,000,000 8,515 1,842,168 1388 552,495 1,500,000 5,976 2,058,470 1389 724,237 500,000 973 1,225,210 1390 614,741 0 139 614,880 ﺟﻤﻊ 5,775,944 4,189,794 76,511 10,042,249 ﺟﺪول پ.4 - 9 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﻃﺮح ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ درﻳﺎﻓﺖ وام از ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی دا ﺧﻠﻲ وام ﺻﻨﺪوق ذﺧﻴﺮه ارزی ﺟﻤﻊ ﻛﻞ 1373 1,653 0 0 0 1,653 1374 2,082 0 0 0 2,082 1375 7,130 0 0 0 7,130 1376 17,799 0 0 0 17,799 1377 3,271 0 0 0 3,271 1378 25,489 0 0 0 25,489 1379 29,490 0 0 0 29,490 1380 39,200 0 0 0 39,200 1381 302,191 0 0 0 302,191 1382 135,452 0 0 0 135,452 1383 114,494 0 0 0 114,494 1384 451,709 0 0 0 451,709 1385 484,515 0 0 0 484,515 1386 324,822 264,595 0 30,542 619,960 1387 509,750 1,000,000 25,000 148,130 1,682,880 1388 320,600 400,000 0 18,268 738,868 1389 400,323 800,000 111,335 164,949 1,476,608 1390 565,299 500,000 90,000 103,206 1,258,506 ﺟﻤﻊ 3,735,271 2,964,595 226,335 465,096 7,391,298 142 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﻬﺖ ﺑﺮآورد ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺮای آن دﺳﺘﻪ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 1390 اﺟﺮای آن ﺑﻪ اﺗﻤﺎم ﻧﺮﺳﻴﺪه اﺳﺖ، از ارﻗﺎم ﻣﺼﻮب ﺳﺎل 1391 و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺳﺎل 1392 ﻣﻮاﻓﻘﺖ ﻧﺎﻣﻪ اﻋﺘﺒﺎرات ﺗﻤﻠﻚ داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ای ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 10 (اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول پ.4 - 10 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ارﻗﺎم ﻣﺼﻮب 1391 و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎ ل ﺳﺎل ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪﻋﻠﻴﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 4 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 1391 737,607 3,663,353 1,803,716 6,043,085 1392 0 0 0 4,582,729 ﺟﻤﻊ 737,607 3,663,353 1,803,716 10,625,814 ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﺒﻠﻎ درج ﺷﺪ ه در ﻣﻮاﻓﻘﺖ ﻧﺎﻣﻪ ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﺑـﺮای اﺟـﺮای ﭘـﺮوژه ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﻣﻴﺰان 1000 ﻣﮕﺎوات ﺑﺴﻴﺎر ﺗﺮ ﻛﻢ از ﻣﺒﻠﻎ ﭘـﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ ﺷـﺪه ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﺑـﺮآورد ﻗﻴﻤـﺖ EPC ﺷـﺮﻛﺖ ﻓـﺮاب و ﺑﺮآوردﻫﺎی ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان ﺑﻪ ﻣﻴﺰان 450 ﻣﻴﻠﻴﺎرد رﻳﺎل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳـﺎﺧﺘﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔـﺎه و260 ﻣﻴﻠﻴـﻮن ﻳﻮرو ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺳﺎل 1390 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، از رو اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﮔﺘﻮﻧـﺪ ﻋﻠﻴـﺎ ﺑـﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ EPC ﺷﺮﻛﺖ ﻓﺮاب و ﺑﺮآوردﻫﺎی ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴـﺮوی اﻳـﺮان و ﺑـﺎ در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﺗﻌﺪﻳﻼت ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺑﻪ ﺻﻮر ت ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 11 (ﺑﺮآورد ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول پ .4 - 11 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ )1000 ﻣﮕﺎوات ( واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺳﺎل ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺟﻤﻊ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ 1392 129,600 1,804,739 1,934,339 1393 233,280 2,896,606 3,129,886 1394 279,936 3,099,369 3,379,305 1395 223,949 2,210,883 2,434,832 ﺟﻤﻊ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ 866,765 10,011,597 10,878,362 پ.4 - 2 - 1 - 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺤﻮه ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﻣﺎﻫﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﺳـﻪ ﺑﺨـﺶ ﺑـﻪ ﺷـﺮح ذﻳـﻞ ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ : اﻟﻒ- ﻫﺰﻳ ﻫﺎ ﻨﻪ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ب- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ای دوره ج- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ و ارزش ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 143 اﻟﻒ- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻻﻧﻪ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺎﻫﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮارد ذﻳﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ : 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوی اﻧﺴﺎﻧﻲ 2 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری و ﺗﻌﻤﻴﺮات 3 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺣﻤﻞ و ﻧﻘﻞ 4 - و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﺎﻻﺳﺮی ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﻓـﻮق در دﺳـﺘﺮس ﻧﺒﻮده اﺳﺖ، از اﻳﻦ رو ﺑﺮای ﺑﺮآورد اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ از ﺿﺮاﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧ ﺪارد1 ﻣﺮﺑـﻮط اﺳـﺘﻔﺎده ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﺑـﺮای اﺳـﺘﻔﺎده از اﻳـﻦ ﺿﺮاﻳﺐ ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻃﺮح ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ اﺟـﺰا ﺑـﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺮای ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻧﺠـﺎم ﺷـﺪه ﻣﻴـﺎن اﺟـﺰ ای ﻃﺮح از ﻧﺴﺒﺖ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻣﻮاﻓﻘﺖ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺗﻤﻠﻚ داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ای ﻫﺮ ﻃﺮح ﻛﻪ در آن ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﭘﺮوژه ﻣﻮﺟﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، اﺳﺘﻔﺎده اﺳﺖ ﺷﺪه . ﻛﻠﻴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﺟـﺪاول )پ.4 - 5 ( . پ)ﺗـﺎ4 - 11 ( ﺑـﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺟﺎری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻫﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ از ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ وزﻧﻲ ﺷﺎﺧﺺ ﻫـﺎ ی رﺷﺘﻪ ای 2 ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻫﺎ ﻃﺮح اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻛﻪ اﻳﻦ آﺧﺮﻳﻦ ﺷﺎﺧﺺ ﻫـﺎ ی ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﺷـﺪه ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﺳﻪ ﻣﺎﻫﻪ دوم ﺳﺎل 1391 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷـﺎﺧﺺ ﻫـﺎ ی ﺳـﺎل ﭘﺎﻳـﻪ ﻣـﻮرد ﻧﻈـﺮ از ﻓﺮﻣـﻮل ﺑـﻪ ﻛـﺎر رﻓﺘـﻪ در دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ داﻣﻨﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ 3 اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 12 ( . پ)ﺗﺎ4 - 16 (ﻧﺤﻮه ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ : ﺟﺪول پ.4 - 12 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪﺳﻠﻴﻤﺎن ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﻋﻨﻮان ﭘﺮوژه ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﺎزﻫﺎی ﻫﻴﺪروﻟﻴﻜﻲ ﺗﺠﻴﻬﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ 2,044,391 5,180,989 14,243,740 1,530,838 6,572,229 7,708,791 37,280,977 ﺿﺮﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0/0 % 0/1 % 6/0 % 0/1 % 0/1 % 0/1 % --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0 51,810 85,462 15,308 65,722 77,088 295,391 1 - ﻧﺸﺮﻳﻪ258 ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳﺲ ﺟﻤﻬﻮر 2 - ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﭘﻴﻤﺎﻧﻜﺎری ﻣﺎﻧﻨﺪه ﺷﺎﺧﺺ ﺳﺪﺳﺎزی ، ﺳﻴﻮﻳﻞ، اﺑﻨﻴﻪ، ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﺎل و ﺑﺮق ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت راﻫﺒﺮ دی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﻪ ﻣﺎﻫﻪ ) ﻓﺼﻠﻲ ( ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 3 - دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ داﻣﻨﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی در ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت ﻳﻚ ﻣﺮﺣﻠﻪ ای و دو ﻣﺮﺣﻠﻪ ای - ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت راﻫﺒﺮدی 144 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول پ.4 - 13 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺘﻮﻧﺪﻋﻠﻴﺎ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن و ﺳﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺧﺴﺎرت ﻣﺨﺰن اﻧﺘﻘﺎل آب ﺷﻮر ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ) ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ( ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ) ﺗﺠﻬﻴﺰات ( ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ 2,848,445 731,362 44,403,527 4,448,678 4,566,036 2,886,555 667,146 9,023,695 69,575,444 ﺿﺮﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0/0 % 0/1 % 6/0 % 0/1 % 0/0 % 5/1 % 6/0 % 0/1 % --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0 7,314 266,421 44,487 0 43,298 4,003 90,237 455,760 ﺟﺪول پ.4 - 14 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون 3 ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ 6,665,883 4,635,384 18,724,384 16,830,767 46,856,418 ﺿﺮﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0/0 % 0/1 % 6/0 % 0/1 % --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری0 46,354 112,346 168,308 327,008 ﺟﺪول پ.4 - 15 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﺎرون 4 ﺖﻗﻴﻤ ﺑﻪ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ2,884,549 3,241,676 19,781,254 4,824,484 30,731,961 ﺿﺮﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑ ﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0/0 % 0/1 % 6/0 % 0/1 % --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0 32,417 118,688 48,245 199,349 ﺟﺪول پ.4 - 16 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻛﺎرﻫﺎی ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﺎﺧﺘﻤﺎ ن ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﺟﻤﻊ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ 1,587,973 2,292,446 15,284,743 11,367,359 30,532,520 ﺿﺮﻳﺐ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0/0 % 0/1 % 6/0 % 0/1 % --- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری 0 22,924 91,708 113,674 228,307 ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 145 ب- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ دوره ای ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ دوره ای ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﺮﺧﻲ از ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣﺎﻧﻨـﺪ ﺗـﻮرﺑﻴﻦ و ژﻧﺮاﺗـﻮر ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﻛـﻪ ﺑـﺮ اﺳـﺎس اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﮕﻬﺪاری، ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻨﻈﻢ در دوره ﻫﺎی ﺑﻴﻦ 7 ﺗﺎ10 ﺑﺎﻳﺪ ﺻﻮرت ﮔﻴﺮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﺗﻌﻤﻴـﺮات اﺳﺎﺳـﻲ ﺑـﻪ ﺻﻮرت درﺻﺪی از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ دوره ای ﺑﻪ ﻣﻴﺰان 5 درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﺮﻗﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ ﻃﺮح در دوره ﻫـﺎی زﻣـﺎﻧﻲ 10 ﺳـﺎﻟﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﻧﺘـﺎﻳﺞ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳ ﺎﺳﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 17 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 17 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺗﻌﻤﻴﺮات دوره ای اﺳﺎﺳﻲ ﻃﺮح ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ یﻫﺎ ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﺿﺮﻳﺐ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات دوره ای اﺳﺎﺳﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات دوره ای اﺳﺎﺳﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 14,281,019 05 /0 714,051 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ 6,713,966 05 /0 335,698 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 16,830,767 05 /0 841,538 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 4,824,484 05 /0 241,224 ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 11,367,359 05 /0 568,368 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻫﺎ ﻫﺎ ﺳﺎل ی آﻳﻨﺪه اﺗﻔﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ، ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻣﺒﻠﻎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ در ﮔﺮدش ﻧﻘﺪی ﺑﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺟﺎری از ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ وزﻧﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی رﺷﺘﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ و ﺑﺮﻗﻲ ﻃﻲ 10 ﺳﺎل اﺧﻴﺮ اﺳـﺘﻔﺎده ﺷـﺪه اﺳ ﺖ ﻛﻪ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 18 (ﻧﺤﻮه ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ آن را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 18 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺿﺮﻳﺐ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﻤﻴﺮات دوره ای اﺳﺎﺳﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺷﺮح ﺗﺠﻬﻴﺰات اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﺎل ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺟﻤﻊ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮ وﮔﺎه 55 % 45 % 100 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺷﺎﺧﺺ ﻣﺮﺑﻮط 170 /1 159 /1 165 /1 ج- ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ و ارزش ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ و ﺑﺮﻗﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﻃﻮل ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﻛﻮﺗﺎه ﺗﺮی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴـﺪ ﺳـﺎﺧﺘﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔـﺎه و ﺳـﺪ ﻣﺨﺰﻧﻲ1 دارﻧﺪ . از اﻳﻦ رو ا ﻳﻦ اﺟﺰا ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻌﺪ از اﺗﻤﺎم ﻋﻤ ﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﮔﺮدﻧﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 19 ( اﻃﻼﻋـﺎت ﻣﺮﺑـﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ را ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ اراﺋﻪ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 1 - ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺎده151 ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺗﺠﻬﻴﺰات اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ و ﻣﻜﺎﻧﻴ ﻜﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی آﺑـﻲ 35 ﺳـﺎل و ﺳـﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ75 ﺳـﺎل ﻣﻨﻈـﻮر ﻣﻲ .ﺷﻮد 146 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول پ.4 - 19 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺳﺎل 92 واﺣﺪ : ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮو ﮔﺎه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ دوره ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 14,281,019 35 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ 14,139,520 35 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 16,830,767 35 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 4,824,484 35 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 11,367,359 35 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺟﺎری ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ای دوره ﻋﻤﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . - ارزش ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﭘﺲ از اﺗﻤﺎم دوره ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﺨﺸﻲ از داراﻳﻲ ﻫﺎی ﻃﺮح دارای ارزش دﻓﺘﺮی ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﻫﺴﺘ ﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﺑﺮﮔﺸـﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﻨﻈﻮر ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ارزش ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣـﺎده 151 ﻗـﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ و ﺑﺎ ﻛﺴﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺳﺘﻬﻼک از ارزش دﻓﺘﺮی داراﻳﻲ ﻫﺎ در آﻏﺎز ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻋﻤﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . پ.4 - 2 - 2 - ﻣﻴﺰان ﺗﻮ ﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﻪ ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻣﻨـﺎﺑﻊ آب ﺑـﺮآورد ﺷـﺪه در ﺟﺪول ﺷﻤﺎر . پ) ه 4 - 20 ( اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول پ.4 - 20 - ﻇﺮﻓﻴﻦ ﻧﺼﺐ و ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻣﻞ ﻧﺼﺐ MW ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲGWH/Y ﺳﺎل ﺷﺮوع ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 2,000 3,606 1,382 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ 2,000 4,500 1,392 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 2,000 3,714 1,384 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 1,000 2,107 1,390 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 480 844 1,393 ا ز ﺑﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، ﻣﺪت زﻳﺎدی از ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری دو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و ﻛـﺎرون 3 ﻣـﻲ ﮔـﺬرد و ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﺗﻮﻟﻴﺪﺷﺎن ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻣﻮﺟﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺎرون 4 و ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﺑـﻪ ﺗـﺎزﮔﻲ ﺑـﻪ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری رﺳﻴﺪه ﻛﻪ ﻋﻤﻠﻜﺮدﺷﺎن ﻧﺎﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﻧﻴﺮوﮔ ﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﻧﻴﺰ ﻫﻨﻮز ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﺮﺳﻴﺪه اﺳﺖ . ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )پ.4 - 21 ( ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ دو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و ﻛﺎر ون3 را ﺗﺎ ﺳﺎل1391 ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 147 ﺟﺪول پ.4 - 21 - ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺷﺪه واﺣﺪ : ﮔﻴﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺳﺎل ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻧ ﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 3 1382 2,791 --- 1383 3,136 --- 1384 3,695 2,872 1385 4,392 3,941 1386 4,252 3,804 1387 1,487 612 1388 1,728 2,031 1389 2,278 1,459 1390 2,704 2,644 1391 2,791 2,277 ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺗﻮﻟﻴﺪ 2,925 2,455 ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪ ا ول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 20 ( و )پ.4 - 21 ( ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺗﻔﺎوت ﻣﻌﻨﻲ داری ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳـﻤﻲ و ﻋﻤﻠﻜـﺮد واﻗﻌـﻲ وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ اﻳﻦ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ را ﺗﻮان ﻣﻲ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 22 (ﻣﺸﺎﻫﺪه ﻛﺮد : ﺟﺪول پ.4 - 22 - ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ و ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ واﺣﺪ : ﮔﻴﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺷﺮح ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻣﺘﻮ ﺳﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﻠﻜﺮد درﺻﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 3,606 2,925 681 19 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 3,714 2,455 1,259 34 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ 3,660 2,690 970 26 % ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه )پ.4 - 22 ( ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣﺴـﺠﺪ ﺳـﻠﻴﻤﺎن و ﻛـﺎرون 3 ﻃـﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی 1382 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل1391 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ19 و34 درﺻﺪ و ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد اﻳﻦ دو ﻧﻴﺮوﮔـﺎه 26 درﺻـﺪ از ﺗـﺮ ﻛـﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﺑﻮده اﺳﺖ . ﻋﻠﺖ اﺻﻠﻲ اﻳﻦ ﻛﺎﻫﺶ ﺑﺎرﻧﺪﮔﻲ ﻫﺎ و ﺑﺪه رودﺧﺎﻧﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﺎﻫ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺑﺨﺶ ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﺑﺮآوردﻫـﺎی ﭘﺎﻳـﻪ ﺑـﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 22 ( ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﺮآوردﻫﺎی ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺴـﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻮرد ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . پ.4 - 2 - 3 - ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪ ه در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ اﺑﺘﺪا ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣـﻮر د ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ، ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻓﺮﻣﻮل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﻣﻲ ﺷﻮد و ﺳﭙﺲ ﺑ ﺎ اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫـﺎ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻘﺎ ﻳﺴﻪ ﺑﻮدن ﻧﺘﺎﻳ ﺞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی رﺷﺘﻪ ای 148 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻣﺮﺑﻮط اﺛﺮ ﺗﻮرم ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی ﻣﻲ ﺷﻮد و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری و ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑـﺎزار ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . پ.4 - 2 - 3 - 1 - ﺗﺨﻤﻴﻦ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻓﺮﻣﻮل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳ ﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻳـﻚ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق از روش ﻫﺰﻳ ﻨـﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﺷـﻮد در . ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺎی ﻗﺒﻠﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﻓﺮﻣﻮل ﻓﻮق ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دوره ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ و ارزش اﺳﻘﺎط داراﻳﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔ ﺎه در ﭘﺎﻳﺎن ﻋﻤﺮ دوره ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻗـﺮار ﮔﺮﻓـﺖ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮارد ﻓﻮق ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻻزم اﺳـﺖ ﺗـﺎ ﻣﻘـﺪار ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫـﺎی i ) ﻧـﺮخ ﺗﻨﺰﻳـﻞ و ( n ) دوره ﺑﺮرﺳـﻲ ( ﻣﺸﺨﺺ ﮔﺮدد . اﻟﻒ- دوره ﺑﺮرﺳﻲ : در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه، دوره ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻌﺎدل ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﺳﺎزه اﺻﻠﻲ ﻃﺮح ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ ﻫﻤﺎن ﺳﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻃﺒﻖ ﻣﺎده 151 ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴـﺪ ﺳـﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ 75 ﺳﺎل اﺳﺖ . از اﻳﻦ رو ﺟﻬﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻋﻤﺮ ﻣﻔﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ 75 ﺳﺎل ﻟﺤﺎظ ﺷﺪه اﺳﺖ . ب- ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ : ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ از روش WACC اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . در اﻳﻦ روش ﺑﺎ ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﮔﻴـﺮی وزﻧـﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛﺎر ﺑﻪ رﻓﺘﻪ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﻪ . ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣـﺎﻟﻲ ﺑـﻪ ﻛـﺎر رﻓﺘـﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 5 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ را ﻣﻲ ﺗﻮان در دو ﺑﺨﺶ ﺑﻪ ﺷﺮح ذﻳﻞ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد : ج- آورده دﺳﺘﮕﺎه ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ ) ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ (: اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺷﺎﻣﻞ اﻋﺘﺒﺎرات ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﺷﺪه ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ از ﻣﺤـﻞ ﺑﻮدﺟﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ و ﻣﻨﺎﺑﻊ داﺧﻠﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ وزارت ﻧﻴﺮو از ﻗﺒﻴﻞ ﺗـﻮاﻧﻴﺮ، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی آب ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای و ﺷﺮﻛﺖ آب و ﻧﻴﺮو ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ . ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل ﺑﺮای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ ﺳﻮد ) ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮ ﺻﺖ ( ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘـﻲ از ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻧـﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ دوﻟﺘﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد د- وام ﻫﺎی درﻳﺎﻓﺘﻲ وام : ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ ﺷـﺎﻣﻞ ﻣـﻮارد ذﻳـﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد − اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ دوﻟﺘﻲ : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻋﻤﺮاﻧـﻲ ﻛﺸـﻮر از ﻣﺤـﻞ اﻧﺘﺸـﺎر اوراق ﻣﺸـﺎرﻛﺖ از ﺳـﺎل 1373 آﻏﺎز ﺷﺪه اﺳﺖ . اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ دوﻟﺘﻲ در ﻣﻘﺎﻃﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺟﻬﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ اﺟـﺮای ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣـﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎزﭘﺮداﺧﺖ اﻳﻦ اوراق 4 ﺳﺎﻟﻪ و ﻧﺮخ ﺳـﻮد آن ﺑﻴﻦ 15.5 ﺗﺎ20 درﺻﺪ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺳﺎل اﻧﺘﺸﺎر ﻣﺘﻐﻴﺮ اﺳﺖ ﺟﺎ آن از . ﻛﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻛـﺎﻣﻠﻲ در ﺧﺼـﻮص ﺷـﺮاﻳﻂ اوراق ﻣﻨﺘﺸﺮه ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮ ﻃﺮح وﺟﻮد ﻧﺪارد، ﺑﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﺎﻟﻲ از ﻣﺤـﻞ اﻧﺘﺸـﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻃﺮح ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا از ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ وزﻧﻲ ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﻫﺎ ﺳﺎل ی اﻧﺘﺸﺎر آن اﺳـﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎر ﻛﺖ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی ﮔﺬﺷﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 23 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮ ردی 08 / 09 / 93 149 ﺟﺪول پ.4 - 23 - ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ از اﺑﺘﺪای اﻧﺘﺸﺎر آن ﺗﺎ ﺑﻪ اﻣﺮوز ﺳﺎل اﻧﺘﺸﺎر ﻧﺮخ ﺳﻮد ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺳﺎل اﻧﺘﺸﺎر ﻧﺮخ ﺳﻮد ﺳﺎﻻﻧﻪ 1373 0/ 20 % 1383 0/ 17 % 1374 0/ 20 % 1384 0/ 17 % 1375 0/ 20 % 1385 5/ 15 % 1376 0/ 20 % 1386 5/ 15 % 1377 0/ 20 % 1387 0/ 18 % 1378 0/ 19 % 1388 0/ 16 % 1379 0/ 19 % 1389 0/ 17 % 1380 0/ 17 % 1390 0/ 18 % 1381 0/ 17 % 1391 0/ 20 % 1382 0/ 17 % 1392 0/ 20 % − ﺑﺎﻧﻚ وام ﻫﺎی داﺧﻠﻲ : ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﺪه از ﻣﺤﻞ وام ﻫﺎی ﺑﺎﻧﻜﻲ ﺷﺎﻣﻞ وام ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣـﺪت از ﺑﺎﻧـﻚ ﺻـﺎدرات ﺑ ﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺎرون3 و ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و وام ﻫﺎی ﻳﻚ ﺳﺎﻟﻪ از ﺑﺎﻧﻚ ﻫﺎی ﺻﺎدرات، ﺗﺠﺎرت، ﺳﭙﻪ، ﭘﺎﺳﺎرﮔﺎد، اﻗﺘﺼﺎد ﻧﻮﻳﻦ و ﺑﺎﻧﻚ ﻛﺎراﻓﺮﻳﻦ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن، ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴـﺎ و ﺳـﻴﻤﺮه ﺑـﺎ ﻧـﺮخ ﺳـﻮد ﻣﻌﺎدل ﻧﺮخ ﺳﻮد اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − ﮔﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﻓ ﺎﻳﻨﺎﻧﺲ : ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ در ﻣﻘﺎﻃﻌﻲ اﻗﺪام ﺑﻪ ﮔﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی ﻓﺎﻳﻨﺎﻧﺲ ﻳﻚ ﺳﺎﻟﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎﻧﻚ ﻣﺮﻛﺰی ﺑﺎ ﻧﺮخ ﺳﻮد 16 درﺻﺪ ﻧﻤﻮده اﺳﺖ . − وام ﺻﻨﺪوق ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻠﻲ : ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه از وام ارزی ﺻﻨﺪوق ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻠﻲ اﺳـﺘﻔﺎده ﺷـﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ 5 درﺻﺪ ﻧﺮخ ﺳﻮد وام ﺻﻨﺪوق ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻠـﻲ و ﻣﺘﻮﺳـﻂ5 ،درﺻـﺪ ﻧـﺮخ رﺷـﺪ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ارز ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ از ﻣﺤﻞ وام ﺻﻨﺪوق ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻠﻲ ﻣﻌﺎدل 10 درﺻﺪ در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﻨﻈﻮر ﺷﺪه اﺳﺖ . − وامJBIC )ﺧﻂ اﻋﺘﺒﺎری ﻛﺸﻮر ژاﭘﻦ (: ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻃﺮح ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن از وام JBIC ﺧﻂ اﻋﺘﺒﺎری ﻛﺸﻮر ژاﭘﻦ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ 3 درﺻﺪ ﻧﺮخ ﺳـﻮد وامJBIC و ﻣﺘﻮﺳـﻂ5 درﺻـﺪ ﻧـﺮخ رﺷـﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ارز، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ از ﻣﺤﻞ وام JBIC 8 درﺻﺪ در ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﻨﻈﻮر ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ اراﺋﻪ ﺷﺪه ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﺮآورد ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از روش WACC ﺑـﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 24 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 150 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺟﺪول پ .4 - 24 - ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از روش WACC ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺷﺮح ﻣﻨﺎﺑﻊ دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﺸﺎر اوراق ﻣﺸﺎرﻛﺖ درﻳﺎﻓﺖ وام از ﺑﺎﻧﻚ ﻫ ﺎی داﺧﻠﻲ ﻛﺸﺎﻳﺶ اﻋﺘﺒﺎرات اﺳﻨﺎدی وام JBIC وام ﺻﻨﺪوق ذﺧﻴﺮه ارزی ﻧﺮخ ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ9/ 17 % 0/ 17 % 3/ 18 % 0/ 16 % 0/8 % 0/ 10 % 3/ 16 %درﺻﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 4/ 47 % 8/ 15 % 4/ 17 % 4/5 % 1/ 14 % 0/0 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻣﺘﻮﺳﻂ وز ﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ6/ 17 % 1/ 17 % 1/ 17 % 0/ 16 % 0/8 % 0/ 10 % 3/ 17 درﺻﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 6/ 53 % 8/ 43 % 0/2 % 6/0 % 0/0 % 0/0 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 3 ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ6/ 17 % 9/ 16 % 7/ 18 % 0/ 16 % 0/8 % 0/ 10 % 7/ 17 %درﺻﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 3/ 59 % 6/ 15 % 4/ 22 % 7/2 % 0/0 % 0/0 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 4 ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ3/ 17 % 7/ 16 % 0/0 % 0/ 16 % 0/8 % 0/ 10 % 0/ 17 %درﺻﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 5/ 57 % 7/ 41 % 0/0 % 0/8 % 0/0 % 0/0 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ8/ 18 % 2/ 17 % 2/ 17 % 0/ 16 % 0/8 % 0/ 10 % 6/ 17 %درﺻﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ 5/ 50 % 1/ 40 % 1/3 % 0/0 % 0/0 % 3/6 % پ.4 - 2 - 3 - 2 - ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﻪ روشLCOE ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی در 5 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ ﺑـﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ اﺟـﺰای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ روش LCOE ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ذﻳﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول پ .4 - 25 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ روش LCOE واﺣﺪ : رﻳﺎل اﺟﺰای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ / ارزش ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﮕﻬﺪاری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻣﻘﺪار 335 206 45 190 775 درﺻﺪ 2/ 43 % 6/ 26 % 8/5 % 5/ 24 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻣﻘﺪار 2,285 555 128 897 3,865 درﺻﺪ 1/ 59 % 4/ 14 % 3/3 % 2/ 23 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 ﻣﻘﺪار 621 202 48 199 1,070 درﺻﺪ 0/ 58 % 9/ 18 % 5/4 % 6/ 18 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮ ﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 4 ﻣﻘﺪار 1,514 315 71 621 2,522 درﺻﺪ 0/ 60 % 5/ 12 % 8/2 % 6/ 24 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﻘﺪار 6,248 2,462 579 2,519 11,808 درﺻﺪ 9/ 52 % 8/ 20 % 9/4 % 3/ 21 % 0/ 100 % ﺑﻪ دﻟﻴﻞ وﺟﻮد ﺗﻮرم ﺷﺪﻳﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻃـﻲ ﭼﻨـﺪ دﻫـﻪ اﺧ ﻴـﺮ، اﺧـﺘﻼف ﺑﺴـﻴﺎر زﻳـﺎدی ﺑـﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و ﻛﺎرون 3 ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ وﺟﻮد دارد ﻛﻪ اﻣﻜﺎن ﻣ ﻘﺎﻳﺴﻪ ﻫﺎ آن را ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )پ.4 - 25 (ﻏﻴﺮﻣﻤﻜﻦ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 151 ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻛﺸﻮر و ﻣﺎﻫﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ اﺧﺘﻼف ﺑﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷـﺪه ﻫـﺮ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟ ﻴﺪی ﺑﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ دو ﻋﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه : ﻳﻜﻲ از ﻋﻮاﻣﻠﻲ ﻛﻪ ﺑﺎﻋﺚ اﻳﺠﺎد اﺧﺘﻼف ﺑﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ در ذﻳﻞ ﺑﻪ ﭼﻨﺪ ﻣﻮرد از اﻳﻦ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ﻣﻬﻢ اﺷﺎره ﻣﻲ :ﺷﻮد • ﻣﻴﺰان ﺗ ﻮﻟﻴﺪ ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺷﺮاﻳﻂ آﺑﺪﻫﻲ رودﺧﺎﻧﻪ، ﻫﺪ آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ و ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . • ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ اﺑﻌﺎد ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ و ﺳﺎﺧﺘﮕﺎه ﺳﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . • ﻣﺪت زﻣﺎن اﺟﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ اﺑﻌﺎد ﺳﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ و ﻧﺤﻮه ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . • ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ − اﺛﺮ ﺗﻮرم : اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﻮر اﻳﺮان ﭼﻨﺪﻳﻦ دﻫﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ دﭼﺎر ﺗﻮرم ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ ﺧﻮد ﺑﺎﻋﺚ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺷﻮد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﺎل ﺑﻪ ﺳﺎل اﻓﺰاﻳﺶ ﺷﺪﻳﺪ و ﭼﺸﻢ ﮔﻴﺮی داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ ﻃـﻮری ﻛـﻪ ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻧـﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﺎرﻫﺎی ﭘﻴﻤﺎﻧﻜﺎر ی ﻃﻲ 30 ﺳﺎل ﮔﺬﺷﺘﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ در ﺣﺪوده16 درﺻﺪ ﺑﻮده اﺳﺖ . از اﻳﻦ رو در ﻛﺸﻮر اﻳﺮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﺷﺪت واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ زﻣﺎن اﺟﺮا و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری آن دارد . ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﻬﺘﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎﻳﺪ اﺛﺮ ﺗﻮرم ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ را ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی ﻛﺮد . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﻈ ﻮر ﺳـﺎل 1392 ﺑﻪ ﻋ ﻨﻮان ﺳﺎل ﻣﺒﻨﺎی ﻣﺸﺘﺮک ﻓﺮض ﺷﺪه ﻛﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﻫـﺮ ﻃـﺮح در دوره اﺟﺮای آن ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا ﺳﻌﻲ در ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی اﺛﺮ ﺗﻮرم ﺑﺮ روی ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﮔﺮدﻳﺪه اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻧﺘـﺎﻳﺞ ﺑـﻪ ﺷـﺮح ﺟـﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 26 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول پ .4 - 26 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎ م ﺷﺪه ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ روش LCOE و ﻳﻜﺴﺎن ﺳﺎزی اﺛﺮ ﺗﻮرم واﺣﺪ : رﻳﺎل اﺟﺰای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺷﺮح ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ / ارزش اﺳﻘﺎط ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﻤﻴﺮات اﺳﺎﺳﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﮕﻬﺪاری- ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎ ه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 1,519 933 202 859 3,514 درﺻﺪ از ﻛﻞ 2/ 43 % 6/ 26 % 8/5 % 5/ 24 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 2,285 555 128 897 3,865 درﺻﺪ از ﻛﻞ 1/ 59 % 4/ 14 % 3/3 % 2/ 23 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 2,084 678 161 670 3,593 درﺻﺪ از ﻛﻞ 0/ 58 % 9/ 18 % 5/4 % 6/ 18 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 2,048 427 97 840 3,412 درﺻﺪ از ﻛﻞ 0/ 60 % 5/ 12 % 8/2 % 6/ 24 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 5,370 2,116 498 2,165 10,148 درﺻﺪ از ﻛﻞ 9/ 52 % 8/ 20 % 9/4 % 3/ 21 % 0/ 100 % ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺟﺪول ﻓﻮق ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﻴﻦ 4 ﻃﺮح ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن، ﮔﺘﻮﻧﺪ، ﻛﺎرون3 و4 اﺧﺘﻼف ﭼﻨﺪان وﺟﻮد ﻧﺪارد و ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از ﻟﺤﺎظ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎ ی ذﻛﺮ ﺷﺪه در ﻓﻮق ﺗﻔﺎوت ﭼﻨﺪاﻧﻲ ﺑﺎ ﻫﻢ ﻧﺪاﺷـﺘﻪ و ﻋﻠـﺖ اﺧـﺘﻼف 152 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺎ آن ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮ رم ﺑﻮده اﺳﺖ . اﻣﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﻛﺎﻣﻼ ﻣﺘﻔﺎوت از 4 ﻧﻴﺮوﮔـﺎه دﻳﮕـﺮ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه آن در ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮرﻣﻲ ﻳﻜﺴﺎن ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ 3 ﺑﺮاﺑﺮ4 ﻧﻴﺮوﮔﺎه دﻳﮕﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻨﻲ، ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ اﻳﻦ ﻃﺮح ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺮای ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻻزم اﺳﺖ ارزﻳﺎﺑﻲ ﻣﺨﺘﺼﺮی از ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺎزار ﻃﻲ ﻫﺎ ﺳﺎل ی اﺧﻴﺮ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻴﻢ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 27 ( ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺮﻳﺪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠـﻮات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق در ﺑـﺎزار ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان را ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی اﺧﻴﺮ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 27 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺮﻳﺪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺳﺎل 1387 1388 1389 1390 1391 ﻓﺼﻞ ﺑﻬﺎر 160 203 201 281 380 ﻓﺼﻞ ﺗﺎﺑﺴﺘﺎن 211 238 233 452 451 ﻓﺼﻞ ﭘﺎﻳﻴﺰ 181 179 187 364 394 ﻓﺼﻞ زﻣﺴﺘﺎن 174 172 157 308 377 ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎل 182 198 194 351 400 ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 27 (ﻧﺸﺎ ن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﺳﻴﺮ ﺻـﻌﻮدی داﺷـﺘﻪ و ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ 24 درﺻﺪ رﺷﺪ داﺷﺘﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻟﺒﺘﻪ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﻻزم اﺳﺖ ﻛﻪ درﺻـﺪی از اﻳـﻦ اﻓـﺰاﻳﺶ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﻫﺪﻓﻤﻨـﺪی ﺣﺎﻣﻞ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 90 و91 اﺗﻔﺎق اﻓﺘﺎده اﺳﺖ . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق د ر ﺑﺎزار روﻧـﺪی اﻓﺰاﻳﺸـﻲ دارد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛﻪ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 25 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻧﻴﺴـﺖ . ﺑـﻪ ﻫﻤﻴﻦ دﻟﻴﻞ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه و ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ آن ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق از ﻓﺮﻣﻮل ذﻳﻞ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ : t n n n n LCOE A (1 j) 1 (1 j) (1 i) i (1 j) i j (1 j) 1 − = × + ⎡ ⎤ ⎡ ⎤ − + × + − + × ⎢ ⎥ ⎢ ⎥ − + − ⎣ ⎦ ⎣ ⎦ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﺳﺘﻔﺎده از ﻓﺮﻣﻮل ﻓﻮقj ) ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ( ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺷﺎﺧﺺ رﺷﺘﻪ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻫﺮ ﻃﺮح ﻃﻲ 10 ﺳﺎل اﺧﻴﺮ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 28 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : ﺟﺪول پ.4 - 28 - ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی ﻣﺮ ﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻃﻲ 10 ﺳﺎل ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 3 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون 4 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ3/ 16 % 3/ 16 % 4/ 16 % 3/ 16 % 4/ 16 % ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻓﺮﻣﻮل ﻓﻮق و ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪاول )پ.4 - 25 ( و )پ.4 - 28 ( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣـﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ در ﺳﺎل 1392 ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 29 (ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 153 ﺟﺪول پ.4 - 29 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ در ﺳﺎل 1392 واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ / ﮔﻴﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ اﺟﺰای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺷﺮح ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 233 101 334 3,606 درﺻﺪ از ﻛﻞ 8/ 69 % 2/ 30 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 334 121 455 4,500 درﺻﺪ از ﻛﻞ 5/ 73 % 5/ 26 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 364 109 473 3,714 درﺻﺪ از ﻛﻞ 9/ 76 % 1/ 23 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 283 107 390 2,107 درﺻﺪ از ﻛﻞ 5/ 72 % 5/ 27 % 0/ 100 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 956 340 1,296 844 درﺻﺪ از ﻛﻞ 8/ 73 % 2/ 26 % 0/ 100 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 345 124 469 2,954 درﺻﺪ از ﻛﻞ 6/ 73 % 4/ 26 % 0/ 100 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ ) ﺑﺪون ﺳﻴﻤﺮه ( ﻣﻘﺪار ﺑﺮآورد 308 110 419 3,482 درﺻﺪ از ﻛﻞ 6/ 73 % 4/ 26 % 0/ 100 % در ﺟﺪول ﻓﻮق ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ و ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری- ﻧﮕﻬﺪاری و ﺗﻌﻤﻴﺮات ای دوره اﺳﺎﺳﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 29 ( ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ 70 - 76 درﺻـﺪ ﺑـﻪ ) ﻃـﻮر ﻣﺘﻮﺳﻂ 73.5 درﺻﺪ ( از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻫﺎ ﻃﺮح ی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ را ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻣـﻲ دﻫـﺪ . از ﺑـﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻮرد ﻣ ﻄﺎﻟﻌﻪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و ﻛﺎرون4 دارای ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷـﺪه ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ و ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﮔﺘﻮﻧﺪ و ﻛﺎرون3 ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﭘﻴﺶ ﺗـﺮ اﺷـﺎره ﺷـﺪ اﻧﺤـﺮاف زﻳـﺎدی از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻛﻞ دارد، ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﺑﺎ ﺣﺬف آن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗ ﻤﺎم ﺷﺪه ﻛﻞ از 469 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ 419 رﻳﺎل ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . پ.4 - 2 - 4 - ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ دو ﻋﺎﻣﻞ اﺛﺮ ﺑﺴﻴﺎر زﻳﺎدی در ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻣﻄ ﺎﻟﻌﻪ ﺑﺮای ﺳﺎل 1392 دارد : اﻟﻒ- ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧ ﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﻛﺎﻫﺶ آﺑﺪﻫﻲ و ﺣﺠﻢ آب ﺗﻨﻈﻴﻤﻲ و ﻣﺘﻌﺎﻗﺒـﺎ ﻫﺪ آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 22 (ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد دو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺴـﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن و ﻛﺎرون 3 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ19 و34 درﺻﺪ ﻛﻢ ﺗﺮ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳـﻤﻲ ﺑـﻮده اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻣﺘﻮﺳـﻂ اﻳـﻦ دو ﺣـﺪود 26 درﺻـﺪ 154 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 30 (ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ را ﺑﻪ ازای ﺳﻨﺎرﻳﻮ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻛﺎﻫﺶ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺳﻤﻲ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 30 - ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻣ ﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪ : رﻳﺎل درﺻﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺣﺎﻟﺖ ﭘﺎﻳﻪ 10 % 20 % 30 % 40 % ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 334 363 398 443 503 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ 455 494 542 604 688 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 473 516 569 638 729 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 390 422 463 516 586 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 1,296 1,409 1,551 1,733 1,975 ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ 469 509 560 625 712 درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه --- 9 % 19 % 33 % 52 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ ) ﺑﺪون ﺳﻴﻤﺮه ( 419 455 500 558 635 درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه --- 9 % 19 % 33 % 52 % ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﻓﻮق ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻴﺰان ﺗ ﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮ روی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺣـﺪود ﻫﻤـﺎن درﺻـﺪ ﻛـﺎﻫﺶ، ﺗـﺎﺛﻴﺮ اﻓﺰاﻳﺸﻲ دارد ، ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﺑﺎ ﻛﺎﻫﺶ 30 درﺻﺪی ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه33 درﺻﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ب- ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻃﻲ دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻳﻜﻲ از ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﺛﻴﺮﺗﺎ ﮔﺬار در ﻓﺮﻣﻮل ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ رﺷﺪ اﺳـﺖ . ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره )پ.4 - 31 (درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷ ﺪه در ﻧﺮخ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول پ.4 - 31 - ﺗﺤﻠﻴﻞ ﺣﺴﺎﺳﻴﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ واﺣﺪ : رﻳﺎل درﺻﺪ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﺣﺎﻟﺖ اﺻﻠﻲ 15 % 12 % 10 % ﻧﻴﺮو ﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 334 365 441 474 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﮔﺘﻮﻧﺪ ﻋﻠﻴﺎ 455 556 863 1,102 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون3 473 532 659 718 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﺎرون4 390 474 718 892 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﻴﻤﺮه 1,296 1,540 2,295 2,899 ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ 469 548 770 925 درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه --- 17 % 64 % 97 % ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻛﻞ ) ﺑﺪون ﺳﻴﻤﺮه ( 419 488 677 805 درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه --- 17 % 62 % 92 % ﻛﺎﻫﺶ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﻪ ﻣﻨﺰﻟﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﺷﻴﺐ ﻧﻤﻮدار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﻃﻲ دوره ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری و اﻧﺘﻘـﺎل اﻳـﻦ ﻧﻤﻮدار ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺑﺎﻻ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﻧﺘﻴﺠﻪ آن اﻓﺰاﻳ ﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه در ﻫﺎ ﺳﺎل ی اوﻟﻴﻪ و ﻛﺎﻫﺶ آن در ﺳـﺎل ﻫـﺎ ی اﻧﺘﻬـﺎی ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 155 دوره ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺣﺎﻟﺖ اﺻﻠﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 31 ( ،ﻣﺸﺨﺺ اﺳﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤـﺎم ﺷـﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﻣﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻋﻠﺖ آن اﻳـﻦ اﺳـﺖ ﻛـﻪ در ﺳـﺎل 92 از ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺴﺠﺪ ﺳﻠﻴﻤﺎن 11 ﺳﺎل ﻣﻲ ﮔﺬرد در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺳﻴﻤﺮه ﻫﻨﻮز ﺷﺮوع ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻜـﺮده اﺳـﺖ از . اﻳـﻦ رو ﺑـﺮای ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻻزم اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺎزار اﻧﺘﺨﺎب ﺷـﻮد ﺗﺎ اﻳﻦ دو ﻃﻲ دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﺑﺎ ﻫﻢ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ و ﻫﻤﺴﻮ ﺣﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪ . ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﻓﻮق ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺑـﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﻣﻌﺎدل 12 درﺻﺪ ، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻤﺎم ﺷﺪه 5 ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﺳﺎل92 ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺣﺎﻟﺖ ﻗﺒﻞ ) ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧـﺮخ رﺷﺪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ وزﻧﻲ ﻧﺮخ رﺷﺪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎ ی رﺷﺘﻪ ای ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ( ﻫﺎ ﻃﺮح64 درﺻﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ پ. 4 - 3 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ از ﻣﻴﺎن ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺧﺎرﺟﻲ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﺳﻄﺢ ﺟﻬﺎن، ﺑﻪ ﺳﺒﺐ ﻣﻴﺰان ﺗﺎﺛﻴﺮ ﮔﺬاری، دﻗﺖ و ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻫﺎ آن ﺑﺮ ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت، اﻧﺠﻤﻦ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت ﻣﻠﻲ )2010 ( 1 ﻫﻴﺎت اروﭘﺎﻳﻲ )2005 ( 2، ﻛﻪ از اﻳﻦ ﺑﻪ ﺑﻌﺪExternE ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷـﻮد ، Row و ﻫﻤ ﻜﺎران )1995 ( وLee و ﻫﻤﻜﺎران )1995 ( ﻛﻪ از اﻳﻦ ﺑﻪ ﺑﻌﺪRFF/ORNL ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ،ﺷﻮد اﺷﺎره ﻛﺮد3 . ﮔـﺰارش Row ،و ﻫﻤﻜﺎران ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﺑﺮ ﺗﻮﺳﻌ روﺷ ﻪ ﻲ ﺑﺮای ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﺮﺿـ ﻪ ﺑـﺮق و اﺳـﺘﻔﺎده از روش ﺗﺎﺑﻊ ﺧﺴﺎرت ﺗﻤﺮﻛﺰ دارد . اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ را در ﻗﺎﻟ ﺐ ﺳﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌ ﻪ ﻣﻮردی در ﻧﻴﻮﻳﻮرک ﺗﺨﻤﻴﻦ زده اﺳﺖ : ﻳﻚ ﺳﺎﻳﺖ ﺷﻬﺮی ﻧﺰدﻳﻚ ﻓﺮودﮔﺎه JFK، ﻳﻚ ﺳﺎﻳﺖ روﺳﺘﺎﻳﻲ در اﻣﺘﺪاد درﻳﺎﭼﻪ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و ﻳﻚ ﺳﺎﻳﺖ در ﺣﻮﻣﻪ آﻟﺒﺎﻧﻲ . ﺑﺮاﺳـﺎس ﺑﺨﺸﻲ از ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه، ﻛﻞ ﺧﺴﺎرت ﻧﺎﺷﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ، در ﺳـﺎﻳﺖ ﺷـﻬﺮی JFK ﺣـﺪود10 ﺑﺮاﺑـﺮ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺳﺎﻳﺖ روﺳﺘﺎﻳﻲ درﻳﺎﭼﻪ آ ﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺧﺴﺎرات ﻧﺎﺷﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺳـﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒـﻲ در ﺣﻮﻣـ ﻪ ﺳﺎﻳﺖ آﻟﺒﺎﻧﻲ ﺣﺪودا دو ﺑﺮاﺑﺮ ﺳﺎﻳﺖ روﺳﺘﺎﻳﻲ درﻳﺎﭼﻪ آﻧﺘﺎرﻳﻮ اﺳﺖ . در اواﻳﻞ دﻫﻪ 1990، ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﭘﺮوژه ﻫﺎی ExternE ﺑﺎ ﻫﻤﻜﺎری وزارت اﻧﺮژی آﻣﺮﻳﻜﺎ ﻛﻪ ﭘﻴﺶ ﺗﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت RFF/ORNL را ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻛﺮده ﺑﻮد، در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ راه اﻧﺪازی . ﺷﺪ ﻫﺪف اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت، ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻳـﻚ روش ﺳﻴﺴـﺘﻤﺎﺗﻴﻚ ﺑـﺮای ارزﻳﺎﺑﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ ﻃﻴﻒ ﮔﺴﺘﺮده ای از ﭼﺮﺧﻪ ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺨﺘﻠﻒ در اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺑﻮد . اﻳﻦ ﭘﺮوژه از ﺳﺎﻳﺖ ﻧﻤﻮﻧـﻪ، ﺑﺮای ﻫﺮ ﭼﺮﺧ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ اﺳﺘﻔﺎده ﻛـﺮده ﺗـﺎ ﺧﺴـﺎرات ﺧـﺎرﺟﻲ ﭘـﻮﻟﻲ ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺳـﻼﻣﺘﻲ اﻧﺴـﺎن، ﻣﺤﺼـﻮﻻت ﻛﺸـﺎورزی، اﻛﻮﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ، ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮاﻳﻲ و ﻣﻮاد و ﻣﺼﺎﻟﺢ را ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺮای اﺛﺮﻫﺎی ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮاﻳﻲ و اﻛﻮﺳﻴﺴﺘﻢ، ﺗﻴﻢ ﭘﺮوژه، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺟﺘﻨﺎب ﻛﻞ و ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻛﺮده اﺳﺖ . ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت ExternE در ﻃـﻲ ﺳـﺎل ﻫـﺎ ی ﺑﻌـﺪ ﭼـﻪ ا ز ﻣﻨﻈـﺮ روش ﺷﻨﺎﺳﻲ و ﭼﻪ در زﻣﻴﻨ ﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻫﻤﻮاره ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- National Research Council 2- European Commission 3 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت Row و ﻫﻤﻜﺎران و Lee و ﻫﻤﻜﺎران، از ﺟﻤﻠﻪ اوﻟﻴﻦ اﻗﺪاﻣﺎﺗﻲ ﺑﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ﺑﺨﺶ در ﺑﺮق ﺗﻼش ﻛﺮده . اﻧﺪ 156 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... در ﺑﺨﺸﻲ از ﻣﻄﺎﻟﻌﻪNRC، ﺧﺴﺎرات ﺧﺎرﺟﻲ ﻧﺎﺷﻲ از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻫـﻮا ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق از 406 ﻧﻴﺮوﮔـﺎه زﻏﺎل ﺳﻨﮕﻲ و 498 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﮔﺎزی ﻣﻮﺟﻮد ﺗﺨﻤﻴﻦ زده . ﺪﺷ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻧﺘﺸﺎر ﻧﺎﺷﻲ از ﻋﻤﻠﻴﺎت ﺑﺎﻻدﺳﺘﻲ ﭼﺮﺧ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﮔﺎز و زﻏﺎل ﺳﻨﮓ را ﻧﻴﺰ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻛﺮدﻧﺪ1 . ﺑﺮاﺳﺎس اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺘﻮﺳﻂ، ﺧﺴـﺎرات در ﻫـﺮ ﻛﻴﻠـﻮ وات ﺳـﺎﻋﺖ ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی زﻏﺎل ﺳﻨﮕﻲ، 20 ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺧﺴﺎرات ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی ﺑﻮد . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره )پ.4 - 32 (ﺧﻼﺻﻪ ای از ﻧﺘﺎﻳﺞ 4 ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻓﻮق اﻟﺬﻛﺮ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻫـﺎی ExternE ، داﻣﻨـﻪ ای از ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﻧﺘﺸﺎر 15 ﻛﺸﻮر اروﭘﺎﻳﻲ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول پ .4 - 32 - ﺧﻼﺻﻪ ای از ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻫﺎی اراﺋﻪ ﺷﺪه در 4 ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ Mill در ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ * ) دﻻر 2010 ( ﺑﺎدی ﺧﻮرﺷﻴﺪی آﺑﻲ ﺑﻴﻮﻣﺎس ﻫﺴﺘﻪ ای زﮔﺎ ﻧﻔﺖ زﻏﺎل ﺳﻨﮓ ﻧﺎرس ﻛﻚ ) ( زﻏﺎل ﺳﻨﮓ - - - 3 53 /0 35 /0 11 /2 - 35 /0 - 3/2 RFF/ORNL 02 /0 - - 8/4 18 /0 33 /0 2/2 - 1/4 - 3/1 Rowe و ﻫﻤﻜﺎران 4/3 - 0 1/8 13 - 0 67 - 0 4/9 - 4/3 8/ 53 - 4/ 13 148 - 3/ 40 67 - 27 202 - 27 ExternE - - - - - 5.78 - 01 /0 - - 126 - 2 NRC * Mill ﻳﻚ دﻫﻢ ﻳﻚ ﺳﻨﺖ ﻳﺎ ﻳﻚ ﻫﺰارم ﻳﻚ دﻻر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻔﺎوت ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ در ارﻗﺎم اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت RFF/ORNL ، Row و ﻫﻤﻜﺎران وNRC ، ExternE در ﺟـﺪول ﻓـﻮق ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ ﻟﺤﺎظ ﻛﺮدن ﺧﺴﺎرات ﭘﻮﻟﻲ ﺷﺪه ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮاﻳﻲ در ﺳﻄﺢ ﺟﻬﺎﻧﻲ در ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ExternE ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .2 در ﺳﺎل ﻫﺎی اﺧﻴﺮ در د اﺧﻞ ﻛﺸﻮر ﻧﻴﺰ ﺗﻼش ﻫﺎﻳﻲ ﺟﻬﺖ ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﻧﺠﺎم ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﻌﺎوﻧﺖ اﻣﻮر اﻧﺮژی وزارت ﻧﻴﺮو ﺳﺎل از 1376 ﺗﺎﻛﻨﻮن ﻣﺒﺎدرت ﺑﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻧﻤﻮده اﺳﺖ . ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺎل ﺗﺎ ﻫﺎ 1381 ﺻﺮﻓﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺿﺮاﻳﺐ EPA آﻣﺮﻳﻜﺎ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﭘﺲ اﻣﺎ ﺷﺪ، از اﻧﺠـﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌـﻪ ارزش ﮔـﺬاری آﻻﻳﻨـﺪه ﻫـﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎﻧﻚ ﺟﻬﺎﻧﻲ و ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﺳﺎل در 1382 در اﻳﺮان3، ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ ﻫـﺎی اﻧـﺮژی آن از ﺳـﺎل ﺗﺎﻛﻨﻮن ﻋﻼوه اراﺋﻪ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺿﺮاﻳﺐ EPA آﻣﺮﻳﻜﺎ4، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺎیﻫ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎﻧﻚ ﺟﻬﺎﻧﻲ و ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ اﻳﺮان ﻧﻴﺰ را اراﺋﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .5 1 - ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، ﺧﺴﺎرات ﻧﺎﺷﻲ از اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی ﻫﻮا و اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫـﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧـﻪ ای ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺑـﺮق ﺧﻮرﺷـﻴﺪی، ﺑـﺎدی و ﻫﺴـﺘﻪ ای ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﺷﺪه وﻟﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﭘﻮﻟﻲ ﻧﺸﺪﻧﺪ . 2 - اﻳﻦ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﺎﻳﻪ ای 8/ 27 - 9/6 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺗﻦCO2 ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻫﺪاف ﻛﺎﻫ ﺶ ﮔﺎزﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﭘﻴﻤﺎن ﻛﻴﻮﺗﻮ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﺮده اﺳﺖ . 3 - ﮔﺰارش ﺑﺎزﻧﮕﺮی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻧﺮژی در ﺟﻤﻬﻮری اﺳﻼﻣﻲ اﻳﺮان )1382 (ﺑﺎ ﻋﻨﻮان : Environmental Energy Review (EER) – Iran, World Bank Group, "Environment Strategy for the Energy Sector: Fuel for thought", MOE, 300190/ZR/EER-Iran. Final Report - Text 4 - ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی اﻧﺮژی در ﺳﺎل ﻫﺎی 1386 و1387 ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺿﺮاﻳﺐ EPA را اراﺋﻪ ﻧﻜﺮده اﺳﺖ . 5 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﺗﺨﺮﻳﺐ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ اﺛﺮ در ﻣﺼﺮف ﺣﺎﻣﻞ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﻛﺸﻮر ﺑﺮ را در اﺳـﺎس ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت اﻧﺠـﺎم ﺷـﺪه ﺗﻮﺳـﻂ ﺑﺎﻧـﻚ ﺟﻬـﺎﻧﻲ و ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ اﻳﺮان ﺑﺮ و اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﺎل 1381 ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﻤﻮده اﺳﺖ اﻳﻦ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ازای ﺑﻪ ﻫﺎ ﺗﻦ ﻫﺮ آﻻﻳﻨﺪه NOx ، SO2 ، CO2 و CH4 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ 4800 ، 14600 ، 80 و 1680 ﻫﺰار رﻳﺎل ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ اﺳﺖ ﺷﺪه . ﭘﻴﻮﺳﺖ 4 - ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﻣﻮردی 08 / 09 / 93 157 در ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ اﻳﻦ ﻣﺸﺎور ﺑﻪ ﺳﻔﺎرش » ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌ ﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮو اﻳﺮان « ﺑﺎ ﻋﻨـﻮان » ﻃـﺮح ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ « درﺳﺎل 1390 ،ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗـﻲ ﺑـﻪ دو روش زﻳـﺮ ﺑﺮآورد ﺷﺪه اﺳﺖ : − ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮر یﻫﺎ ﺑﺎزه در ﺣﺪاﻗﻠﻲ و ﺣﺪاﻛﺜﺮی ﺑﺮ اﺳﺎس ارﻗﺎم ﺗﻌﺪﻳﻞ هﺷﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ) ﺟﺪول )پ.4 - 33 .(( − روز ﺑﻪ ﻛﺮدن ارﻗﺎم اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﺗﺮازﻧﺎﻣ ﻪ اﻧﺮژی ﺳﺎل 1381 ﺑﺎ اﺳ ﺘﻔﺎده از ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺗﻌﺪﻳﻞ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه )CPI ( در ﺳﻄﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎل یﻫﺎ 88 ) ﺟﺪول )پ.4 - 34 ((. ﺟﺪول پ.4 - 33 - ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺑﺮ اﺳﺎس ارﻗﺎم ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺷﺪه ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ( ]6 [ واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه / آﻻﻳﻨﺪه NOx CO2 CH4 SO2 ﻛﻞ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ ﮔﺎزی ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ 100 44 0016 /0 20 164 ﺑﺎﻻ ﺣﺪ 206 455 014 /0 54 715 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ 89 24 0009 /0 8 121 ﺑﺎﻻ ﺣﺪ 183 250 0081 /0 22 456 ﺑﺨﺎری ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ 92 40 0017 /0 215 347 ﺑﺎﻻ ﺣﺪ 189 409 015 /0 587 1185 دﻳﺰﻟﻲ ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ 52 40 0031 /0 173 265 ﺑﺎﻻ ﺣﺪ 107 413 03 /0 470 991 ﻛﻞ ﻛﺸﻮر ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ 238 ﺑﺎﻻ ﺣﺪ 854 ﺟﺪول پ .4 - 34 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ) ﺑﺮاﺳﺎس ارﻗﺎم ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ ﺷﺪه ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ اﻧﺮژی ﺳﺎل 1381 ( ] 6[ واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ / ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ : 1388 ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔ /ﺎه آﻻﻳﻨﺪه NOx CO2 CH4 SO2 ﻛﻞ آﻻﻳﻨﺪه ﮔﺎزی 18 85 04 /0 10 113 ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ 16 47 02 /0 4 67 ﺑﺨﺎری 16 76 04 /0 104 196 دﻳﺰﻟﻲ 9 77 08 /0 84 170 ﻛﻞ ﻛﺸﻮر 138 9 ﭘﻴﻮﺳﺖ5 ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ آب و اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 161 ﭘﻴﻮﺳﺖ5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ آب و اﺳﺘﺮاﺗﮋ ی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار پ.5 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﻣ ﻮﻟﺪﻫﺎی ﺑ ﻲ ﺎﺑﺮﻗ در ﻛﻨﺎر ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻋﻤﻮﻣﺎ ﻧﻘﺶ ﻣﻬﻤﻲ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻣـﺮ ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻧﻌﻄﺎف دﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ ﺑﺎﻻی ﻣﻲ ﻫﺎ آن ﺑﺎﺷﺪ . ﻟﺬا ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻮﺛﺮ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﺟـﺬب ﺣـﺪاﻛﺜﺮ درآﻣـﺪ در ﺑﺎزارﻫـﺎی ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ اﺗﺨﺎذ ﻳﻚ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺮای ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) آب ﻫﺪدار ( و ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، در ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺣﺎﺿﺮ اﺑﺘـﺪا ﺑـﻪ ﻃﺮاﺣـﻲ ﻣـﺪل ﺑﻬﻴﻨـﻪ ﺳـﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺣﻞ آن در ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﭘﺮداﺧﺘـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد و ﺳـﭙﺲ ﭼﮕـﻮﻧﮕﻲ ﭘﻴﮕﻴـﺮی اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ ﺑﺎ ﺣﻀﻮر ﺳﺎﻳﺮ رﻗﺒﺎ در ﺑﺎزار و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﺎﺑﻊ ﺳﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . پ.5 - 2 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) آب ﻫﺪدار ( ﻣﺪل ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﻧﺤﻮه ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) آب ﻫﺪدار ( ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻـﺖ آب از ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار و دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی آب ﺣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺻﻞ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻮع ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ، آب ﻛﻪ واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی آن اﺳـﺖ، را اﻓـﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺑﺮای ﻃﺮاﺣﻲ اﻳﻦ ﻣﺪل ﻓﺮض ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻋﻼوه ﺑـﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی در ﺗـﺎﻣﻴﻦ دو ﺧـﺪﻣﺖ ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﻧﻴﺰ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻌﺎدل ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺑﺎز ه دﻗﻴﻘﻪ ﺑﻪ دﻗ ﻴﻘﻪ ﻋﻤﻞ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻛﻨﺪ اﻳﻦ اﻣﺮ ﺑﻪ وﺳﻴﻠ ﻪ ﺳﻴﮕﻨﺎل ﻫﺎی اﭘﺮاﺗﻮر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮای اﺿﺎﻓﻪ ﻛﺮدن ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻴـﺰان ﺗﻮﻟﻴـﺪ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی رخ ﻣﻲ دﻫﺪ و رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺨﺶ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﻗﻄﻌـﻲ ﺧﻄـﻮط اﻧﺘ ﻘـ ﺎل ﻳـﺎ ﺗﻮﻟﻴـﺪ واﺣﺪﻫﺎی دﻳﮕﺮ رخ داده اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻧﻈﺮ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی اﻧﺮژی، ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ و رزرو ﭼﺮﺧـﺎن را از ﻫﻤـﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ی ﺧﻮد ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ، ﻟﺬا ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺷﺪت ﺑﻪ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ واﺑﺴﺘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻏﻠﺐ ﺗﺼﻮر ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﻌﺎدل ﺻﻔﺮ و ﻳﺎ رﻗﻤﻲ ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ آن ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ اﻣـ . ﺎ ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ ﻣﺤﺪود ﻳﺖ ﻣﻘﺪار آﺑﻲ در دﺳﺘﺮس ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘ ﻪ اﺳـﺘﻔﺎده از آب ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ آن را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻮﻋﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻮﺧﺖ در ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﻳـﻚ واﺣـﺪ ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ درﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺖ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﻚ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ اﻧﺮژی در ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻌﻴﻦ اﻃﻼق ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﻛـﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﺎی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﻳﺎ ﻋﺪم ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﻤﺎن ﻣﻘﺪار اﻧﺮژی در ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺎ ی آﻳﻨﺪه ﺗﻌﺒﻴﺮ ﺷـﻮد . اﻳـﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑـﻪ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎ ﻳ ﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺳﺪ ، ﺟﺮﻳﺎن آب ﻣﻮﺟﻮد، ﻗﻴﻤﺖ ﺎﻫـ ی اﻧـﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و ﺟﺮﻳﺎن آب در آﻳﻨﺪه ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد و ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ آن ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻌﺪﻫﺎ ﺑﺮای ﻣـﺪل ﺳـﺎزی و ﺗﺨﻤـﻴﻦ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎ ی ﺳﺮوﻳﺲ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻃﻲ ﻳﻚ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻜﺮاری اﺳﺘﻔﺎده ﺷﻮد . ﺑﺮآورد ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻓﺮﺻـﺖ ﺧـﻮد ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﺛﺎﺑـﺖ در ﻫﺎ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺘﻮاﻟﻲ و در زﻣﺎن ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻮد ﻇﺮ ﻓﻴﺘﻲ ﺳﺪ ﻻزم اﻻﺟﺮا ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ، ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻧﻜﺘﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ اﻳـﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﻋﻤﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻫﻢ زﻣـﺎن دارای ﻣﺸـﻜﻼﺗﻲ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﭼﺮاﻛـﻪ 162 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﻪ راﺣﺘﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ دور ه ﻛﻮﺗﺎه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﻣﺜﻼ ﻳﻚ روز ﻳﺎ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ( ﻗﺎﺑـﻞ ﺑﺮرﺳـﻲ اﺳـﺖ، ﺣﺎل آﻧﻜﻪ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗ ﺑﺎﻳﺪ ﺎﺑﻲ در ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺣﻞ ] ﺷﻮد23 [ و ]34 [. ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب ) ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ( ﻣﺸﺨﺺ ﮔﺮدد، ﺗﺼﻤﻴﻢ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﻳﺎ ﻫﺮﮔﻮﻧﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ از ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺑﻪ ﻣﺜﺎﺑﻪ ﻳﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺪون ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﺎرت، ﻣﻌﻴﻦ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ ]30 [. از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ، در ﻣﻘﺎﻳﺴـﻪ ﺑـﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ، ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﮔﺴﺘﺮده ای ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ واﺑﺴﺘﻪ اﻧﺪ و در ﻃﻮل زﻣـﺎن ﻧﺴـﺒﺘﺎ ﺛﺎﺑﺖ اﺳﺖ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب در واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﮔﺴﺘﺮده ﺗﺮ ی ﺗﻐﻴﻴﺮ .ﺎﺑﺪﻳ ﻣﻲ ﺑﺮای ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺣﺪاﻛﺜﺮ و ﺣﺪاﻗﻞ ﻗﻴﻮد ﺟﺮﻳﺎن، ﻣﺤﺪوده آب ﻗﺎﺑﻞ اﺳﺘﻔﺎده در ﺗﻮرﺑﻴﻦ را ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺳﻄﺢ ذﺧﻴﺮه آب ﺳﺪ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ در ﻳﻚ ﻧﺎﺣﻴﻪ ﻣﺠﺎز ﻗﺮار ﮔﻴﺮد ﻛﻪ در ﻛﻞ ﺳﺎل ﻣﺘﻐﻴﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺣﺪ ﺑﺎﻻﻳﻲ اﻳﻦ ﻧﺎﺣﻴـﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ﻗﻴـﻮد ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﻼب و ﺣﺪ ﺑﺎﻻی درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ورودی آب ﺗ ﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺣـﺪ ﭘـﺎﻳﻴﻦ آب ﻧﻴـﺰ ﻋﻤـﺪﺗﺎ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ اﺳـﺘﺮاﺗﮋی ﻫـﺎ ی ﻣﺪﻳﺮﻳﺘﻲ واﺣﺪ ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ اﻳﻦ اﻣﺮ ﻛﺎﻓﻲ ﺑﻮدن ﺳﻄﺢ آب ﺳﺪ را ﺑﺮای ﻫﺎ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺤﺮاﻧﻲ ﺑﻪ ﺧﺼﻮص ﺗﺎﺑﺴـﺘﺎن ﺗﻀﻤﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺷﻜﻞ )پ.5 - 1 (ﻧﻤﻮﻧﻪ ای از ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺳﻄﺢ آب ﺳﺪ در آﻣﺮﻳﻜﺎ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ] 31 [ و ]33 [. .پ ﻜﻞﺷ5 - 1 - ﻧﻤﻮدار راﻫﻨﻤﺎی ﻧﻤﻮﻧﻪ ﺑﺮای ﺳﻄﺢ آب ﺳﺪ در آﻣﺮﻳﻜﺎ ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎزد ه ﺗﺒﺪﻳﻞ آب ﺑﻪ اﻧﺮژی ﺑﺎ ﺳﻄﺢ آب ﻳﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﺪ آن ﺗﻐﻴﻴﺮ ؛ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﭼﺮا ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺑـﻪ ارﺗﻔـﺎع آﺑﻲ ﻛﻪ رﻳﺰش ﻣﻲ ﻛﻨﺪ واﺑﺴﺘﻪ اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﺑﺎزد ه ﺗﺒﺪﻳ ﻞ ﺑﻪ ﺑﺎر ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻧﻴﺰ ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻄﺎ ﻟﺐ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪه، در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺮﻳﺢ ﻣﺪل ﺳﺎزی ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳـﺎزی ﺗﺨﺼـﻴﺺ آب ﻫـﺪدار در ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﻣﻮدﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺟﺮﻳﺎن ﺧﺮوﺟﻲ ﺳﺪ ﺑﺮای واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : )1( f (t) y(t) e(t) = − ﻛﻪ در آنy(t ( ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪ وe(t ( ورودی ﺟﺮﻳﺎن آب ﺳﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺎ ﻓﺮض ﺳﻄﺢ اوﻟﻴﻪ ﻣﺨﺰن آب0s ، ﺳـﻄﺢ ﻣﺨـﺰن در زﻣﺎن t ﺑﺮاﺑﺮ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﺑﺎ : )2( t 0 0 s(t) s f d = − π τ ∫ ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 163 . پ5 - 2 - 1 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ آب در ﺣﺎﻟﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ در واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﭘﻴﻮﺳـﺘﻪ p(t ( در ﻓﺎﺻـﻠﻪ زﻣـﺎﻧﻲ ]0، T [ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ : T 0 y(t) max .y(t)p(t)dt ζ ∫ )3( [ ] max min max T T min max st. 0 y(t) y (t), (t) s (t) s(t) s (t) (t), (t) s(T) s ,s s ,s ≤ ≤ α β ≤ ≤ γ δ = ∈ λ ﺟﺎﻳﻲ ﻛﻪmin s وmax s ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺑﺎﻻ و ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺳﺪ ) ﺷﻜﻞ پ .5 - 1 ( (t) α و (t) β ﺿﺮاﻳﺐ ﻻﮔﺮاﻧـﮋﻳﻦ ﺑـﺮای ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺟﺮﻳﺎن آب، (t) γ و (t) δ ﺿﺮاﻳﺐ ﻻﮔﺮاﻧﮋﻳﻦ ﺑﺮای ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺑﺎﻻ و ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺳﺪ،λ ﻳﻚ ﺿﺮﻳﺐ ﻻﮔﺮاﻧﮋﻳﻦ ﺑﺮای ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺳﻄﺢ ﺳﺪT s و در ﻧﻬﺎﻳﺖζ ﺿﺮﻳﺐ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﺪه آب ﺧﺮوﺟﻲ ﺑﻪ اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺛﺎﺑﺖ اﺳﺖ . ﺣﻞ اﻳﻦ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : )4( [ ] max max y , p(t) (t) y(t) 0,y , p(t) (t) 0, p(t) (t) > ψ ⎧ ⎪ = = ψ ⎨ ⎪ < ψ ⎩ ﻛﻪ (t) ψ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب داده ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ راﺑﻄﻪ زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : )5( (t) (t) (t) ψ = λ −γ + δ ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ دﻳﮕﺮ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ دﻗﻴﻘﺎ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺎ زﻣﺎن )Ψ(t ( ( ﻋﻤﻞ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﮔﺮ در ﻓﺎﺻﻠﻪ ی[ ] 1 2 t ,t از ﻗﻴﻮد ﺳﺪ ﺗﺨﻄـﻲ ﻧﺸـﻮد، ﻗﻴﻤـﺖ ﺳـﺎﻳﻪ ای در اﻳـﻦ ﻓﺎﺻـﻠﻪ ﺛﺎﺑـﺖ و ﺑﺮاﺑـﺮ ﺑـﺎ t1,t2 t1,t2 ψ = λ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ دﻳﮕﺮ، ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ اﮔﺮ از ﻗﻴﻮد ﺳﺪ در زﻣـﺎن t ﺗﺨﻄـﻲ ﺷـﻮد، در اﻳـﻦ ﺻـﻮرت (t) p(t) ψ = ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﻟﺬا در ﻫﺮ ﻓﺎﺻﻠ ﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻮد ﺳﺪ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻧﺸﻮد ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺳﺎده ﻣﻲ :ﺷﻮد )6( [ ] 2 1 2 2 1 2 1 2 1 2 1 1 t t y(t) max t t t t t ,t t ,t t t max y(t)p(t)dt st. 0 y(t) y (t), (t) y(t)dt s s e(t)dt S ς ≤ ≤ α β ≤ − + = λ ∫ ∫ ∫ ﺟﺎﻳﻲ ﻛﻪ [ ]t1,t2 S ﻣﻘـﺪار آب در دﺳـﺘﺮس در ﺑـﺎزه[ ] 1 2 t ,t ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . در ﺑـﺎزه ﻣـﺬﻛﻮر، ﻗﻴﻤـﺖ آب ﺑﺮاﺑـﺮ ﻣﻘـﺪار ﺛﺎﺑـﺖ t1,t2 t1,t2 (t) ψ = ψ = λ اﺳﺖ . ﺟﻬﺖ ﺣﻞ راﺑﻄﻪ )6 (ﺑﺮایt1,t2 λ ﺗﻮان ﻣﻲ از ﺗـﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳـﻊ ﻗﻴﻤـﺖ 1 در ﺑـﺎزه [ ]1 2 t ,t اﺳـﺘﻔﺎده 1- Price Distribution Function 164 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻧﻤﻮد . ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﻌﺮﻳﻒ، ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳﻊpF (a) ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻗﻴﻤﺖp(t) در ﻫﻤﺎن ﺑﺎزه زﻣﺎﻧﻲ [ ]1 2 t ,t ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻃﻲ آن، ﻗﻴﻤـﺖ از ﻳﻚ ﺣﺪ آﺳﺘﺎﻧﻪ اﺳﺖ ﺗﺮ ﻛﻢ (p(t) a) < : )7( [ ] { } 1 2 p 2 1 meas t :p(t) a,t t ,t F (a) t t < ∈ = − ﺑﺎﻳﺪ ا ﺷ ﺎره ﻧﻤﻮد ﻛﻪ ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳﻊ ﻗﻴﻤﺖ، ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﺪاوم ﻗﻴﻤﺖ1 ﻧﻴﺰ ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﭼﻨﻴﻦ ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﻛﻪ در ﺑﺎﻻ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪه اﺳﺖ، دارای ﺧﻮاﺻﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳﻊ اﺣﺘﻤﺎل ﺗﺠﻤﻌﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : )8( p p p F 0 F 1 F 0 −∞= ∞= ′ > ﻧﺎﻣﺴﺎوی در ﺷﺮط ﺳﻮم اﺷﺎره ﺑﻪ اﻳﻦ دارد ﻛﻪ ﻣ ﻨﺤﻨﻲ ﺗﺪاوم ﻗﻴﻤﺖ دارای ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺘﻲ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اداﻣﻪ ﺑﻪ ذﻛـﺮ ﭼﻨﺪﻳﻦ ﻗﻀﻴﻪ ) ﺑﺪون ذﻛﺮ اﺛﺒﺎت ( ﻫﺎ آن ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای ﺣﻞ ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﻳﺎد ﺷﺪه ﻧﻴﺎز اﺳﺖ . ﭘﺎﺳﺦ راﺑﻄﻪ )6( ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺘﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب ﺛﺎﺑﺖ ﻓﺮض ﺷـﻮد * t1,t2 (t) const ψ = ψ = از ﻣﻌﺎدﻟـﻪ زﻳـﺮ ﺑـ ﻪ دﺳـﺖ : آﻳﺪ ﻣﻲ )9( 1 2 1 2 t ,t * max p t ,t 1 2 S y (1 F ) (t t ) × − ψ = − ﺟﻮاب راﺑﻄﻪ )9(، ﻣﻮﺟﻮد و ﻳﻜﺘﺎ اﺳﺖ درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ p F (0) 0 ′ > . در ﭘﺲ ﺟﻮاب راﺑﻄﻪ )9( ﺑﺮای ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﻳﻚ ﻧﻜﺘﻪ ﺳﺎده ﭘﻨﻬﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺳﻤﺖ راﺳﺖ ﻣﻌﺎدﻟـﻪ، ﺑـﺎزه ای از زﻣـﺎن را ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ واﺣﺪ آﺑﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﺎ ﻣﻘﺪار آب ﻣﻮﺟﻮد ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﺪ . ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻬﻴﻨﻪ در ﻃﻮل زﻣﺎن، ﺑﺎﻳﺪ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﺑﺎﻻ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی اﻧﺠﺎم ﺷﻮد و اﻳﻦ ﻫﻤﺎن ﭼﻴﺰی اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺳﻤﺖ ﭼﭗ راﺑﻄﻪ ﺑﻴﺎن ﻣﻲ .ﺷﻮد . پ5 - 2 - 2 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ آب در ﺣﺎﻟﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اﮔﺮ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗﺎ ﺳﻄﺢmax r و رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺗﺎ ﺳﻄﺢmax sr را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﺪ و اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ﺑﺎ ارزﺷﻲ ﻧﻈﻴﺮrp (t) وs p (t) ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺷﻮﻧﺪ، ﻣﺴﺎﻟ ﻪ ی ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ واﺣﺪ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزه [ ]1 2 t ,t و در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻮد ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﺨﺰن ذﺧﻴﺮه آب رﻋﺎﻳﺖ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : )10 ( 2 1 t r s t y,r,s max .(y(t)p(t) r(t)p (t) sr(t)p (t))dt ζ + + ∫ 1- Price Duration Curve ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 165 [ ] 2 2 1 2 1 2 1 2 1 1 max max max max max t t t t t ,t t ,t t t s.t. 0 y(t) y 0 r(t) r 0 sr(t) sr y(t) r(t) sr(t) y r(t) sr(t) sr r(t) y(t) y(t)dt s s e(t)dt S ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ ≤ + + ≤ + ≤ ≤ ≤ − + = λ ∫ ∫ ﻗﻴﻮد اﺿﺎﻓﻲ در اﻳﻦ ﻣﻌﺎدﻟﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : ﻣﺠﻤﻮع ﻫﺎ ﻮانﺗ ی اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و اﻧـﺮژی ﻧﺒﺎﻳـﺪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﻮد، ﻣﺠﻤﻮع ﺗﻮان ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﺒﺎﻳﺪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷـﻮد و ﺗـﻮان ﻧﺎﺷﻲ از ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺧﺮوﺟﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ ﻓﻀﺎ ﺑﺮای ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﺎﻫﺸ ﻲ ﻣﻮﺟﻮد ﺑﺎﺷـﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ و در ﺑﺎزه[ ] 1 2 t ,t ﻧﻴﺰ ﺑﺮاﺑﺮ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖt1,t2 t1,t2 ψ = λ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻗﺎﺑﻞ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛـﻪ sr(t) ﺗﻮان ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺮوﻳﺲ رزرو ﭼﺮﺧﺎن ﺑﻮده وts ﻣﻘﺪار آب در دﺳﺘﺮ س در زﻣﺎن t ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻓﺮض ﺷﻮد ﻛﻪmax max sr y = وmax max r 0.5y − ≤ ﻓﺮض اول ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﻌﻘﻮل ﺑﻪ ﻧﻈـﺮ ﻣـﻲ آﻳـﺪ ﭼﺮا ﻛﻪ ﺧﺎﺻﻴﺖ دﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ ﺑﻪ ﻫﺎ آن اﺟﺎزه ی اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان ﺗﺎ ﺣﺎﻟﺖ ﻧﺎﻣﻲ را در ﺑﺎزه ی 10 - 15 دﻗﻴﻘﻪ دﻫﺪ ﻣﻲ و ﻓﺮض دوم از ﺟﺎ آن ﻧﺸﺎت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ واﺣﺪ ﻧ ﺗﻮاﻧ ﻤﻲ ﺪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻧﺼﻒ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﺮوﺟﻲ ﻛﻞ را ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺸﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ- ﺑﺎ ﻓﺮض ﻳﻚ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﻣﻌﻴﻦ آب )t1,t2 ψ ( ، دﻳﺴﭙﺎچ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑـﺮای ﺑﻬﻴﻨـﻪ ﻳـﺎﺑﻲ ﻣﻄـﺎﺑﻖ راﺑﻄﻪ )10 ( ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : )11 ( 1 2 1 2 1 2 1 2 max t t r max max max s t t r max max max max s r t t s max t t s r (y ,0,0), p(t) p (t) (y r ,r ,0), p (t) p(t) p (t) (y(t),r(t),sr(t)) (r ,r ,y 2r ), 2p (t) p (t) p(t) p (t) (0,0,y ), p(t) 2p (t) p (t) − − − − −ψ ≥ ⎧ ⎪ − ≤ −ψ < ⎪ = ⎨ − − ≤ −ψ < ⎪ ⎪ −ψ < − ⎩ در ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﺮای اﻧـﺮژی و ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ، واﺣـﺪ ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻇﺮﻓﻴـﺖ رزرو ﭼﺮﺧـﺎن و ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﺧـﻮد ﺑﺮاﺑﺮmax y وmax r را ﺑﻪISO ارﺳﺎل ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و ﻣﻄﺎﺑﻖ راﺑﻄﻪ )11 ( دﻳﺴﭙﺎچ ﻣﻲ .ﺷﻮد در اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪmax max sr y = وr s p (t) p (t) 0 ≥ ≥ ﺑﺎﺷﺪ، آﻧﮕﺎه ﺟﻮاب ﻣﺴﺎﻟﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ )10 ( ﺑـﻪ ﻛﻤـﻚ راﺑﻄـ ﻪ )11 ( ﺑﻪ دﺳﺖ و آﻳﺪ ﻣﻲ * t1,t2 (t) const ψ = ψ = از راﺑﻄﻪ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد )12 ( 1 2 t t * 2 1 S G (t t ) ψ = − :ﻛﻪ )13 ( r r s s s r * * * * max p p max max p p p p * * max p p p 2p p G y (1 F ) (y r )(F F ) r (F F ) − − − − − + ψ = − ψ + − ψ − ψ + ψ − ψ 166 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺑﺎﻳﺪ ﺗ ﻮﺟﻪ داﺷﺖ راﺑﻄ ﻪ )13 ( ﺟﻮاب ﻳﻜﺘﺎ ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ، ﺑﺮﺧﻼف واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ وﮔﺎزی ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨـ ﻫـﺎ آن ﻪ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﺳﻮﺧﺖ اﺳﺖ، در ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﻣﺘﺎﺛﺮ از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻋﻤﻠﻜـﺮدی آن اﺳـﺖ . ﻣﻄـﺎﺑﻖ رواﺑﻂ )9( ،) 12 ( و )13 ( ﻧﺘﻴﺠﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﺑﺎ ﻣﺸ ﺎرﻛﺖ واﺣﺪ در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﺤـﺖ ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﻗـﺮار ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . ﺑﺮای ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﻋﻼﻣﺖ و ﺟﻬﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮات ارزش آب ﺑﺎ ﺷﺮﻛﺖ در ﻫﺮ ﺳﺮوﻳﺲ ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻲ ﺗـﻮان ﻣﺸـﺘﻘﺎت s d dp ψ و r d dp ψ را ﺑﺎ ﻓﺮضr s p (t) p (t) > و ﺛﺎﺑﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻧﻤﻮد . ﺣﺎﻟﺘﻲ را درﻧﻈﺮ ﺑﮕﻴﺮﻳﺪ ﻛﻪ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ را در ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻌﻴﻨﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، واﺣﺪ ﺗﻤﺎﻳﻠﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻣـﻮردﻧﻈﺮ ﻧﺨﻮاﻫـﺪ داﺷـﺖ . ﺑﻨـﺎﺑﺮاﻳﻦ، وﺟﻮد ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎﻋﺚ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ ﻛﻪ واﺣﺪ از آﺑﻲ ﻛﻪ در ﺣﺎﻟﺖ دﻳﮕﺮ اﺳﺘﻔﺎده ﻧ ﻛﺮد ﻤﻲ ، اﺳﺘﻔﺎده ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳـﻦ اﻣـﺮ ﺑﺎﻋﺚ اﻓﺰاﻳﺶ ارزش آب ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺎ ی آﻳﻨﺪه ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﺣﺎﻟﺖ دﻳﮕﺮ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺳﺎﻋﺖ داده ﺷﺪه و در ﺣﺎﻟﺖ ﻧﺒـﻮد ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای ﺟﺒﺮان ﻋﺪم ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی، ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اراﺋﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ . در اﻳ ﻦ ﺻﻮرت واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮای ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﻛﺎﻫﺶ ارزش آب در ﺻﻮرت ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی، آب را ذﺧﻴﺮه ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺳﺎﻋﺎت ﻫﺮ دو ﺣﺎﻟﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﺑﺎ آب در دﺳﺘﺮس ﻛﻢ و در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای ﺑﺎﻻ، ﺣﺎﻟﺖ اول ﻏﺎﻟﺐ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑـﻮد، ﻟـﺬا ﻗﻴﻤـﺖ آب در ﺣﻀـﻮر ﺑـﺎزار ﻛﻨﺘـﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﺻﻮرت، ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﺑﺎ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﺎﻻی آب و ﻗﻴﻤﺖ آب ﻛﻢ، ﺣﺎﻟﺖ دوم ﻏﺎﻟﺐ اﺳﺖ و ﻗﻴﻤﺖ آب ﺑﺮای اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ در ﺣﻀﻮر ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﺎﻫﺶ ﺧﻮاﻫﺪ ﻳﺎﻓﺖ . ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺮای ارزش ﮔﺬاری ﺗﻮان آﺑﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده ﻗـﺮار ﮔﻴـﺮد . دو روش ﺑـﺮای اﻳـﻦ ﻧﺤـﻮه ارزش ﮔﺬاری وﺟﻮد دارد : اول، ﺗﻌﻴﻴﻦ ارزش اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ آب ﻣﻮﺟﻮد ﻧﺎﺷﻲ از ﺷـﺮﻛﺖ در ﺑـﺎزار ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ و دوم، ﺗﻌﻴﻴﻦ ارزش ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﺿﺎﻓﻲ ﻳﺎ اﺧﺘﺼﺎص ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ در ﺑﺎ زار اﻧﺮژی و ﻳـﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺸﺨﺺ، ﻳﻚ واﺣﺪ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪه در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺳﻮد ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ واﺣﺪی ﻛـﻪ ﺗﻨﻬـﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﺑﻪ ، دﺳﺖ ﺧﻮاﻫﺪ آورد . ﺷﻜﻞ )پ.5 - 2 ( ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﭼﮕﻮﻧﻪ ﺳﻮد ﻳﻚ واﺣﺪ ﺷـﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪه در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﻳﻚ دوره ﺑﻪ دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی آب ) ﻓﺎﻛﺘﻮر ﻇﺮﻓﻴﺖ ( واﺑﺴﺘﻪ اﺳﺖ . ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 167 ﺷﻜﻞ پ.5 - 2 - ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮ ﺳﻮد واﺣﺪ ﭼﻨﺎﻧﻜﻪ در ﺷﻜﻞ )پ.5 - 3 ( ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ، ﻫﺮ ﭼﻘﺪر آب ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی در دﺳﺘﺮس ﺑﺎﺷﺪ، ﺳﻮد ﻧﺎﺷـﻲ از ﺷـﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣ ﺎت ﺟﺎﻧ ﺑﻴﺶﻲ ﺒ ﺗﺮ ﻛﺎﻫﺶ ﺧﻮاﻫﺪ ﻳﺎﻓﺖ . ﺷﻜﻞ پ.5 - 3 - ﺗﺎﺛﻴﺮ دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی آب ﺑﺮ ﺳﻮد واﺣﺪ ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﭼﺎرﭼﻮب اراﺋﻪ ﺷﺪه را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺮای ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ اﺿﺎﻓﻪ ﻛﺮدن ﺗﻮرﺑﻴﻦ، اﻓﺰاﻳﺶ ﺑﺎزده ﺗﻮرﺑﻴﻦ و ﻳﺎ اﻓﺰودن ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻛـﺎر ﮔﺮﻓـﺖ . ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻣﺜـﺎل، ﺑـﺮای ﻳـﻚ ﺗﻮرﺑﻴﻦ آﺑﻲ ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻋﻤﻞ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ، ارزش ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪیa dy از ﺻﻔﺮ ﺑﺰرگ ﺗﺮ اﺳـﺖ وﻟـﻲ از ﻣﻘـﺪار ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد ﻣﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ . ﭼﺮاﻛﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺎﻋﺚ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای آب ﺷ ﺪه و واﺣﺪ اﻏﻠﺐ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . ﺷﻜﻞ )پ.5 - 4 ( ﻛﻪ ﺑﺮای ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﻧﻴﻮﻳـﻮرک ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﺷـﺪه اﺳـﺖ، ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ارزش اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺮای واﺣﺪ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ، ﻛﻢ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، ارزش اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻫﻤﺎن ﻣﻘﺪار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺮای ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﻋﻤـﻞ ﻛـﺮدن و ﻗﻴﻤـﺖ دﻫـﻲ ﺑﻬﻴﻨـﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﺑﻪ ﺷﺪت اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . دﻻﻳﻞ اﺻﻠﻲ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﻛـﻪ ﺗﻮان ﻻزم ﺑﺮای ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ ، ﻫﻨﮕﺎم ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﺪ ﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ آب اﺳﺘﻔﺎده ﻧﺨﻮاﻫـﺪ 168 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﻛﺮد و در ﻧﺘﻴﺠﻪ اﻳﻦ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻳﻪ ای ﻛﻪ ﺗﻮان ﻻزم ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﻧـﺮژی را ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ، اﻓـﺰاﻳﺶ ﻧﺨﻮاﻫﺪ داد . ﺷﻜﻞ پ.5 - 4 - ﺳﻮد ﺑﻪ ازای ﻳﻚ واﺣﺪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد و ﺳﻮد اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺑﻪ ازای ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰوده ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺣ ﺎل اﮔﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ارزش اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﻳﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی را ﻃﻲ ﺳـﻨﺎرﻳﻮﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔـﻲ ﺑـﻪ اﻧﺠـﺎم ﺑﺮﺳﺎﻧﻴﻢ، ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺷﻜﻞ )پ.5 - 5 (ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . در اﻳﻦ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﭼﻬﺎر ﺳﻨﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﺪ ﻧﻈﺮ ﻗﺮا ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ : − ﺳﻨﺎرﻳﻮی )1 :(واﺣﺪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻋﻤﻞ ﻧﻤﺎﻳﺪ، ﻳﻌﻨﻲ : r s p 0 max p 0 d dy = = π − ﺳﻨﺎرﻳﻮی )2 :( واﺣﺪ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ اﻣﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿـﺎﻓﻲ ﻧ ﻤـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﺑـﺮای ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﺳﺘﻔﺎده ﺷﻮد، ﻳﻌﻨﻲ : max max r const d dy = π − ﺳﻨﺎرﻳﻮی )3 :( واﺣﺪ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷـﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳـﺪ و ﻇﺮﻓﻴـﺖ اﺿـﺎﻓﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، ﻗ ﺎﺑﻠﻴـﺖ ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ را ﺑﻪ ﻧﺴﺒﺖ اﻓﺰاﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ ، ﻳﻌﻨﻲ : max max max r 0.4y d dy = π − ﺳﻨﺎرﻳﻮی )4 :( واﺣﺪ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ و ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺮای ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﻳﻌﻨﻲ : max max y const d dr = π ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 169 ﺷﻜﻞ پ.5 - 5 - ارزش ﻳﻚ واﺣﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻇ ﺮﻓﻴﺖ در ﺳﻨﺎرﻳﻮﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ارزش ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰوده ﺑﺮای ﻳﻚ واﺣﺪ ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻫﻢ ﻃﻮر زﻣﺎن در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﺸﺎﺑﻪ آن ﺑﺮای واﺣﺪی ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻋﻤﻞ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه از ﻣﺪل ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﺪﻳﻦ ﻧﺤﻮ ﺧﻼﺻﻪ ﻛﺮد ﻛﻪ ارزش واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎ ﻋﻤﻞ ﺗﻮام در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻫﺎ آن اﻣﺎ ﺑﺎ ﻋﻤﻞ در ﺑـﺎزار اﻧﺮژی ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ارزش زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺸﻬﻮد ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﻛﻪ ﻣﻮﺟﻮ دی آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻛﺎﻓﻲ ﻧﺒﻮده وﻟـﻲ واﺣـﺪ ﺑـﺎ ﺷـﺮﻛﺖ در ﺑـﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﺑﺪون اﺳﺘﻔﺎده از ذﺧﻴﺮه ﻛﻢ آب، ﺳﻮد ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ از ﺑﺎزار ﺑﻪ دﺳﺖ آورد ﺑﻪ . ﻋﻼوه، اﻓﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣـﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛـﻪ ﺑﻪ ﺗﻨﻬﺎﻳﻲ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ، ﻋﻤﻞ ﭼﻨﺪان ﺳﻮدآوری ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب ﺛﺎﺑﺖ ﻓﺮض ﺷﻮد، ﻇﺮﻓﻴـﺖ اﻓﺰوده، ﺳﻮد ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد را ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺧﻮاﻫﺪ داد . اﻟﺒﺘﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺟﻪ داﺷﺖ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب را اﻓﺰاﻳﺶ ﺧﻮاﻫﺪ داد ﻛﻪ ﺧﻮد ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ( ﻫﺎ در اﻛﺜﺮ ﻣﻮاﻗﻊ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑـﻪ ﻋﺒـﺎرت دﻳ ﮕﺮ ارزش ﺧﺎﻟﺺ1 ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰوده ﻛﻢ ﺗﺮ از ارزش ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﻢ زﻣﺎن در ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ارزش ﻇﺮﻓﻴـﺖ اﻓـﺰوده را ﭼﻨـﺪﻳﻦ ﺑﺮاﺑـﺮ ﻛﻨـﺪ ﭼﺮاﻛـﻪ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻓﺰوده ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑ ﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب اﺛﺮ ﻛﻢ ﺗﺮی دارد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری ﺑـﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﻛﺎﻣﻼ آﮔﺎﻫﺎﻧﻪ و ﺑﺮ ﭘﺎﻳﻪ اﺻﻮل اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻨﺎ ﺷﻮد ﺗﺎ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻣﺸﻮق ﻫﺎی ﻻزم ﺑﺮای ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻴﺶ ﺗﺮ، ارﺗﻘﺎی ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺑﻪ روزرﺳﺎﻧﻲ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻮ ﺟﻮد را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﭘﺲ از ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ﻓﺮﺻﺖ آب و ﻧﻴﺰ ﻣﻴﺰان ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺑﻪ اﻫﺪاف ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﺑﺎز ه زﻣﺎﻧﻲ )1 2 t ,t ( ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ در ﮔﺎم دوم اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺎ ی ﺑﻬﻴﻨ ﻪ ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﻫﺎ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠـﻒ، ﺑﺎ ﺗﻮ ﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻮاﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ واﺣﺪ و ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد ﺑﻨﮕﺎه، ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺟﺰﻳﻴـﺎت آن در ﻣﺘﻦ راﻫﻨﻤﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- Net Value 170 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... پ.5 - 3 - ﺷﻴﻮه ﺑﺎزی دو ﺑﺎزﻳﮕﺮ در ﺑﺎزار و ﻧﺤﻮه دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧَﺶ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪن ﻧﺤﻮه اﻧﺠﺎم ﺑﺎزی در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﺜﺎﻟﻲ از ﻳﻚ ﺑﺎزی ﺑﺎ ﺣﻀﻮر ﺗﻨﻬـﺎ دو ﺑـﺎزﻳﮕﺮ در ﺑﺎزار در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ اﻳﻦ در . ﺑﺎزی ﻓﺮض ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻚ ﻛﺎﻻ ی ﻫﻤﮕﻦ ﺻﺮﻓﺎ ﺗﻮﺳﻂ دو ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ ه، ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻋﺮﺿﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﻤﻴﺰ ﻛﺎﻻی ﻫﺎ آن از ﻫﻤﺪﻳﮕﺮ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﺻـﺪد ﺣـ ﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺳﻮد ﺧﻮد ﻫﺴﺘﻨﺪ و ﻣﻲ داﻧﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﺼﻤﻴﻢ ﻫﺮ ﻃﺮف د ر ﻣﻮرد اﻳﻦ ﻛﻪ ﭼﻪ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨ ﺪ ﻋـﻼوه ﺑـﺮ اﻳﻨﻜـﻪ ﺑـﺮ ﭘﻴﺎﻣـﺪ ) ﺳﻮد ( ﺧﻮد ﺑﺎزﻳﻜﻦ ﺗﺎﺛﻴﺮ دارد ﺑﺮ ﺳﻮد ﻃﺮف ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻧﻴﺰ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ . ﻓﺮض ﻣﻲ ﻛﻨﻴﻢ ﻛﻪ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻨﮕﺎه 1 ﺑﺮاﺑـﺮ1 q و ﺑﻨﮕﺎه2 ﺮاﺑﺮﺑ2 q ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎزارP(Q) a bQ = − ﻛﻪ ﻣﻘﺪار Q ﺑﺮاﺑﺮ ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﻓﺮوش ( دو ﺑﻨﮕﺎه در ﺑـﺎزار اﺳـﺖ، ﻳﻌﻨﻲ1 2 Q q q = + اﺳﺖ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )پ.5 - 6 (( . ﺷﻜﻞ پ .5 - 6 - ﻧﻤﻮدار ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻛﺎﻻ ﻓﺮض ﻣﻲ ﻛﻨﻴﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮای ﻫﺮ دو ﺑﻨﮕﺎه وﺟﻮد ﻧﺪارد و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮای ﻫﺮ رو ﺑﻨﮕﺎه ﻳﻜﺴﺎن و ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ c رﻳﺎل اﺳﺖ . ﺗﺎﺑﻊ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﻞ ﻫﺮ ﺑﻨﮕﺎه ﺑﺮاﺑﺮi i i C (q ) cq = اﺳﺖ . ﻓﺮض اﺳﺎﺳﻲ ﻫﻢ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﺮ ﺑﻨﮕﺎه ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧـﻮد را ﺑﻪ ﻃﻮر ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﺎ ﺑﻨﮕﺎه دﻳﮕﺮ اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﻟﺬا اﻣﻜﺎن ﻣﺸﺎﻫﺪه اﻳﻨﻜﻪ ﺑﻨﮕﺎه دﻳﮕﺮ ﭼﻪ ﻗﺪر ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ وﺟﻮد ﻧـﺪارد . اﻳﻦ ﺑﺎزی در ادﺑﻴﺎت اﻗﺘﺼﺎد ﺑﻪ ﻣﺪل ﻛﻮرﻧﻮ1 ﻣﺸﻬﻮر اﺳﺖ . ﻣﺴﺎﻟﻪ اﺻﻠﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ در اﻳﻦ ﺑﺎزی اﺳﺖ، ﻳﻌﻨﻲ ﻫﺮ ﺑﻨﮕـﺎه ﭼﻪ ﻗﺪر ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﺪ؟ ﻓﺮم اﺳﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ ﺑﺎزی ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﻣ ﺠﻤﻮﻋﻪ ﺑﺎزﻳﻜﻨﺎن :{ } N 1,2 = − اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﺑﺎزﻳﻜﻨﺎن : اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺮ ﺑﺎزﻛﻦ در اﻳﻦ ﺑﺎزی، ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪی اﺳﺖ ﻛﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﺮای ﺗﻌﻴﻴﻦ داﻣﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﺑﺎزﻳﻜﻦ از ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻴﻢ : 1- Cournot ﭘﻴﻮﺳﺖ 5 - ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺗﺨﺼﻴﺺ و آب اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻲ در ﺑﺎزار 08 / 09 / 93 171 a a bQ Q b P(Q) a 0 Q b ⎧− < ⎪⎪ = ⎨ ⎪ > ⎪⎩ − ﭘﻴﺎﻣﺪ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ﻋﺒﺎرت اﺳﺖ از ﺗﻼش ﺑﺮا ی اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﻮد ﺧﻮد : i i i 1 2 i a a bQ q cq Q b u q ,q a 0 cq Q b ⎧ − − < ⎪⎪ = ⎨ ⎪− > ⎪⎩ ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﺑﺎزﻳﻜﻦi ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎزﻳﻜﻦ ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ :ﺷﻮد i 1 2 i j 1 du (q ,q ) a c 2q q 0 dq = − − − = ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻣﻌﺎدﻻ ت ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : 1 2 1 q a c B (q ) 2b 2 − = − 2 1 2 q a c B (q ) 2b 2 − = − ﺑﻬﺘﺮﻳ ﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﻫﺮ ﺑﺎزﻳﻜﻦ را ﺑﻪ ﻫﺮ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺣﺮﻳﻒ در ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره )پ.5 - 7 (ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻧﻴﻢ ﺳﺎز رﺑﻊ اول ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ ﺷﻜﻞ پ .5 - 7 - ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ در ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺎزی دو ﺑﺎزﻳﮕﺮ در ﻧﻤﻮدار ﻓﻮق ﻧﻘﺎطa c b − وa c 2b − دارای ﻣﻌﺎﻧﻲ ﺧﺎﺻﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺮای ﺑﻨﮕﺎه اول ﻧﻘﻄﻪ یa c 2b − ﺟﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛـﻪ ﺗﻨﻬـﺎ ﺧﻮد آن ﺑﻨﮕﺎه وﺟﻮد دارد و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻨﮕﺎه دﻳﮕﺮ ﺻﻔﺮ اﺳﺖ و ﻳﺎ اﺻﻼ وﺟﻮد ﻧﺪارد . اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﻣﺎﻧﻨﺪ اﻳـﻦ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻓﻘـﻂ ﻳـﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه در ﺑﺎزار وﺟﻮد دارد ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ اﻧﺤﺼﺎر ﻛﺎﻣﻞ دارﻳﻢ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﻨﮕﺎه اول ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد ر ا ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای 172 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﺗﺎ ﺳﻮد ﺧﻮد را ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﻨﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻣﻘﺪاری ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎa c 2b − را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﮔﺮ ﺑﺨﻮاﻫﻴﻢ اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع را ﺑـﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﺗﻮﺟﻴ ﻪ ﻛﻨ ﻴﻢ ﻛﻪ در اﻧﺤﺼﺎر ﻛﺎﻣﻞ درآﻣﺪ ﻧﻬﺎﻳﻲ1 ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ2 اﺳﺖ . P a Slope= -b Slope=-2b C ﺷﻜﻞ پ .5 - 8 - ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻌﺎدل در درآﻣﺪ ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ در ﺑﺎزار اﻧﺤﺼﺎری درآﻣﺪ ﺑﺮ ﺑﺮ ا اﺳﺖ ﺑﺎ : 2 Revenue aq bq = − درآﻣﺪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ : MR a 2bq = − ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎC ﻛﻪ از ﺑﺮﺧﻮرد آن ﺑﺎ ﻣﻨﺤﻨﻲ درآﻣﺪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺮﻛﺖ در ﺣﺎﻟﺖ اﻧﺤﺼﺎری ﺑﻪ دﺳ ﺖ ﻣﻲ : آﻳﺪ a c a 2bq c q 2b − − = → = ﺑﺮای ﺑﻨﮕﺎه اول ﻧﻘﻄﻪa c b − ﺟﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ آن ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﺻﻔﺮ ﺑﻮده و ﻓﻘﻂ ﺑﻨﮕﺎه دوم ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑـﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ در اﻳﻦ ﻧﻘﻄﻪ رﻗﺎﺑﺖ ﻛﺎﻣﻞ وﺟﻮد دارد . اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑ ﻪ اﻳﻦ ﺻﻮرت ﺗﻮﺟﻴﺢ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛـﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻨﮕﺎه ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻳﻌﻨﻲ : a c a bQ c Q b − − = → = ﺗﺎ اﻳﻦ ﺟﺎ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﻫﺮ ﻛﺪام از ﺑﻨﮕﺎه را ﺑﻪ دﺳﺖ آوردﻳﻢ . ﺗﻌﺎدل ﻧﺶ از ﺑﺮﺧﻮرد ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ . ﺑﺎ ﺣﻞ ﻣﻌﺎدﻻت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﭘﺎﺳﺦ ﺗﻌ ﺎد ل ﻧﺶ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ : آﻳﺪ * * 1 2 (a c) q q 3b − = = 1- Mariginal Revenue 2- Mariginal Cost 10 ﭘﻴﻮﺳﺖ6 ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﭘﻴﻮﺳﺖ 6 - ﺗﻌﺎرﻳﻒ 08 / 09 / 93 175 ﭘﻴﻮﺳﺖ 6 - ﺗﻌﺎرﻳﻒ در اﻳﻦ ﭘﻴﻮﺳﺖ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻛﻠﻴﺪ واژه ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ راﻫﻨﻤﺎ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . - ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﺮاﺳﺎس آﺧﺮﻳﻦ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ]37 [، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق ﺑﺎ ﻛﺪ ﭼﻬﺎر رﻗﻤﻲ 3510، زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﺑﺨﺶ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق، ﮔﺎز، ﺑﺨﺎر و ﺗﻬﻮﻳﻪ ﻫﻮا ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﻣﻮارد زﻳﺮ را ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد : • ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺨﺎر، ﻫﺴﺘﻪ ای، ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ، ﺗـﻮرﺑﻴﻦ ﮔﺎز، ﮔﺎزوﻳﻴﻞ و ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮو ﻫﺎ ﮔﺎه ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ . • ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل1 ﺑﺮای اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪﺷﺪه ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮزﻳﻊ . • ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ) ﺷﺎﻣﻞ ﺧﻄﻮط، ﭘﻴﻞ ﻫﺎ و ﺳﻴﻢ ﻛﺸﻲ ( ﺑﺮای اﻧﺘﻘﺎل ﺑـﺮق درﻳـﺎﻓﺘﻲ از ﺗﺎﺳﻴﺴـ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻳﺎ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ . • ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﺎرﺑﺮ ﻓﻌ • ﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻛﺎرﮔﺰاران ﺑﺮق و ﻳﺎ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪﮔﻲ ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮق را از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ ﺑـﺮق اداره ﺷـﺪه ﺗﻮﺳﻂ دﻳﮕﺮان ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . • ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺑﺮق و ﺗﺒﺎدل ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮای اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ . - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ2 ، ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ اراﺋﻪ ﻫﺎ آن ﺗﻮﺳﻂ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ادوات ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺑﺮای ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از اﻧﺘﻘﺎل ﺗﻮان اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎﻳﻲ اﻃﻼق ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻗﺎﺑﻞ اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺷﺒﻜﻪ ﻗﺪرت ﺿﺮوری ﻫﺴﺘﻨﺪ ]6[ . اﻟﻒ- ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮ ﻛﺎﻧﺲ )FC ( 3: اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﺣﻔﻆ و ﺗﺜﺒﻴﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ در ﻣﻘﺪار ﻧﺎﻣﻲ ﻛﺎر و ﺳﺮ ﺧﻮد دارد . ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻣﻔﻬﻮم اﺳﺘﻔﺎده از ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺟﻬﺖ ﻛﻨﺘـﺮل دﻗﻴﻘـﻪ ﺑـﻪ دﻗﻴﻘﻪ و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﻳﻚ در ﻧﺎﺣﻴﻪ ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳـﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﺳـﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ، ﺧﻮد ﺑﻪ ﭼﻨﺪ دﺳﺘﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ4 ﻳﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ، رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﭼﺮﺧﺎن5 ﻳﺎ ﻏﻴﺮﭼﺮﺧﺎن6، ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻳﺎ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ( و ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻌﻘﻴﺐ ﺑﺎر 7. 1 - ﻳﻚ ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل از ﭘﺴﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق و ﻣﺪارات اﻧﺘﻘﺎل ﺳﺎﺧﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺑﺮق از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺘﻨﺎو ب ﺳﻪ ﻓﺎز اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ . در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ، ﺑﺮق را در ﺳﻄﺢ وﻟﺘﺎژی ﻧﺴﺒﺘﺎ ﭘﺎﻳﻴﻦ در ﺣﺪود 10 ﺗﺎ15 ﻛﻴﻠﻮوﻟﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺳﭙﺲ ﺗﻮﺳﻂ ﺗﺮاﻧﺴﻔﻮرﻣﺎﺗﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه، آن را ﺑﻪ ﻳﻚ ﺘﺎژ وﻟ ﺑﺎﻻ )220 ﺗﺎ440 ﻛﻴﻠﻮوﻟـﺖ ( ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺘﻨﺎو ب ﻣﻲ رﺳﺎﻧﻨﺪ ﺗﺎ آن را ﺑﻪ ﻳﻚ ﭘﺴﺖ ﺑﺮق ﻛﻪ ﻧﻘﻄﻪ ﺧﺮوﺟﻲ ﺷﺒﻜﻪ اﺳﺖ و در ﻓﻮاﺻﻞ دور ﻗﺮار دارد، اﻧﺘﻘﺎل دﻫﻨﺪ . 2- Ancillary Services 3- Frequency Control 4- Primary Frequency Control 5- Spinning Reserve 6- Non-Spinning Reserve 7- Load Following 176 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... ب- ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨ ﺘﺮل ﺷﺒﻜﻪ )NC ( 1: اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎی ﻛﻴﻔـﻲ ﻋﺮﺿـﻪ ﺑـﺮق از ﻛﻪ ) ﺟﻨﺲ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ( ﻣﺮﺑﻮط ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری و ﻫﻤـﺎﻫﻨﮕﻲ ﻋﻤـﺪﺗﺎ در ارﺗﺒـﺎط ﺑـﺎ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﻧﻘﺎط در ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق و ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان ﻋﺒﻮری از (ﻓﻠﻮ ) ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺧﻮد ﺑﻪ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ﻋﻤﺪه ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑـﺎر، ﻛﻨﺘـﺮل وﻟﺘﺎژ و ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ج - ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ و ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ2 ﺷﺒﻜﻪ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت راه اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد ﺷﺒﻜﻪ )SR ( 3: اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ارﺗﺒـﺎط ﺑـﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺎز دﻣﻮر ﺑﺮای ﺑﺎزﮔﺸﺖ ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻋﺎدی ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از وﻗﻮع ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻫﺎی ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺰرگ ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل ﺗﻮﺳﻂ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺎ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮدراه اﻧﺪازی اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . - ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق4 ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از اﻓﺮاد، ﻧﻬﺎدﻫﺎ، ﺳﺎ زﻣﺎن ﻫﺎ و ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛـﻪ در ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل، ﺗﻮزﻳﻊ، ﻣﺼﺮف و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق، ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﺒﺎدﻻت و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﭘﺎﻳﺪاری ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ در . ﻳﻚ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﻠﻲ ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﻛﻠﻲ ﻧﻬﺎد ﻫﺎی دوﻟﺘﻲ ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬار و ﻧـﺎﻇﺮ ) ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺎزار و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ( و ﺑﺎزﻳﮕﺮان ) ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ، ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان، ﻋﺮﺿ ﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ( ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻛﺮد . - ﺑﺴﺘﺮ ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق در دو ﺑﺴﺘﺮ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی5 )ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ( و ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ6 ) ﺑـﻮرس ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی ( اﻧﺠـﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﺑﺮﺧﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﻗﺪام ﺑﻪ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗ ﻮاﻓﻘﻲ ﺧﺎرج از ﺑﺎزار ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼت در ﻫﺎ آن ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﻘﺪی اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﺑ ﺎزﻳﮕﺮان آن ﻫﻤﮕﻲ ﻋﻨﺎﺻﺮ ﺣﺎﺿﺮ در زﻧﺠﻴﺮه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﺎ ﻣﺼـﺮف ﺑـﺮق ﻫﺴـﺘﻨﺪ . ﺑـﻮرس ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی، ﻧﻬـﺎدی ﺑـﺮای ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺸﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ آن ) ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ( ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود ﻛﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﻓـﻮق، ﻣﻌﺎﻣﻠـﻪ ﮔـﺮان ﻣﺘﻌﺪدی ﻧﻴﺰ ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑ ﺮق در ﻗﺎﻟﺐ اﺑﺰارﻫﺎی ﻣﺸﺘﻘﻪ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن، ﺷﺎﻣﻞ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ، آﺗﻲ، اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ و اﺧﺘﻼف ﻗﻴﻤﺖ، ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . 1- Network Control 2- Restoration 3- System Restart 4- Market Participants 5- Spot Market 6- Financial Market ﭘﻴﻮﺳﺖ 6 - ﺗﻌﺎرﻳﻒ 08 / 09 / 93 177 - ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﻬﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق • ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد1 )آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ (: اﻳﻦ ﻣﺪل، اوﻟﻴﻦ ﮔﺎم در ﺟﻬﺖ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺮ ﻛﺮدن ﺻﻨﻌﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق و ﻳﻚ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﭘﺲ از اﻧﺤﺼﺎر ﻛﺎﻣﻞ دوﻟﺘﻲ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻜﻴـﺖ و ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری از ﻛﻠﻴﻪ ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق ﻫﻤﭽﻨﺎن در اﺧﺘﻴﺎر ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻗﺮار دارد، ﺑﺎ اﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺟﺪﻳﺪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺻﺮﻓﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ )IPPs ( 2 اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﻣﺬﻛﻮر ﻓﺮوﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق، ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﺧﺮﻳـﺪار ﻋﻤـﺪه و ﻣﻨﺤﺼـﺮ ﺑـﻪ ﻓـﺮد، ﺑـﺮق را از ﻛﻠﻴـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ) در ﻗﺎﻟـﺐ ﺗﻮاﻓﻖ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ ( ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﺮده و در اﺧﺘﻴﺎر ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ( ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﺪ . • ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ3: در اﻳﻦ ﻣﺪل ﻧﻬﺎد ﻣﺮﻛ ﺰی ﻣﺴﺘﻘﻠﻲ، ﻛﻪ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷـﺒﻜﻪ را ﺑـﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ وﺟﻮد ﻧﺪارد و ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻮﺟﻮد و ﺟﺪﻳﺪ در ﻳﻚ ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺘﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار را ﺑﺎﺑﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺧﻮد درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻣﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻨﺎن ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را از ﻃﺮﻳﻖ ﻳـﻚ ﻧﻬﺎد ﻋﻤﻮ ﻣﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﻧﻘﺶ دوﮔﺎﻧﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ ﺗﻮزﻳﻊ و ﻓﺮوﺷﻨﺪه ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . • ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ4: اﻳﻦ ﻣﺪل زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎز اﻳﺠﺎد رﻗﺎﺑﺖ در ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺸﺘﺮﻛ ﺎن ﺑﺮق آزاداﻧﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد را از ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺧﻮد، ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن ﻗﻴﻤﺖ و ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺧﺪﻣﺎت، ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻟﺬا ﺑﺮ ﺧﻼف دو ﻣﺪل ﭘﻴﺸﻴﻦ، ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ در ﻣﺪل ﺣﺎﺿﺮ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه و ﺛﺎﺑﺖ ﻧﻴﺴﺖ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق از ﻓﻌ ﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻛﺎﻣﻼ ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﺷﺪه و ﻧﻬﺎد ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺻﺮﻓﺎ وﻇﻴﻔﻪ ﺗﺪارک ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . اﻋﻤﺎل ﻣﻘﺮرات در اﻳﻦ ﻣﺪل در ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻄﺢ در ﺑﻴﻦ ﻣﺪل ﻫﺎی ﭘﻴﺶ ﮔﻔﺘﻪ ﻗﺮار دارد . - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮق در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ و ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻤﻲ اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑـﺮق و ﻫـﻢ اﻗﺸـﺎر ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﺟﺎﻣﻌﻪ را ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫـﺪ . ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ ) ﻳـﺎ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ( ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ﺷـﺎﻣﻞ » ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ، ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و اﻧﻮاع ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎی ﻗـﺎﻧﻮﻧﻲ ﻧﻈﻴـﺮ ﺑﻴﻤـﻪ و ﻣﺎﻟﻴـﺎت و ﻣﺸـﺎﺑﻪ آن « ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻣﺎ در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﻓﺰون ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ، ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ) ﻳﺎ اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ( ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ اﺑﻌﺎد ﻳﺎ روش ﻫﺎی ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق، اﻳﺠﺎد ﺷﻮد ﻛﻪ رﻓﺎه اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ را ﺗﺤـﺖ ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﻗـﺮار ﻣـﻲ دﻫﻨـﺪ . ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی 1- The Single Buyer 2 - ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﻣﺴﺘﻘﻞ )Independent Power Producer ( ﻳﺎ ﻏﻴﺮﻋﻤﻮﻣﻲ )Non-utility Generator ( ، ﻧﻬﺎدی اﺳﺖ ﻏﻴﺮدوﻟﺘﻲ ﻛـﻪ اﻗـﺪام ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق و ﻋﺮﺿﻪ آن ﺑﻪ ﻧﻬﺎدﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪة ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 3- Wholesale Competition 4- Retail Competition 178 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﺣﺴﺎب ﻫﺎی ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻧﻤﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل، ﺳﻮﺧﺖ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ در ﺟﺮﻳﺎن ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺑﻪ اﻧﺮژی، ﻣﻮﺟﺐ اﻧﺘﺸﺎر ﻣﻮاد آﻻﻳﻨﺪه در ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ) ﺑﻪ ﺧﺼﻮص ﻫﻮا ( ﺷﺪه و ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎﻳﻲ را در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺟﺎﻣﻌﻪ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺑﺮﺧﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻧﻈﻴـﺮ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﻣﻮﺟﺐ ﺗﺎﺛﻴﺮات ﻣﻨﻔﻲ ﺑﺮ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ در ﻣﺤﺪوده ﻣﺨﺎزن ﺧﻮد ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . - ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق » ﻗﻴﻤﺖ « ﻣﻔﻬﻮﻣﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛُﻨﺶ رﻓﺘﺎر ﺗﻘﺎﺿﺎﻛﻨﻨﺪه و ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه در ﺑﺎزار ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . ﺑـﺮ ﺧـﻼف ﻣﻔـﺎﻫﻴﻢ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ و ﺳﻮد اﻧﺘﻈﺎری1، ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻚ ﻛﻤﻴﺖ ﻣﺤﺾ ﻋﻴﻨﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﺎﻻ در ﺑﺎزار را اﻣﻜﺎن ﭘـﺬﻳﺮ ﻣـﻲ ﺳـﺎزد . اﮔﺮﭼﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺷﺪه ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ دارد، اﻣﺎ در ﻫﺪاﻳﺖ ﺻﺤﻴﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻧﺸﺪه ﻧﺎﻣﻮﻓﻖ اﺳﺖ . - ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ2 ﺣ ﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺎ ﻫﺪف ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺤﺪود ﻧﻤﻮدن اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧـﻪ ای، ﺣﻔﺎﻇﺖ از ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺑﻬﺒﻮد ﺑﻬﺮه وری و اﻓﺰاﻳﺶ اﻣﻨﻴـﺖ اﻧـﺮژی ﺗﻮﺳـﻂ ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ از ﻃﺮﻳـﻖ ﺳـﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﻣﺘﻔﺎوت ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﭘ ﺬﻳﺮد . از اﻳﻦ ﻣﻴﺎن ﭘﻨﺞ ﻣﻮرد ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ : • ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری3 :ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ای ﺗﻮﺳـﻌﻪ دﻫﻨـﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ و از اﻳﻦ رو ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺸـﻮﻗﻲ ﺑـﺮای ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬ اری ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر رود ﻣﻲ . از ﻣﺘﺪاول ﺗﺮﻳﻦ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺗـﻮان ﺑـﻪ اﻋﻄـﺎی اﻣﺘﻴـﺎز ﺑـﺮ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ) ﺑـﻪ ازای ﻫـﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ( و ﻳﺎ اﻋﻄﺎی ﻳﺎراﻧﻪ ﻣﻌﺎدل درﺻﺪی از ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺷﺎره ﻧﻤﻮد . • ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ4 :ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺗﻌ ﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﺎ ﻫـﺪف ﺟﺒـﺮان ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت، از ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺣﺎﺻﻞ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . • ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ ﻣﺎزاد5 : ﺑﺮﺧﻼف ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﻪ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺘﻲ را ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ در ﻧ ﻈﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد، در اﻳﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺘﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزاری ﺑﺮق اﻓﺰوده ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﻟـﺬا ﺑـﺎ ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق، 1 - ﺳﻮد ﻣﻮرد اﻧﺘﻈﺎر ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎﻛﻨﻨﺪه ﻳﻚ ﻣﻔﻬﻮم ذﻫﻨﻲ و اﻧﺘﺰاﻋﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ و وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺗﻮ اﻧﺪ ﺑﻪ ﺻﻮر ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻋﻴﻨﻴﺖ ﻳﺎﺑﺪ . 2 - در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ، ﺳﺎزو ﻛﺎرﻫﺎ ی ﻣﺤﺪود ﻛﻨﻨﺪه ) ﻧﻈﻴﺮ ﺟﺮاﻳﻢ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ و ...( ﻫﻢ وﺟﻮد دارد . 3- Investment Subsidies 4- Feed-in Tariff Schemes 5- Fixed Premium Schemes ﭘﻴﻮﺳﺖ 6 - ﺗﻌﺎرﻳﻒ 08 / 09 / 93 179 ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑـﺖ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـﺪ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻌـﺎدل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻛﻪ در ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق اﻧﻌﻜﺎس داده ﻧﺸﺪه اﺳﺖ، ﺑﺎﺷﺪ . • ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی اﺟﺒﺎری1 :در اﻳﻦ روش دوﻟﺖ ﺳﻬﻤﻲ را ﺑﺮای اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ در ﺳـﺒﺪ اﻧـﺮژی در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ و اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺺ ﺑﺎﻳﺪ در دوره زﻣﺎﻧﻲ از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ای ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮدد . • ﮔﻮاﻫﻲ ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﺠﺎرت2 :در ﻗﺎﻟﺐ اﻳﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎر، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ازای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ) ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ( ﺗﻌﺪادی ﮔﻮاﻫﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﺳﺖ . 1- Obligated Quotas 2- Tradable Green Certificate Systems ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣﺮاﺟﻊ 08 / 09 / 93 181 ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣ ﺮاﺟﻊ ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣﺮاﺟﻊ 1 - ،اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ و رﺿﺎ رﻳﺎﺣﻲ » ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﮔﺬری ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان « ، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، 1388 . 2 - ،ﺑﻴﺎت، ﺣﺒﻴﺐ اﷲ » ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ «، داﻧﺸﮕﺎه ﺻﻨﻌﺘﻲ اﻣﻴﺮﻛﺒﻴﺮ، 1380 . 3 - ﭘﺮﻣﻦ، راﺟﺮ، ﺟﻴﻤﺰ ﻣﻚ ﮔﻴﻞ ری و ﻳﻮﻣﺎ، » اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻃﺒﻴﻌﻲ « ، ﺗﺮﺟﻤﻪ ﺣﻤﻴﺪرﺿﺎ ارﺑﺎب، ﻧﺸﺮ ﻧﻲ، 1387 . 4 - ،ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن » ﺑﺮرﺳﻲ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻠﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت اﻗﺘﺼﺎدی ﺗﻮﻟ ﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ « ، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳـﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس، 1387 . 5 - ،ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ » ﺗﺪوﻳﻦ اﻃﻠﺲ آﻟﻮدﮔﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر « ، دﻓﺘﺮ اﻣﻮر ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت ﺑﺮق، 1385 - 1387 . 6 - ،ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان » ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ « ، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸـﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس، 1390 . 7 - ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، » ﻣﺮوری ﺑﺮ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ « ، دﻓﺘﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻗﺘﺼـﺎدی و ارﺗﻘﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق، 1387 . 8 - ،ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان » ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻳﻚ ﻣﻨﻄـﻖ ﻋﻠﻤـﻲ ، « ﻛﻴﻮﻣﺮث ﺣﻴﺪری، 1386 . 9 - ﻛﻤﻴﺘﻪ ﻣﻠﻲ ﺳﺪﻫﺎی ﺑ ﺰرگ اﻳﺮان، » ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻧﺮخ ﺑﻬﺮه-ﺗﻨﺰﻳﻞ ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺟﻬﺖ ارزﻳﺎﺑﻲ اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ، « ﻃﻴﺒﻪ آرﻳﺎن، ﺳﺎل 1381 . 10 - ﻟﻴﺎرد، ﭘﻲ . ا. و ا .ﺟﻲ . آر . واﻟﺘﺮز، » ﺗﺌﻮری اﻗﺘﺼﺎد ﺧﺮد « ، ﺗﺮﺟﻤﻪ ﻋﺒﺎس ﺷﺎﻛﺮی، ﻧﺸﺮ ﻧﻲ، 1386 . 11 - ،ﻣﺤﻤﺪی اردﻫﺎﻟﻲ، ﻣﺮﺗﻀﻲ » ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ « ، اﻧﺘﺸﺎر ات داﻧﺸﮕﺎه ﺻﻨﻌﺘﻲ اﻣﻴﺮﻛﺒﻴﺮ، 1389 . 12 - ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﻓﻨﻲ و ﭘﮋوﻫﺶ ﻫﺎی ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﻛﺸﻮر، » ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮﻗـﺎﺑﻲ ﺑﺮاﺳﺎس ﻳﻚ ﻣﻨﻄﻖ ﻋﻠﻤﻲ « ، ﻛﻴﻮﻣﺮث ﺣﻴﺪری، 1386 . 13 - ﻣﻮرﻳﺲ، اس . ﭼﺎرﻟﺰ و اون . آر . ﻓﻴﻠﻴﭙﺲ، » ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻗﺘﺼﺎدی : ﻧﻈﺮﻳﻪ و ﻛﺎرﺑﺮد ) اﻗﺘﺼﺎد ﺧﺮد (« ، ﺗﺮﺟﻤ ﻪ ﺣﺴﻦ ﺳـﺒﺤﺎﻧﻲ، اﻧﺘﺸﺎرا ت داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان، ﺟﻠﺪ اول، 1384 . 14 - ،ﻣﻮﺳﺴﻪ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت اﻗﺘﺼﺎدی داﻧﺸﮕﺎه ﺗﺮﺑﻴﺖ ﻣﺪرس » ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻣﺘﺮﺗﺐ ﺑﺮ اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻠﻲ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه و ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ، «1374 . 15 - ،ﻣﻮﺳﺴﻪ ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت اﻗﺘﺼﺎدی داﻧﺸﮕﺎه ﺗﺮﺑﻴﺖ ﻣﺪرس » ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ در ﺑﺨـﺶ ﻫـﺎی ﺧـﺎﻧﮕﻲ، ﺻـﻨﻌﺖ، ﺗ ﺠـﺎری - ﻋﻤﻮﻣﻲ و ا ﻗﺘﺼﺎد ﻣﻠﻲ ، «1379 . 16 - »راﻫﻨﻤﺎی ﺑﺮآورد ﺧﺴﺎرت ﻣﺨﺰن در ﻣﺤﺪود ه درﻳﺎﭼ ﻪ ﺳﺪﻫﺎی ﻣﺨﺰﻧ ، «ﻲ ﻧﺸﺮﻳ ﻪ ﺷﻤﺎر ه 586 ، ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮر، 1391 182 08 / 09 / 93 راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ... 17 - »دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی ﻃﺮح ﻫﺎی ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ) ﺗﺠﺪﻳـﺪﻧﻈﺮ اول ، «( ﻧﺸـﺮﻳﻪ ﺷـﻤﺎره 258 ، ﻣﻌﺎوﻧـﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻧﻈ ﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮر . 18 - وزارت ﻧﻴﺮو، ﻣﻌﺎوﻧﺖ اﻣﻮر ﺑﺮق و اﻧﺮژی ، ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ اﻧﺮژی ﺳﺎل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ . 19- A. Horsley and A. J. Wrobel, (1999); Efficiency Rents of Storage Plants in Peak-Load Pricing, II: Hydroelectricity, London School of Economics and Political Science, STICERD Theoretical Economics Discussion Paper: TE/99/372. 20- Berkeley National Laboratory, (2009); Estimated Value of Service Reliability for Electric Utility Customers in the United States, Department of Energy 21- Campbell R. J., (2010); Small Hydro and Low-Head Hydropower Technologies and Prospects. 22- Electric Power Research Institute (EPRI), Hydropower Reliability Study, Palo Alto, CA: 1984. EM- 3435. 23- Electric Power Research Institute (EPRI), (2001); Hydropower Technology Roundup Report Accommodating Wear and Tear Effects on Hydroelectric Facilities Operating to Provide; TR- 113584-V4. 24- F. Tierney, Susan et al., (2008); Uniform Pricing versus Pay-as-Bid in Wholesale Electricity Markets: Does it make a difference? New York ISO. 25- Hydropower Reliability Study. EPRI, Palo Alto, CA: 1984. EM-3435. 26- IEA, Statistics and Balances, Retrieved 2011. 27- Intergovernmental Panel on Climate Change (ipcc), (2011); Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. 28- International Finance Corporation, (2009); No. 21; Directions In Hydropower: Scaling Up For development, World Bank. 29- International Hydropower Association (IHA), (2010); International Hydropower Association Activity Report. 30- J. Warford and M. Munasinghe, (1982); Electricity Pricing: Theory and Case Studies; The John Hopkins University Press Baltimore-London. 31- M. E. El-Hawary and G. S. Christensen, (1979); Optimal Economic Operation of Electric Power Systems; Academic Press New York. 32- Norwegian Water Resources and Energy Directorate, (2001); Water resource Act and Regulations. 33- R. Wilson, (1998); Priority Pricing of Ancillary Services in Wholesale Electricity Markets. 34- T. C. Koopmans, (1957); Water Storage Policy in a Simplified Hydroelectric System; Cowles Foundation, Yale University, Cowles Foundation Discussion. 35- U.S. Energy Information Administration (eia), (2011); Annual Energy Review 2010. 36- Union of the Electricity Industry (eurelectric), (2003); Efficiency in Electricity Generation. 37- United Nations, International Standard Industrial Classification of All Economic Activities (ISC), Rev. 4.