برق از جمله کالاهای اساسی و ضروری است که در دنیای امروز پیش نیاز تولید سایر کالاها و خدمات و نیز دست‌یابی به رفاه اجتماعی است. تامین برق پایدار پیش شرط دست­یابی به توسعه پایدار و رشد اقتصادی است. به این دلیل که متناسب با افزایش جمعیت، صنعتی شدن و رشد اقتصادی هر ساله تقاضای برق افزایش می­یابد و نیز با توجه به اینکه قابلیت ذخیره­سازی برق در مقیاس گسترده وجود ندارد و عرضه و تقاضای برق در هر لحظه باید برابر باشند، تامین برق بدون اختلال و خاموشی، نیازمند افزایش عرضه متناسب با تقاضا است. افزایش عرضه برق به معنای سرمایه­ گذاری در ساخت نیروگاه و یا توسعه واحدهای موجود در قالب افزودن بخش بخار به نیروگاه‌های گازی و تبدیل آن­ها به واحدهای سیکل ترکیبی با ظرفیت و راندمان بالاتر است. از طرفی ساخت نیروگاه فرآیندی زمان­بر است که معمولا بین 3 تا 5 سال به طول می­ انجامد و بنابراین باید در نظر داشت که از زمان تصمیم­گیری برای ساخت نیروگاه، در صورت فراهم بودن منابع مالی و سایر شرایط، افزایش تولید و عرضه با یک وقفه زمانی قابل توجه صورت می ­پذیرد. هر چند که در کل فصول سال نیاز به استفاده حداکثری از تمام ظرفیت­های تولید برق نیست، اما هزینه ­های اقتصادی اجتماعی هر دقیقه خاموشی برای بخش خانگی و تولیدی آنقدر بالاست که هر گونه سرمایه ­گذاری در تولید برق را توجیه می ­کند. ضمن آنکه کمبود برق احتمال بروز ناامنی­های اجتماعی را افزایش داده و به واسطه ناتوانی در عمل به تعهدات صادراتی، موقعیت بین ­المللی کشور را به مخاطره می ­اندازد و تبعات سنگین داخلی و خارجی به همراه دارد.

آنچه در سالیان اخیر در سطح جهانی و به فاصله اندکی در ایران اتفاق افتاده، تغییر رویکرد به برق از کالایی عمومی به کالایی اقتصادی بوده است و در نتیجه این تغییر و به دلایلی از جمله افزایش بازدهی، کاهش فشارهای سرمایه ­گذاری در ساخت نیروگاه­ها بر بودجه عمومی دولت­ها و افزایش شفافیت قیمت­ گذاری، تجدید ساختار صنعت برق در بسیاری از کشورها تجربه شده و زمینه حضور بخش خصوصی را در تولید و توزیع برق فراهم کرده است.

در جریان تجدید ساختار صنعت برق در ایران، ورود بخش غیر دولتی به تولید برق در بخش حرارتی (نیروگاه‌های بزرگ مقیاس) به چهار شیوه صورت گرفته است. گروه نخست نیروگاه­هایی هستند که در جریان خصوصی سازی و در قالب رد دیون دولت به بخش غیر دولتی واگذار شده­اند که عملکرد در این قسمت 15454 مگاوات بوده است. گروه دوم نیروگاه­هایی هستند که با سرمایه‌گذاری بخش غیر دولتی و در قالب قراردادهای ساخت، تملک، بهره‌برداری (BOO) و ساخت، تملک، واگذاری (BOT) احداث شده­اند. در این بخش 16565 مگاوات عملکرد وجود دارد. گروه سوم نیروگاه­­های احداث شده توسط صنایع بزرگ هستند که مجموعا 6371 مگاوات است و در نهایت آخرین گروه واگذاری­های صورت گرفته به روش مزایده است که 7995 مگاوات می­باشد (اطلاع نگاشت­های برق حرارتی، 1398). همچنین در شرایط فعلی، مجموعا 670 مگاوات ظرفیت تولید برق انرژی­های نو شامل بادی، خورشیدی، زباله سوز، بازیافت حرارتی و سایر در بخش غیر دولتی است که با سرمایه­ گذاری بخش خصوصی به بهره­برداری رسیده است (آمار تفصیلی صنعت برق ایران ویژه مدیریت راهبردی (1399)).

در میان نیروگاه­هایی که با سرمایه بخش غیر دولتی در بخش حرارتی ساخته شده، عمده قراردادهای موجود BOO بوده و سه نیروگاه در قالب قرارداد BOT به بهره ­برداری رسیده است . بنابراین الگوی رایج قراردادی در بخش ساخت نیروگاه­ های حرارتی، قراردادهای ساخت، تملک و بهره ­برداری می­باشد.

با وجود آنکه در ابتدای فرآیند تجدید ساختار، بخش خصوصی از این تغییرات به خوبی استقبال کرد، اما آمار سرمایه­ گذاری در تولید برق نشان می­دهد از سال 1392 به بعد رشد افزایش ظرفیت سالانه تولید برق کاهش یافته است. به طوریکه در فاصله سال­ های 1384 تا 1391 به صورت میانگین سالانه 3955 مگاوات به ظرفیت‌های تولید برق کشور افزوده شده است که در سال­های 1392 تا 1399 این رقم به 2046 مگاوات رسیده است و 48 درصد کاهش نشان می­دهد که ناشی از روند کاهشی سرمایه­ گذاری در ایجاد ظرفیت­های جدید تولید برق است. مطابق اطلاعات موجود در طول سال­های برنامه ششم توسعه یعنی از سال 1396 تاکنون هیچ مناقصه­ ای در زمینه احداث نیروگاه جدید منجر به نتیجه نشده است و نیروگاه ­های جدیدی که در این سال­ ها به مدار آمده، از محل قراردادهای منعقد شده در برنامه ­های چهارم و پنجم توسعه است. این روند نگرانی تامین برق پایدار کشور را به همراه دارد. همانطور که از تابستان 1397 تاکنون شاهد کمبود برق در فصول پر مصرف و اعمال خاموشی به بخش‌های مختلف خصوصا صنایع هستیم.

از آنجا که سرمایه­ گذار به دنبال بازگشت سرمایه و سودآوری مناسب است، دلیل کاهش انگیزه­ های بخش خصوصی برای ورود به تولید برق را می­توان از طریق تحلیل ریسک­های سرمایه­ گذاری بخش خصوصی در تولید برق که سودآوری این نوع سرمایه­ گذاری را به خطر انداخته است، آسیب­ شناسی کرد. به همین منظور پژوهش پیش رو درصدد شناسایی و رتبه­بندی ریسک­های موجود در پروژه­های تولید برق حرارتی در قالب قراردادهای ساخت، تملک و بهره­برداری و ارائه نقشه راه به منظور کاهش اثرات این ریسک­ها برای سرمایه­گذار است تا از این طریق و با اعمال اصلاحاتی در صنعت برق، شرایط برای رونق مجدد سرمایه­گذاری به این صنعت زیر ساختی فراهم شود.

به لحاظ اقتصادی ریسک، تغییرپذیری در بازدهی آتی سرمایه­ گذاری­ است. همچنین در دیدگاه مارکوویتز، ریسک سرمایه ­گذاری، متغیر بودن بازده مورد انتظار است. ریسک عبارت است از امکان قرار گرفتن در معرض زیان. در ادبیات اقتصادی دسته ­بندی ­های مختلفی از ریسک­های سرمایه­گذاری صورت گرفته است و نیز پژوهش­های متعددی در زمینه استخراج این ریسک­ها برای پروژه­ های نیروگاهی وجود دارد. به طور کلی طبقه­ بندی ریسک­ ها در الگوهای مشارکت عمومی – خصوصی (PPP) به شیوه­های مختلفی ممکن است. عمدتا از معیارهای زمان، مراحل پروژه، سطوح اثرگذاری و منشا ریسک برای این طبقه ­بندی ­ها استفاده می­شود. در طبقه ­بندی ­های مبتنی بر زمان عمدتا ریسک ­ها به کوتاه­مدت و بلندمدت تفکیک می­شوند. از نقطه نظر مراحل اثرگذاری می­توان ریسک ­ها را به ریسک ­های مرحله انتخاب پروژه، مرحله ساخت و مرحله بهره­برداری تقسیم کرد. همچنین به لحاظ سطوح اثرگذاری، ریسک پروژه­های PPP در حالت کلی به سه دسته ریسک­های سطح خرد، میانی و کلان تمیز داده می‌شوند.

ریسک­های سرمایه ­گذاری در پروژه ­های نیروگاهی نیز در مطالعات مختلف به شیوه­ های گوناگون دسته­ بندی شده است. روش مورد استفاده در این پژوهش برای استخراج ساختار شکست ریسک مناسب، بررسی اولیه به شیوه کتابخانه ­ای و استخراج فهرست مقدماتی از ریسک­ های موجود و سپس قراردادن این فهرست در اختیار برخی از خبرگان صنعت برق و تجمیع نظرات موجود برای جمع ­بندی نهایی است. بر همین اساس ریسک­های شناسایی شده برای پروژه­های تولید برق حرارتی در قالب قراردادهای BOO به شرح زیر استخراج گردید.

ریسک­های سیاسی شامل: تحمیل شرایط یک سویه از جانب جریان­های سیاسی حاکم در تصمیم ­گیری، سوء استفاده بخش عمومی از قدرت برای گرفتن هزینه ­های اضافی از مالک پروژه یا عدم پرداخت حقوق سرمایه­ گذار، تحریم، حفظ نشدن تعهدات بخش عمومی با تغییر دولت­ها، قطع مناسبات اقتصادی با کشورهای تامین کننده تجهیزات نیروگاهی، اعتصابات و تعطیلی ­های پیش بینی نشده و عدم پذیرش پروژه از سوی جامعه محلی.

ریسک ­های اقتصادی شامل: بروز مشکلات مالیاتی یا افزایش نرخ­ مالیات­های مستقیم و غیر مستقیم، افزایش هزینه­ های ساخت و بهره­برداری در اثر تورم یا سایر رخدادهای اقتصاد کلان، تاخیر در احداث، بهره­برداری و تکمیل پروژه در اثر شرایط اقتصاد کلان و افزایش نرخ ارز.

ریسک­های درآمدی شامل: عدم دریافت بهای تمام شده برق از مصرف کننده نهایی، عدم افزایش قیمت برق متناسب با تورم در بازار برق، عدم تناسب فرمول تعدیل قیمت برق در قراردادهای خرید تضمینی برق با اقتصاد پروژه، انحصار خرید یا ترانزیت برق توسط وزارت نیرو، افزایش قیمت سوخت، تاخیر طولانی در نقد شدن صورت حساب­های فروش برق، عدم بازگشت سرمایه ناشی از تعهد 50 درصدی take or pay در قراردادهای خرید تضمینی، جرایم ناشی از مسائل زیست محیطی در تولید برق، افزایش هزینه­های O & M، اعمال قوانین سخت‌گیرانه از سوی حاکمیت برای صادرات برق توسط بخش خصوصی، افزایش بهای تمام شده برق و کاهش حاشیه سود عملیاتی، عدم درج خسارت تاخیر در پرداخت صورت حساب­های فروش برق از سوی خریدار در قراردادهای خرید تضمینی و بازار برق.

ریسک­های فنی شامل: تاخیر در بهره­برداری و تکمیل پروژه در اثر مسائل فنی، مشکلات فنی در بهره­برداری واحد، نواقص طراحی، تغییر در طراحی پروژه نسبت به توافق اولیه (برای مثال تعداد یا حجم مخازن ذخیره سوخت)، توانایی و تجارب اندک پیمانکاران یا مشاوران داخلی و یا محدود بودن ظرفیت آن­ها، دشواری تامین تجهیزات عمده ساخت نیروگاهی از داخل، عدم دستیابی به مشخصه‌های کیفی و فنی مانند راندمان یا قابلیت دسترسی و غیره، دشواری تامین قطعات برای بهره­برداری و تعمیرات، مطالعات امکان سنجی فنی و اقتصادی ناقص یا دارای اشتباهات اساسی، عملکرد کمتر از انتظار تجهیزات، سخت­گیری­ها و استفاده ابزاری شبکه در صدور مجوزها مانند مجوز اتصال به شبکه برای انتقال برق.

ریسک ­های حقوقی / قانونی شامل: عدم اجرا و یا اجرای ناقص یا سلیقه­ای قوانین، تفاسیر متفاوت از قوانین و مقررات موجود، تاخیر در اجرای پروژه ناشی از مسائل حقوقی و قانون، نبود رگولاتوری مستقل و کارآمد برق، تغییر در عوارض و حقوق گمرکی، تغییر مکرر در قوانین، ضعف در اجرایی بودن تضامین دولتی و یا عدم وجود تضامین کافی در برخی موارد، ابهام در چگونگی تملک موضوع پروژه (الزام به ارائه گواهی ظرفیت نیروگاه)، توقیف و ضبط اموال پروژه، عدم تمدید پروانه بهره­برداری، حذف یا کاهش معافیت ­های دریافتی و یا امتیازهای تشویقی.

ریسک­های تامین مالی شامل: ناتوانی در بازپرداخت تسهیلات ارزی دریافتی پروژه با توجه به نوسانات نرخ تسعیر ارز و عدم وصول به موقع مطالبات فروش برق، تاخیر در بهره­برداری پروژه در اثر عدم تامین به موقع تسهیلات مالی توسط بانک‌ها و یا صندوق، عدم گشایش به موقع اعتبارات اسنادی، عدم امکان تامین و گشایش اعتبار از طریق فاینانس­ های خارجی، افزایش هزینه ­های تامین مالی و نرخ بهره (سود تسهیلات)، نبود شیوه­ های جدید تامین مالی در پاسخ به نیازهای سرمایه­ گذاران، تغییر دیدگاه بانک­ها برای ورود به پروژه با تغییر مدیریت بانک و غیره.

ریسک­های مدیریتی در سمت سرمایه­گذار شامل: تاخیر در بهره ­برداری پروژه در اثر سو مدیریت بخش غیر دولتی، بروز مشکلات در روابط بین اعضای کنسرسیوم سرمایه­ گذاری و نقض تعهدات توسط برخی از اعضا، عدم هماهنگی بین سرمایه ­پذیر و سرمایه­گذار در اتخاذ تصمیمات مشترک مورد لزوم به دلیل عملکرد ضعیف سرمایه ­گذار (بروز مشکلات در روابط بین سرمایه ­پذیر و سرمایه­ گذار)، عدم وجود نگرش سیستمی بین بخش­های مرتبط با پروژه، سوء استفاده مدیران از منابع پروژه، برآورد اشتباه در ارائه قیمت در مناقصه، ورشکستگی شرکت پروژه، انتخاب هیئت مدیره ناآشنا با موضوعات برق و نیروگاه، انتخاب مدیر پروژه ناآگاه با موضوعات تخصصی پروژه.

ریسک­های زیرساخت و تدارکات شامل: ضعف تسهیلات زیربنایی و تدارکات لازمه اجرای طرح، مشکل در تامین زمین، حبس انرژی به دلیل مکان­یابی نادرست ساختگاه و نبود ساختارهای انتقال کافی، سرقت تجهیزات نصب شده، مشکل در حمل و نقل تجهیزات.

ریسک­های قراردادی شامل: مشکلات قراردادی (مفاد قراردادها)، تاخیر دولت در اجرای قراردادها، مشکل در دریافت مجوزها، تاییدیه ­ها، موافقت­نامه­ ها و قراردادهای اولیه لازم، قصور در اجرای قرارداد از طرف دولت، نبود ساز و کار بازپرداخت هزینه­های انجام شده از سوی سرمایه­ گذار در صورت فسخ قرارداد توسط او، تاخیر در انجام تعمیرات ناشی از مشکلات شبکه و نبود ساز و کاری در قراردادها به منظور پیش­بینی این شرایط.

ریسک­ های فورس ماژور شامل: فورس ماژور (زلزله، سیل، پاندمی­ها و غیره)، وقوع حملات سایبری و خرابکارانه.

ریسک­های مدیریتی در سمت سرمایه ­پذیر شامل: جهت­دار شدن و یا ضعف در برگزاری پاره­ای از مناقصات، توانایی و تجربه ناکافی سرمایه ­پذیر، ارائه آمار و اطلاعات و فرآیندهای نادرست به سرمایه­ گذار توسط بخش عمومی، عدم هماهنگی بین سرمایه­ پذیر و سرمایه ­گذار در اتخاذ تصمیمات مشترک مورد لزوم به دلیل عملکرد ضعیف سرمایه‌پذیر (بروز مشکلات در روابط بین سرمایه­ پذیر و سرمایه­ گذار)، تغییر در فرآیندها و تشریفات اداری، مالی، قانونی در دستگاه­های دولتی با تغییر مدیران، عدم وجود نگرش سیستمی بین بخش­ های مرتبط با پروژه، عدم رعایت الزامات سیستم مدیریت پروژه و سایر استانداردهای مدیریتی مورد نیاز.

ریسک­های زیست محیطی شامل: مشکل در دریافت مجوزهای زیست محیطی، تغییر استانداردهای زیست محیطی در سطح داخلی، تغییر استانداردهای زیست محیطی در سطح بین ­المللی، بروز مسائل ناشی از عدم تدوین دستورالعمل­ های زیست محیطی و بروز مسائل ناشی از عدم تدوین دستورالعمل ­های زیست محیطی.

قدم بعدی برای تعیین اهمیت نسبی ریسک­های شناسایی شده، رتبه­بندی آن­ها بر اساس تکنیک­های رایج ارزیابی ریسک است. در پژوهش پیش رو از ماتریس ارزیابی ریسک استفاده شد. برای این منظور ریسک­های شناسایی شده در فرآیند مصاحبه حضوری با هشت نفر از خبرگان صنعت برق که در فرآیند ساخت پروژه­های نیروگاهی به روش قراردادهای BOO در بخش مدیریت ریسک صاحب تخصص هستند، به اشتراک گذاشته شد. برای هر ریسک سه سوال مطرح شد. نخست آنکه احتمال وقوع ریسک چگونه ارزیابی می ­شود (در محدوده 0 تا 40 درصد؛ 40 تا 60 درصد و 60 تا 100 درصد) و سوال دوم که اگر ریسک مورد نظر به وقوع بپیوندد، چه تاثیراتی بر اهداف زمانی پروژه (در محدوده کمتر از 5 درصد تاخیر (حداقل یا قابل چشم پوشی)؛ 5 تا 10 درصد تاخیر و بیشتر از 10 درصد تاخیر (بحرانی یا جدی)) و اهداف هزینه ­ای پروژه (در محدوده کمتر از 10% افزایش (حداقل یا قابل چشم پوشی)؛ 10 تا 20 درصد افزایش و بیشتر از 20 درصد افزایش (بحرانی یا جدی)) خواهد گذاشت. بر اساس پاسخ‌های دریافتی رتبه نهایی هر ریسک محاسبه شد که طبق نتایج این تحقیق، ده ریسکی که بحرانی ­ترین وضعیت را برای سرمایه­ گذاری در این پروژه­ ها دارند عبارتند از: افزایش نرخ ارز (در گروه ریسک­ های اقتصادی)، تحریم (در گروه ریسک­ های سیاسی)، تاخیر طولانی در نقد شدن صورت حساب­های فروش برق (در گروه ریسک‌های درآمدی)، ناتوانی در بازپرداخت تسهیلات ارزی دریافتی پروژه با توجه به نوسانات نرخ تسعیر ارز و عدم وصول به موقع مطالبات فروش برق (در گروه ریسک­ های تامین مالی)، عدم گشایش به موقع اعتبارات اسنادی (در گروه ریسک­ های تامین مالی)، عدم افزایش قیمت برق متناسب با تورم در بازار برق (در گروه ریسک­ های درآمدی)، عدم امکان تامین و گشایش اعتبار از طریق فاینانس­های خارجی (در گروه ریسک­های تامین مالی)، تاخیر در بهره­برداری پروژه در اثر عدم تامین به موقع تسهیلات مالی توسط بانک‌ها و یا صندوق (در گروه ریسک‌های تامین مالی)، افزایش هزینه­های تامین مالی و نرخ بهره (سود تسهیلات) (در گروه ریسک­ های تامین مالی)، افزایش هزینه ­های ساخت و بهره­برداری در اثر تورم یا سایر رخدادهای اقتصاد کلان (در گروه ریسک های اقتصادی).

بر اساس این نتایج، نقشه راه کاهش اثرات ریسک بر مبنای شناسایی فعالیت­هایی که منجر به کاهش تاثیرات شوند، دستگاه متولی انجام این فعالیت و دستگاه­های همکار، نوع اجرای فعالیت، سطح حکمرانی اجرای فعالیت، فروض مورد نیاز برای موفقیت و اصول اولویت­ بندی فعالیت ­ها استخراج شده است که مطابق آن، توصیه­ های سیاستی و پیشنهادهای این پژوهش برای کاهش تاثیرات ریسک عبارتند از: 

• کاهش اثرات ریسک نوسانات نرخ ارز: تعدیل محدوده تعیین شده برای نرخ ارز متناسب با تفاوت نرخ تورم داخلی و خارجی در زمان­های مناسب و جلوگیری از انباشت تورم؛ تنوع سازی در صادرات و عدم اتکا صادرات به یک محصول؛ انضباط مالی، مدیریت هزینه و کسری بودجه دولت و افزایش درآمدهای دولت از طریق کانال­هایی غیر از فروش نفت مانند افزایش درآمدهای مالیاتی، از راه­هایی نظیر افزایش پایه­های مالیاتی، کاهش فرارهای مالیاتی و غیره (بدون اثرات رکودی)؛ اتخاذ سیاست­های پولی شفاف و متناسب با سیاست­های ارزی؛ ایجاد ابزارهایی (مانند بازار آتی و انواع اختیار معامله) برای پوشش ریسک نرخ ارز و نهایتا مدیریت انتظارات؛ تنظیم و مدیریت بازارهای طلا، مسکن، سرمایه و سیستم بانکی متناسب با واقعیت­های اقتصادی که بازدهی و جذابیت سرمایه‌گذاری در بازارها با هم تفاوت فاحشی نداشته باشد که اختلال و نوسان در بازار یک دارایی موجب انتقال بحران به بازار سایر دارایی‌های جانشین نگردد (مانند تعدیل و تعیین نرخ سودهای بانکی متناسب با شرایط اقتصادی که در شرایط تحریمی و بحران ارزی معمولا اقدام به افزایش نرخ سود بانکی می­کنند)؛ استقلال بانک مرکزی جهت کنترل و مدیریت بهتر سیاست­های پولی و ارزی و تورم؛ اجرای مصوبه شماره 31108/ت51709 هـ مورخ 12/3/94 هیات وزیران برای نیروگاه ­هایی که با استفاده از تسهیلات ارزی صندوق توسعه ملی اقدام به ساخت نیروگاه کرده­اند.
• کاهش اثرات ریسک تاخیر در دریافت مطالبات نیروگاه­ها از محل فروش برق: ثبت ما به التفاوت قیمت تمام شده و تکلیفی فروش برق در قوانین بودجه سنواتی و در نظر گرفتن منابع مالی برای پرداخت آن به وزارت نیرو (عمل به ماده 6 قانون حمایت از صنعت برق) و تخصیص این منابع از سوی این وزرات خانه بابت پرداخت مطالبات نیروگاه­ها؛ عمل به تبصره ذیل ماده (10) قانون برنامه ششم توسعه و استفاده از آن به منظور اصلاح قراردادهای خرید برق از نیروگاه­ها با درج خسارت تاخیر در تادیه و پرداخت این خسارت به شرکت­ های غیردولتی تولیدکننده برق.
• کاهش ریسک تامین مالی: فراهم کردن زمینه حضور بخش خصوصی در صادرات برق و ایجاد درآمدهای ارزی صادراتی برای سرمایه‌گذار خصوصی؛ اهرم کردن بدهی­ها به سرمایه از طریق مشارکت شرکای ساخت و احداث در تامین مالی پروژه­ها.
• کاهش ریسک درآمدی: تاسیس نهاد مستقل تنظیم­گر بخش برق به پشتوانه ماده 59 قانون اصلاح قانون سیاست­های کلی اصل 44 قانون اساسی.

کاهش ریسک تحریم: استفاده از ظرفیت معاهدات تجاری کشورهای منطقه، روسیه و چین برای مبادلات پولی و مالی؛ شناسایی نقاط حساس و آسیب­ پذیر زنجیره تامین و اجرای عملیات ویژه برای مقابله با نقاط آسیب­ پذیر؛ اصلاح قوانین و مقررات قراردادهای بین دولت و بخش خصوصی برای پوشش ریسک قراردادها (اصلاح مفاد تعدیل، خاتمه و فسخ با شرایط ویژه تحریم)؛ جذب نقدینگی خرد و هدایت به سمت پروژه­ ها با توسعه ابزارهای بازار سرمایه و تضمین بازده توسط دولت.