شبکۀ برق از زیرساختهایی است که اهمیت واقعی آن معمولاً در زمان اختلال آشکار میشود. خاموشی در شرایط عادی ممکن است فقط یک اختلال خدماتی به نظر برسد، اما در بحرانهای بزرگ میتواند آبرسانی، مخابرات، بیمارستانها، حملونقل، خدمات بانکی، صنایع، پالایشگاهها، سامانههای امنیتی و زندگی روزمرۀ مردم را مختل کند. از این منظر، تجربۀ فنلاند در اصلاح نظام تنظیمگری برق پساز طوفان تاپانی در سال ۲۰۱۱، برای ایران درسآموز است. این تجربه در گزارش OECD با عنوان Good Governance for Critical Infrastructure Resilience بهعنوان یکی از نمونههای حکمرانی خوب تابآوری زیرساختهای حیاتی بررسی شده است.
فنلاند پیشاز بحران ۲۰۱۱ از نظر قابلیت اطمینان شبکۀ برق وضعیت نسبتاً مطلوبی داشت. برق در اسناد امنیت عرضۀ این کشور بهعنوان یکی از خدمات حیاتی شناخته میشد و قانون بازار برق سال ۲۰۰۳ نیز برای قطعیهای بیشاز ۱۲ ساعت، سازوکاری برای جبران خسارت مشترکان پیشبینی کرده بود. بااینحال، این نظام بیشتر بر جبران خسارت پساز قطعی تمرکز داشت و کمتر اپراتورها را به سرمایهگذاری پیشگیرانه در تابآوری وادار میکرد. در کنار این ضعف تنظیمگرانه، شرایط جغرافیایی و اقلیمی فنلاند نیز ریسکهای جدی ایجاد میکرد: جمعیت پراکنده، فاصلههای طولانی، سرمای شدید، خطوط هوایی گسترده در مناطق جنگلی، فرسودگی بخشی از زیرساختها و وابستگی به واردات برق در اوج مصرف زمستانی. همچنین دیجیتالیشدن شبکه و وابستگی فزاینده به فناوری اطلاعات، ریسکهای جدیدی مانند حملات سایبری و اختلالات زنجیرهای را برجستهتر کرده بود. بنابراین، شبکۀ برق فنلاند در شرایط عادی قابل اتکا بود، اما برای شوکهای شدید و چندبخشی به اندازۀ کافی تابآور نبود.
طوفان تاپانی این ضعف پنهان را آشکار کرد. در دسامبر ۲۰۱۱، حدود ۵۷۰ هزار نفر با قطعی برق مواجه شدند و برخی مناطق بیشاز ۱۵ روز برق نداشتند. بیشاز ۶۰ هزار خطا در شبکه ایجاد شد و پیامدهای قطعی برق به گرمایش، بیمارستانها، آبرسانی، تصفیۀ فاضلاب، مخابرات و ارتباطات اضطراری سرایت کرد. اختلال در مخابرات حتی روند بازگرداندن برق را کندتر کرد و نشان داد که برق و سایر زیرساختهای حیاتی تا چه اندازه به هم وابستهاند. هزینۀ تعمیرات شبکۀ برق حدود ۱۰۲.۵ میلیون یورو برآورد شد و اپراتورها حدود ۷۱ میلیون یورو به مشترکان خسارت پرداخت کردند. پیام اصلی بحران این بود که «قابلیت اطمینان در شرایط عادی» با «تابآوری در برابر بحران شدید» تفاوت دارد.
پساز این بحران، فنلاند اصلاح نظام تنظیمگری برق را آغاز کرد. مهمترین اقدام، اصلاح قانون بازار برق در سال ۲۰۱۳ بود. در این اصلاحیه، اهداف کمی و الزامآور برای تابآوری تعیین شد: تا پایان سال ۲۰۲۸، قطعی برق ناشی از مخاطرات آبوهوایی نباید در مناطق شهری از ۶ ساعت و در مناطق روستایی از ۳۶ ساعت بیشتر شود. شرکتهای توزیع موظف شدند برنامههای سرمایهگذاری خود را برای تحقق این اهداف تهیه کنند و هر دو سال یکبار به نهاد تنظیمگر انرژی فنلاند[1] ارائه دهند. این نهاد نیز مأمور شد پیشرفت اپراتورها را نسبت به اهداف میانی و نهایی پایش کند. در کنار آن، نظام جبران خسارت مشترکان سختگیرانهتر شد؛ بهگونهای که در قطعیهای طولانی، خسارت پرداختی میتوانست تا ۲۰۰ درصد متوسط هزینۀ سالانۀ برق مشترک، با سقف ۲۰۰۰ یورو، افزایش یابد. همچنین تدوین و آزمون برنامههای تداوم کسبوکار برای اپراتورهای انتقال و توزیع الزامی شد.
ویژگی مهم تجربۀ فنلاند این بود که اصلاحات فقط بر قانون و الزام رسمی تکیه نداشت. نقطۀ قوت این تجربه، ترکیب «تنظیمگری سخت» با «همکاری نرم» بود. سازمان ملی تأمین اضطراری فنلاند[2] و آژانس ملی تأمین اضطراری[3]، نقش مهمی در ایجاد گفتوگوی مستمر میان دولت، اپراتورها و سایر ذینفعان ایفا کردند. در قالب استخرهای بخشی[4]، شرکتهای برق، نهادهای دولتی، تنظیمگر و فعالان مرتبط دربارۀ ریسکها، آسیبپذیریها، برنامههای آمادگی، آموزش، تمرین بحران و سیاستهای تابآوری گفتوگو میکردند. این سازوکار، اعتماد میان دولت و اپراتورها را افزایش داد و موجب شد مقررات جدید فقط بهعنوان دستور از بالا تلقی نشود، بلکه بخشی از یک فهم مشترک دربارۀ امنیت عرضه و تداوم خدمت باشد.
نتایج اصلاحات در سالهای نخست قابل توجه بود. شرکتهای توزیع سرمایهگذاری گستردهای را برای مقاومسازی شبکه آغاز کردند. برآورد کل سرمایهگذاری شرکتهای توزیع برای نوسازی و تابآورسازی شبکه حدود ۹.۵ میلیارد یورو بود که حدود ۳۰ درصد آن به سطح اضافی تابآوری ناشی از مقررات جدید مربوط میشد. اقدامات انجامشده شامل کابلکشی زیرزمینی، افزایش افزونگی شبکه، جابهجایی مسیر خطوط از مناطق جنگلی به مسیرهای قابلدسترسیتر، مدیریت پوشش گیاهی، توسعۀ اتوماسیون، افزایش آمادگی سایبری و تدوین برنامههای تداوم کسبوکار بود. درعینحال، آژانس ملی تأمین اضطراری از طریق آموزش، ابزارهای خودارزیابی، تمرینهای میدانی و رومیزی و تسهیل تبادل تجربه میان اپراتورها، نقش پشتیبان و توانمندساز داشت.
البته تجربۀ فنلاند خالی از چالش نبود. سرمایهگذاری در تابآوری باعث افزایش هزینۀ توزیع برق برای مشترکان شد و در برخی موارد واکنش عمومی و سیاسی ایجاد کرد. همچنین ظرفیت شرکتهای توزیع یکسان نبود؛ شرکتهای بزرگ شهری منابع مالی و فنی بیشتری داشتند، اما شرکتهای کوچک روستایی برای تحقق اهداف تابآوری با محدودیت روبهرو بودند. افزون بر این، تمرکز زیاد بر گزینههایی مانند کابلکشی زیرزمینی، اگرچه مؤثر بود، اما همیشه مقرونبهصرفهترین راهحل نبود. دیجیتالیشدن شبکه نیز وابستگی برق به فناوری اطلاعات و مخابرات را افزایش داد و ضرورت توجه جدیتر به امنیت سایبری و وابستگیهای متقابل زیرساختی را آشکار کرد.
این تجربه برای ایران چند پیام سیاستی روشن دارد. نخست آنکه تابآوری شبکۀ برق نباید در سطح شعار باقی بماند. ایران باید اهداف کمی، زمانبندیشده و منطقهای تعریف کند. برای بیمارستانها، مراکز کنترل شبکه، پمپهای آب، مراکز مخابراتی، پالایشگاهها، مراکز دادۀ حیاتی، صنایع راهبردی و زیرساختهای امنیتی، باید استانداردهای مشخص سطح خدمت تعیین شود؛ از جمله حداکثر زمان قطعی، زمان بازیابی، سطح افزونگی، ظرفیت پشتیبان و ذخایر اضطراری. دوم آنکه تنظیمگری باید برای شرکتهای برق مشوق اقتصادی ایجاد کند. بخشی از درآمد، ارزیابی عملکرد یا حمایت مالی شرکتها میتواند به کیفیت خدمت، کاهش خاموشی، سرعت بازیابی و تحقق اهداف تابآوری وابسته شود؛ البته این نظام نباید صرفاً تنبیهی باشد و باید با پاداش عملکرد، تسهیلات سرمایهگذاری و حمایت از مناطق محروم یا پرریسک همراه شود.
سوم، ایران به سازوکاری نهادمند برای همکاری میان دولت، صنعت برق و سایر زیرساختهای وابسته نیاز دارد. ایجاد «کارگروه ملی تابآوری برق» یا «مجمع تابآوری زیرساخت برق» با حضور وزارت نیرو، توانیر، شرکت مدیریت شبکه، شرکتهای برق منطقهای و توزیع، سازمان پدافند غیرعامل، وزارت ارتباطات، وزارت نفت، سازمان مدیریت بحران، سازمان برنامه و بودجه، بخش خصوصی، دانشگاهها و مراکز پژوهشی میتواند به شناسایی نقاط بحرانی، تحلیل وابستگیهای بینبخشی، تدوین استانداردها، طراحی تمرینهای مشترک و تبادل اطلاعات ریسک کمک کند. چهارم، باید میان نقش ناظر و نقش توانمندساز تفکیک شود؛ یک نهاد مسئول تعیین شاخصها، پایش عملکرد، بررسی برنامههای سرمایهگذاری، جریمه و پاداش باشد و نهادی دیگر آموزش، خودارزیابی، تمرین بحران، راهنماهای فنی و تبادل تجربه را پشتیبانی کند.
پنجم، شرکتهای تولید، انتقال و توزیع برق باید برنامۀ تداوم کسبوکار داشته باشند و این برنامهها بهطور منظم آزمون شوند. این برنامهها باید نشان دهند هر شرکت در برابر سناریوهایی مانند خاموشی گسترده، حملۀ سایبری، زلزله، سیلاب، اختلال مخابراتی، کمبود سوخت یا آسیب به پستهای حیاتی چگونه خدمت را حفظ یا بازیابی میکند. ششم، سرمایهگذاری در تابآوری باید ریسکمحور باشد، نه نسخهای واحد برای همۀ مناطق. در مناطق سیلخیز، حفاظت از پستها و تجهیزات در برابر آبگرفتگی اهمیت دارد؛ در مناطق زلزلهخیز، مقاومسازی سازهای و مسیرهای پشتیبان؛ در مناطق گرم و پرمصرف، مدیریت بار، ذخیرهساز و تولید پراکنده؛ و در مناطق مرزی یا امنیتی، حفاظت فیزیکی و برق اضطراری اولویت دارد.
در نهایت، سیاست تابآوری برق ایران باید امنیت سایبری و وابستگیهای متقابل زیرساختی را در مرکز توجه قرار دهد. شبکۀ برق امروز فقط مجموعهای از نیروگاه، پست، دکل و کابل نیست؛ بلکه به داده، نرمافزار، مخابرات، گاز، آب، حملونقل و زنجیرۀ تأمین قطعات وابسته است. بنابراین، ایران باید نقشۀ وابستگی برق به گاز، آب، ارتباطات، حملونقل، سلامت و نظام پرداخت را تهیه کند و برای نقاطی که اثر دومینویی دارند، برنامۀ ویژه داشته باشد. جمعبندی تجربۀ فنلاند برای ایران روشن است: تابآوری برق با یک پروژۀ فنی یا یک دستور اداری به دست نمیآید؛ بلکه نیازمند ترکیبی از اهداف کمی، تنظیمگر مقتدر، همکاری نهادمند، سرمایهگذاری ریسکمحور، امنیت سایبری، تمرین بحران، نظام مالی پایدار و پاسخگویی عمومی است.
OECD. (2019). Good governance for critical infrastructure resilience. OECD Publishing. https://doi.org/10.1787/02f0e5a0-en
[1] Energy Authority
[2] National Emergency Supply Organisation – NESO
[3] National Emergency Supply Agency – NESA
[4] sector-specific pools
