شکاف هدفگذاری ۳۰هزارمگاواتی انرژی تجدیدپذیر با ظرفیت بهینه شبکه برق بررسی شد
خورشیدیها؛ سقف طلایی یا شیشهای؟
دو عدد و یک مساله
پتانسیل فنی خورشیدی ایران بیش از ۷۱هزار مگاوات برآورد شده است، اما پتانسیل فنی با ظرفیت قابلجذب شبکه یکسان نیست. ماهیت متناوب تولید خورشیدی باعث میشود افزایش ظرفیت نصبشده پس از یک آستانه مشخص، اثر کمتری بر کاهش ناترازی داشته باشد. برآورد مرکز پژوهشهای مجلس نشان میدهد ۲۰هزار مگاوات ظرفیت خورشیدی میتواند حدود ۷۵درصد انرژی تامیننشده و ۶۱درصد ساعات ناترازی را جبران کند. ترکیب این ظرفیت با بهرهبرداری بهینه از نیروگاههای برقآبی نیز میتواند ساعات ناترازی را به ۴۷ساعت در سال کاهش دهد.
از این منظر، عدد ۲۰هزار مگاوات بیشتر بیانگر ظرفیت قابلجذب شبکه است، درحالیکه عدد ۳۰هزار مگاوات از مسیر دیگری وارد ادبیات سیاستگذاری شده است. قرارداد تولید ۳۰هزار مگاوات پنل خورشیدی، حجم بالای تقاضا برای احداث نیروگاه و پروانههای صادرشده و همچنین مقایسه با کسری برق کشور از جمله عواملی هستند که این هدف را شکل دادهاند.
شکاف میان هدفگذاری و اجرای واقعی نیز قابلتوجه است. در مرداد ۱۴۰۵ حدود ۷۸هزار مگاوات تقاضا برای احداث نیروگاه تجدیدپذیر وجود داشت و برای ۳۸هزار مگاوات نیز پروانه صادر شده بود، اما ظرفیت تجدیدپذیر نصبشده حدود ۵۸۰۰ مگاوات بود. بنابراین، مساله فقط تعیین ظرفیت هدف نیست؛ بلکه ایجاد سازوکاری برای تبدیل تقاضا و مجوز به پروژه عملیاتی نیز اهمیت دارد.
نکته کلیدی در تعیین ظرفیت بهینه این است که همه کیلوواتساعتهای برق ارزش یکسانی ندارند. برق تولیدشده در ساعت کمبود ارزش بیشتری از برق تولیدشده در زمان وفور عرضه دارد. با افزایش سهم خورشیدی، تولید در ساعات آفتابی بیشتر میشود و بار خالص شبکه در این ساعات پایین میآید. در نتیجه، ارزش مگاواتهای جدید نیز کاهش پیدا میکند.
به همین دلیل، حد بهینه ظرفیت خورشیدی عددی ثابت نیست و به انعطافپذیری شبکه بستگی دارد. ذخیرهساز، پاسخگویی بار، انعطاف نیروگاههای برقآبی، تعرفههای زمانمحور و ظرفیت انتقال میتوانند امکان جذب ظرفیت بیشتر را فراهم کنند. هرچه این ابزارها توسعه پیدا کنند، نقطه اشباع شبکه نیز میتواند جابهجا شود.
۲۰ هزار مگاوات؛ نقطه افت بازده
برای بررسی این موضوع، یک مدل ۸۷۶۰ساعته از شبکه برق ایران در سال ۱۴۰۵ طراحی شده است. این مدل با اوج نیاز مصرف ۸۱هزار مگاوات و حداکثر توان همزمان در دسترس ۶۸هزار و ۴۲۰مگاوات در تیر و مرداد کالیبره شده و الگوی بار، تولید خورشیدی، حداقل تولید فنی نیروگاههای پایه و محدودیت سهم لحظهای تولید خورشیدی را در نظر گرفته است. نتیجه مدل در ظرفیت ۲۰هزار مگاوات با برآورد مرکز پژوهشها همخوانی دارد. در این سطح، انرژی تامیننشده ۷۴.۱درصد و ساعات ناترازی ۶۳.۴درصد کاهش مییابد؛ ارقامی نزدیک به برآوردهای ۷۵ و ۶۱درصدی مرکز پژوهشها.
اما پس از این نقطه، بازده ظرفیتهای جدید به سرعت کاهش مییابد. افزایش ظرفیت از ۲۰ به ۳۰هزار مگاوات، با وجود رشد ۵۰درصدی ظرفیت نصبشده، تنها ۳.۴واحد درصد دیگر از انرژی تامیننشده را جبران میکند. در مقابل، افزایش ظرفیت از ۱۰ به ۲۰هزار مگاوات حدود ۱۸ واحد درصد اثر بیشتری دارد. ارزش سالانه هر گیگاوات ظرفیت جدید نیز از حدود ۳۶۰میلیون دلار در ظرفیت ۱۰ گیگاوات به ۱۳۵میلیون دلار در ۲۰گیگاوات و ۹۲میلیون دلار در ۳۰گیگاوات کاهش پیدا میکند. بنابراین، مساله درباره بیارزش شدن ظرفیت خورشیدی نیست؛ بلکه درباره کاهش ارزش مگاواتهای جدید با افزایش نفوذ این فناوری در شبکه است.
چالش غروب آفتاب
مساله اصلی در سناریوی توسعه گسترده خورشیدی، زمان تولید برق است. نیروگاههای خورشیدی در ساعات روز، بهویژه در دوره اوج مصرف سرمایشی تابستان، تولید بالایی دارند؛ اما با غروب آفتاب تولید آنها کاهش مییابد. این در حالی است که بخشی از اوج مصرف شبکه در ساعات ۱۹ تا ۲۳ رخ میدهد.
در نتیجه، افزایش ظرفیت خورشیدی بدون ابزارهای مکمل نمیتواند کمبود ساعات شب را برطرف کند. در سناریوی ۲۰هزار مگاوات، ۹۳درصد ساعات ناترازی باقیمانده در بازه ۱۶ تا ۲۳ قرار دارد. این سهم در سناریوی ۳۰هزار مگاوات به ۹۹درصد میرسد. به این ترتیب، ظرفیت بیشتر خورشیدی عمدتا مساله ساعات آفتابی را حل میکند، درحالیکه بخش باقیمانده ناترازی در ساعات غروب و شب متمرکز میشود. این همان مسالهای است که در ادبیات صنعت برق با «منحنی اردک» شناخته میشود؛ افزایش تولید خورشیدی، بار خالص شبکه را در میانه روز کاهش میدهد، اما با غروب آفتاب، نیاز به تامین سریع برق دوباره افزایش پیدا میکند.
توسعه باتریها به جای پنل بیشتر؟
در این شرایط، ذخیرهسازی میتواند نقش متفاوتی نسبت به ظرفیت جدید خورشیدی ایفا کند. برق مازاد ساعات میانی روز در باتری ذخیره میشود و در زمان کمبود، به شبکه بازگردانده میشود.
مقایسه سناریوها نشان میدهد ۲۰هزار مگاوات خورشیدی همراه با ۴گیگاوات ظرفیت و ۱۶گیگاواتساعت ذخیرهساز، با سرمایهگذاری حدود ۸.۷میلیارد دلار، انرژی تامیننشده را به ۰.۸۵تراواتساعت کاهش میدهد. در مقابل، ۳۰هزار مگاوات خورشیدی بدون ذخیرهساز با حدود ۹میلیارد دلار سرمایهگذاری، انرژی تامیننشده ۱.۸تراواتساعتی دارد. در سناریوی ۲۰هزار مگاوات خورشیدی به همراه ۸گیگاوات ظرفیت و ۳۲گیگاواتساعت ذخیرهساز نیز انرژی تامیننشده به ۰.۳۳تراواتساعت و ساعات ناترازی به ۱۳۶ ساعت کاهش مییابد. این مقایسه نشان میدهد در شرایط فعلی، افزایش انعطافپذیری شبکه میتواند اثری متفاوت از افزایش صرف ظرفیت تولید داشته باشد.
صورتحساب توسعه خورشیدی
توسعه خورشیدی اما فقط یک مساله فنی نیست و به ساختار مالی صنعت برق نیز گره خورده است. قیمت تمامشده هر کیلوواتساعت برق ۱۹۰۰تومان و متوسط فروش به مشترکان ۸۰۰تومان اعلام شده است. در مقابل، نرخ خرید تضمینی برق خورشیدی برای نیروگاههای کوچک در مصوبه ۱۴۰۵ به ۵۸۵۴ و ۴۶۳۹تومان رسیده است. در نتیجه، از منظر حسابداری صنعت برق، توسعه خورشیدی میتواند بار مالی قابلتوجهی ایجاد کند. برآورد انجامشده نشان میدهد تولید ۳۰هزار مگاوات خورشیدی حدود ۵۸تراواتساعت برق در سال ایجاد میکند و اختلاف میان نرخ خرید خورشیدی و هزینه تولید حرارتی میتواند سالانه بین ۹۳ تا ۱۵۹هزار میلیارد تومان بار خالص برای صنعت برق ایجاد کند. اما در محاسبه اقتصادی، بخشی از این هزینه در برابر منافع دیگری قرار میگیرد. تولید ۵۸ تراواتساعت برق خورشیدی میتواند حدود ۱۵.۶میلیارد مترمکعب گاز طبیعی را در سال جایگزین کند و انتشار دیاکسیدکربن را نیز کاهش دهد. بنابراین، ارزیابی اقتصادی توسعه خورشیدی به این بستگی دارد که هزینه و ارزش منابعی مانند گاز طبیعی چگونه در محاسبات وارد شود.
سقف شیشهای شبکه
برآیند این محاسبات آن است که ۲۰هزار مگاوات را نباید سقف طبیعی توسعه خورشیدی در ایران دانست. این عدد بیشتر بازتاب محدودیتهای شبکه فعلی است. اگر ذخیرهساز، تعرفههای زمانمحور، پاسخگویی بار، ظرفیت انتقال و انعطاف نیروگاههای برقآبی توسعه پیدا کنند، ظرفیت قابلجذب خورشیدی نیز میتواند افزایش یابد. در شرایط فعلی و بدون ذخیرهساز و تعرفه زمانمحور، محدوده بهینه ظرفیت خورشیدی حدود ۱۸ تا ۲۲هزار مگاوات برآورد شده است. با اضافه شدن انعطافپذیری نیروگاههای برقآبی این محدوده به ۲۲ تا ۲۵هزار مگاوات میرسد و با افزودن ۴تا ۸گیگاوات ذخیرهساز چهارساعته و اصلاح سازوکار پاسخگویی بار، محدوده ۲۸ تا ۳۵هزار مگاوات نیز قابل تصور است. بنابراین، مساله اصلی در سیاست توسعه خورشیدی، انتخاب میان ۲۰ یا ۳۰هزار مگاوات نیست. پرسش مهمتر این است که چه میزان از ظرفیت جدید میتواند در ساعت و مکان مناسب در اختیار شبکه قرار گیرد. بر همین اساس، هدفگذاری صرف بر مبنای «مگاوات نصبشده» نمیتواند معیار کاملی برای ارزیابی موفقیت برنامه باشد و شاخصهایی مانند کاهش ساعات ناترازی و کاهش انرژی تامیننشده نیز باید مورد توجه قرار گیرد.
