توهم رفع ناترازی در تابستان 1405
با پشت سر گذاشتن تابستان پرچالش 1404 و تکرار وعده «تابستان بدون خاموشی» برای سال آینده، انرژی خورشیدی بار دیگر به‌عنوان یکی از راه‌حل‌های اصلی ناترازی برق معرفی می‌شود.
ایران هم‌اکنون حدود 3 هزار مگاوات ظرفیت اسمی خورشیدی دارد و مقامات وزارت نیرو از افزایش آن به 5 تا 6 هزار مگاوات تا تابستان 1405 خبرمی‌دهند. در سطح منطقه، عربستان با اعلام 24 هزار مگاوات ظرفیت بالقوه، تنها حدود 3 هزار مگاوات فعال (13 درصد) دارد؛ مصر با 17 هزار مگاوات اعلامی، کمتر از 3 هزار مگاوات به شبکه متصل کرده و عمان نیز بخش عمده 39 هزار مگاوات برنامه‌ریزی‌شده‌اش هنوز روی کاغذ است. در مقابل، ژاپن 95 درصد و آلمان 75 درصد ظرفیت اسمی خود را به تولید پایدار تبدیل کرده‌اند. این شکاف در کشورهای در حال توسعه عمدتا ناشی از ضعف شبکه انتقال، نبود ذخیره‌سازی در مقیاس بزرگ، محدودیت‌های فنی و تاخیر در تکمیل پروژه‌ها است.
جابر میرزایی، مدیر مهندسی حوزه انرژی‌های تجدیدپذیر، در گفتوگو با «دنیای اقتصاد» تاکید کرد که ضریب ظرفیت واقعی نیروگاه‌های خورشیدی ایران بین 20 تا 27 درصد و سهم قابل اتکای آن در ساعات پیک تنها 30 تا 70 درصد ظرفیت اسمی است. به همین دلیل، حتی با تحقق اهداف ظرفیت اسمی اعلام شده توسط منابع دولتی تا تابستان آینده، سهم انرژی خورشیدی در پیک مصرف قادر به جبران ناترازی پیش‌بینی‌شده بیش از 20 هزار مگاواتی نخواهد بود. با توجه به سهم واقعی انرژی خورشیدی در پیک تابستان 1405، که تنها حدود 6 تا 7 درصد از بار پیک را تامین می‌کند، اثر قابل‌توجهی در کاهش خاموشی‌ها نخواهد داشت.
کارشناسان معتقدند افزودن ظرفیت اسمی جدید بدون تقویت شبکه انتقال و توزیع، ایجاد ذخیره‌سازهای باتری، اصلاح قیمت‌گذاری دستوری، تضمین قراردادهای بلندمدت و کاهش بوروکراسی، تنها جابه‌جایی اعداد روی کاغذ است. تا زمانی که این اصلاحات ساختاری با جدیت پیگیری نشود، انرژی خورشیدی همچنان نقشی حاشیه‌ای در مهار خاموشی‌های تابستان خواهد داشت و وعده «تابستان بدون خاموشی» در حد شعار باقی خواهد ماند.
ضریب ظرفیت واقعی نیروگاه‌ها
جابر میرزایی در ابتدای گفتوگو در ارتباط با عملکرد واقعی نیروگاه‌های خورشیدی کشور، گفت: «بررسی‌های میدانی و تحلیل‌های جدید درباره عملکرد نیروگاه‌های خورشیدی فتوولتاییک در ایران نشان می‌دهد که ضریب ظرفیت این نیروگاه‌ها معمولا بین 20 تا 27 درصد قرار می‌گیرد. این عدد در واقع نسبت تولید واقعی نیروگاه به ظرفیت اسمی آن است و مستقیما تحت تاثیر عواملی مانند میزان تابش خورشید، دمای محیط، جهت و زاویه نصب پنل‌ها، استفاده از سیستم ردیاب خورشیدی، میزان آلودگی و نحوه شست‌وشوی پنل‌ها قرار دارد.
در مناطق جنوبی کشور که تابش خورشید قوی‌تر است، نیروگاه‌های مجهز به ردیاب تک‌محور می‌توانند به ضریب ظرفیت بالاتری دست یابند و حتی در برخی سایت‌های بسیار مناسب، عددی بیش از 28 درصد را به ثبت برسانند. این عملکرد کاملا با کشورهایی مانند امارات، عربستان و قطر قابل مقایسه است.
اگرچه از نظر تئوری، یک نیروگاه خورشیدی در ظهر یک روز کاملا آفتابی می‌تواند نزدیک به توان اسمی خود تولید کند، اما در عمل برای برنامه‌ریزی شبکه برق باید عوامل متعددی را در نظر گرفت؛ عواملی مانند ابری‌شدن ناگهانی هوا، کاهش راندمان پنل‌ها در گرمای زیاد، افت تولید به‌دلیل آلودگی سطح پنل‌ها و همچنین محدودیت‌های شبکه انتقال و توزیع که در برخی مواقع باعث کاهش خروجی نیروگاه می‌شوند.»
او با اشاره به سهم قابل اتکای ظرفیت خورشیدی ایران افزود: «برای برنامه‌ریزی مطمئن فقط بخشی از ظرفیت اسمی نیروگاه «قابل اتکا» درنظر گرفته می‌شود. با توجه به شرایط فعلی شبکه برق ایران و داده‌های میدانی، سهم قابل اتکا در ساعات اوج مصرف معمولا بین 30 تا 70 درصد توان اسمی برآورد می‌شود که برای سایت‌های با تابش ضعیف و فاصله زیاد از شبکه حدود 30 تا 50 درصد و برای سایت‌های پربازده و نزدیک به شبکه حدود 50 تا 70 درصد می‌تواند در نظر گرفته شود.
این اعداد، چارچوبی واقع‌بینانه برای برنامه‌ریزی توسعه انرژی خورشیدی در کشور ارائه می‌دهد و نشان می‌دهد که در صورت انتخاب صحیح محل احداث و نگهداری مناسب تجهیزات، نیروگاه‌های خورشیدی می‌توانند نقش قابل‌توجهی در تامین برق ایران ایفا کنند.»
کندی در پیشرفت پروژه‌های بزرگ
میرزایی در ارتباط با روند توسعه نیروگاه‌های خورشیدی اظهار کرد: «در ماه‌های اخیر، تغییر رویکرد ساتبا در تامین مستقیم تجهیزات نیروگاه‌های خورشیدی از چین، افق تازه‌ای برای کاهش زمان اجرای پروژه‌های کوچک‌مقیاس ایجاد کرده است. اگر این روند بدون بوروکراسی‌های معمول سازمان‌های دولتی ادامه یابد، می‌توان انتظار داشت که فرآیند طراحی، تامین تجهیزات و اجرای نیروگاه‌های خورشیدی کوچک تا سطح ولتاژ 20 کیلوولت در بازه‌ای حدود چهار ماه تکمیل شود، مدتی که در سال‌های گذشته غالبا بسیار طولانی‌تر بود.
اما این وضعیت برای نیروگاه‌های بزرگ متفاوت است. پروژه‌های مقیاس بزرگ که نیازمند احداث پست‌های بلافصل، خطوط انتقال فشار قوی، توسعه پست‌های بالادست و هماهنگی‌های پیچیده با شرکت توانیر و برق منطقه‌ای هستند، طبیعتا زمان بیشتری برای آماده‌سازی نیاز دارند.
بر اساس برآوردهای فعلی، دوره اجرای چنین پروژه‌هایی بین نه ماه تا یک سال است و در برخی موارد که مسیر اخذ مجوزها، تامین تجهیزات یا اجرای خطوط انتقال با چالش مواجه شود، این مدت می‌تواند تا دو سال نیز افزایش یابد. این تفاوت زمانی نشان می‌دهد که در کنار اصلاح فرآیندهای تامین تجهیزات، گلوگاه اصلی توسعه نیروگاه‌های بزرگ در ایران، زیرساخت‌های شبکه و بوروکراسی مرتبط با آن است، موضوعی که در صورت عدم اصلاح، می‌تواند سرعت توسعه انرژی تجدیدپذیر را محدود کند.»
ضرورت حفظ جذابیت در پروژه‌ها
میرزایی با تاکید بر چالش‌های اقتصادی و فنی توسعه انرژی خورشیدی در ایران عنوان کرد: «مطالعات و بررسی‌های اخیر نشان می‌دهد که هزینه نصب و راه‌اندازی هر مگاوات نیروگاه خورشیدی در ایران حداقل 35میلیارد تومان است که نسبت به گذشته افزایش داشته است. این افزایش عمدتا ناشی از نوسانات قیمت تجهیزات شامل پنل، اینورتر، کابل و سازه، هزینه‌های حمل‌ونقل و ترخیص، تغییرات نرخ ارز و محدودیت‌های وارداتی است.
با این حال، تجربه اندوزی پیمانکاران داخلی و بهینه‌سازی فرآیندهای نصب و راه‌اندازی، تا حدی اثر افزایش هزینه را تعدیل کرده است. بهای تمام‌شده تولید برق خورشیدی نیز در شرایط فعلی در محدوده 2500 تا 3500 تومان به ازای هر کیلووات‌ساعت قرار دارد که بسته به میزان تابش، شرایط اقلیمی، ظرفیت نیروگاه، هزینه‌های نگهداری و تامین مالی پروژه متغیر است.
افزایش هزینه سرمایه‌گذاری اولیه موجب طولانی‌تر شدن دوره بازگشت سرمایه می‌شود، اما با وجود قراردادهای خرید تضمینی برق و تثبیت نرخ فروش، نیروگاه‌های خورشیدی همچنان برای سرمایه‌گذاران بخش خصوصی جذاب بوده و از نظر اقتصادی رقابت‌پذیری مناسبی در مقایسه با سایر منابع انرژی دارند. به طور کلی، مدیریت دقیق ریسک‌های ارزی، تامین تجهیزات و هماهنگی با زیرساخت شبکه از جمله عوامل کلیدی در حفظ جذابیت سرمایه‌گذاری و تحقق بازدهی مطلوب در پروژه‌های خورشیدی ایران محسوب می‌شوند.»
او در خصوص تاخیرهای اخیر در تامین تجهیزات خورشیدی تصریح کرد: «بر اساس اخبار واصله از تامین‌کنندگان و تجربه پروژه‌های اخیر، مدت زمان ثبت‌سفارش، واردات و ترخیص پنل‌ها و تجهیزات اصلی شامل اینورتر، سازه‌های نگهدارنده، پست‌های کامپکت و اینورترهای سنترال نسبت به سال گذشته افزایش قابل‌توجهی داشته است. مهم‌ترین دلیل این تاخیر، ورود بخش دولتی در فرآیند تامین تجهیزات و اعمال رویه‌های بروکراتیک و کنترل‌های اداری است.
پیش‌تر، بسیاری از واردکنندگان بخش خصوصی می‌توانستند با فرایندهای مستقیم و انعطاف‌پذیر، تجهیزات را سریع‌تر سفارش داده و ترخیص کنند، اما اکنون بخشی از مراحل ثبت‌سفارش و واردات تحت نظارت مستقیم نهادهای دولتی انجام می‌شود، که علاوه بر طولانی شدن فرآیند، باعث افزایش پیچیدگی‌ها و نیاز به مستندات و تاییدیه‌های متعدد شده است. در نتیجه، زمان واقعی تامین تجهیزات کلیدی برای پروژه‌های خورشیدی طولانی‌تر شده و ریسک تاخیر در اجرای پروژه‌ها را افزایش داده است. این تغییر روی برنامه‌ریزی پروژه، دوره بازگشت سرمایه و توان برنامه‌ریزی دقیق نیروگاه‌ها تاثیر منفی گذاشته است، به‌ویژه برای سرمایه‌گذاران بخش خصوصی که توانایی مدیریت فرایندهای دولتی پیچیده را به اندازه گذشته ندارند.»
سهم محدود خورشیدی در پیک 1405
این مدیر مهندسی انرژی‌های تجدیدپذیر با اشاره به ظرفیت محدود انرژی خورشیدی در ایران یادآور شد: «با توجه به ظرفیت نصب‌شده حدود 3 گیگاوات نیروگاه خورشیدی در ایران، که طبق گفته مسوولان محترم وزارت نیرو و با تکیه بر واقع نگری تا تابستان 1405 به 5 تا 6 گیگاوات خواهد رسید، می‌توان گفت سهم واقعی انرژی خورشیدی در زمان پیک تابستان 1405 نیز محدود و در حدود 6 تا 7 درصد بار پیک خواهد بود و تاثیر آنچنانی بر رفع خاموشی‌ها نخواهد داشت.
در کنار افزایش تولید انرژی خورشیدی پارامترهای تعیین کننده‌ای چون کاهش آب سدها و کاهش تولید برق آبی، افزایش تقاضای شبکه، ادامه فرسودگی ناوگان تولید برق حرارتی و شبکه انتقال و توزیع برق، ناترازی 25 گیگاواتی بین تولید و مصرف در ساعات پیک تابستان 1405 قابل جبران نخواهد بود و ما همچنان شاهد ساعات خاموشی در بخش‌های صنعتی و مسکونی خواهیم بود.»
میرزایی با تاکید بر ابعاد اقتصادی و ساختاری صنعت برق کشور اظهار کرد: «از نظر اثر اقتصادی، بهره‌گیری از نیروگاه‌های خورشیدی با توجه به کاهش بهای تمام‌شده تولید برق نسبت به سوخت‌های فسیلی، می‌تواند هزینه تامین برق در ساعات پیک را کاهش دهد و فشار بر بازار انرژی و نوسانات قیمت را تعدیل کند. با این حال، محدودیت شبکه و وابستگی به تجهیزات وارداتی باعث می‌شود که کاهش هزینه‌ها نسبت به ظرفیت واقعی تولید محدود باشد. علاوه بر این، سهم پایین خورشیدی در پیک مصرف بدان معناست که هنوز بخش قابل‌توجهی از نیاز انرژی تابستانی باید توسط نیروگاه‌های حرارتی و گازی پوشش داده شود، که اثر مستقیم بر هزینه‌ها و مدیریت بازار انرژی دارد.
او در پایان با غیرواقع‌بینانه دانستن رفع فوری مشکلات در حوزه انرژی، تاکید کرد: «ناترازی ایجاد شده در صنعت برق ایران نتیجه عدم سرمایه‌گذاری در دو دهه اخیر در این صنعت است و انتظار رفع فوری آن در کوتاه‌مدت با توجه به محدودیت‌های بودجه و وجود تحریم‌ها غیر واقع بینانه خواهد بود.
لذا انتظار می‌رود راه توسعه و استفاده از انرژی‌های تجدیدپذیر با قوت ادامه یابد و برنامه‌ریزی‌ها برای یک و دو دهه آینده به گونه‌ای صورت گیرد که نا‌ترازی‌ها و کمبودهای احتمالی در تامین انرژی به طور کامل برطرف شود. این هدف تنها از طریق سبد متنوع انرژی شامل نیروگاه‌های حرارتی مبتنی بر سوخت فسیلی، نیروگاه‌های آبی، خورشیدی، بادی، ذخیره‌سازهای مبتنی بر باتری‌ها و سایر فناوری‌های نوین ممکن خواهد بود. بر این اساس، هماهنگی میان منابع مختلف و برنامه‌ریزی بلندمدت، کلید تضمین پایداری شبکه برق و تامین نیازهای کشور در تمامی شرایط خواهد بود.»
