سهم محدود انرژی خورشیدی در پیک ۱۴۰۵؛ ناترازی ۲۵ گیگاواتی جبران نمی‌شود

ضریب ظرفیت واقعی نیروگاه‌های خورشیدی ایران

مدیر مهندسی حوزه انرژی‌های تجدیدپذیر با ارائه آمار دقیق، عملکرد واقعی نیروگاه‌های فتوولتاییک در کشور را تشریح کرد. بر اساس تحلیل‌های میدانی، ضریب ظرفیت واقعی این نیروگاه‌ها معمولاً بین ۲۰ تا ۲۷ درصد قرار می‌گیرد.

ضریب ظرفیت، نسبت تولید واقعی نیروگاه به ظرفیت اسمی آن است و مستقیماً تحت تأثیر عواملی مانند میزان تابش خورشید، دمای محیط، جهت نصب پنل‌ها و میزان آلودگی قرار دارد. در مناطق جنوبی کشور و در نیروگاه‌های مجهز به ردیاب تک‌محور، این عدد می‌تواند در برخی سایت‌های مناسب به بیش از ۲۸ درصد برسد.

او تأکید کرد که برای برنامه‌ریزی مطمئن شبکه، تنها بخشی از ظرفیت اسمی نیروگاه «قابل اتکا» در نظر گرفته می‌شود. سهم قابل اتکا در ساعات اوج مصرف معمولاً بین ۳۰ تا ۷۰ درصد توان اسمی برآورد می‌شود؛ این سهم برای سایت‌های با تابش ضعیف ۳۰ تا ۵۰ درصد و برای سایت‌های پربازده و نزدیک به شبکه ۵۰ تا ۷۰ درصد است.

گلوگاه‌های توسعه: بوروکراسی و زیرساخت

کارشناسان معتقدند که افزودن ظرفیت اسمی جدید بدون ایجاد اصلاحات ساختاری، تنها جابه‌جایی اعداد روی کاغذ است. این اصلاحات شامل تقویت شبکه انتقال و توزیع، ایجاد ذخیره‌سازهای باتری، اصلاح قیمت‌گذاری دستوری و کاهش بوروکراسی است.

کندی در پیشرفت پروژه‌های بزرگ

تغییر رویکرد سازمان انرژی‌های تجدیدپذیر و بهره‌وری برق ایران (ساتبا) در تأمین مستقیم تجهیزات از چین، زمان اجرای پروژه‌های کوچک‌مقیاس (تا ۲۰ کیلوولت) را به حدود چهار ماه کاهش داده است. اما این وضعیت برای پروژه‌های بزرگ متفاوت است:

• پروژه‌های مقیاس بزرگ به دلیل نیاز به احداث پست‌های بلافصل و خطوط انتقال فشار قوی، نیازمند هماهنگی‌های پیچیده با شرکت‌های دولتی هستند.
• دوره اجرای این پروژه‌ها بین نه ماه تا یک سال برآورد می‌شود و در صورت بروز چالش‌های مرتبط با اخذ مجوزها یا اجرای خطوط انتقال، این مدت می‌تواند تا دو سال نیز افزایش یابد.

این تفاوت نشان می‌دهد که گلوگاه اصلی توسعه نیروگاه‌های بزرگ، زیرساخت‌های شبکه و بوروکراسی مرتبط با آن است.

چالش‌های اقتصادی و تأخیر در تأمین تجهیزات

هزینه نصب و راه‌اندازی هر مگاوات نیروگاه خورشیدی در ایران حداقل ۳۵ میلیارد تومان است که این افزایش هزینه ناشی از نوسانات قیمت تجهیزات، نرخ ارز و محدودیت‌های وارداتی است. بهای تمام‌شده تولید برق خورشیدی نیز در محدوده ۲۵۰۰ تا ۳۵۰۰ تومان به ازای هر کیلووات‌ساعت قرار دارد.

با وجود جذابیت اقتصادی پروژه‌های خورشیدی برای بخش خصوصی به دلیل قراردادهای خرید تضمینی، تاخیرهای اخیر در تأمین تجهیزات، ریسک اجرای پروژه‌ها را افزایش داده است. دلیل اصلی این تأخیر، ورود بخش دولتی در فرآیند تأمین تجهیزات و اعمال رویه‌های بوروکراتیک است که فرآیند ثبت سفارش و ترخیص را طولانی‌تر کرده است.

سهم محدود خورشیدی در پیک ۱۴۰۵ و ناترازی بزرگ

با توجه به ظرفیت نصب‌شده فعلی (حدود ۳ گیگاوات) و هدف‌گذاری وزارت نیرو (۵ تا ۶ گیگاوات تا تابستان ۱۴۰۵)، سهم واقعی انرژی خورشیدی در زمان پیک تابستان آینده محدود خواهد بود. این سهم تنها حدود ۶ تا ۷ درصد از بار پیک را تأمین خواهد کرد و تأثیر قابل‌توجهی در رفع خاموشی‌ها نخواهد داشت.

با در نظر گرفتن پارامترهای تعیین‌کننده‌ای چون کاهش تولید برق آبی، افزایش تقاضای شبکه و فرسودگی ناوگان تولید حرارتی، ناترازی ۲۵ گیگاواتی بین تولید و مصرف در ساعات پیک تابستان ۱۴۰۵ قابل جبران نخواهد بود و خاموشی‌ها در بخش‌های صنعتی و مسکونی ادامه خواهد یافت.

در نهایت، کارشناس مذکور تأکید کرد که ناترازی صنعت برق نتیجه عدم سرمایه‌گذاری در دو دهه اخیر است و رفع فوری آن غیرواقع‌بینانه خواهد بود. تضمین پایداری شبکه در بلندمدت، نیازمند برنامه‌ریزی یک و دو دهه‌ای و استفاده از سبد متنوع انرژی شامل نیروگاه‌های حرارتی، آبی، خورشیدی، بادی و ذخیره‌سازهای باتری است.