خلاصه مدیریتی

بیان/ شرح مسئله

ایران از ظرفیت قابل توجهی برای توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر، به‌ویژه انرژی خورشیدی و بادی، برخوردار است. بر اساس برآوردهای سازمان انرژی‌های تجدیدپذیر و بهره‌وری انرژی برق (ساتبا)، پتانسیل توسعه نیروگاه‌های تجدیدپذیر در کشور حدود ۱۲۴ هزار مگاوات برآورد می‌شود که از این میزان، ۷۱ هزار مگاوات مربوط به انرژی خورشیدی و ۴۹ هزار مگاوات مربوط به انرژی بادی است. این ظرفیت، توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر را به یکی از مهم‌ترین گزینه‌های افزایش امنیت انرژی، کاهش ناترازی برق و تنوع‌بخشی به سبد تولید برق کشور تبدیل کرده است. با این حال، توسعه نیروگاه‌های خورشیدی و بادی صرفاً تابع پتانسیل منابع طبیعی نیست. ماهیت متناوب این منابع سبب می‌شود که افزایش ظرفیت نصب‌شده، بدون توجه به قابلیت‌های شبکه برق و میزان انعطاف‌پذیری آن، الزاماً به کاهش متناسب ناترازی منجر نشود و پس از عبور از یک سطح مشخص، اثربخشی توسعه ظرفیت کاهش یابد. ازاین‌رو، تعیین ظرفیت بهینه توسعه انرژی خورشیدی متناسب با شرایط شبکه برق کشور، یکی از الزامات اصلی سیاست‌گذاری و برنامه‌ریزی در این حوزه محسوب می‌شود.

در این گزارش، به‌منظور تعیین ظرفیت بهینه توسعه انرژی خورشیدی، از دو رویکرد مکمل استفاده شده است: چارچوب شش‌مرحله‌ای آژانس بین‌المللی انرژی (IEA) برای تعیین جایگاه شبکه برق ایران از منظر ادغام منابع تجدیدپذیر و الزامات هر مرحله و شاخص ظرفیت اعتباری برای سنجش میزان اثر واقعی ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های خورشیدی در کاهش تقاضای اوج و ناترازی شبکه. نتایج این تحلیل‌ها مبنای تعیین ظرفیت بهینه توسعه انرژی خورشیدی و ارائه پیشنهادهای سیاستی در این گزارش قرار گرفته است.

نقطه‌نظرات/ یافته‌های کلیدی

•     چارچوب شش‌مرحله‌ای آژانس بین‌المللی انرژی (IEA)، شبکه برق را بر اساس میزان آمادگی آن برای ادغام و بهره‌برداری از منابع تجدیدپذیر در شش مرحله طبقه‌بندی می‌کند و مشخص می‌سازد که در هر مرحله، چه الزامات فنی، عملیاتی و زیرساختی برای حفظ پایداری شبکه وجود دارد. همچنین، شاخص ظرفیت اعتباری نشان می‌دهد که از هر واحد ظرفیت نصب‌شده نیروگاه خورشیدی، چه میزان در زمان اوج تقاضا به‌صورت واقعی و قابل اتکا در تأمین برق و کاهش ناترازی شبکه مؤثر است، بنابراین این شاخص، به جای ظرفیت اسمی نیروگاه، میزان ظرفیت مؤثر و قابل اتکای آن برای شبکه برق را اندازه‌گیری می‌کند.
•     براساس محاسبات انجام شده در این گزارش مبتنی بر چارچوب آژانس بین‌المللی انرژی، شبکه برق ایران در حال حاضر در فاز نخست ادغام منابع تجدیدپذیر قرار دارد و با ساختار فعلی شبکه، توسعه منابع تجدیدپذیر تا حدود ۲1 هزار مگاوات بدون نیاز به تغییرات اساسی در شبکه امکان‌پذیر است. همچنین به لحاظ فنی توسعه تا حدود ۳۴ هزار مگاوات با انجام اصلاحات محدود در بهره‌برداری، بهبود پیش‌بینی تولید و افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف قابل تحقق خواهد بود.
•     از سوی دیگر نتایج شاخص ظرفیت اعتباری نشان می‌دهد توسعه نیروگاه‌های خورشیدی تا حدود ۲۰ هزار مگاوات بیشترین کارایی را در کاهش ناترازی دارد و پس از آن، افزایش ظرفیت نصب، اثر متناسبی بر کاهش میزان و ساعات ناترازی شبکه نخواهد داشت. توسعه حدود ۲۰ گیگاوات نیروگاه خورشیدی می‌تواند حدود ۷۵ درصد انرژی تأمین‌نشده و حدود ۶۱ درصد ساعات ناترازی شبکه برق (664 ساعت از ۱,۰۸۶ ساعت ناترازی) را جبران کند، اما افزایش ظرفیت فراتر از این 20 گیگاوات انرژی خورشیدی، بدون استفاده از راهکارهای مکمل، اثر قابل توجه‌ای در کاهش خاموشی‌ها ایجاد نمی‌کند.
•     بخش قابل توجهی از ساعات ناترازی برق کشور در ساعات فاقد تابش خورشید رخ می‌دهد، ازاین‌رو توسعه صرف نیروگاه‌های خورشیدی نمی‌تواند به تنهایی مشکل ناترازی را برطرف کند و بهره‌گیری از منابع انعطاف‌پذیر مانند نیروگاه‌های برق‌آبی یا سامانه‌های ذخیره‌سازی انرژی ضروری است.
•     بر اساس مدل‌سازی انجام شده در این گزارش، بهره‌برداری هماهنگ نیروگاه‌های خورشیدی و برق‌آبی می‌تواند اثربخشی توسعه خورشیدی را به‌طور قابل ملاحظه‌ای افزایش دهد، به‌گونه‌ای که با توسعه ۲۰ گیگاوات نیروگاه خورشیدی و بهره‌برداری هماهنگ نیروگاه‌های خورشیدی و برق‌آبی، ساعات ناترازی از ۱۰۸۶ ساعت به حدود ۴۷ ساعت در سال کاهش می‌یابد که معادل بیش از ۹۰ درصد کاهش ساعات خاموشی است.

پیشنهاد راهکارهای تقنینی، نظارتی یا سیاستی

•                     حد بهینه توسعه نیروگاه‌های خورشیدی در کوتاه‌مدت با هدف دستیابی به ظرفیت ۲۰ هزار مگاوات در اولویت برنامه‌های توسعه برق کشور قرار گیرد.
•                     توسعه ظرفیت خورشیدی همزمان با بهره‌برداری انعطاف‌پذیر از نیروگاه‌های برق‌آبی، ارتقای سامانه‌های پیش‌بینی تولید و مدیریت هوشمند شبکه دنبال شود تا بیشترین اثر در کاهش ناترازی حاصل گردد.
•                     برای توسعه ظرفیت‌های فراتر از حدود ۲۰ گیگاوات، برنامه‌ریزی لازم برای توسعه سامانه‌های ذخیره‌سازی انرژی، افزایش انعطاف‌پذیری شبکه، ارتقای شبکه انتقال و توزیع و اصلاح سازوکارهای بهره‌برداری به‌صورت همزمان انجام شود تا از کاهش بازده سرمایه‌گذاری در توسعه نیروگاه‌های خورشیدی جلوگیری گردد.
•                     با توجه به اینکه نتایج این گزارش بر مبنای شاخص‌های کلان شبکه و بدون لحاظ قیود انتقال و توزیع به دست آمده است، اجرای طرح‌های توسعه در مقیاس منطقه‌ای منوط به انجام مطالعات تفصیلی پخش بار، ظرفیت خطوط انتقال و محدودیت‌های محلی شبکه باشد.

1. مقدمه

انرژی‌های تجدیدپذیر به‌عنوان منابع انرژی پاک، نقش مهمی در کاهش آثار مخرب زیست‌محیطی و کاهش وابستگی به منابع سوخت فسیلی دارند. نیروگاه‌های تجدیدپذیر متغیر به آن دسته از منابع انرژی تجدیدپذیر گفته می‌شود که میزان تولید آنها به‌طور مستقیم تحت تأثیر شرایط لحظه‌ای محیط مانند تابش خورشید و یا سرعت باد بوده و در نتیجه دارای نوسان و عدم قطعیت ذاتی در تولید برق هستند. از آنجا که این منابع، تولید برق غیرقابل پیش‌بینی و دارای نوسان دارند، هماهنگی تولید آنها با تقاضای شبکه برق دارای ملاحظاتی است و چالش‌های تازه‌ای را در مدیریت شبکه برق به وجود می‌آورد. به همین دلیل، افزایش سهم این دسته از تجدیدپذیرها تنها در صورتی امکان‌پذیر است که شبکه از نظر فنی و عملیاتی به سطح مناسبی از انعطاف‌پذیری برسد.

انعطاف‌پذیری شبکه مفهومی کلیدی است که امکان مدیریت نوسانات تولید، جبران عدم قطعیت در عرضه و حفظ پایداری در سطح سراسری را فراهم می‌کند. تجربه کشورهای پیشرو نشان می‌دهد که هرچه ظرفیت انعطاف‌پذیری شبکه بیشتر باشد، امکان ادغام سهم بالاتری از منابع تجدیدپذیر بدون ایجاد اختلال در پایداری شبکه فراهم می‌شود. این موضوع نه‌تنها قابلیت جذب انرژی تجدیدپذیر را افزایش می‌دهد، بلکه به کاهش هزینه‌‌های تولید، بهبود امنیت انرژی و ارتقای شاخص‌های زیست‌محیطی نیز کمک می‌کند.

با توجه به روند جهانی کاهش وابستگی به نیروگاه‌های حرارتی سنتی و افزایش سهم انرژی‌های تجدیدپذیر، تحلیل جامع تأثیر این منابع بر پایداری شبکه، از منظر کمّی و کیفی، امری ضروری است. این تحلیل نه‌تنها به تصمیم‌گیری سیاستگذاران در زمینه انرژی کمک می‌کند، بلکه ابزار مهمی برای برنامه‌ریزی هوشمند شبکه و افزایش بهره‌وری انرژی‌های تجدیدپذیر ارائه می‌دهد.

آژانس بین‌المللی انرژی (IEA) برای ارزیابی این موضوع، چارچوبی مرحله‌ای ارائه کرده است که در آن میزان نفوذپذیری تجدیدپذیرها و نیاز فنی هر مرحله مشخص می‌شود. در این چارچوب، اقداماتی مانند توسعه سامانه‌های ذخیره‌سازی انرژی، بهبود کارایی و انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های موجود، استفاده از سازوکارهای مدیریت تقاضا و تقویت همکاری‌های منطقه‌ای در تبادل برق، از عناصر اصلی افزایش پایداری و تاب‌آوری شبکه به‌شمار می‌رود.

برای ارزیابی نفوذ انرژی‌های تجدیدپذیر و آثار آنها بر شبکه، شاخص‌های مختلفی ارائه شده‌اند که ظرفیت اعتباری یکی از مهم‌ترین آنهاست. ظرفیت اعتباری نشان‌دهنده سهم واقعی و قابل اطمینان انرژی‌های متغیر در تأمین برق شبکه است و به‌عنوان معیاری برای توانمندی انرژی‌های تجدیدپذیر متغیر در کاهش بار پیک و پایداری شبکه عمل می‌کند. این شاخص کمک می‌کند تا سرمایه‌گذاری‌ها در انرژی‌های تجدیدپذیر و سیستم‌های ذخیره‌سازی برق بهینه‌سازی گردد و مقایسه بین منابع مختلف انرژی از منظر بهره‌وری واقعی امکان‌پذیر شود.

در این گزارش، چارچوب آژانس بین‌المللی انرژی در مراحل ادغام منابع تجدیدپذیر در شبکه برق ارائه شده است. سپس، با اتکا به این چارچوب‌، وضعیت فعلی شبکه برق ایران از منظر ادغام منابع انرژی تجدیدپذیر مورد ارزیابی قرار گرفته و جایگاه کشور در این فازبندی مشخص شده است. همچنین با استفاده از شاخص‌هایی همچون ظرفیت اعتباری و تحلیل منحنی تداوم تقاضا (LDC/RLDC) که در گزارش توضیحات آن ذکر خواهد شد، میزان کارایی واقعی نیروگاه‌های خورشیدی در کاهش ناترازی و پیک بار شبکه محاسبه شده است. در نهایت، پیشنهادهایی در حوزه سیاستگذاری، فنی و اقتصادی برای تصمیم‌گیران ارائه خواهد شد.

2. مروری بر مراحل ادغام منابع تجدیدپذیر در شبکه برق

افزایش اهمیت منابع انرژی تجدیدپذیر و مسائل مرتبط با ادغام آن، از مهم‌ترین عوامل پیش‌برنده گذار سیستم برق در سطح جهانی است. با افزایش سهم منابع تجدیدپذیر خورشیدی و بادی، رفتار تولید برق در شبکه دچار نوسانات بیشتری می‌شود و به‌دنبال آن ظرفیت تولید در ساعات مختلف روز قابل اتکا نیست. در این شرایط، شبکه نیازمند انعطاف‌پذیری بالاتر برای جبران سریع کمبود یا اضافه تولید خواهد بود. به همین منظور به‌دلیل ماهیت این منابع، با افزایش سهم تولید برق از این نوع منابع، کنترل فرکانس و پایداری سیستم پیچیده‌تر می‌شود و ضرورت استفاده از ذخیره‌سازها، خطوط انتقال جدید و سیستم‌های کنترلی پیشرفته‌تر بیشتر احساس می‌شود. همچنین، با رشد تولید منابع تجدیدپذیر، الگوی بهره‌برداری از نیروگاه‌های سنتی نیز به‌صورت طبیعی باید تغییر نماید. مجموعه این عوامل نشان می‌دهد که با افزایش سهم تجدیدپذیرها، شبکه برق باید به‌صورت مرحله‌ای برای جذب و مدیریت آن منابع آماده شود. آژانس بین‌المللی انرژی (IEA) یک دسته‌بندی مرحله‌ای ارائه کرده است ]1-2[ تا تأثیر در حال تحول منابع تجدیدپذیر بر سیستم‌های برق و مسائل مرتبط با ادغام آنها را نشان دهد. ادغام منابع تجدیدپذیر را می‌توان در شش مرحله مختلف دسته‌بندی کرد. این چارچوب می‌تواند برای اولویت‌بندی اقدامات مختلف جهت حمایت از انعطاف‌پذیری سیستم، شناسایی چالش‌های مرتبط و اجرای اقدامات مناسب برای پشتیبانی از ادغام منابع تجدیدپذیر در سیستم برق استفاده شود. هر‌کدام از این مراحل با توجه به برخی شاخص‌ها و مبتنی‌بر میزان رشد تولید برق تجدیدپذیر از یکدیگر تفکیک می‌شوند (جدول 1).

•   فاز ۱: در ابتدای کار، تولید منابع تجدیدپذیر تأثیر قابل‌توجهی بر شبکه ندارد و عملاً چالشی ایجاد نمی‌کند.
•   فاز ۲: با اضافه شدن نیروگاه‌های منابع تجدیدپذیر و رشد تولید برق از این منابع، آثار آنها بر شبکه برق جزئی تا متوسط خواهد بود. در این مرحله، تنظیمات جزئی در عملیات و زمان‌بندی نیروگاه‌ها کافی است.
•   فاز ۳: تولید برق از منابع تجدیدپذیر به اندازه‌ای افزایش می‌یابد که الگوی بهره‌برداری شبکه تحت تأثیر آن قرار می‌گیرد. مدیریت این شرایط نیازمند تغییرات جزئی در رویه‌های عملیاتی موجود، بهبود پیش‌بینی تولید، افزایش انعطاف نیروگاه‌های متعارف و استفاده بیشتر از ذخایر رزرو است.
•   فاز ۴: در برخی بازه‌های زمانی (یک ساعت تا چند روز)، کل تقاضای برق می‌تواند از منابع تجدیدپذیر تأمین شود. این موضوع منجر به امکان نوسانات بیشتر در بار خالص و تغییر مسیر جریان برق می‌شود و نیازمند تغییرات اساسی‌تر در بهره‌برداری، کنترل شبکه و هماهنگی منطقه‌ای است.
•   فاز ۵: در برخی بازه‌های زمانی (چندروز تا چند هفته)‌، تولید برق از منابع تجدیدپذیر ممکن است از تقاضای شبکه بیشتر شود و مازاد تولید ایجاد شود. در این شرایط، حفظ پایداری تأمین برق، مدیریت محدودسازی و هماهنگی با سایر منابع ضروری است.
•   فاز ۶: در مقیاس فصلی یا سالیانه، ممکن است مازاد تولید برق از منابع تجدیدپذیر به وجود آید، که نیاز به ذخیره‌سازی فصلی، استفاده از سوخت‌هایی مانند هیدروژن یا سایر راهکارهای بلندمدت برای تأمین پایدار برق را ایجاب می‌کند.

نکته مهم این است که این فازها صرفاً براساس سهم عددی منابع تجدیدپذیر در شبکه تعیین نمی‌شوند، بلکه براساس ماهیت چالش‌ها و مسائل ادغام این منابع در سیستم برق دسته‌بندی شده‌اند ]1-2[. با‌این‌حال، مطالعات و گزارش‌های IEA نشان می‌دهند ]1[ که در اغلب کشورهای مورد مطالعه، فاز اول معمولاً مربوط به زمانی است که سهم تولید منابع تجدیدپذیر زیر ۵ درصد و فاز دوم بین ۵ تا ۱۰ درصد از کل تولید برق است. در این مراحل اولیه، نیاز فوری به فناوری‌های جدید تولید یا ذخیره‌سازی بزرگ‌مقیاس وجود ندارد. لذا در این مرحله برای دو فاز اولیه از همین مبنا استفاده شده و برای محاسبه مرز سایرفازها، با توجه به اینکه مرز فاز وابسته به مشخصات شبکه در هر کشور است،‌ محاسبات آن در ادامه لحاظ می‌شود. شایان ذکر است در این مطالعه، قیود فیزیکی شبکه انتقال و توزیع (ازجمله محدودیت ظرفیت خطوط و ازدحام شبکه) در مدل لحاظ نشده است. جدول ۱ منطق تقسیم‌بندی فاز‌ها به‌همراه توضیحات آن را ارائه می‌دهد.

جدول 1. شش فاز توسعه منابع انرژی تجدیدپذیر طبق چارچوب آژانس بین‌المللی انرژی ]1[

بر این اساس، شروع فاز چهار (پایان فاز سوم) در هر کشور با کشور دیگر متفاوت است، زیرا ملاک اصلی ورود به این فاز لحظاتی است که تولید منابع تجدیدپذیر بتواند در یک بازه زمانی کل تقاضای برق شبکه را پوشش دهد. به‌عبارت‌دیگر، معیار ورود به فاز چهار نه سهم متوسط سالیانه، بلکه بیشینه نفوذ لحظه‌ای است. از‌آنجا‌که الگوی مصرف برق و تغییرات بار شبکه در کشورهای مختلف متفاوت است، نقطه آغاز این فاز نیز متناسب با شرایط هر کشور تعیین می‌شود. در‌نتیجه ممکن است دو کشور با سهم سالیانه مشابه از تجدیدپذیرها، به‌دلیل تفاوت در پروفایل بار و هم‌زمانی آن با تولید تجدیدپذیر، در فازهای متفاوتی قرار گیرند. برای نمونه، اروگوئه با وجود آنکه حدود ۳۵ درصد از کل تولید برق خود را از منابع تجدیدپذیر تأمین می‌کند، همچنان در فاز سوم است، زیرا در هیچ بازه‌ای تولید خورشیدی و بادی آن به‌طور کامل پاسخ‌گوی کل بار لحظه‌ای شبکه نیست. در مقابل، ایرلند با سهمی حدود ۲۸ درصد منابع تجدیدپذیر وارد فاز چهارم شده است، چرا‌که در برخی دوره‌ها تولید خورشید و بادی آن توانسته کل نیاز شبکه را پوشش دهد ]2[.

از فاز چهارم، ماهیت چالش‌ها تغییر می‌کند. با ورود سیستم برق به این مرحله، نیاز به تغییرات اساسی در شبکه و بهره‌برداری آشکار می‌شود. این تغییرات شامل ارتقای حفاظت و کنترل شبکه، استفاده از ابزارهای پایداری فرکانس و ولتاژ، افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌ها و ذخیره‌سازی کوتاه‌مدت، تقویت شبکه انتقال و توزیع، بهبود پیش‌بینی تولید و مدیریت انرژی بلادرنگ و پیاده‌سازی ابزارهای بازار و هماهنگی منطقه‌ای است. این اقدامات تضمین می‌کنند که شبکه بتواند نفوذ بالای منابع تجدیدپذیر را بدون کاهش پایداری و قابلیت اطمینان مدیریت کند.

با گذر سیستم برق از مرحله چهارم و رسیدن به مرحله پنجم ادغام منابع تجدیدپذیر، تولید منابع تجدیدپذیر در بازه‌های چندروزه تا چند هفته ممکن است از تقاضای شبکه فراتر رود و مازاد تولید قابل‌توجه ایجاد شود. این شرایط نیازمند اقدامات پیشرفته و ساختاری برای حفظ پایداری شبکه است. ازجمله این اقدامات می‌توان به مدیریت محدودسازی هوشمند نیروگاه‌ها، استفاده از ذخیره‌سازی کوتاه‌مدت و میان‌مدت، تقویت انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف و توربین‌های گازی و دیزلی و هماهنگی با سایر منابع تولید در سطح منطقه‌ای اشاره کرد. همچنین، در این مرحله مدیریت جریان توان بین نواحی و اتصال به بازارهای انعطاف‌پذیر اهمیت ویژه‌ای دارد تا مازاد تولید بتواند به‌صورت بهینه مورد استفاده قرار گیرد. ابزارهای پیشرفته برای پیش‌بینی بار و تولید منابع تجدیدپذیر، همراه با سیستم‌های مدیریت انرژی شبکه با کنترل بلادرنگ به جلوگیری از نوسانات فرکانس و ولتاژ کمک می‌کنند. درنهایت، سیاست‌ها و مکانیسم‌های انگیزشی برای تخلیه یا ذخیره مازاد انرژی از الزامات کلیدی برای پشتیبانی از پایداری شبکه در این مرحله محسوب می‌شوند.

در‌نهایت در مرحله ششم ادغام منابع تجدیدپذیر، چالش‌ها فراتر از بازه‌های روزانه یا چند هفته‌ای می‌روند و مازاد یا کمبود انرژی در مقیاس فصلی یا سالیانه رخ می‌دهد. این شرایط نیازمند راهکارهای بلندمدت شامل ذخیره‌سازی فصلی، استفاده از سوخت‌های مصنوعی، مدیریت هم‌زمان منابع پراکنده و متمرکز و هماهنگی منطقه‌ای است. همچنین، برنامه‌ریزی بلندمدت، سیستم‌های پیشرفته مدیریت انرژی و سیاست‌ها و مکانیسم‌های انگیزشی برای بهره‌برداری بهینه از انرژی مازاد، از الزامات کلیدی پایداری و انعطاف‌پذیری شبکه در این مرحله محسوب می‌شوند.

در حال حاضر، بالاترین سطح ادغام عملی ‌شده در شبکه‌های برق جهان، فاز چهار است. تعداد محدودی از کشورها و مناطق مانند دانمارک، ایرلند و جنوب استرالیا به این مرحله رسیده‌اند، در‌حالی‌که بسیاری از کشورها همچنان در فازهای یک و دو قرار دارند و سهم منابع تجدیدپذیر آنها کمتر از ۱۰ درصد است. روند جهانی نشان می‌دهد که سهم منابع تجدیدپذیر به‌سرعت در حال افزایش است، به‌طوری‌که در سال ۲۰۱۵ حدود ۳۰ کشور سهمی بالاتر از ۵ درصد داشتند، اما تا سال ۲۰۱۸ این عدد به حدود ۵۰ کشور رسید. پیش‌بینی می‌شود طی سال‌های آینده، بسیاری از کشورها از سطح ۵ تا ۱۰ درصد به حدود ۱۰ تا ۲۰ درصد برسند و کشورهایی که هم‌اکنون در بازه ۲۰ تا ۴۰ درصد قرار دارند، شاهد افزایش قابل‌توجهی در سهم تجدیدپذیرها باشند.

3. ایران و جایگاه آن در فازهای ادغام منابع تجدیدپذیر

ایران دارای یکی از بزرگ‌ترین شبکه‌های برق در خاورمیانه است و بخش عمده تولید برق آن از نیروگاه‌های گازی و سیکل ترکیبی تأمین می‌شود. با‌این‌حال، سهم انرژی‌های تجدیدپذیر شامل خورشیدی و بادی محدود است، به‌طوری‌که در سال 1403، تنها حدود 0/6 درصد از تولید سالیانه برق کشور (۳۹۶ تراوات‌ساعت)، از منابع تجدیدپذیر تأمین شده است. این رقم در مقایسه با کشورهای پیشرفته مانند آلمان (52/7 درصد)، بریتانیا (48/7 درصد) و حتی کشورهای منطقه مانند ترکیه (24/7 درصد)، بسیار ناچیز است، در‌حالی‌که ایران از پتانسیل قابل‌توجه خورشیدی و بادی برخوردار است ]3[.

براساس وضعیت شبکه برق ایران در سال 1403 و چارچوب مرحله‌ای نفوذ منابع تجدیدپذیر، می‌توان ظرفیت و تولید تقریبی لازم برای ورود به هر فاز را برآورد کرد (جدول 1). در فاز 1، سهم منابع تجدیدپذیر از مصرف سالیانه کمتر از 5 درصد است و آثار آن بر بهره‌برداری شبکه بسیار اندک است، بنابراین تغییرات عملیاتی عمده مورد نیاز نیست.

با توسعه نیروگاه‌‎های تجدیدپذیر و ورود به فاز 2، سهم منابع تجدیدپذیر از کل تولید برق بین ۵ تا ۱۰ درصد قرار می‌گیرد که معادل تولید سالیانه 19/8 تا 39/6 تراوات‌ساعت و ظرفیت نصب ‌شده 10/7 تا 21/4 گیگاوات خورشیدی است. در این مرحله، شبکه با تنظیمات محدود در عملیات و زمان‌بندی نیروگاه‌ها، می‌تواند منابع تجدیدپذیر را مدیریت کند بدون اینکه تغییرات ساختاری اساسی لازم باشد. به‌عبارتی در حال حاضر کشور تا ظرفیت 21/4 هزارمگاوات امکان توسعه انواع نیروگاه‌های تجدیدپذیر (خورشیدی-بادی)‌ بدون تغییرات ساختاری اساسی را دارد و برای احداث مازاد بر آن باید برخی ملاحظات و اصلاحات را در شبکه برق و نحوه مدیریت و بهره‌برداری آغاز نماید. با عبور از ظرفیت 21/4 گیگاوات و سهم ۱۰ درصد از تولید برق، فاز 3 آغاز می‌شود، در این مرحله تولید منابع تجدیدپذیر به‌اندازه‌ای افزایش می‌یابد که شروع به تأثیرگذاری بر الگوی بهره‌برداری شبکه می‌کند. این شرایط نیازمند پیش‌بینی دقیق‌تر تقاضا، برنامه‌ریزی دقیق تولید، افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف و بهره‌گیری از ذخایر رزرو برای حفظ پایداری و قابلیت اطمینان سیستم است.

شایان ذکر است که پایان فاز سوم (آغاز فاز چهارم) نفوذ انرژی‌های تجدیدپذیر در شبکه برق زمانی محقق می‌شود که تولید منابع تجدیدپذیر بتواند در یک بازه‌ زمانی بسیار کوتاه (در حد یک ساعت) کل تقاضای شبکه را پوشش دهد. همچنین، پایان فاز چهارم (ورود به فاز پنجم) هنگامی رخ می‌دهد که این پوشش کامل تقاضا به بازه‌های چندروزه گسترش یابد. در ادامه ابتدا نحوه محاسبه مرز فازها اشاره شده و سپس مبتنی‌بر آن مقدار مرز فازها برای ایران محاسبه خواهد شد.

به‌منظور محاسبه دقیق نقطه‌ شروع فازهای چهارم، پنجم و ششم برای هر کشور، از منحنی تداوم بار باقی‌مانده (RLDC) استفاده می‌شود. نحوه‌ رسم این منحنی بدین‌صورت است که ابتدا مقادیر ساعتی تولید منابع تجدیدپذیر (نیروگاه‌های خورشیدی و بادی) از تقاضای ساعتی متناظر شبکه کسر شده، سپس مقادیر محاسبه شده از بیشترین مقدار تا کمترین مرتب‌ می‌شوند. در منحنی  RLDCمحور عمودی بیانگر مقدار بار باقی‌مانده یا خالص شبکه و محور افقی بیانگر تمام ساعات سال است. بار باقی‌مانده یا خالص، بیانگر مقدار تقاضایی از برق است که باید توسط سایر نیروگاه‌های قابل‌کنترل (به‌غیر از نیروگاه‌های تجدیدپذیر)، نظیر نیروگاه‌های حرارتی یا آبی، تأمین گردد. به‌عبارت‌دیگر، بار خالص شبکه مستقیماً میزان وابستگی شبکه برق به منابع غیرتجدیدپذیر را نشان می‌دهد. زمانی‌که منحنی RLDC محور افقی را قطع می‌کند یعنی مقدار بار خالص برابر با صفر شده است. در این شرایط کل تقاضای شبکه از آن لحظه به بعد تماماً توسط منابع تجدیدپذیر (مانند خورشیدی یا بادی) تأمین شده است. هرگاه بخشی از منحنی RLDC به پایین محور افقی برود یعنی در آن بخش تولید منابع تجدیدپذیر از تقاضای شبکه پیشی گرفته است و برای پایداری شبکه نیاز به ذخیره‌سازی یا محدودسازی به‌نحوی وجود دارد.

در این بخش برای مشخص نمودن فازهای ادغام، منحنی RLDC براساس داده‌های واقعی تقاضای برق ایران در سال 1403 ]3[ و همچنین داده‌های واقعی تابش خورشید ایران تهیه شده است تا بتوان با دقت واقعی مراحل ادغام تجدیدپذیر در شبکه ایران را به تصویر بکشد. همان‌طور که پیشتر گفته شد، طبق فازبندی آژانس بین‌المللی انرژی فاز چهارم (پایان فاز سوم) زمانی آغاز می‌شود که تولید نیروگاه‌های تجدیدپذیر بتواند حداقل به مدت یک ساعت کل تقاضای شبکه را تأمین کند. بنابراین، هرگاه منحنی RLDC در یک ساعت محور افقی را قطع کند، این شرایط برقرار شده و فاز چهارم آغاز می‌شود.

در شکل ۱ منحنی تداوم تقاضای خالص را نشان می‌دهد. با توجه به تقاضای واقعی برق در سال‌ ۱۴۰۳ در ساعات مختلف، برای محاسبه مرز ورود به فاز چهارم ظرفیت تجدیدپذیر طوری انتخاب شده است تا تنها یک ساعت در سال تمام برق مورد تقاضا توسط منابع تجدیدپذیر تأمین گردد (خط قرمز رنگ). نتایج نشان می‌دهد که ظرفیت منابع تجدیدپذیر مورد نیاز برای پایان فاز سوم و شروع فاز چهارم معادل 34 گیگاوات است. به‌عبارتی در‌صورتی‌که ۳۴ گیگاوات منابع تجدیدپذیر (خورشیدی و بادی) در کشور نصب گردد، تمام تقاضای برق کشور می‌تواند به مدت یک ساعت توسط این منابع تأمین شود.

شکل 1. نمودار منحنی تداوم تقاضای خالص (RLDC) و تعیین مرز گذار به فازهای چهارم، پنجم و ششم

مأخذ:‌ محاسبات گزارش.

مبنای محاسبه انتهای فاز چهارم و شروع فاز پنجم مشابه مبنای محاسبه شروع فاز چهار که پیشتر توضیح داده شد خواهد بود، با این تفاوت که شروع فاز پنجم زمانی رخ می‌دهد که نیروگاه‌های تجدیدپذیر بتوانند حداقل ۷۲ ساعت (معادل سه روز) کل تقاضای شبکه برق را پوشش دهند. طبق محاسبات انجام شده، نقطه آغاز فاز پنجم برای شبکه برق ایران حدود ۴۵٫۶ گیگاوات ظرفیت نیروگاه خورشیدی برآورد می‌شود. نقطه شروع فاز پنجم روی نمودار رسم شده در شکل 1، نقطه‌ تلاقی منحنی آبی رنگ RLDC در ساعت 8،688 است (منحنی آبی در شکل1). به‌عبارتی اگر کشور حدود 45/6 هزار مگاوات ظرفیت تجدیدپذیر (خورشیدی و بادی) احداث نماید، به مدت ۷۲ ساعت تمام تقاضی برق از طریق این منابع تأمین می‌شود.

نقطه‌ شروع فاز ششم (پایان فاز پنجم) زمانی رخ می‌دهد که تولید نیروگاه‌های تجدیدپذیر در بازه‌ای چند‌هفته‌ای (حدود ۱۲ هفته، کمتر از یک فصل و در حدود 2،016 ساعت) قادر باشد کل تقاضای شبکه را به‌طور کامل تأمین کند. برخورد منحنی RLDC با محور افقی در ساعت 6،744 نشان‌دهنده این است که نیروگاه‌های تجدیدپذیر توانسته‌اند در این بازه تقاضای برق شبکه را تأمین نمایند. براساس نتایج محاسبات انجام شده، این برخورد زمانی صورت می‌گیرد که نصب نیروگاه‌های تجدیدپذیر برای ایران به حدود ۱۰۴ گیگاوات برسد (منحنی زرد رنگ در شکل 1) و در برخی ساعات نیز مازاد تولید وجود دارد.

به‌طور‌کلی براساس نتایج محاسبات بالا، می‌توان فازهای مختلف نفوذ منابع تجدیدپذیر در شبکه برق ایران را در قالب شش فاز مطابق جدول 2 طبقه‌بندی کرد. این طبقه‌بندی براساس سهم سالیانه از تقاضای برق، تولید تقریبی سالیانه (TWh) و ظرفیت معادل نیروگاه تجدیدپذیر (خورشیدی و بادی) (GW) در هر فاز تعیین شده است.

با توجه به محاسبات انجام شده برای مرز هر فاز در ایران و همچنین ملاحظاتی که در‌خصوص هر فاز وجود دارد، می‌توان اشاره کرد که در حال حاضر کشور در فاز نخست قرار داشته و با وضعیف فعلی شبکه برق کشور، تا 21/4 هزارمگاوات بدون هیچ‌گونه تغییر خاص در شبکه برق و تا 34 هزار مگاوات صرفاً با بهبود پیش‌بینی تولید، افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف، اعمال تغییرات جزئی در رویه‌های عملیاتی و استفاده مؤثر از رزرو چرخان امکان‌پذیر است.

جدول 2. مراحل شش‌گانه نفوذ منابع تجدیدپذیر در شبکه برق ایران برمبنای چارچوب IEA

مأخذ:‌ محاسبات گزارش.

شایان ذکر است که نقاط شروع و پایان فازهای مختلف تعریف شده توسط آژانس بین‌المللی انرژی در کشورهای مختلف باتوجه به منحنی تقاضای ساعتی در سال و خصوصیات شبکه آن کشور متفاوت است. به‌طور مثال کشوری مانند اروگوئه با اینکه سهم تولید منابع تجدیدپذیر آن از کل انرژی برق تولیدی معادل 35 درصد است، همچنان در فاز سوم ادغام منابع انرژی تجدیدپذیر قرار دارد، (بدین‌معنا که این ظرفیت تجدیدپذیر هنوز هم نمی‌تواند تقاضای ساعتی مورد نیاز شبکه برق این کشور برای یک ساعت را تأمین کند.) در‌حالی‌که ایران در صورت تولید برق از منابع تجدیدپذیر معادل 15/8 درصد از کل تولید سالیانه، وارد فاز چهارم خواهد شد. دلیل این موضوع آن است که دامنه نوسانات تقاضای برق ایران در فصول مختلف سال زیاد است، بنابراین تولید خورشیدی می‌تواند در برخی بازه‌های زمانی کل تقاضای لحظه‌ای شبکه را پوشش دهد و کشور وارد فاز چهارم شود. در مقابل، در کشور اروگوئه، گرچه سهم سالیانه تولید برق از منابع تجدیدپذیر بالاتر است، اما الگوی تقاضای ساعتی و پراکندگی تولید خورشیدی به‌گونه‌ای است که شبکه هنوز قادر به پوشش کامل تقاضا با تولید منابع تجدیدپذیر نیست و بنابراین در فاز سوم باقی می‌ماند.

لازم به ذکر است که قرارگیری در فاز بالاتر لزوماً به‌معنای توسعه بیشتر تجدیدپذیرها نیست، بلکه نشان‌دهنده آن است که یک کشور برای حفظ پایداری شبکه و مدیریت تولید باید اقدامات مشخص بیشتری را انجام دهد. هر فاز چارچوبی عملیاتی ارائه می‌دهد که نشان می‌دهد کشور در آن سطح نفوذ منابع تجدیدپذیر چه تمهیدات و تغییراتی در بهره‌برداری، پیش‌بینی تولید، انعطاف نیروگاه‌های متعارف و ذخایر رزرو نیاز دارد تا از ناپایداری شبکه جلوگیری شود.

4. تحلیل ظرفیت اعتباری و بهینه‌سازی توسعه انرژی خورشیدی در ایران

در بخش قبل، به بررسی جایگاه فعلی ایران در فرایند ادغام منابع تجدیدپذیر در شبکه برق براساس چارچوب مرحله‌ای آژانس بین‌المللی انرژی پرداخته و مشخص شد در صورت حفظ شرایط فعلی شبکه برق، تا چه میزان امکان توسعه تولید برق از منابع انرژی تجدیدپذیر خوشیدی و بادی امکان‌پذیر است. علاوه‌بر‌این، این چارچوب شش فاز متمایز را برای تبیین سطح ادغام منابع تجدیدپذیر و الزامات هر مرحله معرفی می‌کند و امکان می‌دهد تا علاوه‌بر شناسایی موقعیت کنونی کشور، اقدامات لازم برای گذار به فازهای بالاتر نیز مشخص شود. بر همین اساس، محل فعلی ایران در این فازبندی تعیین گردید و مجموعه اقداماتی که برای حرکت به سمت مراحل بعدی ضروری است (ازجمله بهبود پیش‌بینی تولید، افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف و توسعه ذخیره‌سازی) مورد اشاره قرار گرفت. باید توجه کرد که شاخص ذکر شده، تنها عامل تعیین‌کننده در‌خصوص افزایش ظرفیت منابع تجدیدپذیر نبوده و باید سایر شاخص‌ها نیز مد‌نظر قرار گیرد. از‌این‌رو در ادامه گزارش، به‌منظور سنجش توسعه بهینه ظرفیت انرژی خورشیدی، معیار ظرفیت اعتباری (CC) مورد استفاده قرار می‌گیرد. ظرفیت اعتباری، سهم ظرفیت قابل اتکا از انرژی‌های تجدیدپذیر (خورشیدی و بادی) در کاهش تقاضای شبکه برق در اوج را نشان می‌دهد. به‌عبارت‌دیگر، این معیار نشان می‌دهد که چه بخشی از ظرفیت نصب ‌شده تجدیدپذیر به‌طور واقعی در کاهش پیک تقاضای شبکه مؤثر است. براساس این رویکرد، مشخص می‌شود که توسعه نیروگاه‌های خورشیدی تنها تا یک سطح معین برای شبکه مفید است، فراتر از این سطح، ظرفیت اعتباری کاهش‌یافته و موجب می‌شود که افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی، اثر محسوسی بر کاهش ناترازی نداشته و توجیه‌پذیر نباشد ]4[. ظرفیت اعتباری در این مطالعه با رویکرد بررسی تأثیر توسعه نیروگاه‌های خورشیدی بر ساعات ناترازی براساس داده‌های سال 1403 مورد بررسی قرار می‌گیرد.

در حالت نصب مقدار مشخص از منابع انرژی تجدیدپذیر، برای محاسبه ظرفیت اعتباری، ابتدا لازم است منحنی RLDC که در بخش قبل توضیح داده شد، رسم گردد. سپس همین منحنی در حالتی که ظرفیت منابع تجدیدپذیر صفر است نیز رسم می‌شود و مساحت بخشی از منحنی RLDC که در ناحیه ناترازی قرار گرفته است در دو منحنی محاسبه خواهد شد. حاصل تقسیم اختلاف دو مساحت بر مجموع ساعات ناترازی بیانگر میانگین ناترازی جبران شده است. به‌عبارتی نشان می‌دهد با افزایش سهم تولید برق از منابع تجدیدپذیر، چه میزان از ناترازی توان در کشور حذف خواهد شد. با تقسیم این مقدار بر ظرفیت نصب شده تجدیدپذیر، ظرفیت اعتباری محاسبه می‌شود. به‌عبارت‌دیگر، ظرفیت اعتباری نشان‌دهنده سهم ظرفیت قابل اتکا از منابع تجدیدپذیر در کاهش تقاضای شبکه است.

شکل ۲ ظرفیت اعتباری را براساس ظرفیت نصب شده خورشیدی به نمایش می‌گذارد. همان‌طور که در این شکل مشخص است، در افزایش ظرفیت‌های اندک خورشیدی، ظرفیت اعتباری مقادیر قابل‌توجهی دارد. به‌گونه‌ای که با نصب تنها یک گیگاوات ظرفیت، ظرفیت اعتباری حدود 39 درصد است. این مسئله نشان می‌دهد که اگر ۱۰۰۰ مگاوات ظرفیت خورشیدی در شبکه وجود داشته باشد، حدود 39 درصد (390 مگاوات) از مقدار متوسط ناترازی در کشور کاسته می‌شود. با افزایش ظرفیت توان خورشیدی به 10.7 گیگاوات (پایان فاز اول)، این مقدار به حدود 27 درصد می‌رسد، یعنی حدود 2.9 هزار مگاوات از مقدار متوسط ناترازی در کشور کاسته خواهد شد. این سطح در پایان فاز دوم توسعه، یعنی تا حدود 21.4 گیگاوات، به 16 درصد می‌رسد که به‌صورت متوسط معادل 3.4 گیگاوات کاهش ناترازی توان است. به‌عبارت‌دیگر، در این محدوده، تنها یک‌ششم از ظرفیت نصب ‌شده خورشیدی به‌طور مستقیم در کاهش ناترازی میان تقاضا و تولید برق مؤثر است. پس از این نقطه، با افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی، مقدار ظرفیت اعتباری روند کاهشی پیدا می‌کند. علت این پدیده آن است که با گسترش نیروگاه‌های خورشیدی، بخش عمده‌ای از بار اوج روزانه پوشش داده می‌شود و بار باقی‌مانده عمدتاً مربوط به ساعات شب یا زمان‌هایی است که تابش خورشید وجود ندارد. در‌نتیجه، افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی تأثیر محسوسی بر کاهش ساعات ناترازی شبکه ندارد.

شایان ذکر است که محاسبه ظرفیت اعتباری صرفاً متوسط کاهش توان ناترازی را نشان می‌دهد، بدیهی است ظرفیت اضافه شده خورشیدی، در برخی ساعات حجم بیشتری از کسری توان را جبران می‌کند و در برخی ساعات نیز اعداد بسیار کمتری را جبران خواهد نمود. از‌این‌رو به‌منظور تدقیق اثرگذاری افزایش ظرفیت نیروگاه‌های خورشیدی بر کاهش ناترازی، در ادامه تـأثیر افزایش ظرفیت خورشیدی بر میزان انرژی تأمین نشده و همچنین ساعات کسری برق در سال ۱۴۰۳ مورد بررسی قرار خواهد گرفت.

شکل 2. نمودار اثر افزایش ظرفیت نیروگاه‌های خورشیدی بر ظرفیت اعتباری

مأخذ:‌ همان.

شکل 3 میزان کاهش انرژی تأمین نشده و همچنین ساعات کسری برق در سال ۱۴۰۳ را براساس ظرفیت نصب شده خورشیدی به نمایش می‌گذارد. همان‌طور که مشاهده می‌شود، با افزایش ظرفیت نصب‌ شده نیروگاه‌های خورشیدی، میزان انرژی تأمین نشده و تعداد ساعات خاموشی در ساعات ناترازی روندی نزولی دارد. در مراحل ابتدایی توسعه، اثر نیروگاه‌های خورشیدی بر کاهش این دو بسیار چشمگیر است. به‌طور مشخص، در فاز اول توسعه (حدود ۱ تا ۱۰گیگاوات)، درصد کاهش انرژی تأمین نشده به 63 درصد و درصد کاهش ساعات خاموشی به نزدیک 40 درصد می‌رسد، که نشان‌دهنده تأثیر مستقیم تولید نیروگاه‌های خورشیدی در کاهش ناترازی شبکه در ساعات روز است.

در محدوده ۲۰ گیگاوات توسعه نیروگاه خورشیدی، درصد انرژی تأمین نشده و ساعات ناترازی به‌ترتیب به 75 و 61 درصد رسیده و پس از آن، روند کاهش به‌تدریج کُند و متوقف می‌شود، به‌نحوی‌که در محدوده 30 گیگاوات این مقادیر تنها با 2 درصد رشد به 77 و 63 درصد می‌رسد. این موضوع نشان می‌دهد که شبکه پس از توسعه تا 20 گیگاوات نیروگاه خورشیدی وارد مرحله‌ای از اشباع تولید خورشیدی شده است که در آن افزایش ظرفیت نصب، اگرچه به کمک شبکه برق می‌آید، اما تأثیر محسوسی بر کاهش خاموشی ندارد. این رفتار دو نکته کلیدی را آشکار می‌کند:

• توسعه خورشیدی تا حدود ۲۰ گیگاوات بیشترین اثربخشی را بر کاهش خاموشی دارد و پس از آن، شبکه به تدریج به مرحله اشباع می‌رسد.
• افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی بدون به‌کارگیری ابزارهای مکمل مانند ذخیره‌سازی انرژی، مدیریت تولید نیروگاه‌های آبی یا مبادلات بین‌المللی، اثر چندانی بر کاهش خاموشی و رفع ناترازی ندارد.

در‌مجموع، می‌توان نتیجه گرفت از هر سه منظر ظرفیت اعتباری، کاهش انرژی تأمین نشده در ساعات ناترازی و کاهش ساعات خاموشی برای شبکه،‌ میزان توسعه نیروگاه‌های خورشیدی تا حدود ۲۰ گیگاوات مفید بوده و فراتر از این مقدار، نمی‌تواند بر کسری برق اثرگذار باشد. همچنین براساس فازبندی شش‌گانه‌ آژانس بین‌المللی انرژی (IEA)، توسعه‌ خورشیدی در این بازه چالش جدی یا نیاز به اصلاحات اساسی در شبکه ایجاد نمی‌کند.

شکل 3. نمودار اثر توسعه نیروگاه‌های خورشیدی بر کاهش انرژی تأمین نشده و کاهش ساعات ناترازی

مأخذ:‌ همان.

به‌منظور نمایش دقیق اثرگذاری میزان افزایش ظرفیت تجدیدپذیر بر ساعات ناترازی، کسری روزانه برق در چهار ماه گرم سال ۱۴۰۳ در تمام ساعات روز در شکل ۴ به نمایش گذاشته شده است. در این شکل‌ها، محور افقی بیانگر ماه‌های گرم سال (خرداد تا شهریور) و محور عمودی ساعات شبانه‌روز است. نقاط روی شکل نیز نشان‌دهنده زمان‌هایی هستند که در شبکه ناترازی میان تولید و تقاضا رخ داده است. با افزایش ظرفیت نیروگاه‌های خورشیدی، ناحیه ناترازی در ساعات میانی روز به‌تدریج حذف می‌شود، اما بخش عمده‌ای از ناترازی‌ها که در ساعات غیرتابشی و شبانه رخ می‌دهند، همچنان باقی می‌مانند. براساس محاسبات انجام‌ شده، از مجموع حدود ۱۰۸۶ ساعت ناترازی شبکه در سال ۱۴۰۳، نزدیک به ۳۱۸ ساعت آن در شب رخ داده است که تولید خورشیدی تأثیر مستقیمی بر رفع آن ندارد. در‌نتیجه، افزایش ظرفیت خورشیدی به تنهایی نمی‌تواند تمامی ناترازی شبکه را برطرف کند و نیاز به منابع مکمل انعطاف‌پذیر مانند نیروگاه‌های آبی یا ذخیره‌سازها برای پوشش ناترازی شبانه وجود دارد.

شکل 4. نمودار الگوی زمانی ناترازی شبکه در ماه‌های گرم (خرداد تا شهریور) برای سطوح مختلف نصب نیروگاه‌خورشیدی

مأخذ:‌ همان.

نیروگاه‌های خورشیدی به‌دلیل وابستگی به شرایط جوی و تغییرات تابش خورشید، با نوسانات قابل‌توجهی در تولید انرژی مواجه هستند. در این میان، نیروگاه‌های آبی با قابلیت ذخیره‌سازی انرژی در مخازن و امکان تنظیم سریع توان تولید، نقش حیاتی در جبران این نوسانات ایفا می‌کنند. با مدیریت یکپارچه و هماهنگ این دو نوع نیروگاه، می‌توان تولید انرژی پایدار و قابل اعتماد را تضمین کرد، بهره‌وری شبکه را افزایش داد و همچنین از هدررفت منابع انرژی جلوگیری کرد. به‌عبارت‌دیگر، ترکیب هوشمند انرژی‌های خورشیدی و آبی، امکان استفاده بهینه از منابع تجدیدپذیر و کاهش وابستگی به سوخت‌های فسیلی را فراهم می‌سازد.به این معنا که بخشی از افزایش ظرفیت خورشیدی در روز به‌جای برقآبی مورد استفاده قرار گرفته و ظرفیت متناظر برقآبی در زمان ناترازی در ساعات شب مورد استفاده قرار گیرد. شایان ذکر است در این حالت مجموع انرژی تولیدی برقآبی در بازه ۲۴‌ساعته با حالت عادی یکسان است و همچنین قید تأمین جریان پایه و الزام رهاسازی حداقل دبی در تمام ساعات شبانه‌روز لحاظ شده است، اما الگوی توزیع توان در ساعات مختلف روز تغییر می‌کند تا با نوسانات تولید خورشیدی تطبیق یابد. شکل 5 منحنی ساعات خاموشی در دو حالت با کنترل منابع آبی و بدون آن نشان داده شده است. همان‌طور که در این شکل مشاهده می‌شود در صورت کنترل منابع آبی و مدیریت یکپارچه‌‌ تولید برق از نیروگاه‌های برقآبی با نیروگاه‌های خورشیدی، ساعات خاموشی به‌طور چشمگیری کاهش می‌یابد.

شکل 5. نمودار اثر توسعه نیروگاه‌های خورشیدی با مدیریت یکپارچه برقآبی بر خاموشی (ساعت) و ظرفیت اعتباری شبکه (درصد)

مأخذ:‌ همان.

نکات زیر با توجه به شکل فوق مهم است:

•       در ظرفیت‌های پایین (تا حدود ۱۰ گیگاوات) تفاوت قابل‌توجهی با حالت بدون کنترل مشاهده نمی‌شود، زیرا تولید خورشیدی هنوز سهم بالایی از تقاضا را پوشش نمی‌دهد و تمام آن صرف جبران کسری موجود برق در اوج ناترازی می‌شود.
•       از حدود ۱۰ گیگاوات به بالا، اثر ترکیبی بسیار محسوس می‌شود، مثلاً در ظرفیت ۱۵ گیگاوات، ساعات خاموشی از ۴۹۱ ساعت (بدون کنترل) به ۳۲۶ ساعت (با کنترل) کاهش می‌یابد.
•       در ظرفیت ۲۰ گیگاوات، خاموشی از ۴۲۲ ساعت به ۴۷ ساعت می‌رسد که کاهش بیش از ۹۰ درصدی است.

این نتیجه نشان می‌دهد که نیروگاه‌های آبی نقش کلیدی در مدیریت نوسانات تولید خورشیدی دارند و می‌توانند از مازاد تولید روزانه برای جبران کمبود در شب یا ساعات بدون تابش استفاده کنند. همچنین می‌توان دریافت افزایش ظرفیت منابع تجدیدپذیر در کنار استفاده از ظرفیت برقآبی، تا حدود ۲۰ هزار مگاوات می‌تواند به کاهش ساعات ناترازی کمک کند و توسعه بیشتر آن عملاً اگرچه کمکی به ساعات خاموشی نخواهد کرد، اما می‌تواند به کاهش استفاده از منابع آبی کمک کند.

5. جمع‌بندی و پیشنهادها

با توجه به روند جهانی گذار به انرژی‌های پاک و اهمیت کاهش وابستگی به منابع سوخت فسیلی، انرژی‌های تجدیدپذیر مانند خورشیدی و بادی نقش حیاتی در آینده شبکه برق دارند. اهمیت تنوع بخشی به سبد تولید برق در ایران نیز به‌رغم لزوم توجه به امنیت انرژی و حرکت به سوی انرژی‌های پاک، به‌دلیل چالش در تأمین پایدار سوخت نیروگاهی دوچندان شده است. از‌این‌رو توجه به افزایش ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر همچون انرژی خورشیدی در سال‌های اخیر بسیار مورد توجه قرار گرفته است. اما باید توجه داشت افزایش ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر خورشیدی و بادی به‌دلیل ماهیت و وابستگی به شرایط جوی، چالش‌هایی را برای پایداری شبکه و بهره‌برداری از آن به‌وجود می‌آورد، لذا هرگونه توسعه ظرفیت باید متناسب با ساختار و شرایط اقلیمی هر کشور تعیین گردد. از‌این‌رو در این گزارش با استفاده از برخی‌ شاخص‌های بین‌المللی و تعریفی، ظرفیت بهینه توسعه انرژی تجدیدپذیر خورشیدی برای سال ۱۴۰۳ محاسبه شده است.

براساس شاخص آژانس بین‌المللی انرژی، شش فاز مختلف برای ظرفیت انرژی تجدیدپذیر در کشورها وجود دارد که هر فاز بنا به ملاحظاتی که دارد، امکان دارد نیازمند تغییراتی در ساختار شبکه برق و انجام اقدامتی باشد. براساس محاسبات انجام شده در این گزارش و تعیین فازهای مختلف با توجه به شرایط شبکه برق کشور، ایران در حال حاضر در فاز نخست قرار دارد. با وضعیف فعلی شبکه برق کشور، تا 21/4 هزار مگاوات بدون هیچ‌گونه تغییر خاص در شبکه برق و تا 34 هزار مگاوات صرفاً با بهبود پیش‌بینی تولید، افزایش انعطاف‌پذیری نیروگاه‌های متعارف، اعمال تغییرات جزئی در رویه‌های عملیاتی و استفاده مؤثر از رزرو چرخان امکان‌پذیر است.

شاخص ظرفیت اعتباری، سهم ظرفیت قابل اتکا از انرژی‌های تجدیدپذیر (خورشیدی و بادی) در کاهش تقاضای شبکه برق در اوج را نشان داده  و مشخص می‌کند توسعه نیروگاه‌های خورشیدی تا چه میزان موجب می‌شود که افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی، اثر محسوس بر کاهش میزان ناترازی داشته باشد. براساس محاسبات انجام شده مبتنی‌بر این شاخص، افزایش ظرفیت نیروگاه‌های خورشیدی تا حدود ۲۰ هزار مگاوات، حدود ۱۶ درصد ظرفیت قابل اتکا از کل ظرفیت خورشیدی را داراست و پس از آن، هرگونه افزایش ظرفیت خورشیدی، نمی‌تواند متناسب با ظرفیت اضافه شده، منجر به کاهش متوسط ناترازی برق در ساعات اوج مصرف شود.

براساس شاخص تعریفی اثرگذاری توسعه نیروگاه‌های تجدیدپذیر بر انرژی تأمین نشده و ساعات ناترازی، محاسبات گزارش نشان می‌دهد با توسعه ۲۰ گیگاوات نیروگاه خورشیدی، حدود ۷۵ درصد از انرژی تأمین نشده و حدود ۶۱ درصد از ساعات ناترازی از محل این نوع نیروگاه‌ها جبران می‌شود. با افزایش بیشتر نیروگاه‌های خورشیدی، اگرچه اثرگذاری مثبت بر شبکه دارد، اما جبران انرژی تأمین نشده و کاهش ساعات ناترازی به‌تدریج کُند و متوقف می‌شود. به‌عبارتی افزایش بیشتر ظرفیت خورشیدی بدون به‌کارگیری ابزارهای مکمل مانند ذخیره‌سازی انرژی، مدیریت تولید نیروگاه‌های آبی یا مبادلات بین‌المللی، اثر چندانی بر کاهش خاموشی و رفع ناترازی ندارد. شایان ذکر است، در‌صورتی‌که بخشی از افزایش ظرفیت خورشیدی در روز به‌جای برقآبی مورد استفاده قرار گرفته و ظرفیت متناظر برقآبی در زمان ناترازی در ساعات شب مورد استفاده قرار گیرد، در ظرفیت ۲۰ گیگاوات نیروگاه خورشیدی، خاموشی به ۴۷ ساعت می‌رسد، در صورتی که بدون استفاده ترکیبی از نیروگاه برقآبی، با همین میزان ظرفیت خورشیدی، خاموشی ۴۲۲ ساعت خواهد بود که کاهش ۹۰ درصدی خاموشی در اثر اعمال این سیاست را نشان می‌دهد. لذا از این منظر نیز می‌توان نشان داد توسعه ظرفیت نیروگاه‌های خورشیدی تا ۲۰ گیگاوات و در کنار برقآبی، می‌تواند تقریباً منجر به رفع کامل ساعات ناترازی از ۱۰۸۶ به ۴۷ ساعت شود.

در‌مجموع، می‌توان نتیجه گرفت از هر سه منظر ظرفیت اعتباری، کاهش انرژی تأمین نشده در ساعات ناترازی و کاهش ساعات خاموشی برای شبکه و ترکیب آن با برقآبی،‌ میزان توسعه نیروگاه‌های خورشیدی تا حدود ۲۰ گیگاوات مفید بوده، و فراتر از این مقدار، نمی‌تواند بر جنبه‌های مختلف میزان و ساعات کسری برق اثرگذار باشد. همچنین براساس فازبندی شش‌گانه‌ آژانس بین‌المللی انرژی، توسعه‌ خورشیدی تا حدود ۲۰ گیگاوات چالش جدی یا نیاز به اصلاحات اساسی در شبکه ایجاد نمی‌کند و با ساختار فعلی قابل اجراست. نتایج این گزارش مبتنی‌بر چارچوب مرحله‌ای آژانس بین‌المللی انرژی بوده و قیود فیزیکی شبکه انتقال و توزیع، ازجمله محدودیت ظرفیت خطوط و ملاحظات پخش بار منطقه‌ای، به‌صورت کمّی در مدل لحاظ نشده است، از این‌رو تدقیق ظرفیت‌های پیشنهادی مستلزم انجام مطالعات تفصیلی شبکه در سطوح انتقال و ‌توزیع خواهد بود.

با توجه به اینکه سالیانه میزان تقاضای برق افزایش می‌یابد، پیشنهاد می‌شود بین ۲۰ تا ۲۵ هزار مگاوات افزایش ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر خورشیدی در کشور صورت گیرد و به‌منظور افزایش اثرگذاری آن بر ساعات و میزان ناترازی، در کنار آن بهره‌برداری بهینه و انعطاف‌پذیر از نیروگاه‌های آبی برای کاهش نوسانات تولید خورشیدی مد‌نظر قرار گیرد. به‌صورت کلی، موارد زیر پیشنهاد می‌شود:

•       توسعه مرحله‌ای، انرژی‌های تجدیدپذیر:

توسعه کوتاه‌مدت نیروگاه‌های خورشیدی تا 20 گیگاوات برای بهره‌وری حداکثری در کاهش ناترازی شبکه.

•       بهبود پیش‌بینی تولید و مدیریت شبکه:

1.   بهره‌گیری از پیش‌بینی دقیق خورشیدی و بادی برای هماهنگی با تولید سنتی.

2.   بهینه‌سازی بهره‌برداری از نیروگاه‌های متعارف و ذخیره‌سازی کوتاه‌مدت و میان‌مدت برای کاهش نوسانات لحظه‌ای.

•       استفاده از منابع آبی و مدیریت انعطاف‌پذیر:

1.   بهره‌برداری هوشمند از نیروگاه‌های آبی به منظور جبران نوسانات تولید خورشیدی و کاهش ساعات خاموشی.

2.   توسعه ظرفیت ذخیره‌سازی انرژی برای پوشش ساعات شبانه و غیرتابشی.

•       گام‌های بلندمدت برای ورود به فازهای بالاتر:

1.   ارتقای هماهنگی منطقه‌ای و بین‌المللی برای انتقال برق، تبادل فناوری و بهره‌گیری از تجارب جهانی در ادغام منابع انرژی تجدیدپذیر‌.

2.   برنامه‌ریزی ذخیره‌سازی فصلی و استفاده از سوخت‌های مصنوعی (هیدروژن) برای مدیریت کمبود یا مازاد انرژی در مقیاس فصلی.

3.   ارتقای شبکه انتقال و توزیع و هماهنگی منطقه‌ای برای جذب تولید مازاد و حفظ پایداری شبکه.