احداث نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی را نمی توان فقط با قیمت پنل یا یک عدد عمومی برای درآمد سالانه ارزیابی کرد. برای اینکه مشخص شود یک پروژه واقعا قابلیت سرمایه گذاری دارد، ابتدا باید محل احداث، امکان اتصال به شبکه، ظرفیت قابل احداث، میزان تولید قابل فروش، مدل فروش برق و سرمایه مورد نیاز آن مشخص شود. تغییر هر کدام از این متغیرها می تواند نتیجه اقتصادی پروژه را تغییر دهد. در این طرح، یک نیروگاه فتوولتائیک زمینی متصل به شبکه با ظرفیت مبنای ۱ مگاوات بررسی می شود. هدف، ارائه تصویری کاربردی از ساختار فنی، سرمایه گذاری، تولید و درآمد نیروگاه است.
«درخواست مشاوره تخصصی برای سرمایهگذاری»
خلاصه طرح احداث نیروگاه خورشیدی در سال ۱۴۰۵
برای سرمایه گذاری در یک نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی سه سوال باید در همان ابتدای مطالعه پاسخ داده شود:
اول: آیا زمین از نظر فنی و قانونی برای احداث نیروگاه مناسب است؟
دوم: آیا شبکه برق در نقطه مورد نظر ظرفیت پذیرش یک مگاوات برق تولیدی را دارد و هزینه اتصال چه مقدار خواهد بود؟
سوم: برق تولید شده با چه سازوکاری و با چه سطحی از ریسک قیمتی فروخته خواهد شد؟
اگر پاسخ این سه سوال مشخص نباشد، برآورد هزینه، درآمد و دوره بازگشت سرمایه هنوز قابل اتکا نیست. ممکن است زمینی تابش بسیار خوبی داشته باشد اما هزینه اتصال آن بالا باشد، یا پروژه از نظر فنی مناسب باشد ولی مدل فروش برق، جریان نقدی مورد انتظار سرمایه گذار را تامین نکند.
مشخصات پایه طرح
جدول زیر یک شناسنامه مقدماتی برای بررسی نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی در سال ۱۴۰۵ است:
| شاخص | مبنای بررسی مقدماتی |
|---|---|
| نوع نیروگاه | فتوولتائیک زمینی متصل به شبکه |
| ظرفیت مبنا | ۱ مگاوات AC |
| ظرفیت DC پیشنهادی برای بررسی اولیه | حدود ۱٫۱۵ تا ۱٫۳۵ مگاوات پیک |
| فناوری اصلی | پنل خورشیدی سیلیکونی مونوکریستال |
| نوع اینورتر | String یا Central براساس طراحی |
| نوع سازه | ثابت یا Tracker براساس تحلیل اقتصادی |
| زمین مورد نیاز اولیه | حدود ۱٫۵ تا ۲ هکتار |
| تولید قابل بررسی اولیه | حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت در سال |
| سرمایه گذاری پایه سال ۱۴۰۵ | حدود ۵۵ تا ۶۰ میلیارد تومان |
| هزینه زمین | خارج از برآورد پایه |
| خط و اتصال غیرمتعارف | نیازمند محاسبه جداگانه |
| مصرف سوخت | صفر |
| مصرف اصلی آب | شستشوی پنل ها |
| دوره بهره برداری اقتصادی | ۲۰ سال |
| مهم ترین ریسک فنی اولیه | اتصال به شبکه |
| مهم ترین ریسک مالی | تغییر هزینه تجهیزات و مدل فروش برق |
| سال مبنای بررسی | ۱۴۰۵ |
سرمایه ۵۵ تا ۶۰ میلیارد تومان باید به عنوان بازه مقدماتی دیده شود، نه قیمت قطعی احداث نیروگاه. قیمت پنل، اینورتر، نرخ ارز، نوع سازه، شرایط زمین، سطح ولتاژ اتصال، طول خط برق و دامنه خدمات EPC می توانند سرمایه نهایی را تغییر دهند. برای نمونه، یک نیروگاه یک مگاواتی که در نزدیکی نقطه اتصال مناسب قرار دارد با پروژه ای که نیازمند احداث خط اختصاصی یا تجهیزات شبکه بیشتری است، حتی با پنل و اینورتر مشابه هزینه یکسانی نخواهد داشت.
ظرفیت ۱ مگاوات در این مقاله به عنوان ظرفیت مبنای AC نیروگاه در نظر گرفته می شود. ظرفیت نصب شده پنل ها در سمت DC می تواند بیشتر باشد. این تفاوت به معنی اشتباه در طراحی نیست؛ نسبت مناسب DC به AC یکی از پارامترهای طراحی نیروگاه است و برای استفاده بهتر از ظرفیت اینورتر در ساعات مختلف روز تعیین می شود.
خلاصه شاخص های فنی و اقتصادی
یک نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی در زمینی با منبع خورشیدی مناسب می تواند در ارزیابی اولیه حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ گیگاوات ساعت برق در سال تولید کند. اما مقدار دقیق تولید فقط پس از تعیین مختصات زمین و انجام شبیه سازی انرژی قابل اتکا خواهد بود.
تفاوت حتی ۱۰ درصدی در تولید سالانه برای یک نیروگاه یک مگاواتی به معنی اختلاف قابل توجه در انرژی قابل فروش طی عمر پروژه است. به همین دلیل کیفیت ارزیابی تابش و تلفات نیروگاه اهمیت بیشتری از استفاده از یک عدد عمومی برای تمام کشور دارد.
در برخی پروژه ها زمین و اتصال شبکه می توانند اختلاف اصلی بین دو برآورد سرمایه گذاری باشند. بنابراین قیمت هر مگاوات باید همراه با مشخص کردن اقلام داخل و خارج از دامنه خدمات اعلام شود.
از نظر درآمد، یکی از مسیرهای قابل بررسی در سال ۱۴۰۵ خرید تضمینی برق است. نرخ های جدید خرید تضمینی برق تجدیدپذیر در فروردین ۱۴۰۵ ابلاغ شده اند. در منابع منتشر شده برای ظرفیت بیش از ۲۰۰ کیلووات تا ۱ مگاوات، نرخ پایه ۴۶٬۳۸۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت درج شده است.
اگر صرفا برای یک محاسبه مقدماتی، تولید سالانه ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت و نرخ پایه ۴۶٬۳۸۶ ریال در نظر گرفته شود، درآمد ناخالص سالانه در حدود ۷٫۴۲ تا ۸٫۳۵ میلیارد تومان قرار می گیرد. این عدد به معنی سود سالانه سرمایه گذار نیست.
مفروضات فنی و مالی
برای اینکه سرمایه گذار در مرحله اولیه تصویر روشن تری از ابعاد پروژه داشته باشد، در جدول زیر یک سناریوی پایه برای بررسی مقدماتی نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی در سال ۱۴۰۵ ارائه شده است. این مقادیر قیمت یا عملکرد قطعی پروژه نیستند و در مطالعات اختصاصی باید با استعلام قیمت تجهیزات، بررسی محل احداث نیروگاه، مشخص شدن نقطه اتصال، انتخاب تجهیزات و شرایط واقعی قرارداد فروش برق به روز شوند.
| ردیف | شاخص | مبنای تقریبی | توضیح |
|---|---|---|---|
| ۱ | ظرفیت نامی نیروگاه | ۱ مگاوات AC | ظرفیت مبنای نیروگاه در سمت AC و مبنای اصلی محاسبات این مقاله است. |
| ۲ | ظرفیت پنل ها در سمت DC | حدود ۱٫۱۵ تا ۱٫۳۵ مگاوات پیک | برای محاسبات نمونه، ظرفیت حدود ۱٫۲ مگاوات پیک در سمت DC قابل بررسی است. مقدار نهایی باید با شبیه سازی و انتخاب اینورتر تعیین شود. |
| ۳ | تعداد تقریبی پنل | حدود ۲٬۰۰۰ پنل ۶۰۰ واتی | مربوط به سناریوی ۱٫۲ مگاوات پیک است. با تغییر توان نامی پنل، تعداد ماژول ها نیز تغییر می کند. |
| ۴ | زمین مورد نیاز | حدود ۱٫۵ تا ۲ هکتار | مساحت نهایی به ظرفیت DC، نوع سازه، ابعاد پنل، فاصله ردیف ها، راه های داخلی و جانمایی تجهیزات وابسته است. |
| ۵ | هزینه زمین | خارج از سرمایه گذاری پایه | قیمت زمین به استان، موقعیت، مالکیت، کاربری و نحوه واگذاری وابسته است و نمی توان یک قیمت عمومی برای کل کشور تعیین کرد. |
| ۶ | هزینه پنل های خورشیدی | حدود ۱۸ تا ۲۱ میلیارد تومان | برآورد مقدماتی برای حدود ۱٫۲ مگاوات پیک پنل است. برند، توان، فناوری، نرخ ارز و شرایط خرید بر قیمت نهایی اثر دارند. |
| ۷ | هزینه اینورترها | حدود ۴٫۵ تا ۵٫۵ میلیارد تومان | مبلغ تقریبی برای تامین ظرفیت AC مورد نیاز است و به نوع اینورتر، برند، مشخصات فنی و خدمات تامین کننده وابسته خواهد بود. |
| ۸ | سازه و متعلقات نصب پنل | حدود ۶ تا ۷ میلیارد تومان | برای سازه ثابت متعارف قابل بررسی است. استفاده از سامانه ردیاب خورشیدی می تواند سرمایه گذاری این بخش را افزایش دهد. |
| ۹ | تجهیزات الکتریکی و اتصال داخلی | حدود ۷ تا ۹ میلیارد تومان | شامل کابل های DC و AC، تابلوها، تجهیزات حفاظتی، ترانسفورماتور، اندازه گیری و بخش های متعارف اتصال داخلی نیروگاه است. |
| ۱۰ | عملیات عمرانی و آماده سازی زمین | حدود ۳ تا ۴ میلیارد تومان | برای زمین با شرایط متعارف در نظر گرفته شده است. تسطیح سنگین، خاک نامناسب، زهکشی خاص یا راه سازی می تواند هزینه را افزایش دهد. |
| ۱۱ | نصب، مهندسی، آزمایش و راه اندازی | حدود ۶ تا ۸ میلیارد تومان | شامل بخشی از خدمات مهندسی، مدیریت اجرا، نصب مکانیکی و الکتریکی، آزمایش تجهیزات و راه اندازی پروژه است. |
| ۱۲ | پایش، امنیت و هزینه های جانبی | حدود ۲ تا ۳ میلیارد تومان | شامل سامانه پایش، تجهیزات ارتباطی، حصار و امنیت، برخی هزینه های قبل از بهره برداری و اقلام جانبی پروژه است. |
| ۱۳ | ذخیره پیش بینی نشده و تعدیل برآورد | حدود ۲ تا ۳ میلیارد تومان | برای پوشش بخشی از تغییرات قیمت، تغییر مقادیر اجرایی و هزینه های پیش بینی نشده در مرحله مقدماتی لحاظ می شود. |
| ۱۴ | کل سرمایه گذاری پایه | حدود ۵۵ تا ۶۰ میلیارد تومان | برآورد مقدماتی سال ۱۴۰۵ است و هزینه خرید زمین، تامین مالی و اتصال غیرمتعارف به شبکه در آن منظور نشده است. |
| ۱۵ | اتصال غیرمتعارف به شبکه | وابسته به شرایط پروژه و خارج از برآورد پایه | اگر احداث خط اختصاصی، توسعه پست یا تجهیزات اضافی شبکه لازم باشد، هزینه آن باید پس از مشخص شدن شرایط اتصال به صورت جداگانه برآورد شود. |
| ۱۶ | تولید سالانه برق | حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت | بازه مقدماتی برای محل احداث با شرایط خورشیدی مناسب است و باید پس از تعیین مختصات پروژه با شبیه سازی اختصاصی جایگزین شود. |
| ۱۷ | نرخ پایه در سناریوی خرید تضمینی | ۴۶٬۳۸۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت | مبنای محاسبات نمونه سال ۱۴۰۵ است. نرخ و شرایط قرارداد باید در زمان اقدام مجددا با آخرین ابلاغیه معتبر کنترل شوند. |
| ۱۸ | درآمد ناخالص سالانه | حدود ۷٫۴۲ تا ۸٫۳۵ میلیارد تومان | از ضرب تولید سالانه ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت در نرخ پایه مورد بررسی به دست می آید و به معنی سود خالص نیست. |
| ۱۹ | هزینه سالانه بهره برداری و نگهداری | حدود ۰٫۸ تا ۱٫۲ میلیارد تومان در سال | برآورد مقدماتی شامل نگهداری، شستشو، پایش، بیمه، حفاظت، خدمات فنی و قطعات مصرفی است و باید براساس مدل واقعی بهره برداری و قرارداد خدمات نهایی شود. |
| ۲۰ | جریان عملیاتی اولیه قبل از تامین مالی و مالیات | حدود ۶٫۲ تا ۷٫۵ میلیارد تومان در سال | برآورد ساده حاصل از کسر هزینه بهره برداری و نگهداری از درآمد ناخالص است و شامل اقساط، هزینه مالی، مالیات و تعویض عمده تجهیزات نیست. |
| ۲۱ | آورده سرمایه گذار در سناریوی تامین مالی ترکیبی | حدود ۱۵ تا ۳۰ میلیارد تومان در مدل نمونه | صرفا مفروض مدل مالی مقدماتی است. مقدار واقعی به کل سرمایه گذاری، میزان تسهیلات قابل دریافت و شرایط تامین مالی بستگی دارد. |
| ۲۲ | تسهیلات در سناریوی مدل مالی | حدود ۳۰ تا ۴۰ میلیارد تومان در مدل نمونه | این رقم فقط یک سناریوی محاسباتی است و به معنی وجود، تصویب یا امکان دریافت قطعی چنین تسهیلاتی در زمان اجرای پروژه نیست. |
| ۲۳ | نرخ تنزیل | در مدل مالی و تحلیل حساسیت تعیین شود | نرخ تنزیل باید متناسب با هزینه سرمایه، ریسک پروژه، ساختار تامین مالی و شرایط سرمایه گذار تعیین شود و یک عدد ثابت برای همه پروژه ها مناسب نیست. |
| ۲۴ | دوره بازگشت مقدماتی | حدود ۸ تا ۱۰ سال | برآورد اولیه برای غربالگری اقتصادی است. نتیجه واقعی به سرمایه گذاری نهایی، مدل فروش برق، تعدیل درآمد، افت تولید، هزینه های بهره برداری و ساختار تامین مالی وابسته است. |
براساس این سناریوی مقدماتی، سرمایه مورد نیاز برای احداث نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی در شرایط متعارف در محدوده حدود ۵۵ تا ۶۰ میلیارد تومان قابل بررسی است. بخش اصلی این سرمایه به پنل ها، اینورترها، سازه، تجهیزات الکتریکی، عملیات عمرانی و اجرای پروژه اختصاص دارد. هزینه خرید زمین، تامین مالی و اتصال غیرمتعارف به شبکه باید متناسب با شرایط هر پروژه به صورت جداگانه محاسبه شود.
با فرض تولید سالانه حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت و استفاده از نرخ پایه خرید تضمینی مورد بررسی در این مقاله، درآمد ناخالص محاسباتی نیروگاه در محدوده حدود ۷٫۴۲ تا ۸٫۳۵ میلیارد تومان در سال قرار می گیرد. این مبلغ درآمد ناخالص است و نباید با سود خالص سرمایه گذار اشتباه گرفته شود.
با در نظر گرفتن حدود ۰٫۸ تا ۱٫۲ میلیارد تومان هزینه سالانه بهره برداری و نگهداری، جریان عملیاتی اولیه پیش از هزینه تامین مالی، مالیات و تعویض های عمده تجهیزات می تواند در محدوده تقریبی ۶٫۲ تا ۷٫۵ میلیارد تومان در سال قرار گیرد. این مقدار نیز یک برآورد مقدماتی است و باید در مدل مالی اختصاصی پروژه براساس هزینه های واقعی اصلاح شود.
در سطح غربالگری اولیه، دوره بازگشت سرمایه می تواند در محدوده حدود ۳,۵ سال بررسی شود؛ اما این عدد نباید به عنوان دوره بازگشت قطعی نیروگاه های خورشیدی ۱ مگاواتی در نظر گرفته شود. هزینه واقعی اتصال به شبکه، نحوه تامین مالی، افت تدریجی توان پنل ها، تغییر هزینه های بهره برداری، نحوه تعدیل درآمد و مدل فروش برق می توانند نتیجه نهایی را تغییر دهند.
ظرفیت و مقیاس نیروگاه
مبنای تحلیل، نیروگاه ۱ مگاوات AC است. اما برای دستیابی به تولید بهینه، ظرفیت پنل ها می تواند بیشتر از ۱ مگاوات باشد. فرض کنید در یک طراحی مقدماتی ظرفیت DC برابر ۱٫۲ مگاوات پیک و توان هر پنل ۶۰۰ وات انتخاب شود. در این حالت تعداد پنل ها از رابطه زیر به دست می آید:
۱٬۲۰۰٬۰۰۰ وات ÷ ۶۰۰ وات = ۲٬۰۰۰ پنل
این مثال فقط نحوه ارتباط ظرفیت DC و تعداد پنل را نشان می دهد. اگر پنل ۵۸۰، ۶۲۰ یا ۷۰۰ وات انتخاب شود، تعداد پنل تغییر می کند و با تغییر ابعاد ماژول، آرایش ردیف ها و زمین مورد نیاز نیز ممکن است تغییر کند.
نسبت ظرفیت پنل ها به ظرفیت خروجی نیروگاه (DC/AC) نیز باید همراه با اثر محدود شدن توان خروجی در ساعات اوج تولید بررسی شود. افزایش ظرفیت پنل ها می تواند باعث شود اینورتر در ساعات بیشتری از روز با توان موثر کار کند، اما بزرگ در نظر گرفتن بیش از حد ظرفیت پنل ها نسبت به اینورتر ممکن است باعث شود بخشی از انرژی قابل تولید در ساعات اوج قابل استفاده نباشد. بنابراین نسبت مناسب باید براساس تحلیل تولید و شرایط اقتصادی پروژه تعیین شود، نه با یک عدد ثابت برای همه محل های احداث نیروگاه.
ساختار تأمین مالی
برای احداث نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی، ساختار تأمین مالی باید پیش از تهیه مدل نهایی جریان نقدی مشخص شود؛ زیرا میزان آورده سرمایه گذار، استفاده از تسهیلات و هزینه تأمین مالی می توانند بر بازده واقعی سرمایه گذاری و توان بازپرداخت پروژه اثر مستقیم داشته باشند. سه ساختار اصلی برای تامین سرمایه قابل بررسی است:
۱. تأمین کامل از آورده سرمایه گذار
در این حالت کل سرمایه مورد نیاز پروژه از منابع شخصی یا شرکتی سرمایه گذار تامین می شود. مزیت اصلی این روش، نبود هزینه بهره بانکی و تعهد بازپرداخت اقساط است؛ اما سرمایه گذار باید کل منابع مورد نیاز احداث نیروگاه را تامین کند.
۲. ترکیب آورده و تسهیلات
در این ساختار بخشی از سرمایه توسط متقاضی و بخش دیگر از طریق تسهیلات تامین می شود. مبلغ وام، نرخ سود، دوره تنفس، مدت بازپرداخت و مبلغ اقساط باید با جریان نقدی نیروگاه هماهنگ باشد تا پروژه در دوره بهره برداری توان بازپرداخت بدهی را داشته باشد.
۳. ساختارهای مشارکتی
در برخی پروژه ها ممکن است سرمایه گذار، مالک زمین، صنعت مصرف کننده برق یا تامین کننده مالی نقش های متفاوتی داشته باشند. در این حالت سهم سرمایه گذاری، مالکیت دارایی ها، نحوه تقسیم درآمد و مسئولیت هر طرف باید پیش از محاسبه بازده سرمایه مشخص شود.
علاوه بر انتخاب ساختار تامین مالی، باید توجه داشت که شرایط تسهیلات نیروگاه های خورشیدی ثابت نیست و ممکن است در قالب برنامه ها و فراخوان های بانکی با دوره ثبت نام محدود اعلام شود.
برای نمونه، در تیر ۱۴۰۵ فراخوانی برای تامین مالی نیروگاه های خورشیدی ۱ تا ۳ مگاوات ویژه متقاضیان حقوقی منتشر شد. در این فراخوان، سقف تسهیلات تا ۴۰۰ میلیارد ریال، معادل ۴۰ میلیارد تومان به ازای هر مگاوات، نرخ ۱۴ درصد و دوره ۶۰ ماه اعلام شده بود. حداقل آورده متقاضی نیز ۲۰ درصد کل سرمایه گذاری تعیین شده بود. مهلت ثبت درخواست این فراخوان تا ۱۴ تیر ۱۴۰۵ بود؛ بنابراین شرایط آن باید به عنوان نمونه ای از برنامه های تامین مالی سال ۱۴۰۵ در نظر گرفته شود و نباید بدون انتشار اطلاعیه جدید، به عنوان تسهیلات فعال و قابل ثبت نام معرفی شود.
مدل های فروش برق نیروگاه خورشیدی
انتخاب مدل فروش یا استفاده از برق باید پیش از نهایی شدن مدل مالی پروژه انجام شود؛ زیرا هر روش، نرخ درآمد، میزان نوسان قیمت، نوع قرارداد و ریسک متفاوتی دارد. برای یک نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی، چهار مسیر اصلی شامل خرید تضمینی برق، فروش در تابلوی برق سبز بورس انرژی، قرارداد دوجانبه و خودتامین صنایع قابل بررسی است.
| مدل | قیمت یا مبنای قیمتی در سال ۱۴۰۵ | نوع قیمت | ویژگی و نکته اصلی |
|---|---|---|---|
| خرید تضمینی برق | ۴۶٬۳۸۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت
حدود ۴٬۶۳۹ تومان |
نرخ پایه مصوب | برای نیروگاه خورشیدی با ظرفیت بیش از ۲۰۰ کیلووات تا ۱ مگاوات قابل بررسی است. درآمد پروژه به نرخ و سایر شرایط قرارداد از جمله نحوه تعدیل و ضوابط پرداخت وابسته خواهد بود. |
| تابلوی برق سبز بورس انرژی | متوسط معاملات برای تحویل تیر ۱۴۰۵:
۹۴٬۲۱۴ ریال به ازای هر کیلووات ساعت حدود ۹٬۴۲۱ تومان |
متغیر و بازارمحور | قیمت بر اساس معاملات بازار، عرضه و تقاضا و دوره تحویل تغییر می کند. بنابراین نرخ تیر ۱۴۰۵ فقط یک سابقه بازار است و نباید به عنوان نرخ ثابت فروش در تمام دوره بهره برداری استفاده شود. |
| قرارداد دوجانبه فروش برق | توافقی
نرخ ثابت عمومی ندارد |
قراردادی | قیمت میان تولیدکننده و خریدار توافق می شود. مدت قرارداد، مقدار برق، نحوه تعدیل قیمت، تضمین پرداخت، هزینه های شبکه و اعتبار خریدار بر ارزش اقتصادی قرارداد اثر دارند. |
| خودتامین صنایع | قیمت فروش مستقل ندارد
مبنای اقتصادی: هزینه واقعی برق جایگزین شده برای صنعت |
ارزش جایگزینی برق | در این مدل هدف الزاماً فروش برق نیست. منفعت پروژه از ارزش برق تامین شده برای واحد صنعتی، کاهش وابستگی به سایر روش های تامین برق و در برخی پروژه ها کاهش ریسک محدودیت تامین انرژی ناشی می شود. |
مقایسه مستقیم این چهار مدل فقط بر اساس عدد قیمت هر کیلووات ساعت صحیح نیست. برای مثال، متوسط قیمت تابلوی برق سبز برای تحویل تیر ۱۴۰۵ حدود ۹۴٬۲۱۴ ریال به ازای هر کیلووات ساعت بوده که از نرخ پایه خرید تضمینی ۴۶٬۳۸۶ ریالی بیشتر است؛ اما قیمت بورس ثابت نیست و ممکن است در ماه های بعد کاهش یا افزایش پیدا کند. در مقابل، خرید تضمینی ساختار قراردادی متفاوتی دارد و قابلیت پیش بینی درآمد در آن بیشتر است.
در قرارداد دوجانبه نمی توان بدون داشتن قرارداد یا پیشنهاد واقعی خریدار یک نرخ مشخص برای پروژه اعلام کرد، زیرا قیمت و شرایط معامله میان طرفین تعیین می شود. به همین دلیل، در مطالعات امکان سنجی بهتر است حداقل چند سناریوی نرخ فروش بررسی شود و اثر هر سناریو بر درآمد، جریان نقدی، نرخ بازده داخلی و دوره بازگشت سرمایه محاسبه شود.
مدل خودتامین نیز از نظر اقتصادی با سه روش دیگر متفاوت است. در این حالت، به جای ضرب تولید نیروگاه در یک نرخ فروش عمومی، باید هزینه واقعی تامین برق واحد صنعتی، الگوی مصرف، میزان تطابق مصرف با تولید خورشیدی و ارزش اقتصادی کاهش ریسک تامین برق همان مجموعه بررسی شود. بنابراین برای خودتامین نمی توان یک نرخ ثابت عمومی به ازای هر کیلووات ساعت برای تمام صنایع اعلام کرد.
در نتیجه، مدل فروش برق باید پیش از نهایی شدن مدل مالی انتخاب شود. استفاده از نرخ خرید تضمینی برای پروژه ای که قرار است در بورس انرژی فعالیت کند، یا استفاده از قیمت یک ماه بورس برای کل دوره بهره برداری، می تواند نتایج مالی پروژه را به شکل قابل توجهی منحرف کند.
مطالعات فنی و مشخصات پایه نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی
طراحی فنی نیروگاه خورشیدی فقط به تعیین تعداد پنل ها محدود نمی شود. ظرفیت سمت DC، ظرفیت قابل تحویل AC، مشخصات ماژول ها، معماری اینورتر، نوع سازه، شرایط تابشی، دمای محیط در محل احداث نیروگاه و مجموعه تلفات سیستم باید در کنار یکدیگر بررسی شوند. در این مقاله، ظرفیت ۱ مگاوات AC مبنای مطالعه است. ظرفیت نصب شده پنل ها در سمت DC می تواند برای استفاده بهتر از ظرفیت اینورتر بیشتر از یک مگاوات انتخاب شود، اما مقدار بهینه آن فقط پس از بررسی و شبیه سازی شرایط محل احداث نیروگاه قابل تعیین است.
برای اینکه محاسبات و مقادیر ارائه شده در بخش های مختلف مقاله بر مبنای مشترکی انجام شوند، مشخصات زیر به عنوان سناریوی فنی اولیه نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی در نظر گرفته شده اند:
| مشخصه | مبنای طراحی مقدماتی |
|---|---|
| ظرفیت نامی نیروگاه در سمت AC | ۱ مگاوات |
| ظرفیت پنل ها در سمت DC | حدود ۱٫۱۵ تا ۱٫۳۵ مگاوات پیک |
| ظرفیت DC مبنا برای محاسبات نمونه | ۱٫۲۰ مگاوات پیک |
| فناوری ماژول خورشیدی | مونوکریستال با فناوری نسل جدید |
| توان نمونه هر پنل | ۶۰۰ وات پیک |
| تعداد تقریبی پنل در سناریوی ۱٫۲ مگاوات پیک | حدود ۲٬۰۰۰ عدد |
| نوع اینورتر | اینورتر رشته ای (String) یا مرکزی (Central) |
| ظرفیت کل خروجی اینورترها | حدود ۱ مگاوات AC |
| ولتاژ سیستم DC | متناسب با تجهیزات منتخب؛ طراحی با ولتاژ ۱۵۰۰ ولت DC نیز در نیروگاه های مقیاس مگاواتی قابل بررسی است |
| نوع سازه | سازه ثابت یا ردیاب خورشیدی (Tracker) براساس تحلیل فنی و اقتصادی |
| نوع اتصال | متصل به شبکه برق |
| سامانه پایش و کنترل | سامانه پایش و کنترل (SCADA) متناسب با الزامات پروژه |
| تولید سالانه قابل بررسی در ارزیابی مقدماتی | حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ گیگاوات ساعت در سال |
| دوره تحلیل اقتصادی | براساس قرارداد، عمر تجهیزات و مفروضات مدل مالی پروژه |
| افت توان سالانه پنل ها | براساس برگه مشخصات فنی و ضمانت عملکرد ماژول منتخب |
مقادیر این جدول برای انتخاب نهایی تجهیزات کافی نیستند و صرفا به عنوان مبنای بررسی مقدماتی پروژه در این مقاله استفاده می شوند. پس از تعیین محل احداث نیروگاه، مشخصات پنل، اینورتر و سایر تجهیزات اصلی باید براساس شرایط واقعی پروژه کنترل و نهایی شوند.
در این مرحله، حداقل و حداکثر دمای محیط، ولتاژ رشته های پنل، تعداد ماژول در هر رشته، محدوده عملکرد MPPT اینورتر، ویژگی های شبکه و ظرفیت مجاز اتصال باید بررسی شوند. همچنین انتخاب نهایی ظرفیت DC، نوع اینورتر و نوع سازه باید براساس نتیجه شبیه سازی تولید و مقایسه فنی و اقتصادی گزینه های مختلف انجام شود.
برآورد منابع خورشیدی و پتانسیل تولید
قبل از محاسبه درآمد باید مشخص شود چه مقدار انرژی خورشیدی واقعا به پنل های نیروگاه می رسد و چه میزان از آن قابلیت تبدیل شدن به برق را دارد. چهار شاخص در این بخش اهمیت ویژه دارند.
GHI چیست؟
Global Horizontal Irradiation مقدار انرژی خورشیدی دریافت شده روی یک سطح افقی است. GHI برای ارزیابی اولیه پتانسیل خورشیدی منطقه اهمیت دارد، اما پنل های نیروگاه معمولا افقی نصب نمی شوند. بنابراین GHI به تنهایی مقدار انرژی دریافتی واقعی پنل را نشان نمی دهد.
DNI چیست؟
Direct Normal Irradiation تابش مستقیم خورشید روی سطحی است که عمود بر پرتو خورشید قرار دارد. DNI برای برخی فناوری های خورشیدی اهمیت بیشتری دارد، اما در تحلیل فتوولتائیک نیز برای تفکیک اجزای تابش و مدل سازی دقیق مورد استفاده قرار می گیرد.
POA یا GTI
در طراحی نیروگاه PV، تابشی که واقعا به صفحه پنل می رسد اهمیت بیشتری دارد. Plane of Array یا POA تابش روی صفحه آرایه خورشیدی است. در Global Solar Atlas نیز GTI یا Global Tilted Irradiation برای تابش روی سطح شیبدار ارائه می شود.
PVOUT
PVOUT بیان می کند یک سیستم فتوولتائیک با مشخصات معین در یک منطقه چه مقدار انرژی الکتریکی می تواند به ازای ظرفیت نصب شده تولید کند. Global Solar Atlas داده های GHI، DNI، GTI و PVOUT را برای ارزیابی منابع خورشیدی و پتانسیل فتوولتائیک ارائه می کند.
نکته مهم این است که عدد PVOUT یک نقشه یا ابزار عمومی جایگزین شبیه سازی نهایی پروژه نیست. برای مطالعات سرمایه گذاری باید مختصات دقیق سایت، نوع سازه، مشخصات پنل و اینورتر و تلفات پروژه وارد مدل شوند.
محاسبه تولید برق نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی
تولید سالانه را می توان در سطح مقدماتی از رابطه زیر تصور کرد:
تولید سالانه = ظرفیت نصب شده × تولید ویژه
اما همین رابطه ساده باید با احتیاط استفاده شود.
اگر Specific Yield برابر ۱٬۶۰۰ kWh/kWp-year باشد و ظرفیت DC دقیقا ۱٬۰۰۰ kWp باشد:
۱٬۰۰۰ × ۱٬۶۰۰ = ۱٬۶۰۰٬۰۰۰ kWh/year
یعنی ۱٫۶ گیگاوات ساعت.
اما اگر ظرفیت DC نیروگاه ۱٫۲ MWp باشد، نمی توان بدون توجه به ظرفیت AC، محدود شدن توان خروجی اینورتر و سایر تلفات، همان محاسبه را مستقیما برای درآمد انجام داد.
به همین دلیل در مقاله حاضر بازه ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت به عنوان یک مبنای محافظه کارانه برای غربالگری اقتصادی نیروگاه ۱ مگاواتی استفاده شده است. بعد از تعیین محل احداث و نسبت واقعی DC/AC، این عدد باید با شبیه سازی اختصاصی جایگزین شود.
Specific Yield
Specific Yield یکی از مناسب ترین شاخص ها برای مقایسه عملکرد نیروگاه های خورشیدی است و به شکل:
kWh/kWp/year
بیان می شود. این شاخص اجازه می دهد عملکرد دو پروژه با ظرفیت متفاوت با یک معیار مشترک مقایسه شود.
ضریب عملکرد PR
Performance Ratio رابطه بین انرژی واقعی خروجی سیستم و انرژی تئوریک قابل دستیابی براساس تابش دریافتی را نشان می دهد. PR تحت تاثیر مجموعه ای از عوامل قرار می گیرد:
- دمای ماژول
- Soiling
- Mismatch
- کابل ها
- اینورتر
- ترانس
- Availability
- مصرف داخلی
- محدودیت شبکه
بنابراین بالا بودن GHI به تنهایی تضمین کننده PR بالا نیست.
یک پروژه در منطقه پربازده خورشیدی ممکن است به دلیل گرد و غبار شدید، دمای بالا یا توقف تجهیزات، عملکرد ضعیف تری از پروژه ای با تابش کمی پایین تر ولی طراحی و O&M مناسب داشته باشد.
تولید ماهانه
تولید نیروگاه در تمام ماه های سال یکسان نیست. طول روز، زاویه تابش، دمای محیط، ابر، گرد و غبار و بارندگی باعث تغییر منحنی تولید ماهانه می شوند. به همین دلیل تقسیم تولید سالانه بر ۱۲ فقط برای محاسبه یک متوسط حسابی ماهانه قابل استفاده است و نباید به عنوان پیش بینی واقعی تولید هر ماه وارد مدل جریان نقدی شود. برای مدل دقیق باید خروجی ماهانه شبیه سازی انرژی استفاده شود.
تلفات انرژی در نیروگاه خورشیدی
بین انرژی خورشیدی ورودی به پنل ها و برق تحویلی به شبکه، چند مرحله افت و اتلاف وجود دارد. شناخت این تلفات برای برآورد تولید واقعی و محاسبه درآمد نیروگاه ضروری است. در یک سناریوی آموزشی، ممکن است از ۱۰۰ درصد انرژی خورشیدی دریافتی، در نهایت حدود ۸۰ درصد به برق قابل تحویل به شبکه تبدیل شود. البته این ارقام ثابت نیستند و با توجه به نوع تجهیزات، شرایط اقلیمی، کیفیت اجرا و وضعیت شبکه تغییر می کنند.
آزمایشگاه ملی انرژی های تجدیدپذیر آمریکا (NREL) نیز در ابزار شبیه سازی PVWatts، مجموع تلفات سیستم را به صورت پیش فرض ۱۴ درصد در نظر می گیرد؛ اما این مقدار فقط یک فرض عمومی برای مدل سازی اولیه است و نباید بدون بررسی شرایط واقعی پروژه به عنوان عدد نهایی تلفات استفاده شود.
| منشأ تلفات | نمونه آموزشی | توضیح |
|---|---|---|
| آلودگی و گرد و غبار پنل | ۳٪- | نشستن گرد و خاک روی پنل ها باعث کاهش تابش موثر می شود. مقدار این افت به اقلیم، باد، بارندگی، فعالیت صنعتی، زاویه نصب و فاصله شستشو وابسته است. |
| تلفات دمایی | ۸٪- | با افزایش دمای سلول، توان خروجی پنل کاهش می یابد. شدت این کاهش به ضریب دمایی پنل منتخب و شرایط حرارتی محل بستگی دارد. |
| عدم تطابق پنل ها و تلفات کابل DC | ۲٪- | اختلاف عملکرد پنل ها، طراحی نامناسب رشته ها و افت ولتاژ در مسیر DC می توانند بخشی از انرژی را کاهش دهند. |
| تلفات اینورتر | ۲٪- | اینورتر تمام توان DC را بدون افت به برق AC تبدیل نمی کند و راندمان آن در سطوح مختلف بار و دما تغییر می کند. |
| تلفات کابل AC و ترانسفورماتور | ۲٪- | در مسیر AC و در ترانسفورماتور نیز بخشی از انرژی تلف می شود. طول کابل، سطح مقطع، جریان، راندمان ترانس و جانمایی تجهیزات بر این بخش اثر دارند. |
| توقف نیروگاه و محدودیت شبکه | ۳٪- | خرابی تجهیزات، تعمیرات، تاخیر در تامین قطعه، قطع پذیری شبکه یا محدودیت در تزریق توان می توانند باعث کاهش برق تحویلی شوند. |
| برق تحویلی به شبکه | حدود ۸۰٪ | اگر مجموع این تلفات در همین حدود باشد، از ۱۰۰ درصد انرژی خورشیدی دریافتی، حدود ۸۰ درصد به برق قابل تحویل به شبکه تبدیل می شود. |
علاوه بر تلفات بهره برداری، باید به افت توان تدریجی پنل ها در طول عمر نیروگاه نیز توجه شود. تولید نیروگاه در تمام سال های بهره برداری برابر با سال نخست باقی نمی ماند و این افت باید براساس برگه مشخصات فنی و ضمانت عملکرد پنل منتخب در مدل تولید و جریان نقدی اعمال شود. بنابراین در پیش بینی درآمد ۲۰ یا ۲۵ ساله، نباید تولید سال اول بدون تغییر برای همه سال ها تکرار شود.
در نتیجه، تلفات واقعی هر پروژه باید با توجه به تجهیزات انتخابی، شرایط محل، نحوه نگهداری و وضعیت شبکه به صورت اختصاصی محاسبه شود. ارقام جدول بالا صرفا برای درک بهتر مسیر کاهش انرژی و آموزش اولیه ارائه شده اند.
بررسی زمین و جانمایی نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی
زمین نیروگاه خورشیدی فقط محل نصب پنل ها نیست. انتخاب محل احداث نیروگاه بر میزان تولید برق، هزینه سازه، عملیات خاکی، طول کابل، مسیر دسترسی، هزینه اتصال به شبکه و حتی زمان رسیدن پروژه به بهره برداری اثر دارد.
برای غربالگری مقدماتی یک نیروگاه زمینی ۱ مگاواتی می توان حدود ۱٫۵ تا ۲ هکتار زمین را بررسی کرد. این عدد یک مساحت قطعی نیست. ظرفیت DC، ابعاد پنل، نوع سازه، فاصله ردیف ها، شیب زمین، راه های داخلی، حریم تجهیزات و فضای مورد نیاز بخش الکتریکی می توانند مساحت نهایی را تغییر دهند.
در انتخاب زمین باید دو سوال جداگانه پاسخ داده شود:
آیا این زمین از نظر فنی برای تولید برق مناسب است؟
و مهم تر از آن:
آیا احداث نیروگاه روی این زمین از نظر شبکه، حقوقی و اقتصادی امکان پذیر است؟
ممکن است پاسخ سوال اول مثبت باشد اما به دلیل ضعف شبکه، هزینه بالای اتصال یا محدودیت کاربری، پروژه در همان زمین مناسب سرمایه گذاری نباشد.
شیب و توپوگرافی زمین
هموار بودن زمین می تواند هزینه عملیات عمرانی و اجرای سازه را کاهش دهد، اما این به معنی الزام به انتخاب زمین کاملا مسطح نیست. آنچه اهمیت دارد امکان طراحی اقتصادی ردیف های پنل، کنترل سایه، اجرای راه های دسترسی و مدیریت آب های سطحی است. در زمین دارای شیب زیاد ممکن است هزینه های زیر افزایش پیدا کنند:
- خاکبرداری و خاکریزی
- تسطیح
- سازه
- فونداسیون
- راه دسترسی
- کابل کشی
- زهکشی
در مقابل، تسطیح بیش از حد نیز همیشه راه حل مناسبی نیست. جابه جایی حجم زیاد خاک می تواند هزینه پروژه را بالا ببرد و رفتار طبیعی رواناب را تغییر دهد. بنابراین هدف طراحی باید حداقل عملیات خاکی لازم برای دستیابی به Layout قابل اجرا باشد.
ژئوتکنیک و نوع خاک
نوع خاک روی روش اجرای پایه های سازه و هزینه احداث اثر مستقیم دارد. در مرحله مطالعات تفصیلی باید حداقل مواردی مانند ظرفیت باربری، مقاومت خاک، خورندگی، سطح آب زیرزمینی و شرایط اجرای شمع یا فونداسیون بررسی شوند. برای مثال، استفاده از پایه کوبشی در یک زمین ممکن است بسیار اقتصادی باشد، اما وجود لایه سنگی نزدیک سطح می تواند همان روش را نامناسب کند. این مسئله نمونه خوبی از تفاوت میان «زمین ارزان» و «زمین اقتصادی» است. قیمت خرید زمین فقط یکی از اجزای تصمیم است و هزینه آماده سازی آن نیز باید محاسبه شود.
سیلاب و زهکشی
پنل خورشیدی مصرف کننده آب نیست، اما نیروگاه می تواند در معرض جریان آب سطحی قرار گیرد. پیش از طراحی باید مشخص شود:
- مسیر طبیعی رواناب کجاست؟
- آیا زمین در محدوده سیلابی قرار دارد؟
- آب پس از بارندگی چگونه تخلیه می شود؟
- آیا ساخت ردیف ها یا راه های داخلی مسیر آب را مسدود می کند؟
- تجهیزات الکتریکی در چه تراز ارتفاعی نصب می شوند؟
نادیده گرفتن این موضوع می تواند به آسیب سازه، آبگرفتگی تجهیزات، شستشوی خاک اطراف پایه ها و اختلال بهره برداری منجر شود.
سایه و موانع پیرامونی
نیروگاه باید از نظر سایه اندازی نیز بررسی شود. کوه، ساختمان، دکل، درخت، سازه صنعتی یا حتی ردیف های خود پنل ها می توانند در ساعات مشخص سایه ایجاد کنند. در یک پروژه مگاواتی، تاثیر سایه باید در مدل تولید لحاظ شود و صرف بازدید چشمی زمین کافی نیست. طراحی فاصله ردیف ها نیز یک مصالحه اقتصادی است:
فاصله بیشتر ردیف ها
سایه را کاهش می دهد اما زمین بیشتری مصرف می کند.
فاصله کمتر
سطح مورد نیاز را کاهش می دهد اما ممکن است تلفات سایه و محدودیت بهره برداری ایجاد کند.
گرد و غبار و شرایط محیطی
محل هایی با تابش بالا ممکن است همزمان گرد و غبار زیادی نیز داشته باشند.
در چنین شرایطی باید هزینه و تعداد دفعات شستشو در O&M لحاظ شود. دسترسی به آب، کیفیت آب و امکان استفاده از روش های مکانیزه شستشو می توانند روی هزینه بهره برداری اثر بگذارند. بنابراین تابش بیشتر همیشه به تنهایی به معنی تولید خالص بیشتر نیست.
کاربری و مالکیت زمین
مالکیت زمین به تنهایی برای احداث نیروگاه کافی نیست. وضعیت کاربری و محدودیت های قانونی محل احداث نیز باید بررسی شوند.
آیین نامه رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر برای تامین زمین و فرایند تغییر کاربری سازوکار مشخصی پیش بینی کرده و امکان ارائه درخواست زمین یا تغییر کاربری توسط متقاضی با تایید وزارت نیرو را نیز مطرح کرده است.
بنابراین سرمایه گذار بهتر است پیش از خرید قطعی زمین، وضعیت حقوقی و امکان استفاده از آن برای پروژه را روشن کند. خرید زمینی که بعدا با محدودیت کاربری یا استقرار روبرو شود می تواند سرمایه را تا مدت قابل توجهی بدون بازده نگه دارد.
اتصال نیروگاه خورشیدی به شبکه برق
برای بسیاری از پروژه های ۱ مگاواتی، اتصال به شبکه از خود زمین تعیین کننده تر است. وجود تیر برق، خط یا پست در نزدیکی زمین به تنهایی اثبات نمی کند که شبکه امکان دریافت یک مگاوات توان جدید را دارد. شبکه باید از نظر ظرفیت پذیرش، سطح ولتاژ، تجهیزات حفاظتی، کیفیت توان و شرایط بهره برداری بررسی شود. این موضوع باید پیش از سفارش عمده تجهیزات جدی گرفته شود؛ زیرا تغییر نقطه اتصال می تواند Layout، کابل، ترانس، تابلو و حتی اقتصاد کل پروژه را تغییر دهد.
نقطه اتصال POI
Point of Interconnection نقطه ای است که نیروگاه در آن به شبکه عمومی متصل می شود. انتخاب POI روی موارد زیر اثر می گذارد:
- طول خط اتصال
- سطح ولتاژ
- نوع ترانس
- تجهیزات اندازه گیری
- حفاظت
- هزینه پروژه
- تلفات
- زمان اجرا
به همین دلیل هنگام مقایسه دو زمین، فقط فاصله جغرافیایی تا شبکه را مقایسه نکنید. ممکن است یک خط برق در ۵۰۰ متری زمین وجود داشته باشد اما ظرفیت کافی نداشته باشد؛ در حالی که اتصال به نقطه ای دورتر از نظر فنی مناسب تر باشد.
ظرفیت پذیرش شبکه
شبکه در هر نقطه ظرفیت نامحدود ندارد. افزودن تولید جدید می تواند روی:
- ولتاژ
- جریان
- حفاظت
- اتصال کوتاه
- کیفیت توان
- پایداری شبکه
اثر بگذارد. بنابراین ظرفیت قابل اتصال باید از طریق مطالعات و استعلام فنی مشخص شود. این موضوع به خصوص در مناطقی که تعداد زیادی متقاضی نیروگاه خورشیدی وجود دارند اهمیت پیدا می کند؛ زیرا ظرفیت آزاد شبکه می تواند با اتصال پروژه های جدید کاهش یابد.
سطح ولتاژ اتصال
سطح ولتاژ نهایی براساس ظرفیت، محل و ضوابط شبکه مشخص می شود. برای نیروگاه یک مگاواتی معمولا برق خروجی اینورتر ابتدا در سطح ولتاژ پایین تولید شده و سپس توسط ترانسفورماتور به سطح مورد نیاز شبکه افزایش پیدا می کند. اما نمی توان بدون دریافت شرایط اتصال، سطح ولتاژ یکسانی را برای همه پروژه ها تعیین کرد. این مسئله بر انتخاب موارد زیر اثر دارد:
- ترانسفورماتور
- تابلو MV
- کابل
- رله های حفاظتی
- اندازه گیری
- هزینه اتصال
شبکه جمع آوری نیروگاه
برق تولیدی اینورترها باید از طریق شبکه داخلی نیروگاه جمع آوری و به نقطه اتصال منتقل شود. طراحی شبکه جمع آوری باید افت توان، ایمنی، قابلیت تعمیر و هزینه کابل را همزمان در نظر بگیرد. در یک نیروگاه ۱ مگاواتی معماری شبکه داخلی نسبت به پروژه صدها مگاواتی ساده تر است، اما اصول طراحی همان است: طول کابل غیرضروری، سطح مقطع نامناسب و جانمایی ضعیف تجهیزات می توانند هزینه و تلفات را افزایش دهند.
ترانسفورماتور
ترانس وظیفه افزایش ولتاژ خروجی نیروگاه تا سطح مناسب شبکه را بر عهده دارد. انتخاب ترانس باید براساس مواردی مانند:
- ظرفیت واقعی AC
- ضریب بار
- ولتاژ اولیه و ثانویه
- تلفات بی باری
- تلفات بارداری
- شرایط دمایی
- روش خنک کاری
- سطح اتصال کوتاه
انجام شود. استفاده از ترانس بزرگ تر از نیاز لزوما مزیت نیست؛ همان طور که کوچک گرفتن ترانس نیز می تواند محدودیت بهره برداری ایجاد کند.
حفاظت و رله
نیروگاه متصل به شبکه باید بتواند در شرایط خطا به شکل ایمن عمل کند. سیستم حفاظت باید خطاهای سمت نیروگاه و شبکه را تشخیص دهد و هماهنگی لازم با حفاظت شبکه بالادست داشته باشد. بسته به شرایط اتصال، تجهیزات حفاظتی می توانند شامل حفاظت های:
- اضافه جریان
- اتصال زمین
- اضافه و افت ولتاژ
- اضافه و افت فرکانس
- Anti-Islanding
- سنکرون
- حفاظت ترانس
باشند. نوع نهایی حفاظت باید براساس الزامات شرکت برق و مطالعه اتصال تعیین شود.
اندازه گیری، مانیتورینگ و SCADA
نیروگاه ۱ مگاواتی باید امکان پایش عملکرد خود را داشته باشد. حداقل داده های مفید برای مدیریت عملکرد شامل:
- توان لحظه ای
- انرژی تولیدی
- وضعیت اینورترها
- ولتاژ
- جریان
- خطاها
- تابش
- دمای پنل
- دمای محیط
است. وجود سیستم مانیتورینگ فقط برای مشاهده آنلاین نیروگاه نیست. اگر داده مناسب ثبت شود، می توان مشخص کرد افت تولید ناشی از:
- آب و هوا
- آلودگی
- خرابی اینورتر
- مشکل String
- توقف شبکه
بوده است. این قابلیت مستقیما کیفیت O&M را افزایش می دهد.
محدودیت تزریق (Curtailment)
یک ریسک مهم دیگر این است که نیروگاه از نظر فنی آماده تولید باشد اما در برخی زمان ها امکان تزریق کامل به شبکه وجود نداشته باشد. اگر چنین محدودیتی برای محل احداث محتمل باشد، باید در سناریوی درآمد بررسی شود. مدل مالی که فرض کند تمام انرژی قابل تولید در تمام ساعات بدون محدودیت تحویل شبکه می شود، در صورت وجود Curtailment می تواند درآمد را بیش از واقع برآورد کند.
وضعیت بازار برق و انرژی خورشیدی در ایران
بازار نیروگاه های خورشیدی ایران در ۱۴۰۵ نسبت به چند سال قبل وارد مقیاس متفاوتی شده است. براساس اعلام مقامات ساتبا در مرداد ۱۴۰۵، ظرفیت نصب شده تجدیدپذیر کشور از محدوده ۵ هزار مگاوات عبور کرده و بیش از ۹۰۰ پروژه تجدیدپذیر در ۳۱ استان در حال اجرا بوده است.
در آمار رسمی اعلام شده برای هفته نخست خرداد ۱۴۰۵ نیز از مجموع ۵٬۱۸۵ مگاوات ظرفیت تجدیدپذیر، حدود ۴٬۶۵۱ مگاوات متعلق به نیروگاه های خورشیدی گزارش شده بود. این اعداد دو پیام برای سرمایه گذار دارند.
- نخست اینکه انرژی خورشیدی دیگر یک بازار بسیار محدود و آزمایشی نیست و توسعه ظرفیت آن سرعت گرفته است.
- دوم اینکه افزایش تعداد پروژه ها، اهمیت موضوعاتی مثل دسترسی به شبکه، تجهیزات، پیمانکار، زمین و تامین مالی را بیشتر می کند. بنابراین صرف وجود برنامه توسعه ملی نباید به عنوان تضمین موفقیت اقتصادی یک پروژه مشخص تلقی شود.
چرا تقاضا برای برق تجدیدپذیر ایجاد شده است؟
بخشی از تقاضای بازار به توسعه مصرف برق و ناترازی شبکه مربوط است، اما محرک مهم دیگر، نیاز صنایع به تامین برق قابل اتکا و استفاده از سازوکارهای تجدیدپذیر است.
همزمان با توسعه بازار برق، امکان خرید و فروش برق تجدیدپذیر از طریق تابلوی برق سبز بورس انرژی نیز یک مسیر قیمتی متفاوت نسبت به قرارداد خرید تضمینی ایجاد کرده است. بنابراین سرمایه گذار نیروگاه یک مگاواتی امروز فقط با یک مدل درآمدی روبرو نیست.
روش های فروش برق نیروگاه خورشیدی
یکی از مهم ترین تصمیمات در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی این است که برق تولیدی با چه سازوکاری به فروش برسد یا مورد استفاده قرار گیرد. انتخاب روش فروش یا بهره برداری از برق مستقیما بر درآمد، ریسک سرمایه گذاری و ساختار مدل مالی پروژه اثر می گذارد. برای یک نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی، چهار روش اصلی قابل بررسی هستند:
| روش فروش یا بهره برداری | مبنای درآمد یا منفعت اقتصادی | مهم ترین عامل قابل بررسی |
|---|---|---|
| خرید تضمینی برق | نرخ و شرایط قرارداد خرید برق | ضوابط قرارداد، نرخ خرید، تعدیل و شرایط پرداخت |
| فروش در تابلوی برق سبز بورس انرژی | قیمت معاملات برق تجدیدپذیر در بازار | نوسان قیمت، حجم معاملات و شرایط عرضه و تقاضا |
| قرارداد دوجانبه فروش برق | قیمت و شرایط توافق شده میان تولیدکننده و خریدار | اعتبار خریدار، مدت قرارداد، تضمین پرداخت و شرایط تسویه |
| خودتأمین صنایع | ارزش برق تامین شده برای مصرف مجموعه صنعتی | الگوی مصرف، زمان تولید و سازوکار تحویل و تسویه برق |
این چهار روش نباید با یک نرخ فروش یا یک الگوی درآمدی مشترک ارزیابی شوند. در خرید تضمینی، نرخ و شرایط قرارداد مبنای اصلی محاسبه درآمد است؛ در بورس انرژی، قیمت معاملات می تواند در دوره های مختلف تغییر کند؛ در قرارداد دوجانبه، شرایط توافق با خریدار تعیین کننده است و در مدل خودتأمین صنایع نیز منفعت اقتصادی بیشتر از محل ارزش برق تامین شده برای مصرف کننده ایجاد می شود.
خرید تضمینی برق
در مدل خرید تضمینی، برق تولیدی نیروگاه براساس قرارداد و ضوابط مربوط به خرید برق تجدیدپذیر به فروش می رسد. به طورکلی، نرخ خرید برق، مدت قرارداد، شرایط تعدیل و نحوه پرداخت از مهم ترین ورودی های مدل مالی پروژه هستند.
بر طبق محاسبات مقدماتی این مقاله، برای بررسی یک نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی از نرخ پایه ۴۶٬۳۸۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت استفاده شده است. با فرض تولید سالانه حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت، درآمد ناخالص محاسباتی در محدوده تقریبی ۷٫۴۲ تا ۸٫۳۵ میلیارد تومان در سال قرار می گیرد.
این عدد صرفا درآمد ناخالص محاسباتی است و نباید با سود خالص یا جریان نقدی سرمایه گذار اشتباه گرفته شود. در مدل مالی نهایی باید هزینه های بهره برداری و نگهداری، افت تدریجی تولید، شرایط و تعدیلات قرارداد، هزینه تامین مالی، مالیات و سایر تعهدات پروژه نیز در نظر گرفته شوند.
فروش در تابلوی برق سبز بورس انرژی
در این روش، برق تجدیدپذیر از طریق تابلوی برق سبز بورس انرژی عرضه می شود و درآمد نیروگاه به قیمت معاملات انجام شده در بازار وابسته است. برخلاف خرید تضمینی، نمی توان یک نرخ ثابت را برای تمام دوره بهره برداری مبنای محاسبه قرار داد؛ زیرا قیمت برق می تواند تحت تاثیر شرایط عرضه و تقاضا، فصل، حجم معاملات و وضعیت بازار تغییر کند.
براساس آمار منتشرشده از عملکرد سال ۱۴۰۴، حدود ۱٫۴۲۵ میلیارد کیلووات ساعت برق سبز در بورس انرژی معامله شده و متوسط قیمت معاملات در آن سال حدود ۵۸٬۱۶۲ ریال به ازای هر کیلووات ساعت گزارش شده است. این عدد تنها سابقه عملکرد بازار را نشان می دهد و نباید به عنوان نرخ تضمین شده سال های آینده وارد مدل مالی نیروگاه شود.
برای پروژه ای که قرار است برق خود را از طریق بورس انرژی عرضه کند، بهتر است مدل مالی حداقل در سه سناریوی قیمتی تهیه شود:
- سناریوی بدبینانه: کاهش قیمت فروش، کاهش تقاضا یا شرایط نامطلوب بازار
- سناریوی مبنا: قیمت قابل انتظار براساس داده های بازار و مفروضات قابل دفاع
- سناریوی خوش بینانه: شرایط قیمتی و تقاضای بهتر از سناریوی پایه
پس از تعیین این سناریوها، اثر تغییر قیمت فروش باید بر شاخص هایی مانند درآمد، جریان نقدی، Project IRR، NPV و دوره بازگشت سرمایه بررسی شود.
چرا نباید قیمت یک روز یا یک ماه بورس را مبنای ۲۰ سال قرار داد؟
ممکن است در یک روز یا یک ماه، قیمت برق سبز بسیار جذاب باشد. اگر همان قیمت بدون تعدیل و تحلیل ریسک برای تمام عمر اقتصادی نیروگاه در نظر گرفته شود، مدل مالی می تواند بازده پروژه را بیش از واقع برآورد کند. برای ارزیابی درآمد بلندمدت در بورس انرژی حداقل باید سابقه قیمت، دامنه نوسان، حجم معاملات، تغییرات فصلی، شرایط عرضه و تقاضا، مقررات مربوط به مصرف کنندگان و هزینه های تحویل و معاملات بررسی شوند.
بنابراین قیمت برق در بورس باید به عنوان یک متغیر سناریویی وارد مدل مالی شود، نه به عنوان درآمد قطعی بلندمدت.
قرارداد دوجانبه فروش برق
در قرارداد دوجانبه، تولیدکننده و خریدار درباره شرایط فروش برق توافق می کنند. این مدل می تواند برای خریداران صنعتی مناسب باشد، اما نرخ فروش تنها عامل تعیین کننده اقتصادی قرارداد نیست. ساختار قرارداد باید به گونه ای بررسی شود که درآمد مورد انتظار نیروگاه و تعهدات طرفین برای دوره قرارداد قابل ارزیابی باشند.
از مهم ترین موارد قابل بررسی در قرارداد دوجانبه می توان به موارد زیر اشاره کرد:
- مدت قرارداد
- مقدار یا حجم برق مورد تعهد
- زمان و شرایط تحویل
- نحوه تعیین و تعدیل قیمت
- شرایط و تضمین پرداخت
- تعهدات مربوط به عدم تولید یا کاهش تولید
- شرایط عدم دریافت برق توسط خریدار
- هزینه های شبکه، انتقال و تسویه
- شرایط فسخ یا خاتمه قرارداد
اگر بخش عمده درآمد نیروگاه به یک خریدار مشخص وابسته باشد، اعتبار مالی و توان پرداخت آن خریدار نیز بخشی از ریسک اقتصادی پروژه محسوب می شود. بنابراین در مدل مالی قرارداد دوجانبه، علاوه بر نرخ فروش برق باید ریسک طرف قرارداد نیز مورد توجه قرار گیرد.
خودتأمین صنایع
مدل خودتأمین صنایع از نظر اقتصادی با فروش برق به شخص ثالث تفاوت دارد. در این حالت ممکن است هدف سرمایه گذار این باشد که بخشی از برق مورد نیاز یک واحد صنعتی یا مجموعه مصرف کننده از طریق نیروگاه خورشیدی تامین شود. بنابراین ارزیابی اقتصادی پروژه صرفا بر مبنای درآمد حاصل از فروش برق انجام نمی شود و ارزش برق تامین شده برای صنعت نیز باید مورد بررسی قرار گیرد.
برای تحلیل این مدل باید مقدار و الگوی مصرف برق صنعت با منحنی تولید نیروگاه خورشیدی مقایسه شود. تولید نیروگاه خورشیدی در ساعات و ماه های مختلف یکسان نیست و ممکن است با زمان مصرف مجموعه صنعتی انطباق کامل نداشته باشد. در چنین شرایطی، سازوکار تحویل، انتقال، اندازه گیری و تسویه برق از طریق شبکه نیز باید در ساختار پروژه مشخص شود.
در پروژه های خودتأمین، منفعت اقتصادی نیروگاه ممکن است علاوه بر ارزش برق تولیدی شامل کاهش وابستگی به سایر روش های تامین برق و کاهش بخشی از ریسک تامین انرژی مجموعه صنعتی نیز باشد. با این حال ارزش ریالی این مزایا باید براساس اطلاعات واقعی همان مصرف کننده محاسبه شود و نمی توان یک عدد عمومی برای تمام صنایع در نظر گرفت.
در نتیجه، نمی توان بدون شناخت هدف سرمایه گذار یک روش را به عنوان بهترین مدل فروش برق برای تمام نیروگاه های خورشیدی ۱ مگاواتی معرفی کرد. انتخاب میان خرید تضمینی، بورس انرژی، قرارداد دوجانبه و خودتأمین صنایع باید براساس شرایط پروژه، قابلیت پیش بینی درآمد، میزان پذیرش ریسک بازار، وضعیت خریدار، الگوی مصرف و ساختار تامین مالی انجام شود. این تصمیم بهتر است پیش از نهایی شدن مدل مالی پروژه گرفته شود؛ زیرا تغییر مدل فروش برق می تواند درآمد، جریان نقدی و شاخص های اقتصادی نیروگاه را به طور مستقیم تغییر دهد.
مقایسه مدل های فروش برای نیروگاه ۱ مگاواتی
انتخاب بهترین مدل فروش بدون شناخت هدف سرمایه گذار ممکن نیست.
| وضعیت سرمایه گذار | مدل قابل بررسی |
|---|---|
| اولویت با پیش بینی پذیری درآمد | خرید تضمینی |
| پذیرش ریسک بازار برای امکان قیمت بالاتر | بورس برق سبز |
| دسترسی به خریدار صنعتی معتبر | قرارداد دوجانبه |
| مالک یک واحد صنعتی مصرف کننده برق | خودتامین |
| هدف تنوع درآمد | بررسی ترکیب مدل های مجاز |
برای بانک یا سرمایه گذار، درآمدی که قرارداد و جریان نقدی قابل پیش بینی تری دارد ممکن است از درآمد بالقوه بالاتر اما پرنوسان ارزش بیشتری داشته باشد.
درآمد نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی چگونه محاسبه می شود؟
محاسبه اولیه بسیار ساده است:
درآمد ناخالص = انرژی قابل فروش × نرخ فروش برق
اما دو عبارت در این رابطه نیاز به دقت دارند:
انرژی قابل فروش
ممکن است دقیقا برابر تولید ناخالص پنل ها نباشد و تلفات، مصرف داخلی، Availability و محدودیت شبکه باید از آن جدا شوند.
نرخ فروش
به مدل فروش وابسته است و در بورس می تواند متغیر باشد. برای نمونه اگر تولید قابل فروش برابر ۱٬۷۰۰٬۰۰۰ کیلووات ساعت باشد:
در نرخ ۴۶٬۳۸۶ ریال:
۱٬۷۰۰٬۰۰۰ × ۴۶٬۳۸۶ = ۷۸٬۸۵۶٬۲۰۰٬۰۰۰ ریال
یا حدود:
۷٫۸۹ میلیارد تومان درآمد ناخالص سالانه
این مثال برای نمایش روش محاسبه است. برای محاسبه سود باید هزینه های بهره برداری از درآمد کسر شوند.
درآمد با سود یکسان نیست
هزینه های دوره بهره برداری می توانند شامل موارد زیر باشند:
- نیروی انسانی
- پایش
- شستشو
- تعمیرات
- بیمه
- حفاظت و امنیت
- قطعات یدکی
- نگهداری ترانس و تابلو
- نگهداری شبکه اتصال
- هزینه های قراردادی و معاملاتی حسب مدل فروش
همچنین اگر پروژه از تسهیلات استفاده کند، اقساط و هزینه تامین مالی نیز در جریان نقدی سرمایه گذار تاثیر خواهند داشت.
برآورد تولید و فروش برق
در بخش های قبل، برای مطالعات مقدماتی نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی، تولید سالانه در محدوده حدود ۱٫۶ تا ۱٫۸ میلیون کیلووات ساعت بررسی شد.
در سناریوی میانه، تولید سالانه قابل بررسی حدود ۱٫۷ میلیون کیلووات ساعت در نظر گرفته می شود.
اگر فروش برق براساس نرخ پایه ۴۶٬۳۸۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت انجام شود، درآمد ناخالص محاسباتی حدود ۷٫۸۹ میلیارد تومان در سال خواهد بود.
این مبلغ درآمد ناخالص محاسباتی است و نباید با سود خالص پروژه اشتباه گرفته شود. برای تعیین جریان نقدی واقعی باید هزینه های بهره برداری و نگهداری و در صورت وجود، هزینه های تامین مالی، مالیات و سایر تعهدات پروژه نیز بررسی شوند. همچنین تولید برق در طول عمر نیروگاه ثابت باقی نمی ماند و افت تدریجی عملکرد ماژول ها باید در پیش بینی تولید سال های آینده لحاظ شود.
مجوزهای مورد نیاز احداث نیروگاه خورشیدی
فرآیند دریافت مجوز نیروگاه مگاواتی باید قبل از خرید عمده تجهیزات وارد برنامه پروژه شود. موضوع مجوز فقط دریافت یک نامه از یک سازمان نیست. وضعیت زمین، اتصال شبکه، قرارداد فروش و الزامات محیط زیستی می توانند مسیرهای مستقلی داشته باشند که باید با یکدیگر هماهنگ شوند.
اصلاح آیین نامه رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر مصوب ۱۴۰۳/۰۸/۲۳، احکامی در زمینه تامین زمین، تسهیل تامین تجهیزات و تامین مالی و روش های فروش برق نیروگاه های تجدیدپذیر پیش بینی کرده است. براساس این اصلاحیه، در چارچوب مقرر امکان پیگیری واگذاری یا تغییر کاربری زمین با تایید وزارت نیرو و همچنین فروش برق از طریق تابلوی سبز بورس انرژی یا قراردادهای دوجانبه با صنایع پیش بینی شده است.
مجوز احداث
برای نیروگاه یک مگاواتی ابتدا باید مسیر قانونی توسعه پروژه و ثبت درخواست متناسب با مدل نیروگاه مشخص شود. مدارک متقاضی، موقعیت زمین، ظرفیت و مدل فروش می توانند روی فرایند تاثیر بگذارند. شرایط سامانه ها، مدارک و رویه های اجرایی ممکن است تغییر کنند؛ بنابراین دستورالعمل روز زمان اقدام باید ملاک قرار گیرد.
زمین و کاربری
زمین خصوصی، اراضی واگذاری شده و سایر انواع زمین الزاما مسیر حقوقی یکسانی ندارند. قبل از قرارداد قطعی خرید یا اجاره باید امکان استفاده نیروگاهی از زمین بررسی شود. در اصلاحیه آیین نامه، سازوکاری برای معرفی مناطق مستعد احداث نیروگاه توسط وزارت نیرو و همچنین ارائه درخواست واگذاری یا تغییر کاربری زمین توسط متقاضی با تایید وزارت نیرو پیش بینی شده است.
اتصال به شبکه
تایید محل احداث بدون تعیین شرایط اتصال برای تصمیم سرمایه گذاری کافی نیست. ظرفیت پذیرش، نقطه اتصال، سطح ولتاژ و الزامات حفاظت باید مشخص شوند تا هزینه واقعی بخش برق قابل برآورد باشد.
محیط زیست
الزامات محیط زیستی براساس موقعیت، مساحت و شرایط زمین احداث باید بررسی شوند. حتی اگر نیروگاه خورشیدی در بهره برداری آلایندگی احتراقی ندارد، موضوعاتی مانند کاربری زمین، زهکشی، حریم ها، پوشش گیاهی و مدیریت پایان عمر تجهیزات همچنان قابل توجه هستند.
قرارداد فروش برق
نوع قرارداد فروش تعیین می کند چه مدارک و الزامات دیگری برای پروژه لازم است. به همین دلیل بهتر است مدل فروش از همان مراحل ابتدایی پروژه مشخص شود و بررسی قرارداد به انتهای عملیات اجرایی موکول نشود.
برنامه زمان بندی و مسیر اجرای پروژه
احداث نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی فقط به نصب پنل ها محدود نمی شود، بلکه مجموعه ای از فعالیت های به هم وابسته را در بر می گیرد که از مطالعات اولیه، بررسی زمین و امکان اتصال به شبکه آغاز می شوند و تا طراحی، تامین مالی، خرید تجهیزات، اجرای عملیات عمرانی و الکتریکی، راه اندازی و بهره برداری تجاری ادامه پیدا می کنند. به همین دلیل، برای ارزیابی واقع بینانه پروژه باید کل مسیر اجرا و ترتیب مراحل آن به صورت یک برنامه زمان بندی منسجم دیده شود.
همان طور که در تصویر بالا دیده می شود، مسیر اجرای پروژه از چند فاز اصلی تشکیل شده است. در ماه های ابتدایی، تمرکز بیشتر بر مطالعات مقدماتی، تثبیت زمین، بررسی شبکه و پیگیری مجوزها قرار دارد. در ادامه، طراحی فنی و نهایی سازی مدل مالی انجام می شود و همزمان یا پس از آن، تامین مالی و سفارش تجهیزات اصلی در برنامه قرار می گیرند. پس از این مرحله، عملیات آماده سازی زمین، نصب سازه و پنل های خورشیدی، نصب تجهیزات الکتریکی و کابل کشی اجرا می شود. در انتهای مسیر نیز تکمیل اتصال نیروگاه به شبکه، انجام آزمایش ها، راه اندازی، رفع نواقص و در نهایت آغاز بهره برداری تجاری و فروش برق انجام می گیرد.
این زمان بندی یک الگوی مقدماتی برای پروژه یک مگاواتی است و مدت واقعی اجرا می تواند با توجه به وضعیت زمین، سرعت دریافت مجوزها، شرایط اتصال به شبکه، زمان تحویل تجهیزات و ساختار تامین مالی پروژه تغییر کند. در عمل، بسیاری از تاخیرهای پروژه نه در مرحله نصب پنل، بلکه در مراحل قبل از اجرا مانند تعیین تکلیف زمین، نهایی شدن اتصال شبکه یا تامین تجهیزات اصلی اتفاق می افتند. به همین دلیل، برنامه زمان بندی نهایی باید بعد از روشن شدن شرایط واقعی پروژه تنظیم شود.
در مجموع، توجیه پذیری نیروگاه خورشیدی ۱ مگاواتی فقط به میزان تابش یا قیمت تجهیزات وابسته نیست و باید زمین، امکان اتصال به شبکه، تولید قابل انتظار، سرمایه مورد نیاز، روش فروش برق، تامین مالی و برنامه اجرای پروژه به صورت همزمان بررسی شوند. تهیه مطالعه اختصاصی قبل از خرید تجهیزات یا ایجاد تعهد قطعی برای زمین می تواند بخش مهمی از ریسک های فنی و مالی پروژه را روشن کند. برای دریافت مشاوره و بررسی اختصاصی احداث نیروگاه خورشیدی می توانید با کارشناسان آسان مشاور در ارتباط باشید.
