طرح احداث نیروگاه خورشیدی

آخرین ویرایش در ۱۴۰۵/۰۷/۱۹

طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی یک مطالعه فنی، اقتصادی و مالی برای ارزیابی امکان احداث نیروگاه فتوولتائیک است که در آن عواملی مانند ظرفیت نیروگاه، موقعیت و میزان تابش خورشیدی ساختگاه، مساحت زمین، امکان اتصال به شبکه، نوع پنل و اینورتر، میزان تولید سالانه برق، هزینه سرمایه گذاری، هزینه های بهره برداری، روش فروش برق، درآمد، دوره بازگشت سرمایه و مهم ترین ریسک های پروژه بررسی می شوند.

تهیه این مطالعات می تواند مبنای تصمیم گیری اولیه سرمایه گذار و یکی از مستندات مورد نیاز برای پیگیری فرآیندهای توسعه پروژه، تامین مالی و ارائه طرح به بانک یا سرمایه گذار باشد. با این حال، احداث نیروگاه خورشیدی فقط به تهیه طرح توجیهی محدود نمی شود و موضوعاتی مانند اخذ پروانه احداث، تعیین تکلیف زمین، بررسی الزامات محیط زیستی، مطالعات اتصال به شبکه، طراحی مهندسی و انتخاب مدل فروش برق باید متناسب با ظرفیت و محل اجرای هر پروژه به صورت اختصاصی بررسی شوند.

در این صفحه، ابعاد فنی و اقتصادی احداث نیروگاه خورشیدی فتوولتائیک و شاخص های مهم سرمایه گذاری در ظرفیت های مختلف بررسی شده است. همچنین مطالعات نمونه نیروگاه های خورشیدی ۲، ۱۰ و ۵۰ مگاواتی با به روزرسانی سال ۱۴۰۵ در قالب Word و PDF و همراه با گزارش مالی COMFAR معرفی شده اند. سرمایه گذارانی که برای اخذ مجوز، ارائه به بانک، جذب سرمایه یا تصمیم گیری اجرایی به مطالعات دقیق نیاز دارند، باید طرح امکان سنجی اختصاصی را بر اساس محل نیروگاه، ظرفیت، نقطه اتصال، تجهیزات، مدل فروش برق و قیمت های روز تهیه کنند.

چرا سرمایه گذاری در نیروگاه خورشیدی مورد توجه قرار گرفته است؟

افزایش فاصله میان تقاضای برق و ظرفیت قابل تامین شبکه، یکی از مهم ترین دلایل رشد سرمایه گذاری در نیروگاه های خورشیدی ایران است. در سال های اخیر میزان کسری برق در دوره اوج مصرف به حدود ۲۰ تا ۲۵ هزار مگاوات رسیده و محدودیت تامین برق به یکی از چالش های مهم صنایع و شبکه برق کشور تبدیل شده است. این شرایط در کنار محدودیت تامین گاز نیروگاه های حرارتی، افزایش مصرف برق و نیاز به توسعه سریع ظرفیت تولید، جایگاه نیروگاه های تجدیدپذیر و به ویژه نیروگاه خورشیدی را در برنامه توسعه صنعت برق تقویت کرده است.

رشد سریع ظرفیت خورشیدی کشور نیز نشان دهنده همین تغییر است. براساس اعلام ساتبا در مهر ۱۴۰۵، ظرفیت نیروگاه های تجدیدپذیر ایران از ۶۰۰۰ مگاوات عبور کرده و بیش از ۵۴۰۰ مگاوات آن مربوط به نیروگاه های خورشیدی است. این ظرفیت در مقایسه با حدود ۱۲۵۰ مگاوات ظرفیت تجدیدپذیر دو سال قبل، رشد قابل توجهی را نشان می دهد.

با این حال، توجیه اقتصادی یک نیروگاه خورشیدی فقط از ناترازی برق ناشی نمی شود. مهم ترین عاملی که مدل سرمایه گذاری این صنعت را تغییر داده، ایجاد مسیرهای متنوع برای فروش یا مصرف برق تولیدی است. سرمایه گذار بسته به نوع پروژه، ظرفیت نیروگاه و مقررات زمان اجرا می تواند مدل هایی مانند قرارداد خرید تضمینی برق، عرضه برق تجدیدپذیر در تابلوی سبز بورس انرژی، قرارداد دوجانبه با صنایع، نیروگاه خودتامین صنعتی یا سایر سازوکارهای قانونی بازار برق را بررسی کند.

در مقررات فعلی امکان عرضه برق تجدیدپذیر در تابلوی سبز بورس انرژی و همچنین انعقاد قرارداد دوجانبه با صنایع پیش بینی شده است. علاوه بر این، برق خریداری شده از تابلوی برق سبز تحت شرایط مقرر از محدودیت های دوره ناترازی و محدودیت سوخت شبکه مستثنا شده است؛ موضوعی که ارزش برق تجدیدپذیر را برای صنایع دارای حساسیت بالا نسبت به قطعی برق افزایش می دهد.

از سوی دیگر، صنایع با قدرت مصرف بیش از یک مگاوات براساس ماده ۱۶ قانون جهش تولید دانش بنیان ملزم شده اند بخشی از برق مصرفی خود را از منابع تجدیدپذیر تامین کنند. این سهم در سال ۱۴۰۵ به ۴ درصد مصرف برق رسیده و صنایعی که این تکلیف را انجام ندهند مشمول تعرفه برق تجدیدپذیر می شوند. چنین الزامی به ایجاد تقاضای واقعی برای برق سبز و توسعه بازار نیروگاه های تجدیدپذیر کمک می کند.

مزیت های اقتصادی نیروگاه خورشیدی برای سرمایه گذار

یکی از مهم ترین ویژگی های نیروگاه خورشیدی، تنوع مسیرهای درآمدی آن است. برخلاف بسیاری از واحدهای تولیدی که باید برای محصول خود شبکه فروش، توزیع، بازاریابی و مشتری نهایی ایجاد کنند، محصول نیروگاه برق است و برای آن چند بازار و سازوکار قانونی فروش وجود دارد. البته هیچ کدام از این روش ها را نباید بدون بررسی قرارداد، ظرفیت شبکه و قیمت فروش، معادل درآمد قطعی تلقی کرد.

مزیت دوم، پایین بودن نیاز به سرمایه در گردش در دوره بهره برداری است. نیروگاه فتوولتائیک برای تولید برق سوخت یا ماده اولیه خریداری نمی کند و بخش اصلی سرمایه گذاری آن در ابتدای پروژه و برای خرید پنل خورشیدی، اینورتر، استراکچر، تجهیزات الکتریکی، پست، کابل، سیستم کنترل، زمین و عملیات احداث انجام می شود. پس از بهره برداری، مهم ترین هزینه ها شامل بهره برداری و نگهداری، شستشوی پنل ها، تعمیرات، تعویض قطعات، بیمه، نگهبانی، هزینه های شبکه و نیروی انسانی است.

این ویژگی باعث می شود نیروگاه خورشیدی در مقایسه با بسیاری از پروژه های صنعتی که دائما به مواد اولیه و سرمایه در گردش وابسته هستند، حساسیت کمتری نسبت به افزایش قیمت مواد اولیه داشته باشد. در مقابل، ریسک هایی مانند نرخ ارز تجهیزات، هزینه سرمایه گذاری اولیه، کیفیت تجهیزات، افت عملکرد پنل، محدودیت شبکه و شرایط قرارداد فروش برق اهمیت بیشتری پیدا می کنند.

مزیت دیگر، عمر اقتصادی نسبتا طولانی نیروگاه است. پنل های فتوولتائیک معمولا برای دوره های طولانی طراحی می شوند و بسیاری از سازندگان برای عملکرد آنها ضمانت های چند ده ساله ارائه می کنند. با این حال، این موضوع به معنی ثابت ماندن تولید نیروگاه نیست؛ توان خروجی پنل ها به مرور کاهش پیدا می کند و در مدل مالی باید افت سالانه تولید، تعویض احتمالی اینورتر، هزینه تعمیرات و کاهش تدریجی راندمان نیروگاه لحاظ شود.

آیا نیروگاه خورشیدی سرمایه گذاری کم ریسکی است؟

نیروگاه خورشیدی نسبت به بسیاری از پروژه های تولیدی مزیت هایی مانند حذف مصرف سوخت، نیاز پایین به سرمایه در گردش، عمر بهره برداری طولانی و وجود بازار قانونی برق دارد؛ اما سرمایه گذاری بدون ریسک محسوب نمی شود.

ریسک تغییر مقررات فروش برق، نوسان قیمت تجهیزات و ارز، تاخیر در تامین پنل و اینورتر، محدودیت ظرفیت اتصال شبکه، هزینه احداث پست و خط اختصاصی، افت تولید واقعی نسبت به برآورد، تامین مالی، تاخیر پروژه، کیفیت EPC و تغییر شرایط بازار برق می توانند بازده واقعی پروژه را تحت تاثیر قرار دهند.

به همین دلیل تصمیم برای احداث نیروگاه خورشیدی باید پس از بررسی همزمان ساختگاه، تابش خورشیدی، ظرفیت قابل اتصال، مدل فروش برق، هزینه سرمایه گذاری و شاخص های مالی انجام شود. یک پروژه با محل و قرارداد فروش مناسب می تواند سرمایه گذاری جذابی باشد، در حالی که همان ظرفیت در ساختگاهی با تابش ضعیف، اتصال پرهزینه یا مدل درآمدی نامناسب ممکن است نتیجه اقتصادی متفاوتی داشته باشد.

در ادامه این طرح توجیهی، این عوامل به صورت مرحله به مرحله بررسی می شوند تا مشخص شود احداث نیروگاه خورشیدی در چه شرایطی از نظر فنی و اقتصادی توجیه پذیر است و سرمایه گذار پیش از ورود به مطالعات اختصاصی باید چه اطلاعاتی در اختیار داشته باشد.

مراحل احداث نیروگاه خورشیدی از مطالعات اولیه تا بهره برداری

احداث یک نیروگاه خورشیدی متصل به شبکه صرفا شامل خرید پنل و دریافت یک مجوز نیست. پروژه از مرحله انتخاب ساختگاه و بررسی امکان سنجی آغاز می شود و پس از تعیین وضعیت زمین، دریافت پروانه های مورد نیاز، مطالعات اتصال به شبکه، طراحی مهندسی، تامین تجهیزات، اجرای نیروگاه، تست و سنکرون با شبکه به مرحله بهره برداری تجاری می رسد.

ترتیب دقیق مراحل به ظرفیت نیروگاه، محل احداث، مالکیت زمین، سطح ولتاژ اتصال و مدل درآمدی پروژه بستگی دارد. به همین دلیل مسیر یک نیروگاه ۲۰۰ کیلوواتی الزاما مشابه نیروگاه ۱۰ یا ۵۰ مگاواتی نیست و پروژه خودتامین یک کارخانه نیز ممکن است فرآیند قراردادی متفاوتی نسبت به نیروگاهی داشته باشد که برای فروش برق در بازار احداث می شود.

مرحله ۱: امکان سنجی اولیه و انتخاب ساختگاه

پیش از ورود به هزینه های اصلی پروژه باید مشخص شود که محل مورد نظر اصولا ظرفیت تبدیل شدن به یک نیروگاه اقتصادی را دارد یا خیر. در این مرحله حداقل موارد زیر بررسی می شوند:

• میزان تابش خورشیدی و شرایط اقلیمی منطقه
• ظرفیت پیشنهادی نیروگاه
• مساحت و شکل زمین
• شیب، توپوگرافی و شرایط ژئوتکنیکی اولیه
• دسترسی جاده ای
• فاصله تا شبکه برق، پست یا خطوط مناسب
• حریم خطوط برق، گاز، راه، رودخانه و سایر محدودیت های قانونی
• وضعیت مالکیت و کاربری زمین
• امکان فروش یا مصرف برق تولیدی
• برآورد اولیه سرمایه گذاری و تولید انرژی

یکی از اشتباهات پرهزینه این است که سرمایه گذار ابتدا زمین را خریداری کند و پس از آن متوجه شود اتصال نیروگاه به شبکه از آن محل بسیار پرهزینه یا حتی غیرعملی است.

در نتیجه زمین ارزان الزاما زمین مناسب نیروگاه خورشیدی نیست و نزدیکی به یک نقطه اتصال مناسب می تواند در بعضی پروژه ها از قیمت خود زمین اهمیت بیشتری داشته باشد.

مرحله ۲: تهیه مطالعات امکان سنجی و طرح توجیهی اولیه

پس از انتخاب اولیه ساختگاه، مطالعات فنی و اقتصادی پروژه دقیق تر می شوند. در این مرحله ظرفیت DC و AC پیشنهادی، فناوری پنل، نوع اینورتر، آرایش نیروگاه، تولید سالانه انرژی، تلفات، هزینه سرمایه گذاری، هزینه بهره برداری و روش کسب درآمد بررسی می شوند.

طرح توجیهی حرفه ای نیروگاه خورشیدی باید حداقل بتواند به این سوال پاسخ دهد که:

اگر این نیروگاه با ظرفیت مشخص، در این زمین و با این مدل فروش برق احداث شود، چه میزان انرژی تولید می کند و بازده اقتصادی تقریبی آن چقدر خواهد بود؟

در پروژه های جدی، ارزیابی تولید انرژی می تواند با نرم افزارهایی مانند PVsyst انجام شود و نتایج آن در کنار مدل مالی، مبنای تصمیم گیری سرمایه گذار قرار گیرد.

مرحله ۳: ثبت درخواست و اخذ پروانه احداث

برای نیروگاه های مشمول این فرآیند، درخواست پروانه احداث نیروگاه تجدیدپذیر و پاک از طریق درگاه ملی مجوزهای کشور آغاز می شود و بررسی تخصصی پرونده در مسیر مربوط به سازمان انرژی های تجدیدپذیر و بهره وری انرژی برق، ساتبا، ادامه پیدا می کند.

اطلاعات مورد درخواست می تواند شامل مشخصات متقاضی، نوع نیروگاه، ظرفیت، موقعیت ساختگاه و اطلاعات زمین باشد. برای پروژه های زمینی، مختصات جغرافیایی و فایل های مکانی مانند KMZ یا اطلاعات UTM نیز حسب فرآیند سامانه اهمیت پیدا می کنند.

پروانه احداث به معنی پایان فرآیند مجوزگیری یا اجازه فوری شروع عملیات ساختمانی در هر شرایطی نیست. وضعیت زمین، الزامات محیط زیستی و اتصال به شبکه نیز باید تعیین تکلیف شوند.

مرحله ۴: تعیین تکلیف زمین و استعلام های قانونی

زمین نیروگاه ممکن است متعلق به سرمایه گذار باشد، از بخش خصوصی اجاره شود یا طبق ضوابط مربوط از اراضی ملی و دولتی برای اجرای پروژه اختصاص یابد.

برای اراضی ملی و دولتی، فرآیند تخصیص و اجاره براساس مقررات مربوط انجام می شود. مقررات توسعه تجدیدپذیرها همچنین امکان معرفی مناطق مستعد توسط ساتبا و پیگیری واگذاری یا تغییر کاربری زمین را پیش بینی کرده است.

در بررسی زمین باید موضوعاتی مانند موارد زیر مشخص شوند:

• مالکیت یا حق بهره برداری
• کاربری زمین
• حریم خطوط انتقال و توزیع برق
• حریم راه و خطوط گاز
• محدودیت های منابع طبیعی
• شرایط محیط زیستی
• حریم رودخانه ها و منابع آب
• محدودیت های میراث فرهنگی یا پدافند غیرعامل
• امکان احداث خط و پست اتصال

براساس اصلاحات مقررات رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، برای برخی اراضی دولتی فرآیندهای استعلام و واگذاری ساده تر شده است، اما این موضوع به معنی حذف بررسی حقوقی زمین برای تمام پروژه ها نیست.

مرحله ۵: تعیین نقطه اتصال و انجام مطالعات اتصال به شبکه

این مرحله یکی از حساس ترین بخش های توسعه یک نیروگاه مگاواتی است. وجود خط برق در نزدیکی زمین لزوما به معنی امکان اتصال نیروگاه به همان خط نیست.

ظرفیت آزاد شبکه، سطح ولتاژ، بارگذاری پست و خطوط، وضعیت اتصال کوتاه، توسعه آتی شبکه و مقدار توان تزریقی نیروگاه باید بررسی شوند.

بسته به سطح اتصال، شرکت توزیع نیروی برق یا شرکت برق منطقه ای در بررسی فنی پروژه نقش خواهد داشت. برای پروژه های متصل به شبکه فوق توزیع و انتقال، شرکت برق منطقه ای معمولا در تعیین نقطه اتصال، پست، حفاظت، اندازه گیری و هماهنگی بهره برداری نقش مستقیم تری دارد.

مطالعات اتصال به شبکه بسته به ظرفیت و شرایط پروژه می توانند شامل موارد زیر باشند:

• Load Flow یا مطالعات پخش بار
• Short Circuit یا اتصال کوتاه
• بررسی پروفیل ولتاژ
• مطالعات پایداری
• هماهنگی حفاظتی
• کیفیت توان و هارمونیک
• بررسی توان راکتیو
• طراحی اولیه خط و پست اتصال
• الزامات اندازه گیری، مخابرات و دیسپاچینگ

نرم افزار DIgSILENT PowerFactory یکی از ابزارهای رایج انجام این مطالعات است، اما آنچه توسط مرجع شبکه تایید می شود نتایج و گزارش مهندسی طرح اتصال است، نه صرفا تحویل یک فایل نرم افزاری.

مرحله ۶: انتخاب مدل فروش یا مصرف برق

پیش از نهایی شدن مدل مالی باید مشخص شود برق نیروگاه از چه مسیری درآمد ایجاد خواهد کرد.

از جمله مدل های قابل بررسی می توان به موارد زیر اشاره کرد:

• فروش برق براساس قرارداد خرید تضمینی در صورت احراز شرایط
• فروش برق در تابلوی سبز بورس انرژی
• قرارداد دوجانبه با مصرف کنندگان صنعتی
• احداث نیروگاه خودتامین توسط صنایع
• تهاتر و تحویل برق در نقطه مصرف طبق ضوابط مربوط
• صادرات برق تجدیدپذیر در صورت فراهم بودن مجوز و ظرفیت شبکه

مقررات توسعه نیروگاه های تجدیدپذیر فروش برق از طریق تابلوی سبز و قراردادهای دوجانبه با صنایع و همچنین امکان استفاده از شبکه برای انتقال برق را پیش بینی کرده است.

مدل درآمدی باید پیش از تصمیم نهایی سرمایه گذاری مشخص شود، زیرا قیمت فروش برق و شرایط قرارداد تاثیر مستقیمی بر IRR، NPV و دوره بازگشت سرمایه دارند.

مرحله ۷: طراحی پایه، سایت پلان و طراحی تفصیلی نیروگاه

پس از تثبیت ظرفیت، زمین، مسیر اتصال و مدل اقتصادی، طراحی نیروگاه وارد مرحله دقیق تر می شود.

در این مرحله مواردی مانند موارد زیر تعیین می شوند:

• جانمایی پنل های خورشیدی
• فاصله ردیف ها و کنترل سایه اندازی
• نسبت DC/AC
• انتخاب توان و تعداد اینورترها
• طراحی Stringها
• مسیر کابل های DC و AC
• پست های افزاینده
• تابلوهای MV
• پست اصلی نیروگاه
• خط اتصال
• سیستم ارت
• حفاظت
• SCADA
• سیستم هواشناسی
• دوربین و حفاظت فیزیکی
• راه های دسترسی داخلی
• ساختمان کنترل و بهره برداری

بنابراین سایت پلان نیروگاه یک نقشه ساده دوبعدی برای چیدن پنل ها نیست؛ جانمایی باید بر مبنای توپوگرافی، سایه، مسیر کابل، Drainage، تعمیر و نگهداری و هزینه کل پروژه بهینه شود.

مرحله ۸: انتخاب پیمانکار EPC و تامین تجهیزات

در این مرحله باید مشخصات فنی تجهیزات اصلی نهایی شود و فرآیند خرید آغاز گردد.

اقلام اصلی یک نیروگاه خورشیدی شامل پنل فتوولتائیک، اینورتر، استراکچر، ترانسفورماتور، تابلوهای فشار متوسط، کابل های DC و AC، تجهیزات حفاظتی، سیستم ارت، تجهیزات اندازه گیری، SCADA و تجهیزات پست و خط اتصال هستند.

انتخاب تجهیزات فقط براساس پایین ترین قیمت خرید توصیه نمی شود. Bankability سازنده، راندمان، ضمانت محصول و عملکرد، خدمات پس از فروش، قابلیت تامین قطعات، سازگاری اینورتر و پنل و شرایط محیطی ساختگاه باید همزمان ارزیابی شوند.

مرحله ۹: احداث نیروگاه و اجرای زیرساخت ها

پس از نهایی شدن طراحی و تامین تجهیزات، عملیات اجرایی آغاز می شود که می تواند شامل آماده سازی زمین، تسطیح محدود، فنس کشی، راه های داخلی، اجرای فونداسیون یا پایل، نصب استراکچر، پنل ها، اینورترها، کابل کشی، پست ها و خط انتقال باشد.

کیفیت اجرای این مرحله تاثیر مستقیمی بر تولید بلندمدت نیروگاه دارد. اشتباه در نصب استراکچر، کانکتورهای DC، کابل کشی، ارت یا حفاظت ممکن است بعدا به کاهش تولید، افزایش خرابی و حتی خطر آتش سوزی منجر شود.

مرحله ۱۰: تست، اتصال به شبکه و راه اندازی

پیش از بهره برداری تجاری، تجهیزات نیروگاه و سیستم اتصال باید آزمایش شوند. نوع تست ها به مشخصات پروژه بستگی دارد، اما می تواند شامل موارد زیر باشد:

• تست کابل ها
• تست عایقی
• تست ترانسفورماتورها
• تست رله های حفاظتی
• کنترل سیستم ارت
• تست اینورترها
• بررسی عملکرد SCADA
• تست سیستم اندازه گیری
• بررسی کیفیت توان
• تست های پیش از سنکرون

پس از تایید الزامات فنی و هماهنگی با مرجع شبکه، نیروگاه به شبکه متصل و وارد مرحله بهره برداری می شود.

مرحله ۱۱: بهره برداری، پایش و نگهداری نیروگاه

کار پروژه با روشن شدن نیروگاه تمام نمی شود. عملکرد واقعی باید به صورت مستمر با تولید پیش بینی شده مقایسه شود.

در دوره بهره برداری مواردی مانند Performance Ratio، Availability، تولید ماهانه، افت عملکرد پنل ها، خرابی Stringها، وضعیت اینورترها، آلودگی پنل، دمای ماژول و تلفات شبکه داخلی باید پایش شوند.

برنامه شستشوی پنل نیز باید متناسب با میزان گرد و غبار، بارندگی، کیفیت آب و اثر اقتصادی آلودگی تعیین شود؛ نه براساس یک برنامه ثابت برای تمام نقاط کشور.

برای شروع پروژه چه مدارکی باید از ابتدا آماده شوند؟

برخلاف تصور رایج، تهیه همزمان «طرح توجیهی نهایی + سایت پلان نهایی + مطالعات کامل اتصال به شبکه» پیش از آغاز تمام مراحل همیشه ضروری یا حتی منطقی نیست.

در ابتدای پروژه بهتر است ابتدا اطلاعات متقاضی، مختصات و وضعیت زمین، ظرفیت پیشنهادی، بررسی اولیه شبکه و مطالعات امکان سنجی آماده شوند. سپس با پیشرفت پرونده، نقشه جانمایی، مطالعات اتصال به شبکه و طراحی مهندسی با داده های واقعی همان پروژه تکمیل شوند.

این رویکرد از انجام مطالعات پرهزینه بر مبنای نقطه اتصال، ظرفیت یا زمینی که بعدا تغییر می کند جلوگیری خواهد کرد.

مدل های سرمایه گذاری و فروش برق نیروگاه خورشیدی

برای بررسی اقتصادی یک نیروگاه خورشیدی باید میان سه موضوع تفاوت قائل شد:

محل احداث نیروگاه، مدل استفاده یا فروش برق و روش تامین مالی پروژه.

برای مثال احداث نیروگاه در شهرک تخصصی خورشیدی یک «مدل فروش برق» نیست؛ همان نیروگاه می تواند برق خود را در بورس انرژی، از طریق قرارداد دوجانبه یا در قالب یک سازوکار قانونی دیگر عرضه کند.

در سال ۱۴۰۵ مهم ترین مدل های قابل بررسی برای سرمایه گذاری نیروگاه خورشیدی در ایران شامل خودتامین صنایع، فروش در تابلوی سبز، قرارداد دوجانبه، خرید تضمینی برق، پروژه های خاص ماده ۱۲ و در شرایط مقرر صادرات برق هستند.

۱. احداث نیروگاه خورشیدی خودتامین توسط صنایع

یکی از مهم ترین بازارهای فعلی نیروگاه خورشیدی، صنایع بزرگ هستند.

براساس ماده ۱۶ قانون جهش تولید دانش بنیان، واحدهای صنعتی با قدرت مصرف بیش از یک مگاوات موظفند بخشی از برق مصرفی خود را از منابع تجدیدپذیر تامین کنند. این سهم از یک درصد آغاز شده و تا پایان سال پنجم حداقل به ۵ درصد می رسد. در سال ۱۴۰۵ سهم اعمال شده برای صنایع مشمول ۴ درصد مصرف برق است.

صنعت می تواند برای انجام این تکلیف:

• نیروگاه تجدیدپذیر متعلق به خود احداث کند؛
• برق سبز از بورس انرژی خریداری کند؛
• از تولیدکننده تجدیدپذیر برق را در قالب قرارداد دوجانبه خریداری کند.

در صورت احداث نیروگاه توسط خود صنعت، نیروگاه الزاما نباید در داخل کارخانه قرار داشته باشد و براساس مقررات می تواند خارج از محل مصرف نیز احداث شود و برق تولیدی برای واحد صنعتی منظور شود.

در مدل های خودتامین همچنین سازوکار تحویل برق هموار اهمیت دارد. مقررات وزارت نیرو پیش بینی کرده است که برای صنایع احداث کننده نیروگاه تجدیدپذیر، متناسب با انرژی تولیدشده، تمهیدات لازم برای عبور و تحویل برق در نقطه مصرف انجام شود.

این مدل برای صنایعی جذاب تر است که علاوه بر هزینه برق، خسارت ناشی از محدودیت یا توقف تولید در دوره ناترازی برای آنها اهمیت زیادی دارد.

۲. فروش برق در تابلوی سبز بورس انرژی

یکی از مهم ترین مدل های تجاری نیروگاه های تجدیدپذیر، فروش برق در تابلوی برق سبز بورس انرژی ایران است.

در این بازار، قیمت برق برخلاف خرید تضمینی ثابت نیست و براساس عرضه و تقاضا کشف می شود. مصرف کنندگانی مانند صنایع، مشترکان مشمول مقررات بازار برق و سایر خریداران واجد شرایط می توانند برق تجدیدپذیر مورد نیاز خود را از این بازار تامین کنند.

طبق مقررات بازار برق سال ۱۴۰۵، برقی که از تابلوی سبز خریداری می شود در چارچوب ضوابط مربوط از محدودیت های ناشی از ناترازی در دوره گرم سال و محدودیت سوخت شبکه برخوردار از شرایط ویژه است.

این ویژگی باعث شده برق سبز علاوه بر ارزش انرژی، برای برخی مصرف کنندگان صنعتی دارای ارزش قابلیت تامین نیز باشد.

مزیت اصلی این مدل امکان دستیابی به قیمت بازار است، اما در مقابل سرمایه گذار باید ریسک نوسان قیمت را بپذیرد.

بنابراین در مدل مالی نیروگاهی که قرار است برق خود را در تابلوی سبز بفروشد، استفاده از یک نرخ ثابت برای ۲۰ سال روش مناسبی نیست و باید سناریوهای مختلف قیمت بررسی شوند.

۳. قرارداد دوجانبه فروش برق به صنایع

نیروگاه تجدیدپذیر می تواند در چارچوب مقررات وزارت نیرو با مصرف کننده صنعتی قرارداد مستقیم یا دوجانبه فروش برق منعقد کند.

در این حالت مواردی مانند:

• مقدار انرژی تعهد شده
• قیمت برق
• مدت قرارداد
• نحوه تعدیل قیمت
• تضامین طرفین
• شرایط عدم تولید
• نحوه تسویه
• هزینه ها و مقررات استفاده از شبکه

در قرارداد مشخص می شوند.

مزیت این مدل برای نیروگاه، امکان ایجاد جریان درآمدی قابل پیش بینی تر نسبت به فروش کاملا روزانه در بازار است و برای صنعت نیز می تواند امکان تامین بخشی از برق تجدیدپذیر مورد نیاز را فراهم کند.

در مقررات رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، فروش برق از طریق تابلوی سبز یا قراردادهای دوجانبه با صنایع و استفاده از خطوط انتقال در حد ظرفیت شبکه صراحتا پیش بینی شده است.

۴. قرارداد خرید تضمینی برق تجدیدپذیر

خرید تضمینی برق همچنان یکی از مسیرهای سرمایه گذاری در انرژی تجدیدپذیر است و نرخ ها و ضوابط آن برای سال ۱۴۰۵ براساس ماده ۶۱ قانون اصلاح الگوی مصرف انرژی توسط وزارت نیرو ابلاغ شده اند.

در این مدل سرمایه گذار به جای قرار گرفتن مستقیم در معرض نوسانات بازار، برق را براساس شرایط قرارداد و تعرفه مربوط به ساتبا می فروشد.

این روش به ویژه برای برخی پروژه های کوچک و متوسط می تواند مزیت قابلیت پیش بینی جریان درآمد داشته باشد.

با این حال، خرید تضمینی را نباید به صورت کلی «کم سودتر از بورس» معرفی کرد. انتخاب اقتصادی میان خرید تضمینی، بورس و قرارداد دوجانبه باید براساس:

• نرخ فروش
• مدت قرارداد
• نحوه تعدیل
• هزینه سرمایه
• ریسک قیمت
• قابلیت تامین مالی

انجام شود.

برای بعضی سرمایه گذاران، درآمد کمتر اما قابل پیش بینی می تواند از درآمد بالقوه بالاتر با نوسان زیاد ارزش بیشتری داشته باشد.

۵. پروژه های ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید

ماده ۱۲ قانون رفع موانع تولید رقابت پذیر مبنای اجرای برخی برنامه های بزرگ توسعه نیروگاه های تجدیدپذیر بوده است.

یکی از مهم ترین نمونه ها، مناقصه احداث ۴۰۰۰ مگاوات نیروگاه خورشیدی با ظرفیت های بالاتر از ۱۰ مگاوات بود که از سال ۱۴۰۱ توسط ساتبا برگزار شد.

در این سازوکار، بازپرداخت سرمایه گذاری از محل ارزش صرفه جویی سوخت انجام می شد و در مناقصه مربوط سقف قیمت پیشنهادی تا حدود ۶.۹ سنت دلار به ازای هر کیلووات ساعت مطرح شده بود.

بنابراین این مدل را نباید به شکل زیر معرفی کرد:

«هر سرمایه گذاری که زمین داشته باشد می تواند تا ۳ مگاوات با ماده ۱۲ قرارداد ببندد.»

این برداشت صحیح نیست.

ماده ۱۲ یک سازوکار مشخص مبتنی بر مصوبه، مناقصه و صرفه جویی سوخت است و دسترسی به آن به وجود برنامه یا فراخوان مربوط بستگی دارد.

همچنین نرخ ۶.۹ سنت مربوط به آن برنامه تاریخی است و نباید به عنوان نرخ جاری عمومی فروش برق نیروگاه خورشیدی در سال ۱۴۰۵ استفاده شود.

۶. صادرات برق تجدیدپذیر

صادرات برق تجدیدپذیر نیز در قوانین و مقررات ایران پیش بینی شده است.

براساس قانون مانع زدایی از توسعه صنعت برق، وزارت نیرو پس از اطمینان از تامین نیاز داخلی می تواند مجوز صادرات برق بخش خصوصی، به ویژه برق تجدیدپذیر، را صادر کند.

در آیین نامه رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر نیز وزارت نیرو مکلف شده امکان صادرات برق نیروگاه های تجدیدپذیر را به غیر از دوره اوج مصرف و در حدود ظرفیت شبکه فراهم کند.

بنابراین صادرات می تواند برای برخی پروژه های بزرگ یک مدل درآمدی قابل بررسی باشد، اما حق قطعی و بدون محدودیت سرمایه گذار نیست.

اقتصاد صادرات به عواملی مانند:

• کشور مقصد
• ظرفیت خطوط بین المللی
• زمان صادرات
• مقررات وزارت نیرو
• هزینه و ظرفیت شبکه
• قیمت بازار مقصد
• ریسک تسویه ارزی

وابسته است.

به همین دلیل درآمد صادراتی فقط زمانی باید وارد مدل پایه طرح توجیهی شود که مسیر قراردادی و مجوز آن برای پروژه مشخص شده باشد.

شهرک های تخصصی خورشیدی چه نقشی دارند؟

احداث نیروگاه در شهرک یا ساختگاه تخصصی خورشیدی را بهتر است یک مدل توسعه پروژه بدانیم، نه مدل مستقل فروش برق.

مزیت چنین ساختگاه هایی می تواند شامل آماده بودن یا تسهیل برخی زیرساخت ها، مشخص تر بودن وضعیت زمین، دسترسی بهتر به شبکه و کاهش بخشی از ریسک های توسعه پروژه باشد.

برای نمونه شهرک تخصصی انرژی شال در استان قزوین یکی از پروژه های اجراشده این حوزه است و در فروردین ۱۴۰۵ با بهره برداری از نیروگاه های جدید، ظرفیت فعال آن افزایش یافت.

سرمایه گذار مستقر در یک شهرک خورشیدی همچنان باید مشخص کند برق خود را از چه طریقی خواهد فروخت:

خرید تضمینی، بورس انرژی، قرارداد دوجانبه، خودتامین یا سایر مسیرهای قانونی.

بنابراین «احداث در شهرک خورشیدی» جایگزین مدل درآمدی پروژه نیست.

کدام مدل سرمایه گذاری نیروگاه خورشیدی مناسب تر است؟

یک مدل واحد برای تمام سرمایه گذاران وجود ندارد.

انتخاب مدل نهایی باید پیش از تصمیم قطعی سرمایه گذاری و براساس ظرفیت نیروگاه، ساختگاه، نقطه اتصال، قیمت فروش، نوع خریدار، تامین مالی و ریسک قرارداد انجام شود.

در یک طرح توجیهی حرفه ای بهتر است حداقل دو یا سه مدل فروش برق برای همان پروژه از نظر درآمد، NPV، IRR، دوره بازگشت سرمایه و ریسک جریان نقدی با یکدیگر مقایسه شوند؛ زیرا تغییر مدل فروش برق می تواند اقتصاد یک نیروگاه با تجهیزات و ساختگاه کاملا یکسان را به شکل قابل توجهی تغییر دهد.

برق هموار چیست و چگونه محاسبه می شود؟

یکی از سازوکارهای مهم برای صنایعی که در نیروگاه های تجدیدپذیر سرمایه گذاری می کنند، دریافت برق هموار در محل مصرف است.

نیروگاه خورشیدی در طول شبانه روز تولید ثابتی ندارد؛ تولید آن از صبح آغاز می شود، در حوالی ظهر افزایش پیدا می کند و در شب به صفر می رسد. این الگوی متغیر معمولا با الگوی مصرف یک کارخانه یکسان نیست.

در مدل برق هموار، صنعت می تواند انرژی تولید شده توسط نیروگاه تجدیدپذیر خود را در یک نقطه به شبکه تحویل دهد و براساس ضوابط مربوط، معادل آن را به شکل توان ثابت در بازه زمانی مشخص در نقطه یا نقاط مصرف مورد تایید دریافت کند.

به بیان ساده:

نیروگاه انرژی متغیر خورشیدی را به شبکه تحویل می دهد، اما صنعت می تواند معادل انرژی مورد تایید را به صورت توان یکنواخت تر در بازه قراردادی دریافت کند.

طبق روش اجرایی ابلاغ شده وزارت نیرو، تحویل برق تولیدی نیروگاه های تجدیدپذیر به صنایع تحت مالکیت نیروگاه می تواند به شکل برق هموار در بازه های ۱۲ ساعته از ساعت ۷ صبح تا ۱۹ یا ۲۴ ساعته انجام شود.

برق هموار چه تفاوتی با تولید لحظه ای نیروگاه خورشیدی دارد؟

فرض کنید یک نیروگاه خورشیدی در طول روز چنین الگویی داشته باشد:

صبح تولید کم است، در ظهر به حداکثر می رسد، عصر کاهش می یابد و شب تولید آن صفر می شود.

اگر کارخانه مستقیما به همین تولید وابسته باشد، نمی تواند توان ثابتی دریافت کند.

اما در مدل تهاتر و برق هموار، معیار اصلی انرژی تولیدی نیروگاه در دوره مورد بررسی است. این انرژی به یک مقدار توان ثابت در بازه زمانی مورد توافق تبدیل می شود و شبکه نقش واسط میان محل تولید و محل مصرف را ایفا می کند.

به همین دلیل نیروگاه و کارخانه الزاما نباید در یک محل قرار داشته باشند.

روش محاسبه برق هموار

مبنای محاسبه، انرژی خالص تولیدی پیش بینی شده یا مورد تایید نیروگاه در ماه است.

فرمول پایه به صورت زیر قابل بیان است:

توان برق هموار = انرژی خالص ماهانه ÷ تعداد روزهای ماه ÷ ساعات تحویل روزانه

اگر انرژی بر حسب مگاوات ساعت باشد، توان حاصل بر حسب مگاوات خواهد بود.

برای مثال اگر نیروگاهی در یک ماه ۳۰ روزه:

۱۴,۶۰۰ مگاوات ساعت انرژی خالص

تولید کند، در حالت تحویل ۲۴ ساعته:

۱۴,۶۰۰ ÷ ۳۰ ÷ ۲۴ = حدود ۲۰.۳ مگاوات

بنابراین انرژی تولید شده نیروگاه از نظر محاسباتی معادل حدود ۲۰.۳ مگاوات توان ثابت در تمام ۲۴ ساعت شبانه روز خواهد بود.

اگر همین انرژی در بازه ۱۲ ساعته از ساعت ۷ صبح تا ۱۹ تحویل شود:

۱۴,۶۰۰ ÷ ۳۰ ÷ ۱۲ = حدود ۴۰.۶ مگاوات

در نتیجه کوتاه تر شدن بازه تحویل، مقدار توان ثابت قابل تخصیص را افزایش می دهد؛ زیرا همان مقدار انرژی در ساعات کمتری توزیع می شود.

ضریب تشویقی برق هموار چیست؟

توان پایه برق هموار را نباید با ضریب تشویقی معافیت از مدیریت بار مخلوط کرد.

در روش اجرایی ماده ۹ آیین نامه اجرایی ماده ۴ قانون مانع زدایی از توسعه صنعت برق، برای برخی صنایع احداث کننده نیروگاه تجدیدپذیر، علاوه بر تحویل برق هموار، ضرایب تشویقی برای معافیت از برنامه های مدیریت مصرف در نظر گرفته شده است.

در مقررات ابلاغ شده، برای نیروگاه هایی که بعد از اوج بار سال ۱۴۰۶ توسط صنایع مشمول به بهره برداری برسند، میزان معافیت از مدیریت بار برای بازه های ۱۲ و ۲۴ ساعته به ترتیب معادل ۱.۲ و ۱.۳ برابر برق هموار تعیین شده است.

بنابراین باید میان دو مفهوم تفاوت گذاشت:

برق هموار: توان ثابت محاسبه شده از انرژی تولیدی نیروگاه.

ضریب تشویقی: مزیت اضافی مربوط به میزان معافیت از مدیریت بار که براساس مقررات و زمان بهره برداری پروژه اعمال می شود.

عدد این ضریب باید مطابق آخرین قرارداد و روش اجرایی قابل اعمال به همان پروژه در مدل مالی استفاده شود.

آیا ظرفیت اسمی نیروگاه مبنای برق هموار است؟

خیر.

اگر یک صنعت نیروگاه خورشیدی ۱۰ مگاواتی احداث کند، نمی توان نتیجه گرفت که ۱۰ مگاوات برق هموار ۲۴ ساعته دریافت خواهد کرد.

نیروگاه ۱۰ مگاواتی فقط در شرایط مناسب می تواند در ساعاتی از روز به نزدیکی ظرفیت نامی برسد و شب تولید آن صفر است.

بنابراین برق هموار از انرژی تولیدی محاسبه می شود، نه صرفا ظرفیت MW نیروگاه.

به همین دلیل در مرحله امکان سنجی باید ابتدا تولید انرژی سالانه و ماهانه با داده های ساختگاه و طراحی واقعی نیروگاه برآورد شود و سپس ظرفیت برق هموار قابل انتظار محاسبه شود.

آیا مقدار برق هموار در تمام ماه های سال یکسان است؟

الزاما خیر.

تولید نیروگاه خورشیدی در ماه های مختلف سال تغییر می کند. زاویه خورشید، طول روز، دما، ابر، گرد و غبار و سایر شرایط اقلیمی باعث می شوند تولید تیر با دی یا فروردین با آذر یکسان نباشد.

در نمونه قرارداد تهاتر انرژی صنایع، متقاضی باید برآورد ماهانه انرژی خالص تولیدی نیروگاه و بازه زمانی مورد درخواست خود را ارائه کند و ساتبا پس از بررسی، میزان برق هموار را برای اعلام به توانیر تعیین می کند.

بنابراین در مدل مالی بهتر است برق هموار ماه به ماه محاسبه شود و استفاده از یک مقدار ثابت برای کل سال فقط در برآورد بسیار اولیه قابل قبول است.

آیا نیروگاه می تواند در یک استان و کارخانه در استان دیگری باشد؟

در اصل سازوکار برق هموار به همین دلیل طراحی شده که تولید و مصرف الزاما در یک نقطه نباشند.

برق نیروگاه در نقطه اتصال به شبکه تحویل می شود و توانیر براساس امکان شبکه، برق هموار را در نقطه یا نقاط مصرف مورد تایید تحویل می دهد.

نمونه قرارداد تهاتر انرژی حتی امکان معرفی چند نقطه مصرف صنعتی را پیش بینی کرده است، البته تحقق آن نیازمند تایید امکان ترانزیت توسط توانیر است.

این ویژگی برای صنایعی که چند کارخانه در نقاط مختلف کشور دارند می تواند اهمیت زیادی داشته باشد.

آیا صنعت دارای برق هموار از محدودیت برق معاف می شود؟

یکی از مشوق های اصلی این سازوکار همین موضوع است.

طبق روش اجرایی وزارت نیرو، صنایع واجد شرایطی که نیروگاه تجدیدپذیر احداث می کنند می توانند متناسب با برق هموار و ضرایب مقرر، از شمول برنامه های مدیریت مصرف در دوره های ناترازی مستثنی شوند.

اما بهتر است در مقاله از عبارت «برق بدون قطعی تضمینی» به شکل مطلق استفاده نشود.

میزان معافیت به:

• ظرفیت و تولید نیروگاه
• زمان بهره برداری پروژه
• بازه ۱۲ یا ۲۴ ساعته
• ضریب تشویقی قابل اعمال
• قرارداد
• و مقررات جاری شبکه

وابسته است.

برق مازاد بر مصرف صنعت چه می شود؟

طبق روش اجرایی جدیدتر وزارت نیرو، در صورت تحویل برق هموار در بازه ۲۴ ساعته، صنایع مشمول می توانند برق هموار مازاد بر مصرف خود را از طریق:

• قرارداد دوجانبه با سایر صنایع
• یا بورس انرژی

به سایر صنایع متقاضی عرضه کنند.

صنعت خریدار نیز به میزان ظرفیت خریداری شده می تواند از معافیت مربوط به مدیریت بار برخوردار شود، هرچند ضریب تشویقی صنعت مالک نیروگاه به خریدار منتقل نمی شود.

بنابراین عبارت کلی «در طول قرارداد به هیچ عنوان امکان فروش برق وجود ندارد» دیگر نباید بدون بررسی نوع قرارداد در مقاله استفاده شود.

آیا دریافت برق هموار مشمول هزینه ترانزیت است؟

ارجاع به بند ط تبصره ۱۵ قانون بودجه سال ۱۴۰۲ برای اعلام معافیت دائمی از هزینه ترانزیت صحیح نیست؛ حکم بودجه ای مربوط به همان دوره مالی بوده و نمی توان آن را بدون بررسی مقررات جاری به سال ۱۴۰۵ تعمیم داد.

در روش اجرایی جدیدتر وزارت نیرو صراحتا آمده است که توانیر تمهیدات تحویل برق هموار را با دریافت هزینه ترانزیت براساس قوانین و مقررات موجود انجام می دهد.

در سال ۱۴۰۵ نیز نرخ های ترانزیت برق برای سطوح انتقال و فوق توزیع، فشار متوسط و فشار ضعیف به صورت جداگانه اعلام شده اند.

بنابراین در طرح توجیهی سال ۱۴۰۵، هزینه استفاده از شبکه باید براساس سطح اتصال، قرارداد پروژه و مقررات جاری همان دوره بررسی شود و نباید به طور پیش فرض صفر در نظر گرفته شود.

برق هموار چه ارتباطی با ماده ۱۶ دارد؟

این دو مفهوم یکسان نیستند.

ماده ۱۶ قانون جهش تولید دانش بنیان صنایع مشمول را ملزم به تامین بخشی از برق مصرفی خود از انرژی های تجدیدپذیر می کند. در سال ۱۴۰۵ این سهم برای صنایع با قدرت مصرف بیش از یک مگاوات ۴ درصد است.

در مقابل، برق هموار یک سازوکار برای صنایع سرمایه گذار در نیروگاه تجدیدپذیر است تا انرژی تولیدی نیروگاه خود را به صورت توان ثابت تر در محل مصرف دریافت کنند و براساس مقررات از برخی مشوق های مدیریت مصرف بهره مند شوند.

احداث نیروگاه در مدل تهاتر می تواند همزمان به انجام تعهدات ماده ۱۶ نیز کمک کند.

آیا احداث نیروگاه برای دریافت برق هموار برای صنعت توجیه دارد؟

برای صنعتی که خسارت توقف تولید در زمان محدودیت برق بالاست، ارزش اقتصادی نیروگاه فقط از فروش هر کیلووات ساعت برق به دست نمی آید.

باید حداقل چهار منفعت بررسی شود:

کاهش هزینه تامین برق تجدیدپذیر موضوع ماده ۱۶

ارزش برق هموار دریافت شده

کاهش خسارت ناشی از محدودیت یا توقف تولید

درآمد احتمالی حاصل از فروش برق مازاد

برای مثال ممکن است جلوگیری از چند ساعت توقف خط فولاد، سیمان، معدن، پتروشیمی یا صنایع پیوسته از درآمد مستقیم فروش برق نیروگاه ارزش بیشتری داشته باشد.

به همین دلیل در طرح توجیهی نیروگاه خودتامین صنعتی، بهتر است علاوه بر IRR نیروگاه، شاخصی مانند Avoided Production Loss یا خسارت تولید جلوگیری شده نیز در تحلیل اقتصادی وارد شود.

مکان یابی و انتخاب زمین نیروگاه خورشیدی

مکان یابی نیروگاه خورشیدی یکی از مهم ترین مراحل امکان سنجی پروژه است، زیرا محل احداث مستقیما بر میزان تولید برق، هزینه زمین، هزینه اتصال به شبکه، عملیات اجرایی و در نهایت بازده سرمایه گذاری تاثیر می گذارد.

اگرچه میزان تابش خورشیدی مهم ترین معیار اولیه است، انتخاب ساختگاه نیروگاه نباید فقط براساس نقشه تابش یا تعداد روزهای آفتابی انجام شود. در یک پروژه مگاواتی، بهترین زمین زمینی است که مجموعه مناسبی از منبع خورشیدی، امکان اتصال به شبکه، وضعیت حقوقی زمین، توپوگرافی، دسترسی و هزینه توسعه را همزمان داشته باشد.

پتانسیل تابش خورشیدی ایران چقدر است؟

ایران به دلیل موقعیت جغرافیایی خود از منابع خورشیدی مناسبی برخوردار است. در مطالعات مختلف، تابش خورشیدی سالانه در بخش های مختلف کشور در محدوده تقریبی ۱۸۰۰ تا ۲۵۰۰ کیلووات ساعت بر مترمربع در سال گزارش شده است و مناطق مرکزی، شرقی و جنوبی عموما از تابش بالاتری برخوردار هستند.

برای نیروگاه فتوولتائیک، صرفا تعداد ساعات روشنایی روز اهمیت ندارد. شاخص های تخصصی تری مانند موارد زیر باید بررسی شوند:

• GHI یا Global Horizontal Irradiation
• GTI یا تابش روی صفحه پنل
• PVOUT یا پتانسیل تولید برق فتوولتائیک
• دمای محیط و دمای ماژول
• میزان گرد و غبار و Soiling
• پوشش ابر
• رطوبت
• سرعت باد

برای ارزیابی اولیه ساختگاه می توان از Global Solar Atlas متعلق به World Bank/ESMAP استفاده کرد که نقشه های GHI، PVOUT و سایر داده های خورشیدی ایران را ارائه می کند.

پرتابش ترین مناطق ایران برای نیروگاه خورشیدی کدام هستند؟

نمی توان یک استان را به طور کامل «مناسب» یا «نامناسب» اعلام کرد، زیرا میزان تابش، ارتفاع، دما، شیب زمین و دسترسی به شبکه در نقاط مختلف همان استان نیز متفاوت است.

با این حال مطالعات GIS و ارزیابی های اقلیمی، بخش هایی از یزد، کرمان، خراسان جنوبی، سیستان و بلوچستان، فارس و اصفهان را از مناطق دارای ظرفیت مناسب توسعه نیروگاه های خورشیدی معرفی کرده اند.

در یک مطالعه ملی منتشر شده در سال ۲۰۲۶ که تمام استان های کشور را با معیارهای اقلیمی و جغرافیایی مقایسه کرده است، یزد، کرمان و خراسان جنوبی به ترتیب در میان استان های دارای بالاترین پتانسیل توسعه خورشیدی قرار گرفته اند.

مطالعات GIS قبلی نیز کرمان، یزد، فارس، سیستان و بلوچستان، خراسان جنوبی و اصفهان را در میان مناطق مناسب توسعه نیروگاه خورشیدی قرار داده اند.

با این حال این رتبه بندی ها را نباید به معنی مناسب بودن هر قطعه زمین در این استان ها دانست. مطالعه سراسری دیگری در سال ۲۰۲۶ نشان داده است که پس از در نظر گرفتن محدودیت هایی مانند مناطق حفاظت شده، زیرساخت ها و شرایط فنی، بخش بزرگی از مساحت کشور از گزینه های بالقوه احداث نیروگاه حذف می شود.

آیا بیشترین تابش همیشه به معنی بهترین نیروگاه است؟

خیر. افزایش تابش معمولا تولید انرژی را افزایش می دهد، اما دمای بسیار بالا می تواند راندمان ماژول های فتوولتائیک را کاهش دهد.

یک مطالعه مقایسه ای منتشر شده در سال ۲۰۲۶ نشان داده است که افزایش دما بر Performance Ratio سیستم های PV در اقلیم های مختلف ایران اثر منفی دارد. برای مثال یزد به دلیل تابش بیشتر تولید انرژی بالایی دارد، اما این موضوع به معنی بالاتر بودن راندمان لحظه ای سیستم در تمام شرایط نیست.

بنابراین در شبیه سازی PVsyst باید تاثیر همزمان تابش و دمای ماژول محاسبه شود.

معیارهای اصلی انتخاب زمین نیروگاه خورشیدی

برای انتخاب ساختگاه مناسب بهتر است زمین طی چند مرحله غربالگری شود.

۱. میزان تولید بالقوه انرژی

ابتدا GHI، GTI و PVOUT مختصات زمین بررسی می شوند و سپس تولید ویژه نیروگاه بر حسب:

kWh/kWp/year

برآورد می شود.

در مراحل بعدی این مقدار باید با مدل دقیق PVsyst و تجهیزات واقعی پروژه محاسبه شود.

۲. امکان اتصال به شبکه

در پروژه های مگاواتی، این معیار می تواند حتی از اختلاف چند درصدی تابش اهمیت بیشتری داشته باشد.

باید بررسی شود:

• نزدیک ترین پست برق کجاست؟
• سطح ولتاژ شبکه چقدر است؟
• آیا ظرفیت پذیرش نیروگاه وجود دارد؟
• طول خط اتصال چقدر خواهد بود؟
• آیا نیاز به توسعه پست یا احداث Bay جدید وجود دارد؟

به همین دلیل انتخاب یک زمین فقط به دلیل تابش بالا، بدون بررسی شبکه، می تواند یکی از پرهزینه ترین اشتباهات توسعه پروژه باشد.

۳. مساحت و شکل زمین

زمین باید علاوه بر مساحت کافی، شکل مناسبی برای جانمایی پنل ها داشته باشد.

زمین بسیار باریک، چند تکه یا دارای موانع داخلی می تواند باعث کاهش سطح قابل استفاده و افزایش کابل کشی شود.

برای غربالگری اولیه نیروگاه های زمینی مگاواتی، حدود ۱.۲ تا ۱.۵ هکتار به ازای هر مگاوات را می توان به عنوان یک شاخص اولیه در نظر گرفت، اما عدد نهایی باید از Site Layout استخراج شود.

۴. شیب و توپوگرافی

زمین های نسبتا مسطح معمولا اجرای ساده تر و هزینه Civil کمتری دارند.

افزایش شیب می تواند موجب:

• افزایش عملیات خاکی
• پیچیده تر شدن استراکچر
• افزایش هزینه راه سازی
• دشوار شدن نصب پنل
• ایجاد سایه های موضعی

شود. مطالعات مکان یابی نیز شیب را یکی از معیارهای مهم انتخاب محل نیروگاه معرفی کرده اند.

۵. وضعیت حقوقی و کاربری زمین

پیش از سرمایه گذاری باید مالکیت، قابلیت واگذاری یا اجاره، کاربری، حریم ها و محدودیت های قانونی زمین مشخص شوند.

زمین ممکن است از نظر خورشیدی بسیار مناسب باشد، اما به دلیل قرار گرفتن در منطقه حفاظت شده، حریم زیرساخت یا محدودیت کاربری امکان احداث نیروگاه روی آن وجود نداشته باشد.

۶. راه دسترسی و لجستیک

انتقال هزاران پنل، استراکچر، ترانسفورماتور و تجهیزات سنگین نیازمند دسترسی مناسب است.

فاصله از جاده، کیفیت راه، پل ها و امکان تردد تریلرهای سنگین باید قبل از انتخاب نهایی بررسی شوند.

۷. گرد و غبار و شرایط محیطی

تابش زیاد در مناطق بیابانی یک مزیت است، اما گرد و غبار بالا می تواند موجب افزایش Soiling Loss شود.

در چنین مناطقی باید:

• دفعات شستشو
• مصرف آب
• تامین آب
• هزینه Cleaning
• احتمال طوفان شن

در مدل بهره برداری لحاظ شوند.

۸. منابع آب

نیروگاه PV برخلاف نیروگاه حرارتی مصرف آب بالایی ندارد، اما در مناطق خشک تامین آب برای شستشوی چندین هزار یا چند صد هزار ماژول می تواند به یک مسئله عملیاتی تبدیل شود.

بنابراین منبع، کیفیت و هزینه آب نیز باید بررسی شود.

فاصله از شبکه مهم تر است یا تابش بیشتر؟

این موضوع باید اقتصادی بررسی شود.

فرض کنید ساختگاه A سالانه ۵ درصد تولید بیشتری دارد، اما برای اتصال آن باید ۱۵ کیلومتر خط فشار متوسط یا فوق توزیع احداث شود.

ساختگاه B ممکن است تابش کمتری داشته باشد، اما در فاصله کوتاهی از یک پست دارای ظرفیت آزاد قرار گرفته باشد.

در چنین شرایطی ممکن است NPV و IRR ساختگاه B بهتر باشد؛ حتی اگر از نظر نقشه خورشیدی رنگ ضعیف تری داشته باشد.

بنابراین در مکان یابی حرفه ای باید مفهوم زیر بررسی شود:

بیشترین بازده اقتصادی زمین، نه صرفا بیشترین تابش خورشیدی.

بهترین استان ایران برای نیروگاه خورشیدی کدام است؟

یک پاسخ واحد برای این سوال وجود ندارد.

اگر فقط پتانسیل خورشیدی و برخی شاخص های اقلیمی در نظر گرفته شوند، مطالعات جدید استان هایی مانند یزد، کرمان و خراسان جنوبی را در رده های بالای کشور قرار می دهند.

اما برای یک سرمایه گذار واقعی، بهترین ساختگاه زمینی است که ترکیب مناسبی از موارد زیر را داشته باشد:

تابش بالا + تولید ویژه مناسب + زمین قابل استفاده + شبکه دارای ظرفیت + اتصال کم هزینه + مجوزپذیری مناسب + دسترسی مطلوب

به همین دلیل انتخاب ساختگاه نهایی باید در سطح مختصات زمین و نقطه اتصال انجام شود، نه صرفا براساس نام استان.

مکان یابی در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی چگونه انجام می شود؟

در مرحله پیش امکان سنجی بهتر است چند ساختگاه با یکدیگر مقایسه شوند.

برای هر زمین می توان جدولی مانند زیر تشکیل داد:

در نهایت ساختگاهی انتخاب می شود که بهترین ترکیب فنی، اقتصادی و اجرایی را داشته باشد.

در پروژه های بزرگ، این مرحله می تواند با تحلیل GIS، Global Solar Atlas، تصاویر ماهواره ای، داده های شبکه، بازدید زمینی، نقشه برداری توپوگرافی و در مراحل بعد با مطالعات ژئوتکنیک و اتصال به شبکه تکمیل شود.

احداث نیروگاه خورشیدی داخل شهرک صنعتی بهتر است یا خارج از آن؟

پاسخ این سوال برای همه پروژه ها یکسان نیست. احداث نیروگاه خورشیدی در شهرک صنعتی لزوما از زمین خارج شهرک بهتر نیست و انتخاب ساختگاه باید براساس هزینه کل پروژه، امکان اتصال به شبکه، قیمت و شرایط زمین، تابش خورشیدی و مدل فروش یا مصرف برق انجام شود.

در ارزیابی ساختگاه بهتر است میان سه گزینه تفاوت قائل شویم:

• شهرک صنعتی معمولی
• شهرک یا زون تخصصی انرژی خورشیدی
• زمین مستقل خارج از شهرک صنعتی

از میان این سه گزینه، شهرک تخصصی خورشیدی معمولا بیشترین مزیت را از نظر آماده بودن بخشی از زیرساخت ها و کاهش ریسک توسعه دارد؛ اما حتی در این حالت نیز ظرفیت موجود، شرایط واگذاری زمین و نقطه اتصال باید پیش از سرمایه گذاری بررسی شوند.

آیا هر شهرک صنعتی زیرساخت آماده اتصال نیروگاه به شبکه دارد؟

خیر. وجود شبکه برق در یک شهرک صنعتی به معنی وجود ظرفیت آزاد برای تزریق چند مگاوات برق خورشیدی نیست.

یک شهرک ممکن است دارای پست و شبکه توزیع باشد، اما:

• ظرفیت پست تکمیل شده باشد؛
• فیدرها توان پذیرش نیروگاه جدید را نداشته باشند؛
• تزریق توان نیازمند توسعه پست باشد؛
• سطح اتصال مورد نیاز نیروگاه با شبکه داخلی شهرک متفاوت باشد؛
• یا احداث Bay و تجهیزات حفاظتی جدید ضروری باشد.

به همین دلیل حتی برای زمین داخل شهرک نیز باید موافقت اتصال و مطالعات شبکه انجام شود.

تفاوت مهم این است که در زون های تخصصی انرژی خورشیدی، اتصال به شبکه از ابتدا به عنوان یکی از زیرساخت های پروژه در نظر گرفته می شود. همین موضوع یکی از دلایل توسعه این زون ها توسط ساتبا و وزارت صمت بوده است.

مزیت زمین خارج شهرک چه زمانی بیشتر است؟

زمین مستقل خارج شهرک می تواند در شرایط مناسب حتی از زمین صنعتی گزینه بهتری باشد.

این حالت معمولا زمانی مطرح می شود که زمین:

• تابش مناسبی داشته باشد؛
• نسبتا مسطح باشد؛
• مساحت کافی برای توسعه داشته باشد؛
• نزدیک پست یا خط دارای ظرفیت آزاد باشد؛
• وضعیت حقوقی مشخصی داشته باشد؛
• راه دسترسی مناسب داشته باشد؛
• هزینه تملک یا اجاره آن پایین باشد.

در سال های ۱۴۰۳ تا ۱۴۰۵ فرآیند واگذاری اراضی ملی برای نیروگاه های تجدیدپذیر نیز تسهیل شده است. طبق اعلام ساتبا بیش از ۵۵ هزار هکتار زمین طی دو سال برای پروژه های تجدیدپذیر واگذار شده که نسبت به مجموع واگذاری تا پایان ۱۴۰۲ رشد قابل توجهی داشته است.

در استان هایی مانند یزد نیز فقط طی دو سال بیش از ۵ هزار هکتار اراضی ملی برای ۲۹۳ طرح نیروگاه خورشیدی مورد موافقت قرار گرفته است.

بنابراین سرمایه گذار نباید تصور کند که تنها مسیر تامین زمین، خرید زمین داخل شهرک صنعتی است.

آیا زمین شهرک صنعتی همیشه انتخاب اقتصادی تری است؟

خیر. در بعضی مناطق حتی رویکرد سیاست گذار این است که اراضی ارزشمند صنعتی برای احداث نیروگاه اختصاص پیدا نکنند و نیروگاه خورشیدی به اراضی کم بازده و فاقد ظرفیت توسعه صنعتی هدایت شود.

برای نمونه در تیر ۱۴۰۵ در استان البرز تاکید شد زمین هایی که قابلیت توسعه صنعتی دارند بهتر است به نیروگاه خورشیدی اختصاص داده نشوند و برای این پروژه ها از اراضی کم بازده یا بیابانی استفاده شود.

این موضوع از نظر اقتصادی نیز منطقی است. نیروگاه خورشیدی اشتغال مستقیم و تراکم ارزش افزوده زمینی بسیار کمتری نسبت به بسیاری از کارخانه ها دارد و استفاده از زمین صنعتی گران قیمت صرفا برای نصب پنل همیشه بهترین تخصیص زمین نیست.

به همین دلیل سیاست توسعه زون های تخصصی خورشیدی از استفاده عمومی از قطعات ارزشمند شهرک صنعتی منطقی تر است.

مقایسه احداث نیروگاه داخل و خارج شهرک صنعتی

آیا در شهرک های صنعتی زمین رایگان برای نیروگاه خورشیدی داده می شود؟

به طور عمومی خیر. قاعده ای وجود ندارد که زمین شهرک صنعتی برای احداث نیروگاه خورشیدی رایگان واگذار شود.

در شهرک ها و زون های تخصصی ممکن است زمین با شرایط حمایتی و هزینه مناسب تر عرضه شود. ساتبا نیز در سال ۱۴۰۵ اعلام کرده است که در برخی شهرک های تخصصی خورشیدی، براساس توافق میان وزارت نیرو و وزارت صمت، زمین با حداقل هزینه و همراه با زیرساخت در اختیار سرمایه گذاران قرار گرفته است.

اما شرایط واگذاری در همه استان ها و همه شهرک ها یکسان نیست.

حتی مشوق عمومی شهرک های صنعتی نیز می تواند موقت و مشروط باشد. برای مثال در اردیبهشت ۱۴۰۵ مشوق کاهش ۱۰ درصدی بخش نقدی پیش پرداخت حق بهره برداری زمین صرفا برای بعضی شهرک ها و نواحی صنعتی غیرتقاضامحور تمدید شده بود؛ این موضوع «زمین رایگان» یا تخفیف دائمی مخصوص نیروگاه خورشیدی محسوب نمی شود.

وضعیت زمین خارج شهرک چگونه است؟

برای نیروگاه های تجدیدپذیر امکان واگذاری اراضی ملی و دولتی طبق ضوابط وجود دارد.

براساس آیین نامه رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، ساتبا مناطق مستعد را به وزارت جهاد کشاورزی معرفی می کند و متقاضی نیز با تایید وزارت نیرو می تواند برای زمین مورد نظر خود فرآیند قانونی واگذاری یا تغییر کاربری را پیگیری کند.

در مقررات فعلی، اجاره بهای سالانه اراضی دولتی واگذار شده برای این پروژه ها توسط کمیسیون مربوط و حداکثر تا ۲۰ درصد ارزش معاملاتی یا قیمت منطقه ای زمان واگذاری تعیین می شود.

بنابراین عبارت «دولت هزینه تغییر کاربری را تخفیف می دهد» را نباید بدون مشخص کردن ضابطه و نوع زمین به صورت عمومی بیان کرد.

شهرک صنعتی بهتر است یا زمین خارج شهرک؟

برای نیروگاه خورشیدی نمی توان یک گزینه را همیشه برنده دانست.

شهرک یا زون تخصصی خورشیدی زمانی می تواند گزینه بسیار مناسبی باشد که زمین و ظرفیت اتصال آماده داشته باشد و سرمایه گذار بخواهد ریسک و زمان توسعه پروژه را کاهش دهد.

زمین خارج شهرک زمانی می تواند اقتصادی تر باشد که زمین ارزان یا واگذاری مناسب، تابش مطلوب، مساحت کافی و به ویژه یک نقطه اتصال کم هزینه در دسترس باشد.

شهرک صنعتی معمولی نیز برای نیروگاه خودتامین یک صنعت یا پروژه ای که از زیرساخت موجود شهرک استفاده می کند می تواند مناسب باشد، اما صرف حضور در شهرک تضمین کننده امکان اتصال نیروگاه نیست.

به همین دلیل در طرح توجیهی بهتر است به جای پاسخ کلی «داخل یا خارج شهرک»، دو یا چند ساختگاه واقعی با یکدیگر مقایسه شوند و برای هر کدام هزینه زمین، اتصال به شبکه، CAPEX، تولید انرژی و زمان توسعه محاسبه شود. ساختگاهی که بیشترین IRR یا NPV و ریسک اجرایی قابل قبول را ایجاد کند، انتخاب اقتصادی مناسب تری خواهد بود.

زمین مناسب نیروگاه خورشیدی چه ویژگی هایی باید داشته باشد؟

انتخاب زمین مناسب یکی از مهم ترین تصمیم ها در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی است. زمینی که تابش بالایی دارد، لزوما بهترین ساختگاه نیست؛ زیرا هزینه اتصال به شبکه، شیب و توپوگرافی، وضعیت حقوقی زمین، خطر سیلاب، شرایط خاک، راه دسترسی و محدودیت های محیط زیستی می توانند تاثیر بیشتری بر اقتصاد پروژه داشته باشند.

برای انتخاب ساختگاه یک نیروگاه فتوولتائیک، زمین باید همزمان از نظر فنی، شبکه، حقوقی، محیط زیستی و اقتصادی ارزیابی شود.

مساحت زمین مورد نیاز نیروگاه خورشیدی

مساحت زمین به ظرفیت DC و AC نیروگاه، راندمان پنل ها، نوع استراکچر، فاصله ردیف ها، شیب زمین، راه های داخلی، پست و تجهیزات جانبی بستگی دارد.

برای غربالگری اولیه نیروگاه های زمینی در ایران می توان حدود ۱.۲ تا ۱.۵ هکتار به ازای هر مگاوات را به عنوان یک شاخص اولیه در نظر گرفت. توانیر نیز برای ساختگاه های خورشیدی شناسایی شده در ایران همین محدوده را اعلام کرده است.

برای مثال، برآورد اولیه زمین یک نیروگاه ۵ مگاواتی می تواند حدود ۶ تا ۷.۵ هکتار و برای نیروگاه ۱۰ مگاواتی حدود ۱۲ تا ۱۵ هکتار باشد.

با این حال، مساحت نهایی باید از Site Layout واقعی پروژه استخراج شود. راندمان ماژول، Fixed Tilt یا Tracker بودن سازه، نسبت DC/AC، حریم های داخلی، راه دسترسی و ساختمان های پروژه می توانند این عدد را تغییر دهند.

شیب زمین نیروگاه خورشیدی چقدر باید باشد؟

زمین نسبتا مسطح معمولا گزینه اقتصادی تری است، زیرا عملیات خاکی، اجرای راه، نصب استراکچر و کنترل زهکشی ساده تر می شود.

اما یک «شیب استاندارد صفر تا ۳ درجه» برای تمام نیروگاه های خورشیدی وجود ندارد و شیب بیش از ۱۰ درجه نیز الزاما احداث نیروگاه را غیر ممکن نمی کند.

در مطالعات بین المللی، زمین هایی با حدود ۱۰ درصد شیب همچنان می توانند برای توسعه خورشیدی قابل بررسی باشند، هرچند هزینه و پیچیدگی اجرا با افزایش شیب بیشتر می شود. فناوری های جدید Tracker نیز قادر به کار روی زمین های ناهموارتر هستند.

نکته مهم این است که درصد شیب با درجه شیب یکسان نیست. برای مثال شیب ۱۰ درصد تقریبا معادل ۵.۷ درجه است.

بنابراین در مرحله امکان سنجی باید به جای تعیین یک حد ثابت، حجم خاکبرداری و خاکریزی، خطر فرسایش، زهکشی، نوع استراکچر و هزینه Civil برای زمین بررسی شود.

آیا جهت شیب زمین باید حتما جنوبی باشد؟

در نیمکره شمالی، آرایه های Fixed Tilt معمولا برای بیشینه کردن تولید سالانه به سمت جنوب متمایل می شوند، اما این به معنی آن نیست که زمین نیروگاه حتما باید دارای شیب جنوبی باشد.

زاویه و جهت پنل توسط طراحی نیروگاه تعیین می شود و استراکچر می تواند جهت مناسب را برای ماژول ایجاد کند.

شیب جنوبی ملایم ممکن است در بعضی پروژه های Fixed Tilt باعث کاهش عملیات خاکی یا بهبود شرایط جانمایی شود، اما زمین مسطح یا حتی زمین دارای جهت شیب متفاوت نیز می تواند کاملا مناسب باشد.

در نیروگاه های دارای Single Axis Tracker نیز منطق جانمایی متفاوت است و جهت شیب زمین باید با محدودیت حرکتی Tracker، Backtracking و توپوگرافی واقعی سایت بررسی شود.

فاصله از گسل و ریسک زلزله

ادعای اینکه نیروگاه خورشیدی باید ۲۰۰ کیلومتر از مناطق زلزله خیز فاصله داشته باشد مبنای مهندسی عمومی ندارد.

ایران کشوری زلزله خیز است و اعمال چنین فاصله ای بخش بزرگی از کشور را عملا از توسعه نیروگاه حذف می کند.

در مکان یابی حرفه ای باید به جای یک فاصله ثابت، مواردی مانند:

موقعیت گسل های فعال، خطر لرزه ای منطقه، نوع خاک، احتمال روانگرایی، مشخصات ژئوتکنیکی و الزامات طراحی لرزه ای استراکچر و تجهیزات

بررسی شوند.

حتی مطالعات GIS انجام شده برای مکان یابی نیروگاه خورشیدی در ایران نشان داده اند که در برخی مدل های تصمیم گیری، عواملی مانند شیب و شبکه راه ها تاثیر بیشتری از فاصله از گسل بر مناسب بودن ساختگاه داشته اند.

فاصله از رودخانه، مسیل و منابع آبی

برای فاصله نیروگاه خورشیدی از رودخانه یا دریاچه نیز نمی توان یک عدد عمومی مانند «حداقل ۲۰۰ متر» تعیین کرد.

طبق آیین نامه فعلی رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، رعایت حریم رودخانه ها و دریاها در هماهنگی میان بخش آب وزارت نیرو و ساتبا بررسی می شود.

در مقررات عمومی حریم رودخانه ها نیز میزان حریم توسط وزارت نیرو یا شرکت آب منطقه ای و متناسب با نوع رودخانه، بستر و ملاحظات حفاظتی تعیین می شود و عدد ثابتی برای همه ساختگاه ها وجود ندارد.

علاوه بر حریم قانونی، خطر سیلاب و روان آب سطحی باید مستقلا بررسی شود. حتی زمینی که خارج از بستر رودخانه قرار دارد ممکن است بر اثر بارندگی شدید دچار آبگرفتگی شود.

زهکشی و خطر سیلاب

این موضوع در بسیاری از طرح های اولیه نادیده گرفته می شود.

آبگرفتگی می تواند به:

• اینورتر
• تابلو برق
• ترانسفورماتور
• فونداسیون
• کابل
• راه های داخلی

آسیب وارد کند. بنابراین برای پروژه های بزرگ باید مسیر آبراهه های طبیعی، مسیل ها، جهت روان آب، تراز سیلاب و طراحی Drainage بررسی شود.

یک زمین کاملا مسطح نیز اگر زهکشی ضعیفی داشته باشد الزاما زمین مناسبی برای نیروگاه نیست.

فاصله از جاده و راه دسترسی

عدد «حداکثر ۳۰۰ متر فاصله تا جاده اصلی» نیز استاندارد عمومی نیروگاه خورشیدی نیست.

مهم این است که سایت دسترسی قابل اتکا برای حمل تجهیزات و بهره برداری داشته باشد.

راه دسترسی باید امکان عبور تجهیزاتی مانند:

• تریلر حمل ترانسفورماتور
• کامیون حمل پنل و استراکچر
• جرثقیل
• ماشین آلات خاکی
• خودروهای تعمیر و نگهداری

را داشته باشد. در بعضی پروژه ها احداث چند کیلومتر راه اختصاصی همچنان اقتصادی است و در پروژه ای دیگر حتی فاصله کوتاه می تواند به دلیل پل نامناسب، شیب مسیر یا محدودیت بار محوری مشکل ایجاد کند. وزارت انرژی آمریکا نیز امکان حمل ایمن تجهیزات، محدودیت پل ها و وضعیت راه را جزو Due Diligence ساختگاه معرفی می کند.

نزدیکی به شبکه برق

یکی از مهم ترین معیارهایی که در متن رقیب کم رنگ شده، امکان اتصال به شبکه است.

در پروژه مگاواتی باید پیش از نهایی کردن زمین مشخص شود:

• نزدیک ترین پست یا فیدر مناسب کجاست؟
• شبکه چه میزان ظرفیت آزاد دارد؟
• سطح ولتاژ اتصال چیست؟
• خط اتصال چه طولی خواهد داشت؟
• آیا توسعه پست یا احداث Bay لازم است؟

طبق بررسی مطالعات مکان یابی PV، پس از میزان تابش خورشیدی، نزدیکی به خطوط و زیرساخت شبکه یکی از مهم ترین معیارهای انتخاب ساختگاه است.

زمین ارزان و پرتابش که اتصال آن ده ها میلیارد تومان هزینه اضافی ایجاد کند ممکن است از یک زمین با تابش کمی پایین تر اما اتصال مناسب، توجیه اقتصادی کمتری داشته باشد.

جنس خاک و مطالعات ژئوتکنیک

شرایط خاک تاثیر مستقیمی بر نوع و هزینه فونداسیون استراکچر دارد.

در مرحله توسعه پروژه باید مواردی مانند:

ظرفیت باربری خاک، نوع لایه ها، سنگ بستر، خوردگی خاک، مقاومت ویژه الکتریکی خاک، سطح آب زیرزمینی و امکان کوبش پایل بررسی شوند.

برای مثال خاک بسیار سخت یا سنگی می تواند اجرای پایل را پرهزینه کند و خاک بسیار سست ممکن است نیازمند طول بیشتر پایل یا فونداسیون متفاوت باشد. شرایط خاک همچنین بر طراحی سیستم ارت تاثیر دارد.

باد، برف و شرایط اقلیمی

زمین باید از نظر بارهای محیطی نیز ارزیابی شود.

استراکچر و فونداسیون براساس مواردی مانند:

• حداکثر سرعت باد
• Gust
• بار برف
• دمای حداقل و حداکثر
• خوردگی محیط
• طوفان شن

طراحی می شوند. این موضوع در مناطق کویری یا مرتفع اهمیت بیشتری دارد و می تواند نوع و هزینه استراکچر را تغییر دهد.

گرد و غبار و تامین آب برای شستشو

تابش زیاد در یک منطقه بیابانی همیشه به معنی تولید بالاتر واقعی نیست.

گرد و غبار، ماسه و آلودگی سطح پنل باعث Soiling Loss می شوند و میزان این تلفات به شرایط اقلیمی و برنامه Cleaning وابسته است. Global Solar Atlas نیز Soiling را یکی از تلفات موثر بر تولید PV معرفی می کند.

در پروژه های بزرگ باید مشخص شود:

• شدت گرد و غبار چقدر است؟
• پنل چند بار در سال نیاز به شستشو دارد؟
• آب از کجا تامین می شود؟
• کیفیت آب چگونه است؟
• شستشو دستی، مکانیزه یا رباتیک خواهد بود؟

بنابراین تامین آب یکی از موضوعات بهره برداری ساختگاه است، حتی اگر مصرف آب نیروگاه PV در مقایسه با نیروگاه حرارتی پایین باشد.

شکل زمین و مساحت مفید

فقط مساحت سند زمین اهمیت ندارد.

یک زمین ۱۵ هکتاری ممکن است پس از حذف:

• مسیل
• حریم خط برق
• حریم جاده
• شیب نامناسب
• ساختمان موجود
• خطوط لوله
• مناطق غیرقابل استفاده

فقط ۱۰ هکتار سطح مفید برای پنل داشته باشد. برای همین در مطالعات اولیه باید Gross Area از Usable Area تفکیک شود. زمین یکپارچه با هندسه مناسب معمولا باعث کاهش طول کابل، راه داخلی و پراکندگی تجهیزات می شود.

وضعیت حقوقی، محیط زیستی و حریم ها

قبل از خرید یا اجاره زمین باید محدودیت های قانونی آن مشخص شوند. موارد قابل بررسی می توانند شامل:

مالکیت، کاربری، منابع طبیعی، مناطق حفاظت شده، رودخانه و مسیل، خطوط برق، راه، خطوط گاز، آثار تاریخی و سایر حریم های قانونی باشند.

مطالعات بین المللی مکان یابی نیز مناطق حفاظت شده و آبراهه ها را از مهم ترین محدودیت های توسعه نیروگاه خورشیدی معرفی کرده اند.

چک لیست اولیه زمین مناسب نیروگاه خورشیدی

در مرحله پیش امکان سنجی، زمین مناسب باید از نظر مساحت مفید، تابش و PVOUT، ظرفیت اتصال به شبکه، فاصله تا پست، توپوگرافی و شیب، وضعیت حقوقی، خطر سیلاب، ژئوتکنیک و نوع خاک، راه دسترسی، بار باد و برف، گرد و غبار، آب مورد نیاز شستشو، حریم های قانونی و امکان توسعه آینده نیروگاه بررسی شود.

بهترین زمین الزاما پرتابش ترین یا ارزان ترین زمین نیست؛ بهترین ساختگاه زمینی است که کمترین هزینه کل توسعه و اتصال را در مقابل بیشترین تولید قابل فروش و کمترین ریسک اجرایی ایجاد کند.

به همین دلیل پیش از خرید یا اجاره قطعی زمین برای یک نیروگاه مگاواتی، بهتر است حداقل غربالگری GIS، بررسی اولیه شبکه، بازدید ساختگاه و ارزیابی حقوقی زمین انجام شود و سپس مطالعات توپوگرافی، ژئوتکنیک، طراحی سایت و اتصال به شبکه تکمیل شوند.

اجزا و تجهیزات اصلی نیروگاه خورشیدی فتوولتائیک

یک نیروگاه خورشیدی فتوولتائیک متصل به شبکه از مجموعه ای از تجهیزات الکتریکی، مکانیکی، کنترلی و زیرساختی تشکیل می شود که وظیفه آنها تبدیل تابش خورشید به برق قابل تحویل به شبکه است.

در ساده ترین مسیر تبدیل انرژی، تابش خورشید توسط ماژول های فتوولتائیک به برق DC تبدیل می شود، اینورتر آن را به برق AC تبدیل می کند، ترانسفورماتورها سطح ولتاژ را افزایش می دهند و در نهایت انرژی از طریق شبکه جمع آوری داخلی، پست و تجهیزات اتصال به شبکه تحویل سیستم برق می شود.

انتخاب هر یک از این تجهیزات باید متناسب با ظرفیت نیروگاه، شرایط ساختگاه، اقلیم، ولتاژ اتصال، مدل بهره برداری و الزامات شرکت برق انجام شود.

۱. پنل یا ماژول خورشیدی

ماژول فتوولتائیک که در اصطلاح عمومی به آن پنل خورشیدی گفته می شود، اصلی ترین تجهیز تولید انرژی در نیروگاه است.

هر ماژول از تعداد زیادی سلول فتوولتائیک تشکیل شده است. سلول ها با استفاده از اثر فتوولتائیک، انرژی تابشی خورشید را مستقیما به جریان الکتریکی DC تبدیل می کنند. بنابراین ساختار صحیح به صورت زیر است:

سلول خورشیدی → ماژول یا پنل خورشیدی → String → Array

چند ماژول که به صورت سری به یکدیگر متصل می شوند یک String را تشکیل می دهند و مجموعه Stringها آرایه یا Array نیروگاه را می سازند.

فناوری های رایج پنل خورشیدی در سال ۱۴۰۵

تقسیم بندی قدیمی بازار فقط به «مونوکریستال و پلی کریستال» دیگر تصویر دقیقی از فناوری های مورد استفاده در پروژه های جدید ارائه نمی دهد.

بازار نیروگاه های جدید عمدتا به سمت سیلیکون مونوکریستال n-type حرکت کرده است. طبق گزارش IEA PVPS، فناوری n-type در سال ۲۰۲۵ حدود ۸۲ درصد ویفرهای کریستالی مورد استفاده در تولید سلول را تشکیل داده است.

فناوری های قابل بررسی در پروژه های جدید شامل موارد زیر هستند:

• n-type TOPCon
• HJT یا Heterojunction
• IBC و فناوری های Back Contact
• فناوری های پیشرفته PERC در پروژه های موجود
• Thin Film مانند CdTe در برخی کاربردهای خاص

در حال حاضر TOPCon یکی از فناوری های غالب بازار مونوکریستال است و Fraunhofer ISE نیز در گزارش ۲۰۲۶ خود گسترش شدید n-type TOPCon را از روندهای اصلی صنعت PV معرفی کرده است.

پنل یکطرفه یا دوطرفه؟

ماژول های Bifacial قادرند علاوه بر تابش دریافتی از سطح جلو، بخشی از تابش بازتاب یافته از زمین را نیز از پشت ماژول دریافت کنند.

این فناوری دیگر یک گزینه حاشیه ای نیست. IEA PVPS گزارش کرده بود که بیش از ۷۵ درصد ماژول های تولید شده در سال ۲۰۲۴ از نوع Bifacial بوده اند.

اما استفاده از پنل دوطرفه به معنی افزایش ثابت مثلا ۱۰، ۱۵ یا ۲۰ درصدی تولید نیست. میزان Bifacial Gain به عواملی مانند:

• Albedo سطح زمین
• ارتفاع پنل
• فاصله ردیف ها
• Ground Coverage Ratio
• سایه پشت پنل
• نوع استراکچر
• زاویه نصب

وابسته است. به همین دلیل رنگ کردن کل زمین به رنگ سفید یا پوشاندن آن با سنگ سفید یک الزام عمومی نیروگاه Bifacial نیست و باید سود انرژی حاصل از افزایش Albedo با هزینه اجرا و نگهداری آن مقایسه شود.

بهترین پنل خورشیدی کدام است؟

برای تمام پروژه ها یک مدل یا فناوری را نمی توان «بهترین پنل» معرفی کرد. انتخاب باید براساس شاخص هایی مانند:

• توان و راندمان ماژول
• ضریب دمای توان
• افت سال اول
• Degradation سالانه
• Bifaciality Factor
• تحمل PID و سایر مکانیسم های تخریب
• استحکام مکانیکی
• ضمانت محصول
• ضمانت عملکرد
• استانداردهای IEC
• کیفیت تولید
• سابقه سازنده
• Bankability
• خدمات و امکان تامین جایگزین

انجام شود. IEA PVPS نیز در راهنمای ۲۰۲۶ خود تاکید می کند که انتخاب تجهیزات باید در قالب ارزیابی یکپارچه کیفیت، عملکرد و ارزش اقتصادی کل پروژه انجام شود، نه صرفا براساس پایین ترین قیمت خرید.

۲. استراکچر ثابت و سیستم ردیاب خورشیدی

پنل ها روی سازه هایی نصب می شوند که بار وزن ماژول، باد و سایر نیروهای محیطی را به فونداسیون منتقل می کنند. دو معماری اصلی عبارتند از:

Fixed Tilt:
پنل ها در زاویه ثابت نصب می شوند. این سیستم ساختار ساده تر، قطعات متحرک کمتر و هزینه نگهداری پایین تری دارد.

Single Axis Tracker:
پنل ها در طول روز حول یک محور حرکت می کنند تا زاویه دریافت تابش بهبود یابد.

استفاده از Tracker معمولا می تواند تولید انرژی را افزایش دهد، اما این افزایش باید در مقابل هزینه بیشتر سازه، موتور، کنترلر، زمین و تعمیرات بررسی شود.

بنابراین نمی توان گفت استراکچر متحرک «همیشه بهترین گزینه» است.

برای مثال NREL در مدل مرجع Utility Scale خود از یک سیستم ۱۰۰ مگاوات DC دارای ماژول Bifacial و Single Axis Tracker استفاده می کند، اما تاکید می کند که نسبت DC/AC و طراحی سیستم به محل پروژه وابسته است.

۳. اینورتر خورشیدی

پنل ها برق DC تولید می کنند، در حالی که شبکه برق بر پایه AC کار می کند. اینورتر وظیفه تبدیل توان DC به AC را بر عهده دارد. اما عملکرد یک اینورتر نیروگاهی فقط به تبدیل جریان محدود نمی شود. اینورترهای مدرن می توانند وظایفی مانند:

• MPPT
• کنترل ولتاژ
• کنترل توان راکتیو
• کنترل ضریب توان
• پایش String
• حفاظت DC و AC
• ارتباط با SCADA
• پاسخ به فرمان های شبکه

را نیز انجام دهند. وزارت انرژی آمریکا نیز اینورترهای مدرن را علاوه بر مبدل توان، بخش مهمی از کنترل و ارائه خدمات شبکه معرفی می کند.

String Inverter یا Central Inverter؟

در نیروگاه های مگاواتی معمولا دو معماری اصلی وجود دارد:

String Inverter: تعداد زیادی اینورتر چندصد کیلوواتی در بخش های مختلف سایت نصب می شوند.

Central Inverter: مجموعه بزرگی از Stringها به تعداد کمتری اینورتر با ظرفیت بالا متصل می شوند.

انتخاب بین این دو معماری باید براساس:

• ظرفیت پروژه
• شکل زمین
• هزینه کابل
• Availability
• سهولت تعمیرات
• راندمان
• هزینه سرمایه گذاری
• شرایط اقلیمی

انجام شود.

سنکرون شدن اینورتر با شبکه چیست؟

سنکرون فقط به معنی یکسان شدن «ولتاژ» نیست.

برای اتصال ایمن نیروگاه به شبکه باید خروجی AC نیروگاه از نظر پارامترهایی مانند:

ولتاژ، فرکانس، توالی فاز و زاویه فاز

با شبکه سازگار باشد.

اینورتر همچنین باید الزامات حفاظتی و Grid Code مربوط به شبکه محل اتصال را رعایت کند.

۴. سیستم DC نیروگاه

بین پنل و اینورتر مجموعه ای از تجهیزات DC قرار دارد که وظیفه جمع آوری و انتقال انرژی تولید شده را بر عهده دارند.

مهم ترین اجزا عبارتند از:

• Solar DC Cable
• کانکتورهای PV
• Stringها
• تجهیزات حفاظت DC
• DC Isolator
• Surge Protection
• Combiner Box در صورت نیاز معماری

در سیستم های دارای String Inverter جدید، تعداد زیادی String می توانند مستقیما وارد MPPTهای اینورتر شوند و لزوما مانند معماری های قدیمی به Combiner Box مستقل برای هر مجموعه نیاز نیست.

MPPT چیست؟

Maximum Power Point Tracking یا MPPT یک الگوریتم کنترلی برای کارکرد آرایه PV در نقطه بیشینه توان است.

با تغییر تابش و دمای پنل، نقطه ولتاژ و جریان بهینه نیز تغییر می کند. MPPT این نقطه را به صورت پیوسته دنبال می کند.

در نیروگاه های مدرن متصل به شبکه، MPPT معمولا بخشی از اینورتر است و نباید «مبدل توان ماکزیمم» را به عنوان یک تجهیز اصلی مستقل در فهرست نیروگاه قرار داد.

۵. ترانسفورماتورهای افزاینده

ولتاژ خروجی اینورتر معمولا برای انتقال برق در سطح نیروگاه کافی نیست و باید توسط ترانسفورماتور افزایش پیدا کند.

بسته به معماری پروژه، ممکن است خروجی اینورتر مثلا در سطح حدود ۸۰۰ ولت AC تولید و سپس به سطح فشار متوسط مانند ۲۰ یا ۳۳ کیلوولت افزایش داده شود.

انتخاب تعداد، ظرفیت و نسبت تبدیل ترانس ها به:

• ظرفیت اینورترها
• معماری شبکه داخلی
• سطح ولتاژ اتصال
• قابلیت اطمینان
• تلفات
• الزامات شرکت برق

وابسته است.

۶. شبکه جمع آوری فشار متوسط

برق تولیدی بلوک های مختلف نیروگاه از طریق کابل های Medium Voltage و تجهیزات Switchgear جمع آوری و به پست اصلی منتقل می شود.

این بخش می تواند شامل موارد زیر باشد:

• کابل MV
• RMU
• Switchgear
• Circuit Breaker
• تجهیزات حفاظت
• ترانسفورماتورهای بلوکی

باشد.

در نیروگاه های چند مگاواتی، طراحی این شبکه تاثیر مستقیمی بر تلفات، قابلیت اطمینان و هزینه کابل دارد.

۷. پست و تجهیزات اتصال به شبکه

یکی از اجزایی که در فهرست رقیب تقریبا نادیده گرفته شده، پست اتصال نیروگاه است.

بسته به ظرفیت و نقطه اتصال، پروژه ممکن است نیازمند:

• پست افزاینده
• ترانسفورماتور اصلی
• Bay اتصال
• کلید قدرت
• سکسیونر
• CT و PT
• رله های حفاظتی
• سیستم اندازه گیری
• تجهیزات مخابرات
• خط اتصال یا Gen-Tie

باشد. وزارت انرژی آمریکا نیز ساختار متعارف نیروگاه Utility Scale را به صورت PV Array → Inverter → Transformer → Collection System → Substation → Grid نمایش می دهد.

۸. سیستم حفاظت، ارت و صاعقه

یک نیروگاه خورشیدی دارای حجم زیادی تجهیزات فلزی و شبکه کابل DC و AC است و نیازمند طراحی دقیق حفاظت الکتریکی است. تجهیزات می توانند شامل:

• Grounding System
• Lightning Protection
• SPD
• فیوز و Breaker
• حفاظت اتصال کوتاه
• حفاظت اضافه ولتاژ
• رله های حفاظتی

باشند. استفاده از عبارت عمومی «چاه ارت» برای نیروگاه مگاواتی کافی نیست. سیستم Grounding باید براساس مقاومت ویژه خاک، جریان خطا، ولتاژ Touch و Step و طراحی پست محاسبه شود.

۹. SCADA، کنترل نیروگاه و مانیتورینگ

نیروگاه مگاواتی بدون سیستم کنترل و پایش حرفه ای قابل بهره برداری مناسب نیست. این مجموعه می تواند شامل:

• SCADA
• Power Plant Controller یا PPC
• Data Logger
• شبکه ارتباطی
• Monitoring Platform
• Remote Control
• سیستم ثبت رویداد و Alarm

باشد. سیستم کنترل علاوه بر مانیتور کردن تولید می تواند برای اجرای فرمان های توان اکتیو و راکتیو و محدودیت های اعمال شده توسط شبکه استفاده شود.

IEA PVPS در سال ۲۰۲۶ نیز نقش مانیتورینگ، تحلیل داده و نگهداری پیش بینانه را در بهبود Reliability و کاهش هزینه بهره برداری نیروگاه های Utility Scale برجسته کرده است.

۱۰. ایستگاه هواشناسی نیروگاه

برای ارزیابی صحیح عملکرد نیروگاه باید شرایط محیطی نیز اندازه گیری شوند. ایستگاه هواشناسی می تواند دارای تجهیزات اندازه گیری:

• تابش
• دمای محیط
• دمای ماژول
• سرعت و جهت باد
• بارندگی
• Soiling

باشد. این داده ها برای محاسبه Performance Ratio، تحلیل کاهش تولید و تشخیص مشکلات نیروگاه اهمیت دارند.

۱۱. آیا نیروگاه خورشیدی حتما باتری نیاز دارد؟

خیر. در یک نیروگاه On-Grid معمولی، باتری جزء الزامی نیروگاه نیست و برق تولیدشده می تواند مستقیما به شبکه تزریق شود. باتری زمانی اضافه می شود که مدل پروژه به ذخیره انرژی نیاز داشته باشد؛ برای مثال:

• انتقال تولید از ظهر به ساعات دیگر
• کاهش Curtailment
• ارائه برق هموارتر
• خدمات شبکه
• افزایش Self Consumption
• تامین برق پشتیبان

در پروژه های مگاواتی امروزی این سیستم معمولا با عنوان Battery Energy Storage System یا BESS طراحی می شود.

IEA PVPS گزارش کرده است که توسعه BESS در کنار PV به سرعت در حال افزایش است، اما عملکرد و اقتصاد آن به نوع کاربرد، ظرفیت، کنترل و شرایط بهره برداری وابسته است. در نتیجه، باتری را نباید جزء ثابت تمام نیروگاه های خورشیدی در نظر گرفت.

باتری سرب اسید یا لیتیومی؟

معرفی باتری سرب اسید به عنوان گزینه معمول نیروگاه های جدید مگاواتی نیز بروز نیست.

در سیستم های جدید BESS، فناوری های لیتیوم یون و به ویژه شیمی هایی مانند LFP کاربرد گسترده تری دارند. در سیستم های Off-Grid نیز IEA PVPS گزارش کرده است که Li-ion برای بسیاری از سامانه های بزرگ از نظر راندمان، طول عمر و هزینه چرخه عمر نسبت به Lead-Acid مزیت دارد.

با این حال انتخاب فناوری ذخیره ساز باید بر اساس تعداد سیکل، مدت ذخیره، دمای محیط، ایمنی، هزینه و کاربرد پروژه انجام شود.

۱۲. تجهیزات عمرانی و زیرساختی

نیروگاه فقط از تجهیزات الکتریکی تشکیل نمی شود. بخش Civil و زیرساخت می تواند شامل:

• فونداسیون یا Pile
• راه های داخلی
• Drainage
• ترنچ کابل
• فنس
• دروازه و کنترل دسترسی
• ساختمان کنترل
• انبار قطعات یدکی
• روشنایی
• سیستم امنیتی
• زیرساخت شستشوی پنل

باشد. نوع و حجم این تجهیزات به شرایط ساختگاه بستگی دارد.

انواع نیروگاه خورشیدی از نظر اتصال به شبکه برق

سیستم های فتوولتائیک را از نظر نحوه ارتباط با شبکه برق می توان به سه گروه اصلی تقسیم کرد:

• نیروگاه خورشیدی متصل به شبکه بدون ذخیره ساز یا On-Grid
• سیستم خورشیدی متصل به شبکه همراه ذخیره ساز یا PV + BESS
• سیستم خورشیدی مستقل از شبکه یا Off-Grid

انتخاب میان این سه معماری به هدف پروژه بستگی دارد. نیروگاهی که با هدف فروش برق احداث می شود معمولا ساختاری متفاوت از یک کارخانه نیازمند برق اضطراری یا یک مجموعه دورافتاده فاقد شبکه برق خواهد داشت.

۱. نیروگاه خورشیدی متصل به شبکه بدون باتری یا On-Grid

رایج ترین معماری برای نیروگاه های خورشیدی مگاواتی، Grid-Connected PV یا نیروگاه متصل به شبکه است.

در این سیستم، پنل های فتوولتائیک تابش خورشید را به برق DC تبدیل می کنند. برق DC وارد اینورتر شده و به AC تبدیل می شود و پس از افزایش سطح ولتاژ توسط ترانسفورماتور و عبور از شبکه داخلی و تجهیزات حفاظتی، به شبکه برق تحویل داده می شود.

مسیر کلی انرژی را می توان به شکل زیر خلاصه کرد:

PV Modules → Inverter → Transformer → MV Collection → Substation → Grid

در این نوع نیروگاه معمولا باتری وجود ندارد و انرژی تولید شده متناسب با شرایط قرارداد و محدودیت های شبکه مستقیما تحویل شبکه می شود.

نیروگاه On-Grid چگونه با شبکه کار می کند؟

اینورتر نیروگاه متصل به شبکه باید پارامترهای خروجی خود را با شبکه هماهنگ کند. پارامترهای مهم شامل:

• ولتاژ
• فرکانس
• زاویه فاز
• توالی فاز
• توان راکتیو
• ضریب توان

هستند. اینورترهای مدرن علاوه بر تبدیل DC به AC می توانند در کنترل ولتاژ، توان راکتیو و برخی خدمات شبکه نیز مشارکت کنند. وزارت انرژی آمریکا نیز Smart Inverterها را یکی از اجزای مهم کنترل سیستم های برق دارای سهم بالای انرژی خورشیدی معرفی می کند.

هنگام قطع شبکه چه اتفاقی برای نیروگاه On-Grid می افتد؟

یک تصور رایج این است که اگر هوا آفتابی باشد، نیروگاه خورشیدی می تواند هنگام خاموشی شبکه همچنان برق مصرف کننده را تامین کند. در سیستم On-Grid معمولی چنین نیست.

اینورترهای متعارف Grid-Following برای فعالیت به وجود ولتاژ و فرکانس شبکه نیاز دارند. در صورت وقوع خاموشی یا اختلال خارج از محدوده مجاز، سیستم حفاظتی نیروگاه از شبکه جدا می شود.

این رفتار برای جلوگیری از ایجاد Islanding ناخواسته اهمیت دارد؛ زیرا ادامه برق دار بودن یک بخش از شبکه که اپراتور آن را بی برق تصور می کند می تواند برای کارکنان تعمیرات و تجهیزات خطرناک باشد.

بنابراین یک نیروگاه On-Grid بدون طراحی ویژه Backup یا Microgrid را نباید منبع برق اضطراری کارخانه یا ساختمان تلقی کرد. اینورترهای Grid-Following متعارف در خاموشی گسترده منتظر بازگشت شرایط مناسب شبکه می مانند.

۲. نیروگاه خورشیدی همراه سیستم ذخیره ساز انرژی یا PV + BESS

در این معماری، نیروگاه خورشیدی علاوه بر پنل و اینورتر دارای Battery Energy Storage System یا BESS است.

باتری امکان می دهد بخشی از انرژی تولید شده در یک زمان ذخیره و در زمان دیگری مصرف یا به شبکه تحویل شود.

اما برخلاف توضیح ساده ای که گاهی ارائه می شود، باتری لزوما «بعد از اینورتر خورشیدی» قرار نمی گیرد.

دو معماری اصلی وجود دارد:

سیستم DC-Coupled

در معماری DC-Coupled، پنل خورشیدی و باتری در سمت DC با یکدیگر یکپارچه می شوند و ممکن است از یک اینورتر دوطرفه مشترک استفاده کنند.

یکی از مزایای این ساختار این است که بخشی از انرژی که در غیر این صورت به دلیل محدودیت توان اینورتر Clipping می شد می تواند در باتری ذخیره شود.

NREL در مدل مرجع نیروگاه PV+BESS خود نیز از معماری DC-Coupled با اینورتر Bidirectional مشترک استفاده می کند.

سیستم AC-Coupled

در معماری AC-Coupled، نیروگاه PV و BESS اینورترهای مجزای خود را دارند و در سمت AC به یکدیگر متصل می شوند.

این معماری در بعضی پروژه ها انعطاف بیشتری برای اضافه کردن ذخیره ساز به یک نیروگاه موجود ایجاد می کند، اما به دلیل تبدیل های بیشتر AC/DC می تواند تلفات بیشتری هنگام شارژ باتری داشته باشد.

NREL تفاوت ساختاری و راندمانی دو معماری AC-Coupled و DC-Coupled را در ارزیابی سیستم های Utility Scale PV+BESS تشریح کرده است.

ذخیره ساز چه کاربردی در نیروگاه خورشیدی دارد؟

در نیروگاه های بزرگ، BESS فقط برای «برق اضطراری» نصب نمی شود. کاربردهای آن می تواند شامل موارد زیر باشد:

• انتقال انرژی از ساعات ظهر به ساعات پرتقاضا
• کاهش Curtailment
• ذخیره انرژی Clipped
• هموارسازی خروجی نیروگاه
• مدیریت پیک
• خدمات جانبی شبکه
• کنترل Ramp Rate
• افزایش قابلیت برنامه ریزی تحویل انرژی
• تامین برق اضطراری در معماری مناسب
• پشتیبانی از Microgrid

باشد. بنابراین توجیه اقتصادی باتری باید براساس ارزش خدماتی که ایجاد می کند بررسی شود.

آیا باتری می تواند از شبکه شارژ شود؟

از نظر فنی، بعضی معماری های BESS امکان شارژ از شبکه را دارند و NREL نیز در مدل های PV+BESS هر دو حالت شارژ از PV و شبکه را بررسی می کند.

اما امکان عملی استفاده از این قابلیت به نوع اتصال، قرارداد فروش، مقررات بازار برق، تعرفه ها و هدف پروژه بستگی دارد.

بنابراین عبارت «باتری دائما از شبکه شارژ و همیشه فول شارژ نگه داشته می شود» تعریف درستی برای تمام سیستم های Hybrid نیست.

حتی نگهداری دائمی باتری در State of Charge حداکثری نیز لزوما بهترین استراتژی بهره برداری از نظر عمر باتری نیست. استراتژی شارژ و دشارژ باید براساس فناوری سلول، دما، کاربرد و مدل درآمدی طراحی شود. گزارش IEA PVPS در سال ۲۰۲۶ نیز تاکید می کند که توپولوژی سیستم، کنترل، دما و پروفایل بهره برداری مستقیما بر راندمان و Degradation باتری اثر دارند.

۳. سیستم خورشیدی مستقل از شبکه یا Off-Grid

سیستم Off-Grid هیچ وابستگی عملیاتی به شبکه برق سراسری ندارد و باید تمام برق مورد نیاز بار را از منابع محلی تامین کند. این نوع سیستم بیشتر برای مواردی مانند:

• روستاها و مناطق دورافتاده
• سایت های مخابراتی
• معادن دور از شبکه
• ایستگاه های تحقیقاتی
• جزایر
• پمپاژ و تاسیسات مستقل
• Microgridهای دورافتاده

کاربرد دارد. IEA PVPS نیز سیستم های Off-Grid را از سامانه های کوچک تا Mini-Gridهای مگاواتی بررسی می کند و بر اهمیت طراحی متناسب با بار، منابع محلی و شرایط بهره برداری تاکید دارد.

طراحی نیروگاه Off-Grid از کجا شروع می شود؟

در یک پروژه متصل به شبکه، معمولا ظرفیت نیروگاه از ظرفیت اتصال و مدل فروش تاثیر می گیرد.

اما در Off-Grid نقطه شروع طراحی Load Profile است. باید مشخص شود:

• حداکثر توان همزمان چقدر است؟
• مصرف روزانه چند کیلووات ساعت است؟
• مصرف شب و روز چه تفاوتی دارد؟
• بارهای Critical کدام هستند؟
• بارهای موتوری چه جریان راه اندازی دارند؟
• مصرف فصلی چگونه تغییر می کند؟
• سطح قابلیت اطمینان مورد نیاز چیست؟

پس از آن PV، باتری، اینورتر و در صورت نیاز ژنراتور پشتیبان سایز می شوند.

آیا Off-Grid فقط از خورشید و باتری تشکیل می شود؟

نه لزوما. در بارهای حساس یا مناطق دارای نوسان زیاد تابش، استفاده ترکیبی از:

• PV
• BESS
• دیزل ژنراتور
• نیروگاه بادی
• سایر منابع قابل کنترل

ممکن است از Oversizing بسیار زیاد پنل و باتری اقتصادی تر باشد. به چنین سیستم هایی معمولا Hybrid Off-Grid System یا Hybrid Mini-Grid گفته می شود.

IEA PVPS در مطالعات امکان سنجی Off-Grid نیز بر مدل سازی همزمان PV، ذخیره ساز، ژنراتور، محدودیت عملیاتی و قابلیت اطمینان تاکید دارد.

مقایسه On-Grid، PV+BESS و Off-Grid

کدام نوع نیروگاه خورشیدی برای سرمایه گذاری مناسب تر است؟

برای پروژه های مگاواتی با هدف فروش برق به شبکه، بورس انرژی یا صنایع، نیروگاه On-Grid بدون ذخیره ساز همچنان یکی از معماری های اصلی و کم پیچیدگی تر است.

اضافه کردن BESS زمانی منطقی می شود که درآمد یا منفعت حاصل از ذخیره انرژی بتواند هزینه سرمایه گذاری، تلفات و Replacement باتری را جبران کند.

برای کارخانه ای که علاوه بر تولید خورشیدی به تداوم برق در زمان خاموشی نیاز دارد، سیستم PV+BESS یا Microgrid باید براساس بارهای حیاتی، مدت Backup و قابلیت Islanding طراحی شود.

Off-Grid نیز زمانی مطرح می شود که دسترسی اقتصادی به شبکه وجود ندارد یا ایجاد یک سیستم مستقل از شبکه هدف اصلی پروژه است.

بنابراین انتخاب بین این معماری ها نباید فقط براساس قیمت پنل و باتری انجام شود؛ هدف پروژه، قابلیت اطمینان مورد نیاز، Load Profile، هزینه اتصال به شبکه، قیمت برق، CAPEX و OPEX باید به صورت همزمان در مطالعات امکان سنجی بررسی شوند.

هزینه احداث و سرمایه گذاری نیروگاه خورشیدی

برآورد هزینه یک نیروگاه خورشیدی ۵ مگاواتی باید با مشخص کردن یک نکته مهم آغاز شود: آیا منظور از ۵ مگاوات، ظرفیت DC پنل ها بر حسب MWp است یا ظرفیت AC قابل تحویل نیروگاه به شبکه؟

این تفاوت مستقیما بر تعداد پنل، تعداد اینورتر، ترانسفورماتور، کابل، استراکچر و در نهایت هزینه پروژه تاثیر می گذارد. در بسیاری از نیروگاه های Utility Scale، ظرفیت DC آرایه خورشیدی از ظرفیت AC نیروگاه بیشتر در نظر گرفته می شود و نسبت DC/AC پس از شبیه سازی تولید انرژی و بررسی شرایط اقلیمی و شبکه تعیین می شود.

برای مثال اگر نیروگاه دقیقا ۵ MWp ظرفیت DC داشته باشد و از پنل های ۶۸۰ واتی استفاده شود، حدود ۷۳۵۳ پنل نیاز خواهد بود. اما اگر منظور یک نیروگاه ۵ مگاوات AC باشد و نسبت DC/AC حدود ۱.۲۰ تا ۱.۳۰ در طراحی انتخاب شود، ظرفیت پنل ها می تواند حدود ۶ تا ۶.۵ MWp باشد و تعداد پنل ۶۸۰ واتی تقریبا به ۸۸۲۴ تا ۹۵۵۹ عدد برسد.

بنابراین تعداد تجهیزات باید از طراحی مهندسی استخراج شود و نمی توان برای تمام نیروگاه های ۵ مگاواتی یک BOM ثابت ارائه کرد.

هزینه پنل خورشیدی در سال ۱۴۰۵

قیمت پنل یکی از بخش هایی است که باید حتما با تاریخ مشخص در طرح توجیهی ارائه شود.

در ۲۲ سپتامبر ۲۰۲۶، معادل اواخر شهریور و ابتدای مهر ۱۴۰۵، شاخص OPIS برای ماژول های TOPCon رایج چینی زیر ۶۴۵ وات حدود ۰.۱۰۸ دلار به ازای هر وات به صورت FOB چین گزارش شده است. این نرخ قیمت مرجع بازار چین است و شامل حمل، بیمه، حقوق و عوارض، هزینه مالی، خدمات بازرگانی و تحویل تجهیزات در محل پروژه ایران نیست.

همچنین این نرخ را نباید مستقیما برای هر پنل ۶۸۰ یا ۷۰۰ واتی و هر برند اعمال کرد؛ قیمت واقعی به توان، فناوری، Bifacial بودن، برند، حجم سفارش، شرایط پرداخت و زمان تحویل بستگی دارد.

به همین دلیل در مطالعات امکان سنجی بهتر است برای تجهیزات اصلی حداقل سه سناریوی قیمت پایین، مبنا و قیمت بالا تعریف شود.

هزینه تجهیزات نیروگاه خورشیدی ۵ مگاواتی چقدر است؟

برای یک نیروگاه ۵ مگاواتی نمی توان بدون طراحی اولیه عدد دقیقی ارائه کرد. با این حال، در سطح پیش امکان سنجی می توان هزینه تجهیزات را براساس قیمت روز پنل، اینورتر، استراکچر، ترانسفورماتور، کابل، تجهیزات MV و سیستم کنترل برآورد کرد.

عددی مانند ۲۸۰ تا ۳۲۰ هزار دلار تجهیزات به ازای هر مگاوات می تواند در برخی ترکیب های تجهیزاتی و شرایط خرید به عنوان یک Benchmark اولیه بررسی شود، اما نباید به عنوان قیمت قطعی تمام نیروگاه ها اعلام شود. این رقم به طور مشخص باید تعریف کند که آیا موارد زیر در آن قرار دارند یا خیر:

• پنل
• اینورتر
• استراکچر
• ترانسفورماتور
• تابلوهای MV
• کابل
• SCADA
• تجهیزات پست
• خط اتصال
• حمل بین المللی
• بیمه
• گمرک
• مالیات
• حمل داخلی

در غیر این صورت مقایسه قیمت دو پیشنهاد تامین تجهیزات عملا قابل اتکا نخواهد بود.

برآورد اولیه هزینه تجهیزات در ظرفیت های مختلف

اگر صرفا برای غربالگری اولیه سرمایه گذاری از دامنه فرضی ۲۸۰ تا ۳۲۰ هزار دلار تجهیزات به ازای هر مگاوات استفاده شود، ارقام تقریبی به شکل زیر خواهند بود:

این جدول قیمت فروش قطعی یا برآورد CAPEX نیست. ارقام فقط یک Benchmark اولیه برای بخش تجهیزات هستند و برای هر پروژه باید با استعلام روز و BOM واقعی جایگزین شوند.

ضمن اینکه هزینه یک پروژه بزرگ لزوما به صورت خطی با ضرب عدد یک مگاوات در ظرفیت افزایش پیدا نمی کند؛ زیرا با افزایش ظرفیت، صرفه مقیاس در خرید تجهیزات و EPC ایجاد می شود، در حالی که هزینه پست، خط انتقال و اتصال به شبکه می تواند رفتار متفاوتی داشته باشد.

تفاوت هزینه تجهیزات با کل سرمایه گذاری نیروگاه

این موضوع در بسیاری از طرح های توجیهی اشتباه محاسبه می شود.

هزینه تجهیزات با هزینه کل احداث نیروگاه برابر نیست.

CAPEX واقعی می تواند شامل موارد زیر باشد:

• خرید تجهیزات
• حمل بین المللی
• بیمه حمل
• ترخیص و هزینه های واردات
• حمل داخلی
• عملیات خاکی و Civil
• نصب استراکچر
• نصب پنل
• اجرای برق DC و AC
• پست داخلی
• پست اتصال
• خط انتقال
• SCADA
• تست و راه اندازی
• EPC Management
• طراحی مهندسی
• مطالعات اتصال
• زمین و آماده سازی
• هزینه های توسعه پروژه
• بیمه دوره ساخت
• هزینه مالی دوره ساخت
• Contingency

بنابراین اضافه کردن یک عدد ثابت مانند «۱۰ تا ۲۵ درصد هزینه تجهیزات» برای رسیدن به کل هزینه نیروگاه روش دقیقی نیست.

به عنوان مقایسه بین المللی، IRENA گزارش کرده که هزینه کل نصب نیروگاه های خورشیدی Utility Scale در سال های اخیر به شدت کاهش یافته و در سناریوهای جهانی برای ۲۰۲۶ به کمتر از حدود ۶۰۰ دلار به ازای هر کیلووات نزدیک شده است؛ در آسیا نیز ارقام حدود ۵۰۰ دلار بر کیلووات مورد انتظار بوده اند. این اعداد Benchmark جهانی هستند و نباید مستقیما به پروژه ایران منتقل شوند، اما نشان می دهند که CAPEX کامل نیروگاه بسیار فراتر از قیمت پنل و اینورتر است.

حمل تجهیزات نیروگاه خورشیدی

تعداد کانتینر مورد نیاز نیز نباید قبل از انتخاب تجهیزات ثابت فرض شود. تعداد کانتینر به ابعاد ماژول، تعداد پنل در هر Pallet، نوع استراکچر، حجم تجهیزات الکتریکی، روش بسته بندی و مبدا خرید بستگی دارد.

هزینه حمل دریایی نیز متغیر است و تحت تاثیر:

• بندر مبدا
• بندر مقصد
• مسیر کشتیرانی
• نوع کانتینر
• بیمه
• محدودیت های منطقه ای
• نرخ سوخت
• شرایط ژئوپلیتیکی

قرار دارد. بنابراین رقم حمل باید در زمان تهیه طرح توجیهی اختصاصی نیروگاه خورشیدی از طریق استعلام واقعی Freight Forwarder وارد مدل مالی شود.

چگونه تجهیزات مناسب نیروگاه خورشیدی انتخاب شوند؟

تقسیم تجهیزات به «چینی خوب» و «چینی بد» معیار حرفه ای مناسبی نیست. بخش بزرگی از تولیدکنندگان بزرگ و Bankable صنعت خورشیدی جهان در چین فعالیت می کنند و برندهایی مانند LONGi، JinkoSolar، Trina Solar و JA Solar از تامین کنندگان بزرگ جهانی محسوب می شوند.

معیار درست انتخاب باید شامل موارد زیر باشد:

پنل: راندمان، فناوری سلول، Degradation، ضریب دما، Bifaciality، استاندارد، ضمانت و سابقه سازنده.

اینورتر: راندمان، MPPT، قابلیت Grid Support، حفاظت، Availability، خدمات و سازگاری با پنل.

استراکچر: محاسبات سازه، سرعت باد، خوردگی، گالوانیزه، بار برف و شرایط خاک.

کابل و کانکتور: استاندارد، ولتاژ نامی، جریان، مقاومت UV و سازگاری کانکتورها.

ترانس و تجهیزات MV: راندمان، تلفات، سطح اتصال کوتاه، حفاظت، استاندارد و الزامات شرکت برق.

در یک نیروگاه با عمر اقتصادی بیش از دو دهه، انتخاب تجهیزات صرفا براساس پایین ترین قیمت خرید می تواند باعث افزایش خرابی، کاهش Availability و افت تولید شود و اثر آن بر درآمد کل پروژه بسیار بیشتر از صرفه جویی اولیه در خرید باشد.

برآورد نهایی هزینه باید چگونه انجام شود؟

برای تصمیم گیری واقعی سرمایه گذار، ابتدا باید ظرفیت DC و AC، ساختگاه، نوع پنل، معماری اینورتر، سایت پلان و نقطه اتصال مشخص شوند. سپس Bill of Quantities یا BOQ و Bill of Materials یا BOM پروژه تهیه و قیمت روز تجهیزات دریافت شود.

در طرح توجیهی اختصاصی، هزینه سرمایه گذاری بهتر است حداقل در سه بخش جداگانه گزارش شود:

• هزینه تجهیزات اصلی و Balance of System
• هزینه EPC، Civil، نصب، پست و اتصال به شبکه
• هزینه های توسعه پروژه، مالی و پیش بینی نشده

این تفکیک باعث می شود سرمایه گذار بتواند بفهمد افزایش یا کاهش قیمت پنل، نرخ ارز، هزینه شبکه یا اجرای پروژه چه تاثیری بر CAPEX، IRR و دوره بازگشت سرمایه خواهد داشت.

روش برآورد هزینه احداث نیروگاه خورشیدی

هزینه احداث نیروگاه خورشیدی یا CAPEX فقط شامل قیمت پنل، اینورتر و هزینه نصب تجهیزات نیست. برای برآورد واقعی سرمایه گذاری باید تمام هزینه هایی که تا زمان آماده شدن نیروگاه برای بهره برداری تجاری ایجاد می شوند در مدل مالی پروژه لحاظ شوند.

در سطح پیش امکان سنجی می توان هزینه کل سرمایه گذاری را از مجموع چند گروه اصلی برآورد کرد:

• تجهیزات اصلی نیروگاه شامل پنل، اینورتر، استراکچر و تجهیزات الکتریکی
• Balance of System یا سایر تجهیزات مورد نیاز شبکه داخلی نیروگاه
• عملیات عمرانی و آماده سازی زمین
• نصب مکانیکی و الکتریکی
• ترانسفورماتور و تجهیزات فشار متوسط
• پست و خط اتصال به شبکه
• طراحی و مهندسی
• مطالعات فنی و اتصال به شبکه
• حمل داخلی و بین المللی تجهیزات
• بیمه و هزینه های واردات در صورت استفاده از تجهیزات وارداتی
• زمین یا اجاره زمین
• هزینه های توسعه و اخذ مجوزهای پروژه
• مدیریت EPC و راه اندازی
• هزینه های مالی دوره ساخت
• ذخیره هزینه های پیش بینی نشده یا Contingency

بنابراین استفاده از یک فرمول ساده مانند قیمت تجهیزات + درصد ثابتی بابت نصب فقط برای تخمین بسیار اولیه مناسب است و نباید مبنای نهایی طرح توجیهی قرار گیرد.

هزینه نصب و EPC نیروگاه خورشیدی چگونه محاسبه می شود؟

هزینه اجرای نیروگاه معمولا تابع ظرفیت، نوع تجهیزات، شرایط زمین، محل پروژه، معماری الکتریکی و محدوده مسئولیت پیمانکار است.

ممکن است یک پیمانکار فقط نصب پنل و تجهیزات را انجام دهد، در حالی که قرارداد دیگری به صورت کامل EPC شامل طراحی، تامین تجهیزات، عملیات عمرانی، نصب، تست و راه اندازی باشد. به همین دلیل مقایسه پیشنهادهای پیمانکار فقط براساس یک درصد از قیمت تجهیزات می تواند گمراه کننده باشد.

به طور معمول با افزایش ظرفیت نیروگاه، بخشی از هزینه های ثابت پروژه روی ظرفیت بزرگ تری تقسیم می شوند و صرفه مقیاس ایجاد می شود. با این حال، نمی توان نتیجه گرفت که هزینه احداث هر مگاوات در همه پروژه های بزرگ حتما کمتر خواهد بود؛ زیرا هزینه اتصال به شبکه، احداث پست، طول خط انتقال و شرایط ساختگاه ممکن است این مزیت را کاهش دهند.

مهم ترین عوامل موثر بر هزینه احداث نیروگاه خورشیدی

برای برآورد دقیق هزینه پروژه باید حداقل عوامل زیر مشخص شوند:

ظرفیت DC و AC نیروگاه:
تعداد پنل ها و اینورترها مستقیما به ظرفیت DC و AC و نسبت DC/AC وابسته است.

نوع پنل و اینورتر:
توان، راندمان، فناوری سلول، دوطرفه یا یکطرفه بودن ماژول، برند و شرایط ضمانت بر قیمت اثر دارند.

نوع استراکچر:
استراکچر ثابت معمولا ساختار هزینه متفاوتی نسبت به Single Axis Tracker دارد.

شرایط زمین:
شیب، جنس خاک، توپوگرافی، زهکشی و نیاز به خاکبرداری یا تسطیح بر هزینه Civil تاثیر می گذارند.

فاصله تا شبکه:
در بسیاری از پروژه ها این عامل تعیین کننده است. زمین ارزان اما دور از نقطه اتصال مناسب ممکن است هزینه نهایی پروژه را به شدت افزایش دهد.

سطح ولتاژ اتصال:
اتصال به شبکه توزیع با اتصال به شبکه فوق توزیع یا انتقال از نظر پست، تجهیزات حفاظتی و خط اتصال هزینه یکسانی ندارد.

کشور سازنده و شرایط تامین تجهیزات:
نرخ ارز، هزینه حمل، بیمه، شرایط پرداخت و زمان تحویل باید در برآورد لحاظ شوند.

هزینه تامین مالی:
در پروژه های دارای تسهیلات، نرخ سود، دوره تنفس و مدت ساخت می توانند بر هزینه واقعی سرمایه گذاری و شاخص های مالی تاثیر قابل توجهی داشته باشند.

چرا نباید هزینه نیروگاه را فقط درصدی از قیمت تجهیزات محاسبه کرد؟

فرض کنیم دو نیروگاه ۱۰ مگاواتی دقیقا از پنل و اینورتر مشابه استفاده کنند. نیروگاه اول در زمینی مسطح و نزدیک یک پست دارای ظرفیت آزاد احداث شود، اما نیروگاه دوم نیازمند چند کیلومتر خط اختصاصی، احداث یا توسعه پست و عملیات عمرانی گسترده باشد.

اگر فقط قیمت تجهیزات در نظر گرفته شود، هزینه این دو پروژه تقریبا مشابه به نظر می رسد؛ در حالی که CAPEX واقعی آنها می تواند اختلاف قابل توجهی داشته باشد.

به همین دلیل در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی باید هزینه اتصال به شبکه به صورت یک سرفصل مستقل بررسی شود و در پروژه های مگاواتی بهتر است پیش از تصمیم نهایی سرمایه گذاری، حداقل بررسی اولیه نقطه اتصال انجام شده باشد.

شاخص جهانی هزینه نیروگاه خورشیدی چه چیزی را نشان می دهد؟

برای مقایسه بین المللی می توان از شاخص Total Installed Cost استفاده کرد. براساس گزارش IRENA، متوسط موزون جهانی هزینه کل نصب نیروگاه های خورشیدی Utility Scale که در سال ۲۰۲۴ وارد مدار شدند حدود ۶۹۱ دلار به ازای هر کیلووات DC بوده است. دامنه هزینه پروژه ها نیز بسیار گسترده بوده که نشان می دهد محل اجرا، هزینه سرمایه، شبکه، تجهیزات و شرایط بازار می توانند CAPEX را به شدت تغییر دهند.

این عدد قیمت نیروگاه خورشیدی در ایران نیست و نباید مستقیما در مدل مالی پروژه ایرانی قرار گیرد. کاربرد آن صرفا Benchmark بین المللی برای مقایسه ساختار هزینه و تشخیص برآوردهای غیرعادی است.

برای پروژه ایران باید قیمت تجهیزات، ارز، حمل، EPC، زمین و اتصال به شبکه در همان زمان تهیه مطالعات استعلام شوند.

روش صحیح محاسبه سرمایه گذاری در طرح توجیهی

در یک طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی حرفه ای بهتر است CAPEX پروژه حداقل به گروه های زیر تفکیک شود:

پس از تکمیل این برآورد است که می توان سرمایه گذاری ثابت، کل سرمایه گذاری، هزینه هر مگاوات، NPV، IRR و دوره بازگشت سرمایه را با دقت قابل قبول محاسبه کرد.

در مرحله پیش امکان سنجی استفاده از Benchmark قابل قبول است، اما برای تصمیم نهایی سرمایه گذاری باید قیمت زمین، تجهیزات، EPC و به ویژه هزینه اتصال به شبکه براساس همان ساختگاه و در تاریخ تهیه مطالعه به روز شوند.

درآمد و سود نیروگاه خورشیدی چگونه محاسبه می شود؟

درآمد نیروگاه خورشیدی از دو متغیر اصلی تشکیل می شود: میزان انرژی خالص قابل فروش نیروگاه و قیمت واقعی فروش هر کیلووات ساعت برق. بنابراین برای محاسبه درآمد نمی توان فقط ظرفیت نامی نیروگاه را در تعداد ساعت های آفتابی ضرب کرد.

در یک مطالعه حرفه ای ابتدا تولید سالانه نیروگاه برآورد می شود و سپس براساس مدل فروش برق، درآمد ناخالص، هزینه های بهره برداری و در نهایت جریان نقدی و سود پروژه محاسبه می شوند.

تولید برق نیروگاه خورشیدی چگونه برآورد می شود؟

یکی از روش های مناسب برای ارزیابی اولیه، استفاده از شاخص Specific Yield است. این شاخص نشان می دهد هر یک کیلووات پیک ظرفیت پنل در یک ساختگاه مشخص طی یک سال چند کیلووات ساعت انرژی تولید می کند.

فرمول ساده مرحله پیش امکان سنجی به صورت زیر است:

انرژی خالص سالانه = ظرفیت نصب شده DC × تولید ویژه سالانه

برای مثال اگر یک نیروگاه دارای ۱۰,۰۰۰ کیلووات پیک ظرفیت پنل باشد و مطالعات انرژی ساختگاه تولید ویژه خالص را ۱,۸۰۰ کیلووات ساعت به ازای هر کیلووات پیک در سال نشان دهند، تولید سالانه آن حدود:

۱۸,۰۰۰,۰۰۰ کیلووات ساعت یا ۱۸ گیگاوات ساعت در سال خواهد بود. این عدد باید از شبیه سازی همان پروژه استخراج شود و یک ضریب ثابت برای تمام نقاط ایران نیست.

چرا محاسبه براساس «۱۰ ساعت تابش مفید» دقیق نیست؟

مدت روشنایی روز با Peak Sun Hours یا ساعات معادل تابش کامل تفاوت دارد. ممکن است خورشید ۱۰ تا ۱۳ ساعت بالای افق باشد، اما شدت تابش در تمام این ساعات معادل تابش مرجع ۱۰۰۰ وات بر مترمربع نیست. علاوه بر این، تولید برق به عوامل زیر وابسته است:

• تابش افقی و تابش روی سطح پنل
• زاویه و جهت نصب پنل
• دمای سلول
• سایه اندازی
• آلودگی سطح پنل
• تلفات کابل
• راندمان اینورتر
• تلفات ترانسفورماتور
• Clipping اینورتر
• Availability نیروگاه
• محدودیت تزریق به شبکه
• افت عملکرد پنل در طول زمان

Global Solar Atlas نیز تولید نیروگاه را با استفاده از داده های چند ساله تابش و دما و مدل شبیه سازی PV محاسبه می کند و تصریح می کند که عواملی مانند Soiling، کابل، Mismatch، ترانسفورماتور و Availability بر انرژی نهایی تاثیر دارند.

بنابراین عبارت هایی مانند «هر مگاوات نیروگاه در تمام مناطق پرتابش روزانه ۶۰۰۰ کیلووات ساعت تولید می کند» برای طرح توجیهی دقیق نیستند.

آیا باید تعداد روزهای آفتابی سال را در تولید ضرب کرد؟

استفاده از عبارت هایی مانند «۳۰۰ روز آفتابی در سال» برای مدل مالی نیروگاه روش دقیقی نیست.

پنل خورشیدی در روزهای ابری نیز تولید دارد، هرچند مقدار تولید کمتر است. از طرف دیگر، حتی در روز کاملا آفتابی نیز میزان تولید از صبح تا ظهر و عصر ثابت نیست.

به همین دلیل نرم افزارهای تخصصی تولید انرژی مانند PVsyst از داده های ساعتی یا زیرساعتی تابش، دما و مشخصات دقیق تجهیزات برای محاسبه انرژی سالانه استفاده می کنند.

در مرحله پیش امکان سنجی می توان از داده های Global Solar Atlas استفاده کرد، اما برای طرح بانکی یا تصمیم نهایی سرمایه گذاری بهتر است مدل انرژی همان ساختگاه تهیه شود. Global Solar Atlas نیز داده های خود را مناسب Prospection و Pre-feasibility معرفی می کند و برای برآورد دقیق تر استفاده از مدل پروژه با تنظیمات جزئی تر را توصیه می کند.

پنل دوطرفه چقدر تولید نیروگاه را افزایش می دهد؟

استفاده از پنل Bifacial می تواند تولید انرژی را افزایش دهد، اما نمی توان به صورت عمومی گفت تولید یک نیروگاه از ۶۰ به ۷۰ مگاوات ساعت در روز افزایش پیدا می کند. Bifacial Gain به عوامل متعددی بستگی دارد:

• ضریب بازتاب سطح زمین یا Albedo
• ارتفاع پنل از زمین
• فاصله ردیف ها
• Ground Coverage Ratio
• نوع استراکچر
• زاویه پنل
• میزان سایه پشت ماژول
• شرایط آلودگی
• فناوری و Bifaciality Factor پنل

به همین دلیل افزایش تولید ناشی از پنل دوطرفه باید در شبیه سازی انرژی پروژه محاسبه شود و به صورت یک درصد ثابت در تمام ساختگاه ها فرض نشود.

فرمول محاسبه درآمد نیروگاه خورشیدی

پس از مشخص شدن انرژی خالص قابل فروش، درآمد ناخالص از رابطه زیر محاسبه می شود:

درآمد ناخالص سالانه = انرژی خالص فروخته شده × قیمت تحقق یافته فروش برق

عبارت «قیمت تحقق یافته» اهمیت زیادی دارد؛ زیرا قیمت برق بسته به روش فروش می تواند متفاوت باشد.

نیروگاه ممکن است برق خود را از مسیرهایی مانند:

• تابلوی سبز بورس انرژی
• قرارداد خرید تضمینی
• قرارداد دوجانبه
• فروش به مصرف کننده صنعتی
• مدل خودتامین و تهاتر برق
• سایر سازوکارهای قانونی

به فروش برساند. بنابراین محاسبه درآمد یک نیروگاه ۱۰ مگاواتی بدون مشخص شدن مدل فروش برق کامل نیست.

قیمت برق سبز در بورس انرژی در سال ۱۴۰۵

قیمت برق در تابلوی سبز بورس انرژی نرخ ثابت دولتی نیست و براساس عرضه و تقاضای بازار کشف می شود.

براساس اطلاعات منتشر شده از عملکرد پنج ماه نخست سال ۱۴۰۵، حدود ۱.۳۰۷ میلیارد کیلووات ساعت برق سبز با میانگین قیمت حدود ۹۹,۰۶۹ ریال به ازای هر کیلووات ساعت معامله شده است. متوسط قیمت مرداد به حدود ۱۳۴,۸۱۱ ریال رسید.

اما این افزایش ادامه یکنواخت نداشت. در شهریور ۱۴۰۵ حدود ۴۹۱ میلیون کیلووات ساعت برق سبز با متوسط قیمت ۸۶,۲۶۶ ریال به ازای هر کیلووات ساعت معامله شد.

این تغییرات نشان می دهند که در مدل مالی نیروگاه خورشیدی نباید یک نرخ بورس انرژی را برای تمام ۲۰ یا ۲۵ سال عمر پروژه ثابت فرض کرد. بهتر است حداقل سه سناریوی بدبینانه، مبنا و خوش بینانه برای قیمت فروش برق طراحی شود.

مثال محاسبه درآمد یک نیروگاه ۱۰ مگاواتی

فرض کنیم در یک مطالعه اولیه:

ظرفیت DC نیروگاه: 10 MWp
تولید ویژه خالص: 1,800 kWh/kWp/year
انرژی خالص سالانه: 18,000,000 kWh

اگر فقط برای مثال از متوسط قیمت شهریور ۱۴۰۵ تابلوی سبز یعنی حدود ۸۶,۲۶۶ ریال یا ۸,۶۲۶.۶ تومان به ازای هر کیلووات ساعت استفاده شود، درآمد ناخالص سالانه تقریبا:

۱۵۵ میلیارد تومان

خواهد بود. این عدد فقط یک مثال محاسباتی است و به معنی پیش بینی درآمد یک نیروگاه واقعی نیست. برای پروژه واقعی باید تولید P50، قیمت مورد انتظار فروش، محدودیت شبکه و شرایط قرارداد همان پروژه وارد مدل شوند.

همچنین این عدد درآمد ناخالص است، نه سود خالص نیروگاه.

نرخ خرید تضمینی برق خورشیدی در سال ۱۴۰۵

وزارت نیرو در ۱۰ فروردین ۱۴۰۵ ضوابط جدید خرید تضمینی برق نیروگاه های تجدیدپذیر را ابلاغ کرد.

براساس اطلاعات منتشر شده از این ابلاغیه، نرخ های پایه مربوط به نیروگاه های خورشیدی کوچک و متوسط شامل موارد زیر است:

در مدل دارای ذخیره ساز نیز شرایط فنی خاصی در نظر گرفته شده است؛ از جمله عدم شارژ باتری از شبکه و حداقل ظرفیت ذخیره سازی تعیین شده در ضوابط مربوط.

نکته مهم این است که نرخ ۴۶,۳۸۶ ریال جدول نیروگاه های ۲۰۰ کیلووات تا یک مگاوات را نباید بدون بررسی نوع قرارداد به نیروگاه های ۵، ۱۰ یا ۵۰ مگاواتی تعمیم داد.

برای نیروگاه های مگاواتی باید مدل درآمدی واقعی پروژه، مانند تابلوی سبز، قرارداد دوجانبه، خودتامین صنعتی یا سایر سازوکارهای قانونی همان پروژه بررسی شود.

همچنین نرخ های پایه سال ۱۴۰۵ الزاما تا پایان سال بدون تغییر نیستند. طبق مفاد مصوبه مورد بررسی انجمن ساتکا، در صورت افزایش حداقل ۱۰ درصدی هزینه سرمایه گذاری نیروگاه خورشیدی یا نرخ رسمی تسعیر ارز، امکان بررسی تعدیل نرخ پایه در دوره های سه ماهه وجود دارد.

تفاوت درآمد، سود و جریان نقدی نیروگاه خورشیدی

یکی از اشتباهات رایج در طرح های توجیهی این است که درآمد فروش برق به عنوان «سود نیروگاه» معرفی شود.

این دو مفهوم متفاوت هستند.

درآمد ناخالص حاصل ضرب انرژی فروخته شده در قیمت فروش برق است. از این درآمد باید هزینه هایی مانند موارد زیر کسر شوند:

• بهره برداری و نگهداری
• شستشوی پنل
• نیروی انسانی
• نگهبانی
• بیمه
• اجاره زمین
• تعمیرات
• قطعات یدکی
• تعویض احتمالی اینورتر یا تجهیزات
• هزینه های بازار، کارگزاری یا تجمیع کننده در صورت وجود
• هزینه های انتقال یا خدمات شبکه حسب مدل قرارداد
• مالیات و هزینه های قانونی
• هزینه تامین مالی و اقساط تسهیلات

پس از اعمال این هزینه ها می توان سود عملیاتی و جریان نقدی پروژه را محاسبه کرد.

چه عواملی بیشترین تاثیر را بر درآمد نیروگاه دارند؟

چهار متغیر اصلی معمولا بیشترین تاثیر را دارند:

۱. تولید انرژی واقعی:
تابش، دما، تجهیزات، طراحی و کیفیت بهره برداری تعیین کننده هستند.

۲. قیمت فروش برق:
تفاوت میان خرید تضمینی، بورس انرژی و قرارداد صنعتی می تواند اقتصاد پروژه را تغییر دهد.

۳. Availability و محدودیت شبکه:
حتی نیروگاهی که از نظر فنی قادر به تولید است ممکن است در صورت محدودیت شبکه نتواند کل انرژی قابل تولید را تحویل دهد.

۴. افت عملکرد نیروگاه:
پنل های خورشیدی به مرور دچار Degradation می شوند و تولید سال بیستم با سال اول یکسان نیست.

تولید P50 و P90 چه کاربردی در طرح توجیهی دارند؟

در پروژه های حرفه ای به جای ارائه فقط یک عدد تولید سالانه، عدم قطعیت تولید نیز بررسی می شود.

P50 سناریوی مرکزی تولید انرژی است که احتمال تولید بیشتر یا کمتر از آن تقریبا برابر در نظر گرفته می شود.

P90 مقدار محافظه کارانه تری است که برای تحلیل ریسک، تامین مالی و بررسی توان بازپرداخت بدهی اهمیت بیشتری دارد.

در یک طرح اولیه ممکن است P50 برای ارزیابی اقتصادی استفاده شود، اما بانک یا سرمایه گذار حرفه ای معمولا به سناریوی محافظه کارانه نیز توجه خواهد کرد.

روش صحیح محاسبه سود نیروگاه خورشیدی

برای محاسبه واقعی اقتصاد پروژه بهتر است مدل حداقل شامل موارد زیر باشد:

• تولید خالص سال اول
• افت سالانه تولید
• Availability نیروگاه
• محدودیت احتمالی شبکه
• سناریوی قیمت فروش برق
• هزینه O&M
• هزینه بیمه و زمین
• تعمیرات و Replacement
• ساختار تامین مالی
• مالیات
• تورم و نرخ ارز در بخش های مرتبط

سپس شاخص هایی مانند درآمد سالانه، EBITDA، جریان نقدی، NPV، IRR، دوره بازگشت سرمایه و DSCR محاسبه می شوند.

بنابراین توجیه اقتصادی نیروگاه خورشیدی را نباید فقط با یک محاسبه ساده «ظرفیت × ساعت آفتاب × نرخ برق» اثبات کرد. ارزش واقعی طرح زمانی مشخص می شود که تولید انرژی ساختگاه، مدل فروش برق، CAPEX، OPEX و ریسک های پروژه به صورت یکپارچه در مدل مالی قرار گیرند.

توجیه مالی و دوره بازگشت سرمایه نیروگاه خورشیدی

دوره بازگشت سرمایه نیروگاه خورشیدی عدد ثابتی نیست و نمی توان برای تمام پروژه ها بازه ۳، ۴ یا ۵ سال را تضمین کرد. بازده واقعی پروژه حاصل ترکیب میزان سرمایه گذاری اولیه، تولید انرژی، روش فروش برق، هزینه بهره برداری، تامین مالی و شرایط ساختگاه است.

در شرایط مناسب، برخی پروژه های خورشیدی واقع در مناطق پرتـابش که هزینه اتصال کنترل شده و امکان فروش برق با نرخ مناسب دارند، ممکن است به دوره بازگشت سرمایه جذابی برسند؛ اما این نتیجه باید در مدل مالی اختصاصی همان پروژه اثبات شود.

دوره بازگشت سرمایه چگونه محاسبه می شود؟

در ساده ترین حالت، دوره بازگشت سرمایه از تقسیم سرمایه گذاری اولیه بر جریان نقدی خالص سالانه به دست می آید:

دوره بازگشت ساده = کل سرمایه گذاری اولیه ÷ جریان نقدی خالص سالانه

برای مثال اگر یک پروژه ۳۰۰ میلیارد تومان سرمایه گذاری نیاز داشته باشد و پس از کسر هزینه های بهره برداری سالانه ۶۰ میلیارد تومان جریان نقدی ایجاد کند، دوره بازگشت ساده آن حدود ۵ سال خواهد بود.

اما این محاسبه فقط یک شاخص اولیه است و ارزش زمانی پول، تورم، هزینه تامین مالی، افت تولید و تغییر قیمت برق را در نظر نمی گیرد.

به همین دلیل در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی حرفه ای، دوره بازگشت سرمایه باید در کنار شاخص هایی مانند NPV، IRR، Discounted Payback Period و در پروژه های دارای بدهی DSCR بررسی شود.

چه عواملی دوره بازگشت سرمایه را کوتاه یا بلند می کنند؟

مهم ترین عوامل عبارتند از:

۱. هزینه کل احداث نیروگاه

کاهش قیمت پنل و اینورتر می تواند اقتصاد پروژه را بهبود دهد، اما قیمت تجهیزات تنها بخشی از CAPEX است. پست، خط اتصال، عملیات عمرانی، حمل، EPC و هزینه های توسعه پروژه نیز باید محاسبه شوند.

براساس گزارش IRENA، متوسط جهانی کل هزینه نصب نیروگاه های خورشیدی Utility Scale که در سال ۲۰۲۴ وارد مدار شدند حدود ۶۹۱ دلار به ازای هر کیلووات بوده است؛ در عین حال دامنه هزینه پروژه ها بسیار گسترده بوده است. این عدد برای ایران نرخ اجرایی محسوب نمی شود، اما نشان می دهد تفاوت ساختگاه و ساختار پروژه می تواند هزینه نهایی را به طور قابل توجهی تغییر دهد.

۲. میزان تولید سالانه برق

نیروگاهی که در ساختگاهی با تابش مناسب، طراحی مهندسی صحیح و تلفات پایین احداث شود، به ازای ظرفیت نصب شده انرژی بیشتری تولید می کند و در شرایط یکسان درآمد بالاتری خواهد داشت.

اما «پرتابش بودن استان» به تنهایی کافی نیست. تولید باید با داده های واقعی ساختگاه و نرم افزارهایی مانند PVsyst محاسبه شود.

۳. قیمت فروش برق

مدل فروش یکی از تعیین کننده ترین متغیرهای بازده پروژه است.

در سال ۱۴۰۵ قیمت برق سبز در بورس انرژی ثابت نبوده است. براساس گزارش معاونت برق و انرژی وزارت نیرو، متوسط قیمت پنج ماه نخست سال حدود ۹۹,۰۶۹ ریال بر کیلووات ساعت بوده، در حالی که متوسط قیمت تابلوی سبز در معاملات ۱۴ شهریور حدود ۷۴,۸۵۶ ریال ثبت شده است.

بنابراین نمی توان فرض کرد که نیروگاه در تمام سال های بهره برداری برق خود را با یک نرخ ثابت و بالا به فروش خواهد رساند.

۴. هزینه اتصال به شبکه

گاهی یک زمین تابش بسیار خوبی دارد اما فاصله زیاد تا شبکه، احداث خط، توسعه پست یا الزام به تجهیزات جدید باعث افزایش CAPEX می شود و دوره بازگشت سرمایه را طولانی می کند.

۵. ساختار تامین مالی

پروژه ای که کاملا با آورده سرمایه گذار اجرا می شود با پروژه ای که بخش عمده سرمایه آن از تسهیلات بانکی با نرخ سود مشخص تامین شده، جریان نقدی یکسانی ندارد.

در مدل مالی باید نرخ سود، دوره تنفس، بازپرداخت اصل و سود تسهیلات و هزینه مالی دوره ساخت لحاظ شود.

آیا بازگشت سرمایه ۴ تا ۵ سال امکان پذیر است؟

بله، در بعضی پروژه ها امکان پذیر است؛ اما نباید به عنوان قاعده عمومی مطرح شود.

اگر نیروگاه دارای شرایطی مانند:

• تابش مناسب
• تولید ویژه بالا
• هزینه EPC رقابتی
• زمین مناسب
• اتصال کم هزینه به شبکه
• تامین مالی مناسب
• قیمت فروش مطلوب برق
• Availability بالا
• تلفات پایین

باشد، دوره بازگشت سرمایه می تواند در محدوده جذابی قرار گیرد. در مقابل، افزایش هزینه خط و پست، کاهش قیمت برق، تامین مالی گران، افت تولید یا تاخیر در بهره برداری می تواند دوره بازگشت را چند سال افزایش دهد.

آیا پنل دوطرفه دوره بازگشت سرمایه را کاهش می دهد؟

پنل Bifacial می تواند تولید انرژی بیشتری نسبت به پنل یکطرفه ایجاد کند، اما دوطرفه بودن پنل به تنهایی تضمین کننده کوتاه شدن دوره بازگشت نیست.

میزان Bifacial Gain به بازتاب سطح زمین، فاصله ردیف ها، ارتفاع پنل، زاویه نصب، نوع استراکچر و شرایط ساختگاه وابسته است.

اگر افزایش درآمد ناشی از تولید بیشتر از اختلاف هزینه سرمایه گذاری باشد، استفاده از پنل دوطرفه می تواند IRR پروژه را بهبود دهد. در غیر این صورت ممکن است اثر اقتصادی آن محدود باشد.

خرید تضمینی یا تابلوی سبز؛ کدام دوره بازگشت بهتری دارد؟

پاسخ این سوال به شرایط پروژه بستگی دارد.

نرخ های خرید تضمینی تجدیدپذیر در سال ۱۴۰۵ توسط وزارت نیرو ابلاغ شده اند و برای برخی گروه های ظرفیت، نرخ مشخص دارند.

در مقابل، تابلوی سبز بورس انرژی امکان فروش برق براساس قیمت بازار را فراهم می کند و در برخی دوره های سال ۱۴۰۵ قیمت های بالاتری نسبت به نرخ های پایه خرید تضمینی مشاهده شده است؛ اما قیمت بازار ثابت و تضمین شده نیست.

بنابراین:

خرید تضمینی می تواند قابلیت پیش بینی بیشتری برای جریان درآمد ایجاد کند.

فروش در تابلوی سبز می تواند امکان دستیابی به قیمت بالاتر را ایجاد کند، اما سرمایه گذار ریسک نوسان قیمت بازار را نیز می پذیرد.

انتخاب میان این دو مدل باید با مقایسه NPV و IRR سناریوهای مختلف انجام شود.

تحلیل حساسیت؛ مهم تر از اعلام یک عدد بازگشت سرمایه

در طرح توجیهی بهتر است به جای اعلام یک عدد مانند «بازگشت سرمایه ۴ سال»، نتیجه پروژه در چند سناریو بررسی شود.

برای مثال:

همچنین بهتر است اثر تغییرات ۱۰ تا ۲۰ درصدی قیمت برق، تولید انرژی و CAPEX بر IRR و NPV بررسی شود.

این تحلیل به سرمایه گذار نشان می دهد که پروژه در برابر تغییر شرایط بازار تا چه اندازه مقاوم است.

دوره بازگشت سرمایه تنها معیار تصمیم گیری نیست

پروژه ای با بازگشت سرمایه ۴ ساله الزاما از پروژه ای با بازگشت ۵ ساله بهتر نیست.

ممکن است پروژه دوم دارای قرارداد فروش مطمئن تر، ریسک شبکه کمتر، تجهیزات با کیفیت تر و جریان نقدی پایدارتر باشد.

بنابراین برای تصمیم سرمایه گذاری باید حداقل شاخص های زیر همزمان بررسی شوند:

• دوره بازگشت ساده
• دوره بازگشت تنزیل شده
• NPV
• IRR
• جریان نقدی سالانه
• EBITDA
• DSCR در صورت استفاده از تسهیلات
• LCOE
• تحلیل حساسیت
• سناریوی P50 و P90 تولید انرژی

در نتیجه می توان گفت نیروگاه خورشیدی در شرایط مناسب می تواند از نظر مالی پروژه جذابی باشد، اما دوره بازگشت سرمایه ۳ تا ۵ سال یک تضمین عمومی نیست. عدد واقعی باید پس از مشخص شدن ساختگاه، ظرفیت، CAPEX، تولید انرژی، نقطه اتصال، مدل فروش برق و روش تامین مالی در مدل مالی اختصاصی پروژه محاسبه شود.

گام بعدی برای تصمیم سرمایه گذاری

اعداد مقاله، نقطه شروع هستند؛ تصمیم نهایی باید اختصاصی باشد

اعداد، هزینه ها، ظرفیت ها و شاخص های مالی این مقاله برای شناخت اولیه و مقایسه سناریوها ارائه شده اند و نباید به تنهایی مبنای سرمایه گذاری واقعی قرار گیرند. برای تصمیم اجرایی، مفروضات پروژه باید با اطلاعات روز و شرایط واقعی شما دوباره محاسبه شوند.

✓محل اجرای پروژه✓ظرفیت و مقیاس واقعی✓قیمت روز ماشین آلات و تجهیزات✓پنل، اینورتر و شرایط اتصال به شبکه✓زمین، ساختمان و زیرساخت✓تامین مالی و بازار هدف

iدر ارزیابی اختصاصی «طرح احداث نیروگاه خورشیدی»، اطلاعات واقعی پروژه شما جایگزین اعداد و فرضیات نمونه می شود.

چه وام و تسهیلاتی برای احداث نیروگاه خورشیدی وجود دارد؟

تامین مالی یکی از مهم ترین موضوعات در طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی است، زیرا بخش عمده هزینه پروژه باید پیش از شروع بهره برداری و دریافت درآمد از فروش برق پرداخت شود.

با این حال، چیزی به نام یک «وام ثابت نیروگاه خورشیدی» برای تمام سرمایه گذاران وجود ندارد. نوع تسهیلات به عواملی مانند ظرفیت نیروگاه، حقیقی یا حقوقی بودن متقاضی، نوع قرارداد فروش برق، محل اجرای پروژه، دانش بنیان بودن شرکت، برنامه های حمایتی دولت و منابع بانکی موجود در زمان درخواست بستگی دارد.

به همین دلیل شرایط تسهیلات باید در زمان تهیه طرح توجیهی مجددا بررسی شوند.

تسهیلات نیروگاه خورشیدی ۱ تا ۳ مگاوات با همکاری ساتبا و پست بانک

یکی از مهم ترین برنامه های تامین مالی سال ۱۴۰۵، فراخوان مشترک ساتبا و پست بانک ایران برای نیروگاه های خورشیدی یک تا سه مگاوات بود.

براساس فراخوان تیر ۱۴۰۵، اشخاص حقوقی دارای قرارداد خرید برق موضوع ماده ۶۱ قانون اصلاح الگوی مصرف یا قرارداد عرضه برق در تابلوی سبز بورس انرژی امکان درخواست این تسهیلات را داشتند.

شرایط اصلی اعلام شده شامل موارد زیر بود:

ساتبا در ادامه این فراخوان را اصلاح کرد و اعلام شد اشخاص حقوقی دارای نیروگاه با ظرفیت بیش از ۳ مگاوات نیز می توانند در صورت تامین مالی ظرفیت مازاد یا بهره برداری از بخش مربوط، از سازوکار تسهیلات تا سقف ۳ مگاوات استفاده کنند.

نکته مهم این است که ارائه درخواست به بانک به معنی تصویب قطعی وام نیست. متقاضی ابتدا از نظر اعتباری توسط بانک بررسی می شود و سپس ارزیابی فنی پروژه توسط ساتبا انجام می گیرد.

آیا برای نیروگاه خورشیدی ۵ کیلوواتی وام وجود دارد؟

برای نیروگاه های خانگی و انشعابی کوچک نیز برنامه های جداگانه ای وجود داشته است.

رئیس ساتبا در خرداد ۱۴۰۵ از تسهیلات تا سقف ۴۰۰ میلیون تومان برای احداث نیروگاه خورشیدی خانگی ۵ کیلوواتی خبر داد. هزینه احداث یک سامانه ۵ کیلوواتی متصل به شبکه نیز در مرداد ۱۴۰۵ حدود ۳۵۰ تا ۴۰۰ میلیون تومان برآورد شده بود.

این نوع تسهیلات بیشتر برای سامانه های کوچک پشت بامی و انشعابی طراحی شده است و نباید شرایط آن به نیروگاه های مگاواتی تعمیم داده شود.

شرایط نرخ سود، ضمانت، بانک یا پلتفرم تامین مالی ممکن است در طول سال تغییر کند و باید هنگام ثبت درخواست بررسی شود.

تسهیلات حمایتی برای اقشار کم برخوردار

برنامه احداث نیروگاه های ۵ کیلوواتی حمایتی نیز در سال های اخیر از طریق نهادهایی مانند:

• کمیته امداد امام خمینی
• سازمان بهزیستی
• بسیج سازندگی
• سایر نهادهای حمایتی

اجرا شده است.

برای نمونه در بهمن ۱۴۰۴، تسهیلات ۲۰۰ میلیون تومانی برای احداث نیروگاه ۵ کیلوواتی مددجویان کمیته امداد در قالب طرح حمایتی اعلام شد.

در سال های قبل نیز برخی تسهیلات این حوزه با کارمزد ۴ درصد ارائه شده اند. برای مثال در قانون بودجه سال ۱۴۰۱ برای احداث نیروگاه های ۵ کیلوواتی در مناطق محروم، تسهیلات ۱۲۰ میلیون تومانی با کارمزد ۴ درصد و بازپرداخت هشت ساله پیش بینی شده بود.

بنابراین اعداد ۱۲۰ یا ۱۵۰ میلیون تومان مربوط به دوره های قبلی هستند و نباید به عنوان شرایط جاری سال ۱۴۰۵ در مقاله درج شوند.

تامین مالی صندوق توسعه ملی برای نیروگاه های بزرگ خورشیدی

برای پروژه های بزرگ و مگاواتی، صندوق توسعه ملی یکی از مهم ترین منابع تامین مالی توسعه تجدیدپذیرها در سال ۱۴۰۵ بوده است.

این برنامه را نباید به صورت ساده به عنوان «وام ارزی با سود ۷ درصد» معرفی کرد؛ زیرا ساختار جدید آن شامل مشارکت، تامین منابع ارزی، عاملیت بانک ها و سازوکارهای تامین مالی پروژه های بزرگ است.

در برنامه توسعه ۷ هزار مگاوات نیروگاه خورشیدی، کل سرمایه گذاری حدود ۲.۳ میلیارد دلار برآورد شده و حدود ۱.۸۴ میلیارد دلار منابع ارزی صندوق توسعه ملی برای آن در نظر گرفته شده است.

براساس اعلام رئیس ساتبا در ۲ مهر ۱۴۰۵، نزدیک به یک میلیارد دلار از این منابع به صورت قطعی دریافت شده و برای حدود ۱.۵ میلیارد دلار نیز مسدودی صادر شده است.

این منابع عمدتا در قالب پروژه های منتخب و سازوکارهای مشخص تامین مالی به کار گرفته می شوند و به این معنی نیست که هر سرمایه گذار می تواند مستقیما یک وام ارزی عمومی از صندوق دریافت کند.

بنابراین ادعای «۲.۵ میلیارد دلار وام ارزی برای متقاضیان با کارمزد ۷ درصد» بهتر است از مقاله حذف شود و با توضیح ساختار واقعی تامین مالی جایگزین شود.

صندوق نوآوری و شکوفایی چه تسهیلاتی ارائه می دهد؟

صندوق نوآوری و شکوفایی نیز در سال ۱۴۰۵ بسته ای برای تامین زیرساخت انرژی شرکت های دانش بنیان ارائه کرده است.

این بسته امکان تامین بخشی از سرمایه ثابت مورد نیاز برای تجهیزاتی مانند:

• نیروگاه خورشیدی
• نیروگاه بادی
• نیروگاه حرارتی
• دیزل ژنراتور

را فراهم می کند.

اما این تسهیلات برای تمام سرمایه گذاران نیروگاه خورشیدی عمومی نیست و مخاطب اصلی آن شرکت های دانش بنیانی هستند که برای تامین برق فعالیت تولیدی یا خدماتی خود به زیرساخت انرژی نیاز دارند.

به همین دلیل بهتر است صندوق نوآوری را در مقاله به عنوان «مسیر تخصصی تامین مالی برای شرکت های دانش بنیان» معرفی کنیم، نه یک وام عمومی نیروگاه خورشیدی.

آیا صندوق ملی محیط زیست وام نیروگاه خورشیدی می دهد؟

صندوق ملی محیط زیست در سال های مختلف در تامین مالی پروژه های سبز و تجدیدپذیر مشارکت داشته و در برخی برنامه ها تسهیلات با نرخ ترجیحی نیز برای پروژه های نیروگاه خورشیدی پیش بینی شده است.

اما نمی توان برای سال ۱۴۰۵ به صورت عمومی اعلام کرد که:

۷۰ درصد پروژه وام داده می شود، ۲۰ درصد تسهیلات بلوکه می شود و سند ۱۲۰ درصدی با نرخ سود ۱۵ تا ۲۰ درصد الزامی است.

این شرایط می تواند مربوط به یک دوره، بانک عامل یا قرارداد خاص باشد و برای همه پروژه ها قابل تعمیم نیست.

بنابراین در طرح توجیهی بهتر است صندوق ملی محیط زیست به عنوان یکی از منابع بالقوه تامین مالی پروژه های سبز معرفی شود و نرخ و شرایط فقط در صورت وجود فراخوان فعال همان سال درج شود.

برای دریافت وام نیروگاه خورشیدی چه مدارکی لازم است؟

مدارک دقیق هر برنامه متفاوت است، اما در پروژه های مگاواتی معمولا سرمایه گذار باید بخشی از مستندات زیر را آماده کند:

• مدارک ثبتی شرکت
• پروانه احداث نیروگاه
• مستندات زمین
• قرارداد یا مدل فروش برق
• مطالعات اتصال به شبکه
• طرح توجیهی فنی و اقتصادی
• مدل مالی پروژه
• برآورد CAPEX
• برنامه زمان بندی اجرا
• پیش فاکتور تجهیزات و EPC
• مدارک مربوط به آورده سرمایه گذار
• اسناد و تضامین مورد قبول بانک
• صورت های مالی و اطلاعات اعتباری متقاضی

در فراخوان پست بانک سال ۱۴۰۵ نیز ارائه گزارش توجیه فنی و اقتصادی، تامین آورده، ارائه وثایق و افتتاح حساب امانی برای دریافت وجوه فروش برق از الزامات مهم اعلام شده بود.

بانک برای بررسی طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی به چه مواردی توجه می کند؟

بانک فقط درآمد اسمی پروژه را بررسی نمی کند. مهم ترین موضوع، توان نیروگاه برای ایجاد جریان نقدی کافی جهت بازپرداخت بدهی است.

در مدل مالی باید حداقل موارد زیر مشخص شوند:

CAPEX پروژه: کل سرمایه گذاری مورد نیاز

میزان تسهیلات: سهم بدهی در ساختار سرمایه

آورده سرمایه گذار: Equity

نرخ سود: هزینه تامین مالی

دوره تنفس: مدت زمان ساخت و آغاز درآمد

مدت بازپرداخت: زمان تسویه بدهی

درآمد فروش برق: براساس قرارداد یا سناریوی بازار

OPEX: هزینه های بهره برداری

DSCR: نسبت توان پروژه برای پوشش اقساط و بدهی

P90 Energy: سناریوی محافظه کارانه تولید برق در پروژه های حرفه ای

به همین دلیل ممکن است یک نیروگاه از نظر IRR سرمایه گذار جذاب باشد، اما به دلیل DSCR پایین یا جریان نقدی نامناسب نتواند شرایط مورد نظر بانک را تامین کند.

آیا می توان تمام هزینه نیروگاه را با وام تامین کرد؟

در اغلب برنامه های تامین مالی، پاسخ منفی است.

بانک یا صندوق معمولا انتظار دارد سرمایه گذار بخشی از سرمایه پروژه را شخصا تامین کند.

برای مثال در فراخوان پست بانک سال ۱۴۰۵ حداقل ۲۰ درصد سرمایه گذاری باید از طرف متقاضی تامین می شد که حداقل ۵ درصد آن آورده نقدی بود.

بنابراین در طرح توجیهی باید ساختار سرمایه به صورت جداگانه مشخص شود:

آورده سرمایه گذار + تسهیلات بانکی یا صندوق + سایر منابع تامین مالی = کل منابع پروژه

این ترکیب تاثیر مستقیمی بر IRR سرمایه گذار، DSCR، دوره بازگشت سرمایه و ریسک مالی پروژه خواهد داشت.

کدام وام برای نیروگاه خورشیدی مناسب تر است؟

پاسخ به ظرفیت و نوع سرمایه گذار بستگی دارد.

برای یک نیروگاه ۵ کیلوواتی خانگی، تسهیلات انشعابی یا حمایتی می تواند مطرح باشد. برای نیروگاه یک تا سه مگاواتی حقوقی، برنامه هایی مانند تسهیلات ساتبا و پست بانک قابل بررسی هستند. در پروژه های بزرگ تر، تامین مالی صندوق توسعه ملی، بانک های عامل، مشارکت سرمایه گذار و روش های ترکیبی اهمیت بیشتری پیدا می کنند.

بنابراین انتخاب منبع تامین مالی باید بعد از مشخص شدن ظرفیت، CAPEX، قرارداد فروش برق و جریان نقدی پروژه انجام شود و نه پیش از مطالعات امکان سنجی.

کد آیسیک و تعرفه گمرکی مرتبط با نیروگاه خورشیدی

در بررسی کدهای مرتبط با طرح توجیهی نیروگاه خورشیدی باید میان کد فعالیت اقتصادی نیروگاه، کد محصول تجهیزات و کد تعرفه گمرکی تفاوت قائل شد.

نیروگاه خورشیدی یک واحد تولید برق است و پنل، اینورتر، ترانسفورماتور و سایر تجهیزات، کالاهای سرمایه ای مورد استفاده در پروژه محسوب می شوند. بنابراین کد تولید پنل خورشیدی را نباید به عنوان کد اصلی فعالیت نیروگاه معرفی کرد.

کد آیسیک فعالیت نیروگاه خورشیدی

در طبقه بندی فعالیت های اقتصادی ISIC Rev.۴، فعالیت تولید برق در رده زیر قرار می گیرد:

کد ISIC: ۳۵۱۰
عنوان فعالیت: تولید، انتقال و توزیع برق

در طبقه بندی فعالیت های اقتصادی ایران نیز «تولید برق توسط انرژی های تجدیدپذیر» و «تولید برق توسط نیروگاه های خورشیدی» ذیل همین گروه قرار گرفته اند.

این کد برای معرفی ماهیت فعالیت اقتصادی طرح مناسب تر از کدهای مربوط به تولید پنل یا تجهیزات خورشیدی است.

در فرآیند صدور مجوز ممکن است سامانه یا دستگاه صادرکننده مجوز از عنوان ها و کدهای اجرایی جزئی تری استفاده کند؛ بنابراین کد نهایی مورد استفاده در پرونده مجوز باید هنگام ثبت درخواست در سامانه مربوط کنترل شود.

کدهای محصول مربوط به تولید پنل خورشیدی

اگر موضوع طرح تولید یا مونتاژ پنل خورشیدی باشد، کدهای محصول صنعتی متفاوتی مطرح می شوند.

براساس اطلاعات مجوزهای صنعتی وزارت صمت تا سال ۱۴۰۳، کدهای متداول عبارتند از:

این کدها مربوط به محصول صنعتی پنل خورشیدی هستند و نباید به عنوان کد آیسیک اصلی نیروگاه تولید برق استفاده شوند. اطلاعات مجوزهای صنعتی منتشرشده نیز همین سه کد را برای محصولات پنل ثبت کرده اند.

در نتیجه کد «۳۲۱۰۴۲۳۶۲» که در برخی منابع درج شده، ناقص است و کد ثبت شده برای پنل فیلم نازک ۳۲۱۰۴۱۲۳۶۲ است.

آیا کد ۳۱۱۰۶۱۲۴۸۹ مربوط به اینورتر نیروگاه خورشیدی است؟

خیر. در برخی مقالات این کد به اشتباه به عنوان «مبدل جریان برق نیروگاه خورشیدی» معرفی شده است.

براساس اطلاعات مجوزهای صنعتی، کد ۳۱۱۰۶۱۲۴۸۹ مربوط به محصولی با عنوان مولد برق خورشیدی است، نه اینورتر خورشیدی.

برای اینورتر، طبقه بندی گمرکی مستقل وجود دارد که به توان دستگاه نیز وابسته است.

تعرفه گمرکی پنل خورشیدی

طبقه بندی بین المللی HS در نسخه ۲۰۲۲ برای سلول ها و ماژول های فتوولتائیک تفکیک جدیدی ایجاد کرده است.

در طبقه بندی جدید:

۸۵۴۱۴۲ مربوط به سلول های فتوولتائیک مونتاژ نشده در قالب ماژول یا پنل است.

۸۵۴۱۴۳ مربوط به سلول های فتوولتائیک مونتاژ شده در قالب ماژول یا پنل است.

در استعلام های جاری گمرکی سال ۱۴۰۵، ردیف هشت رقمی زیر برای پنل یا ماژول خورشیدی مونتاژشده ثبت شده است:

85414300 – Photovoltaic cells assembled in modules or made up into panels

در اطلاعات به روز این ردیف، واردات آن مجاز و حقوق ورودی جاری ۵ درصد اعلام شده است.

بنابراین برای بررسی واردات پنل نیروگاهی آماده، کد ۸۵۴۱۴۳۰۰ از کد قدیمی ۸۵۴۱۴۰۱۰ مناسب تر است.

چرا هنوز کد ۸۵۴۱۴۰۱۰ در بعضی منابع دیده می شود؟

کد ۸۵۴۱۴۰۱۰ سال ها برای پنل های خورشیدی در جداول گمرکی ایران استفاده می شد و هنوز در برخی مقالات و حتی بعضی اسناد و جداول قدیمی دیده می شود.

اما ساختار HS ۲۰۲۲ سلول فتوولتائیک را به ردیف های ۸۵۴۱۴۲ و ۸۵۴۱۴۳ تفکیک کرده و معاملات جدید واردات پنل به ایران نیز با کد ۸۵۴۱۴۳۰۰ گزارش شده اند.

به همین دلیل در یک طرح توجیهی به روز بهتر است کد ۸۵۴۱۴۰۱۰ به عنوان کد قدیمی معرفی شود و برای عملیات واقعی ثبت سفارش و ترخیص، ردیف جاری سامانه جامع تجارت و گمرک در همان تاریخ بررسی شود.

تعرفه گمرکی اینورتر خورشیدی

برای اینورترهای خورشیدی نیز ردیف مستقلی در تعرفه ایران وجود دارد.

در سال ۱۴۰۵:

برای ردیف ۸۵۰۴۴۰۸۶ حقوق ورودی جاری ۷ درصد و برای ردیف ۸۵۰۴۴۰۸۷ حقوق ورودی ۵ درصد گزارش شده است.

بنابراین اینورترهای مگاواتی یا String Inverterهای نیروگاهی معمولا باید بر اساس مشخصات فنی واقعی و توان دستگاه در ردیف مناسب طبقه بندی شوند.

آیا نیروگاه خورشیدی یک کد تعرفه گمرکی واحد دارد؟

خیر. یک نیروگاه خورشیدی از تجهیزات متعددی تشکیل شده و هر کالا ممکن است کد تعرفه مستقل داشته باشد؛ برای مثال:

• پنل فتوولتائیک
• اینورتر
• ترانسفورماتور
• کابل
• کانکتور
• تابلو و Switchgear
• سیستم SCADA
• تجهیزات ذخیره ساز در صورت استفاده

به همین دلیل نمی توان یک HS Code را به کل نیروگاه نسبت داد. در پروژه هایی که تجهیزات از خارج کشور تامین می شوند، BOM پروژه باید به تفکیک هر کالا با HS Code، کشور سازنده، ارزش CIF، حقوق ورودی و مجوزهای ثبت سفارش بررسی شود.

جمع بندی کدهای اصلی مرتبط با طرح

از آنجا که تعرفه، حقوق ورودی، اولویت ارزی و الزامات ثبت سفارش می توانند با بخشنامه های سالانه تغییر کنند، کد و نرخ گمرکی تجهیزات باید در زمان تهیه طرح توجیهی اختصاصی یا پیش از ثبت سفارش با آخرین اطلاعات سامانه جامع تجارت و گمرک ایران تطبیق داده شوند.

اثرات زیست محیطی احداث نیروگاه خورشیدی

یکی از مزیت های مهم احداث نیروگاه خورشیدی فتوولتائیک، تولید برق بدون سوزاندن سوخت در محل نیروگاه است. برخلاف نیروگاه های فسیلی، در فرآیند عادی تولید برق PV نیازی به احتراق گاز، گازوئیل یا زغال سنگ وجود ندارد و در نتیجه انتشار مستقیم دی اکسید کربن و بسیاری از آلاینده های ناشی از احتراق در مرحله بهره برداری بسیار پایین است.

این ویژگی باعث شده توسعه فتوولتائیک به یکی از ابزارهای اصلی کاهش انتشار بخش برق در جهان تبدیل شود. IEA PVPS در گزارش ۲۰۲۶ برآورد کرده است ظرفیت فتوولتائیک نصب شده جهان تا پایان سال ۲۰۲۵ سالانه حدود ۱.۳ میلیارد تن معادل CO2 از انتشار گازهای گلخانه ای جلوگیری می کند.

آیا برق خورشیدی واقعا بدون کربن است؟

خیر. بهتر است برق خورشیدی را کم کربن بنامیم، نه کاملا بدون کربن. در زمان بهره برداری پنل، سوختی سوزانده نمی شود، اما در چرخه عمر نیروگاه برای فعالیت هایی مانند:

• استخراج و فرآوری مواد اولیه
• تولید سیلیکون، شیشه، آلومینیوم و مس
• ساخت سلول و ماژول
• تولید اینورتر و استراکچر
• حمل تجهیزات
• عملیات احداث
• تعمیر و نگهداری
• بازیافت یا دفع تجهیزات در پایان عمر

انرژی و مواد مصرف می شود.

ارزیابی چرخه عمر IEA PVPS نشان داده انتشار چرخه عمر برق فتوولتائیک در فناوری های مورد بررسی در محدوده چند ده گرم CO2-equivalent به ازای هر کیلووات ساعت قرار می گیرد و بخش عمده این اثرات مربوط به مرحله تولید تجهیزات است، نه بهره برداری نیروگاه. این مقدار به طور قابل توجهی پایین تر از تولید برق مبتنی بر سوخت های فسیلی است.

نسخه جدید موجودی چرخه عمر IEA PVPS که در ژوئیه ۲۰۲۶ منتشر شده، فناوری های جدیدتر مانند TOPCon، PERC، CdTe و سیستم های Utility Scale را نیز وارد پایگاه داده ارزیابی زیست محیطی کرده است.

نیروگاه خورشیدی چگونه انتشار گازهای گلخانه ای را کاهش می دهد؟

اثر اصلی زمانی ایجاد می شود که برق خورشیدی جایگزین تولید برق از منابعی شود که برای تولید هر کیلووات ساعت انرژی، سوخت فسیلی مصرف می کنند.

در نیروگاه حرارتی، انتشار گازهای گلخانه ای در طول بهره برداری و تامین سوخت ادامه دارد؛ اما در نیروگاه PV بخش عمده اثر کربنی پیش از بهره برداری و هنگام ساخت تجهیزات ایجاد شده است.

بنابراین هرچه:

• میزان تولید سالانه نیروگاه بیشتر باشد؛
• عمر مفید تجهیزات طولانی تر باشد؛
• Degradation پایین تر باشد؛
• فرآیند ساخت تجهیزات پاک تر باشد؛
• و بازیافت پایان عمر بهتر مدیریت شود؛

ردپای کربن هر کیلووات ساعت برق تولیدی کاهش پیدا می کند.

آیا نیروگاه خورشیدی هیچ اثر منفی زیست محیطی ندارد؟

خیر. توسعه خورشیدی نیز مانند هر زیرساخت انرژی باید با ملاحظات محیط زیستی انجام شود.

مهم ترین اثرات قابل بررسی در یک نیروگاه زمینی عبارتند از:

تغییر کاربری و اشغال زمین: پروژه های مگاواتی به مساحت قابل توجهی نیاز دارند و انتخاب زمین باید با توجه به ارزش اکولوژیک منطقه انجام شود.

پوشش گیاهی و زیستگاه: پاکسازی گسترده زمین یا احداث راه و فنس می تواند بر پوشش گیاهی و زیستگاه جانوران اثر بگذارد.

خاک و فرسایش: عملیات خاکی، راه سازی و تغییر مسیر روان آب ممکن است موجب فرسایش یا تغییر Drainage طبیعی سایت شود.

آب: نیروگاه PV آب فرایندی قابل مقایسه با بسیاری از نیروگاه های حرارتی مصرف نمی کند، اما در مناطق خشک تامین آب برای شستشوی پنل ها باید بررسی شود.

گرد و غبار در مرحله ساخت: عملیات خاکی و تردد ماشین آلات می تواند به طور موقت گرد و غبار ایجاد کند.

پسماند تجهیزات: پنل، اینورتر، کابل و در پروژه های دارای BESS باتری ها در پایان عمر نیازمند مدیریت مناسب هستند.

اثر بصری و کاربری سرزمین: در برخی مناطق، منظر طبیعی و فاصله از سکونتگاه ها یا مناطق حساس اهمیت دارد.

به همین دلیل «انرژی تجدیدپذیر» به معنی نبود ضرورت مکان یابی صحیح و مدیریت محیط زیستی نیست.

بازیافت پنل های خورشیدی

پنل خورشیدی دارای موادی مانند شیشه، آلومینیوم، سیلیکون، مس و مقادیر محدودی مواد دیگر است که بخشی از آنها در پایان عمر قابل بازیابی هستند.

IRENA تاکید می کند که افزایش سریع ظرفیت PV در جهان باعث خواهد شد مدیریت تجهیزات پایان عمر به یکی از موضوعات مهم اقتصاد چرخشی تبدیل شود. این سازمان پیش بینی می کند در سناریوی گذار ۱.۵ درجه، حجم تجمعی پسماند PV در جهان تا سال ۲۰۵۰ از ۲۰۰ میلیون تن فراتر رود و بیش از ۱۷ میلیون تن مواد اولیه از این جریان قابلیت بازیافت داشته باشد.

بنابراین در پروژه های بلندمدت بهتر است از همان مرحله طراحی، موضوعاتی مانند:

• عمر مورد انتظار ماژول
• قابلیت بازیافت
• مسئولیت تامین کننده
• مدیریت پنل شکسته
• Replacement
• Decommissioning Plan

در نظر گرفته شوند.

اثر زنجیره تامین تجهیزات نیز اهمیت دارد

اثرات زیست محیطی نیروگاه فقط محدود به خود سایت نیست.

تولید پنل نیازمند موادی مانند سیلیکون، شیشه، آلومینیوم، مس و نقره است. نحوه استخراج این مواد، انرژی مصرف شده در کارخانه و شرایط زنجیره تامین می توانند ردپای زیست محیطی تجهیزات را تغییر دهند.

IRENA در گزارش ESG زنجیره تامین PV نیز تاکید کرده است که توسعه سریع فتوولتائیک باید همراه با کنترل کیفیت، پایداری زنجیره تامین و الزامات محیط زیستی و اجتماعی باشد.

بنابراین در پروژه های حرفه ای، قیمت پایین ترین پنل تنها معیار Procurement نیست و معیارهای کیفیت، عمر، راندمان و پایداری نیز اهمیت دارند.

آیا نیروگاه خورشیدی در ایران نیاز به ارزیابی اثرات زیست محیطی دارد؟

این موضوع باید براساس مقررات جاری، ظرفیت پروژه و محل ساختگاه بررسی شود و نباید به صورت عمومی برای تمام نیروگاه ها یک حکم ثابت صادر کرد.

طبق آخرین اصلاح آیین نامه رفع موانع احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، حتی نیروگاه های خورشیدی و بادی بیش از ۱۰۰ مگاوات از رده ۷ گروه های صنعتی و تولیدی مربوط خارج شده و براساس این مقرره مشمول انجام مطالعات ارزیابی اثرات زیست محیطی نیستند.

با این حال این موضوع به معنی حذف تمام الزامات محیط زیستی نیست.

هنگام انتخاب زمین همچنان باید مواردی مانند:

• مناطق حفاظت شده
• پوشش گیاهی
• حریم رودخانه و مسیل
• کاربری و وضعیت زمین
• منابع آب
• زیستگاه های حساس
• خطر سیلاب
• مسیر خطوط و راه های دسترسی

بررسی شوند.

برای مثال طبق همین آیین نامه، موضوع حریم رودخانه ها و دریاها باید از طریق هماهنگی بخش آب وزارت نیرو و ساتبا تعیین تکلیف شود.

بنابراین اصطلاح دقیق تر برای مقاله ما «ملاحظات و الزامات زیست محیطی نیروگاه خورشیدی» است. اگر در پروژه ای طبق مقررات، گزارش رسمی EIA لازم باشد، این گزارش نیز باید توسط مشاور ذی صلاح و مطابق فرآیند قانونی تهیه شود؛ مقررات عمومی ارزیابی محیط زیستی نیز تهیه گزارش را در مرحله امکان سنجی و مکان یابی پروژه های مشمول پیش بینی کرده است.

مهم ترین مزایای زیست محیطی نیروگاه خورشیدی

در مقایسه با تولید برق فسیلی، مهم ترین مزایای بالقوه نیروگاه PV عبارتند از:

• عدم نیاز به احتراق سوخت در محل تولید
• کاهش انتشار گازهای گلخانه ای در چرخه تولید برق
• کاهش آلاینده های ناشی از احتراق
• عدم مصرف مستمر سوخت فسیلی
• مصرف پایین آب در فرایند تولید برق
• امکان توسعه در مقیاس کوچک تا Utility Scale
• امکان بازیافت بخش مهمی از مواد تجهیزات در پایان عمر

اما میزان واقعی این مزایا به محل احداث، فناوری تجهیزات، منبع برق جایگزین شده، تولید واقعی نیروگاه، عمر تجهیزات و نحوه مدیریت پایان عمر بستگی دارد.

در نتیجه، نیروگاه خورشیدی را می توان یک فناوری کم کربن و تجدیدپذیر با مزایای محیط زیستی قابل توجه دانست، اما اجرای مسئولانه آن نیازمند مکان یابی صحیح، کنترل اثرات ساختگاه و برنامه ریزی برای کل چرخه عمر تجهیزات است.

سؤالات متداول

هزینه احداث نیروگاه خورشیدی چقدر است؟

هزینه احداث نیروگاه خورشیدی به ظرفیت، نوع پنل و اینورتر، استراکچر، شرایط زمین، فاصله تا شبکه، تجهیزات پست و اتصال، نرخ ارز و هزینه اجرای پروژه بستگی دارد. به همین دلیل برای هر پروژه باید برآورد سرمایه گذاری اختصاصی انجام شود.

درآمد و دوره بازگشت سرمایه نیروگاه خورشیدی چقدر است؟

درآمد نیروگاه خورشیدی به میزان تولید واقعی برق، روش فروش انرژی و قیمت فروش بستگی دارد. دوره بازگشت سرمایه نیز تابع هزینه احداث، هزینه بهره برداری، تولید سالانه و مدل درآمدی است و نمی توان یک عدد ثابت را برای همه پروژه ها در نظر گرفت.

برای احداث هر یک مگاوات نیروگاه خورشیدی چقدر زمین نیاز است؟

برای ارزیابی اولیه نیروگاه های زمینی می توان حدود ۱.۲ تا ۱.۵ هکتار زمین به ازای هر مگاوات را در نظر گرفت. مقدار دقیق به راندمان پنل، نوع استراکچر، فاصله ردیف ها، شکل زمین، حریم ها و طراحی نهایی سایت بستگی دارد.

برای احداث نیروگاه خورشیدی چه مجوزهایی لازم است؟

فرآیند احداث نیروگاه خورشیدی می تواند شامل اخذ مجوز احداث، تعیین وضعیت زمین، بررسی الزامات محیط زیستی، مطالعات و تایید اتصال به شبکه، انتخاب مدل فروش برق و دریافت مجوزهای لازم برای بهره برداری و اتصال باشد. جزئیات مجوزها به ظرفیت، محل و مدل پروژه بستگی دارد.

برق نیروگاه خورشیدی را از چه روش هایی می توان فروخت؟

بسته به نوع پروژه و مقررات جاری، برق نیروگاه خورشیدی می تواند از طریق تابلوی سبز بورس انرژی، قراردادهای دوجانبه با صنایع، مدل خودتامین صنایع یا سازوکارهای خرید تضمینی قابل اعمال فروخته یا مصرف شود. انتخاب بهترین مدل باید بر اساس ظرفیت نیروگاه، قیمت فروش و شرایط قرارداد بررسی شود.

طرح‌های مرتبط

طرح تولید پنل خورشیدی

راه اندازی خط تولید پنل خورشیدی