بازار آریا - محمدرضا آریافر* مرکز پژوهشهای مجلس در گزارش «تعیین ظرفیت بهینه توسعه نیروگاههای خورشیدی متناسب با شبکه برق کشور» ظرفیت بهینه را ۲۰ هزار مگاوات (و در کران بالا ۲۵ هزار مگاوات) برآورد کرده است؛ دولت چهاردهم اما از ورود ۳۰ هزار مگاوات برق خورشیدی به شبکه سخن میگوید. این یادداشت با بازسازی یک مدل سادهشده ۸۷۶۰ ساعته از شبکه برق ایران نشان میدهد که اختلاف این دو عدد، اختلاف بر سر «چقدر» نیست؛ اختلاف بر سر تعریف «بهینه» است. نتیجه اصلی روشن است: با همان بودجهای که ۱۰ هزار مگاوات پنل اضافه میخرد، میتوان کسری برق کشور را بیش از دو برابر بیشتر کاهش داد — به شرط آنکه بهجای پنل بیشتر، انعطافپذیری بیشتر خریده شود.
محمدرضا آریافر* مرکز پژوهشهای مجلس در گزارش «تعیین ظرفیت بهینه توسعه نیروگاههای خورشیدی متناسب با شبکه برق کشور» ظرفیت بهینه را ۲۰ هزار مگاوات (و در کران بالا ۲۵ هزار مگاوات) برآورد کرده است؛ دولت چهاردهم اما از ورود ۳۰ هزار مگاوات برق خورشیدی به شبکه سخن میگوید. این یادداشت با بازسازی یک مدل سادهشده ۸۷۶۰ ساعته از شبکه برق ایران نشان میدهد که اختلاف این دو عدد، اختلاف بر سر «چقدر» نیست؛ اختلاف بر سر تعریف «بهینه» است. نتیجه اصلی روشن است: با همان بودجهای که ۱۰ هزار مگاوات پنل اضافه میخرد، میتوان کسری برق کشور را بیش از دو برابر بیشتر کاهش داد — به شرط آنکه بهجای پنل بیشتر، انعطافپذیری بیشتر خریده شود.
نمودار ۱ ـ فاصله میان آنچه ساخته شده، آنچه بهینه است، آنچه هدفگذاری شده و آنچه در صف مانده است (گیگاوات). منابع: ساتبا، وزارت نیرو، مرکز پژوهشهای مجلس.
۱. دو عدد، دو منطق
گزارش مرکز پژوهشهای مجلس یک نکته بنیادی را درست دیده است: توسعه نیروگاههای تجدیدپذیر تابع پتانسیل منابع طبیعی نیست، تابع ظرفیت جذب شبکه است. ایران بنا بر همان گزارش بیش از ۷۱ هزار مگاوات پتانسیل فنی خورشیدی دارد، اما ماهیت متناوب این منابع سبب میشود افزایش ظرفیت نصبشده پس از عبور از یک آستانه مشخص، اثربخشی خود را از دست بدهد. برآورد آن گزارش این است که ۲۰ هزار مگاوات نیروگاه خورشیدی حدود ۷۵ درصد انرژی تأمیننشده و ۶۱ درصد ساعات ناترازی را جبران میکند و ترکیب آن با بهرهبرداری بهینه از نیروگاههای برقآبی، ساعات ناترازی را به ۴۷ ساعت در سال میرساند.
در سوی دیگر، عدد ۳۰ هزار مگاوات از جنس دیگری است. این عدد از یک مسئله بهینهسازی شبکه بیرون نیامده؛ از سه جای دیگر آمده است: نخست، از قرارداد تولید ۳۰ هزار مگاوات پنل خورشیدی که در سطح ریاستجمهوری اعلام شد؛ دوم، از صف متقاضیان و پروانههای صادرشده (۷۸ هزار مگاوات متقاضی و ۳۸ هزار مگاوات پروانه صادرشده به گفته وزیر نیرو)؛ و سوم، از قرینهسازی با عدد کسری ۲۰ هزار مگاواتی برق در آغاز کار دولت. به بیان دقیقتر، ۲۰ هزار مگاوات یک «عدد کفایت شبکه» است و ۳۰ هزار مگاوات یک «عدد زنجیره تأمین». این دو با هم قابل جمع نیستند، چون به دو پرسش متفاوت پاسخ میدهند.
همین نمودار مهمترین واقعیت پنهان را نشان میدهد: نسبت تبدیل مجوز به فولاد در زمین. در برابر ۷۸ هزار مگاوات متقاضی و ۳۸ هزار مگاوات پروانه، ظرفیت تجدیدپذیر واقعاً نصبشده کشور در مرداد ۱۴۰۵ حدود ۵ هزار و ۸۰۰ مگاوات است؛ یعنی کمتر از ۱۵ درصد پروانههای صادرشده و کمتر از ۸ درصد متقاضیان. مسئله اصلی صنعت برق ایران کمبود هدفگذاری نیست؛ کمبود سازوکاری است که هدف را به پروژه تبدیل کند.
۲. «حد بهینه» یعنی چه؟ اقتصاد ارزش نهایی منابع تناوبی
در ادبیات اقتصاد انرژی، خطای رایج مقایسه فناوریها بر مبنای هزینه ترازشده انرژی (LCOE) است. LCOE فرض میکند یک کیلوواتساعت در همه ساعات سال ارزش یکسانی دارد؛ در حالی که ارزش برق تابع زمان تولید آن است. برای منابع تناوبی، ارزش بازاری هر واحد ظرفیت اضافی با افزایش نفوذ کاهش مییابد، پدیدهای که در ادبیات با «ضریب ارزش» شناخته میشود و از سه جزء تشکیل شده است: هزینه پروفایل (تولید در ساعاتی که تقاضا کم است)، هزینه توازن (خطای پیشبینی و نیاز به رزرو) و هزینه شبکه (تقویت خط و پست در محل تمرکز نیروگاهها).
منطق «خودخوری» نیز روشن است: هر مگاوات خورشیدی جدید، بار خالص ساعات آفتابی را پایینتر میآورد و در نتیجه ارزش مگاوات بعدی را کم میکند. حد بهینه دقیقاً جایی است که ارزش نهایی سیستمی آخرین مگاوات با هزینه نهایی آن برابر شود. نکته کلیدی و همان چیزی که در بحث عمومی گم شده این است که این نقطه یک عدد ثابت نیست؛ تابعی است از انعطافپذیری سیستم. هرچه ذخیرهساز، پاسخگویی بار، انعطاف نیروگاههای آبی و تعرفههای زمانمحور بیشتر باشد، این نقطه به راست جابهجا میشود.
۳. یک بازآزمایی مستقل: مدل ۸۷۶۰ ساعته
برای آنکه بحث از سطح ادعا فراتر برود، یک مدل سادهشده ۸۷۶۰ ساعته از شبکه برق ایران در سال ۱۴۰۵ ساخته شده است. مدل با دو لنگر رسمی کالیبره شده: اوج نیاز مصرف ۸۱ هزار مگاوات و حداکثر توان همزمان در دسترس ۶۸ هزار و ۴۲۰ مگاوات در تیر و مرداد هر دو از گزارش خرداد ۱۴۰۵ مرکز پژوهشهای مجلس. ساختار روزانه بار به تفکیک فصل، الگوی تولید ناوگان خورشیدی، حداقل تولید فنی واحدهای پایه و سقف سهم لحظهای تولید اینورتری از بار نیز در مدل لحاظ شده است (فهرست کامل مفروضات در پیوست).
اعتبارسنجی مدل رضایتبخش است: در ۲۰ هزار مگاوات ظرفیت خورشیدی، مدل کاهش ۷۴.۱ درصدی انرژی تأمیننشده و کاهش ۶۳.۴ درصدی ساعات ناترازی را نتیجه میدهد، در برابر ارقام ۷۵ و ۶۱ درصد گزارش مرکز پژوهشهای مجلس. بنابراین برآورد مرکز پژوهشها مقاوم است و میتوان با اتکا به آن یک گام جلوتر رفت.
نمودار ۲ پاسخ دقیق پرسش «سقف طلایی کجاست» را میدهد. منحنی جبران انرژی تأمیننشده تا حدود ۲۰ هزار مگاوات بهسرعت بالا میرود و سپس عملاً مسطح میشود: از ۲۰ به ۳۰ هزار مگاوات، یعنی با ۵۰ درصد افزایش ظرفیت، تنها ۳.۴ واحد درصد به جبران انرژی تأمیننشده افزوده میشود، در حالی که حرکت از ۱۰ به ۲۰ هزار مگاوات ۱۸ واحد درصد افزوده بود.
منحنی نارنجی ارزش نهایی سیستمی هر گیگاوات اضافی تصویر را کامل میکند. این ارزش از حدود ۳۶۰ میلیون دلار در سال در ظرفیت ۱۰ گیگاوات، به ۱۳۵ میلیون دلار در ۲۰ گیگاوات و ۹۲ میلیون دلار در ۳۰ گیگاوات سقوط میکند: افت ۷۵ درصدی. با این حال باید صادق بود: حتی در ۳۰ گیگاوات، ارزش نهایی همچنان بالاتر از هزینه سالانهشده هر گیگاوات (حدود ۴۶ میلیون دلار) است. پس گزاره درست این نیست که «۳۰ هزار مگاوات زیاد است»؛ گزاره درست این است که ۱۰ گیگاوات دوم تنها یکچهارم ارزش سیستمی ۱۰ گیگاوات اول را تولید میکند و تقریباً هیچ چیزی به ساعاتی که واقعاً مسئلهسازند اضافه نمیکند.
۴. آنچه پنل حل نمیکند: مهاجرت کمبود از ظهر به غروب
مهمترین یافته این تحلیل، در جابهجایی زمانی کمبود است. خورشیدی دقیقاً همان ساعاتی تولید میکند که بار سرمایشی اوج میگیرد و به همین دلیل در ظهر تابستان بسیار کارآمد است. اما اوج شبانه ساعات ۱۹ تا ۲۳ دستنخورده باقی میماند.
نمودار ۳ «منحنی اردک» ایرانی را نشان میدهد: با ۳۰ هزار مگاوات خورشیدی، بار خالص ظهر تا حدود ۵۰ گیگاوات پایین میآید یعنی نزدیک به ۱۸ گیگاوات ظرفیت حرارتی در گرمترین ساعت روز بیکار میماند اما همان بار خالص در ساعت ۲۰ تا ۲۱ دوباره از سقف توان در دسترس عبور میکند و ناحیه قرمز شکل میگیرد. این ناحیه با هیچ تعداد پنلی حذف نمیشود.
عدد این پدیده تکاندهنده است: در سناریوی ۲۰ هزار مگاوات، ۹۳ درصد ساعات ناترازی باقیمانده در بازه ۱۶ تا ۲۳ متمرکز است؛ در سناریوی ۳۰ هزار مگاوات این نسبت به ۹۹ درصد میرسد. به بیان دیگر، ۱۰ هزار مگاوات پنل اضافی، مسئلهای را حل میکند که پیشتر تقریباً حل شده بود و به مسئلهای که باقی مانده دست نمیزند. همین جا است که هشدار خود مرکز پژوهشهای مجلس معنا پیدا میکند: در نبود مدیریت بار، کسری برق شب میتواند نسبت به سالهای گذشته بیشتر شود.
۵. با همان بودجه، نتیجه دو برابر
اگر مسئله باقیمانده «غروب» است، پاسخ آن هم باید در جنس زمان باشد نه در جنس ظرفیت. مدل را با افزودن ذخیرهساز باتری (شارژ از مازاد میانروز و دشارژ در ساعات کسری) بازاجرا کردیم. نتیجه، مهمترین جدول این یادداشت است.
سطر چهارم جدول را با سطر سوم مقایسه کنید: ۲۰ هزار مگاوات خورشیدی بههمراه تنها ۴ گیگاوات/۱۶ گیگاواتساعت ذخیرهساز، با ۸٫۷ میلیارد دلار سرمایهگذاری — یعنی ارزانتر از ۹ میلیارد دلار سناریوی ۳۰ هزار مگاوات — انرژی تأمیننشده را به ۰٫۸۵ تراواتساعت میرساند، در برابر ۱٫۸۰ تراواتساعت. ساعات ناترازی نیز از ۵۱۹ به ۳۳۲ ساعت کاهش مییابد. با همان پول، کسری باقیمانده به کمتر از نصف میرسد. این نتیجه به مفروضات دقیق حساس نیست؛ ریشه آن در یک واقعیت ساده است: مگاوات یازدهم پنل به ساعتی میرود که کمبودی نیست، و مگاواتساعت اول باتری به ساعتی میرود که کمبود در آن متمرکز است.
۶. حسابداری بودجهای در برابر حسابداری اقتصادی
تا اینجا بحث فنی–اقتصادی بود. اما پرسش تعیینکننده برای سرنوشت این برنامه، پرسش مالی است: چه کسی صورتحساب را میپردازد؟
مدیرعامل توانیر اعلام کرده است که قیمت تمامشده هر کیلوواتساعت برق به ۱٬۹۰۰ تومان رسیده، در حالی که متوسط فروش به مشترکان ۸۰۰ تومان است. در همین حال، نرخ خرید تضمینی برق خورشیدی در مصوبه ۱۴۰۵ برای نیروگاههای تا ۲۰۰ کیلووات ۵٬۸۵۴ تومان و برای رده ۲۰۰ کیلووات تا یک مگاوات ۴٬۶۳۹ تومان است. یعنی شبکه هر کیلوواتساعت خورشیدی خُردمقیاس را با نرخی حدود هفت برابر متوسط قیمت فروش خود میخرد.
در حسابداری بودجهای، نتیجه بیرحم است. ۳۰ هزار مگاوات خورشیدی در مدل ما حدود ۵۸ تراواتساعت در سال تحویل میدهد. با نرخ خرید میانگین ۳٬۵۰۰ تا ۴٬۶۳۹ تومان و در مقایسه با قیمت تمامشده ۱٬۹۰۰ تومانی تولید حرارتی، این برنامه سالانه بین ۹۳ تا ۱۵۹ هزار میلیارد تومان بار خالص بر ترازنامه صنعت برق میگذارد.
در حسابداری اقتصادی اما علامت عوض میشود. همان ۵۸ تراواتساعت معادل صرفهجویی حدود ۱۵٫۶ میلیارد مترمکعب گاز طبیعی در سال و اجتناب از انتشار حدود ۳۲ میلیون تن دیاکسیدکربن است. اگر گاز صرفهجوییشده به قیمت فرصت (محافظهکارانه ۰٫۱۵ دلار بر مترمکعب) ارزشگذاری شود، ارزش سوخت اجتنابشده بهتنهایی حدود ۷٬۵۲۱ تومان بر کیلوواتساعت است — یعنی بیش از ۱٫۶ برابر گرانترین نرخ خرید تضمینی. با این حساب، همان برنامه سالانه بین ۲۲۴ تا ۲۹۰ هزار میلیارد تومان منفعت خالص ملی ایجاد میکند.
یک برنامه، دو علامت متضاد. تمام تفاوت میان این دو عدد، همان یارانه پنهان انرژی است. نتیجه سیاستی صریح است: سرنوشت برنامه خورشیدی ایران نه در کارخانه پنل، که در نظام تعرفهگذاری برق تعیین میشود. تا زمانی که نرخ فروش برق کسری از هزینه تأمین آن باشد، هر مگاوات خورشیدی جدید، ناترازی فیزیکی را به ناترازی مالی ترجمه میکند؛ و ناترازی مالی است که در نهایت ساخت فیزیکی را متوقف میکند. فاصله ۷۸ هزار مگاوات متقاضی تا ۵٫۸ هزار مگاوات نصبشده، دقیقاً همین مکانیسم است.
۷. هزینههای «توسعه بدون برنامه»: شش کانال
پرسش دوم این یادداشت این بود که هدفگذاری بدون برنامه چه اثری دارد. شش کانال قابل شناسایی است:
تلفشدگی و تنزل ضریب ظرفیت مؤثر: در سطح ملی، تلفشدگی معنادار در مدل ما تنها فراتر از ۳۵ تا ۴۰ هزار مگاوات ظاهر میشود. اما تولید خورشیدی ایران در چند استان (یزد، کرمان، فارس، اصفهان) متمرکز است و قید واقعی، ظرفیت پست و خط انتقال منطقهای است؛ بنابراین مدل ملی، تلفشدگی را کمبرآورد میکند. سرمایهگذاری که با فرض ضریب ظرفیت ۲۲ درصد وارد شده و با ۱۷ درصد بهرهبرداری میکند، نرخ بازده داخلی وعدهدادهشده را از دست میدهد. هزینه چرخهای نیروگاههای حرارتی: پایین آمدن بار خالص ظهر و بازگشت شدید آن در غروب، واحدهای بخاری را وادار به کاهش و افزایش سریع بار میکند. این کار بازده حرارتی را کاهش و هزینه تعمیرات و نرخ خروج اضطراری را افزایش میدهد هزینهای که در هیچکدام از قراردادهای خرید تضمینی دیده نشده است. ریسک ارزی تعرفهای سرمایهگذار: نرخ خرید تضمینی به ریال تعیین میشود و هدف اعلامی سیاستگذار، بازده داخلی حدود ۳۰ درصد بوده است. با نرخ رشد سالانه دلار در محدوده سهرقمی، این بازده اسمی به بازده حقیقی منفی تبدیل میشود مگر آنکه سازوکار تعدیل، شفاف و خودکار و متصل به شاخص باشد. این تنها توضیح سازگار برای شکاف عظیم میان پروانه و ساخت است. بار شبهمالی و اثر برونرانی: تأمین مالی از صندوق توسعه ملی و ردیفهای تبصرهای، منابع ارزی محدود را از سایر کاربردها بیرون میراند و در صورت تأمین از محل استقراض، مستقیماً به پایه پولی و تورم منتقل میشود. یارانهای که در قالب تعرفه خرید تضمینی پرداخت میشود، از جنس هزینه جاری و تکرارشونده است، نه سرمایهای. پیامد توزیعی: یارانه نیروگاههای پشتبامی به خانوارهایی میرسد که همزمان سه دارایی دارند: سقف در اختیار، سرمایه اولیه و دسترسی به اعتبار. در نبود سازوکار جبرانی، این طرح در عمل انتقالی از دهکهای پایین (که در قبض برق سهمبری میشوند) به دهکهای بالا است. طراحی صحیح ایجاب میکند بخشی از ظرفیت خُردمقیاس به الگوهای اشتراکی و مسکن اجتماعی اختصاص یابد. به اینها باید هزینههای آمایشی را افزود: ۳۰ هزار مگاوات نیروگاه زمینی با نرخ متعارف ۱٫۵ تا ۲ هکتار بهازای هر مگاوات، حدود ۴۵ تا ۶۰ هزار هکتار زمین میخواهد و شستوشوی دورهای پنلها در استانهای خشک، تقاضای آبی جدیدی ایجاد میکند که هنوز در هیچ سند رسمی کمّی نشده است.
۸. حد بهینه یک عدد نیست، یک تابع است
جمعبندی تحلیلی این یادداشت را میتوان در یک جمله خلاصه کرد: پرسش «حد بهینه چند مگاوات است؟» بد طرح شده است. پاسخ درست مشروط است.
در این قاب، عدد ۳۰ هزار مگاوات فینفسه نادرست نیست؛ نادرست این است که بدون قید اعلام شود. ۳۰ هزار مگاوات همراه با ۸ گیگاوات ذخیرهساز و اصلاح تعرفه، یک هدف بلندپروازانه اما دفاعپذیر است. همان ۳۰ هزار مگاوات بدون این دو، ترکیبی است از ظرفیت بیکار در ظهر و خاموشی در غروب.
۹. شش پیشنهاد سیاستی
انتشار مدل پشت هدف: هر عدد هدفگذاری کلان باید همراه با مدل، مفروضات و سناریوهای آن منتشر شود. عددی که مبنای آن قابل بازآزمایی نباشد، هدف نیست؛ شعار است. الزام همزمانی ذخیرهساز: برای هر مگاوات ظرفیت خورشیدی فراتر از آستانه ۲۰ هزار مگاوات، حداقل ۰٫۵ تا ۱ مگاواتساعت ذخیرهسازی (یا معادل تأییدشده آن در پاسخگویی بار) الزامی شود. نرخ ویژه خرید تضمینی برای سامانههای مجهز به ذخیرهساز که در مصوبه ۱۴۰۵ پیشبینی شده گام درستی است و باید به مقیاس بزرگ تعمیم یابد. جایگزینی نرخ دستوری با حراج مکانمحور و زمانمحور: بهجای نرخ واحد ملی، حراج ظرفیت با تفکیک منطقه (متناسب با ظرفیت پست) و با پاداش تولید در ساعات اوج شبانه برگزار شود. این کار سیگنال قیمتی را از «هر کیلوواتساعت» به «کیلوواتساعت در ساعت درست و مکان درست» منتقل میکند. اصلاح تعرفه بهعنوان پیششرط، نه پیامد: بدون حرکت تدریجی و اعلامشده متوسط تعرفه بهسمت قیمت تمامشده — با سازوکار جبرانی هدفمند برای دهکهای پایین — هیچ عدد خورشیدی مالاً پایدار نخواهد بود. همزمانسازی مجوز نیروگاه با ظرفیت شبکه: صدور پروانه باید مشروط به تأیید ظرفیت اتصال پست و خط باشد. صف ۳۸ هزار مگاواتی پروانه بدون ظرفیت انتقال، تنها یک انتظار برآوردهنشدنی تولید میکند. تغییر شاخص عملکرد: معیار ارزیابی دولت و ساتبا باید از «مگاوات نصبشده» به «ساعات ناترازی کاهشیافته» و «انرژی تأمیننشده اجتنابشده» تغییر کند. با شاخص اول، ۳۰ هزار مگاوات همیشه بهتر از ۲۰ هزار مگاوات است؛ با شاخص دوم، تازه معلوم میشود ۲۰ هزار مگاوات بههمراه باتری از ۳۰ هزار مگاوات تنها بهتر است. سخن آخر: گزارش مرکز پژوهشهای مجلس یک خدمت روششناختی به سیاستگذاری انرژی کشور بود، چون برای نخستینبار مفهوم «اشباع» را وارد ادبیات رسمی کرد. اما نباید عدد ۲۰ هزار مگاوات را به سقف طبیعی توسعه خورشیدی تبدیل کرد؛ آن عدد سقف طبیعی نیست، سقف شیشهای شبکه امروز است. شکستن این سقف ممکن است — اما نه با پنل بیشتر، بلکه با انعطافپذیری بیشتر و قیمت درستتر.
پیوست: مفروضات مدل و منابع داده
* دانشجوی دکتری اقتصاد منابع و انرژی، دانشگاه فردوسی مشهد