۱۵ آبان ۱۴۰۵
۱۵ آبان ۱۴۰۵ 
تابش مناسب، نقطه شروع توسعه خورشیدی ایران است؛ بهره‌برداری از این ظرفیت به زمین مناسب، تجهیزات سازگار و طراحی دقیق نیاز دارد. این گزارش با مرور داده‌های توسعه و مراحل احداث، تصویری روشن از فرصت‌ها و الزامات سرمایه‌گذاری در نیروگاه‌های خورشیدی ارائه می‌کند.
به گزارش تجارت آسان؛ احداث نیروگاه خورشیدی به خرید پنل و نصب تجهیزات محدود نمی‌شود؛ انتخاب زمین، طراحی هماهنگ، اتصال به شبکه و کنترل کیفیت، سرنوشت سرمایه‌گذاری را تعیین می‌کنند. این گزارش مسیر تبدیل ظرفیت خورشیدی به تولید قابل اتکا را بررسی می‌کند و الزامات فنی هر مرحله را توضیح می‌دهد.
راهنمای احداث نیروگاه خورشیدی باید موقعیت این فناوری در بازار انرژی را به تصمیم‌های اجرایی پیوند دهد. زمین، تجهیزات، اتصال و ذخیره‌ساز حلقه‌های یک زنجیره سرمایه‌گذاری هستند. پیام مشترک این مراحل آن است که ظرفیت اسمی به‌تنهایی معیار موفقیت نیست؛ تولید واقعی، کیفیت ساخت و سازگاری با شبکه اهمیت دارند. پروژه‌ای که این حلقه‌ها را از ابتدا هماهنگ کند، امکان بیشتری برای کنترل هزینه و حفظ تولید در دوره بهره‌برداری دارد.
براساس داده‌های مبنا، تقاضای جهانی انرژی در سال ۲۰۲۵ حدود ۱٫۳ درصد رشد کرده و خورشیدی ۲۷ درصد این افزایش را پوشش داده است. سهم تجدیدپذیرها از پاسخ به
رشد تقاضا ۵۴ درصد، منابع فسیلی ۴۱ درصد و هسته‌ای ۵ درصد عنوان شده است. این اعداد درباره افزایش تقاضا هستند، نه سهم منابع از کل مصرف جهان. این تفکیک نشان می‌دهد توسعه خورشیدی در جهت پاسخ به نیاز جدید حرکت می‌کند.
در سال ۲۰۲۵، حدود ۸۰۸ گیگاوات ظرفیت جدید نیروگاهی در جهان نصب شده که ۵۱۱ گیگاوات آن، معادل حدود ۶۳ درصد، به نیروگاه‌های خورشیدی اختصاص داشته است. مجموع سهم تجدیدپذیرها از این افزایش ظرفیت نیز به حدود ۶۹۲ گیگاوات، معادل ۸۶ درصد، رسیده است؛ ارقامی که جهت حرکت توسعه نیروگاهی جهان را نشان می‌دهند.
در چشم‌انداز سال ۲۰۳۰، ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های تجدیدپذیر جهان قرار است به حدود ۱۱ هزار گیگاوات برسد؛ بیش از دو برابر ظرفیت موجود در پایان ۲۰۲۵. در این مسیر، سهم خورشیدی از ظرفیت تجدیدپذیرها از حدود ۴۷ درصد به ۵۵ درصد افزایش می‌یابد. بنابراین، توسعه نیروگاه‌های جهان به سمت تجدیدپذیرها حرکت می‌کند و در میان این منابع، خورشیدی سهم بیشتری می‌گیرد؛ مسیری که با توجه به ظرفیت طبیعی ایران، برای کشور نیز منطقی و قابل پیگیری است.
شاخص تولید ویژه سالانه نشان می‌دهد هر واحد ظرفیت نیروگاه خورشیدی در یک منطقه، چه میزان انرژی تولید می‌کند. برای مثال، تولید ویژه ۱۹۰۰ کیلووات‌ساعت به‌ازای هر کیلووات‌پیک به این معناست که یک نیروگاه یک مگاواتی در آن منطقه، سالانه حدود ۱۹۰۰ مگاوات‌ساعت برق تولید می‌کند. باید توجه داشت که در بیش از ۸۰ درصد مساحت ایران، امکان دریافت سالانه بیش از ۱۷۰۰ مگاوات‌ساعت انرژی از هر مگاوات ظرفیت خورشیدی وجود دارد. این گستردگی، ظرفیت طبیعی کشور برای توسعه نیروگاه‌های خورشیدی را نشان می‌دهد.
مقایسه ایران با آلمان، اهمیت بهره‌برداری از منابع خورشیدی را روشن می‌کند. در بیش از ۹۰ درصد مساحت آلمان، تولید ویژه سالانه بین ۱۰۰۰ تا ۱۱۵۰ کیلووات‌ساعت به‌ازای هر کیلووات‌پیک است و تنها در مناطق محدودی به حدود ۱۳۰۰ می‌رسد؛ رقمی که در این مقایسه، نزدیک به پایین‌ترین سطح تولید ویژه در ایران است. با وجود این، ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های خورشیدی آلمان تا پایان سال ۲۰۲۵ به حدود ۱۰۷ گیگاوات رسیده است. برخورداری ایران از تابش بیشتر، ظرفیتی فراهم کرده که می‌توان برای تأمین انرژی کشور و همچنین صادرات برق خورشیدی روی آن برنامه‌ریزی کرد.
اعدادی مانند ظرفیت ۲۰ گیگاواتی که در برخی برآوردها مطرح شده‌اند، نباید سقف نهایی توسعه نیروگاه‌های خورشیدی ایران تلقی شوند. در توضیح این برآوردها، باید میان ظرفیت قابل نصب در شبکه موجود، بدون توسعه زیرساخت‌ها، و ظرفیت توسعه با تقویت شبکه و در نظر گرفتن امکان صادرات برق تفاوت گذاشت. از این منظر، محدودیت‌های شبکه موجود لزوماً به معنای محدودیت ظرفیت بلندمدت کشور نیستند.
در مقایسه با کشورهای همسایه، ایران در سال ۲۰۲۵ رشد قابل‌توجهی در توسعه خورشیدی داشته است. حدود ۲۷۰۰ مگاوات ظرفیت جدید در یک سال نصب شده و ظرفیت تجمعی، نسبت به سال قبل، حدود ۳۱۷ درصد افزایش یافته است؛ رشدی که ایران را در میان کشورهای اطراف در جایگاه نخست از نظر نرخ رشد قرار می‌دهد. بااین‌حال، ظرفیت تجمعی حدود ۳۵۵۵ مگاوات هنوز با توان بالقوه کشور فاصله دارد. تداوم این مسیر و توسعه زیرساخت‌ها می‌تواند زمینه ارتقای جایگاه ایران در میان کشورهای منطقه را فراهم کند.
ظرفیت نصب‌شده نیروگاه‌های خورشیدی کشور به ۵۷۶۱ مگاوات رسیده و توان تولید ثبت‌شده و قابل مشاهده در مرکز دیسپاچینگ ملی، ۴۱۵۰ مگاوات است. در بخش نیروگاهی، ۴۶۴۲ مگاوات ظرفیت سنجش‌پذیر و دارای کنتور پلمب‌شده است و ۵۶۳ مگاوات نیز به شبکه متصل شده، اما هنوز مراحل تکمیل پلمب و ثبت در شبکه داخلی را طی می‌کند.
همچنین ۵۵۶ مگاوات، معادل حدود ۹٫۷ درصد ظرفیت خورشیدی کشور، به نیروگاه‌های انشعابی و خانگی اختصاص دارد. توسعه این نیروگاه‌ها نیز در برنامه‌های پیش‌رو قرار گرفته و اعلام جزئیات برنامه‌های جدید آن در ماه‌های آینده پیش‌بینی شده است.
در پنجم مرداد ۱۴۰۵، روز اوج مصرف برق کشور، حدود یک میلیون و ۵۰۷ هزار مگاوات‌ساعت انرژی از محل تولید داخلی و دریافت برق از کشورهای همجوار تأمین شد. بااین‌حال، نیاز روزانه حدود یک میلیون و ۶۴۹ هزار مگاوات‌ساعت بود؛ یعنی نزدیک به ۱۴۱ هزار مگاوات‌ساعت، معادل ۸٫۵۷ درصد تقاضا، تأمین نشد.
از این شکاف، حدود ۸۹۶۸ مگاوات‌ساعت به افت فرکانس، ۷۹۲۸۴ مگاوات‌ساعت به مدیریت مصرف بخش توزیع و صنایع کوچک و ۵۲۹۴۴ مگاوات‌ساعت به مدیریت مصرف صنایع اختصاص داشت. سهم این موارد از شکاف تراز، به‌ترتیب حدود ۶٫۳، ۵۶٫۱ و ۳۷٫۵ درصد بود و ۱۲۸ مگاوات‌ساعت نیز در بخش خاموشی ثبت شد.
در برآورد مطرح‌شده، توسعه ظرفیت تجدیدپذیرها تا حدود ۲۵ هزار مگاوات می‌تواند انرژی لازم برای جبران این میزان کسری را فراهم کند. این هدف، توسعه تجدیدپذیرها را به مسیر تأمین برق پایدار و کاهش فشار مدیریت مصرف بر مشترکان و صنایع پیوند می‌دهد.
در ساعت ۱۵:۳۵ پنجم مرداد ۱۴۰۵، سهم تجدیدپذیرها از تأمین نیاز برق کشور حدود ۳٫۱ درصد بود؛ اما این سهم در مناطق مختلف تفاوت داشت. سمنان، یزد و باختر توانستند بیش از ۱۰ درصد نیاز مصرف خود را از تجدیدپذیرها تأمین کنند و به هدف موردنظر برای توسعه منطقه‌ای این نیروگاه‌ها برسند.
در سمنان، تولید تجدیدپذیر ۱۶۰ مگاوات در برابر نیاز ۷۴۲ مگاواتی قرار داشت و سهمی حدود ۲۱٫۶ درصد ایجاد کرد. مصرف نسبتاً پایین منطقه و ارتباط مناسب با شبکه مناطق همجوار، از نکات مطرح‌شده در توضیح این وضعیت بود. در منطقه باختر نیز ۴۰۳ مگاوات تولید تجدیدپذیر در برابر نیاز ۴۰۲۵ مگاواتی، سهمی حدود ۱۰ درصد داشت.
تعداد مناطق با سهم بالاتر از ۱۰ درصد، از یک منطقه در سال قبل به سه منطقه رسیده و تعداد مناطق با سهم بین ۳ تا ۱۰ درصد نیز افزایش یافته است. انتظار می‌رود در سال ۱۴۰۶ مناطق بیشتری، از جمله اصفهان و زنجان، به گروه بالاتر از ۱۰ درصد بپیوندند و توسعه در کرمان، سیستان‌وبلوچستان و خراسان نیز در همین مسیر ادامه پیدا کند.
رسیدن به اهداف توسعه تجدیدپذیرها، مستلزم بررسی مسیر گذشته و برطرف‌کردن موانعی است که سرعت احداث نیروگاه‌ها را کاهش داده‌اند. در سال ۱۴۰۳، افزایش ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر حدود ۱۲۰ مگاوات بود. بررسی این روند، شش چالش اصلی را مشخص کرد: تخصیص زمین، ثبت سفارش تجهیزات، تخصیص ارز، گمرک و ترخیص کالا، حمل‌ونقل و تأمین مالی.
محدودیت منابع ارزی، تخصیص ارز به پروژه‌های تجدیدپذیر را دشوار کرده بود و در مواردی، تجهیزات وارد کشور شده بودند، اما امکان ترخیص آن‌ها وجود نداشت. مشکلات تأمین مالی نیز مانع دیگری در مسیر پیشرفت پروژه‌ها بود. از آنجا که بخش مهمی از این موانع به فرایندهای دولتی مربوط می‌شد، رفع هم‌زمان آن‌ها به ورود و هماهنگی دولت نیاز داشت.
تأمین مالی از مسیر صندوق توسعه ملی، راهکاری برای تسهیل این زنجیره شد. این مسیر، علاوه بر کمک به رفع مشکل تخصیص ارز، زمینه هماهنگی برای ترخیص تجهیزات و تسهیل ثبت سفارش را فراهم کرد تا پروژه‌ها با موانع کمتری در مراحل تأمین و ورود کالا روبه‌رو شوند.
تأمین مالی از مسیر صندوق توسعه ملی، در کنار امکان خرید تجمیعی تجهیزات و کاهش هزینه‌ها، زمینه رفع چهار مانع اصلی ثبت سفارش، تخصیص ارز، ترخیص گمرکی و دریافت تسهیلات را فراهم کرد. در این چارچوب، دو طرح کلی تعریف شد: طرح ۷۰۰۰ مگاواتی شامل ۵۰۰۰ مگاوات احداث نیروگاه از طریق قراردادهای EPC و ۲۰۰۰ مگاوات تأمین تجهیزات برای متقاضیان بخش خصوصی؛ همچنین طرح ۸۰۰۰ مگاواتی که در مراحل ابتدایی قرار دارد.
در بخش ۵۰۰۰ مگاواتی، اجرای تمامی پروژه‌ها آغاز شده است. در زمان ثبت آمار، ۱۴۳۹ مگاوات به بهره‌برداری رسیده و ۳۵۱۶ مگاوات در حال اجرا بوده است. ظرفیت بهره‌برداری‌شده با ورود تدریجی نیروگاه‌های جدید افزایش می‌یابد و این ارقام، وضعیت پروژه‌ها در همان مقطع را نشان می‌دهند.
در بخش تأمین تجهیزات ۲۰۰۰ مگاواتی نیز، متقاضیان دریافت تجهیزات برای ۱۸۴۷ مگاوات مشخص شده‌اند و این بخش در مرحله اجرا قرار دارد. برای ۱۵۳ مگاوات باقی‌مانده نیز متقاضیان تعیین شده‌اند، اما قراردادها هنوز منعقد نشده‌اند. پیشبرد این طرح‌ها بخشی از مسیر دستیابی به هدف ۹۵۵۸ مگاوات ظرفیت تجدیدپذیر تا پایان سال ۱۴۰۵ است.
با باقی‌ماندن کمتر از شش ماه تا پایان سال ۱۴۰۵، دستیابی به ظرفیت ۹۵۵۸ مگاواتی تجدیدپذیرها، هدفی بزرگ است که تحقق آن به تلاش و همکاری همه دست‌اندرکاران نیاز دارد. در ادامه این مسیر، رسیدن به ظرفیت ۱۲ هزار مگاوات تا پیک مصرف سال ۱۴۰۶ هدف‌گذاری شده است؛ برنامه‌ای که توسعه نیروگاه‌های تجدیدپذیر را در جهت کاهش کسری برق و کمک به تأمین پایدار انرژی در تابستان و زمستان دنبال می‌کند.
الزامات فنی در چهار محور اصلی قرار می‌گیرند: زمین و مطالعات پایه، انتخاب پنل و طراحی، تجهیزات الکتریکی و اتصال شبکه. این مراحل مستقل از یکدیگر نیستند؛ انتخاب سایت بر هزینه اتصال اثر می‌گذارد و انتخاب پنل، آرایش رشته‌ها و اینورتر را تغییر می‌دهد. ارزیابی مهندسی باید عملکرد کل مجموعه را در نظر بگیرد. نتیجه عملی آن است که مشخصات تجهیزات باید پس از بررسی محدودیت‌های پروژه و به‌صورت هماهنگ تدوین شوند تا اصلاحات پرهزینه در مرحله اجرا کاهش یابد.
تابش، اتصال، هیدرولوژی، دسترسی حمل‌ونقل، محدودیت‌های محیطی، خاک و حریم تأسیسات، لایه‌های انتخاب سایت هستند. در فرایند معرفی‌شده، هم‌پوشانی این اطلاعات ابتدا پهنه‌های دارای پتانسیل را مشخص می‌کند و سپس ساختگاه مناسب انتخاب می‌شود. زمین پربازدهی که دسترسی یا اتصال دشوار دارد، لزوماً بهترین گزینه اقتصادی نیست. انتخاب بهینه به ترکیب ظرفیت فنی، امکان قانونی و هزینه وابسته است. بنابراین بررسی شبکه باید هم‌زمان با بررسی منابع خورشیدی آغاز شود.
اطلاعات آیین‌نامه با تاریخ ۱۴۰۵٫۰۳٫۲۳، پنجره واحد زمین، مهلت دو هفته‌ای پاسخ استعلام و احراز اهلیت را معرفی می‌کند. در چارچوب معرفی‌شده، واگذاری زمین منابع طبیعی در قالب اجاره انجام می‌شود و عدم اقدام مؤثر می‌تواند به فسخ و محرومیت منجر شود. براساس ضوابط ذکرشده در اطلاعات ساتبا، قرارداد هر پروژه باید با متن رسمی مصوبه و ضوابط مرجع واگذاری تطبیق داده شود. تسهیل فرایند اداری، مسئولیت بررسی مالکیت و محدودیت‌های زمین را حذف نمی‌کند.
تا اسفند ۱۴۰۲، مجموع زمین واگذارشده برای احداث نیروگاه‌های خورشیدی در کشور حدود ۱۲ هزار هکتار بود. پس از مصوبه تسهیل واگذاری زمین در اسفند همان سال، تنها در سال ۱۴۰۳ حدود ۱۳ هزار هکتار زمین واگذار شد؛ رقمی که از مجموع واگذاری‌های تمام سال‌های پیش از آن بیشتر بود.
در ادامه این مسیر، مساحت زمین تخصیص‌یافته به حدود ۶۰ هزار هکتار رسیده و زمین موردنیاز برای احداث بیش از ۴۰ هزار مگاوات نیروگاه فراهم شده است. این رقم، حدود پنج برابر میزان واگذاری پیشین است و نشان می‌دهد تأمین زمین، در ارزیابی مطرح‌شده، دیگر مانع اصلی توسعه تجدیدپذیرها محسوب نمی‌شود. با پیشرفت این بخش، توجه به الزامات طراحی نیروگاه و انتخاب پنل اهمیت بیشتری پیدا می‌کند.
انتخاب پنل خورشیدی نباید صرفاً براساس توان نامی انجام شود. ترجیح پنل ۷۰۰ وات به پنل ۶۰۰ وات، بدون بررسی سایر مشخصات، لزوماً به انتخاب بهتر منجر نمی‌شود. راندمان، میزان افت عملکرد در طول زمان، رفتار دمایی و تناسب با محیط نصب نیز اهمیت دارند. برای مثال، در مناطق مرطوب، مقاومت قاب پنل و سازه در برابر خوردگی می‌تواند در انتخاب تجهیزات تعیین‌کننده باشد.
بررسی استانداردها و نتایج آزمون‌ها نیز ضروری است؛ باید مشخص شود پنل چه الزاماتی را گذرانده و آیا برای عملکرد مناسب در شرایط محیطی محل پروژه، ارزیابی شده است. انتخاب محصول باید بر پایه مجموعه این ویژگی‌ها انجام شود، نه فقط بالاترین توان موجود در بازار.
پنل، اینورتر و سازه باید به‌صورت هماهنگ انتخاب شوند. خرید پنل و سپس تصمیم‌گیری درباره سایر اجزای نیروگاه، می‌تواند مسیر طراحی را با مشکل روبه‌رو کند. در پنل‌های دوطرفه نیز ارتفاع سازه و شرایط جانمایی باید امکان استفاده مناسب از قابلیت پنل را فراهم کند؛ صرف انتخاب فناوری دوطرفه، به‌تنهایی بهره‌وری بیشتر را تضمین نمی‌کند.
عملکرد مطلوب نیروگاه حاصل مجموعه‌ای از تصمیم‌های مهندسی درباره تجهیزات و نحوه نصب آن‌هاست. هماهنگی این تصمیم‌ها می‌تواند به راندمان مناسب، تولید انرژی بیشتر و شرایط بهتر بازگشت سرمایه منجر شود. تضمین عملکرد و کنترل کیفیت نیز باید در همین فرایند دیده شوند؛ موضوعی که در تأمین تجهیزات از مسیر منابع صندوق توسعه مورد توجه قرار گرفته است.
بخشی از پنل‌های واردشده برای طرح ۷۰۰۰ مگاواتی از شرکت‌های ترینا سولار، تونگ‌وی و GCL تأمین شده‌اند. براساس رتبه‌بندی درج‌شده در جدول، این شرکت‌ها به‌ترتیب در جایگاه‌های دوم، چهارم و نهم قرار دارند و همگی در میان ۱۰ تأمین‌کننده برتر جهان هستند.
انتخاب تأمین‌کننده، علاوه بر جایگاه جهانی شرکت، به امکان معامله با ایران نیز وابسته است. محدودیت‌های تجاری می‌تواند خرید از برخی شرکت‌ها، از جمله تأمین‌کننده رتبه نخست، را دشوار یا ناممکن کند. در این شرایط، پنل‌های موردنیاز طرح از میان شرکت‌های برتری تأمین شده‌اند که امکان همکاری و فروش به ایران را داشته‌اند.
برای تأمین پنل‌ها، ابتدا معیارهای موردنظر ساتبا تدوین و به کارخانه سازنده ابلاغ شد تا واحد کنترل کیفیت کارخانه، انطباق محصولات با این مشخصات را بررسی کند. بااین‌حال، کنترل داخلی کارخانه و برگه‌های نتایج آزمون، تنها مبنای پذیرش تجهیزات قرار نگرفت؛ یک شرکت معتبر خارجی نیز به‌عنوان بازرس مستقل، برای بررسی الزامات و نظارت بر فرایند تولید به این مجموعه اضافه شد.
در کنار این بازرسی، به‌دلیل تأمین مالی از مسیر بانک و صندوق توسعه ملی، بازرس ایرانی به‌عنوان نماینده بانک مأمور تطبیق اسناد و مدارک با محصولات تولیدشده شد. همچنین با آزمایشگاه مستقل «ایپل» در ایران قرارداد منعقد شد تا مستندات کارخانه و خط تولید، محصولات در گمرک ایران و در صورت نیاز، تجهیزات نصب‌شده در نیروگاه را بررسی کند. به این ترتیب، نظارت بر کیفیت، زنجیره‌ای از تولید تا ورود، تحویل و نصب را پوشش می‌دهد.
در آمار مطرح‌شده، ضریب تولید نیروگاه‌های خورشیدی کشور که در سال ۱۴۰۳ حدود ۱۹ تا ۲۰ درصد بود، از ۲۴ درصد عبور کرده و در برخی نیروگاه‌ها به بیش از ۲۷ درصد رسیده است. این بهبود به استفاده از پنل‌های مناسب، انتخاب پیمانکاران توانمند و طراحی مطلوب نسبت داده می‌شود. رعایت الزامات اینورترها، ترانسفورماتورها و سایر تجهیزات الکتریکی نیز در کنار کیفیت پنل‌ها، بخشی از همین مسیر ارتقای عملکرد نیروگاه است.
انتخاب اینورتر باید با مشخصات کابل‌ها و سایر تجهیزات الکتریکی هماهنگ باشد. در نمونه اینورتر ۳۵۰ کیلوواتی مطرح‌شده، سطح ولتاژ خروجی AC برابر با ۸۰۰ ولت است؛ بنابراین، تجهیزات این بخش باید متناسب با همین سطح ولتاژ انتخاب شوند. طراحی بخش DC نیز باید ولتاژ و جریان مورد انتظار و شرایط اتصال کوتاه را پوشش دهد.
طراحی مناسب می‌تواند هزینه اجرا را به‌طور محسوسی کاهش دهد. در نمونه یک نیروگاه ۱۰ مگاواتی، هماهنگی در طراحی پنل و اینورتر، طول کابل DC را حدود ۱۵ کیلومتر کاهش داده، بدون آنکه ظرفیت نیروگاه تغییر کند. این تجربه، اهمیت انتخاب شرکت طراح متخصص را نشان می‌دهد؛ تصمیم‌های طراحی مستقیماً بر هزینه و عملکرد پروژه اثر می‌گذارند.
رعایت الزامات ارتینگ و حفاظت در برابر صاعقه نیز ضروری است. وجود سازه‌های فلزی، اهمیت اجرای صحیح این بخش را بیشتر می‌کند و خطای طراحی یا اجرا می‌تواند خسارت گسترده‌ای به تجهیزات وارد کند. این الزامات دارای دستورالعمل‌اند و نباید از آن‌ها صرف‌نظر شود.
در کنار تجهیزات قدرت و حفاظت، سامانه‌های اسکادا و مخابرات باید امکان رؤیت‌پذیری نیروگاه را فراهم کنند. هر نیروگاه باید متناسب با سطح اتصال خود، در مراکز دیسپاچینگ توزیع، برق منطقه‌ای و ملی قابل مشاهده باشد. مراکز جدیدی که برای بهره‌برداری پیش‌بینی شده‌اند نیز قرار است امکان پایش نیروگاه‌ها را در سطوح مختلف تکمیل کنند.
محدودیت اتصال به شبکه را باید در کنار هزینه توسعه زیرساخت‌ها بررسی کرد. در دیدگاه مطرح‌شده، اعدادی مانند ۲۰ یا ۲۵ هزار مگاوات، سقف نهایی ظرفیت قابل احداث کشور نیستند؛ افزایش ظرفیت فراتر از این ارقام، می‌تواند به توسعه شبکه و صرف هزینه بیشتر برای اتصال نیاز داشته باشد.
در همین ارزیابی، عبور هزینه اتصال از حدود ۱۲ تا ۱۵ درصد، نشانه فاصله‌گرفتن پروژه از شرایط بهینه اقتصادی عنوان می‌شود. بنابراین، جانمایی نیروگاه باید با توجه به هزینه اتصال انجام شود. طراحی نیز باید هم الزامات داخل نیروگاه و هم شرایط شبکه بالادستی در نقطه اتصال و پست را پوشش دهد. رعایت الزامات حفاظتی و بررسی سطح اتصال کوتاه، از بخش‌های ضروری این فرایند است.
قابلیت نیروگاه‌های خورشیدی جدید به تولید برق در ساعات روز محدود نمی‌شود. اینورترهای دارای قابلیت کار شبانه می‌توانند در نبود تولید خورشیدی نیز توان راکتیو را تولید یا جذب کنند و به مدیریت ولتاژ شبکه کمک کنند. این ویژگی باید در برنامه‌ریزی مدیریت شبکه و بهره‌برداری برق منطقه‌ای مورد توجه قرار گیرد.
نیروگاه همچنین باید در شرایط غیرعادی، رفتار مناسبی داشته باشد؛ هر نوسان نباید به خروج فوری آن از شبکه منجر شود و الزامات کیفیت توان، کنترل هارمونیک و پاسخ به تغییرات فرکانس باید رعایت شوند.
قابلیت کنترل از راه دور نیز امکان هماهنگی عملکرد نیروگاه با نیاز شبکه را فراهم می‌کند. مرکز کنترل می‌تواند فرمان تغییر ضریب توان، کاهش توان اکتیو یا تنظیم توان راکتیو را به نیروگاه ارسال کند. استفاده از این ظرفیت، مستلزم رعایت الزامات امنیت سایبری است تا کنترل‌پذیری نیروگاه با بهره‌برداری ایمن همراه باشد.
یکی از مسائل نیروگاه خورشیدی، تغییر سریع توان تولیدی در اثر عبور ابر و کاهش تابش است. افزودن ذخیره‌ساز مناسب، راهکاری برای کنترل این نوسان و افزایش قابلیت اتکای تولید است. ذخیره‌سازی همچنین می‌تواند امکان پیک‌سایی را فراهم کند و ابزار بیشتری برای مدیریت تولید و مصرف در اختیار راهبر شبکه قرار دهد.
در این چارچوب، انتخاب ذخیره‌ساز باید با هدف بهره‌برداری نیروگاه هماهنگ باشد؛ هدف، فراهم‌کردن امکان مدیریت بهتر انرژی خورشیدی و تبدیل تولید متغیر به تولیدی قابل‌کنترل‌تر است.
برنامه نصب ۵۰۰ مگاوات‌ساعت ظرفیت ذخیره‌سازی انرژی تا پایان سال، در کنار نیروگاه‌های خورشیدی بزرگ‌مقیاس در دست اجراست. این برنامه نیروگاه‌هایی با ظرفیت ۵۰ تا ۵۰۰ مگاوات را دربرمی‌گیرد؛ از جمله نیروگاه ۵۰۰ مگاواتی زنجان و پروژه‌هایی در تهران، یزد، خوزستان، گلستان، آذربایجان و بوشهر.
هدف از افزودن این سامانه‌ها، کنترل نوسان تولید، کمک به تأمین برق در زمان اوج مصرف و افزایش قابلیت اتکای نیروگاه‌های خورشیدی است. این مسیر می‌تواند تولید خورشیدی را در ساعات موردنیاز شبکه، قابل مدیریت و نقش آن را در تأمین برق پایدار افزایش دهد.
*برگرفته از ارائه علیرضا پرنده مطلق معاون فنی و مهندسی ساتبا در هشتمین نمایشگاه و کنفرانس انرژی های تجدیدپذیر
