تجزیه و تحلیل هزینه و سود شامل شناسایی هزینه های مختلف یک پروژه و مقایسه آن با منافع آن است تکنیک های اصلی تجزیه و تحلیل هزینه سود عبارتند از :

• ارزش خالص فعلى (Net Present Value)
• نرخ بازگشت سرمایه (Rate of Return)
• تحلیل هزينه / فایده B/C (شاخص سودآوری)
• دوره بازگشت سرمایه (Payback Period)

این چهار شاخص اقتصادی را می توان با تکنیک های ارزش خالص فعلی و جریانی از درآمدها و هزینه ها استفاده کرد.

روش تجزیه و تحلیل داده ها و اطلاعات

ارزیابی مالی و اقتصادی طرح ها بر مبنای هزینه ها، درآمدها و زمان (عمر پروژه) صورت می گیرد. اولین مرحله ارزیابی مالی و اقتصادی طرح ها تشکیل جدول جریان نقدی  (Cash Flow) پروژه است.

جریان وجوه نقدی طرح (Cash Flow of A Project)

منظور از جریان وجوه نقدی يك طرح، در حقیقت کلیه عایدی ها (منافع) و هزینه هایی است که در طول عمر طرح در سال های مختلف برآورد می شود. جریان اولیه (Initial Flow)  جریان عملیاتی  (operation flow) و جریان نهائی Terminal flow) ) منظور از جریان اولیه در حقیقت جریان پولی است که قبل از شروع بهره برداری طرح (دوره ساخت) صورت می گیرد. با توجه به اینکه این نوع جریان معمولا نوعی هزینه می باشد لذا در ارزیابی طرح های اقتصادی علامت ارقام مربوط به جریان اولیه را منفی در نظر می گیرند. منظور از جریان عملیاتی در واقع کلیه وجوهی است که در ارتباط با طرح در طول سال های بهره برداری قابل پیش بینی است.

برآورد هزینه ها و درآمدهای طرح به قیمت جاری (current Price)

محاسبات هزینه ها و درآمدها در تحلیل اقتصادی طرحها، گام اول را تشکیل میدهد که این محاسبات،ارقام هزینه ای و درآمدی به قیمت جاری را در بر می گیرند. لذا با توجه به زمان وقوع، هزینه فرصت سرمایه، تورم و سایر ملاحظات، این ارقام باید با توجه به جدول زمان بندی طرح واقعی شوند. در ادامه نیز می توان با استناد به یافته های تحلیل اقتصادی، صورت حساب سود و زیان سالانه طرح را تهیه کرد و سرمایه مورد نیاز آنرا مشخص ساخت.

همان گونه که گفته شد، گام اول در تحلیل اقتصادی طرح، برآورد هزینه و درآمد طرح به قیمت جاری است. در اینجا مقصود از قیمت جاری آن است که فرض شود که تمامی مراحل طرح در یک مقطع زمانی حاضر آغاز شده و به پایان رسیده است. بر این اساس درآمدها و هزینه ها به قیمت های سال جاری برآورد و این ارقام در قسمت ارزیابی درآمدها و هزینه های واقعی طرح، با اتکا به جدول زمان بندی طرح و نرخ تنزیل، واقعی می شود.

ارزش حال هزینه ها و درآمدهای طرح (Present value)

از آنجایی که تمامی هزینه ها و درآمدهای طرح در يك زمان واحد تحقق نمی یابند، على القاعده نمی توان محاسبات هزینه و درآمد صورت گرفته به قیمت سال جاری را معیار عمل قرار داد؛ چرا که با توجه به تغییرات سطح عمومی قیمت ها در طول این سالها، می باید تاثیرات تورم. کاهش ارزش پول را در محاسبات وارد کرد. بدین منظور برای تبدیل هزینه ها و درآمدها به قیمت واقعی، در اقتصاد از يك شيوه مرسوم، تحت نام «شیوه ارزش حال» استفاده می گردد. بر این پایه با توجه به جدول زمان بندی طرح، باید برآورد واقعی ای از هزینه ها و درآمدها با لحاظ کردن نرخ تورم داشت. در این ارتباط، ویژگی روش ارزش حال آن است که درآمد خالص طرح در سالهای آینده (دوره عمر طرح) را به کمک نرخ تنزیل، به ارزش فعلی تبدیل می کند. در صورتی که Ci جریان نقدی سال i ام و r نرخ تنزیل باشد، ارزش حال Present Value در زمان حاضر از طریق فرمول ذبل محاسبه می گردد:

برای به دست آوردن، هزینه و درآمد واقعی و سرمایه مورد نیاز آن در هر سال، باید دو اقدام صورت داد. این اقدامات عبارتند از :

اولا: باید به کمک فرمول ارزش فعلی، نرخ تنزیل را بر هزینه ها با توجه به سال وقوع اعمال کرد تا هزینه واقعی با ارزش فعلی هزینه ها حاصل شود.

ثانيا: درآمدها نیز با توجه به نرخ نزیل و سال وقوع آن باید کاهش یابد تا درآمدهای واقعی با ارزش فعلی درآمدها حاصل گردد.

نرخ تنزیل یا حداقل نرخ بازدهی مورد انتظار(MARR)

از آنجایی که هزینه های يك پروژه در طی سال های مختلف انجام می شود و درآمدهای آن نیز در طی سال های مختلف محقق می شود، اختلاف زمانی بین هزینه ها و درآمدها بوجود می آید و این اختلاف، زمانی باعث می شود که ارزش واقعی هر ریال هزینه انجام شده (یا درآمد بدست آمده در دو سال مختلف با هم اختلاف داشته باشد. اگر يك سال خاص به عنوان سال مبنا در نظر گرفته شود، نرخ تنزیل یا حداقل نرخ بازدهی مورد انتظار در واقع نرخی است که با استفاده از آن می توان ارزش واقعی هزینه های انجام شده و یا درآمدهای بدست آمده در سال های مختلف را در آن سال مبنا محاسبه کرد.

محاسبه شاخص های اقتصادی و مالی برای تصمیم گیری:

پس از محاسبه درآمدها و هزینه های طرح در این قسمت با استفاده از تکنیکهای تصمیم گیری به بررسی توجیه اقتصادی طرح پرداختیم.

روش ارزش خالص فعلی (Net Present Value)

روش ارزش فعلی یکی از مهمترین و در عین حال ساده ترین تکنیکهای ارزیابی طرح های اقتصادی است و این روش زیربنای کاربرد تکنیکهای دیگر است. محاسبه ارزش فعلی يك فرآیند مالی، تبدیل ارزش آیندة كليه دریافتها و پرداختها به ارزش فعلی در زمان حال یا مبدأ پروژه است.

. در صورتی که با نرخ i درصد، ارزش خالص فعلی محاسبه شده، رقم مثبت ۰<NPV) ) باشد طرح سودآور بوده، زیرا ارزش فعلی هزینه ها کمتر از ارزش فعلی درآمد بوده است و در صورتی که ارزش خالص فعلی محاسبه شده رقم منفی  ۰>NPV) ) باشد طرح فاقد توجیه اقتصادی است و مشخص کننده این حقیقت است که ارزش فعلی هزينه ها بیش از ارزش فعلی درآمدها می باشد. اگر ۰=NPV باشد پروژه اقتصادی است، زیرا حداقل نرخ جذب کننده برای سرمایه گذاری تأمین گشته است. با توجه به آنچه گفته شد، ارزش خالص فعلی NPV) )  از طریق فرمول ذیل محاسبه می گردد:

نرخ بازگشت سرمایه  (Rate of Return)

یکی از روش هایی که امروزه در تعیین و انتخاب اقتصادی ترین پروژه ها متداول می باشد روش نرخ بازگشت سرمایه است. در این روش ضابطة قبول یا رد يك پروژه، بر اساس معیاری (نرخی) به نام بازگشت سرمایه است. در حقیقت تعادل درآمدها و هزینه ها، تحت این نرخ امکان پذیر است (البته نه همیشه با يك نرخ) و آن نرخ (يا نرخها) نرخ بازگشت سرمایه می باشد. نرخ بازگشت سرمایه از تساوی قرار دادن ارزش فعلی درآمدها و هزینه ها حاصل می شود. این تساوی تنها تحت يك نرخ امکان پذیر است و آن، نرخ بازگشت سرمایه است. در صورتی که نرخ بازگشت سرمایه ROR) ) از حداقل نرخ جذب کننده MARR) ) کوچکتر باشد طرح پذیرفته نمی شود و در صورتی نرخ بازگشت سرمایه ROR) ) بزرگتر یا مساوی حداقل نرخ جذب کنندهMARR) ) باشد طرح دارای توجیه اقتصادی بوده و پذیرفته میشود.

نرخ بازگشت سرمایه، ROR نرخ تنزیلی است که در آن نرخ، ارزش فعلی عایدی ها (منافع) يك پروژه برابر با ارزش فعلی هزینه های آن است. به عبارت دیگر نرخ بازگشت سرمایه ROR) ) نرخی است که در آن ارزش خالص فعلی طرح (NPV) صفر است . در واقع ROR يك طرح، نرخ سودی است که يك سرمایه گذار از سرمایه گذاری در انجام آن طرح بدست می آورد. این نرخ حداکثر نرخ بازدهی است که طرح می تواند به منابع مالی سرمایه گذاری شده بپردازد.

در این روش اگر نرخ بازگشت سرمایه بدست آمده بیشتر یا مساوی حداقل نرخ سود قابل قبول سرمایه گذاری ۱ باشد. طرح انتخاب می گردد. هنگام مقایسه طرح های سرمایه گذاری نیز، طرحی انتخاب می گردد که علاوه بر شرط بیشتر بودن نرخ بازدهی اش از نرخ بهره بازار یا هر نرخ قابل قبول دیگر، دارای بیشترین نرخ بازگشت سرمایه در میان طرحهای رقیب نیز باشد. با توجه به اینکه مجموعه ای از دوتایی (زمان ، پول) در یک پروژه درگیر هستند، نرخ بازگشت سرمایه تابعی از ارزش فعلی است . نرخ تنزیلی که در آن ارزش خاص فعلی برابر با صفر باشد ، نرخ بازده داخلی است. برای محاسبه این نرخ از رابطه زیر استفاده می گردد:

در آن r نرخ بازگشت سرمایه ، t سال، Ct خالص جریان نقدی در سال t است.

تحلیل هزینه- فایده

مبانی نظری تحلیل هزینه- فایده:

با وجودی که “ارزیابی طرح های اقتصادی” یا “اقتصاد مهندسی رابطه بسیار نزدیك با اقتصاد خرد متعارف دارد، اما باید گفت که خود دارای تاریخچه و مشخصات مستقل می باشد. برای معرفی مبانی نظری تحلیل هزینه – فایده در این قسمت، به برخی مفاهیم مهم در تحلیل هزینه- فایده اشاره می شود.

محاسبه شاخص سودآوری -سبقت فایده به هزینه (B/c)

یکی دیگر از شاخص های اقتصادی ارزیابی طرح ها، نسبت منافع به مخارج یا سود به هزینه B/C) ) است. این نسبت برابر با حاصل تقسیم ارزش فعلی منافع طرح بر ارزش فعلی هزینه های آن است. چنانچه این نسبت بزرگتر از یک باشد به معنی اقتصادی بودن طرح بوده و کوچکتر از یک بودن آن نیز به معنی غیر اقتصادی بودن طرح است. چنانچه این نسبت بزرگتر از ۱ باشد ، به معنی آن است که NPV بزرگتر از صفر است.

دوره بازگشت سرمایه

یکی از شاخص های مالی جهت ارزیابی طرح های اقتصادی ، شاخص دوره بازگشت سرمایه است. این شاخص نشان می دهد چه مدت طول می کشد تا سرمایه گذاری های انجام شده توسط درآمدها جبران شود. هر چه دوره بازگشت سرمایه کمتر باشد، طرح زودتر به سوددهی می رسد.

پارامترهای اقتصادی برق خورشیدی

توجیه اقتصادی طرح
برای احداث نیروگاههای خورشیدی، سه سری هزینه کلی می توان متصور بود که عبارتند از:
– هزینه های مستقیم خرید، حمل و نقل، طراحی و نصب نیروگاه خورشیدی
– هزینه های اتصال به شبکه برق
– هزینه های جانبی

هزینه های اصلی ثابت احداث نیروگاه
هزینه های مستقیم خرید، حمل و نقل، طراحی و نصب نیروگاه خورشیدی شامل مواردی است که در زیر ارائه شده است. قیمت ها بر اساس آخرین قیمت های اخذ شده و با احتساب هزینه های حمل و نقل و پیاده سازی در سایت محاسبه شده است. هزینه های گمرکی با توجه به جواز بهره برداری صفر درنظر گرفته شده است. نرخ برابری ارز با تومان ۳۰ هزار تومان لحاظ شده است.

هزینه های اتصال به شبکه نیروگاه خورشیدی
هزینه های اتصال به شبکه نیروگاه خورشیدی بزرگ بر اساس طرح اتصال به شبکه و مشخص شدن تعداد فیدرها و نوع پست مشخص می گردد. در این طرح عدد ده درصد را در نظر گرفته ایم.

هزینه های جانبی ثابت احداث نیروگاه
– هزینه های خدمات اخذ مجوز خرید تضمینی برق PPA و مشاوره تامین تجهیزات که در این پروژه پرداخت شده است.
– هزینه های زیرسازی و تسطیح نیروگاه
– هزینه های تجهیز کارگاه و فضای سبز
– هزینه های مانیتورینگ نیروگاه خورشیدی
– مانیتور کردن تولید و پارامترهای دیگر نظیر دما، تابش، توان هر اینورتر و … و یا مشاهده آن در کامپیوتر شخصی و گوشی و نیازمند پیاده سازی سیستم مانیتورینگ است.
– هزینه سیستم حفاظت از صاعقه نیروگاه خورشیدی
– سیستم صاعقه اجباری نیست و در جاهایی که ریسک صاعقه بالاست باید نصب می گردد.
– هزینه های حمل و نقل تجهیزات نیروگاه خورشیدی

در محاسبات دقیق باید مشخص گردد که اولا تجهیزات در کجا تحویل داده می شود و نوع انتقال زمینی است یا دریایی، بر اساس تعداد کانتیرها و محل تحویل در ایران و … ممکن است کمتر از ۱۰ درصد و یا حتی بالاتر رود ولی حدودا با هزینه های گمرکی، انتقال و انبارداری و … تا ۳۰ درصد قیمت خرید کارخانه به قیمت تمام شده تجهیزات افزوده می شود. در جدول قیمت صفحات قبلی، قیمت های ارائه بر اساس قیمت تمام شده خرید تجهیزات و انتقال آن به ایران و با حتساب هزینه های حمل لحاظ شده است.

مصرف آب در نیروگاه های خورشیدی
نیروگاه های خورشیدی در مقایسه با نیروگاه های فسیلی حرارتی، ذغال سنگی، هسته ای و … به مراتب آب کمتری مصرف می کند و از آب صرفا برای مصارف آشامیدنی، شستشوی پنل ها و… استفاده می گردد. در نیروگاههای خورشیدی به دلیل اهمیت شستشوی پنل ها باید از آب تصفیه شده استفاده گردد تا به پنل ها آسیبی نرسد.

در هر نیروگاه نیاز به یک انشعاب است تا بتوانند مصارف مورد نیاز خود را تامین کنند. بر همین اساس در مناطقی که نیروگاه نزدیک شهرها و روستاها أحداث می شود از لوله کشی های آب موجود استفاده میشود که هزینه های انشعاب آب و مصرف ماهانه آن نیز جزو هزینه های جاری نیروگاه لحاظ می گردد. انشعاب آب نیروگاههای خورشیدی شامل دو نوع انشعاب خانگی برای مصارف آشامیدنی ساختمان کنترل و نگهبانی بوده و یک انشعاب غیرخانگی نیز برای شست و شوی پنل های خورشیدی می باشد.

سرمایه گذاری های جانبی ثابت
هزینه های جانبی شامل هزینه های زیر است:
– اخذ مجوز خرید تضمینی برق PPA، مشاوره و تامین تجهیزات
– زیرسازی و فنس کشی
– تاسیسات عمرانی و ساختمانها
– تجهیزات عمومی، تجهیز کارگاه و فضای سبز
– تأسیسات اداری و رفاهی

جمع کل سرمایه گذاری ثابت

نرخ بازگشت داخلی نیروگاه در فروش برق به وزارت نیرو IRR
نرخ بازگشت داخلی برای نیروگاه ۱۰ مگاوات ۲۲ درصد شده است. بر اساس هزینه های ثابت و درآمد نیروگاه خورشیدی در سالهای مختلف، از نمودار زیر مشخص است که به صورت عادی تقریبا ۵/۵ ساله بازگشت سرمایه داخلی اتفاق خواهد افتاد، ولی شرکت آرا نیرو با تجربه طرح های مگاواتی منطبق بر ابلاغیه های سال ۱۴۰۰ وزارت نیرو و ساتبا مدت بازگشت سرمایه را به ۲ سال کاهش داده است.

جهت دریافت طرح توجیهی اقتصادی نیروگاه خورشیدی میتوانید با شرکت آرانیرو تماس بگیرید.

نرخ بازگشت داخلی نیروگاه IRR در صادرات برق
بر اساس درخواست کارفرما و با تحلیل شرایط سرمایه گذاری خارجی، نرخ صادرات، نرخ خدمات صادارت شبکه و… میزان درآمدزایی با صادرات بررسی می گردد. در این صورت تمامی هزینه به دلار/يورو تبدیل شده و سپس محاسبات اقتصادی انجام می گردد. قابل توجه است طرح ترکیبی صادرات و خرید تضمینی برق نیز امکان پیاده سازی دارد. شما می توانید مثلا ۶ ماه از سال را صادرات داشته باشید و ۶ ماه دیگر در داخل کشور با قیمت های ساتبا به شبکه برق بفروشید.

نحوه محاسبه درآمد نیروگاه
صورتحساب همه نیروگاههای خورشیدی بر اساس فرمول زیر انجام می شود که البته دو ضريب ساخت داخل و ضريب آمادگی ساعتی فعلا برای نیروگاه های انشعابی عدد ۱ در نظر گرفته شده است ولی برای نیروگاههای خورشیدی بزرگ ضريب ساعتی لحاظ شده ولی ساخت داخل به ندرت اعمال شده است.

B =E.(T + T*). k1. k2. k3. k4

 B : نرخ خرید برق در صورت حسابهای ماهانه (ریال) (درآمد نیروگاه).
E : انرژی تولید شده نیروگاه بر حسب کیلووات ساعت است.
T : تعرفه پایه مصوبه وزیر نیرو (همان مبالغ ۱۲۷۴۰ و ۱۴۵۶۰ تومان که برای نیروگاه های انشعابی در نظر گرفته شده است و مبلغ ۸۹۱۸ تومان که برای نیروگاههای بزرگ لحاظ شده است)

نرخ خدمات انتقال
T* : (پاداش یا تعرفه اضافی در صورت اتصال نیروگاه به شبکه توزیع): این ضریب که تحت عنوان نرخ خدمات انتقال شناخته می شود هر ساله توسط شرکت مدیریت شبکه برق ایران اعلام می شود و در چند سال اخیر حدودا ۱۵ تا ۲۲ تومان به ازای هر کیلووات ساعت برق بوده است.
بررسی تاثیر نرخ تعديل (تورم) در درآمد نیروگاه خورشیدی
K1 : (ضریب تعدیل بر اساس تورم و نوسان نرخ یورو): ضريب تعديل برای هر نیروگاه با نیروگاه دیگری متفاوت است و بستگی به زمان اتصال به شبکه و مدت زمانی که از بهره برداری می گذرد دارد، ساتبا بعد از یک سال از بهره برداری، این ضریب را محاسبه می کند و به متقاضیان پرداخت می کند. با نرخ اعلامی رسمی کشور در ۲۰ سال گذشته به طور میانگین سالانه حدودا ۱۶ درصد تورم اعلام شده است. البته در برخی سالها که نوسانات ارزی وجود دارد مثل سالهای ۹۷ تا ۹۹ این نرخ بالاتر از ۳۰ درصد اعلام می شود و برخی سال ها هم در حد ۱۰ درصد؛ اما در مجموع می توان به صورت کلی انتظار داشت سالانه حداقل ۱۶ درصد درآمد نیروگاه خورشیدی افزایش یابد.

نکته مهم: یکی از تفاوت های عمده احداث نیروگاه خورشیدی نسبت به سپرده گذاری در بانک ها در همين است که ارزش پول سرمایه گذار در اینجا حفظ می شود ولی در بانک نه.

بررسي تاثير ضريب آمادگی ساعتی در فرمول درآمد نیروگاه خورشیدی K2 = میانگین وزني ضريب آمادگی ساعتی (ضريب ساعات پیک و غیر پیک) در ماه این ضريب هم برای نیروگاه های انشعابی فعلا ۱ در نظر گرفته میشود ولی برای نیروگاه های خورشیدی تا قبل از ابلاغیه جدید (مهرماه ۹۸) لحاظ می شد. این ضریب حدودا ۱۵ تا ۲۰ درصد در سال، موجب افزایش درآمد نیروگاههای خورشیدی بزرگ می شود که البته در ابلاغیه جدید وزیر نیرو صرفا به نیروگاههای مدیریت پذیر تعلق می گیرد و چون نیروگاههای خورشیدی مدیریت پذیر نیستند مسئولان ساتبا اعلام کرده اند که دیگر تعلق نمی گیرد، مدیریت پذیر بودن یک نیروگاه در تعریف شرکت مدیریت شبکه برق ایران به نیروگاههای اطلاق می شود که توانایی کم و زیاد کردن تولید خود در هر ساعتی که شبکه نیاز داشته باشد را دارا باشند. نیروگاههای خورشیدی نمی توانند برخلاف نیروگاههای حرارتی یا زیست توده و … تولید خود را نگه دارند و در شب تزریق کنند لذا مديريت پذیر نیستند. البته قرار است که ساتبا در این خصوص از وزارت نیرو تعیین تکلیف کند.

ضریب ساخت داخل (ضریب بومی سازی)
K3 : (ضریب ساخت داخل): این ضریب تاکنون برای نیروگاه های خورشیدی انشعابی لحاظ نشده و معمولا هم طوری است که به سختی می توان بیش از ۴-۳ درصد گرفت. فعلا این ضریب ۱ در نظر گرفته می شود ولی برای نیروگاههای خورشیدی بزرگ این ضريب در حال بررسی است و قرار است که از سال ۹۸ به بعد برای نیروگاههایی که شرایط استفاده را دارند لحاظ گردد. این ضریب بر اساس دستورالعملی که توسط وزیر نیرو ابلاغ شده است محاسبه می گردد. در زیر جدول درصد هر بخش از تجهیزات نیروگاه مشخص است. در مجموع ضريب ساخت داخل می تواند تا ۳۰ درصد موجب افزایش قیمت خرید برق نیروگاه خورشیدی گردد.

ضریب دوره قرارداد در فرمول محاسبه درآمد نیروگاه خورشیدی
K4 : ضريب دوره قرارداد؛ در هفت سال اول قرارداد برابر یک و در ابتدای سالهای هشتم، دوازدهم و شانزدهم برابر ۰٫۶ لحاظ می شود؛ یعنی در هفت سال اول، درآمد نیروگاه شما هرچقدر باشد، ابتدای سال هشتم در ۰٫۶ ضرب می شود و مجددا سال دوازدهم نیز در ضریب ۰٫۶ ضرب شده و در ابتدای سال شانزدهم نیز مجددا در یک ضريب ۰٫۶ دیگر ضرب می شود. البته بقیه پارامترها مثل نرخ تعديل، ضريب آمادگی ساعتی، ضریب ساخت داخل و … اعمال می شود ولی نرخ پایه اولیه سه بار در طی بیست سال در ۰٫۶ ضرب می شود.

صادرات برق نیروگاههای تجدیدپذیر
بر اساس ابلاغیه شماره ۹۷/۲۲۰۲۹/۲۰/۱۰۰ مورخ ۹۷/۰۴/۱۳ وزارت نیرو امکان صادرات برق نیروگاه های تجدیدپذیر به کشورهای اطراف فراهم شده است. ایران با ۸ کشور همسایه تبادلات برقی دارد که در این میان بیشترین صادرات به کشور عراق طی ۵ سال گذشته صورت گرفته است. متوسط قیمت برق به ازای هر کیلووات ساعت در بازار بین المللی برق از ۴ سنت دلار به بالاست و در ماههای گرم تابستان این عدد به بیش از ۱۰ سنت دلار نیز میرسد.

پتانسیل تابش در نقطه جغرافیایی احداث نیروگاه
با توجه به اطلاعات منتشر شده در سایت جهانی PVGIS، و بر اساس دیتابیس اطلاعات جغرافیایی و هواشناسی دنیا، میزان تابش در محل احداث مشخص میشود. با نرم افزار PVSyst نسخه ۷٫۱ میزان تولید و زاویه شیب بهینه در شهر سمنان به شکل زیر مشخص شده است:

شیب بهینه نصب نیروگاه خورشیدی
بر اساس اطلاعات بدست آمده از شبیه سازی نیروگاه در نرم افزار PVSYST، شیب بهینه نصب پنل های خورشیدی در این منطقه ۳۴ درجه بوده و پتانسیل تابشی در محل احداث نیروگاه، بالای ۲۲۰۰ کیلووات ساعت بر مترمربع است.
نکته مهم: این شبیه سازه ها و تجهیزات ، زوایای بهینه برای همان شهر، آرایش پنل ها، تلفات دقيق، انتخب نوع دقیق پنل و ظرفیت آن، تعیین نوع اینورتر و تعداد آن، تعداد آرایه های سری و موازی و…. دقیق محاسبه شده که در غیر اینصورت ممکن است تا ۳۰ درصد خطا در محاسبات و درآمدها داشته باشیم.

لیست تجهیزات مورد استفاده در این نیروگاه
در زیر لیست پنل ها و نوع آنها، اینورترها و … قابل مشاهده است:

راندمان این نیروگاه خورشیدی و شرایط تولید

میزان تولید نیروگاه در ماه های مختلف و کل سال

اجرای نیروگاه خورشیدی

سهم تسهیلات درخواستی
در محاسبات اصلی می توان برای نیروگاه خورشیدی مورد نظر تسهیلات بانکی داخلی و یا خارجی را در محاسبات اقتصادی لحاظ کرد. در صورت موافقت با پرداخت تسهیلات، امکان پرداخت ۷۰ درصد مبلغ کل سرمایه گذاری بصورت وام توسط بانکها وجود دارد.

میزان اشتغالزایی در دوره اجرای پروژه
اشتغال مستقیم: ۲۰۰ نفر
اشتغال غیر مستقیم : ۵۰۰ نفر

میزان اشتغالزایی در دوره بهره برداری
اشتغال مستقیم: ۵ نفر
اشتغال غیر مستقیم : ۱۰ نفر

برگه موافقتنامه اولیه ای است که بعد از درخواست در سایت ساتبا و پر کردن کاربرگهای مختلف برای نیروگاههای خورشیدی بزرگ صادر می شود تا بر مبنای آن برای طی سایر مراحل نظیر مجوزهای زیست محیطی، گرفتن زمین از منابع طبیعی، طرح اتصال به شبکه برق و… اقدام گردد.

قیمت خرید تضمینی برق نیروگاه های خورشیدی
طبق ابلاغیه ۱۴۰۰ پله های مربوط به مولدهای خورشیدی با ظرفیت ۱۰۰ کیلووات و کمتر به ۲۰۰ کیلووات و کمتر تغییر می یابد. قبلا نیروگاهای انشعابی تا حداکثر ۱۰۰ کیلووات قابل احداث بودند که این ظرفیت افزایش یافت. جدول قیمت های جدید و قدیم خرید تضمینی برق انرژی های تجدیدپذیر در زیر قابل مشاهده است.

نرخ پایه خرید برق از نیروگاههای محدود به ظرفیت انشعاب (مشترکینی که کنتور برق دارند):

براساس تبصره (۲) بند ۲-۱ مصوبه وزیرمحترم نیرو به شماره ۱۰۰/۲۰/۱۵۲۲۴/۱۴۰۰ مورخ ۲۵/۰۲/۱۴۰۰ ، پله مربوط به مولدهای خورشیدی با ظرفیت ۱۰۰ کیلووات و کمتر به ۲۰۰ کیلووات و کمتر تغییر می یابد.
بعلاوه، مطابق همین بند، حداکثر پرداخت نقدی صورتحساب ها در هر دوره، متناسب با بودجه های تخصیصی ساتبا می باشد. بدیهی است تسویه مانده طلب فروشنده برق تجدیدپذیر توسط وزارت نیرو (ساتبا) بصورت نقدی مشروط به دریافت مابه التفاوت قیمت تکلیفی و تمام شده از دولت و یا حصول منابع تخصیصی دیگر خواهد بود. در عین حال، كما في السابق مانده پرداخت نشده مطالبات با ثبت در سامانه مدیریت اطلاعات بدهی ها و مطالبات دولت (سماد)، جزو مطالبات بخش خصوصی از دولت و قابل وصول به روش های متداول از جمله تهاتر بدهی با دولت، حواله سوخت صرفه جویی شده، اوراق مالی، اسناد خزانه و … می باشد.
از دیگر موارد مهم این مصوبه بند ۲-۳- است، مطابق این بند، مبلغ تعرفه برای کلیه نیروگاه های موضوع این مصوبه بجز نیروگاه های بادی، مشمول اعمال ضریب سه پله کاهش نرخ خرید (پس از اعمال کلیه ضرایب) در ابتدای سالهای هشتم، دوازدهم و شانزدهم می باشند. این ضریب برابر ۶۰ درصد می باشد. در خصوص نیروگاه های بادی مطابق مصوبات قبلی عمل خواهد گردید.
شایان ذکر است ساتبا برای تشویق متقاضیان احداث نیروگاه با ظرفیت بالای ۱۰ مگاوات، كما في السابق به صورت دوره ای نسبت به برگزاری مناقصه بر اساس سقف جدید اعلامی در مصوبه فوق الذکر اقدام می نماید .
درصورت تصویب و اجرای آئین نامه تحویل سوخت صرفه جویی شده، مکانیزم مناقصه یاد شده با روش مورد اشاره در بند ۱ مصوبه مذکور جایگزین می گردد.

شرایط مهم ابلاغيه خرید تضمینی برق نیروگاههای تجدیدپذیر
قرار داد خرید تضمینی برق از نیروگاه های خورشیدی برای یک دوره بیست ساله با نرخ های پایه یاد شده منعقد میگردد که در سال های قرارداد بر اساس ضریب موضوع ماده (۳) تصویب نامه هیئت وزیران تعدیل می شود.
برای نیروگاه های متصل به شبکه توزیع، موضوع تبصره (۳) ماده (۲) تصویب نامه هیئت وزیران، نرخ خدمات انتقال به نرخ پایه افزوده می گردد.

نرخ پایه خرید تضمینی برق در صورت استفاده از طراحی و ساخت با تجهیزات داخلی، حداکثر تا ۳۰ درصد بر
اساس دستورالعمل موضوع تبصره ماده (۶) تصویب نامه هیئت وزیران افزایش می یابد.

دوره بیست ساله قرارداد خرید تضمینی برق از تاریخ شروع قرارداد آغاز و دوره پیشبرد و احداث نیروگاه را شامل می شود. نرخ پایه خرید تضمینی برق در مواردی که متقاضی اقدام به انعقاد بیش از یک قرارداد احداث نیروگاه تجدیدپذیرمی نماید، با شرایط زیر تعیین می گردد:
الف- در اراضی واقع در یک پلاک اصلی و یا اراضی مجاور در دو پلاک اصلی مجاور، نرخ پایه خرید از هر نیروگاه بر اساس مجموع ظرفیت پروانه ها تعیین می گردد.
ب- نرخ خرید از نیروگاههای متعلق به یک متقاضی که به یک پست انتقال (و یا فوق توزیع) بلافصل غیراختصاصی متصل شوند، بر اساس مجموع ظرفیت آنها تعیین می گردد.
ج- در موارد خارج از موضوع بندهای “الف” و “ب”، نرخ خرید برق هر نیروگاه مستقل از سایر نیروگاه ها و بر اساس ظرفیت همان نیروگاه تعیین می گردد. درهرصورت یک متقاضی می تواند پروانه احداث حداکثر دو نیروگاه را در اختیار داشته باشد. اعطای پروانه برای احداث نیروگاههای بعدی منوط به آغاز بهره برداری تجاری از نیروگاههای موضوع پروانه های احداث قبلی خواهد بود. به عبارتی تا دو نیروگاه قبلی به بهره برداری نرسد پروانه جدید صادر نمیشود.
تبصره- اگر در طول دوره قرارداد مشخص شود که هر یک از بندهای “الف” و “ب” رعایت نشده است، قرارداد خرید برق از نیروگاه بر اساس نرخ کمتر اصلاح شده و فروشنده ملزم به استرداد وجوه مازاد دریافتی به عنوان مطالبات خریدار وفق قرارداد خواهد بود.
تبصرہ۔ اشخاص حقوقی که سهامدار مشترک داشته باشند و نیز اشخاص حقیقی سهامدار اشخاص حقوقی، یک
متقاضی محسوب می شوند.
تبصره- درصورتی که ابلاغ قرارداد جدید پس از تحقق بهره برداری تجاری از قراردادهای قبلی صورت پذیرد، حتی درصورت شمول شرایط موضوع بندهای “الف ” و “ب”، نرخ پایه خرید برق در قرارداد جدید صرفا بر اساس ظرفیت نیروگاه جدید تعیین می گردد.

تقاضای خرید تضمینی برق از سوی نیروگاه هایی که با استفاده از منابع مالی بلاعوض دولتی احداث شده اند، ممنوع است. سرمایه گذار باید تضمین و تعهد کند که از منابع مالی بلاعوض دولتی در احداث نیروگاه استفاده نکرده است.
در صورت تأخیر، آخرین نرخ پایه مصوب وزارت نیرو در تاریخ شروع بهره برداری تجاری و یا نرخ مذکور در قرارداد هرکدام که کمتر باشد، برای دوره باقیمانده قرارداد ملاک عمل خواهد بود.
تبصرہ: سرمایه گذارانی که قرارداد آنها از سوی سازمان انرژی های تجدیدپذیر و بهره وری انرژی برق فسخ میشود تا دو سال پس از ابلاغ فسخ، درخواست قرارداد جدید آنها مورد بررسی قرار نمی گیرد.
وزارت نیرو سیاست توسعه نیروگاه های تجدیدپذیر و پاک به میزان حداکثر ۲۰۰۰ مگاوات در سال توسط بخش غیردولتی را دنبال می کند. سازمان انرژی های تجدیدپذیر و بهره وری انرژی برق موظف است تمهیدات متناسب برای تحقق این سیاست را اتخاذ نماید.

حداکثر دوره قابل قبول احداث نیروگاه های تجدیدپذیر و پاک

تبصره: در صورت تاخیر در بهره برداری تجاری (با ظرفیت نامی کامل بیش از ۹ ماه، ساتبا مجاز است قرارداد خرید برق را فسخ، پروانه احداث صادر شده را لغو و برای استرداد اراضی دولتی و مجوزهای اختصاص یافته اقدام نماید. در صورت بهره برداری از بخشی از ظرفیت نیروگاه، پروانه احداث و قرارداد متناسب با ظرفیت بدون تغییر در نرخ خرید پایه خرید تضمینی، تقلیل یافته و باقیمانده اراضی و امکانات ملی و دولتی مسترد می گردد.

تبصره : چنانچه نیروگاههای موضوع این بند، قبل از انعقاد قرارداد خرید تضمینی برق با ساتبا، با رعایت
کلیه ضوابط فنی و قانونی و با تایید شرکت مدیریت شبکه برق، اقدام به تزریق برق به شبکه کرده باشند،
ساتبا می تواند بهای برق تزریق شده قبل از قرارداد را بر اساس نرخ پایه قرارداد (بدون اعمال ضریب تعدیل) پرداخت نموده و به تناسب، مدت قرارداد را کاهش دهد.
در مواقعی که به علت نقص فنی تاسیسات در شبکه برق و قطع اتصال به شبکه (خارج از اراده مالک نیروگاه) مکان تزریق برق نیروگاه در حال بهره برداری وجود نداشته باشد، ساتبا میتواند بهای برق تزریق نشده را تحت عنوان های آمادگی تولید به فروشنده پرداخت نماید. نحوه محاسبه بر اساس دستورالعمل معاون امور برق و انرژی ابلاغ خواهد شد.
در مواردی که ساتبا راسا قرارداد خرید برق با مالک نیروگاه مبادله می نماید، مجاز است انرژی خریداری شده را مطابق مقررات بازار عمده فروشی به شرکت مدیریت شبکه برق ایران و یا در بورس انرژی عرضه نمایید. درآمد ساتبا از این محل، با رعایت سایر مقرات مربوطه برای ایفای ماموریت های محول شده به ساتبا اختصاص میيابد.
به منظور مدیریت بهتر دریافت و هزینه اعتبارات مربوطه و افزایش اطمینان سرمایه گذاران به پرداخت به موقع صورتحساب های ماهانه نیروگاهها، ساتبا می تواند در صورت وجود منابع مالی و با رعایت عدم تبعیض بین نیروگاهها، نسبت به گشایش اعتبار اسنادی ریالی شش ماهه به نفع نیروگاههای طرف قرارداد اقدام نماید و صورتحساب نیروگاهها را پرداخت نماید. هزینه گشایش و تمدید اعتبار اسنادی بعهده فروشنده خواهد بود.
سقف ظرفیت مولدهای مختص مشترکین مشروط بر رعایت ملاحظات فنی و حفاظتی اتصال به شبکه تا دو برابر ظرفیت انشعاب افزایش می یابد. مشترکینی که بخشی از این ظرفیت را به بهره برداری رسانیده اند می توانند طی قرارداد جداگانه نسبت به احداث ظرفیت های جدید اقدام نمایند. در اینصورت هر قرارداد تابع شرایط حاکم در زمان مبادله همان قرارداد خواهد بود.
در صورت درخواست سرمایه گذار، نرخ پایه قراردادهائی که قبل از این مصوبه مبادله شده اند به نرخ های این مصوبه قابل تغییر است. در این صورت، چنانچه نیروگاه موضوع قرارداد با ظرفیت نامی کامل به بهره برداری رسیده باشد، شروع اعمال نرخ پایه جدید و زمان مبنای فرمول تعدیل، از تاریخ مبادله الحاقیه (جایگزینی نرخ) بر قرارداد خواهد بود. در این صورت صورتحساب های قبل از مبادله الحاقیه مذکور بدون تغيير اعمال می گردد. چنانچه نیروگاه موضوع قرارداد به بهره برداری با ظرفیت کامل نرسیده باشد، زمان مبنای فرمول تعدیل از تاریخ شروع بهره برداری با ظرفیت کامل خواهد بود. لازم به ذکر است این شرایط و قیمت ها تا صدور ابلاغیه جدید معتبر بوده و پس از آن شرایط و قیمت های اعلامی، مبنای رفتار است.

مراحل درخواست و صدور مجوز
متقاضیان احداث نیروگاه های تجدیدپذیر بزرگ، کاربرگ های تکمیل شده الف و ب و فرم تعهدنامه را به همراه نامه درخواست کتبی بانضمام مستندات لازم نظیر اساسنامه، روزنامه رسمی و آگهی تغییرات ثبتی شرکت و مختصات سایت و … را به ساتبا ارسال می نمایند تا پروانه احداث برای ظرفیت مشخص در ساختگاه معین صادر گردد.
پس از اخذ سایر مجوزهای لازم نظیر مجوز محيط زيست، اتصال به شبکه و تملک زمین، قرارداد خرید برق بلند
مدت با متقاضی مبادله خواهد شد تا متقاضی عملیات اجرایی دوره احداث نیروگاه را آغاز نماید. لذا مراحل انجام
پروژه به شرح زیر می باشد:

مرحله اول :
تشکیل پرونده و صدور پروانه احداث
– تحويل نامه درخواست متقاضی به همراه کاربرگ های تکمیل شده الف و ب و فرم تعهدنامه به ساتبا
– بررسی غیردولتی بودن متقاضی و عدم تداخل محل پروژه با سایر طرح ها و تقاضاهای قبلی در ساتبا (استعلام کتبی از شرکت آب نیرو، آب منطقه ای و آب و فاضلاب فقط در مورد نیروگاه های برق آبی کوچک انجام خواهد شد)
– صدور پروانه احداث توسط ساتيا
مرحله دوم :
اخذ مجوزها و عقد قرارداد
– دریافت مجوز اتصال به شبکه، محيط زيست ومجوز تحویل زمین از مراجع ذیربط در همه نیروگاه ها
– دریافت مجوز تخصیص آب و حریم بستر برای نیروگاه های برق آبی کوچک از شرکت مدیریت منابع آب یا شرکت آب های منطقه ای یا شرکت آب و فاضلاب ذیربط
– مبادله قرارداد خرید برق بلند مدت با متقاضی در ساتبا پس از کنترل و بررسی کلیه مجوزها
مرحله سوم :
دوره پیشبرد و احداث نیروگاه (پس از عقد قرارداد)
– انجام عملیات مقدماتی و تأمین مالی پروژه در دوره پیشبرد قرارداد توسط متقاضی
– انجام عملیات اجرایی دوره احداث نیروگاه توسط متقاضی و نظارت بر پیشرفت احداث نیروگاه توسط ساتبا
– هماهنگی جهت اتصال به شبکه پس از تکمیل احداث نیروگاه (توسط ساتبا / مدیریت شبکه)
مرحله چهارم :
دوره بهره برداری
– شروع بهره برداری نیروگاه و تهیه صورت حساب های ماهانه بهای برق تجدیدپذیر توسط متقاضی
– پرداخت صورت حساب های ماهانه توسط ساتبا با اعمال ضرايب تعدیل و آمادگی ساعتی

عوامل موثر مهم بر بازدهی و برگشت سرمایه
تاثیر سایه اندازی در نیروگاه یکی از عواملی است که میزان دسترسی خورشید را برای پانل های فتوولتائیک محدود میسازد که در طراحی و اجرا باید به آن توجه کافی داشت. هیچ گونه سایه اندازی بروی پانل نباید قرار بگیرد چراکه باعث کاهش راندمان میگردد.

آلودگی ها و ریزگردها
نوعی از سایه اندازی غیرطبیعی و آزاردهنده است که مانع رسیدن نور به سلول های خورشیدی شود و تا حدود ۱۰ درصد باعث کاهش راندمان نیروگاه گردد و در طولانی مدت در بازگشت سرمایه تاخیر چند ساله ایجاد میکند. در مناطق خارج از تهران این ضریب حدودا ۲ درصد است و اگر پنل های خورشیدی به موقع تمیز گردند این ضريب کمتر از یک درصد خواهد بود.

اثر میزان دما و روش های کاهش آن در سیستم های فتوولتائیک
درجه حرارت از عوامل مهم در راندمان سیستم های فتوولتایک می باشد و افزایش بیش از حد دما باعث می شود میزان رسانایی کریستال های نیمه رسانای پنل را افزایش داده که به نوبه خود باعث کاهش ولتاژ میشود و سیستم مقدار کمی از انرژی خورشیدی جذب شده را به انرژی الکتریکی تبدیل می کند و قسمت اعظم آن را به صورت انرژی حرارتی که باعث بالا رفتن دمای پنل ها میشود تلف میکند و باعث کم شدن ظرفیت سیستم میشود. هر چقدر دمای محیط کمتر باشد راندمان پنل ها و در نهایت راندمان نیروگاه افزایش خواهد یافت.

زاویه نصب پنل
زاویه نصب پنل از عوامل موثر بر توان خروجی پنل های خورشیدی است. پس اگر در هنگام نصب به دلایلی مجبور شدیم که پنل ها را طوری نصب کنیم که با زاویه نصب بهينه فاصله دارند باید ضریب کاهش توان از طریق زاویه نصب را نیز در نظر بگیریم.

میزان تابش
تغييرات در میزان تابش نور خورشید بصورت مستقیم بر روی جریان و توان خروجی پنل تاثیر می گذارد. با افزایش شدت تابش، انرژی تولیدی پنل افزایش می یابد. اما این لزوما افزایش راندمان پنل خورشیدی را به دنبال نخواهد داشت؛ چراکه با افزایش شدت تابش، دمای پنل خورشیدی می تواند افزایش پیدا کند و در نتیجه راندمان تبدیل انرژی ثابت می ماند و یا حتی کاهش می یابد.

تاثیر دما بر عملکرد پنل
میزان ولتاژ و جریان خروجی پنل خورشیدی وابسته به دما نیز هست. ولتاژ و توان خروجی سلولهای خورشیدی کریستالی با افزایش دما کاهش می یابد. ضریب دما برای سلول های خورشیدی بیان کننده میزان تاثیر دما بر ولتاژ، جریان و توان خروجی می باشد. در اکثر سلول های خورشیدی ضریب دما برای ولتاژ و توان منفی و برای جریان مثبت است. تاثیر دما بر جریان خروجی به قدری کم میباشد که می توان این تغییر جریان را نادیده گرفت. در کل میتوان گفت که دمای بالا، عمر و راندمان پنل را کاهش می دهد.

خطای سازنده و LID
یکی دیگر از مواردی را که باید در زمان طراحی پنل ها برای مصرف در محل خاصی مد نظر قرار دهیم موضوع میزان خطای انسانی و کارخانه در زمان ساخت پنل می باشد.

عمر مفید نیروگاه خورشیدی
طبق استاندارد های جهانی و داخلی، پنل های خورشیدی باید دارای حداقل ۲۵ سال عمر مفید باشند طوری که راندمان آن در ۲۵ سال حداکثر ۲۰ درصد کم شود. خرید تضمینی برق نیروگاه خورشیدی بصورت ۲۰ ساله انجام می شود ولی نیروگاه خورشیدی ۳۰ سال عمر مفید خواهد داشت و بعد از ۲۹ سال برق تولید شده نیروگاهها در بورس انرژی و بازار برق عرضه می گردد و بر اساس نرخ روز خرید برق، برق تولیدی آنها در بورس خریداری میشود.

زمین مورد نیاز برای احداث نیروگاه بر اساس استانداردها و ابلاغیه های ساتبا (سازمان انرژی های تجدیدپذیر و بهره وری انرژی برق ایران) برای هر یک مگاوات نیروگاه خورشیدی به ۱۵۰۰۰ متر مربع فضا نیاز است که بر این اساس امکان تامین زمین از منابع طبیعی وجود خواهد داشت.

سایت پلان احداث نیروگاه خورشیدی
سایت پلن نیروگاه خورشیدی برای مشخص کردن محل قرارگیری پنل ها و سایر تجهیزات نیروگاهی، ساختمان کنترل و نگهبانی و اتاق پست برق می باشد.

اصول اولیه طراحی سیستمهای خورشیدی
محل نصب تجهیزات نیروگاه باید توانایی تحمل وزن پانل ها و تجهیزات مربوطه را داشته باشند. . پانل ها باید در مکانی نصب شوند که میزان سایه ایجاد شده به وسیله تجهیزات مجاور، شاخ و برگ درختان، لوله ها و … به کمترین میزان خود برسد. و مقررات ساختمان و تأسیسات الکتریکی هنگام طراحی و پیاده سازی نیروگاه باید رعایت شود. سیستم باید به گونه ای طراحی شود که تلفات انرژی در سیم ها، فيوزها، سوئیچها و … به کمترین مقدار برسد. طراحی باید به گونه ای باشد که اتصالات بین شبکه محلی و نیروگاه به راحتی انجام پذیرد. برای طراحی یک سیستم خورشیدی باید حداقل کردن هزینه های ماهیانه، مسائل محیط زیستی و غیره مد نظر قرار گیرد. همچنین، ابعاد و جهت گیری آرایه های فتوولتاییک باید به گونه ای انتخاب و تنظیم شوند که بتوانند میزان انرژی مورد نظر را تأمین کنند.

نیروگاه خورشیدی در دنیا به صورت گسترده مورد استفاده قرار گرفته اند و استقبال جهانی در استفاده ازانرژی پاک و رایگان خورشید موجب شده تا دنیا در مسیر خورشیدی شدن قرار گیرد.
میزان تابش خورشید در نقاط گوناگون ایران بین ۱۷۰۰ تا ۲۴۰۰ کیلووات ساعت بر مترمربع در سال تخمین زده میشود که بالاتر از میزان متوسط جهانی است. این پتانسیل مطلوب انرژی خورشیدی در کشور، زمینه مناسبی برای استفاده از تجهیزات خورشیدی فراهم نموده است.
ایران کشوری است که به گفته متخصصان با وجود ۳۰۰ روز آفتابی در بیش از دو سوم آن و متوسط تابش ۵٫۵ -۴٫۵ کیلووات ساعت بر متر مربع در روز یکی از کشورهای با پتانسیل بالا در زمینه انرژی خورشیدی معرفی شده است.
در ایران دولت برای ایجاد جذابیت اقتصادی، در ابتدا از سال ۱۳۹۵ طرح تشویقی خرید تضمینی برق نیروگاههای تجدیدپذیر را ابلاغ کرد که بر این اساس به مدت ۲۰ سال برق تولیدی نیروگاه های تجدیدپذیر را به صورت تضمینی خریداری می نماید. در جدیدترین اقدام، وزارت نیرو همزمان با سال “رونق تولید در راستای توسعه تولید انرژی از تجدیدپذیرها و فراهم ساختن شرایط حضور سرمایه گذاران در این حوزه، در تاریخ ۲۰ مهرماه ۹۸ ، قیمت های خرید تضمینی برق نیروگاههای تجدیدپذیر را ۳۰ درصد نسبت به مصوبه سال ۹۵ افزایش داد که با شرایط جدید، سرمایه گذاری جذاب تر شده و توجیه اقتصادی خوبی پیدا کرده است.
شیوه حمایت از توسعه انرژیهای تجدیدپذیر تا قبل از ابلاغیه مهرماه ۹۸ وزیر نیرو، صرفا بر اساس خرید تضمینی برق از طریق قراردادهایPPA) ) بود ولی ابلاغیه جدید برای نیروگاههای بالای ۱۰ مگاوات این رویه تغییر کرد و به برگزاری مناقصه برای احداث نیروگاه ها تبدیل شد. در خیلی از کشورهای دنیا همین دو روش برای حمایت از توسعه انرژیهای تجدیدپذیر استفاده می شود.
اگر چه سقف بودجه ساتبا در بند ج تبصره ۶ قانون بودجه نسبت به سال ۱۳۹۹ کاهش یافته و به حداکثر میزان نوزده هزار میلیارد ریال رسیده است که بخشی از آن نیز صرف تکمیل نیروگاه بادی میل نادر خواهد شد، اما با پیگیری های صورت گرفته توسط ساتبا و همچنین تلاش سندیکاها و انجمن های صنفی برق و انرژی های تجدیدپذیر و اضافه شدن بند “ی” به تبصره ۱۵ قانون بودجه کل کشور، مجموع سقف بودجه صنعت انرژی های تجدیدپذیر در قانون بودجه ۱۴۰۰ کل کشور افزایش پیدا کرده است.

پس از ابلاغ نرخهای قدیم خرید تضمینی برق نیروگاه های تجدیدپذیر در ۲۰ مهرماه سال ۱۳۹۸ و با نوسانات ارزی و قیمتی احداث نیروگاه های تجدیدپذیر، دولت برای بازگشت دوباره توجیه اقتصادی نیروگاه های تجدیدپذیر اقدام به افزایش قیمت ها کرد.
در ابلاغیه ی اردیبهشت ماه ۱۴۰۰ بصورت رسمی نرخهای جدید خرید برق نیروگاههای تجدیدپذیر اعلام شدند. در این ابلاغیه، مناقصه خرید برق فارغ از ساختگاه و نوع فناوری مورد استفاده در تولید برق تجدیدپذیر و بر اساس مکانیزم مناقصه مورد استفاده در بازار عمده فروشی برق صورت خواهد گرفت. سقف نرخ در مناقصه تضمین خرید، معادل متوسط جزء تبدیل انرژی نرخ خرید تضمینی برق (به ازای هر کیلووات ساعت) از مولدهای مقیاس کوچک (موضوع بند و ماده ۷ دستورالعمل بند ت ماده ۴۸ قانوان برنامه ششم توسعه) در یک ماهه منتهی به موعد برگزاری مناقصه به علاوه ۲۰ درصد می باشد.
معاون وزیر نیرو و رئیس سازمان انرژی های تجدیدپذیر (ساتبا) اعلام کردند برای سال ۱۴۰۰ روشهایی یافت شده که بتوانیم منابع مالی بیشتری برای توسعه این انرژی ها به دست آوریم و افزایش تعرفه تجدیدپذیرها را داشته باشیم. اعتبار سال گذشته ۱۱۰۰ میلیارد تومان بود که ۹۰۰ میلیارد تومان آن محقق شد و اکنون این اعتبار با کمک دولت و مجلس شورای اسلامی، به ۲ هزار و ۴۰ میلیارد تومان افزایش پیدا کرده است.
نزدیک به ۱۰۰۰ میلیارد تومان منابع مالی جدید و پیشنهادهایی مبنی بر استفاده از ظرفیت صنایع پرمصرف در بورس در مجلس مطرح شده است که در صورت تحقق، این صنایع سه درصد از انرژی خود را از برق تجدیدپذیر استفاده خواهند کرد.
در صورت برداشته شدن تحریم ها چشم انداز خوبی دیده می شود که با حضور سرمایه گذاران خارجی سرمایه گذاری ها در این بخش نیز توسعه خواهد یافت. این ظرفیت بزرگ کمک می کند که سبد انرژی را توسعه داده و از تمام ظرفیت ها اعم از فسیلی، تجدیدپذیر و دیگر اشکال، تامین انرژی کنیم.
با توجه به امکان استفاده از این انرژی ها در تمام فصول سال، در تابستان معمولا تولید در این بخش افزایش می یابد و از تمام فصول سال باید بهره گرفت. اگر به اندازه کافی ظرفیت های این بخش را ارتقا دهیم در فصول گرم سال به خاطر این که نیاز کشور به خاطر گرمایش بیشتر میشود میتوان برای بخشی از پیک سایی روی انرژی های تجدیدپذیر حساب کرد، اما در تمامی مواقع این امر ریسک پذیر خواهد بود.

به عنوان نمونه اصلاح الگوی مصرف یا ماده ۱۲ قانون رفع موانع و همچنین ماده ۱۹ قانون رفع آلایندگی از جمله قوانین بالادستی موجود می باشد که در مسیر توسعه انرژی های تجدیدپذیر میتوان از آن ها بهره گرفت.

یکی از مشکلات بر سر راه سازمان برنامه و بودجه تامین منابع مالی برای قوانین بالادستی است و یکی از مهمترین قوانین بالادستی حمایتی، تبصره های دو و سه ماده ۶۱ قانون اصلاح الگوی مصرف است که هیچ یک از این دو ماده بنیادی برای توسعه تجدیدپذیرها تاکنون فعال نشده و سازمان برنامه و بودجه برای این کار ردیفی اختصاص نداده است.
تمام کارهای انجام شده بر مبنای ماده ۵ قانون حمایت از صنعت برق بوده است که به واسطه دریافت عوارض از مردم، فعالیتی در یک سطحی ایجاد کرده است.
طبق ماده (۵) قانون حمایت از صنعت برق کشور دولت موظف است برای تأمین بخشی از منابع لازم جهت اجرای طرح های توسعه و نگهداری شبکه های روستایی و تولید برق تجدیدپذیر و پاک عوارض مصرف هر کیلووات ساعت برق را در بودجه سالانه پیش بینی نماید. وجوه حاصل شده به حساب شرکت توانیر نزد خزانه داری کل کشور واریز و صد درصد ( ۱۰۰ %) آن صرفا بابت کمک به اجرای طرحهای مذکور هزینه می شود.

توسعه انرژی های تجدید پذیر در اسناد بالادستی
قانون برنامه پنج ساله ششم اقتصادی (سال ۱۳۹۶-۱۴۰۰)
به منظور افزایش و ارتقای توان علمی، فناوری و نوآوری در صنعت نفت معادل یک درصد (۱%) از اعتبارات طرح های توسعه ای سالانه شرکتهای تابعه را در طول اجرای قانون برنامه، جهت ایجاد ظرفیت جذب، توسعه فناوری های اولویت دار نفت، گاز و پتروشیمی و انرژی های تجدیدپذیر و به کارگیری آنها در صنایع مرتبط و ارتقای فناوری های موجود و بومی سازی آنها وکاهش شدت مصرف انرژی ضمن مبادله موافقتنامه با سازمان اختصاص دهد و گزارش عملکرد این بند را سالانه به کمیسیون های انرژی و آموزش، تحقیقات و فناوری مجلس شورای اسلامی ارائه نماید.

طبق ماده ۵۰ قانون ششم توسعه، دولت مکلف است سهم نیروگاه های تجدیدپذیر و پاک با اولویت سرمایه گذاری بخش غیردولتی (داخلی و خارجی) با حداکثر استفاده از ظرفیت داخلی را تا پایان اجرای قانون برنامه به حداقل پنج درصد (%۵) ظرفیت برق کشور برساند.
سند چشم انداز جمهوری اسلامی ایران در افق ۱۴۰۴ (سند چشم انداز بیست ساله) و سیاستهای کلی برنامه چهارم
نوع سند: ابلاغيه- تصویب کننده: مقام معظم رهبری۔ تاریخ:۱۳۸۷/۱۰/۲۱
ماده ۲- سیاست های کلی نظام در بخش مشارکت بخش های تعاونی و خصوصی در اقتصاد و حدود فعالیت بخشی دولتی
بند ۱: ایجاد تنوع در منابع انرژی کشور و استفاده از آن با رعایت مسائل زیست-محیطی و تلاش برای افزایش سهم انرژی های تجدیدپذیر با اولویت انرژی های آبی
بند۴: تلاش برای کسب فناوری و دانش فنی انرژی های نو و ایجاد نیروگاه ها از قبیل بادی، خورشیدی، پیلهای سوختی و زمین گرمایی در کشور
سیاستهای کلی نظام در اصلاح الگوی مصرف
بند ۷: افزایش بازدهی نیروگاهها، متنوع سازی منابع تولید برق و افزایش سهم انرژی های تجدیدپذیر و نوین
مصوبه هیات وزیران در خصوص تامین ۲۰ درصد برق ساختمانهای دولتی از انرژیهای تجدیدپذیر
بر اساس تصویب نامه هیات وزیران در سال ۹۵ و با استناد به اصل ۱۳۸ قانون اساسی جمهوری اسلامی ایران مقرر شده وزارتخانه ها، موسسه ها و شرکتهای دولتی و نهادهای عمومی غیردولتی، بانکها، شهرداری ها، براساس فهرستی که وزارت نیرو تعیین و منتشر کرده ، وظیفه دارند در طی دو سال حداقل ۲۰ درصد از برق مصرفی ساختمان های خود را از انرژی های تجدیدپذیر تامین کنند.

استقبال از نیروگاه های خورشیدی در دنیا
نیروگاه های خورشیدی در تمام دنیا رو به گسترش بوده و شتاب رشد این سیستم که از انرژی رایگان و پاک خورشید برای تأمین برق دنیا مورد استفاده قرار می گیرد خیره کننده و سریع است.

میزان انرژی که کره زمین از خورشید در یک ساعت جذب می کند از مصرف انرژی کل جمعیت جهان در یک سال بیشتر است! و لذا فرصتی است که همه بتوانند انرژی خود را از خورشید تامین کنند. به کارگیری انرژی خورشید در سال ۱۹۵۰ جهت استفاده در فضاپیماها مطرح شد و پس از آن این ایده از فضا به زمین منتقل شد تا در دسترس همگان قرار گیرد.

نیروگاه های فتوولتائیک در دنیا به صورت گسترده مورد استفاده قرار گرفته اند که در تصویر زیر، آخرین آمار نصب نیروگاههای فتوولتائیک (خورشیدی) قابل مشاهده است. تا پایان سال ۲۰۱۸ بیش از ۴۸۰ هزار مگاوات نیروگاه خورشیدی در دنیا احداث شده است که بیش از ۸ برابر کل مصرف برق ایران است !

استقبال و تاریخچه از نیروگاه های خورشیدی در ایران
در ایران نیز از ۲۰ سال قبل تر در این خصوص شروع به فعالیت شد ولی تا سال ۱۳۹۵ ظرفیت نصب شده نیروگاه های خورشیدی به یک مگاوات هم نرسید. بعد از شروع خرید تضمینی برق توسط دولت، رشد توسعه انرژی های خورشیدی در کشور فزونی یافت، طوری که تا پایان تیرماه ۹۹ بیش از ۸۰۰ مگاوات نیروگاه تجدیدپذیر در کشور به بهره برداری رسید و همچنان نیز استقبال از این حوزه قابل توجه است. از این میزان فقط ۴۰ مگاوات آن مربوط به نیروگاههای انشعابی بود که تعداد آنها بیش از ۴۰۰۰ نیروگاه است. پیش بینی می شود در ماههای ابتدایی سال ۱۴۰۰ مجموعا ۱۰ نیروگاه خورشیدی با مجموع ظرفیت ۷۷٫۳ مگاوات به بهره برداری برسد.

کاهش هزینه جهانی تکنولوژی های مختلف انرژی خورشیدی در سالهای اخیر
هزینه تمام شده احداث نیروگاههای خورشیدی در دنیا مستمر روبه کاهش بوده و در طی ۵ سال به نصف نیز کاهش یافته است. در ایران تا قبل از نوسانات ارزی و افزایش نرخ دلار، هزینه تمام شده احداث نیروگاههای خورشیدی متصل به شبکه On-grid به حدودا ۴٫۵ میلیون تومان رسید اما افت ارزش ریال موجب شد تا این هزینه به تقریبا دو برابر افزایش یابد.

مهمترین مزایای احداث نیروگاه خورشیدی در ایران :

• امکان استفاده در گستره ی وسیعی از کشور
• امکان مشارکت سرمایه های مختلف در اجرای طرح
• امکان نصب در توان و ظرفیت دلخواه
• هزینه تعمیر و نگهداری پایین، بهره برداری راحت
• حفظ منابع سوختی و حفظ محیط زیست، مصرف آب خیلی کم
• نداشتن آلودگی صوتی و قابلیت نصب در همه جا
• حفظ پدافند غیر عامل و امنیت پایدار تامین انرژی
• تکنولوژی قابل دسترس و خودکفایی کشور در درصد بالایی از تامین تجهیزات
• نیاز کشور به تامین برق پایدار و تنوع سبد تامین انرژی مورد نیاز

نقشه پتانسیل تابشی ایران
اطلاعات میزان ساعات تابش خورشید PSH در تصویر زیر برای شهرهای مختلف ایران مشخص شده است که برای شهر تهران این مقدار را ۵ در نظر میگیریم.

بررسی تولید سالانه برخی از شهرهای ایران