به سایت ما خوش آمدید.
۰۲۱-۴۴۲۲۱۱۱۸

مقایسه انواع نیروگاهها گازی و خورشیدی و بخاری و هسته ای و بادی از حیث قیمت نصب و راه اندازی و بهره برداری و ضریب بهره برداری

مقایسه انواع نیروگاهها گازی و خورشیدی و بخاری و هسته ای و بادی از حیث قیمت نصب و راه اندازی و بهره برداری و ضریب بهره برداری

انرژی خورشید، که سرمنشأ تمام انرژیهای روی کره زمین است؛ بیش از دیگر منابع مورد توجه
قرار گرفته است. در پایان سال 2017 ،ظرفیت نصب شده فناوریهای فتوولتایی به 402 گیگاوات رسید.
انرژی بادی، به لطف فناوری سادهتر و قدیمیتری که برای تولید برق دارد، بیشتر رشد کرده است؛ 539
گیگاوات ظرفیت تولید برقی است که از این نوع فناوری تا آخر سال 2017 وجود داشت )شبکه انرژی
تجدید پذیر برای قرن بیست و یکم،2018 .)
درگذشته نهچندان دور هزینه سرمایه گذاری در انرژیهای تجدیدپذیر مانند فتوولتایی، بسیار بیش
از اکنون بود؛ چه بسا اگر مشوّقهای دولتها نبود، رشد سریع این فناوریها که به کاهش هزینه منجر
شده است، اتفاق نمیافتاد. در دو سه سال اخیر قیمتها در شرایط نسبتاً پایداری تقریبا به کف خود رسیده
و در فناوریهای موجود از این نوع، احتمال کاهش بیشاز این بسیار کم است. البته قیمتهای متوسط
جهانی هنوز در حال کاهش است که این خود نشان دهنده موقعیت بسیار مناسب برای سرمایهگذاری در
این حوزه است.
کشور ایران دارای منابع زیادی از انرژیهای تجدیدپذیر است، با این حال مطابق با آمار ارائه شده
در ترازنامه انرژی کشور )1396 ،)در سال 1394 سهم انرژیهای اتمی و تجدیدپذیر برای تولید برق تنها
1/1 درصد بوده است و سهم نیروگاههای سیکل ترکیبی و گازی 9/62 درصد بوده است. در این ارتباط،
این سوال مطرح میشود که آیا تولید برق از تکنولوژیهای تجدیدپذیر در مقایسه با گاز طبیعی از نظر
اقتصادی، اجتماعی و زیستمحیطی به صرفه است؟
بدیهی است مهمترین اصل در ارزیابی و مقایسه فنی- اقتصادی دسترسی به دادههای شفاف، صحیح و
قابل اعتمادی است که در محاسبات مورد نیاز خواهند بود. دسترسی به اطالعات هزینههای سرمایهای
)CAPEX1 )و هزینههای عملیاتی )OPEX2 )به عنوان مهمترین دادههای اقتصادی فناوریها،
ضرورتی غیرقابل صرفنظر است. طبعاً ترازنامه هیدروکربوری کشور )1392 )و ترازنامه انرژی )1393 )
که از سوی دو وزارت مهم انرژی کشور منتشر میشوند، اصلیترین منابع مورد استفاده خواهند بود؛ اما
این دو گزارش فاقد دادههای اصلی مورد نیاز در خصوص هزینههای سرمایهای و عملیاتی فناوریها
هستند؛ بنابراین سایر اطالعات الزم از طریق مصاحبه و گفتگو با مسؤوالن و کارشناسان در نهادهای
مرتبط شامل وزارت نفت، شرکت ملی نفت ایران، شرکت ملی گاز ایران، وزارت نفت، شرکت توانیر و
سازمان انرژیهای نو، جمعآوری شدند. قابل ذکر است مصاحبهها
به صورت نیمهساختاریافته انجام شده است. برخی از مهمترین منابع مورد استفاده در زیر آمده است:
o اطالعات درخواستی مدیریت کل نظارت و بازرسی امور نفت، سازمان بازرسی کل کشور )1385 )


نحوه محاسبه قیمت تمام شده برق تولیدی در نیروگاههای مختلف:
برای انجام محاسبات لازمست که در ابتدا هزینه گاز طبیعی تولیدی و تحویلی به نیروگاهها برآورد شود.
نیروگاههای حرارتی )فسیلی( در حدود 70 درصد سوخت خود را از خطوط گاز دریافت میکنند و باقی
انرژی ورودی آنها را سوخت مایع که البته گرانتر است، تشکیل میدهد. از اینرو، لازم است قیمت
سوخت مایع نیز متناسب با قیمت گاز در محاسبات وارد شود. سایر نیازهای دادهای برای انجام محاسبات
قیمت برق تولیدی عبارتند از:
o هزینههای سرمایه ای شامل هزینه تجهیزات و هزینههای نصب
o هزینه تأمین مالی )نرخ تنزیل(: این هزینه برای برای پروژههای استخراج، تولید و پالایش گاز
تحلیل جداگانه انجام شده است و برای سایر موارد در صورت فقدان دلیل خاص، نرخ تنزیل 10 %
در نظر گرفته شده است.
o هزینههای عملیاتی )غیرانرژی(: شامل هزینههای ثابت و متغیر برای بهرهبرداری، تعمیر و
نگهداری
o ضریب بهره برداری یا ضریب تولید: شامل حاصلضرب ضریب کارکرد 3 و ضریب بار4 در خصوص
مولدهای حرارتی و ضریب ظرفیت 5 در خصوص فناوریهای انرژی تجدیدپذیر
o بهرهوری یا بازدهی انرژی )راندمان6)
o هزینه سوخت: شامل قیمت سوخت و ارزش حرارتی آن که برابر با 8400 کیلوکالری بر مترمکعب
فرض شده است.
o مصارف داخلی برق که به صورت درصدی از تولید برق فرض میشود.
o هزینههای انتقال برق: شامل هزینههای سرمایهای و عملیاتی شبکه و تلفات انتقال
o ارزش اسقاطی: با توجه به اثر ناچیز آن در نتایج و فقدان اطالعات دقیق، برابر با 10 %ارزش اولیه
فرض شده است.
با در دست داشتن این دادهها روش معمول هزینه انرژی خروجی (LOEC7 (برای ارزیابی و مقایسه
فناوریها ی مختلف تولید برق به کار گرفته شده است. در این روش ارزش اولیة کل هزینه از زمان
سرمایهگذاری اولیه تا انتهای طول عمر به طور سالانه در طول عمر فناوری تسطیح شده و بر کل انرژی
تولید شده ساالنه تقسیم می شود تا هزینه واحد انرژی تولیدی )LCOE8 )برحسب دلار بر کیلوواتساعت
به دست آید:

رابطه 1:هزینه انرژی کل سالیانه تقسیم بر انرژی تولیدی کل سالیانه=هزینه انرژی سالیانه
رابطه 2: ارزش خالص هزینه های کل تقسیم بر ارزش خالص انرژی کل=هزینه واحد انرژی تولیدی

ارزیابی و برآورد قیمت تمام شده از طریق رابطه 1 انجام شده است. برای این منظور
ارزش فعلی کل هزینههای سرمایهای و عملیاتی )شامل هزینه سوخت برای نیروگاههای حرارتی و
انتقال، در کنار ارزش اسقاطی در محاسبات لحاظ شده است.

مهم ترین محدودیتهای اعمال شده در مدل عبارتند از:
 گاز طبیعی: کنترل سهم گاز طبیعی در نیروگاههای با سوخت گاز، مازوت و نفتگاز بهصتورتی کته حتداکثر 35 درصتد
مصرف سوخت ساالنه در اوایل دوره بوسیله گاز طبیعی تأمین و امکان افزایش این سهم بر اساس برنامه های بلندمتدت
شرکت توانیر به صورت خطی تا 322 درصد در اواخر دوره )توانیر، 3737 )وجود خواهد داشت. قی ت گتاز طبیعتی در
سال پایه، بر مبنای متوسط قی ت بینال للی گاز طبیعی و معادل 02 سنت بر متر مکعب در نظر گرفته میشود.
 نفت گاز: بدون محدودیت و قی ت هر لیتر آن در سال پایه 47 سنت در نظر گرفته میشود )2015, OPEC .)
 نفت کوره: بدون محدودیت و قی ت هر لیتر آن در سال پایه 72 سنت در نظر گرفته میشود )2015, OPEC.)
 زغالسنگ: با توجه به برآوردهای موجود حدود 722 میلیون تن از منابع کش شده داخلی )ترازنامه انترژی، 3732 )و در
صورت نیاز، مازاد آن از واردات تأمین گردد. قی ت زغالسنگ در سال پایه 32 دالر بر تن میباشد )2015, EIA .)
 سوخت هستهای: فرض شده که نیاز سوخت هستهای تا حداکثر 35 سال برای یک واحتد نیروگتاه ات تی بوشتهر از منتابع
داخلی و مابقی از واردات سوخت بدون هیچ محدودیتی قابل تأمین باشد. هزینه سوخت هستهای یک ستنت بته ازای هتر
کیلوات ساعت برق تولیدی در نظر گرفته میشود )سازمان انرژی ات ی، 3737 .)
 آبی کوچک: حداکثر 0522 مگاوات ظرفیت نصب )شرکت توسعه منابع آب و نیروی ایران، 3732)
 آبی بزر : حداکثر 05222 مگاوات ظرفیت نصب )شرکت توسعه منابع آب و نیروی ایران ، 3732)
 تل به ذخیرهای: حداکثر 32222 مگاوات ظرفیت نصب )شرکت توسعه منابع آب و نیروی ایران ، 3732)
 زمینگرمایی: حداکثر 5222 مگاوات ظرفیت نصب )دفتر انرژی زمین گرمایی سانا، 3733)
 بادی: حداکثر 42222 مگاوات ظرفیت نصب )دفتر انرژی باد و امواج سانا، 3733)
 حرارتی- خورشیدی: 62222 مگاوات )دفتر انرژی خورشیدی سانا، 3733)
 فوتوولتائیک: حداکثر 32 درصد کل تولید برق در افق مطالعه )بر مبنای نقشه راه آژان بینال للی انرژی(
 لندفیل: 522 مگاوات )دفتر انرژی زیست توده سانا، 3733)
 زبالهسوز: 522 مگاوات )دفتر انرژی زیست توده سانا، 3733)
 موتورهای گازسوز در حالت تولید پراکنده: 7222 مگاوات در کوتاه مدت )مجری تولیتد پراکنتده تتوانیر، 3733 )و امکتان
افزایش آن تا سق 30222 مگاوات در درازمدت )متناسب با رشد تقاضای برق در کشور(
 واردات برق: با توجه به اینکه درسال پایه نسبت واردات به کل تولید ناویژه داخلی حتدود 7/3 درصتد بتوده استت )آمتار
تفصیلی صنعت برق، 3732 ،)برای واردات برق، قیدی بهصورت حداکثر 7/3 درصد تولید داخلی )بتر حستب انترژی( در
اوایل دوره درنظر گرفته میشود و فرض متی شتود بته صتورت خطتی تتا ستق 5 درصتد در اواختر دوره اضتافه گتردد
)برنامهریزی و توسعه شبکه توانیر، 3732 .)قی ت برق وارداتی در حال حاضر 5/5 سنت بر کیلووات ساعت بوده و فترض
میشود در پایان دوره تا سق 3 سنت بر کیلووات ساعت اضافه گردد )برنامهریزی و توسعه شبکه توانیر، 3732 .)
 صادرات برق: با توجه به اینکه درسال پایه نسبت صادرات به کل تولید ناویژه داخلی حدود 1/7 درصد بتوده استت )آمتار
تفصیلی صنعت برق، 3732 ،)برای صادرات، قیدی بهصورت حداکثر 1/7 درصد تولید داخلی )بر حسب انرژی( در اوایتل
دوره درنظر گرفته میشود و فرض شده که ایتن مقتدار بته صتورت خطتی تتا ستق 32 درصتد در اواختر اضتافه گتردد
)برنامهریزی و توسعه شبکه توانیر، 3732 .)قی ت آن در حال حاضر 3 سنت بر کیلووات ساعت بوده و فرض میشتود در
پایان دوره تا سق 32 سنت بر کیلووات ساعت اضافه گردد )برنامهریزی و توسعه شبکه توانیر، 3732