اروپا چگونه مدیریت مصرف را به بخشی از بازار برق تبدیل کرد؟

به گزارش برق نیوز، تحولات یک ماه اخیر بازار برق اروپا نشان می‌دهد که معادله پایداری شبکه در این قاره وارد مرحله تازه‌ای شده است. اگر تا چند سال قبل دغدغه اصلی، افزایش ظرفیت تولید برق بود، امروز اپراتور‌های شبکه بیش از هر چیز بر مدیریت هم‌زمان تولید، انتقال و مصرف تمرکز کرده‌اند؛ زیرا رشد سریع نیروگاه‌های خورشیدی و بادی، خودرو‌های برقی و بار‌های جدیدی مانند مراکز داده، ظرفیت برخی شبکه‌ها را به نقطه اشباع رسانده است. در چنین شرایطی، مدیریت مصرف دیگر یک اقدام موقتی برای روز‌های بحرانی نیست، بلکه به بخشی از سازوکار دائمی بازار برق اروپا تبدیل شده است.

نمونه روشن این تغییر، اتفاقی است که در هلند رخ داده است. به گزارش فایننشال‌تایمز، این کشور که از پیشگامان توسعه انرژی‌های تجدیدپذیر در اروپاست، اکنون با پدیده «ازدحام شبکه» (Grid Congestion) مواجه شده؛ وضعیتی که در آن ظرفیت خطوط انتقال و توزیع پاسخگوی رشد هم‌زمان تولید برق تجدیدپذیر و تقاضای جدید نیست. پیامد این وضعیت آن بوده که در برخی مناطق از جمله اوترخت، اتصال برخی مشترکان و پروژه‌های جدید تا زمان توسعه زیرساخت‌ها به تعویق افتاده است؛ اتفاقی که نشان می‌دهد حتی شبکه‌های پیشرفته نیز در صورت پیشی گرفتن سرعت توسعه تولید از توسعه زیرساخت انتقال، با محدودیت عملیاتی روبه‌رو می‌شوند.

هم‌زمان، اپراتور‌های اروپایی در ماه اوت و در جریان رخداد‌های طبیعی مانند کسوف خورشیدی، از هفته‌ها قبل سناریو‌های مختلف بهره‌برداری را طراحی کردند تا افت موقت تولید نیروگاه‌های خورشیدی، تعادل شبکه را بر هم نزند. این تجربه بیانگر آن است که با افزایش سهم منابع تجدیدپذیر، انعطاف‌پذیری شبکه و توانایی مدیریت لحظه‌ای عرضه و تقاضا، به اندازه ساخت نیروگاه‌های جدید اهمیت پیدا کرده است.

پاسخ شرکت‌های برق اروپا به این شرایط، صرفاً توسعه شبکه نبوده است. در سال‌های اخیر، ابزار‌های اقتصادی برای تغییر رفتار مصرف‌کنندگان نیز به‌طور گسترده وارد سیاست‌های بهره‌برداری شده‌اند. شرکت Octopus Energy در بریتانیا به مشترکانی که در «ساعات اوج مصرف» (Peak Hours) مصرف خود را کاهش دهند، مشوق مالی پرداخت می‌کند. در کنار آن، National Grid از برنامه‌های «پاسخگویی بار» (Demand Response) استفاده می‌کند تا بخشی از مصرف از ساعات اوج به ساعات کم‌بار منتقل شود. در فرانسه نیز EDF با اجرای تعرفه‌های زمانی و خدمات دیجیتال، مشترکان را به انتقال مصرف تجهیزات پرمصرف به ساعات غیرپیک تشویق می‌کند.

نکته قابل توجه آن است که این سیاست‌ها تنها با هدف کاهش قبض برق اجرا نمی‌شوند؛ بلکه هدف اصلی آنها کاهش هزینه توسعه ظرفیت‌های جدید، افزایش تاب‌آوری شبکه و استفاده بهینه از ظرفیت موجود است. ببه بیان دیگر، در مدل جدید بازار برق اروپا، مشترک از یک مصرف‌کننده منفعل به یکی از بازیگران حفظ پایداری شبکه تبدیل شده اس. بررسی این روند نشان می‌دهد که آینده شبکه‌های برق، بیش از آنکه بر توسعه صرف ظرفیت تولید استوار باشد، به همگام‌سازی سه مؤلفه «تولید»، «شبکه» و «رفتار مصرف‌کننده» وابسته خواهد بود؛ موضوعی که بسیاری از اپراتور‌های بزرگ دنیا آن را به عنوان رکن اصلی راهبرد‌های بهره‌برداری خود دنبال می‌کنند.

در ایران نیز توسعه نیروگاه‌های خورشیدی در سال ۱۴۰۴ به یکی از محور‌های اصلی سیاست‌های وزارت نیرو و دولت چهاردهم تبدیل شد. از ابتدای سال، سازمان انرژی‌های تجدیدپذیر و بهره‌وری انرژی برق (ساتبا) با هدف کاهش بخشی از ناترازی برق، برنامه ساخت حدود ۵ هزار مگاوات نیروگاه تجدیدپذیر تا دوره اوج بار را در دستور کار قرار داد و برای تحقق آن، بیش از ۱۴۰۰ نقطه مناسب برای احداث نیروگاه شناسایی و هم‌زمان ۱۱ موافقت‌نامه، قرارداد و تفاهم‌نامه در حوزه انرژی‌های تجدیدپذیر امضا شد.

روند توسعه نیز در طول سال شتاب گرفت؛ به‌گونه‌ای که بر اساس اعلام مدیرکل برنامه، بودجه و تنظیم مقررات ساتبا، تا بهمن‌ماه ۱۴۰۴ حدود ۴۲۰۰ مگاوات نیروگاه تجدیدپذیر در مدار بهره‌برداری قرار گرفته بود که بیش از ۲۵۷۷ مگاوات آن تنها در طول همان سال به شبکه اضافه شد و بخش قابل توجهی از این افزایش توسط سرمایه‌گذاران بخش خصوصی محقق شد.