چگونه نرخ تنزیل و ضریب ظرفیت، هزینه تراز‌شده انرژی را تحریف می‌کنند

توسعه‌دهندگان انرژی و رهبران سیاسی به طور معمول به «هزینه تراز‌شده انرژی» (LCOE) به عنوان مدرکی قطعی اشاره می‌کنند که نشان می‌دهد انرژی‌های تجدیدپذیر برای همیشه گوی سبقت را از سوخت‌های فسیلی ربوده‌اند. این شاخص با تقلیل هزینه‌های طول عمر یک نیروگاه به یک رقم واحد بر حسب دلار بر مگاوات‌ساعت، حکمی شفاف و قابل‌هضم درباره اقتصاد شبکه برق ارائه می‌دهد. با این حال، اقتصاددانان انرژی و اپراتورهای شبکه استدلال می‌کنند که این رقمِ واحد اساساً فریبنده است. شواهد نشان می‌دهد که LCOE یک ویژگی فیزیکی ثابت برای یک نیروگاه نیست، بلکه یک مدل مالی بسیار حساس است که در آن تغییرات جزئی در نرخ‌های تنزیل، ضرایب ظرفیت و هزینه‌های سرمایه‌ای می‌تواند برنده اقتصادی را کاملاً تغییر دهد.[5][7]

خود این فرمول در تئوری ساده است. این فرمول، کل هزینه ساخت و بهره‌برداری از یک نیروگاه در طول عمر آن را بر کل مقدار برقی که در طول عمر عملیاتی‌اش تولید می‌کند، تقسیم می‌کند. اداره اطلاعات انرژی ایالات متحده (EIA) آن را به طور رسمی تعریف کرده و خاطرنشان می‌کند که این شاخص نشان‌دهنده هزینه ساخت و بهره‌برداری از یک نیروگاه تولیدی به ازای هر کیلووات‌ساعت در طول یک عمر مالی و چرخه کاریِ مفروض است. رقم به‌دست‌آمده، حداقل قیمتی را نشان می‌دهد که برق باید به آن قیمت فروخته شود تا پروژه به نقطه سربه‌سر برسد.[2][4]

با این وجود، ورودی‌های لازم برای محاسبه این رقم به شدت به مفروضات وابسته‌اند. نوسان‌پذیرترینِ این ورودی‌ها، نرخ تنزیل است که نشان‌دهنده هزینه سرمایه و ارزش زمانی پول است. از آنجا که یک دلارِ امروز ارزش بیشتری نسبت به یک دلار در ۲۰ سال آینده دارد، درآمدها و هزینه‌های آینده باید به ارزش فعلی‌شان تنزیل شوند. این سازوکار مالی، تأثیرات نامتناسبی بر انواع مختلف تولید برق می‌گذارد.[3]

برای پروژه‌های سرمایه‌بر مانند رآکتورهای هسته‌ای یا مزارع بادی فراساحلی، نرخ تنزیل بیش از هزینه واقعی فولاد و سیلیکون، تعیین‌کننده LCOE نهایی است. آژانس بین‌المللی انرژی در تحلیل سال ۲۰۲۰ خود خاطرنشان می‌کند که تغییر نرخ تنزیل از ۳ درصد به ۱۰ درصد می‌تواند LCOE یک تأسیسات هسته‌ای را تقریباً دو برابر کند، صرفاً به این دلیل که هزینه‌های کلانِ سرمایه‌ای اولیه در طول دهه‌ها تأمین مالی می‌شوند.[3]

در مقابل، نیروگاه‌های گاز طبیعی که هزینه‌های سرمایه‌ای اولیه پایین‌تر اما هزینه‌های سوخت جاری بالایی دارند، حساسیت بسیار کمتری به نرخ تنزیل نشان می‌دهند. زمانی که تحلیل‌گران یک مزرعه بادی را با یک نیروگاه گازی مقایسه می‌کنند، هزینه سرمایه مفروض می‌تواند نتیجه مقایسه را پیش از مدل‌سازی حتی یک توربین، از پیش تعیین کند. نرخ تنزیل پایین به شدت به نفع انرژی‌های تجدیدپذیر است، در حالی که نرخ تنزیل بالا باعث می‌شود سوخت‌های فسیلی رقابت‌پذیرتر به نظر برسند.[5][7]

دومین ورودی حیاتی، ضریب ظرفیت است که نسبت خروجی واقعی انرژی الکتریکی در یک دوره معین را به حداکثر خروجی ممکنِ انرژی الکتریکی اندازه‌گیری می‌کند. یک نیروگاه گاز طبیعی سیکل ترکیبی ممکن است ضریب ظرفیت تئوریک ۸۵ درصدی داشته باشد، با این فرض که تقریباً به طور مداوم کار می‌کند و تنها برای تعمیر و نگهداری برنامه‌ریزی‌شده متوقف می‌شود.[4]

منابع بادی و خورشیدی که محدود به شرایط آب‌وهوایی و نور روز هستند، با ضرایب ظرفیت بسیار پایین‌تری کار می‌کنند. اداره اطلاعات انرژی ایالات متحده، انرژی خورشیدی در مقیاس نیروگاهی را با ضرایب ظرفیتی در حدود ۳۰ درصد مدل‌سازی می‌کند، در حالی که باد خشکی بسته به منطقه جغرافیایی معمولاً بین ۴۰ تا ۵۰ درصد مدل‌سازی می‌شود.[2]

اگر یک مدل‌ساز ضریب ظرفیت کمی بالاتری را برای یک آرایه خورشیدی فرض کند، مثلاً با فرض استفاده از پنل‌های ردیاب در یک محیط بیابانی با تابش بالا، مخرج در معادله LCOE بزرگ‌تر شده و هزینه نهایی به ازای هر مگاوات‌ساعت را کاهش می‌دهد. «ابتکار شفافیت اقدام اقلیمی» (ICAT) هشدار می‌دهد که اعمال ضرایب ظرفیت میانگین جهانی برای پروژه‌های محلی، به طور معمول منجر به پیش‌بینی‌های هزینه‌ای به شدت نادرست می‌شود.

هزینه‌های سرمایه‌ای، به عنوان سومین رکن این محاسبه، تحریف‌های خاص خود را به همراه دارند. آژانس بین‌المللی انرژی‌های تجدیدپذیر (IRENA) در به‌روزرسانی ژوئیه ۲۰۲۶ خود گزارش داد که میانگین وزنی جهانیِ هزینه سرمایه برای انرژی خورشیدی در مقیاس نیروگاهی، به دلیل مقیاس تولید و بهینه‌سازی زنجیره تأمین، همچنان در حال کاهش است. این کاهش قیمت سخت‌افزار، محرک اصلیِ افت چشمگیر LCOE تجدیدپذیرها در دهه گذشته است.[1]

اما هزینه سرمایه‌ای یک‌شبه (Overnight capital cost) - یعنی قیمت ساخت نیروگاه در صورتی که بتوان آن را فوراً احداث کرد - واقعیت‌های مربوط به تأخیر در ساخت و زمان‌بندی‌های تأمین مالی را نادیده می‌گیرد. پروژه‌ای که ساخت آن ۱۰ سال طول می‌کشد، پیش از تولید حتی یک الکترون، بهره‌های کلانی را به همراه دارد؛ واقعیتی که مدل‌های هزینه یک‌شبه غالباً در مقایسه انرژی خورشیدی با استقرار سریع نسبت به انرژی هسته‌ای یا برق‌آبی با استقرار کُند، از ثبت دقیق آن باز می‌مانند.[4][5]

فراتر از ورودی‌های داخلی، LCOE به دلیل آنچه کاملاً نادیده می‌گیرد، با انتقادات شدیدی مواجه است. مرکز «انرژی برای رشد» (Energy for Growth Hub) تأکید می‌کند که این شاخص فرض را بر این می‌گذارد که تمام مگاوات‌ساعت‌ها، فارغ از زمان تولیدشان، به یک اندازه ارزشمند هستند. این فرض در شبکه‌های مدرن با نفوذ بالای تولید متغیر، کارایی خود را از دست می‌دهد.[5]

برق تولیدشده توسط یک پنل خورشیدی در ظهرِ یک بازار اشباع‌شده، ممکن است ارزش عمده‌فروشی برابر با صفر داشته باشد یا حتی به قیمت‌گذاری منفی منجر شود، در حالی که برق تولیدشده توسط یک توربین گازی در اوج مصرف زمستانی در ساعت ۷ عصر بسیار ارزشمند است. شاخص LCOE با هر دو مگاوات‌ساعت یکسان برخورد می‌کند، ارزش زمانی انرژی را نادیده می‌گیرد و مطلوبیت اقتصادیِ حجم انبوه انرژی خورشیدی در طول روز را بیش از حد برآورد می‌کند.[5][7]

علاوه بر این، این شاخص هزینه‌های ادغام در شبکه را نادیده می‌گیرد. هنگامی که یک شبکه، انرژی تجدیدپذیر متغیر را اضافه می‌کند، باید برای حفظ فرکانس و پایداری، در ارتقای خطوط انتقال، ذخیره‌سازی باتری و تولیدِ پشتیبانِ قابل‌برنامه‌ریزی نیز سرمایه‌گذاری کند. این هزینه‌های سطح سیستم بر عهده اپراتور شبکه و در نهایت مشترکان است، اما در LCOE یک مزرعه بادی یا خورشیدیِ منفرد ظاهر نمی‌شوند.[6][7]

همان‌طور که تحلیل ماه مه ۲۰۲۶ آژانس بین‌المللی انرژی‌های تجدیدپذیر درباره تجدیدپذیرهای پایدار نشان می‌دهد، محاسبه هزینه تحویل انرژی پاک و تطبیق‌یافته به صورت ۲۴ ساعته در ۷ روز هفته، رقمی به مراتب بالاتر از LCOE خامِ دارایی‌های تولیدی به تنهایی به دست می‌دهد. زمانی که ذخیره‌سازی و ظرفیت‌سازی مازاد برای تضمین خروجیِ پیوسته لحاظ می‌شوند، پروفایل هزینه به طرز چشمگیری تغییر می‌کند.[6]

برای رفع این نقاط کور، مدل‌سازان انرژی به طور فزاینده‌ای به شاخص‌های جایگزینی مانند «هزینه تراز‌شده ذخیره‌سازی» و «هزینه اجتناب‌شده تراز‌شده انرژی» (LACE) روی می‌آورند. شاخص LACE تلاش می‌کند تا با محاسبه هزینه تولیدی که جایگزین آن می‌شود، ارزشی را که یک نیروگاه جدید برای شبکه فراهم می‌کند، کمّی‌سازی کند.[2]

زمانی که LACE از LCOE بیشتر باشد، یک پروژه از نظر اقتصادی توجیه‌پذیر تلقی می‌شود، زیرا ارزش ارائه‌شده توسط آن بیش از هزینه ساخت و بهره‌برداری‌اش است. این رویکردِ مبتنی بر دو شاخص، از احداث نیروگاه‌های ارزانی که شبکه در زمان تولید برقِ آن‌ها واقعاً نیازی به آن توان ندارد، توسط توسعه‌دهندگان جلوگیری می‌کند.[2]

اداره اطلاعات انرژی ایالات متحده اکنون به طور معمول LACE را در کنار LCOE منتشر می‌کند تا تصویر کامل‌تری از توجیه‌پذیری دارایی‌ها ارائه دهد. با نزدیک شدن شبکه‌ها به نفوذ بالاترِ تولید متغیر، شکاف بین هزینه تولید یک مگاوات‌ساعت و هزینه ادغام آن در شبکه، سرمایه‌گذاری‌های زیرساختیِ دهه آینده را دیکته خواهد کرد.[2][7]