الأسبوع الأسوأ — كم يكلّف ألّا نبقى في الظلام حين تغيب الرياح والشمس

في 28 سبتمبر 2026، الساعة 21:16، طلبت Red Eléctrica من مجموعة من كبار المستهلكين الصناعيين في إسبانيا خفض استهلاكهم. فخرج من الشبكة 943 MW من الطلب، بمجموع 1,634.5 MWh. السبب بسيط: جاء إنتاج طاقة الرياح دون المتوقع. كان ذلك التفعيل التاسع هذا العام لخدمة الاستجابة النشطة للطلب، والسابع منذ منتصف يوليو.

ساعتان يمكن تدبّرهما بأي شيء تقريبًا: بطارية، محطة غازية، مصنع يقبل التوقف، الربط البيني. لكن طبيعة المشكلة تتغير حين يدوم غياب الرياح أيامًا. ففي شبه الجزيرة الإيبيرية تمرّ نوبات من الضغط المرتفع تهدأ فيها الرياح عدة أيام متتالية؛ وإن صادفت أيامًا قصيرة النهار، لم تعوّض الشمس إلا قليلًا. في تلك الأيام، تحتاج منظومة كهربائية قائمة على الرياح والشمس إلى شيء آخر لتبقى الأنوار مضاءة — ولهذا الشيء الآخر كلفة لا تكاد تظهر أبدًا في الرسوم التي تقارن بين التقنيات.

تجيب هذه المقالة عن سؤال واحد: كم يكلّف، في السنة، ضمان 2 GW طوال خمسة أيام بلا رياح ولا شمس، مرتين أو ثلاثًا في السنة؟ وهي تقارن بين أربع طرائق لفعل ذلك، وتترجم النتيجة إلى فاتورة أسرة وفاتورة مصنع، وتبيّن أين يمكن أن يخفق كل حلّ. ووراء ذلك مسألة أوسع يشترك فيها المؤلفان: لا يكفي أن نعرف كم يكلّف إنتاج الكهرباء؛ بل لا بدّ من معرفة كم يكلّف ضمان إمدادها، على الدوام، ومن يتحمّل هذه التكاليف.

السؤال سؤال قدرة، لا سؤال طاقة فحسب. فأمن الإمداد يقتضي أن تلبّي القدرة المتاحة الطلبَ في كل لحظة، بما في ذلك الاحتياطيات والتنظيم وسائر خدمات المنظومة. لذلك ينبغي التمييز بين ثلاثة مقادير كثيرًا ما يُخلط بينها — القدرة المركّبة، والطاقة المنتَجة، والقدرة الثابتة المتاحة فعلًا — والنظر إلى الكلفة الإجمالية للمنظومة، لا إلى تكاليف الإنتاج المسوّاة (levelised) وحدها.

في الواقع العملي: إنه الفرق بين سعر البنزين وسعر تأمين السيارة. الرسوم المعتادة تبيّن كم يكلّف كل لتر. أما سؤال الأسبوع الأسوأ فهو: كم يكلّف أن نكون واثقين من أن السيارة ستسير في اليوم الذي يسوء فيه كل شيء.

أولًا. رسم بياني وسؤال صائب

بدأت هذه المقالة بحوار بين المؤلفَين في مجموعة نقاش للمهندسين. شارك João de Jesus Ferreira رسمًا بيانيًّا للتكاليف المسوّاة لعدة تقنيات: النووي الكبير بـ 155 €/MWh، والمفاعلات المعيارية الصغيرة (SMR) بـ 98 €/MWh للوحدات الأولى و70 €/MWh في الإنتاج المتسلسل، والبطاريات بـ 680 €/MWh، بحجم يضمن 2 GW طوال خمسة أيام — أي تخزين 240 GWh.

اعترض Gaspar do Amaral على نقطتين. الأولى أن يكون مفاعل SMR من السلسلة الأولى أرخص من مفاعل كبير أمرٌ يخالف التجربة: فالوحدات الأولى من أي تقنية نووية هي عادةً الأغلى. والثانية أن بطاريات الليثيوم تُستعمل اليوم لساعتين إلى أربع ساعات، لا لخمسة أيام. وافق João de Jesus Ferreira على النقطة الأولى — فالقيمتان أتتا من قاعدتي استثمار مختلفتين، 7,150 €/kW للـ SMR و13,850 €/kW للنووي، والأخيرة بمرجع أمريكي شمالي — وأوضح النقطة الثانية: سيناريو الأيام الخمسة مقصود، لأنه الخدمة التي تهمّ منظومة فيها الكثير من الطاقة المتجددة المتغيرة. وترك السؤال الذي يمنح هذه المقالة عنوانها: كيف نضمن الطلب ساعة بساعة، بما في ذلك الفترات الطويلة ذات الإنتاج الضعيف، وبأي كلفة إجمالية؟

وجهة نظر João de Jesus Ferreira: «لا تكمن المشكلة المركزية في التخطيط الطاقي في تحديد التقنية التي تنتج الكهرباء بأدنى كلفة مسوّاة، بل في تحديد مزيج التقنيات والموارد الذي يتيح تلبية الطلب، ساعة بساعة، بأدنى كلفة إجمالية وبمستويات كافية من أمن الإمداد. لا يمكن تخطيط منظومة كهربائية استنادًا فقط إلى موازين الطاقة السنوية أو أهداف القدرة المركّبة أو نسب إدماج الطاقات المتجددة. فإنتاج الرياح والطاقة الكهروضوئية يتوقف على ظروف جوية لا تواكب بالضرورة تطور الطلب. والسؤال الحاسم هو: ما القدرة الثابتة القابلة للتوزيع، وما سعة التخزين، وما مرونة الطلب، وما المساهمة الفعلية للربط البيني، اللازمة لضمان توازن المنظومة، بما في ذلك في أسوأ الفترات؟ لا يكفي تقييم كلفة إنتاج الكهرباء حين تتوفر الموارد. بل لا بدّ من تحديد كلفة ضمان إمدادها حين لا تكفي تلك الموارد. هذا هو الفرق الجوهري بين كلفة تقنية ما والكلفة الإجمالية لمنظومة كهربائية موثوقة وآمنة وتنافسية.»

لا يتّسع رسم بياني لتكاليف الميغاواط ساعة لجواب هذا السؤال، لسبب تشرحه معادلة.

ثانيًا. سعر اللتر وسعر التأمين

كلفة معدّات التخزين لكل ميغاواط ساعة مُسلَّمة هي حاصل قسمة الكلفة السنوية على الطاقة التي تسلّمها في السنة. والكلفة السنوية ثابتة كلها تقريبًا: استهلاك الاستثمار والصيانة. أما الطاقة المسلَّمة فتتوقف على عدد مرات امتلاء المعدّات وتفريغها. ولذلك يكون للمعدّات نفسها سعر مختلف جدًّا للميغاواط ساعة بحسب الاستعمال الذي نخصّها به.

هذا هو الفرق بين LCOE (levelized cost of energy)، أي الكلفة المسوّاة للطاقة التي تنتجها تقنية ما، وLCOS (levelized cost of storage)، أي الكلفة المسوّاة للطاقة التي يسلّمها تخزينٌ في ظروف محددة من الاستثمار والتشغيل والاستعمال. ولا يقيس أيٌّ منهما، وحده، كلفة ضمان الإمداد بمستوى معيّن من الموثوقية: فلذلك تُحتسب أيضًا كلفة القدرة الثابتة، وتكاليف الإدماج، والشبكات وخدمات المنظومة، والمساهمة الفعلية لكل تقنية في الكفاية. فقد تكون لتقنية ما LCOE منخفضة وتفرض في الوقت نفسه الاستثمار في أجزاء أخرى من المنظومة.

يبيّن الشكل 1 كلفة كل ميغاواط ساعة تسلّمها بطاريات سعتها 240 GWh بحسب عدد الدورات الكاملة في السنة، لثلاثة مستويات استثمار (100 و150 و300 €/kWh) وأعمار تشغيلية من 15 إلى 20 سنة. المحوران لوغاريتميان، والعلاقة خط مستقيم هابط تقريبًا: كلما تضاعف عدد الدورات عشر مرات، انقسمت الكلفة لكل ميغاواط ساعة على عشرة تقريبًا. إن استُعملت كل يوم، سلّمت البطارية ذات 150 €/kWh الطاقةَ بنحو 115–120 €/MWh. وإن ادُّخرت لثلاث فترات سكون في السنة، سلّمتها بنحو 5,800–6,500 €/MWh. يحدّد الخط المتقطع قيمة 680 €/MWh في الرسم موضوع النقاش: لبلوغها، يلزم البطارية أن تقوم بما بين 18 و62 دورة كاملة في السنة، بحسب الاستثمار. ويحدّد الشريط الأخضر خدمة الأسبوع الأسوأ. لا يقول الشكل إلا أمرًا واحدًا: سعر الميغاواط ساعة في التخزين ليس خاصية للتقنية، بل خاصية للاستعمال.

قيمة 680 €/MWh إذن مواتية للبطاريات في السيناريو الذي استُعملت فيه. فهي تفترض استعمالًا يفوق بعشر إلى عشرين مرة ما تسمح به ثلاث فترات سكون في السنة. أعدنا بناء بقية افتراضات الرسم بكلفة رأس مال 7% واستعدنا قيمه بخطأ قدره 1 €/MWh (الجدول 5، في الملاحظة المنهجية). الرسم متّسق بالنسبة إلى النووي والـ SMR. أما في البطاريات، فهو يقيس «سعر اللتر» لمعدّات لا تصلح، في سيناريو الأسبوع الأسوأ، إلا تأمينًا.

كيف يتحوّل الاستثمار إلى كلفة سنوية. من يشتري بيتًا بقرض لا يدفع الثمن دفعة واحدة: بل يدفع قسطًا طوال سنوات كثيرة، مع الفوائد. والأمر نفسه مع معدّات المنظومة الكهربائية. قرض بقيمة 100,000 € بفائدة 7% سنويًّا، يُسدَّد في 25 سنة، يكلّف قسطًا يقارب 8,580 € في السنة، أي 8.58% من المبلغ المقترض. تُسمّى هذه النسبة معامل استرداد رأس المال، ولا تتوقف إلا على أمرين: سعر الفائدة والمدة. وبنسبة 7% المعتمدة في هذه المقالة، تبلغ 10.98% لـ 15 سنة، و9.44% لـ 20 سنة، و8.58% لـ 25 سنة، و7.25% لـ 50 سنة. كلما طالت المدة انخفض القسط، لكنه لا ينزل أبدًا تحت 7% الفائدة.

ثم تجمع الكلفة السنوية لكل حلّ ثلاثة بنود يعرفها كل صاحب سيارة: قسط قرض السيارة؛ والصيانة — الفحص الدوري والتأمين — التي تُدفع سواء سارت السيارة أم لا؛ والوقود، الذي لا يُدفع إلا عند السير. وجميع حسابات هذه المقالة تتبع هذه الوصفة.

في الواقع العملي: مولّد المستشفى متوقف طوال السنة. لا أحد يختاره بسعر الكيلوواط ساعة، بل بكلفة إبقائه جاهزًا يوم تنقطع الشبكة. وفي الأسبوع الأسوأ، ليس السؤال الصحيح كم تكلّف كل ميغاواط ساعة، بل كم يكلّف، في السنة، أن تكون الميغاواط ساعات متاحة حين نحتاج إليها.

ثالثًا. السيناريو: 240 GWh، ثلاث مرات في السنة

احتفظنا بسيناريو الرسم الأصلي: عجز قدره 2 GW طوال 120 ساعة متواصلة، أي 240 GWh لكل فترة السكون، وثلاث فترات سكون في السنة، وهو الحد الأعلى لـ «مرتين إلى ثلاث» في السيناريو. ولأن الحساب خطّي، فإن عجزًا قدره 4 GW يضاعف كل التكاليف التالية.

السيناريو مبسّط عمدًا وليس توقعًا. ففي دراسة الكفاية، ينتج العجز عن محاكاة زمنية لسلاسل ساعية من الإنتاج والاستهلاك، مع إتاحة المحطات، والمخزون المائي، وقيود الشبكة، والربط البيني، وتقلّب الطقس، ويُعبَّر عنه بمؤشرات معترف بها دوليًّا: LOLE (loss of load expectation، الساعات المتوقعة للعجز في السنة)، وEENS (expected energy not served، الطاقة المتوقع عدم تسليمها)، وELCC (effective load carrying capability، المساهمة الفعلية لكل مورد في الكفاية). والمقارنة التالية تمرين تقني-اقتصادي مرجعي؛ ولا تُغني عن تلك الدراسة.

ثمة رتبة مقدار مَقيسة تساعد على وضع السيناريو في موضعه. ففي البيانات الساعية لـ ENTSO-E من 2015 إلى 2026، حرمت أسوأ نافذة من خمسة أيام في كل سنة المنظومةَ البرتغالية مما بين 116 و158 GWh من إنتاج الرياح مقارنةً بمتوسط تلك السنة. و240 GWh في السيناريو تفوق كل ما عجزت الرياح عن إنتاجه في أي سنة مَقيسة: السيناريو صارم، لا متفائل.

لتغطية 240 GWh درسنا أربعة حلول. ويجمع الجدول 1 افتراضات كل منها.

كيف يُقرأ الجدول 1: يقول كل سطر كم يكلّف شراء حلّ ما وصيانته وتشغيله. وبعض الأرقام يتّضح معناها بترجمة بسيطة.

• 2 GW طوال 120 ساعة. استهلك البلد 53.1 TWh في 2025؛ وبالقسمة على 8,760 ساعة في السنة، يكون المتوسط نحو 6.1 GW في كل لحظة. فـ 2 GW هي إذن نحو ثلث متوسط استهلاك البلد. وطوال 120 ساعة، أي خمسة أيام، تبلغ 2 GW × 120 h = 240 GWh: وهو ما تستهلكه 80,000 أسرة تستهلك كل منها 3,000 kWh في سنة كاملة، أو ما يستهلكه البلد كله في نحو 40 ساعة.
• الاستثمار لكل كيلوواط أو لكل كيلوواط ساعة. تُدفع التوربينات بحسب القدرة — حجم المحرّك: 700 €/kW × 2,000,000 kW = 1,400 M€. وتُدفع البطاريات بحسب الطاقة المخزّنة — حجم الخزان: 150 €/kWh × 240,000,000 kWh = 36,000 M€. ومن هنا يولد الفرق بينهما: للتوربين محرّك يأخذ وقوده من أنبوب الغاز؛ أما البطارية فيجب أن يكون خزانها كله مشترى وممتلئًا ومنتظرًا.
• الكفاءة. هي ما يتبقى من الطاقة في النهاية. توربين بكفاءة 38% يحوّل 100 MWh من الغاز إلى 38 MWh من الكهرباء؛ والباقي يذهب حرارةً، كما في محرّك السيارة. ولتسليم 1 MWh يحرق 1 ÷ 0.38 = 2.63 MWh من الغاز. وبطارية بكفاءة 88% يجب أن تتلقى 100 ÷ 0.88 = 114 MWh لتعيد 100؛ والضخّ والتخزين، بكفاءة 75%، يجب أن يتلقى 133.
• الغاز وثاني أكسيد الكربون وطاقة الشحن. يكلّف الغاز 35 € لكل ميغاواط ساعة حرارية، وكل ميغاواط ساعة من الغاز المحروق تُطلق 0.202 t من CO₂، تُدفع بسعر 80 €/t. أما الطاقة اللازمة لشحن البطاريات وضخّ الماء فتُشترى بـ 50 €/MWh، في ساعات الفائض.

افتراضان يستحقان التنويه. الأول افتراض البطاريات. يشير استثمار 150 €/kWh إلى منظومة كاملة مركّبة ويوافق، على وجه التقريب، أحدث متوسط أوروبي: فقد أعطى مسح BloombergNEF في ديسمبر 2025 177 US$/kWh في أوروبا (نحو 150 €/kWh)، و117 US$/kWh متوسطًا عالميًّا، و73 US$/kWh في الصين. انخفضت الأسعار بسرعة — قبل سنة كان المتوسط الأوروبي 275 US$/kWh —، ويختبر الجدول 6 قيمتي 100 و75 €/kWh. و240 GWh هي الطاقة المطلوب تسليمها، ويُفترض، تبسيطًا، أن السعة الاسمية كلها قابلة للاستعمال. وتغطي الكفاءة 88% خسائر الدورة، لا زيادة الحجم: فعلى أي مشروع أن يضيف عمق التفريغ، والتدهور على مدى العمر، وحدود المحوّلات. ومع تفريغ نافع بنسبة 90% وسعة 80% في نهاية العمر، يلزم نحو 333 GWh اسمية، وترتفع الكلفة السنوية إلى ما بين 5,761 و6,531 M€. فالتبسيط إذن يحابي البطاريات.

والثاني افتراض الضخّ والتخزين، وهو يستحق تحفّظًا إضافيًّا. فـ Sistema Eletroprodutor do Tâmega (مجمّع Tâmega الكهرومائي في البرتغال) — 1,158 MW، 40 GWh، أكثر من 1,500 M€ — يجمع بين التوليد الكهرومائي التقليدي والعكوس، والسدود والخزانات؛ واستثماره الإجمالي ليس كلفة تخزين بالضخّ قائم بذاته. وستة مشاريع مماثلة تعطي رتبة مقدار لـ 240 GWh، لا تصميمًا أمثل لـ 2 GW طوال 120 ساعة. ثم إن بناءها يتوقف على وجود مواقع ملائمة، وعلى الظروف البيئية والهيدرولوجية، وعلى القدرة على تجديد الطاقة المخزّنة. لذلك فنتائج الضخّ والتخزين استرشادية وتتطلب تقييمًا تقنيًّا-اقتصاديًّا خاصًّا بها.

رابعًا. أربع طرائق لتأمين الأسبوع الأسوأ

بافتراضات الجدول 1 ووصفة القسط والصيانة والوقود، يمكن إجراء حساب كل حلّ باليد، في أسطر قليلة. ونتّبعه خطوة خطوة، كي يظهر كل رقم في الجدول 2 وقد شُرح سلفًا.

1. توربينات غازية احتياطية

شراء 2 GW من التوربينات بسعر 700 €/kW يكلّف 1,400 M€. وإذا سُدّد في 25 سنة بفائدة 7%، كان القسط 8.58% من هذا المبلغ: 120 M€ في السنة. وتضيف الصيانة، 20 €/kW في السنة، 40 M€. فلمجرد إبقاء التوربينات جاهزة، متوقفة ومنتظرة، يدفع البلد 160 M€ في السنة. إنها اشتراك النادي الرياضي: يُدفع سواء ذهبتَ أم لا.

حين تحلّ فترة السكون يدخل الوقود. كل ميغاواط ساعة من الكهرباء تحرق 2.63 MWh من الغاز، تكلّف بسعر 35 €/MWh مبلغ 92.1 €. ويُطلق هذا الغاز 2.63 × 0.202 = 0.53 t من CO₂، تكلّف بسعر 80 €/t مبلغ 42.5 €. فكل ميغاواط ساعة مسلَّمة تكلّف إذن 134.6 € من الوقود وتصاريح الانبعاث. وفترة السكون الواحدة بـ 240,000 MWh تكلّف 240,000 × 134.6 € = 32.3 M€؛ وثلاث فترات، 96.9 M€.

الكلفة السنوية: 160 + 97 = 257 M€.

2. الطلب الذي يقبل التوقف

لا شيء يُشترى هنا: يُدفع لكبار المستهلكين كي يكونوا مستعدين للتوقف. إنه تأمين معكوس، يقبض فيه العلاوةَ من يقبل الإزعاج. ويأتي السعر المرجعي من خدمة الاستجابة النشطة للطلب في إسبانيا: في المتوسط 53.8 € لكل ميغاواط عن كل ساعة إتاحة في 2026. وإذا دُفع خلال نحو 4,300 ساعة في السنة، كان الناتج 53.8 × 4,300 ≈ 231,000 € لكل ميغاواط، أي نحو 230 €/kW في السنة. ولـ 2 GW: 230 € × 2,000,000 kW = 460 M€ في السنة. لا وقود ولا شحن: فالطاقة التي يكفّ المصنع عن استهلاكها تبقى للآخرين.

الكلفة السنوية: 460 M€. أما الكلفة التي لا يراها هذا الحساب فهي الإنتاج الذي يخسره المصنع في خمسة أيام من التوقف، وهي كلفة لم تكشفها أي سوق بعد.

3. ضخّ وتخزين جديد

الخزان المزوّد بالضخّ بطارية مائية: في ساعات الفائض يضخّ الماء إلى أعلى؛ وفي فترة السكون يتركه يهبط عبر التوربينات. يخزّن Tâmega 40 GWh وكلّف أكثر من 1,500 M€؛ ولـ 240 GWh يلزم ستة منه، أي 6 × 1,500 = 9,000 M€. ولأن السدود تعمّر طويلًا، يُسدَّد المبلغ في 50 سنة، بقسط 7.25%: 652 M€ في السنة. وتضيف الصيانة، 1% من الاستثمار، 90 M€. ولتسليم 720,000 MWh في السنة — ثلاث فترات سكون كلٌّ منها 240,000 —، بكفاءة 75%، يجب ضخّ 720,000 ÷ 0.75 = 960,000 MWh، تكلّف بسعر 50 €/MWh مبلغ 48 M€.

الكلفة السنوية: 652 + 90 + 48 = 790 M€.

4. بطاريات الليثيوم

تُدفع البطاريات بحسب حجم الخزان: 36,000 M€، أي قرابة 26 ضعف سعر التوربينات. وإذا سُدّدت في 20 سنة، كان القسط 9.44%: 3,398 M€ في السنة؛ وإن لم تدم إلا 15 سنة، 10.98%: 3,953 M€. وتضيف الصيانة، 2% في السنة، 720 M€. ولتسليم 720,000 MWh بكفاءة 88%، يجب شحن 720,000 ÷ 0.88 = 818,182 MWh، تكلّف بسعر 50 €/MWh مبلغ 40.9 M€.

الكلفة السنوية: 3,398 + 720 + 41 = 4,159 M€ بعمر 20 سنة؛ 3,953 + 720 + 41 = 4,714 M€ بعمر 15 سنة. لا تزن طاقة الشحن إلا 1% من المجموع. فكل شيء تقريبًا قسطٌ وصيانة لخزان يقضي السنة ممتلئًا ومتوقفًا.

يقارن الشكل 2 الكلفة السنوية للحلول الأربعة، وقد أُدرجت فيها فترات السكون الثلاث، ويبيّن بجانب كل عمود الزيادة التي تمثّلها هذه الكلفة على كل ميغاواط ساعة تُستهلك في البرتغال (53.1 TWh في 2025). تكلّف التوربينات الغازية الاحتياطية نحو 257 M€ في السنة: 160 M€ لإبقائها جاهزة ونحو 32 M€ من الغاز وCO₂ لكل فترة السكون. وللطلب الذي يقبل التوقف كلفة توضيحية قدرها 460 M€، محسوبة بعلاوة الإتاحة المعتمدة؛ وهي ليست كلفة سوقية مثبتة لانقطاع متواصل مدته 120 ساعة، لم تُقيَّم بعد جدواه التقنية وعواقبه الاقتصادية. والضخّ والتخزين الجديد، أي ستة Tâmega، سيكلّف نحو 790 M€، وهي قيمة استرشادية. وتكلّف البطاريات من 4,159 إلى 4,714 M€ في السنة — من ستة عشر إلى ثمانية عشر ضعف التوربينات. ويبيّن الشكل أن اختيار حلّ للأسبوع الأسوأ ليس مسألة ضبط دقيق: فبين الحلّ الأرخص والأغلى رتبة مقدار كاملة.

تُظهر النتيجة وزن مدة الشحّ: حين يدوم العجز أيامًا، تكلّف الحلول التي ينمو استثمارها مع الطاقة المخزّنة أكثر بكثير من القدرة القابلة للتوزيع. غير أنها ليست تقييمًا للمزيج الأكثر اقتصادًا للبرتغال. فإبقاء محطة قائمة متاحةً لا يكلّف ما يكلّفه بناء محطة جديدة: تقدّر ERSE (هيئة تنظيم الطاقة في البرتغال) الكلفة السنوية لإبقاء محطة دورة مركّبة قائمة بـ 18.2 €/kW·year، مقابل 74.8 €/kW·year لتوربين جديد بدورة مفتوحة. وإذا قامت محطات الدورة المركّبة الحالية بدور الاحتياطي، انخفضت الكلفة السنوية للأسبوع الأسوأ من 257 إلى نحو 103 M€ (الجدول 6). ويجب أن ينتج الحلّ الأكفأ عن تحليل متكامل للمحطات القائمة، واحتياجات القدرة المستقبلية، وظروف تشغيل كل تقنية.

من كلفة البلد إلى كلفة كل بيت

تجيب الكلفة السنوية عن سؤال واحد: كم يدفع البلد. ويجيب الجدول 2 عن أربعة أسئلة أخرى، وكل جواب يأتي من عملية قسمة أو ضرب واحدة. نتّبع سطر التوربينات؛ والبقية تُحسب بالطريقة نفسها.

• كم تكلّف كل ميغاواط ساعة تُنقَذ في فترة السكون؟ تُقسَم الكلفة السنوية على الطاقة المسلَّمة في الفترات الثلاث: 257.1 M€ ÷ 720,000 MWh = 357 €/MWh. إنه كقسمة الكلفة السنوية لمولّد مستشفى على الساعات القليلة التي يعمل فيها: النتيجة مرتفعة لأن المعدّات متوقفة في معظم الأوقات. وللحلول الأخرى: 460 ÷ 0.72 = 639 €؛ 790 ÷ 0.72 = 1,097 €؛ وللبطاريات، من 4,159 ÷ 0.72 = 5,776 € إلى 4,714 ÷ 0.72 = 6,547 € لكل ميغاواط ساعة.
• كم تزن على كل ميغاواط ساعة تُستهلك في البلد؟ تُوزَّع الكلفة على الاستهلاك كله، كنفقات المصعد في عمارة سكنية تُقسَم على جميع الشقق: 257.1 M€ ÷ 53.1 مليون ميغاواط ساعة = 4.84 € زيادةً لكل ميغاواط ساعة. الطلب الذي يقبل التوقف، 8.66 €؛ الضخّ والتخزين، 14.88 €؛ البطاريات، من 78.32 إلى 88.77 €.
• كم تدفع أسرة؟ أسرة تستهلك 3,000 kWh، أي 3 MWh في السنة، تدفع 3 × 4.84 = 14.52 € في السنة، أي 14.52 ÷ 12 = 1.21 € في الشهر. ومع البطاريات، من 3 × 78.32 ÷ 12 = 19.58 € إلى 3 × 88.77 ÷ 12 = 22.19 € في الشهر.
• كم يدفع مصنع؟ مصنع يستهلك 10 GWh، أي 10,000 MWh في السنة، يدفع 10,000 × 4.84 € = 48,400 € في السنة. ومع البطاريات، من 783 إلى 888 ألف يورو.

يجمع الجدول 2 الأرقام التي حصلنا عليها للتوّ.

كيف يُقرأ الجدول 2: كل سطر هو الحساب نفسه، مُجرًى لحلّ واحد. العمود الأول هو الكلفة السنوية المحسوبة أعلاه. وتُستخرج البقية منه: القسمة على 720,000 MWh تعطي كلفة كل ميغاواط ساعة تُنقَذ في فترة السكون؛ والقسمة على 53.1 مليون ميغاواط ساعة تعطي الزيادة على كل ميغاواط ساعة تُستهلك في البلد؛ وهذه الزيادة × 3 MWh ÷ 12 تعطي الأسرة، في الشهر؛ و× 10,000 MWh تعطي المصنع، في السنة. وفي البطاريات، كل رقم يساوي من 16 إلى 18 ضعف رقم التوربينات، لأن 4,159 ÷ 257 = 16.2 و4,714 ÷ 257 = 18.3.

قيم العمود الثاني بالـ €/MWh توزّع الكلفة السنوية على الطاقة المسلَّمة في فترات السكون الثلاث. إنها مؤشرات لخدمة الاحتياطي المدروسة، لا تكاليف إنتاج مسوّاة، ولا تُقارن مباشرةً بالـ LCOE لأي تقنية. فالميغاواط ساعة المسلَّمة في الأسبوع الأسوأ تكلّف نحو 360 € بالتوربينات الاحتياطية، ومن 5,800 إلى 6,500 € بالبطاريات؛ أما 50 إلى 100 €/MWh للرياح أو الشمس فتقيس شيئًا آخر — سعر الطاقة، لا سعر التأمين. وجميع قيم الجدول نتائج سيناريو، لا تكاليف مثبتة للمنظومة البرتغالية.

التوربينات هي الحلّ الأرخص حتى مع وقود غالٍ. فبسعر غاز 70 €/MWh حرارية، أي ضعف الافتراض، تصبح كلفة كل ميغاواط ساعة مسلَّمة (70 + 80 × 0.202) ÷ 0.38 = 226.7 € من الوقود والتصاريح، بدلًا من 134.6 €؛ وتكلّف الفترات الثلاث 163 M€ بدلًا من 97، وترتفع الكلفة السنوية إلى 160 + 163 = 323 M€. ومع CO₂ أيضًا بسعر 120 €/t: (70 + 120 × 0.202) ÷ 0.38 = 248.0 €/MWh، أي 179 M€ في السنة من الوقود ومجموع 339 M€. وحتى مع تضاعف الوقود تقريبًا، تظل التوربينات أقل من عُشر كلفة البطاريات، لأن الوقود لا يُدفع إلا عن 360 ساعة في السنة. وحتى عند تغيير عدة افتراضات في آن واحد ضد التوربينات ولصالح البطاريات، يضيق الفرق لكنه لا ينقلب: 5.8 أضعاف في تركيبة غير مواتية و3.3 أضعاف في تركيبة قصوى (الجدول 6، في الملاحظة المنهجية). والسبب بنيوي: كلفة التوربين الاحتياطي تكاد تكون كلها في القدرة، وهي رخيصة، وقليل منها في الطاقة، التي لا تُدفع إلا عند الاستعمال. أما في البطاريات، فالكلفة كلها في الطاقة المخزّنة، التي تُدفع سواء استُعملت أم لا.

خامسًا. في فاتورة أسرة وفاتورة مصنع

يصعب الإحساس بالملايين في السنة. أما إذا قُسمت على استهلاك البلد، فتصبح ملموسة. أسرة تستهلك 3,000 kWh في السنة — ضمن شريحة 2,500 إلى 5,000 kWh، الأكثر تمثيلًا في البرتغال — تدفع نحو 690 € في السنة: 3,000 kWh × 0.23 €/kWh، وهو السعر المرجعي شاملًا الضرائب الذي تنشره ERSE. وبهذه الـ 690 € تُقاس الزيادات المحسوبة في الفصل السابق.

يبيّن الشكل 3 الزيادة الشهرية التي يمثّلها كل حلّ لهذه الأسرة، لو وُزّعت كلفة التأمين على الاستهلاك كله. مع التوربينات الاحتياطية، 1.21 € في الشهر: 14.52 € في السنة، أي 14.52 ÷ 690 = 2.1% من الفاتورة. مع الطلب الذي يقبل التوقف، 2.17 € في الشهر (3.8%). مع الضخّ والتخزين الجديد، 3.72 € (6.5%). مع البطاريات، من 19.58 إلى 22.19 € في الشهر: من 235 إلى 266 € في السنة، أي من 34 إلى 39% من الفاتورة. وفي مصنع يستهلك 10 GWh في السنة، يتراوح الفرق من 48 ألف يورو إلى ما بين 783 و888 ألف يورو في السنة. ويترجم الشكل رتبة المقدار نفسها في الشكل 2 إلى وحدة يعرفها الجميع: يورو في الشهر.

تفترض هذه الزيادات أن الكلفة السنوية تُوزَّع بالتساوي على الاستهلاك الوطني كله. إنها ترجمة توضيحية لحجم الأعباء، لا توقّعٌ للتعرفات ولا زيادات تعرفة معتمدة: فالانعكاس الفعلي يتوقف على آليات التمويل، وبنية التعرفة، وتحميل الأعباء على مختلف الفاعلين، وقرارات الهيئة التنظيمية.

ملاحظة من باب الدقة. مقارنةً بمكوّن الطاقة وحده، الذي يدور حول 50 إلى 70 €/MWh، يرفع التأمين بالبطاريات الكلفة بنسبة 110 إلى 180% (78.32 ÷ 70 = 112%؛ 88.77 ÷ 50 = 178%)؛ ومقارنةً بفاتورة الأسرة الكاملة، التي تشمل الشبكات والرسوم والضرائب، بنسبة 34 إلى 39%. العبارتان صحيحتان، وينبغي عدم الخلط بينهما. وفي أيٍّ من القراءتين، ولأي سعر طاقة بين 40 و90 €/MWh، تضيف التوربينات أقل من 15% (4.84 ÷ 40 = 12%)، ولا تقلّ البطاريات أبدًا عن نحو 85% (78.32 ÷ 90 = 87%).

في الواقع العملي: إبقاء توربينات غازية منتظرة لأسوأ خمسة أيام في السنة يكلّف الأسرة ما يزيد قليلًا على 1 € في الشهر، ثمن فنجان قهوة. وفعل الشيء نفسه بالبطاريات يكلّف نحو 20 € في الشهر، ثمن عشاء خارج البيت. والفرق ليس في كفاءة الآلات: إنه في أن تدفع ثمن محرّك أو أن تدفع ثمن خزان ممتلئ.

سادسًا. أين يمكن أن يخفق كل تأمين

الكلفة ليست المعيار الوحيد. فالتأمين الذي يخفق يوم الحاجة إليه لا يساوي ما يكلّفه. وفي هندسة المنظومات الحرجة، السؤال الأول هو: هل يمكن أن يتعطّل الاحتياطي في الوقت نفسه الذي يتعطّل فيه ما يحميه — العطل المشترك؟ والثاني: هل يعتمد على نقطة عطل وحيدة؟ والثالث، اليوم: هل يمكن أن يطفئه عن بُعد من لا يحقّ له ذلك؟

يلخّص الجدول 3 التحليل. وثلاث نقاط تستحق التفصيل.

قد يغيب الماء والريح معًا. شتاء جافّ مع فترة السكون هو أسوأ الحالات للضخّ والتخزين: يتقلّص الاحتياطي المائي تحديدًا حين تشتدّ الحاجة إليه. وقد ذكّر زميل ثالث، في الحوار نفسه، بالسلوك الرشيد للمشغّلين: حين تنخفض الخزانات، تساوي المياه السعر الذي ستبلغه في المستقبل، ولا تُشغَّل التوربينات جدّيًّا إلا حين ترتفع الأسعار. هذا ما يُسمّى قيمة الماء، ولأجله يوجد الضخّ والتخزين. لكنه يعني أن الضخّ والتخزين لا يكون تأمينًا إلا إذا كان في الخزانات ما يُشغَّل به. ويجب حساب الأسبوع الأسوأ بالمخزون الفعلي، خزانًا خزانًا.

الربط البيني ليس قدرة ثابتة. فمساهمته تتوقف على وجود إنتاج متاح في الجانب الآخر وعلى سعة نقل في اللحظات الحرجة. قد يغطي مرتفع جوي شبه الجزيرة كلها ويخفّض في آن واحد الإنتاج المتغير في البلدين؛ وستواصل البرتغال الاستيراد إن توفرت لإسبانيا قدرة ثابتة أو مياه أو واردات من فرنسا كافية. واليوم، في الواقع، إسبانيا هي التي تسند فترات السكون البرتغالية: فقد ارتفعت الساعات التي تجاوز فيها صافي الاستيراد 3 GW من ساعة واحدة في 2015 إلى 1,562 ساعة في 2026، حتى 13 أكتوبر. لكن ليس من الصحيح تقنيًّا معاملة السعة الاسمية للربط البيني على أنها قدرة مضمونة. ففي التخطيط، تُقيَّم مساهمته في حالة شحّ متزامن، مع كفاية المنظومة المجاورة، وقيود النقل، ومعايير أمن التشغيل. الربط البيني يدمج الأسواق ويعزّز الأمن، لكنه لا يُغني عن القدرة الثابتة الوطنية، ولذلك لا يدخل هذا الحساب حلًّا قائمًا بذاته.

التوربينات تنقل الخطر إلى الغاز. كل فترة السكون تستهلك نحو 630 GWh من الغاز الطبيعي: 240 GWh ÷ 0.38 = 632 GWh حرارية، أي قرابة 60 مليون متر مكعب، بنحو 10.5 kWh لكل متر مكعب. فتصبح نقطة العطل الوحيدة هي الإمداد: محطة الغاز الطبيعي المسال، وأنابيب الغاز، والتخزين الجوفي. إنه خطر يمكن إدارته — فمنظومة الغاز قائمة ولها احتياطيات أمان —، لكن يجب ضمانه بالعقود واللوائح، لا بالافتراض.

وفي الأمن السيبراني، المسألة المشتركة بين البطاريات والتوليد الكهروضوئي هي التحكم عن بُعد في العاكسات. فالقدرة على التعديل أو الإطفاء عن بُعد يجب أن تعود إلى مشغّل الشبكة، لا إلى مصنّع المعدّات.

سابعًا. ما يتركه هذا الحساب خارجه

• 1. العجز الفعلي. الـ 2 GW وفترات السكون الثلاث هي السيناريو موضوع النقاش، لا قياس. وقد حرمت أسوأ نافذة من خمسة أيام قيست بين 2015 و2026 المنظومةَ من 116 إلى 158 GWh من الرياح؛ ويتوقف عجز المنظومة كذلك على الماء والغاز والربط البيني والطلب في ذلك اليوم، ولا تحدّده إلا دراسة كفاية.
• 2. ما هو قائم أصلًا. محطات الدورة المركّبة القائمة اليوم تدفع أصلًا جزءًا من التأمين. وإذا أُبقيت متاحة، انخفضت الكلفة السنوية للأسبوع الأسوأ إلى نحو 103 M€ (الجدول 6).
• 3. طلب الـ 120 ساعة. عقود القابلية للانقطاع الحالية تغطي ساعتين لكل تفعيل. ومطالبة مصنع بالتوقف خمسة أيام لها كلفة إنتاج ضائع لم تكشفها أي سوق بعد. والـ 460 M€ توضيحية.
• 4. تكاليف الإدماج. للمنظومة ذات الكثير من الرياح والشمس تكاليف لا يُظهرها الـ LCOE: فوائض في أيام الوفرة، وأسعار منخفضة جدًّا أو سالبة، وتقليص للإنتاج، واستثمار إضافي في التخزين والشبكات وخدمات المنظومة. هذه التكاليف جزء من الكلفة الإجمالية للمنظومة ويجب أن تدخل في تقييم الاستثمارات الجديدة في التوليد المتغير. والقدرة المركّبة الإضافية وحدها لا تضمن مزيدًا من أمن الإمداد ولا كلفة أدنى للمستهلكين.
• 5. الانبعاثات. تُطلق التوربينات نحو 130 ألف طن من CO₂ لكل فترة السكون — 632 GWh × 0.202 t/MWh = 128 ألف طن —، وكلفتها مشمولة بسعر 80 €/t: 10.2 M€ لكل فترة. وللتقريب، هذا ما تُطلقه في سنة نحو 70,000 سيارة تقطع كل منها 15,000 km بمعدل 120 g/km. ومن يرى هذا السعر منخفضًا يمكنه إعادة الحساب: حتى بسعر 120 €/t تبقى رتبة المقدار نفسها.
• 6. الشبكات وخدمات المنظومة. لإدماج مختلف التقنيات تكاليف متفاوتة في الوصل، وتعزيز الشبكة، وضبط الجهد، وتنظيم التردد، والاحتياطيات التشغيلية، والاستقرار الديناميكي. وهي ليست متساوية لجميع الحلول، واستبعادها حدٌّ من حدود هذه المقارنة: فالتقييم الكامل يجب أن يجمع أعباء الإدماج الإضافية لكلٍّ منها، دون إغفالها أو نقلها إلى مكوّنات أخرى من المنظومة.
• 7. من يتحمّل التكاليف — مبدأ «المتسبِّب يدفع». التخزين، والقدرة الثابتة، والاحتياطيات التشغيلية، وتعزيزات الشبكة موارد لها كلفة، تُستردّ في النهاية عبر الأسواق أو التعرفات أو آليات تمويل أخرى. ومن المهم التمييز بين الأعباء التي تستجيب لحاجات عامة لأمن الإمداد وتلك الناجمة تحديدًا عن إدماج تقنيات بعينها. وكلما أمكن إثبات علاقة سببية مبنية على أسس تقنية واقتصادية، يجب أن يحترم تحميل هذه الأعباء مبدأ «المتسبِّب يدفع»، تفاديًا لتوزيعها على المستهلكين دون تمييز. تقيس هذه المقالة كلفة التأمين، لا الحصة التي تتسبّب فيها كل تقنية؛ وتحديد ذلك هو الخطوة التالية، ويتطلب شفافية في تكوين التكاليف وفي آليات استردادها.

الخلاصة

تدفع المنظومة الكهربائية ذات الكثير من الرياح والشمس فاتورتين: فاتورة طاقة كل يوم، وفاتورة التأمين للأسبوع الأسوأ. وتقيس رسوم الكلفة لكل ميغاواط ساعة الأولى جيدًا والثانية سيئًا، لأن سعر الميغاواط ساعة لمعدّات احتياطية يتوقف على عدد مرات استعمالها، والتأمين، بحكم تعريفه، قليل الاستعمال.

إذا قيس بالمسطرة الصحيحة — الكلفة السنوية لإتاحة 240 GWh ثلاث مرات في السنة —، كانت النتيجة واضحة. لخمسة أيام، التوربينات الغازية الاحتياطية هي الحلّ الأرخص، بتفوّق رتبة مقدار كاملة على البطاريات، حتى مع غاز وCO₂ غاليين؛ ومع الإبقاء على محطات الدورة المركّبة القائمة، يكون التفوّق أكبر. ويقع الطلب الذي يقبل التوقف والضخّ والتخزين بين الاثنين، لكن بتحفّظات جدّية: الأول لا وجود له بعد على نطاق خمسة أيام؛ والثاني يخفق تحديدًا في الشتاء الجافّ. وتبقى البطاريات ممتازة لما صُنعت له — الساعات، والتردد، وذروة آخر النهار. أما للأسبوع الأسوأ، فهي التأمين الأغلى.

ليس تحدّي التخطيط إذن تعظيم إدماج تقنية واحدة، بل بناء منظومة قادرة على تلبية الطلب على الدوام، بأمان وموثوقية وتنافسية. ويجب تقييم توسّع التوليد المتغير بمساهمته الفعلية وبالتكاليف التي يستتبعها في القدرة الثابتة والتخزين والشبكات والمرونة وخدمات المنظومة: فقدرة مركّبة تفوق الذروة بكثير لا تضمن، بحدّ ذاتها، كفاية المنظومة.

المعيار الحاسم هو الكلفة الإجمالية لتوفير الكهرباء متى وأين يُحتاج إليها، لا كلفة إنتاجها حين يساعد الطقس فحسب. وذلك يقتضي استعادة التخطيط المتكامل للطلب والعرض، ومعاملة أمن الإمداد شرطًا للمنظومة، لا أثرًا جانبيًّا للتحوّل الطاقي.

المسألة تقنية واقتصادية وسياسية في آن واحد: أي منظومة كهربائية نريد أن نبني، وكم نحن مستعدون أن ندفع لضمان أمن الإمداد، ومن ينبغي أن يتحمّل التكاليف الإضافية لخيارات السياسة الطاقية؟ ومن دون جواب عن هذه الأسئلة الثلاثة، يصعب أن تكون لنا منظومة كهربائية آمنة ومستدامة وتنافسية في آن واحد.

في جملة واحدة: ضمان أسوأ خمسة أيام في السنة بالتوربينات الغازية يكلّف الأسرة ما يزيد قليلًا على 1 € في الشهر؛ وبالبطاريات، نحو 20 €.

Gaspar do Amaral وJoão de Jesus Ferreira

النص للمؤلفَين. الجداول والأشكال والحسابات لـ Gaspar do Amaral، بالاستعانة بالذكاء الاصطناعي في البحث والتحقق. © Aprecisa.com

ملاحظة منهجية

جميع قيم المقالة ناتجة عن مجموعة واحدة من الحسابات، بافتراضات الجدول 1. والكلفة السنوية لكل حلّ هي مجموع القسط السنوي للاستثمار، والتشغيل والصيانة، والطاقة المستهلكة في فترات السكون:

حيث I الاستثمار، وr = 7% كلفة رأس المال، وn العمر التشغيلي، وf التشغيل والصيانة كنسبة من الاستثمار، وN = 3 عدد فترات السكون في السنة، وE = 240 GWh الطاقة لكل فترة، وη الكفاءة، وp (الشحن) = 50 €/MWh سعر طاقة الشحن. والعامل بين القوسين المعقوفين، من دون f، هو معامل استرداد رأس المال: 0.1098 لـ 15 سنة، و0.0944 لـ 20، و0.0858 لـ 25، و0.0725 لـ 50. والكلفة لكل ميغاواط ساعة مسلَّمة والزيادة لكل ميغاواط ساعة مستهلكة هما:

التوربينات الغازية. 700 €/kW × 0.0858 + 20 €/kW·year = 80.1 €/kW·year؛ ولـ 2 GW، 160.1 M€ في السنة. الكلفة المتغيرة: 35 / 0.38 = 92.1 €/MWh للغاز و80 × 0.202 / 0.38 = 42.5 €/MWh لـ CO₂، والمجموع 134.6 €/MWh. ولكل فترة السكون، 240,000 MWh × 134.6 €/MWh = 32.3 M€؛ ولثلاث، 96.9 M€. المجموع: 257.1 M€ في السنة. الغاز لكل فترة: 240 GWh / 0.38 = 632 GWh حرارية؛ CO₂: 632 GWh × 0.202 t/MWh ≈ 128 ألف طن، قُرّبت في النص إلى نحو 130 ألف طن. والكلفة الثابتة 80.1 €/kW·year قريبة من الـ CONE البالغ 74.8 €/kW·year الذي تقدّره ERSE لتوربين جديد بدورة مفتوحة.

محطات الدورة المركّبة القائمة. 2 GW × 18.2 €/kW·year (CONE لدى ERSE لإبقاء محطة دورة مركّبة قائمة) = 36.4 M€ في السنة. الكلفة المتغيرة بكفاءة 55%: 35 / 0.55 + 80 × 0.202 / 0.55 = 93.0 €/MWh؛ ومع ثلاث فترات، 66.9 M€. المجموع: نحو 103 M€ في السنة. وبكفاءة التوربينات البالغة 38%، يكون نحو 133 M€ في السنة.

الطلب الذي يقبل التوقف. 2 GW × 230 €/kW·year = 460 M€ في السنة. أُرسيت خدمة الاستجابة النشطة للطلب الإسبانية بسعر 65 €/MW لكل ساعة مخصّصة في النصف الأول من 2026 و42.62 €/MW في النصف الثاني، بمتوسط 53.8 €/MW. وتوافق الـ 230 €/kW·year دفع هذا السعر خلال نحو 4,300 ساعة في السنة؛ وعدد الساعات المخصّصة فعلًا غير منشور في المصادر التي رُجع إليها، فالقيمة إذن افتراض من المؤلفَين. وكل تفعيل محدود بساعتين.

الضخّ والتخزين. ست منظومات بـ 1,500 M€: 9,000 M€ × (0.0725 + 0.01) = 742.1 M€ في السنة؛ طاقة الشحن 3 × 240 GWh / 0.75 × 50 €/MWh = 48.0 M€. المجموع: 790.1 M€ في السنة. والاستثمار المرجعي هو الكلفة الإجمالية لمشروع كهرومائي مركّب، لا الكلفة الخاصة بالقدرة العكوسة؛ والنتيجة تقريب استرشادي لا كلفة مُصادَق عليها لـ 240 GWh من التخزين النافع بالضخّ في البرتغال.

البطاريات. 240 GWh × 150 €/kWh = 36,000 M€. بعمر 20 سنة، 36,000 × (0.0944 + 0.02) = 4,118 M€؛ وبعمر 15 سنة، 4,673 M€. طاقة الشحن: 3 × 240 GWh / 0.88 × 50 €/MWh = 40.9 M€. المجموع: من 4,159 إلى 4,714 M€ في السنة. ويبيّن الجدول 4 الحساسية للاستثمار ولعدد الدورات.

كيف يُستخرج كل سطر من الجدول 4. مثال: 150 €/kWh و20 سنة. الجزء الثابت — القسط والصيانة — 4,118 M€ في السنة، وكل ميغاواط ساعة مسلَّمة تكلّف فوق ذلك 50 ÷ 0.88 = 56.8 € للشحن. مع 3 دورات في السنة، 720,000 MWh، يكون الجزء الثابت لكل ميغاواط ساعة 4,118 M€ ÷ 720,000 = 5,719 €؛ وبإضافة الشحن، 5,776 €/MWh. ومع 300 دورة — ملء وتفريغ كل يوم تقريبًا —، تكون الطاقة المسلَّمة أكبر بمئة مرة، 72 مليون ميغاواط ساعة، وينخفض الجزء الثابت لكل ميغاواط ساعة إلى 57 €: المجموع 114 €/MWh. ولبلوغ 680 €/MWh في الرسم موضوع النقاش، يبقى 680 − 56.8 = 623.2 € لكل ميغاواط ساعة لدفع الجزء الثابت؛ 4,118 M€ ÷ 623.2 € = 6.61 مليون ميغاواط ساعة في السنة، أي 6.61 TWh ÷ 0.24 TWh = 27.5 دورة. إنها كسيارة مستأجرة لمدة طويلة: سعر الكيلومتر يتوقف على عدد الكيلومترات المقطوعة في السنة.

تحديد حجم التخزين. تفترض القيم السابقة سعة اسمية مساوية للطاقة المطلوب تسليمها. وعلى أي مشروع أن يأخذ في الحسبان، كلًّا على حدة، السعة النافعة، وعمق التفريغ المسموح، والتدهور، وكفاءات التحويل، وقدرة المحوّلات. ومع تفريغ نافع بنسبة 90% و80% من السعة في نهاية العمر، تكون السعة الاسمية 240 / (0.9 × 0.8) ≈ 333 GWh، وتصبح الكلفة السنوية من 5,761 إلى 6,531 M€. ثم إن ضمان 120 ساعة يقتضي أن تكون الطاقة مخزّنة قبل وقوع النوبة: فالسعة المادية وحدها لا تكفي.

إعادة بناء الرسم موضوع النقاش. الكلفة المسوّاة = (الاستثمار × معامل الاسترداد + التشغيل والصيانة) / (8,760 h × معامل السعة) + الوقود. للنووي الكبير، (13,850 × 0.0712 + 150) / 7.884 MWh/kW + 10 = 154 €/MWh، بعمر 60 سنة. وللـ SMR، (7,150 × 0.0750 + 150) / 7.884 + 10 = 97 €/MWh، بعمر 40 سنة. وللبطاريات، يُستخرج عدد الدورات الذي يجعل الكلفة 680 €/MWh بحلّ المعادلة الثانية بالنسبة إلى N.

الفاتورة. الزيادة لكل ميغاواط ساعة مستهلكة = الكلفة السنوية / 53.1 TWh. الأسرة: × 3 MWh في السنة؛ والنسبة مقارنةً بـ 3,000 kWh × 0.2299 €/kWh = 690 € في السنة. المصنع: × 10,000 MWh في السنة. إنه توزيع متساوٍ وتوضيحي؛ ولا تشمل القيم ضريبة القيمة المضافة على الزيادة.

الحدود والحساسية. الافتراضات توضيحية وغايتها مقارنة رتب المقدار في سيناريو محدد. ولا تُغني عن دراسة كفاية بسلاسل زمنية للإنتاج والاستهلاك، وإتاحة الموارد، والظروف الجوية، وقيود الشبكة، وتحليل احتمالي. يغيّر الجدول 6 عدة افتراضات في آن واحد: استثمار التوربينات وكلفة رأس مالها، وأسعار الغاز وCO₂، واستثمار البطاريات وكلفة رأس مالها وعمرها، والتحجيم بالسعة الاسمية، واستعمال محطات الدورة المركّبة القائمة. ويبقى الترتيب بين الاحتياطي الغازي والبطاريات في جميع الحالات، بنسب تتراوح بين 3.3 و46. وتدخل قدرة العجز خطّيًّا في الحلّين ولا تغيّر النسبة؛ أما قلّة النوبات في السنة أو طولها فيزيدانها. ولا يقلب الترتيب إلا العجز القصير، لبضع ساعات — ولهذا تصلح البطاريات. والقيم الاقتصادية مشروطة بالافتراضات المعتمدة ولا تحدّد التكاليف ولا التشكيل الأمثل للمنظومة الكهربائية البرتغالية.

كيف يُستخرج كل سطر من الجدول 6. في التركيبة غير المواتية، تكلّف التوربينات 1,000 €/kW، برأس مال 9%: 2,000 M€ × 10.18% = 204 M€ قسطًا، يُضاف إليها 40 M€ للصيانة، أي 244 M€؛ ويصبح الوقود (70 + 120 × 0.202) ÷ 0.38 = 248.0 €/MWh، أي 179 M€ في الفترات الثلاث؛ المجموع 422 M€. وتكلّف البطاريات 100 €/kWh، برأس مال 5% و20 سنة: 24,000 M€ × (8.02% + 2%) = 2,406 M€، يُضاف إليها 41 M€ للشحن، أي 2,447 M€. النسبة: 2,447 ÷ 422 = 5.8. وفي التركيبة القصوى، تجمع التوربينات 244 M€ ثابتة و(90 + 150 × 0.202) ÷ 0.38 = 316.6 €/MWh، أي 228 M€ من الوقود: 472 M€. والبطاريات، بـ 75 €/kWh و4% و25 سنة: 18,000 M€ × (6.40% + 2%) + 41 = 1,553 M€. النسبة: 3.3. ومع السعة الاسمية 333 GWh، يصبح استثمار البطاريات 50,000 M€ والكلفة السنوية من 5,761 إلى 6,531 M€: من 22 إلى 25 ضعف التوربينات. ومع محطات الدورة المركّبة القائمة، 2 GW × 18.2 €/kW = 36.4 M€ كلفةً ثابتة و(35 + 80 × 0.202) ÷ 0.55 = 93.0 €/MWh، أي 67 M€ من الوقود: 103 M€، وتصبح البطاريات أغلى بما بين 40 و46 ضعفًا.

مراجع مشروحة

أ. المنظومة الكهربائية الإيبيرية

• ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025، نقلًا عن REN — 53.1 TWh استُهلكت في البرتغال في 2025.
• ENTSO-E, Transparency Platform — الاستهلاك، وإنتاج الرياح الساعي، والقدرة المركّبة، والتدفقات المادية بين البرتغال وإسبانيا، من 2015 إلى 13 أكتوبر 2026؛ أساس القيم المَقيسة (116–158 GWh؛ ساعات الاستيراد فوق 3 GW).
• ERSE (2025), Segurança de Abastecimento — التقرير النهائي لديسمبر 2025: CONE بقيمة 18.2 €/kW·year لمحطة دورة مركّبة قائمة و74.8 €/kW·year لتوربين جديد بدورة مفتوحة؛ VoLL بقيمة 12,433 €/MWh.
• Red Eléctrica (2026)، بيان صحفي عن مزاد خدمة الاستجابة النشطة للطلب — 1,775 MW بسعر 42.62 €/MW للساعة، النصف الثاني من 2026؛ ساعتان كحدّ أقصى لكل تفعيل.
• Energías Renovables (2025), SRAD — 1,725 MW بسعر 65 €/MW للساعة، النصف الأول من 2026.
• Energías Renovables (2026)، تفعيل جديد لخدمة SRAD — 28 سبتمبر 2026، 943 MW، 1,634.5 MWh، الرياح دون المتوقع؛ تسعة تفعيلات خلال السنة.

ب. التخزين

• Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega — 1,158 MW، 40 GWh، استثمار يفوق 1,500 M€.
• Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find — مسح BloombergNEF في 10 ديسمبر 2025، منظومات جاهزة للتسليم: المتوسط العالمي 117 US$/kWh؛ أوروبا 177؛ الولايات المتحدة 219؛ الصين 73.
• Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs — مسح 2024: أوروبا 275 US$/kWh.

ج. أسعار المستهلك

• ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat، النصف الثاني من 2023 — 0.2299 €/kWh شاملًا الضرائب في الشريحة المنزلية من 2,500 إلى 5,000 kWh سنويًّا.

د. طرائق تقييم الكفاية

• ENTSO-E, ERAA 2025 — التقييم الأوروبي لكفاية الموارد؛ تعريفا LOLE وEENS والمحاكاة الزمنية بعدة سنوات مناخية.
• ACER، القرار 23/2020 — منهجية حساب VoLL وCONE ومعيار الموثوقية.

Gaspar do Amaral وJoão de Jesus Ferreira · © Aprecisa.com

ملاحظة منهجية

ما هذه الصفحة. ترجمة لمقالة Gaspar do Amaral وJoão de Jesus Ferreira المنشورة على لينكدإن في 15 أكتوبر 2026؛ والنسخة البرتغالية الكاملة على هذا الموقع. وقد تُرجمت الملاحظة المنهجية والمراجع المشروحة للمؤلفَين أعلاه، في موضعها من الأصل.

الأرقام والوحدات. جميع الأرقام والوحدات والحسابات هي نفسها تمامًا كما في الأصل؛ ولم يتغيّر إلا فاصل الكسور العشرية وفاصل الآلاف (1,634.5 بدلًا من 1 634,5). وتحتفظ المبالغ بترميز الأصل (M€ = مليون يورو). و«فترة السكون» ترجمة للكلمة البرتغالية «calmaria»: أيام متتالية شبه خالية من الرياح. وكُتبت المعادلات من اليسار إلى اليمين كما في الأصل.

تغييرات في الشكل لا في المضمون. يظهر العنوان الفرعي الأصلي («… — e porque é que a resposta não está no preço por MWh») عنوانًا فرعيًّا لهذه الصفحة. وتُستنسخ الصور الأصلية الإحدى عشرة (الأشكال من 1 إلى 3، والجداول من 1 إلى 6، والمعادلتان) كما هي، بنصوصها البرتغالية؛ ويترجم كل تعليق مضمون صورته. وتبقى عناوين المصادر بلغتها الأصلية؛ والروابط هي روابط الأصل.

Gaspar do Amaral · الأصل البرتغالي بتاريخ 15 أكتوبر 2026، منشور في هذا الموقع؛ صدرت الترجمة في 27 أكتوبر 2026 · الأشكال والجداول © Aprecisa.com · بالاستعانة بالذكاء الاصطناعي