به گزارش برق مدیا به نقل از روزنامه پیام ما، تب ساخت نیروگاه‌های خورشیدی بالا گرفته است، اما راه همه آن‌ها به شبکه برق باز نیست. دولت برای کم‌کردن ناترازی برق روی توسعه تجدیدپذیرها حساب باز کرده و پروژه‌های تازه یکی پس از دیگری وارد مرحله ساخت می‌شوند. اما درست جایی که قرار است برق این نیروگاه‌ها به شبکه برسد، کار گره می‌خورد. آن‌طور که فعالان بخش تجدیدپذیر می‌گویند، طولانی‌شدن مطالعات اتصال، تأخیر در دریافت اطلاعات و روشن‌نبودن هزینه‌ها، بخشی از پروژه‌ها را با ابهام و معطلی روبه‌رو کرده است.
توسعه نیروگاه‌های خورشیدی یکی از برنامه‌های «وزارت نیرو» برای افزایش سریع ظرفیت تولید برق و کاهش بخشی از ناترازی در دوره اوج مصرف است. مزیت این نیروگاه‌ها، در کنار استفاده از انرژی تجدیدپذیر، زمان نسبتاً کوتاه احداث آن‌هاست. مجری طرح توسعه نیروگاه‌های خورشیدی «توانیر» پیش‌تر اعلام کرده بود که یک نیروگاه سه مگاواتی را می‌توان در حدود چهار ماه احداث کرد. اما سرعت ساخت نیروگاه زمانی به افزایش تولید برق منجر می‌شود که شبکه نیز امکان پذیرش برق آن را داشته باشد. اینجاست که مسئله «اتصال به شبکه» آغاز می‌شود. پیش از بهره‌برداری، باید مشخص شود نیروگاه از کدام پست یا خط به شبکه متصل می‌شود، شبکه در آن نقطه چه ظرفیتی دارد و برای انتقال برق چه تجهیزات یا توسعه‌ای لازم است. این تصمیم‌ها مستلزم مطالعات فنی است و نتیجه آن می‌تواند بر هزینه نهایی پروژه اثر بگذارد. از نگاه سرمایه‌گذار، مشکل زمانی جدی‌تر می‌شود که این مسیر طول بکشد. دریافت اطلاعات شبکه، انجام مطالعه اتصال و تأیید نقطه اتصال ممکن است هم‌زمان با پیشرفت پروژه ادامه داشته باشد. در این فاصله، شرایط شبکه نیز می‌تواند تغییر کند و نقطه یا تجهیزات موردنیاز برای اتصال با چیزی که در ابتدای کار پیش‌بینی شده بود، متفاوت باشد. در چنین شرایطی، هزینه اتصال می‌تواند به یکی از متغیرهای مهم و از پیش نامعلوم سرمایه‌گذاری تبدیل شود. ابعاد مسئله را می‌توان در جلسه‌ای دید که بهمن ۱۴۰۴ با حضور مدیران توانیر، «ساتبا» و «شرکت مدیریت شبکه برق ایران» برگزار شد. موضوع جلسه، تسهیل اتصال نیروگاه‌های خورشیدی و بادی در حال احداث با مجموع ظرفیت ۲۷۷۰ مگاوات بود. توانیر پس از این نشست اعلام کرد شرایط اتصال این نیروگاه‌ها فراهم شده و قرار است برای سرعت‌بخشیدن به کار، از ظرفیت فنی شرکت‌های زیرمجموعه توانیر استفاده شود. هدف اعلام‌شده این بود که این پروژه‌ها حداکثر تا تابستان ۱۴۰۵ وارد مدار شوند. هرچند تاکنون آمار تفکیکی و روشنی منتشر نشده که نشان دهد همه این ۲۷۷۰ مگاوات مطابق برنامه به شبکه متصل و وارد مدار شده‌اند، اما برگزاری جلسه‌ای با حضور سه نهاد اصلی صنعت برق برای تعیین تکلیف اتصال این پروژه‌ها نشان می‌دهد که اتصال به شبکه، مسئله‌ای فرعی در روند توسعه تجدیدپذیرها نیست.
ورود ظرفیت‌های جدید به مدار به وضعیت پست‌ها، خطوط انتقال، ظرفیت پذیرش شبکه و در برخی موارد به توسعه یا تقویت زیرساخت‌های موجود وابسته است.
ظرفیت داریم، اما نه همه‌جا
«علیرضا پرنده‌مطلق»، معاون فنی و مهندسی ساتبا، در گفت‌وگو با «پیام ما» توسعه تجدیدپذیرها را برای جبران ناترازی برق ضروری می‌داند، اما در بحث اتصال بر یک نکته تأکید دارد: «ظرفیت شبکه در همه نقاط کشور یکسان نیست.» به گفته او، شبکه برق کشور، به‌شرط جانمایی مناسب نیروگاه‌ها، امکان انتقال تا ۱۵ هزار مگاوات برق جدید را دارد. اما مشکل از جایی شروع می‌شود که نیروگاه در نقطه‌ای ساخته شود که شبکه محلی توان انتقال برق آن را نداشته باشد. پرنده‌مطلق برای توضیح این وضعیت مثالی می‌آورد: «اگر خطی حداکثر امکان انتقال ۷ مگاوات را داشته باشد، نمی‌توان نیروگاه ۱۰ مگاواتی را بدون افزایش ظرفیت شبکه به همان خط متصل کرد.»
از نگاه معاون فنی و مهندسی ساتبا، مسئله کمبود ظرفیت در سراسر شبکه نیست؛ محل احداث نیروگاه و نقطه‌ای که برای اتصال آن انتخاب می‌شود، تعیین‌کننده است.
این موضوع از آن جهت اهمیت بیشتری پیدا می‌کند که ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر کشور با سرعت در حال افزایش است. «جعفر محمدنژاد سیگارودی»، معاون سرمایه‌گذاری ساتبا، ۱۶ شهریور اعلام کرد ظرفیت نیروگاه‌های تجدیدپذیر به حدود ۶ هزار مگاوات رسیده و حدود ۳ هزار مگاوات دیگر نیز در حال احداث است. اما همین شتاب در ساخت نیروگاه‌ها، پرسش دیگری را پیش روی سرمایه‌گذاران می‌گذارد: اگر محل اتصال تا این اندازه در امکان اجرای پروژه و هزینه آن تعیین‌کننده است، چرا ظرفیت شبکه و هزینه اتصال از ابتدای مسیر برای سرمایه‌گذار روشن نیست؟
پروانه شش‌ماهه، مطالعات چندماهه
یکی از اصلی‌ترین گلایه‌های فعالان بخش خصوصی، زمانی است که برای انجام مطالعات اتصال از دست می‌رود.
براساس تجربه‌هایی که فعالان صنعت تجدیدپذیر در اختیار «پیام ما» گذاشته‌اند، دریافت اطلاعات شبکه برای انجام این مطالعات، که در میان آن‌ها با عنوان «فایل دک» شناخته می‌شود، در بعضی پروژه‌ها چند ماه طول می‌کشد.
این تأخیر زمانی مهم‌تر می‌شود که پروانه احداث نیروگاه خورشیدی شش ماه اعتبار دارد. در نتیجه، ممکن است بخشی از این فرصت، پیش از آنکه مطالعه اتصال به نتیجه برسد، صرف دریافت اطلاعات شبکه و رفت‌وبرگشت‌های اداری شود.
ساتبا می‌گوید اگر مدارک پروژه کامل باشد و بیش از یک ماه از درخواست اطلاعات شبکه گذشته باشد، موضوع را برای تحویل اطلاعات به مشاور پیگیری می‌کند. بااین‌حال، فعالان صنعت می‌گویند مسئله فقط دیر رسیدن یک فایل نیست؛ شبکه در این فاصله ثابت نمی‌ماند و تغییر شرایط آن می‌تواند نتیجه مطالعات قبلی را هم تحت‌تأثیر قرار دهد.
وقتی مطالعه اتصال باید دوباره انجام شود
«حسین محمدنژاد»، از فعالان بخش تجدیدپذیر، معتقد است مسئله اتصال را نمی‌توان فقط به ظرفیت شبکه محدود کرد. از نگاه او، بخشی از مشکل به فرایند مطالعات و الزام‌های فنی برمی‌گردد؛ فرایندی که با تغییر شرایط شبکه ممکن است دوباره تکرار شود. او در گفت‌وگو با «پیام ما» می‌گوید: «ممکن است یک مشاور مطالعات اتصال پروژه‌ای را انجام دهد، اما با تغییر شرایط شبکه یا تعیین تکلیف پروژه‌های دیگر، نتیجه قبلی دیگر قابل استفاده نباشد و مطالعه دوباره انجام شود. برای سرمایه‌گذار، هر بار بازگشت به مرحله مطالعه به معنای زمان و هزینه بیشتر است؛ برای شبکه اما به‌روزرسانی مطالعه بخشی از الزامات فنی برای جلوگیری از ایجاد مشکل در بهره‌برداری است.»
اینجاست که اختلاف دو طرف از تأخیرهای اداری فراتر می‌رود. پرسش این است که چه بخشی از زمان و هزینه مطالعات برای حفظ پایداری شبکه اجتناب‌ناپذیر است و چه بخشی را می‌توان با دسترسی سریع‌تر به اطلاعات به‌روز شبکه کم کرد؟
مجوزهایی که به نیروگاه تبدیل نمی‌شوند
یک مسئله دیگر، فاصله بزرگ میان ظرفیت مجوزهای صادرشده و نیروگاه‌هایی است که واقعاً ساخته می‌شوند. پرنده‌مطلق در خرداد امسال اعلام کرد بیش از ۱۱۰ هزار مگاوات پروانه احداث نیروگاه‌های تجدیدپذیر صادر شده است. این عدد البته به معنی وجود ۱۱۰ هزار مگاوات نیروگاه در حال ساخت نیست. پروانه احداث نخستین مرحله مسیر است و بسیاری از پروژه‌ها پیش از تأمین زمین، سرمایه، مجوزهای محیط‌زیستی یا اتصال به شبکه متوقف می‌شوند. ساتبا نیز در ماه‌های گذشته بخشی از پروانه‌های قدیمی و بدون پیشرفت را تعیین تکلیف و ابطال کرده است. بنابراین اصل وجود حجم بزرگی از پروژه‌های دارای مجوز اما بدون پیشرفت قابل تأیید است، اما نمی‌توان گفت هر پروانه احداث به‌تنهایی بخشی از ظرفیت شبکه را مسدود کرده است. مسئله زمانی به شبکه مربوط می‌شود که برای یک پروژه نقطه اتصال یا ظرفیتی در مطالعات اتصال در نظر گرفته شده باشد، اما پروژه در عمل جلو نرود. فعالان بخش خصوصی می‌گویند اگر چنین پروژه‌هایی برای مدت طولانی بلاتکلیف بمانند، سرمایه‌گذاری که آماده اجراست ممکن است با ظرفیتی روبه‌رو شود که در برنامه‌ریزی شبکه آزاد تلقی نمی‌شود. مطالبه آن‌ها این است که پروژه‌های بدون پیشرفت در دوره‌های زمانی مشخص بررسی شوند و در صورت اجرا نشدن، وضعیت نقطه اتصال و ظرفیتی که برای آن‌ها در نظر گرفته شده، دوباره تعیین تکلیف شود.
هزینه‌ای که سرمایه‌گذار از ابتدا نمی‌داند
مسئله بعدی، هزینه اتصال است. سرمایه‌گذار در ابتدای پروژه می‌تواند هزینه زمین، تجهیزات و احداث نیروگاه را تا حدی برآورد کند، اما هزینه نهایی اتصال به شبکه همیشه از همان ابتدا روشن نیست. نتیجه مطالعات اتصال مشخص می‌کند که نیروگاه از چه نقطه‌ای و با چه تجهیزاتی به شبکه متصل شود و آیا برای این کار به خط ارتباطی، تجهیزات حفاظتی، توسعه تأسیسات اتصال یا تغییراتی در پست نیاز است. همین تفاوت در شرایط اتصال می‌تواند هزینه پروژه را تغییر دهد. فعالان صنعت تجدیدپذیر در گفت‌وگو با «پیام ما» از پروژه‌هایی می‌گویند که هزینه اتصال آن‌ها از برآورد اولیه بیشتر شده و در بعضی موارد، هزینه زیرساخت موردنیاز برای اتصال، محاسبات اقتصادی پروژه را تغییر داده است. این مسئله فقط به پروژه‌های بزرگ محدود نیست. توانیر نیز امسال اعلام کرد با تغییر ضوابط فنی اتصال نیروگاه‌های ۲۰ تا ۴۰۰ کیلووات و امکان استفاده از ترانس هوایی، هزینه اتصال هر پروژه بین ۵۰۰ تا ۸۰۰ میلیون تومان کاهش پیدا می‌کند. همین تغییر نشان می‌دهد نوع اتصال و تجهیزاتی که شبکه برای یک پروژه مطالبه می‌کند، می‌تواند سهم قابل‌توجهی در هزینه نهایی داشته باشد. پرنده‌مطلق از سوی دیگر بر اهمیت جانمایی نیروگاه تأکید دارد. از نگاه او، اگر نیروگاه در نقطه‌ای ساخته شود که ظرفیت مناسبی برای پذیرش برق داشته باشد، بخشی از هزینه‌های اضافه اتصال را می‌توان از همان ابتدا کاهش داد. اما پرسش سرمایه‌گذار همچنان باقی است: پیش از انتخاب زمین و شروع هزینه‌کرد، تا چه اندازه می‌تواند بداند شبکه در آن نقطه چه ظرفیتی دارد و اتصال نیروگاه در نهایت چقدر هزینه خواهد داشت؟
گریدکد؛ جایی که اختلاف جدی‌تر می‌شود
اما اختلاف میان بخش خصوصی و صنعت برق زمانی جدی‌تر می‌شود که بحث از اصل اتصال به الزامات فنی آن می‌رسد.
نسخه نخست سند «الزامات فنی اتصال نیروگاه‌های تجدیدپذیر اینورتری به شبکه‌های انتقال و فوق‌توزیع برق ایران» با شماره IETR-1901 در پایان سال ۱۴۰۴ منتشر شد.
این سند نیروگاه‌های تجدیدپذیر را براساس ظرفیت به شش گروه تقسیم کرده است؛ از نیروگاه‌های کمتر از یک مگاوات تا نیروگاه‌های ۱۰۰ مگاوات و بیشتر. الزامات هر گروه نیز یکسان نیست. کنترل توان اکتیو و راکتیو، کنترل ولتاژ و فرکانس، نرخ تغییر تولید، رفتار نیروگاه هنگام اختلال شبکه، حفاظت، کیفیت توان، مخابرات و ارائه مدل‌های شبیه‌سازی، از جمله مواردی است که در سند برای گروه‌های مختلف تعیین شده است.
منطق صنعت برق این است که با افزایش سهم نیروگاه‌های خورشیدی و بادی، رفتار این منابع دیگر برای پایداری شبکه بی‌اهمیت نیست. شبکه باید بتواند تولید آن‌ها را ببیند، کنترل کند و در زمان تغییر فرکانس، ولتاژ یا وقوع خطا، رفتار نیروگاه را پیش‌بینی کند. یکی از بخش‌های موردبحث سند به ذخیره‌ساز مربوط است. برخلاف برداشتی که الزام ذخیره‌ساز را شامل همه نیروگاه‌ها می‌داند، سند چنین حکمی ندارد. الزام ذخیره‌ساز برای نیروگاه‌های گروه A1، یعنی نیروگاه‌های با ظرفیت ۱۰۰ مگاوات و بیشتر، تعیین شده است. این نیروگاه‌ها باید ذخیره‌سازی معادل حداقل ۲۰ درصد توان نامی خود با امکان تأمین انرژی به مدت دو ساعت داشته باشند. برای گروه‌های دیگر، سند الزام عمومی مشابهی برای نصب ذخیره‌ساز تعیین نکرده است. محمدنژاد می‌گوید اجرای الزام‌های جدید فنی می‌تواند بسته به مشخصات پروژه، هزینه سرمایه‌گذاری را افزایش دهد. برآورد او این است که برخی از این الزامات ممکن است حدود ۱۰ تا ۵۰ درصد به هزینه یک پروژه اضافه کنند و در پروژه‌هایی که نیاز به ذخیره‌ساز پیدا می‌کنند، اثر اقتصادی می‌تواند بیشتر باشد. این ارقام، برآورد محمدنژاد است و در خود گریدکد عددی درباره درصد افزایش هزینه پروژه‌ها وجود ندارد. از نگاه او، تعیین الزام‌های فنی باید علاوه بر ظرفیت نیروگاه، به وضعیت نقطه اتصال و نتیجه مطالعات همان پروژه نیز حساس باشد.او معتقد است پیش از توسعه گسترده تجدیدپذیرها، رفتار شبکه باید در سناریوهای مختلف افزایش تولید خورشیدی و بادی شبیه‌سازی شود تا مشخص شود هر نقطه از شبکه به چه تجهیزات کنترلی، تقویتی یا ذخیره‌سازی نیاز دارد. به باور او، هزینه‌ای که برای حفظ پایداری شبکه به پروژه تحمیل می‌شود، باید تا جای ممکن براساس نیاز واقعی همان نقطه تعیین شود.
یکی از فنی‌ترین بحث‌ها در مطالعات اتصال، معیار 1-N است. براساس این معیار، شبکه نباید فقط برای شرایط عادی بررسی شود. باید وضعیت خروج یک تجهیز از مدار نیز سنجیده شود؛ برای مثال، اگر یک خط یا ترانسفورماتور از دسترس خارج شد، شبکه باید بتواند بدون ایجاد اضافه‌بار یا خروج از محدوده‌های مجاز به کار ادامه دهد. این معیار در مطالعات و طراحی شبکه برق برای حفظ قابلیت اطمینان استفاده می‌شود.
اما فعالان بخش خصوصی در گفت‌وگو با «پیام ما» می‌گویند نحوه اعمال این معیار می‌تواند بر ظرفیت قابل اتصال و هزینه پروژه اثر زیادی بگذارد. در بعضی نقاط، رعایت 1-N ممکن است نیاز به افزایش ظرفیت پست، ترانسفورماتور یا خطوط شبکه ایجاد کند و هزینه اتصال را بالا ببرد. «محمد موسوی»، کارشناس حوزه انرژی، دراین‌باره به «پیام ما» می‌گوید: «از نگاه بهره‌بردار شبکه، 1-N فقط یک الزام اداری نیست. شبکه باید برای خروج ناگهانی یک تجهیز هم آماده باشد و اتصال یک نیروگاه جدید نباید باعث شود با وقوع یک خطا، خطوط یا ترانسفورماتورهای باقی‌مانده بیش از ظرفیت خود بارگیری شوند. اختلاف در واقع بر سر اصل حفظ پایداری شبکه نیست؛ بر سر این است که این معیار در هر پروژه با چه فرض‌هایی اعمال شود و هزینه ایجاد ظرفیت اضافی تا چه اندازه بر عهده سرمایه‌گذار قرار بگیرد.»
زمستان؛ ظرفیت کمتری برای خورشیدی؟
یکی دیگر از نقدهایی که فعالان تجدیدپذیر در گفت‌وگو با «پیام ما» مطرح می‌کنند، به سناریوهای زمستانی در مطالعات اتصال مربوط است. آن‌ها می‌گویند در بعضی مطالعات، شرایطی در نظر گرفته می‌شود که بار شبکه پایین است و نیروگاه‌های حرارتی نیز با ظرفیت قابل‌توجهی در مدار قرار دارند. در چنین سناریویی، ممکن است ظرفیت باقی‌مانده شبکه برای پذیرش تولید یک نیروگاه خورشیدی کمتر دیده شود. موسوی معتقد است تولید خورشیدی در ساعات روز می‌تواند بخشی از انرژی تولیدی نیروگاه‌های حرارتی را جابه‌جا کند و مصرف سوخت را کاهش دهد. بنابراین نباید تمام تولید حرارتی را در همه سناریوها ثابت فرض کرد و بعد ظرفیت باقی‌مانده شبکه را به خورشیدی اختصاص داد. اما به گفته او، این سوی ماجرا هم ساده نیست. ورود یک مگاوات نیروگاه خورشیدی به معنی امکان کنارگذاشتن یک مگاوات نیروگاه حرارتی نیست: «تولید خورشیدی متغیر است و در شب از مدار تولید خارج می‌شود؛ درحالی‌که شبکه همچنان باید توان تأمین تقاضا را در ساعاتی که خورشید نیست داشته باشد. به همین دلیل، بحث اصلی بیش از آنکه بر سر زمستان یا تابستان باشد، بر سر فرض‌هایی است که در مطالعات اتصال درباره بار شبکه، میزان تولید نیروگاه‌های موجود و نحوه بهره‌برداری از آن‌ها در نظر گرفته می‌شود.»
خورشیدی به‌تنهایی ناترازی را حل نمی‌کند
«حمیدرضا صالحی»، رئیس هیئت‌مدیره «انجمن ساتکا» (انجمن سازندگان و تأمین‌کنندگان کالا و خدمات انرژی‌های تجدیدپذیر)، در گفت‌وگو با «پیام ما» از زاویه دیگری به توسعه تجدیدپذیرها نگاه می‌کند. او معتقد است افزایش ظرفیت خورشیدی ضروری است، اما نمی‌توان انتظار داشت خورشیدی به‌تنهایی ناترازی برق را برطرف کند. به گفته صالحی، هم‌زمان با ساخت نیروگاه‌های تجدیدپذیر باید راندمان نیروگاه‌های حرارتی افزایش پیدا کند، مصرف برق مدیریت شود و توسعه ذخیره‌سازها نیز در دستور کار باشد. نیروگاه خورشیدی شب‌ها تولید ندارد و میزان تولید آن در طول روز نیز به تابش وابسته است؛ بنابراین شبکه باید برای ساعت‌هایی که تولید خورشیدی کاهش پیدا می‌کند یا به صفر می‌رسد، منابع دیگری در اختیار داشته باشد.
این مسئله یکی از دلایلی است که بحث اتصال تجدیدپذیرها را از نصب پنل فراتر می‌برد. هرچه سهم خورشیدی و بادی در تولید برق بیشتر شود، اهمیت ذخیره‌سازی، انعطاف نیروگاه‌های دیگر و امکان کنترل تولید در شبکه هم بیشتر می‌شود.
شبکه را فقط با نیروگاه‌های بزرگ نبینیم
«داود مددی»، رئیس هیئت‌مدیره «انجمن انرژی‌های تجدیدپذیر ایران»، مسئله را از زاویه دیگری می‌بیند. او در گفت‌وگو با «پیام ما» می‌گوید توسعه تجدیدپذیرها الزاماً نباید فقط بر ساخت نیروگاه‌های بزرگ و انتقال برق در مسافت‌های طولانی استوار باشد. از نگاه او، توسعه نیروگاه‌های خودمصرف، سامانه‌های خورشیدی در محل مصرف و تولید پراکنده می‌تواند بخشی از فشار بر شبکه را کم کند؛ یعنی برق تا جای ممکن نزدیک به جایی تولید شود که مصرف می‌شود. تولید برق نزدیک محل مصرف می‌تواند جریان برق در شبکه انتقال و توزیع و تلفات را کاهش دهد و در بعضی نقاط، نیاز به توسعه شبکه را به تعویق بیندازد. البته این اتفاق همیشگی نیست. اگر حجم تولید پراکنده در یک منطقه از ظرفیت شبکه بیشتر شود، جریان معکوس برق، تغییرات ولتاژ و مسائل حفاظتی می‌تواند خود به توسعه یا اصلاح شبکه نیاز داشته باشد.
بنابراین نمی‌توان گفت هر مگاوات خورشیدی تازه، به همان میزان توسعه شبکه انتقال نیاز دارد؛ محل نیروگاه، محل مصرف و ظرفیت همان بخش از شبکه تعیین‌کننده است.
مددی همچنین فرسودگی و محدودیت‌های شبکه موجود را از مسائلی می‌داند که باید هم‌زمان با توسعه تولید مورد توجه قرار گیرد. از نگاه او، پاسخ همه محدودیت‌ها ساخت خطوط و پست‌های تازه نیست و با نوسازی، مدیریت بهتر شبکه و نزدیک‌تر کردن تولید به مصرف نیز می‌توان در برخی نقاط امکان پذیرش تولید بیشتری ایجاد کرد.
از «ظرفیت شبکه» تا «نقشه ظرفیت»
ساتبا نیز پیش‌تر از نیاز به هماهنگی بیشتر برای سرعت‌دادن به اتصال نیروگاه‌ها گفته است. «محسن طرزطلب»، رئیس ساتبا، در بهمن ۱۴۰۴ اعلام کرد از بیش از ۳۷۰۰ مگاوات ظرفیت منصوبه تجدیدپذیر در آن زمان، حدود ۳۴۰۰ مگاوات به شبکه متصل شده بود. او همچنین از برگزاری جلسه با شرکت مدیریت شبکه، توانیر و شرکت‌های برق منطقه‌ای برای سرعت‌دادن به اتصال نیروگاه‌های آماده خبر داد. چند ماه بعد، در مرداد امسال، قائم‌مقام ساتبا اعلام کرد بیش از ۹۰۰ پروژه تجدیدپذیر در ۳۱ استان کشور در حال اجراست. با افزایش تعداد پروژه‌ها، دسترسی به اطلاعات شبکه برای سرمایه‌گذار اهمیت بیشتری پیدا می‌کند. یکی از پیشنهادهایی که فعالان این صنعت مطرح می‌کنند، انتشار نقشه‌ای به‌روز از ظرفیت قابل پذیرش شبکه است؛ نقشه‌ای که پیش از انتخاب زمین، تصویری اولیه از وضعیت خطوط و پست‌ها و امکان اتصال در هر منطقه به سرمایه‌گذار بدهد. موسوی معتقد است چنین نقشه‌ای نمی‌تواند جای مطالعات فنی هر پروژه را بگیرد و هزینه نهایی اتصال هم همچنان باید پس از بررسی دقیق مشخص شود. اما می‌تواند پیش از خرید زمین و شروع سرمایه‌گذاری نشان دهد کدام مناطق از نظر شبکه شرایط مناسب‌تری دارند و کدام نقاط از ابتدا با محدودیت جدی روبه‌رو هستند. در چنین مدلی، بخشی از ریسک پیش از سرمایه‌گذاری مشخص می‌شود.