يبقى LCOS مقياسًا مفيدًا للتكلفة، لكنه لا يستوعب القيمة الكاملة للتخزين على مستوى النظام في أسواق الكهرباء التي تزداد تعقيدًا.
في 28 أبريل 2025، اجتاح انقطاع للتيار إسبانيا والبرتغال وأجزاءً من جنوب فرنسا، ما قطع الكهرباء عن نحو 55 مليون شخص لمدة وصلت إلى 23 ساعة في بعض المناطق. وفي الأشهر السابقة مباشرة للانهيار، كانت إسبانيا قد ركّبت نحو 32,043 ميغاواط من قدرة الطاقة الشمسية — وفي الدقائق التي سبقت فشل الشبكة، كانت الطاقة الشمسية توفر ما يزيد قليلًا على نصف كهرباء البلاد، إذ أظهرت بيانات التوليد الخاصة بـ Red Eléctrica أنها تجاوزت 53 بالمئة. وتعكس هذه الحصة مدى تقدم تحول الطاقة في إسبانيا، وليست سببًا في حد ذاتها؛ فكثير من الشبكات تشغّل حصصًا مرتفعة من الطاقة الشمسية من دون حوادث. أما أسطول بطاريات التخزين على مستوى الشبكة لديها، فلم يتجاوز 28 ميغاواط.
أجرِ القسمة فتكون النسبة نحو 1,144 إلى 1. فقد بنت إسبانيا، عمليًا، قدرة لتوليد الطاقة تزيد بأكثر من ألف مرة على القدرة التي بنتها لموازنتها. وهذه المقارنة ليست مقياسًا هندسيًا دقيقًا لمقدار التخزين الذي احتاجته إسبانيا — إذ إن قدرة التوليد الشمسي وقدرة البطاريات تقيسان أمرين مختلفين، ولا تعكس أي منهما مدة التخزين بمفردها. لكنها، بوصفها مقياسًا لمدى اختلال التوسع بين توليد الكهرباء والقدرة على فعل شيء بها في اللحظة ذاتها، نسبة يصعب الاعتراض عليها.
سؤال لم يُصمَّم LCOS للإجابة عنه قط
تلك النسبة نفسها هي اللغز الكامن في صميم هذه القصة، ويجدر التوقف عندها لحظة قبل البحث عن تفسير. فالتكلفة المستوية للتخزين — LCOS، المقياس الذي استخدمه معظم المطورين والمستثمرين لعقد من الزمن لمقارنة مشاريع البطاريات — صُممت للإجابة عن سؤال محدد: كم تبلغ تكلفة تخزين وتسليم ميغاواط-ساعة من الكهرباء؟ وقد أدّت هذه المهمة جيدًا. ويؤكد تحليل Lazard للتكلفة المستوية للتخزين، الذي بلغ الآن نسخته العاشرة وما يزال المرجع الأكثر استشهادًا به في القطاع، أن اقتصاديات التخزين تختلف باختلاف التطبيق، إذ يقسم تقديراته إلى عدة حالات استخدام متميزة بدل رقم واحد. وحتى التقرير الذي عمّم هذا المقياس لا يدّعي أن رقمًا واحدًا يلتقط كل شيء.
أما ما لم يُصمَّم LCOS للإجابة عنه قط فهو سؤال مختلف وأصعب: ما الذي يكلفه غياب التخزين عن النظام بالكامل؟ لا يحمل النموذج المالي لأي مشروع منفرد تلك التكلفة، لأنها لا توجد على مستوى المشروع. إنها توجد على مستوى النظام بأكمله، ونسبة إسبانيا هي شكل تلك الفجوة عندما تُجبر أخيرًا على الظهور. LCOS مقياس تكلفة، ولم يُبنَ قط ليكون مقياسًا للمرونة.
لم تكن التكلفة نفسها هي العائق. فقد انخفضت أسعار حزم بطاريات التخزين الثابت إلى 70 دولارًا لكل كيلوواط-ساعة في 2025، بانخفاض 45 بالمئة عن العام السابق، بحسب المسح السنوي لـ BloombergNEF — وهو أشد هبوط بين جميع قطاعات البطاريات التي تتابعها الشركة، بعد ما كان بالفعل أكبر انخفاض سنوي منفرد في أسعار حزم الليثيوم-أيون إجمالًا منذ 2017. أصبح التخزين أرخص بكثير وبسرعة. والسؤال الذي يثيره ذلك ليس لماذا لم يُبنَ المزيد منه لأسباب تتعلق بالتكلفة؛ بل لماذا لم يطبّق نظام أصبح بارعًا إلى هذا الحد في بناء الطاقة الشمسية الإلحاح نفسه على بناء ما يوازنها.
أين تكمن القيمة فعليًا: التوقيت والموقع وخدمات الشبكة
جزء من الإجابة هو أن قيمة التخزين لم يكن ممكنًا قط التقاطها برقم تكلفة واحد، لأنها تعتمد على ثلاثة أمور لا يسأل عنها حساب التكلفة المستوية: متى تُسلَّم الطاقة، وأين تقع على الشبكة، وما الذي يستطيع النظام فعله أيضًا غير تخزين الكهرباء وإطلاقها.
التوقيت هو الأكثر شيوعًا بين الثلاثة، مع أنه يجدر الدقة بشأن ما يفسره وما لا يفسره هنا. يصف «منحنى البطة» في كاليفورنيا مشكلة مسائية: تغمر الطاقة الشمسية الشبكة عند الظهيرة ثم تنحسر بحلول أوائل المساء، في وقت يرتفع فيه الطلب، ما يفرض على الموارد الأخرى زيادة الإنتاج بسرعة. وقع انقطاع إسبانيا عند الظهيرة لا خلال الارتفاع المسائي — إذ ضرب عند الساعة 12:33 ظهرًا، في فترة إنتاج شمسي مرتفع جدًا. والدرس المتعلق بالتوقيت ليس منحنى البطة نفسه؛ بل النقطة الأوسع التي توضحها الحالتان: تتغير اللحظات التي تكون فيها الشبكة أشد عرضة للمخاطر مع تغير مزيج توليدها، ويجب أن يتمكن النظام من الاستجابة على النحو الكافي في أي لحظة يتضح أنها تلك اللحظة، لا في اللحظات التي توقعها المخططون فقط.
الموقع لا يقل أهمية، وغالبًا ما يحظى باهتمام أقل. داخل إسبانيا نفسها، لا ينتشر التخزين بصورة متساوية. فإقليم كاستيا لا مانتشا، وهو منطقة غنية بالطاقة الشمسية في وسط إسبانيا تشكل فيها الطاقة الكهروضوئية نحو نصف مزيج التوليد المحلي، يملك أعلى قدرة لتخزين البطاريات في البلاد عند 63 ميغاواط — وهو رقم لا يزال صغيرًا بالقيمة المطلقة، لكنه يتقدم بوضوح على مناطق أخرى ذات توسع شمسي مماثل. ويخفي الاختلال الوطني بين قدرة التوليد وقدرة الموازنة تباينًا حقيقيًا تحته: فقد بدأت بعض أجزاء الشبكة، على الأقل، في التوسع بالتخزين إلى جانب قدرتها الشمسية، فيما لم تبدأ معظمها بالكاد — رغم أن تحقيق انقطاع التيار سيوضح لاحقًا أن أجهزة التخزين وحدها لم تكن القصة كاملة قط.
خدمات الشبكة هي الجانب الذي تصبح فيه الصورة أكثر تقنية، وأكثر صلة مباشرة بماهية انقطاع التيار فعليًا. فالبطارية لا تخزن الطاقة لاستخدامها لاحقًا فحسب؛ بل يمكنها الاستجابة لاضطراب في الشبكة خلال ميلي ثانية، فتقدم دعم التردد، وكذلك — في تشكيلات تكوين الشبكة تحديدًا، لا كخاصية افتراضية لكل BESS — قدرة البدء الأسود للمساعدة في إعادة تشغيل أجزاء من الشبكة بعد الانهيار. وتحديد الخدمات التي يُصمَّم النظام لتقديمها هو بحد ذاته قرار تصميمي، ويتفاعل مع المدة: فالبطاريات المصممة لاستجابات سريعة وقصيرة تبدو مختلفة جدًا عن البطاريات المصممة للتشغيل لساعات طويلة. وتضع تحليلات السوق المستقلة عمومًا نقطة التحول بين ست وثماني ساعات من المدة: تحت هذا النطاق، تميل بطاريات الليثيوم-أيون إلى التفوق في التكلفة المركبة؛ وفوقه، تتنافس تقنيات مثل بطاريات تدفق الفاناديوم أو تتفوق بصورة متزايدة، لأن تكلفتها تتناسب مع المدة أكثر من قدرة الطاقة. وهذا تذكير بأن «أي بطارية» هو في حد ذاته سؤال لا إجابة صحيحة واحدة له، بل إجابة صحيحة لمهمة محددة.
لا يدعو ذلك إلى بناء التخزين في كل مكان بلا تمييز — بل إلى إدراك أن رقمًا واحدًا لتكلفة كل ميغاواط-ساعة لن يخبر مشغل الشبكة، أو بلدًا، بكمية التخزين التي يحتاجها نظام مرن فعليًا وما نوعه.
انقطاع التيار: ما الذي يغفله التفكير على نمط LCOS
هنا تتوقف نسبة إسبانيا عن كونها مجرد فضول مجرد وتبدأ في تفسير شيء ملموس. فالشبكة المبنية أساسًا حول الطاقة الشمسية وطاقة الرياح تكون، بطبيعتها، معرضة لنوعين من التباين لا تسعّرهما مقاييس التكلفة على مستوى المشروع. الأول مباشر: ضوء الشمس والرياح غير قابلين للتحكم، ويمكن أن يتغير إنتاجهما خلال دقائق مع تغير الطقس. أما الثاني فأكثر هيكلية. فمحطات الطاقة التقليدية — الفحم والغاز والنووية والكهرومائية — تعمل بتوربينات دوارة تحمل زخمًا ماديًا، وهذا الزخم يعمل كعازل يمتص صدمات تردد الشبكة خلال الثواني التي تستغرقها أنظمة الحماية للاستجابة. ولا تملك الموارد القائمة على العواكس، مثل الطاقة الشمسية وطاقة الرياح المتصلة بالبطاريات، هذا القصور الذاتي المدمج افتراضيًا. ومع إزاحتها للتوليد الدوار، ينبغي لشيء آخر أن يساعد في امتصاص هذا النوع من الصدمات — والتخزين، إلى جانب المكثفات المتزامنة والعواكس المكوّنة للشبكة والتوليد المرن، أحد الأدوات العديدة القادرة على ذلك.
نشر فريق خبراء ENTSO-E — وهو مجموعة 49-member تضم مشغلي النقل ومراكز التنسيق الإقليمية والجهات التنظيمية الوطنية في أنحاء أوروبا — تقريره النهائي عن انقطاع التيار في مارس 2026، بعد قرابة عام من الواقعة. ولا تركز خلاصته على نقص أجهزة التخزين. يصف التقرير مجموعة من العوامل المتفاعلة: تذبذبات الجهد، وثغرات في التحكم بالقدرة غير الفعالة، وممارسات غير متسقة لتنظيم الجهد بين مولدات مختلفة، وفصلًا سريعًا ومتسلسلًا بدأ في جنوب إسبانيا. وتبرز نتيجة محددة: كانت كمية معتبرة من قدرة الطاقة غير الفعالة، الموجودة في معدات مركبة بالفعل على الشبكة، متاحة في الفترة التي سبقت انقطاع التيار لكنها لم تُفعَّل. وصرّح داميّان كورتيناس، رئيس مجلس إدارة ENTSO-E، بذلك بوضوح عند إصدار التقرير، إذ قال إن المسألة ليست الطاقة المتجددة بل «التحكم بالجهد، بغض النظر عن نوع التوليد». واستُبعدت طاقة الرياح صراحةً كسبب، ولم تحظَ الطاقة المتجددة عمومًا إلا باهتمام محدود نسبيًا في التقرير مقارنة بالإخفاقات التشغيلية والتنسيقية.
هذا التمييز مهم لكيفية سرد هذه القصة. فالأدلة تشير إلى إخفاق في التنسيق أكثر من نقص في الأجهزة: إذ لم تُفعَّل الأدوات المتاحة لتثبيت الجهد، بما فيها بعضها المركب بالفعل، بالطريقة التي تتطلبها الآن شبكة سريعة التغير وغنية بالطاقة المتجددة. ولا يزال LCOS لا يقول شيئًا عن هذا النوع من الجاهزية. فهو يسعّر كهرباء مشروع بطارية، لا الإجراءات التشغيلية وقواعد السوق وأنظمة التنسيق التي تحدد ما إذا كانت تلك البطارية، أو أي مورد مرونة آخر، ستُستدعى فعليًا عندما تكون الشبكة في أمسّ الحاجة إليها. وتعكس استجابة إسبانيا نفسها ذلك: فبدل التعامل مع الحل باعتباره ببساطة «بناء مزيد من التخزين»، حدّثت البلاد الإجراء التشغيلي 7.4 في يونيو 2025 للسماح رسميًا للطاقة الشمسية وتخزين البطاريات بالمشاركة في التحكم بالجهد، مع اكتمال التطبيق الكامل في مارس 2026. إنه تغيير تنظيمي وتشغيلي، لا قرار شراء — وهو بالضبط نوع الإصلاح الذي لم يُصمَّم مقياس تكلفة كل ميغاواط-ساعة للحث عليه.
تسارع نشر البطاريات أيضًا بحدة منذ انقطاع التيار، وإن لم يكن ذلك التوصية المركزية للتقرير: إذ نما التخزين المركب بنسبة 589 بالمئة في السنة التالية، من 28 ميغاواط إلى 193 ميغاواط، وفقًا لـ Red Eléctrica. كما فتحت هيئة تنظيم الطاقة الإسبانية، CNMC، بصورة مستقلة 20 إجراءً للعقوبات ضد مشغل الشبكة Red Eléctrica وعدة مرافق كبرى، منها Endesa وIberdrola وNaturgy وRepsol، على صلة بالتحقيق الأوسع. وحتى بعد هذا النمو، لا تزال قدرة التخزين المطلقة في إسبانيا متأخرة كثيرًا عن ألمانيا وإيطاليا والمملكة المتحدة. ومهما كان مزيج إصلاحات الأجهزة والعمليات الذي تحتاجه شبكة مثل شبكة إسبانيا في النهاية، فلم يكن سد نسبة مثل 1,144 إلى 1 ليتحقق في عام واحد.
السؤال الذي يجدر طرحه بدلًا من ذلك
لا يعني أيٌّ من ذلك وجوب التخلي عن LCOS. فهو يظل الأداة الصحيحة لمقارنة كفاءة التكلفة بين مشروعين متشابهين للبطاريات، والانخفاض المطرد في أسعار البطاريات الذي يتتبعه حقيقي ومهم. لكن تجربة إسبانيا مثال ملموس على ما لا يستطيع هذا الرقم إخبارك به: لا يمكنه إخبار مخطط الشبكة ما إذا كان النظام ككل قادرًا فعليًا على استدعاء موارده عند وقوع صدمة، لأن ذلك ليس سؤالًا عن اقتصاديات أي مشروع منفرد. بل هو سؤال عما إذا كان النظام مهيأً، تشغيليًا لا ماديًا فحسب، لاستخدام ما لديه.
يشير ذلك إلى أن سؤالًا مختلفًا يستحق الإضافة إلى السؤال المعتاد. فإلى جانب «كم تبلغ تكلفة مشروع التخزين هذا لكل ميغاواط-ساعة مسلّمة؟»، يجدر السؤال: عندما يكون هذا النظام تحت الضغط، هل يمكنه فعلًا الوصول إلى المرونة التي دفع ثمنها بالفعل؟ ولدى إسبانيا الآن إجابة واضحة على نحو غير معتاد عن مدى كلفة اكتشاف ذلك بالطريقة الصعبة. وتفضّل معظم الشبكات ألّا تضطر إلى تعلمه بالطريقة ذاتها.
