DOI: https://doi.org/10.36956/sms.v8i2.3210
تاريخ النشر: 2026-05-07
المؤلف: Kornpaphop Ruttanawijit وآخرون
الموضوع الرئيسي: اتخاذ القرار متعدد المعايير
نظرة عامة
تقدم ورقة البحث إجراءً شاملاً على مستوى الماكرو لتقييم ملاءمة أنظمة الطاقة الشمسية العائمة القريبة من الشاطئ (N-FPV) عبر تسع مقاطعات ساحلية. باستخدام إطار اتخاذ القرار متعدد المعايير الذي يجمع بين عملية التحليل الهرمي (AHP) وتقنية تفضيل الطلب بناءً على التشابه مع الحل المثالي (TOPSIS)، يقيم البحث عوامل مثل الإشعاع، ارتفاع الموج، سرعة الرياح، نطاق المد والجزر، تآكل السواحل، سرعة التيار، القرب من الشبكات الكهربائية القائمة، والطلب الصناعي. يتم التحقق من بيانات إعادة تحليل ERA5 (2019-2023) مقابل 31 محطة قياس في الموقع، مما يضمن تحليلًا قويًا. تم تأكيد استقلالية العوامل من خلال تحليل الارتباط لبيرسون، حيث أظهرت جميع التزاوجات معامل ارتباط (|r|) أقل من 0.70.
تظهر رايونغ وتشونبوري كأفضل المناطق لنشر أنظمة N-FPV، مع مؤشرات مركبة (Ci) تبلغ 0.741 و0.682، على التوالي، وذلك بفضل مستويات الإشعاع المواتية (5.15-5.29 كيلوواط/م²/يوم)، وظروف الموج المعتدلة (Hs = 0.48-0.52 م)، والبنية التحتية الصناعية القوية داخل الممر الاقتصادي الشرقي. يتم تعزيز النتائج من خلال التحقق المتبادل VIKOR، وتحليل وزن الإنتروبيا، وتحليل الطلب البديل، وتعديلات على هيكل المعايير، مما يرسخ نهجًا منهجيًا لتحديد المواقع المثلى لأنظمة N-FPV.
مقدمة
تسلط مقدمة ورقة البحث الضوء على الأهمية المتزايدة لتقنيات الطاقة الشمسية الكهروضوئية (PV) في الانتقال إلى الطاقة منخفضة الكربون، حيث وصلت القدرة العالمية للطاقة الشمسية الكهروضوئية إلى 1,500 جيجاوات بحلول عام 2023. ومع ذلك، فإن القيود المكانية في المناطق ذات الكثافة السكانية العالية قد دفعت إلى تطوير أنظمة الطاقة الشمسية العائمة (FPV)، التي تستخدم أسطح المياه لتركيب الألواح الشمسية. لا تخفف هذه الأنظمة من صراعات استخدام الأراضي فحسب، بل تقدم أيضًا فوائد إضافية مثل تقليل الفقد الناتج عن التبخر وزيادة كفاءة الألواح بسبب تبريد المياه. بحلول عام 2023، تم تقدير قدرة FPV بـ 6 جيجاوات، مع توقعات تصل إلى 60-70 جيجاوات بحلول عام 2030، مدفوعة بتقليل التكاليف والحاجة إلى مصادر طاقة بديلة.
تؤكد الورقة على إمكانيات الطاقة الشمسية العائمة القريبة من الشاطئ (N-FPVs) في جنوب شرق آسيا، وخاصة في تايلاند، التي تهدف إلى تحقيق الحياد الكربوني بحلول عام 2050 وقد وضعت هدفًا لقدرة الطاقة الشمسية العائمة يبلغ 2.7 جيجاوات. على الرغم من الظروف المواتية في خليج تايلاند، بما في ذلك السواحل الواسعة وخصائص الموج المناسبة، هناك نقص ملحوظ في التقييمات المنهجية على مستوى المقاطعات لنشر أنظمة N-FPV. يجادل المؤلفون بضرورة استخدام منهجيات تحليل القرار متعدد المعايير (MCDA)، وخاصة عملية التحليل الهرمي (AHP) وتقنية تفضيل الطلب بناءً على التشابه مع الحل المثالي (TOPSIS)، لتقييم ملاءمة المواقع مع مراعاة الجدوى الاقتصادية المحلية. كما تستعرض الورقة الدراسات الحالية حول اختيار مواقع FPV وتبرز الحاجة إلى معايير مصممة خصيصًا تتعلق بالمناطق الاستوائية الموسمية، مما يرسخ جدّة وأهمية البحث الحالي.
الطرق
تدمج منهجية هذه الدراسة تحليل المعايير المتعددة لتقييم خصائص الموج، وتحديدًا ارتفاع الموج الكبير ($H_s$)، ومتوسط فترة الموج (MWP)، ومتوسط اتجاه الموج (MWD). تم جمع البيانات بدقة 0.5° × 0.5° مع فواصل زمنية ساعة على مدى خمس سنوات، مما يعكس التقلبات المناخية السنوية المتأثرة برياح الموسمية وظاهرة النينيو- oscillation الجنوبية (ENSO). تم الحصول على المتغيرات الجوية، بما في ذلك مكونات سرعة الرياح على ارتفاع 10 أمتار ($u_{10}, v_{10}$)، والإشعاع الشمسي الهابط ($ssrd$)، ودرجة الغيوم ($tcc$)، بدقة أعلى تبلغ 0.25° × 0.25°. استخدمت الدراسة مجموعة بيانات ERA5، مع ملخص موفر في الجدول 3.
لتحويل ظروف الموج البحرية إلى إعدادات قريبة من الشاطئ، استخدمت الدراسة معادلة تحويل من الدرجة الأولى:
\[
H_{s,nearshore} = K_s \times K_r \times K_d \times H_{s,offshore}
\]
حيث $K_s$، $K_r$، و$K_d$ هي معاملات كسر الموج، والانكسار، وكسر الموج المعتمد على العمق، على التوالي. تم اشتقاق هذه المعاملات باستخدام بيانات خريطة الأعماق العامة للمحيطات (GEBCO) وتم التحقق منها مقابل قياسات في الموقع من عوامات الموج التابعة للبحرية التايلاندية الملكية. على الرغم من أن التحويل مناسب للتقييمات على مستوى المقاطعات، إلا أنه يفتقر إلى الدقة اللازمة لتمييز درجات الملاءمة المتقاربة. أشار التحقق من بيانات إعادة تحليل ERA5 مقابل القياسات في الموقع إلى وجود انحياز، والذي تم تصحيحه لاحقًا، كما هو موضح في الجدول 4. تم التحقق من دقة بيانات الموج والرياح من ERA5 في بحر الصين الجنوبي المجاور بشكل مستقل في دراسات سابقة.
النتائج
تشير نتائج الدراسة إلى أن مقاطعات EEC قد ظهرت كمرشحين من المستوى الأول لنشر الطاقة الشمسية العائمة (FPV) بسبب عدة عوامل مواتية، بما في ذلك الإشعاع الشمسي عالي الجودة، ومناخ الموج المعتدل، والاتصال القوي بشبكة الكهرباء، وطلب كبير من الأحمال الصناعية. هذه النتيجة مهمة؛ ومع ذلك، من المهم ملاحظة أن الطلب من الأحمال الصناعية يعتمد على المتوسطات الإقليمية ولا يأخذ في الاعتبار سعة الاستهلاك المحددة للصناعات الساحلية. تشير تحليل الحساسية إلى أن تصنيفات المستوى الأول تظل صالحة حتى مع انخفاض بنسبة 30% في الطلب الصناعي، على الرغم من أن الأبحاث المستقبلية يجب أن تركز على دمج الطلب من الصناعات الساحلية المحددة لمناطق الشاطئ.
بالإضافة إلى ذلك، تسلط الدراسة الضوء على أن خليج تايلاند يستفيد من إشعاع شمسي استوائي أعلى ومسافات قريبة من الشاطئ أقصر، مما يسهم في انخفاض تكلفة الطاقة الموحدة (LCOE). ومع ذلك، تتطلب التحديات مثل زيادة التلوث البيولوجي ومعدلات التآكل في البيئات الاستوائية تعرفة مميزة لتعويض المخاطر. يتم وضع النتائج في سياق الأدبيات الدولية الأوسع حول الطاقة الشمسية العائمة، كما هو موضح في الجدول 14، مما يوضح المزايا والتحديات الفريدة التي تواجه مشاريع FPV في المناطق الاستوائية مقارنة بالمناطق المعتدلة.
المناقشة
تسلط قسم المناقشة في ورقة البحث الضوء على الحاجة الملحة لإطار تقييم شامل لأنظمة الطاقة الشمسية العائمة القريبة من الشاطئ (N-FPV) في خليج تايلاند. تحدد الدراسة فجوات كبيرة في الأدبيات الحالية، وخاصة نقص التركيز على مزارع الطاقة الشمسية العائمة في البحار شبه المغلقة الموسمية، وتؤكد على أهمية دمج طرق وزن موضوعية، مثل الإنتروبيا، جنبًا إلى جنب مع عملية التحليل الهرمي (AHP) لتقليل انحياز أصحاب المصلحة في تحليل القرار متعدد المعايير (MCDA). تستخدم الأبحاث نهجًا قائمًا على الإنتروبيا للتحقق من التصنيفات المستمدة من AHP، مما يضمن تقييمًا أكثر قوة لملاءمة المواقع عبر تسع مقاطعات تتميز ببيئات ساحلية وبنية تحتية للشبكة متنوعة.
تكشف النتائج أن المقاطعات الشرقية، وخاصة رايونغ وتشونبوري، تظهر أعلى إمكانات لنشر N-FPV بسبب الإشعاع الشمسي المواتي والاتصال بالشبكة القائمة. ومع ذلك، تحذر الدراسة من أنه بينما تصنف هذه المقاطعات كمرشحين من المستوى الأول للتطوير، يجب أن يأخذ النشر الفعلي في الاعتبار قيود الاستخدام البحري والآثار البيئية، مما يتطلب رسم خرائط استبعاد مفصلة تعتمد على نظم المعلومات الجغرافية ومشاركة أصحاب المصلحة. تشير التقييمات التقنية والاقتصادية إلى أن تكلفة الطاقة الموحدة (LCOE) لـ N-FPV في هذه المنطقة تنافس المعايير الدولية، مما يقترح مسارًا قابلًا للتطبيق لدمج الطاقة الشمسية البحرية في الإطار الصناعي التايلاندي. يجب أن تركز الأبحاث المستقبلية على تحسين التقييمات المحددة للمواقع ومعالجة الآثار البيئية لتركيبات N-FPV لضمان التنمية المستدامة.
القيود
تقدم الدراسة عدة قيود تؤثر على تفسير نتائجها. من الجدير بالذكر أن تآكل السواحل هو المعيار البيئي الوحيد الذي تم اعتباره بشكل صريح، بينما تم استبعاد عوامل التوافق البيئي الحرجة الأخرى—مثل تشتت الضوء، واضطراب المواطن، وتداخل مصايد الأسماك، والتداخل مع المواطن المحمية. إن هذا الاستبعاد يقوض قوة تقييم “الملاءمة” لأنظمة الطاقة الشمسية العائمة القريبة من الشاطئ (FPV). وبالتالي، يجب أن تُعتبر النتائج كفحص تقني واقتصادي مسبق بدلاً من تقييم شامل للملاءمة.
بالإضافة إلى ذلك، تؤكد الأبحاث على أهمية اختبار تجريبي على نطاق 1-5 ميغاوات. يعد هذا الاختبار ضروريًا ليس فقط للتحقق من النظام المقترح ولكن أيضًا لتوفير بيانات أداء تجريبية يمكن أن تؤكد أو تتحدى الافتراضات التي تم وضعها بناءً على الأدبيات الحالية خلال عملية الفحص.
DOI: https://doi.org/10.36956/sms.v8i2.3210
Publication Date: 2026-05-07
Author(s): Kornpaphop Ruttanawijit et al.
Primary Topic: Multi-Criteria Decision Making
Overview
The research paper presents a comprehensive macro-level screening procedure for assessing the suitability of nearshore floating photovoltaic (N-FPV) systems across nine coastal provinces. Utilizing a multi-criteria decision-making framework that combines the Analytic Hierarchy Process (AHP) and the Technique for Order Preference by Similarity to Ideal Solution (TOPSIS), the study evaluates factors such as irradiance, wave height, wind velocity, tidal range, coastal erosion, current velocity, proximity to existing power grids, and industrial demand. Data from the ERA5 reanalysis (2019-2023) is validated against 31 in-situ measurement stations, ensuring robust analysis. The independence of factors is confirmed through Pearson correlation analysis, with all pairings exhibiting a correlation coefficient (|r|) of less than 0.70.
Rayong and Chonburi emerge as the top-tier regions for N-FPV deployment, with composite indices (Ci) of 0.741 and 0.682, respectively, attributed to their favorable irradiance levels (5.15-5.29 kWh/m²/day), moderate wave conditions (Hs = 0.48-0.52 m), and strong industrial infrastructure within the Eastern Economic Corridor. The findings are further substantiated through VIKOR cross-checking, entropy weighting, demand proxy analysis, and modifications to the criteria structure, establishing a systematic approach to identifying optimal locations for N-FPV systems.
Introduction
The introduction of the research paper highlights the growing importance of solar photovoltaic (PV) technologies in the transition to low-carbon energy, with global solar PV capacity reaching 1,500 GW by 2023. However, spatial constraints in densely populated areas have prompted the development of floating photovoltaic (FPV) systems, which utilize water surfaces for solar panel installations. These systems not only alleviate land use conflicts but also offer additional benefits such as reduced evaporative loss and increased panel efficiency due to water cooling. By 2023, FPV capacity was estimated at 6 GW, with projections of 60-70 GW by 2030, driven by decreasing costs and the need for alternative energy sources.
The paper emphasizes the potential of nearshore floating photovoltaics (N-FPVs) in Southeast Asia, particularly in Thailand, which aims for carbon neutrality by 2050 and has set a floating solar capacity target of 2.7 GW. Despite favorable conditions in the Gulf of Thailand, including extensive coastlines and suitable wave characteristics, there is a notable lack of systematic province-level assessments for N-FPV deployment. The authors argue for the necessity of employing Multi-Criteria Decision Analysis (MCDA) methodologies, particularly the Analytic Hierarchy Process (AHP) and the Technique for Order Preference by Similarity to Ideal Solution (TOPSIS), to evaluate site suitability while considering local economic viability. The paper also reviews existing studies on FPV site selection and highlights the need for tailored criteria relevant to tropical monsoon regions, thereby establishing the novelty and significance of the current research.
Methods
The methodology of this study integrates multi-criteria analysis to assess wave characteristics, specifically significant wave height ($H_s$), mean wave period (MWP), and mean wave direction (MWD). Data were collected at a resolution of 0.5° × 0.5° with hourly intervals over a five-year period, capturing annual climate fluctuations influenced by monsoon winds and the El Niño-Southern Oscillation (ENSO). Atmospheric variables, including wind speed components at 10 m height ($u_{10}, v_{10}$), downward shortwave radiation ($ssrd$), and cloudiness ($tcc$), were obtained at a finer resolution of 0.25° × 0.25°. The study utilized the ERA5 dataset, with a summary provided in Table 3.
To transform offshore wave conditions to nearshore settings, the study employed a first-order transformation equation:
\[
H_{s,nearshore} = K_s \times K_r \times K_d \times H_{s,offshore}
\]
where $K_s$, $K_r$, and $K_d$ are the shoaling, refraction, and depth-dependent wave breaking coefficients, respectively. These coefficients were derived using General Bathymetric Chart of the Oceans (GEBCO) data and validated against in-situ measurements from Royal Thai Navy wave buoys. Although the transformation is suitable for provincial screening, it lacks the precision needed for distinguishing closely ranked suitability scores. Validation of the ERA5 reanalysis data against in-situ measurements indicated the presence of bias, which was subsequently corrected, as detailed in Table 4. The accuracy of the ERA5 wave and wind data in the adjacent South China Sea has been independently validated in previous studies.
Results
The results of the study indicate that the EEC provinces have emerged as Tier-1 candidates for floating photovoltaic (FPV) deployment due to several favorable factors, including high-quality solar radiation, a moderate wave climate, robust electric grid connectivity, and substantial industrial load demand. This finding is significant; however, it is important to note that the industrial load demand is based on provincial averages and does not account for the specific offtake capacity of coastal industries. Sensitivity analysis suggests that Tier-1 rankings remain valid even with a 30% reduction in industrial demand, although future research should focus on incorporating coastal-industry offtake demand specific to shoreline areas.
Additionally, the study highlights that the Gulf of Thailand benefits from higher tropical solar irradiance and shorter nearshore distances, which contribute to lower Levelized Cost of Energy (LCOE). However, challenges such as increased biofouling and corrosion rates in tropical environments necessitate premium tariffs for risk compensation. The findings are contextualized within the broader international floating solar literature, as presented in Table 14, illustrating the unique advantages and challenges faced by FPV projects in tropical regions compared to temperate zones.
Discussion
The discussion section of the research paper highlights the critical need for a comprehensive evaluation framework for nearshore floating photovoltaic (N-FPV) systems in the Gulf of Thailand. The study identifies significant gaps in existing literature, particularly the lack of focus on offshore floating solar farms in monsoonal semi-closed seas, and emphasizes the importance of integrating objective weighting methods, such as entropy, alongside the Analytic Hierarchy Process (AHP) to mitigate stakeholder bias in multi-criteria decision analysis (MCDA). The research employs an entropy-based approach to validate the rankings derived from AHP, ensuring a more robust evaluation of site suitability across nine provinces characterized by varying coastal environments and grid infrastructure.
The findings reveal that the eastern provinces, particularly Rayong and Chonburi, exhibit the highest potential for N-FPV deployment due to favorable solar irradiance and existing grid connectivity. However, the study cautions that while these provinces rank as Tier-1 candidates for development, actual deployment must consider marine-use constraints and environmental impacts, necessitating detailed GIS-based exclusion mapping and stakeholder engagement. The techno-economic assessment indicates that the levelized cost of energy (LCOE) for N-FPV in this region is competitive compared to international benchmarks, suggesting a viable pathway for integrating marine solar energy into Thailand’s industrial framework. Future research should focus on refining site-specific assessments and addressing the ecological implications of N-FPV installations to ensure sustainable development.
Limitations
The study presents several limitations that affect the interpretation of its findings. Notably, coastal erosion is the sole environmental criterion explicitly considered, while other critical ecological compatibility factors—such as light attenuation, habitat disturbance, fisheries interference, and overlap with protected habitats—are omitted. This exclusion undermines the robustness of the “suitability” assessment for nearshore floating photovoltaic (FPV) systems. Consequently, the results should be viewed as a techno-economic pre-screening rather than a thorough evaluation of suitability.
Additionally, the research emphasizes the importance of pilot testing at a scale of 1-5 MWp capacity. Such testing is essential not only for validating the proposed system but also for providing empirical performance data that can confirm or challenge the assumptions made based on existing literature during the screening process.