Различные методы производства электроэнергии могут повлечь за собой различные издержки, которые можно разделить на три основные категории: 1) оптовые издержки или все издержки, оплачиваемые коммунальными предприятиями, связанные с приобретением и распределением электроэнергии среди потребителей, 2) розничные издержки, оплачиваемые потребителями, и 3) внешние издержки или экстерналии , налагаемые на общество.
Оптовые расходы включают первоначальный капитал , эксплуатацию и техническое обслуживание (O&M), передачу и расходы на вывод из эксплуатации. В зависимости от местной нормативной среды некоторые или все оптовые расходы могут быть переложены на потребителей. Это расходы на единицу энергии, обычно представленные в долларах/мегаватт-час (оптовая торговля). Расчеты также помогают правительствам принимать решения относительно энергетической политики .
В среднем нормированная стоимость электроэнергии от солнечных электростанций коммунального масштаба и наземных ветровых электростанций ниже, чем от угольных и газовых электростанций , [1] : TS-25, но она сильно варьируется в зависимости от местоположения. [2] : 6–65
Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) — это показатель, который пытается последовательно сравнивать затраты различных методов производства электроэнергии. Хотя LCOE часто представляется как минимальная постоянная цена, по которой электроэнергия должна продаваться для безубыточности в течение срока службы проекта, такой анализ затрат требует предположений о стоимости различных нефинансовых затрат (воздействие на окружающую среду, локальная доступность и т. д.) и поэтому является спорным. Грубо рассчитанная LCOE — это чистая текущая стоимость всех затрат в течение срока службы актива, деленная на соответствующим образом дисконтированную общую сумму выработки энергии активом в течение этого срока службы. [9]
Нормированная стоимость хранения (LCOS) аналогична LCOE, но применяется к технологиям хранения энергии, таким как батареи. [10] Однако, независимо от технологии, хранение является лишь вторичным источником электроэнергии, зависящим от первичного источника генерации. Таким образом, истинный учет затрат требует, чтобы затраты как первичных, так и вторичных источников были включены, когда стоимость хранения сравнивается со стоимостью генерации электроэнергии в реальном времени для удовлетворения спроса. [ необходима цитата ]
Фактором стоимости, уникальным для хранения, являются потери, возникающие из-за изначальной неэффективности хранения электроэнергии, а также увеличение выбросов CO2, если какой-либо компонент первичного источника менее чем на 100% свободен от углерода. [11] В США комплексное исследование 2015 года показало, что чистые системные выбросы CO2, возникающие в результате работы хранилища, нетривиальны по сравнению с выбросами от генерации электроэнергии [в режиме реального времени для удовлетворения спроса], составляя от 104 до 407 кг/МВт·ч поставленной энергии в зависимости от местоположения, режима работы хранилища и предположений относительно интенсивности выбросов углерода. [11]
Метрика уравновешенной избегаемой стоимости энергии (LACE) устраняет некоторые недостатки LCOE, учитывая экономическую ценность, которую источник предоставляет сети. Экономическая ценность учитывает диспетчеризацию ресурса, а также существующий энергетический баланс в регионе. [12]
В 2014 году Управление по энергетической информации США рекомендовало [13] , чтобы нормированные затраты недиспетчерских источников , таких как ветер или солнце, сравнивались с «нормированной избегаемой стоимостью энергии» (LACE), а не с LCOE диспетчерских источников, таких как ископаемое топливо или геотермальная энергия. LACE — это избегаемые затраты из других источников, деленные на годовой годовой объем производства недиспетчерского источника. [ необходим пример ] EIA выдвинуло гипотезу, что флуктуирующие источники энергии могут не избежать капитальных и эксплуатационных расходов резервных диспетчерских источников. Отношение LACE к LCOE называется отношением стоимости к стоимости. Когда LACE (стоимость) больше LCOE (стоимость), то отношение стоимости к стоимости больше 1, и проект считается экономически осуществимым. [14]
Скорректированная по стоимости нормированная стоимость электроэнергии (VALCOE) — это метрика, разработанная Международным энергетическим агентством , которая включает как стоимость электроэнергии, так и ее ценность для электроэнергетической системы. [15] Например, тот же объем электроэнергии имеет большую ценность в период пикового спроса. Однако VALCOE не учитывает будущие изменения в электроэнергетической системе, например, добавление гораздо большего количества солнечной энергии может снизить ее стоимость в полдень, но сегодняшний VALCOE не учитывает этого. [16] [ ненадежный источник? ]
Коэффициент захвата — это средневзвешенная по объему рыночная цена (или цена захвата) , которую получает источник, деленная на средневзвешенную по времени среднюю цену на электроэнергию за период. [17] [18] [19] [20] Например, гидроэлектростанция с плотиной может генерировать только тогда, когда цены высоки, и поэтому иметь коэффициент захвата 200%, тогда как источник, который не может быть диспетчеризирован, такой как ветряная электростанция без батарей, обычно будет иметь коэффициент захвата ниже 100%. [20] Обычно чем больше одного типа возобновляемых источников энергии построено в ценовой зоне (например, в Великобритании), тем ниже будет коэффициент захвата для этого типа, например, если много ветряных электростанций генерируют много энергии одновременно, цена в это время снизится. [17] Может произойти сокращение, если в ценовой зоне отсутствует подключение к сети — например, от ветряной электростанции в Шотландии до потребителей в Англии — в результате чего коэффициент захвата не отражает истинную стоимость. [17]
При расчете затрат необходимо учитывать несколько внутренних факторов затрат. [21] Обратите внимание на использование «затрат», которые не являются фактической ценой продажи, поскольку на нее могут влиять различные факторы, такие как субсидии и налоги:
Для оценки общей стоимости производства электроэнергии потоки затрат преобразуются в чистую текущую стоимость с использованием временной стоимости денег . Все эти затраты объединяются с использованием дисконтированного денежного потока . [22] [23]
Для мощности генерации электроэнергии капитальные затраты часто выражаются как стоимость за ночь за киловатт. Оценочные затраты:
Реальные затраты могут значительно отличаться от этих оценок. Блок 3 Олкилуото , который достиг первой критичности в конце 2021 года, имел ночные затраты для строительного консорциума (коммунальная компания заплатила фиксированную цену, согласованную при подписании сделки, в размере всего 3,2 млрд евро) в размере 8,5 млрд евро и чистую электрическую мощность 1,6 ГВт или 5310 евро за кВт мощности. [26] Между тем, атомная генерирующая станция Дарлингтон в Канаде имела ночные затраты в размере 5,117 млрд канадских долларов при чистой электрической мощности 3512 МВт или 1457 канадских долларов за кВт мощности. [27] Часто цитируемая цифра в 14,319 млрд канадских долларов — что составляет 4077 канадских долларов за кВт мощности — включает проценты (особенно высокие затраты в данном случае, поскольку коммунальная компания должна была занимать по рыночным ставкам и должна была покрывать расходы из-за задержек в строительстве) и, таким образом, не является «ночными затратами». Кроме того, существует проблема сопоставимости различных источников энергии, поскольку коэффициенты мощности могут составлять всего 10–20% для некоторых ветровых и солнечных установок, достигая 50% для офшорных ветровых установок и, наконец, превышая 90% для самых надежных атомных электростанций. [28] Средний коэффициент мощности всех коммерческих атомных электростанций в мире в 2020 году составил 80,3% (83,1% в предыдущем году), но это включает устаревшие атомные электростанции второго поколения и такие страны, как Франция , которые управляют нагрузкой своих атомных электростанций, что снижает коэффициент мощности. [29] Пиковые электростанции имеют особенно низкие коэффициенты мощности, но компенсируют это, продавая электроэнергию по максимально возможной цене, когда предложение не соответствует спросу в противном случае. [30]
Первая немецкая оффшорная ветровая электростанция Alpha Ventus Offshore Wind Farm с паспортной мощностью 60 МВт обошлась в 250 миллионов евро (после первоначальной оценки в 190 миллионов евро ). [31] В 2012 году она произвела 268 ГВт-ч электроэнергии, достигнув коэффициента использования мощности чуть более 50%. [32] Если пересчитать стоимость за ночь на номинальную мощность, то она составит 4167 евро за кВт, тогда как если принять во внимание коэффициент использования мощности, то эту цифру нужно примерно удвоить.
Геотермальная энергия уникальна среди возобновляемых источников энергии тем, что она обычно оказывает незначительное воздействие на поверхность и способна вырабатывать как базовую нагрузку, так и комбинированное тепло и электроэнергию . Однако в зависимости от станции и условий под землей в воздух могут выделяться естественные радиоактивные материалы, такие как радон . [33] Это частично компенсирует относительно высокие затраты на мощность, которые были указаны в размере 200 миллионов долларов США для первой фазы 45 МВт геотермальной электростанции Þeistareykir и в общей сложности 330 миллионов долларов США для двух первых фаз 90 МВт. Это дает стоимость за кВт мощности в размере 4444 долларов США , если рассматривать только первую фазу, и 3667 долларов США, если оценки затрат для обеих фаз вместе взятых сохранятся. [34] Источник также называет эту электростанцию уникальной по затратам для геотермальной энергии, а уникальная геология Исландии делает страну одним из крупнейших производителей геотермальной энергии в мире и, безусловно, крупнейшим на душу населения или относительно всей потребляемой энергии.
Блок 5 электростанции Иршинг в Южной Германии использует природный газ в качестве топлива в комбинированном цикле, преобразуя 1750 мегаватт тепловой энергии в 847 чистых МВт полезной электроэнергии. Его строительство обошлось в €450 миллионов . [35] Это составляет около €531 за кВт мощности. Однако из-за неэкономичной перспективы эксплуатации его в качестве пиковой электростанции владельцы вскоре после открытия станции в 2010 году захотели закрыть ее. [36]
LCOE плавучей ветровой энергии увеличивается с расстоянием от берега. [37]
Фотоэлектрический парк Либерозе — один из крупнейших в Германии — имел номинальную мощность на момент открытия 52,79 мегаватт и стоил около €160 миллионов на строительство [38] [39] или €3031 за кВт. С годовой выработкой около 52 ГВт·ч (что эквивалентно чуть более 5,9 МВт) он имеет коэффициент мощности чуть более 11%. Цифра в €160 миллионов была снова названа, когда солнечный парк был продан в 2010 году. [40]
Самая большая в мире солнечная электростанция на сегодняшний день (2022 г.) в Раджастхане , Индия — Bhadla Solar Park — имеет общую номинальную мощность 2255 МВт и обошлась в 98,5 млрд индийских рупий на строительство. [41] Это составляет примерно 43681 рупию за кВт.
Как видно из этих цифр, затраты сильно различаются даже для одного и того же источника электроэнергии в зависимости от места или времени и от того, включены ли проценты в общую стоимость. Кроме того, коэффициенты мощности и непостоянство определенных источников энергии еще больше усложняют расчеты. Еще один вопрос, который часто упускается в обсуждениях, — это срок службы различных электростанций — некоторые из старейших гидроэлектростанций существуют уже более века, а атомные электростанции, работающие непрерывно в течение пяти или шести десятилетий, не являются редкостью. Однако многие ветряные турбины первого поколения уже были снесены, поскольку они больше не могут конкурировать с более современными ветряными турбинами и/или больше не вписываются в текущую нормативную среду. [ требуется ссылка ] Некоторым из них не было и двадцати пяти лет. Солнечные панели демонстрируют определенное старение, что ограничивает их полезный срок службы, но реальных данных о предполагаемом сроке службы последних моделей пока нет.
Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание включают предельные затраты на топливо, техническое обслуживание, эксплуатацию, хранение отходов и вывод из эксплуатации электрогенерирующего объекта. Расходы на топливо, как правило, самые высокие для нефтяной генерации, за которой следуют уголь, газ, биомасса и уран. Из-за высокой плотности энергии урана (или МОКС-топлива на заводах, использующих эту альтернативу урану) и сравнительно низкой цены на мировом рынке урана (особенно при измерении в единицах валюты на единицу энергосодержания) расходы на топливо составляют лишь часть эксплуатационных расходов атомных электростанций. В целом, баланс затрат между капитальными и эксплуатационными расходами склоняется в пользу более низких эксплуатационных расходов для возобновляемых источников энергии и ядерной энергетики и в другую сторону для ископаемого топлива.
Поскольку суверенный долг в странах с высоким уровнем дохода обычно предоставляется по более низким процентным ставкам, чем частные займы, ядерная и возобновляемая энергия становятся значительно дешевле – также по сравнению с ископаемыми альтернативами – чем больше вовлечены государственные инвестиции или государственные гарантии. На глобальном Юге , где процентные ставки, как правило, выше, более короткий период строительства небольших проектов (особенно ветряных и солнечных) частично компенсирует их повышенную капитальную стоимость. С точки зрения импортозамещения , солнечная энергия может быть особенно привлекательной для замены бункерного топлива или дизельных генераторов для электрификации сельских районов , поскольку она не требует импортных углеводородов и позволяет вместо этого экспортировать углеводородные ресурсы (при наличии). [42] [43]
Краткосрочные колебания цен на топливо могут оказать существенное влияние на стоимость производства энергии на электростанциях, работающих на природном газе и нефти, и в меньшей степени на угольных электростанциях. Поскольку возобновляемые источники энергии не нуждаются в топливе, их стоимость не зависит от мировых рынков топлива после их создания. Угольные электростанции часто снабжаются местным или, по крайней мере, отечественным углем — это особенно касается лигнита , низкое качество и высокая влажность которого делают его транспортировку на большие расстояния нерентабельной — и, таким образом, они менее подвержены влиянию мировых рынков. Если существует налог на выбросы углерода или другие формы ценообразования на CO2 , это может оказать существенное влияние на экономическую жизнеспособность электростанций, работающих на ископаемом топливе. Из-за простоты накопления урана и редкости дозаправки (большинство реакторов с водой под давлением будут менять примерно от четверти до трети своей топливной загрузки каждые полтора-два года [44] [45] ), краткосрочные колебания мировых цен на уран являются риском, принимаемым поставщиками топлива, а не операторами электростанций. Однако долгосрочные тенденции цен на уран могут оказать влияние на конечную цену ядерной энергии в размере от нескольких десятых долей цента до одного-двух центов за киловатт-час. [46]
Самым большим фактором эксплуатационных расходов как ядерной, так и возобновляемой энергетики являются местные заработные платы — в большинстве случаев их необходимо выплачивать независимо от того, работает ли станция на полную мощность или вырабатывает только часть своей паспортной мощности , и поэтому эти станции обычно работают на максимально возможной доле своей мощности, которую позволяют рынок ( отрицательные цены ) и погода (избегание перегрева рек охлаждающей водой , наличие солнца или ветра...). [47] [48] Однако во Франции атомные электростанции, которые обеспечивают около 70% спроса на электроэнергию, работают в зависимости от нагрузки, чтобы стабилизировать сеть. Поскольку большая часть отопления домов во Франции осуществляется с помощью электрических средств ( тепловые насосы и резистивное отопление ), существует заметная сезонность в производстве ядерной энергии во Франции с запланированными отключениями, обычно запланированными на летний период с более низким спросом, который также совпадает со школьными каникулами во Франции. В Германии около двух десятилетий и более старых ветряных турбин были закрыты после того, как больше не получали субсидий на возобновляемую энергию из-за заявленной рыночной цены на электроэнергию около 0,03 евро за кВт·ч, которая не покрывала предельные издержки или покрывала их только до тех пор, пока не требовалось капитальное обслуживание. [49] Напротив, после полной амортизации (тогда оставшиеся) атомные электростанции Германии описывались в сообщениях СМИ в течение 2010-х и в начале 2020-х годов как высокорентабельные для своих операторов даже без прямых государственных субсидий. [50] [51] [52]
Многие ученые, такие как Пол Джоскоу , описали ограничения метрики "выравниваемой стоимости электроэнергии" для сравнения новых источников генерации. В частности, LCOE игнорирует временные эффекты, связанные с соответствием производства спросу. Это происходит на двух уровнях:
Скорость изменения (насколько быстро мощность может быть увеличена или уменьшена) может быть выше для более современных ядерных электростанций, а экономика атомных электростанций отличается. [53] [54] Тем не менее, капиталоемкие технологии, такие как ветряная, солнечная и ядерная, экономически невыгодны, если только они не генерируют энергию с максимальной доступностью, поскольку LCOE представляет собой почти все невозвратные капитальные вложения. Сети с очень большим количеством непостоянных источников энергии, таких как ветряная и солнечная, могут понести дополнительные расходы, связанные с необходимостью иметь хранилище или резервную генерацию. [55] В то же время непостоянные источники могут быть еще более конкурентоспособными, если они доступны для производства, когда спрос и цены самые высокие, например, солнечная энергия во время пиковых летних полуденных пиков, наблюдаемых в жарких странах, где кондиционирование воздуха является основным потребителем. [56]
Другим ограничением метрики LCOE является влияние энергоэффективности и энергосбережения (EEC). [57] [ требуется лучший источник ] В 2010-х годах EEC привел к тому, что спрос на электроэнергию во многих странах, таких как США, [58] остался на прежнем уровне или снизился. [59] [60] Для солнечных систем, установленных в точке конечного использования, может быть более экономичным сначала инвестировать в EEC, затем в солнечную энергию или в обе одновременно. [61] Это приводит к меньшей требуемой солнечной системе, чем та, которая была бы необходима без мер EEC. Однако проектирование солнечной системы на основе LCOE приведет к увеличению LCOE меньшей системы, поскольку выработка энергии падает быстрее, чем стоимость системы. [ требуется разъяснение ] Следует учитывать всю стоимость жизненного цикла системы, а не только LCOE источника энергии. [57] LCOE не так важен для конечных пользователей, как другие финансовые соображения, такие как доход, денежный поток, ипотека, лизинг, аренда и счета за электроэнергию. [57] Сравнение инвестиций в солнечную энергетику с этими показателями может облегчить принятие решения конечными пользователями или использование расчетов затрат и выгод «и/или значения мощности актива или его вклада в пик на уровне системы или цепи». [57]
Обычно цены на электроэнергию из различных источников энергии могут не включать все внешние издержки , то есть издержки, которые косвенно несет общество в целом в результате использования этого источника энергии. [62] К ним могут относиться затраты на обеспечение, воздействие на окружающую среду, хранение энергии, затраты на переработку или последствия несчастных случаев, выходящие за рамки страхования.
Производительность солнечных панелей обычно гарантируется в течение 25 лет, а иногда и 30 лет. [63] Согласно исследованию Harvard Business Review 2021 года, затраты на переработку солнечных панелей достигнут 20–30 долларов за панель в 2035 году, что увеличит LCOE в четыре раза для солнечной энергии, но только если панели будут заменены через 15 лет, а не через ожидаемые 30 лет. Если панели будут заменены раньше, это станет серьезной политической проблемой, поскольку если переработка станет юридической обязанностью производителей (как это уже есть в ЕС ), это резко снизит рентабельность на этом и без того конкурентном рынке. [64] Исследование МЭА 2021 года по ремонту старых панелей для повторного использования, а не для их переработки пришло к выводу, что финансовая жизнеспособность зависит от специфических для страны факторов, таких как тарифы на сетевые электросети, но повторное использование вероятно только для коммунальных солнечных батарей, поскольку владельцы крыш захотят максимально эффективно использовать пространство с помощью более эффективных новых панелей. [65]
Финансируемое ЕС исследование, известное как ExternE, или Внешние эффекты энергии, проведенное в период с 1995 по 2005 год, показало, что стоимость производства электроэнергии из угля или нефти удвоится по сравнению с ее нынешней стоимостью, а стоимость производства электроэнергии из газа увеличится на 30%, если будут учтены внешние издержки, такие как ущерб окружающей среде и здоровью человека от твердых частиц , оксидов азота , хрома VI , щелочности речной воды , отравления ртутью и выбросов мышьяка , производимых этими источниками. В исследовании было подсчитано, что эти внешние, нисходящие, затраты на ископаемое топливо составляют до 1–2% от всего валового внутреннего продукта (ВВП) ЕС , и это было до того, как внешние издержки глобального потепления из этих источников были вообще включены. [66] [67] Уголь имеет самые высокие внешние издержки в ЕС, и глобальное потепление составляет наибольшую часть этих издержек. [62] Устойчивая энергетика позволяет избежать или значительно сократить будущие издержки для общества, такие как респираторные заболевания . [68] [69] В 2022 году ЕС создал зеленую таксономию , чтобы указать, какие инвестиции в энергетику сокращают такие внешние издержки.
Средством решения части внешних издержек производства ископаемого топлива является ценообразование за выбросы углерода — метод, наиболее предпочитаемый экономистами для сокращения выбросов, способствующих глобальному потеплению. [70] Ценообразование за выбросы углерода взимает плату с тех, кто выбрасывает углекислый газ, за свои выбросы. Эта плата, называемая «цена за выбросы углерода», представляет собой сумму, которую необходимо заплатить за право выбросить одну тонну углекислого газа в атмосферу. Ценообразование за выбросы углерода обычно принимает форму налога на выбросы углерода или требования о покупке разрешений на выбросы (также называемых «квотами»).
В зависимости от предположений о возможных авариях и их вероятности внешние издержки для ядерной энергетики значительно варьируются и могут достигать от 0,2 до 200 центов/кВт·ч. [71] Кроме того, ядерная энергетика работает в рамках страховой структуры, которая ограничивает или структурирует ответственность за аварии в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности третьих лиц в ядерной сфере , Брюссельской дополнительной конвенцией и Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб [72], а в США — с Законом Прайса-Андерсона . Часто утверждается, что этот потенциальный дефицит ответственности представляет собой внешние издержки, не включенные в стоимость ядерной электроэнергии; но эта стоимость невелика и составляет около 0,1% от нормированной стоимости электроэнергии, согласно исследованию 2008 года. [73]
Эти сверхстраховые расходы на наихудшие сценарии не являются уникальными для ядерной энергетики, поскольку гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофических событий, таких как крупный прорыв плотины . Поскольку частные страховщики основывают страховые премии по плотинам на ограниченных сценариях, страхование от крупных катастроф в этом секторе также предоставляется государством. [74] [ требуется лучший источник ]
Поскольку внешние эффекты носят размытый характер, внешние издержки невозможно измерить напрямую, их необходимо оценить.
Разные страны взимают с генерирующих компаний разную плату за негативные внешние эффекты (например, загрязнение), которые они создают. Чтобы избежать недобросовестной конкуренции со стороны импорта грязной электроэнергии, может применяться тариф. Например, Великобритания и ЕС могут включать электроэнергию в свои Механизмы корректировки граничных выбросов углерода . [75] В качестве альтернативы системы торговли квотами на выбросы (ETS) стран-импортеров и стран-экспортеров могут быть связаны, [76] или генераторы в одной стране могут подчиняться ETS другой страны (например, генераторы Северной Ирландии находятся в ETS ЕС ). [77]
Расчеты часто не включают более широкие системные издержки, связанные с каждым типом завода, такие как дальние передающие соединения с сетями или балансировочные и резервные издержки. Расчеты не обязательно включают внешние издержки, такие как ущерб здоровью от угольных электростанций, а также влияние выбросов парниковых газов на изменение климата , закисление океана и эвтрофикацию , сдвиги океанских течений . Расходы на вывод из эксплуатации электростанций обычно не включаются (атомные электростанции в Соединенных Штатах являются исключением, поскольку стоимость вывода из эксплуатации включена в цену электроэнергии в соответствии с Законом о политике в области ядерных отходов ), поэтому это не полный учет затрат . Эти типы элементов могут быть явно добавлены по мере необходимости в зависимости от цели расчета.
Другие нефинансовые факторы могут включать:
*Оценки LCOE для атомной энергетики от Lazard «основаны на тогдашних расчетных затратах завода Vogtle и ориентированы на США». [84]
В 2023 году Bank of America провел исследование LCOE, в котором постулировал, что существующие оценки LCOE для возобновляемых источников энергии не учитывают ископаемое топливо или резервное питание от аккумуляторов, и поэтому приведенная полная системная стоимость электроэнергии (LFSCOE) [87] была бы более разумной метрикой для сравнения источников с точки зрения круглосуточного обеспечения потребителей электроэнергией. [88]
В марте 2021 года Bloomberg New Energy Finance обнаружил, что «возобновляемые источники энергии являются самым дешевым вариантом энергии для 71% мирового ВВП и 85% мирового производства электроэнергии. Теперь дешевле построить новую солнечную или ветровую электростанцию для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию или заменить вышедший из строя генератор, чем построить новую электростанцию, работающую на ископаемом топливе. ... С точки зрения затрат ветер и солнце являются лучшим экономически выгодным выбором на рынках, где существуют устойчивые ресурсы генерации и растет спрос». [86] : 24 Они также сообщили, что «нормированная стоимость энергии от систем хранения литий-ионных аккумуляторов конкурентоспособна со многими генераторами пикового спроса». [86] : 23 Однако BNEF не раскрывает подробную методологию и предположения о расчете LCOE, за исключением заявления о том, что она «получена из выбранных общедоступных источников». [86] : 98 Стоимость газовых пикеров существенна и включает как стоимость топлива, так и внешние затраты на его сжигание. Расходы на его сжигание включают выбросы парниковых газов, оксида и диоксида углерода, а также оксидов азота ( NOx ), которые повреждают дыхательную систему человека и способствуют образованию кислотных дождей. [89]
В декабре 2020 года МЭА и ОЭСР АЯЭ опубликовали совместное исследование «Прогнозируемая стоимость генерации электроэнергии », в котором рассматривается очень широкий спектр технологий генерации электроэнергии на основе 243 электростанций в 24 странах. Основной вывод заключался в том, что «низкоуглеродная генерация в целом становится все более конкурентоспособной по стоимости» и «новая атомная энергетика останется диспетчерской низкоуглеродной технологией с самыми низкими ожидаемыми затратами в 2025 году». В отчете рассчитана LCOE с предполагаемой ставкой дисконтирования 7% и скорректирована с учетом системных затрат на генерацию. [85] Отчет также содержит утилиту моделирования, которая производит оценки LCOE на основе выбранных пользователем параметров, таких как ставка дисконтирования, цена на углерод, цена на тепло, цена на уголь и цена на газ. [90] Основные выводы отчета: [91]
В октябре 2020 года финансовая фирма Lazard сравнила возобновляемые и традиционные источники энергии, включая сравнение существующей и новой генерации (см. таблицу). Исследование Lazard предполагает «60% долга при 8% процентной ставке и 40% капитала при 12% себестоимости» для расчета LCOE, но не раскрывает свою методологию или портфель проектов, используемых для расчета цен. [92] В исследовании 2023 года Lazard объяснила, что их оценки LCOE для ядерной энергетики «основаны на тогдашних расчетных затратах завода Vogtle и ориентированы на США». [84]
Пятый оценочный доклад МГЭИК содержит расчеты LCOE [82] для широкого спектра источников энергии в следующих четырех сценариях:
BNEF [93] оценила следующие затраты на производство электроэнергии в Австралии: [94]
Из следующей таблицы видно, что стоимость возобновляемой энергии, в частности фотоэлектрической, падает очень быстро. По состоянию на 2017 год стоимость производства электроэнергии с помощью фотоэлектрической энергии, например, упала почти на 75% в течение 7 лет. [95]
В Соединенном Королевстве тариф на подачу электроэнергии в размере £92,50/МВт·ч по ценам 2012 года (в настоящее время эквивалент €131/МВт·ч) [108] плюс компенсация инфляции был установлен в 2013 году для новой атомной электростанции, которая будет построена в Хинкли-Пойнт C, сроком на 35 лет. В то время это было ниже тарифа на подачу электроэнергии для крупных фотоэлектрических и морских ветровых электростанций и выше наземных ветровых электростанций. [109] [110] [111]
В Германии тендерные процессы, проводимые с 2017 года, привели к значительному сокращению затрат. В одном тендере на морские ветровые электростанции по крайней мере один участник торгов полностью отказался от государственных субсидий и был готов финансировать проект только через рынок. Самая высокая цена субсидии, которая все еще была присуждена, составляла 6,00 центов/кВт·ч. [112] В тендере на проекты наземных ветровых электростанций была достигнута средняя оплата в размере 5,71 цента/кВт·ч, а во втором раунде торгов — 4,29 цента/кВт·ч.
В 2019 году были поданы заявки на строительство новых морских ветровых электростанций в Соединенном Королевстве, стоимость которых составляла всего 3,96 пенса за кВт·ч (4,47 цента). [113]
В том же году в Португалии прошли торги на фотоэлектрические станции, где цена самого дешевого проекта составила 1,476 центов/кВт·ч. [114]
По состоянию на 2022 год [обновлять]газ является крупнейшим источником электроэнергии — 40%: [115] его стоимость варьируется, а из-за высокого содержания углерода он вызывает изменение климата . [116] Поэтому, чтобы сократить долю газа, правительство ежегодно проводит аукционы по контрактам на разницу для строительства низкоуглеродных генерирующих мощностей, в основном морских ветровых электростанций. [117] До 2022 года эти генераторы всегда получали платежи от поставщиков электроэнергии, но в этом году они начали платить. [118] Другими словами, возобновляемые источники энергии стали бесплатными для субсидирования, [119] отчасти из-за падения стоимости морских ветровых электростанций. [120] Вместо газа все еще темные недели могут поставляться норвежской гидроэнергетикой [121] или атомной. Поскольку многие из существующих ядерных реакторов Великобритании должны вскоре выйти из эксплуатации, правительство надеется, что могут быть разработаны экономически эффективные небольшие модульные реакторы . [115]
Международное энергетическое агентство и EDF оценили следующие расходы. Для ядерной энергетики они включают расходы, связанные с новыми инвестициями в безопасность для модернизации французской атомной электростанции после ядерной катастрофы на Фукусиме-1 ; стоимость этих инвестиций оценивается в €4/МВт·ч. Что касается солнечной энергетики, оценка в €293/МВт·ч относится к крупной станции, способной производить в диапазоне 50–100 ГВт·ч/год, расположенной в благоприятном месте (например, в Южной Европе). Для небольшой бытовой установки, которая может производить около 3 МВт·ч/год, стоимость составляет от 400 до €700/МВт·ч, в зависимости от местоположения. Солнечная энергия оказалась самым дорогим возобновляемым источником электроэнергии среди изученных технологий, хотя повышение эффективности и увеличение срока службы фотоэлектрических панелей в сочетании со снижением производственных затрат сделали этот источник энергии более конкурентоспособным с 2011 года. К 2017 году стоимость фотоэлектрической солнечной энергии снизилась до менее 50 евро/МВт⋅ч.
Институт Фраунгофера по системам солнечной энергии публикует исследования, сравнивающие стоимость различных стилей производства энергии. Значения для установок PV основаны на средней стоимости между Северной и Южной Германией. Отчеты различают эти два варианта и дают больше подробностей. [124]
LCOE для систем фотоэлектрических батарей относится к общему количеству энергии, производимой фотоэлектрической системой за вычетом потерь при хранении. Потери при хранении рассчитываются на основе емкости аккумуляторной батареи, предполагаемого количества циклов и эффективности батареи. Результаты включают разницу в стоимости фотоэлектрических систем, стоимости батареи (от 500 до 1200 евро/кВт·ч) и различное солнечное излучение . Для более крупных фотоэлектрических систем на крыше с аккумуляторной батареей стоимость батареи составляет от 600 до 1000 евро/кВт·ч. Для наземных фотоэлектрических систем с аккумуляторными системами предполагались инвестиционные затраты на аккумуляторную батарею в размере от 500 до 700 евро/кВт·ч. Цены на меньшие системы частично ниже, поскольку они являются стандартизированными продуктами, тогда как более крупные аккумуляторные системы, как правило, представляют собой индивидуальные проекты, которые дополнительно влекут за собой затраты на разработку проекта, управление проектом и инфраструктуру. Диапазон инвестиционных затрат меньше для больших размеров, поскольку существует большее конкурентное давление.
Капитальные затраты, постоянные и переменные затраты, а также средний коэффициент использования установленной мощности ветровых и фотоэлектрических установок коммунального масштаба за период с 2000 по 2018 год были получены с использованием общего переменного производства возобновляемой электроэнергии в странах Ближнего Востока и 81 рассмотренного проекта.
По состоянию на март 2021 года [обновлять]для проектов, начинающих выработку электроэнергии в Турции из возобновляемых источников энергии в Турции в июле, фиксированные тарифы в лирах за кВт·ч составляют: ветряная и солнечная энергия 0,32, гидроэнергия 0,4, геотермальная энергия 0,54 и различные ставки для различных типов биомассы: для всех них также предусмотрен бонус в размере 0,08 за кВт·ч, если используются местные компоненты. [127] Тарифы будут применяться в течение 10 лет, а местный бонус — в течение 5 лет. [127] Тарифы определяются президентом, [128] и схема заменяет предыдущие фиксированные тарифы, деноминированные в долларах США, для возобновляемых источников энергии. [129]
Исследование, проведенное японским правительством в 2010 году (до катастрофы на Фукусиме), названное «Белой книгой по энергетике» [130], пришло к выводу, что стоимость киловатт-часа для солнечной энергии составляла 49 иен, для ветровой — от 10 до 14 иен, а для ядерной — 5 или 6 иен.
Однако Масаёси Сон , сторонник возобновляемой энергии , указал, что правительственные оценки ядерной энергетики не включают расходы на переработку топлива или страхование ответственности за стихийные бедствия. Сон подсчитал, что если бы эти расходы были включены, стоимость ядерной энергетики была бы примерно такой же, как и ветровой. [131] [132] [133]
В последнее время стоимость солнечной энергии в Японии снизилась до 13,1–21,3 иен/кВт·ч (в среднем 15,3 иен/кВт·ч или 0,142 долл. США/кВт·ч). [134]
Стоимость солнечного фотоэлектрического модуля составляет наибольшую часть общих инвестиционных затрат. Согласно недавнему анализу Solar Power Generation Costs in Japan 2021, цены на модули резко упали. В 2018 году средняя цена была близка к 60 000 иен/кВт, но к 2021 году она оценивается в 30 000 иен/кВт, то есть стоимость снижается почти вдвое.
С 2010 года Управление энергетической информации США (EIA) публикует Ежегодный энергетический прогноз (AEO) с годовыми прогнозами LCOE для будущих объектов коммунального масштаба, которые будут введены в эксплуатацию примерно через пять лет.
Следующие данные взяты из Ежегодного энергетического прогноза Управления энергетической информации (EIA), опубликованного в 2020 году (AEO2020). Они указаны в долларах за мегаватт-час (2019 USD/МВт-ч). Эти цифры являются оценками для установок, которые будут введены в эксплуатацию в 2025 году, без учета налоговых льгот, субсидий или других стимулов. [135] LCOE ниже рассчитывается на основе 30-летнего периода восстановления с использованием реальной средневзвешенной стоимости капитала после уплаты налогов (WACC) в размере 6,1%. Для углеродоемких технологий к WACC добавляется 3 процентных пункта. (Это примерно эквивалентно сбору в размере 15 долларов США за метрическую тонну углекислого газа CO2 . ) Ожидается, что федеральные налоговые льготы и различные государственные и местные программы стимулирования снизят некоторые из этих значений LCOE. Например, EIA ожидает, что федеральная программа налоговых льгот на инвестиции снизит средневзвешенную по мощности LCOE солнечных фотоэлектрических установок, построенных в 2025 году, еще на 2,41 доллара США — до 30,39 доллара США.
Источниками электроэнергии, по которым за период с 2010 по 2019 год наблюдалось наибольшее снижение расчетных затрат, стали солнечная фотоэлектрическая энергетика (снижение на 88%), наземная ветровая энергетика (снижение на 71%) и усовершенствованный комбинированный цикл на природном газе (снижение на 49%).
Для генерации коммунального масштаба, введенной в эксплуатацию в 2040 году, EIA подсчитало в 2015 году, что произойдет дальнейшее снижение постоянной стоимости концентрированной солнечной энергии (CSP) (на 18%), солнечной фотоэлектрической энергии (на 15%), морского ветра (на 11%) и передовой ядерной энергии (на 7%). Ожидалось, что стоимость наземного ветра немного вырастет (на 2%) к 2040 году, в то время как электроэнергия комбинированного цикла природного газа, как ожидается, увеличится на 9%-10% за этот период. [136]
Примечание : прогнозируемая LCOE скорректирована с учетом инфляции и рассчитана в постоянных долларах на основе двух лет, предшествовавших году публикации оценки.
Оценки даны без каких-либо субсидий. Стоимость передачи для недиспетчерских источников в среднем намного выше. NB = "Не построено" (Никаких дополнительных мощностей не ожидается.)
Использование LACE вместе с LCOE и LCOS обеспечивает более наглядное представление экономической конкурентоспособности для каждой технологии, чем каждая метрика по отдельности, когда для удовлетворения нагрузки доступно несколько технологий.
имеют большие отрицательные температурный и пустотный коэффициенты реактивности и спроектированы так, чтобы отключаться из-за расширения топливной соли при повышении температуры сверх проектных пределов. . . . Таким образом, MSR имеет значительную способность следовать за нагрузкой, когда уменьшенный отвод тепла через трубы котла приводит к повышению температуры охлаждающей жидкости, или больший отвод тепла снижает температуру охлаждающей жидкости и увеличивает реактивность.
Желательные изменения в том, как мы как нация и как индивидуальные потребители — будь то жилой дом или коммерческая недвижимость — управляем, производим и потребляем электроэнергию, могут на самом деле сделать цифры LCOE выглядящими хуже, а не лучше. Это особенно верно, если учесть влияние энергоэффективности... Если вы планируете новую большую центральную электростанцию, вы хотите получить наилучшее возможное значение (т. е. самый низкий LCOE). Что касается стоимости любого актива, генерирующего электроэнергию, то это достигается за счет максимизации количества кВт/ч, вырабатываемых им в течение его экономического срока службы, что полностью противоречит высокорентабельной энергоэффективности, которая является движущей силой неизменного и даже снижающегося спроса на электроэнергию в стране. С другой стороны, планирование новых крупных централизованных электростанций без учета постоянного повышения энергоэффективности (в котором нет недостатка в возможностях — в отчете Финансовой инициативы ЮНЕП за февраль 2014 г. «Коммерческая недвижимость: раскрытие возможностей для инвестиций в модернизацию энергоэффективности» был определен годовой рынок в размере 231–300 млрд долл. США к 2020 г.) сопряжено с риском переоценки количества кВт·ч, которое нам потребуется от них, и, таким образом, занижения их LCOE... Если я домовладелец или владелец бизнеса, рассматривающий возможность покупки солнечной батареи на крыше, меня больше волнует стоимость за единицу (LCOE) или мои общие расходы (стоимость системы за весь срок службы)?... Стоимость за единицу менее важна, чем все в целом... Например, LCOE не учитывает время суток, в течение которого актив может вырабатывать электроэнергию, место его установки в сети и его интенсивность выбросов углерода, среди многих других переменных. Вот почему, в дополнение к [нормированной избежавшей стоимости энергии (LACE)], коммунальные предприятия и другие заинтересованные стороны в системе электроснабжения... использовали расчеты выгод/затрат и/или значение мощности актива или его вклад в пик на уровне системы или цепи.
.... производство электроэнергии на основе неэффективного сжигания угля и дизельного топлива [вызывает] загрязнение воздуха и выбросы, вызывающие изменение климата.
На основе оценочных затрат завода Vogtle Plant и с учетом потребностей США.
