Различные методы производства электроэнергии могут повлечь за собой множество различных затрат, которые можно разделить на три общие категории: 1) оптовые затраты или все затраты, оплачиваемые коммунальными предприятиями, связанные с приобретением и распределением электроэнергии потребителям, 2) розничные затраты, оплачиваемые потребителями, и 3) внешние издержки, или внешние эффекты , налагаемые на общество.
Оптовые затраты включают первоначальный капитал , эксплуатацию и техническое обслуживание (ЭиТО), передачу и затраты на вывод из эксплуатации. В зависимости от местной нормативной базы некоторые или все оптовые затраты могут перекладываться на потребителей. Это затраты на единицу энергии, обычно выражаемые в долларах/мегаватт-час (оптовая торговля). Расчеты также помогают правительствам в принятии решений относительно энергетической политики .
В среднем приведенная стоимость электроэнергии от солнечной энергии и береговой энергии ветра меньше, 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 на различные методы производства электроэнергии. Хотя LCOE часто представляется как минимальная постоянная цена, по которой электроэнергия должна продаваться, чтобы обеспечить окупаемость в течение всего срока реализации проекта, такой анализ затрат требует предположений о стоимости различных нефинансовых затрат (воздействие на окружающую среду, доступность на местном уровне и т. д.). , и поэтому является спорным. Грубо рассчитанный, LCOE представляет собой чистую приведенную стоимость всех затрат в течение срока службы актива, деленную на соответствующим образом дисконтированную общую сумму энергии, произведенной активом за этот срок 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, настоящий учет затрат требует, чтобы затраты как на первичные, так и на вторичные источники были включены, когда стоимость хранения сравнивается со стоимостью производства электроэнергии в реальном времени для удовлетворения спроса. [ нужна цитата ]
Фактором стоимости, уникальным для хранения, являются потери, возникающие из-за неэффективности хранения электроэнергии, а также увеличение выбросов CO 2 , если какой-либо компонент первичного источника менее чем на 100% не содержит углерода. [11] В США комплексное исследование 2015 года показало, что чистые системные выбросы CO 2 в результате эксплуатации хранилища нетривиальны по сравнению с выбросами от производства электроэнергии [в режиме реального времени для удовлетворения спроса] и варьируются от 104 до 407 кг/МВтч электроэнергии. поставляемая энергия зависит от местоположения, режима работы хранилища и предположений относительно интенсивности выбросов углекислого газа. [11]
Показатель приведенной стоимости предотвращенной энергии (LACE) устраняет некоторые недостатки LCOE, учитывая экономическую ценность, которую источник обеспечивает энергосистеме. Экономическая ценность учитывает возможность диспетчеризации ресурса, а также существующую структуру энергетики в регионе. [12]
В 2014 году Управление энергетической информации США рекомендовало [13] сравнивать приведенные затраты на недиспетчерируемые источники энергии, такие как ветер или солнечная энергия, с «уровневыми затратами на энергию, которых можно избежать» (LACE), а не с LCOE таких управляемых источников, как ископаемое топливо . топлива или геотермальной энергии. LACE — это затраты, которых удалось избежать из других источников, разделенные на годовой объем производства неперераспределяемого источника. [ необходим пример ] EIA предположило, что нестабильные источники энергии не могут избежать капитальных затрат и затрат на техническое обслуживание резервных управляемых источников. Отношение LACE к LCOE называется соотношением стоимости и стоимости. Когда LACE (стоимость) больше, чем LCOE (стоимость), тогда соотношение стоимости и затрат больше 1, и проект считается экономически целесообразным. [14]
Приведенная стоимость электроэнергии с поправкой на стоимость (VALCOE) — это показатель, разработанный Международным энергетическим агентством , который включает в себя как стоимость электроэнергии, так и ценность для электроэнергетической системы. [15] Например, одно и то же количество электроэнергии более ценно в период пикового спроса. Однако VALCOE не принимает во внимание будущие изменения в электроэнергетической системе, например, добавление гораздо большего количества солнечной энергии может снизить дневную стоимость, но сегодняшняя VALCOE не учитывает это. [16] [ ненадежный источник? ]
Коэффициент захвата представляет собой среднюю рыночную цену (или цену захвата) , которую получает источник, разделенную на среднюю цену на электроэнергию за определенный период. [17] [18] [19] [20] Например, гидроэлектростанция с плотиной может генерировать энергию только тогда, когда цены высоки, и поэтому коэффициент улавливания составляет 200%; тогда как источник, который не подлежит диспетчеризации, например ветряная электростанция без батарей, обычно имеет коэффициент улавливания ниже 100%. [20] Обычно, чем больше возобновляемых источников энергии одного типа построено в ценовой зоне (например, в Великобритании), тем ниже становится уровень улавливания для этого типа, например, если множество ветряных электростанций производят много энергии одновременно, цена в это время упадет. [17] Сокращение может иметь место, если подключение к сети отсутствует во всей зоне ценообразования - например, от ветровой энергии в Шотландии до потребителей в Англии - что приводит к тому, что уровень охвата не отражает истинную стоимость. [17]
При расчете затрат необходимо учитывать несколько внутренних факторов стоимости. [21] Обратите внимание на использование «затрат», которые не являются фактической ценой продажи, поскольку на нее могут влиять различные факторы, такие как субсидии и налоги:
Чтобы оценить общую стоимость производства электроэнергии, потоки затрат преобразуются в чистую приведенную стоимость с использованием временной стоимости денег . Все эти затраты объединяются с помощью дисконтированного денежного потока . [22] [23]
Для генерирующих мощностей капитальные затраты часто выражаются как суточные затраты на ватт. Ориентировочные затраты составляют:
Реальные затраты на жизнь могут значительно отличаться от этих оценок. Блок 3 Олкилуото , достигший первой критичности в конце 2021 года, стоил строительному консорциуму за ночь (предприятие заплатило фиксированную цену, согласованную при подписании сделки, всего в 3,2 миллиарда евро) в размере 8,5 миллиарда евро, а чистую электрическую мощность - 1,6 миллиарда евро. ГВт или 5310 евро за кВт мощности. [26] Между тем, стоимость атомной электростанции Дарлингтон в Канаде составила 5,117 миллиардов канадских долларов за чистую электрическую мощность 3512 МВт или 1457 канадских долларов за кВт мощности. [27] Часто цитируемая цифра в 14,319 миллиардов канадских долларов , которая составляет 4077 канадских долларов за кВт мощности, включает проценты (в данном случае это особенно высокая стоимость, поскольку коммунальному предприятию приходилось брать кредиты по рыночным ставкам и брать на себя расходы, связанные с задержками в работе). в строительстве) и, таким образом, не является «затратами овернайта». Кроме того, существует проблема сопоставимости различных источников энергии, поскольку коэффициент мощности может составлять всего 10–20 % для некоторых ветровых и солнечных установок, достигая диапазона 50 % для прибрежных ветровых установок и, наконец, превышая 90 % для наиболее надежных систем. атомная электростанция. [28] Средний коэффициент мощности всех коммерческих атомных электростанций в мире в 2020 году составил 80,3% (83,1% в предыдущем году), но сюда входят устаревшие атомные электростанции второго поколения и такие страны, как Франция , которые эксплуатируют свои АЭС с нагрузкой, после чего снижает коэффициент мощности. [29] Пиковые электростанции имеют особенно низкий коэффициент мощности, но компенсируют это за счет продажи электроэнергии по максимально возможной цене, когда в противном случае предложение не удовлетворяет спрос. [30]
Первая морская ветряная электростанция в Германии Alpha Ventus с паспортной мощностью 60 МВт обошлась в 250 миллионов евро (после первоначальной оценки в 190 миллионов евро ). [31] В 2012 году он произвел 268 ГВтч электроэнергии, достигнув коэффициента мощности чуть более 50%. [32] Если стоимость ночи рассчитывается для паспортной мощности, она составляет 4167 евро за кВт, тогда как если принять во внимание коэффициент мощности, цифру необходимо примерно удвоить.
Геотермальная энергия уникальна среди возобновляемых источников энергии тем, что она обычно оказывает незначительное воздействие на поверхность земли и способна вырабатывать электроэнергию при базовой нагрузке , а также комбинированно производить 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 составили 200 миллионов долларов США для первой фазы 45 МВт геотермальной электростанции «Тейстарейкир» и в общей сложности 330 миллионов долларов США для 90 МВт, объединенных в две первые фазы. Это дает стоимость одного кВт мощности в размере 4444 долларов США , если рассматривать только первую фазу, и 3667 долларов США , если смета затрат для обеих фаз вместе взята. [34] Источник также называет эту электростанцию уникально экономически эффективной для геотермальной энергии, а уникальная геология Исландии делает страну одним из крупнейших производителей геотермальной энергии в мире и, безусловно, крупнейшим производителем геотермальной энергии на душу населения или по отношению ко всей потребляемой энергии.
Блок 5 электростанции Иршинг на юге Германии использует природный газ в качестве топлива в комбинированном цикле , преобразуя 1750 мегаватт тепловой энергии в 847 МВт полезной электроэнергии. Строительство обошлось в 450 миллионов евро . [35] Это составляет около 531 евро за кВт мощности. Однако из-за неэкономичной перспективы эксплуатации ее в качестве пиковой электростанции владельцы вскоре после открытия станции в 2010 году захотели ее закрыть. [36]
LCOE плавучей ветровой энергии увеличивается по мере удаления от берега. [37]
Фотоэлектрический парк Либерозе - один из крупнейших в Германии - на момент открытия имел паспортную мощность 52,79 мегаватт, а его строительство стоило около 160 миллионов евро [38] [39] или 3031 евро за кВт. При годовой выработке около 52 ГВтч (что эквивалентно чуть более 5,9 МВт) коэффициент мощности составляет чуть более 11%. Цифра в 160 миллионов евро была снова названа, когда в 2010 году был продан солнечный парк. [40]
Крупнейшая на сегодняшний день солнечная электростанция в мире (2022 г.) в Раджастане , Индия – Bhadla Solar Park – имеет общую номинальную мощность 2255 МВт, а ее строительство обошлось в общей сложности в 98,5 миллиардов индийских рупий . [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, а также от того, включены ли проценты в общую стоимость. Кроме того, коэффициенты мощности и прерывистость некоторых источников энергии еще больше усложняют расчеты. Еще один вопрос, который часто упускается из виду в дискуссиях, - это срок службы различных электростанций - некоторые из старейших гидроэлектростанций существуют уже более века, а атомные электростанции, работающие пять-шесть десятилетий непрерывной работы, не являются редкостью. Однако многие ветряные турбины первого поколения уже снесены, поскольку они больше не могут конкурировать с более современными ветряными турбинами и/или больше не вписываются в действующую нормативную среду. [ нужна цитата ] Некоторым из них не было даже двадцати пяти лет. Солнечные панели подвержены определенному старению, что ограничивает их срок службы, но реальных данных об ожидаемом сроке службы последних моделей пока нет.
Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание включают предельные затраты на топливо, техническое обслуживание, эксплуатацию, хранение отходов и вывод из эксплуатации объекта по производству электроэнергии. Затраты на топливо, как правило, самые высокие для генерации, работающей на нефти, за ней по порядку следуют уголь, газ, биомасса и уран. Из-за высокой энергетической плотности урана (или МОХ-топлива на заводах, использующих эту альтернативу урану) и сравнительно низкой цены на мировом рынке урана (особенно если измерять его в денежных единицах за единицу энергосодержания), затраты на топливо лишь составляют увеличить часть эксплуатационных расходов атомных электростанций. В целом баланс между капитальными и эксплуатационными расходами смещается в пользу снижения эксплуатационных расходов на возобновляемые источники энергии и атомную энергию и в другую сторону на ископаемое топливо.
Поскольку суверенный долг в странах с высоким доходом обычно приходится иметь под более низкие процентные ставки, чем частные кредиты, ядерная и возобновляемая энергия становятся значительно дешевле - также по сравнению с ископаемыми альтернативами - чем больше задействованы государственные инвестиции или государственные гарантии. На глобальном Юге , где процентные ставки, как правило, выше, более короткий период строительства небольших проектов (особенно ветровых и солнечных) частично компенсирует их возросшие капитальные затраты. С точки зрения импортозамещения , солнечная энергия может быть особенно привлекательной для замены бункерного топлива или дизельных генераторов для электрификации сельской местности , поскольку она не требует импорта углеводородов и позволяет вместо этого экспортировать углеводородные ресурсы (там, где они имеются). [42] [43]
Краткосрочные колебания цен на топливо могут оказать существенное влияние на стоимость производства энергии на электростанциях, работающих на природном газе и жидком топливе, 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 углем, доступным на местном уровне или, по крайней мере, внутри страны - это особенно верно в отношении бурого угля , низкосортность которого и высокое содержание влаги делают его транспортировку на большие расстояния неэкономичной - и, таким образом, они менее подвержены влиянию мировых рынков. Если существует налог на выбросы углерода или другие формы ценообразования на выбросы CO 2 , это может оказать существенное влияние на экономическую жизнеспособность электростанций, работающих на ископаемом топливе. Из-за простоты накопления урана и редкости дозаправок (большинство водо-водяных реакторов будут менять примерно от четверти до трети загрузки топлива каждые полтора-два года [44] [45] ), краткосрочные колебания мировой Цены на уран — это риск, который берут на себя поставщики топлива, а не операторы электростанций. Однако долгосрочные тенденции цен на уран могут оказать влияние на конечную цену ядерной энергии от нескольких десятых до одного-двух центов за киловатт-час. [46]
Самым большим фактором в эксплуатационных расходах как атомной, так и возобновляемой энергетики является местная заработная плата. В большинстве случаев ее необходимо выплачивать независимо от того, работает ли станция на полную мощность или выдает лишь часть своей номинальной мощности . работать на настолько большую часть своей мощности, насколько позволяют рынок ( отрицательные цены ) и погода (избегание перегрева рек с охлаждающей водой , наличие солнца или ветра...). [47] [48] Однако во Франции атомные электростанции, которые обеспечивают около 70% спроса на электроэнергию, работают под нагрузкой для стабилизации сети. Поскольку большая часть отопления домов во Франции осуществляется с помощью электрических средств ( тепловые насосы и резистивное отопление ), во Франции существует заметная сезонность производства атомной энергии: плановые отключения обычно планируются на летний период с низким спросом, который также совпадает со школьными каникулами. во Франции. В Германии ветряные турбины возрастом около двух десятилетий и старше были остановлены после того, как они больше не получали субсидии на возобновляемую энергию из-за заявленной рыночной цены на электроэнергию в размере около 0,03 евро за кВтч, которая не покрывала предельные затраты или покрывала их только до тех пор, пока не проводилось капитальное техническое обслуживание. нужный. [49] Напротив, после полной амортизации немецкие (оставшиеся на тот момент) атомные электростанции описывались в сообщениях СМИ на протяжении 2010-х и начала 2020-х годов как высокорентабельные для своих операторов даже без прямых государственных субсидий. [50] [51] [52]
Многие ученые, такие как Пол Джоскоу , описали пределы показателя «приведенной 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 мощности (насколько быстро можно увеличивать или уменьшать мощность) может быть выше для более современных атомных электростанций, и экономика атомных электростанций различается. [53] [54] Тем не менее, капиталоемкие технологии, такие как ветровая, солнечная и ядерная энергия, экономически невыгодны, если они не производят энергию при максимальной доступности, поскольку LCOE почти полностью представляет собой капитальные вложения с невозвратными затратами. Сети с очень большим количеством источников прерывистой энергии, таких как ветер и солнечная энергия, могут повлечь за собой дополнительные расходы, связанные с необходимостью иметь в наличии хранилища 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 летних пиков в полдень, наблюдаемых в жарких странах, где кондиционирование воздуха является основным потребителем. [56]
Еще одним ограничением показателя LCOE является влияние энергоэффективности и энергосбережения (EEC). [57] [ нужен лучший источник ] В 2010-х годах ЕЭС привело 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 то и другое одновременно. [61] В результате требуется меньшая солнечная система, чем та, которая была бы необходима без мер ЕЭС. Однако проектирование солнечной системы на основе LCOE приведет к увеличению LCOE меньшей системы, поскольку выработка энергии падает быстрее, чем стоимость системы. [ необходимы разъяснения ] 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, аренда, аренда и счета за электроэнергию. [57] Сравнение инвестиций в солнечную энергию с ними может облегчить конечным пользователям принятие решения или использование расчетов затрат и выгод «и / или стоимости мощности актива или вклада в пик на уровне системы или схемы». [57]
Обычно ценообразование на электроэнергию из различных источников энергии может не включать все внешние затраты , то есть затраты, которые косвенно несет общество в целом в результате использования этого источника энергии. [62] К ним могут относиться вспомогательные затраты, воздействие на окружающую среду, накопление энергии, затраты на переработку или последствия несчастных случаев, выходящих за пределы страховки.
Ожидается, что это приведет к эвакуации миллионов домов в низинных районах и ежегодному материальному ущербу на сумму в сотни миллиардов долларов. [63] [64] [65] [66]
Работоспособность солнечных панелей обычно гарантируется в течение 25 лет, а иногда и 30 лет. [67] Согласно исследованию Harvard Business Review за 2021 год , затраты на переработку солнечных панелей достигнут 20–30 долларов США за панель в 2035 году, что увеличит LCOE в четыре раза для фотоэлектрической солнечной энергии, но только в том случае, если панели будут заменены через 15 лет, а не через ожидаемые 30 лет. Если панели заменяются раньше, это представляет собой серьезную политическую проблему, поскольку, если переработка станет юридической обязанностью производителей (как это уже происходит в ЕС ), это резко снизит размер прибыли на этом и без того конкурентном рынке. [68] Исследование МЭА 2021 года по ремонту старых панелей с целью их повторного использования, а не переработки, пришло к выводу, что финансовая жизнеспособность зависит от конкретных факторов страны, таких как сетевые тарифы, но повторное использование вероятно только для коммунальных солнечных батарей, поскольку владельцы крыш захотят извлечь максимальную выгоду. использование пространства с помощью более эффективных новых панелей. [69]
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 текущей стоимостью, а стоимость производства электроэнергии из газа увеличится. на 30%, если были приняты во внимание внешние затраты, 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 затраты на переработку ископаемого топлива составляют до 1–2% от всего валового внутреннего продукта (ВВП) ЕС , и это было еще до того, как внешние издержки глобального потепления из этих источников были даже включены. . [70] [71] Уголь имеет самые высокие внешние издержки в ЕС, и глобальное потепление составляет большую часть этих затрат. [62] Устойчивая энергетика позволяет избежать или значительно сократить будущие затраты общества, такие как респираторные заболевания . [72] [73] В 2022 году ЕС создал зеленую таксономию , чтобы указать, какие инвестиции в энергетику снижают такие внешние затраты.
Средством покрытия части внешних издержек производства ископаемого топлива является установление цен на выбросы углерода — метод, наиболее предпочитаемый экономистами для сокращения выбросов, вызывающих глобальное потепление. [74] Взимание платы за выбросы углекислого газа взимается с тех, кто выбрасывает углекислый газ. Этот сбор, называемый «ценой углерода», представляет собой сумму, которую необходимо заплатить за право выбросить одну тонну углекислого газа в атмосферу. Установление цен на выбросы углерода обычно принимает форму налога на выбросы углерода или требования о приобретении разрешений на выбросы (также называемых «квотами»).
В зависимости от предположений о возможных авариях и их вероятности внешние затраты на атомную энергетику существенно различаются и могут достигать от 0,2 до 200 центов/кВтч. [75] Кроме того, ядерная энергетика работает в рамках системы страхования, которая ограничивает или структурирует ответственность за аварию в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности перед третьими лицами в ядерной сфере , Брюссельской дополнительной конвенцией и Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб [76] а в США – Закон Прайса-Андерсона . Часто утверждают, что этот потенциальный дефицит ответственности представляет собой внешние издержки, не включенные в стоимость ядерной электроэнергии; но, согласно исследованию 2008 года, стоимость невелика и составляет около 0,1% от приведенной стоимости электроэнергии. [77]
Эти сверхстраховые затраты для наихудших сценариев характерны не только для атомной энергетики, поскольку гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофических событий, таких как прорыв большой плотины . Поскольку частные страховщики основывают страховые премии по страхованию плотин на ограниченных сценариях, страхование от крупных стихийных бедствий в этом секторе также обеспечивается государством. [78] [ нужен лучший источник ]
Поскольку воздействие внешних эффектов разбросано, внешние издержки не могут быть измерены напрямую, а должны быть оценены.
В разных странах генерирующие компании по-разному взимают плату за создаваемые ими негативные внешние эффекты (например, загрязнение). Во избежание недобросовестной конкуренции со стороны импорта грязной электроэнергии может применяться тариф. Например, Великобритания и ЕС могут включить электроэнергию в свои механизмы регулирования границ выбросов углерода . [79] Альтернативно, системы торговли выбросами (ETS) стран-импортеров и стран-экспортеров могут быть связаны, [80] или производители в одной стране могут подпадать под действие ETS другой страны (например, производители Северной Ирландии входят в ETS ЕС). ). [81]
Расчеты часто не включают более широкие системные затраты, связанные с каждым типом электростанции, такие как подключение к сетям передачи электроэнергии на большие расстояния или затраты на балансировку и резервирование. Расчеты не обязательно включают внешние факторы, такие как ущерб здоровью от угольных электростанций, а также влияние выбросов парниковых газов на изменение климата , закисление и эвтрофикацию океана , сдвиги океанских течений . Затраты на вывод из эксплуатации электростанций обычно не включаются (исключением являются атомные электростанции в США, поскольку стоимость вывода из эксплуатации включена в цену электроэнергии согласно Закону о политике в отношении ядерных отходов ), поэтому не учитывается полный учет затрат . Эти типы элементов могут быть добавлены явно по мере необходимости в зависимости от цели расчета.
Другие нефинансовые факторы могут включать:
*Оценки LCOE для атомной энергетики от Lazard «основаны на тогдашних оценках затрат завода Фогтл и ориентированы на США». [88]
В 2023 году Bank of America провел исследование LCOE, в котором предположил, что существующие оценки LCOE для возобновляемых источников энергии не учитывают ископаемое топливо или резервные батареи, и поэтому приведенная полная стоимость электроэнергии системы (LFSCOE) была бы более разумным показателем для сравнения источников с точки зрения обеспечения потребителей электроэнергией в режиме 24/7. [91]
В марте 2021 года агентство Bloomberg New Energy Finance обнаружило, что «возобновляемые источники энергии являются самым дешевым вариантом энергии для 71% мирового ВВП и 85% мирового производства электроэнергии. Теперь дешевле построить новую солнечную или ветряную электростанцию для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию или заменить ее». выходящий из эксплуатации генератор, чем строительство новой электростанции, работающей на ископаемом топливе... С точки зрения затрат ветер и солнечная энергия являются лучшим экономическим выбором на рынках, где существуют надежные генерирующие ресурсы и спрос растет». [90] : 24 Они также сообщили, что «приведенная стоимость энергии от систем хранения литий-ионных батарей конкурентоспособна со многими генераторами пикового спроса». [90] : 23 BNEF не раскрывает подробную методологию и допущения для расчета LCOE, однако заявляет, что она «получена из избранных общедоступных источников». [90] : 98 Затраты на газовые пикеры значительны и включают как стоимость топлива, так и внешние затраты на его сжигание. Затраты на его сжигание включают выбросы парниковых газов: угарного газа и диоксида углерода, а также оксидов азота ( NOx ), которые повреждают дыхательную систему человека и способствуют образованию кислотных дождей. [92]
В декабре 2020 года МЭА и АЯЭ ОЭСР опубликовали совместное исследование прогнозируемых затрат на производство электроэнергии , в котором рассматривается очень широкий спектр технологий производства электроэнергии на базе 243 электростанций в 24 странах. Основной вывод заключался в том, что «низкоуглеродная генерация в целом становится все более конкурентоспособной по затратам» и «новая ядерная энергетика останется управляемой низкоуглеродной технологией с самыми низкими ожидаемыми затратами в 2025 году». В отчете рассчитана LCOE с предполагаемой ставкой дисконтирования 7% и с поправкой на системные затраты на производство электроэнергии. [89] 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. [93] Основные выводы отчета: [94]
В октябре 2020 года финансовая фирма Lazard сравнила возобновляемые и традиционные источники энергии, в том числе сравнение существующей и новой генерации (см. таблицу). Исследование Lazard предполагает «60% долга под 8% процентной ставки и 40% собственного капитала при 12% стоимости» для расчета LCOE, но не раскрывает свою методологию или портфель проектов, использованных для расчета цен. [95] В исследовании 2023 года Lazard объяснила, что их оценки LCOE для ядерной энергетики «основаны на тогдашних оценках затрат завода Фогтл и ориентированы на США». [88]
Пятый оценочный отчет МГЭИК содержит расчеты LCOE [86] для широкого спектра источников энергии в следующих четырех сценариях:
BNEF [96] оценил следующие затраты на производство электроэнергии в Австралии: [97]
Из следующей таблицы видно, что стоимость возобновляемой энергии, особенно фотоэлектрической, падает очень быстро. Например, по состоянию на 2017 год стоимость производства электроэнергии с помощью фотоэлектрических систем упала почти на 75% за 7 лет. [98]
В Соединенном Королевстве в 2013 году для новой атомной электростанции, которая будет построена в Хинкли-Пойнт, был установлен зеленый тариф в размере 92,50 фунтов стерлингов за МВт-ч в ценах 2012 года (в настоящее время эквивалент 131 евро за МВт-ч) [111] плюс компенсация инфляции. С, сроком на 35 лет. В то время это было ниже зеленого тарифа для крупных фотоэлектрических и морских ветряных электростанций и выше наземных ветряных электростанций. [112] [113] [114]
В Германии тендеры, проводимые с 2017 года, привели к значительному снижению затрат. В одной заявке на морские ветряные 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 за кВтч. [115] В тендере на проекты наземных ветряных электростанций средняя оплата составила 5,71 центов/кВтч, а во втором раунде торгов — 4,29 центов/кВтч.
В 2019 году в Соединенном Королевстве были поданы заявки на строительство новых морских ветряных электростанций по цене всего 3,96 пенса за кВтч (4,47 карата). [116]
В том же году в Португалии были сделаны предложения по фотоэлектрическим установкам, где цена самого дешевого проекта составляет 1,476 цента/кВтч. [117]
По состоянию на 2022 год [обновлять]газ является крупнейшим источником электроэнергии (40%): [118] его стоимость варьируется, а из-за высокого содержания углерода он вызывает изменение климата . [119] Таким образом, чтобы сократить долю газа, правительство ежегодно выставляет на аукционы контракты на разницу для строительства низкоуглеродных генерирующих мощностей, в основном морских ветроэнергетических установок. [120] До 2022 года эти производители всегда получали платежи от поставщиков электроэнергии, но в этом году они начали производить платежи. [121] Другими словами, возобновляемые источники энергии стали свободными от субсидий, [122] отчасти из-за падения стоимости морской ветроэнергетики. [123] Вместо газа в темные недели могут поставляться норвежские гидроэлектростанции [124] или атомная энергия. Поскольку многие из существующих в Великобритании ядерных реакторов скоро выйдут из эксплуатации, правительство надеется, что можно будет разработать экономически эффективные небольшие модульные реакторы . [118]
Международное энергетическое агентство и EDF подсчитали следующие затраты. Для ядерной энергетики они включают затраты на новые инвестиции в безопасность для модернизации французской атомной электростанции после ядерной катастрофы на Фукусиме-дайити ; стоимость этих инвестиций оценивается в 4 евро/МВтч. Что касается солнечной энергии, то оценка в 293 евро/МВтч рассчитана для крупной электростанции, способной производить 50–100 ГВтч/год и расположенной в благоприятном месте (например, в Южной Европе). Для небольшой бытовой электростанции, которая может производить около 3 МВтч/год, стоимость составляет от 400 до 700 евро/МВтч, в зависимости от местоположения. Солнечная энергия на сегодняшний день была самым дорогим возобновляемым источником электроэнергии среди изученных технологий, хотя повышение эффективности и более длительный срок службы фотоэлектрических панелей вместе со снижением производственных затрат сделали этот источник энергии более конкурентоспособным с 2011 года. мощность снизилась до уровня менее 50 евро/МВтч.
Институт солнечных энергетических систем Фраунгофера публикует исследования, сравнивающие стоимость различных стилей производства энергии. Стоимость фотоэлектрических установок основана на средней стоимости между Северной и Южной Германией. В отчетах проводится различие между этими двумя явлениями и приводятся более подробные сведения. [127]
LCOE для систем фотоэлектрических батарей означает общее количество энергии, производимой фотоэлектрической системой, за вычетом потерь при хранении. Потери при хранении рассчитываются на основе емкости аккумулятора, предполагаемого количества циклов и эффективности аккумулятора. Результаты включают разницу в стоимости фотоэлектрических систем, стоимости батарей (от 500 до 1200 евро/кВтч) и различную солнечную радиацию . Для более крупных фотоэлектрических систем на крыше с аккумуляторной батареей стоимость батареи составляет от 600 до 1000 евро/кВтч. Для наземных фотоэлектрических систем с аккумуляторными системами инвестиционные затраты на аккумуляторные батареи предполагались в размере от 500 до 700 евро/кВтч. Цены на меньшие системы частично ниже, поскольку это стандартизированные продукты, тогда как более крупные аккумуляторные системы, как правило, представляют собой индивидуальные проекты, которые требуют дополнительных затрат на разработку проектов, управление проектами и инфраструктуру. Диапазон инвестиционных затрат меньше для более крупных предприятий, поскольку существует большее конкурентное давление.
Затраты на капитальные вложения, постоянные и переменные затраты, а также средний коэффициент мощности ветроэнергетических и фотоэлектрических электростанций в масштабах коммунальных предприятий за период с 2000 по 2018 год были получены с использованием общего переменного производства электроэнергии из возобновляемых источников в странах Ближнего Востока и 81 исследованного проекта.
По состоянию на март 2021 года [обновлять]для проектов, которые начнут производить электроэнергию в Турции из возобновляемых источников энергии в Турции в июле , льготные тарифы в лирах за кВтч составляют: ветровая и солнечная энергия 0,32, гидроэнергия 0,4, геотермальная энергия 0,54, а также различные тарифы для различных видов биомассы: для ко всему этому также предусмотрен бонус в размере 0,08 за кВтч при использовании местных компонентов. [130] Тарифы будут применяться в течение 10 лет, а местный бонус – в течение 5 лет. [130] Ставки определяются президентом, [131] и эта схема заменяет предыдущие льготные тарифы на возобновляемые источники энергии, выраженные в долларах США. [132]
Исследование японского правительства 2010 года (до катастрофы на Фукусиме), названное «Белой книгой по энергетике», [133] пришло к выводу, что стоимость киловатт-часа составляла 49 йен для солнечной энергии, от 10 до 14 йен для энергии ветра и 5 или 6 йен для энергии ветра. атомная энергия.
Масаёси Сон , сторонник возобновляемых источников энергии , однако, отметил, что правительственные оценки ядерной энергетики не включают затраты на переработку топлива или ответственность за страхование от стихийных бедствий. Сон подсчитал, что если бы эти затраты были включены, стоимость ядерной энергетики была бы примерно такой же, как и энергия ветра. [134] [135] [136]
Совсем недавно стоимость солнечной энергии в Японии снизилась до 13,1–21,3 иен/кВтч (в среднем 15,3 иен/кВтч, или 0,142 доллара США/кВтч). [137]
Стоимость солнечного фотоэлектрического модуля составляет большую часть общих инвестиционных затрат. Согласно недавнему анализу затрат на производство солнечной энергии в Японии в 2021 году, цены за единицу модулей 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, поэтому стоимость снижается почти вдвое.
С 2010 года Управление энергетической информации США (EIA) публикует Ежегодный энергетический прогноз (AEO) с ежегодными прогнозами LCOE для будущих объектов коммунального хозяйства, 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 (доллар США за МВтч в 2019 году). Эти цифры представляют собой оценки для электростанций, которые будут введены в эксплуатацию в 2025 году, без учета налоговых льгот, субсидий и других стимулов. [138] Приведенная ниже LCOE рассчитана 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 CO 2 .) Ожидается, что федеральные налоговые льготы и различные государственные и местные программы стимулирования снизят некоторые из этих значений LCOE. Например, EIA ожидает, что федеральная программа инвестиционных налоговых льгот снизит средневзвешенную LCOE мощности солнечных фотоэлектрических станций, построенных в 2025 году, еще на 2,41 доллара до 30,39 доллара.
Источниками электроэнергии, у которых наблюдалось наибольшее снижение сметных затрат в период с 2010 по 2019 год, были солнечные фотоэлектрические системы (снижение на 88%), наземные ветряные электростанции (снижение на 71%) и усовершенствованный комбинированный цикл на природном газе (снижение на 49%).
По оценкам EIA в 2015 году, для коммунальных предприятий, которые будут введены в эксплуатацию в 2040 году, произойдет дальнейшее снижение постоянной стоимости концентрированной солнечной энергии (CSP) (на 18%), солнечной фотоэлектрической энергии (на 15%), морской энергии. ветроэнергетика (снижение на 11%) и передовая ядерная энергия (снижение на 7%). Ожидается, что к 2040 году стоимость береговой ветровой энергии немного вырастет (на 2%), а стоимость электроэнергии в комбинированном цикле природного газа увеличится на 9–10% за этот период. [139]
Примечание . Прогнозируемая LCOE скорректирована с учетом инфляции и рассчитана в постоянных долларах за два года до года публикации оценки.
Оценки даны без каких-либо субсидий. Стоимость передачи для недиспетчерских источников в среднем намного выше. NB = «Не построено» (Дополнения мощностей не ожидается.)
Использование LACE вместе с LCOE и LCOS обеспечивает более интуитивное определение экономической конкурентоспособности каждой технологии, чем любой показатель по отдельности, когда доступно несколько технологий для удовлетворения нагрузки.
MSR имеют большие отрицательные температуры и пустотные коэффициенты реактивности и предназначены для отключения из-за расширения топливной соли при повышении температуры за пределы проектных пределов. . . . Таким образом, MSR обладает значительной способностью отслеживать нагрузку, когда снижение отвода тепла через трубы котла приводит к повышению температуры теплоносителя, а больший отвод тепла снижает температуру теплоносителя и увеличивает реактивность.
Желательные изменения в том, как мы как нация и как отдельные потребители – будь то жилой дом или коммерческая недвижимость – управляем, производим и потребляем электроэнергию, могут на самом деле привести к тому, что показатели LCOE будут выглядеть хуже, а не лучше. Это особенно верно при рассмотрении влияния энергоэффективности... Если вы планируете новую, большую центральную электростанцию, вы хотите получить максимально возможную ценность (т. е. наименьшую LCOE). Что касается стоимости любого конкретного энергетического актива, то это достигается за счет максимизации количества кВтч, которое он вырабатывает в течение своего экономического срока службы, что прямо противоречит высокорентабельной энергоэффективности, которая была движущей силой даже снижение спроса на электроэнергию. С другой стороны, планирование новых крупных центральных электростанций без постоянного повышения энергоэффективности (для чего нет недостатка в возможностях - в отчете ЮНЕП «Финансовая инициатива» за февраль 2014 года «Коммерческая недвижимость: раскрытие возможности модернизации энергоэффективности» обозначена инвестиционная возможность в размере 231–300 долларов США). миллиарда ежегодного рынка к 2020 году) во внимание риски переоценки количества кВтч, которые нам понадобятся от них, и, таким образом, занижения их LCOE... Если я домовладелец или бизнес, рассматривающий возможность прямой покупки солнечной энергии на крыше, меня больше волнует цена стоимость единицы (LCOE) или моя общая сумма из кармана (стоимость системы за весь срок службы)?... Стоимость за единицу менее важна, чем вещь, рассматриваемая в целом... LCOE, например, не учитывает время дня, в течение которого актив может производить электроэнергию, где он может быть установлен в сети, и его интенсивность выбросов углекислого газа, а также многие другие переменные. Вот почему, в дополнение к [уровням предотвращенных затрат энергии (LACE)), коммунальные предприятия и другие заинтересованные стороны электроэнергетической системы... использовали расчеты выгод/затрат и/или значение мощности актива или 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 Фогтле и ориентированных на США
