Стоимость электроэнергии по источникам

Различные методы производства электроэнергии могут повлечь за собой существенно разные затраты, и эти затраты могут возникать в значительно разное время по сравнению с тем, когда электроэнергия используется. Затраты включают начальный капитал и затраты на непрерывную работу , топливо и техническое обслуживание, а также затраты на вывод из эксплуатации и устранение любого ущерба окружающей среде. Расчет этих затрат может производиться в точке подключения к нагрузке или к электросети, так что они могут включать или не включать затраты на передачу.

Для сравнения различных методов полезно сравнить затраты на единицу энергии, которые обычно указываются на киловатт-час или мегаватт-час . Этот тип расчетов помогает политикам, исследователям и другим лицам направлять дискуссии и принятие решений, но обычно осложняется необходимостью учитывать различия во времени с помощью ставки дисконтирования . Согласно консенсусу недавних крупных глобальных исследований затрат на производство электроэнергии , ветровая и солнечная энергия являются самыми дешевыми источниками электроэнергии, доступными сегодня.

Глобальные исследования [ править ]

BNEF (2021 г.) [ править ]

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, чтобы удовлетворить растущий спрос на электроэнергию или заменить ее. генерации, уходящей на пенсию, чем построить новую электростанцию, работающую на ископаемом топливе ... С точки зрения затрат, ветряная и солнечная энергия - лучший экономический выбор на рынках, где существуют устойчивые генерирующие ресурсы и спрос растет ". Они также сообщили, что «приведенная стоимость энергии от систем хранения литий-ионных аккумуляторов конкурентоспособна со многими генераторами пиковой нагрузки». BNEF не раскрыл подробную методологию и предположения расчета LCOE, за исключением заявления о том, что они были «получены из избранных общедоступных источников». ^[3]

Лазард (2020) [ править ]

В октябре 2020 года инвестиционный банк Lazard сравнил возобновляемые и традиционные источники энергии, включая сравнение существующих и новых источников энергии (см. Таблицу). Исследование Lazard предполагает «60% долга при 8% процентной ставке и 40% собственного капитала при 12% стоимости» для расчета LCOE. ^[4]

IRENA (2020) [ править ]

Международное агентство по возобновляемой энергии (IRENA) опубликовала исследование 2019 расходов возобновляемых производства электроэнергии на основе состояния , что «новые солнечные и ветряные проекты подрезая самый дешевый из существующих угольных электростанций». Данные по невозобновляемым источникам в отчете не представлены. Исследование IRENA предполагает 7,5% стоимости капитала в странах ОЭСР и 10% в Китае для расчетов LCOE. ^[5]

IPCC (2018) [ править ]

Пятый оценочный отчет МГЭИК содержит расчеты LCOE ^[2] для широкого спектра источников энергии в следующих четырех сценариях:

• 10% WACC , часы высокой полной нагрузки (FLH), без налога на выбросы углерода
• 5% WACC , высокий FLH, отсутствие налога на выбросы углерода - сценарий, представленный в приведенной выше таблице
• 10% WACC , низкий FLH, без налога на выбросы углерода
• 10% WACC , высокий FLH, налог на выбросы углерода 100 долл. США / тCO2-экв.

ОЭСР (2018) [ править ]

OECD NEA ^[1] содержит расчеты LCOE для трех ставок дисконтирования - 3%, 7% и 10%. Сценарий 3% представлен выше.

Метрики удельной стоимости [ править ]

Нормированная стоимость электроэнергии [ править ]

Levelized стоимость энергии (LCOE) является мерой источника питания , что позволяет проводить сравнение различных методов выработки электроэнергии на постоянной основе. LCOE также можно рассматривать как минимальную постоянную цену, по которой необходимо продавать электроэнергию, чтобы обеспечить безубыточность в течение всего срока реализации проекта. Это можно приблизительно рассчитать как чистую приведенную стоимость всех затрат в течение срока службы актива, деленную на надлежащим образом дисконтированную сумму выработки энергии из актива в течение этого срока службы. ^[6]

Обычно LCOE рассчитывается на протяжении проектного срока службы станции, который обычно составляет от 20 до 40 лет. ^[7] Однако следует проявлять осторожность при сравнении различных исследований LCOE и источников информации, поскольку LCOE для данного источника энергии сильно зависит от предположений, условий финансирования и анализируемого технологического развертывания. ^[8] В частности, допущение о коэффициенте мощности оказывает значительное влияние на расчет LCOE. Таким образом, ключевым требованием к анализу является четкое заявление о применимости анализа на основе обоснованных предположений. ^[8]

Предотвращенная стоимость [ править ]

В 2014 году в США Управление по энергетической информации рекомендуется ^[9] , что levelized затраты на не- диспетчерируемых источников , таких как ветер и солнечная сравниваться с «levelized избегали стоимости энергии» (LACE) , а не к LCOE из диспетчерируемых источников , таких как ископаемое топливо или геотермальная энергия. LACE - это предотвращенные затраты из других источников, деленные на годовой объем производства неуправляемого источника. EIA выдвинула гипотезу о том, что колеблющиеся источники энергии не могут избежать капитальных затрат и затрат на обслуживание резервных диспетчерских источников. Однако в феврале 2021 года EIA обнаружило, что LACE и LCoE по существу идентичны для солнечных фотоэлектрических систем, берегового ветра и комбинированного цикла природного газа. ^[10]

Факторы стоимости [ править ]

При расчете затрат необходимо учитывать несколько факторов внутренней стоимости. ^[11] Обратите внимание на использование «затрат», которые не являются фактической продажной ценой, поскольку на нее могут влиять различные факторы, такие как субсидии и налоги:

• Капитальные затраты (включая затраты на удаление отходов и вывод из эксплуатации для атомной энергетики) - как правило, низкие для газовых и нефтяных электростанций ; умеренный для береговых ветряных турбин и солнечных батарей (фотоэлектрические); выше для угольных электростанций и еще выше для отходов в энергию , волна и приливной , солнечной тепловой энергии , оффшорная ветровая и ядерная .
• Стоимость топлива - высокая для источников ископаемого топлива и биомассы, низкая для ядерной энергии и нулевая для многих возобновляемых источников энергии. Стоимость топлива может несколько непредсказуемо меняться в течение срока службы генерирующего оборудования из-за политических и других факторов.
• Такие факторы, как затраты на отходы (и связанные с ними проблемы) и различные затраты на страхование, не включаются в следующее: Заводская мощность, собственное использование или паразитная нагрузка - то есть часть генерируемой энергии, фактически используемая для работы насосов и вентиляторов станции, быть разрешенным.

Чтобы оценить общую стоимость производства электроэнергии, потоки затрат конвертируются в чистую приведенную стоимость с использованием временной стоимости денег . Все эти затраты сведены вместе с использованием дисконтированного денежного потока . ^{[12] [13]}

Капитальные затраты [ править ]

Для генерирующих мощностей капитальные затраты часто выражаются как суточные затраты на ватт. Ориентировочная стоимость:

• электростанция комбинированного цикла газ / нефть - $ 1000 / кВт (2019 г.) ^[14]
• турбина внутреннего сгорания - 710 долл. / кВт (2020 г.) ^[14]
• береговый ветер - 1600 долл. / кВт (2019 г.) ^[14]
• морской ветер - 6500 долл. / кВт (2019 г.) ^[14]
• солнечные фотоэлектрические системы (фиксированные) - 1060 долларов США / кВт (коммунальные услуги), ^[15] 1800 долларов США / кВт (2019 г.) ^[14]
• солнечные фотоэлектрические системы (отслеживание) - 1130 долларов США / кВт (коммунальные услуги) ^[15] 2000 долларов США / кВт (2019 г.) ^[14]
• мощность аккумуляторов - 1380 $ / кВт (2020 г.) ^[14]
• обычная гидроэлектроэнергия - 2752 долл. США / кВт (2020 г.) ^[14]
• геотермальная - 2800 долл. / кВт (2019 г.) ^[14]
• уголь (с контролем SO2 и NOx) - 3500–3800 $ / кВт ^[16]
• передовая атомная энергия - 6000 долл. / кВт (2019 г.) ^[14]
• топливные элементы - 7200 долл. / кВт (2019 г.) ^[14]

Текущие расходы [ править ]

Текущие расходы включают стоимость любого топлива, затраты на техническое обслуживание, затраты на ремонт, заработную плату, обращение с любыми отходами и т. Д.

Стоимость топлива может быть указана на кВтч, и они, как правило, являются самыми высокими для генерации, работающей на жидком топливе, на втором месте уголь и дешевле газ. Ядерное топливо намного дешевле за киловатт-час.

Затраты на соответствие рынку [ править ]

Многие ученые, такие как Пол Йоскоу , описали пределы метрики «приведенной стоимости электроэнергии» для сравнения новых источников генерации. В частности, LCOE игнорирует временные эффекты, связанные с приведением производства в соответствие со спросом. Это происходит на двух уровнях:

• Диспетчеризация, способность генерирующей системы подключаться, отключаться, наращивать или уменьшать скорость при изменении спроса.
• Степень, в которой профиль доступности совпадает или противоречит профилю рыночного спроса.

Тепловые летаргические технологии, такие как уголь и твердотопливное ядерное оружие, физически неспособны к быстрому развитию. Тем не менее, многие конструкции ядерных реакторов на расплавленном топливе поколения 4 будут иметь возможность быстрого нарастания, поскольку (A) нейтронный яд ксенон-135 может быть удален из реактора во время его работы без необходимости компенсации концентраций ксенона-135 ^[17] и (B) большие отрицательные термические и пустотные коэффициенты реактивности автоматически уменьшают или увеличивают выход деления по мере того, как расплавленное топливо нагревается или охлаждается, соответственно. ^[18] Тем не менее, капиталоемкие технологии, такие как ветровые, солнечные и ядерные, находятся в невыгодном экономическом положении, если они не генерируются с максимальной доступностью, поскольку LCOE - это почти все капитальные вложения без покрытия. Сетки с очень большим количествомпрерывистые источники энергии, такие как ветер и солнце, могут повлечь за собой дополнительные расходы, связанные с необходимостью иметь хранилище или резервную генерацию. ^[19] В то же время прерывистые источники могут быть еще более конкурентоспособными, если они доступны для производства, когда спрос и цены наиболее высоки, например, солнечная энергия во время пиковых летних полуденных пиков, наблюдаемых в жарких странах, где кондиционирование воздуха является основным потребителем. ^[8] Несмотря на эти временные ограничения, выравнивание затрат часто является необходимым предварительным условием для проведения сравнений на равной основе перед рассмотрением профилей спроса, а метрика приведенных затрат широко используется для сравнения технологий на марже, когда влияние на энергосистему нового поколения можно пренебречь.

Еще одним ограничением метрики LCOE является влияние энергоэффективности и энергосбережения (EEC). ^[20] ЕЭС вызвала спрос на электроэнергию во многих странах ^{[ какие? ]}оставаться на прежнем уровне или снижаться. Рассмотрение только LCOE для предприятий коммунального масштаба будет иметь тенденцию к максимальному увеличению выработки и рискует переоценить требуемую выработку из-за эффективности, таким образом «занижая» их LCOE. Для солнечных систем, установленных в точке конечного использования, более экономично сначала инвестировать в EEC, а затем в солнечную. Это приводит к меньшей необходимой солнечной системе, чем то, что было бы необходимо без мер EEC. Однако проектирование солнечной системы на основе LCOE приведет к увеличению LCOE меньшей системы, поскольку выработка энергии падает быстрее, чем стоимость системы. Следует учитывать всю стоимость жизненного цикла системы, а не только LCOE источника энергии. ^[20]LCOE не так важен для конечных пользователей, как другие финансовые аспекты, такие как доход, денежный поток, ипотека, аренда, аренда и счета за электроэнергию. ^[20] Сравнение инвестиций в солнечную энергетику по отношению к ним может облегчить конечным пользователям принятие решения или использование расчетов рентабельности «и / или значения мощности актива или вклада в пик на уровне системы или цепи». ^[20]

Внешние затраты на источники энергии [ править ]

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. ^[21] Они могут включать в себя вспомогательные затраты, воздействие на окружающую среду, продолжительность использования, хранение энергии, затраты на переработку или последствия несчастных случаев, не связанных со страхованием.

Управление энергетической информации США прогнозирует, что уголь и газ будут постоянно использоваться для производства большей части мировой электроэнергии. ^[22] Ожидается, что это приведет к эвакуации миллионов домов в низинных районах и ежегодным потерям в размере сотен миллиардов долларов материального ущерба. ^{[23] [24] [25] [26] [27] [28] [29]}

Финансируемое ЕС исследование, известное как ExternE, или Externalities of Energy, 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 возрастет. на 30% с учетом внешних затрат, таких как ущерб окружающей среде и здоровью человека от твердых частиц , оксидов азота , хрома VI , щелочности речной воды , отравления ртутью и выбросов мышьяка из этих источников. В исследовании было подсчитано, что эти внешние затраты на ископаемое топливо, расположенные ниже по течению, составляют до 1–2% от стоимости ископаемого топлива.Весь валовой внутренний продукт (ВВП) ЕС , и это было до того, как были включены внешние издержки глобального потепления из этих источников. ^{[30] [31]} Уголь имеет самые высокие внешние затраты в ЕС, и глобальное потепление составляет самую большую часть этих затрат. ^[21]

Средством покрытия части внешних затрат на производство ископаемого топлива является установление цен на углерод - метод, наиболее предпочитаемый экономистами ^{[ требуется разъяснение ]} для сокращения выбросов, вызывающих глобальное потепление. При установлении цен на углерод взимается плата за выбросы с тех, кто выбрасывает углекислый газ. Эта плата, называемая «углеродной ценой», представляет собой сумму, которая должна быть уплачена за право выброса одной тонны углекислого газа в атмосферу. ^[32] Установление цен на углерод 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 затраты на ядерную энергетику значительно различаются и могут достигать от 0,2 до 200 центов / кВтч. ^[33] Кроме того, ядерная энергетика работает в рамках системы страхования, которая ограничивает или структурирует ответственность за аварию в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности перед третьей стороной в ядерной области , Брюссельской дополнительной конвенцией и Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб ^[34] и в США Закон Прайса-Андерсона. Часто утверждают, что этот потенциальный дефицит ответственности представляет собой внешние затраты, не включенные в стоимость ядерной электроэнергии; но стоимость небольшая, составляет около 0,1% от нормированной стоимости электроэнергии, согласно исследованию CBO. ^[35]

Эти сверхстраховые расходы для наихудших сценариев не являются уникальными для ядерной энергетики, поскольку гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофических событий, таких как прорыв большой плотины . Например, катастрофа на плотине Баньцяо в 1975 году унесла жизни 11 миллионов человек и унесла жизни от 26 000 ^[36] до 230 000 человек. ^[37] Поскольку частные страховщики основывают страховые взносы по страхованию плотин на ограниченных сценариях, страхование от крупных стихийных бедствий в этом секторе также предоставляется государством. ^[38]

Поскольку внешние эффекты размыты по своему воздействию, внешние затраты не могут быть измерены напрямую, но должны быть оценены. Одним из подходов к оценке внешних издержек воздействия электроэнергии на окружающую среду является Методологическая конвенция Федерального агентства по окружающей среде Германии. При использовании этого метода внешние затраты на электроэнергию из бурого угля составляют 10,75 евроцента / кВт · ч, из каменного угля 8,94 евроцента / кВт · ч, из природного газа 4,91 евроцента / кВт · ч, фотоэлектрической энергии 1,18 евроцента / кВт · ч, ветряной энергии 0,26 евроцента / кВт · ч и гидроцента 0,18 евроцента. / кВтч. ^[39] Для ядерной энергетики Федеральное агентство по окружающей среде не указывает никакой ценности, поскольку результаты различных исследований различаются в 1000 раз. Он рекомендует атомную энергетику, учитывая огромную неопределенность, с оценкой стоимости следующего более низкого источника энергии. ^[40]Основываясь на этой рекомендации, Федеральное агентство по окружающей среде и на основе своей собственной методики, Форум эколого-социальной рыночной экономики, пришли к оценке внешних экологических затрат атомной энергии в размере от 10,7 до 34 центов / кВт · ч. ^[41]

Дополнительные факторы стоимости [ править ]

Расчеты часто не включают более широкие системные затраты, связанные с каждым типом электростанции, такие как подключения к электросетям на большие расстояния, или затраты на балансировку и резервирование. Расчеты не включают в себя внешние факторы , такие как ущерб здоровью угольных растениями, ни влияние CO ₂ выбросов на изменении климата , подкисление океана и эвтрофикацию , океанические течения сдвиги. Затраты на вывод из эксплуатации электростанций обычно не включаются (атомные электростанции в Соединенных Штатах являются исключением, поскольку затраты на вывод из эксплуатации включены в цену электроэнергии в соответствии с Законом о политике в области ядерных отходов ), поэтому не учитываются в полном объеме.. Эти типы элементов могут быть явно добавлены по мере необходимости в зависимости от цели расчета. Это мало связано с реальной ценой на электроэнергию, но помогает политикам и другим лицам направлять дискуссии и принимать решения. ^{[ необходима цитата ]}

Это немаловажные факторы, но они очень существенно влияют на все ответственные властные решения:

• Сравнение выбросов парниковых газов в течение жизненного цикла показывает, что, например, уголь радикально выше по количеству парниковых газов , чем любая альтернатива. Соответственно, в приведенном ниже анализе уголь, улавливаемый углеродом , обычно рассматривается как отдельный источник, а не усредняется с другим углем.
• Другие экологические проблемы, связанные с производством электроэнергии, включают кислотные дожди , закисление океана и влияние добычи угля на водосборные бассейны.
• Различные проблемы здоровья человека, связанные с производством электроэнергии, включая астму и смог , в настоящее время доминируют при принятии решений в развитых странах, которые несут государственные расходы на здравоохранение. Согласно исследованию Медицинской школы Гарвардского университета, стоимость угля для здоровья в США составляет от 300 до 500 миллиардов долларов в год. ^[42]
• Хотя стоимость киловатт-часа передачи сильно зависит от расстояния, длинные сложные проекты, необходимые для расчистки или даже модернизации маршрутов передачи, делают даже привлекательные новые источники поставок часто неконкурентоспособными с мерами по сохранению (см. Ниже), потому что сроки окупаемости должны учитывать модернизацию передачи. .

Региональные исследования [ править ]

Австралия [ править ]

BNEF ^[43] оценил следующие затраты на производство электроэнергии в Австралии: ^[44]

Франция [ править ]

Этот раздел необходимо обновить . Обновите эту статью, чтобы отразить недавние события или новую доступную информацию. ( Июль 2015 г. )

Международное энергетическое агентство и EDF оценок на 2011 следующие расходы. ^{[ необходима цитата ]} Для ядерной энергетики они включают затраты, связанные с новыми инвестициями в безопасность для модернизации французской атомной электростанции после ядерной катастрофы на Фукусима-дайити; Стоимость этих инвестиций оценивается в 4 евро / МВтч. Что касается солнечной энергии, то оценка в 293 евро / МВтч предназначена для крупного завода, способного производить от 50 до 100 ГВтч в год, расположенного в благоприятном месте (например, в Южной Европе). Для небольшой бытовой установки, которая может производить около 3 МВтч в год, стоимость составляет от 400 до 700 евро / МВтч, в зависимости от местоположения. Солнечная энергия была самым дорогим возобновляемым источником электроэнергии среди исследованных технологий, хотя повышение эффективности и увеличение срока службы фотоэлектрических панелей вместе со снижением производственных затрат сделали этот источник энергии более конкурентоспособным с 2011 года. К 2017 году стоимость фотоэлектрических солнечных батарей мощность снизилась до менее 50 евро / МВтч.

Германия [ править ]

В ноябре 2013 года Институт солнечных энергетических систем им. Фраунгофера ISE провел оценку приведенных затрат на производство электроэнергии для вновь построенных электростанций в электроэнергетическом секторе Германии . ^[48] Показатели LCOE для фотоэлектрических систем в третьем квартале 2013 года достигли от 0,078 до 0,142 евро / кВтч, в зависимости от типа электростанции ( наземные коммунальные предприятия или небольшие солнечные фотоэлектрические панели на крыше ) и средней инсоляции в Германии от 1000 до 1200 кВтч. / м 2 в год (GHI). Нет данных о LCOE для электроэнергии, произведенной недавно построенными немецкими атомными электростанциями.поскольку ни один из них не был построен с конца 1980-х годов. Обновление исследования ISE было опубликовано в марте 2018 г. ^[47]

Ближний Восток [ править ]

Затраты на капитальные вложения, постоянные и переменные затраты, а также средний коэффициент мощности ветроэнергетических и фотоэлектрических систем энергоснабжения за период с 2000 по 2018 год были получены с использованием общего переменного производства электроэнергии из возобновляемых источников в странах Ближнего Востока и 81 изученном проекте.

Турция [ править ]

По состоянию на март 2021 года ^{[Обновить]}для проектов, начинающих производство электроэнергии 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 ставки для различных видов биомассы: для все это также дает бонус в размере 0,08 за кВтч, если используются местные компоненты. ^[50] Тарифы будут применяться на 10 лет, а местная надбавка - на 5 лет. ^[50] Ставки определяются президентом, ^[51] и эта схема заменяет предыдущие льготные тарифы на возобновляемые источники энергии, выраженные в долларах США. ^[52]

Япония [ править ]

Этот раздел необходимо обновить . Обновите эту статью, чтобы отразить недавние события или новую доступную информацию. ( Июль 2016 г. )

В исследовании 2010 года, проведенном правительством Японии (до катастрофы на Фукусиме), названном «Энергетическая Белая книга», ^{[ необходима цитата ] было} установлено, что стоимость киловатт-часа составляла 49 йен для солнечной энергии, от 10 до 14 йен для ветра и 5 или 6 йен. для ядерной энергетики.

Однако Масаеши Сон , сторонник возобновляемых источников энергии , указал, что в правительственные оценки ядерной энергетики не включены затраты на переработку топлива или страхование ответственности в случае бедствий. Сон подсчитал, что если включить эти затраты, то стоимость ядерной энергии будет примерно такой же, как и стоимость энергии ветра. ^{[53] [54] [55]}

В последнее время стоимость солнечной энергии в Японии снизилась с 13,1 до 21,3 юаней / кВтч (в среднем 15,3 юаней / кВтч, или 0,142 доллара США / кВтч). ^[56]

Соединенное Королевство [ править ]

Институт инженеров и судостроителей в Шотландии поручил бывшему операционному директору Британской национальной энергосистемы Колину Гибсону подготовить отчет о нормированных затратах на генерацию, который впервые будет включать в себя некоторые затраты на передачу, а также затраты на генерацию. Это было опубликовано в декабре 2011 года. ^[57] Учреждение стремится поощрять дебаты по этому вопросу и предприняло необычный шаг среди составителей таких исследований, опубликовав электронную таблицу. ^[58]

27 февраля 2015 года компания Vattenfall Vindkraft AS согласилась построить морскую ветряную электростанцию ​​Horns Rev 3 по цене 10,31 евроцента за кВтч . Это было указано ниже 100 фунтов стерлингов за МВтч.

В 2013 году в Соединенном Королевстве для новой атомной электростанции ( точка Хинкли C : завершение в 2023 году), зеленый тариф в размере 92,50 фунтов стерлингов / МВтч (около 142 долларов США / МВтч) плюс компенсация инфляции с учетом времени работы. 35 лет было согласовано. ^{[59] [60]}

Департамент бизнеса, энергетика и промышленная стратегия (Бейс) регулярно публикует оценки затрат различных источников производства электроэнергии, следуя по оценкам присоединяемого Департамента энергетики и изменения климата (DECC). Смета приведенных затрат для проектов нового поколения, начатых в 2015 году, приведена в таблице ниже. ^[61]

Соединенные Штаты [ править ]

Управление энергетической информации (2020) [ править ]

С 2010 года Управление энергетической информации США (EIA) публикует Годовой энергетический прогноз (AEO) с ежегодными прогнозами LCOE для будущих объектов коммунального хозяйства, которые будут введены в эксплуатацию примерно через пять лет. В 2015 году EIA подверглась критике со стороны Института передовой энергетической экономики (AEE) после того, как он опубликовал отчет AEO за 2015 год, который «постоянно недооценивал темпы роста возобновляемой энергии , что приводило к« неправильным представлениям »о производительности этих ресурсов на рынке ". AEE указывает, что средний договор о закупке энергии (PPA) для ветровой энергии уже был на уровне 24 долларов за МВтч в 2013 году. Аналогичным образом, PPA для солнечных фотоэлектрических систем в коммунальном масштабе оценивается на текущих уровнях в 50–75 долларов за МВтч. ^[64]Эти цифры сильно контрастируют с оценкой LCOE, оцененной EIA, в размере 125 долл. США / МВт-ч (или 114 долл. США / МВт-ч, включая субсидии) для солнечных фотоэлектрических систем в 2020 году. ^[65]

Следующие данные взяты из Ежегодного энергетического прогноза Управления энергетической информации (EIA), опубликованного в 2020 году (AEO2020). Они выражены в долларах за мегаватт-час (2019 долл. США / МВт-ч). Эти цифры являются приблизительными для заводов, которые будут введены в эксплуатацию в 2025 году, без налоговых льгот, субсидий или других льгот. ^[66] Приведенная ниже LCOE рассчитана на основе 30-летнего периода возмещения с использованием реальной средневзвешенной стоимости капитала после налогообложения (WACC), равной 6,1%. Для углеродоемких технологий к WACC добавляется 3 процентных пункта. (Это примерно эквивалентно плате 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 для солнечных фотоэлектрических систем, построенных в 2025 году, на дополнительные 2,41 доллара до 30,39 доллара.

Источниками электроэнергии, в которых расчетные затраты снизились в наибольшей степени за период с 2010 по 2019 год, были солнечная фотоэлектрическая энергия (снижение на 88%), береговый ветер (снижение на 71%) и современный комбинированный цикл природного газа (снижение на 49%).

В отношении генерации коммунальных предприятий, введенной в эксплуатацию в 2040 году, по оценке EIA в 2015 году, произойдет дальнейшее сокращение постоянных долларовых затрат на концентрированную солнечную энергию (CSP) (снижение на 18%), солнечную фотоэлектрическую энергию (снижение на 15%), морскую ветряная (-11%) и усовершенствованная ядерная (-7%). Ожидается, что к 2040 году стоимость наземного ветра немного вырастет (на 2%), в то время как стоимость электроэнергии с комбинированным циклом на природном газе вырастет на 9-10% за этот период. ^[65]

NREL OpenEI (2015) [ править ]

OpenEI , спонсируемая совместно Министерством энергетики США и Национальной лабораторией возобновляемых источников энергии (NREL), составила базу данных исторических затрат на производство ^[76], охватывающую широкий спектр источников генерации. Поскольку данные имеют открытый исходный код, они могут часто пересматриваться.

Примечание.
Только медианное значение = только одна точка данных.
Только максимальное + минимальное значение = только две точки данных

Энергетическая комиссия Калифорнии (2014) [ править ]

Данные LCOE из отчета Калифорнийской энергетической комиссии под названием «Ориентировочная стоимость новых возобновляемых источников энергии и ископаемого топлива в Калифорнии». ^[77] Данные модели были рассчитаны для всех трех классов застройщиков: продавцов, коммунальных предприятий, принадлежащих инвестору (IOU), и коммунальных предприятий, находящихся в государственной собственности (POU).

Энергетическая комиссия Калифорнии (2019) [ править ]

9 мая 2019 года Энергетическая комиссия Калифорнии опубликовала обновленный отчет LCOE: ^{[78] [79]}

Лазард (2015) [ править ]

В ноябре 2015 года инвестиционный банк Lazard со штаб-квартирой в Нью-Йорке опубликовал свое девятое ежегодное исследование текущих затрат на производство электроэнергии с помощью фотоэлектрических элементов в США по сравнению с обычными генераторами энергии. Лучшие крупномасштабные фотоэлектрические электростанции могут производить электроэнергию по цене 50 долларов США за МВтч. Верхний предел составляет 60 долларов США за МВтч. Для сравнения, угольные электростанции стоят от 65 до 150 долларов США за МВтч, а ядерная энергия - 97 долларов США за МВтч. Небольшие фотоэлектрические электростанции на крышах домов по-прежнему стоят 184–300 долларов США за МВтч, но они могут обойтись без затрат на транспортировку электроэнергии. Береговые ветряки стоят 32–77 долларов США за МВтч. Один из недостатков - непостоянство солнечной и ветровой энергии. В исследовании предлагается решение в виде аккумуляторов в качестве хранилища , но пока они все еще дороги.^{[80] [81]}

Давний отчет Lazard о приведенной стоимости энергии (LCOE) широко признан и является отраслевым эталоном. В 2015 году Lazard опубликовала свой первый отчет о приведенной стоимости хранения (LCOS), который был разработан инвестиционным банком Lazard в сотрудничестве с консалтинговой компанией Enovation в области энергетики. ^[82]

Ниже представлен полный список LCOE с разбивкой по источникам в инвестиционном банке Lazard. ^[80]

ПРИМЕЧАНИЕ. ** Аккумуляторная батарея больше не включается в этот отчет (2015 г.). Он был включен в отдельный отчет LCOS 1.0, разработанный в консультации с Enovation Partners (см. Диаграммы ниже).

Ниже приведены LCOS для различных аккумуляторных технологий. В эту категорию традиционно входят дизельные двигатели. Это приложения «за счетчиком». ^[83]

Ниже приведены LCOS для различных аккумуляторных технологий. К этой категории традиционно относятся двигатели, работающие на природном газе. Это приложения «перед счетчиком». ^[83]

Лазард (2016) [ править ]

15 декабря 2016 года Lazard выпустила версию 10 ^[84] своего отчета LCOE и версию 2 ^[85] отчета LCOS.

Лазард (2017) [ править ]

2 ноября 2017 года инвестиционный банк Lazard выпустил версию 11 ^[86] своего отчета LCOE и версию 3 ^[87] отчета LCOS. ^[88]

Ниже приведены несубсидируемые LCOS для различных аккумуляторных технологий для приложений «за счетчиком» (BTM). ^[87]

Ниже приведены несубсидируемые LCOS для различных аккумуляторных технологий в приложениях «на передней панели счетчика» (FTM). ^[87]

Примечание: оценка диапазона значений расходной батареи

Лазард (2018) [ править ]

В ноябре 2018 года Lazard опубликовал отчет LCOE за 2018 год ^{[89] [90].}

Лазард (2019) [ править ]

В ноябре 2019 года Lazard опубликовал отчет LCOE за 2019 год ^{[91] [92]}

Возобновляемые источники энергии [ править ]

Фотогальваника [ править ]

В 2020 году МЭА заявило, что солнечная фотоэлектрическая энергия является самой дешевой электроэнергией в истории. ^[94]

Цены на фотоэлектрические элементы упали с 76,67 долларов за ватт в 1977 году до почти 0,085 долларов за ватт в октябре 2020 года, а цена на многокристаллические кремниевые солнечные элементы и модули - до 0,193 доллара за ватт. ^{[95] [96]} Это рассматривается как доказательство, подтверждающее закон Свонсона , который гласит, что цены на солнечные элементы падают на 20% при каждом удвоении совокупных поставок. Знаменитый закон Мура требует удвоения количества транзисторов каждые два года.

К 2011 году цена фотоэлектрических модулей за МВт упала на 60% с 2008 года, согласно оценкам Bloomberg New Energy Finance, что впервые поставило солнечную энергию наравне с розничной ценой на электроэнергию в некоторых солнечных странах; также была опубликована альтернативная и последовательная цифра снижения цен на 75% с 2007 по 2012 год ^[97], хотя неясно, относятся ли эти цифры к США или в целом к ​​глобальному масштабу. Унифицированная стоимость электроэнергии (LCOE) от фотоэлектрических панелей конкурентоспособна с традиционными источниками электроэнергии в расширяющемся списке географических регионов ^[8], особенно когда включается время выработки, поскольку электроэнергия днем ​​стоит больше, чем ночью. ^[98]В цепочке поставок наблюдалась жесткая конкуренция, и впереди ожидаются дальнейшие улучшения нормированной стоимости энергии для солнечной энергии, что создает растущую угрозу доминированию источников производства ископаемого топлива в следующие несколько лет. ^[99] Со временем технологии возобновляемых источников энергии, как правило, дешевеют ^{[100] [101], в} то время как ископаемое топливо, как правило, дорожает:

Чем меньше стоимость солнечной энергии, тем она выгоднее по сравнению с традиционной энергией и тем более привлекательной становится для коммунальных предприятий и потребителей энергии по всему миру. Солнечная энергия для коммунальных предприятий [может в 2011 году] поставляться в Калифорнию по ценам значительно ниже 100 долларов за МВтч (0,10 доллара за киловатт-час) ниже, чем у большинства других пиковых генераторов, даже работающих на дешевом природном газе. Более низкая стоимость солнечных модулей также стимулирует спрос на потребительских рынках, где стоимость солнечной энергии очень выгодна по сравнению с розничными тарифами на электроэнергию. ^[102]

В 2015 году First Solar согласилась поставлять солнечную энергию по приведенной цене 3,87 цента / кВтч из своего проекта Playa Solar 2 мощностью 100 МВт, что намного дешевле, чем цена продажи электроэнергии от обычных электростанций. ^[103] С января 2015 года по май 2016 года рекорды продолжали быстро падать, а цены на солнечную электроэнергию, которые достигли уровня ниже 3 центов / кВт · ч, продолжают падать. ^[104] В августе 2016 года Чили объявила о новой рекордно низкой цене контракта на поставку солнечной энергии по цене 29,10 доллара за мегаватт-час (МВтч). ^[105] В сентябре 2016 года Абу-Даби объявил новую рекордную цену предложения, пообещав поставлять солнечную энергию по цене 24,2 доллара за МВтч ^[106]В октябре 2017 года Саудовская Аравия объявила о еще более низкой цене контракта на поставку солнечной энергии по цене 17,90 долларов за МВтч. ^[107] В июле 2019 года Португалия объявила минимальную контрактную цену в размере 16,54 доллара за МВтч. ^[108] В апреле 2020 года Abu Dhabi Power Corporation (ADPower) обеспечила тариф в размере 13,5 долларов США за МВтч для своего солнечного фотоэлектрического проекта мощностью 2 ГВт. ^[109]

При цене на углерод в 50 долларов за тонну (что повысило бы цену угольной энергии на 5 центов за кВтч), солнечные фотоэлектрические панели являются конкурентоспособными по стоимости в большинстве мест. Снижение цены на фотоэлектрические системы отразилось на быстрорастущих установках, общая совокупная мощность которых к концу 2016 года составила 297 ГВт. По некоторым оценкам, общие инвестиции в возобновляемые источники энергии в 2011 году превысили инвестиции в производство электроэнергии на основе углерода. ^[110]

В случае самостоятельного потребления срок окупаемости рассчитывается исходя из того, сколько электроэнергии не доставлено из сети. Кроме того, использование фотоэлектрической солнечной энергии для зарядки аккумуляторов постоянного тока, используемых в подключаемых к сети гибридных электромобилях и электромобилях, приводит к большей эффективности, но более высоким затратам. Традиционно электроэнергию постоянного тока, генерируемую солнечными фотоэлектрическими батареями, необходимо преобразовывать в переменный ток для зданий, что дает в среднем 10% потерь во время преобразования. Инверторная технология быстро совершенствуется, и текущее оборудование достигло эффективности 99% для небольших жилых домов ^[111]в то время как трехфазное оборудование промышленного масштаба может достигать КПД значительно выше 98%. Однако дополнительная потеря эффективности происходит при переходе обратно на постоянный ток для устройств и транспортных средств с батарейным питанием, и с использованием различных процентных ставок и изменений цен на энергию были рассчитаны текущие значения в диапазоне от 2060 до 8210 долларов ^{[ требуется обновление ]} (анализ за 2009 г., исходя из цены панели в 9 долларов за ватт, что примерно в 90 раз выше цены октября 2019 года, указанной выше). ^[112]

Также возможно комбинировать солнечные фотоэлектрические системы с другими технологиями для создания гибридных систем, которые позволяют создавать более автономные системы. Расчет LCOE становится более сложным, но его можно выполнить путем агрегирования затрат и энергии, произведенной каждым компонентом. Например, фотоэлектрические, когенерационные и аккумуляторные батареи ^[113] при одновременном сокращении выбросов парниковых газов, связанных с энергией и электричеством, по сравнению с традиционными источниками. ^[114] В мае 2020 года обнаружил первый год тариф в Индии ₹ 2,90 (4,1 ¢ США) за кВт.ч с ₹ 3,60 (5,0 ¢ США) за кВт.ч levelized тарифа круглосуточно питания от гибридных возобновляемых электростанций с накопителем энергии .^[115] Тариф дешевле, чем новые угольные, природные газовые, атомные и т. Д. Электростанции для работы с базовой нагрузкой.

Солнечная энергия [ править ]

LCOE солнечной тепловой энергии с накоплением энергии, которая может работать круглосуточно по запросу, упала до 78 австралийских долларов / МВтч (61 доллар США / МВтч) в августе 2017 года. ^[116] Хотя солнечные тепловые станции с накоплением энергии могут работать как автономные системы , сочетание с солнечной фотоэлектрической энергией может обеспечить более дешевую электроэнергию. ^[117] Для обеспечения стабильной работы сети более дешевая и управляемая солнечная тепловая аккумулирующая энергия не должна зависеть от дорогостоящих или загрязняющих выбросов угля / газа / нефти / ядерной энергии. ^{[118] [119]}

Когда солнечная теплоаккумулирующая установка вынуждена простаивать из-за отсутствия солнечного света на местном уровне в пасмурные дни, можно потреблять дешевую избыточную слабую электроэнергию от солнечных фотоэлектрических, ветровых и гидроэлектростанций (аналогично менее эффективным, огромной мощности и низкой мощности). стоимость аккумуляторной системы хранения) путем нагрева горячей расплавленной соли до более высокой температуры для преобразования накопленной тепловой энергии в электричество в часы пиковой нагрузки, когда цена продажи электроэнергии является прибыльной. ^{[120] [121]} Сжигание топлива из биомассы также может быть экономично включено в солнечные тепловые электростанции для повышения их способности к диспетчеризации. ^[122]

В 2020 году цены на солнечное тепловое тепло (центов США / кВт-ч тепловой энергии) при температуре на 600 ° C выше температуры при круглосуточной доступности упали ниже 2 центов / кВт-ч тепловой энергии, что дешевле, чем тепловая энергия, полученная из ископаемого топлива. ^[123]

Энергия ветра [ править ]

Текущий наземный ветер

На огромных ветреных равнинах центральной части Соединенных Штатов затраты на новую ветроэнергетику в 2017 году значительно ниже затрат на дальнейшее использование существующих угольных электростанций. Ветроэнергетика может быть заключена по соглашению о закупке электроэнергии по цене два цента за киловатт-час, в то время как эксплуатационные расходы на производство электроэнергии на существующих угольных установках остаются выше трех центов. ^[125]

Текущий морской ветер

В 2016 году Норвежская ассоциация ветроэнергетики (NORWEA) оценила LCoE типичной норвежской ветряной электростанции в 44 евро / МВтч, принимая средневзвешенную стоимость капитала 8% и 3500 часов полной нагрузки в год, то есть коэффициент мощности 40%. . НОРВЕА продолжила оценку LCoE береговой ветровой электростанции Fosen Vind мощностью 1 ГВт, которая, как ожидается, будет введена в эксплуатацию к 2020 году, на уровне от 35 евро / МВтч до 40 евро / МВтч. ^[126] В ноябре 2016 года компания Vattenfall выиграла тендер на строительство ветряной электростанции Kriegers Flak в Балтийском море по цене 49,9 евро / МВтч, ^[127] и аналогичные уровни были согласованы для морских ветряных электростанций Borssele . По состоянию на 2016 год это самая низкая прогнозируемая цена на электроэнергию, производимую с использованием морского ветра.

Исторические уровни

В 2004 году стоимость ветровой энергии была в пять раз меньше, чем в 1980-х годах, и некоторые ожидали, что тенденция к снижению продолжится по мере массового производства более крупных многомегаваттных турбин . ^[128] По состоянию на 2012 год ^{[Обновить]}капитальные затраты на ветряные турбины существенно ниже, чем в 2008–2010 годах, но все еще выше уровней 2002 года. ^[129]В отчете Американской ассоциации ветроэнергетики за 2011 год говорится: «Затраты на ветроэнергетику за последние два года снизились в диапазоне от 5 до 6 центов за киловатт-час в последнее время… примерно на 2 цента дешевле, чем электричество, работающее на угле, и в прошлом году больше проектов было профинансировано за счет заемных средств, чем за счет налогового долевого участия .... получили более широкое признание со стороны банков Уолл-стрит .... Производители оборудования также могут поставлять продукты в том же году, в котором они были заказаны, вместо того, чтобы ждать до трех лет как это было в предыдущих циклах .... 5600 МВт новой установленной мощности находится в стадии строительства в Соединенных Штатах, что более чем вдвое превышает число на данный момент в 2010 году. 35% всей новой выработки электроэнергии, произведенной в Соединенных Штатах с 2005 года. пришел от ветра, больше, чем новые газовые и угольные электростанции вместе взятые,поскольку поставщиков электроэнергии все больше привлекает ветер в качестве удобной защиты от непредсказуемых колебаний цен на сырьевые товары ".^[130]

Эта стоимость дополнительно снизилась по мере улучшения технологии ветряных турбин. Теперь появились более длинные и легкие лопасти ветряных турбин, улучшились характеристики турбины и повысилась эффективность выработки электроэнергии. Кроме того, продолжали снижаться капитальные затраты на ветровые проекты и расходы на техническое обслуживание. ^[131]Например, ветряная промышленность в США в 2014 году смогла производить больше энергии при меньших затратах за счет использования более высоких ветряных турбин с более длинными лопастями, улавливающих более быстрый ветер на больших высотах. Это открыло новые возможности в Индиане, Мичигане и Огайо. Стоимость энергии ветряных турбин, построенных на высоте 90–120 м (300–400 футов) над землей, с 2014 года может конкурировать с традиционными ископаемыми видами топлива, такими как уголь. В некоторых случаях цены упали примерно до 4 центов за киловатт-час, и коммунальные предприятия увеличили количество ветровой энергии в своем портфеле, заявив, что это их самый дешевый вариант. ^[132]

См. Также [ править ]

Дальнейшее чтение [ править ]

• Экономическая ценность воздействия ископаемого топлива на здоровье в США . Агентство по охране окружающей среды США .
• Анализ приведенных затрат энергии Lazard - версия 11.0 (ноябрь 2017 г.)

Ссылки [ править ]

Библиография [ править ]

• IPCC AR4 SYR (2007), Основная группа авторов ; Пачаури, РК; Райзингер, А. (ред.), Изменение климата 2007: Обобщающий отчет , Вклад рабочих групп I, II и III в Четвертый оценочный доклад Межправительственной группы экспертов по изменению климата, МГЭИК, ISBN 978-92-9169-122-7