Подписка на новости

Опрос

Нужны ли комментарии к статьям? Комментировали бы вы?

Реклама

 

2011 №10

Экономика альтернативной энергетики. Часть 4. Экономика оффшорных ВЭУ

Авербух Шимон (Awerbuch Shimon)  
Бланко Изабель (Blanco Isabel)  
ван Халле Франс (Van Hulle Frans)  
Кйаэр Кристиан (Kjaer Christian)  
Крон Сорен (Krohn Soren)  
Мортост Пауль Эрик (Morthorst Poul Erik)  

Перевод: Карташев Евгений


Одно из наиболее важных преимуществ ветроэнергетики — это снижение зависимости экономики от нестабильных цен на углеводородное топливо. Значимость этого подчеркивает тот факт, что в большинстве европейских стран энергия ветра способна покрыть постоянно растущие потребности в электричестве, несмотря на то, что удельная стоимость 1 кВт альтернативной энергии пока что выше, чем любой другой.

По состоянию на 2009 г. общая мощность установленных в мире оффшорных станций составила всего около 1%. Наиболее интенсивное развитие этой технологии идет в странах Западной Европы, имеющих выход к Северному и Балтийскому морям. К концу 2008 года было реализовано около 20 проектов. Общая мощность оффшорных ВЭУ достигла 1471 МВт (рис. 1, 2). Отметим, что более 80% вырабатываемой ими энергии преобразуется системами на основе модулей SKiiP компании SEMIKRON.

Общая мощность оффшорных ВЭУ

Рис. 1. Общая мощность оффшорных ВЭУ, установленных на конец 2008 г.


Работающие и планируемые парки оффшорных ВЭУ в Европе (ситуация на конец 2008 г.)

Рис. 2. Работающие и планируемые парки оффшорных ВЭУ в Европе (ситуация на конец 2008 г.)

Парки оффшорных энергетических установок создаются в 9 странах: Бельгии, Дании, Германии, Ирландии, Финляндии, Италии, Голландии, Швеции и Англии, как показано на рис. 3 и в таблице 1. В 2007 году в Швеции была смонтирована станция Lillgrunden мощностью 110 МВт. Бóльшая часть установок размещена на мелководье (глубина — не более 20 м) на расстоянии от берега не более 20 км для снижения расходов на строительство и прокладку кабелей.

Развитие технологии оффшорных ВЭУ в Евросоюзе

Рис. 3. Развитие технологии оффшорных ВЭУ в Евросоюзе в 1998–2008 гг.


Таблица 1. Мощность европейских оффшорных ВЭУ

Страна Установлено в 2007 г., МВт Общая мощность на конец 2007 г., МВт Установлено в 2008 г., МВт Общая мощность на конец 2008 г., МВт
Бельгия 0 0 30 30
Дания 0 409 0 409
Финляндия 0 0 24 24
Германия 0 0 5 12
Ирландия 0 25 0 25
Италия 0 0 0,08 0,08
Нидерланды 0 108 120 246,8
Швеция 110 133 0 133
Великобритания 100 404 187 591
Итого: 210 1105 366,08 1470,88

До сих пор установка оффшорных станций обходится примерно на 50% дороже, чем континентальных. Однако благодаря их очевидным преимуществам, к которым относится сильный и стабильный ветер, а также лучший визуальный эффект, ведущие страны Евросоюза активно развивают эту технологию ветроэнергетики.

Несмотря на небольшой процент энергии, вырабатываемый оффшорными станциями в общем балансе, темпы их роста очень высоки. Как правило, парк морских ветряков состоит из большого количества турбин, обычно 100–200. Пока что более высокие издержки, ограниченные производственные возможности и сложность монтажа тормозят массовый ввод в эксплуатацию подобных установок. В таблице 1 показано, как росла мощность европейских оффшорных проектов в 2007–2008 годах.

Инвестиционные издержки

Стоимость оффшорных установок определяется в первую очередь локальной волновой обстановкой, глубиной и расстоянием до берега. Более подробная информация основана на данных из Англии, где в 2006 году было введено в эксплуатацию 90 МВт и в 2007-м — 100 МВт морских ВЭУ, а также Швеции (110 МВт — Lillgrunden в 2007-м).

В таблице 2 приведены данные некоторых морских парков ветряков. Судя по таблице, мощность турбин этого типа находится в диапазоне 2–3,6 МВт, для новых станций она будет еще больше. Размеры парков отличаются существенно: от самых маленьких (например, Samso — 23 МВт) до больших, самым крупным из которых является Robin Rigg мощностью 180 МВт. Инвестиционные затраты для мегаваттных установок находятся в диапазоне от 1,2 млн евро/МВт (Middelgrunden) до 2,7 млн евро/МВт (Robin Rigg) (рис. 4).

Инвестиции в оффшорные парки ветряков

Рис. 4. Инвестиции в оффшорные парки ветряков, млн евро/МВт (текущие цены)


Таблица 2. Основные характеристики новых оффшорных парков

Ветропарк Введено в эксплуатацию Количество турбин Мощность одной турбины Мощность, МВт Инвестиционные затраты, млн евро
Middelgrunden (DK) 2001 г. 20 2 40 47
Horns Rev I (DK) 2002 г. 80 2 160 272
Samso (DK) 2003 г. 10 2,3 23 30
North Hoyle (UK) 2003 г. 30 2 60 121
Nysted (DK) 2004 г. 72 2,3 165 248
Scroby Sands (UK) 2004 г. 30 2 60 121
Kentish Flats (UK) 2005 г. 30 3 90 159
Barrows (UK) 2006 г. 30 3 90
Burbo Bank (UK) 2007 г. 24 3,6 90 181
Lillgrunden (S) 2007 г. 48 2,3 110 197
Robin Rigg (UK) 2008 г. 60 3 180 492

Большие капитальные затраты на строительство оффшорных ВЭУ по сравнению с континентальными установками связаны со сложностью их монтажа, подключения и обслуживания. В среднем сами морские турбины на 30% дороже обычных, а расходы на их строительство более чем в 2,5 раза превышают средние показатели.

Стоимость оффшорных турбин особенно возросла в середине 1980-х, в это же время увеличилась и цена континентальных турбин (подорожание частично отражено на рис. 4). Стоимость будущих оффшорных парков может заметно отличаться, в среднем инвестиционные затраты на новые проекты находятся в диапазоне 2–2,2 млн евро/MВт для установок, располагаемых на мелководье.

Экономические аспекты вопроса можно проиллюстрировать детально на примере двух крупнейших датских проектов. Ветропарк Horns Rev, расположенный примерно в 15 км от западного побережья Ютландии, был построен в 2002 году. Он включает 80 турбин, общая мощность которых составляет 160 МВт. Второй — Nysted, находящийся к югу от острова Лолланн, состоит из 72 установок по 2,3 МВт (общая мощность — 165 МВт). Оба парка имеют собственные трансформаторные подстанции, подключенные к высоковольтной сети, и береговую станцию управления. Средние инвестиционные расходы на эти проекты приведены в таблице 3.

Таблица 3. Средние инвестиционные затраты на МВт для оффшорных парков Horns Rev и Nysted

Затраты Инвестиции, тыс. евро/МВт Процентное соотношение
Турбины (ex works), включая транспортировку и подъем 815 49
Трансформаторная станция и силовой кабель для подключения 270 16
Соединения между турбинами 85 5
Строительство 350 21
Разработка и планирование 100 6
Анализ внешней среды 50 3
Прочие расходы 10 <1
Итого: 1680 ~100

В Дании все основные затраты покрываются инвесторами, кроме трансформаторной подстанции и силового кабеля, за которые платит оператор системы передачи электроэнергии (TSO). Примерно такой же порядок недавно был принят в Германии.

Общая стоимость двух упомянутых парков составляет примерно 260 млн евро. Основная разница в структуре цены оффшорных и континентальных установок состоит в следующем:

  • Строительство оффшорных станций обходится заметно дороже, его стоимость зависит от глубины моря и типа конструкции: Horns Rev имеет моносвайный фундамент, Nysted воздвигнут на бетонной гравитационной плите. Для аналогичных континентальных турбин эти расходы не превышают 5–9% от общей суммы, у оффшорных проектов они достигают 21% (табл. 3). Однако значительный опыт, накопленный при строительстве этих двух электростанций, позволяет оптимизировать расходы на будущие проекты.
  • Наличие трансформаторной подстанции и силового кабеля, соединяющего ВЭУ с трансформатором и далее с берегом, увеличивает стоимость оффшорных установок. Для двух упомянутых ветропарков цена подстанции и кабелей составляет примерно 21% (табл. 3), 5% из которых приходится на промежуточные соединения между турбинами. Анализ внешней среды (EIA) предусматривает исследование влияния ВЭУ на экологическую обстановку, а также графическую визуализацию ветропарка и некоторые дополнительные изыскания. Стоимость этих исследований в общем балансе не превышает 6%, однако они делались только для пилотного проекта и не предусмотрены для будущих оффшорных станций в Дании. В других странах стоимость оценки воздействия ВЭУ на окружающую среду может быть намного выше.

Стоимость выработки оффшорной электроэнергии

Хотя инвестиционные расходы для оффшорных станций оказываются больше, чем для континентальных, они частично компенсируются более высокой эффективностью работы турбин за счет лучшей ветровой обстановки. В среднем континентальные ВЭУ обеспечивают 2000–2500 часов полной нагрузки в год, в то время как для морских установок этот показатель достигает 4000 часов.

Основные данные для расчетов удельных экономических показателей различных ветропарков, введенных в эксплуатацию с 2001-го по 2008 год, приведены в таблице 4. Кроме того, при расчетах использовались следующие экономические допущения:

  • За весь срок службы ветроэлектростанции стоимость ее обслуживания устанавливается на уровне 16 евро/МВт•ч, за исключением станции Middelgrunden, где расчетное значение составляет 12 евро/МВт•ч.
  • Количество часов полной нагрузки задается для среднего режима ветра и корректируется с учетом эффекта его ослабления внутри парка, так же как и потери в передающих цепях.
  • В некоторых странах собственники ветропарков несут ответственность за балансировку режимов работы турбин. По опыту Дании стоимость балансировки составляет примерно 0,3 евроцент/кВт•ч в системе, покрывающей примерно 20% национальной потребности в энергии. Однако, как правило, это значение достаточно неопределенно и зависит, прежде всего, от национальных ограничений и энергетических стандартов.
  • Экономический анализ проводится с учетом особенностей национальной экономики при величине годовой учетной ставки 7,5%, для 20-летнего срока службы турбины. Налоги, обесценивание, прибыль и рисковые премии не учитываются. Расчеты удельной стоимости энергии для ветростанций, перечисленных в таблице 4, приведены на рис. 5.

Таблица 4. Базовые параметры для экономических расчетов

Ветропарк Введено в эксплуатацию Мощность, МВт Млн евро/МВт Количество часов полной нагрузки в год
Middelgrunden 2001 г. 40 1,2 2500
Horns Rev I 2002 г. 160 1,7 4200
Samso 2003 г. 23 1,3 3100
North Hoyle 2003 г. 60 2 3600
Nysted 2004 г. 165 1,5 3700
Scroby Sands 2004 г. 60 2 3500
Kentish Flats 2005 г. 90 1,8 3100
Burbo 2007 г. 90 2 3550
Lillgrunden 2007 г. 110 1,8 3000
Robin Rigg 2008 г. 90 2,7 3600


Расчетная стоимость производства энергии для крупнейших оффшорных станций

Рис. 5. Расчетная стоимость производства энергии для крупнейших оффшорных станций (включая расходы на балансировку) в ценах 2006 года

Судя по данным таблицы, производственные расходы рассматриваемых станций существенно отличаются: для Horns Rev, Samso и Nysted они минимальны, а энергия Robin Rigg в Англии оказывается заметно дороже. Частично это объясняется разницей в глубине моря и расстояния до берега, а также ростом инвестиционных расходов в последние годы. Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание находятся примерно на одном уровне (кроме Middelgrunden).

Все расходы рассчитаны на базовой национальной экономической основе, и они не распространяются на частных инвесторов, для которых эти цифры будут выше, поскольку требуются рисковые премии и определенный уровень прибыли. Дополнительные расходы частников будут зависеть в значительной степени от технологических и политических рисков, а также конкуренции между производителями.

Прогнозы по стоимости оффшорной энергии

До 2004 года цена энергии береговых ветротурбин в среднем «отслеживала» кривую уменьшения среднесрочных затрат, демонстрирующую скорость снижения около 10%, то есть при удвоении общей мощности удельная стоимость энергии падала на 10%/МВт. Эта тенденция изменилась в 2004–2006 гг., когда цена ветроэнергии увеличилась в среднем на 20–25%. В основном это было вызвано подорожанием материалов и резким ростом спроса на ВЭУ, что привело к дефициту производственных мощностей у производителей турбин и их субподрядчиков.

Аналогичный процесс наблюдается в оффшорной ветроэнергетике, несмотря на сравнительно небольшое количество законченных проектов и протяженность инвестиционных расходов, что затрудняет точный анализ уровня цен. В среднем ожидаемый уровень инвестиций для новых оффшорных установок находится в диапазоне 2–2,2 млн евро/МВт. В следующем разделе изменение среднесрочных затрат для этого сектора энергетики будет проанализировано по методике кривой обучения.

В среднесрочной перспективе прогнозируемая стоимость энергии оффшорных ветроэнергетических установок приведена в таблице 5 для следующих условий:

  • Существующие производственные возможности продолжают ограничивать быстрый рост ветроэнергетики. Несмотря на их постоянное расширение, спрос на ВЭУ растет несколько быстрее, однако соотношение спроса и предложения становится все более сбалансированным.
  • Считается, что основным фактором, определяющим стоимость морских турбин, является общее значение установленной мощности, поскольку основные затраты связаны с общим уровнем развития ветроэнергетики. Предполагается, что суммарная установленная мощность турбин будет удваиваться каждые три года.
  • В период с 1985 по 2004 год кривая обучения показывала рост 10% (Neij, 2003), текущие показатели подтверждают, что эта тенденция сохранится до 2015 года.

С учетом этих предположений были просчитаны сценарии минимальной, средней и максимальной стоимости, представленные в таблице 5. Согласно этим данным средняя стоимость оффшорных турбин должна снизиться с 2,1 евро/МВт в 2006-м до 1,81 евро/МВт в 2015-м, то есть примерно на 15%. Существует достаточно широкий разброс показателей: от 1,55 евро/МВт до 2,06 евро/МВт. Прогнозируемый коэффициент использования на весь период составляет 37,5%, эта величина соответствует 3300 часам полной нагрузки. Приведенное значение покрывает растущую выработку энергии новыми и более крупными турбинами, наличие областей с меньшими ветровыми режимами и большим расстоянием до берега, при котором увеличиваются потери электроэнергии. Последняя проблема должна быть решена за счет применения новых высоковольтных турбин и преобразователей.

Таблица 5. Прогнозы по удельной стоимости оффшорной энергии на 2015 г. (приведены к ценам 2006 г.)

  Инвестиционные затраты, млн евро/МВт Эксплуатация и техническое обслуживание Коэффициент использования
  min норма max евро/МВт•ч %
2006 г. 1,8 2,1 2,4 16 37,5
2015 г. 1,55 1,81 2,06 13 37,5

Стоимость ветроэнергии по сравнению с другими источниками

В этой главе мы попытаемся сравнить стоимость электричества, вырабатываемой ВЭУ, с показателями других распространенных источников энергии. Чтобы сравнение было достоверным, расчеты будут сделаны с использованием, например, Recabs-модели, разработанной IEA в рамках реализации соглашения о возобновляемых источниках энергии.

Основная часть цены традиционных источников энергии определяется 4 компонентами:

  • Стоимость топлива.
  • Стоимость выбросов CO2 (по данным European Trading System, ETS).
  • Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание.
  • Капитальные затраты, включая планирование.

Цены на топливо определяются международными рынками, в общем случае используются данные IEA “World Energy Outlook 2007”, в соответствии с которыми стоимость сырой нефти в 2007 году была $63 за баррель, достигла максимума в $147 в июле 2008-го, а затем постепенно снижалась до $59 в 2010 году.

Как правило, цены на природный газ следуют за нефтью, базовые цифры для угля составляют 1,6 евро/ГДж, для природного газа — 6,05 евро/ГДж. Как уже говорилось, цена СО2 определяется европейской системой ETS рынка; в настоящее время это около 25 евро/т.

Приведенные здесь расчеты выполнены для двух типов электростанций: угольной и комбинированной, совмещающей электростанцию на природном газе и ТЭЦ. При вычислениях использованы следующие допущения:

  • Электростанции введены в эксплуатацию для коммерческого использования в 2010 году.
  • Цены масштабируются на основе реальной учетной ставки 7,5%, срок службы станций составляет 40 лет (возможны ограничения этого срока, связанные с национальным законодательством).
  • Коэффициент нагрузки — 75%.
  • Цены приведены к уровню евро 2006 года.

Эффект от замены традиционного источника энергии ветрогенератором определяется степенью влияния этой замены на каждый из четырех упомянутых выше компонентов. Общепризнано, что использование ветро-энергетики позволяет полностью исключить расход топлива и выбросы CO2, а также существенно снизить затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание. Уровень экономии капитальных затрат зависит от объема инвестиций, который способна привлечь ветроэнергетика, таким образом, он напрямую определяется объемом мощности турбин, который может быть интегрирован в энергетическую систему.

Изучение скандинавского рынка энергетики (NordPool) показывает, что стоимость интеграции ВЭУ в общую систему Дании в среднем составляет 0,3–0,4 евроцент/кВт•ч при нынешнем 20%-ном уровне использования ветроэнергетики и существующей сетевой инфраструктуре. Примерно такие же значения показывает анализ ситуации в других странах. Ожидается, что стоимость интеграции будет расти вместе с процентным соотношением ветротурбин в общем энергетическом балансе. На рис. 6 показаны результаты сравнительного анализа, предполагающие, что две станции различного типа введены в эксплуатацию в 2010 году. Как уже упоминалось, расчеты для традиционной электростанции производились с использованием Recabs-модели, в то время как данные по континентальной ветростанции взяты из предыдущих разделов этого отчета.

Стоимость производства электроэнергии станциями различного типа

Рис. 6. Стоимость производства электроэнергии станциями различного типа, запущенными в 2010 году (цены приведены к курсу евро 2006 года)

Как показывает сравнительный анализ, стоимость энергии газовых и угольных станций примерно на 33–34% ниже, чем у ВЭУ при условии низкой цены топлива. Эти расчеты основаны на предполагаемой цене нефти в $59/баррель в 2010 году, установленной в отчете World Energy Outlook за 2007 год1. Однако во время составления отчета (сентябрь 2008 г.) нефть стоила уже $120/баррель, что намного выше прогноза IEA. Поэтому был проведен анализ чувствительности, результаты которого представлены на рис. 7.

Анализ чувствительности стоимости традиционных видов энергии и ветроэнергии в 2010 г.

Рис. 7. Анализ чувствительности стоимости традиционных видов энергии и ветроэнергии в 2010 г. с учетом предполагаемого роста цен на ископаемое топливо и CO2 (цены приведены к курсу евро 2006 года)

На рис. 7 принято, что стоимость природного газа в 2 раза выше, чем референтная цена нефти ($118/баррель в 2010 г.), газ должен был подорожать к 2008 году на 50%, а CO2 — до 25 евро/т. Как видно на рис. 7, конкурентоспособность ветроэнергетики увеличивается стремительно, энергия континентальных станций становится дешевле, чем газовых, и она всего на 10% дороже, чем у угольных. Энергия береговых ВЭУ оказывается самой дешевой из всех трех. Как отмечалось в Awerbuch 2003 и как мы увидим в следующей главе, неопределенность, связанная с растущими ценами на ископаемое топливо, подразумевает значительный риск для будущих инвестиций в строительство угольных и газовых электростанций.

Приведенные в статье данные не включают макроэкономических выгод от определенности цен на топливо и CO2, например эффекта «портфолио» и пр., которые будут рассмотрены далее.

Стоимость кВт генерируемой ветроэнергии практически не меняется в течение срока службы турбины, то есть определенность в этом случае составляет 100%. Этот показатель делает альтернативную энергетику все более привлекательной, особенно если принять во внимание будущие неожиданные скачки цен на ископаемые виды топлива и СО2. По данным исследований Международного энергетического агентства (IEA), при увеличении цены угля на 10 евро к стоимости 1 кВт ветроэнергии добавляется 1 евроцент. Таким образом, стабильность экономических показателей ветроэнергетики компенсирует ее более высокую цену по сравнению с традиционными источниками со свойственными им неопределенностью и возможными рисками.

В энергетическом отчете World Energy Outlook (редакция 2008 г.) IEA пересмотрела в сторону увеличения свои прогнозы относительно стоимости топлива и расходов на строительство электростанций. Как было отмечено выше, для стран Евросоюза предполагается также, что при увеличении стоимости угля в $30 за тонну к цене энергии добавляется $30/МВт•ч для угольных станций и $30/МВт•ч для газотурбинных установок замкнутого цикла (CCGT). На рис. 8 представлены прогнозы IEA по стоимости выработки электричества для новых угольных, газовых и ветроэнергостанций в Евросоюзе в 2015 и 2030 году. Графики показывают, что, как ожидается, энергия ВЭУ будет самой дешевой.

Стоимость электроэнергии в Евросоюзе в 2015 и 2030 годах

Рис. 8. Стоимость электроэнергии в Евросоюзе в 2015 и 2030 годах

Продолжение следует

Литература

  1. Awerbuch S., Morthorst P.-E. The Economics of Wind Energy. A report by the European Wind Energy Association. March 2009.
  2. http://renewableenergy.com
  3. http://www.gwec.net

1 Анализ был произведен на основе прогнозов по цене топлива, сделанных IEA в 2007 году, предполагающих цену нефти $59 в 2010 г. и $62 в 2030 г. (по курсу 2006 г.). В редакции World Energy Outlook 2008 года IEA увеличила прогноз до 100 евро/баррель в 2010 г. и $122/баррель в 2030 г. (по курсу 2007 г.)

Все статьи цикла:

Скачать статью в формате PDF  Скачать статью Компоненты и технологии PDF

 


Другие статьи по данной теме:

Сообщить об ошибке