Подписка на новости

Опрос

Нужны ли комментарии к статьям? Комментировали бы вы?

Реклама

 

2011 №12

Экономика альтернативной энергетики. Часть 6. Цена альтернативной энергии

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)  

Ветроэнергетика и цена на спот-рынке

Ожидается, что развитие ветроэнергетики будет влиять на цену энергии по двум направлениям:

  • Альтернативная энергетика имеет малые предельные затраты (из-за нулевых расходов на топливо), поэтому она находится в нижней части кривой предложения. В результате кривая сдвигается вправо (рис. 1), что приводит к снижению стоимости электроэнергии в зависимости от эластичности спроса. На рис. 1 показано, что цена уменьшается от величины А до В, когда выработка ветроэнергии падает при пиковом спросе. В общем случае цена электроэнергии оказывается ниже, когда интенсивность ветра максимальна.
    Влияние ветроэнергетики на спот-цену в дневное и ночное время

    Рис. 1. Влияние ветроэнергетики на спот-цену в дневное и ночное время
  • Как уже отмечалось, при передаче энергии возможно возникновение «заторов», особенно в периоды времени с высокой эффективностью работы ветротурбин. Таким образом, если пропускная способность передающих линий не может обеспечить требуемый поток энергии, зона ветропарка отделяется от остальной энергетической системы и образует свою собственную ценовую область. При избыточном предложении в этой области обычные электростанции должны сократить свое производство, поскольку снижение эффективности работы ВЭУ экономически и экологически неоправданно. В большинстве случаев это приведет к снижению цены электроэнергии на данном субрынке.

Влияние ветроэнергетики на стоимость энергии на спот-рынке, обусловленное низкими предельными издержками, показано на рис. 1. Увеличение выработки ветроэнергии сдвигает кривую предложения вправо, при заданном уровне потребления это приводит к снижению спот-цены. Влияние ветроэнергетики на состояние рынка зависит от времени суток: если ветротурбины эффективно работают в полдень, во время пика потребления, то используется большинство имеющихся мощностей. Это соответствует крутой части кривой предложения (рис. 1), и, следовательно, ветроэнергетика будет иметь сильное влияние, существенно снижая спот-цену энергии (от А до Б).

Если избыток ветроэнергии образуется в ночное время, когда спрос низкий и он полностью обеспечивается базовыми станциями, это соответствует плоской части кривой предложения, и рыночный эффект от работы ВЭУ оказывается низким. Проблема «узких мест» в Дании возникает потому, что эта страна, особенно в западной части, имеет очень высокую долю ветроэнергетики. Соответственно, когда ее выработка велика, возможности линий электропередачи зачастую оказываются исчерпанными.

На рис. 2а проблема проиллюстрирована на примере января 2007 года, когда доля выработки ветроэнергии по отношению к суммарной мощности потребления на западе Дании в отдельные периоды была больше 100%. Это означает, что в течение этих периодов времени производство ветроэнергии превышало уровень потребления в этой области. Если добавить сюда работу небольших, децентрализованных ТЭЦ, то выяснится, что существуют периоды времени со значительным превышением предложения над спросом. В таких случаях часть производимой энергии может быть экспортирована.

а) Выработка ветроэнергии в процентах от потребления в западной Дании;

Рис. 2. а) Выработка ветроэнергии в процентах от потребления в западной Дании; б) спот-цена для этого региона и времени суток

Когда линии передачи загружены полностью, возникает проблема «узких мест». В этом случае равновесие между спросом и предложением должно обеспечиваться в рамках определенной области, что требует от обычных производителей сокращения выработки энергии, если это возможно. Последствия данной ситуации для спот-рынка показаны на рис. 2б. При сравнении графиков, приведенных на рис. 2, становится ясно, что существует тесная связь между производством ветроэнергии и изменением спот-цены для этого района. Следует отметить, что аналогичные исследования проводились в Германии и Испании, и они показали практически идентичные результаты.

Проведенный структурный анализ спот-рынка соответствует различным ситуациям, начиная с нулевого вклада ветроэнергии в энергосистему. Определено количество уровней, рассчитан эффект от участия ВЭУ в общем балансе производства энергии. Полученные результаты показаны в левой части рис. 3, где заштрихованная область между двумя кривыми приблизительно соответствует стоимости ветроэнергии в условиях низких спот-цен.

Влияние ветроэнергетики на спот-цену в энергетической системе Дании в декабре 2005 г.

Рис. 3. Влияние ветроэнергетики на спот-цену в энергетической системе Дании в декабре 2005 г.
Примечание. Расчет показывает влияние ветроэнергетики на цену энергии только для случая ненулевой интенсивности ветра. Анализ не может быть использован для ответа на вопрос «Какова была бы цена электроэнергии, если бы ВЭУ не были частью энергетической системы?»

В правой части рис. 3 приведены подробные данные по вкладу ВЭУ в общий энергетический баланс Дании. На рис. 3 показаны пять уровней выработки ветроэнергии и соответствующие цены по часам в течение дня в декабре 2005 г. Базовый уровень задан кривой «0–150 МВт», соответствующей периодам времени, когда ветер отсутствует, то есть график дает приблизительные цены в среднем на день в декабре 2005 года в ситуации с нулевым вкладом ветроэнергетики.

Другие графики определены для возрастающих уровней производительности ВЭУ: 150–500 МВт соответствует слабому ветру, доходящему до шторма на кривой >1500 МВт. Как видно на рис. 3, чем выше эффективность работы ветрогенераторов, тем ниже спот-цена для данного региона. При очень высоких уровнях выработки ветроэнергии цена существенно уменьшается в течение дня и почти не меняется ночью.

Графики на рис. 3 построены на основе данных декабря 2005 года, однако аналогичные результаты наблюдались и в другие месяцы 2004 и 2005 годов, особенно осенью и зимой, что обусловлено эффективной работой ВЭУ в эти периоды времени. В приведенных оценках существует некоторый допуск, связанный с перекрытием кривых для отдельных уровней. Высокий уровень производства ветроэнергии не всегда подразумевает меньшую спот-цену, что подтверждает наличие большой статистической неопределенности.

Существуют и другие факторы влияния ветроэнергетики на цены спот-рынка. Однако тесная корреляция между производительностью ВЭУ и ценами энергии наглядно подтверждена путем регрессионного анализа, проведенного для западной Дании за 2005 год. В ходе исследований найдена жесткая связь между стоимостью электроэнергии, уровнем производства ветроэнергии и ее потреблением.

Снижение цены на спот-рынке выгодно для всех потребителей, поскольку оно распространяется на все виды электроэнергии, вырабатываемой не только ВЭУ, но и другими типами станций. На рис. 4 показана экономия, полученная потребителями в западной и восточной Дании благодаря работе ветроэнергетических установок. Было проведено два типа вычислений, первый из которых, сделанный для варианта минимального производства ветроэнергии (0–150 МВт), предполагает, что цены электроэнергии отслеживали бы этот уровень, если не было вклада от энергии ветра в систему. Другая, более консервативная методика расчета использовалась при вкладе ветроэнергии, превышающем 500 МВт. При анализе определялась разница между базовым значением и уровнями с более высоким производством ветроэнергии за каждый час. Суммируя полученные результаты для всех часов в течение года, мы получаем общую выгоду для потребителей электро- энергии, обусловленную вкладом ветроэнергетики в общий баланс. На рис. 4 показано, насколько выше были бы потребительские цены (за исключением тарифов на передачу энергии, налогов и НДС), если бы ВЭУ не участвовали в производстве электроэнергии.

Годовые процентные и абсолютные показатели по энергосбережению в западной и восточной Дании в 2004–2007 гг.

Рис. 4. Годовые процентные и абсолютные показатели по энергосбережению в западной и восточной Дании в 2004–2007 гг., обусловленные влиянием ветроэнергетики на рыночные цены

В целом в 2004–2007 гг. стоимость электроэнергии для потребителей в Дании (за исключением тарифов на передачу, налогов и НДС) без учета вклада ветроэнергетики в общий баланс была бы приблизительно на 4–12% выше. Эффект от работы ветроэнергетических установок особенно заметно наблюдается в западной Дании, где в 2007 году экономия потребителей достигла примерно 0,5 евроцент/кВт. При этом следует учесть и дотации на ветроэнергетику, которые составляют 0,7 евроцент/кВт. Таким образом, несмотря на то, что стоимость производства ветроэнергии все еще выше, чем финансовая выгода потребителей, существенное уменьшение «чистых расходов» достигается за счет низких спот-цен.

Хоть и в меньшей степени, но ветроэнергетика ощутимо снижает цены на электричество даже в рамках крупной Скандинавской энергетической системы. Несмотря на то, что наибольшее количество ВЭУ установлено в Дании, все скандинавские потребители получают финансовую выгоду благодаря интеграции датских ветропарков в энергетический рынок севера Европы.

В 2005 году Европейская Комиссия опубликовала декларацию в поддержку производства электроэнергии на базе возобновляемых источников (EC, 2005 г.). В документе приведен расчет дополнительных расходов, которые эта программа возлагает на государства — члены ЕС в связи с требованиями Директивы ЕС 77/2001 по стимулированию альтернативной энергетики. Декларация устанавливает платежи в размере от 4 до 5% от стоимости электричества в Германии, Испании и Великобритании и около 15% — в Дании. Отметим, что альтернативная энергетика обеспечивает 7% потребности в энергии в Германии, 9% в Испании и 20% в Дании.

Затраты, на которые ссылается комиссия, относятся ко всем возобновляемым источникам энергии, включая ветер. Доля относимых к ним расходов может показаться завышенной, что объясняется следующим фактором. Если вклад ВЭУ снижает удельную стоимость кВт•ч и, таким образом, уменьшает глобальные расходы на электричество, то дотации на ветроэнергетику (в процентном выражении от расходов) имеют еще больший вес.

Независимые расчеты, проведенные в Испании (IDAE, 2005 г.), показывают, что финансовые последствия дотирования альтернативной энергетики можно считать умеренными: например, в 2003 году поддержка составила около 6% от общих расходов на электроэнергетику. Министерство охраны окружающей среды Германии (BMU, 2007 г.) установило, что возобновляемые источники энергии не несут ответственности за повышение цен на электроэнергию (17%) в Германии и остальных странах ЕС в период между 2004 и 2005 годом, отмеченное в Европейском акте о возобновляемых источниках энергии. Анализ показал, что львиная доля этого увеличения (83%) обусловлена производственными расходами традиционных электростанций.

Планы Евросоюза на 2020 год и цены на энергию

Предполагается, что рост ветроэнергетики в Европе составит до 13% к 2020 году. В исследованиях 2008 года использована прецизионная модель Econ Poyry, позволяющая проанализировать влияние альтернативного сектора на цены электроэнергии. В обычном сценарии развития бизнеса предполагается, что внутренний рынок электроэнергии и дополнительные инвестиции в традиционные источники будут в какой-то степени выравнивать европейские цены на энергию до 2020 г. (базовый сценарий).

Однако при крупномасштабном варианте развития ветроэнергетики (если ВЭУ будут обеспечивать 13% потребности Евросоюза) сценарий может быть и другим. В районах, где потребление электроэнергии вырастет незначительно, и в местах, где мощности новых ВЭУ превысят увеличение спроса, ветропарки способны заменить наиболее дорогие электростанции другого типа. Исследования показывают, что это позволит снизить стоимость энергии в данных регионах. В Евросоюзе ожидаемая цена в среднем к 2020 году составит около 5,4 евроцент/кВт•ч по базовому сценарию (рис. 5), на континенте она несколько выше, чем в Скандинавии, однако разница должна быть меньше, чем в настоящее время.

Уровень цен в 2005 году

Рис. 5. Уровень цен в 2005 году. Базовый уровень и сценарий развития ветроэнергетики к 2020 году

Согласно сценарию с учетом развития ветроэнергетики (рис. 5) средний уровень цен в Евросоюзе уменьшится с 5,4 до 5,1 евроцент/кВт•ч по сравнению с базовым вариантом. Влияние на цены отличается в скандинавских странах, где доминирует гидроэнергетика, и на европейском континенте, где преобладают ТЭЦ. По сценарию, учитывающему вклад ветроэнергетики, цены в скандинавских странах должны снизиться примерно до 4 евроцент/кВт•ч, а в Германии и Великобритании они останутся на высоком уровне. Другими словами, наличие большего количества ветропарков создаст большую разницу цен между Скандинавией и средней Европой.

Одним из последствий снижения цен в скандинавских странах является то, что производство электроэнергии традиционными станциями становится менее выгодным. Например, в Норвегии основная часть электроэнергии вырабатывается с помощью ГЭС. Однако широкомасштабное внедрение ветроэнергетических установок создает спрос на гибкие производства, которые могут обеспечить услуги по балансировке, и это открывает новые возможности для гидро-энергетики.

Цена электроэнергии и строительство передающих сетей

С увеличением использования энергии ветра растет необходимость строительства промежуточных сетей. Это подтверждается тем фактом, что, согласно модели Econ-Poyry, при 13%-ном вкладе ветроэнергетики (по отношению к базовому сценарию) перегруженность будет наблюдаться на большинстве линий электропередачи. Этого следовало ожидать: при увеличении нестабильности энергосистемы необходимо расширять возможности сети, чтобы иметь возможность сбалансировать систему.

Для того чтобы оценить эффект от дальнейшего расширения сетей, используется та же модель Econ-Poyry для тех же сценариев, но на этот раз с учетом 1000-мегаваттной промежуточной сети между Норвегией и Германией, так называемого NorGer кабеля1. Анализ Econ-Poyry выявил, что расходы по ликвидации перегрузок в 2020 году составят около 160 млн евро по базовому сценарию и около 200 млн евро по сценарию, учитывающему вклад ветроэнергетики.

Следует отметить, что наличие такого «кабеля» может иметь значительное влияние на системные цены, причем не только в Норвегии и Германии, но и в других странах, учтенных в модели. Сказанное иллюстрируется на рис. 6: скандинавские страны будут «импортировать» более высокие цены из северной континентальной Европы, в то время как в Германии (и Нидерландах) они уменьшаются. Это объясняется тем, что в часы, когда стоимость электроэнергии максимальна, энергия поступает из Норвегии в Германию. В результате пиковые цены в Германии снижаются, но в то же время увеличивается стоимость гидроэнергии в Норвегии. В периоды времени, когда цена падает, поток идет назад из Германии в Норвегию, причем в эти часы стоимость энергии в Германии очень низкая. Это увеличивает «внепиковые» цены в Германии и, соответственно, уменьшает ценность водных ресурсов. Тем не менее общий эффект выражается в повышении стоимости энергии в Норвегии и ее снижении в Германии (по сравнению с ситуацией без кабеля). Такой результат является ожидаемым, однако ситуация может развиваться и по другому сценарию. При анализе других «кабельных» проектов с помощью модели Econ-Poyry было выявлено, что наличие промежуточных сетей между высокой ценовой зоной ТЭЦ и низкой ценовой зоной ГЭС может снизить цены в обеих областях.

Средние цены по сценарию развития ветроэнергетики

Рис. 6. Средние цены по сценарию развития ветроэнергетики — с учетом и без учета NorGer кабеля

Расходы на интеграцию ветроэнергетики в общую энергетическую систему были детально проанализированы: вплоть до уровня 25% они являются стабильно низкими. Отметим следующие важные аспекты, влияющие на интеграционные расходы. Это:

  • структура и гибкость соединительных сетей;
  • нагрузочная способность сети;
  • структура потребления энергии;
  • рыночные механизмы и организационные аспекты.

Традиционные методы, которые использовались энергетиками в течение десятилетий, технически могут быть применены при решении проблемы интеграции ветроэнергетики. Однако для масштабной интеграции (вклад более 25%) необходимо разработать новую концепцию энергосистемы, и практический опыт работы с крупными интеграционными проектами в нескольких регионах подтверждает необходимость такой работы. Целесообразность масштабного проникновения ветроэнергетики уже доказана в районах, где ВЭУ в настоящее время обеспечивают 20, 30 и даже 40% от общего уровня потребления (Дания и некоторые регионы Германии и Испании).

Проблема долговременной неопределенности

Вопросы, связанные с неопределенностью долгосрочных прогнозов, могут оказаться более сложными, чем проблемы, вызванные краткосрочной неопределенностью. Если ветер отсутствует в течение недели в период, когда потребление энергии близко к годовому пику, результатом будет очень сильный небаланс энергосистемы. Это приведет как минимум к повышению цен и, возможно, создаст определенные технические трудности2. Более того, если пропускная способность системы находится на пределе, то спасти положение может только ввод новых мощностей, создание новых промежуточных сетей или снижение потребления. Существует необходимость инвестиций в новую инфраструктуру и промежуточные соединения, а также создание резерва с помощью станций, работающих на биомассе и газе, или аналогичных установок, не требующих больших начальных затрат, но дорогих в плане переменных издержек (в частности, расходов на топливо).

Другой возможностью является накопление и хранение энергии, например в батареях, хотя сегодня такой путь считается затратным. Рассматривается вариант использования резервуаров с горячей водой в качестве буфера для балансировки системы с оптимизированным потреблением тепла и энергии. В ряде случаев существует возможность управления спросом, что позволяет снизить потребление электроэнергии в конкретных ситуациях пиковой нагрузки. Это, однако, может привести к перебоям с энергоснабжением в течение нескольких часов и даже дней, что создаст серьезные неудобства для потребителей.

Инвестиции в новые мощности или долгосрочные программы, обеспечивающие гибкий спрос на электроэнергию, направлены не только на преодоление дефицита энергии, на практике они могут стать основной эффективной частью управления системой электроснабжения3. Таким образом, решение проблемы долгосрочной неопределенности экономических показателей тесно связано с перспективными планами развития ветроэнергетики и всей энергосистемы.

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

1Обратите внимание на то, что для корректного расчета сумм инвестиций в период до 2020 года для анализа NorGer кабеля была одновременно использована и классическая модель, что необходимо для обеспечения совместимости методологий и подходов. В этой связи следует отметить, что NorGer кабель не имеет выраженного влияния на уровень инвестиций. Его точная пропускная способность пока не определена, но считается, что мощность 1000 МВт достаточна для того, чтобы моделировать эффект от работы промежуточных сетей.

2Представляется полезным изучение статистической корреляции между производством ветроэнергии и уровнем потребления для определения необходимости в дополнительной балансировке мощности или других соответствующих мерах. Выработка ветроэнергии увеличивается зимой и снижается в течение лета, кроме того, в районах с умеренным климатом она максимальна днем и минимальна ночью, поэтому, как правило, существует хорошая, положительная корреляция между спросом на электроэнергию и эффективностью работы ВЭУ. Например, в Квебеке введение 1000 МВт ветроэнергии в систему реально позволяет снизить часовые колебания уровня потребления, как отмечено в отчете “Etudes sur la valeur en puissance des 1000 MW d’Energie éolienne achetés par Hydro-Québec Distribution, submitted to Régie de l’énergie”. Июнь 2005 г.

3Пример управления спросом: в провинции Квебек, Канада, для отопления подавляющего большинства домашних хозяйств и промышленных зданий используются резистивные электрические нагреватели. Это означает, что годовой пик потребления электроэнергии (в настоящее время около 35 000 МВт) является основным инвестиционным детерминантом для энергетической компании «Гидро-Квебек». Компания предлагает внутренним потребителям вариант так называемого тарифа «Двойной домашней энергии» (действует с начала 2006 г.): вместо оплаты 0,0633 CAD/кВт•ч (0,0448 евро/кВт•ч) заказчики получают опционную ставку 0,0367 CAD/кВт•ч (0,0273 евро/кВт•ч), если внешняя температура выше –12 или –15 °C в зависимости от климатический зоны, и 0,1646 CAD/кВт•ч (0,1225 евро/кВт•ч), когда температура ниже указанного лимита. Чтобы получить право на этот тариф, семья должна иметь печное отопление (с использованием нефти или газа), которое автоматически включается, когда температура падает ниже установленного предела. Опцию «Двойной энергии» уже используют 115 000 домовладельцев (примерно треть из них использует тепловые насосы вместо резистивных нагревателей).

Скачать статью в формате PDF  Скачать статью Компоненты и технологии PDF

 


Другие статьи по данной теме:

Сообщить об ошибке