Экономика альтернативной энергетики. Часть 2

Ветротурбина

Стоимость современной ветротурбины определяется не только комплектующими (рис. 1), значительные суммы требуются на транспортировку и сборку. Эти затраты составляют примерно 75% от капитальных расходов, выделяемых на строительство парка ветряков (КиТ № 7`2011, табл. 1, стр. 138).

Рис. 1. Состав ветротурбины и стоимость ее основных частей в процентном исчислении

Все ВЭУ сертифицируются для определенных условий применения в соответствии с документом “Wind Directions 2007”. Инвесторы и страховые компании требуют подтверждения того, что ветрогенератор соответствует своему назначению и обеспечивает срок службы не менее 20 лет для береговых установок и 25 лет для оффшорных.

На рис. 1 показаны основные составные части ветротурбины и их относительная стоимость в процентном выражении. Приведенные цифры относятся к самым мощным коммерческим установкам (2–5 МВт). Цена ВЭУ пропорциональна площади криволинейной поверхности ротора, что в общем случае примерно соответствует квадратному корню от высоты его вала. Размер генератора играет меньшую роль в ценообразовании, несмотря на то, что его номинальная мощность также пропорциональна указанному выше показателю. Причина этого в том, что для заданной геометрии ротора и круговой скорости вращения годовая выработка энергии в определенных климатических условиях в значительной степени определяется площадью поверхности ротора. Можно также отметить, что выработка энергии растет при увеличении высоты башни примерно пропорционально квадратному корню расстояния от земли до ее геометрического центра.

Мощность генератора ВЭУ также не играет важной роли при определении годового объема выработки энергии, поскольку при оптимальном выборе турбины основное время он работает с небольшой нагрузкой. Поэтому неуместным является сравнение ветряков с другими источниками только на основе номинальной мощности генератора.

Ветроэнергетические установки могут работать в самых разных, зачастую очень жестких климатических условиях. Соответственно, ветряки, предназначенные для эксплуатации на Крайнем Севере, в пустыне и в море, оказываются гораздо дороже ВЭУ, разработанных для умеренного климата. Кроме того, их цена в последние годы растет вследствие ужесточения требований энергетических операторов к качеству сети, что приводит к применению более дорогих технологий.

В последующих разделах мы рассмотрим основные особенности ветротурбин, а также факторы, определяющие их стоимость, надежность и эффективность.

Срок службы ветротурбины

Как было сказано выше, ветрогенераторы ведущих производителей всегда сертифицируются для конкретных климатических условий с учетом 20-летнего ресурса, хотя они могут служить и больше, особенно в условиях низких турбулентных потоков. Ветровая обстановка на море отличается меньшей турбулентностью, чем на суше, поэтому срок службы оффшорных ВЭУ может составлять 25–30 лет. С учетом этого, а также более эффективной работы генератора ветряки морского базирования считаются более перспективными, несмотря на их высокую стоимость.

Большинство ветрогенераторов, введенных в эксплуатацию в 1980-е годы, продолжают работать, однако часть из них была заменена до окончания срока службы по специальной стимулирующей программе повышения мощности. Для изделий подобного назначения очень важным показателем является срок окупаемости: обычно банки и финансовые учреждения требуют, чтобы этот показатель для ВЭУ не превышал 7–10 лет. Когда инвестиции полностью возвращаются, стоимость ветроэнергии становится ниже, чем любой другой, производимой на основе ископаемого топлива. Чем дольше служит турбина после срока окупаемости, тем более прибыльными становятся инвестиции.

Как было уже отмечено, ветроэнергетика — очень капиталоемкая технология. После возвращения вложенных в ВЭУ денег доход от продажи электричества должен превышать расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание (O&M), что необходимо для поддержания работоспособности турбины.

Размер турбин

На рис. 2 показано, как происходило увеличение диаметра, а на рис. 3 — высоты наиболее мощных турбин, предназначенных для коммерческого применения. Мегаваттные установки в 1980 г. существовали только в виде прототипов, за исключением ВЭУ Howden 1 MW (Великобритания), серийное производство которой завершилось, поскольку компания Howden в 1988 году прекратила свою деятельность на рынке ветроэнергетики.

Рис. 2. Увеличение диаметра турбин с 1980 по 2010 год

Рис. 3. Увеличение высоты коммерческих ВЭУ с 1980 по 2020 год

До 2000 года шел экспоненциальный рост размеров турбин, что было основной стратегией ветроиндустрии. В последние 3–4 года эта тенденция сохранилась в отношении оффшорных ВЭУ, но стала гораздо менее выраженной. В то же время происходило заметное увеличение мощности, которая для лучших коммерческих образцов в среднем выросла с 1,5 до 3 МВт.

Первые промышленные установки мощностью 20–60 кВт имели очень низкие экономические показатели. По удельной стоимости за 1 кВт они до сих пор намного дороже ВЭУ высокой мощности, особенно если вырабатываемый ими сигнал соответствует современным требованиям по качеству сетевого напряжения.

Более высокая экономическая эффективность современных больших турбин обусловлена рядом факторов. С ростом мощности ВЭУ высота башни должна увеличиваться пропорционально диаметру турбины, благодаря этому она работает в условиях минимальной турбуленции и более чистого воздуха, что невозможно обеспечить вблизи поверхности земли. Однако меньшая удельная цена энергии мегаваттных установок в первую очередь обусловлена тем фактом, что относительная стоимость системы управления, подключения к сети, а также обслуживания в малых ВЭУ намного выше, чем в больших.

Для ветротурбин внутреннего базирования экономически эффективным на сегодня считается диапазон мощности 1,5–2 МВт. Однако анализ рынка показывает, что 800-киловаттные ВЭУ по-прежнему остаются популярными, и вопрос об оптимальной мощности до сих пор не закрыт. Ключевым фактором в поиске оптимального решения являются исследования в области оффшорных технологий. Для данного рынка экономические показатели, даже при более высокой цене за кВт, улучшаются с увеличением размеров турбин, поскольку при этом компенсируются растущие расходы на инфраструктуру (строительство, подключение, передача энергии).

На рис. 4 показано, как росла средняя мощность турбин в странах, где ветроэнергетика наиболее развита. На рисунке видно, что средние показатели значительно улучшились за последние 10–15 лет, от примерно 200 кВт в 1990-м до 2 МВт в 2007 году в Англии, Германии и США. Несколько отстает Индия, хотя она считается одной из наиболее перспективных стран в этой области энергетики.

Рис. 4. Средняя мощность устанавливаемых ВЭУ в различных странах с 1990-го по 2008 год

В 2007 году турбины мегаваттного класса обеспечивали уже более 95% рынка и только 5% осталось за малыми электрическими машинами. Популярность самых больших установок (мощностью 2,5 МВт и более) растет неуклонно, и это касается не только оффшорного размещения. С 2003-го по 2007 год их доля увеличилась с 0,3 до 6%, в 2008 году только в Европе было запущено 5000 таких турбин. По оценке EWEA, в Евросоюзе на конец 2008 года эксплуатировалось 61 000 ВЭУ средней мощностью 1,067 кВт. Рост этого показателя в период с 1990-го по 2007 год приведен на рис. 5.

Рис. 5. Рост средней мощности европейских ветрогенераторов с 1990-го по 2007 г.

Повышение эффективности ВЭУ

Эффективность работы ветротурбины, оцениваемая по годовой выработке энергии на квадратный метр криволинейной поверхности ротора (кВт·ч/м²), за последние годы существенно повысилась благодаря внедрению ряда новых технологий. С учетом усовершенствования силовых преобразователей и увеличения диаметра ротора суммарная величина КПД ВЭУ выросла примерно на 2–3% за 15 лет.

Как было отмечено выше, площадь ротора является лучшим интегральным показателем производительности ветротурбины, даже более наглядным, чем мощность генератора. Стоимость производства больших турбин также примерно пропорциональна этому параметру. Используя площадь ротора в м² (вместо мощности в кВт) для оценки типоразмера турбины, мы получаем меньшее значение роста производительности на единицу размера турбины и большую величину роста экономической эффективности на 1 кВт производимой энергии.

На рис. 8 на примере Дании показано влияние этого фактора на изменение объема инвестиций с 1989-го по 2006 г. Приведенные данные отражают стоимость турбин (приведенные к ценам 2006 года в евро) и полные расходы, отнесенные к 1 м² площади ротора (в правой части рисунка). В левой части рисунка расходы рассчитаны относительно мощности турбины (евро/кВт). Площадь криволинейной поверхности ротора является и хорошим индикатором количества производимой турбиной энергии, таким образом, этот показатель может определять удельную стоимость в евро на 1 кВт·ч.

Рис. 8. Расходы O&M для различных видов и сроков эксплуатации турбин в Дании (евроцент/кВт·ч)

Как показано на рис. 6, в течение рассматриваемого периода времени (до 2006 г.) наблюдался существенный спад стоимости на единицу площади ротора. С 1990-го по 2004 г. уровень инвестиций на единицу площади ротора падал более чем на 2% ежегодно, следовательно, общее снижение составило 30% за 15 лет. Эта тенденция была нарушена в 2006-м, когда инвестиционные расходы выросли на 20% по сравнению с 2004 годом, в основном из-за всплеска спроса, совпавшего с увеличением стоимости материалов и началом проблем с поставками.

Рис. 6. Увеличение удельной стоимости турбин в различных странах с 2004-го по 2006 г.

Впечатляющий прогресс рынка ветроэнергетики (30–40% ежегодно), происходивший одновременно с ростом товарной цены стали и других металлов, привел к тому, что стоимость ВЭУ в 2006–2008 гг. оставалась высокой. Анализ удельной цены на единицу мощности (в кВт) показывает аналогичный процесс в период с 1989-го по 2004 г. Исключение составил 2001 год для машины мощностью 1000 кВт, причиной чего является специфическая конструкция этой турбины, имеющей большую высоту ступицы ротора и увеличенный диаметр. Данная машина работает с относительно небольшим, но более производительным генератором, что характерно в отношении турбин, спроектированных для работы в регионах со средней и низкой интенсивностью ветра. Согласно рис. 14 в первой части статьи, цена 1 кВт установленной мощности для этого случая также выросла на 20% в 2006-м по сравнению с 2004 г.

Недавнее повышение стоимости турбин является своего рода глобальным феноменом, вызванным, прежде всего, активным развитием ветроэнергетики во многих странах, совпавшим с увеличением стоимости комплектующих и материалов, необходимых для производства электрических машин. На рис. 6 показан рост удельной стоимости турбин в странах, где развитие рынка альтернативной энергетики идет наиболее активно. По данному показателю видны существенные различия: в разных регионах США и Канады увеличение составило от нуля до 40%. Финансовые аналитики предсказывали, что с 2008 года ситуация полностью изменится и цена ВЭУ будет неуклонно падать в первую очередь благодаря снижению стоимости сырья. На самом деле она стабилизировалась, и тенденций к уменьшению пока не наблюдается.

Базовая стоимость ВЭУ

Авансовые платежи

Затраты на строительство и ввод в эксплуатацию ВЭУ включают следующие статьи:

• закладка фундамента;
• дорожное строительство;
• прокладка подземных кабелей;
• установка трансформаторов (низковольтных или средневольтовых);
• обеспечение транспортом и строительными кранами;
• сборка и тестирование;
• администрирование, финансирование, судебные издержки.

Как было отмечено выше, эти расходы составляют 16–32% от общего объема инвестиций в ветроэнергетическую установку. Географическое расположение и инженерно-геологические условия играют важную роль при определении расходов на строительство дорог, подводку кабельных сетей и т. д.

В общем случае экономия при строительстве парка ветряков достигается увеличением размера парка (число турбин, работающих на подстанцию) и мощности турбин. Более мощные установки имеют меньшие удельные расходы на монтаж (на единицу площади ротора) и меньшие затраты на систему управления, строительство фундамента и т. п.

Сетевые подключения

Большие парки ветряков, как правило, подключаются к высоковольтным передающим сетям (60 кВ и выше), а индивидуальные ВЭУ или их кластеры соединяются с распределительными сетями напряжением 8–30 кВ. Это подключение осуществляется посредством низковольтных или средневольтовых силовых трансформаторов. Если локальная сеть насыщена другим электрическим оборудованием, требуются дополнительные капиталовложения для модернизации сетевого оборудования, позволяющей интегрировать ветротурбины в энергосистему. В некоторых странах владельцы турбин должны платить за их подключение к сети, хотя в большинстве случаев эти расходы берут на себя компании, отвечающие за передачу энергии.

Расходы на проектирование и освоение

Затраты на проектирование и строительство парка ВЭУ в ряде регионов оказываются достаточно высокими из-за жестких экологических требований, однако, как правило, они находятся в диапазоне 5–10% от общей суммы инвестиций. До сих пор существует много административных проблем, способных загубить проект, и на их преодоление зачастую уходят годы. Для новых рынков альтернативной энергетики процедуры согласования проекта и территориального планирования оказываются неэффективными и дорогостоящими, поэтому ведущие европейские страны стараются соответствующим образом приспособить свои регулирующие и административные органы. Опыт показывает, что процесс согласования в отношении первых мегаваттных установок занимал годы и даже десятки лет. Однако далее процесс пошел намного быстрее, и на конец 2008 года уже десять членов европейского содружества имели более 1 ГВт общей установленной мощности ВЭУ.

Переменные издержки

Расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание (O&M)

Ветроэнергетическая установка, как и любое промышленное оборудование, нуждается в техническом обслуживании и ремонте, что вносит определенную долю в стоимость турбины. По сравнению с другими затратами эта доля невелика, однако ее необходимо учитывать, как и другие переменные издержки, включающие:

• страховку;
• периодическое обслуживание;
• ремонт;
• запасные части;
• администрирование.

Некоторые из перечисленных статей расхода определяются достаточно просто: например, стоимость страховки и периодического обслуживания, зависящая от срока службы турбины, четко оговаривается в контракте. В противоположность этому расходы на ремонт и закупку комплектующих рассчитать намного сложнее. Существует общая тенденция, согласно которой цена всех компонентов ВЭУ и стоимость ремонта по мере износа турбины возрастают. Поскольку ветроэнергетика — сравнительно молодая отрасль, есть только небольшое количество турбин, срок службы которых приближается к 20-летнему пределу. Мощность этих установок намного меньше, чем у современных ВЭУ, при их проектировании использовались гораздо менее жесткие стандарты, чем в настоящее время. По этой причине расходы O&M трудно определить однозначно, особенно к концу срока службы турбины, тем не менее определенные наработки в проведении подобных расчетов имеются.

Основываясь на опыте Германии, Испании, Британии и Дании, расходы на эксплуатацию и ТО составляют примерно 1,2–1,5 евроцента на 1 кВт·ч произведенной турбиной энергии. По данным испанских энергетиков, менее 60% от этой суммы идет непосредственно на O&M ветрогенератора, запчасти и трудовые издержки. Оставшиеся 40% равномерно распределяются на страховку, аренду земли и накладные расходы.

На рис. 7 показано, как общие затраты O&M в 1997–2001 гг. делились на 6 различных категорий (по данным немецкой организации DEWI). В течение первых 2 лет эксплуатации расходы на турбину покрываются гарантией производителя, при этом стоимость O&M не превышает 2–3% от общих инвестиций, что соответствует 0,3–0,4 евроцента на 1 кВт·ч. После 6 лет работы расходы на эксплуатацию и ТО возрастают примерно до 5% (0,6–0,7 евроцента на 1 кВт·ч), аналогичные данные в отношении новых турбин приводят датские источники.

Рис. 7. Различные категории расходов O&M в Германии в 1997–2001 гг.

На рис. 8 видно, как распределяются расходы между различными категориями O&M в Дании в зависимости от типа, мощности и времени наработки турбины. Так, для 600-киловаттной машины, отработавшей 3 года, примерно 35% от общего объема затрат уходит на страховку, 28% — на периодическое обслуживание, 11% — на администрирование, 12% — на ремонт и запчасти, 14% — другие расходы. Исследования показывают, что эти значения достаточно стабильны, кроме затрат на ремонт и комплектующие, которые меняются в ходе эксплуатации ВЭУ. На рис. 8 показана тенденция к снижению O&M расходов для новых и более мощных машин. Например, для 3-летней устаревшей турбины мощностью 55 кВт платежи снижаются с 3,5 евроцента на 1 кВт·ч, а для новой, 600-киловаттной машины начальное значение составляет менее 1 евроцента на кВт·ч. Следует отметить, что у современных и более мощных установок система ценообразования является гораздо более определенной как в отношении стоимости ВЭУ, так и в отношении переменных издержек.

По исследованиям датских аналитиков, наиболее важные O&M издержки должны включать потенциальные расходы реинвестирования, такие как замена лопастей или редуктора. Поскольку в течение всех последних лет шло непрерывное увеличение мощности турбин, стоимость O&M для старых машин была определена только относительно малых установок, в то время как новые данные соответствуют гораздо более мощным установкам.

Некоторые результаты экономических исследований для турбин разных типов и мощности с начала 1980-х годов приведены на рис. 9, где видно, что O&M издержки растут в процессе эксплуатации турбины. Горизонтальная ось показывает возраст машины, вертикальная — общие расходы, приведенные к ценам 1999 г. Видно, что для турбин мощностью 55 кВт запись ведется в течение 20 лет, это означает, что первые серийные установки приближаются к окончанию расчетного ресурса. Данные для маломощных машин имеют очень большой разброс, они характеризуются быстрым ростом O&M расходов в начале, которые достигают высокого, но стабильного уровня в 3–4 евроцента на 1 кВт·ч после 5 лет эксплуатации. Ясно также, что эти издержки уменьшаются для новых и более мощных установок: у турбин мощностью 500 кВт и более они приближаются к показателю 1 евроцент на 1 кВт·ч. Интересно, что расходы на эксплуатацию и ТО для 225-киловаттных машин в течение первых 11 лет составляют 1–1,3 евроцента на 1 кВт·ч, и это значение практически одинаково для Германии, Испании, Британии и Дании.

Рис. 9. Расходы на эксплуатацию и ТО для турбин разной мощности (евро на 1 кВт·ч)

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что O&M издержки непосредственно связаны с наработкой турбины. В течение первых лет эксплуатации за счет действия гарантии эти расходы для владельца ВЭУ находятся на достаточно низком уровне. После 10 лет могут потребоваться затраты на ремонт и реинвестиции, и для маломощных установок они становятся доминирующими. Однако удельные расходы на эксплуатацию и ТО у новейших мощных установок мегаваттного диапазона оказываются намного ниже, эти цифры будут уточняться по мере накопления опыта их эксплуатации. По сравнению с маломощными турбинами первых лет выпуска современные ВЭУ оптимизированы по многим параметрам, включая удельные эксплуатационные расходы.

Организация DEWI провела в Германии анализ дополнительных расходов на основании данных по реальным затратам для турбин, введенных в эксплуатацию с 1999 по 2001 год (рис. 10). Судя по рисунку, дополнительные издержки в отношении к общей стоимости турбины имеют тенденцию к снижению. Есть только одно исключение — рост доли затрат на новые исследования.

Рис. 10. Анализ дополнительных расходов (сетевые подключения, строительство и т. д.) в процентном соотношении от общих инвестиций для Германии

Уровень дополнительных издержек в Германии в среднем снизился с 31% от общего объема инвестиций в 1999-м до 28% в 2001 году. Следуя этой логике можно ожидать, что O&M издержки для 10–15-летних турбин мощностью 1 МВт не будут расти выше цифр, действующих сегодня для 55-киловаттных машин с аналогичной наработкой. Однако, скорее всего, данные затраты у новейших ВЭУ окажутся существенно ниже, чем у маломощных установок. Но то, насколько они снизятся в реальности, будет зависеть от сохранения тенденции к увеличению размера турбин.

Аренда земли

Проектировщики парков ВЭУ должны компенсировать владельцам земли, на которой размещаются ветряки, потери, связанные с невозможностью использовать эту территорию для другой (например, сельскохозяйственной) деятельности. Эти расходы в общем балансе невелики, поскольку для размещения самих ветряков требуется всего около 1–2% территории, занимаемой всей инфраструктурой (трансформаторные станции, магистрали и т. п.). Стоимость аренды земли может быть включена в O&M или капитализирована в качестве разового авансового платежа землевладельцам.

Если сумма, заплаченная землевладельцу за размещение турбин, превышает стоимость пахотных земель, то начисляются дополнительные платежи в качестве земельной ренты. Это может быть очень выгодно землевладельцам, которым принадлежат области с устойчивыми ветрами, особенно если они близки к линиям передачи и дорогам. В этом случае собственники земли могут получать часть прибыли от эксплуатации ВЭУ.

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

Все статьи цикла:

• Экономика альтернативной энергетики. Часть 1
• Экономика альтернативной энергетики. Часть 2
• Экономика альтернативной энергетики. Часть 3. Ресурсы ветроэнергетики и производство энергии

• Экономика альтернативной энергетики. Часть 4. Экономика оффшорных ВЭУ