Экономика альтернативной энергетики. Часть 1

Введение

Стандартные способы расчета удельной стоимости, используемые более века, недостаточно корректны в условиях современного рынка. В отличие от них новые методики допускают высокие риски вычислений в области энергетики. В ситуации, когда индустриальный мир все более зависит от поставок топлива с непредсказуемыми и растущими ценами из политически нестабильных регионов, этот фактор заслуживает непосредственного внимания.

Рынки не способны решать эти проблемы самостоятельно, так как они не могут оценить все внешние аспекты производства электроэнергии. Правительства вынуждены корректировать рыночные ошибки, вызванные этим эффектом, поскольку выгода от самостоятельного производства энергии и ее стоимость для покупающих/продающих компаний отличаются от этих показателей для общества. Для энергетических компаний выгодно считать нулевыми расходы на утилизацию отходов в виде СО₂, окисей азота, серы, метана и т. п. Однако проблема состоит в том, что загрязнение среды дорого стоит обществу, так как приводит к болезням дыхательных путей, росту числа онкологических заболеваний, возникновению кислотных дождей, а также к глобальному потеплению.

Достоинства альтернативных источников энергии следует рассматривать в контексте всей экономики и общества в целом, а не в отношении отдельных участников рынка (например, проблема «общественной пользы»). В статье делается попытка оценить экономические аспекты альтернативной энергетики и энергетической политики на основе сравнения различных технологий производства. Авторы постарались включить риски, связанные с изменением цен на топливо, в анализ оптимального выбора источника энергии и способа ее выработки. Учет риска расчета цены топлива на базе сравнения стоимости технологий недостаточно отработан, и этот подход пока что не применяется Европейской комиссией или на правительственном уровне. Поэтому в статье предлагается соответствующая методология, которая должна также распространяться на стоимость угля, что позволяет учесть соглашение, принятое Европейским Союзом в декабре 2008 года, определяющее реальные последствия углеродистого загрязнения.

Базовая стоимость выработки ветроэнергии

Примерно 75% общей цены ветроэнергетической установки (ВЭУ) приходится на начальные капиталовложения, включающие стоимость турбины с преобразователем, электрооборудования, сетевых подводов и т. д. Очевидно, что колеблющиеся цены топлива не влияют на стоимость выработки альтернативной энергии, однако ветроэнергетика является намного более капиталоемкой по сравнению с технологиями на основе ископаемого топлива. Например, у газовых турбин 40–70% расходов приходится непосредственно на газ и техническое обслуживание (O&M). Типовая структура цены европейской ВЭУ мощностью 2 МВт приведена в таблице 1.

Таблица 1. Структура цены типовой европейской ВЭУ мощностью 2 МВт

Стоимость техобслуживания ВЭУ берегового базирования оценивается примерно в 1,2–1,5 евро/кВт за весь срок службы генератора. По данным испанских производителей, менее 60% O&M приходится на обслуживание непосредственно турбины и другого оборудования, остальная часть равномерно делится между трудозатратами и запчастями. Стоимость 1 кВт вырабатываемой ветроэнергии, рассчитываемая как функция интенсивности ветра в различных областях, показана на рис. 1. Судя по приведенным графикам, диапазон составляет от 7–10 центов/кВт во внутренних областях с низкой скоростью ветра до 5–6,5 цента/кВт в прибрежных зонах, отличающихся стабильной ветровой обстановкой.

Базовая стоимость выработки ветроэнергии

Примерно 75% общей цены ветроэнергетической установки (ВЭУ) приходится на начальные капиталовложения, включающие стоимость турбины с преобразователем, электрооборудования, сетевых подводов и т. д. Очевидно, что колеблющиеся цены топлива не влияют на стоимость выработки альтернативной энергии, однако ветроэнергетика является намного более капиталоемкой по сравнению с технологиями на основе ископаемого топлива. Например, у газовых турбин 40–70% расходов приходится непосредственно на газ и техническое обслуживание (O&M). Типовая структура цены европейской ВЭУ мощностью 2 МВт приведена в таблице 1.

Таблица 1. Структура цены типовой европейской ВЭУ мощностью 2 МВт

Стоимость техобслуживания ВЭУ берегового базирования оценивается примерно в 1,2–1,5 евро/кВт за весь срок службы генератора. По данным испанских производителей, менее 60% O&M приходится на обслуживание непосредственно турбины и другого оборудования, остальная часть равномерно делится между трудозатратами и запчастями. Стоимость 1 кВт вырабатываемой ветроэнергии, рассчитываемая как функция интенсивности ветра в различных областях, показана на рис. 1. Судя по приведенным графикам, диапазон составляет от 7–10 центов/кВт во внутренних областях с низкой скоростью ветра до 5–6,5 цента/кВт в прибрежных зонах, отличающихся стабильной ветровой обстановкой.

На рис. 2 показано воздействие учетных ставок на стоимость производства электроэнергии. Быстрый рост европейского и мирового рынка ВЭУ в течение последних 20 лет существенно изменил этот показатель. Чтобы проиллюстрировать тенденцию к снижению затрат на выработку ветроэнергии, на рис. 3 приведены производственные затраты для различных типоразмеров и моделей турбин. Вследствие недостатка мировых данных на рис. 3 приведена кривая, отображающая ситуацию в Дании, хотя аналогичная картина наблюдается и в Германии. Экономическим следствием этого тренда является рост мощности турбин и соответствующее повышение их экономической эффективности.

Рис. 2. Стоимость энергии в зависимости от скорости ветра (количество часов полной нагрузки) и учетной ставки (установленная стоимость турбины — 1225 евро/кВт)

Рис. 3. Полная стоимость ветроэнергии на единицу произведенного электричества для различных турбин (постоянные цены на 2006 год) при учетной ставке 7,5%

Для оффшорных ВЭУ средняя удельная стоимость энергии уменьшилась с 9,2 цента/кВт для турбины 95 кВт (самый распространенный тип середины 1980-х годов) до примерно 5,3 цента/кВт для новейших 2-Вт машин, то есть снижение составило более 40%.

Предварительные расчеты показывают, что при удвоении мощности ВЭУ стоимость 1 кВт энергии (для новых установок) снижается на 9–17%.

Оффшорные ветротурбины пока что составляют небольшую долю в общем объеме рынка (около 1%), основной рост их количества идет в Западной Европе по побережью Северного и Балтийского морей, где расположено около 20 подобных электростанций. К концу 2008 года только 1,5 ГВт энергии вырабатывались оффшорными ВЭУ, поскольку установки морского базирования примерно на 50% дороже «сухопутных». Однако за счет более высокой и стабильной скорости ветра в оффшорной зоне и лучших экологических показателей многие страны Европейского Союза развивают эту технологию ВЭУ. Отметим, что для береговых установок количество часов полной нагрузки в год составляет 2000–2500, у морских ветряков этот показатель в зависимости от региона доходит до 4000 часов.

На рис. 4 приведен предполагаемый объем инвестиций в ветроэнергетику с 2000 по 2030 год. Ожидается, что этот рынок до 2015 года будет стабильно расти со скоростью около 10 000 млн евро в год, причем самый высокий прирост будет по оффшорным ВЭУ. К 2020 году мировой рынок ветроэнергетики будет увеличиваться ежегодно на 17 000 млн евро, причем половина инвестиций придется на морские ВЭУ, а к 2030-му ежегодный рост составит уже 20 000 млн евро с 60%-ной долей оффшорных установок. Европейская ассоциация по ветроэнергетике (EWEA) составила этот сценарий в 2009 году на основе Европейской Директивы по возобновляемой энергии 2008 года, отображающей основные цели развития альтернативной энергетики в 27 странах Евросоюза.

Рис. 4. Инвестиции в ветроэнергетику в 2000–2030 гг.

На рис. 5 отображен эффект от сокращения выбросов CO₂ и снижения потребления топлива с учетом развития ветроэнергетики в 2008–2030 гг. при условии срока службы береговой турбины 20 лет и морской — 25 лет. Расчеты сделаны на основе положения, подразумевающего, что использование энергии ветра позволяет сократить выбросы CO₂ в среднем на 690 г/кВт при стоимости 25 евро/т и что производство 1 ТВт альтернативной энергии позволяет снизить потребление топлива на 42 млн евро (при цене нефти 90 $/баррель).

Рис. 5. Инвестиции в ветроэнергетику с учетом эффекта от снижения выбросов CO₂ и потребления топлива
(нефть — 90 $/баррель, СО₂ — 25 евро/т)

Стоимость ветроэнергии по сравнению с другими источниками

Основная стоимость выработки электроэнергии содержит 4 составляющих:

1. Цена топлива.
2. Экономия от снижения выбросов CO₂ (данные European Trading System, ETS).
3. Стоимость эксплуатации и технического обслуживания.
4. Капитальные затраты, включая планирование и работу на объекте.

В статье использованы цены на топливо, действующие на мировых рынках согласно документу IEA World Energy Outlook 2007, в соответствии с которым средняя стоимость сырой нефти снижалась с 63 $/баррель в 2007 году до 59 $/баррель в 2010-м. Как правило, цены на природный газ следуют за ценой на сырую нефть (средние показатели для угля — 1,6 евро/ГДж, природного газа — 6,05 евро/ГДж). Стоимость нефти достигла максимума в 147 $/баррель в июле 2008-го, соответственно, в отчете за 2008 год IEA изменила прогноз на 100 $/баррель в 2010-м и 122 $/баррель в 2030-м.

На рис. 6 показаны результаты сравнения экономических показателей для случая ввода в эксплуатацию в 2010 году двух сопоставимых электростанций. Данные для референтной станции рассчитаны с использованием Recabs-модели и прогнозов IEA по цене топлива (59 $/баррель в 2010-м), цена ветроэнергии взята из приведенной выше информации для береговой ВЭУ. Во время написания статьи (сентябрь 2008-го) стоимость сырой нефти составляла 120 $/баррель, что значительно превышало прогнозы IEA, что учтено в сравнительном анализе, результаты которого представлены на рис. 7. Как видно на рисунке, цена природного газа вдвое выше, чем нефти (118 $/баррель в 2010-м), стоимость угля должна увеличиться на 50%, а CO₂ — до 35 евро/т с 25 евро/т в 2008-м. Конкурентоспособность ветроэнергетики с ростом цен на нефть и уголь существенно увеличивается, причем стоимость энергии удаленных от берега ВЭУ становится ниже, чем выработка энергии при сжигании природного газа, она всего на 10% выше, чем для угольных станций. Отметим, что самое дешевое электричество вырабатывают береговые ВЭУ.

Рис. 6. Стоимость выработки ветроэнергии по сравнению с традиционными источниками

Рис. 7. Сравнительный анализ стоимости выработки ветроэнергии с учетом роста цен ископаемого топлива и CO₂

Упомянутая выше неопределенность в прогнозах цен на ископаемое топливо вносит значительный риск в сравнительный анализ эффективности альтернативной энергетики. При этом даже если удельная стоимость энергии ветра окажется выше прогнозируемой, она застрахована от непредсказуемых скачков цен, которые в будущем неизбежно будут испытывать углеводороды и CO₂. По данным международного агентства по энергетике IEA, в Евросоюзе потребление угля на 10 евро добавляет 1 цент/кВт·ч к цене выработки энергии на угольных станциях и 0,5 цента/кВт·ч — на газовых. Таким образом, однозначная природа формирования издержек ВЭУ компенсирует более высокую цену производства ветроэнергии по сравнению с непредсказуемыми традиционными источниками на основе углеводородов.

В отчете World Energy Outlook за 2008 год IEA изменила свои прогнозы относительно цен на топливо и стоимости строительства новых станций. Также для Западной Европы было уточнено, что цена угля в $30 за тонну добавляет 30 $/МВт на выработку энергии угольными станциями и 15 $/МВт — газовыми. На рис. 8 показаны прогнозы IEA по ценам производства электроэнергии угольными, газовыми и ветряными станциями в Евросоюзе в 2015 и 2030 годах. Судя по представленным данным, стоимость ветроэнергии должна стать ниже, чем стоимость традиционных источников.

Рис. 8. Стоимость выработки электроэнергии в Евросоюзе в 2015 и 2030 г.

Стоимость энергии ветра

Реальная цена ветроэнергии для пользователя отличается от стоимости ее выработки, описанной в предыдущих главах. Этот показатель сильно зависит от промышленных условий региона — потребителя энергии, что является ключевым элементом определения стоимости и ее сравнения с другими источниками. В предлагаемой статье мы постараемся разделить издержки производства ветроэнергии и цену ветра, то есть цену, которую будущий владелец турбины будет в состоянии предложить за кВт·ч или которую он определит в качестве фиксированной для покупателя электричества.

Очевидно, что плата за энергию, которую хотел бы получить владелец турбины, зависит от цены ее доставки потребителю и рисков (страховок), которые он берет на себя для выполнения контракта. Электроэнергия может быть приобретена на основе долгосрочного контракта (15–25 лет) в зависимости от предпочтений продавца и покупателя. Как правило, поставщики электричества предпочитают долгосрочные контракты, поскольку при этом минимизируются инвестиционные риски, а большинство расходов фиксированы и известны во время ввода турбины в эксплуатацию. По сравнению с тепловыми электростанциями, использующими ископаемое топливо, ветро- и гидротурбины предоставляют покупателям уникальную возможность определить долговременные, фиксированные условия покупки энергии.

Как новая и капиталоемкая технология, ветроэнергетика создает двойную проблему регулирования на мировом энергетическом рынке. С одной стороны, существующие рыночные правила и технические регламенты создавались для традиционных источников энергии. С другой — стабильность экономических показателей более важна для капиталоемких технологий с длительным сроком службы оборудования, чем для обычных технологий производства энергии на базе ископаемого топлива.

Регулирование неизбежно присутствует на любых рынках, это краеугольный камень общественного устройства. Законы против мошенничества, распределение диапазонов радиочастот, требования безопасности сетей и их обслуживания, профессиональная безопасность и экологические инструкции — вот примеры требований рынка, которые являются важными элементами современной экономики и цивилизации. До тех пор пока обычные технологии производства энергии не оказывают реального социального воздействия (имеется в виду загрязнение окружающей среды), не существует сильных аргументов в пользу возобновляемых источников энергии, главное достоинство которых — экологичность.

Самым эффективным методом борьбы за охрану окружающей среды должны быть высокие платежи за загрязнение природы в форме налогов и штрафов. Однако политические деятели выбрали другой путь, основанный на прогрессивном регулировании цен на электричество, получаемое из возобновляемых источников. Регулирующие механизмы подразумевают финансовую поддержку в виде субсидий и премий за произведенную и проданную энергию. В странах, где действуют, например, количественные модели рынка, используются «зеленые сертификаты» (Великобритания, Швеция и Бельгия) или механизмы, при которых правительство требует, чтобы вся растущая потребность в электроэнергии покрывалась за счет возобновляемых источников (США).

Сеть, системная интеграция и рынок

Включение ВЭУ в глобальную энергетическую сеть влечет за собой ряд экономических последствий, как позитивных, так и негативных. На системном уровне затраты по интеграции ветроэнергетической установки имеют два основных аспекта: согласование характеристик генерирующих станций и совершенствование инфраструктуры сети. Эти факторы в различной степени действуют и в отношении других технологий выработки энергии.

Необходимость дополнительной балансировки проистекает из переменной природы ветра, требующей согласования характеристик генераторов с учетом непредсказуемо меняющегося соотношения выработки и потребления энергии. Существуют достаточно хорошие методики оценки подобных затрат, которые несоизмеримо ниже стоимости выработки энергии и балансирования всей энергетической системы.

Модернизация сетей необходима по целому ряду причин, и в первую очередь нужны дополнительные линии передачи для соединения действующих и вводимых в эксплуатацию парков ветряков, для подключения их к передающим и распределительным сетям. Значительное увеличение мощности ветряков и их вклада в энергосистемы требует улучшения систем управления и регулирования параметров ВЭУ для стабилизации сетевого напряжения. К сожалению, зачастую ограниченные возможности сетевых коммуникаций сводят на нет преимущества ветро- энергетики, заключающиеся в распространенности и доступности потоков ветра. С этой точки зрения улучшение инфраструктуры имеет большое значение для работы любой энергетической системы в целом, и затраты на них следует включать не только в стоимость выработки альтернативной энергии.

Как правило, скорость ветра меняется медленно и неравномерно, поэтому при работе большого парка турбин падение выходной мощности одних с успехом компенсируется эффективной работой других. Анализ скандинавского рынка альтернативной энергетики (NordPool) показал, что средняя стоимость ветроэнергии в Дании составляет примерно 0,3–0,4 цент/кВт·ч при 20%-ной токовой нагрузке и существующем состоянии сетей. Аналогичные результаты получаются при анализе ситуации в других странах. Расходы на балансировку зависят и от стоимости другого сетевого оборудования, а также от предсказуемости состояния сети, которое определяется как изменение нагрузки минус количество вырабатываемой ветроэнергии.

Чем более прогнозируемым является состояние сети, тем проще управлять режимом балансировки силовых установок, компенсировать кратковременные перегрузки и выбирать необходимую минимальную мощность единичных ВЭУ. Интенсивность ветровых потоков может быть достоверно предсказана на несколько часов вперед; существуют коммерческие прогнозирующие службы, использующие специальное метеорологическое оборудование и программное обеспечение.

Если ВЭУ обеспечивают 20% потребности в электричестве, эксплуатационные расходы системы генерирования увеличиваются примерно на 1–4 евро/МВт·ч, что составляет примерно 5–10% от оптовой цены ветроэнергии. На рис. 9 показана зависимость затрат от уровня использования ВЭУ по результатам различных исследований. Расходы на балансирование увеличиваются линейно; абсолютные величины не превышают 4 евро/МВт·ч при 20%-ном вкладе ветрогенераторов в общий баланс (чаще всего они находятся в диапазоне ниже 2 евро/МВт·ч).

Рис. 9. Оценка увеличения эксплуатационных расходов и расходов на балансировку в зависимости от вклада ветроэнергетики в общий баланс

При увеличении площади парка ВЭУ снижается перепад интенсивности ветра, при этом уменьшается ошибка прогнозирования и уровень непредсказуемого небаланса между станциями. Использование больших областей размещения установок повышает их рентабельность. В этом отношении региональная концентрация европейских энергетических рынков и их четкое взаимодействие способствует улучшению экономических показателей ветроэнергетики. Эти показатели определены в ходе количественных исследований, которые проводят такие организации, как TradeWind. Эффект от ввода в действие новых ВЭУ был проанализирован в нескольких европейских странах. Национальные исследования определяют затраты по расширению энергосети и подключению новых станций, они основываются на моделировании потока передаваемой и распределяемой энергии с учетом различных сценариев развития ветроэнергетики для существующих, запланированных и перспективных парков ВЭУ.

Известно, что расходы на расширение или увеличение мощности энергосети находятся в диапазоне 0,1–5 евро/МВт·ч, что составляет примерно 10% от стоимости выработки ветроэнергии при ее 30%-ном вкладе в общий баланс. Затраты на сетевую инфраструктуру (на МВт·ч выработанной энергии) находятся на том же уровне, что и затраты на создание резервных аккумулирующих источников, используемых для балансировки. Европейская энергетическая стратегия требует наличия четкого взаимодействия между самими парками ВЭУ (включая их промежуточные сети) и внешней сетевой инфраструктурой. Особенно важно выполнение этого требования для удаленных ветроэнергетических станций и оффшорных ВЭУ.

На рис. 10 показано типовое соотношение стоимости выработки и потребления электроэнергии. Судя по графикам, цены атомной и ветряной энергии находятся в нижней части кривой благодаря предельно низким издержкам их производства. Далее следуют комбинированные тепловые станции, а самая дорогая энергия вырабатывается пароконденсационными установками (ТЭЦ) и газовыми турбинами, имеющими максимальную стоимость производства. Отметим, что на графике не приведены данные по ГЭС, поскольку гидроэнергия в Европе считается стратегической и ее стоимость зависит от перепадов высот рек, а также запаса воды в хранилищах.

Рис. 10. Удельная стоимость и выработка в МВт·ч различных видов энергии в Скандинавии

Мощность ВЭУ влияет на цену энергии по двум направлениям: стоимость выработки ветроэнергии очень низка, поскольку отсутствуют затраты на топливо, и поэтому удельные величины находятся в нижней части графика. За счет этого кривая выработки смещается вправо (рис. 11): выработка обеспечивает гибкую зависимость цены электричества от потребности в энергии. На рис. 11 показано, что стоимость снижается от значения А (price A) до В (price B), в то время как выработка электроэнергии повышается во время пикового уровня потребления. В общем случае стоимость энергии при высокой скорости ветра оказывается меньше, чем при низкой.

Рис. 11. Влияние мощности ВЭУ на стоимость энергии в разное время суток

Как уже было упомянуто, энергия может быть запасена, особенно во время ее наиболее интенсивной выработки. Таким образом, если возможности передающих сетей не позволяют обеспечить текущую потребность, производящие агрегаты отделяются от потребителя и работают на накопление, что также влияет на стоимость энергии. При избыточном электроснабжении за счет ветряков обычные электростанции должны уменьшить свое производство, поскольку снижение выработки ветроэнергии нецелесообразно с экономической и экологической точки зрения. В большинстве случаев указанные факторы обеспечивают конкурентную цену ветроэнергии.

С увеличением выработки кривая электроснабжения на рис. 11 сдвигается вправо. При заданном уровне потребления это предполагает меньший уровень рыночной цены, однако влияние мощности ВЭУ на экономические показатели зависит и от времени суток. Если ветрогенератор работает наиболее эффективно в полдень при пиковом уровне потребления, то большая часть вырабатываемой энергии будет использована. Таким образом, если мы рассматриваем крутую часть кривой энергоснабжения и, соответственно, мощность ВЭУ имеет сильное влияние, то снижение цены будет наиболее существенным (от А до В). Однако если наибольшая часть электричества производится ночью при минимальном потреблении и часть энергии идет на накопление, это соответствует плоскому участку характеристики, и влияние мощности ВЭУ на стоимость невелико.

Сказанное иллюстрируется с помощью левого графика (рис. 12), где затемненная область между двумя кривыми аппроксимирует величину мощности ВЭУ при условии низкой стоимости энергии в западной Дании. На правом графике более детально показаны значения для этого региона, где ветротурбины полностью покрывают растущую потребность в электричестве. Пять уровней мощности ветрогенераторов и соответствующая стоимость энергии описаны по часам в течение декабря 2005 года. Референтной считается кривая 0–150 МВт, соответствующая периоду времени, когда ветер практически отсутствует. Таким образом, этот график описывает средние дневные цены в декабре 2005 года при условии минимального вклада ВЭУ в энергосистему. Остальные кривые демонстрируют растущий уровень выработки ветроэнергии: область 150–500 МВт соответствует слабому ветру, увеличивающемуся до состояния шторма в зоне >1500 МВт.

Рис. 12. Влияние ветроэнергетики на стоимость энергии в западной Дании в декабре 2005 года

Как показано на рис. 12, чем больше производимая мощность, тем ниже стоимость электричества для данного региона. При максимальной эффективности работы турбины цена энергии существенно снижается в течение дня, но незначительно изменяется ночью, что в полной мере относится и к ее конечной стоимости для потребителя.

Рис. 13. Рост средней мощности ВЭУ в различных странах (в кВт)

На рис. 14 видна экономия электроэнергии в Дании, обеспечиваемая за счет вклада ВЭУ в общую энергосистему. Расчет этого показателя был сделан для минимальной мощности (0–150 МВт), когда ветротурбины практически не работают, и номинальной (свыше 500 МВт). Для каждого часа рассчитывалась разница между референтным значением и уровнем выработки энергии, превышающим базовую величину. Суммирование результатов для всех анализируемых часов в течение года дает общую выгоду потребителей электроэнергии. Рисунок наглядно демонстрирует, насколько высокими могут быть розничные цены (без учета транспортировки и НДС) без учета работы ВЭУ. В 2004–2007 гг. потребительская стоимость электроэнергии (включая ее транспортировку и налоги) в Дании была бы в этом случае выше на 4–12%. В 2007 году снижение стоимости электроэнергии в Скандинавии за счет работы ВЭУ составило примерно 0,5 цента/кВт.

Рис. 14. Инвестиции в ветроэнергетику Дании с 1989 по 2006 год

Продолжение следует

Литература

1. Awerbuch S., Mothorst 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