Относительная стоимость электроэнергии, вырабатываемой различными источниками
Информацию о ценах на электроэнергию см. В разделе Цены на электроэнергию .
Различные способы производства электроэнергии могут нести существенно различные затраты. Расчеты этих затрат могут производиться в точке подключения к нагрузке или к электросети. Стоимость, как правило, дается за киловатт-час или мегаватт-час . Она включает в себя начальный капитал , ставку дисконтирования , а также затраты на непрерывную эксплуатацию , топливо и техническое обслуживание . Этот тип расчета помогает политикам, исследователям и другим лицам направлять дискуссии и принятие решений.
Нивелированная стоимость энергии (LCOE) - это мера мощности источника, которая позволяет сравнивать различные методы производства электроэнергии на согласованной основе. Это экономическая оценка средней общей стоимости строительства и эксплуатации энергогенерирующего актива в течение его срока службы, деленная на общую выработку энергии актива в течение этого срока службы. LCOE также можно рассматривать как среднюю минимальную цену, по которой электроэнергия должна быть продана для обеспечения безубыточности в течение всего срока действия проекта.
Последние глобальные исследования
Глобальная выровненная стоимость генерации (долл. США за МВтч)
| Источник | Морской ветер | Солнце | Уголь | Пар | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| UNEP / BNEF | 50 | 57 | Т | Т | ||
| Лазер | 29 | 36 | 36 или 60 | 41 | ||
| блумберг | 55 | 70 | Т | Т | ||
| Ирина | Возобновляемые источники энергии, по прогнозам, будут равны или ниже стоимости обычных источников | |||||
| ЕБРР | "Возобновляемые источники энергии сейчас самые дешевые." | |||||
В октябре 2019 года программа ООН по окружающей среде использовала данные Bloomerg New Energy Finance, чтобы найти "что глобальный ориентир для солнечной фотоэлектрической энергии без отслеживания упал на 81%, с $304 за мегаватт-час во второй половине 2009 года до $57 за МВт-час в первой половине 2019 года. Эквивалентный показатель для сухопутного ветра снизился на 46%, с 93 долл.за МВтч до 50 долл.; а для морского ветра-на 44%, с 160 долл. за МВтч до 89 долл."
Lazard (2018)
В ноябре 2018 года Лазар обнаружил, что не только полезность масштаба солнечной и ветровой дешевле, чем ископаемые виды топлива, "[i]n некоторые сценарии, альтернативные энергетические затраты снизились до такой степени, что они в настоящее время находятся на уровне или ниже предельных затрат обычного производства." В целом, Lazard обнаружил, что " низкая конечная выровненная стоимость наземной ветрогенерируемой энергии составляет $29/МВтч. Нивелированная стоимость полезного использования масштаба солнечной энергии почти идентична " предельным затратам на эксплуатацию полностью обесценившегося угля ... объекты", по цене $ 36 / МВтч. (Без такой амортизации, считает Лазар, самая низкая стоимость угля составляет $60/МВтч) это сравнение акцентируется при субсидировании наземного ветра и солнечной энергии, что приводит к выравниванию затрат энергии в размере $14/МВтч и $32/МВтч, соответственно. ... Средняя нивелированная стоимость энергии коммунально-масштабных фотоэлектрических технологий снизилась примерно на 13% по сравнению с прошлым годом, а средняя нивелированная стоимость энергии берегового ветра снизилась почти на 7%."
Bloomberg (2018)
Bloomberg New Energy Finance оценивает " глобальный LCOE для берегового ветра [из] $ 55 за мегаватт-час, что на 18% меньше по сравнению с первым полугодием [2017], в то время как эквивалент для солнечной фотоэлектрической энергии без систем слежения составляет $70 за МВтч, также снизившись на 18%."Bloomberg не предоставляет свои глобальные публичные Lco для ископаемого топлива, но отмечает, что в Индии они значительно дороже: "BNEF теперь показывает эталонные Lco для берегового ветра всего $39 за МВтч, что на 46% меньше, чем год назад, и для солнечной фотоэлектрической энергии на $41, что на 45% меньше. Для сравнения, уголь поставляется по цене $ 68 за МВтч, а газ с комбинированным циклом-по цене $93."
IRENA (2018)
Международное агентство по возобновляемым источникам энергии (IRENA) опубликовало исследование, основанное на всеобъемлющих международных наборах данных в январе 2018 года, в котором прогнозируется снижение к 2020 году стоимости киловатт электроэнергии из возобновляемых проектов коммунального масштаба, таких как наземные ветровые электростанции, до уровня, равного или ниже уровня электроэнергии из обычных источников.[4] Банки (2018)
В Европейском Банке Реконструкции и развития (ЕБРР) говорится, что "возобновляемые источники энергии сейчас самый дешевый источник энергии", уточняя: "банк считает, что рынков возобновляемых источников энергии во многих странах, где инвестирует достигли стадии, когда введение конкурсных торгов приведет как к резкому падению цен на электроэнергию и увеличение инвестиций. президент Всемирного банка (Всемирного банка) Джим Ен Ким согласился 10 октября 2018 года: "наши законы требуют, чтобы мы шли с самым низким вариантом стоимости, и возобновляемые источники энергии теперь стали ниже стоимости [ископаемого топлива]."
Факторы затрат
При расчете затрат необходимо учитывать несколько внутренних стоимостных факторов. обратите внимание на использование "затрат", которые не являются фактической ценой продажи, поскольку на это могут влиять различные факторы, такие как субсидии и налоги:
- Капитальные затраты (включая отходы утилизация и списание затрат по атомной энергии) – как правило, низко на газ и нефть электростанций; умеренные для береговых ветровых турбин и солнечных батарей (фотовольтаика); выше для электростанций, работающих на угле и еще выше для отходов в энергию, волны и приливных, солнечных тепловых, ветряных и атомных.
- Топливные затраты-высокие для ископаемых источников топлива и биомассы, низкие для ядерных и нулевые для многих возобновляемых источников энергии. Стоимость топлива может изменяться несколько непредсказуемо в течение всего срока службы генерирующего оборудования, что обусловлено политическими и другими факторами.
- Такие факторы, как затраты на отходы (и связанные с ними вопросы) и различные страховые расходы, не включаются в следующее: мощность работ, собственное использование или паразитная нагрузка – то есть доля генерируемой мощности, фактически используемая для запуска насосов и вентиляторов станции, должна быть разрешена.
Для оценки общей стоимости производства электроэнергии потоки затрат преобразуются в чистую приведенную стоимость с использованием временной стоимости денег . Все эти затраты объединяются с использованием дисконтированного денежного потока .
Капитальные затраты
Для производства электроэнергии капитальные затраты на мощность часто выражаются как стоимость за ночь на ватт. Сметные расходы составляют::
- газо-масляная электростанция комбинированного цикла- $ 1000 / kW (2019)
- береговой ветер - $1600 / кВт (2019)
- морской ветер - $6500 / kW (2019)
- солнечная фотоэлектрическая энергия (фиксированная) - $1060 / kW (полезность), $1800 / kW (2019)
- солнечная PV (отслеживание) - $1130 / kW (утилита) [12] $2000 / kW (2019)
- аккумуляторная батарея - $2000 / kW (2019)
- обычная гидроэнергетика - $2680 / кВт (2019)
- геотермальные - $ 2800 / кВт (2019)
- уголь (с контролем SO2 и NOx) - $3500-3800 / кВт
- передовые ядерные - $ 6000 / кВт (2019)
- топливные элементы - $7200 / кВт (2019)
Текущие расходы
Эксплуатационные расходы включают в себя стоимость любого топлива, расходы на техническое обслуживание, расходы на ремонт, заработную плату, обработку любых отходов и т.д.
Топливные затраты могут быть даны за киловатт-час и, как правило, являются самыми высокими для производства нефти, при этом уголь является вторым, а газ-более дешевым. Ядерное топливо очень дешево за киловатт-час.
Нивелированная стоимость электроэнергии
Нивелированная стоимость электроэнергии (LCOE), также известная как Нивелированная стоимость энергии (LEC), представляет собой чистую приведенную стоимость удельной стоимости электрической энергии в течение срока службы генерирующего актива. Он часто используется в качестве прокси для средней цены, которую генерирующий актив должен получить на рынке, чтобы быть безубыточным даже в течение своего срока службы. Это первичная экономическая оценка конкурентоспособности затрат генерирующей системы, которая включает в себя все затраты на протяжении ее жизненного цикла: первоначальные инвестиции, операции и техническое обслуживание, стоимость топлива и стоимость капитала .
Нивелированная стоимость - это та величина, для которой равнодоходный фиксированный доход, полученный в течение срока службы генерирующего профиля актива, приведет к безубыточности проекта. Это можно приблизительно рассчитать как чистую приведенную стоимость всех затрат в течение срока службы актива, деленную на общую выработку электрической энергии актива.
Нивелированная стоимость электроэнергии (LCOE) определяется по формуле::
Примечание: при использовании формул для нивелированной стоимости следует проявлять некоторую осторожность, поскольку они часто содержат невидимые предположения, пренебрегают такими эффектами, как налоги, и могут указываться в реальной или номинальной нивелированной стоимости. Например, другие варианты приведенной выше формулы не учитывают поток электроэнергии.
Как правило, LCOE рассчитывается в течение расчетного срока службы установки, который обычно составляет 20-40 лет, и дается в единицах валюты за киловатт-час или мегаватт-день , например AUD/kWh или EUR/kWh или за мегаватт-час, например AUD/MWh (как показано в таблице ниже). однако следует проявлять осторожность при сравнении различных исследований LCOE и источников информации, поскольку LCOE для данного источника энергии в значительной степени зависит от анализируемых допущений, условий финансирования и технологического развертывания. в частности, предположение о коэффициенте емкости оказывает существенное влияние на расчет LCOE. Таким образом, ключевым требованием к анализу является четкое утверждение применимости анализа, основанного на обоснованных предположениях.
Многие ученые, такие как Пауль Йоскоу , описали пределы "выравнивания стоимости электроэнергии" метрики для сравнения новых генерирующих источников. В частности, LCOE игнорирует временные эффекты, связанные с соответствием производства спросу. Это происходит на двух уровнях:
- Dispatchability, способность производя системы прийти он-лайн, пойти offline, или пандус вверх или вниз, быстро как качания требования.
- Степень, в которой профиль доступности совпадает или конфликтует с профилем рыночного спроса.
Термически вялые технологии, такие как угольная и твердотопливная ядерная энергия, физически не способны быстро развиваться. Однако, много конструкций 4-го поколения с жидкого топлива ядерных реакторов, будет способен быстро наращивает, потому что (а) нейтронный яд ксенона-135 могут быть удалены из реактора, пока она бежит, оставляя не нужно компенсировать ксенона-135 концентрации и (Б) большие отрицательные тепло и пустоту коэффициентов реактивности автоматически уменьшать или увеличивать деления, выход как расплавленное топливо нагревается или охлаждается, соответственно.[18] Тем не менее, капиталоемкие технологии, такие как ветровые, солнечные и ядерные, экономически невыгодны, если они не генерируются при максимальной доступности, поскольку LCOE-это почти все капитальные вложения с низкой стоимостью. Прерывистые источники энергии, такие как ветровые и солнечные, могут нести дополнительные расходы, связанные с необходимостью наличия хранилища или резервного поколения. в то же время, прерывистые источники могут быть конкурентоспособными, если они доступны для производства, когда спрос и цены являются самыми высокими, такие как солнечные в летнее время пики середины дня, наблюдаемые в жарких странах, где кондиционирование воздуха является основным потребителем.[16] несмотря на эти временные ограничения, выравнивание затрат часто является необходимым предварительным условием для проведения сравнений на равных основаниях до рассмотрения профилей спроса, и метрика нивелированной стоимости широко используется для сравнения технологий на границе, где сеточными последствиями нового поколения можно пренебречь.
Еще одним ограничением показателя LCOE является влияние энергоэффективности и энергосбережения (EEC). ЕЭК вызвала спрос на электроэнергию во многих странах чтобы оставаться плоским или снижаться. Рассматривая только LCOE для коммунальных предприятий масштаба будет иметь тенденцию максимизировать генерацию и риски завышения требуемой генерации из-за эффективности, таким образом, "понижая" их LCOE. Для солнечных систем, установленных в точке конечного использования, более экономично инвестировать сначала в EEC, а затем в Солнечную систему (в результате чего требуется меньшая Солнечная система, чем то, что было бы необходимо без мер EEC). Однако проектирование Солнечной системы на основе LCOE привело бы к увеличению LCOE меньшей системы (поскольку производство энергии [измеренное в кВт * ч]] падает быстрее, чем стоимость системы [$]). Следует учитывать стоимость всего жизненного цикла системы, а не только LCOE источника энергии. LCOE не так важен для конечных пользователей, как другие финансовые соображения, такие как доход, денежный поток, ипотека, аренда, арендная плата и счета за электроэнергию. Сопоставление инвестиций в солнечную энергетику по отношению к ним может облегчить конечным пользователям принятие решения или использование расчетов затрат-выгод "и/или значения мощности или вклада актива в пик на уровне системы или схемы".[20]
Избегаемая стоимость
Управление энергетической информации США рекомендовало нивелировать затраты на недиспетчерские услуги такие источники, как ветер или Солнце, могут быть лучше по сравнению с предотвращенными затратами энергии, а не с LCOE диспетчируемых источников, таких как ископаемое топливо или геотермальные источники. Это связано с тем, что внедрение колеблющихся источников питания может или не может избежать капитальных и эксплуатационных затрат на резервные диспетчерские источники. Нивелированная избегаемая стоимость энергии (LACE)-это избегаемые затраты из других источников, деленные на годовую годовую выработку недиспетчируемого источника. Тем не менее, избежать затрат гораздо сложнее точно рассчитать.
Предельная стоимость электроэнергии
Более точной экономической оценкой могла бы быть предельная стоимость электроэнергии. Это значение работает путем сравнения добавленной стоимости системы увеличения производства электроэнергии из одного источника по сравнению с другими источниками производства электроэнергии (см. Порядок заслуг ).
Внешние затраты на источники энергии=
Смотрите также: Экологическое воздействие энергетики и экономики новых атомных электростанций
Как правило, ценообразование на электроэнергию из различных источников энергии может не включать все внешние затраты – то есть затраты, косвенно связанные с использованием этого источника энергии обществом в целом. они могут включать в себя затраты на стимулирование, воздействие на окружающую среду, продолжительность использования, хранение энергии, затраты на рециркуляцию или последствия после страховых случаев.
Управление энергетической информации США прогнозирует, что уголь и газ будут постоянно использоваться для доставки большей части электроэнергии в мире. ожидается, что это приведет к эвакуации миллионов домов в низинных районах и ежегодному ущербу имуществу на сотни миллиардов долларов.
Кроме того, в связи с тем, что ряд островных государств медленно погружаются под воду из-за повышения уровня моря, в настоящее время массовые международные судебные иски по вопросам климата против пользователей ископаемого топлива являются начиная с Международного суда .
ЕС исследования, известные как внешние, или экстерналии энергии, проведенных за период с 1995 по 2005 год установлено, что стоимость производства электроэнергии из угля или нефти удвоятся, за его нынешнюю стоимость, и стоимость производства электроэнергии из газа увеличится на 30%, если внешние затраты, такие как вред окружающей среде и здоровью человека, от твердых частиц, оксидов азота, шестивалентного хрома, речная вода щелочность, отравления ртутью и мышьяком выбросы, производимые этими источниками, были учтены. В исследовании было подсчитано, что эти внешние, нижележащие , затраты на ископаемое топливо составляют до 1% -2% от всего валового внутреннего продукта (ВВП) ЕС, и это было до того, как внешние затраты на глобальное потепление из этих источников даже были включены. уголь имеет самую высокую внешнюю стоимость в ЕС, и глобальное потепление является самой большой частью этой стоимости.
Одним из средств решения части внешних издержек производства ископаемого топлива является установление цен на углерод — наиболее предпочтительный для экономики метод сокращения выбросов в результате глобального потепления. Цены на углерод взимаются с тех, кто выбрасывает углекислый газ (CO2 ) за их выбросы. Этот сбор, называемый "ценой углерода", представляет собой сумму, которую необходимо заплатить за право выбрасывать одну тонну CO2 в атмосферу. ценообразование на углерод обычно принимает форму налога на углерод или требования о покупке разрешений на выбросы (также называемых "квотами").
В зависимости от предположений о возможных авариях и их вероятностях внешние затраты на ядерную энергетику существенно варьируются и могут достигать от 0,2 до 200 кт/кВт * ч. кроме того, ядерная энергетика работает в рамках системы страхования, которая ограничивает или структурирует обязательства по несчастным случаям в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности за ядерную ответственность третьей стороны, брюссельской дополнительной конвенцией и Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб и в США законом Прайса-Андерсона. Часто утверждается, что этот потенциальный дефицит обязательств представляет собой внешнюю стоимость, не включенную в стоимость ядерной электроэнергии; но эта стоимость невелика, составляя около 0,1% от нивелированной стоимости электроэнергии, согласно исследованию CBO.
Эти дополнительные расходы на страхование в случае наихудших сценариев не являются уникальными для атомной энергетики, поскольку гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофического события, такого как катастрофа плотины Баньцяо, когда 11 миллионов человек потеряли свои дома и от 30 000 до 200 000 человек погибло, или крупные провалы плотины в целом. Поскольку частные страховщики основывают страховые взносы по дамбам на ограниченных сценариях, основное страхование от стихийных бедствий в этом секторе также обеспечивается государством.
Поскольку внешние факторы являются диффузными по своему воздействию, внешние издержки не могут быть измерены непосредственно, но должны быть оценены. Одним из подходов оценки внешних затрат на воздействие электроэнергии на окружающую среду является методологическая Конвенция Федерального агентства по окружающей среде Германии. Этот метод приводит к внешним затратам электроэнергии из бурого угля в размере 10,75 евроцента / кВт * ч, из твердого угля-8,94 евроцента/кВт * ч, из природного газа-4,91 евроцента/кВт * ч, из фотоэлектрических источников-1,18 евроцента/кВт * ч, из ветра-0,26 евроцента/кВт * ч и из гидроэлектростанций-0,18 евроцента/кВт * ч.[43] Для ядерной энергетики Федеральное агентство по окружающей среде не указывает никакого значения, поскольку различные исследования имеют результаты, которые варьируются в 1000 раз. Он рекомендует ядерный учитывая огромную неопределенность, с ценой следующего более низкого источника энергии для оценки. на основании этой рекомендации Федеральное агентство по охране окружающей среды, а также по собственной методике форума "эколого-социальная рыночная экономика", определяют внешние экологические издержки атомной энергетики в размере от 10,7 до 34 КТ/кВт * ч.
Дополнительные факторы затрат
Расчеты часто не включают в себя более широкие системные затраты, связанные с каждым типом установки, такие как подключение к сетям передачи данных на большие расстояния или балансировка и резервные затраты. В расчетах не учитываются такие внешние факторы, как ущерб здоровью людей , наносимый угольными электростанциями , а также воздействие выбросов CO2 на изменение климата, подкисление и эвтрофикацию океана, изменение океанических течений. Затраты на вывод из эксплуатации электростанций обычно не включаются (атомные электростанции в США являются исключением, поскольку стоимость вывода из эксплуатации включена в цену электроэнергии за Закон о политике в области ядерных отходов), поэтому не является полным учетом затрат . Эти типы элементов могут быть явно добавлены по мере необходимости в зависимости от цели расчета. Он имеет мало отношения к фактической цене власти, но помогает директивным органам и другим лицам направлять дискуссии и принятие решений.[ требуется цитирование]
Это не второстепенные факторы, но очень существенно влияют на все ответственные силовые решения:
- Сопоставление выбросов парниковых газов в течение всего жизненного цикла показывает, что, например, выбросы угля радикально выше выбросов ПГ по сравнению с любой альтернативой. Соответственно, в приведенном ниже анализе углеродсодержащий уголь обычно рассматривается как отдельный источник, а не усредняется вместе с другим углем.
- Другие экологические проблемы , связанные с производством электроэнергии, включают кислотные дожди, подкисление океана и воздействие добычи угля на водосборные бассейны.
- Различные проблемы со здоровьем человека, связанные с производством электроэнергии , включая астму и смог, в настоящее время доминируют над решениями в развитых странах, которые несут расходы на здравоохранение публично. Исследование Медицинской школы Гарвардского университета оценивает затраты США на здравоохранение только угля в размере от 300 до 500 миллиардов долларов США ежегодно.
- В то время как стоимость за киловатт-час передачи резко меняется с расстоянием, длительные сложные проекты, необходимые для очистки или даже модернизации маршрутов передачи, делают даже привлекательные новые поставки часто неконкурентоспособными с мерами по сохранению (см. ниже), потому что сроки окупаемости должны учитывать модернизацию передачи.
Региональные и исторические исследования
Австралия
LCOE в АУДАХ на МВтч для некоторых угольных и ветровых технологий (2012 г.) По данным австралийской оценки технологий (2012 г.), Таблица 5.2.1
| Технология | цена с СО2 | Цена без СО2 |
|---|---|---|
| Сверхкритический бурый уголь | $162 | $95 |
| Сверхкритический бурый уголь с CCS | $205 | $192 |
| Сверхкритический черный уголь | $135 – $145 | $84 – $94 |
| Сверхкритический черный уголь C CCS | $162 – $205 | $153 – $196 |
| Ветер | $111 – $122 | $111 – $122 |
Согласно различным исследованиям, затраты на ветер и солнце резко сократились с 2006 года. Например, австралийский Совет по климату заявляет, что за 5 лет с 2009-2014 годов затраты на солнечную энергию упали на 75%, что делает их сопоставимыми с углем, и, как ожидается, продолжат снижаться в течение следующих 5 лет еще на 45% от цен 2014 года. Они также обнаружили, что ветер стал дешевле угля с 2013 года, и что уголь и газ станут менее жизнеспособными, поскольку субсидии будут отменены, и есть надежда, что в конечном итоге им придется платить за загрязнение окружающей среды.[48]
Отчет CO2CRC, опубликованный 27 ноября 2015 года, озаглавлен " ветер, солнце, уголь и газ для достижения аналогичных затрат к 2030 году:", предоставляет следующую обновленную ситуацию в Австралии. "Обновленный анализ LCOE показывает, что в 2015 году заводы по комбинированному циклу природного газа и сверхкритического распыленного угля (как черного, так и коричневого) имеют самые низкие значения Lco из технологий, охваченных в исследовании. Ветер-самый дешевый крупномасштабный источник возобновляемой энергии, в то время как солнечные панели на крыше конкурентоспособны с розничными ценами на электроэнергию. К 2030 году диапазон LCOE как обычных угольных, так и газовых технологий, а также ветра и крупномасштабной солнечной энергии сходятся к общему диапазону от$50 до$100 за мегаватт-час."
Обновленный отчет, опубликованный 27 сентября 2017 года, озаглавлен " возобновляемые источники энергии в будущем будут дешевле угля. Вот цифры", указывающие на то, что система 100% возобновляемых источников энергии является конкурентоспособной с новым строительным сверхкритическим (ультрасуперкритическим) углем, который, согласно расчетам Jacobs в приведенной выше ссылке отчета, будет поступать примерно в размере 75(80) долларов США за МВтч между 2020 и 2050 годами. Этот прогноз для сверхкритического угля согласуется с другими исследованиями CO2CRC в 2015 году ($80 за МВтч) и используется CSIRO в 2017 году ($65-80 за МВтч).
Франция
Международное энергетическое агентство и EDF оценили на 2011 год следующие расходы.[ править] для ядерной энергетики, они включают в себя расходы, связанные с новыми инвестициями в безопасность для модернизации французской атомной станции после ядерной катастрофы Фукусима-Дайити; стоимость этих инвестиций оценивается в 4 € / МВтч. Что касается солнечной энергии, то оценка 293 €/МВтч предназначена для крупной установки, способной производить в диапазоне 50-100 ГВт/год, расположенной в благоприятном месте (например, в Южной Европе). Для небольшого бытового завода, который может производить около 3 МВтч / год, стоимость составляет от 400 до 700 € / МВтч, в зависимости от местоположения. Солнечная энергетика была на сегодняшний день самым дорогим возобновляемым источником электроэнергии среди изученных технологий, хотя повышение эффективности и увеличение срока службы фотоэлектрических панелей вместе с уменьшением затрат на производство сделали этот источник энергии более конкурентоспособным с 2011 года. К 2017 году стоимость фотоэлектрической солнечной энергии снизилась до менее чем 50 € / МВтч.
Французский LCOE в € / МВтч (2011)
| Технологии | цена 2011 г. | цена 2017 г. |
|---|---|---|
| Гидроэнергетический | 20 | Т |
| Ядерная (с государственными страховыми расходами) | 50 | 50 |
| Ядерный ЭПР | Т | 100 |
| Турбины природного газа без захвата CO 2 | 61 | Т |
| моря бриз | 69 | 60 |
| Солнце | 293 | 43.24[ |
Германия
В ноябре 2013 года Институт солнечной энергетики им. Фраунгофера ISE оценил уровень затрат на производство электроэнергии для вновь построенных электростанций в электроэнергетическом секторе Германии .[52] PV-системы достигли LCOE между 0,078 и 0,142 евро/кВт * ч в третьем квартале 2013 года, в зависимости от типа электростанции ( наземная коммунальная шкала или малая солнечная PV на крыше ) и средней немецкой инсоляции от 1000 до 1200 кВт * ч / м2 в год (GHI). Нет никаких данных по LCOE, доступных для электроэнергии, вырабатываемой недавно построенными немецкими атомными электростанциями поскольку ни один из них не был построен с конца 1980-х гг. обновление исследования ISE было опубликовано в марте 2018 года.
Немецкий LCOE в € / МВтч
| Технология | ISE (2013)цена от-до | ISE (2018)цена |
|---|---|---|
| бурые угли | 38-53 | 46-80 |
| антрацит | 63-80 | 63-99 |
| Электростанции CCGT | 75-98 | 78-100 |
| Береговые ветроэлектростанции | 45-107 | 40-87 |
| Морские ветряные электростанции | 119-194 | 75-138 |
| Фотоэлектрические системы | 78-142 | 37-115 |
| Биогазовая энергетическая установка | 135-250 | 101-147 |
Источник: Fraunhofer ISE (2013) - Нивелированная стоимость технологий возобновляемых источников энергии для производства электроэнергии [52]
Source: Fraunhofer ISE (2018) – Stromgestehungskosten erneuerbare Energien
Япония
Исследование 2010 года японского правительства (до катастрофы на АЭС "Фукусима"), получившее название "Белая книга по энергетике", [необходимая цитата ] заключило, что стоимость киловатт-часа составляет ¥49 для солнечной энергии, ¥10 до ¥14 для ветра и ¥5 или ¥6 для ядерной энергии.
Однако адвокат по возобновляемым источникам энергии Масаеси Сон указал, что в смету расходов правительства на ядерную энергетику не были включены расходы на переработку топлива или страхование ответственности в случае стихийных бедствий. Сын подсчитал, что если бы эти расходы были включены, то стоимость ядерной энергии была бы примерно такой же, как и энергия ветра.
Великобритания
Институт инженеров и судостроителей в Шотландии поручил бывшему директору по оперативным вопросам британской национальной энергосистемы Колину Гибсону подготовить доклад о расходах на выравнивание выработки электроэнергии, который впервые будет включать в себя некоторые расходы на передачу электроэнергии, а также расходы на генерацию электроэнергии. Это было опубликовано в декабре 2011 года.[56] институт стремится стимулировать обсуждение этого вопроса и предпринял необычный шаг среди составителей таких исследований по публикации электронной таблицы.
27 февраля 2015 года Vattenfall Vindkraft AS договорилась построить морскую ветроэлектростанцию Horns Rev 3 по цене 10,31 евроцента за киловатт-час . Это было процитировано как ниже £100 за МВтч.
В 2013 году в Соединенном Королевстве для новой строящейся атомной электростанции ( Hinkley Point C : завершение строительства в 2023 году) был согласован входной тариф в размере 92,50 фунтов стерлингов/МВтч (около 142 долларов США/МВтч) плюс компенсация инфляции со сроком эксплуатации 35 лет.
Департамент по вопросам предпринимательской деятельности, энергетики и промышленной стратегии (БЭИС) публикует регулярные сметы расходов на различные источники производства электроэнергии, следуя оценкам Объединенного Департамента энергетики и изменения климата (ОЭС). В таблице ниже приведены выровненные сметы расходов по проектам нового поколения, начатым в 2015 году.
Расчетная британская LCOE для проектов, начинающихся в 2015 году, £ / МВтч
| Технология | Цена от | цена до |
|---|---|---|
| ветер берег | 47-62 | 76 |
| ветер офшорный | 90 | 102- 115 |
| Солнечные крупномасштабные PV (Фотовольтайческие) | 71-80 | 94 |
| Ядерный PWR (реактор с водой под давлением) (a) | 82 | 93- 121 |
| Биомасса | 85-87 | 88 |
| Парогазовая Турбина | 65 | 66- 68 |
| газ CCGT с CCS (улавливание и хранение углерода) | 102-110 | 123 |
| Газовая Турбина Открытого Цикла | 157 | 162- 170 |
| Продвинутый сверхкритический уголь с Окси-гребнем. CCS | 124-134 | 153 |
| уголь IGCC (интегрированный Комбинированный цикл газификации) с CCS | 137 | 148-171 |
а) новая ядерная энергия: гарантированная цена забастовки £92,50 / МВтч для Хинкли Пойнт C в 2023 году
Соединенные Штаты
Управление энергетической информацией
Следующие данные взяты из ежегодного энергетического прогноза Управления энергетической информации (EIA), опубликованного в 2015 году (AEO2015). Они находятся в долларах за мегаватт-час (2013 USD/МВтч). Эти цифры являются оценочными для заводов, поступающих в эксплуатацию в 2020 году.[22] LCOE ниже рассчитывается на основе 30-летнего периода восстановления с использованием реальной после налогообложения средневзвешенной стоимости капитала (WACC) в размере 6,1%. Для углеродоемких технологий в WACC добавляется 3 процентных пункта. (Это примерно эквивалентная плата в размере $ 15 за метрическую тонну углекислого газа CO2)
С 2010 года Управление энергетической информации США (EIA) опубликовало ежегодный энергетический прогноз (УЭО), с ежегодными LCOE-прогнозами для будущих объектов коммунального масштаба, которые будут введены в эксплуатацию примерно через пять лет. В 2015 году EIA подверглась критике со стороны института передовой энергетической экономики (AEE) после выхода его доклада AEO 2015-чтобы "последовательно недооценивать темпы роста возобновляемых источников энергии, что приводит к"неправильным представлениям" об эффективности этих ресурсов на рынке". AEE указывает, что соглашение о покупке средней мощности (PPA) для энергии ветра было уже на $24/MWh в 2013. Аналогично, PPA для общего назначения-вычисляет по маштабу солнечный PV увидено на настоящих уровнях $50 - $75/MWh.[64] эти цифры сильно контрастируют с оценками EIA LCOE в размере $125/МВтч (или $114/МВтч включая субсидии) для солнечной PV в 2020 году
Прогнозируемый LCOE в США к 2022 г. (по состоянию на 2016 г.) $/МВтч
| тип | Цена от | Цена до |
|---|---|---|
| Ветер На Суше | 43.4 -55.8 | 75.6 |
| Ветер Оффшорный | 136.6 | 212.9 |
| Солнечный PV | 58.3-73.7 | 143.0 |
| Геотермальный | 42.8 | 44.0- 53.4 |
| Гидро | 57.4-63.9 | 69.8 |
| Обычный Комбинированный цикл на природном газе | 52.4 | 58.6- 83.2 |
| Усовершенствованный Комбинированный цикл на природном газе | 51.6-53.8 | 81.7 |
| Природный газ-сгоренный предварительный CC с CCS | 63.1 | 90.4 |
| Турбина обычного сгорания на природном газе | 98.8 | 100.7 - 148.3 |
| Усовершенствованная Турбина сгорания на природном газе | 85.9 -87.1 | 129.8 |
| Биомасса | 84.8 | 97.7- 125.3 |
| Передовое Ядерное Оружие | 95.9-96.2 | 104.3 |
| Солнечный Термальный | 176.7 | 372.8 |
| Уголь с 30% связыванием углерода | 128.9 | 196.3 |
| Уголь с 90% связыванием углерода | 102.7 | 142.5 |
Источниками электроэнергии, которые имели наибольшее снижение расчетных затрат в период с 2010 по 2019 год, были солнечная фотоэлектрическая энергия (снижение на 88%), береговая энергия ветра (снижение на 71%) и усовершенствованный комбинированный цикл природного газа (снижение на 49%).
По оценкам EIA, в 2015 году для производства электроэнергии в масштабе коммунальных услуг, введенных в эксплуатацию в 2040 году, произойдет дальнейшее снижение постоянных долларовых затрат на концентрированную солнечную энергию (CSP) (на 18%), солнечную фотоэлектрическую энергию (на 15%), морской ветер (на 11%) и передовую ядерную энергию (на 7%). Стоимость наземного ветра, как ожидается, немного возрастет (до 2%) к 2040 году, в то время как электроэнергия комбинированного цикла природного газа, как ожидается, увеличится на 9% до 10% в течение этого периода.
Историческое резюме прогнозов LCOE ОВОС (2010-2019 гг)
NREL OpenEI (2015)
OpenEI, спонсируемый совместно Министерством энергетики США и Национальной лабораторией возобновляемых источников энергии (NREL), составил историческую базу данных по затратам на генерацию , охватывающую широкий спектр источников генерации. Поскольку данные являются открытым исходным кодом, они могут подлежать частому пересмотру.
LCOE от OpenEI DB по состоянию на июнь 2015 года
| Тип USD\МВтч | цена от | цена до |
|---|---|---|
| Распределенная Генерация | 10 | 70- 130 |
| Гидроэнергетика Обычный | 30-70 | 100 |
| малая Гидроэнергетика | 140 | 140 |
| Ветер (наземном базировании) | 40 | 80 |
| Ветер Офшорный | 100 | 200 |
| парогазовый | 50 | 80 |
| газ Турбина Сгорания | 140 | 200 |
| Уголь Измельченный, скребок | 60 | 150 |
| Уголь Измельченный, без царапин | 40 | 40 |
| Уголь IGCC, газифицированный | 100 | 170 |
| Солнце Фотоэлектрический | 60- 110 | 250 |
| Солнце СПС | 100 | 220 |
| Гидротермальный | 50 | 100 |
| Геотермальный Слепой | 100 | 100 |
| Геотермальный Улучшенный | 80 | 130 |
| Биоэнергетический | 90 | 110 |
| топливная ячейка | 100 | 160 |
| Ядрёный | 90 | 130 |
| Океан | 230 | 250 |
Примечание: Только медианное значение = только одна точка данных. Только максимальное + минимальное значение = только две точки данных
Калифорнийская энергетическая комиссия (2014)
Данные LCOE из отчета калифорнийской энергетической комиссии под названием "расчетная стоимость новой возобновляемой и ископаемой генерации в Калифорнии". данные модели были рассчитаны для всех трех классов разработчиков: Мерчант, инвесторская утилита (IOU) и публичная утилита (POU).
| тип | 2013 Год (Номинальный $$) ($/МВтч) | 2024 Год (Номинальный $$) ($/МВтч) | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Имя | Продавец | IOU | POU | Продавец | IOU | POU |
| Генераторная Турбина 49,9 МВт | 662.81 | 2215.54 | 311.27 | 884.24 | 2895.90 | 428.20 |
| Генераторная Турбина 100 MW | 660.52 | 2202.75 | 309.78 | 881.62 | 2880.53 | 426.48 |
| Турбина поколения-предварительный 200 MW 200 MW | 403.83 | 1266.91 | 215.53 | 533.17 | 1615.68 | 299.06 |
| Совмещенный цикл 2CTs отсутствие топки трубопровода 500 MW | 116.51 | 104.54 | 102.32 | 167.46 | 151.88 | 150.07 |
| Комбинированный цикл 2CTs с каналом обжига 500 МВт | 115.81 | 104.05 | 102.04 | 166.97 | 151.54 | 149.88 |
| Котел с кипящим слоем биомассы 50 МВт | 122.04 | 141.53 | 123.51 | 153.89 | 178.06 | 156.23 |
| Геотермальный бинарник 30 МВт | 90.63 | 120.21 | 84.98 | 109.68 | 145.31 | 103.00 |
| Геотермальная Flash 30 MW | 112.48 | 146.72 | 109.47 | 144.03 | 185.85 | 142.43 |
| Солнечный параболический Ринв без хранения 250 MW | 168.18 | 228.73 | 167.93 | 156.10 | 209.72 | 156.69 |
| Солнечный параболический желоб с накопителем 250 МВт | 127.40 | 189.12 | 134.81 | 116.90 | 171.34 | 123.92 |
| Башня солнечной силы без хранения 100 MW | 152.58 | 210.04 | 151.53 | 133.63 | 184.24 | 132.69 |
| Башня солнечной силы с хранением 100 MW 6HR | 145.52 | 217.79 | 153.81 | 132.78 | 196.47 | 140.58 |
| Башня солнечной силы с хранением 100 MW 11HR | 114.06 | 171.72 | 120.45 | 103.56 | 154.26 | 109.55 |
| Солнечные фотоэлектрические (тонкопленочные) 100 МВт | 111.07 | 170.00 | 121.30 | 81.07 | 119.10 | 88.91 |
| Солнечные фотоэлектрические (одноосные) 100 МВт | 109.00 | 165.22 | 116.57 | 98.49 | 146.20 | 105.56 |
| Солнечные фотоэлектрические (тонкопленочные) 20 МВт | 121.31 | 186.51 | 132.42 | 93.11 | 138.54 | 101.99 |
| Солнечные фотоэлектрические (одноосные) 20 МВт | 117.74 | 179.16 | 125.86 | 108.81 | 162.68 | 116.56 |
| Класс ветра 3 100 МВт | 85.12 | 104.74 | 75.8 | 75.01 | 91.90 | 68.17 |
| Класс ветра 4 100 МВт | 84.31 | 103.99 | 75.29 | 75.77 | 92.88 | 68.83 |
Lazard (2015)
В ноябре 2015 года инвестбанк Lazard со штаб-квартирой в Нью-Йорке, опубликовал свое девятое ежегодное исследование по текущим затратам на производство электроэнергии фотовольтаики в США по сравнению с обычными генераторами энергии. Лучшие крупномасштабные фотоэлектрические электростанции могут производить электроэнергию по цене 50 долларов США за МВтч. Верхний предел - 60 долларов за МВтч. Для сравнения, угольные электростанции стоят от 65 долл. до 150 долл.за МВтч, атомные электростанции-от 97 долл. за МВтч. Небольшие фотоэлектрические электростанции на крышах домов по-прежнему стоят по 184-300 грн за МВтч, но которые могут обойтись и без транспортных расходов на электроэнергию. Береговые ветрогенераторы стоят 32-77 долларов США за МВтч. Одним из недостатков является прерывистость солнечной и ветровой энергии. Исследование предлагает решение в батареях в качестве хранилища, но они все еще дороги до сих пор.
Lazard's long standing Levelized Cost of Energy (LCOE) report is widely considered and industry benchmark. В 2015 году компания Lazard опубликовала свой первый отчет по Нивелированной стоимости хранения (LCOS), который был разработан инвестиционным банком Lazard в сотрудничестве с энергетической консалтинговой фирмой Enovation.
Ниже представлен полный список ЛКО по источникам от инвестбанка Lazard
| Тип | оТ-До высокий |
|---|---|
| энергетическая эффективность | 0-50 |
| Текст ячейки | 32-77 |
| Текст ячейки | 50-60 |
| Текст ячейки | 58-70 |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
| Текст ячейки | Текст ячейки |
Примечание: * * аккумуляторная батарея больше не включается в этот отчет (2015). Он был свернут в свой собственный отдельный отчет LCOS 1.0, разработанный в консультации с партнерами Enovation (см. диаграммы ниже).
Ниже приведены LCOSs для различных технологий батареи. Эта категория традиционно была заполнена дизельными двигателями. Эти" за метром " применения.