Казалось бы, сейчас уже достаточно эмпирических данных, а значит можно оценить возможности отрасли отнюдь не теоретически. Но несмотря на это, мнения остаются крайне полярны. Одна сторона отмечает, что себестоимость электроэнергии солнечных электростанций дороже традиционных, отсутствуют рентабельные технологии хранения электроэнергии, необходимые по причине суточных колебаний генерации и многое другое. Другая же сторона рапортует об экспоненциальном росте электрогенерации СЭС, снижении себестоимости ниже уровня традиционной тепловой электроэнергетики. Кто же прав? Как мы часто отмечаем, истина посередине. На наш взгляд, причина разногласий в оценках достаточно проста и разрешает спор противоречащих сторон: актуальность солнечной энергетики очень сильно варьируется по множеству параметров и в зависимости от ситуации оказывается прав то лагерь сторонников, то наоборот. Здесь и далее под солнечной энергетикой подразумевается фотоэвольтаика, применение гелиотермальных технологий пока дороже и такие электростанции менее распространены.
Концептуальный уровень — нишевый подход
По каким причинам возник сыр-бор разногласий?
• Инсоляция. Если сравнивать Калифорнию и северные области России, то можно говорить о четырёхкратной разнице с пропорциональным влиянием на себестоимость.
• Последние 35 лет цены на фотоэлементы сокращались и даже появилась эмпирическая закономерность: каждые 5 лет цена падает в два раза. Таким образом, оценки себестоимости солнечной генерации постоянно устаревают и этот фактор должен учитываться в обсуждении.
• Сложность электрораспределительных сетей, необходимость в технологиях хранения генерируемой электроэнергии, маневровых мощностях, росте пропускной способности магистральных электросетей увеличивается с ростом доли солнечной энергетики в электробалансе.
• Себестоимость традиционной электроэнергетики сильно варьируется в зависимости от выбора исследуемого государства и временного периода.
Можно ещё долго продолжать, но очевидно, что если рассмотреть вариант с высокой инсоляцией, с предпологаемыми низкими ценами ближайшего будущего, небольшой долей в электробалансе и дорогой местной традиционной электроэнергетикой, то солнечная энергетика значительно превзойдёт традиционную по рентабельности и не потребует особых инвестиций в инфраструктуру. Для обратной же ситуации солнечная энергетика будет выглядеть неприемлемо.
Таким образом, нельзя “рубить с плеча” и бросаться тезисами о солнечной энергетике без оглядки на территориальные, климатические и другие условия конкретного случая. На наш взгляд, следует применять “нишевый” подход, чтобы понять приемлемость солнечной электрогенерации.
Количественные оценки — себестоимость электроэнергии
Оценки себестоимости электрогенерации фотовольтаики зависят от выбранной методологии, стоимости капитала и других параметров, поэтому для получения общей картины стоит опираться на множество независимых оценок:
Верхние границы традиционной энергетики, не говоря уже о генерации из нефтепродуктов, пересекаются с нижними границами оценок себестоимости электроэнергии фотовольтаики. Совместно с другими нюансами это и создаёт ниши привлекательности солнечной энергетики. По нашим оценкам, на сегодня их размер составляет примерно 3-5% мировой электрогенерации. Вне этих узких ниш солнечная энергетика, в целом и на сегодня, экономически не целесообразна.
Размер ниш незначителен относительно всей мировой электрогенерации, но он всё ещё превышает установленые мощности в три раза, что предоставляет солнечной энергетике возможности для дальнейшего многолетнего роста. Учитывая факторы роста потребления электроэнергии в развивающихся странах, снижения стоимости солнечной электрогенерации и увеличения стоимости традиционой генерации, логично предположить, что “ниши” будут со временем увеличиваться. Рассмотрим примеры.
Архипелаг солнечной энергетики
Если смотреть на общем уровне, то на сегодня и в целом применение солнечной энергетики достаточно малообосновано. Но среди океана традиционной энергетики есть место и отдельным островам фотовольтаики. Перечислим причины, по которым появились ниши для солнечной энергетики:
Замещение нефтепродуктов. Во-первых, уже упомянутая себестоимость. Например, Япония, которая занимает третье место в мировой электрогенерации, 10% электроэнергии производит из нефтепродуктов и это не следствие фукусимской трагедии — так было и ранее. По данным Всемирного Банка, в 43 странах доля нефтеподуктов (мазут, дизельное топливо) в электрогенерации выше 10% [10]. Обычно, такая электрогенерация применяется временно, для прохождения дневных пиков потребления электроэнергии, так как ночью электропотребление существенно ниже. Эту дорогую во всех смыслах пиковую дневную генерацию, $100/МВт*ч и выше в случае нефтепродуктов, удобно и дешево заменить солнечной ($100 и ниже), чем Япония и начала заниматься. Аналогичная ситуация может наблюдаться и в случае дорогого импорта природного газа.
Дефицит собственных энергоресурсов. Другим наглядным примером является Индия. В стране имеется катастрофический дефицит как электроэнергии, так и собственной добычи энергоресурсов, о чём красноречиво говорили предвыборные обещания премьер-министра: “Электричество в каждый дом!”. Столь острая нехватка мотивирует решать вопрос любыми путями, да и помимо базовой генерации, нужна и пиковая. Но в стране недостаточные ресурсы угля и не проложено ни одного газопровода — США много лет грозят Пакистану санкциями за согласие войти в проект транспортировки газа из Ирана в Индию через свою территорию, хотя недавно дело сдвинулось с мёртвой точки.
Итогом хронического энергодефицита, политических игр внешних игроков, импортозависимости и т.п. стало решение нарастить долю солнечной электрогенерации, благо высокая инсоляция и дешевая рабочая сила позволят сделать это относительно дёшево, пусть и дороже угольной энергетики. В условиях бешенной динамики экономики (рост 7,5% за 2014г) и вышеперечисленных причин это лучше чем текущее полное отсутствие доступа к электроэнергии у 250 млн. граждан Индии. Министерство Новой и Возобновляемой Энергетики запустило программу проектов с символичным названием “ультра мега солнечные электростанции”, в рамках которой выделены территории под парки солнечных электростанций, подведена инфраструктура и т.п. Ближайшая цель — 100 ГВт к 2022 году [11].
Экологические факторы. Себестоимость тепловой генерации в большинстве стран ниже солнечной, особенно в Китае. Но, например, здоровье за деньги не купишь. Загрязнение воздуха ежегодно уносит жизни порядка 0,5-1 млн жителей Китая и негативно влияет на социальную и политическую обстановку. Вдобавок, две трети мировых производственных мощностей фотоэлементов находятся именно в поднебесной [12]. Так появилась очередная ниша для солнечной энергетики и Национальный Центр Возобновляемой Энергетики Китая ставит целью 100 ГВт установленной мощности к 2020г и 400 ГВт к 2030 [13]. Учитывая, что за первый квартал 2015 года установленная мощность фотовольтаики в Китае увеличилась на 5 ГВт и достигла 33 ГВт [14], цели выглядят вполне адекватно.
Есть и комплексные случаи, например Австралия. Пока генерирующие компании и политические силы спорят кто виноват в высоких розничных ценах на электроэнергию, а именно $250-350/МВт*ч, 14% домохозяйств уже используют фотоэлементы [15]. И так далее.
Таким образом, при использовании нишевого подхода становится очевидно, что в случае конкретных узких ниш правда на стороне приверженцев солнечной энергетики, а в остальных случаях справедливы уже тезисы противников. Но, по-прежнему, упрощения велики и нюансы корректного подхода будут рассмотриваться и ниже.
Перспективы. Себестоимость как функция от времени.
Вопрос развития энергетики не должен ориентироваться на тактические факторы и текущую себестоимость. Срок службы АЭС приближается к столетию, капитальные расходы на разработку отдельных месторождений углеводородов вышли на порядок сотен миллиардов долларов с соответствующим масштабом сроков окупаемости, себестоимость электроэнергии фотоэлементов снижается ежегодно на 15% и так далее. То есть, подход обязан быть стратегичным и с горизонтом планирования в несколько десятилетий, а в случае Франции и России, где особая роль отводится атомной энергетике, горизонт планирования выходит на исторический масштаб — век. А значит контрпродуктивно ориентироваться на текущую себестоимость электрогенерации.
Прогноз, как известно, дело неблагодарное. Тем не менее, это лучше чем ничего. Технологический прогресс позволял экспоненциально удешевлять производство фотоэлементов (в 200 раз за последние 35 лет), инверторов и т.п., а развитие рынка толкает вниз и цены установки и обслуживания. Маловероятно, что прогресс остановится, а рабочие станут менее квалифицированными, поэтому ожидается и дальнейшее снижения цен на фотоэлементы и сопутствующие услуги, в то время как цены на энергоресурсы “при прочих равных” будут расти. Общая суть всех прогнозов одинакова — экспоненциальное снижение себестоимости, которое отмечалось последние 35 лет, продолжится и видимых причин для остановки прогресса пока нет:
В рамках “нишевого подхода” логично опираться на нижнюю границу себестоимости, так как своё развитие солнечная энергетика начинает с наиболее рентабельных ситуаций и будет долго и медленно заполнять их. Заполнение даже 5% мировой электрогенерации займёт около 10 лет.
В соответствии с прогнозами Международного Энергетического Агентства, членом которого является и Россия, и немецкого Института Солнечной Энергетики им. Фраунгофера, солнечная энергия дешевеет, но не становится “дармовой”. Дешёвая традиционная энергетика таких стран как Россия, США, Китай, Норвегия и т.п., предположительно, будет дешевле солнечной в течение многих лет.
Сетевой контекст
Проблема интеграции солнечной энергетики большого масштаба в единую энергосеть сегодня не решена и, более того, решения нет даже на горизонте. “Солнце” это удобный вариант справиться с дневными пиками потребления, но в ряде случаев существует проблема вечернего пика не говоря уже о зиме. Даже неожиданный летний утренний туман, скрывший солнце от нескольких гигаватт фотовольтаики Германии, может озадачить инженеров электросетей — примеры имеются. На данный момент, например Европа, решает свои “сетевые” дисбалансы с помощью импорта и экспорта электроэнергии, но на наш взгляд возможности этого инструмента ограничены. На концептуальном уровне есть ряд подходов:
Резервирование. Удобный пример это Германия. Из-за описанных выше проблем приходится держать “в боевой готовности” 10 ГВт генерации на газовом топливе, то есть резервировать солнечную генерацию, хотя применение солнечной генерации позволило летом почти полностью отказаться от этой дорогой генерации на дневных пиках. Основная часть себестоимости электроэнергии газовой ТЭС это топливо, и общество, в какой-то степени выиграло, сэкономив на импорте природного газа, несмотря на простаивание ТЭС в летнее время.
Обратная ситуация наблюдается в случае маневровых угольных ТЭС, где основная доля себестоимости это капитальные расходы. В этом случае всё наоборот: топливо занимает небольшую долю себестоимости и при снижении коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) электроэнергия в целом обойдётся для общества дороже, так как придётся платить и за солнечную генерацию и за простаивающие мощности угольных ТЭС, которые намного дороже газовых [16].
Аккумуляция. К вопросу сетевых проблем возможно подойти и через аккумуляцию электроэнергии. В странах, где летняя инсоляция значительно превышает зимнюю (напр. Германия), проблемы интеграции начинаются когда фотовольтаика формирует 7% среднегодовой электрогенерации. В этом случае летом среднесуточная доля поднимается к 10%, а в дневные часы — до 30% [17], что представляет серьёзную проблему для энергосистемы. Аккумуляция — напрашивающийся выход для дальнейшего развития ситуации, несмотря на то, что на данный момент в ней пока нет необходимости [18]. Более того, сомнения о масштабном развитии солнечной энергетики редуцируемы к вопросу дешёвой аккумуляции, так как проблема высокой себестоимости электрогенерации фотоэлементов с высокой вероятностью рано или поздно перестанет существовать и останется только проблема интеграции в сеть.
На 2014 год мировая установленная мощность аккумулирующих систем составляет 145 ГВт, 99% представлены гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС) [19]. Аккумулирующие системы на сжатом воздухе (АССВ) применяются не одно десятилетие, но пока не получили распространения — текущее исполнение обоих систем критично к географическим и геологическим условиям.
[20,21]
Текущий нижний порог составляет $80/МВт*ч и есть основания полагать, что АССВ и другие технологии способны его понизить, но скорее это реальность как минимум следующего десятилетия. Дополнительные $80/МВт*ч аккумулирующих мощностей неподъёмны для солнечной энергетики, но в какой-то степени это вопрос методологии. Аккумуляторные батареи свинцово-кислотного и других типов на данный момент и в среднесрочной перспективе не целесообразны в роли аккумулирующих систем для промышленной фотовольтаики.
EROEI фотовольтаики — энергетическая рентабельность
Вкратце про энергетическую рентабельность, с примерами и рассчётами, рассказывалось в предыдущей статье, поэтому опустим повторение основ. EROEI фотовольтаики не является “тайной за семью печатями” и существует множество исследований на этот счёт. Если суммировать 38 исследований [22], то можно получить следующий диапазон EROEI для разных технологий:
На наш взгляд, это хорошие результаты. Соответственно, энергетически, солнечные фотоэлементы окупаются за 0,5-4 года.
Территориальные аспекты
Территориальный вопрос для фотовольтаики это ещё один отличный пример “серединной истины” — cтраны сильно различаются по потреблению электроэнергии на единицу своей площади. Ребята из Массачусетсткого Технологического Института оценивают необходимую площадь фотовольтаики для удовлетворения потребности США в электроэнергии как квадрат 170х170 км [9]. Эту же цифру можно получить и эмпирическим путём: например, современная солнечная электростанция Solar Star имеет мощность 579 МВт и площадь 13 кв.км, система слежения за солнцем позволяет поднять коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) до 30%[7], а всё потребление электроэнергии в США составляет 4,1*10^15 Вт*ч — ряд несложных вычислений приведёт любознательного читателя к тому же числу. Для примера, ниже карта США, на которую мы нанесли необходимую площадь солнечных электростанций (с учётом поправки на КИУМ) для удовлетворения всего электропотребления США:
По материалам GoogleMaps
Как видно, несложно отделаться небольшой частью пустынь Аризоны и Невады. Интересно добавить, что суммарная площадь всех крыш в США это квадрат 140х140 км [9]. А вот Япония имеет всего лишь в четыре раза меньшее энергопотребление по сравнению с США и в 25 раз меньшую площадь, поэтому для Японии территориальный нюанс фотовольтаики намного острее и лишних 90х90 км там нет.
Уроки истории: эволюция оценок потенциала фотовольтаики
Парадокс Гегеля гласит, что “история учит человека тому, что человек ничему не учится из истории”. Несмотря на молодость солнечной энергетики, к сегодняшнему дню уже имеется опыт, который “сын ошибок трудных”, и стоит обратить внимание на предыдущие ошибки, чтобы не множить собственные. Суммируя прогнозы по солнечной энергетике многолетней давности двух ведущих энергетических агентств:
[23,24,25,26]
Вывод очевиден — фотовольтаика систематически недооценивалась, причём очень сильно: в 2006 году МЭА прогнозировало 87 ГВт на 2030, но этот уровень был превзойдён уже через шесть лет. Базовый прогноз 2009 года (208 ГВт) будет превзойдён в 2015-2016. Аналогичны были и прогнозы АЭИ (EIA), подразделения Минэнерго США. Суть прогнозов была одинакова — замедление текущего экспоненциального развития, но развитие фотовольтаики систематически опровергало эти предпосылки.
Таким образом, смотреть на развитие фотовольтаики в пессимистичных красках будет, скорее, ошибкой, чему и учит ретроспектива. Следует упомянуть и эффект низкой базы: несмотря на то, что солнечная генерация увеличивалась на 50% ежегодно, в абсолютных числах это составляет около 30 ТВт*ч для последних лет. В то время как мировое потребление электроэнергии увеличивается, в среднем, на 650 ТВт*ч ежегодно [27]. То есть вклад фотовольтаики пока ничтожно мал — 1% мировой электрогенерации и 0,2% мирового производства первичной энергии (этот параметр включает в себя вообще все источники энергии: углеводороды и т.п.).
Выводы
Истина посередине, между двумя обозначенными в начале материала позициями.
- Электрогенерация фотовольтаики растёт с высокой скоростью и тенденция продолжится
- Существенный вклад в мировую электрогенерацию из-за низкой текущей базы произойдёт в лучшем случае в 2030-х
Таким образом, несмотря на существенный прогресс как фотовольтаики, так и возобновляемых источников энергии в целом, придётся ещё достаточно долго использовать ископаемые топлива, а трудности перехода на новый энергоуклад — впереди. Развитие в целом и увеличение энергопотребления в частности это неизменные атрибуты человечества на протяжении сотен лет и общество, несомненно, продолжит совершенствоваться. По данным Всемирного Банка, миллиард человек находится без доступа к электроэнергии [28] и задача обеспечить человечество электроэнергией является вызовом для солнечной энергетики. Учитывая, что мировое потребление электроэнергии растёт со скоростью 3% в год, а к 2040 году вырастет вдвое, размер ниш будет увеличиваться как в относительных, так и в абсолютных цифрах.
Интересно взглянуть на результаты и в цивилизационном аспекте [12]:
В рамках предложенного подхода можно утверждать, что искусственно созданная ниша в Европе, в целом, заполнилась и дальнейшее развитие туманно и будет определяться экономической конъюктурой. Поэтому европейская ассоциация фотовольтаики прогнозирует развитие фотовольтаики в широком диапазоне: 120-240 ГВт к 2020 году [28]. Вектор и производства и применения фотоэлементов за последние два года перенаправлен в Азию, где в течение двух лет установленная мощность фотоэлементов превысит соответствующую для стран Европы.
Источники:
1. www.iea-pvps.org/fileadmin/dam/public/report/technical/PVPS_report_-_A_Snapshot_of_Global_PV_-_1992-2014.pdf
2. www.iea.org/bookshop/480-Medium-Term_Renewable_Energy_Market_Report_2014
3. www.iea.org/publications/freepublications/publication/TechnologyRoadmapSolarPhotovoltaicEnergy_2014edition.pdf
4. www.iea.org/media/workshops/2014/solarelectricity/bnef2lcoeofpv.pdf
5. www.db.com/cr/en/docs/solar_report_full_length.pdf
6. www.agora-energiewende.org/fileadmin/downloads/publikationen/Studien/PV_Cost_2050/AgoraEnergiewende_Current_and_Future_Cost_of_PV_Feb2015_web.pdf
7. www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/IRENA_RE_Power_Costs_2014_report.pdf
8. www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien-und-konzeptpapiere/study-levelized-cost-of-electricity-renewable-energies.pdf
9. mitei.mit.edu/system/files/MIT%20Future%20of%20Solar%20Energy%20Study_compressed.pdf
10. data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.PETR.ZS
11. mnre.gov.in/file-manager/UserFiles/Draft-Scheme-Solar-Park-and-Ultra-Mega-Solar-Power-Projects-for-comments.pdf
12. www.iea-pvps.org/index.php?id=3&eID=dam_frontend_push&docID=2150
13. www.cnrec.org.cn/go/AttachmentDownload.aspx?id={1056eb44-8882-46a2-b4a4-c45c42d5c608}
14. cleantechnica.com/2015/04/20/china-installed-5-04-gw-new-solar-q115
15. www.abs.gov.au/ausstats/abs@.nsf/mf/4602.0.55.001
16. www.iea.org/publications/freepublications/publication/projected_costs.pdf
17. www.ise.fraunhofer.de/en/downloads-englisch/pdf-files-englisch/data-nivc-/electricity-production-from-solar-and-wind-in-germany-2014.pdf
18. www.ise.fraunhofer.de/en/publications/veroeffentlichungen-pdf-dateien-en/studien-und-konzeptpapiere/recent-facts-about-photovoltaics-in-germany.pdf
19. www.iea.org/publications/freepublications/publication/Tracking_Clean_Energy_Progress_2015.pdf
20. www.iea.org/publications/freepublications/publication/TechnologyRoadmapEnergystorage.pdf
21. energy.gov/sites/prod/files/2013/08/f2/ElecStorageHndbk2013.pdf
22. www.researchgate.net/profile/Defne_Apul/publication/273818473_Energy_payback_time_%28EPBT%29_and_energy_return_on_energy_invested_%28EROI%29_of_solar_photovoltaic_systems_A_systematic_review_and_meta-analysis/links/55143adb0cf23203199d12be.pdf?disableCoverPage=true
23. www.eia.gov/oiaf/aeo/tablebrowser/#release=IEO2011&subject=9-IEO2011&table=25-IEO2011®ion=0-0&cases=Reference-0504a_1630
24. www.eia.gov/oiaf/aeo/tablebrowser/#release=IEO2013&subject=9-IEO2013&table=25-IEO2013®ion=0-0&cases=Reference-d041117
25. www.iea.org/publications/freepublications/publication/weo2006.pdf
26. www.iea.org/publications/freepublications/publication/weo2009.pdf
27. www.bp.com/content/dam/bp/excel/Energy-Economics/statistical-review-2014/BP-Statistical_Review_of_world_energy_2014_workbook.xlsx
28. data.worldbank.org/indicator/EG.ELC.ACCS.ZS
Комментарии (19)
Barefoot
31.07.2015 15:19Отличная статья, спасибо за ваш труд!
А почему в качестве нишевого сегмента не приводите изолированные энергосистемы? Я имею в виду вот подобные вещи: www.rusnano.com/about/press-centre/news/20130607-hevel-v-respublike-altai-sostoyalsya-pusk-disel-solnechnoi-elektrostantsii
Если правильно понимаю, что как раз в подобных применениях солнце способно «выстрелить» по себестоимости.
150Rus Автор
31.07.2015 15:35+2А почему в качестве нишевого сегмента не приводите изолированные энергосистемы?
Да как-то в голову не пришло) Предположу, там суммарно будут незначительные объёмы по мировым меркам, наверно поэтому и не подумал(
Если правильно понимаю, что как раз в подобных применениях солнце способно «выстрелить» по себестоимости.
Читал про подобные применения в Африке и Филиппинах, где вообще ничего нет и их применение это реально лучше чем ничего. К тому же в удалённых местах для генерации используют дорогой дизель.
PerlPower
31.07.2015 23:11Для запасения энергии в промышленных масштабах так ничего и не придумали?
150Rus Автор
01.08.2015 00:32+2Есть ГАЭС — не очень дорого, но неудобно и не везде построишь. А остальное хоть и удобно, но сверхдорого. Судя по всему, в ближайшие лет 10 прорывов ждать не стоит.
Европа пока идёт путём ГАЭС и балансировкой импортом/экспортом между странами. Например, ночью Франция экспортирует в Германию со своих АЭС, не останавливать же их на ночь. А Германия в дневной пик потребления экспортирует им «солнце». Или, например, проект интерконнектора ветряков Германии и норвежских ГАЭС:
askjaenergy.org/2015/02/16/nordlink-1400-mw-interconnector-between-norway-and-germany
Mad__Max
06.08.2015 03:28Аккумуляторы дешевеют быстро, тут сильно завышенные данные приведены (возможно потому что расчеты на базе старых данных — сходил по ссылкам, исходные данные для анализа собирались в 2009-2011 годах): Например литий, который тут отмечен на графике как самый дорогой и явно не конкурентоспособный: geektimes.ru/post/249942/ — примерно в 3-4 РАЗА дешевле, чем те исходные данные которые были заложены в расчеты из которых потом выведены 700-1100 $ за МВт*ч. приведенные на графике (приложение B по ссылке номер 21).
Стоимость самих батарей(без учета установки, земли и обслуживания) там забубенили от 1300$ до 4000$ за кВт*ч емкости
Когда сейчас уже доступно 400-500$ за кВт*ч. А всего-то 5 лет прошло.
Срок службы там заложен всего 5 лет в большинстве вариантов, после чего учтена стоимость замены самой дорогой части — собственно батарей. Если срок службы в 10 лет заявленный будет выдерживаться это тоже резко сокращает себестоимость хранения энергии.
В комментариях еще недоумевали многие — а почему шум из-за каких-то батарей? Ничего же нового и вообще ужасно дорого и неэффективно! Но с точки готовых решений это настоящая мини-революция, т.к. намного превосходит все готовые решения которые предлагались до этого в этом сегменте. Поэтому и шум и внимание вполне оправданы, даже без всякого PR и рекламных ходов.
Серно-натриевые вроде тоже дешевеют последние годы, хотя не такими высокими темпами как литиевые.
Примерно тоже самое с водородом — главные расходы там на дорогие электролизеры (если с хорошим КПД и сроком службы брать) и еще более дорогие топливные ячейки. Само хранение если не требуется мобильности, довольно просто и дешево реализуется. Но топливные ячейки довольно быстро дешевеют, а попутно понемногу увеличивается их КПД (что тоже снижает общие затраты на цикл).
С электролизом тоже прогресс ожидается(в плане снижения стоимости и увеличения КПД), например: geektimes.ru/post/252516
В результате вроде настоящих прорывов и не видно, но кумулятивное улучшение сразу по всем направлениям: снижение стоимости оборудования, увеличение КПД прямого преобразования, увеличение КПД обратного преобразования вполне могут стоимость хранения снизить в 1.5-2 раза, что приведет водород на уровень ГАЭС (только в отличии от ГАЭС, реализован он может быть где угодно)
Вот с гидроаккумуляцией, там да все уже давно изучено и просчитано и особого прогресса ждать не приходится — уже выжато и оптимизировано все что можно.
P.S.
Надеюсь все понимают, что указанные данные по стоимости хранения не нужно сразу тупо плюсовать к стоимости генерации? Даже в маленькой полностью изолированной энергосистеме не требуется хранить 100% объема вырабатываемой энергии — т.к. часть энергии потребляется параллельно с генерацией.
Ну а уж в энергосистеме масштаба страны сочетающей множество самых разных видов генерации и потребителей и 50% запасать не требуется, скорее ближе к 30%(причем это только при высокой доле нестабильной генерации типа солнца и ветра в энергобалансе). Так что расходы на хранение приведенные на графике можно смело делить в 2-3 раза за счет того, что на каждый кВт*ч закаченный в аккумулирующие системы и потом извлеченный из них будет приходится еще 1-2 кВт*ч ушедших от генерации напрямую потребителям минуя хранилища.150Rus Автор
06.08.2015 14:13+1Например литий, который тут отмечен на графике как самый дорогой и явно не конкурентоспособный: geektimes.ru/post/249942/ — примерно в 3-4 РАЗА дешевле, чем те исходные данные которые были заложены в расчеты из которых потом выведены 700-1100 $ за МВт*
Ну не $200 за МВТ*ч же. И у МЭА данные поновее.
снижение стоимости оборудования, увеличение КПД прямого преобразования, увеличение КПД обратного преобразования вполне могут стоимость хранения снизить в 1.5-2 раза
Но там всё равно в целом всё невесело:
Mad__Max
11.08.2015 04:50+1Про в 3-4 раза я имел ввиду что так сильно подешевели непосредственно литиевые аккумуляторые батареи и это действительно так. А вот другие составляющие себестоимости которые дополнительно заложены в приведенных у вас данных, такие как: земля, преобразователи AC<==>DC (инверторы и зарядные устройства), строительно-монтажные работы, стоимость последующего обслуживания/управления, налоги на юр.лицо-оператора, страховка и «стоимость денег» (да в в этих данных еще и банковские % учтены из расчета что делаем все это в кредит под ставку порядка 6% годовых в валюте или «интерес» инвестора, а еще и % удорожания обслуживания и расходников каждый год заложен и удорожание страховки и много чего еще) — особо не изменились за эти 5 лет. В результате итоговое(интегральное) снижение стоимости хранения энергии не в 3-4 раза, а существенно скромнее если по той же методике считать, но все-равно по грубой прикидке не меньше 2х раз должно составить, т.к. больше половины расходов все-таки на сами батареи приходится либо прямо пропорционально их стоимости (например % по кредиту).
Хотя если только батареи (со встроенной управляющей электроникой включенной в цену) считать, то уже вполне 200$ по силам:
430$ за кВт*ч емкости, с гарантированным ресурсом в 10 лет (допускающим постоянные ежедневные циклы, т.е. до 3650 циклов)
то «голая» стоимость хранения энергии будет:
430/3,650 = 118$ за МВт*ч. Ну или что-то в районе 130-140$ c монтажом-установкой. И в районе 150-160$ если с поправкой на постепенное снижение емкости по мере старения.
Но зато с вероятно еще работающей (хоть и с заметно сниженной емкостью) батарей после этих 10 лет которую можно продать/использовать для других целей или в худшем случае вторсырьем не нулевой стоимости(в случае выхода из строя вскоре после окончания гар. срока).
Такой стоимости хранения энергии может достичь например некрупный частник добавивший в качестве накопителя литиевые батареи к своим солнечным панелям и подключив батареи напрямую на постоянном токе: инвертор у него уже в любом случае есть(он необходим и приобретается независимо от того используется накопление энергии или нет, и если используется какого типа — его правильнее к стоимости генерации плюсовать), зарядное (AC==>DC преобразователь) ему не нужно, т.к. заряжаться будет напрямую от постоянного (а контроллеры заряда уже встроены в батарею и учтены в цене), землю покупать не нужно т.к. это на своем же участке непосредственно рядом с потребителем ставится (в подвале/гараже/внешней стене дома), отдельных людей нанимать которые будут за этим следить тоже не нужно и т.д.
В результате одним махом оказывается на одном уровне с ГАЭС — которые распределенными быть не могут, а только крупно-централизованными и поэтому всех этих дополнительных расходов избежать не могут.
То что подобные цифры реальны можно в том же отчете убедиться. Как например такая картинка?
Все-го лишь 100 с небольшим $ за Мвт*ч на литии — на уровне с ГАЭС. Большая часть правда не слишком подходит — довольно специфические системы для регуляции частоты в сети, но вот Wind Intergation — это как раз то, что нам нужно — сглаживание неравномерности выработки возобновляемого источника (только в данном случае ветра, а не солнца) — всего 120$ за МВт*ч.
Правда для солнца будет больше, для ветра такая низкая стоимость получилась из-за коротких небольших циклов, большую часть которых емкость не успевает доходить до 100% или опускать до 0%, а это очень хорошо сказывается на ресурсе литиевых аккумуляторов(а чем больше срок службы — тем меньше удельные расходы на МВт*ч). С солнцем будут более жесткие условия — полная/почти полная зарядка каждый день и полный/почти полный разряд до следующего восхода солнца.
Но пока химические накопители все-таки в основном эффективны на данный момент для распределенных систем генерации и хранения, где и генерация и хранения максимально приближены к потребителям. Благо и солнечные батареи и химические накопители позволяют это успешно делать, в отличии от ТЭС/АЭС/ГЭС/ГАЭС.
Хотя со временем возможно смогут на равных конкурировать даже в централизованных, т.к. для аккумуляторых системы потенциал снижения стоимости и увеличения срока(циклов) службы еще далеко не исчерпан. В частности в ближайшее время будет интересно посмотреть какую цену сможет предложить Тесла для промышленного варианта своих накопителей, которые уже представлены но пока еще не поступили в продажу (100 кВт*ч стоечные модули промышленного исполнения против 7/10 кВт*ч «бытовых» моделей в модном дизайне и с разными свистелками). На этом рынке конкуренции еще толком и не было, так что цены были зверски завышенными.
— Да, про невысокую эффективностью схем с водородом я в курсе. Тем удивительнее что несмотря на это уже сейчас занимает 3е место по стоимости хранения сразу после ГАЭС и АССВ. И тут есть значительный потенциал для улучшения в отличии от ГАЭС. Например на схеме КПД топливных ячеек взят в 43%. А уже сейчас последние поколения обеспечивают КПД около 50% и при этом со снижением стоимости на ед. мощности по сравнению с предыдущими поколениями, а не ростом как обычно бывает при борьбе за эффективность.
КПД электролиза тут заложен в 73%. См ссылку выше уже в ближайшем будущем его можно будет увеличить до 80-82%, при этом так же со снижением стоимости оборудования (новые катализаторы должны быть дешевле традиционных т.к. не используют драг. металлов). В результате совсем печальные 29% превращаются в гораздо более бодрые 37%(вроде и не много, но это увеличение выхода полезной энергии больше чем на четверть) с перспективой дальнейшего улучшения (в основном за счет КПД топливных ячеек)
Ну и водород (напрямую или с преобразованием в метан) практически единственный вариант долговременного масштабного хранения нестабильной возобновляемой энергии — для выравнивания годовых циклов. У ГАЭС/АССВ в таких вариантах использования объемы резервуаров становятся просто монструозно гигантскими. А химические накопители уходят в космос по стоимости при таких емкостях.
К тому же необязательно его именно в электричество обратно весь перегонять, в случае распространения водородных авто можно им напрямую заправлять, а если не получат широкого развития, то есть другие интересные и полезные варианты применения, например такие: geektimes.ru/post/249592150Rus Автор
11.08.2015 14:14+1Спасибо за интересный коммент.
430$ за кВт*ч емкости, с гарантированным ресурсом в 10 лет (допускающим постоянные ежедневные циклы, т.е. до 3650 циклов)
то «голая» стоимость хранения энергии будет:
430/3,650 = 118$ за МВт*ч. Ну или что-то в районе 130-140$ c монтажом-установкой. И в районе 150-160$ если с поправкой на постепенное снижение емкости по мере старения.
Если переходить от «голой» к реальной, то увеличится до $250-300 за МВт*ч, на вскидку. Плюс стоимость капитала и т.п. и 6% это довольно оптимистично. Обычно в исследованиях берут 7-8%. Мне кажется, $700 там или $300 — это не очень принципиально. Просто очень дорого и $50 будет не скоро (не в этом десятилетии).
На этом рынке конкуренции еще толком и не было, так что цены были зверски завышенными
Угу. В целом, статья достаточно оптимистично смотрит на возможный прогресс во всём, то есть я не из «мывсеумрём». Но мне кажется, что всё должно быть в меру. Если считать «голые» и смотреть на частные оптимистичные сценарии, то всё выглядит не фатально. Но реальность будет похуже.
Ну и водород (напрямую или с преобразованием в метан) практически единственный вариант долговременного масштабного хранения нестабильной возобновляемой энергии — для выравнивания годовых циклов. У ГАЭС/АССВ в таких вариантах использования объемы резервуаров становятся просто монструозно гигантскими.
Если строить на равнине, то да, всё плохо. А так, в Норвегии ГАЭС сезонные — летом качают в верхний резервуар, зимой срабатывают. То есть резервуары огромные и всё существует без особых проблем.
Правда для солнца будет больше, для ветра такая низкая стоимость получилась из-за коротких небольших циклов
Это очень странное обоснование. Вообще, по ветру циклы обычно больше — несколько дней циклон и ветрено, несколько дней штиль. Например:
Mad__Max
20.08.2015 23:27Ну да, напрямую «в лоб» аккумуляторы еще не скоро смогут с ГАЭС конкурировать, разве что в равнинных странах где выбор будет стоять: либо дорогие, но компактные аккумуляторы. Либо «дешевая» ГАЭС + гигантские (и потому дорогие) земляные работы для создания искусственного перепада высот или ГАЭС + сверхдлинные (и поэтому тоже дорогие как при строительстве так и в плане потерь энергии при передаче туда и обратно) ЛЭП до подходящей местности с естественным перепадом высот. (например сейчас Германия как раз HVDC лэп больше 1000 км в Норвегию строит, чтобы воспользоваться их отличным ландшафтом для ГАЭС, но понятное дело ГАЭС + HVDC ЛЭП уже никаких 50-100$ за МВт*ч не дадут и обойдутся намного дороже. А у себя построить просто не могут)
Просто разрыв уже не такой катастрофический как был буквально 5 лет назад и уже не выглядит принципиально непреодолимым.
Про ветер видимо для какой-то местности где ветер в течении дня сильно меняется. По крайней мере таковы параметры установки рассмотренной: 1 МВт мощности, а емкость при этом всего на 1 час работы при максимальной мощности (т.е. 1 МВт*ч), что предполагает быстрые и частые циклы заряд/разряд.
Естественно это снижает расчетную стоимость МВт*ч сохраненной энергии — аккумуляторы конечно в годах прослужат меньше, но в плане циклов столько же соответственно расходы на 1 Мвт*ч прокачанной энергии по этой статье особо не меняются. А вот почти все остальные расходы: аренда земли, з/п обслуживающего персонала, налоги, стоимость капитала(или кредита) и т.д. в расчете на 1 МВт*ч снижаются, т.к. они пропорциональны календарному времени работы установки, а не кол-ву циклов.
forgotten
01.08.2015 12:58+1Не очень понимаю, как можно получить такие цифры по EROEI, особенно в части сроков окупаемости.
Очевидно, что EROEI зависит в первую очередь от условий эксплуатации самой панели. Чем хуже климат, тем меньше энергии будет вырабатывать панель и тем быстрее она придёт в негодность из-за перепадов температур, влажности, порывов ветра и т.п.
И ещё меня один вопрос терзает. На вот этой картинке:
Правда же никто не учёл потери энергии при доставке конечному потребителю?
Если учесть потери при доставке и заложить резерв на случай неблагоприятных погодных условий — сколько будет этот квадрат?150Rus Автор
01.08.2015 13:42+2Правда же никто не учёл потери энергии при доставке конечному потребителю?
Не учтено, это абстрактная площадь для генерации электроэнергии (именно в соответствии с генерацией, а не установленной мощностью). Честно говоря, не вижу особого смысла их учитывать, так как такие потери малы. Ребята из минэнерго США отмечают, что потери при доставке конечному потребителю составили 5% в 2013 году.
Заложить резерв на случай неблагоприятных погодных условий
Квадрат рассчитан с учётом КИУМ. Не совсем понятно зачем в данном конкретном случае резерв и какой — тут о другом речь, об энергии.
тем быстрее она придёт в негодность из-за перепадов температур, влажности, порывов ветра и т.п.
деградация идёт достаточно медленно:
График отсюда.
Ну а ежели на солнечную батарею упадёт дерево из-за «порывов ветра» и она «придёт в негодность», то в расчётах EROEI, предположу, это не учтено.forgotten
01.08.2015 15:05+1> Ребята из минэнерго США отмечают, что потери при доставке конечному потребителю составили 5% в 2013 году.
Ну так это потому, что генерирующие мощности находятся недалеко от потребителя, в отличие от невадских пустынь.
> Не совсем понятно зачем в данном конкретном случае резерв
Даже в пустынях Невады бывает облачность. Пыльные бури опять же. В эти моменты резко, на порядки, будет падать генерация. Как предполагается это переживать?
> Ну а ежели на солнечную батарею упадёт дерево из-за «порывов ветра» и она «придёт в негодность», то в расчётах EROEI, предположу, это не учтено.
На саму панель, положим, ветер не очень влияет. Но, очевидно, ещё как влияет на поворотные механизмы, например. Если ветер влажный и солёный — тем более.
Ну ок, даже, предположим, деградация вследствие погодных условий вносит незначительные поправки. Но вот место расположения должно вносить в эти расчёты огромные коррективы просто потому, что в облачные дни генерация падает на порядок, разве нет?150Rus Автор
01.08.2015 15:48+1Ну так это потому, что генерирующие мощности находятся недалеко от потребителя, в отличие от невадских пустынь.
В инсоляции небольшая разница, можно ставить не только в пустянях:
Но эти изменения в «минус» можно нивелировать и изменениями в «плюс». КИУМ, например, повысить. Просто пока на этом не фокусируются.
Как предполагается это переживать?
Практические способы описаны в статье. Но мне непонятно как и зачем вы собираетесь связывать абстрактную генерацию на 100% за счёт солнца и практику — это ж будет конец XXI века. Ну понаставят аккумуляторов/топливных ячеек/суперконденсаторов или что там будет в ту эпоху. В системах АССВ для хранения вообще используют пустые подземные полости.
На саму панель, положим, ветер не очень влияет. Но, очевидно, ещё как влияет на поворотные механизмы, например. Если ветер влажный и солёный — тем более.
Вообще, поворотные механизмы редко применяются. Я, честно говоря, потерял нить обсуждения. Влажный ветер перечёркивает применение фотовольтаики? Увеличивает себестоимость в несколько раз? А операционные затраты обычно включают в EROEI.
В облачные дни генерация падает на порядок, разве нет?
Угу, а ещё ночи случаются, когда генерация падает в бесконечное число раз. Для учёта этого и многого другого и применяется КИУМ. Он обычно лежит в пределах 15-35%.
Kcop
02.08.2015 17:50+1Хотел бегло просмотреть, не вышло — прочитал от корки до корки! Спасибо большое, потрясающий материал.
Возник вопрос, не знаете ли, хоть приблизительно, насколько целесообразнее, и целесообразнее ли, использовать фотовольтаику (надеюсь, не ошибся в написании), по сравнению с «зеркальными полями»? Ведь солнечные панели деградируют со временем, а зеркала только мыть надо. Кроме того автоматически решается вопрос с запасением энергии.
150Rus Автор
03.08.2015 20:52+3Ну про деградацию есть чуть выше — 0,5% в год это относительно немного, имхо.
Насколько целесообразнее, и целесообразнее ли, использовать фотовольтаику (надеюсь, не ошибся в написании), по сравнению с «зеркальными полями»?
Электроэнергия с гелиотермальной/концентрационной станции дороже, примерно раза в два. То есть если фотовольтаика сейчас это дорогое удовольствие и область применения сильно ограничена, то с гелиотермальной ещё хуже.
Раньше обе технологии были очень дорогими и предпочтение вообще отдавалось именно гелиотермальным станциям (взять хотя бы эпичный Desertec), но фотовольтаика испытала несколько кратных сокращений себестоимости и потому вышла в однозначные лидеры — на конец 2014 года 177 ГВт фотовольтаики и около 4 ГВт гелиотермальной.
В принципе, ожидается снижение себестоимости и в целом развитие отрасли, какое-то место в энергетике гелиотермальная займёт — минимум как удобный способ обеспечивать вечерние пики потребления. Не в Германии, конечно, но монархии ближнего востока к ней хорошо относятся. Вдобавок, у гелиотермальной энергетики есть и другие интересные применения, кроме электрогенерации: опреснение морской воды для питья, нагрев водяного пара и его закачка в пласт для увеличения нефтеотдачи, ну и ещё что-нить придумают, наверно.
ayakovlev
Потрясающе!
Невероятного качества статья.
Единственный недостаток — мне очень не хватало расшифровки обозначений на графиках. Что это за МЭА и почему разные цифры рядом с МЭА, что за IRENA, Fraunhofer?
Но в целом, материал собран и обработан, проанализирован замечательно.
150Rus Автор
Спасибо большое)
Статья и так получалась большой, поэтому пришлось на многом экономить текст(
МЭА (IEA) это Международное Энергетическое Агентство, в нём состоит и Россия. Пожалуй, это один из самых авторитетных источников по теме энергетики, поэтому он встречается в тексте чаще остальных. Институт Солнечной Энергии им. Фраунгофера — серьёзный НИИ в Германии с 1100 работниками, множество качественных публикаций. IRENA и остальные — менее авторитетные организации в данной отрасли, но на мой взгляд их первичные данные вполне достойны использования.
Разные цифры рядом с МЭА потому что за последнее время вышло несколько их публикаций по фотовольтаике и рассматривались разные аспекты (в том числе и системы разных мощностей, указаны в киловаттах). Я не стал выбирать какую-то одну (тем более цифры себестоимости в них немного различались) и суммировал всё что было.