В мире
Оценка LCOE: АЭС пока в игре

Международное энергетическое агентство и Агентство по ядерной энергетике при ОЭСР выпустили новый отчет с оценкой приведенной стоимости электричества, выработанного на разных типах электростанций. Их расчеты показывают, что при благоприятных условиях финансирования АЭС остаются наиболее дешевым источником энергии. В то же время авторы обращают внимание на значительное снижение стоимости технологий ВИЭ, в частности фотовольтаики, за последние пять лет. Мы публикуем перевод сокращенной версии отчета.

Введение

Это восьмой отчет из серии расчетов полной приведенной стоимости производства электроэнергии (levelised cost of electricity, LCOE). В документе показаны результаты вычислений как по тем станциям, которые работают в базовой загрузке (ТЭС на ископаемом топливе и АЭС), так и по станциям с переменной выработкой, а именно работающим от различных ВИЭ, в том числе ветра и солнца.
 
Расчеты производились в 2014 году и в начале 2015 года. Это прогнозное исследование, оно основывается на ожидаемых затратах ввода электростанций в эксплуатацию в 2020 году.
 
Расчеты LCOE базируются на принципе вычисления приведенных средних издержек жизненного цикла с применением метода дисконтирования денежного потока. Экспертная группа отчета «Проектные издержки производства электроэнергии — 2015» приняла решение производить эти вычисления, используя сочетание обобщенных, территориальных и технологических предпосылок для различных технических и экономических параметров. Впервые анализ был осуществлен сразу для трех ставок дисконтирования (3 %, 7 % и 10 %).
 
Издержки рассчитаны здесь для конкретной электростанции и, следовательно, не включают затраты на передачу и распределение электроэнергии. Аналогичным образом, расчет LCOE не учитывает иные общесистемные расходы, а также внешние факторы, помимо выбросов углекислого газа в атмосферу.
 
В отчете анализируются данные по 181 электростанции в 22 странах (три из которых не являются участницами ОЭСР). В этот список вошли 17 электростанций, работающих на природном газе (13 парогазовых установок комбинированного цикла и четыре газовые турбины незамкнутого цикла), 14 угольных электростанций, 11 атомных, 38 солнечных фотовольтаических (далее — ФЭС) (12 бытовых, 14 коммерческих и 12 больших наземных установок) и четыре солнечные гелиотермальные, 21 наземная и 12 морских ветроэлектростанций, 28 гидроэлектростанций, 6 геотермальных, 11 электростанций, работающих на биомассе и биогазе, а также 19 теплоэлектростанций различных типов. По сравнению с предыдущими расчетами, в этом наборе данных заметен сдвиг в сторону возобновляемых источников электроэнергии, что отражает возросший, в том числе благодаря господдержке, интерес к низкоуглеродным технологиям.
 
В полной версии исследования также проведены статистический анализ базовых данных (включающий предметное рассмотрение издержек по возобновляемым источникам электроэнергии) и анализ чувствительности. Отчет затрагивает и так называемые «пограничные вопросы», которые не обязательно включены в расчеты LCOE, но при этом способны оказывать влияние на принятие решений в электроэнергетическом секторе. Также авторы рассмотрели факторы, влияющие на стоимость капитала, что является ключевой темой, если принять во внимание упомянутые выше тенденции. Раздел о новейших технологиях производства энергии дает представление о том, чему может быть посвящено следующее исследование, когда эти технологии получат коммерческое применение. В заключение вопросы издержек представлены в системной перспективе и метриках стоимости, что, в дополнение к LCOE, позволяет глубже понять истинную стоимость технологий в условиях свободного рынка с высокой долей внедрения ВИЭ с переменной выработкой.
 

Результаты

Рисунок 1. Диапазон значений LCOE для базовых технологий (по каждой ставке дисконтирования)
Представленные диапазоны содержат результаты по всем странам, участвовавшим в исследовании, поэтому региональные различия сглажены.
 
На рис. 1 мы видим результаты расчета LCOE для трех технологий производства электроэнергии, необходимых для обеспечения базовой нагрузки в сети: электростанций на природном газе, угольных станций и АЭС. При ставке дисконтирования 3 % самым дешевым вариантом для всех стран являются АЭС. Однако атомные технологии капиталоемки по сравнению с ПГУ и угольными электростанциями, поэтому их стоимость относительно быстро растет при повышении ставки дисконтирования. В результате при ставке 7 % срединные значения для АЭС и угольных ТЭС близки, а при ставке 10 % это значение для АЭС становится выше значений для угольных ТЭС и для ПГУ комбинированного цикла. В расчет по этим издержкам включены тарифы на выбросы углекислого газа в объеме $ 30 на тонну; также учтены колебания предполагаемых затрат по регионам.
 
Рисунок 2. Диапазон значений LCOE для ФЭС и ветроэлектростанций (по каждой ставке дисконтирования)
Представленные диапазоны содержат результаты по всем странам, участвовавшим в исследовании, поэтому региональные различия сглажены. 
 
На рис. 2 представлены диапазоны значений LCOE для различных возобновляемых технологий, в частности для трех категорий солнечных ФЭС (бытовых, коммерческих и больших наземных) и для двух категорий ветроэлектростанций (наземных и морских). Сразу же становится ясно, что разброс значений по издержкам здесь значительно шире, чем для технологий производства электричества в базе. Стоит, впрочем, заметить, что сравнительные издержки по технологиям сопоставимы. В то время как по верхнему порогу значения LCOE для возобновляемых источников остаются значительно выше максимальных значений для станций, работающих в базовой нагрузке, по нижнему порогу они сопоставимы, а иногда и ниже, чем для базовых. В частности, со времени последнего исследования заметно сократились затраты для ФЭС, хотя среди прочих технологий ВИЭ самыми дешевыми по-прежнему остаются наземные ветроэлектростанции. Срединные значения для ВИЭ находятся в основном ближе к концу диапазона — из-за того, что в этой диаграмме сглажены заметные региональные различия затрат (это справедливо прежде всего для ФЭС). Последнее не удивительно, потому что стоимость возобновляемых технологий в значительной мере определяется региональной доступностью ресурсов, которая может сильно различаться в разных странах и даже в регионах одной страны. Для лучшего истолкования результатов важно иметь в виду несколько моментов. Во-первых, как уже отмечалось ранее, существуют заметные различия по странам, как в части представленных технологий, так и в части данных по затратам. Несмотря на то что секретариаты МЭА и Агентства по ядерной энергии (АЯЭ) при поддержке экспертной группы приложили все усилия к тому, чтобы сделать данные максимально пригодными для сравнения (используя, где это было возможно, непротиворечивые допущения и производя проверку базовых данных по странам-участницам, в том числе с привлечением других надежных источников), все равно можно ожидать разброса значений издержек даже по тем технологиям, которые принято считать стандартизированными. Локальные условия формирования затрат серьезно зависят от таких факторов, как доступность ресурсов, стоимость рабочей силы и местное законодательство.
 
Во-вторых, даже при наличии самых точных данных по издержкам ряду предположений все еще будет присуща некоторая степень неопределенности. К примеру, цены на топливо в будущем могут в значительной мере отличаться от тех, которые используются в этом отчете. На самом деле, когда отчет был уже готов, цены на сырье — природный газ, нефть — значительно снизились. Такие факторы неопределенности не могут быть в полной мере учтены в основном исследовании отчета, однако в какой-то мере авторы к ним возвращаются, проведя анализ чувствительности.
 

Базовые технологии

Стоимость одномоментного возведения ПГУ комбинированного цикла в странах ОЭСР варьируется в пределах от $ 845/кВт (Корея) до $1289/ кВт (Новая Зеландия). Если говорить о LCOE, то этот показатель при ставке дисконтирования 3 % принимает значения от наименьшего — $ 61/МВт · ч в США — до $ 133/МВт · ч в Японии. В США затраты по ПГУ самые низкие, несмотря на относительно высокие капитальные затраты, что показывает заметное влияние различий в ценах энергоносителей на конечную стоимость. При ставке дисконтирования 7 % LCOE изменяется в диапазоне от $ 66/МВт · ч (США) до $ 138/‌МВт · ч (Япония), а при ставке 10 % — от $ 71/‌МВт · ч (США) до $ 143/‌МВт · ч (Япония).
 
Стоимость одномоментного возведения для угольных электростанций в странах ОЭСР изменяется от минимального значения $ 1218/кВт в Корее до максимума — $ 3067/кВт в Португалии. В странах ОЭСР LCOE при ставке дисконтирования 3 % варьируется от минимума $ 66/МВт · ч в Германии до максимального значения в Японии — $ 95/МВт · ч. При ставке 7 % LCOE принимает значения от $ 76/‌МВт · ч (Германия) до $ 107/МВт · ч (Япония); и при ставке дисконтирования 10 % $ 83/МВт (Германия) и $ 119/МВт · ч (Япония).
 
Что касается ядерных технологий, то здесь довольно велик разброс значений overnight costs по странам ОЭСР: от $ 1087/кВт в Корее до $ 6215/‌кВт в Венгрии. LCOE при ставке 3 % составляет от $ 29/МВт · ч в Корее до $ 64/МВт · ч в Великобритании; $ 40/МВт · ч (Корея) и $ 101/‌МВт · ч (Великобритания) — при ставке дисконтирования 7 %; и при ставке 10 % — $ 51/МВт · ч (Корея) и $ 136/‌МВт · ч (Великобритания).
 

Технологии солнца и ветра

Солнечные фотовольтаические технологии делятся на три категории: бытовые, коммерческие и большие наземные. Стоимость одномоментного возведения по бытовым ФЭС составляет от $ 1867/кВт в Португалии до $ 3366/кВт во Франции. LCOE при ставке 3 % находится в диапазоне от $ 96/МВт · ч в Португалии до $ 218/‌МВт · ч в Японии. При ставке 7 % LCOE изменяется в интервале от $ 132/МВт · ч в Португалии до $ 293/МВт · ч во Франции. При ставке 10 % LCOE принимает значения от $ 162/МВт · ч до $ 374/МВт · ч, причем и минимум и максимум отмечены в Португалии.
 
Для коммерческих ФЭС overnight costs составляют от $ 1029/кВт в Австрии до $ 1977/кВт в Дании. LCOE изменяется от $ 69/МВт · ч в Австрии до $ 142/МВт · ч в Бельгии при ставке дисконтирования 3 %; от $ 98/МВт · ч (Австрия) до $ 190/МВт · ч (Бельгия) при ставке 7 %; и от $ 121/МВт · ч (Португалия) до $ 230/МВт · ч (Бельгия) при ставке 10 %.
 
Стоимость одномоментного возведения для больших наземных ФЭС изменяется в диапазоне от $ 1200/‌кВт в Германии до $ 2563/кВт в Японии. Приведенная стоимость производства электричества при ставке 3 % составляет от $ 54/МВт · ч в США до $ 181/ МВт · ч в Японии; от $ 80/ МВт · ч (США) до $ 239/МВт · ч (Япония) при ставке 7 %; и от $ 103/‌МВт · ч (США) до $ 290/МВт · ч (Япония) при ставке дисконтирования 10 %.
 
Для наземных ветроэлектростанций overnight costs составляют от $ 1571/ кВт в США до $ 2999/‌кВт в Японии. При ставке дисконтирования 3 % LCOE находится в пределах от $ 33/МВт · ч в США до $ 135/‌МВт · ч в Японии; от $ 43/‌МВт · ч (США) до $ 182/‌МВт · ч (Япония) при ставке 7 %; и от $ 53/МВт · ч (США) до $ 223/ МВт · ч (Япония) при ставке 10 %.
 
Ну и, наконец, для морских ветроэлектростанций стоимость одномоментного возведения составляет от $ 3703/кВт в Великобритании до $ 5933/кВт в Германии. LCOE при ставке 3 % находится между $ 98/‌МВт · ч в Дании и $ 214/‌МВт · ч в Корее; при ставке 7 % — между $ 136/‌МВт · ч (Дания) и $ 275/МВт · ч (Корея); при ставке 10 % — между $ 167/‌МВт · ч (США) и $ 327/МВт · ч (Корея).
 

Результаты из стран, не ­являющихся членами ОЭСР

В исследование включены данные по странам, не являющимся членами ОЭСР — это Бразилия (только ГЭС), Китайская Народная Республика и ЮАР. В случае с Китаем данные были получены из доступных источников и исследований — в частности, из анализа МЭА «Программа фотоэлектрических энергосистем». Эта информация, однако, не может быть признана официальными данными для отчета «Проектные издержки производства электроэнергии — 2015». И тем не менее для нас важно в этом исследовании учесть вероятные издержки производства энергии в Китае.
 
Расчетная стоимость одномоментного возведения для ПГУ в Китае составляет $ 627/кВт, а LCOE — $ 90/‌МВт · ч, $ 93/МВт · ч и $ 95/МВт · ч для ставок дисконтирования 3 %, 7 % и 10 % соответственно. По угольным электростанциям были использованы следующие данные из Китая и ЮАР: overnight costs составляют $ 813/кВт и $ 2222/кВт соответственно. LCOE для Китая составляет $ 74/‌МВт · ч при ставке дисконтирования 3 %, $ 78/ МВт · ч при ставке 7 % и $ 82/МВт · ч при ставке 10 %. Для Южной Африки разброс значений оказался больше: $ 65/ МВт · ч при ставке 3 %, $ 82/ МВт · ч при ставке 7 % и $ 100/‌МВт · ч при ставке 10 %. В отчет включены два показателя по атомной энергетике Китая со стоимостью одномоментного возведения $ 1807/МВт · ч и $ 2615/ кВт; это соответствует LCOE $ 26/МВт · ч и $ 31/‌МВт · ч при ставке 3 %; $ 37/‌МВт · ч и $ 48/МВт · ч при ставке 7 %; $ 49/МВт · ч и $ 64/МВт · ч при ставке 10 %.
 
Что касается солнечной энергии, то в Китае находится самая экономичная из всей базы данных коммерческая ФЭС — стоимость одномоментного возведения по ней составляет $ 728/кВт, а LCOE равна $ 59/МВт · ч, $ 78/МВт · ч и $ 96/МВт · ч для ставок 3 %, 7 % и 10 % соответственно. Overnight costs большой наземной ФЭС составляют $ 937/кВт, LCOE при этом $ 55/МВт · ч, $ 73/МВт · ч и $ 88/МВт · ч для ставок дисконтирования 3 %, 7 % и 10 %. Наконец, по наземным ветроэлектростанциям стоимость одномоментного возведения (по двум расчетным объектам Китая) составила $ 1200/кВт и $ 1400/МВт · ч. По Южной Африке в базе данных использованы цифры одной наземной ветроэлектростанции, overnight costs которой составляют $ 2756/кВт; LCOE при этом $ 77/МВт · ч, $ 102/МВт · ч и $ 123/МВт · ч для ставок дисконтирования 3 %, 7 % и 10 % соответственно.
 

Сопоставление результатов с прежними оценками 

Рисунок 3. Диапазон значений LCOE для базовых технологий в отчете за 2010 и 2015 годы* (при ставке дисконтирования 10%)

* Результаты отчета-2010 для удобства сравнения конвертированы в доллары США на 2013 год

Хотя прямое сравнение двух отчетов затруднено тем, что в оценки заложены разные предположения, а также различиями в наборе основных данных, авторы считают полезным изучить, как изменялись расчетные затраты с течением времени. На рис. 3 сравниваются диапазоны значений LCOE по базовым технологиям в аналогичном отчете от 2010 года и результаты настоящего исследовании.

Результаты отчета‑2010 показывают более широкий разброс в диапазоне значений LCOE, в частности, для угольных электростанций. Отчасти это связано с тем, что в прежнем отчете было больше начальных данных по каждой технологии, а также с изменением цен на энергоносители и с пересмотром иных основополагающих допущений. Можно заметить также, что медианные значения для каждой технологии стали выше, чем в 2010 году. Хотя медианное значение — неточный оценочный критерий для сравнения затрат между типами технологий и странами, все же тот факт, что эти показатели в каждом случае увеличились, позволяет предположить, что затраты, рассчитанные на базе LCOE по всем технологиям, растут.
 
Для технологий возобновляемых источников энергии (особенно это касается ФЭС и наземных ветроэлектростанций) изменения по сравнению с 2010 годом имеют обратный вектор. Это особенно наглядно видно на примере значений LCOE для ФЭС: несмотря на большее количество начальных данных в отчете‑2015, разброс значений LCOE меньше, а также наблюдается существенное снижение издержек. LCOE для наземных ветроэлектростанций в 2015 году тоже заметно ниже, хотя эта разница и не столь ярко выражена.
 
Рисунок 4. Диапазон значений LCOE для технологий солнца и ветра в отчете за 2010 и 2015 годы* (по ставке дисконтирования 10%)
* Результаты отчета-2010 для удобства сравнения конвертированы в доллары США на 2013 год

Выводы

Восьмое издание отчета «Проектные издержки производства электроэнергии» акцентировано на стоимости производства электроэнергии в ограниченном наборе стран и даже в рамках этих стран — только на отдельных технологиях. Таким образом, широкие выводы из этого анализа необходимо делать с известной долей осторожности. И тем не менее к некоторым заключениям авторы все же приходят.
 
Во-первых, большинство технологий, рассмотренных в исследовании, — это технологии с нулевым или низким выбросом углекислого газа, что предполагает заинтересованность задействованных стран в переходе от использования станций на ископаемом топливе к чистой энергии, во всяком случае по сравнению с исследованием 2010 года.
 
Во-вторых: в то время как отчет 2010 года отмечал значительный прирост издержек по базовым технологиям, данные современного отчета показывают, что систематическое увеличение этих издержек остановилось. Это особенно заметно на примере атомных технологий, значения затрат по которым находятся сейчас более или менее на том же уровне, что и в предыдущем исследовании; это не подтверждает формирующуюся информационную картину того, что затраты на АЭС растут в мировом масштабе.
 
Наконец, этот отчет ясно показывает, что стоимость возобновляемых технологий — в частности, солнечных фотоэлектрических электростанций — за последние пять лет значительно снизилась, и теперь эти технологии не так резко выделяются на общем фоне в части издержек.
 
Несмотря на общую полезность сделанных выводов, затратные составляющие различных видов производства электроэнергии продолжают определяться рынком и технологиями. Поэтому не существует технологии, которую можно было бы признать самой дешевой при любых обстоятельствах. Как ясно показывает восьмой выпуск исследования, системные расходы, структура рынка, законодательство в сфере защиты окружающей среды и обеспеченность природными ресурсами — все эти факторы, вместе взятые, продолжают играть важную роль в определении окончательных совокупных затрат для любых конкретных инвестиций.
29.09.2015

Комментарии 0

Войдите или  зарегистрируйтесь, чтобы отправлять комментарии
Аналитика