Зеленая энергетика в Украине и в мире

LCOE (levelized cost of energy) – показатель приведенной стоимости энергии, рассчитывается на основании рыночных данных и оценивает текущую стоимость всех расходов для производства одной единицы энергии. Основными факторами, влияющими на размер LCOE, является коэффициент использования установленных мощностей (КИУМ) и средневзвешенная стоимость капитала (WACC). LCOE используется для сравнения стоимости энергии, произведенной при помощи разных технологий. Во всем мире показатель LCOE является индикатором цены на э/э, необходимой для обеспечения окупаемости проекта в приемлемые для инвесторов сроки.


LCOE of Renewable Electricity in Ukraine (UA) from Alex Mykhailenko
Солнце

В 2018 году по сравнению с 2012 годом LCOE для солнечных электростанций (СЭС) сократилась с 403 евро до 116 евро (более чем в 3 раза) за МВт-ч, говорится в отчете. Эта тенденция коррелирует с такими же темпами снижения "зеленого" тарифа – с 465 евро до 150,3 евро за МВт-ч.

В частности, для наземных станций показатель LCOE снизился с 317 евро до 107 евро за МВт-ч, а стоимость проекта – с 2200 тыс евро до 850 евро за кВт установленной мощности.

Для крышных СЭС, которые начали активно устанавливаться с 2016 года, показатель LCOE снизился с 410 евро до 134 евро за МВт-ч, а стоимость проекта – с 2300 тыс евро до 900 евро за кВт установленной мощности.

Основным драйвером снижения приведенной себестоимости э/э СЭС стало удешевление основного оборудования — солнечных модулей и инверторов. Значительное влияние на динамику LCOE также оказало снижение кредитных ставок для проектов СЭС после 2015 года, поскольку банки начали рассматривать их как менее рискованные и более прогнозированные.

По данные Нацкомиссии, осуществляющей госрегулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг (НКРЭКУ), проанализировавшей данные лицензиатов, капитальные расходы в проектах СЭС составили 708,8 евро за кВт установленной мощности, что составило 63% всей стоимости строительства. Операционные расходы для проектов СЭС незначительны –12 евро на кВт установленной мощности.

Средневзвешенный КИУМ для СЭС в Украине составляет 13,7%, тогда как в мире – 18%.

По данным авторов отчета, большинство СЭС строились в южной части страны в связи с более высоким уровнем инсоляции. Однако удешевление стоимости реализации проектов и стабильность "зеленого" тарифа наряду с исчерпанием доступным и экономически привлекательных точек присоединения к сетям в "солнечных" регионах, стимулировали развитие СЭС на севере и западе Украины.

Ветер

По данным анализа, проведенного по 19 ветроэлектростанциям (ВЭС) на юге Украины, стоимость реализации проектов в ветроэнергетике в 2012-2018 гг снизилась на 20% - с 1800 до 1450 евро за кВт установленной мощности, а LCOE в среднем - на 28% (со 107 евро до 77 евро за МВт-ч).

КИУМ ВЭС последние несколько нет варьируется от 39% до 43%.

Как отметил аналитик Clean Energy Lab Алексей Михайленко, LCOE "ветра" наиболее привлекательна и приближена к приведенной стоимости э/э тепловой генерации.

Малые ГЭС

Э/э малых ГЭС является самой дорогой из всех ВИЭ, а динамика введения этих станций – самой медленной, отмечают авторы отчета. На сегодня в Украине "зеленый" тариф получают 143 малых ГЭС, большинство их них построено в 1950-е гг. и реконструировано в 2000-е. Для микро-ГЭС (до 200 кВт) установлен наивысший "зеленый" тариф, поэтому строили в основном именно такие новые объекты.

LCOE этого вида генерации снизилась почти на треть - с 271 евро до 177 евро з МВт-ч. А стоимость проектов практически не изменилась, сократившись с 3000 евро до 2800 евро за кВт установленной мощности.

КИУМ малых ГЭС возрос с 22,6% до 30%, хотя в 2016 и 2017 гг он достигал соответственно 42% и 38%.

Авторы исследования отмечают значительную капиталоемкость проектов реконструкции и строительства малых ГЭС, потребность в значительном количестве разрешительных документов и длительный срок их оформления (до 30 месяцев).

По данным экспертов, мероприятия по восстановлению малых ГЭС могут быт очень разными, и соответственно иметь разную стоимость (от 150 тыс. евро до 500 тыс. евро на 100 кВт мощности). Цены на турбины для станции до 100 кВт могут колебаться от 70 тыс евро до 200 тыс евро.

Биогаз и биомасса

LCOE биоэнергетических установок сократилась со 168 евро до 104 евро за МВт-ч, тогда как стоимость проектов возросла с 2114 до 2360 евро за кВт установленной мощности (в 2015 года она достигала 2900 евро). При этом КИУМ таких проектов возрос с 43% до 60%.

Авторы исследования отмечают, что снижение LCOE достигнуто за счет более эффективного использования технологий. Вместе с тем, они не прогнозируют удешевление энергии из биомассы в последующие годы. Инвесторы выбирают проверенные технологии, поэтому достичь снижения LCOE можно за счет повышение КИУМ, что весьма проблематично, поскольку сейчас в основном применяется технология когенерации, при которой КИУМ электрогенерации как правило ниже, чем номинальный.

Сценарии

Проанализировав данные по различным видам генерации ВИЭ, эксперты сделали прогноз их развития при различных сценариях. На сегодня "зеленые" занимают около 1,8% в структуре выработки электроэнергии в Украине, собирая 8,6% поступающих в качестве ее оплаты средств (за счет более высокого, чем средний, тарифа на отпуск).

По словам А.Михайленко, при неизменной ситуации через 3 года ВИЭ будут занимать 6,9% в структуре производства и собирать 22% средств с энергорынка. Принятие закона о "зеленых" аукционах приведет к сокращению доли в "денежном" объеме всего до 21%, прогнозируют эксперты. Приведение же тарифов на отпуск э/э ВИЭ до уровня LCOE сократит объем собираемых "зелеными" денег до 16%.

Показатель LCOE определен Европейском комиссией наилучшей практикой для оценки определения величин поддержки ВИЭ в виде тарифов, а также для определения базовых сценариев и граничных цен для аукционных систем, подчеркивают авторы исследования.

Ранее ЭлектроВести писали, что Энергетическое сообщество рассчитывает, что законопроект №8449-д о внедрении с 2020 года "зеленых" аукционов будет принят в феврале-марте.

Также Верховная Рада Украины поддержала ряд законопроектов, направленных на развитие альтернативной энергетики в 2019 году, а также сохранение благоприятных условиях в 2020 году. И хотя не все нормы уже окончательно утверждены, их рассмотрение парламентом свидетельствует об изменениях для «зеленого» сектора украинской экономики.

https://elektrovesti.net/64586_kakaya-stoim...y-lab?preview=1

Своевременные инвестиции в развитие сетевого хозяйства.
Осуществление хорошо спланированных инвестиций в высоковольтные системы передачи энергии является одним из наиболее важных шагов для обеспечения готовности к интеграции больших объёмов стохастических возобновляемых источников энергии.

В докладе рассматривает опыт штата Техас и местного системного оператора ERCOT. Как отмечают авторы, Техас — это образцовый пример качественного планирования инвестиций в высоковольтные линии электропередач, связывающие электростанции, работающие на основе ВИЭ с основными центрами потребления электричества, такими как крупнейшие города. После вступления в силу соответствующего законодательства в 2005 году, утвердившего программу развития ВИЭ, были созданы конкурентные зоны возобновляемой энергии, связанные сетями с восточными, самыми густонаселёнными территориями штата. В результате, доля потерь ветровой энергии по причине искусственного ограничения выработки (curtailment) снизилась с 17% в 2009 году до «уровня погрешности» в 0,5% в 2014 (красная линия на графике). В 2017 году доля солнца и ветра в выработке достигла 18% (без учёта кровельной солнечной генерации).


Строительство интерконнекторов и развитие межгосударственной кооперации.
Дания обладает самой высокой долей ветроэнергетики в производстве электроэнергии в мире. При этом объем вынужденных потерь ветровой энергии находится практически на нулевой отметке, а уровень системной надежности – один из высочайших в мире. Одной из причин является тесное взаимодействие с соседними странами и наличие соответствующих возможностей для перетоков энергии. Пропускная способность интреконнекторов сегодня соответствует 51% установленной мощности датской энергосистемы и планируется, что к 2020 году она вырастет до 59%. Благодаря этому, Дания может использовать, например, возможности гидроэнергетики Скандинавии и тепловой и возобновляемой генерации Германии.

В данном разделе также приводятся примеры других европейских стран, объединяющих свои рынки и обеспечивающих возможности для более эффективных перетоков электроэнергии.

На рисунке показано, что страны, обладающие самой высокой долей солнечной и ветровой энергии в выработке электроэнергетике, также отличает высокий уровень системной надежности (горизонтальная шкала — показатель продолжительности нарушений энергоснабжения).

надежность энергосистем

Обеспечение маневренности генерации.
В Уругвае выработка ветровых электростанций выросла за пять последних лет в 30 раз! Доля солнечной и ветровой энергии увеличилась с 1% в 2013 году до 32% в 2017-м.

энергетика Уругвая

Большая гидроэнергетика страны в данном случае обеспечивает маневренность для интеграции в энергосистему больших объемов ветровой энергии. Ветроэнергетика имеет приоритетный доступ в сеть, поскольку обладает самыми низкими предельными издержками, а её генерация «балансируется» ГЭС в условиях слабого ветра, а также с помощью интерконнекторов с Бразилией и Аргентиной при переизбытке ветровой генерации.

Реформирование рынков для развития «гибкого резервирования».
В эпоху переменчивых ВИЭ повышается значение оперативного регулирования спроса и предложения, направленного на оптимальную интеграцию плохо предсказуемых объемов генерации на основе солнца и ветра. На первый план выходят рынки на сутки вперёд, внутридневные, балансирующие.

Один из путей реформирования – это сокращение временных интервалов между формированием прогнозов спроса (потребления) на балансирующем рынке (например, до пяти минут вместо часа).

Второе направление — внедрение «неэнергетических платежей» для резервных мощностей. В то же время здесь отмечается, что данный инструмент следует применять очень селективно, и такие внерыночные платежи далеко не всегда нужны и даже «могут подорвать маневренность энергосистемы» (что показано на примере Испании).

Наконец, направлением реформы рынка может являться внедрение «негативного ценообразования» (возможности установления отрицательных цен на электроэнергию).

Управление спросом (повышение гибкости спроса)
Возможность «сдвигать» потребление энергии во времени является важной предпосылкой успешной интеграции больших объемов солнечной и ветровой генерации в сетевое хозяйство. Особое искусство требуется для сдвига потребления на то время, когда в системе избыток электроэнергии, произведенной объектами указанных ВИЭ.

Пока механизмы управления спросом (Demand Response или Demand Side Response – DSR) внедряются «со скрипом», и за пределами США слабо распространены.

После масштабного нарушения энергоснабжения (блэкаута) в Южной Австралии был разработан энергетический план, поддерживающий увеличение маневренности системы, включая контракты на управление спросом объемом 1000 МВт.

В Европе Германия внедряет ежедневные тендеры, чтобы дать возможность производителям энергии на основе солнца в ветра подавать заявки, основываясь на прогнозируемой выработке.

Дания предпринимает первые шаги по внедрению Demand Response, но процесс пока находится на экспериментальной стадии. Например, реализовывался интересный пилотный проект READY, который продемонстрировал, как можно удаленно управлять большим количеством небольших (домашних) тепловых насосов. В рамках модели осуществлялось прямое управление тепловыми насосами (в отличие от косвенного управления, когда потребителю просто передаются ценовые сигналы и инструкции). Испытание проводилось на 100 активных тепловых насосах, и, в целом, оценка потребителей была высокой.

Совершенствование прогнозирования выработки солнечных и ветровых электростанций.
Еще одним способом снижения потребностей в резервировании для солнечных и ветровых электростанций, а также сокращения вынужденных потерь (curtailment) и других затрат является улучшение качества прогнозирования погоды и, соответственно, выработки. Исследование, проведенное для западного побережья Дании, показало, что изменение скорости ветра на 1 м/с вызывает разницу в производстве ветровой электроэнергии в 500 МВт.

В Испании национальная система прогнозирования ветровой энергии Sipreolico обеспечивает ежечасные прогнозы производства ветра на 10 дней вперед. Согласно данным системного оператора REE, её применение снизило число ошибок в прогнозах на сутки вперед в два раза, с 18% до 9%, в период с 2008 по 2015 год.

ВИЭ в Испании

Мероприятия на уровне распределительных сетей
В ряде стран большие мощности солнечной и ветровой генерации распределены среди множества частных потребителей (просьюмеров). В данном докладе речь идет о Германии, Южной Австралии и Дании. Одновременная «залповая» выработка этих объектов может приводить к изменению частоты в сетях. Например, это явление хорошо известно в Германии как «проблема 50,2 Герц». В связи с этим возникает потребность в регулировании процессов генерации/потребления на уровне местных распределительных сетей.

В Германии указанная проблема была решена с помощью изменения обязательных настроек бытовых солнечных инверторов.

Кроме того, разумеется, распространение накопителей также помогает решить эту задачу.

Использование возобновляемых источников энергии для балансировки сетей
Раньше переменчивые возобновляемые источники энергии были «освобождены» от обязанности оказывать системные и вспомогательные услуги энергетическому хозяйству.

Сегодня правила меняются, и оказание услуг для обеспечения системной надежности постепенно становится условием присоединения к сетям и участия в рынке электроэнергии.

Например, в Дании все объекты ветроэнергетики должны обеспечивать гарантированную мощность (firm power) и платить штрафы, если их выработка не соответствует прогнозу, что побуждает владельцев ветряных ферм инвестировать в модернизацию инструментов прогнозирования.

В Южной Австралии регулятор решил, что переменные возобновляемые источники энергии должны будут использоваться для контроля частоты в будущем. Это, в свою очередь, привело к увеличению спроса на накопители энергии, добавляемые к ветровым и солнечным электростанциям.



Таким образом, на все вопросы, связанные с работой энергетических систем с большой долей солнечной и ветровой энергетики, уже есть ответы.

Если вы не нашили их в рассмотренном докладе, напомню, что проблемам интеграции ВИЭ в сетевое хозяйство также посвящён наш большой обзор документов Международного Энергетического Агентства.


http://renen.ru/how-do-power-systems-with-...best-practices/