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?
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.
Принтскрин делал по Google Earth, дата съёмки там указана 1 мая 2015. Подобный снимок есть в википедии с указанием на январь 2015. Но мне кажется, 200х200км там нужен квадрат или 250х250км, не принципиально — конкретно США могут его позволить. У солнечной энергетики хватает других вопросов, которые сейчас стоят на пути.
Угу, 1/100. Во-вторых, в 2014 она ещё строилась (в ноябре 2014 только всё закончили) и генерация в следующие годы будет больше. Ну и 25 км. кв. это общая площадь, с пустотами. Вот нарисовал квадрат 5х5 км поверх станции:
Я не знаю как вы подсчитали площадь для всех США клочком 200х200
Лично мне была интересна эмпирика и взял солнечную станцию Topaz в США — мощность 0.5 ГВт, а её площадь можно посчитать в картографических сервисах. Домножив её на 24*365 и на КИУМ можно получить генерацию. Можно не напрягаться и сразу взять генерацию из стат.данных — результат будет одинаков.
Но я могу и сослаться на исследования специалистов: mitei.mit.edu/futureofsolar
Так как Topaz использует менее эффективные Cd-Te и я брал всё с запасом для верхней оценки, то ребята из MIT получили квадрат поменьше — 180х180 км.
Вот, например, есть наглядная карта, на которой отображена необходимая площадь панелек:
Не все так радужно в альтернативной энергетике, и инерция мышления тут совсем не причем
Я поднял тему конкретно себестоимости, что кто-то не может принять что альтернативные источники (конкретно «ветер») могут быть дешёвыми и используют реалии двадцатилетней давности. Плотность энергии — это другой вопрос.
плотностью энергии
Я читал эту работу Капицы. Но давайте рассуждать количественно и с эмпирикой. Чтобы обеспечить США электроэнергией с фотовольтаики нужна площадь размером примерно 200х200 км (это с учётом КИУМ), а учитывая кучу пустынных территорий для США это не проблема. Если оперировать первичной энергией, то нужно больше, но всё равно не критично. Проблема плотности встаёт для стран с высоким потреблением электроэнергии на единицу территории — например Японии.
Аналогично с ветром — в Дании вырабатывают 40% электроэнергии с помощью ветряков, в Испании около 25%. При этом не видно, чтобы они находились около какого-то предела.
Самая низкая плотность у гидроэнергетики. Ангарский каскад ГЭС, на реке длиной 1800 км (а по хорошему надо плюсовать ещё байкал и т.п.) с площадью бассейна Ангары в 1 млн км. кв. составляет 9 ГВт, что с КИУМ 67% даёт 50 ПВт*ч электрогенерации. Это 5% от электрогенерации России. Тут уже большинству стран не под силу построить свою энергетику на ней. Фотовольтаики же такой площади хватит на весь мир с избытком.
Из-за низкой плотности сейчас освоена уже половина мирового гидропотенциала: www.intpow.com/index.php?id=487&download=1
Но это не мешает ряду стран использовать её как основу, а остальным — как подспорье (дешёвая же штука).
в валовый добиваемый объём теперь включается и расворённый в нефти попутный газ
Ну, во-первых, профильный стат. орган США даёт всю нужную разбивку — нефть, которая С5+ (пентан и выше) и отдельно газоконденсат. Во-вторых, к моему графику это не имеет отношения: график озаглавлен как добыча нефти + газа + газоконденсата (углеводороды). Вы можете запихнуть газоконденсат в нефть, можете считать его отдельно — сумма не изменится и график не изменится.
А без ЕС-овскийх законодательных послаблений и феноменального размера субсидирования? :)
Субсидий в себестоимости нет.
Почему-то на графике отсутствует солнце и ветер за пределами ЕС. :)
Потому что статья обзорная. Если по каждому пункту растекаться мыслью по древу, то получается книженция.
Ну вот «ветер» для США, например: www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm
И это на фоне того, кстати, что в США очень дешевый газ и уголь.
1. Чему из статьи это противоречит? Говорит ли это о малых запасах? Нет, не говорит. Это говорит только о том, что: в отчетах для инвесторов завышают запасы в среднем в 5 раз
2. Статья опирается на данные государственных стат.служб, а не на отчёты для инвесторов.
Давайте отвечу я, мне будет проще. При текущих (сверхнизких) ценах на газ в США Хейнесвилль убыточен. Себестоимость там около $200 за тыс. куб.м. По меркам США — ужасно дорогое месторождение сланцевого газа, по меркам европы, которая покупает у Газпрома за $400 — очень дешёвое. Дорогое потому что глубокое (4,2 км) и без газоконденсата, а не потому что там кривая добычи быстро падает. Поэтому там сейчас особо не добывают, а добывают на дешёвых сланцевых месторождениях, где себестоимость около $120.
Ну например, цена безубыточности для месторождений сланцевого газа:
Цены в $ за МБТЕ (млн британских термических единиц)
Основные сланцевые месторождения, которые разрабатываются сейчас — Marcellus и Eagle-ford. Себестоимость около $3,5 за МБТЕ. Для сравнения скажу, что Германия покупает у России газ за $10-11 за МБТЕ.
На кривую добычи скважины смотреть некорректно. Если максимально упростить вопрос до сути, то рентабельность скважины это её добыча за жизнь, поделённая на затраты по обустройству, обслуживанию и ликвидации. Как видите, важно сколько она добудет за свою жизнь, а не профиль этой добычи (быстрое или медленное падение). Первое называется EUR или накопленная добыча скважины. Вот так скважины и оценивают (по EUR), а никак не по кривым. Оценка скважины по кривой добычи — это манипуляция лагеря противников сланцев. Окупает скважину и греет дома количество газа, добытое скважиной, а не форма кривой.
По сланцевому газу рекомендую ознакомиться с материалом
Хотел бы обратить внимание на список использованной литературы статьи.
1. Большинство ссылок около 2010-2011 годов.
2. В фактах, данных и тезисах отсутствуют ссылки на первичные источники информации — государственные стат.службы и международные агентства — только одна и та прогноз, а не реальность. Проще говоря, статья написана по другим статьям и факты и данные нельзя нормально проверить (и из-за этого там есть ряд ошибок). То есть статья написана не очень качественно.
Я бы порекомендовал по ситуации со сланцем вот этот материал. Там почти все ссылки на данные ведут на первичку (EIA.gov, IEA.org, FERC.gov). По экспорту тоже всё устарело, например много изменилось этим летом, можно почитать здесь.
Т.е. энергию-то они продали недорого, что и отображено на графике
Это диаграмма именно себестоимости (LCOE), не догадался подписать. Добавлю для тех, кто не знает англа: nuclear — атом, coal — уголь, onshore wind — ветряки на суше. Жёлтая линия — медианное значение. Абсцисса — доллары за МВт*ч
К сожалению, не знаю, включены ли там постнагрузки и были ли они на тот момент (2010 год).
По налогам и госпрограммам я не специалист, но мой тезис о дешёвом атоме был на основе доклада от IEA (Международное Энергетическое Агентство). Он немного староват, но ничего.
Вашу гипотезу можно проверить. Посмотрите на график электрогенерации по типам из коммента выше. Видно, что провалы не доходят до АЭС и всё, что требуется отключать при провалах — только бурый уголь. То есть по вашей гипотезе пока менее удобным становится именно уголь и до атома эти дисбалансы пока не доходят. На самом деле, если изучить глубже, то доходят, но крайне редко. Во-вторых не стоит забывать про балансировку экспортом/импортом:
Видно, что по утрам и вечерам солнце не генерирует и утренние и вечерние пики решаются комплексно — включают традиционную электрогенерацию (серые пики) и импорт (фиолетовые пики).
Насчёт «врагов» вы преувеличиваете, имхо, если говорить о межевропейских границах.
Я «за» любой вариант возобновляемой энергетики. Будь-то то термояд или замкнутый ядерный топливный цикл или альтернативка. Но согласитесь, что это уже другие стратегические горизонты. Термояд в промышленных масштабах это даже не 2030-е, не 2040-е и т.п. А углеводороды «кончились» у Европы давно. То есть между концом углеводородов и началом термояда огромная дырка в десятилетия, которую обязательно нужно закрывать. Да и термояд стоит подстраховать другими концепциями энергетики.
Рационально, вроде, ни у кого не получается объяснить остановку АЭС в Германии. Если только иррациональными факторами — следствие политических игр и т.п… Поэтому соглашусь, тут решение Германии выглядит очень странным. В Европе, кстати, атом — один из самых дешёвых источников электроэнергии, поэтому всё вдвойне странно. Но во многом это просто потому что всё остальное очень дорогое. А вот, например, в США атом далеко не самый дешёвый.
Для солнца себестоимость определена для южных штатов
Не понял к чему вы клоните. При провалах альтернативки её как будто нет и энергосистема работает в «традиционном» ключе. Когда альтернативка не в провале, то просто отключают газ и угольные ТЭС (в т.ч. маневровые). Во-вторых, всегда есть дисбалансы: вечерний пик потребления, провал в выходные и т.п. и всегда было маневрирование.
Чтобы понять как что работает в условиях пиков и нестабильности альтернативки, стоит взглянуть на такой познавательный график генерации электроэнергии Германии по источнику:
Видно что:
1. По выходным (Sa-Su) отключали уголь (который Hard Coal, черный), как и газ
2. Днём, в пик потребления, включали газ и выводили на максимум уголь. Ночью — наоборот.
3. В начале месяца немного маневрировали углём, но в целом они с газом не работали, потому что была большая генерация с ветряков.
При большей генерации с ветряков отключают и бурый уголь (светло-серый, посередине) и экспортируют.
То есть пока все проблемы нестабильности альтернативки удаётся успешно решать без особых проблем. Но по мере роста альтернативной генерации дисбалансы будут расти, как и будут развиваться решения этих проблем.
В тексте не приукрашиваются проблемы альтернативки. Да, они есть, их много и сегодня минусы перевешивают плюсы (имхо). Но важно понимать, что лет этак через 30-50 всё, скорее всего, будет по-другому. И с углеводородами, которые не бесконечны, и с альтернативкой, часть проблем которой будет к этому времени решена.
Кстати, покупать их (другие страны) пока законодательно заставляют. А вот лет через 10-15 такая энергия будет дешевле и появится вменяемая мотивация и производить и покупать.
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.
Лично мне была интересна эмпирика и взял солнечную станцию Topaz в США — мощность 0.5 ГВт, а её площадь можно посчитать в картографических сервисах. Домножив её на 24*365 и на КИУМ можно получить генерацию. Можно не напрягаться и сразу взять генерацию из стат.данных — результат будет одинаков.
Но я могу и сослаться на исследования специалистов:
mitei.mit.edu/futureofsolar
Так как Topaz использует менее эффективные Cd-Te и я брал всё с запасом для верхней оценки, то ребята из MIT получили квадрат поменьше — 180х180 км.
Вот, например, есть наглядная карта, на которой отображена необходимая площадь панелек:
Я поднял тему конкретно себестоимости, что кто-то не может принять что альтернативные источники (конкретно «ветер») могут быть дешёвыми и используют реалии двадцатилетней давности. Плотность энергии — это другой вопрос.
Я читал эту работу Капицы. Но давайте рассуждать количественно и с эмпирикой. Чтобы обеспечить США электроэнергией с фотовольтаики нужна площадь размером примерно 200х200 км (это с учётом КИУМ), а учитывая кучу пустынных территорий для США это не проблема. Если оперировать первичной энергией, то нужно больше, но всё равно не критично. Проблема плотности встаёт для стран с высоким потреблением электроэнергии на единицу территории — например Японии.
Аналогично с ветром — в Дании вырабатывают 40% электроэнергии с помощью ветряков, в Испании около 25%. При этом не видно, чтобы они находились около какого-то предела.
Самая низкая плотность у гидроэнергетики. Ангарский каскад ГЭС, на реке длиной 1800 км (а по хорошему надо плюсовать ещё байкал и т.п.) с площадью бассейна Ангары в 1 млн км. кв. составляет 9 ГВт, что с КИУМ 67% даёт 50 ПВт*ч электрогенерации. Это 5% от электрогенерации России. Тут уже большинству стран не под силу построить свою энергетику на ней. Фотовольтаики же такой площади хватит на весь мир с избытком.
Из-за низкой плотности сейчас освоена уже половина мирового гидропотенциала: www.intpow.com/index.php?id=487&download=1
Но это не мешает ряду стран использовать её как основу, а остальным — как подспорье (дешёвая же штука).
Ну, во-первых, профильный стат. орган США даёт всю нужную разбивку — нефть, которая С5+ (пентан и выше) и отдельно газоконденсат. Во-вторых, к моему графику это не имеет отношения: график озаглавлен как добыча нефти + газа + газоконденсата (углеводороды). Вы можете запихнуть газоконденсат в нефть, можете считать его отдельно — сумма не изменится и график не изменится.
Субсидий в себестоимости нет.
Потому что статья обзорная. Если по каждому пункту растекаться мыслью по древу, то получается книженция.
Ну вот «ветер» для США, например:
www.eia.gov/forecasts/aeo/electricity_generation.cfm
И это на фоне того, кстати, что в США очень дешевый газ и уголь.
подобные схемы это всегда условности.
в отчетах для инвесторов завышают запасы в среднем в 5 раз
2. Статья опирается на данные государственных стат.служб, а не на отчёты для инвесторов.
Ну например, цена безубыточности для месторождений сланцевого газа:
Цены в $ за МБТЕ (млн британских термических единиц)
Основные сланцевые месторождения, которые разрабатываются сейчас — Marcellus и Eagle-ford. Себестоимость около $3,5 за МБТЕ. Для сравнения скажу, что Германия покупает у России газ за $10-11 за МБТЕ.
На кривую добычи скважины смотреть некорректно. Если максимально упростить вопрос до сути, то рентабельность скважины это её добыча за жизнь, поделённая на затраты по обустройству, обслуживанию и ликвидации. Как видите, важно сколько она добудет за свою жизнь, а не профиль этой добычи (быстрое или медленное падение). Первое называется EUR или накопленная добыча скважины. Вот так скважины и оценивают (по EUR), а никак не по кривым. Оценка скважины по кривой добычи — это манипуляция лагеря противников сланцев. Окупает скважину и греет дома количество газа, добытое скважиной, а не форма кривой.
Хотел бы обратить внимание на список использованной литературы статьи.
1. Большинство ссылок около 2010-2011 годов.
2. В фактах, данных и тезисах отсутствуют ссылки на первичные источники информации — государственные стат.службы и международные агентства — только одна и та прогноз, а не реальность. Проще говоря, статья написана по другим статьям и факты и данные нельзя нормально проверить (и из-за этого там есть ряд ошибок). То есть статья написана не очень качественно.
Я бы порекомендовал по ситуации со сланцем вот этот материал. Там почти все ссылки на данные ведут на первичку (EIA.gov, IEA.org, FERC.gov). По экспорту тоже всё устарело, например много изменилось этим летом, можно почитать здесь.
Это диаграмма именно себестоимости (LCOE), не догадался подписать. Добавлю для тех, кто не знает англа: nuclear — атом, coal — уголь, onshore wind — ветряки на суше. Жёлтая линия — медианное значение. Абсцисса — доллары за МВт*ч
К сожалению, не знаю, включены ли там постнагрузки и были ли они на тот момент (2010 год).
Сам доклад. Стр. 18 и 19.
И так как IEA это агентство номер один по энергетике, то лично я склонен ему доверять)
Серый — традиционная электрогенерация, желтый — солнце, зелёный — ветер. Фиолетовый вверх — импорт, сиреневый вниз — экспорт.
Видно, что по утрам и вечерам солнце не генерирует и утренние и вечерние пики решаются комплексно — включают традиционную электрогенерацию (серые пики) и импорт (фиолетовые пики).
Я «за» любой вариант возобновляемой энергетики. Будь-то то термояд или замкнутый ядерный топливный цикл или альтернативка. Но согласитесь, что это уже другие стратегические горизонты. Термояд в промышленных масштабах это даже не 2030-е, не 2040-е и т.п. А углеводороды «кончились» у Европы давно. То есть между концом углеводородов и началом термояда огромная дырка в десятилетия, которую обязательно нужно закрывать. Да и термояд стоит подстраховать другими концепциями энергетики.
Для солнца себестоимость определена для южных штатов
Чтобы понять как что работает в условиях пиков и нестабильности альтернативки, стоит взглянуть на такой познавательный график генерации электроэнергии Германии по источнику:
01-31 января. Черный — уголь, оранжевый — газ, зелёный — ветер.
Видно что:
1. По выходным (Sa-Su) отключали уголь (который Hard Coal, черный), как и газ
2. Днём, в пик потребления, включали газ и выводили на максимум уголь. Ночью — наоборот.
3. В начале месяца немного маневрировали углём, но в целом они с газом не работали, потому что была большая генерация с ветряков.
При большей генерации с ветряков отключают и бурый уголь (светло-серый, посередине) и экспортируют.
То есть пока все проблемы нестабильности альтернативки удаётся успешно решать без особых проблем. Но по мере роста альтернативной генерации дисбалансы будут расти, как и будут развиваться решения этих проблем.
Кстати, покупать их (другие страны) пока законодательно заставляют. А вот лет через 10-15 такая энергия будет дешевле и появится вменяемая мотивация и производить и покупать.