Хабр Курсы для всех
РЕКЛАМА
Практикум, Хекслет, SkyPro, авторские курсы — собрали всех и попросили скидки. Осталось выбрать!
Хабр доступен 24/7 благодаря поддержке друзей
Комментарии 19
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.
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.
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.
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.
Отличная 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.
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.
А 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.
Несмотря на объем, прочитал на одном дыхании. Спасибо.
Спасибо, хороший обзор нюансов.
Есть 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
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
Аккумуляторы 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.
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.
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*
Ну не $200 за МВТ*ч же. И у МЭА данные поновее.
снижение стоимости оборудования, увеличение КПД прямого преобразования, увеличение КПД обратного преобразования вполне могут стоимость хранения снизить в 1.5-2 раза
Но там всё равно в целом всё невесело:
Про в 3-4 раза я имел ввиду что так сильно подешевели непосредственно литиевые аккумуляторые батареи и это действительно так. А вот другие составляющие себестоимости которые дополнительно заложены в приведенных у вас данных, такие как: земля, преобразователи AC<==>DC (инверторы и зарядные устройства), строительно-монтажные работы, стоимость последующего обслуживания/управления, налоги на юр.лицо-оператора, страховка и «стоимость денег» (да в в этих данных еще и банковские % учтены из расчета что делаем все это в кредит под ставку порядка 6% годовых в валюте или «интерес» инвестора, а еще и % удорожания обслуживания и расходников каждый год заложен и удорожание страховки и много чего еще) — особо не изменились за эти 5 лет. В результате итоговое(интегральное) снижение стоимости хранения энергии не в 3-4 раза, а существенно скромнее если по той же методике считать, но все-равно по грубой прикидке не меньше 2х раз должно составить, т.к. больше половины расходов все-таки на сами батареи приходится либо прямо пропорционально их стоимости (например % по кредиту).
Хотя если только батареи (со встроенной управляющей электроникой включенной в цену) считать, то уже вполне 200$ 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/249592
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/249592
Спасибо за интересный коммент.
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 $50 будет не скоро (не в этом десятилетии).
Угу. В целом, статья достаточно оптимистично смотрит на возможный прогресс во всём, то есть я не из «мывсеумрём». Но мне кажется, что всё должно быть в меру. Если считать «голые» и смотреть на частные оптимистичные сценарии, то всё выглядит не фатально. Но реальность будет похуже.
Если строить на равнине, то да, всё плохо. А так, в Норвегии ГАЭС сезонные — летом качают в верхний резервуар, зимой срабатывают. То есть резервуары огромные и всё существует без особых проблем.
Это очень странное обоснование. Вообще, по ветру циклы обычно больше — несколько дней циклон и ветрено, несколько дней штиль. Например:
430$ 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 $50 будет не скоро (не в этом десятилетии).
На этом рынке конкуренции еще толком и не было, так что цены были зверски завышенными
Угу. В целом, статья достаточно оптимистично смотрит на возможный прогресс во всём, то есть я не из «мывсеумрём». Но мне кажется, что всё должно быть в меру. Если считать «голые» и смотреть на частные оптимистичные сценарии, то всё выглядит не фатально. Но реальность будет похуже.
Ну и водород (напрямую или с преобразованием в метан) практически единственный вариант долговременного масштабного хранения нестабильной возобновляемой энергии — для выравнивания годовых циклов. У ГАЭС/АССВ в таких вариантах использования объемы резервуаров становятся просто монструозно гигантскими.
Если строить на равнине, то да, всё плохо. А так, в Норвегии ГАЭС сезонные — летом качают в верхний резервуар, зимой срабатывают. То есть резервуары огромные и всё существует без особых проблем.
Правда для солнца будет больше, для ветра такая низкая стоимость получилась из-за коротких небольших циклов
Это очень странное обоснование. Вообще, по ветру циклы обычно больше — несколько дней циклон и ветрено, несколько дней штиль. Например:
Ну да, напрямую «в лоб» аккумуляторы еще не скоро смогут с ГАЭС конкурировать, разве что в равнинных странах где выбор будет стоять: либо дорогие, но компактные аккумуляторы. Либо «дешевая» ГАЭС + гигантские (и потому дорогие) земляные работы для создания искусственного перепада высот или ГАЭС + сверхдлинные (и поэтому тоже дорогие как при строительстве так и в плане потерь энергии при передаче туда и обратно) ЛЭП до подходящей местности с естественным перепадом высот. (например сейчас Германия как раз HVDC лэп больше 1000 км в Норвегию строит, чтобы воспользоваться их отличным ландшафтом для ГАЭС, но понятное дело ГАЭС + HVDC ЛЭП уже никаких 50-100$ 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.
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.
Не 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?
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?
Правда 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.
> 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?
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?
Ну 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%.
Хотел 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.
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.
Ну про деградацию есть чуть выше — 0,5% в год это относительно немного, имхо.
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.
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.
Зарегистрируйтесь на Хабре, чтобы оставить комментарий
Солнечная энергетика: сегодня и завтра