Одним из факторов, делающих такое мощное масштабирование технологии возможным, является снижение стоимости накопителей и стоимости хранения энергии.
В США быстро растёт число гибридных систем, в которых солнечные электростанции комбинируются с системами накопления энергии (СНЭ). По последним данным Управления энергетической информации США (EIA), если в 2016 году их было всего 16, то по итогам 2019 года стало 53. В 2023 году, как прогнозируется, число достигнет 109.
Многие такие проекты предлагают чрезвычайно низкие цены на электроэнергию. Совсем свежий пример: крупнейшая в США фотоэлектрическая станция Gemini мощностью 690 МВт, оснащенная гигантской системой аккумуляторов на 380 МВт / 1400 МВт*ч. Цена: 38,44 долларов США за МВт*ч.
Каким образом разработчикам, инвестирующим в крупномасштабные СНЭ, удаётся предлагать подобные условия? Какова стоимость хранения энергии в реальных проектах?
Разобраться в этом не так-то просто, но вот эксперты из консалтинговой компании Apricum сделали это. Они опубликовали статью, в которой методом «обратного инжиниринга», с разложением на отдельные компоненты, высчитывается стоимость системы накопления энергии. Получилось довольно доходчиво.
В качестве исходного пункта авторы берут реальные цены договоров купли-продажи электроэнергии (PPA) в американских проектах, где ВИЭ (солнечная электростанция) комбинируются со СНЭ.
Они отмечают, что сегодня договорная стоимость единицы энергии (LCOE), вырабатываемой такими гибридными объектами в солнечных регионах находится на уровне примерно $40 за МВт*ч. Для сравнения, пиковые газовые электростанции выдают электричество со средней стоимостью $200 за МВт*ч.
Чтобы понять вклад накопления энергии в ценовые котировки, нужно разбить цену PPA на долю солнечной энергии и хранилища.
Для примера взят калифорнийский проект Eland Solar & Storage Center (400 МВт фотоэлектрическая система (AC) плюс гигантская СНЭ 300 МВт / 1200 МВт*ч), в котором цена PPA без хранилища энергии составила бы 20 долларов США за МВт*ч, а с учётом системы хранения была предложена «надбавка» в 20 долларов США / МВт*ч, в результате чего цена договора составила 40 долларов США / МВт*ч за все поставляемые МВт*ч.
Если стоимость (LCOE) солнечной электроэнергии на таком уровне – это вполне рядовой показатель, то 20 долларов США / МВт*ч для хранения энергии кажутся абсурдно низкой ценой.
Как можно выйти на неё?
Важно понимать, что ценовую надбавку за хранение энергии в договоре купли-продажи (PPA) не следует сравнивать с приведённой стоимостью хранения энергии (LCOS).
Во-первых, необходимо учитывать, как это обозначено выше, что эта надбавка за хранение оплачивается за все МВт*ч, поставленные гибридным объектом, а не только за МВт*ч, выгруженные из системы хранения энергии. Если взять условный день работы проекта Eland, то количество энергии, выдаваемой из хранилища (1200 МВт*ч), значительно меньше, чем общее количество энергии, поставляемое системой в целом (4700 МВт*ч). В то же время надбавка за хранение, по условиям PPA, платится на весь этот объём. В данном случае отношение общей оплаченной энергии к энергии, поставленной из СНЭ, составляет 3,9. Соответственно, можно скорректировать надбавку: $20 * 3,9 = $78 / МВт*ч.
Во-вторых, мы должны добавить «базовую» цену за солнечную энергию в 20 долларов США / МВт*ч. Это означает, что фактическое вознаграждение за каждый МВт*ч, выгруженный из системы хранения, составляет 98 долларов США / МВт*ч.
Опираясь на эти данные, а также ряд допущений (ставка дисконтирования = 6%, срок службы = 5000 циклов и др.), можно рассчитать стоимость системы (капитальные затраты) с помощью соответствующей формулы LCOS. В данном примере она получается равной примерно $217 / кВт*ч.
Однако инвестор в систему накопления энергии в рамках данного проекта получил 30% налоговый вычет (investment tax credit, ITC) на основании федерального законодательства США. Без учёта этой льготы «чистая» стоимость (CAPEX) СНЭ в данном случае составила бы $310 / кВт*ч.
Это довольно низкое значение, как отмечают авторы, «агрессивная, но реалистичная котировка». Такая стоимость вполне вписывается в интервал капитальных затрат СНЭ, публикуемый Lazard. К тому же надо учитывать, что объект будет введён в эксплуатацию только в 2023 году.
Таким образом, «секрет» низких цен в гибридных проектах (солнечная электростанция плюс система хранения энергии) раскрыт. В нынешних условиях разработчики обладают возможностью предлагать такие цены при определенных пропорциях емкости хранения энергии и общей выработки объекта. При этом СНЭ могут обеспечивать выдачу заявленной мощности в течение нескольких часов, что во многих случаях достаточно как для выполнения функций пиковой генерации, так и для решения задач интеграции переменных ВИЭ.
Ранее ЭлектроВести писали, что американский стартап Form Energy, возглавляемый Матео Харамильо, «ветераном» сектора хранения энергии, работавшим в Tesla, намерен до конца 2023 года построить систему накопления энергии в Миннесоте с уникальными характеристиками 1 МВт / 150 МВт*ч.
Читайте самые интересные истории ЭлектроВестей в Telegram и Viber
