Стоимость электроэнергии по источникам

Стоимость электроэнергии см. в разделе Цены на электроэнергию .

Различные методы производства электроэнергии могут повлечь за собой множество различных затрат, которые можно разделить на три общие категории: 1) оптовые затраты или все затраты, оплачиваемые коммунальными предприятиями, связанные с приобретением и распределением электроэнергии потребителям, 2) розничные затраты, оплачиваемые потребителями, и 3) внешние издержки, или внешние эффекты , налагаемые на общество.

Оптовые затраты включают первоначальный капитал , эксплуатацию и техническое обслуживание (ЭиТО), передачу и затраты на вывод из эксплуатации. В зависимости от местной нормативной базы некоторые или все оптовые затраты могут перекладываться на потребителей. Это затраты на единицу энергии, обычно выражаемые в долларах/мегаватт-час (оптовая торговля). Расчеты также помогают правительствам в принятии решений относительно энергетической политики .

В среднем приведенная стоимость электроэнергии от солнечной энергии и береговой энергии ветра меньше, чем от угольных и газовых электростанций . но это сильно варьируется в зависимости от местоположения.

Показатели затрат

Затраты

Нормализованная стоимость: по мере все более широкого внедрения возобновляемых источников энергии затраты снизились, особенно на энергию, вырабатываемую солнечными панелями.
Приведенная стоимость энергии (LCOE) — это мера средней чистой текущей стоимости производства электроэнергии для электростанции в течение ее срока службы.

Прошлые затраты на производство возобновляемой энергии значительно снизились, при этом 62% общего объема производства возобновляемой энергии, добавленного в 2020 году, имеют более низкие затраты, чем самый дешевый новый вариант ископаемого топлива.

« Кривые обучения »: тенденция затрат и развертывания с течением времени, при этом более крутые линии показывают большее снижение затрат по мере продвижения развертывания. По мере более широкого внедрения возобновляемые источники энергии выигрывают от необходимости обучения и экономии за счет масштаба .

Нормированная стоимость электроэнергии

Основная статья: Нормированная стоимость электроэнергии

Нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) — это показатель, который пытается последовательно сравнить затраты на различные методы производства электроэнергии. Хотя LCOE часто представляется как минимальная постоянная цена, по которой электроэнергия должна продаваться для обеспечения безубыточности в течение всего срока реализации проекта, такой анализ затрат требует предположений о стоимости различных нефинансовых затрат (воздействие на окружающую среду, доступность на местном уровне и т. д.). , и поэтому является спорным. Грубо рассчитанный, LCOE представляет собой чистую приведенную стоимость всех затрат в течение срока службы актива, деленную на соответствующим образом дисконтированную общую сумму энергии, произведенной активом за этот срок службы.

Нормированная стоимость хранения

Нормированная стоимость хранения (LCOS) аналогична LCOE, но применяется к технологиям хранения энергии, таким как батареи. Однако независимо от технологии хранение — это всего лишь вторичный источник электроэнергии, зависящий от первичного источника генерации. Таким образом, настоящий учет затрат требует, чтобы затраты как первичных, так и вторичных источников были включены, когда стоимость хранения сравнивается со стоимостью производства электроэнергии в реальном времени для удовлетворения спроса.

Фактором стоимости, уникальным для хранения, являются потери, возникающие из-за неэффективности хранения электроэнергии, а также увеличение выбросов CO ₂ , если какой-либо компонент первичного источника менее чем на 100% не содержит углерода. В США комплексное исследование 2015 года показало, что чистые системные выбросы CO ₂ в результате эксплуатации хранилища нетривиальны по сравнению с выбросами от производства электроэнергии [в режиме реального времени для удовлетворения спроса] и варьируются от 104 до 407 кг/МВтч поставленной энергии в зависимости от от местоположения, режима работы хранилища и предположений относительно интенсивности выбросов углекислого газа.

Нормированные затраты на электроэнергию, которых можно избежать

Показатель приведенной стоимости предотвращенной энергии (LACE) устраняет некоторые недостатки LCOE, учитывая экономическую ценность, которую источник обеспечивает энергосистеме. Экономическая ценность учитывает возможность диспетчеризации ресурса, а также существующую структуру энергетики в регионе.

США В 2014 году Управление энергетической информации рекомендовало чтобы приведенные затраты на недиспетчерируемые источники энергии, такие как ветер или солнечная энергия, сравнивались с «уровневой предотвращенной стоимостью энергии» (LACE), а не с LCOE таких диспетчерируемых источников, как ископаемое топливо или геотермальная энергия. LACE — это затраты, которых удалось избежать из других источников, разделенные на годовой объем производства неперераспределяемого источника. EIA предположило, что нестабильные источники энергии не могут избежать капитальных затрат и затрат на техническое обслуживание резервных управляемых источников. Отношение LACE к LCOE называется соотношением стоимости и стоимости. Когда LACE (стоимость) больше, чем LCOE (стоимость), тогда соотношение стоимости и затрат больше 1, и проект считается экономически целесообразным.

Приведенная стоимость электроэнергии с поправкой на стоимость

Приведенная стоимость электроэнергии с поправкой на стоимость (VALCOE) — это показатель, разработанный Международным энергетическим агентством , который включает в себя как стоимость электроэнергии, так и ценность для электроэнергетической системы. Например, одно и то же количество электроэнергии более ценно в период пикового спроса. Однако VALCOE не принимает во внимание будущие изменения в электроэнергетической системе, например, добавление гораздо большего количества солнечной энергии может снизить дневную стоимость, но сегодняшняя VALCOE не учитывает это.

Скорость захвата

Коэффициент захвата представляет собой средневзвешенную по объему рыночную цену (или цену захвата), которую получает источник, разделенную на средневзвешенную по времени цену на электроэнергию за определенный период. Например, гидроэлектростанция с плотиной может генерировать энергию только при высоких ценах и поэтому иметь коэффициент улавливания 200%, тогда как источник, который не подлежит диспетчеризации, например ветряная электростанция без батарей, обычно будет иметь коэффициент улавливания ниже 100%. Обычно, чем больше возобновляемых источников энергии одного типа построено в ценовой зоне (например, в Великобритании), тем ниже будет уровень захвата для этого типа, например, если множество ветряных электростанций одновременно производят много энергии, цена при этом время упадет. Сокращение может иметь место, если отсутствует подключение к сети во всей зоне ценообразования – например, от ветровой энергии в Шотландии до потребителей в Англии – что приводит к тому, что уровень охвата не отражает истинную стоимость.

Факторы стоимости

При расчете затрат необходимо учитывать несколько внутренних факторов стоимости. Обратите внимание на использование «затрат», которые не являются фактической ценой продажи, поскольку на нее могут влиять различные факторы, такие как субсидии и налоги:

• Капитальные затраты , как правило, низкие для газовых и нефтяных электростанций ; умеренный для береговых ветряных турбин и солнечных фотоэлектрических систем (фотоэлектрических систем); выше для угольных электростанций и еще выше для энергии из отходов , волн и приливов , солнечной энергии , морской энергии ветра и ядерной энергии .
• Затраты на топливо – высокие для источников ископаемого топлива и биомассы, низкие для атомной энергии и нулевые для многих возобновляемых источников энергии. Затраты на топливо могут меняться несколько непредсказуемо в течение срока службы генерирующего оборудования из-за политических и других факторов.

Чтобы оценить общую стоимость производства электроэнергии, потоки затрат преобразуются в чистую приведенную стоимость с использованием временной стоимости денег . Все эти затраты объединяются с помощью дисконтированного денежного потока .

Капитальные затраты

Для генерирующих мощностей капитальные затраты часто выражаются как суточная стоимость за киловатт. Ориентировочные затраты составляют:

Стоимость за кВт

Тип	НАС ЗДЕСЬ	США НРЕЛ	$/МВтч	CF
Угольная энергетика	$4,074	$3,075–5,542
Уголь с улавливанием углерода 90 %	$6,495–6,625
Природный газ		$922–2,630
Комбинированный цикл	$1,062–1,201
Комбинированный цикл с улавливанием углерода 90 %	$2,736–2,845
Двигатель внутреннего сгорания	$2,018
Турбина авиационная	$1,294
Турбина промышленная	$785
Ядерный	$6,695–7,547	$7,442–7,989	$81–82	94%
Энергия ветра	$1,718	$1,462	$27–75	18–48%
Ветер, морской	$4,833–6,041	$3,285–5,908	$67–146	29–52%
Распределенная генерация ( ветер )	$1,731–2,079	$2,275–5,803	$32–219	11–52%
Солнечная тепловая / концентрированная	$7,895	$6,505	$76–97	49–63%
Солнечные фотоэлектрические	$1,327	$1,333–2,743	$31–146	12–30%
Солнечная фотоэлектрическая система с накопителем	$1,748	$2,044	$53–81	20–31%
Хранение батареи	$1,316	$988–4,774		8–42%
Топливные элементы	$6,639–7,224
Гидроаккумулирующая гидроэлектростанция		$1,999–5,505
Гидроэнергетика , традиционная	$3,083	$2,574–16,283	$60–366	31–66%
Биомасса	$4,524	$4,416	$144	64%
Геотермальная энергия	$3,076	$6,753–46,223	$55–396	80–90%

Реальные затраты на жизнь могут значительно отличаться от этих оценок. Блок 3 Олкилуото , достигший первой критичности в конце 2021 года, стоил строительному консорциуму за ночь (коммунальное предприятие заплатило фиксированную цену, согласованную при подписании сделки, всего в 3,2 миллиарда евро) в размере 8,5 миллиарда евро , а чистую электрическую мощность - 1,6 миллиарда евро. ГВт или 5310 евро за кВт мощности. Между тем, атомной электростанции Дарлингтон стоимость в Канаде составила 5,117 миллиардов канадских долларов при чистой электрической мощности 3512 МВт или 1457 канадских долларов за кВт мощности. Часто упоминаемая цифра в 14,319 млрд канадских долларов , что составляет 4077 канадских долларов за кВт мощности, включает проценты (в данном случае это особенно высокая стоимость, поскольку коммунальному предприятию пришлось брать кредиты по рыночным ставкам и брать на себя расходы, связанные с задержками в строительстве). и, таким образом, не является «затратами овернайт». Кроме того, существует проблема сопоставимости различных источников энергии, поскольку коэффициент мощности может составлять всего 10–20 % для некоторых ветровых и солнечных установок, достигая диапазона 50 % для прибрежных ветровых установок и, наконец, превышая 90 % для наиболее надежных систем. атомные электростанции. Средний коэффициент мощности всех коммерческих атомных электростанций в мире в 2020 году составил 80,3% (83,1% в предыдущем году), но сюда входят устаревшие атомные электростанции второго поколения и такие страны, как Франция своих АЭС , которые запускают нагрузку , что снижает мощность. фактор. Пиковые электростанции имеют особенно низкие коэффициенты мощности, но компенсируют это за счет продажи электроэнергии по максимально возможной цене, когда в противном случае предложение не удовлетворяет спрос.

Первая морская ветряная электростанция в Германии Alpha Ventus с паспортной мощностью 60 МВт обошлась в 250 миллионов евро (после первоначальной оценки в 190 миллионов евро ). В 2012 году он произвел 268 ГВтч электроэнергии, достигнув коэффициента мощности чуть более 50%. Если стоимость ночи рассчитана для паспортной мощности, она составит 4167 евро за кВт, тогда как если принять во внимание коэффициент мощности, цифру необходимо увеличить примерно вдвое.

Геотермальная энергия уникальна среди возобновляемых источников энергии тем, что она обычно оказывает низкое воздействие на поверхность земли и способна вырабатывать электроэнергию при базовой нагрузке, а также комбинированно производить тепло и электроэнергию . Однако в зависимости от станции и условий под землей естественные радиоактивные материалы, такие как радон . в воздух могут выделяться Это частично компенсирует относительно высокие затраты на мощность, которые составили 200 миллионов долларов США для первой фазы 45 МВт геотермальной электростанции Чейстарейкир и в общей сложности 330 миллионов долларов США для 90 МВт, объединенных в две первые фазы. Это дает стоимость одного кВт мощности в размере 4444 долларов США , если рассматривать только первую фазу, и 3667 долларов США , если смета затрат для обеих фаз вместе верна. Источник также называет эту электростанцию ​​уникально экономически эффективной для геотермальной энергии, а уникальная геология Исландии делает страну одним из крупнейших производителей геотермальной энергии в мире и, безусловно, крупнейшим производителем геотермальной энергии на душу населения или по отношению ко всей потребляемой энергии.

Блок 5 электростанции Иршинг на юге Германии использует природный газ в качестве топлива в комбинированном цикле, преобразуя 1750 мегаватт тепловой энергии в 847 МВт полезной электроэнергии. обошлось в 450 миллионов евро . Строительство Это составляет около 531 евро за кВт мощности. Однако из-за неэкономичной перспективы эксплуатации ее в качестве пиковой электростанции владельцы вскоре после открытия станции в 2010 году захотели ее закрыть.

LCOE плавучей ветровой энергии увеличивается по мере удаления от берега.

– Фотоэлектрический парк Либерозе один из крупнейших в Германии – на момент открытия имел паспортную мощность 52,79 мегаватт, а обошлось примерно в 160 миллионов евро. его строительство или 3031 евро за кВт. При годовой выработке около 52 ГВтч (что эквивалентно чуть более 5,9 МВт) коэффициент мощности составляет чуть более 11%. Цифра в 160 миллионов евро была снова упомянута, когда в 2010 году был продан солнечный парк.

Крупнейшая на сегодняшний день солнечная электростанция в мире (2022 г.) в Раджастане , Индия, – Bhadla Solar Park – имеет общую номинальную мощность 2255 МВт, а обошлось в общей сложности в 98,5 миллиардов индийских рупий . ее строительство Это составляет примерно 43681 рупию за кВт.

Как видно из этих цифр, затраты сильно различаются даже для одного и того же источника электроэнергии в зависимости от места или времени, а также от того, включены ли проценты в общую стоимость. Кроме того, коэффициенты мощности и прерывистость некоторых источников энергии еще больше усложняют расчеты. Еще один вопрос, который часто упускается из виду в дискуссиях, — это срок службы различных электростанций: некоторые из старейших гидроэлектростанций существуют уже более века, а атомные электростанции, непрерывно работающие пять-шесть десятилетий, не являются редкостью. Однако многие ветряные турбины первого поколения уже снесены, поскольку они больше не могут конкурировать с более современными ветряными турбинами и/или больше не вписываются в действующую нормативную среду. Некоторым из них не было и двадцати пяти лет. Солнечные панели подвержены определенному старению, что ограничивает их срок службы, но реальных данных об ожидаемом сроке службы последних моделей пока нет.

Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание (ЭиТО)

Затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание включают предельные затраты на топливо, техническое обслуживание, эксплуатацию, хранение отходов и вывод из эксплуатации объекта по производству электроэнергии. Затраты на топливо, как правило, самые высокие для генерации, работающей на нефти, за ней по порядку следуют уголь, газ, биомасса и уран. Из-за высокой энергетической плотности урана (или МОХ-топлива на заводах, использующих эту альтернативу урану) и сравнительно низкой цены на мировом рынке урана (особенно если измерять его в денежных единицах за единицу энергосодержания), затраты на топливо лишь составляют увеличить часть эксплуатационных расходов атомных электростанций. В целом баланс между капитальными и эксплуатационными расходами смещается в пользу снижения эксплуатационных расходов на возобновляемые источники энергии и атомную энергию и в другую сторону на ископаемое топливо.

Поскольку суверенный долг в странах с высоким доходом обычно приходится иметь под более низкие процентные ставки, чем частные кредиты, ядерная и возобновляемая энергия становятся значительно дешевле – в том числе по сравнению с ископаемыми альтернативами – чем больше задействованы государственные инвестиции или государственные гарантии. На Глобальном Юге , где процентные ставки, как правило, выше, более короткий период строительства небольших проектов (особенно ветровых и солнечных) частично компенсирует их возросшие капитальные затраты. С точки зрения импортозамещения , солнечная энергия может быть особенно привлекательной для замены бункерного топлива или дизельных генераторов для электрификации сельской местности , поскольку она не требует импорта углеводородов и позволяет вместо этого экспортировать углеводородные ресурсы (там, где они имеются).

Краткосрочные колебания цен на топливо могут оказать существенное влияние на стоимость производства энергии на электростанциях, работающих на природном газе и жидком топливе, и в меньшей степени на угольных электростанциях. Поскольку возобновляемые источники энергии не нуждаются в топливе, их стоимость не зависит от мировых рынков топлива после их создания. Угольные электростанции часто снабжаются углем, доступным на местном уровне или, по крайней мере, внутри страны – это особенно верно для бурого угля которого , низкосортность и высокое содержание влаги делают его транспортировку на большие расстояния неэкономичной – и, таким образом, они менее подвержены влиянию мировых рынков. Если существует налог на выбросы углерода или другие формы на выбросы CO ₂ ценообразования , это может оказать существенное влияние на экономическую жизнеспособность электростанций, работающих на ископаемом топливе. Из-за простоты накопления урана и редкости дозаправок (большинство водо-водяных реакторов будут менять примерно от четверти до трети загрузки топлива каждые полтора-два года. ), краткосрочные колебания мировых цен на уран — это риск, который берут на себя поставщики топлива, а не операторы электростанций. Однако долгосрочные тенденции цен на уран могут оказать влияние на конечную цену ядерной энергии от нескольких десятых до одного-двух центов за киловатт-час.

Самым большим фактором в эксплуатационных расходах как атомной, так и возобновляемой энергетики является местная заработная плата – в большинстве случаев ее необходимо выплачивать независимо от того, работает ли станция на полную мощность или выдает лишь часть своей номинальной мощности, и, таким образом, эти станции обычно работать на настолько большую часть своей мощности, насколько позволяют рынок ( отрицательные цены ) и погода (недопущение перегрева рек с охлаждающей водой , наличие солнца или ветра...). Однако во Франции атомные электростанции, которые обеспечивают около 70% спроса на электроэнергию, работают под нагрузкой для стабилизации сети. Поскольку большая часть отопления домов во Франции осуществляется с помощью электрических средств ( тепловые насосы и резистивное отопление ), во Франции существует заметная сезонность производства атомной энергии: плановые отключения обычно планируются на летний период с низким спросом, который также совпадает со школьными каникулами. во Франции. возрастом около двух десятилетий и старше В Германии ветряные турбины были остановлены после того, как они больше не получали субсидии на возобновляемые источники энергии из-за заявленной рыночной цены на электроэнергию в размере около 0,03 евро за кВтч, которая не покрывала предельные затраты или покрывала их только до тех пор, пока не проводилось капитальное техническое обслуживание. нужный. Напротив, после полной амортизации немецкие (тогда оставшиеся) атомные электростанции описывались в сообщениях СМИ на протяжении 2010-х и начала 2020-х годов как высокорентабельные для своих операторов даже без прямых государственных субсидий.

Затраты на соответствие рынку

Многие ученые, такие как Пол Джоскоу , описали пределы показателя «приведенной стоимости электроэнергии» для сравнения новых источников генерации. В частности, LCOE игнорирует временные эффекты, связанные с соответствием производства спросу. Это происходит на двух уровнях:

• Диспетчеризация — способность генерирующей системы подключаться к сети, отключаться от сети, увеличиваться или уменьшаться быстро по мере изменения спроса.
• Степень, в которой профиль доступности соответствует профилю рыночного спроса или противоречит ему.

Скорость изменения мощности (насколько быстро можно увеличивать или уменьшать мощность) может быть выше для более современных атомных электростанций, и экономика атомных электростанций различается. Тем не менее, капиталоемкие технологии, такие как ветровая, солнечная и ядерная энергия, экономически невыгодны, если они не производят энергию при максимальной доступности, поскольку LCOE почти полностью представляет собой капитальные вложения с невозвратными затратами. Сети с очень большим количеством источников прерывистой энергии, таких как ветер и солнечная энергия, могут повлечь за собой дополнительные расходы, связанные с необходимостью иметь в наличии хранилище или резервную генерацию. В то же время непостоянные источники могут быть еще более конкурентоспособными, если их можно будет производить, когда спрос и цены самые высокие, например, солнечная энергия во время летних пиков в полдень, наблюдаемых в жарких странах, где кондиционирование воздуха является основным потребителем.

Еще одним ограничением показателя LCOE является влияние энергоэффективности и энергосбережения (EEC). В 2010-х годах ЕЭС вызвало спрос на электроэнергию во многих странах, таких как США, оставаться на прежнем уровне или снижаться. Для солнечных систем, установленных в точке конечного использования, может оказаться более экономичным сначала инвестировать в EEC, затем в солнечную энергию, или в то и другое одновременно. В результате требуется меньшая солнечная система, чем то, что потребовалось бы без мер ЕЭС. Однако проектирование солнечной системы на основе LCOE приведет к увеличению LCOE меньшей системы, поскольку выработка энергии падает быстрее, чем стоимость системы. Следует учитывать всю стоимость жизненного цикла системы, а не только LCOE источника энергии. LCOE не так важен для конечных пользователей, как другие финансовые соображения, такие как доход, денежный поток, ипотека, аренда, аренда и счета за электроэнергию. Сравнение инвестиций в солнечную энергию с ними может облегчить конечным пользователям принятие решения или использование расчетов затрат и выгод «и / или стоимости мощности актива или вклада в пик на уровне системы или схемы».

Внешние затраты на источники энергии

См. Также: Влияние энергетики на окружающую среду и Экономика атомных электростанций.

Обычно ценообразование на электроэнергию из различных источников энергии может не включать все внешние затраты , то есть затраты, которые косвенно несет общество в целом в результате использования этого источника энергии. К ним могут относиться вспомогательные затраты, воздействие на окружающую среду, хранение энергии, затраты на переработку или последствия несчастных случаев, не подлежащих страхованию.

Срок службы солнечной панели обычно составляет 25, а иногда и 30 лет. Согласно исследованию Harvard Business Review за 2021 год , затраты на переработку солнечных панелей достигнут 20–30 долларов за панель в 2035 году, что увеличит LCOE в четыре раза для фотоэлектрической солнечной энергии, но только в том случае, если панели будут заменены через 15 лет, а не через ожидаемые 30 лет. Если панели заменяются раньше, это представляет собой серьезную политическую проблему, поскольку, если переработка станет юридической обязанностью производителей (как это уже происходит в ЕС ), это резко снизит размер прибыли на этом и без того конкурентном рынке. Исследование МЭА 2021 года по ремонту старых панелей с целью их повторного использования, а не переработки, пришло к выводу, что финансовая жизнеспособность зависит от конкретных факторов страны, таких как сетевые тарифы, но повторное использование вероятно только для коммунальных солнечных батарей, поскольку владельцы крыш захотят максимально эффективно использовать пространство. с более эффективными новыми панелями.

Финансируемое ЕС исследование, известное как ExternE, или «Внешние эффекты энергии», проведенное в период с 1995 по 2005 год, показало, что стоимость производства электроэнергии из угля или нефти удвоится по сравнению с ее текущей стоимостью, а стоимость производства электроэнергии из газа увеличится. на 30%, если были приняты во внимание внешние затраты, такие как ущерб окружающей среде и здоровью человека от твердых частиц , оксидов азота , хрома VI речной воды , щелочности , отравления ртутью и выбросов мышьяка , производимых этими источниками. В исследовании было подсчитано, что эти внешние затраты на переработку ископаемого топлива составляют до 1–2% от всего валового внутреннего продукта (ВВП) ЕС , и это было еще до того, как были включены внешние издержки глобального потепления из этих источников. Уголь имеет самые высокие внешние издержки в ЕС, и глобальное потепление составляет большую часть этих затрат. Устойчивая энергетика позволяет избежать или значительно снизить будущие издержки для общества, такие как респираторные заболевания . В 2022 году ЕС создал зеленую таксономию , чтобы указать, какие инвестиции в энергетику сокращают такие внешние издержки.

Средством покрытия части внешних издержек производства ископаемого топлива является установление цен на выбросы углерода — метод, наиболее предпочитаемый экономистами для сокращения выбросов, вызывающих глобальное потепление. Взимание платы за выбросы углекислого газа взимается с тех, кто выбрасывает углекислый газ. Этот сбор, называемый «ценой углерода», представляет собой сумму, которую необходимо заплатить за право выбросить одну тонну углекислого газа в атмосферу. Установление цен на выбросы углерода обычно принимает форму налога на выбросы углерода или требования о приобретении разрешений на выбросы (также называемых «квотами»).

В зависимости от предположений о возможных авариях и их вероятности внешние затраты на атомную энергетику существенно различаются и могут достигать от 0,2 до 200 центов/кВтч. Кроме того, ядерная энергетика работает в рамках системы страхования, которая ограничивает или структурирует ответственность за аварию в соответствии с Парижской конвенцией об ответственности перед третьими лицами , Брюссельской дополнительной конвенцией и Венской конвенцией о гражданской ответственности за ядерный ущерб. а в США – Закон Прайса-Андерсона . Часто утверждают, что этот потенциальный дефицит ответственности представляет собой внешние издержки, не включенные в стоимость ядерной электроэнергии; но, согласно исследованию 2008 года, стоимость невелика и составляет около 0,1% от приведенной стоимости электроэнергии.

Эти сверхстраховые затраты для наихудших сценариев характерны не только для атомной энергетики, поскольку гидроэлектростанции также не полностью застрахованы от катастрофических событий, таких как прорыв крупной плотины . Поскольку частные страховщики основывают страховые премии по страхованию плотин на ограниченных сценариях, страхование от крупных стихийных бедствий в этом секторе также обеспечивается государством.

Поскольку воздействие внешних эффектов разбросано, внешние издержки не могут быть измерены напрямую, а должны быть оценены.

Международная торговля

В разных странах генерирующие компании по-разному взимают плату за создаваемые ими негативные внешние эффекты (например, загрязнение). Во избежание недобросовестной конкуренции со стороны импорта грязной электроэнергии может применяться тариф. Например, Великобритания и ЕС могут включить электроэнергию в свои механизмы регулирования границ выбросов углерода . Альтернативно системы торговли выбросами (СТВ) стран-импортеров и стран-экспортеров могут быть связаны между собой. или генераторы в одной стране могут подпадать под действие ETS другой страны (например, генераторы Северной Ирландии входят в ETS ЕС ).

Дополнительные факторы стоимости

Расчеты часто не включают более широкие системные затраты, связанные с каждым типом электростанции, такие как подключение к сетям передачи электроэнергии на большие расстояния или затраты на балансировку и резервирование. Расчеты не обязательно включают внешние факторы, такие как ущерб здоровью от угольных электростанций, а также влияние выбросов парниковых газов на изменение климата , океана закисление и эвтрофикацию , сдвиги океанских течений . Затраты на вывод из эксплуатации электростанций обычно не включаются (исключением являются атомные электростанции в США, поскольку стоимость вывода из эксплуатации включена в цену электроэнергии в соответствии с Законом о политике в отношении ядерных отходов ), поэтому не учитывается полная стоимость . Эти типы элементов могут быть добавлены явно по мере необходимости в зависимости от цели расчета.

Другие нефинансовые факторы могут включать:

• Сравнение выбросов парниковых газов в течение жизненного цикла показывает, например, что уголь производит радикально больше выбросов парниковых газов, чем любая альтернатива.
• Плотность поверхностной мощности измеряет мощность на единицу площади поверхности с использованием данной технологии и может варьироваться на несколько порядков между источниками с высокой и низкой плотностью. Плотность приземной мощности является существенным ограничивающим фактором в странах с высокой плотностью населения .
• Воздействие на дикую природу включает, по оценкам, 888 000 летучих мышей, ежегодно погибающих в результате столкновения с ветряными турбинами США. По оценкам, миллионы птиц ежегодно погибают или погибают от ударов током в результате столкновений с высоковольтными линиями электропередачи и опорами. и еще миллионы – от электростанций, работающих на ископаемом топливе.
• Другие экологические проблемы, связанные с производством электроэнергии, включают кислотные дожди , закисление океана и влияние добычи угля на водоразделы.
• Различные проблемы со здоровьем человека, связанные с выработкой электроэнергии, включая астму и смог , в настоящее время доминируют в решениях в развитых странах, которые влекут за собой государственные расходы на здравоохранение. По оценкам исследования 2021 года, ущерб здоровью от угольной энергетики составит сотни миллиардов долларов до конца десятилетия.

Глобальные исследования

Нормированная стоимость энергии на основе различных исследований. Источник: IRENA 2020 по возобновляемым источникам энергии, Lazard по ценам на электроэнергию, получаемую из атомной энергии и угля, МАГАТЭ по ядерным мощностям и Global Energy Monitor по угольным мощностям.

Глобальная приведенная стоимость генерации (долларов США за МВтч)

	МГЭИК 2014 5% (со скидкой )	ИРЕНА 2020	Лазард 2023	NEAЧТО 7% (со скидкой )	БНЕФ 2021
PV (служебный, фиксированная ось)	110	68	24–96	56	39
PV (утилита, отслеживание)	-	-	-	-	47
Фотоэлектрический (жилой)	150	164	117–282	126	-
Солнечная (тепловая)	150	182	-	121	-
Ветер, береговой	59	53	24–75	50	41
Ветер, морской	120	115	72–140	88	79
Ядерная новая (существующая)	65	-	141–221* (31)	69 (32)	-
Гидро	22	47	-	68	-
Геотермальный	60	73	61-102	99	-
Уголь (КК)	61	-	68–166	88 (110)	-
Газ CC (Пик)	71	-	115–221	71	-

*Оценки LCOE для атомной энергетики от Lazard «основаны на тогдашних оценках затрат завода Фогтл и ориентированы на США».

Банк Америки (2023 г.)

В 2023 году Bank of America провел исследование LCOE, в котором предположил, что существующие оценки LCOE для возобновляемых источников энергии не учитывают ископаемое топливо или резервные батареи, и поэтому приведенная полная стоимость электроэнергии системы (LFSCOE) была бы более разумным показателем для сравнения источников в 2023 году. условия обеспечения потребителей электроэнергией в режиме 24/7.

	LCOE $/МВтч	ЛФСКОЕ (Техас, США) $/МВтч	ЛФСКОЕ (Германия, ЕС) $/МВтч
Ядерный	82	122	106
Ветер	40	291	504
Солнечная	36	413	1548
Биомасса	95	117	104
Уголь	76	90	78
Газ	38	40	35

БНЭФ (2021)

В марте 2021 года агентство Bloomberg New Energy Finance обнаружило, что «возобновляемые источники энергии являются самым дешевым вариантом энергии для 71% мирового ВВП и 85% мирового производства электроэнергии. Теперь дешевле построить новую солнечную или ветряную электростанцию ​​для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию или заменить ее». выходящий из эксплуатации генератор, чем строительство новой электростанции, работающей на ископаемом топливе... С точки зрения затрат ветер и солнечная энергия являются лучшим экономическим выбором на рынках, где существуют надежные генерирующие ресурсы и спрос растет». Они также сообщили, что «приведенная стоимость энергии от систем хранения литий-ионных батарей конкурентоспособна со многими генераторами пикового спроса». Однако BNEF не раскрывает подробную методологию и предположения для расчета LCOE, за исключением заявления, что она «получена на основе избранных общедоступных источников». Затраты на газовые пикеры значительны и включают как стоимость топлива, так и внешние затраты на его сжигание. Затраты на его сжигание включают выбросы парниковых газов: оксида и диоксида углерода, а также оксидов азота ( NO _x ), которые повреждают дыхательную систему человека и способствуют образованию кислотных дождей.

МЭА и АЯЭ ОЭСР (2020 г.)

В декабре 2020 года МЭА и ОЭСР АЯЭ опубликовали совместное исследование прогнозируемых затрат на производство электроэнергии , в котором рассматривается очень широкий спектр технологий производства электроэнергии на базе 243 электростанций в 24 странах. Основной вывод заключался в том, что «низкоуглеродная генерация в целом становится все более конкурентоспособной по затратам» и «новая ядерная энергетика останется управляемой низкоуглеродной технологией с самыми низкими ожидаемыми затратами в 2025 году». В отчете рассчитана LCOE с предполагаемой ставкой дисконтирования 7% и с поправкой на системные затраты на производство электроэнергии. Отчет также содержит утилиту моделирования, которая производит оценки LCOE на основе выбранных пользователем параметров, таких как ставка дисконтирования, цена на углерод, цена на тепло, цена на уголь и цена на газ. Основные выводы отчета:

• LCOE конкретных источников энергии значительно различается в разных странах из-за их географической, политической и нормативной ситуации;
• низкоуглеродные источники энергии не могут рассматриваться отдельно, поскольку они работают в «сложном взаимодействии» друг с другом, обеспечивая постоянное надежное снабжение; Анализ IEA отражает эти взаимодействия в LCOE с поправкой на стоимость или VALCOE;
• стоимость возобновляемых источников энергии значительно снизилась и конкурентоспособна (в терминах LCOE) с диспетчерской генерацией ископаемого топлива;
• стоимость продления эксплуатации существующих атомных электростанций (LTO, долгосрочная эксплуатация) имеет самый низкий LCOE среди низкоуглеродных источников энергии;

Лазард (2020)

В октябре 2020 года финансовая фирма Lazard сравнила возобновляемые и традиционные источники энергии, в том числе сравнение существующей и новой генерации (см. таблицу). Исследование Lazard предполагает «60% долга под 8% процентной ставки и 40% собственного капитала при 12% стоимости» для расчета LCOE, но не раскрывает свою методологию или портфель проектов, использованных для расчета цен. В исследовании 2023 года Lazard объяснила, что их оценки LCOE для ядерной энергетики «основаны на тогдашних оценках затрат завода Фогтл и ориентированы на США».

МГЭИК (2014 г.)

Пятый оценочный отчет МГЭИК содержит расчеты LCOE. для широкого спектра источников энергии в следующих четырех сценариях:

• 10 % WACC , часы с высокой полной нагрузкой (FLH), отсутствие налога на выбросы углерода
• 5% WACC , высокий FLH, отсутствие налога на выбросы углерода — сценарий представлен в таблице выше.
• 10 % WACC , низкий уровень FLH, отсутствие налога на выбросы углерода
• 10% WACC , высокий FLH, налог на выбросы углерода 100 долларов США/тCO2-экв.

Региональные исследования

Австралия

БНЕФ оценил следующие затраты на производство электроэнергии в Австралии:

Австралия LCoE 2020

Источник	Солнечная	Ветер на берегу	Газ CC	Ветер плюс хранение	Солнечная энергия плюс хранилище	Хранение (4 часа)	Газовый пикер
Среднее значение в долларах США/МВтч	47	58	81	87	118	156	228

Европа

Из следующей таблицы видно, что стоимость возобновляемой энергии, особенно фотоэлектрической, падает очень быстро. Например, по состоянию на 2017 год стоимость производства электроэнергии с помощью фотоэлектрических систем упала почти на 75% за 7 лет.

Затраты на производство электроэнергии на новых электростанциях, евро/МВтч

Источник энергии	Публикация 2009 г.	Публикация 2011 г.	Исследование 2012 г.	Различные индивидуальные данные (по состоянию на 2012 г.)	Исследование 2013 г.	Исследование 2015 г.	Исследование 2018	Учеба 2021
Ядерный	50	60–100	–	70–90; 70–100; 105	–	36–84	–	–
Лигнит	46–65	45–100	–	–	38–53	29–84	45.9–79.8	103.8–153.4
Каменный уголь	49–68	45–100	–	–	63–80	40–116	62.7–98.6	110.3–200.4
Природный газ (ПГУ)	57–67	40–75	–	93	75–98	53–168	77.8–99.6	77.9–130.6
Гидро	–	–	–	–	–	22–108	–	–
Ветер, береговой	93	50–130	65–81	60.35–111; 118	45–107	29–114	39.9–82.3	39.4–82.9
Ветер, морской	–	120–180	112–183	142–150	119–194	67–169	74.9–137.9	72.3–121.3
Биогаз	–	–	–	126	135–215	–	101.4–147.4	72.2–172.6
Малые фотоэлектрические системы (Германия)	–	–	137–203	–	98–142	–	72.3–115.4	58.1–80.4
Крупномасштабные фотоэлектрические системы	32	–	107–167	100; 184	79–116	35–180	37.1–84.6	31.2–57

В Соединенном Королевстве «зеленый» тариф составляет 92,50 фунтов стерлингов/МВтч в ценах 2012 года (в настоящее время эквивалент 131 евро/МВтч). плюс компенсация инфляции была установлена ​​в 2013 году для новой атомной электростанции, которая будет построена в Хинкли-Пойнт-С, сроком на 35 лет. В то время это было ниже зеленого тарифа для крупных фотоэлектрических и морских ветряных электростанций и выше наземных ветряных электростанций.

В Германии тендеры, проводимые с 2017 года, привели к значительному снижению затрат. В одной заявке на морские ветряные электростанции по крайней мере один участник торгов полностью отказался от государственных субсидий и был готов финансировать проект только через рынок. Самая высокая цена субсидии, которая все еще была присуждена, составляла 6,00 центов за кВтч. В тендере на проекты береговых ветряных электростанций средняя оплата составила 5,71 цента/кВтч, а во втором раунде торгов – 4,29 цента/кВтч.

В 2019 году в Соединенном Королевстве были поданы заявки на строительство новых морских ветряных электростанций по цене всего 3,96 пенса за кВтч (4,47 карата).

В том же году в Португалии были сделаны предложения по фотоэлектрическим установкам, где цена самого дешевого проекта составляет 1,476 цента/кВтч.

Британия

По состоянию на 2022 год , газ является крупнейшим источником электроэнергии на 40%: его стоимость варьируется, и из-за высокого содержания углерода он вызывает изменение климата . Поэтому, чтобы сократить долю газа, правительство ежегодно выставляет на аукционы контракты на разницу для строительства низкоуглеродных генерирующих мощностей, в основном морских ветроэнергетических установок. До 2022 года эти производители всегда получали оплату от поставщиков электроэнергии, но в этом году они начали платить. Другими словами, возобновляемые источники энергии стали свободными от субсидий. частично из-за падения стоимости морской ветроэнергетики. Вместо газа еще темные недели могут поставлять норвежские ГЭС или ядерным путем. Поскольку многие из существующих в Британии ядерных реакторов скоро выйдут из эксплуатации, правительство надеется, что экономически эффективные небольшие модульные реакторы . можно будет разработать

Франция

Международное энергетическое агентство и EDF подсчитали следующие затраты. Для ядерной энергетики они включают затраты на новые инвестиции в безопасность для модернизации французской атомной электростанции после ядерной катастрофы на Фукусиме-дайити ; стоимость этих инвестиций оценивается в 4 евро/МВтч. Что касается солнечной энергии, то оценка в 293 евро/МВтч рассчитана на крупную электростанцию, способную производить 50–100 ГВтч/год и расположенную в благоприятном месте (например, в Южной Европе). Для небольшой бытовой электростанции, которая может производить около 3 МВтч/год, стоимость составляет от 400 до 700 евро/МВтч, в зависимости от местоположения. Солнечная энергия на сегодняшний день была самым дорогим возобновляемым источником электроэнергии среди изученных технологий, хотя повышение эффективности и более длительный срок службы фотоэлектрических панелей вместе со снижением производственных затрат сделали этот источник энергии более конкурентоспособным с 2011 года. мощность снизилась до менее 50 евро/МВтч.

LCOE во Франции, в евро/МВтч (2017 г.)

Технология	Стоимость в 2017 году
Гидроэнергетика
Ядерная (с расходами на страхование, покрываемыми государством)	50
Ядерный ЭПР	100
Газовые турбины без CO 2 улавливания
Береговой ветер	60
Солнечные фермы	43.24

Германия

Институт солнечных энергетических систем Фраунгофера публикует исследования, сравнивающие стоимость различных стилей производства энергии. Стоимость фотоэлектрических установок основана на средней стоимости между Северной и Южной Германией. В отчетах проводится различие между этими двумя явлениями и приводятся более подробные сведения.

Приведенная стоимость электроэнергии энергетических технологий (евро/МВтч)

	2012	2013	2018	2021
Фотоэлектрическая крыша (маленькая)	170	120	93.85	84.1
Фотоэлектрическая крыша (большая)	-	-	-	72.1
Фотоэлектрическое заземление (коммунальность)	137	97.5	52.4	44.1
Ветер, береговой	73	76	61.1	61.15
Ветер, морской	147.5	156.5	106.4	96.8
Биогаз	-	120	124.4	128.55
Твердая биомасса	-	-	-	112.75
Лигнит	-	45.5	62.85	128.6
Каменный уголь	-	71.5	80.65	155.35
ПГУ	-	86.5	88.7	104,25
Газовая турбина	-	-	164.85	202.1

LCOE для систем фотоэлектрических батарей означает общее количество энергии, производимой фотоэлектрической системой, за вычетом потерь при хранении. Потери при хранении рассчитываются на основе емкости аккумулятора, предполагаемого количества циклов и эффективности аккумулятора. Результаты включают разницу в стоимости фотоэлектрических систем, стоимости батарей (от 500 до 1200 евро/кВтч) и различную солнечную радиацию . Для более крупных фотоэлектрических систем на крыше с аккумуляторной батареей стоимость батареи составляет от 600 до 1000 евро/кВтч. Для наземных фотоэлектрических систем с аккумуляторными системами инвестиционные затраты на аккумуляторные батареи предполагались в размере от 500 до 700 евро/кВтч. Цены на меньшие системы частично ниже, поскольку это стандартизированные продукты, тогда как более крупные аккумуляторные системы, как правило, представляют собой индивидуальные проекты, которые требуют дополнительных затрат на разработку проектов, управление проектами и инфраструктуру. Диапазон инвестиционных затрат меньше для более крупных предприятий, поскольку существует большее конкурентное давление.

Приведенная стоимость электроэнергии фотоэлектрических станций с аккумуляторными батареями (евро/МВтч)

	2021
Фотоэлектрическая установка на крыше (маленькая, батарея 1:1)	140.5
Фотоэлектрическая установка на крыше (большая, батарея 2:1)	104.9
Заземление фотоэлектрических модулей (энергоснабжение, аккумулятор 3:2)	75.8

Средний Восток

Затраты на капитальные вложения, постоянные и переменные затраты, а также средний коэффициент мощности ветроэнергетических и фотоэлектрических электростанций в масштабах коммунальных предприятий за период с 2000 по 2018 год были получены с использованием общего переменного производства электроэнергии из возобновляемых источников в странах Ближнего Востока и 81 исследованного проекта.

Средний коэффициент мощности и LCOE ветровых и фотоэлектрических ресурсов на Ближнем Востоке

Год	Коэффициент мощности		LCOE ($/МВтч)
	Ветер	Фотоэлектрический	Ветер	Фотоэлектрический
2000	0.19	0.17	-	-
2001	-	0.17	-	-
2002	0.21	0.21	-	-
2003	-	0.17	-	-
2004	0.23	0.16	-	-
2005	0.23	0.19	-	-
2006	0.20	0.15	-	-
2007	0.17	0.21	-	-
2008	0.25	0.19	-	-
2009	0.18	0.16	-	-
2010	0.26	0.20	107.8	-
2011	0.31	0.17	76.2	-
2012	0.29	0.17	72.7	-
2013	0.28	0.20	72.5	212.7
2014	0.29	0.20	66.3	190.5
2015	0.29	0.19	55.4	147.2
2016	0.34	0.20	52.2	110.7
2017	0.34	0.21	51.5	94.2
2018	0.37	0.23	42.5	85.8
2019	-	0.23	-	50.1

Турция

По состоянию на март 2021 г. для проектов, которые начнут производить электроэнергию в Турции из возобновляемых источников энергии в Турции в июле, льготные тарифы в лирах за кВтч составляют: ветровая и солнечная энергия 0,32, гидроэнергия 0,4, геотермальная энергия 0,54, а также различные тарифы на разные виды биомассы: для всего этого существует также бонус в размере 0,08 за кВтч при использовании местных компонентов. Тарифы будут применяться в течение 10 лет, а местный бонус – в течение 5 лет. Ставки определяются президентом, и эта схема заменяет предыдущие льготные тарифы на возобновляемую энергию, выраженные в долларах США.

Япония

Исследование правительства Японии, проведенное в 2010 году (до катастрофы на Фукусиме), под названием «Белая книга по энергетике», пришли к выводу, что стоимость киловатт-часа составляет 49 йен для солнечной энергии, от 10 до 14 йен для ветровой энергии и 5 или 6 йен для ядерной энергетики.

Масаёши Сон , сторонник возобновляемых источников энергии , однако, отметил, что правительственные оценки ядерной энергетики не включают затраты на переработку топлива или ответственность за страхование от стихийных бедствий. Сон подсчитал, что если бы эти затраты были включены, стоимость ядерной энергетики была бы примерно такой же, как и энергия ветра.

Совсем недавно стоимость солнечной энергии в Японии снизилась до 13,1–21,3 иен/кВтч (в среднем 15,3 иен/кВтч или 0,142 доллара США/кВтч).

Стоимость солнечного фотоэлектрического модуля составляет большую часть общих инвестиционных затрат. Согласно недавнему анализу затрат на производство солнечной энергии в Японии в 2021 году, цены за единицу модулей резко упали. В 2018 году средняя цена была близка к 60 000 иен/кВт, но к 2021 году она оценивается в 30 000 иен/кВт, поэтому стоимость снижается почти вдвое.

Соединенные Штаты

Управление энергетической информации (2020)

С 2010 года Управление энергетической информации США (EIA) публикует Ежегодный энергетический прогноз (AEO) с ежегодными прогнозами LCOE для будущих объектов коммунального хозяйства, которые будут введены в эксплуатацию примерно через пять лет.

Следующие данные взяты из Ежегодного энергетического прогноза Управления энергетической информации (EIA), опубликованного в 2020 году (AEO2020). Они указаны в долларах за мегаватт-час (доллар США за МВтч в 2019 году). Эти цифры представляют собой оценки для электростанций, которые будут введены в эксплуатацию в 2025 году, без учета налоговых льгот, субсидий и других стимулов. Приведенный ниже LCOE рассчитан на основе 30-летнего периода восстановления с использованием реальной средневзвешенной стоимости капитала после уплаты налогов (WACC) в размере 6,1%. Для углеродоемких технологий к WACC добавляется 3 процентных пункта. (Это примерно эквивалентно сбору в размере 15 долларов США за метрическую тонну углекислого газа CO ₂ .) Ожидается, что федеральные налоговые льготы и различные государственные и местные программы стимулирования снизят некоторые из этих значений LCOE. Например, EIA ожидает, что федеральная программа инвестиционных налоговых льгот снизит средневзвешенную LCOE мощности солнечных фотоэлектрических станций, построенных в 2025 году, еще на 2,41 доллара до 30,39 доллара.

Источниками электроэнергии, у которых наблюдалось наибольшее снижение сметных затрат в период с 2010 по 2019 год, были солнечные фотоэлектрические системы (снижение на 88%), наземные ветряные электростанции (снижение на 71%) и усовершенствованный комбинированный цикл на природном газе (снижение на 49%).

По оценкам EIA в 2015 году, для коммунальных предприятий, которые будут введены в эксплуатацию в 2040 году, произойдет дальнейшее снижение постоянной стоимости концентрированной солнечной энергии (CSP) (на 18%), солнечной фотоэлектрической энергии (на 15%), морской энергии. ветроэнергетика (снижение на 11%) и передовая ядерная энергия (снижение на 7%). Ожидается, что к 2040 году стоимость береговой ветровой энергии немного вырастет (на 2%), а стоимость электроэнергии комбинированного цикла, работающей на природном газе, увеличится на 9–10% за этот период.

Историческое резюме прогнозов LCOE EIA (2010–2020 гг.)

Оценка в $/МВтч			Уголь монастырь	Нат. газовый комбинированный цикл		Ядерный передовой	Ветер		Солнечная
года	ссылка	за год		монастырь	передовой		береговой	оффшорный	PV	CSP
2010		2016	100.4	83.1	79.3	119.0	149.3	191.1	396.1	256.6
2011		2016	95.1	65.1	62.2	114.0	96.1	243.7	211.0	312.2
2012		2017	97.7	66.1	63.1	111.4	96.0	Н/Д	152.4	242.0
2013		2018	100.1	67.1	65.6	108.4	86.6	221.5	144.3	261.5
2014		2019	95.6	66.3	64.4	96.1	80.3	204.1	130.0	243.1
2015		2020	95.1	75.2	72.6	95.2	73.6	196.9	125.3	239.7
2016		2022	Примечание:	58.1	57.2	102.8	64.5	158.1	84.7	235.9
2017		2022	Примечание:	58.6	53.8	96.2	55.8	Примечание:	73.7	Примечание:
2018		2022	Примечание:	48.3	48.1	90.1	48.0	124.6	59.1	Примечание:
2019		2023	Примечание:	40.8	40.2	Примечание:	42.8	117.9	48.8	Примечание:
2020		2025	Примечание:	36.61	36.61	Примечание:	34.10	115.04	32.80	ЧТО
Номинальное изменение 2010–2020 гг.			Примечание:	−56%	−54%	Примечание:	−77%	-40%	−92%	Примечание:

Примечание . Прогнозируемая LCOE скорректирована с учетом инфляции и рассчитана в постоянных долларах за два года до года публикации оценки.
Оценки даны без каких-либо субсидий. Стоимость передачи для недиспетчерируемых источников в среднем намного выше.NB = «Не построено» (Дополнения мощностей не ожидается.)

См. также

• Цены на электроэнергию
• Выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла источников энергии
• Распределенная генерация
• Экономика атомных электростанций
• Реакция спроса
• Переменная возобновляемая энергия
• Нормированная стоимость воды
• Национальная служба сетевого резерва
• Атомная энергетика во Франции
• Список аварий ТЭЦ
• Расчет стоимости сети электропередачи Великобритании: оценка стоимости за кВтч передачи
• Список стран по производству возобновляемой электроэнергии
• Список штатов США по производству возобновляемой электроэнергии
• Воздействие производства электроэнергии на окружающую среду
• Паритет сети

Дальнейшее чтение

• Мачол, Бен; Ризк, Сара (февраль 2013 г.). «Экономическая ценность воздействия электричества на ископаемое топливо в США на здоровье». Интернационал окружающей среды . 52 : 75–80. дои : 10.1016/j.envint.2012.03.003 . ПМИД   23246069 .
• Анализ приведенной стоимости энергии Лазарда - версия 14.0, заархивировано 28 января 2021 г. в Wayback Machine (октябрь 2020 г.)