Содержание
«Нулевой спрос». Как энергосеть Южной Австралии первой в мире отказалась от ископаемого топлива / Хабр
Мир, свободный от ископаемого топлива начнется в Южной Австралии, где местная электросеть находится всего в одном шаге от возможности работать без ископаемого топлива в системе вообще. В конце ноября 2021 года гигаваттная сеть Южной Австралии стала первой в мире, которая достигла нулевого спроса, когда совокупная мощность от солнечных батарей на крышах и ветряных генераторов превысила все потребности в электричестве местных жителей.
Ветровые и солнечные установки достигли пикового «мгновенного производства» электроэнергии в 135% и за 48-часовой период удовлетворили 108% от местного спроса и все 100% за 93-часовой период. Избыток электроэнергии экспортировался в штат Виктория, а также сохранялся в батареях.
Южная Австралия (ЮА) превратилась в своеобразную лабораторию планетарного масштаба — гигантский эксперимент по использованию возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для питания энергосистемы штата.
Дует ветер, светит солнышко, и аккумуляторы заряжаются. Пока вы читаете это, Южная Австралия вырабатывает 2,3 ГВт электроэнергии — 872 МВт за счёт ветра, 1340 МВт за счёт солнечного света и только 85 МВт за счёт газа.
После месяца установки рекордов ветровой и солнечной генерации один за другим, Южная Австралия оказалась очень близка к тому, чтобы иметь возможность управлять энергосистемой без использования ископаемого топлива. Во многом это зависит от ожидаемых изменений в правилах использования синхронных генераторов. Появляются новые взгляды на электросеть по мере того, как новые технологии берут на себя необходимую инициативу.
Солнечный штат
Исторически большая часть электроэнергии Южной Австралии вырабатывалась угольными электростанциями. Электроэнергетический фонд национализировал основную частную электросеть, которая покрывала большую часть населённых пунктов штата в 1940-х годах. Первоначально электростанции сжигали уголь, импортируемый из восточных штатов Австралии.
Правительство решило, что штат должен стать более самодостаточным. В 1950-х годах штат основал угольную шахту Telford Cut около Leigh Creek и построил электростанцию Playford A около Порт-Огаста, специально предназначенную для сжигания южно-австралийского угля. В 1960-х к нему присоединилась электростанция Playford B. Последней и самой крупной угольной электростанцией, построенной в Южной Австралии, была Northern Power Station, построенная недалеко от станций Плейфорд в 1980-х годах. Кроме того, это была последняя угольная электростанция, закрытая в 2016 году.
Южная Австралия богата энергоресурсами и содержит значительные запасы ископаемых видов топлива, таких как природный газ, уголь и нефть. Штат также содержит большое количество урана, в том числе крупнейшее в мире месторождение Olympic Dam, которое составляет 30% всех мировых ресурсов. Южная Австралия известна наличием горячих источников, подходящих для производства геотермальной электроэнергии. Несмотря на это, десять лет назад правительство штата объявило о планах превратить Южную Австралию в центр зеленой энергии для восточного побережья Австралии и сделать лидером в стране по коммерциализации возобновляемых источников энергии.
Ветряная электростанция возле заповедника Хорнсдейл в Южной Австралии
В 2011 году в штате проживало 7,14% населения страны, на его долю приходилось 56% подключенной к сети ветровой энергии, 30% солнечной энергии и 90% геотермальных разработок. Государственная политика была одним из основных двигателей развития. Благодаря своей репутации штата с одними из самых ветреных и солнечных мест в материке, Южная Австралия считается благоприятным местом для инвестиций в экологически чистую энергию.
Энергия ветра является популярной альтернативой ископаемым видам топлива, таким как уголь, газ и нефть, с точки зрения большей устойчивости, экономической целесообразности и экологичности. По оценкам Австралийского оператора энергетического рынка (AEMO), в 2009–2010 годах 18% производства энергии в штате приходилось на энергию ветра. В июле 2014 года ветряные фермы Южной Австралии произвели достаточно энергии для удовлетворения 43% потребностей штата в электроэнергии по сравнению с предыдущим рекордом в 38 % в августе 2013 года.
Южная Австралия является крупнейшим производителем ветровой энергии в Австралии, по состоянию на апрель 2011 года на её долю приходилось 49% установленной мощности страны. По состоянию на декабрь 2010 года в Южной Австралии было тринадцать действующих ветряных электростанций с установленной мощностью 1 018 МВт. К августу 2014 года эта цифра увеличилась до 1 473 МВт.
Инициативы и потенциал
Правительство Австралии инвестировало 1 миллион австралийских долларов в 2011 году для изучения пропускной способности штата по передаче электроэнергии и потенциала расширения использования ВИЭ в Южной Австралии. В этом исследовании предполагалось, что увеличение пропускной способности позволит высвободить 6 миллиардов австралийских долларов инвестиций в возобновляемые источники энергии, которые позволят генерировать до 5000 МВт чистой и «зелёной» энергии. Совет по экономическому развитию рекомендовал штату использовать свои уникальные природные преимущества в производстве энергии ветра, Солнца, геотермальной и волновой энергии, позволяющая региону сохранять лидирующие позиции в развитии и использовании «зелёной» энергии и создавать значительную отрасль возобновляемых источников энергии.
Солнечная электростанция «Бунгала» недалеко от Порт-Огаста
Блэкаут 2016 года лишь подстегнул правительство в этом направлении. Во второй половине дня 28 сентября 2016 года два торнадо пронеслись через северную часть Южной Австралии, повредив критически важную инфраструктуру и отключив электричество во всем штате. 850 000 домов и предприятий погрузились во тьму, а некоторые объекты недвижимости оставались без электричества на несколько дней. Предварительная оценка последствий привела к выводу, что отключение электроэнергии стоило предприятиям более 360 миллионов долларов.
Обрушившаяся опора возле Мелроуза на севере ЮА в 2016 году
К 2017 году рост ВИЭ начал периодически удовлетворять спрос на электроэнергию в Южной Австралии. Однако многие объекты не обеспечивали технической прочности системы, чтобы сеть оставалась стабильной и надежной в условиях колебаний спроса и предложения. Это означало, что даже когда дул сильный ветер, оператор австралийского энергетического рынка (AEMO) требовал включать газовые генераторы для обеспечения инерции системы.
Такие интервенции со стороны AEMO составили 34 миллиона долларов в год. Были установлены батареи и синконы для повышения безопасности сети. В 2019 году ElectraNet объявила, что установит четыре синхронных конденсатора в сети: пару в Давенпорте возле Порт-Огаста и вторую пару возле Робертстауна.
График, показывающий падение спроса на электроэнергию в ЮА
В августе 2021 года установка синхронных конденсаторов была завершена. Они были введены в эксплуатацию в октябре 2021 года, увеличив лимит солнечной и ветровой энергии с 1700 МВт до 2500 МВт. В 2020 году ветровая и солнечная энергия обеспечивали 60% электроэнергии в Южной Австралии. В течение 2020-2021-гг потребление составило 11 614 ГВт-ч, из которых ветер обеспечивал 41% мощностью 5 738 ГВт-ч, а газ — 37%. Среднее загрязнение достигло минимума — 0,26 тонны на МВтч в 2020-2021-гг, а стоимость электроэнергии в размере 48 долларов/МВтч была самой низкой по стране.
Было предложено развитие линий передачи для поддержки сети из возобновляемых источников энергии.
К ним относятся Project EnergyConnect, двухцепная линия электропередачи на 800 МВт (330 кВ), длиной 900 км, между Южной Австралией и Новым Южным Уэльсом, с вводом в эксплуатацию в 2024 году, и двухцепная линия на 275 МВт (132 кВ) на полуостров Эйр, стоимостью 300 млн долларов, длиной 275 км. Ввод в эксплуатацию линии электропередачи на полуостров Эйр ожидается в 2022 году. К 2021 году Южная Австралия была единственным штатом, в котором с 2018 года не произошло серьёзных сбоев в энергосистеме.
Маршрут соединения между Южной Австралией и Новым Южным Уэльсом
В октябре 2020 года солнечная энергия в Южной Австралии впервые превысила 100% потребности штата в электроэнергии. Такое стало происходить всё чаще. В октябре 2021 года домохозяйства и предприятия Южной Австралии вырабатывали больше электричества из солнечной энергии, чем потребляли за периоды времени в пять разных дней.
Два желтых цвета отмечают время 11 октября, когда вся энергия SA поступала от солнечных батарей
Проблемы, результаты и дальнейшие планы
Представитель SAPN (South Australian Power Networks) заявил:
«В недалеком будущем мы ожидаем увидеть, что потребности Южной Австралии в энергии в середине дня будут регулярно обеспечиваться на 100% за счёт солнечной энергии.
В долгосрочной перспективе мы надеемся увидеть транспортную систему, в которой большинство транспортных средств будут работать на электричестве из возобновляемых источников, в том числе от солнечных панелей на крышах. Приятно думать, что Южная Австралия лидирует в этом переходном процессе, и у нас есть много возможностей сделать это настолько быстро, насколько мы сможем».
В Южной Австралии работает несколько схем виртуальных электростанций (VPP). Общая идея заключается в том, чтобы распределять избыточную энергию, производимую солнечными панелями, когда они не используются. Ключом к этим системам являются интеллектуальные счетчики и другие технологии, которые могут автоматически определять, какая система производит избыточную мощность и можно ли её сохранить или передать другому потребителю.
В начале 2018 года Tesla и правительство ЮА заключили очередную сделку. На этот раз вместо одной гигантской батареи, которая была введена в эксплуатацию в 2017 году, были задействованы тысячи меньших.
План состоял в том, чтобы поставить солнечные панели и батареи в 50 000 домов, чтобы сократить счета за электроэнергию и создать крупнейшую в мире VPP.
Виртуальные электростанции — это сети домов на солнечной энергии, которые генерируют и хранят энергию и подают её в сеть. В сентябре 2018 года правительство Южной Австралии объявило, что предложит субсидии правительства штата в размере 100 миллионов долларов для 40 000 домашних хозяйств на установку аккумуляторов в своих домах. Владельцы домов и арендаторы могут получать от 500 долларов США за кВт до, максимум, 6000 долларов США за отвечающие критериям солнечные и аккумуляторные системы.
В июне этого года правительство объявило, что схема будет расширена, чтобы в ней могли участвовать жители Южной Австралии с низким доходом, не имеющие солнечных панелей.
Каждый четвертый австралийский дом имеет возможность использования солнечной энергии — что является одним из самых высоких показателей в мире — в то время как в ЮА этот показатель ещё выше: в каждом третьем доме на крыше установлены солнечные батареи.
20% всех потребителей в настоящее время частично удовлетворяют свои потребности в электроэнергии за счет выработки солнечной энергии на крышах, по сравнению с 0,2% в 2007 году, и по прогнозам, в течение следующих двух десятилетий эта цифра увеличится до 50%.
В июне этого года правительство ЮА предупредило о «риске еще одного отключения электроэнергии в масштабе штата» из-за перегрузки системы, если предложение когда-либо превысит спрос. В то время как гигантские батареи, которые помогают улавливать избыточную генерацию, сохраняя её на «чёрный» дождливый день, являются одним из способов решения проблемы, в настоящее время существует и ряд других стратегий.
Быстрый рост солнечной энергии вызвал некоторые проблемы для SAPN в управлении энергосистемой Южной Австралии. Ранее в этом году компания начала использовать новые возможности для удаленного отключения бытовых солнечных панелей, когда это необходимо в периоды низкого спроса и высокой мощности солнечной энергии, чтобы предотвратить риск отключения электроэнергии из-за возврата слишком большого количества энергии в сеть.
В августе федеральные власти также предоставили энергетическим компаниям право взимать плату с владельцев солнечных панелей за экспорт электроэнергии в сеть, чтобы уменьшить перегрузку в сети.
В последнее время развитие солнечно-ветровой энергетики вышло на новые рубежи. Сегодня ВИЭ уже не просто популярный, а предпочтительный источник энергоснабжения. По мере того как альтернативные источники энергии достигают паритета цены и производительности с традиционными источниками по всему миру, демонстрируют способность повышать эффективность энергосетей и укрепляют свою конкурентоспособность с помощью новых технологий, препятствия и преграды к их внедрению постепенно исчезают. Солнечная и ветровая энергия уже сейчас являются одними из дешёвых источников энергии в мире и имеют значительный потенциал для дальнейшего развития, поскольку способствующие этому тенденции ещё не реализовались в полной мере. Себестоимость возобновляемой энергии продолжает снижаться, а успешная интеграция ВИЭ идёт полным ходом, получая поддержку
благодаря развитию технологий, которые обеспечивают большую эффективность и расширяют возможности компаний.
Между тем спрос на возобновляемые источники энергии неуклонно растёт. Сегодня солнечно-ветровая энергетика позволяет практически полностью удовлетворить три ключевых требования потребителей: стабильность энергоподачи, доступная стоимость и экологичность. Это означает, что аргументы в пользу развития ВИЭ сегодня сильны как никогда.
Пять крупнейших электростанций Казахстана в 2020 году увеличили выработку на 2,5% — 15.03.2021
Казахстанская электроэнергетика росла даже в кризисный год. Просевшее потребление сектора услуг компенсировали крупные промышленные предприятия, для большинства которых год был отмечен ростом выпуска. В рейтинге крупнейших энергогенерирующих активов перестановок не наблюдается. Еще одно важное событие 2020 года – доля ВИЭ в генерации достигла 3%.
Рост выработки электроэнергии в Казахстане, по данным Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам РК, составил 2,5%. Расчеты, по оперативным данным Казахстанского оператора рынка электрической энергии и мощности (КОРЭМ), свидетельствуют о росте, близком к 2%.
Позитивная динамика вызвана несколькими факторами: на фоне сокращения потребления энергосбытовыми компаниями в крупных городах увеличились поставки некоторым промышленным предприятиям; кроме того, осенью электростанции выручил экспорт в страны Центральной Азии.
Улучшаются перспективы возобновляемых источников энергии (ВИЭ): по итогам минувшего года они показали рост выработки на 36%, под занавес года через аукционы доступ на рынок получили еще 16 производителей с мощностью, близкой к 150 МВт.
Однако отрасль все еще остается проблемной: восстановление объема инвестиций в сектор в 2020 году после некоторой коррекции тарифов не компенсировало удар, нанесенный снижением тарифов в 2018 году.
Дважды два с половиной
Стандартная реакция экономики на кризис – сокращение потребления электроэнергии. Но казахстанская экономика подчиняется этому правилу не строго. Если в 2015 году на фоне рецессии в экономике производство электроэнергии отреагировало сокращением на 3,3%, то в год 4,5-процентного роста экономики выработка упала на 0,7%.
А в 2020 году, когда ВВП сократился на 2,6%, в электроэнергетике наблюдался рост на 2,5%, до 109,2 млрд кВт*ч – это данные БНС АСПР РК. Анализ оперативной информации КОРЭМ (ежемесячные отчеты) также подтверждает, что генерация электроэнергии выросла на 1,9% (107,9 млрд кВт*ч).
В структуре производства электроэнергии по-прежнему доминируют тепловые электростанции: их доля в структуре производства составляет 88% (включая газотурбинные электростанции), доля ГЭС – 9%, ВИЭ – 3%.
Устойчивых трендов два: рост выработки на ВИЭ, а также сокращение генерации на ГЭС, при том что угольные и газовые ТЭС продолжают наращивать производство: в 2020 году ТЭС выработали на 0,4% электроэнергии больше прошлогоднего, а ГЭС – на 4,3% меньше.
Анализ кривых производства и потребления электроэнергии по месяцам в 2020 и 2019 годах показывает, что карантинные ограничения оказали незначительное влияние на потребление весной, но были ощутимы летом.
В целом по году потребление оставалось ниже прошлогоднего уровня, но в несколько месяцев оно было ощутимо ниже (июль, август), причем снижение отмечалось во всех трех зонах национальной энергосистемы.
Полное восстановление потребления (превышение показателей прошлого года во всех трех зонах) произошло в декабре.
Мейджоры в ударе
В рейтинг крупнейших энергопроизводящих предприятий Казахстана входят 14 организаций (отдельные станции или группы, представленные несколькими источниками), которые выделяются в оперативной статистике КОРЭМ. В 2020 году на эти 14 предприятий пришлось 65% всей производимой в стране электроэнергии, причем на топ-10 – 59%, а на топ-5 – 48%. Генерирующий сегмент казахстанской электроэнергетики с советского периода остается высококонцентрированным, степень зависимости от ряда энергоисточников предельно высока.
В рейтинге крупнейших энергопроизводящих предприятий за год изменений не произошло. Как и год назад, лидирует Экибастузская ГРЭС-1 (актив нацкомпании «Самрук-Энерго»; станция с установленной мощностью в 4000 МВт), объем производства на которой в 2020 году составил около 19,5 млрд кВт*ч, что на 6,4% выше уровня 2019 года.
Последние пять лет были для станции периодом восстановления былого потенциала – произведен капремонт нескольких блоков, в результате чего средние темпы прироста генерации составили 23,7%. Станция обеспечивает электроэнергией энергодефицитные зоны страны (Юг и Запад), а также экспортирует.
Второй номер списка – Аксуская ГРЭС ЕЭК (энергетический актив ERG; Евразийская группа; установленная мощность – 2450 МВт), где выработка составила 14,0 млрд кВт*ч, увеличившись на 1,8%. Станция – яркий пример так называемой связанной генерации, она обеспечивает потребность крупнейших металлургических заводов Евразийской группы – Аксуского завода ферросплавов, Павлодарского алюминиевого завода и Казахстанского электролизного завода.
На третьем месте еще один актив «Самрук-Энерго» – Экибастузская ГРЭС-2 (установленная мощность – 1000 МВт) с 5,0 млрд кВт*ч и ростом на 0,9%. Четвертая в списке – ГРЭС Топар (бывшая Карагандинская ГРЭС-2; установленная мощность – 743 МВт), контролируемая корпорацией «Казахмыс» и призванная обеспечивать потребность горно-металлургических предприятий корпорации в Карагандинской области, сократила выработку на 1,6% (до 4,6 млрд кВт*ч).
Замыкает пятерку Карагандинская ТЭЦ-3 (входит в Казахстанские коммунальные системы; ККС; установленная мощность – 670 МВт), где, по оперативным данным КОРЭМ, выработка сократилась на 5,3%, до 4,2 млрд кВт*ч, однако в пятилетней ретроспективе станция наращивает производство в среднем на 4,6% в год.
Пять крупнейших станций в 2020 году увеличили выработку на 2,5%, динамика топ-10 энергопроизводящих предприятий – +1,7%.
Корпораты планируют рост
В «общекомандном зачете» первое место удерживает госхолдинг «Самрук-Энерго», на который приходится около 30% генерации (в 2020 году – 28,7%). Под контролем компании находятся обе экибастузские ГРЭС, а также электростанции «АлЭС», Мойнакская и Шардаринская ГЭС и Ерейментауская ВЭС (ТОО «ПВЭС»). У компании прочные позиции на рынке мощности: например, в 2020 году из 5179 МВт мощности, по которой проходили аукционные торги в Северной и Южной зонах энергосистемы РК «Самрук-Энерго», закрыла 2768 МВт (53%). Большая часть этого объема приходится на ЭГРЭС-1 и ЭГРЭС-2.
«Самрук-Энерго» обеспечивает и экспорт электроэнергии: в 2020 году в Узбекистан и Кыргызстан было поставлено около 1,1 млрд кВт*ч.
Одно из важных событий для генерирующих активов нацкомпании в 2020 году – решение перевести ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в Алматы с угля на газ. У компании уже готово технико-экономическое обоснование, а с источниками финансирования еще предстоит определиться. Еще один перспективный проект – восстановление энергоблока №1 на ЭГРЭС-1 (540 МВт) и строительство энергоблока №3 (636 МВт) на ЭГРЭС-2. Оба проекта будут реализованы в горизонте 2024–2025 годов. «Самрук-Энерго» планирует развивать и ВИЭ: наращивание мощности ПВЭС с 45 до 50 МВт, строительство ВЭС на 60 МВт в Алматинской области и на 50 МВт в Акмолинской области.
Для ЕЭК (Аксуская ГРЭС) год был отмечен завершением реконструкции энергоблока №5, капремонтом энергоблока №6, средним ремонтом энергоблока №2 и продолжением капремонта энергоблока №1 (все блоки с установленной мощностью по 325 МВт).
«Центрально-Азиатская электроэнергетическая корпорация» (ЦАЭК), контролирующая Павлодарские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, а также Петропавловскую ТЭЦ-2 и Экибастузскую ТЭЦ (совокупная установленная мощность – 1218 МВт), в этом году получила нейтральные результаты: на павлодарских станциях генерация выросла на 4,2% (до 3,6 млрд кВт*ч), в Петропавловске снизилась на 4,7% (до 3,3 млрд кВт*ч).
В 2020 году компания была нацелена на сокращение эмиссий парниковых газов и твердых частиц. На Павлодарских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 отремонтировали батарейные эмульгаторы, золоулавливающие и аспирационные установки. Цель – обеспечить эффективность золоулавливания на уровне 99,5%. ЦАЭК, который детально отчитывается об эмиссиях CO2, фиксирует сокращение выбросов по павлодарским станциям на 10% (данные за январь – сентябрь 2020 года).
Зеленый марш
Доля ВИЭ в энергобалансе Казахстана в 2020 году достигла 3%, как и было запланировано в концепции по переходу к зеленой экономике. По данным Минэнерго РК, общий объем генерации на ВИЭ составил 3,2 млрд кВт*ч, увеличившись к предыдущему году более чем на треть. Наиболее динамичный рост фиксируется в сегменте солнечных электростанций (СЭС), генерация на которых за год выросла на 140% (до 1350 млн кВт*ч), а за пять лет – в 15 раз. Вчетверо за пятилетку увеличилось производство на ветроэлектростанциях (ВЭС) и по итогам 2020 года составило 1077 млн кВт*ч (+50% за год).
Малые ГЭС дали 812 млн кВт*ч электроэнергии, что на 27% ниже результата 2019 года, но почти в полтора раза выше выработки в 2016 году.
В 2020 году прошло восемь аукционов по распределению мощности площадок под строительство источников возобновляемой энергетики, по итогам которых были определены 16 победителей, получивших возможность строить ВИЭ общей установленной мощностью в 148 МВт: три ветростанции на 65 МВт, четыре солнечные станции на 60 МВт и девять мини-ГЭС на 23 МВт. Средний тариф составил 15,80 тенге за 1 кВт*ч. Наиболее низкими были тарифы на ГЭС – от 13,48 тенге, минимальный тариф на солнечные электростанции составил 14,58 тенге, на ВЭС – 15,90. Большая часть одобренной в 2020 году мощности ВИЭ находится в энергодефицитной Южной зоне энергосистемы страны.
В минувшем году была предпринята попытка реформирования законодательства о ВИЭ. 7 декабря 2020 года был принят закон «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам поддержки использования возобновляемых источников энергии и электроэнергетики».
В законе было предусмотрено стимулирование строительства маневренной мощности (потребность достигает 600–800 МВт, которая сейчас удовлетворяется за счет перетоков из РФ) через плату за поддерживаемую мощность. Выбор поставщика мощности будет осуществляться через аукционный отбор по цене.
Закон также устанавливает так называемый сквозной тариф на поддержку ВИЭ. Ранее традиционные источники (ТЭС) получали предельный тариф, куда включались операционные и инвестиционные затраты станций. Однако часть поступающего денежного потока им приходилось тратить за выкуп у расчетно-финансового центра (РФЦ) KEGOC электроэнергии с ВИЭ. Смысл новации в том, чтобы разделить потоки: предельный тариф, включающий затраты на производство и рассчитанную по определенной методике норму прибыли, и расходы на приобретение электроэнергии ВИЭ, за которые традиционным источникам положена надбавка сверх предельного тарифа.
Третья группа новаций – пакет стимулов для ВИЭ. РФЦ получит финансовую поддержку правительства, что позволит инвесторам в ВИЭ с большей вероятностью планировать операционный денежный поток.
Сроки действия контрактов на покупку электроэнергии у ВИЭ увеличены с 15 до 20 лет. Удлинение сроков проектов должно стимулировать инвесторов снижать аукционные цены по новым проектам. Для ГЭС внедряется инструмент централизованной покупки-продажи паводковой электроэнергии. Обязательство по продаже электроэнергии, вырабатываемой во время природоохранных попусков воды, было сформулировано давно, и ГЭС продавали получаемые объемы трейдерам по низким ценам. Теперь эту электроэнергию будет выкупать РФЦ.
Тариф нынче низок
Минувший год продолжил период низких тарифов, который начался после завершения действия программы «тариф в обмен на инвестиции» в 2018 году (формально программа действовала с 2009 по 2015 год, но была продлена на два года с фиксацией инвестиционной составляющей на одном уровне до запуска рынка мощности в 2019 году), когда тарифы энергогенерирующих, передающих и распределительных компаний были снижены.
Первый сигнал о том, что низкие тарифы не позволяют энергетическим компаниям обеспечивать надежное энергоснабжение, пришел, когда в 2019 году произошла авария на подстанции «Левобережная» в Нур-Султане: без централизованного энергоснабжения осталась часть левого берега столицы, в том числе Акорда.
В 2019 году тарифы и для генераторов, и для передающих и распределительных предприятий были пересмотрены с некоторым повышением.
По итогам 2019 года в секторе электроснабжения фиксировался рост инвестиций в основной капитал электроэнергетических предприятий (выработка и передача электроэнергии) на 64%; вероятнее всего, рост происходил по инерции – компании завершали крупные инвестпрограммы. В 2020 году произошло сокращение капзатрат на 20,5%. Как видно из информации крупных энергокомпаний о своих инвестиционных программах, предприятия не вводили новую мощность, ограничившись капремонтами. В том числе из-за недостатка средств было приостановлено строительство нового золоотвала на Павлодарской ТЭЦ-3.
2020 год и начало 2021-го были отмечены несколькими авариями на Топарской ГРЭС и Карагандинской ТЭЦ-2, обслуживающей «АрселорМиттал Темиртау». В июне 2020 года оценку ситуации дали в Минэнерго РК: на заседании правительства министр энергетики Нурлан Ногаев заявил, что проблемы с энерго- и теплоснабжением города Темиртау связаны с тем, что котлы станции в зимний период часто выводятся в аварийном порядке, а резерва мощности недостаточно для покрытия потребности города.
В 2017 году обсуждались проекты модернизации Карагандинской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-ПВС, обеспечивающих потребности АМТ и города, однако соглашения с наиболее вероятным партнером – ЦАЭК – достичь не удалось (стоимость проекта тогда оценивалась в 83 млрд тенге), а после изменений в тарифы в 2018 году об инвестициях в генерацию пришлось забыть на несколько лет.
С июля 2020 года в РК вновь пересмотрели тарифы электростанций. Большей части, 34 из 44 групп, тариф повысили (ЭГРЭС-1 на 0,7%, ЭГРЭС-2 – на 18,1%, Аксуской ГРЭС – на 23,3%, Карагандинской – на 18,0%), девяти оставили на прежнем уровне (в том числе Карагандинской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-ПВС, находящимся под контролем АМТ), одной (Шардаринская ГЭС) снизили.
Коррекцию объяснили ростом затрат на приобретение топлива, увеличением выработки на ВИЭ (этот объем выкупается по повышенным тарифам угольными ТЭС), ростом цен на услуги системного оператора, а также обязательными платежами в бюджет. Несмотря на рост, многие эксперты рынка считают тариф и плату за мощность недостаточными для восстановления инвестиций в новую мощность на крупных энергоисточниках, которая бы решила проблему накопившегося износа.
10 крупнейших электростанций в США
Расположенные по всей стране электростанции играют решающую роль в обеспечении электричеством всех американцев. Эти промышленные объекты вырабатывают электроэнергию различными способами, обычно с помощью генераторов, преобразующих механическую энергию в электрическую.
Механическая энергия, которая определяется как сумма кинетической энергии (создаваемой движением) и потенциальной энергии (создаваемой положением или электрическим зарядом), может быть создана на электростанции с использованием основного топлива (такого как уголь, природный газ, или уран) или первичный поток энергии (такой как вода или ветер).
Существует два основных типа электростанций: тепловые и возобновляемые .
Большинство тепловых электростанций используют первичное топливо для превращения воды в пар под высоким давлением, который используется для вращения лопастей турбины. Вращающаяся турбина вращает массивные проволочные катушки внутри генератора, который преобразует кинетическую энергию в электрическую.
Электростанции, работающие на угле, электростанции, работающие на природном газе, и атомные электростанции — все это тепловые электростанции.
Возобновляемые электростанции используют потоки первичной энергии для выработки электроэнергии. Они возобновляемы, потому что их источники энергии пополняются сами по себе, но это также означает, что они могут быть ограничены в количестве энергии, которую они могут использовать в любой момент времени. Их продуктивность также может быть непостоянной. Гидроэлектростанции используют силу падающей воды, ветряные турбины используют силу ветра, а солнечные панели используют энергию солнца для производства энергии, которая может быть преобразована в электричество.
Большинство ведущих электростанций в Соединенных Штатах являются тепловыми; в большинстве из них используется ядерная энергия для создания пара под давлением, который можно преобразовать в электричество.
По данным Управления энергетической информации (EIA), 10 крупнейших электростанций в США, измеренные по чистому годовому производству энергии, включают: держит статус крупнейшего производителя энергии в Соединенных Штатах в течение почти трех десятилетий.
Строительство завода началось в 1976 и был завершен в 1988 году; в 1986 году его строительство стоило 5,9 миллиарда долларов, что сегодня эквивалентно примерно 12,1 миллиарда долларов. Пало-Верде расположен на 4000 акров земли в пустыне недалеко от Тонопа, штат Аризона, примерно в 45 милях к западу от Феникса. Это единственная крупная атомная электростанция, не расположенная рядом с водоемом; он использует очищенные сточные воды из близлежащих городов и поселков для охлаждения производимого пара. Каждый год Пало-Верде испаряет до 26 миллиардов галлонов очищенной воды.
В Пало-Верде есть три водо-водяных реактора. Каждый реактор может производить 1,4 гигаватт мощности, но обычно они производят от 70% до 9 гигаватт.0% емкости. В 2020 году электростанция Пало-Верде произвела более 31,5 миллиона мегаватт-часов (МВтч) электроэнергии. На заводе работает более 2000 штатных сотрудников.
2. Browns Ferry (Nuclear) в Алабаме
Атомная электростанция Browns Ferry расположена на 840 акрах на реке Теннесси недалеко от Декейтера, штат Алабама.
В нем используются три реактора с кипящей водой, которые были построены с 1967 по 1977 год. Когда он впервые был введен в эксплуатацию, Браунс-Ферри был крупнейшей атомной электростанцией в мире. Сегодня это второй по величине производитель в Соединенных Штатах. В 2020 году станция произвела более 28,7 млн МВтч электроэнергии. В Browns Ferry работает 1500 человек.
3. Проект «Южный Техас» (ядерная энергетика) в Техасе
Проект «Южный Техас» (STP) представляет собой атомную электростанцию, расположенную на участке площадью 12 200 акров на западном берегу реки Колорадо примерно в 90 милях от Хьюстона, штат Техас. Завод использует два реактора с водой под давлением и имеет резервуар площадью 7000 акров для удовлетворения своих потребностей в охлаждении. Строительство завода South Texas Project началось в 1975 году и было завершено в 1989 году. В 2020 году завод произвел более 21,9 МВтч электроэнергии.
4. Атомная электростанция «Пич Боттом» в Пенсильвании
Атомная электростанция «Пич Боттом» расположена на реке Саскуэханна в округе Йорк, штат Пенсильвания, примерно в 50 милях к юго-востоку от Гаррисберга.
Блок 1 Peach Bottom, который был завершен в 1967 году и выведен из эксплуатации в 1974 году, представлял собой экспериментальный реактор с гелиевым охлаждением. Энергоблоки 2 и 3, введенные в эксплуатацию в 1974 г., представляют собой кипящие реакторы и эксплуатируются до сих пор. В 2020 году Peach Bottom произвела почти 21,8 МВтч электроэнергии, что сделало его четвертым по величине производителем энергии в стране.
5. Oconee (Nuclear) в Южной Каролине
Атомная станция Oconee расположена на озере Keowee недалеко от Сенеки, Южная Каролина. Строительство атомной электростанции началось в 1967 году; он был завершен и введен в эксплуатацию в 1974 году. Он имеет три реактора с водой под давлением, а в 2011 году он стал первой атомной станцией в США с датчиками с цифровым управлением. Атомная станция Окони также уникальна тем, что не использует дизель-генераторы для аварийного питания. Вместо этого его резервная система использует два гидроагрегата на гидроэлектростанции Кеови.
В 2021 году Oconee произвела более 21,5 МВтч электроэнергии.
6. Генераторная станция Braidwood (атомная) в Иллинойсе
Генераторная станция Braidwood — это атомная электростанция, расположенная на участке площадью 4457 акров в округе Уилл, штат Иллинойс, которая работает с 1988 года. На станции используются два реактора с водой под давлением и может производить достаточно электроэнергии для питания двух миллионов домов. В 2020 году Braidwood произвела более 20,3 млн МВтч энергии.
7. Гранд-Кули (Гидроэлектростанция) в Вашингтоне
Плотина Гранд-Кули была построена между 1933 и 1942 года на реке Колумбия в Вашингтоне. Это 550 футов в высоту и 5223 фута в ширину, с шириной основания 500 футов и шириной гребня 30 футов. На плотине Гранд-Кули есть 4 электростанции, в которых в общей сложности 33 гидрогенератора. Гранд-Кули — крупнейшая электростанция в Соединенных Штатах с точки зрения мощности — или того, что она может производить , но ее фактическая мощность, как правило, ниже.
Как гидроэлектростанция, она больше подвержена влиянию внешних факторов, таких как погода и засуха, чем атомные электростанции. В 2020 году Гранд-Кули произвел почти 20,3 миллиона МВтч энергии.
8. Паровая электростанция Саскуэханна (атомная) в Пенсильвании
Паровая электростанция Саскуэханна расположена на реке Саскуэханна в городке Салем, штат Пенсильвания. Строительство атомной электростанции началось в 1973 году; Два кипящих реактора объекта были полностью введены в эксплуатацию в 1985 году. Паровая электростанция Саскуэханна расположена на участке площадью 1075 акров, и на ней работает более 1100 человек. В 2020 году станция произвела 19,99 МВтч электроэнергии.
9. Энергетический центр Уэст-Каунти (природный газ) во Флориде
Энергетический центр Уэст-Каунти — единственная электростанция, работающая на природном газе, в нашем списке крупнейших электростанций в Америке. Он расположен на 220 акрах в округе Палм-Бич, штат Флорида, и имеет 3 газотурбинных генератора, каждый из которых способен производить 1250 мегаватт электроэнергии.
Это также одно из самых молодых растений в списке. Она работает с 2009 года и является крупнейшей электростанцией, работающей на природном газе, в стране. В 2020 году Энергетический центр Вест-Каунти произвел 190,76 МВтч энергии.
10. Электростанция LaSalle County (Nuclear) в Иллинойсе
Атомная электростанция LaSalle County расположена в городке Брукфилд, штат Иллинойс, примерно в 11 милях к юго-востоку от Оттавы. Строительство станции впервые началось в 1973 году, а оба ее кипящих реактора были введены в эксплуатацию в 1984 году. В 2020 году электростанция округа ЛаСаль произвела почти 19,7 МВтч электроэнергии.
Почему в списке так много атомных электростанций?
Из всех электростанций США те, которые полагаются на ядерную энергию, стабильно производят больше всего электроэнергии каждый год в течение последних нескольких десятилетий. С 1990 года ядерная энергия является источником примерно одной пятой части электроэнергии страны, в первую очередь из-за ее надежности.
Хотя плотина Гранд-Кули может иметь более высокую паспортную мощность (которая является мерой максимальной мощности, которую она может производить, когда электростанция работает идеально и на полную мощность), чем любая другая электростанция в Соединенных Штатах, она заняла 7-е место в рейтинге. список 10 лучших электростанций страны. Это связано с тем, что она, как и другие электростанции на возобновляемых источниках энергии, не может работать на максимальной мощности 100% времени.
По данным Министерства энергетики США, атомные электростанции работают на максимальной мощности более 92% времени. Это почти в два раза больше, чем у электростанций, работающих на природном газе и угле, и в три или более раз больше, чем у ветряных и солнечных электростанций. Гидроэлектростанции, такие как плотина Гранд-Кули, в среднем работают на максимальной мощности всего 41,5% времени.
Почему атомные электростанции более надежны? Потому что они требуют меньше обслуживания и могут работать в течение более длительного периода времени без дозаправки.
Текущее техническое обслуживание и дозаправка на заводах, работающих на ископаемом топливе, чаще ограничивают их работу, а возобновляемые источники энергии, такие как ветер или вода, непостоянны и непостоянны, на них влияют такие факторы, как погода или засуха.
Опасно ли жить рядом с электростанцией?
Согласно статье Агентства по охране окружающей среды под названием «Электростанции и соседние сообщества», выбросы электростанций, работающих на ископаемом топливе, способствуют образованию приземного озона и твердых частиц. Эти выбросы связаны с различными респираторными и сердечно-сосудистыми заболеваниями, повышенным риском развития рака и проблемами с иммунной системой.
Атомные электростанции также сопряжены с риском загрязнения окружающей среды, с дополнительным риском аварии, которая может подвергнуть всех в радиусе 10 миль риску воздействия высоких концентраций радиоактивного материала. Воздействие радиоактивных веществ может вызвать повреждение ДНК и рак, а также такие симптомы, как тошнота, выпадение волос и рвота.
Острое воздействие может повредить центральную нервную систему и может привести к летальному исходу.
Опасность выбросов электростанций широко известна и значительно снизилась за последние десятилетия благодаря строгим правилам и процедурам, касающимся их эксплуатации. Для работы в Соединенных Штатах электростанция должна иметь соответствующую лицензию. Он может получить эту лицензию только в том случае, если он полностью соответствует правилам, касающимся безопасности предприятия, защиты окружающей среды и общественной безопасности. Эти меры заходят так далеко, что учитывают вероятность сейсмической активности в этом районе и могут ли они повредить какую-либо часть объекта. Лицензии на электростанции также ограничены, а это означает, что их необходимо продлевать каждые 20 лет.
Для атомных электростанций Комиссия по ядерному регулированию (NRC) отвечает за обеспечение соблюдения этих мер, и она делает это, осуществляя надзор не только за строительством электростанции, но и за текущими операциями на протяжении всего срока службы объекта.
Сегодня проживание рядом с электростанцией всегда сопряжено с риском воздействия ее выбросов, но их следует свести к минимуму, если станция соответствует федеральным стандартам.
Как часто происходят аварии на электростанциях?
Реальный риск жизни рядом с электростанцией или работы на ней возникает, когда правила техники безопасности не соблюдаются буквально. Последний крупный инцидент на атомной электростанции в США произошел 28 марта 1979 года в Пенсильвании. Инцидент, связанный с отказом оборудования и ошибкой оператора, привел к частичному расплавлению активной зоны водо-водяного реактора на Три-Майл-Айленд, атомной электростанции в городке Лондондерри. Реактор был разрушен, высвободилось небольшое количество радиоактивного газа. Очистка началась в августе того же года и, наконец, закончилась в 1993 стоимостью около 1 миллиарда долларов. Мнения относительно долгосрочных последствий инцидента на Три-Майл-Айленде для здоровья различаются, но все согласны с тем, что они были минимальными. Однако рабочие внутри завода подверглись опасному уровню радиации.
Что мы можем сделать
Несмотря на риски, которые они представляют, мы полагаемся на электростанции для снабжения нас электроэнергией. Вряд ли это изменится в ближайшие несколько десятилетий. Вот почему владельцы и операторы предприятий должны соблюдать самые высокие стандарты в отношении техники безопасности и охраны окружающей среды.
В Arnold & Itkin мы представляем интересы промышленных рабочих, владельцев собственности, владельцев бизнеса и людей по всей территории США, которые пострадали от действий корпораций, которые ставят прибыль выше безопасности. Мы представляли выживших после аварий на заводах и нефтеперерабатывающих заводах, семьи, потерявшие близких в результате взрывов трубопроводов, и рабочих на суше и на море, которые пострадали от самых страшных бедствий. Мы выиграли более 10 миллиардов долларов для раненых и пострадавших, и мы будем продолжать бороться каждый день за повышение безопасности для рабочих и населения. Не важно что.
Значение единиц и шкалы для производства и потребления электроэнергии
Объяснение допущений и расчетов, использованных при выводе цифр, используемых в приведенных выше диаграммах, подробно изложено ниже.
Производство электроэнергии
Данные о ежедневной выработке электроэнергии из различных источников электроэнергии были получены одним из двух способов: к среднесуточной выработке в ватт-часах или мегаватт-часах.
Мощность объектов электроэнергетики часто описывается их максимальной мощностью; это показатель мощности (не энергии), измеряемый в ваттах (Вт). Нам нужно сделать два преобразования этого показателя, чтобы получить среднесуточную выработку электроэнергии. Во-первых, мы должны преобразовать мощность в энергию. Энергия — это мера выходной мощности с течением времени (энергия = мощность x время). Таким образом, чтобы рассчитать выходную мощность в ватт-часах, мы должны умножить нашу номинальную мощность на количество часов, в течение которых работает наша установка. Например, если у нас есть электростанция мощностью 1000 МВт, ее максимальная выработка энергии в день составит 24 000 МВтч (1000 МВт x 24 часа).
Однако это предполагает, что установка непрерывно работает с максимальной производительностью, чего большинство (если не все) не делают. Вторая поправка, которую мы должны сделать, это умножить этот выход на его коэффициент мощности. Коэффициент мощности определяется как фактическая выработка электроэнергии в процентах или отношение к максимально возможной мощности за данный период времени. Например, если наша станция работает только на 80 % (из-за комбинации эпизодов остановки и периодов работы ниже максимальной мощности), наша ежедневная выработка энергии составит всего 19200 МВтч в день (24 000 МВтч x 80%).
Сколько электроэнергии производит гидроэлектростанция в день?
Производство гидроэлектроэнергии уникально с той точки зрения, что оно охватывает самый широкий диапазон производства электроэнергии; начиная от крупнейших производственных объектов в мире и заканчивая так называемыми «пико-гидро» схемами — простыми водяными турбинами, которые часто устанавливаются для одного домохозяйства или группы домохозяйств. xКак правило, они имеют номинальную мощность менее 5 кВт, производя менее одного МВтч в день (всего около 22 МВтч в год).
Здесь собрана коллекция крупнейших в мире гидроэлектростанций. Бразильская плотина Итайпу и китайская плотина «Три ущелья» — два крупнейших производителя электроэнергии в мире — являются ключевыми исключениями с точки зрения выработки, производя почти вдвое больше, чем третья по величине гидростанция. Эти два объекта представлены звездочками: плотина Итайпу производила в среднем 282 000 МВтч в день (103 ТВтч в год / 365 дней), а плотина Три ущелья производила в среднем 270 000 МВтч в день в 2014 году (98,8 ТВтч / 365). Другим единственным гидроузлом, показанным на этой диаграмме, является плотина Гувера в США, которая в 2014 г. производила в среднем 11 000 МВтч в день (4 ТВтч/365). 2
Помимо гидроокраин плотины Итайпу и Три ущелья, группа крупнейших гидроэнергетических объектов достигает годовой выработки 50-55 ТВтч. В среднем за день (хотя сезонная изменчивость неизбежно повлияет на суточную выработку в течение года) крупные гидроэлектростанции производят около 150 000 МВтч в день.
Сколько электроэнергии производит атомная станция в день?
Выработка атомных электростанций обычно более стабильна во времени, чем выработка гидроэнергии или других возобновляемых ресурсов, поскольку на них меньше влияют сезонные или экологические колебания. Чтобы оценить диапазон типичной дневной мощности атомных станций, мы использовали заявленную максимальную мощность конкретных станций, перечисленных здесь, со средним коэффициентом мощности атомной энергетики, который составляет примерно 90%. 3
Например, крупнейшей в мире действующей атомной станцией является канадская станция Брюс с максимальной мощностью 6 384 МВт. Таким образом, предполагаемая среднесуточная выработка рассчитывается как 6 384 МВт x 90% x 24 часа, что дает нам примерно 138 000 МВтч в день. Среднесуточная мощность других атомных станций, выделенных здесь, была рассчитана с использованием точно такой же методологии.
Небольшие атомные станции имеют максимальную мощность около 400 МВт, но могут быть и 200-250 МВт. Реакторы на атомной электростанции Кайга в Индии, например, имеют максимальную мощность 220 МВт. В результате объект Kaiga Atomic производит в среднем 6100 МВтч в сутки.
Сколько электроэнергии производит угольная электростанция в день?
Как и в атомной энергетике, наши оценки ежедневной выработки электроэнергии угольными электростанциями были рассчитаны на основе приведенных здесь значений максимальной мощности и среднего коэффициента мощности 64%. 4 Крупнейшей в мире действующей угольной электростанцией является Тячжунская электростанция на Тайване; при максимальной мощности 5500 МВт среднесуточная выработка составит примерно 85 000 МВтч (5 500 МВт * 64% * 24 часа).
Как и ядерное производство, небольшие угольные электростанции могут иметь максимальную мощность до сотен МВт. Тепловая электростанция Кахоне в Сенегале, например, имеет мощность всего 102 МВт. Если мы предположим, что средний коэффициент мощности составляет около 64%, суточная выработка угля может составить всего 1600 МВтч в день.
Сколько электроэнергии производит геотермальная электростанция в день?
Мощность и производство геотермальной энергии, как правило, ниже, чем у гидро-, атомных и угольных электростанций. Крупнейшим производителем геотермальной энергии в мире является площадка Гейзерс в США; при мощности 1 517 МВт и заявленном коэффициенте мощности 63% мы рассчитываем расчетную суточную выработку примерно в 23 000 МВтч. 5
Однако, если мы посмотрим на ряд геотермальных электростанций по всему миру, площадка Гейзерс сильно выделяется с точки зрения потенциальной производительности. Вторая по величине геотермальная электростанция имеет примерно половину установленной мощности Гейзеров. Если мы возьмем его установленную мощность в 820 МВт и предположим, что глобальный средний коэффициент мощности для геотермальной энергии Bloomberg New Energy Finance составляет 73%, мы приблизимся к тому, чтобы типичная крупная геотермальная электростанция производила примерно 14 000–15 000 МВтч в день. Как и гидроэнергетика, геотермальные объекты также могут существовать в очень небольших масштабах; Геотермальная площадка Сан-Мартино в Италии имеет мощность всего 40 МВт; если мы предположим, что средний коэффициент мощности для геотермальной энергии составляет 73%, среднесуточная выработка составит около 700 МВтч.
Сколько электроэнергии в день производит наземная ветряная электростанция?
В то время как большинство береговых ветряных электростанций производят в среднем менее 10 000 МВтч в день, ветряная электростанция Ганьсу в Китае заметно отличается от других. При установленной мощности 7 965 МВт и среднем коэффициенте мощности 12,4% для ветроэнергетики в регионе Ганьсу мы оцениваем суточную выработку примерно в 24 000 МВтч. 6
Следующие по величине ветряные электростанции значительно меньше, чем ветряная электростанция Ганьсу — ветряная электростанция Муппандал в Индии и центр ветровой энергии Альта в США имеют максимальную мощность 1500 МВт и 1320 МВт соответственно. При коэффициенте мощности 30% по сравнению со средним коэффициентом в Индии, равным 15%, Центр ветроэнергетики Альта производит в среднем 7342 МВтч в день по сравнению с 5400 МВтч в Муппандале. 7
Ветряные электростанции могут быть очень маленькими по размеру и мощности, вплоть до десятков мегаватт. Например, ветряная электростанция Utgrunden в Швеции с максимальной мощностью всего 11 МВт, вероятно, будет производить в среднем около 80 МВтч в день.
Сколько электроэнергии производит морская ветряная электростанция в день?
Несмотря на то, что морские ветряные электростанции часто могут достигать более высокого коэффициента мощности, чем береговые эквиваленты, их общая установленная мощность еще не достигла масштаба крупнейших береговых электростанций. На сегодняшний день крупнейшей морской ветровой электростанцией является London Array в Великобритании. При мощности 630 МВт и коэффициенте мощности в 2015 году 45,3% среднесуточная выработка приближается к 6800 МВтч.
Подобно наземным ветряным электростанциям, морские ветряные электростанции могут быть небольшими, некоторые из них имеют установленную мощность менее 10 МВт. Например, ветряная электростанция Mt Stuart в Новой Зеландии производит в среднем всего 70 МВтч в день.
Сколько электроэнергии производит солнечная фотоэлектрическая (PV) ферма в день?
Как писал Дэвид Маккей в своей книге «Устойчивая энергетика — без горячего воздуха» (бесплатно здесь), производство электроэнергии на единицу площади солнечных панелей почти прямо пропорционально количеству падающего на них солнечного света. 8 В результате оптимальные места для солнечной энергии, особенно в низких широтах, могут обеспечить выход энергии в 2-3 раза выше, чем в очень высоких широтах. Однако, как показывает этот список крупнейших фотоэлектрических ферм, солнечная энергия может обеспечить разумную производительность в большинстве стран, независимо от географической широты.
На сегодняшний день крупнейшей солнечной фотоэлектрической фермой является солнечный парк в пустыне Тенггер в Китае с установленной мощностью 1500 МВт. Если мы предположим коэффициент мощности 20% (что является высоким показателем для солнечной энергии, но не является необоснованным), дневная выработка составит примерно 7 200 МВтч. Калифорнийская солнечная ферма Topaz имеет установленную мощность около одной трети китайской Tengger, но при высоком коэффициенте мощности 24,4% достигает средней дневной выработки 3466 МВтч.
Подобно наземным и морским ветряным электростанциям, солнечные фотоэлектрические фермы могут производить всего несколько десятков мегаватт-часов в день. Крупнейший фотоэлектрический парк Ирана, Jarqavieh, имеет мощность всего 10 МВт и производит в среднем 48 МВтч (при коэффициенте мощности 20%) в день.