В мире есть огромные ресурсы возобновляемой энергии, но часто эти ресурсы находятся далеко от населенных пунктов. Например, лучшие ветровые ресурсы США можно найти в безлюдных районах Техаса и Оклахомы, а также по всему малонаселенному центральному Среднему Западу. Точно так же многие из лучших солнечных ресурсов в мире можно найти в малонаселенных пустынных регионах.
Национальная лаборатория возобновляемых источников энергии США (NREL) заявила, что крупномасштабное развертывание производства возобновляемой электроэнергии потребует дополнительных линий электропередачи для снятия региональных ограничений.
На самом деле существует огромный интерес к соединению некоторых из этих богатых возобновляемых ресурсов с населенными пунктами с помощью линий электропередачи, но затраты часто являются непомерно высокими. Эти инфраструктурные проекты, как правило, являются многомиллиардными и также должны получить одобрение со стороны регулирующих органов и землевладельцев.
Возможно, наиболее амбициозным из таких проектов на сегодняшний день является предлагаемый проект Power Link между Австралией и АСЕАН. Этот проект объединил бы самую большую в мире солнечную ферму, самую большую батарею и самый длинный подводный электрический кабель. Sun Cable, сингапурская компания, основанная в 2018 году, стоит за предлагаемым проектом стоимостью 16 миллиардов долларов.
Солнечная ферма мощностью 10 гигаватт (ГВт) будет охватывать 30 000 акров солнечной северной территории Австралии. Это примерно эквивалентно 9 миллионам солнечных фотоэлектрических панелей на крыше. Солнечная ферма будет соединена с 30-гигаватт-часовым аккумулятором (ГВт-ч), чтобы обеспечить круглосуточную отправку возобновляемой энергии. В перспективе хранилище будет в 155 раз больше, чем австралийский запас мощности Хорнсдейла мощностью 193,5 мегаватт-часа (МВтч), который в настоящее время является крупнейшим в мире эксплуатационным литий-ионным аккумулятором. Он также будет в 100 раз больше, чем самая большая в мире батарея коммунального масштаба — натриево-серная батарея мощностью 300 МВтч на японской подстанции Бузэн.
Электрокабель высокого напряжения постоянного тока (HVDC) также станет серьезным мероприятием. В настоящее время проект предусматривает 800-километровую воздушную линию электропередачи для передачи 3 ГВт в Дарвин на северном побережье Северной территории Австралии. Оттуда он должен перейти на подводную линию электропередачи мощностью 3,700 км и 2,2 ГВт в Сингапур. Опять же, с точки зрения перспективы, это будет в пять раз длиннее самого длинного в мире подводного кабеля HVDC, 720-километрового соединения между Норвегией и Великобританией по Северному морю, которое планируется запустить в 2021 году.
Проект планируется запустить в эксплуатацию к концу 2027 года. Разработчики проекта рассчитывают, что он создаст до 1500 рабочих мест на этапе строительства и до 350 рабочих мест во время эксплуатации.
Учитывая интерес к такого рода проектам, важно понимать проблемы и конечные затраты на транспортировку возобновляемых источников энергии на большие расстояния. Способность сделать это экономически имеет важные последствия от пустыни Сахара до американского Среднего Запада и Арктики.
Чтобы было ясно, проблемы будут значительными. При строительстве самого большого объекта всегда есть риски, и этот проект предусматривает выполнение работ в трех отдельных категориях. Это существенно увеличивает риск неудачи. Предстоит преодолеть множество трудностей.
Например, подводные кабели обычно проходят по мелководью. В этом случае по кабелю нужно будет проложить глубокие траншеи. В сочетании с длиной, которую необходимо преодолеть, это создаст беспрецедентные проблемы для судов, которые будут пытаться проложить кабель. Это лишь один пример того, с какими проблемами могут столкнуться такие мегапроекты.
Чтобы оценить стоимость солнечной энергии, производимой этой системой, мы должны сделать несколько предположений. Первый — это срок службы системы. Общее эмпирическое правило состоит в том, что солнечные фотоэлектрические системы прослужат около 25 лет. Эти системы все еще могут производить энергию за пределами этого временного интервала, но к тому времени произойдет значительное ухудшение выходной мощности.
Во-вторых, необходимо оценить количество энергии, произведенной за это время. Коэффициент мощности представляет собой процент энергии, произведенной за определенный период (обычно за год), деленный на установленную мощность. Поскольку мощность Солнца меняется в течение дня и года – и в зависимости от местоположения – коэффициент мощности для солнечных фотоэлектрических батарей может варьироваться примерно от 10% до 25%.
Например, если бы система мощностью 10 ГВт могла работать на полную мощность 24 часа в сутки, она могла бы генерировать 24 х 365 х 10 = 87 600 ГВт-ч в год. По всей Австралии средний коэффициент мощности для крупномасштабных фотоэлектрических систем оценивается в 21%. Учитывая масштаб и местоположение проекта Sun Cable, вполне разумно предположить, что они могут достичь верхнего диапазона коэффициента мощности 25%.
В этом случае в течение всего срока службы системы она будет производить 87 600 ГВт-ч * 25 лет * 25% коэффициента мощности = 547 500 ГВт-ч мощности, или 547,5 тераватт-часов (ТВтч).
Но есть линейные потери, которые нужно учитывать. Хотя постоянный ток является более эффективным средством передачи энергии на большие расстояния, чем переменный ток, часть передаваемой энергии теряется в виде тепла. Для постоянного тока эти потери в линии зависят от напряжения линии и расстояния, на которое передается мощность. Большинство линий HVDC используют напряжение от 100 киловольт (кВ) до 800 кВ. Учитывая мощность и пройденное расстояние, силовая связь Австралия-АСЕАН, вероятно, будет находиться на верхнем конце этой шкалы.
Siemens заявил, что для 2,5 ГВт мощности, передаваемой по 800 км воздушной линии, потери линии при 800 кВ HVDC составляют всего 2,6%. Экстраполяция этого показателя на всю длину линии протяженностью 4500 км означала бы общие потери мощности в размере 14,6% (при условии, что потери в подводных высоковольтных линиях постоянного тока сопоставимы с потерями в воздушной линии).
Таким образом, общая поставляемая мощность может быть оценена в 547,5 ТВтч * 85,4% = 467,6 ТВтч. Тогда простая нивелированная стоимость электроэнергии, произведенной в рамках этого проекта, составит $ 16 млрд, разделенная на 467,6 ТВтч (что эквивалентно 467,6 млрд киловатт-часов), или $0,034 / кВт * ч.
Это привлекательная цена, но она обеспечивает только простую, низкую оценку вклада капитальных затрат в проект. Это должно было бы быть добавлено к текущим расходам на техническое обслуживание – некоторые из которых могут быть значительными, если подводный кабель требует ремонта – и финансовым расходам. Имеющиеся солнечные субсидии, которые также не рассматривались, могли бы частично покрыть эти расходы.
