स्रोत द्वारा बिजली की लागत

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विद्युत उत्पादन के विभिन्न तरीकों में विभिन्न लागतें लग सकती हैं, जिन्हें तीन सामान्य श्रेणियों में विभाजित किया जा सकता है: 1) थोक लागत, या उपभोक्ताओं को विद्युत प्राप्त करने और वितरित करने से जुड़ी उपयोगिताओं द्वारा भुगतान की जाने वाली सभी लागतें, 2) उपभोक्ताओं द्वारा चुकाई गई खुदरा लागतें, और 3) बाहरी लागत, या बाहरीता, समाज पर थोपी गई।

थोक लागत में प्रारंभिक पूंजी (वित्त), संचालन और रखरखाव (O&M), पारेषण, और पाबंदी की लागत सम्मिलित है। स्थानीय विनियामक वातावरण के आधार पर, कुछ या सभी थोक लागतें उपभोक्ताओं को दी जा सकती हैं। ये ऊर्जा की प्रति ईकाई लागत हैं, सामान्यतः डॉलर/मेगावाट घंटे (थोक) के रूप में दर्शाए जाते हैं। गणना भी ऊर्जा नीति के संबंध में निर्णय लेने में सरकारों की सहायता करती है।

उपयोगिता-मापक्रम सौर ऊर्जा और पवन ऊर्जा से विद्युत की औसतन स्तरित लागत कोयले से चलने वाले विद्युत केन्द्र और वायुरूप द्रव्य से चलने वाले विद्युत संयंत्र से कम है,[1]: TS-25  लेकिन यह स्थान के आधार पर बहुत भिन्न होता है।[2]: 6–65 

लागत मापन विज्ञान

विद्युत की स्तरित लागत

Main article: विद्युत की स्तरित लागत

विद्युत की स्तरीय लागत (LCOE) एक मात्रिक है जो लगातार आधार पर विद्युत उत्पादन के विभिन्न तरीकों की लागतों की तुलना करने का प्रयास करती है। हालांकि LCOE को प्रायः न्यूनतम स्थिर मूल्य के रूप में प्रस्तुत किया जाता है, जिस पर परियोजना के जीवनकाल में लाभ-अलाभ (अर्थशास्त्र) के लिए ऊर्जा बेची जानी चाहिए, इस तरह के लागत विश्लेषण के लिए विभिन्न गैर-वित्तीय लागतों (पर्यावरणीय प्रभाव) के मूल्य के बारे में स्थानीय उपलब्धता अन्य), धारणाओं की आवश्यकता होती है, और इसलिए यह विवादास्पद है। स्थूलतः गणना की गई, LCOE संपत्ति के जीवनकाल में सभी लागतों का शुद्ध वर्तमान मूल्य है जो उस जीवनकाल में संपत्ति से ऊर्जा उत्पादन के उचित रूप से छूट वाले योग से विभाजित है।[3]


भंडारण की स्तरित लागत

भंडारण की स्तरीय लागत (LCOS) LCOE के अनुरूप है, लेकिन बैटरी जैसे ऊर्जा भंडारण प्रौद्योगिकियों पर लागू होती है।[4] प्रौद्योगिकी के बावजूद, हालांकि, भंडारण उत्पादन के प्राथमिक स्रोत पर निर्भर विद्युत का एक माध्यमिक स्रोत है। इस प्रकार, एक वास्तविक लागत लेखांकन मांग करता है कि मांग को पूरा करने के लिए वास्तविक समय में विद्युत उत्पादन की लागत की तुलना में भंडारण की लागत की तुलना करते समय प्राथमिक और द्वितीयक दोनों स्रोतों की लागत सम्मिलित की जाए।

भंडारण के लिए एक अद्वितीय लागत कारक नुकसान है जो विद्युत के भंडारण की अंतर्निहित अक्षमताओं के साथ-साथ CO2 उत्सर्जन वृद्धि के कारण होता है अगर प्राथमिक स्रोत का कोई घटक 100% से कम कार्बन-मुक्त है।[5] U.S. में, 2015 के एक व्यापक अध्ययन में पाया गया कि भंडारण संचालन से उत्पन्न शुद्ध प्रणाली CO2 उत्सर्जन विद्युत उत्पादन [मांग को पूरा करने के लिए वास्तविक समय में] से उत्सर्जन की तुलना में गैर-तुच्छ है, जो 104 से 407 किग्रा/मेगावाट वितरित ऊर्जा पर स्थान, भंडारण संचालन मोड, और कार्बन तीव्रता के संबंध में अनुमान करता है।।[5]


विद्युत की लागत से बचा हुआ स्तर

ऊर्जा की मात्रिक स्तरित टाली हुई लागत (LACE) आर्थिक मूल्य पर विचार करके LCOE की कुछ कमियों को संबोधित करती है जो स्रोत ग्रिड (विद्युत् वितरण तंत्र) को प्रदान करता है। आर्थिक मूल्य एक संसाधन की प्रेषण क्षमता के साथ-साथ एक क्षेत्र में मौजूद ऊर्जा मिश्रण को ध्यान में रखता है।[6]

2014 में, अमेरिकी ऊर्जा सूचना प्रशासन ने संस्तुति की[7] कि हवा या सौर जैसे गैर-प्रेषण योग्य उत्पादन स्रोतों की स्तरित लागतों की तुलना जीवाश्म ईंधन या भू-तापीय जैसे प्रेषण योग्य स्रोतों के LCOE के स्थान पर ऊर्जा की स्तरीकृत टाली गई लागत (LACE) से की जाए। लेस गैर-प्रेषणीय स्रोत के वार्षिक उत्पादन से विभाजित अन्य स्रोतों से टाली गई लागत है। EIA ने परिकल्पना की कि उतार-चढ़ाव वाले विद्युत स्रोत पूर्तिकर भेजने योग्य स्रोतों की पूंजी और रखरखाव लागत से बच नहीं सकते हैं। LACE से LCOE के अनुपात को मूल्य-लागत अनुपात कहा जाता है। जब LACE (मूल्य) LCOE (लागत) से अधिक होता है, तो मूल्य-लागत अनुपात 1 से अधिक होता है, और परियोजना को आर्थिक रूप से व्यवहार्य माना जाता है।[8]

विद्युत की मूल्य-समायोजित स्तरीकृत लागत

विद्युत की मूल्य-समायोजित स्तरीय लागत (VALCOE) अंतर्राष्ट्रीय ऊर्जा संस्था द्वारा तैयार की गई एक मात्रिक है जिसमें विद्युत की लागत और विद्युत प्रणाली के मूल्य दोनों सम्मिलित हैं।[9] उदाहरण के लिए, उच्च डिमांड के समय विद्युत की समान मात्रा अधिक मूल्यवान होती है। हालाँकि VALCOE भविष्य में विद्युत व्यवस्था में होने वाले बदलावों को ध्यान में नहीं रखता है, उदाहरण के लिए बहुत अधिक सौर ऊर्जा जोड़ने से दोपहर का मूल्य कम हो सकता है लेकिन आज का VALCOE इसे ध्यान में नहीं रखता है।[10]

लागत कारक

लागतों की गणना करते समय, कई आंतरिक लागत कारकों पर विचार करना होगा।[11] लागतों के उपयोग पर ध्यान दें, जो वास्तविक विक्रय मूल्य नहीं है, क्योंकि यह अनुदान और करों जैसे विभिन्न कारकों से प्रभावित हो सकता है:

  • वायुरूप द्रव्य और तेल विद्युत केंद्रों के लिए पूंजीगत लागत कम होती है; तटवर्ती पवन टर्बाइनों और सौर PV (प्रकाशवोल्टीय) के लिए मध्यम; कोयला संयंत्रों के लिए उच्चतर और अपशिष्ट से ऊर्जा, तरंग ऊर्जा और ज्वारीय ऊर्जा, सौर तापीय ऊर्जा, अपतटीय पवन और परमाणु ऊर्जा के लिए अभी भी उच्चतर है।
  • ईंधन लागत - जीवाश्म ईंधन और बायोमास स्रोतों के लिए उच्च, परमाणु के लिए कम, और कई नवीनीकरण के लिए शून्य। राजनीतिक और अन्य कारकों के कारण, उत्पादन उपकरण के जीवन पर ईंधन की लागत कुछ हद तक अप्रत्याशित रूप से भिन्न हो सकती है।

विद्युत के उत्पादन की कुल लागत का मूल्यांकन करने के लिए, पैसे के समय मूल्य का उपयोग करके लागत की धाराओं को शुद्ध वर्तमान मूल्य में परिवर्तित किया जाता है। इन लागतों को रियायती नकदी प्रवाह का उपयोग करके एक साथ लाया जाता है।[12][13]

पूंजीगत लागत

विद्युत उत्पादन क्षमता के लिए पूंजीगत लागत को प्रायः सहसा लागत प्रति वाट के रूप में व्यक्त किया जाता है। अनुमानित लागत हैं:

लागत प्रति kW
प्रकार US EIA[14] US NREL[15] $/MWh[15]
कोयला ऊर्जा $4,074 $3,075-5,542
90% कार्बन के साथ कोयला $6,495-6,625
प्राकृतिक गैस $922-2,630
संयुक्त चक्र $1,062-1,201
90% कार्बन के साथ संयुक्त चक्र $2,736-2,845
आंतरिक दहन इंजन $2,018
टर्बाइन, वायुजनित $1,294
टर्बाइन, औद्योगिक $785
आणविक $6,695-7,547 $7,442-7,989 $81-82
पवन ऊर्जा $1,718 $1,462 $27-75
पवन, अपतटीय $4,833-6,041 $3,285-5,908 $67-146
वितरित पीढ़ी (पवन) $1,731-2,079 $2,275-5,803 $32-219
सौर तापीय / केंद्रित $7,895 $6,505 $76-97
सौर प्रकाशवोल्टीय $1,327 $1,333-2,743 $31-146
भंडारण के साथ सौर PV $1,748 $2,044 $53-81
बैटरी भंडारण $1,316 $988-4,774
ईंधन कोष $6,639-7,224
स्पंदित-भंडारण जलविद्युत $1,999-5,505
जलविद्युत, पारंपरिक $3,083 $2,574-16,283 $60-366
जैव भार $4,524 $4,416 $144
भूतापीय ऊर्जा $3,076 $6,753-46,223 $55-396

वास्तविक जीवन की लागत उन प्राक्कलनों से महत्वपूर्ण रूप से भिन्न हो सकती है। ओल्किलुओटो परमाणु ऊर्जा संयंत्र विभाग 3,(जिसने 2021 के अंत में पहली क्रांतिकता प्राप्त की थी) के निर्माण संघ के लिए सहसा लागत थी (उपादेयता ने एक निश्चित मूल्य का भुगतान किया, जिस पर केवल 3.2 बिलियन यूरो के सौदे पर हस्ताक्षर किए गए थे) € 8.5 बिलियन की और 1.6 गीगावाट की शुद्ध विद्युत क्षमता या € 5310 प्रति किलोवाट की क्षमता थी।[16] इसके अलावा, विद्युत के विभिन्न स्रोतों की तुलना का विषय है, क्योंकि कुछ पवन और सौर अनुप्रयोगों के लिए क्षमता कारक 10-20% तक कम हो सकते हैं, जो अपतटीय पवन के लिए 50% सीमा तक पहुँचते हैं और अंत में सबसे विश्वसनीय परमाणु ऊर्जा संयंत्र के लिए 90% से ऊपर होते हैं।[17] 2020 में दुनिया के सभी वाणिज्यिक परमाणु ऊर्जा संयंत्रों का औसत क्षमता कारक 80.3% (83.1% पूर्व वर्ष) था, लेकिन इसमें पुराने पीढ़ी II परमाणु ऊर्जा संयंत्र और फ्रांस में परमाणु ऊर्जा जैसे देश सम्मिलित हैं, जो अपने परमाणु ऊर्जा संयंत्रों को लोड करते हैं, जिसके बाद कारक क्षमता को कम करता है।[18] शिखरन विद्युत संयंत्रों में विशेष रूप से कम क्षमता वाले कारक होते हैं, लेकिन जब आपूर्ति मांग को पूरा नहीं करती है तो उच्चतम संभव कीमत पर विद्युत बेचकर इसकी भरपाई करते हैं।[19]

60 मेगावाट और लागत € 250 मिलियन की नेमप्लेट क्षमता वाला पहला जर्मन अपतट पवन उद्यान अल्फा वेंटस अपतटीय पवन प्रक्षेत्रगृह (प्रारंभिक अनुमान के बाद €190 मिलियन) है।[20] 2012 में इसने 268 गीगावाट-घंटे विद्युत का उत्पादन किया, जिससे केवल 50% से अधिक का क्षमता कारक प्राप्त हुआ।[21] यदि नेमप्लेट क्षमता के लिए सहसा लागत की गणना की जाती है, तो यह गणना €4167 प्रति किलोवाट की जाती है जबकि यदि कोई क्षमता कारक को ध्यान में रखता है, तो आंकड़ा स्थूलतः दोगुना होना चाहिए।

नवीकरणीय ऊर्जा के बीच भूतापीय ऊर्जा अद्वितीय है क्योंकि इसका सामान्यतः जमीन के ऊपर कम प्रभाव पड़ता है और यह आधारभाग विद्युत उत्पादन के साथ-साथ संयुक्त ऊष्मा और विद्युत के लिए सक्षम है। हालांकि, पौधों और स्थितियों के आधार पर प्राकृतिक रूप से होने वाली रेडियोधर्मी सामग्री जैसे रेडॉन को हवा में छोड़ा जा सकता है।[22] यह प्रति क्षमता अपेक्षाकृत उच्च लागत को आंशिक रूप से प्रतिसंतुलन करता है जिसे US$200 मिलियन Þईस्तारेकिर भूतापीय विद्युत् केंद्र के 45 मेगावाट पहले चरण के लिए उद्धृत किया गया था और कुल 90 मेगावाट के लिए दो पहले चरण संयुक्त US$330 मिलियन। यह प्रति किलोवाट क्षमता की लागत US$4,444 देता है यदि केवल पहले चरण पर विचार किया जाता है और US$3,667 यदि दोनों चरणों के लिए अनुमानित लागत एक साथ रहती है।[23] स्रोत इस विद्युत संयंत्र को भू-तापीय ऊर्जा के लिए विशिष्ट रूप से लागत प्रभावी भी कहते हैं और आइसलैंड का अद्वितीय भूविज्ञान देश को दुनिया भर में भू-तापीय विद्युत के सबसे बड़े उत्पादकों में से एक बनाता है और प्रति व्यक्ति या खपत की गई सभी ऊर्जा के सापेक्ष सबसे बड़ा है।

दक्षिणी जर्मनी में इरशिंग विद्युत् केंद्र का विभाग 5 एक संयुक्त चक्र में प्राकृतिक वायुरूप द्रव्य का उपयोग ईंधन के रूप में करता है, जो 1750 मेगावाट तापीय ऊर्जा को 847 शुद्ध मेगावाट प्रयोग करने योग्य विद्युत में परिवर्तित करता है। इसे बनाने में €450 मिलियन की लागत आई।[24] यह कुछ € 531 प्रति किलोवाट क्षमता पर काम करता है। हालांकि, इसे उच्च विद्युत संयंत्र के रूप में संचालित करने की गैर-आर्थिक संभावना के कारण, मालिक, 2010 में प्लांट खोलने के तुरंत बाद, संयंत्र को बंद करना चाहते थे।[25]

तट से दूरी के साथ तैरती पवन ऊर्जा का LCOE बढ़ता है।[26]

लिबरोस प्रकाशवोल्टीय उद्यान - जर्मनी में सबसे बड़ा है - 52.79 मेगावाट के उद्घाटन पर एक नेमप्लेट क्षमता थी और निर्माण के लिए € 160 मिलियन की लागत आई[27][28] या €3031 प्रति किलोवाट। 52 गीगावाट-घंटे (सिर्फ 5.9 मेगावाट से अधिक के बराबर) के वार्षिक उत्पादन के साथ इसका क्षमता कारक सिर्फ 11% से अधिक है। €160 आंकड़ा फिर से उद्धृत किया गया जब 2010 में सौर उद्यान बेचा गया था।[29]

राजस्थान, भारत में आज तक (2022) दुनिया का सबसे बड़ा सौर उद्यान - भड़ला सोलर पार्क - की कुल नेमप्लेट क्षमता 2255 मेगावाट है और इसे बनाने में कुल 98.5 बिलियन भारतीय रुपये खर्च हुए हैं।[30] यह स्थूलतः 43681 रुपए प्रति किलोवाट बैठता है।

जैसा कि इन अंकों से देखा जा सकता है, विद्युत के एक ही स्रोत के लिए जगह-जगह या समय-समय पर लागत अशिष्टतः भिन्न होती है और यह इस बात पर निर्भर करता है कि ब्याज कुल लागत में सम्मिलित है या नहीं। इसके अलावा, क्षमता कारक और कुछ ऊर्जा स्रोतों की आंतरायिकता गणनाओं को और जटिल बनाती है। एक और विषय जो प्रायः चर्चाओं में छोड़ दिया जाता है वह विभिन्न विद्युत संयंत्रों का जीवनकाल है - कुछ सबसे पुराने जलविद्युत संयंत्र एक सदी से अधिक समय से अस्तित्व में हैं, और पांच या छह दशकों से लगातार चल रहे परमाणु ऊर्जा संयंत्र कोई दुर्लभ नहीं हैं। हालांकि, पहली पीढ़ी के कई पवन टर्बाइनों को पहले ही तोड़ दिया गया है क्योंकि वे अब अधिक आधुनिक पवन टर्बाइनों के साथ प्रतिस्पर्धा नहीं कर सकते हैं और/या वर्तमान नियामक वातावरण के अनुरूप नहीं हैं। उनमें से कुछ पच्चीस साल के भी नहीं थे। सौर पट्टिका एक निश्चित उम्र का प्रदर्शन करते हैं, जो उनके उपयोगी जीवनकाल को सीमित करता है, लेकिन नवीनतम प्रतिरूप के अपेक्षित जीवनकाल के लिए वास्तविक विश्व डेटा अभी तक मौजूद नहीं है।

संचालन और रखरखाव (O&M) लागत

O&M लागत में विद्युत उत्पादन सुविधा के लिए ईंधन, रखरखाव, संचालन, अपशिष्ट भंडारण और पाबंदी की सीमांत लागत सम्मिलित है। कोयले, वायुरूप द्रव्य, बायोमास और यूरेनियम के क्रम में तेल से चलने वाली पीढ़ी के लिए ईंधन की लागत सबसे अधिक होती है। यूरेनियम की उच्च ऊर्जा घनत्व (या यूरेनियम के इस विकल्प का उपयोग करने वाले पौधों में MOX ईंधन) और विश्व यूरेनियम बाजार पर तुलनात्मक रूप से कम कीमत के कारण (विशेष रूप से जब ऊर्जा सामग्री की प्रति इकाई मुद्रा की इकाइयों में मापा जाता है), ईंधन लागत केवल परमाणु ऊर्जा संयंत्रों की परिचालन लागत का एक अंश है। सामान्य तौर पर, पूंजी और चालू लागत के बीच लागत संतुलन नवीकरणीय और परमाणु के लिए कम परिचालन व्यय के पक्ष में और दूसरी दिशा में जीवाश्म ईंधन के लिए झुकता है।

जैसा कि उच्च आय वाले देशों में संप्रभु ऋण सामान्यतः निजी ऋणों की तुलना में कम ब्याज दरों पर होता है, राज्य निवेश या राज्य की गारंटी की बड़ी भागीदारी से परमाणु और नवीकरणीय ऊर्जा जीवाश्म विकल्पों की तुलना में अधिक सस्ती हो जाती है। वैश्विक दक्षिण में, जहां ब्याज दरें अधिक होती हैं, छोटे पैमाने की परियोजनाओं (विशेष रूप से पवन और सौर) की छोटी निर्माण अवधि आंशिक रूप से उनकी बढ़ी हुई पूंजी लागत की भरपाई करती है। आयात प्रतिस्थापन की स्तिथि में, ग्रामीण विद्युतीकरण के लिए बंकर तेल या डीजल जनरेटर को बदलने में सौर विशेष रूप से आकर्षक हो सकता है क्योंकि इसे आयातित हाइड्रोकार्बन की आवश्यकता नहीं है और क्योंकि यह हाइड्रोकार्बन संसाधनों (जहां उपलब्ध हो) को इसके स्थान पर निर्यात करने की अनुमति देता है।[31][32]

ईंधन की कीमतों में अल्पकालिक उतार-चढ़ाव का प्राकृतिक वायुरूप द्रव्य और तेल से चलने वाले विद्युत संयंत्रों में और कुछ हद तक कोयले से चलने वाले विद्युत संयंत्रों में ऊर्जा उत्पादन की लागत पर महत्वपूर्ण प्रभाव पड़ सकता है। चूंकि नवीकरणीय ऊर्जा के लिए किसी ईंधन की आवश्यकता नहीं होती है, एक बार बनने वाले ईंधन के लिए उनकी लागत वैश्विक बाजारों से स्वतंत्र होती है। कोयले से चलने वाले विद्युत संयंत्रों को प्रायः स्थानीय या कम से कम घरेलू रूप से उपलब्ध कोयले की आपूर्ति की जाती है - यह लिग्नाइट के लिए विशेष रूप से सच है, जिसके मंद श्रेणी और उच्च नमी की मात्रा इसे लंबी दूरी तक असंवैधानिक बनाती है - और इस प्रकार विश्व बाजार के प्रभाव के अधीन कम हैं। यदि कोई कार्बन कर या CO2-मूल्य निर्धारण के अन्य रूप हैं, तो जीवाश्म ईंधन वाले विद्युत संयंत्रों की आर्थिक व्यवहार्यता पर इसका महत्वपूर्ण प्रभाव पड़ सकता है। यूरेनियम का भंडारण करने में आसानी और ईंधन भरने की दुर्लभता के कारण (अधिकांश दबाव वाले जल प्रतिघातक हर डेढ़ से दो साल में अपने ईंधन भरण के एक चौथाई से एक तिहाई तक बदल जाते हैं।[33][34]) विश्व यूरेनियम की कीमतों में अल्पकालिक उतार-चढ़ाव ईंधन आपूर्तिकर्ताओं द्वारा अवशोषित जोखिम है, न कि विद्युत संयंत्र संचालकों द्वारा। हालांकि, यूरेनियम की कीमत में लंबी अवधि के रुझानों का परमाणु ऊर्जा की अंतिम कीमत पर कुछ दसवें प्रतिशत से एक प्रतिशत या दो किलोवाट-घंटे का प्रभाव हो सकता है।[35]

परमाणु और नवीकरणीय दोनों की परिचालन लागत में सबसे बड़ा कारक स्थानीय मजदूरी है - ज्यादातर स्तिथियों में उन्हें भुगतान करने की आवश्यकता होती है, भले ही संयंत्र पूरी क्षमता से चल रहा हो या अपनी नेमप्लेट क्षमता का केवल एक अंश बाहर कर रहा हो और इस प्रकार वे पौधे सामान्यतः बाजार (नकारात्मक कीमतें) और मौसम (ठंडे पानी के साथ नदियों को गर्म करने से बचने, धूप या हवा की उपलब्धता ...) के रूप में अपनी क्षमता के एक अंश तक चलते हैं।[36][37] हालांकि, फ़्रांस में परमाणु ऊर्जा संयंत्र जो विद्युत की मांग का लगभग 70% प्रदान करते हैं, ग्रिड को स्थिर करने के लिए निम्न भार चलाते हैं। चूंकि फ़्रांस में बहुत से घरेलू ऊष्मण विद्युत के साधनों (ऊष्मा पंप और प्रतिरोधी ऊष्मण) के माध्यम से आपूर्ति की जाती है, फ़्रांस में परमाणु ऊर्जा उत्पादन के लिए एक उल्लेखनीय मौसम होता है, सामान्यतः कम मांग वाली गर्मियों की अवधि के लिए नियोजित बहिरंश के साथ, जो फ्रांस में स्कूल की छुट्टियों के साथ मेल खाता है। जर्मनी में कुछ दो दशक पुराने और पुराने पवन टर्बाइनों को अक्षय ऊर्जा अनुदान प्राप्त नहीं होने के बाद बंद कर दिया गया था, क्योंकि प्रतिवेदन की गई बाजार-दर विद्युत की कुछ कीमत थी। €0.03 प्रति kWh सीमांत लागत को समाविष्ट नहीं करता है या केवल उन्हें तब तक समाविष्ट करता है जब तक कि किसी बड़े रखरखाव की आवश्यकता न हो।[38] इसके विपरीत पूरी तरह से मूल्यह्रास होने के बाद, जर्मनी के (तब शेष) परमाणु ऊर्जा संयंत्रों को 2010 के दौरान मीडिया प्रतिवेदन में और 2020 की शुरुआत में प्रत्यक्ष सरकारी अनुदान के बिना भी उनके संचालकों के लिए अत्यधिक लाभदायक बताया गया था।[39][40][41]

बाजार मिलान लागत

पॉल जोस्को जैसे कई विद्वानों ने नए उत्पादन स्रोतों की तुलना करने के लिए विद्युत मात्रिक की स्तरीय लागत की सीमाओं का वर्णन किया है। विशेष रूप से, LCOE मांग के अनुरूप उत्पादन से जुड़े समय प्रभावों की उपेक्षा करता है। यह दो स्तरों पर होता है:

  • प्रेषणीयता, ऑनलाइन आने, ऑफलाइन जाने या मांग में बदलाव के साथ तेजी से ऊपर या नीचे जाने के लिए एक उत्पादक प्रणाली की क्षमता है।
  • जिस हद तक उपलब्धता प्रोफ़ाइल बाजार की मांग प्रोफ़ाइल से मेल खाती है या उसके साथ संघर्ष करती है।

रैंप-अप (कितनी तेजी से ऊर्जा को बढ़ाया या घटाया जा सकता है) अधिक आधुनिक परमाणु के लिए तेज हो सकता है और परमाणु ऊर्जा संयंत्रों का अर्थशास्त्र अलग है।Cite error: Closing </ref> missing for <ref> tag

LCOE मात्रिक की एक और सीमा कुशल ऊर्जा उपयोग और ऊर्जा संरक्षण (EEC) का प्रभाव है। अधिक आधुनिक परमाणु के लिए प्रवण दर (कितनी तेजी से बिजली बढ़ाई या घटाई जा सकती है) तेज हो सकती है और परमाणु ऊर्जा संयंत्रों का अर्थशास्त्र अलग है। [43] [44] फिर भी, पवन, सौर, और परमाणु जैसी पूंजी गहन प्रौद्योगिकियां आर्थिक रूप से वंचित हैं जब तक कि LCOE लगभग सभी बर्बाद -लागत पूंजी निवेश के बाद से अधिकतम उपलब्धता पर उत्पादन न करे। बहुत बड़ी मात्रा में रुक-रुक कर चलने वाले विद्युत स्रोतों जैसे कि पवन और सौर के साथ ग्रिड, भंडारण या पूर्तिकर उत्पादन उपलब्ध होने की आवश्यकता से जुड़ी अतिरिक्त लागत लगा सकते हैं। [45] उसी समय, आंतरायिक स्रोत और भी अधिक प्रतिस्पर्धी हो सकते हैं यदि वे मांग और कीमतों के उच्चतम होने पर उत्पादन के लिए उपलब्ध हों, जैसे कि गर्मियों के दौरान सौर, गर्म देशों में मध्य-दिन की चोटियाँ देखी जाती हैं जहाँ वातानुकूलन एक प्रमुख उपभोक्ता है।

2010 में EEC अमेरिका जैसे कई देशों की विद्युत की मांग समतल रहने या गिरने का कारण बना,[42] ।[43][44] अंतिम उपयोग के बिंदु पर स्थापित सौर प्रणालियों के लिए, पहले EEC, फिर सौर, या दोनों में एक ही समय में निवेश करना अधिक किफायती हो सकता है।[45] इसका परिणाम EEC उपायों के बिना आवश्यक सौर प्रणाली की तुलना में छोटे आवश्यक सौर मंडल में होता है। हालांकि, LCOE के आधार पर एक सौर प्रणाली को अभिकल्पना करने से छोटी प्रणाली LCOE में वृद्धि होगी, क्योंकि ऊर्जा उत्पादन प्रणाली लागत से तेज़ी से गिरता है।[clarification needed] पूरे प्रणाली जीवन चक्र की लागत पर विचार किया जाना चाहिए, न कि केवल ऊर्जा स्रोत के LCOE पर।[46]LCOE आय, नकदी प्रवाह, बंधक, पट्टों, किराए और विद्युत बिलों जैसे अन्य वित्तीय विचारों की तुलना में अंतिम उपयोगकर्ताओं के लिए उतना प्रासंगिक नहीं है।[46]इनके संबंध में सौर निवेशों की तुलना करने से अंतिम उपयोगकर्ताओं के लिए निर्णय लेना आसान हो सकता है, या लागत-लाभ गणनाओं और/या किसी परिसंपत्ति की क्षमता मूल्य या किसी प्रणाली या परिपथ स्तर पर चरम पर योगदान का उपयोग करना आसान हो सकता है।[46]

ऊर्जा स्रोतों की बाहरी लागत

See also: ऊर्जा उद्योग का पर्यावरणीय प्रभाव and परमाणु ऊर्जा संयंत्रों का अर्थशास्त्र

सामान्यतः विभिन्न ऊर्जा स्रोतों से विद्युत के मूल्य निर्धारण में सभी बाहरीता सम्मिलित नहीं हो सकती है - अर्थात, उस ऊर्जा स्रोत का उपयोग करने के परिणामस्वरूप समाज द्वारा अप्रत्यक्ष रूप से वहन की जाने वाली लागतें।[47]इनमें सक्षम लागत, पर्यावरणीय प्रभाव, ऊर्जा भंडारण, पुनर्चक्रण लागत, या बीमा से परे दुर्घटना प्रभाव सम्मिलित हो सकते हैं।

इसके परिणामस्वरूप निचले इलाकों में लाखों घरों को खाली करने और सैकड़ों अरब डॉलर की संपत्ति के नुकसान की वार्षिक लागत की उम्मीद है।[48][49][50][51]

सौर फलक के प्रदर्शन की सामान्यतः 25 साल और कभी-कभी 30 साल की अधिपत्रित होती है।[52] 2021 के हार्वर्ड व्यापार समीक्षा अध्ययन के अनुसार सौर फलकों को पुनर्चक्रित करने की लागत 2035 में प्रति फलक 20-30 डॉलर तक पहुंच जाएगी, जो PV सौर ऊर्जा के लिए LCOE चार गुना बढ़ जाएगी, लेकिन केवल तभी जब फलकों को अपेक्षित 30 वर्षों के स्थान पर 15 वर्षों के बाद बदल दिया जाए। यदि फलकों को जल्दी बदल दिया जाता है तो यह एक महत्वपूर्ण नीतिगत चुनौती प्रस्तुत करता है क्योंकि यदि पुनर्चक्रण को निर्माताओं का कानूनी कर्तव्य बना दिया जाता है (अपशिष्ट विद्युत और इलेक्ट्रॉनिक उपकरण निर्देश के रूप में) तो यह पहले से ही प्रतिस्पर्धी बाजार पर लाभ उपांत को नाटकीय रूप से कम कर देगा।[53] पुराने फलकों को पुनःचक्रित करने के स्थान पर पुन: उपयोग करने के लिए 2021 IEA अध्ययन ने निष्कर्ष निकाला कि वित्तीय व्यवहार्यता देश के विशिष्ट कारकों जैसे ग्रिड प्रशुल्क पर निर्भर करती है, लेकिन यह पुन: उपयोग केवल उपयोगिता सौर के लिए संभव है, क्योंकि छत के मालिक स्थान का सर्वोत्तम उपयोग करना चाहेंगे। अधिक कुशल नए पैनल के साथ।[54]

1995 से 2005 की अवधि में किए गए एक यूरोपीय संघ द्वारा वित्तपोषित शोध अध्ययन जिसे विदेशी या बाहरी ऊर्जा के रूप में जाना जाता है, ने पाया कि कोयले या तेल से विद्युत उत्पादन की लागत इसके वर्तमान मूल्य से दोगुनी हो जाएगी, और वायुरूप द्रव्य से विद्युत उत्पादन की लागत में वृद्धि होगी। 30% से अगर बाहरी लागत जैसे पर्यावरण और मानव स्वास्थ्य को नुकसान, वायुमंडलीय कण पदार्थ, नाइट्रोजन आक्साइड, क्रोमियम VI, नदी के पानी की क्षार मिट्टी, पारा विषाक्तता और इन स्रोतों द्वारा उत्पादित संखिया उत्सर्जन को ध्यान में रखा गया। अध्ययन में यह अनुमान लगाया गया था कि ये बाहरी, अनुप्रवाह, जीवाश्म ईंधन की लागत यूरोपीय संघ की अर्थव्यवस्था का 1%-2% तक है। यूरोपीय संघ का संपूर्ण सकल घरेलू उत्पाद (GDP), और यह विश्वव्यापी तापक्रम की बाहरी लागत से पहले था। इन स्रोतों से भी सम्मिलित किया गया था।[55][56] यूरोपीय संघ में कोयले की सबसे अधिक बाहरी लागत है, और विश्वव्यापी तापक्रम उस लागत का सबसे बड़ा हिस्सा है।[47] सतत ऊर्जा समाज को भविष्य की लागतों से बचाती है या बहुत कम करती है, जैसे कि श्वसन रोग।[57][58] 2022 में यूरोपीय संघ ने टिकाऊ गतिविधियों के लिए यूरोपीय संघ वर्गीकरण बनाया, यह इंगित करने के लिए कि कौन से ऊर्जा निवेश ऐसी बाहरी लागतों को कम करते हैं।

जीवाश्म ईंधन उत्पादन की बाहरी लागत के एक हिस्से को संबोधित करने का एक साधन कार्बन मूल्य निर्धारण है - विश्वव्यापी-तापक्रम उत्सर्जन को कम करने के लिए अर्थशास्त्रियों द्वारा सबसे पसंदीदा तरीका।[59] कार्बन मूल्य निर्धारण उनसे शुल्क लेता है जो अपने उत्सर्जन के लिए कार्बन डाइऑक्साइड का उत्सर्जन करते हैं। वह शुल्क, जिसे कार्बन मूल्य कहा जाता है, वह राशि है जो वातावरण में एक टन कार्बन डाइऑक्साइड के उत्सर्जन के अधिकार के लिए भुगतान की जानी चाहिए। कार्बन मूल्य निर्धारण सामान्यतः कार्बन कर या उत्सर्जन के लिए अनुमति पत्र खरीदने की आवश्यकता (जिसे भत्ते भी कहा जाता है) का रूप लेता है।

संभावित दुर्घटनाओं और उनकी संभावनाओं की धारणाओं के आधार पर परमाणु ऊर्जा के लिए बाहरी लागत काफी भिन्न होती है और 0.2 और 200 ct/kWh के बीच पहुंच सकती है।[60] इसके अलावा, परमाणु ऊर्जा एक बीमा ढांचे के तहत काम कर रही है जो परमाणु ऊर्जा के क्षेत्र में तीसरे पक्ष के दायित्व पर पेरिस सम्मेलन के अनुसार दुर्घटना देनदारियों को सीमित या संरचना करता है। परमाणु तृतीय-पक्ष देयता पर पेरिस सम्मेलन, ब्रुसेल्स पूरक सम्मेलन, और वियना परमाणु क्षति के लिए नागरिक दायित्व पर करार[61] और अमेरिका में प्राइस-एंडरसन अधिनियम। प्रायः यह तर्क दिया जाता है कि देयता में यह संभावित कमी एक बाहरी लागत का प्रतिनिधित्व करती है जो परमाणु विद्युत की लागत में सम्मिलित नहीं है; लेकिन लागत बहुत कम है, 2008 के एक अध्ययन के अनुसार, विद्युत की स्तरित लागत का लगभग 0.1% है।[62]

सबसे खराब स्थिति के लिए ये परे-बीमा लागत परमाणु ऊर्जा के लिए अद्वितीय नहीं हैं, क्योंकि पनविद्युत संयंत्र इसी तरह एक बड़े बांध की विफलता जैसी विनाशकारी घटनाओं के खिलाफ पूरी तरह से बीमा नहीं हैं। चूंकि निजी बीमाकर्ता बांध बीमा प्रीमियम को सीमित परिदृश्यों पर आधारित करते हैं, इसलिए इस क्षेत्र में प्रमुख आपदा बीमा भी राज्य द्वारा प्रदान किया जाता है।[63]

क्योंकि बाह्यताएँ अपने प्रभाव में विसरित होती हैं, बाह्य लागतों को सीधे मापा नहीं जा सकता है, लेकिन अनुमान लगाया जाना चाहिए।

अंतर्राष्ट्रीय व्यापार

अलग-अलग देश उत्पादक कंपनियों पर उनके द्वारा उत्पन्न नकारात्मक बाह्यताओं (जैसे प्रदूषण) के लिए अलग-अलग शुल्क लगाते हैं। अस्वच्छ ऊर्जा के आयात से अनुचित प्रतिस्पर्धा से बचने के लिए प्रशुल्क लागू किया जा सकता है। उदाहरण के लिए, UK और EU अपने कार्बन सीमा समायोजन तंत्र में ऊर्जा को सम्मिलित कर सकते हैं।[64] वैकल्पिक रूप से आयात और निर्यात करने वाले देशों के त्सर्जन व्यापार प्रणाली (ETS) को जोड़ा जा सकता है,[65] या एक देश के जनित्र दूसरे देश के ETS के अधीन हो सकते हैं (उदाहरण के लिए उत्तरी आयरलैंड के जनित्र यूरोपीय संघ उत्सर्जन व्यापार प्रणाली में हैं)।[66]

अतिरिक्त लागत कारक

गणनाओं में प्रायः प्रत्येक प्रकार के संयंत्र से जुड़ी व्यापक प्रणाली लागत सम्मिलित नहीं होती है, जैसे ग्रिड के लिए लंबी दूरी की संचार संयोजन, या संतुलन और आरक्षित लागत। गणनाओं में आवश्यक रूप से कोयला संयंत्रों द्वारा स्वास्थ्य क्षति, न ही जलवायु परिवर्तन, महासागर अम्लीकरण और सुपोषण (जलसुपोषण), महासागर वर्तमान बदलाव पर ग्रीनहाउस उत्सर्जन के प्रभाव जैसे बाह्यताओं को सम्मिलित किया गया है। विद्युत संयंत्रों की पाबंदी लागत सामान्यतः सम्मिलित नहीं होती है (संयुक्त राज्य अमेरिका में परमाणु ऊर्जा संयंत्र एक अपवाद है, क्योंकि पाबंदी की लागत परमाणु अपशिष्ट नीति अधिनियम के अनुसार विद्युत की कीमत में सम्मिलित है), इसलिए पूर्ण लागत लेखांकन नहीं है। गणना के उद्देश्य के आधार पर इस प्रकार की वस्तुओं को आवश्यकतानुसार स्पष्ट रूप से जोड़ा जा सकता है।

अन्य गैर-वित्तीय कारकों में सम्मिलित हो सकते हैं:

  • जीवन-चक्र ग्रीनहाउस वायुरूप द्रव्य उत्सर्जन की तुलना कोयले को दर्शाती है, उदाहरण के लिए, GHG की स्तिथि में किसी भी विकल्प की तुलना में मौलिक रूप से अधिक है।
  • सतह ऊर्जा घनत्व जो दी गई तकनीक का उपयोग करके उत्पन्न ऊर्जा की प्रति ईकाई आवश्यक भूमि की सतह की मात्रा निर्धारित करता है, और उच्च और निम्न-घनत्व स्रोतों के बीच परिमाण के दो क्रमों द्वारा क्रमित कर सकता है। उच्च जनसंख्या घनत्व वाले देशों में भूतल ऊर्जा घनत्व एक महत्वपूर्ण सीमित कारक है।
  • वन्यजीवों पर प्रभाव में अनुमानित 888,000 चमगादड़ सालाना अमेरिकी पवन टरबाइनों के साथ टकराव से मारे गए हैं।[67] उच्च वोल्टेज विद्युत तार और खंभों से टकराने से हर साल लाखों पक्षियों के मारे जाने या विद्युत का करंट लगने और लाखों जीवाश्म ईंधन विद्युत संयंत्रों द्वारा मारे जाने का अनुमान है।[68] [69]
  • विद्युत उत्पादन के साथ अन्य पर्यावरणीय चिंताओं में अम्ल वर्षा , महासागर अम्लीकरण और वाटरशेड पर कोयला निष्कर्षण का प्रभाव सम्मिलित है।
  • विद्युत उत्पादन के साथ विभिन्न मानव स्वास्थ्य चिंताएं, जिनमें दमा और धुंध सम्मिलित हैं, अब विकसित देशों में उन निर्णयों पर हावी हैं जो स्वास्थ्य देखभाल की लागत को सार्वजनिक रूप से वहन करते हैं। 2021 के एक अध्ययन ने शेष दशक के लिए सैकड़ों अरबों डॉलर में कोयले की ऊर्जा की स्वास्थ्य लागत का अनुमान लगाया।[70]


वैश्विक अध्ययन

विभिन्न अध्ययनों के आधार पर ऊर्जा की स्तरित लागत। स्रोत: नवीकरणीय ऊर्जा के लिए इरेना 2020, परमाणु और कोयले से विद्युत की कीमत के लिए लाजार्ड, परमाणु क्षमता के लिए IAEA और कोयला क्षमता के लिए सार्वभौम ऊर्जा अनुवीक्षक।
उत्पादन की वैश्विक स्तरित लागत (US$ प्रति MWh)
IPCC 2014[71]

(5% छूट दर पर)

इरेना 2020[72] लाजार्ड 2021[73] निआ 2020[74]

(7% छूट दर पर)

बनेफ 2021[75]
PV (उपयोगिता, निश्चित-अक्ष) 110 68 28-41 56 39
PV (उपयोगिता, अनुसरण) - - - - 47
PV (आवासीय) 150 164 147-221 126 -
सौर (तापीय) 150 182 126-156 121 -
तटवर्ती पवन 59 53 26-50 50 41
अपतटीय पवन 120 115 83 88 79
आणविक (LTO) 65 - 131-204 69 (32) -
हाइड्रो 22 47 - 68 -
भूतापीय 60 73 56-93 99 -
कोयला (CC) 61 - 65-152 88 (110) -
गैस CC (उच्च) 71 - 45-74 71 -


BNEF (2021)

मार्च 2021 में, ब्लूमबर्ग न्यू एनर्जी फाइनेंस ने पाया कि नवीकरणीय ऊर्जा वैश्विक GDP के 71% और वैश्विक विद्युत उत्पादन के 85% के लिए सबसे सस्ता विद्युत विकल्प है। विद्युत की बढ़ती मांग को पूरा करने के लिए एक नया सौर या पवन प्रक्षेत्रगृह बनाना या एक सेवानिवृत्त जनित्र को बदलने के लिए एक नया जीवाश्म ईंधन से चलने वाला विद्युत संयंत्र बनाने की तुलना में अब सस्ता है। लागत के आधार पर, पवन और सौर बाजारों में सबसे अच्छा आर्थिक विकल्प है जहां प्रतिष्ठान उत्पादन संसाधन मौजूद हैं और मांग बढ़ रही है।[75]: 24  उन्होंने आगे बताया कि लिथियम-आयन बैटरी संचयन प्रणाली से ऊर्जा की स्तरित लागत कई उच्च-मांग जनित्र के साथ प्रतिस्पर्धी है।[75]: 23  BNEF विस्तृत पद्धति और LCOE गणना मान्यताओं का खुलासा नहीं करता है, हालांकि, यह घोषित करने के अलावा चयनित सार्वजनिक स्रोतों से प्राप्त किया गया है।[75]: 98  वायुरूप द्रव्य शिखरक की लागत बहुत अधिक है, और इसमें ईंधन की लागत और इसके दहन की बाहरी लागत दोनों सम्मिलित हैं। इसके दहन की लागत में ग्रीनहाउस वायुरूप द्रव्यों कार्बन मोनोऑक्साइड और डाइऑक्साइड के उत्सर्जन के साथ-साथ नाइट्रोजन ऑक्साइड (NOx), जो मानव श्वसन प्रणाली को नुकसान पहुंचाते हैं और अम्लीय वर्षा में योगदान करते हैं।[76]


IEEA और OECD NEA (2020)

दिसंबर 2020 में अंतर्राष्ट्रीय ऊर्जा एजेंसी और OECD परमाणु ऊर्जा एजेंसी ने विद्युत उत्पादन की एक संयुक्त अनुमानित लागत का अध्ययन प्रकाशित किया, जो 24 देशों में 243 विद्युत संयंत्रों पर आधारित विद्युत उत्पादन प्रौद्योगिकियों की एक बहुत व्यापक श्रेणी को देखता है। प्राथमिक खोज यह थी कि निम्न-कार्बन उत्पादन कुल मिलाकर तेजी से लागत प्रतिस्पर्धी होता जा रहा है और नई परमाणु ऊर्जा 2025 में सबसे कम अपेक्षित लागत के साथ प्रेषण योग्य निम्न-कार्बन प्रौद्योगिकी बनी रहेगी। प्रतिवेदन ने LCOE की गणना 7% छूट दर के साथ की और उत्पादन की प्रणालीगत लागतों के लिए समायोजित की।[74] प्रतिवेदन में एक प्रतिरूपण उपयोगिता भी सम्मिलित है जो उपयोगकर्ता-चयनित मापदण्ड जैसे छूट दर, कार्बन मूल्य, ताप मूल्य, कोयले की कीमत और वायुरूप द्रव्य की कीमत के आधार पर LCOE अनुमानों का उत्पादन करती है।[77] प्रतिवेदन के मुख्य निष्कर्ष:[78]

  • विशिष्ट ऊर्जा स्रोतों का LCOE भौगोलिक, राजनीतिक और विनियामक स्थिति के कारण देशों के बीच महत्वपूर्ण रूप से भिन्न होता है;
  • कम कार्बन ऊर्जा स्रोतों को अलग करने पर विचार नहीं किया जा सकता है, क्योंकि वे हर समय विश्वसनीय आपूर्ति सुनिश्चित करने के लिए एक दूसरे के साथ जटिल अंतःक्रियाओं में काम करते हैं; IEA विश्लेषण मूल्य-समायोजित LCOE या VALCOE में इन पारस्परिक प्रभाव को अधिकृत करता है;
  • नवीकरणीय ऊर्जा स्रोतों की लागत में काफी कमी आई है और प्रेषण योग्य जीवाश्म ईंधन उत्पादन के साथ प्रतिस्पर्धी (LCOE शर्तों में) हैं;
  • मौजूदा परमाणु ऊर्जा संयंत्रों (LTO, लंबी अवधि के संचालन) के संचालन के विस्तार की लागत कम कार्बन ऊर्जा स्रोतों का सबसे कम LCOE है;

लाजार्ड (2020)

अक्टूबर 2020 में, निवेश अधिकोषण लाजार्ड ने ऊर्जा के नवीकरणीय और पारंपरिक स्रोतों की तुलना की, जिसमें मौजूदा और नई पीढ़ी के बीच तुलना सम्मिलित है (तालिका देखें)। लाजार्ड अध्ययन LCOE गणना के लिए 8% ब्याज दर पर 60% ऋण और 12% लागत पर 40% हिस्सा मानता है लेकिन कीमतों की गणना करने के लिए उपयोग की जाने वाली उनकी पद्धति या परियोजना पेटिका का खुलासा नहीं किया।[79]


IPCC (2014)

IPCC पांचवीं आकलन प्रतिवेदन में LCOE गणना सम्मिलित है[71] निम्नलिखित चार परिदृश्यों में ऊर्जा स्रोतों की विस्तृत श्रृंखला के लिए:

  • पूंजी की 10% भारित औसत लागत, उच्च FLH, कोई कार्बन कर नहीं
  • पूंजी की 5% भारित औसत लागत, उच्च FLH, कोई कार्बन कर नहीं - उपरोक्त तालिका में प्रस्तुत परिदृश्य
  • पूंजी की 10% भारित औसत लागत, कम FLH, कोई कार्बन कर नहीं
  • पूंजी की 10% भारित औसत लागत, उच्च FLH, $100/tCO2eq कार्बन कर

क्षेत्रीय अध्ययन

ऑस्ट्रेलिया

BNEF[80] ऑस्ट्रेलिया में विद्युत उत्पादन के लिए निम्नलिखित लागतों का अनुमान लगाया:[81]

ऑस्ट्रेलिया LCoE 2020
स्रोत सौर पवन तटवर्ती गैस [[combined cycle power plant|CC]] पवन और भंडारण सोलर और संचयन संग्रहण (4 घंटे) गैस शिखर
Mean $US/MWh 47 58 81 87 118 156 228


यूरोप

निम्न तालिका से यह देखा जा सकता है कि नवीकरणीय ऊर्जा, विशेष रूप से प्रकाशवोल्टीय की लागत बहुत तेजी से गिर रही है। 2017 तक, प्रकाशवोल्टीय्स से विद्युत उत्पादन की लागत, उदाहरण के लिए, 7 वर्षों के भीतर लगभग 75% गिर गई है।[82]

€/MWh में नए बिजली संयंत्रों की बिजली उत्पादन लागत
ऊर्जा स्रोत प्रकाशन 2009[83] प्रकाशन 2011[84] अध्ययन 2012[85] विभिन्न व्यक्तिगत डेटा (2012 तक) अध्ययन 2013[86] अध्ययन 2015[87] अध्ययन 2018[88] अध्ययन 2021[89]
आणविक 50[lower-alpha 1] 60–100 – 70–90;[90] 70–100;[91] 105[92] – 36–84 – –
लिग्‍नाइट 46–65[lower-alpha 2] 45–100[lower-alpha 3] – – 38–53 29–84 45.9–79.8 103.8–153.4
कठोर कोयला 49–68[lower-alpha 2] 45–100[lower-alpha 3] – – 63–80 40–116 62.7–98.6 110.3–200.4
प्राकृतिक गैस (CCGT) 57–67[lower-alpha 2] 40–75 – 93[92] 75–98 53–168 77.8–99.6 77.9–130.6
हाइड्रो – – – – – 22–108 – –
पवन तटवर्ती 93 50–130 65–81 60.35–111;[93] 118[92] 45–107 29–114 39.9–82.3 39.4–82.9
पवन अपतटीय – 120–180 112–183 142–150[92] 119–194 67–169 74.9–137.9 72.3–121.3
बायोगैस – – – 126[92] 135–215 – 101.4–147.4 72.2–172.6
छोटा-पैमाना PV (जर्मनी) – – 137–203 – 98–142 – 72.3–115.4 58.1–80.4
बड़ा-पैमाना PV 32 – 107–167 100;[94] 184[92] 79–116 35–180 37.1–84.6 31.2–57

यूनाइटेड किंगडम में, 2012 की कीमतों पर £92.50/MWh का फीड-इन प्रशुल्क (वर्तमान में €131/MWh के समतुल्य)[95] 35 साल की अवधि के साथ, हिंकले बिंदु C में बनने वाले नए परमाणु ऊर्जा संयंत्र के लिए 2013 में प्लस मुद्रास्फीति हर्जाना निर्धारित किया गया था। उस समय, यह बड़े प्रकाशवोल्टीय और अपतटीय पवन संयंत्रों और ऊपर के तटवर्ती पवन संयंत्रों के लिए फीड-इन प्रशुल्क से कम था।[96][97][98]

जर्मनी में, 2017 से चली आ रही बोली प्रक्रियाओं के कारण लागत में महत्वपूर्ण कमी आई है। अपतटीय पवन फार्मों के लिए एक बोली में, कम से कम एक बोलीदाता ने पूरी तरह से सार्वजनिक अनुदान से छुटकारा पा लिया और अकेले बाजार के माध्यम से परियोजना को वित्तपोषित करने के लिए तैयार था। उच्चतम अनुदान मूल्य जो अभी भी प्रदान किया गया था वह 6.00 ct/kWh था।[99] तटवर्ती पवन फार्म परियोजनाओं के लिए एक बोली में, 5.71 CT/kWh का औसत भुगतान प्राप्त किया गया था, और दूसरे बोली दौर में 4.29 CT/kWh।

2019 में, यूनाइटेड किंगडम में नए अपतटीय पवन फार्मों के लिए बोलियां थीं, जिनकी लागत 3.96 पेंस प्रति kWh (4.47 ct) जितनी कम थी।[100]

उसी वर्ष, पुर्तगाल में प्रकाशवोल्टीय संयंत्रों के लिए बोलियां लगीं, जहां सबसे सस्ती परियोजना की कीमत 1.476 ct/kWh थी।[101]

ब्रिटेन[lower-alpha 4]

2022 में वायुरूप द्रव्य 40% ऊर्जा का सबसे बड़ा स्रोत है:[102] इसकी प्राकृतिक वायुरूप द्रव्य की कीमतें बदलती रहती हैं और उच्च कार्बन होने के कारण यह यूनाइटेड किंगडम में जलवायु परिवर्तन कारण बनता है।[103] इसलिए वायुरूप द्रव्यके हिस्से को कम करने के लिए सरकार प्रतिवर्ष कम कार्बन उत्पादन क्षमता, मुख्य रूप से अपतटीय पवन के निर्माण के लिए अंतर के अनुबंधों की नीलामी करती है।[104] 2022 से पहले इन जनरेटरों को हमेशा विद्युत आपूर्तिकर्ताओं से भुगतान प्राप्त होता था, लेकिन उस वर्ष उन्होंने भुगतान करना शुरू कर दिया।[105] दूसरे शब्दों में आंशिक रूप से अपतटीय पवन की लागत में गिरावट के कारण यूनाइटेड किंगडम में नवीकरणीय ऊर्जा अनुदान मुक्त हो गई[106]।[107] चूंकि ब्रिटेन के कई मौजूदा परमाणु प्रतिघातक जल्द ही सेवानिवृत्त होने वाले हैं, इसलिए सरकार को उम्मीद है कि लागत प्रभावी छोटे प्रमापीय प्रतिघातक विकसित किए जा सकते हैं।[102]

फ्रांस

अंतर्राष्ट्रीय ऊर्जा अभिकरण और EDF ने निम्नलिखित लागतों का अनुमान लगाया है। परमाणु ऊर्जा के लिए, उनमें फुकुशिमा दाइची परमाणु आपदा के बाद फ्रांसीसी परमाणु संयंत्र को उन्नत करने के लिए नए सुरक्षा निवेशों के कारण होने वाली लागतें सम्मिलित हैं; उन निवेशों की लागत €4/MWh अनुमानित है। सौर ऊर्जा के संबंध में, €293/MWh का अनुमान एक बड़े संयंत्र के लिए है जो एक अनुकूल स्थान (जैसे दक्षिणी यूरोप में) में स्थित 50–100 GWh/वर्ष की सीमा में उत्पादन करने में सक्षम है। एक छोटे घरेलू संयंत्र के लिए जो लगभग 3 MWh/वर्ष उत्पादन कर सकता है, स्थान के आधार पर लागत 400 और €700/MWh के बीच होती है। अध्ययन की गई तकनीकों में सौर ऊर्जा विद्युत का अब तक का सबसे महंगा नवीकरणीय स्रोत था, हालांकि बढ़ती दक्षता और प्रकाशवोल्टीय फलकों की लंबी उम्र के साथ-साथ उत्पादन लागत में कमी ने 2011 से ऊर्जा के इस स्रोत को और अधिक प्रतिस्पर्धी बना दिया है। 2017 तक, प्रकाशवोल्टीय सौर की लागत विद्युत €50/MWh से कम हो गई थी।

€/MWh में फ्रेंच LCOE (2017)
प्रौद्योगिकी 2017 में लागत
जल ऊर्जा
आणविक (राज्य द्वारा आच्छादित बीमा लागत के साथ) 50
आणविक EPR 100[108]
बिना CO2 प्रग्रहण के प्राकृतिक गैस टर्बाइन
तटवर्ती पवन 60[108]
सौर फार्म 43.24[109]

जर्मनी

सौर ऊर्जा प्रणालियों के लिए फ्राउनहोफर संस्थान ऊर्जा उत्पादन की विभिन्न शैलियों की लागत की तुलना करते हुए अध्ययन प्रकाशित करता है। PV प्रतिष्ठानों के मूल्य उत्तरी और दक्षिणी जर्मनी के बीच औसत लागत पर आधारित हैं। प्रतिवेदन दोनों के बीच अंतर करती है और अधिक विवरण देती है।[110]

ऊर्जा प्रौद्योगिकियों की बिजली की स्तरित लागत (€/MWh)[111]
2012 2013 2018 2021
PV छत (छोटा) 170 120 93.85 84.1
PV छत (बडी) - - - 72.1
PV जमीन (उपयोगिता) 137 97.5 52.4 44.1
पवन तटवर्ती 73 76 61.1 61.15
पवन अपतटीय 147.5 156.5 106.4 96.8
जैव गैस - 120 124.4 128.55
ठोस जैवभार - - - 112.75
लिग्‍नाइट - 45.5 62.85 128.6
कठोर कोयला - 71.5 80.65 155.35
CCGT - 86.5 88.7 104,25
गैस टर्बाइन - - 164.85 202.1

PV बैटरी प्रणाली के लिए LCOE PV प्रणाली माइनस भंडारण ह्रास द्वारा उत्पादित ऊर्जा की कुल मात्रा को संदर्भित करता है। भंडारण ह्रास की गणना बैटरी भंडारण की क्षमता, चक्र की अनुमानित संख्या और बैटरी की दक्षता के आधार पर की जाती है। परिणामों में PV लागत, बैटरी लागत (500 से 1200 EUR/kWh), और अलग-अलग सौर विकिरण में अंतर सम्मिलित हैं। बैटरी संचयन के साथ बड़े रूफटॉप PV प्रणाली के लिए, बैटरी की कीमत 600 और 1000 EUR/kWh के बीच होती है। बैटरी संचयन प्रणाली के साथ जमीन पर लगे PV के लिए, 500 से 700 EUR/kWh की बैटरी संचयन के लिए निवेश लागत का अनुमान लगाया गया था। छोटी प्रणालियों की कीमतें कुछ हद तक कम हैं, क्योंकि ये मानकीकृत उत्पाद हैं, जबकि बड़ी बैटरी प्रणालियां व्यक्तिगत परियोजनाएं होती हैं जो परियोजना विकास, परियोजना प्रबंधन और बुनियादी ढांचे के लिए अतिरिक्त लागत लेती हैं। बड़े आकार के लिए निवेश लागत की सीमा छोटी होती है, क्योंकि अधिक प्रतिस्पर्धी दबाव होता है।

बैटरी भंडारण के साथ PV की बिजली की स्तरित लागत (€/MWh)
2021
PV रूफटॉप (छोटी, बैटरी 1:1) 140.5
PV रूफटॉप (बड़ी, बैटरी 2:1) 104.9
PV भूमि (उपयोगिता, बैटरी 3:2) 75.8

मध्य पूर्व

2000 से 2018 तक पूंजी निवेश लागत, निश्चित और परिवर्तनीय लागत, और उपादेयता-मापक्रम पवन और प्रकाशवोल्टीय विद्युत आपूर्ति की औसत क्षमता कारक मध्य पूर्व और 81 जांच परियोजनाओं में देशों के समग्र परिवर्तनीय नवीकरणीय विद्युत उत्पादन का उपयोग करके प्राप्त किया गया है।

औसत क्षमता कारक और मध्य पूर्व में पवन और PV बिजली संसाधनों का LCOE
वर्ष क्षमता का घटक LCOE ($/MWh)
वायु प्रकाशवोल्टीय वायु प्रकाशवोल्टीय
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

तुर्की

As of March 2021 जुलाई में तुर्की में नवीकरणीय ऊर्जा से तुर्की में विद्युत क्षेत्र का उत्पादन शुरू करने वाली परियोजनाओं के लिए प्रति kWh में फीड-इन-प्रशुल्क हैं: पवन और सौर 0.32, हाइड्रो 0.4, भूतापीय 0.54, और विभिन्न प्रकार के लिए विभिन्न दरें बायोमास: यदि स्थानीय घटकों का उपयोग किया जाता है तो इन सभी के लिए 0.08 प्रति kWh का अधिलाभ भी है।[112] प्रशुल्क 10 साल और स्थानीय अधिलाभ 5 साल के लिए लागू होगा।[112]दरें राष्ट्रपति द्वारा निर्धारित की जाती हैं,[113] और योजना नवीकरणीय ऊर्जा के लिए पिछले यूएसडी-संप्रदाय फ़ीड-इन-प्रशुल्क की जगह लेती है।[114]

जापान

जापानी सरकार द्वारा 2010 का एक अध्ययन (फुकुशिमा आपदा से पहले), जिसे ऊर्जा श्वेत पत्र कहा जाता है,[115] निष्कर्ष निकाला कि किलोवाट घंटे की लागत सौर के लिए ¥49, पवन के लिए ¥10 से ¥14, और परमाणु ऊर्जा के लिए ¥5 या ¥6 होगी।

हालांकि मासायोशी सोन, नवीकरणीय ऊर्जा के लिए एक वकील, ने बताया है कि परमाणु ऊर्जा के लिए सरकार के अनुमानों में ईंधन या आपदा बीमा देयता के पुनर्संसाधन की लागत सम्मिलित नहीं है। सोन ने अनुमान लगाया कि यदि इन लागतों को सम्मिलित किया जाए, तो परमाणु ऊर्जा की लागत पवन ऊर्जा के लगभग समान होगी।[116][117][118]

हाल ही में, जापान में सौर ऊर्जा की लागत घटकर ¥13.1/kWh से ¥21.3/kWh (औसतन ¥15.3/kWh, या $0.142/kWh) के बीच रह गई है।[119]

सौर PV मापदंड की लागत कुल निवेश लागत का सबसे बड़ा हिस्सा है। जापान 2021 में सौर ऊर्जा उत्पादन लागत के हालिया विश्लेषण के अनुसार, मापदंड ईकाई की कीमतों में तेजी से गिरावट आई है। 2018 में, औसत कीमत 60,000 येन / किलोवाट के करीब थी, लेकिन 2021 तक यह 30,000 येन / किलोवाट होने का अनुमान है, इसलिए लागत लगभग आधी हो गई है।

संयुक्त राज्य

ऊर्जा सूचना प्रशासन (2020)

2010 के बाद से, US ऊर्जा सूचना प्रशासन (EIA) ने वार्षिक ऊर्जा दृष्टिकोन (AEO) प्रकाशित किया है, जिसमें भविष्य में उपयोगिता-पैमाना सुविधाओं के लिए वार्षिक LCOE अनुमानों को लगभग पांच साल के समय में प्रमाणित किया जाना है।

निम्नलिखित आँकड़े 2020 (AEO2020) में जारी ऊर्जा सूचना प्रशासन (EIA) के वार्षिक ऊर्जा दृष्टिकोन से हैं। वे डॉलर प्रति मेगावाट-घंटे (2019 USD/MWh) में हैं। ये आंकड़े 2025 में सेवा में जाने वाले संयंत्रों के लिए अनुमान हैं, कर समंजन, अनुदान या अन्य प्रोत्साहनों को छोड़कर।[120] नीचे दिए गए LCOE की गणना 6.1% की पूंजी की कर भारित औसत लागत (WACC) के बाद वास्तविक का उपयोग करके 30-वर्ष की पुनः प्राप्ति अवधि के आधार पर की जाती है। कार्बन सघन प्रौद्योगिकियों के लिए WACC में 3 प्रतिशत अंक जोड़े जाते हैं। (यह लगभग 15 डॉलर प्रति मात्रिक टन कार्बन डाइऑक्साइड CO2 के शुल्क के बराबर है।) संघीय कर समंजन और विभिन्न राज्य और स्थानीय प्रोत्साहन कार्यक्रमों से इनमें से कुछ LCOE मूल्यों को कम करने की उम्मीद की जाएगी। उदाहरण के लिए, EIA उम्मीद करता है कि संघीय निवेश कर समंजन कार्यक्रम 2025 में निर्मित सौर PV की क्षमता भारित औसत LCOE को अतिरिक्त $2.41 से घटाकर $30.39 कर देगा।

2010 से 2019 की अवधि में जिन विद्युत स्रोतों की अनुमानित लागत में सबसे अधिक कमी आई, उनमें सौर प्रकाशवोल्टीय (88% से नीचे), तटवर्ती पवन (71% से नीचे) और उन्नत प्राकृतिक वायुरूप द्रव्य संयुक्त चक्र (49% से नीचे) थे।

2040 में सेवा में उपयोगिता-पैमाने पर उत्पादन के लिए, EIA ने 2015 में अनुमान लगाया कि केंद्रित सौर ऊर्जा (CSP) (18% से नीचे), सौर प्रकाशवोल्टीय (15% से नीचे), अपतटीय की निरंतर-डॉलर लागत में और कमी आएगी। पवन (11% नीचे), और उन्नत परमाणु (7% नीचे)। 2040 तक तटवर्ती पवन की लागत थोड़ी (2% ऊपर) बढ़ने की उम्मीद थी, जबकि प्राकृतिक वायुरूप द्रव्य संयुक्त चक्र विद्युत की अवधि में 9% से 10% तक बढ़ने की उम्मीद थी।[121]

EIA के LCOE प्रक्षेप का ऐतिहासिक सारांश (2010-2020)
$/MWh में आकलन कोयला

कॉन्वेंट'एल

प्राकृतिक गैस मिश्रित चक्र आणविक
अग्रिम 		वायु सौर
वर्ष का संदर्भ वर्ष के लिए कॉन्वेंट'एल अग्रिम तटवर्ती अपतट PV CSP
2010 [122] 2016 100.4 83.1 79.3 119.0 149.3 191.1 396.1 256.6
2011 [123] 2016 95.1 65.1 62.2 114.0 96.1 243.7 211.0 312.2
2012 [124] 2017 97.7 66.1 63.1 111.4 96.0 N/A 152.4 242.0
2013 [125] 2018 100.1 67.1 65.6 108.4 86.6 221.5 144.3 261.5
2014 [126] 2019 95.6 66.3 64.4 96.1 80.3 204.1 130.0 243.1
2015 [121] 2020 95.1 75.2 72.6 95.2 73.6 196.9 125.3 239.7
2016 [127] 2022 NB 58.1 57.2 102.8 64.5 158.1 84.7 235.9
2017 [128] 2022 NB 58.6 53.8 96.2 55.8 NB 73.7 NB
2018 [129] 2022 NB 48.3 48.1 90.1 48.0 124.6 59.1 NB
2019 [129] 2023 NB 40.8 40.2 NB 42.8 117.9 48.8 NB
2020 [130] 2025 NB 36.61 36.61 NB 34.10 115.04 32.80 NA
नाममात्र बद्लाव 2010–2020 NB −56% −54% NB −77% -40% −92% NB

नोट: अनुमानित LCOE को मुद्रास्फीति के लिए समायोजित किया जाता है और अनुमान के लोकार्पण वर्ष से दो साल पहले के आधार पर निरंतर डॉलर पर गणना की जाती है।
अनुमान बिना किसी अनुदान के दिए जाते हैं। गैर-प्रेषणीय स्रोतों के लिए पारेषण लागत औसतन बहुत अधिक है। NB = गठन नहीं (कोई क्षमता वृद्धि अपेक्षित नहीं है।)

यह भी देखें

आगे की पढाई

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