A nettó elszámolási szabály: a napelemmel termelő fogyasztó szemszögéből

A nettó elszámolási (net metering) szabály a villamos energia piacon egészen egyszerűen annyit jelent, hogy egy rendszerből vételező és helyben áramot is termelő "fogyasztó-termelő" ügyfél csak az időszaki termelése feletti fogyasztása után fizet áramdíjat.

A nettó elszámolási szabály az USA-ban kiemelten a viták kereszttüzébe került, a napelem iparág és a beruházók valamint az energiaszolgáltatók és hálózatüzemeltetők közötti egyébként is meglévő nagyobb érdekellentéten belül. Két államban is tervek szerint lecserélik a szabályt, de az vajon jó lesz-e a jelen és jövő fogyasztó-termelőinek?

A nettó elszámolási szabály az egyik módja a helyben termelt áram miatti kompenzáció érdekében. A szabály igen egyszerű: a hálózatról vételezett energia mennyiségét a termelő által a hálózatra termelt energia mennyiség csökkenti, energiadíjat csak a nettó fogyasztásra kell az ügyfélnek megfizetnie.

A saját termelésű energia értéke tehát a mindenkori energiadíjban kerül meghatározásra, hisz egy volumen egység termelésével egy volumen egység fogyasztás energiadíj költsége takarítható meg. A szabály előnye, hogy megoldása is egyszerű. Egyszerű a számlázását megvalósítani, nincs adóvonzata és nincs szükség további mérőóra szerelésnek. Egyes helyeken a mérőóra egyenesen ellentétes irányban forog hálózatra terheléskor, így csak a nettó árammennyiség kerül mérésre.

A szabály szinte egyetlen nyitott kérdést hagy maga után, így több altípusa képzelhető el annak függvényében, hogy milyen eljárást követ a negatív fogyasztás esetén: (a) negatív számla esetén pénzügyi kifizetés történik a fogyasztó/termelő számára, (b) negatív számla értéke a következő időszaki számlában kerül jóváírásra, pénz kifizetés nincsen, vagy (c) a negatív számla érték egy adott időszakon elveszik a termelő számára. Ezek között nagy százalékban nincs különbség, hisz a probléma csak kevés esetben merül fel.

A gyakorlatban a nettó elszámolási szabály alternatívájának tekintik az átvételi ár (feed-in tariff) módszert, amikor a termelő a hálózatra táplált energia után egy előre meghatározott ár vagy árképlet szerint kompenzációra jogosult, viszont cserébe a teljes fogyasztása után köteles energiadíjat fizetni.

A következőkben a fogyasztó-termelő szemszögéből hasonlítom össze a két kompenzációs módszert, ami alapvetően meghatározza, hogy milyen mértékű beruházási hajlandóság jelentkezik a jövőre nézve, illetve megmutatja, hogy melyik rendszerrel milyen feltételekkel járnak jobban vagy rosszabbul a már beruházó fogyasztó-termelők.

A nettó elszámolás elméletben felfogható volna egy olyan speciális átvételi áras rendszernek, amikor az átvételi ár pontosan megegyezik a mindenkori fogyasztói energiadíjjal. Az USA gyakorlatában azonban az átvételi áras rendszerek után keletkező jövedelem adóköteles, valamint előfordulhat hogy a költségek 30 százalékát beruházási adókedvezménytől (ITC) is elesik a termelő - míg ezek a nettó elszámolási szabály esetén nem jelentkeznek.

Összességében tehát a termelő-fogyasztó még az energiadíjnál magasabb árú átvételi áras rendszerrel is járhat rosszabbul, mint a nettó elszámolási szabállyal. Illusztrációként az alábbi ábra mutatja mindezt. Ha az érvényes energia díjat vesszük 100-nak, akkor az adófizetés és az elmaradt kedvezmény pontos mértékétől függően akár 150 százalékos átvételi árszint is szükséges lehet, hogy a végül a termelőnél maradó kompenzáció egyenértékű legyen a nettó elszámolási szabályban kapottal.

Mivel egy napelem akár 25-30 éven keresztül is termelhet, ezért azonban nem elég az első évi, vagy a még viszonylag jól előre látható árakat figyelembe venni, hanem a teljes élettartamra becsült jövedelmek alapján kell meghatározni, megéri-e a beruházás. A jelenleg működő átvételi áras rendszerek a 25-30 évre fixált tarifákat jelentenek, ami folyamatosan elmaradó jövedelmet jelenthet a várhatóan emelkedő fogyasztói árakhoz képest.

Előfordulhat persze, hogy az átvételi ár követi a majd a fogyasztói ár emelését és tükrözi az adózásban bekövetkező változásokat is, ekkor egy termelő számára semleges lehet, hogy melyik módszerrel kompenzálják.

Valószínűbb azonban az, hogy az átvételi áras rendszer bevezetése esetén az árak kisebb mértékben emelkednek mint a fogyasztói energiadíj, így a fogyasztó-termelők inkább a nettó elszámolási szabállyal járnának jól. Valójában persze ez attól függ, hogy ki határozza meg az átvételi árat, és annak milyen árszint áll az érdekében - hisz a fogyasztói energiadíj elsősorban más megfontolások alapján kerül meghatározásra.

Nehéz előre megmondani, hogy a szabályozó hatóság milyen átvételi árat szeretne meghatározni. Ideális esetben a szabályozó a megújuló energia termelés többlet értéke szintjén határozna meg árakat, amely lehet a nettó elszámolási szabályhoz képest magasabb (jobb) vagy alacsonyabb (rosszabb) is. Az energiaszolgáltatók számára azonban az átvételi ár költség amelyre nem kapnak külön fedezetet, amelyet ilyen feltételekkel minimalizálni fognak, amennyiben erre ráhatásuk is van.


Minnesota állam az USÁ-ban márciusban bevezette, hogy a szolgáltatók dönthetik el, megtartják a nettó elszámolási szabályt, vagy pedig egy előre meghatározott módszertannal számított "elkerült költség" mértékével kompenzálják a termelőt, ami változatlan árszinten 25 évig alkalmazandó. A jelen tervek szerint az első három évben a fogyasztói ár felett kerülne meghatározásra az elkerült költség alapú 25 évre fixált átvételi ár, de ennek a pontos mértéke nem ismert, így az ábrán bemutatott hatások miatt a fogyasztó-termelők még rosszabbul is járhatnak.

A napelem iparág szervezetei azonban még jobban aggódnak attól, hogy a tervek szerint a szolgáltatók számíthatnák ki az elkerült költség értékét, amelyet a bevezetés utáni harmadik évtől akár csökkenthetnének is. Az iparág attól tart, hogy kecskére bízzák a káposztát, ami már előre visszavetheti a beruházási kedvet, vagy nagy meglepetéseket okozhat azoknak, akik mégis beruházás mellett dönthetnek - végső soron csökkentve a megújuló iparág növekedési kilátásait és növelve a bizonytalanságot az iparági szereplők felé.

Kaliforniában is megindult a vita az érintettek bevonásával, ott már 2015-től új rendszer váltja majd a nettó elszámolási szabályt. A szabály körüli további vitákról folyamatosan igyekszem majd beszámolni.

Forrás:
Value of Solar Tariffs (VOSTs) Are Value of Solar Taxes
Distributed Generation: An Overview of Recent Policy and Market Developments
How Much Money Will California Solar Customers Save With Net Metering?

Study: Costs of Rooftop Solar Were Not Passed Along to Non-Solar Ratepayers in Nevada

Renewable Customer-Generation Successor Tariff or Contract
Fear and Loathing at the CPUC: California Debates the Future of Solar

If ‘Value of Solar’ Is Optional, Will Minnesota Utilities Adopt It?

California Net Energy Metering (NEM) Ratepayer Impacts Evaluation

Minnesota’s Value of Solar

The Campaign Against Net Metering: ALEC and Utility Interests' Next Attack on Clean Energy Surfaces in Arizona

How Much Money Will California Solar Customers Save With Net Metering?

Study: Costs of Rooftop Solar Were Not Passed Along to Non-Solar Ratepayers in Nevada

Egyelőre nem valósulnak meg a várakozások: a hullámenergia, áramlás-energia és az árapály-energia iparág

A GreentechMedia cikke alapján: a hullámenergia (wave energy) és árapály-energia (tidal energy) megújuló megoldásokban rejlő ígéret úgy tűnik nem igazolódik be, technikai és pénzügyi tényezők következtében. A korábbi évek előrejelzésekhez képest is moderáltabbak a friss várakozás a jövőre nézve, jóllehet korábban jelentős potenciált láttak a két technológiában.

A természetes vizek, óceánok és tengerek hullámának és árapályának energiáját hasznosító eljárásoknak nagy jövőt jósoltak, és jósolnak még mindig - legalább is elméleti szinten. A hullám és árapály energia potenciál hatalmas, ráadásul kiszámítható egyenletes termelés jellemezheti.

Az iparág azonban sokak szerint nem tud elég sikert felmutatni, a vállalatok közül számos csődbe ment vagy beszüntette tevékenységét, pilot projektek kerültek leállításra. Ettől függetlenül még mindig vannak új projekt bejelentések (pl: Skóciában, Kínában, Maine-ban (USA), Oregon-ban (USA) és Wales-ben), sikeres piacra lépések (pl: Atlantis Resources).

A legnagyobb probléma, hogy a költségversenyben egyelőre rosszul teljesítenek az óceán energiáját hasznosítani célzó megoldások. Ezt tükrözi az is, hogy az Egyesült Királyság a termelők támogatása érdekében az ilyen energiáért akár kétszeres-háromszoros árat kell fizessen a szélenergiával összehasonlításban. Ez a költséghátrány piaci körülmények között nem tartható fenn.

Az okok között elemzők szerint a tőkeigényesség és az ellátási lánc problémái húzódnak meg, ugyanakkor az iparág nem számít érettnek, így a jövőbeli költségcsökkenés számos lehetősége elképzelhetők. Ezekről részletesen későbbi bejegyzésben lesz majd szó.

Források:
How Badly Is the Wave and Tidal Industry Struggling? Likely Worse Than You Thought
Tidal Energy Could Be Next Big Wave
Tidal stream and wave power – a lot still to prove
Record investments of £40 billion in renewable electricity to bring green jobs and growth to the UK

Földgáz kompresszor állomás a norvég-tenger alatt

A Statoil és az Aker Solutions egyedülálló megoldással támogatja az Asgard norvég-tengeri kőolaj és földgáz mező kitermelését. Egy példa a hagyományos energiapiacon előforduló úttörő megoldásra, innovációra.

A földgáz készletek kitermelésekor a föld alatt ragadt földgáz mezőből a nyomáskülönbség hatására áramlik ki a fúrással létrehozott kutakon keresztül, a nyomáskülönbség fenntartása hiányában a nyomás kiegyenlítődik, lassul majd megáll a kitermelés. A földgáz továbbszállítása ugyanilyen nyomáskülönbségen alapul a földgázvezeték irányába, ahonnan a szárazföldi hálózat irányába kerül továbbításra a földgáz.

A tengerfenéken elhelyezett földgáz kompresszor állomások nagyobb hatékonyságú alternatívát nyújtanak a korábbi megoldással, a tengeri fúrótornyokra helyezett kompresszorokkal szemben. Ahogy a bemutatott norvég esetben is előfordul, az egymástól távol elhelyezkedő mezők nagyban csökkentik a távol (40 km távolságban) elhelyezett kompresszorok hatékonyságát.

A termelés helyénél, akár 250-300 méter vízmélységben elhelyezett kompresszor csökkenteni tudja a nyomást a mező felőli oldalon, és növelni a nyomást a platform felé. Előbbi a nagyobb ütemű és hatékonyságú termeléshez szükséges nyomáskülönbséget, utóbbi pedig a szállításhoz szükséges differenciát teszi lehetővé.

A Statoil által működtetett gázmező a technológiának köszönhetően nagyjából Magyarország három évi gázfogyasztásának mértékét, 29 milliárd köbmétert tehet ki a többlet földgáz kitermelés. A teljes beruházási költséget 2011-ben megközelítőleg 2-3 milliárd dollárra becsülték.

A tenger alatti kompresszor állomás tervezését az Aker Solutions cég végezte, érdemes a két lenti linken található oldalukon megnézni a koncepciót ismertető tenger alatti animációt, valamint a méretek érdekében a termék szállítását bemutató videót is.

Forrás:
Statoil Putting on the pressure under water

Aker Solutions Åsgard subsea gas compression

Aker Solutions delivers Åsgard template to Statoil

Elosztott termelés: fenyegetés és lehetőség a villamos energia szolgáltatók számára

Az Energy Collective blog idézi a Black & Veatch által készített kutatás egyik konklúzióját: Az elosztott termelés (distributed generation) ügyét jelenleg a fogyasztók, nem pedig a villamos energia szolgáltatók viszik előre. A szolgáltatók sokkal aktívabb szerepet is magukra vállalhatnának, de a jelenlegi helyzetben kevés ilyen példát lehet megfigyelni.

Elsőként tisztáznám az általam "elosztott termelés"-ként használt distributed generation gyűjtő fogalom jelentését. Ide tartozik mindenféle megújuló vagy nem megújuló energiatermelés, amely a fogyasztási helyhez közel történik. Tehát nem csupán a háztetőre szerelt PV (napelem), hanem a lakótelephez telepített gázmotor is ilyen termelőnek minősül. Mindezek mellett dominánsan súlya miatt a napelemes PV termelésre érdemes a fogalom hallatán gondolni. Ugyanakkor természetesen lehet olyan megújuló vagy földgáz alapú energia termelő is, ami nem minősül elosztott generációnak.

Az energiaszolgáltatók passzivitása az USA-ban jól illusztrálható a szélturbina beruházások példáján: a szolgáltatók csak a szélerőművi kapacitások 70 százaléka által termelt villamos energia folyik át rajtuk, a megmaradó 30 százalék elkerüli őket és akár közvetlenül fogyasztóikhoz, vagy kereskedő versenytársaikhoz kerül. Ráadásul a 70 százalék által termelt energia nagy része nem saját beruházásukban valósul meg, hanem csak hosszú távú áramvársárlási szerződéseken keresztül.

Az elosztott termelés számos előnnyel jár a fogyasztók és az energiaszolgáltatók számára, bár kérdéses hogy jelenleg melyik mennyire részesedik ezekből. Egyrészt hálózatfejlesztési költségek (új vagy meglévő) spórolhatók meg a helyben termelés következtében, valamint a csúcsidőre eső napenergia termelés csökkenteni tudja a rendszer többi része által ellátandó csúcsigény mértékét is, és a rendszerek ellenálló képessége is növekedhet.

Az USA villamos energia szektorára elvégzett kutatás azonban megállapítja, hogy a szolgáltatók legalábbis fontolgatják az elosztott termelést földgáz vagy megújuló alapon pótolni a megszűnő szén és atomenergia alapú termelési kapacitásaikat. Viszont erre inkább a kisebb kapacitás hiánnyal szembe nézők hajlamosak, a nagyobb (20 százalék feletti) termelési kapacitás hiány esetén a földgáz alapú termelő eszközök beépítése nagyobb arányban kerül megfontolásra. 

Tehát - hasonlóan a megújuló energiatermeléshez és az energiahatékonyság növeléshez - az elosztott termelést a megkérdezett energiaszolgáltató menedzserek csak kisebb méretű problémák megoldására alkalmas opciónak tartják. Mindazonáltal a szolgáltatók aktívabb szerepet vállalhatnának, mint ahogy például az APS energiaszolgáltató teszi. De vajon ez érdekükben áll?

Az elosztott termelésből fakadó fenyegetés a szolgáltatókra nézve több irányból is jelentkezhet. A fogyasztók hálózati vételezésének drasztikus csökkentése miatt a fix jellegű költségek fajlagosan megemelkedhetnek, így a még megmaradó fogyasztók számára még tovább nő az önellátás és szolgáltatót kikerülő megoldások vonzereje. A végeredmény tehát egy önmagát erősítő leválási spirál is lehetne.

Emellett az elosztott termelés egyes formái többlet költségeket okoznak a szolgáltatók számára - amelyeket nem térítenek meg azok, akik okozzák. A napelemes PV termelő például nem feltétlenül téríti meg azt a költséget, amelyet az ellátóinak okoz a hálózat stabilitásának egyre nehezebb fenntartása vagy a napenergia kiesés esetére fenntartott termelőeszközök révén.

Az ellentétes érdekek következtében a szolgáltatók számos ponton támadják a jelenleg is érvényes szabályokat, például a nettó energia elszámolást (net metering). A konfliktust, amely a net metering körül alakult ki, külön írásban ismertetem majd.

Elképzelhető ugyanakkor, hogy kialakítható olyan szabályrendszer, amely lehetővé teszi az elosztott termelés potenciáljának kiaknázását és egyszerre a fenntartható és megfizethető energiaszolgáltatást is. Legfeljebb az érvényes szabályok valamint a szolgáltatók üzleti modelljének módosítására lesz majd szükség.

Forrás:

Survey: Utilities See Threat, Opportunity in Distributed Generation
Distributed Generation: An Overview of Recent Policy and Market Developments
2013 Wind Technologies Market Report

Litván stratégia: LNG terminál beruházással elérni az energia függőség és a födgáz import költség csökkenését

Az European Energy Review blog alapján: Litvánia kapta Európában a legdrágábban a gázt az orosz Gazpromtól, de az országnak idén sikerült kedvező irányban módosítást elérni a szerződéses feltételeken. Mi lehetett a siker hátterében?

Litvánia az európai átlagnál 30 százalékkal drágábban kapta a földgázt a Gazpromtól, részben a teljes orosz gázra utaltsága miatt. A legnagyobb balti ország nem rendelkezik saját termeléssel és más szintén orosz gázra utalt országokkal határos, így amíg nincs észak-dél energia folyosó, addig az orosz irányon kívül nem nagyon számíthat harmadik feles import forrásokra. Az orosz Gazprom még a litván földgáz szállító társaság menedzsmentjében is benne volt, amely az EU harmadik energia csomagjának függetlenségi előírásainak is ellent mond.

Hosszú távon az ország számára változást hozhat az akár 100 milliárd köbméter földgáz mennyiséget is meghaladó nem-hagyományos földgáz készlet, amely technikai kitermelését becsli a Nemzetközi Energia Ügynökség. Ha ezt a mennyiséget megérné kitermelni, akkor az országos fogyasztást akár 35 évig fedezni tudná. Litvánia mégsem a készleteinek köszönheti az elért gázár csökkentést.

Az ország jogi lépéseket is tett az erőviszonyok megváltoztatása érdekében. Litvánia kérésére az Európai Bizottság versenypolitikai főigazgatósága 2012-ben eljárást indított annak megállapítására, hogy a Gazprom megszegte-e az érvényes európai versenyszabályokat a litván gázellátás kapcsán. Másrészt a litván fél a Stockholmi nemzetközi bíróságon is perli szerződéses partnerét, és megközelítőleg 2 milliárd dollárt követel vissza a magas gázárak miatt. 

Egyelőre sem egyik, sem másik ügyben nem hirdettek eredményt, de csupán jogi úton nem is volna elérhető tényleges függetlenedés. Tényleges lépés az energia függetlenség és ellátásbiztonság irányába az ország cseppfolyós földgáz terminálja, amely az év végére működésbe kezdhet, és a kezdeti mérsékelt szintű szállítást követően - további beruházásokat követően - akár egy egész évre elegendő földgáz importját is bonyolíthatná.

A litván gáz nagykereskedő 9 nemzetközi vállalat közül tenderezve végül a norvég Statoil-lal kötött meg 2015 elején induló közép-távú LNG import szerződést, amely 0.5 milliárd köbméter/év szállítását irányozza elő az első időszakra, árazása pedig már az angol gáztőzsde (NBP) mindenkori értékeihez viszonyítva került rögzítésre.

A fenti lépések valamilyen módon megtették hatásukat: májusban az orosz Gazprom állítólag 20 százalékos tartós árcsökkentést ajánlott a balti ország számára - a megállapodás kapcsolódó részletei nem ismertek. A meglévő szerződés azonban 2015 végével kifut, így a meccs maga még nem ért véget.

A balti országokkal együtt erősítik Lengyelországgal való gázösszeköttetéseiket, a megközelítőleg 170 milliárd forintból megépülő GIPL gázvezeték 2018-tól állhat üzembe, kapacitása éves szinten akár 2 milliárd köbméter földgáz is lehet, de 4 milliárdos éves forgalom felé is méretezhető volna kis többlet beruházással. A csővezetékkel a litván gázkereskedők Lengyelországon keresztül Németország felől importálhatnának földgázt, vagy a tervezett lengyel LNG terminál forrásaihoz juthatnak majd hozzá.

Litvánia még ha meg is oldotta rövid távú problémáját, 2015-öt követően továbbra is jelentős stratégiai lépéseket kell megtegyen, hogy az erőviszonyok lehetővé tegyék egy számára (is) kedvező földgáz kereskedelmi megállapodás megkötését, vonatkozzon az hosszú távú orosz gáz vásárlására vagy egyéb forrásokra.

Források:

Little Lithuania Between Scylla and Charybdis

Country gas profiles - Lithuania

LITGAS contract with Statoil will help to ensure operations of the LNG terminal and to develop new activitiesGazprom, Lithuania Strike Deal on 20% Gas Price Cut

Szélenergia a paksi áramár feléért? Hol, mikor, kitől?

Az Energy.gov 2013-as szélenergia iparágról készült jelentése alapján: A szélturbinák által termelt villamos energia megfizethető, az Egyesült Államokban 2013-ban átlagosan 6 HUF/kWh áramáron kötöttek értékesítési szerződéseket a termelők. Ez az átlagos árszint fele az olcsónak minősülő Paksi Atomerőmű 2013-as termelői árának.

Persze összehasonlítani almát almával hasznos, egyébként lásd fent. Tehát, idehaza is olcsóbb volna szélenergiából áramot termelni, mint nukleáris üzemanyagcellából? Vagy más szemszögből, de már másik kérdés: olcsóbb volna-e egy fogyasztónak szélturbina termelte áramot fogyasztani, mint az atomerőművét?

Először is, az első kérdésben tiszta energia költséget és nyereséget hasonlítunk össze tiszta energiaköltséggel, és valamennyi nyereséggel. Nem ismert, hogy a paksi erőmű mennyi nyereséget realizál az áram értékesítésén, amelyet az MVM csoporton belül értékesít tovább. Ha kevesebbet mint amennyit az amerikai árak tartalmaznak, akkor a paksi ár versenyképességét ez még rosszabb fényben tüntetné fel.

Másodszor, a második kérdésben az elosztott termelés miatt a szélenergia termelés helyben fogyasztásának költségét és az atomenergia termelésének plusz fogyasztási helyre szállításának költségét hasonlítjuk majd össze, tehát a szélenergia ár versenyképessége még tovább javul majd, a helyben fogyasztás lehetősége miatt.

Harmadszor, a fenti árat jellemzően az USA belső területein termelők tudták ajánlani, ahol olcsóbban lehet szélturbinákat telepíteni, valamint a kedvezőbb szélviszonyok miatt a beruházási költségek nagyobb értékesítési mennyiségen jobban eloszlanak. Egy Magyarországon telepített szélerőmű költségei és kihasználása is alacsonyabb volna, így ár versenyképessége romlana az atomenergiához viszonyítva.

Negyedszer, az amerikai termelők jelentős támogatást kapnak a szélturbinák telepítése és működtetése után, például adókedvezmények formájában. A 2013-ban beruházók az első tíz évben kb 5 HUF/kWh nagyságú megújuló termelési adókedvezményben is részesülhettek (Renewable Electricity Production Tax Credit), vagy pedig választhatták azt a lehetőséget is, hogy a beruházásuk 30 százalékát leírhatják adókedvezményként (Business Energy Investment Tax Credit).

Végül pedig, nem szabad elfelejteni, hogy a meglévő paksi atomerőmű beruházási költségeihez is jelentős direkt és indirekt támogatásokkal járult hozzá a Magyar Állam, így a jelenlegi alacsony termelési ár sem kell annyit hozzon a konyhára, alacsonyabb lehet.

Összefoglalva a rend kedvéért: az első megállapítás szerint Amerikában a szélenergia ára tíz pontos előnyből indul a hazai atomerőművi termeléshez képest az árakat tekintve. A korrekciók miatt részben jobb, részben rosszabb lehet a hazai helyzet a hazai szélenergia és az atomenergia között - az alábbi táblázat azonban csak illusztratív példa az optimista és a pesszimista tartományra. 

Megjegyzés: a plusz érték a szélenergia előnyét, 

a negatív érték az atomenergia előnyét jelezné, 

illetve a megfelelő korrekciók irányát.

A hipotézisem alapján a hazai szélenergia még a korrekciókat követően is kisebb-nagyobb előnnyel bírhat az atomenergiával szemben. Vagy kifelejtek valamit?

Források:

2013 Wind Report

Top 10 Things You Didn't Know About Wind PowerRenewable Electricity Production Tax Credit (PTC)Business Energy Investment Tax Credit (ITC)

A szigeten lakás hátránya: Hawaii lakosai háromszoros áron veszik az áramot

Az EIA Energy Today blog alapján: Hawaii szigeteinek lakói a szárazföldi területein élőkhöz képest háromszoros áron veszik az áramot. A magasabb árakat a drágább petróleum alapú energia termelés dominanciája magyarázza, de az LNG és a megújuló energiák bevonásával elmozdulás volna megvalósítható.

A Hawaii szigetek fosszilis energia mixében a petróleum a domináns energiahordozó, az energiára szánt összes kiadás a GDP akár tizedét is kiteheti - miközben az államban az egy főre jutó energia fogyasztás igen alacsony részben a minimális fűtési igények miatt. Két lehetőséget próbálkoznak a szigeteken kihasználni: importált LNG vagy megújuló energiák segítségével csökkenteni az energia célú kiadásokat.

Ugyan az üzemanyag célú fogyasztás a szigeteken az energiafogyasztás nagyobb részét adja, ebben az írásban most csak a villamos energia és a földgáz szektor lehetőségeire koncentrálok, így például a bioüzemanyagokban rejlő potenciáltól eltekintek.

A szigeteken az állami szolgáltató, valamint a hadsereg és a privát szektor már jó ideje munkálkodik a költségek csökkentésén.

Hawaii legnagyobb lakosszámú szigetén Kaliforniából érkező cseppfolyósított földgáz fogadását és regazifikációját valósítja meg már április óta az energiaszolgáltató. Erre amiatt van lehetőség, hogy kis kapacitású, nagyon alacsony hőmérsékletre hűtött konténerek segítségével lehetővé vált kis volumenben is relatív gazdaságosan az LNG importja. Egy ilyen konténer megközelítőleg 30-40 köbméter cseppfolyós földgázt tárolhat, ami három nagyságrenddel kisebb mennyiség, mint ami a legnagyobb LNG szállítók kapacitása (120 és 260 ezer köbméter).

Másrészt, Hawaii már rendelkezik - habár csak egy kis kiterjedésű - gázhálózattal, amelyen keresztül korábban csak a finomítók melléktermékéből keletkező szintetikus gázt tudták a fogyasztókhoz eljuttatni - most már pedig az LNG formájában érkező földgáz is ezen a rendelkezésre álló módon értékesíthető, döntően a kereskedelmi fogyasztók számára.

A másik megoldás a megújuló energiák hasznosítása lehet, szükség esetén energiatárolással kiegészítve. A Csendes-Óceáni térség szigeteinek az időjárás egyszerre lehetőséget és problémát is generál a szárazföldi államokhoz képest. Egyrészt nagyobb mértékben áll rendelkezésre a nap és szélenergia, másrészt azonban az időjárás változékonysága is nagyobb, így az ingadozó megújuló termelés befogadásához a hálózatnak nagyobb rugalmassággal kell rendelkeznie.

Az állam 2030-ra 40 százalékos megújuló alapú villamos energia termelését irányozta elő 2009-ben, amelyet a megújuló termelés súlyának növelése mellett az energiahatékonyság javításával kívánnak elérni. Például az építésügyi szabályok szerint újonnan már csak napenergiával működő vízmelegítő bojlerek telepíthetőek.

Hawaii szigetein működnek szél parkok és naperőművek háztartási és ipari méretben is. Energiatárolási projektek támogatják már a hálózat stabilitását, akkumulátoros és hidrogén cellás technológiák kerülnek tesztelésre. Egy korábban széntüzelésű erőmű biomassza és kommunális hulladék alapú tüzelésre került átalakításra. A vízenergia terén kisebb folyók áramlását tudják hasznosítani Maui szigetén, nagy vízierőművek építéséhez azonban nem megfelelőek a domborzati adottságok.

Más megújuló energiaforrások is hasznosításra kerülhetnek. A biogáz és a geotermális energia hő és áramtermelésre használható, légkondicionálásra az óceánvíz általi hűtés módszere alkalmas, valamint az óceán hullámaiból és áramlásaiból, hőmérséklet különbségeiből kinyerhető energia is kiaknázható.

Forrás:
Hawaii and U.S. Territories aim to increase fuel diversity with LNG imports
Hawaii Profile Analysis

Az arizónai monopol áramszolgáltató versenyezne a fogyasztók napenergiával ellátásáért

Az UtilityDive hírlevele alapján: Az arizónai legnagyobb áramszolgáltató meglévő 750 MW napelem eszközparkja mellé további 20 MW kapacitást is telepítene a szolgáltatási területén szétszórva, amely érdekében kész versenyezni a piacon.

Az arizónai áramszolgáltató (APS) további 20 MW napelem kapacitást tervez saját beruházásban felszerelni és működtetni, megközelítőleg 3000 lakóépületre szerelve. A beruházás költsége 57 és 70 millió dollár között lehet. A kiválasztott ingatlanok tulajdonosai a szolgáltató tervei szerint nagyjából évente 360 dollárt takaríthatnak meg a program 20 évesre tervezett időtartama alatt.

A szolgáltatás - ha a szolgáltatót szabályozó hatóság engedélyét meg is kapja - nem példa nélküli, több cég is ajánl hasonló lehetőségeket a háztartásoknak, azonban eddig csak a 60-120 dolláros sávban mozgott az éves megtakarítás mértéke.

Mindez azonban jelentős fordulatot jelentene az APS számára, amely még egy éve jelentős díjat fizettetett volna a napelemmel részben önellátó háztartásokkal. A szabályozó hatóság azonban csak a javasolt mérték alig tizedére adott felhatalmazást az APS számára. Meglepően vállalkozó kedvű lépés azt is figyelembe véve, hogy egy éve felmerült a szolgáltató fogyasztói szolgáltatási monopol jogának deregulálása is, de végül elvetésre került.

Akkor már érdemes bemutatni a szolgáltatás pontos tartalmát is, ami gyakorlatilag a saját beruházásban megtörténő napelem beruházás harmadik fél által finanszírozott alternatívája. Egy háztartás egy a jelenlegi áramköltségénél alacsonyabb, fixált mértékű és éves növekedésű áramdíj megfizetését vállalja a napelem termelése mértékéig 20 évre, cserébe pedig külön díjfizetés nélkül létesítenek napelemes rendszert az ingatlan tetején.

A saját beruházáshoz képest ez a szolgáltatás négy fontos ponton tér el.

1. A beruházás előfinanszírozását a kiválasztott vállalat vállalja magára, ehelyett a fogyasztó a használati díjban utólag folyamatosan megfizeti a beruházást. 
2. A fogyasztónak nincs tulajdonosi kockázata a karbantartás, tervezés, használat kapcsán, hisz bizonyos minimum gondossági feltételeket leszámítva ez a beruházást megvalósító vállalat problémája. 
3. A fogyasztó számára ajánlott fix áramdíj miatti (pozitv és negatív) árkockázat is átszáll a beruházó vállalatra. 
4. A fogyasztó egy újfajta kockázatot vállal az ingatlan 20 éven belüli értékesítése esetére: szükségessé válhat a beruházó vállalat kivásárlása, aki kompenzáció ellenében szereli le a nem kívánt berendezést.

Az eddig is működő, fenti szolgáltatást nyújtó vállalatok természetesen ellenzik az APS megjelenését a piacukon, aggodalmaikat az is erősíti, hogy az energiaszolgáltató bejelentése alapján hajlandó éehet aláígérni az általuk alkalmazott áraknak - nagyobb megtakarítási lehetőséggel becsalogatva a fogyasztókat. 

Véleményük szerin az APS csak azért lehet képes megjelenni a piacon és kiszorítani őket, mert költségeinek megtérülését beépíti majd a szabályozott tarifáiba és így a (megmaradó) felhasználókra továbbhárítja majd. Ilyen lehetősége a többi vállalatnak nincsen - ezáltal jogosulatlanul kerül versenyelőnybe az APS. Ráadásul, az APS nem lesz érdekelt kellő mértékben a beruházási költségek kordában tartásában, hisz azzal jövedelmei is csökkennének.

Az arizónai szolgáltatót felügyelő szabályozó hatóság várhatóan ősszel hozhat döntést, addig is érdemes majd figyelemmel követni a vitákat.

Forrás:
Has APS invented a rooftop solar business model for utilities?
AZ Sun rooftop solarSolarCity Lease Agreement sample

Vajon támaszra talál-e Ukrajna a szlovák irányú földgáz exportban?

A Natural Gas Europe hírlevele számol be: az Eustram szlovák földgázszállító vállalat megkezdte az Ukrajnába történő fizikai gázszállítás lehetőségének tesztüzemét, szeptembertől megindulhat a kereskedelmi üzem is a szállítást igénybe venni szándékozók számára.

Ukrajnának azért van szüksége földgázra, mert az orosz Gazprom csak drágán és szigorú garancia feltételekkel szállít számára földgázt, valamint az orosz földgáztól való függetlenedés előfeltétele az orosz politikától való függetlenedési kísérletnek.

Az elveken túl ott a közeledő tél is: az ukrán gázcég becslései szerint a meglévő 6 milliárdos földgázkészlete várhatóan decemberre (vagy már korábban is) el fog fogyni, máris megkezdték a földgázzal való takarékoskodást, és bejelentették a lehetőségét, hogy szükség esetén saját célra fogja felhasználni az orosz Gazprom által az Ukrajnán keresztül Nyugat-Európába küldött földgáz mennyiségek kisebb-nagyobb részét.

2009 januárjában ezek a lépések vezettek a Magyarországnak szánt orosz földgázszállítás felfüggesztéséhez, amelyet a régió többi országa hazánknál még jobban megsínylett. Nem csoda, hogy a földgáz ára emelkedni kezdett a kockázatok emelkedésének hírére. De vissza az ukrán importhoz.

Ukrajna három szomszédján (Szlovákia, Lengyelország, Magyarország) keresztül tud földgázt importálni nyugati kereskedőcégekkel kötött megállapodások alapján. Az elmúlt július-június időszakban lengyel és magyar irányból összesen 2 milliárd köbméter földgáz érkezhetett Ukrajnába, amely azonban eltörpül az ország éves 25 milliárd köbméter földgázt meghaladó import igényéhez viszonyítva. 

A cikkben bejelentett esemény jelentősége, hogy ezáltal lehetővé válhat, hogy Szlovákián keresztül is jelentős volumenben, akár import igényének 40 százalékáig földgázt importáljon Ukrajna. Jobban mondva: ez eddig is lehetőség volt, de most már a szlovák földgázszállító talán meg is meri valósítani. Hogy miért is bonyolítom a lehet és szabad közötti különbséget, a következő miatt van:

Egy országhatárt átszelő vezetéken keresztül mindig csak egy irányba mozog fizikailag a földgáz, ugyanakkor kereskedelmileg (virtuálisan)  lehetőség lehet a fizikai szállítással ellentétes irányban is kereskedni - ezt hívják backhaul szállításnak.

Tegyük fel, hogy egy X nevű kereskedő földgázt szeretne átszállítani az ukrán rendszerből a szlovák rendszerbe, napi 10 egységet. Mivel a földgázmolekula nyomon követése nem olyan egyszerű, ezért az U ukrán és SZ szlovák földgázszállítók csak azt tudják vállalni, hogy 10 egység gázt átvesznek ukrán oldalon, és 10 egység gázt átadnak a szlovák oldalon. A kereskedő igénye teljesült, most már a szlovák rendszerben rendelkezhet 10 egység gázzal. Ez egy standard import szállítási megoldás.

Ha egy másik, Y nevű kereskedő ugyanakkor 3 egység földgát szeretne szállítani szlovák rendszerből az ukrán rendszerbe, akkor erre több lehetősége is lehet. Egyrészt megegyezhet X partnerrel, hogy az csak 7 egységet hozzon át a határon, és elcserélik a 3 egység gázt az ukrán és szlovák oldalon: az ukrán oldalon 3 egység X-től Y-hoz kerül, ugyanennyi gáz rendelkezési joga pedig szlovák oldalon Y-tól X-re száll. A szállítók már csak 7 egység szállítására kapnak megbízást.

Ha Y nem tud megegyezni X-szel, akkor még a szállítók is segíthetnek rajta, a backhaul szállítással - kikerülve az X szereplőt. A fentiekhez képest kis mértékben bonyolódik a megoldás:

1. X 10 egység gázt ad át U ukrán szállító számára, majd 10 egység gázt kap meg SZ szlovák szállítótól - igénye teljesül.
2. Y 3 egység gázt ad SZ szlovák szállítónak és 3 egység gázt kap U szállítótól - ez tartalmilag ukrán irányú exportnak felel meg, bár a fizikai forgalommal ellentétes irányú.
3. U ukrán szállító csak 7 egység gázt ad át SZ szlovák szállítónak, fenntartva az ukrán->szlovák gázáramlás irányát.

Ezt a backhaul lehetőséget a szállítók tipikusan fenntartják maguknak lehetőségként: így fizikai teendő nélkül lehet pénzt keresni X-től és Y-tól is. (Persze csak akkor, ha X és Y nem hagyja ki őket eleve az üzletből.) Az ukrán-szlovák példa azért működőképes, mert az Ukrajnán keresztül Nyugat-Európába érkező orosz földgáz lehetővé tenné jelentős mennyiségek visszafordítását az Ukránok számára.

Csakhogy - állítólag - az ukrán-szlovák esetben az orosz szállíttató (X) kikötötte jó előre, hogy hozzájárulása nélkül ilyen gáz visszafordítás nem történhet meg. Márpedig a jelen esetben nem volt valószínű az oroszok hozzájárulása az ellenük irányuló megoldáshoz.

Ezért a virtuális megoldás helyett fizikailag is át kell szállítani a földgázt Ukrajnába, ami mindenképp drágább folyamat. Még szerencse, hogy a szlovák földgázszállító talált a földben egy régi csövet, amelynek egyik végébe Szlovákiában lehet földgázt tölteni, de a másik végéből már Ukrajnába folyik a földgáz -akár 10 milliárd köbméter évente. Ezt a régi, elfelejtett csövet veszi újra használatba a szlovák Eustream. (Hasonló meglepetésszerű csővezeték felfedezés Magyarországon is történt, egy 800 mm átmérőjű csőröl derült ki, hogy az ukránok szempontjából szerencsés irányba vezet.)

Most már csak két kérdés marad. Egyrészt, sikeres lesz-e a szállítási tesztüzem, és milyen mértékű földgázszállításra tud Ukrajna számítani a szlovák csövön keresztül. Másrészt, beváltja-e a Gazprom korábbi fenyegetését, és megbünteti-e az Ukrajna ellátásában és a reverse flow szállításban résztvevő energiacégeket.

Forrás:

Ukraine and Slovakia plan to start reverse flow gas in September

Ukraine starts test imports on gas link from Slovakia

Announcement of a start of testing period for the Vojany–Uzhorod pipeline

European Commission says Gazprom’s threats against reverse supplies of gas to Ukraine are unacceptable

Szigetüzem a sziklán

A Princeton Power System oldaláról: a cég projektje keretében teljesen önellátó villamos energia szolgáltatást valósított meg az Alcatraz börtönszigeten (The Rock, San Francisco), kb 70 százalékban megújuló energia termelésére és tárolására támaszkodva.

Elnézést kérek a fenti kép használatáért, de mivel azt gondolom, 

hogy nem lesz még egyszer lehetőségem, mégis élnem kell vele.

A szikla 1950-ig kábelen kapcsolódott a San Francisco-i városi hálózatra, azonban egy hajó (vagy pár akcióhős) megrongálta az öböl alatti kábelt, így dízel és szén alapú önellátásra rendezkedett be a sziget. Vélhetően nem éri meg új kábel lefektetése, hisz a turisztikai látványosság alacsony fogyasztási szintje miatt nem térülne meg a beruházás.

A Princeton Power Systems (PPS) által létrehozott önellátó rendszer egy példa arra, hogy milyen alternatívát tud nyújtani a megújuló energia és az akkumulátoros tárolás a hagyományos módszerekkel szemben.

A szigetüzemben az egyes elemek a hagyományos villamos energia rendszer funkcióit a következőképp látják el:

• 400 kW tetőn elhelyezett napelem (+inverter) termeli az megújuló áramot - ez az atom és gázerőmű egy hagyományos hálózatban
• egy dízel generátor gondoskodik a biztonságos ellátásról a megújuló energia hiányában - ez a szabályozó erőmű, vagy black start termelő
• egy összesen 400 kW teljesítményre és 1900 kWh tárolásra alkalmas ólom-savas akkumulátor park (+inverter) szabályozza és optimalizálja a fogyasztás és termelés egyensúlyát, minimalizálva a dízel generátor használatát - ez az elem egyben helyettesíti azt a komplex szolgáltatást, amit hagyományos hálózatban a rendszer mérete, a szomszédos hálózati kapcsolatok, valamint a rendszer szabályozásban résztvevő termelők biztosítanak
• egy PPS által fejlesztett terhelés optimalizáló software - ez hagyományos hálózaton a rendszerirányító feladatát végzi

A 2012 júliusi tesztüzemről készített ábrán jól követhető a rendszer működése. A lila vonal a fogyasztói terhelést jelzi a pozitív tartományban, amely kis kilengéseket mutat - ami ideális egy ilyen szigetüzem esetén. A kék vonal mutatja a napelemek által termelt energiát, a zöld vonal pedig a tároló által kitárolt (pozitív tartomány) és betárolt (negatív tartomány) energia órai mennyiségét. Jól látható, hogy a napsütéses órában a megújuló termelés meghaladja a fogyasztói igényt, így a többlet termelés eltárolásra kerül, és csak a naplementét követően kerül kiadásra.

Szintén jól látható a generátor szerepe a rendszer biztonságának fenntartásában. Ha a tároló például július 20-án és 21-én este is több áramot adott volna ki, mint amennyi korábban betárolásra került, akkor 22-én este a tárolóban lévő összes energia kitárolása után szükségessé vált volna a generátor beindítása, egyrészt a fogyasztás ellátása, másrészt a tároló teljes feltöltése érdekében. A piros generátor vonal megugrása az ábrán ezt illusztrálja.

A generátor ekkor optimális magas kihasználással tud működni, kímélve ezzel a berendezés élettartamát, így az önellátás jövőbeli költségeit. Ezt követően a generátor termelésére megint nincs - a napfény és a fogyasztás függvényében - szükség egy ideig, a cikk alapján 3-4 napig. Az is látható, hogy a generátor rövid ideig negatív tartományba mozdulhat - ilyenkor a napelem által termelt feles energiát nyeli el - a napelemek termelésének korlátozására csak ezt követően kerül sor.

A szigetet működtető Nemzeti Park fajlagos áramköltségeit illetően: a korábbi kb 0.76 USD/kWh árszint jóval meghaladja a még az USA átlaghoz képest is drága San Francisco-i árakat. Ehhez képest kb 6.5 százalékos árcsökkentést ért el első lépésben a mikrogrid rendszer (figyelembe véve a napelem és tárolás beruházási költségét is).

Forrás:
Princeton Power Systems Case study - Alcatraz
Solar Cells Light Up Prison Cells on 'The Rock'

A power-to-gas technológia potenciálja

A német kereskedelemfejlesztési ügynökség prezentációja alapján: A (power-to-gas) technológia megoldás lehet a problémára, amikor egy villamosenergia-rendszerben a szükségesnél több áram áll rendelkezésre, és az áramot szintetikus gázzá alakítva lehet a legkisebb költséggel hasznosítani a földgázrendszeren belül.

Maga az eljárás az elektrolízisre épül, a létrejövő metán vagy hidrogén gáz pedig nemcsak fűtési és főzési célra, hanem akár autó üzemanyagként is felhasználható.

Több országgal szemben Németországban a szabályozó lehetővé teszi akár 5 százalék mértékéig a földgáz hálózatba táplálását a hidrogén gázoknak, így a német vállalatok próbálkozhatnak a technológia üzleti modellbe illesztésével a meglévő energiapiacok keretein belül.

Hamburgban például 2011 óta elérhető fogyasztók számára a "zöld" gáz termék a Greenpeace Energy szolgáltatásaként, amely saját szél és napelemekkel, hamarosan pedig saját elektrolízist végző gyárral is rendelkezik. Igaz, egy kis háztartás számára a zöld gáz fogyasztása akár duplájába is kerülhet, mint egy jól kiválasztott városi gázszolgáltató éves költsége. A Siemens 2015-től pedig "nagy méretben" készül a power-to-gas összefüggés kihasználására egy saját fejlesztésű elektrolízis alkalmazásával.

Egy elektrolízis gyár pedig szabályozható villamos energia fogyasztóként részt vehet a rendszer kiegyensúlyozásában is, szükség esetén visszavéve az áram felhasználás ütemét, vagy növelve azt. A technológia energiapiacon kívüli alkalmazása lehet a hidrogén gáz és az üvegházhatású szén-dioxid gáz reakcióba hozatala egymással, amely végtermékét a metánt a vegyipar tudja hasznosítani.

A megoldás csökkentheti a megújuló termelők korlátozásának igényét illetve mérsékelheti a felesleges termelésből adódó veszteségeket, ezen túl hozzájárulhat az árampiaci egyensúlyozáshoz és akár hosszú távú tárolási alternatívát is tud nyújtani.

A power-to-gas összefüggés egy újabb példa, hogy milyen lehetőségek állnak az energiapiac fejlődése előtt - amennyiben a technológiai áttörések lehetővé teszik a jelenlegi költségszintek nagy mértékű csökkentését.

Forrás:
Green Hydrogen and Power-to-Gas Technology
Hannover Messe 2014 - High hopes for hydrogen

Szép lassacskán megéri majd az akkumulátoros energiatárolás a német háztartások számára

A REnewEconomy blog bejegyzései alapján: a német kereskedelemfejlesztési ügynökség szerint hamarosan megéri Németországban napelemet kiegészítő energiatároló berendezéssel kiváltani a fogyasztást. Ennek örülhetnek az energiatárolás piac szereplői, de csak kevésbé a fogyasztók, mivel az ok nagyrészt a kiugróan magas és tovább emelkedő háztartási áram áraknak köszönhető.

Egy német háztartás a becslések szerint saját fogyasztásának 30-35 százalékát termelheti meg napelemmel. A napelem által napsütéses időszakban termelt, de el nem fogyasztott áramot a hálózatra táplálja vissza a fogyasztó. A hálózatra visszatáplált áramért kapott kompenzáció azonban elmarad a fogyasztói ártól, tehát legjobban akkor járna a napelemes háztartás, ha összes termelését el tudná fogyasztani.

Ezt legegyszerűbben úgy teheti meg, ha a napsütéses órában termelt áramot eltárolja saját akkumulátoros tároló berendezésébe, majd folyamatosan elfogyasztja a napsütés nélküli órákban. Így lemond a hálózatra táplálás után járó kompenzációról, de cserébe megtakarítja az ennél nagyobb árat amit a hálózatról vételezés esetén fizetne. Persze ha a tárolásnak vesztesége is van, akkor a megtakarítást alacsonyabb lesz, mivel csak a ténylegesen megtakarított, tehát a tárolóból kiadott áram mennyiségén jelentkezik.

A német kereskedelemfejlesztési ügynökség becslései alapján egy német háztartás tárolóval 60-70 százalékos önellátást érhet el, ha fogyasztásának 25-40 százalékát hálózatra táplálás helyett más időszakban fogyasztja el. A német ügynökség olyan tárolási költségeket tart valószínűnek, hogy a tárolóval elérhető többlet megtakarítás 2016 után már fedezheti a tárolói beruházás többlet költségét.

A blog egy ausztrál kutatóintézetet is idéz, akik szerint a német tárolási költségekre vonatkozó feltételezés nem irreális. Az ausztráliában is gyártott cink bromid akkumulátorok mai állapotából kiindulva, ha a német állam megtartja a jelenlegi 3000 euró mértékű egyszeri beruházási támogatást és az árak is az ábrázoltak szerint alakulnak, akkor már csak az akkumulátor élettartam háromszorozása szükséges a megfelelő költségszint eléréséhez.

Persze nézőpont kérdése, hogy a fenti sok feltételből álló megállapítást és a jövőben rejlő bizonytalanságot ki hogyan értelmezi.

Forrás:
How far away is grid parity for residential battery storage?
Energiewende in Germany: from generation to integration

Mit jelent a PV termelés fogyasztói ár paritása Németországban?

A REnewEconomy blog bejegyzései alapján: a német kereskedelemfejlesztési ügynökség szerint Németországban 2011 óta fennáll a PV naperőműi termelés hálózati paritása (grid parity), a rés pedig várhatóan tovább nyílik 2014 után is.

A német fogyasztók 2011 óta azzal szembesülnek, hogy jobban megéri számukra a fogyasztásuk egy részét saját beruházásból finanszírozott napelemmel termelni, mint igénybe venni a hálózatot az érvényes fogyasztói árak mellett. Az okok között az összehasonlításban is kiugróan magas német lakossági áramárak, valamint a fejlődő PV technológia költségcsökkentő hatása áll.

Mindez persze csak annyit jelent, hogy a helyben rendelkezésre álló, saját termelésű áram várható fajlagos költsége, mint a szolgáltató által éppen biztosított energiadíj és a többi ártétel (megújuló prémium EEG, rendszerhasználat költsége) összesen.

Egész Európában magasak a rendszerhasználati költségek, Magyarországon például egy átlagos háztartás áramköltségéből nagyjából azonos mérték fedezi az energia költségét, mint annak szállítási költségét. Németországban ráadásul a korábbiakban már ismertetett, magas megújuló prémium is a fogyasztót terheli.

A saját termelésű áram azonban helyben termelődik, így furcsa volna arra vonatkozóan is megfizettetni a fogyasztóval az (ugyan nem használt) rendszer használatának költségét. A megújulókat támogató prémiumot pedig logikusan nem terheli az állam pont arra, aki a megújulót hasznosítja.

Azért hívják hálózati paritásnak ezt az összehasonlítást, mert itt egy helyben termelő PV versenyez a távol termelő erőművekkel, a fogyasztó számára jelentkező költségek szempontjából. Másik összehasonlítás lehetne, amely termelési módozatok (gáztüzelésű, atomenergiára alapuló, stb) és a napelemes termelés összköltségét hasonlítja össze. Abban az összehasonlításban nem nyerne (még) a napelem, mivel az elosztott energiatermelésből származó előnyét nem lehetne figyelembe venni.

Természetesen a tényleges hálózati paritás változhat, nem állandó, még utólag is kiderülhet, hogy nem volt az. Ha később csökken a végfogyasztói ár, mert pl áttörés történik valamilyen meglévő termelési/szállítási technológiában vagy csak jelentősen csökken a földgáz ára, esetleg politikai döntés következtében megszűnik a megújulók támogatását fedező pénzeszköz az árból. A saját termelés költségét ráadásul az egész várható élettartamra becsüljük, így az csak utólag válik biztossá - ha kiderül, hogy nem biztosítható a problémamentes termelés 25-30 évre, utólag költségesnek tűnik majd a beruházás.

Ezt a kockázatot a beruházónak kell vállalnia, bár ha ránézünk a fenti ábrára, látjuk hogy az olló a PV javára folyamatosan nyílik.

Forrás:
How far away is grid parity for residential battery storage?Energiewende in Germany: from generation to integration

Száz év után leáldozóban a vízerőműi termelés az USA-ban

A REnewEconomy blog alapján: 2014-ben fogja először meghaladni a vízerőműi termelést a többi megújuló alapú termelési módozat. Az elmozdulás a folyamatos költségcsökkenésben lévő megújulók térnyerését tükrözi, a megújuló boom-ban érintett államokra (Kalifornia, Texas) koncentrálódva.

A vízerőművek a villamos energia hálózatok kezdetétől jelentős részét képzik az USA ellátásának. Az sem mondható, hogy az öregedő erőművek fejlesztésére ne fordítottak volna figyelmet. De a vízerőműi termelés bővülésének gátat szab (elnézést a szófordulatért), hogy a további beruházások költségszintje magasabb költséget is eredményezhet a meglévőknél, mivel csak egyre gyengébb telepítési lehetőségek állnak rendelkezésre.

A nem vízerőműi megújulók ezzel szemben két számjegyű költségcsökkenésen estek át. Az USA-ban a nagyméretű napelem modulok ára több mint 50 százalékot esett az elmúlt 5 évben, a háztartási árak csökkenése ugyan ennél kicsit lassabb, de ott is 28 százalék csökkenés figyelhető meg az elmúlt 3 évben. A szélerőműi termelés fajlagos költsége 40 százalékkal mérséklődött 3 év alatt.

Forrás:

4 reasons why non-hydro renewables surpass hydropower in US

Nonhydro renewables now routinely surpass hydropower generation

Investments in Existing Hydropower Unlock More Clean Energy

Koncentrált naperőművek helye a megújuló mixben

Az NREL kutatása alapján: a koncentrált naperőmű (CSP) a többi megújuló energia alapú termelési módhoz képest is többlet értéket hordoz, az energia tárolási adottsága következtében. Ennek értéke pénzben mérhető, és érdekes módon megújuló megoldást adhat egy megújulók által felvetett problémára.

A koncentrált naperőmű a napelemektől teljesen eltérő technológia, ahol tükrökkel irányítják a napfényt egy központi elemre, amely a koncentrált energiát a benne tartalmazó közeg (pl olvasztott só) segítségével hővé alakítja, amely generátorokat meghajtva villamos energiát termel. A technológia sajátossága, hogy a beérkező napfényhez képest a belőle származó áram időben kicsit később termelődik, ha pedig hőtárolással kiegészül az erőmű, az időbeli eltérés tovább növelhető és kontrollálható is.

Ezt a tulajdonságot úgy is felfoghatjuk, hogy az erőmű üzemeltetője egy időtávra tárolhatja az energiát, valamint szabályozhatja, hogy az mikor kerül a hálózatba táplálásra. Ennek a lehetőségnek pont a megújuló alapú energiatermelés térnyerése miatt lesz egyre nagyobb értéke.

A probléma forrása a fogyasztói szokásokban keresendő: az emberek viszonylag egy időben kapcsolják fel reggel a villanyt, kapcsolják le munkába menet az áramot otthon, kapcsolják be és ki gépeiket munkahelyükön, hazaérve indítják be a televíziót, stb. A gyárak műszakainak ritmusa is igen szabályos, és legtöbbször egy időpontra esik a műszak kezdete és vége. A hálózat üzemeltetője azzal szembesül, hogy egyik percről a másikra nagyon nagy mértékben változik (nő vagy csökken) a rendszer terhelése, ezeknek az egyidejű és egyirányú igénybevételeknek a következtében.

Hagyományosan a szabályozó (pl gáztüzelésű vagy vízi szabályozható) erőművek próbálták lekövetni a fogyasztói igényt, amennyire tudták - de nem okoztak többlet problémát, hanem a megoldást szolgáltatták. Azonban a megújuló energia alapú termelés terjedése a termelési oldalon is hasonló problémával jár: a nap hirtelen kisüt egy területen, vagy hirtelen lemegy.

Amennyiben a rendszer a délutáni órákban nagyban támaszkodik a naperőművek betáplálására, és pont a naplemente idejében a fogyasztás is megugrik, a korábbinál is nagyobb hiány alakul ki ideiglenesen a rendszerben. A szabályozó erőműveknek most már nem csak a fogyasztók miatti kereslet megugrást, hanem a naperőművek miatti kínálat csökkenést is kompenzálniuk kell. Ezt csak rugalmasabb vagy több eszközzel lehet biztosítani a korábbiakhoz képest, így a rendszer megfelelő működtetésének költsége várhatóan növekszik majd.

Emiatt a jelenség miatt szokás a megújuló energiatermelés kiegészítőjeként hivatkozni az energiatároló egységekre , például az akkumulátoros gyors energiatárolókra, mivel azok jobban szabályozhatóvá teszik a napfény rendelkezésre állásából fakadó bizonytalanságot, és a hagyományos szabályozó erőműveknél sokkal gyorsabban képesek a rendszer segítségére sietni - mind hiány, mint többlet energia esetén.

A CSP pontosan emiatt két pozitív tulajdonságot is ötvöz: megújuló alapon termel áramot, és ráadásul viszonylag alacsony többlet beruházással biztosíthat rövid távú tárolási szolgáltatást a rendszernek. (Attól alacsonyabb a többlet beruházás igény, hogy a hőt olcsóbb tárolni, mint az áramot.) A tárolóval ellátott CSP így nem csak versenytársa, hanem egyben kiegészítője is tud lenni a naperőműveknek, így helye lehet a megújuló energia termelési mixben.

Az NREL tanulmánya megállapítja, hogy a napelemes (PV) energiatermeléshez képest a CSP mindkét tulajdonságában jelentős többlet értéket hordoz: egy CSP erőmű nagyobb energiamegtakarítást eredményez, mint egy ugyanakkora termelésű PV erőmű, de előnye nagyobb részt abból származik, hogy a rendszerszabályozás költségeit is jobban kíméli. A CSP által termelt érték/megtakarítás akár a PV által termelt értékének duplája.

Igaz azonban, hogy a vizsgálat a relatív értékteremtését vizsgálja a két technológiának, egyelőre nem véve figyelembe azt, hogy a nagyobb értéket létrehozó CSP fajlagos költsége várhatóan meghaladja a PV fajlagos költségét. Így egyelőre csak úgy értelmezhetjük az eredményt, mint a CSP ígéretes lehetőségét a jövő megújuló energia mix-ében.

Forrás:
Estimating the Value of Utility- Scale Solar Technologies in California Under a 40% Renewable Portfolio Standard
CA's green energy swan turning into ugly duckling

Queensland (AU) a napelem iparág ellen

A REnewEconomy blog írja: az egyik ausztrál állam ellehetetleníti a napelem beruházásokat a tulajdonában álló áramszolgáltatók tarifáinak átvariálásával.

Kicsit távolabbról kezdve. Megoszlanak a vélemények, hogy a megújuló energiák az áramszolgáltató társaságok végét jelentik-e, vagy csupán a jelenlegi üzleti modelljükét. Ha az üzleti modell nem is biztosan, de a bevételek veszélyben lehetnek a hálózatról részben vagy teljesen leváló és megújuló alapon önellátásra berendezkedő ügyfelek miatt. Az áramszolgáltató társaságok által szedett díjak például jellemzően fogyasztástól függő és attól teljesen független fix tételt is tartalmaznak. Ez a társaságok költségstruktúrájából logikusan következik: egyes költségek a szolgáltatott mennyiséggel arányosak, míg vannak fix infrastruktúra tételek.

Ha a fix díjból befolyt bevétel a fix költségeket fedezi, a mennyiség arányos díjból származó jövedelem pedig a szolgáltatott volumen költségeit, akkor a szolgáltató nem kell tartson költségei megtérülésétől. Ellenben ha nem volna például fix költség, akkor a szolgáltató egyes alacsony fogyasztású időszakban akár költségeitől elmaradó bevételt szedhet be. Vagy másik esetben, csak fix díjas szolgáltatás esetén a fogyasztók pazarlása a költségek elszaladását eredményezhetik.

Természetesen a fogyasztók általában nehezen értik meg a szolgáltató érveit, hisz ki akar nyáron is fizetni a fűtésért. A szolgáltatók persze szedhetnék csak télen is a fix díjat, de akkor a fogyasztó pénztárcáját egyben terhelné meg a költség, és a nemfizetésből eredő kockázat is jóval nagyobb volna. Általában pont a szolgáltató tarifa struktúráját szabályozó hatóság az, aki egyenletes fizetést javasol az előző problémák elkerülése érdekében.

Merthogy a szolgáltatók tarifa struktúrája a szabályozó hatóság által megállapított, de legalábbis szigorúan felügyelt. Ausztráliában a helyi szolgáltatókat is tulajdonló Queensland olyan módon módosította az áramszolgáltatási tarifákat, amely a bevételeket a fix díjak irányába helyezi át. A lépés célja azonban a háztartási napelem telepítések ütemének lassítása.

A napelem beruházás feltétele, hogy a várható megtakarítások egy idő után meghaladják a telepítés költségeit. A megtakarítás értéke a napelemmel ingyen termelt áram és a szolgáltató által a fogyasztásért felszámított tarifa szorzata. A telepítés költségeinek körülbelül fele a napelem cella költsége, további szerelési munkák adják ki a költségek másik felét. Adott telepítési költségek esetén tehát ott éri meg jobban napelemet telepíteni, ahol magasabbak a szolgáltatói fogyasztás arányos díjtételek.

Queensland lakói azzal szembesültek, hogy a korábban fogyasztástól független díjtétel akár tízszeresére emelkedett, az áramfogyasztás egysége után fizetett díj pedig csökkent. A beruházási számítások akár pozitívból a negatív tartományba mozdulhatnak át - így számos beruházási projekt maradhat el. Persze aki csak magáért szeretné a napelemet, vagy a környezet miatt aggódik, esetleg teljes önellátásra törekszik ettől függetlenül nem biztos, hogy letesz majd a beruházásról.

Egyes elemzők emiatt felhívták a figyelmet: amellett hogy káros az állam lépése a napelem iparágra és a megújuló termelésre, egyben hosszútávon (kb. három éven túl) még saját magára is hátrányokkal járhat. A fix díjak emelése ugyanis javítja azon megoldások megtérülését, amelyek a hálózatról való teljes leválást és függetlenedést érik el. Ilyen megoldás például megújuló technológia alkalmazása és a biztonság céljából hagyományos termelése üzemben tartása az önfogyasztás ellátására, kiegészítve akkumulátoros energiatárolással a termelés és a fogyasztás összehangolására.

A megújuló energiatermelés, valamint kiegészítő megoldások, mint például a kisfogyasztók számára elérhető energiatárolás kihívást de lehetőséget is jelentenek a hagyományos energiapiaci szereplők számára. Az ausztrál példával szemben érdemes bemutatni Kalifornia hozzáállását, ahol inkább a lehetőséget látják: az állam 2020-ig 33 százalékos megújuló energia felhasználási részarányt célzott meg, majd később az energiatárolás használatba vételére is ambiciózus célt tűzött ki elsőként a világon.

Források:
The $500-a-day service charge designed to kill solar in Queensland

Will Renewable Energy Cause A Utility ‘Death Spiral’? No Need For That

Energy Storage Is Ready to Earn a Scalable Role in Utility and Commercial Portfolios

Német cégek támadják a költségeikben megjelenő megújuló prémiumot

A German Energy Blog számol be: a textil ipar cégei jogi úton támadják a villamos energia megújuló energiák támogatására szolgáló árelemét, mivel túl nagy költséghátrányt okoz számukra.

Az EEG megújuló prémiumnak, mint a villamos energia végár egyik kötelező elemének célja a vevőktől beszedni az összeget (kb évi 24 milliárd euró), amely fedezetül szolgál majd a megújuló energiát hasznosító termelők támogatásához. Az árelem igen nagy terhet jelent a fizetésre kötelezettek számára.

Az összehasonlítás kedvéért: idehaza egy kisvállalkozás ugyanennyiért magát az energiát tudja beszerezni (a rendszerhasználat költségei és adók nélkül, de akkor is). A német lakossági villanyár nem véletlenül az egyik legmagasabb az Európai Unióban. (A megújuló prémium kérdése persze elválaszthatatlan az atomenergia kiváltásától és a magas megújuló energia részarány célul tűzésétől - de ez másik cikk tárgya lesz.)

A hírek szerinte egy bajor textilgyártó tavaly beperelte villamos energia szolgáltatóját, mivel az véleménye szerint alkotmányellenesen okozott számára versenyhátrányt - a megújuló energiák támogatására szolgáló árelem megfizettetésével. Mivel a szolgáltató a német jogszabályok alapján köteles a megújuló prémiumot (EEG) beépíteni a vevők áraiba, ezért a per valódi kérdése az állami intézkedés jogalapja volt.

Az ügyben eljáró regionális bíróság és a legfelső bíróság sem adott igazat a villamos energia fogyasztónak, a valószínűleg költségcsökkentésben reménykedő termelő(k) nem talált(ak) támaszra - legalábbis egyelőre. A cég a döntést követően, végig a textilgyártók szakmai szervezete támogatásával a háta mögött, alkotmányügyi kérdésként újra a legfelső bíróság elé viszi ügyét.

A német és az európai politikában is sokat támadott tétel a támogatás. Merkel kancellár kiáll az energiafordulat és az atomenergia kiváltása ügyében - amihez nagy mértékű támogatási kassza működtetése elengedhetetlen. Ugyanakkor Merkel 2011-ben ígéretet tett a fogyasztói teher szinten tartására, amely azóta 78 százalékot emelkedett. Az Európai Bizottság energetikai biztosa, a német Günther Oettinger ezzel szemben támadja a jelenlegi támogatási rendszert, nem tartja megreformálhatónak és inkább európai szintű támogatási rendszer irányában várja a továbblépést.

(Végül, a hazai politikán szocializálódottak számára kis rötyögni való: Oettinger is a Merkel által vezetett CDU kormánypárt tagja.)

Forrás:
Textile Company Lodges Constitutional Complaint Against Renewables Surcharge
BGH: EEG Surcharge Not Unconstitutional

Oettinger holds EEG for not reformable

Vízre került a Siemens offshore szélturbinákat szervízelő hajója

A Siemens energia blogja írja: vízre helyezték Törökországban a hajót, amelynek feladata offshore szélturbinák szervízelése lesz 2015-től. A Siemens SOV projektje elmondásuk szerint méretében egyedi, kisebb méretű céleszközök már elérhetők a piacon (pl a Damen cég honlapján bemutatott modell).

A projekt egyik lépése az offshore szélturbinák fejlődésének. Az offshore szélturbina beruházások a 90-es évek végén kezdődtek meg, majd 2007 környékén kaptak sebességet - az offshore széltermelés tehát új technológiának számít a szárazföldi módozathoz képest.

Az offshore építkezés számos szempontból kedvezőbb tulajdonságokkal rendelkezik a szárazföldi móddal szemben: kisebb lakossági ellenállásra számíthat, valamint kedvezőbb szélviszonyokat hasznosíthat. Ezzel szemben a szállítási infrastruktúra kiépítése és az eszközök karbantartása jelentős többlet költségeket okoz, emiatt körülbelül 50 százalékkal drágább az offshore szélből termelt energia mint a szárazföldi.

A piaci logika azonban biztosítja az innovációt az offshore széltermelés folyamatos fejlesztésében. A gyártók növelik a turbina és a lapát méretét, mivel ezek növelik a termék eladhatóságát: javítják hatékonyságát és emelik a beruházók megtérülési várakozásait.

Emellett például már azt is kimutatták, hogy a szélfarmok tervezésekor az egymáshoz való elhelyezkedést is érdemes figyelembe venni: akár 33 százalékkal nőhet a termelt hasznos energia mértéke, ha a szabályos vonalban elhelyezéstől hatékonyabb módon telepíthetők az erőművek. A számos további fejlődési lehetőség közül az egyik az automatikusan szélirányba forgó turbina, persze ez a koncepció még messze állhat a megvalósítástól.

A Siemens projektje ugyanilyen kiegészítő megoldás lehet, amely a biztonságosabb, gyorsabb és megbízhatóbb karbantartást célozza - és végső soron az alacsonyabb költségű energiatermelést eredményezheti.

Forrás:
Siemens’ new service operation vessels are making waves in the industry
A FORCE for the future: cost savings in offshore wind

Efficient Turbine Spacing Boosts Offshore Wind Farm Output 33%

New Jersey a következő hurrikánra készül

A SmartGridNews.com oldaláról: New Jersey állam a Sandy hurrikán tapasztalatai alapján külön intézményt akar létrehozni az elosztott energiatermelés (distributed generation) és az önellátó, leválásra is képes mikrohálózatok (microgrid) fejlesztésére.

A Sandy hurrikán a Wikipedia szerint 30 milliárd dollár mértékű kárt okozott New Jersey állam számára, az emberi áldozatok száma 37-re tehető, és körülbelül 2.6 millió háztartás számára nem volt elérhető akár egy hétig is a villamos energia szolgáltatás. Az állam kormányzója - figyelembe véve, hogy a klímaváltozás valószínűleg növelni fogja a hasonló természeti események gyakoriságát - arra tett javaslatot, hogy célozzák a villamos energia ellátás ellenállóbbá tételét.

Egy rendszer ellenállónak számít, ha egy sokkot vagy meghibásodást követően viszonylag rövid idő alatt képes az öngyógyításra, helyreállásra, valamilyen automatizmus alapján. Itt nem csak műszaki vagy hálózati problémára kell gondolni: elemzők szétválasztják a kínálati oldali és a keresleti oldali rugalmasságot. Előbbi amit hagyományosan a hálózatok felelősségének tartunk, tehát hálózati probléma esetén annak elhárítását, az infrastruktúra karbantartását. Utóbbi ettől eltérően arról szól, hogy maguk a fogyasztók hogyan tudnak felkészülni ellátásuk biztosítására.

New Jersey 200 millió dollár (~45 milliárd forint) összeggel tervezi egy "Energy Resilience" Bank megalakítását, amely az elosztott energiatermelés terén megvalósított beruházásokat fogja támogatni, a kritikus jelentőségű intézményeket célozva. Egyelőre az államban található kórházakat és víztisztító üzemeket jelölte meg a politika példaként. A bank feladata lesz a megújuló energiatermelés és a mikrohálózatok elterjedésének támogatása, eszköze direkt hitelezés, a tőkepiac támogatása, valamint a célzott intézmények elérése és tájékoztatása.

A bank előkészítő prezentációja egy példával illusztrálja a feladata lényegét: a privát beruházási döntések olyan befolyásolása, hogy azokban a közösségi haszon is figyelembe vételre kerüljön. Egy beruházó tervezésekor kevésbé vagy egyáltalán nem veszi figyelembe a rendelkezésre állás és a rendszerre kifejtett pozitív hatást, így csak a számára legjobban megtérülő méretű napelem kapacitást építi be - miközben ez a méretezés nem elégséges önellátásra.

A bank egyik célja tehát olyan támogatást nyújtani, amely biztosítja a közösségi érdekeknek megfelelő paraméterű beruházások megvalósulását. És erre pénzt is hajlandóak áldozni.

Forrás:
ERB Presentation for Developers