Az USA PV napelem iparágának jövőjében rejlő kockázatok

A REnewEconomy és az Financial Times cikkei alapján: pozitív és negatív fejlemények várhatók a napenergia hasznosítás kapcsán, vajon mi az erők eredője?

Az FT cikke az IEA elemzésére hívja fel a figyelmet: emelkedik a politikai és piaci kockázat a nap és szélenergia iparágak számára a fejlődő országokban, így az Egyesült Államokban is. Egyre több fejlődő országban jogszabály írja elő megújuló energia hasznosítást. Az USA 29 államában van kisebb vagy nagyobb megújuló előírás. 

A megújuló technológiába beruházók az USÁ-ban állami támogatásban részesülnek adókedvezmény formájában, akár a beruházási költségek 30 százalékáig is. Végül pedig, részben a kínai gyártók beruházásai következtében a napelem árak drasztikusan csökkenni tudtak, így versenyképességük hagyományos technológiákkal egyre erősebb.

A jövőben mindez azonban változhat: a beruházási támogatás 2016 végére 10 százalékra eshet vissza, az USA-ba érkező napelemekre import vám került kivetésre, valamint a napelem modulok árcsökkenése is megállhat, akár kis mértékben megfordulhat.

A költségek emelkedése kisebb mértékben érinti az elosztott termelésben történő beruházást, mivel itt a hálózati költséget is tartalmazó fogyasztói végárral versenyez a napelem termelési költsége. A szolgáltatók által központilag elhelyezett napelemei azonban szorosabb versenyben állnak a többi energia termelési módozattal, így az ilyen beruházásokat jobban visszaveti a költség emelkedés.

A REnewEconomy cikke ellenben az Austin (Texas, USA) városbeli pozitív tapasztalatokról számol be. A város más energiatermelési módnál alacsonyabb áron tud napenergiából termelt áramot biztosítani fogyasztói számára, ezért a városi tanács a napelem helyét mint elsődleges technológia szeretné meghatározni, szemben például a földgáz tüzelésű termeléssel.

A cikk a napelemek sikerét három tényezőnek tulajdonítja: a földgáz alapú termelés költségével való versenyképesség, az öregedő villamosenergia-termelő egységek pótlásának szükséglete, valamint a földgáz ár változékonyságából fakadó kockázatok csökkentésére való törekvés.

A két cikk tehát felsorolja az USA napelem boom-ja mögötti tényezőket, az idő pedig majd eldönti, hogy ezek a tartó pillérek meddig tartanak ki - vagy pedig a piaci korrekció jön majd (lásd az ábrát).

Forrás:

Investors still wary of getting burnt by solar

US city passes law making solar ‘default’ generation resource

Nem éri meg nagyméretű vízerőmű projekteket, gátakat építeni - de ez senkit sem zavar

A New York Times cikke alapján: Az Oxford Egyetem kutatói szerint a nagy vízerőművek építkezései jellemzően elhúzódnak a költségek pedig túllépik a tervezettet. Mégis világszerte épülnek mega vízerőművek, vajon helyes ez a gyakorlat a társadalom szempontjából?

Az Oxford Egyetem kutatói megvizsgálva az 1934 és 2007 között megépült 245 nagyméretű vízerőmű-gát tapasztalatát arra jutottak, hogy a költségek túl magasak ahhoz, hogy pozitív lehessen a beruházás megtérülése.

A gátak építése átlagosan 8.6 évig tart, ami 44 százalékkal hosszabb a tervezettnél. Emellett a valós költségek is nagyjából a tervezett büdzsé kétszeresére tehető átlagosan. A kutatók szerint talán a beruházók túlzott optimizmusa okozza az alacsony tervezési értéket, vagy pedig félre lettek vezetve vagy le lettek fizetve.

Rontja a megtérülést az a tény is, hogy a többnyire fejlődő országokban épülő vízerőművek által termelt bevétel hazai valutában jelentkezik, amely a vizsgált időszakban jellemzően leértékelőben volt a dollárhoz képest, amelyben a beruházási költségek vagy az azt finanszírozó hitelek denomináltak. Az ilyen beruházások költségvetésre kifejtett nyomása megfigyelhető volt a 80-as években Törökország, Brazília, Mexikó vagy Jugoszlávia hitelválsága esetén is.

Az újság beszámolója szerint a kutatósban talált eredmény ellene megy a jelenben megélt vízerőmű építési boom-nak. Kína, Brazília és India vállalatai számos projektben aktívak világszerte, a Világbank pedig újra ilyen nagyméretű projektek finanszírozási támogatására készül.

Vajon mi volna a helyes döntés mindent figyelembe véve?

Forrás:
Large Dams Just Aren’t Worth the Cost

Should We Build More Large Dams? The Actual Costs of Hydropower Megaproject Development

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