Gyakran halljuk, hogy az európai erőműpark idősödik, s ennek okán a következő években nagyon sok európai erőművet le kell majd állítani. Erre jómagam is számtalanszor felhívtam már a figyelmet az előadásaimban, interjúimban, legutóbb a Budapest Energy Summit nemzetközi energetikai konferencia keretében. Vessünk egy pillantást az európai erőműparkra madártávlatból.

Európában (pontosabban az ENTSO-E tagországokban, ami leegyszerűsítve az EU-28 tagországát, Svájcot és a balkáni országokat foglalja magában) 2015-ben mintegy 1029 GW erőművi kapacitás volt beépítve, ebből mintegy 929 GW működik a kontinentális európai részen. Ebben a blogposztban a villamosenergia-termelés alapjait megteremtő, 50 MW-nál nagyobb nagyerőművekkel foglalkozom, ezek bruttó beépített teljesítőképessége a kontinentális európai térségben jelenleg 590 GW, azaz 590 ezer MW.

Lássuk ezek életkor szerinti megoszlását.

Adatok forrása: Platts World Electric Power Plants Database, 2015, saját ábrázolás. Megjegyzés: ez az adatbázis az európai megújulós kiserőművekről nem ad megbízható képet. Egy következő bejegyzésben visszatérünk majd ezen erőművekre is, addig is megjegyezzük, hogy az időjárásfüggő erőművek éves kihasználtsági tényezője Európában a 10-25%-os tartományban van, míg a fenti ábrán bemutatott erőművek ennél jóval magasabb kihasználtsággal rendelkeznek, az atomerőművek akár 90%-ot is elérhetnek.

Az ábra több fontos következtetést is megenged.

1. Első pillantásra is szembetűnő, hogy van egy nagy „púp” a 30-40 éves erőművek esetében.
2. Ha jobban szemügyre vesszük az ábrát, már a különböző energiahordozókra épülő európai erőművek életkor-eloszlása is feltűnik. Például látható, hogy a ma működő erőművek közül a vízerőművek a legidősebbek, az 1950-70-as években létesültek ilyen létesítmények. Körülbelül egy évtizeddel később, a vízerőmű-építésekkel részben átfedve, az 1960-80-as években a szénerőmű-építés élte fénykorát: a kontinentális Európában évi 4-5000 MW szénerőművet helyeztek üzembe. Ekkorra tehető az olajerőművek építése is, ezek mára szinte teljesen kiszorultak a villamosenergia-rendszerből, ma jellemzően (egyébként igen fontos) tartalékszerepet látnak el. Az 1970-es évektől kezdtek megjelenni az atomerőművek, melyek építésének zöme az 1970-1980-as években zajlott, erre az időszakra tehető a paksi atomerőmű üzembe lépése is. Az 1990-es években a nagyerőmű-építések üteme érdemben alábbhagyott, és a 2000-es években megfigyelt újbóli aktivitás zömét gázerőmű-építések adták.
3. A fentieket kissé továbbgondolva az is belátható, hogy a ma üzemben lévő legidősebb erőművek (a víz-, szén- és atomerőművek) jellemzően alap- ill. menetrendtartó erőművek, s tudjuk, hogy ezek az erőművek a mára teljes mértékben eltorzított európai piaci viszonyok között is a piacon vannak. Ezek termelik meg az ENTSO-E tagországok 3330 TWh-s éves nettó termelésének 65%-át, azaz közel 2200TWh-t.

Adatok forrása: ENTSO-E (2016): Statistical Factsheet 2015, saját ábrázolás

Abból, hogy a víz-, szén- és atomerőművek a legidősebbek, valamint abból a felismerésből, hogy ezek adják az ENTSO-E villamosenergia-termelés gerincét, következik, hogy a következő években várható konvencionális erőművi leállítások miatt jelentős mennyiségű villamos energia tűnik el az éves termelésből. Vizsgáljuk meg, nagyjából mennyi is lehet ez.

A következő években várható konvencionális erőművi leállítások miatt jelentős mennyiségű villamos energia tűnik el az éves termelésből!

A ma 40 évesnél idősebb erőműpark körülbelül 150 ezer MW teljesítőképességgel bír, ezek zöme víz-, szén- és olajerőmű, kisebbik része atom- és gázerőmű. A vízerőművek leállásával nem számolva azt kapjuk, hogy 15 éven belül csupán a régi erőművek kiöregedése miatt kb. 500 TWh villamos energia megtermelését kell más erőműveknek ellátniuk. (Mindez tehát nem tartalmazza annak hatását, hogy az éghajlatváltozás elleni küzdelem jegyében a többi, csak kicsit fiatalabb fosszilis erőmű esetleg kiszorul a piacról.) A kiöregedés hatása ezt követően gyorsul fel igazán, akkor, amikor az európai atomerőművek zöme és további szénerőművek érik el élettartamuk végét. A 2030-as években várhatóan mintegy 70.000-80.000 MW atomerőmű és kb. 55.000 MW szénerőmű éri el élettartama végét. Ez, és egyéb más típusú erőművek kiöregedése a 2030-as években további, közel 1000 TWh villamosenergia-termelés kiesését vetíti előre, ami az éves ENTSO-E villamosenergia-termelés harmada.

Mint említettem, a kiöregedés csak az erőművi leállások egyik oka. A leállások másik oka lehet, ha az éghajlatváltozás elleni küzdelmet valóban komolyan gondoljuk és a klímapolitikai célkitűzéseket figyelembe véve alakítjuk energiapolitikánkat. Az OECD IEA a World Energy Outlook című kiadványában minden évben felvázolja az ennek megfelelő jövőképet. A klímaváltozás elleni küzdelem szempontjából a legprogresszívabb forgatókönyvet a 450 Scenario elnevezéssel illeti, utalva arra, hogy a globális felmelegedést 2 °C-on megállítani úgy lehet, ha a légkör szén-dioxid-koncentrációját 450 ppm-en stabilizáljuk, nem engedjük afölé. 

Adatok forrása: OECD IEA (2016): World Energy Outlook 2016, p. 573., saját ábrázolás

Az OECD IEA 450 ppm-es forgatókönyve szerint a fosszilis erőművek szerepe 2040-re radikálisan csökken az európai villamosenergia-rendszerben, termelésük csak az (egyébként enyhén növekvőnek előrejelzett) uniós fogyasztás mintegy 10%-át fedezi majd (ezek is a rendszer kiegyensúlyozásában fontos szerepet játszó gázerőművek lesznek). A forgatókönyv szerint a kiszoruló szén- és gázerőművek termelését szél, víz, napenergia és egyéb megújuló bázisú erőművek veszik majd át, míg az atomerőművek termelése változatlan marad – vagyis a OECD IEA is a nukleáris kapacitások fenntartásával számol, vagyis azzal, hogy az idős atomerőművek helyett újak épülnek, hiszen az ENTSO-E rendszerben ma is a villany 25%-a atomerőművekben kerül megtermelésre, és ez a legnagyobb alacsony karbonintenzitású áramforrás az EU-ban.

Öröm látni, hogy az OECD Nemzetközi Energiaügynökség - hozzám hasonlóan - azon az állásponton van, hogy a globális felmelegedés elleni küzdelemhez minden, hangsúlyozom, minden létező alacsony szén-dioxid-kibocsátású technológiát be kell vetni, beleértve az atomenergiát is.

WNA (2011): Comparison of life cycle greenhouse gas emissions of various electricity generation sources, p. 8

Az OECD IEA elemzése is alátámasztja, hogy a hazai és európai zöldek láthatóan folyamatosan célt tévesztenek akkor, amikor az éghajlatváltozás elleni küzdelem eszközei közül ki akarják zárni az atomerőműveket. A 450 ppm-es szcenárióból jól látható, hogy az atomerőművekre szükség van, Európában is.

Természetesen nem mehetünk el amellett sem, hogy a mindenkori csúcsigényeket is ki kell majd elégíteni. Ehhez időjárástól függetlenül is működtethető erőművekre is szükség lesz. A WEO2016 ezt is visszaigazolja.

Adatok forrása: IEA (2016): World Energy Outlook 2016, pp. 572-573., saját ábrázolás

Jól látható az ábrán, hogy az EU-s csúcsterhelés fedezését az OECD IEA a 450 ppm-es forgatókönyvben sem bízza kizárólag az időjárásfüggő megújulókra. A 2040-ben beépített 1312 GW teljesítőképességből mintegy 700 GW-nyi erőmű időjárástól független: szén, olaj, gáz, nukleáris, víz, bioenergia és geotermikus forrású.

Ki kell emelnem azt is, hogy ebben a klímabarát szcenárióban az atomerőművek kapacitása érdemben nem változik, azaz nukleáris téren - hazánkhoz hasonlóan - európai szintű kapacitásfenntartásról beszélhetünk.

Ebbe a koncepcióba illeszkednek az új paksi blokkok is!

2016.11.28-án a telephely-engedélyezési eljárás előkészítésének keretében az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt. lakossági fórumot szervezett Pakson, ahol előadásomban az engedélyezési eljárás tartalmáról, az engedélyezés jelenlegi állásáról és annak várható előrehaladásáról beszéltem az érdeklődőknek, továbbá összefoglaltam a környezetvédelmi engedélyezés tapasztalatait.

Ehhez hasonló fórumot tartottunk november 30-án Szekszárdon, Kalocsán pedig december 5-én tájékozódhatnak a város térségében élők az atomerőmű új blokkjai telephelyének tulajdonságairól, a projekt eddigi eredményeiről. Az atomtörvény által előírt közmeghallgatást az Országos Atomenergia Hivatal 2016. december 13. (kedd) 16 órára írta ki Paksra: az eseményre a Csengey Dénes Kulturális Központban kerül majd sor, ahol a Hatóság jelenlétében válaszoljuk meg a lakosság kérdéseit.

A fenti videót a TelePaks készítette a november 28-i paksi lakossági tájékoztató fórumról, amelyet ezúton közreadok, hogy azok az érdeklődők is képet kaphassanak a telephely-engedélyezési eljárásról, akik a lakossági fórumokon személyesen nem tudtak, illetve nem tudnak részt venni.

2016. október 27-én az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt. benyújtotta a telephelyengedély iránti kérelmét az eljáró hatósághoz, az Országos Atomenergia Hivatalhoz.

Az engedély megszerzése egy kétlépcsős folyamat, amelynek első lépcsőjeként a Paks II. projekttársaság még 2014-ben összeállította a telephely vizsgálatának és értékelésének programját, amit az OAH 2014 novemberében jóváhagyott. 2015 májusától a projekttársaság a XXI. század korszerű technikai lehetőségeit felhasználva hajtotta végre a vizsgálati programot, és meghatározta a telephelyjellemzőket. A program végrehajtását és az engedélykérelmi dokumentáció összeállítását többszintű és folyamatos szakértői és tudományos ellenőrzés kísérte végig. A vizsgálatok során a klímaváltozás lehetséges hatásait is modellezték. A földtani program részeként összesen 11 ezer méternyi kutatófúrást végeztek, több tízmillió éves kőzeteket is elérve, a földrengés-veszélyeztetettség jellemzésére pedig 150 méter mélységben új mikroszeizmikus monitoring állomásokat létesítettek az atomerőmű telephelye körül. A 2015 májusa óta zajló Földtani Kutatási Program előzetes eredményeiről az érdeklődő nyilvánosságot többek között a 2016. május 6-án a Magyar Tudományos Akadémia nagytermében, Az új atomerőművi blokkok telephelyvizsgálatának tudományos eredményei címmel tartott konferencia keretein belül tájékoztattuk.

A Földtani Kutatási Program során kinyert fúrómagminták a raktárban (saját fotó)

A telephely-engedélyezési dokumentáció összeállítása során a projekttársaságnak azonosítania kellett a természeti eredetű és emberi tevékenységekből adódó valamennyi körülményt, majd a létesítendő atomerőműre vonatkozóan vizsgálni kellett azok lehetséges hatásait, amelyek figyelembevételével, a nukleáris biztonsági szabályok betartása mellett az új blokkok megtervezhetőek, megépíthetőek, majd biztonságosan üzemeltethetőek lesznek. A kérelemben igazolni kellett azt is, hogy a telephely alkalmas atomerőmű létesítésére, és nincs olyan körülmény, amely kizárná a telephely alkalmasságát a létesítmény befogadására. A telephely földrajzi jellemzőinek vizsgálata alapján megállapítható, hogy a telephely és környezete földrajzi adottságai kedvezőek az új blokkok telepítésére. Az OAH a telephelyengedély iránti kérelmet befogadta. Az engedélyezési folyamat részét képező közmeghallgatás időpontját és helyszínét az Országos Atomenergia Hivatal határozza meg, erről hirdetmény formájában tájékoztatja majd a nyilvánosságot.

Gyakran felmerül egy egyszerű kérdés: éjjel rendelkezésre áll-e a napenergiával megtermelt áram? Túlegyszerűsítve úgy is szokták ezt kérdezni, hogy éjszaka süt-e a nap, de ez félreértésekre adhat okot, így járjuk körbe ennél alaposabban a témát. Ennek során többek között szó esik napelemekről, akkumulátorokról, a Tesláról és még a baracklekvárról is.

A napelemek szerencsére Magyarországon is egyre inkább terjednek. A beruházók energetikai cégek mellett kisebb vállalatok, intézmények (óvodák, iskolák), sőt magánemberek. Az egyéni felhasználók a napelemeket célszerűen a háztetőre telepítik. De mennyi napelem kell egy átlagos háztartás ellátásához? Ennek kiszámítása nem ördöngösség. A napelemek telepítését előkészítő mérnökök a háztartás által egy év alatt elfogyasztott villamos energiát veszik alapul, és a helyi adottságok alapján a napelemekre becsült kihasználtsági tényező segítségével könnyen számítható a szükséges napelemtáblák összes névleges teljesítőképessége.

Napelemes rendszer a háztetőre telepítve (A kép forrása: Wikipédia)

Optimális esetben ez a napelem annyi villamos energiát állít elő egy év alatt, mint amennyit a háztartás elhasznál. Jelenti-e ez azt, hogy ez a bizonyos háztartás ettől önellátó lesz?

NEM!!! Nagyon nem jelenti ezt!

Miért? Erről szól a jelen poszt.

A marketing szövegek sokszor ezt sugallják, ezt sulykolják a zöld szervezetek és ebbe a tévképzetbe manőverezik magukat a tulajdonosok is. A tévedés abban rejlik, hogy – ahogy azt már ezen a blogon is számtalanszor kifejtettem – a villamos energia NEM TÁROLHATÓ a villamosenergia-rendszer léptékében (szivattyús tározós vízerőművek hazánkban nincsenek, és ahol vannak, ott is a teljes villamosenergia-rendszer méretéhez képest limitált ezek kapacitása).

Persze, persze, mondhatja a kedves olvasó, de a jövő itt van velünk, számos gyártó dob piacra otthoni használatra tervezett akkumulátorokat, amikkel a nappal (napelemekkel) megtermelt villamos energiát eltárolhatjuk, így az éjszakai fogyasztást ebből könnyedén fedezhetjük. Ez is egy jó marketingszöveg, de a valóság nem ennyire egyszerű. Bár ezek az akkumulátorok segítenek (széles körű elterjedésük esetén segítenének) a nappali áramtermelés éjszakai felhasználásában, úgy tűnik, túl sok napelem tulajdonos nem siet megrendelni a sok millió forintos akkumulátorokat. Az akkumulátorok beruházási és karbantartási költségei nagyon jelentős többletköltséget adnának hozzá ugyanis az eltárolt villamos energia termelési költségéhez, ami egyszerűen nem kifizetődő, különösen akkor nem, ha a közcélú villamosenergia-hálózat és -rendszer a „tárolás”-t (valójában a rendszeregyensúly fenntartását) "ingyen", pontosabban a többi felhasználó pénzén megoldja.

De van még egy fontos tényező, amit szeretnek az emberek figyelmen kívül hagyni. Ez pedig a napelemek szezonális teljesítőképesség-ingadozása. Amíg egyszerűnek tűnik a nappal megtermelt „napenergiát” eltárolni éjszakai használatra, úgy érezhetően fogósabb kérdés a nyáron megtermelt napenergiát „elrakni télire”, vagyis akkumulátorokban tárolni azt, a téli igények fedezésére gondolva.

Miért ekkora probléma ez? Nézzük meg egy tipikus napelem, például a már egyszer hivatkozott ráckeresztúri 3,2 kW névleges teljesítményű napelem által havonta termelt villamos energia mennyiségét!

A 3,2 kW-os ráckeresztúri napelemek által havonta megtermelt energia mennyisége
(Forrás: saját számítások a fenti linken elérhető adatok alapján)

A nyári és a téli termelés közötti (január és július közötti) hatszoros (!!) különbséget nem lehet nem észrevenni.

Tehát ha nagy léptékben kívánjuk társadalmunk áramellátását fotovoltaikus termelésre alapozni, akkor a folyamatos villamosenergia-ellátás biztosításához a nyáron megtermelt extra villamos energiát hónapokon keresztül tárolni kellene, hogy télen is fedezni tudja a szükségleteinket. Ehhez, mint már korábban is leírtam, akkumulátorokra vagy más energiatárolókra van szükség. (Ez lehet sűrített levegős vagy forgó tömeges energiatároló, de egyéb megoldási lehetőségek is forognak az irodalomban, az egyes technológiák érettségi foka nagyon eltérő, általában a prototípus építéséig jutottak el.) Jelen bejegyzésben maradjunk az akkumulátoroknál.

A legfontosabb kérdés, hogy mennyi akkumulátorról beszélünk?

Ebben az esetben az éves fogyasztást egy körülbelül 3,5 kW-os csúcsteljesítményű fotovoltaikus napelemes rendszer képes biztosítani, ugyanis a napelemek éves kihasználtsága Magyarországon nagyjából 11-12% (a nagy mennyiségben PV-ket telepítő Németországban átlagosan 10% alatti), és akkor még nem számoltunk az évek során bekövetkező hatásfok-csökkenéssel sem. A megtermelt villamos energia mennyisége viszonylag könnyen számítható: ha 11,5%-os kapacitás kihasználási tényezőt feltételezünk, akkor a 3,5 kW névleges teljesítményű napelem az év 8760 órája alatt

3,5 kW * 8760 h * 11,5% = 3526 kWh

villamos energiát állít elő. Önmagában a napelem nem elegendő a háztartás villamosenergia-ellátásához, ehhez a megtermelt áramot átalakító berendezésre, inverterre is szükség van. Ez karbantartást, bizonyos időszakonként cserét igényel, és belső veszteségei miatt a rendszer hatásfokát is rontja, de ezeket a jellemzőket az egyszerűsítés kedvéért most hagyjuk figyelmen kívül.

Tehát a napelem nyáron többet, télen kevesebbet termel, mint amennyire az adott háztartásnak szüksége van. Nézzünk meg egy naptári évet! Ahhoz, hogy egész évben önellátóak legyünk a 3,5 kW-os napelemünk által termelt villamos energiával, január 1-én egy „félig töltött” akkumulátor-parkkal kell indítanunk az évet, hogy egészen addig el tudjuk látni villamos energiával a berendezéseinket, amíg a napi termelés ismét több lesz, mint amennyit naponta elfogyasztunk. (Ilyenkor kezdődik a raktározás a téli hónapokra.)

Mit mutatnak a számítások? Az alábbi ábra jól szemlélteti a feltételezett házi rendszer üzemvitelét.

A feltételezett házi akkumulátorpark éves töltési-kisütési görbéje (Forrás: saját számítások)

A diagramot valós (2014-es), negyedórás német napelem termelési adatok és átlagos háztartási villamosenergia-fogyasztási görbék felhasználásával készítettem el, veszteségmentes tárolást (!) feltételezve. (A német napelem-parkok dimenziótalanított termelési görbéi jól használhatók, hiszen negyedórás felbontásban állnak rendelkezésre az interneten, valamint az egyes önálló napelemre jellemző termelési ingadozások ki vannak küszöbölve a nagyobb rendszerben.)

A termelési adatokat ezután a ráckeresztúri telephelyre vonatkozóan vizsgáltam abból a szempontból, hogy az itt jellemző 11,5%-os kihasználtság mellett adódott termelést (de az időbeli eloszlásra továbbra is a német adatok alapján) hasonlítottam össze a háztartás adott negyedórás felbontású fogyasztási eloszlásával.

Az ábrát szemlélve a következő következtetések vonhatók le:

• Ha az adott háztartást az év folyamán kizárólag a napelemünk által termelt, akkumulátorokban tárolható villamos energiával szeretnénk ellátni, akkor körülbelül 320 kWh akkumulátorba betárolt energiával kellene indítani az évet január 1-én.
• Ebben az esetben az akkumulátorok március első hete környékére már teljesen kiürülnének, de „szerencsére” pont eddigre kezd a napelemünk napi szinten többet termelni, mint amennyit mi akkor éppen naponta elfogyasztunk.
• Ezt követően a "tücsök és a hangya" mesében hallottakat követve egész nyáron elraktározzuk a termelésünk és a fogyasztásunk közötti többletet, töltjük az akkumulátorokat, így szeptember közepére elérjük az akkumulátorok maximális töltöttségét. Ez esetünkben több mint 850 kWh betárolt energiát jelent.
• Szeptember közepétől kezdve az akkumulátorok eleinte lassan, majd egyre gyorsabban merülnek, így december végére a már említett, kb. 320 kWh villamos energia marad az akkukban, amivel a következő év márciusig el tudjuk látni magunkat. (Ha azonos időjárású éveket feltételezünk.)
• Fontos hangsúlyozni, hogy ha tényleg ilyen rendszert építenénk, akkor megfelelő konzervativizmussal a valóságban a példában szereplőnél nagyobb kapacitást építenénk be, hogy a termelési és fogyasztási ingadozásokat figyelembe véve kellő biztonsággal legyen minden körülmények között villamos energia a háztartásban, és nem engednénk meg egyik családtagunknak sem, hogy olyan új fogyasztót vásároljon, ami növeli a háztartás éves fogyasztását. Az egyszerűség kedvéért most itt a tárolási veszteségekkel és tartalékokkal sem számoltunk.

Mekkora akkumulátor-park kellene ezen mutatvány végrehajtásához?

Nos, minden szempontból NAGY!

Érdemes ott kezdeni, hogy egy hagyományos autó akkumulátorának tárolókapacitása általában 0,6 kWh. (12V és 45-55 Ah a jellemző paraméterek, ezek szorzásával kapjuk a tárolókapacitást Wh mértékegységben.) Ennek ára nagyjából 15.000 Ft, súlya kb. 13 kg. Elemi műveletekkel gyorsan kiszámolható, hogy a 850 kWh villamos energia tárolásához körülbelül 1400 db autó akkumulátor kellene, ennek költsége körülbelül 21 millió forint lenne. Az 1400 autó akkumulátor tömege összesen több, mint 18 tonna. Elképesztő számok, nem? A környezetterhelésről ne is beszéljünk, ahogy arról sem, hogy ezek az akkumulátorok mennyi időt bírnának ki, mielőtt újakat kellene venni helyettük.

Persze az autóakkumulátorok használatának feltételezése nem kifejezetten életszerű, hiszen ezeket az eszközöket egyáltalán nem ilyen üzemre tervezték. Ma már létezik az autó akkumulátornál „igényesebb”, direkt háztartási felhasználásra tervezett házi akkumulátor is, ezek közül az egyik leghíresebb a TESLA cég által bemutatott Powerwall.

Powerwall akkumulátorok (a képen 3 db) a TESLA sajtótájékoztatóján (A kép forrása: geeky-gadgets.com)

A Powerwall típust eredetileg két méretben tervezte forgalmazni a gyártó: a napi fogyasztás-ingadozások kiegyenlítésére szánt 7 kWh-s, illetve a nagyobb időtávok ingadozásainak áthidalására tervezett 10 kWh-s típus, illetve mindkét típust tetszőleges számban összekapcsolva, akkumulátor-rendszerként. Később a 10 kWh kapacitású termék lekerült a palettáról (feltehetően nem volt versenyképes a piacon), míg a 7 kWh-s rendszer kapacitását 6,4 kWh-ra módosították, azonos áron.

Bár ez az akkumulátor viszonylag kis helyen elfér (egy darab méretei: 86 cm széles, 130 cm magas, 18 cm mély; térfogata 0,2 m³), 135 db-ot nehezen helyezne el bárki a garázsában. Egy másik elgondolkodtató szám: egy darab 6,4 kWh kapacitású akkumulátor nettó tömege 97 kg, így otthonunk ellátására több mint 13 tonna akkumulátort tartanánk otthon. A fenti számok ugyan érdekesek, de a legnagyobb gond a képzeletbeli önellátó háztartás tulajdonosa számára az akkumulátortelep ára lenne. 280 Ft-os dollár árfolyammal számolva ugyanis

(darabja 3000$, szerelés, inverterek, csatlakozók nélkül).

Az akkumulátorok élettartama 5000 ciklus a gyártó szerint, és 10 év garanciát vállal rá, vagyis az akkumulátor-rendszert körülbelül 10-14 évente le kell cserélni, vagyis ennyi időnként a fenti beruházási költség újra felmerül…

A fenti gondolatmenet alapján mindenki levonhatja a következtetést, hogy önellátóak vagyunk-e, amikor napelemet szerelünk a tetőre. Valójában nyáron, napsütötte időben, napközben termelünk napenergiát, este/éjszaka/hajnalban/felhős időben és télen a víz-, atom-, és a fosszilis erőművek által megtermelt energiát fogyasztjuk a hálózatról. A kiegyenlítés költségeit pedig a többi felhasználó fizeti.

A kérdéskört egyébként a TESLA is ambivalensen kezeli, egymásnak ellentmondó mondatokkal vezeti félre a tájékozatlan vásárlót:

„Combine solar panels and one or more Powerwall home batteries to power your home independently from the utility grid. A net zero energy rating means that your home produces as much energy as it consumes, but is still connected to the utility grid for periods of high demand.” (Forrás)

Magyarul a 2. mondatban a TESLA-nál is elismerik, hogy a villamosenergia-hálózatra továbbra is csatlakozni kell, az első mondatban mégis azt sugallják, hogy „egy vagy több Powerwall házi akkumulátorral” független lehetsz a hálózattól. Hát, a 135 db akkumulátor belefér az „egy vagy több” kategóriába, de azért ezen a ponton nem fejtették fel a valóság minden szálát. :-)

Smart-rendszereket alkalmazva a napon belüli fogyasztás eloszlását ugyan jelentősen befolyásolhatjuk (pl. akkor üzemeljen a mosógép és a klíma, ha éppen sokat termel a napelem), de a szezonális ingadozás kiegyenlítése ennél sokkal nagyobb feladat. Elvégre senkitől nem várható el, hogy csak nyáron mosson, vasaljon, tévézzen, süssön, és dolgozzon a számítógépén. És ilyenkor az ipari fogyasztók villamosenergia-igényéről és annak módosítási lehetőségeinek korlátairól még egy szót sem szóltunk.

A megújulóenergia-alapú villamosenergia-termelés képes arra, hogy a hagyományos energiatermelők tüzelőanyagából megtakarítson, de önmagában nem képes kiváltani a hagyományos áramtermelőket, ha a villamosenergia-rendszer egészét vizsgáljuk, nem csak kitüntetett időszakokat. Könnyű arra hivatkozni, hogy a kiegyenlítést majd megoldja az országos rendszer, vagy éppen más országok villamosenergia-rendszere, mint ahogy elég érdekes módon próbálkoznak ezt a problémát eltussolni a dánok, a németek, vagy a Wuppertal Intézet és az Energiaklub tanulmánya, de a rendszer működtetéséhez sok erőműre, berendezésre, és szaktudásra van szükség.

Mivel a jelenlegi villamosenergia-rendszerben nem áll rendelkezésre elegendő mennyiségű ipari méretű tárolókapacitás, ezért például napelemek indokolatlanul nagy mennyiségű rendszerbe integrálása igen nagy terhet ró a rendszert energiával stabilan ellátó konvencionális erőművekre.

Mindennek megvan a maga helye, még akkor is, ha a zöld marketing nem ezt mondja. Én egyébként nyaranta eltárolom a napenergiát, és felhasználom télen: lekvárt főzök, ami igen jól esik ilyenkor, őszi időben vagy télvíz idején. A megfelelő feldolgozás után a lekvárosüvegben a sárgabarack, a meggy, a cseresznye, az eper vagy éppen az őszibarack kiválóan eláll hónapokig, sőt évekig is. A villamos energiát azonban sajnos nem tudjuk a befőttes üvegekbe töltve eltárolni.

A napenergia tárolásának ősi módja - saját, házi készítésű lekvárok (saját fotó)

Rónai Egon többek között a környezetvédelmi engedélyről és a Paks II projekt további előrehaladásáról kérdezett. Szóba került a villamos energia tárolhatósága is, erről éppen a legutóbbi bejegyzésben írtam, de hamarosan újra kitérünk a témára.

A múlt hét óta attól hangos a világ technológiai híreivel foglalkozó nemzetközi és hazai sajtó, hogy a Samsung először felfüggesztette a Galaxy Note 7 mobilkészülékek eladását, hogy a túlhevülő, kigyulladó vagy éppen felrobbanó akkumulátorokat kicserélje, majd más gyártású akkumulátorokkal újrakezdte az értékesítést, ám problémák jelentkeztek a cserekészülékekkel is, így végül a teljes Galaxy Note 7 gyártást befejezték és visszahívnak minden ilyen készüléket. Egyes légitársaságok a készüléket teljesen kitiltják a repülőgépek fedélzetéről, a Lufthansa például tegnap (2016.10.18-án) döntött így. A történetnek energetikai vonatkozásai is vannak, így érdemes azt kicsit közelebbről megvizsgálni.

Idén augusztusban dobta piacra a Samsung új csúcskészülékét, a Galaxy Note7-et. A cég honlapján közzétett hivatalos nyilatkozatában beszámolt arról, hogy szeptember 1-ig 35 olyan esetről értesültek, hogy az eladott mobiltelefonok akkumulátora túlmelegedett, esetenként felrobbant. A Samsung vizsgálja az ügyet, a probléma az akkumulátorokat gyártó egyik cég gyártásfolyamatában jelentkezett. A Samsung számára ez az akkumulátor-probléma a Galaxy Note7 készülék gyártásának beszüntetéséhez, ezáltal jelentős árbevétel csökkenéshez és piaci presztízsveszteséghez vezetett.

Elektronikus eszközeink fokozatos mobilizációjával növekvő igény jelentkezik a villamos energia egyre kisebb térfogatban történő tárolására, vagyis a villamosenergia-tárolásra alkalmas eszközök energia-, illetve teljesítménysűrűségének növekedését, illetve méretük csökkentését célzó fejlesztésekre. Emellett a fogyasztó igényli azt is, hogy készülékének akkumulátora a lehető leggyorsabban feltöltődjön, ami újabb és újabb kihívást jelent a fejlesztők számára, hiszen a csökkenő méret nagyobb kapacitás és nagyobb töltési áramerősség igényével találkozik. Ez növeli az áramerősséget, a hőfelszabadulást, és sebezhetőbbé teszi az eszközöket meghibásodásokkal, pl. rövidzárlatokkal szemben. Márpedig a mobiltelefon akkukban használt lítium tűzveszélyes, a probléma olyan léptékű, hogy idén tavasszal az ENSZ alatt működő ICAO civil repülésbiztonsági szervezet új ajánlásában megtiltotta nagy darabszámú lítium akkumulátort tartalmazó csomagok utasszállító repülőgépeken történő szállítását. A jelentések szerint eddig három teherszállító repülőgép és személyzetének elvesztéséhez vezetett a lítium akkuk felrobbanása vagy tüze. A kihívás tehát komoly.

Mivel a mindennapi életben a fogyasztó legtöbbet a mobiltelefon akkumulátorával találkozik, érdemes megnézni, mire elegendő az abban rejlő energia. Kiszámolhatjuk, hogy egy átlagosnak tekinthető 3000 mAh kapacitású mobiltelefon akkumulátorban, melynek feszültsége mondjuk 5 V körüli, mennyi energia tárolható. Ehhez csupán össze kell szorozni a megadott értékeket: 3 Ah x 5 V = 15 Wh, vagyis 0,015 kWh. De mire is elegendő ennyi energia? Egy átlagos 2000 W-os hajszárítót, porszívót, vagy vízforralót ennyi energiával 15 Wh / 2000 W x 60 perc, azaz kevesebb, mint fél percig tudnánk működtetni. Ha maradunk a vízforraló példájánál, akkor ez alatt a fél perc alatt kevesebb, mint 1,6 dl vizet tudnánk felforralni. Ebből is látható, hogy a tipikus háztartási eszközeink által elfogyasztott energia mennyisége jóval nagyobb, mint amennyit egy mobiletelefon akkuban tárolni tudunk, így nem véletlenül nem akkumulátorokról működtetjük őket.

Ráadásul a lakossági felhasználás mellett a villamosenergia-rendszer egészét tekintve is egyre nagyobb szükség lenne a villamosenergia-tárolásra alkalmas technológiák iránt. Ahogy korábbi bejegyzéseimben is hangsúlyoztam, az időjárásfüggő megújulók részarányának növelése a villamosenergia-termelésben is akkor tud valóban optimálisan hozzájárulni a szén-dioxid-kibocsátás csökkentését célzó klímapolitikai célok eléréséhez, amennyiben ipari léptékben rendelkezésünkre állnának nagy kapacitású, "tiszta" villamosenergia-tároló rendszerek. (Arról, hogy a villamosenergia-tárolás milyen keretek között tekinthető ténylegesen tisztának, már értekeztem.) A villamosenergia-tárolás jelenlegi fejlettségi szintjén nem érhető el olyan technológia, amely tulajdonságait tekintve lehetővé tenné a villamosenergia-rendszerben történő univerzális, széleskörű és nagyléptékű felhasználását.

A villamosenergia-tárolási technológiákat rendszerint aszerint csoportosítjuk, hogy az energiát milyen formában képesek tárolni (részletesebb technológiai ismertetőt a poszt végén közöltem).

A különböző villamosenergia tárolási technológiák egy lehetséges csoportosítása

Az egyes villamosenergia-tárolási technológiák felhasználásuk szempontjából fontos tulajdonsága méretük, illetve energia- és teljesítménysűrűségük. Adott mennyiségű energia tárolására alkalmas eszközök, létesítmények esetében minél nagyobb a teljesítmény-, illetve energiasűrűség, annál kisebb méret érhető el mind a térfogat, mind a tömeg tekintetében. A lakossági felhasználás szempontjából elengedhetetlen a kis méret, míg a villamosenergia-rendszer szempontjából a méretnek (térfogat) elhanyagolható szerepe van.

A különböző energiatároló technológiák elhelyezkedése az energiasűrűség-teljesítménysűrűség térben (Forrás: Applied Energy)

A különböző tárolási technológiákat energia- és teljesítménysűrűség szerint összehasonlítva látható, hogy az akkumulátorok többsége, illetve a szupravezető mágneses tárolás (SZMT) esetében az elérhető energia- és teljesítmény-sűrűség korlátozott, míg a kondenzátorok, szuperkondenzátorok esetében az elérhető teljesítménysűrűség ugyan magas, de a hozzá tartozó energiasűrűség alacsony. Utóbbiakat gyors válaszidejük miatt többnyire hálózati frekvenciaszabályozási célokra alkalmazzák, jelentős szivárgási áramuk miatt azonban hosszútávú energiatárolásra alkalmatlanok, a töltést csak néhány órán át képesek megőrizni.

Szivattyús-tározós (SZET) és a sűrített levegős energiatároló erőművek (az angol névből CAES) esetében a teljesítmény- és az energiasűrűség is alacsony. E tárolási technológiákat hálózati tartaléktartási- és csúcsigény kielégítési célokra használják, jelentős helyigénye miatt a lakossági szférában nem alkalmazhatóak, ellentétben a Li-ion akkumulátorokkal, melyek magasabb teljesítmény- és energiasűrűségük miatt alkalmasak a közlekedési szektorban, illetve a hordozható eszközökben történő felhasználásra egyaránt.

A következő ábráról leolvasható, hogy ezek a tároló-technológiák milyen időtávban képesek működni, amiből a villamosenergia-rendszerben potenciálisan betölthető szerepük is következik. A szuperkondenzátorok, lendkerekek és szupravezető mágneses tárolók kisütési ideje 1 óra alatti, az akkumulátorok többsége, és a kisméretű sűrített levegős tárolók kisütése 10 óra alatti, míg a SZET-ek, nagyméretű CAES-ek, illetve VRB akkumulátorok többsége 10 óra feletti kisütési idővel rendelkezik. A másodperces-perces kisütési idejű tároló-technológiák a villamosenergia-rendszer primer szabályozásában játszhat(ná)nak szerepet, vagyis a hálózat frekvenciájának egyensúlyban tartásában segíthetnek, de a villamosenergia-rendszer szempontjából érdeminek számító energiamennyiséget nem képesek tárolni.

A napon belüli energiafogyasztás-ingadozások kiegyenlítésére olyan technológiák alkalmazhatók, melyek az energiát órákon keresztül képesek betárolni (˝túltermelés˝ esetén), majd forráshiányos időszakokban ezt órákon keresztül kiadni magukból. A méret azonban megszabja a felhasználás területét: a VRB akkumulátorok jellemzően a 10-1000 kW teljesítménytartományban üzemeltethetők hosszabb ideig, ami inkább a lakossági-kisipari szektorban való alkalmazhatóságot vetíti előre.

Hosszú ideig és nagy beépített kapacitással jelenleg a (egyedüli kiforrott technológiaként) szivattyús-tározós vízerőművek képesek működni. Fejlesztések folynak a sűrített levegős energiatározókkal kapcsolatban is, ezek azonban jellemzően nem érik el a szivattyús-tározós erőművek teljesítmény-szintjét.

Az egyes tárolótípusok energia- és teljesítménytartományai (Forrás: Applied Energy)

Érdemes a hatásfok szempontjából is elemezni az egyes tároló-technológiákat, mely szempontjából a legkevésbé hatékony a sűrített levegős energiatárolás 50%-ot alig meghaladó hatásfokával. A sűrítés során keletkező hő hasznosítására, vagyis a hatásfok javítására létezik az ún. adiabatikus sűrített levegős energiatároló koncepció is, amely azonban egyelőre fejlesztés alatt van. Ugyancsak alacsony, 60% körüli hatásfokkal jellemezhetőek a kémiai villamosenergia-tárolási technológiák. A legmagasabb, akár 95%-ot is meghaladó hatásfokkal a lendkerekek, a szuperkondenzátorok és a Li-ion akkumulátorok rendelkeznek.

A tárolótechnológiák szerepe a villamosenergia-rendszerben kisütési idejük és kapacitásuk alapján (Forrás: Energy Storage Technology Roadmap)

Fontos következtetést vonhatunk le a fenti ábrából is, amely az egyes villamosenergia-rendszer szereplők (termelők, rendszerirányítók és fogyasztók) szempontjából releváns tárolási teljesítménytartományokban ábrázolja a különböző funkciók betöltésére szolgáló, illetve azokhoz igényelt tárolókkal szembeni teljesítmény- és kisütési idő tartományokat illető elvárásokat. Ahhoz, hogy szezonális tárolásra legyünk képesek, olyan tároló-technológiára van szükség, amelynek kapacitása jelentős, kisütési ideje pedig hetes-hónapos nagyságrendű. Ennek a felhasználási kategóriának az alsó határmezsgyéjén mozognak a sűrített levegős és a szivattyús tározós erőművek, más villamosenergia-tárolási technológiák azonban ezt a kategóriát meg sem közelítik.

A költségigény szempontjából is érdemes megvizsgálni egyes technológiákat, hiszen a tárolós projektek megvalósítása végső soron attól fog függeni, hogy van-e rá igény beruházói és fogyasztói oldalon. Az alábbi táblázat az egyes technológiák esetében (tervezett és megvalósított projektek alapján) becsült befektetési tőkeigényt, karbantartási költségigényt, a tervezett üzemidőt és a maximális kisütési ciklusszámot tartalmazza (az adatok forrása: Applied Energy és Technology Roadmap – Energy Storage).

  A különböző tárolótechnológiák befektetési- és működési tőkeigénye, üzemideje és jellemző kisütési ciklusszáma

Látható, hogy a nem villamosenergia-termelési céllal létesíteni kívánt, tárolási célú technológiák beruházási költsége a villamosenergia-termelési céllal épített erőművek beruházási költségének nagyságrendjébe esik, ami egyik jelentős oka annak, hogy ezen technológiák széleskörű elterjedése várat magára. Érdemes egy pillantást vetni a beruházási költségen kívül egy másik fontos paraméterre is, ami a technológiák kisütési ciklusszáma. Az akkumulátorok ezen a téren jelenleg kifejezetten rosszul állnak, ami az amúgy sem alacsony beruházási költségű telepek gyakori újratelepítését tenné szükségessé. A tárolási technológiák egy része jelenleg is fejlesztés alatt áll, egyes típusokból még csak prototípus épült.

Az egyes energiatárolási technológiák jelenlegi fejlettségi szintjei, a hozzájuk tartozó becsült beruházási költségszintekkel
(Forrás: Technology Roadmap – Energy Storage)

Összességében azt lehet mondani, hogy az ipari méretű, a villamosenergia-rendszer számára hasznosítható hetes, hónapos, vagy adott esetben szezonális, évszakokon átívelő áramtárolásra alkalmas technológia nincs a piacon. A villamosenergia-rendszerben a legnagyobb tárolókapacitások szivattyús tározós vízerőművekben vannak, melyek a napi menetrend tartásában tudnak részt venni, órás-napos nagyságrendű kisütési idővel. Látjuk azt is, hogy a kézi eszközökben és az elektromos autókban jelenleg a lítium-ion akkumulátoros technológia az uralkodó, de a teljesítménysűrűség növelése biztonsági problémákat vetett fel.

Azoknak pedig, akik mélyebben érdeklődnek az egyes villamosenergia-tárolási technológiák működési elve, illetve felhasználási területeik iránt, alább egy kicsit részletesebb áttekintés

Elektrokémiai villamosenergia-tárolási technológiák

A hétköznapi használatban leginkább elterjedt energiatárolásra alkalmas eszközök a különböző savas- (vagy ólom-), lúgos-, lítium-ion, illetve nátrium-kén (NaS) akkumulátorok, melyek a töltés során bevitt villamos energiát elektrolízis során kémiai energiává alakítják, és akként tárolják, lehetővé téve, hogy a bevitt villamos energia csaknem egésze a kisütés során újra villamos energia formájában legyen kinyerhető. Savas- vagy ólom akkumulátorokat főként gépjárművek indítóakkumulátoraként alkalmazzák, az elektromos meghajtású gépjárművek többségében (Nissan Leaf; Tesla Model S, Model X; BMW i3) lítium-ion akkumulátort alkalmaznak. Elektrokémiai villamosenergia-tárolás villamosenergia-rendszer szintű alkalmazására vannak kísérletek.

NaS technológiát alkalmazó kísérleti akkumulátorpark Japánban (Futamara) (Forrás: DOE Global Energy Storage Database)

Kémiai villamosenergia-tárolási technológiák

A kémiai villamosenergia-tárolási technológiák esetében a tárolni kívánt villamos energia felhasználásával hidrogént állítanak elő elektrolízis segítségével. Két technológia létezik aszerint, hogy az elektrolízist követően nyert hidrogént hidrogén-molekula, vagy egy további kémiai reakció beiktatása révén nyert szintetikus gáz formájában tárolják-e.

Elektromos és mágneses villamosenergia-tárolási technológiák

Elektromos és mágneses villamosenergia-tárolás során statikus elektromos-, illetve mágneses tereket használnak a villamos-energia direkt tárolására. A szuperkondenzátorok a hagyományos kondenzátorokhoz hasonlóan kondenzátorlemezek között, elektromos töltés formájában tárolják a villamos-energiát. A szupravezető mágneses villamosenergia-tárolás (Superconducting Magnetic Energy Storage – SMES, SZMT) során a villamos energiát egy AC/DC konverter közbeiktatását követően egyenáramként nagyon alacsony hőmérsékletű, magas indukciójú tekercsen átvezetve, mágneses mező generálása révén tárolják. Amikor villamos energiára van szükség, a tekercsből konverteren keresztül az áram visszanyerhető.

Mechanikus villamosenergia-tárolás                                              

Mechanikus villamos-energia tárolás során a tárolni kívánt villamos-energiát mozgási vagy potenciális energiává alakítva tárolják. Ilyen elven működnek a lendkerekes rendszerek, a szivattyús tározós erőművek (Pumped Storage Hydropower – PSH, vagy SZET), illetve a sűrített levegős energiatárolók (Compressed Air Energy Storage - CAES).

A lendkerék, vagyis lendítőkerék egy forgó tárcsa, melynek motorral történő gyorsításával növekvő mennyiségű energiát tudunk tárolni. A motor fékként történő alkalmazás révén lassítással a lendkerék energiát ad le, villamosenergia-termelésre alkalmas.

A Beacon Power a new yorki Stephentownban egy 20 MW-os, 200 lendkerékkel ellátott hálózati frekvenciaszabályozó létesítményt üzemeltet. Lendkerekeket azonban vasúti közlekedési hálózatokban is használnak hálózati feszültségtartási célokra, többek között Tokióban, New Yorkban, Londonban és Lyonban.

A Beacon Power vállalat lendkerekes frekvenciaszabályzó létesítménye Stephentownban (Forrás: beaconpower.com)

Szivattyús-tározós erőművek (SZET-ek) esetében völgyidőszakok során, olcsó árammal vizet szivattyúznak fel egy alacsonyabban fekvő víztározóból egy magasabban fekvő víztározóba a generátort motorként, a turbinákat szivattyúként használva. Villamosenergia-fogyasztási csúcsidőszakban pedig a magasabban fekvő tárolóból az alacsonyabban fekvő tárolóba engedik a vizet a turbinákat meghajtva, villamos energiát termelve, azt magasabb áron értékesítve. (Az európai SZET-ek a piaci körülmények miatt ma már nem feltétlenül a fenti üzleti modell szerint működnek, sokszor inkább a rendszerszabályozás számára értékesítik szolgáltatásaikat.) A tárolható energia mennyisége a két víztározó közötti magasságkülönbségtől és a víztározók térfogatától függ. 2014-ben a SZET-ek beépített kapacitása a világon körülbelül 140 GW, amely a teljes energiatárolási kapacitás több mint 99%-át teszi ki. Kapacitásuk az 1 MW-tól 3 GW-osig terjed, a speciális topológiai igényei miatt azonban akárhol nem létesíthetőek.

Szlovákiában a Fekete-Vágon 1981 óta üzemeltetnek egy közel 740 MW-os szivattyús tározós erőművet. Japánban az Okinawa erőmű tengervizes szivattyús tározós erőmű 30 MW-os teljesítménnyel 1999 óta üzemel. A világ jelenlegi legnagyobb szivattyús-tározós erőműve az Egyesült Államokbeli, 3 GW-os Bath County erőmű, ahol a két tározó közötti magasságkülönbség 380 m, a felső tározó kapacitása kb. 44 millió m³, míg az alsóé valamivel több, mint 34 millió m³.

A fekete-vági szivattyús-tározós vízerőmű (Forrás: seas.sk)

A SZET-ek (és tulajdonképpen minden további villamosenergia-tárolási projekt) versenyképességét, megtérülését  tovább komplikálja, hogy a napenergia alapú áramtermelés csúcsa napközben a déli órákban jelentkezik, amikor a SZET-ek egyik hagyományos kisütési időszaka volna. Ezzel a napi kettőről (egyszerűen fogalmazva) napi egyre (az esti csúcsra) korlátozódna kisütésük, ami radikálisan rontja a megtérülésüket. A SZET-tulajdonosok több esetben e kihívásra válaszul kezdtek el a szabályozási piacon való részvételben aktív szerepet vállalni.

A SZET-ek mellett egyetlen jelenleg rendelkezésre álló technológia képes még 100 MW feletti teljesítményt szolgáltatni, ezek a sűrített levegős energiatároló rendszerek (CAES). Hasonlóan a SZET-ekhez a völgyidőszakok olcsó áramát használják fel levegő sűrítésére, melyet gáztartályokban vagy földalatti természetes víztározókban, kimerült gázmezőkben, korábbi só- vagy kőbányákból visszamaradt üregekben tárolnak. A jelenleg üzemelő CAES-ek a levegő sűrítése során keletkező hőt nem használják fel, az veszteségként az atmoszférának adódik át. Áramot valamilyen hőforrás segítségével felmelegített sűrített levegővel meghajtott turbina és generátor termel, csúcserőműként, tartalék erőműként működnek többek között Németországban, illetve az Egyesült Államokban. Hasonló elven működnek a folyékony levegőn, illetve folyékony nitrogénen alapuló energiatároló rendszerek, melyek az adott anyag sűrítése helyett folyadék halmazállapotúvá alakításához használják fel a tárolni kívánt villamos-energiát. Ezen rendszerek telepítése során a megfelelő telephely kiválasztása a SZET-ekhez hasonlóan gondot jelent, jelentős befolyása van a beruházás tőkeigényére.

Termikus villamosenergia-tárolási technológiák

A termikus villamosenergia-tárolás egyik lehetséges módja az ún. hőszivattyús villamosenergia-tárolás (Pumped Heat Electricity Storage - PHES). A tárolni kívánt villamos energia segítségével hőszivattyút hajtanak meg, mely a hideg tartályból a meleg tartályba valamilyen hűtőközeg segítségével hőt szállít, majd amikor villamos energiát szeretnénk kinyerni, akkor a hőszivattyú hőerőgépként üzemel, és a hőenergiát mechanikai energiává alakítja, mellyel generátort hajtanak meg. A jelenleg is fejlesztés alatt álló technológia tervezett teljesítménytartománya 2-5 MW körüli, a speciális hűtőközeg-igénye (hasonló anyagok, mint amiket a hűtőgépekben is alkalmaznak) miatt azonban nem tekinthető környezetbarátnak.

A hőszivattyús technológián kívül természetesen meg kell említenünk a hagyományos villanybojlereket, melyek elsődleges célja ugyan a forró víz készítése, a villamosenergia-rendszer szempontjából azonban fel- és leterhelhető kapacitásoknak is felfoghatóak, illetve lehetővé teszik a villamosenergia-fogyasztás átütemezését. Ismertek ipari méretű forróvíztárolók is, ezek azonban az eltárolt villamos energiát általában nem villanyként, hanem hőként adják vissza, így a fent ismertetett villamosenergia-tároló technológiákhoz hasonlóan, ámde korlátozottabb szolgáltatásokkal képesek részt venni a villamosenergia-rendszer szabályozásában.

Az Energiaklub anélkül döntött a Paks II Projekt 120 oldalas környezetvédelmi engedélyének megtámadásáról, hogy elolvasta volna azt és megértette volna annak tartalmát

2016. szeptember 29-én a Baranya Megyei Kormányhivatal - mint hatáskörrel és illetékességgel rendelkező környezetvédelmi hatóság - kiadta a Paks II Projekt környezetvédelmi engedélyét. A környezetvédelmi engedély megszerzése igazolja, hogy a Projekt teljesíti az Európai Unió és Magyarország környezetvédelmi és természetvédelmi elvárásait.

A Paks II Projekt környezeti hatásvizsgálati eljárása 2014. december 19-én kezdődött, amikor a Projekttársaság benyújtotta a több mint kétezer oldalas környezeti hatástanulmányt. A dokumentáció az eljárás során – az egyes eljárási cselekményeknek (tényállástisztázások, hiánypótlások, ügyféli nyilatkozatok) köszönhetően – tovább bővült. Az információk teljes köre a hatóságként eljáró Kormányhivatal, a Földművelésügyi Minisztérium, és a Projekttársaság honlapján elektronikusan bárki számára megismerhető volt, vagy személyes betekintés útján elérhető volt a teljes eljárás ideje alatt. A vonatkozó szabályoknak megfelelően a Paks II Projekt környezeti hatásvizsgálati eljárásában nemzetközi környezeti hatásvizsgálati eljárás lefolytatására is sor került.

A temérdek mennyiségű információt a környezetvédelmi hatóság a megfelelő szakhatóságok – többek között a vízügyi hatóságok, nukleáris biztonsági hatóság – bevonásával értékelte. Az eljárás során a szabályoknak megfelelően a környezetvédelmi hatóság a nyilvánosság részvételét is több ponton és széles körben biztosította. Az eljárásban fontos állomás volt a 2015. május 7-én, Pakson megtartott közmeghallgatás, illetve a nemzetközi eljárás, melynek során 7 érdekelt országban (Horvátország, Ausztria, Németország, Szlovénia, Szerbia, Románia, Ukrajna) 9 helyszínen tartottunk nyilvános fórumot (közmeghallgatást) 2015 őszén. Az eljárásban aktívan résztvevő országokkal szakértői konzultáció is lefolytatásra került. A Projekttársaság a közmeghallgatáson, a nyilvános fórumok és szakértői konzultációk keretében a Projekt megvalósításával kapcsolatban feltett kérdéseket megválaszolta. Az eljárás során több mint félezer írásbeli észrevétel, kérdés érkezett, amelyekre vonatkozóan a Projekttársaság az eljárásban szintén megfelelő mélységben nyilatkozott.

A Projekttársaság 2016. június 16-án tájékoztatta a környezetvédelmi hatóságot bizonyos műszaki megoldások pontosításáról. A tájékoztatást – mint minden környezeti információt – a résztvevő országok számára is megküldték, hogy a magyarországiak mellett az ott élők észrevételei is figyelembevételre kerülhessenek a környezetvédelmi hatóság döntéshozatala során. A nemzetközi környezeti hatásvizsgálati eljárás konzultációs szakasza végül 2016. augusztus 26-án zárult. 

Meggyőződésem, a környezetvédelmi engedély kiadása révén egy rendkívül hosszú és körültekintő eljárás zárult le és szakmailag megalapozott döntés született.

A minap a „Magyarul Balóval” című műsor invitálásának eleget téve a RTL stúdiójában vitáztam Bart Istvánnal, az Energiaklub társelnökével. A beszélgetés során egyértelműen kiderült, az Energiaklub mindenképpen megtámadja a környezetvédelmi engedélyről szóló határozatot, függetlenül annak tartalmától, a határozatot ugyanis nem olvasta. A szakpolitikai intézet egy nappal a Hatóság döntését követően, már múlt pénteken (2016. szeptember 30.) bejelentette, hogy fellebbez, miközben a szervezet társelnöke azzal védekezett a szerda (2016. október 5.) esti vitában, hogy azért nem ismeri mélységében az engedélyben foglaltakat, mivel csak kedden (2016. október 4.) vették azt kézhez. Megjegyzem, a határozat a 2016. szeptember 29-i döntés óta bárki számára elérhető az interneten. Ezek szerint a múlt héten az Energiaklub anélkül döntött a fellebbezésről és anélkül fogalmazott meg „jól hangzó"-nak tűnő kritikákat a sajtóban, hogy az aktivistáik átolvasták volna a határozatot.      

A vita egyébként arra is rávilágított, hogy a projektet folyamatosan támadó antinukleáris szervezeteknek nincs érdemi környezetvédelmi kifogásuk a beruházással szemben, ellenvetéseik teljes mértékben megalapozatlanok.

A tévés vita itt tekinthető meg:

http://rtl.hu/rtlklub/magyarulbaloval/paks-ii-engedely-utan-fellebbezes

Sokan láthatták a sajtóban, hogy a brit miniszterelnök-asszony, Theresa May rábólintott Nagy-Britannia új atomerőmű-építési projektjére. A Hinkley Point C (HPC) a délnyugat-angliai Somerset telephelyen épül meg. A szeptember 15-i döntés a brit nukleáris ipar új fellendülésének kezdete, sőt iparági elemzők szerint, a kontinentális Európa atomenergetikai beruházási döntéseit is pozitívan befolyásolhatja. Abban a véletlen szerencsében volt részem, hogy a brit kormánydöntés napján éppen Londonban voltam egy konferencián, így első kézből tapasztalhattam a HPC döntés széles körű megjelenését a sajtóban és a nemzetközi nukleáris szakmában.

2016. szeptember 15-16-án a vezető hír Londonban egyértelműen a HPC-ről született kormánydöntés volt
(saját fotók)

Az új brit atomerőmű Európa legnagyobb energetikai beruházása, melynek harmadát Kína finanszírozza. Külön figyelmet érdemel, hogy a döntéssel a kínaiak egyúttal lehetőséget kaptak arra, hogy a délkelet-angliai Bradwelben felépítsenek egy kínai technológiára épülő atomerőművet is, ami azért különleges, mert ez lehet az első olyan atomerőmű, amelyet a kínai szállító a nyugati világban épít meg.

A tervek szerint a britek egyúttal lépéseket tesznek a kritikus fontosságú infrastruktúrában az állam által vállalt tulajdonosi és ellenőrző szerep erősítésére, az állami befolyás növelésére. Ennek fényében az új erőmű építésének idején a többségi tulajdonos, a francia állami tulajdonú EDF nem adhatja el a projektben vállalt részesedését, de ennél is fontosabb, hogy a brit állam a jövőben az összes atomerőművi projektben aranyrészvénnyel kíván részt venni.

Ismert, hogy a 2020-as években Nagy-Britannia a villamosenergia-ellátás terén komoly ellátásbiztonsági kihívásokkal néz szembe, hisz a jelenlegi brit villamosenergia-fogyasztás 20%-át biztosító, napjainkban üzemelő atomerőművek üzemidejének lejártával, illetve a környezetszennyező szénerőművek leállítása miatt a szigetországban a következő évtizedben mintegy 60 000 MW-nyi új erőművi kapacitás beépítése válik szükségessé. Ez a jelenlegi brit erőműpark megközelítőleg 60%-a.

A 20-as években nem csak Nagy-Britannia, hazánk is súlyosan erőműhiányos helyzetbe kerülhet. Szakmai rendezvényeken rendre elhangzik, hogy a MAVIR adatai alapján 2030-ig mintegy 7000 MW új erőmű építésére lenne szükség hazánkban.

Új kiadványában, a World Energy Investments 2016 című anyagában a Nemzetközi Energiaügynökség felhívja a figyelmet arra, hogy Európában is erősödnek az ellátásbiztonsági aggodalmak, mivel a konvencioniális erőművekbe történő beruházások szinte leálltak. Ezen ellátásbiztonsági aggodalmak vezérlik a briteket akkor, amikor új atomerőművi projektekbe kezdenek, és ehhez hasonlóan, többek között ez a gondolat vezérel bennünket is, amikor a Paks II. projekten dolgozunk.

További hasonlóság a brit és a magyar projektek között, hogy az új atomerőművi projekteket az éghajlatváltozás elleni küzdelem egyik fontos eszközének is tekintjük.

A magyar projekt abban azonban érdemben különbözik a Hinkley Point C-től, hogy hazánkban a két új atomerőművi blokk állami tulajdonban marad, a brit kormány pedig csak a múlt heti döntése alapján fogja a projektben az állam felügyeletet erősíteni. (A Hinkley Point C atomerőműben felépítendő két Európai Nyomottvizes reaktor (EPR) tulajdonosa a francia állami tulajdonú Electricité de France és a kínai állami tulajdonú China General Nuclear). További lényeges különbség is fellelhető: a brit konstrukció szerint az új atomerőmű 35 éven át garantált átvételi árat kap az általa megtermelt villamos energiáért, Paks II. esetében viszont nem működik ilyen támogatási rendszer.

Az uniós villamosenergia-piacok sajátossága, hogy az a villamosenergia-ellátás biztonságát nem árazza be, ennek köszönhetően a piaci szereplők pusztán piaci alapon azt nem is teremtik meg. Az ellátás folyamatossága azonban óriási kincs, és valakinek erről is gondoskodnia kell. Az időjárásfüggő, ingadozó termelésű megújuló energiaforrások nem képesek stabil, előre tervezhető módon villamos energiát termelni, ezért a jelenlegi technológiai szinten (ipari méretű villamosenergia-tárolók hiányában) önmagukban nem tudják a villamosenergia-ellátás folyamatosságát garantálni, ami pedig minden jól működő ország alapvető társadalmi és gazdasági érdeke. A megújuló energiaforrások ezen hátrányát a Financial Times múlt pénteki, a Hinkley Point-i atomerőműről, annak lehetséges alternatíváiról is szóló cikke szintén kiemeli (2016. szeptember 16., p. 3., saját fordítás):

„A megújulók jelentős hátulütője az azok természetéből adódó változékonyság.”

A megújulókon kívül ezért szükség van időjárástól függetlenül is működni képes erőművekre. Ahogy a britek a Hinkley Point C atomerőművel, a Paks II. projekttel mi is azon dolgozunk, hogy ilyen erőművünk is legyen.

Sokszor felhívtam már rá a figyelmet, hogy az egyes európai országok megújulós energiapolitikái nincsenek összehangolva, és hogy nem követheti mindenki a német példát. Olyannyira így van ez, hogy még a németek is módosítják a saját mostani rendszerüket, bizonyos korlátozásokat vezetve be a megújulók támogatási és fejlesztési rendszerébe. Örömteli, hogy az atomenergiával és a Paks II projekttel oly kritikus 444.hu, valamit az index is arról írt az elmúlt hetekben, hogy a német rendszer komoly kihívásokat okoz, nemcsak Németországban, hanem a szomszédos országokban is.

A 444.hu például ezt írta cikkében Németországról: „Mivel az állam hatalmas támogatást ad a megújulóenergia-piac felpörgetésére, óriásiak a költségek is, ezeket pedig főleg az emberekkel fizettetik meg…”. Ugyanott ezt is olvashattuk: „Szintén probléma, hogy egyelőre nemhogy csökkent volna, de még nőtt is a széndioxid-kibocsátás. Ezt a megújuló energiaforrások legnagyobb problémája okozza: ha sokat süt a nap, és sokat fúj a szél, akkor ugyan nagyon sok áram termelődik, de amikor nem is süt, és nem is fúj, akkor semennyi sem. Emiatt olyan kiegészítő erőművekre van szükség, amiket könnyű gyorsan bevetni vagy leállítani. Az egyik legolcsóbb ilyen pedig a szénerőmű. Így minél nagyobb a megújuló energia aránya a német piacon, annál fontosabbak lettek a nagy ingadozásokat kiegyenlítő szénerőművek.”

Az index.hu írása pedig arra is rávilágít, hogy valójában a németek „kicsit túltolták a zöldenergia-forradalmat”: az úgynevezett „ingyen áram” (minden ellenkező híreszteléssel szemben az sincs ingyen!) ellátásbiztonsági anomáliákat eredményezett, ráadásul olyan pazarló és drága rendszert építenek, amely végső soron ellentétes a német energetikai fordulat, az Energiewende eredeti céljaival.

De nézzük, mi is változott a német energiapolitikában az elmúlt néhány hónapban? Valójában az, hogy a németek elérkeztek az időjárásfüggő, ingadozó megújuló energiaforrások rohamos kiépítésének korlátaihoz, kiderült, szükség van a rendszer kézi vezérlésére és egy komolyabb korrekcióra. Ennek fényében a német kormány módosította a megújuló energiaforrások támogatásáról szóló törvényt (EEG-Gesetz): ez országos szinten korlátozza és központilag szabályozza az új megújulós – szél, nap, biomassza alapú – erőművi beruházásokat. Az elmúlt hetekben a német sajtó intenzíven foglalkozott a témával (Der Spiegel, Deutsche Welle és Die Welt), a zöldek fel is vannak háborodva.

Németország egyes régióiban az átviteli hálózat kapacitásszűkülete miatt a tervek szerint vagy egyáltalán nem lehet szélerőművet építeni (pl. 2021-ben az Északi-tengeren), vagy az elmúlt 3 év új szélerőmű-építési átlagtempójának 58%-ában korlátozzák az új beépítéseket. Az intézkedések célja a költséghatékonyság növelése (értsd: túl drága a jelenlegi rendszer), áttérés a támogatás kiosztásának tendereztetésére, a termelők sokféleségének megtartása és 2025-ig a megújuló energiaforrások bruttó villamosenergia-fogyasztásban mért részarányának 45%-ra emelése (ez jelenleg 33%).

Lássuk a részleteket! A német sajtóban röviden EEG 2017-nek nevezett, 2016. júliusban elfogadott törvénymódosítással a németek befejezik azt a gyakorlatot, hogy mindenki számára előre meghatározott, fix árakkal (kötelező átvételi árakkal) támogassák a megújuló energiaforrások terjedését. Ehelyett 2017-től áttérnek az egyes megújuló energiahordozókon belül a projektek versenyeztetésére. Ez azt jelenti, hogy központilag meghatározzák, évente milyen megújuló technológiából hány megawatt építését látják indokoltnak, erre versenyt hirdetnek, és az építhet megújulós erőművet, aki azért a tenderen a legkevesebb támogatást kéri.

Vagyis továbbra is a megújulós támogatásért versenyeznek a szereplők, csak szigorúbb feltételek mellett.

A német minisztérium szerint nem lesz többé „túltámogatás” (ami nyilván azt is jelenti, hogy az eddigi rendszerben az jelen volt alaposan). Az átvételi ár rendszere megmarad, azonban a megújulós projektekbe beruházók versenyre kelnek a támogatásért, s aki kevesebb támogatással tudja a projektjét megvalósítani, az nyer.

2017-től kezdve szárazföldi és tengeri szélerőművekre, napelemekre és biomassza-erőművekre írnak ki tendereket, a támogatási időszak továbbra is 20 évre szól. A versenyeztetés a kiserőműveket (<750 kW) nem érinti, biomassza esetében ez a határ 150 kW, de a német kormány becslései szerint az új beépítések 80%-a így is az új rendelkezések hatálya alatt fog történni (magyarán az új kapacitások 80%-ában nagy berendezések beépítésével számolnak).

Szárazföldi szélerőművekre 2017-2019-ben évi 2800 MW, 2020-tól évente 2900 MW kapacitás kiépítése a cél. Az elmúlt három évben, 2013-2015-ben rendre 2768 MW, 4359 MW, 3536 MW-tal bővült a német szélerőművi beépített teljesítőképesség, míg az elöregedett szélerőművek leszerelése évi kb. 200-400 MW mennyiséget tehetett ki (adatok forrását lásd itt és itt, számolt adatok, mindkét anyag 6. és 8. oldala alapján). Megjegyzendő, hogy az adatok alapos elemzése azt mutatja, hogy az éves jelentésekben lévő egyes adatok nem mindig konzisztensek, és a készítők a következő évben korrigálják a korábbi évek beépített teljesítmény és új szélerőmű építési adatokat, ezért a számok időnként csak hozzávetőlegesek.

A szárazföldi szélerőművek esetében újdonság, hogy bevezetnek egy telephely-korrekciós tényezőt. Ennek célja, hogy szélerőművek ezentúl ne csak Németország egyes régióiban (ahol sokat fúj a szél) épüljenek, hanem szerte az országban. A legérthetőbben ezt az alábbi ábra szemlélteti.

Adatok forrása: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

A fenti ábra azt jelzi, hogy azokon a telephelyeken, ahol a szél kevésbé fúj (vízszintes tengelyen a 100%-os értéktől balra), a beruházók magasabb támogatásra lesznek jogosultak. Az ábra szerint például a referenciául szolgáló telephelynél 30%-kal alacsonyabb minőségű telephely 29%-kal magasabb támogatásra lesz jogosult, mint a referenciatelephelyre épített szélerőmű.

Ismert, hogy az eddigi bőkezű támogatás miatt Németországban rendkívül sok szélerőmű épült, s bizony olyan helyekre is került belőle, ahol igencsak gyengén fúj a szél (a nagylelkű támogatás miatt még így is megérte a befektetőnek, a fogyasztóknak már kevésbé). Ezt bizonyítja, hogy Németországban a szélerőművek éves átlagos csúcskihasználási tényezője (load factor) csak 16-18% körül van, a 2013-as 17%-os érték akkoriban az egész Unióban a harmadik legalacsonyabb érték volt (lásd Európai Bizottság (2015): EU energy in figures 2015, p. 101.)!

Felmerül a kérdés, jó döntés-e olyan országban új szélerőművek tömkelegét építeni, ahol a leginkább szeles helyeket már kihasználták, és ahol a szélerőművek átlagos kihasználtsága már így is az egyik legalacsonyabb. Energetikailag erősen megkérdőjelezhető, a fogyasztók számára pedig gazdaságilag kifejezetten hátrányos. A német szabályozás mostani változása tovább torzítja ezt az abszurd helyzetet, hiszen jobban támogatja a széljárás szempontjából kedvezőtlenebb helyszíneket, így tovább rontja a teljes rendszer hatékonyságát.

"Piszkos üzlet tiszta árammal"

Hogy mekkora politikai és gazdasági probléma alakult ki a szélenergiával kapcsolatban Németországban, jól lemérhető a német közszolgálati ARD televízió egy hónappal ezelőtti exkluzív riportjából. A 30 perces film bemutatja, hogy a szélenergia-hasznosítás erősen zavarja azon családoknak a mindennapi életét, akiknek a házára "ránőttek" a szélerőművek. Az egyszerű fogyasztó durva áramár-növekedést volt kénytelen elszenvedni az elmúlt években a megújulók kényszerített kiépítése miatt. Helyi vezetők ugyanakkor saját gazdasági érdekeik mentén hoznak döntéseket, a riport több olyan esetet mutat be, amikor egy település úgy engedélyezett szélerőműpark-építést, hogy valamelyik helyi döntéshozó saját földjére került szélkerék és ebből komoly éves bérleti díjat tud realizálni. A kormányzó CDU helyettes frakcióvezetője amiatt panaszkodik, hogy soha ilyen brutális lobbival nem volt még dolguk, mint a szélenergia esetén.

A tengeri szélerőműveknél is érdekes a helyzet: a német offshore szélerőműpark tekintetében az a cél, hogy a 2015. évi 3295 MW-ról 2030-ra 15000 MW-ra nőjön a beépített kapacitás (itt ez volt a korábbi cél is, és a felfutás egyáltalán nem volt olyan dinamikus, mint a szárazföldi szélerőművek esetén; ez érthető is, hiszen off-shore szélerőművet építeni és üzemeltetni sokkal drágább és műszakilag is sokkal nagyobb kihívás). 2021-22-ben évente 500 MW, 2023-25-ben évi 700 MW, 2026-tól évi 840 MW tengeri szélerőműkapacitás kiépítésére terveznek tendert kiírni. 2021-ben csak a Balti-tengerre írnak ki tendert, az Északi-tengeri telephelyek hálózati szűkület miatt kimaradnak a versenyből.

Napelemekre évi 600 MW kiírását tervezik (ne feledjük, a kiserőművekre és háztartási felhasználású napelemekre a tendereztetés nem vonatkozik), az éves kapacitásnövekedés célértéke 2500 MW. A változás érzékeltetéséhez jó tudni, hogy 2011-12-ben az újonnan telepített napelem-kapacitás Németországban 7000-8000 MW között volt. Ez később, a támogatások megnyirbálásával jelentősen, évi 1500-3700 MW-ra csökkent.

Biomasszából 2017-2019-ben mindössze évi 150 MW bruttó teljesítőképesség, 2020-2022-ben évi 200 MW kiépítését tartják célszerűnek, az ezt követő időszakra még nem határoztak meg célszámot. A biomassza alapú áramtermelő berendezések az év óráinak felében kapnak támogatást. Így próbálják őket rászorítani, hogy vegyenek részt a rendszer szabályozásában, és akkor termeljenek, amikor kevés nap- és szélerőmű áll rendelkezésre, ami miatt felszalad az áram nagykereskedelmi ára.

A fentiek úgy értelmezhetők, hogy a németek a korábbi években tapasztaltakhoz képest alacsonyabb szél- és naperőmű-építési ütemre térnek át, mindezt kézi vezérléssel teszik, és egy intelligens rendszer alapjai megteremtésének szándékával erőfeszítéseket tesznek a mai rendszer konszolidálására, a megújuló energiaforrások jobb rendszerintegrálására. A német Fraunhofer Intézet egyébként az Energiewende teljes költségét 1100 milliárd euróra teszi, ami óriási összeg, 176 db új paksi blokk megépítésének költsége. Ennyi VVER-1200-as reaktor képes lenne évente a teljes EU-s villanyfogyasztás - 28 ország áramfogyasztásának - felét szén-dioxid-kibocsátás nélkül megtermelni.

Érdemes arra is figyelnünk, hogy a „nem szándékolt áramlás” (ún. „hurokáramlások”) miatt a német megújulós fordulat milyen problémákat okoz a lengyel, cseh vagy épp a Benelux hálózatban. Az északi tartományokban megtermelt, agyontámogatott „potyautas elektronok” az előbb említett országok határkeresztező kapacitásait lefoglalva jutnak el a dél-német fogyasztókhoz. A 444.hu által hivatkozott ACER (Energiaszabályzók Együttműködési Ügynöksége) szerint csak ez a költség 2014-ben meghaladta az 1 milliárd eurót.

Bár az Energiewende politikai támogatottsága Németországban továbbra is magas, ezt a lakosság ökoáramhoz való hozzáállása már nem tükrözi olyan mértékben, mint a korábbi években jellemző volt – a prémiumot egyre kevesebben hajlandóak megfizetni. Az Energie & Management szaklap megbízásából készült felmérés megállapította, hogy a 2013-ban a lakosság által felhasznált 29,6 milliárd kWh ún. ökoáram mennyisége 2015-re 21,2 milliárd kWh-ra csökkent, vagyis egyre kevesebb német háztartás hajlandó megfizetni az ökoáram úgynevezett ˝tiszta lelkiismereti˝ felárát. Amíg a mintegy 40 millió német háztartásból 2013-ban még ötmillió fizetett elő ökoáramra, addig 2015-ra ez a szám 4,4 millióra csökkent. (Forrás: Energie und Management)

A most bejelentett módosítások természetesen nem jelentik a megújuló szektor állami támogatásának, erőltetett fejlesztésének végét, az azonban egyértelműen kiderül a törvénymódosításból, hogy az időjárásfüggő termelők ilyen mértékű támogatása felborította (vagy legalábbis felborulással fenyegeti) a német villamosenergia-szektor egyensúlyát, mind gazdasági, mind energetikai vonatkozásban.

Egy ésszerűen felépített villamosenergia-rendszerrel szembeni egyik legfontosabb követelmény az ellátásbiztonság garantálása, az éghajlatváltozás elleni küzdelem támogatása, illetve a költséghatékonyság. Az ingadozó megújulók önmagukban nem képesek az ellátás biztonságát garantálni, ehhez az időjárástól független erőművekre is szükség van. Előny, ha utóbbiak az éghajlatváltozás elleni küzdelemben is segítségünkre vannak, és ha működtetésükhöz nem kell óriási hálózatbővítési költségeket vállalni, továbbá – ha a helyzet megkívánja – a rendszer kiegyensúlyozásában is részt tudnak venni. Épp ilyenek lesznek az új paksi atomerőművi blokkok.

A múlt héten jelent meg a zöldek egy újabb tanulmánya a Paks II projekt - értelmezésük szerinti - gazdasági elemzéséről. Szerzőnek a Greenpeace most a Candole Partners nevű társaságot bízta meg. Az elemzést több súlyos ellentmondás és hiba terheli.

Módszertani problémák

A tanulmány a villamos energia nagykereskedelmi árának hosszú távú előrejelzésére helyezi a hangsúlyt, azonban már az elején igen meredek feltételezéssel él. Abból indul ki, hogy az erőműberuházók a jövőben nem a hosszú távú határköltségük, azaz változó költségeik és beruházási költségeik összege alapján fognak erőműépítésről dönteni, ezt az elméletileg jól megalapozott koncepciót szerinte a gyakorlat nem támasztja alá. Ennek okaként azt hozzák fel, hogy amint az erőmű megépült, az már úgyis "elsüllyedt költség" (ld. 6. oldal), így az erőművek ma is kénytelenek így működni. Valójában ugyanis ezt mondja azzal, hogy a Rothshild hosszú távú határköltség alapú villamosenergiaár-előrejelzésének módszertanát helytelennek nevezi. A tanulmány a 6. oldalon fogalmazza ezt meg:

“We believe that the long term marginal cost methodology is not the appropriate methodology for developing power price forecasts. This methodology relies on a key assumption that, in the long run, the market must on average produce a power price which allows the construction of new power plants. This means that in addition to fuel and O&M (i.e. short term marginal) costs, the price must also allow investors to recover their investment costs, including the cost of capital.”

A Candole Partners ezért a rövid távú határköltséget (az erőmű változó költségeit) tekinti mértékadónak, ami addig helyes, amíg a merit ordert (a villamosenergia-piac kínálati árgörbéjét) felállítja. A pusztán változó költségek alapján készített árelőrejelzés azonban csak a rövid távú árelőrejelzésekhez megfelelő, hiszen a már megépült erőművek tényleg változó költség alapon áraznak, ugyanis minden egyes forint, amit a működésükkel a változó költségek fölött tudnak termelni, az a befektetett tőke (capital expenditure/capex) megtérülését növeli. A jelenlegi villamosenergia-piac kínálati görbéje így valóban kizárólag a változó költségek alapján épül fel.

De mi a helyzet hosszú távon?

Hosszú távon azonban az erőművek beruházásáról a változó költségek és tőkeköltség együttese alapján hoznak a beruházók döntéseket. Erőművet pedig építeni kell, hiszen az igények kielégítése egy olyan piacon, ahol a régi kapacitásokat le kell állítani, csak úgy lehetséges, ha új kapacitások is épülnek. Itt a potenciális technológiák közötti döntésnél a hosszú távú költségek és árak összevetése alapján lehet döntést hozni. A költségek tekintetében az élettartamra átlagolt átlagos villamosenergia-termelési egységköltség (LCOE) a nemzetközileg elfogadott egyik módszer. Hosszú távú árelőrejelzéshez a hosszú távú határköltségekkel dolgozó, Rothshild által is használt módszertan a megfelelő.

Az árelőrejelzésről

Az árelőrejelzésnél egyébként a Candole Partners kicsit szelektíven értelmezte az inputlehetőségeket. Ismert, hogy a Nemzetközi Energiaügynökség (OECD IEA) által évente kiadott World Energy Outlook kiadványban évek óta három szcenárió szerepel: a New Policies, a Current Policies és a 450 Scenario (utóbbi a legzöldebb, és a légköri CO2-koncentráció 450 ppm-ben való korlátozását célozza). A Candole Partners érdekes módon csak a New Policies és a Current Policies feltételezéseit használta fel, a legzöldebbet nem. 

Persze az OECD IEA 450 Scenario inputjainak elhagyása torz zöld szemüvegen keresztül "érthető", hisz ebben a modellben olyannyira magasra emelkednek a CO2-költségek, hogy a világ atomerőművei bőségesen megtérülnek. És hát ugye a Greenpeace valószínűsíthetően nem olyan tanulmányt rendelt, aminek ezt kellett volna kihoznia. Bár ez felveti azt a kérdést, hogy a Greenpeace és/vagy a megbízásából dolgozó elemző nem tartja fontosnak a klímavédelem ma nemzetközileg elfogadott keretrendszerét? Én szilárdan hiszem, hogy a légkör szén-dioxid koncentrációját nem szabad 450 ppm fölé engedni, ez ma az egyik legnagyobb kihívás. Kár, hogy a most prezentált Greenpeace tanulmányban a zöldek környezetvédelmi elkötelezettsége megbicsaklani látszik.

Na de nézzük az eredményeket, ezek tehát kizárólag a változó költségek alapján kalkulált értékek. (Emlékezzünk, a Rothshild elemzése szerint Paks II. megtérüléséhez 2025-öt követően minimum 50-57 euró/MWh-s villamosenergia-ár szükséges).

A Candole Partners villamosenergiaár-előrejelzése; Forrás: Candole Partners (2016): NPP Paks II., Economic feasibility, Impact on Competition and Subsidy Costs, p. 9.

A Greenpeace megbízásából készített alap forgatókönyv szerint („Base” elnevezésű, kék vonal, OECD IEA New Policies szcenárió alapján) Paks II. megtérül! E szerint 2026-ban már 60 euró/MWh-s árra számíthatunk, ami ezt követően tovább nő, 2040 után pedig a tanulmány leírása szerint változatlan marad, azaz innentől kezdve 76-77 eurós árral számolhatunk.

Ne feledjük, a Candole partnerei elemzésében a változó költség alapú ár szerepel, kizárólag erre még nem épülne új gáz, vagy új szénerőmű, hisz ez csak azok változó költségét fedezné. De ha csak a már megépült, jelenlegi erőművek maradnának a rendszerben (a Candole feltételezése szerint minden gázerőmű 59%-os hatásfokkal, ami persze a ma már üzemelő, korábban épült gázerőművekre nem igaz, különösen nem terheléskövető üzemmódban), akkor a számításuk szerint a 2026-os villanyár 60 euró/MWh lesz. Ez pedig már elég ahhoz, hogy az új paksi blokkok megtérülését biztosítsa.

A megtérülés feltételei még kedvezőbbek az OECD IEA Current Policies forgatókönyve alapján készített, zöld vonallal jelzett ("High" elnevezésű) forgatókönyv esetén.

Összefoglalóan megállapítható, hogy bár olyan feltételezéseket tettek a tanulmány készítői, melyek a valóságtól eltérnek, és a Paks II. projekt megtérülése szempontjából hátrányosak, mégis azt mutatják a fenti ábra szerinti kék és zöld forgatókönyvek, hogy a Paks II. projekt megtérül azon költségadatok és teljesítménykihasználási tényező mentén, melyek a mi saját számításainkból adódtak. Ha már az atomenergiát ellenző Greenpeace megbízásából készített villamosenergia árszámítás is a Paks II. megtérülését mutatja, akkor nem járhatunk rossz úton.

Egy kis gázerőművi költségelemzés

Merüljünk el kicsit jobban a várható áramtermelési költségek és piaci árak elemzésében, hiszen a matek egyébként nem olyan bonyolult. Néhány évtizedes távlatban az észak-amerikai kitermelésű földgáz tekinthető az orosz és közel-keleti kitermelésű földgáz versenytársának, a gázárazás így vélhetően ehhez fog igazodni, ezért vegyük most alapul az észak-amerikai gázárakat.

Az amerikai Henry Hub gáztőzsde "futures" árai alapján tételezzük fel, hogy az észak-amerikai gázt 2025-ben 3-4 USD/MMBtu áron lehet megvásárolni. Ehhez jön 4 dollár szállítási költség (LNG formájában szállítják Európába), ez így együtt 7-8 USD/MMBtu, átszámítva 24-27 euró/MWh. Átlag 55%-os hatásfokkal számolva ez 44-49 euró gázerőművi tüzelőanyag-költség. Ehhez jön 8 euró CO2-költség (20 euró/tCO2 szén-dioxid ár feltételezésével), 1 euró vegyszerköltség, máris 53-58 euró/MWh gázerőművi egységköltségnél járunk, s még nem számoltunk üzemeltetési költséggel (munkaerő) és tőkeköltségekkel sem (pedig a gázerőművet is meg kell építeni, ahhoz is kell acél, beton, épület, elektronika stb.). Ne feledjük, ez a fenti önköltség már tartalmazza az amerikai palagáz-forradalom gázárakra gyakorolt hatását, hisz az amerikai gázárnak emiatt feltételeztünk ilyen alacsony, 3-4 USD/MMBtu értéket.

Ez ugye azt is jelenti, hogy ha egy gázerőmű 2025-ben kizárólag a villamos energia eladásából él, akkor ilyen feltételek mellett 53-58 euró/MWh árnál még csak a változó költsége térül majd meg. Az új paksi blokkok a számításaink szerint pedig minden (!) költségelemet figyelembe véve 50-57 euró/MWh LCOE mellett lesznek képesek villamos energiát termelni.

A piacok összekapcsoltsága

A Candole tanulmány azt írja: hazánk a jövőben a közép- és kelet-európai piacon árelfogadó lesz, hisz egyre erőteljesebb lesz a piacok összekapcsoltsága. Ezt írja a 7. oldalon, ahol az árelőrejelzés részleteit taglalja:

„In addition, due to the European Commission’s price coupling initiative (Hungary is coupled with the Czech and Slovak markets, which are in turn coupled with Germany – see www.ote.cz) and an ample interconnection capacity with the neighbouring countries, we assume Hungary will be a price-taker in the Central European coupled market dominated by Germany.”

A tanulmány azon részében viszont, amikor azt elemzi, milyen hatással lesz Paks II. a piacra, s mi a releváns piac Paks II. számára, akkor hirtelen minden megváltozik a tanulmány írói fejében. Korrelációelemzés eredményeként azt kapják, hogy Magyarország nincs is integrálódva a közép-európai piacba, erről a 32. oldalon olvashatunk:

„The calculations above indicate that currently the Hungarian electricity wholesale market should be seen as a separate relevant geographic market for the purpose of evaluating the effect of the Hungarian state investment in Paks II. Despite market coupling, it seems that the Hungarian market is not integrated fully with neighbouring markets and, as a result, price differences persist.”

A Candole vizsgálatának persze a 2025 utáni időszakra kellene vonatkoznia, de a szerzők a jelenlegi körülmények alapján úgy döntenek, hogy hazánk számára 2025-ben és azt követően is a magyar piac lesz a releváns piac, annak ellenére, hogy az árelőrejelzés során ennek pont az ellenkezőjét feltételezték: azt, hogy hazánk a bőséges határkeresztező kapacitás miatt a piacon árelfogadó, azaz integrálódott szereplő lesz. A helyzet az, hogy hazánk valójában már ma is jól integrálódott a közép-európai árampiacba, bőséges határkeresztező kapacitásokkal rendelkezünk, és ez csak pozitív irányba fog változni a jövőben. A Candole-tanulmány tehát itt is ellentmondásba keveredik saját magával.

Találunk azonban olyan pontokat is a Greenpeace által megrendelt tanulmányban, amellyel jómagam is egyet tudok érteni:

• a tanulmány szerint hosszú távon növekvő gázárakkal és
• növekvő CO2-árakkal kell számolnunk,
• s hosszú távon a szénerőművi villamosenergia-termelés önköltsége is nő.

A fenti kijelentések elfogadhatóak, és mindezek elősegítik az éghajlatváltozás elleni küzdelmet. Sőt, akarva-akaratlanul az üzem közben szén-dioxid-mentes villamosenergia-termelő atomerőművek piaci helyzetét is javítják.

Összességében azonban újra egy olyan zöld tanulmányt látunk, ami bővelkedik hibákban, inkonzisztenciában és készítésénél nem követték a tudományban elfogadott módszereket, pl. a számítások nem reprodukálhatóak, mert az ehhez szükséges adatokat a szerzők nem közölték. Ahogy korábban többször elmondtam, egy ilyen projekt megtérülése három alapvető tényezőtől függ:

1. az erőmű milyen önköltségen lesz képes villamos energiát előállítani;
2. évente mennyi villamos energiát fog termelni, vagyis milyen lesz a kihasználási tényezője;
3. milyen nagykereskedelmi piaci áron lesz képes a villamos energiát értékesíteni.

Ezekre vonatkozóan a következőket állapíthatjuk meg:

Ad.1: Az önköltség szempontjából nem hoz a Candole tanulmány olyan érvet, ami a Rothshild tanulmányban szereplő értékeket megalapozatlanná tenné.

Ad.2: A Candole éves 80%-os kihasználási tényezőre vonatkozó feltételezése teljesen hibás, az ilyen technológiáknál szokásos 90% körüli értéknél a projekt a Candole számítása szerint is megtérül.

Ad.3: A Candole tanulmányban szereplő reális piaci árprognózisok is megfelelő fedezetet biztosítanak a projekt megtérüléséhez, a fenti feltételek mellett a Candole árelőrejelzései is olyan piaci árakat mutatnak, amelyek az erőmű várható önköltsége fölött vannak.

Érdekes, hogy maga a Candole tanulmány szerzője sem állítja, hogy a Rothschild tanulmány téves következtetéseket vagy megállapításokat tett volna. A projektet folyamatosan támadó hvg.hu-ban közölt interjúban a Candole tanulmány szerzője, Jan Ondřich arra a kérdésre, hogy "Kijelenthető-e, hogy a magyar kormány által igazolásul hivatkozott Rothschild-tanulmány téves következtetéseket és megállapításokat tett?", ezt válaszolta: "Nem, azt hiszem, ez túl erős kijelentés volna."

Ha valaki az új paksi blokkok korrekt gazdaságossági számításai iránt érdeklődik, én magam is (továbbra is) a Rothshild elemzését ajánlom (itt írtam róla), mely alapján továbbra is állítom, hogy a hazánk számára szükséges új paksi blokkok megépítése az ország számára megtérülő beruházás lesz.