Költségek és árak a szélenergia európai hasznosításában

Az energiagazdálkodás alapjai

BME OMIKK

ENERGIAELLÁTÁS, ENERGIATAKARÉKOSSÁG VILÁGSZERTE 45. k. 7–8. sz. 2006. p. 18–33.


Költségek és árak a szélenergia európai hasznosításában Összeállításunk a szélenergia-termelés beruházási és költségszerkezetére összpontosítja a figyelmet, beleértve a szélturbinák élettartamát és karbantartási költségeit is. Fontos hangsúlyt kap a hagyományos erőművek kiváltásának gazdaságossága is. Az externális költségek (környezetterhelés, annak népegészségügyi következményei stb.) nélkül a szélenergia ma már a versenyképesség határán van, azokat is figyelembe véve pedig jóval gazdaságosabb a fosszilis forrású energiatermelésnél.

Tárgyszavak: szélenergia; szélerőmű; szélturbina; szélkerék; költség; üzemeltetés; karbantartás.

A szélenergetika Európában és világszerte is

tanulmány [1] megfelelő része alapján a szél-

gyors fejlődésnek indult. Az elmúlt évtized

energia-termelés beruházási- és költségszer-

során a teljes létesített erőművi kapacitás a

kezetére összpontosítjuk a figyelmet, beleértve

1992-es 2,5 GW-ról 2003. végére csaknem 40

a szélturbinák élettartamát és karbantartási

GW-ra nőtt, ami közel 30%-os átlagos éves

költségeit is. A szélerőből termelt villamos

növekedés (részletesebben lásd előző cikkün-

energiát hálózathoz csatlakozva és egyedülálló

ket). Jelenleg azonban csak néhány, nagy szél-

áramtermelő egységként is hasznosítják. A

sebességű vidékeken telepített szélerőmű ver-

továbbiak elsősorban a jelenleg működő szél-

senyképes a hagyományos villamos erőmű-

turbinák túlnyomó részét képviselő hálózatra

vekkel. Az alábbiakban, az Európai Szélerőmű

csatlakozó üzemmód gazdaságossági kérdéseit

Szövetség (EWEA) által készített összefoglaló

tárgyalják. 18


A beruházások és a költségek struktúrája

tett szélturbinák átlagos méreteinek növekedését mutatja. Az elmúlt 10–15 év folyamán az átlagos turbinateljesítmény az 1990-es 200

A szélenergia hasznosításával termelt villamos

kW-ról 2002-ben Németországban és Dániá-

energia előállításának gazdaságosságát az

ban már csaknem elérte a 1,5 MW-ot. Mind-

alábbi alapvető paraméterek határozzák meg:

azonáltal az adott területen komolyabb ered-

• a beruházási költség, beleértve a kiegészítő

ményeket felmutató országok között lényeges

költségeket is, amelyek a létesítmény ala-

eltérések tapasztalhatók. Míg Dániában és

pozásával, hálózati csatlakoztatásával stb.

Németországban a 2002. évi átlagos beépített

kapcsolatosak;

kapacitás 1450, illetve 1400 kilowatt volt, Spa-

• üzemeltetési és karbantartási költség;

nyolország, az USA és az Egyesült Királyság

• a termelt energia/az átlagos szélsebesség

átlaga 850–900 kW. A kapacitás tekintetében Dániában 2001-ről 2002-re bekövetkezett

nagysága; • a turbina élettartama;

nagymértékű

növekedés

főként

a

Horns

• kamatláb.

Reefben létesített off-shore (a part menti tengeri vizekbe telepített) szélkerék-farm üzembe

A fentiek közül a legfontosabb a szélturbina

állításával függ össze, mivel e part menti szél-

által termelt villamos energia mennyisége és a

erőműben 80 db, egyenként 2 MW kapacitású

turbina beruházási költsége. Miután az előbbi

szélturbina üzemel.

szoros függvénye a szélsebességnek, a telepítés helyének kiválasztása kritikus szerepet

Németország

Dánia

USA

Egyesült Királyság

játszik. A hálózatra csatlakoztatott szélturbi-

India

nák tekintetében az utóbbi években a követke-

1600

ző fejődési trendek tapasztalhatók:

1400

• a szélturbinák átlagos méretei és magassága

1200 1000 kW

is egyre nő; • folyamatosan nő a berendezések hatékony-

800 600 400

sága;

200

• általában véve az 1 kW beépített kapacitás-

0 1990

ra eső fajlagos költségek csökkennek. A szélenergetikában fontos szerepet játszó

1992

1994

1996

1998

2000

2002

1. ábra A szélturbinák átlagos méreteinek változása a legfontosabb alkalmazó országokban

országok adatai alapján az 1. ábra az értékesí19


Ami a 2002-ben legtipikusabb és legkelen-

referencia telephelyen évente termelt átlagos

dőbb, a piac több mint 50%-át kitöltő széltur-

energiamennyiséggel fejezhető ki a lapátok

binák kapacitását illeti, az 750 kW-tól 1,5

által súrolt területhez viszonyítva (kWh/m2).

MW-ig változott. 30%-ra növekedett azonban

Az utóbbi 15 év folyamán a szélturbinák ha-

az 1,5 MW-os és ennél nagyobb teljesítményű

tásfokának javulása, a magasabbra került gon-

szélturbinák piaci részaránya is, 2002 végére a

dolák és a telephely szakszerűbb kiválasztása

2 MW-os és ennél nagyobb kapacitású széltur-

együttesen az általános hatékonyság évi 2–3%-

binák már szárazföldön telepített létesítmé-

os javulását eredményezték.

nyeknél is egyre keresettebbekké váltak. A szélturbinák növekvő magassága önmagában

A szélturbinás erőművek létesítésének tőke-

is az össztermelés növekedése irányában hat,

költségében a berendezés gyártási ráfordításai

mivel a magassággal általában nő a szél ereje.

dominálnak. Az 1. táblázat (Nagy-Britannia,

Ugyanez mondható el a szélviszonyok értéke-

Spanyolország, Németország és Dánia korlá-

lési módszereinek fejlődéséről is, aminek kö-

tozott számú objektumainak adatai) szerint a

szönhetően javult az erőművek telepítési he-

közepes méretű (850 kW és 1,5 MW között),

lyének kiválasztása is. Mindazonáltal a szél-

szárazföldön telepített turbinák esetében a be-

energetikáját gyorsan fejlesztő Németország és

ruházási költségek csaknem 80%-át a széltur-

Dánia tekintetében már megállapítható, hogy

binák képviselik, de ez az arány is jelentős

ezekben az országokban a legkedvezőbb szá-

mértékben, 74–82% között szórt. A többi költ-

razföldi telephelyek már foglaltak, és a jövő-

ségelem közül tipikusan a hálózatra csatla-

ben létesítendő kontinentális szélturbináknak

koztatás, az elektromos berendezések és az

gyengébb átlagos szélsebességekkel kell beér-

alapozás jelentős, de lényeges arányban szere-

niük. Ugyanakkor a szélenergetika fejlesztésé-

pelhetnek a beruházási költségek között más,

ben élenjáró országokban egyre fontosabb

kiegészítő jellegű tételek is, mint például az

szerepet kap a korábban létesített kisebb szél-

útépítés. A kiegészítő költségek arányát te-

turbinák nagyobb teljesítményűekre cserélésé-

kintve szintén jelentős mértékű a szóródás:

ben rejlő tartalékok kihasználása is.

Németországban és az Egyesült Királyságban 24%, Spanyolországban és Németországban

Az utóbbi években a konstrukciós fejleszté-

20% alatt. A beruházási költség nemcsak a

seknek köszönhetően jelentős mértékben javult

telepítő országtól, hanem a turbina kapacitásá-

a berendezések elektromos hatásfoka, ami a

tól függően is változhat.

20


gekre vonatkozóan is. Az adatok szerint a

1. táblázat Tipikus, közepes méretű (850 kW–1,5 MW) szélturbinás erőművek beruházási költségei

vizsgált időszakban a forgórész által átfogott területegységre eső fajlagos költség évente

Részarány Jellemző részarány a teljes költségen az egyéb belül % költségeken belül % Turbina (ex works)

átlagosan 3%-kal, 12 év alatt közelítőleg 30%kal mérséklődött. A beépített névleges kapaci-

74–82

–

Alapozás

1–6

20–25

Villamos szerelés

1–9

10–15

meg, ezt követően viszont a turbinakapacitás

Hálózatra csatlakoztatás

2–9

35–45

1000 kW-ra növekedésével a területegységre

Tanácsadás

1–3

5–10

Telek

1–3

5–10

Pénzügyi költségek

1–5

5–10

az az oka, hogy magasabban elhelyezett gon-

Útépítés

1–5

5–10

dola és nagyobb rotorátmérő esetén a berende-

tásnál 1989–1997 között ugyanez állapítható

számított fajlagos költség újra megnőtt. Ennek

zést viszonylag kisteljesítményű generátorral A többi költségek jellemzőnek mondható ará-

látják el, de összességében így is több áramot

nyát az összköltségből a 2. ábra szemlélteti.

termel. A turbinaméretezés hatását ezért külö-

Az adatokból látható, hogy a legfontosabb

nösen gondosan kell számításba venni, különö-

költségelem itt a hálózatra csatlakoztatás,

sen csekély és közepes szélsebességű telepítési

amely egyes esetekben csaknem a kiegészítő

körzetek esetén. A költségemelkedés másik

költségek felét is eléri, utána jóval kisebb rész-

oka, hogy 2001-ben az 1000 kW-os szélturbi-

aránnyal az alapozás és az elektromos berendezések költsége következik. Normális esetben hálózat

a tanácsadás és a földbérlet a kiegészítő költségekből csak kisebb mértékben részesedik. A

alapozás

1999

3. ábra tanúsága szerint 1 kW kapacitás létesí-

2001 útépítés

tésének fajlagos költsége országonként jelentős mértékben eltér, és jellemzően 900 és 1150

tervezés

EUR/kW között változik (tekintettel a kisszáegyéb

mú mintára, az adatok óvatosan kezelendők). A beruházások költségeinek időbeni változását

0

5

10

15

Dánia 1989–2001 közötti adatai alapján a 4. ábra mutatja be. A rotorkeresztmetszet jó kö-

2. ábra A járulékos költségek (hálózati csatlakozás, alapozás stb.) aránya a német szélerőművek teljes beruházási költségéhez képest

zelítést ad a turbina által termelt energia menynyiségére, így az 1 kW-ra eső fajlagos költsé-

21


turbina

egyéb költségek

Spanyolország 850 kW Dánia 1000 kW Németország 1280 kW Egyesült Királyság 1300 kW Spanyolország 1500 kW Egyesült Királyság 1750 kW 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

3. ábra A teljes fajlagos beruházási költség különböző méretű turbináknál országonként (EUR/kW) 1 kW turbinakapacitás költsége 1 kW-ra jutó egyéb költség

1200

600

1000

500

800

400

600

300

400

200

200

100

0

a rotor által súrolt felületre 2 jutó költség, EUR/m

EUR/kW

a rotor által súrolt felületre jutó teljes költség

0 1989

1991

150 kW

225 kW

1993

1995

300 kW 500 kW

1997

2001 600 kW 1000 1000kW kW

létesítés éve és a turbinák teljesítménye

4. ábra A beruházási költségek időbeni változása Dániában, 1989 és 2001 között na még meglehetősen új berendezésnek számí-

lentkezik. A vizsgált időszakban a kiegészítő

tott, ezért a méretgazdaságosság javulásával

költségek aránya az összköltségből szintén

összefüggő költségcsökkenés csak később je-

csökkent (az 1989-es 29%-ról 1997-re mintegy

22


20%-ra), és e trend az 1 MW-os berendezé-

élettartamának számottevő hányadára érvényes

seknél is érvényesül (körülbelül 18%).

standard szerződések köthetők. A javítással és a tartalék alkatrészekkel összefüggő költségek előrejelzése viszont sokkal nehezebb feladat,

A szélerőművek üzemeltetési és karbantartási költségei

mivel ezeket a költségelemeket különösen befolyásolja az, hogy a turbina élettartamának mely szakaszában üzemel – kezdetben alacsonyabb, később viszont megnő az ilyen költség.

Az üzemeltetés és a karbantartás költségei számottevő tételt képeznek a szélturbinákkal kapcsolatos éves költségekben. Egy újonnan

Tekintettel arra, hogy az iparág viszonylag

létesített berendezés élettartama során az általa

fiatal, csak kisszámú turbinára vonatkozóan

termelt villamos energia egységére vetített

állnak rendelkezésre 20 éves üzemidőre kiter-

üzemeltetési és karbantartási költségek aránya

jedő tapasztalatok. A jelenleg telepített beren-

az összköltségen belül 20–25%-ra tehető.

dezésekhez viszonyítva a régi szélkerekek

Amíg a turbina új, ez az arány 10–15%, ami a

csaknem mindegyike jóval kisebb kapacitású,

későbbiek folyamán elérheti a 20–35%-ot is. A

és a ma érvényes szabványokhoz képest ke-

berendezésgyártók ezért fejlesztési tevékeny-

vésbé igényes kritériumok figyelembevételé-

ségük során mind nagyobb figyelmet fordíta-

vel, hagyományos ipari eljárásokkal készültek.

nak az üzemeltetési és karbantartási költségek

Bár róluk is elérhetőek bizonyos költségada-

csökkentésére – kevesebb rendszeres átvizsgá-

tok, a rájuk vonatkozóan becsült üzemeltetési

lást és állásidőt téve ezzel lehetővé.

és karbantartási költségeket – különösen a berendezések élettartamának végső szakaszában – óvatosan kell kezelni.

Az üzemeltetési és karbantartási költségek fő elemei a következők: • biztosítás,

A Németországban, Spanyolországban, az

• rendszeres karbantartás,

Egyesült Királyságban és Dániában szerzett ta-

• javítás,

pasztalatok alapján a szélturbinák által teljes

• tartalék alkatrészek,

élettartamuk során termelt villamos energia 1

• igazgatási költség.

kWh-jára eső átlagos üzemeltetési és karban-

E költségelemek némelyike viszonylag köny-

tartási költség 1,2–1,5 eurócentre becsülhető.

nyen becsülhető. A biztosítás és a rendszeres

A Spanyolországból kapott adatok szerint a

karbantartás esetében például a szélturbinák

teljes költségek valamivel kevesebb, mint 23


60%-a kapcsolódik a turbina beépítéséhez,

amely országos ágazati szervezetek, adatbá-

illetve a szorosan vett üzemeltetéshez és kar-

zisok és 1980-ig visszanyúló idősorok felhasz-

bantartáshoz, ezen belül az összeg közel fele

nálásával készült. A szakmában viszonylag

tartalék alkatrészre megy el, a másik fele pedig

nagy múltra visszatekintő Dániában a tényle-

csaknem azonosan oszlik meg a bérköltségek

ges karbantartási költségek között már a felújí-

és a fogyóeszközök között, a fennmaradó

tási kiadások (pl. turbinalapátok és fogaskerék-

mintegy 40% is pedig a biztosítás, a telek költ-

áttételek esetleges cseréje) is szerepelnek. Te-

sége és az állandó költségek között.

kintettel az iparág fejlődésének a nagyobb kapacitású szélturbinák irányába fordulására, a

Ami a Németországban működő ilyen beren-

régi és kisebb berendezésekre viszonylag ke-

dezések költségviszonyait illeti, normális felté-

vés a figyelembe vett adat, míg a fiatal turbinák

telek esetén a szélturbinák működésének első 2

főként nagy teljesítményűek. A 6. ábrán látható

évében a gyártó garanciát vállal. Így ebben az

információkat ezért annak tudatában kell érté-

időszakban az üzemeltetési és karbantartási

kelni, hogy Dánia esetében a vizsgált minta

költség csupán 2–3%-ot képviselt a megter-

összetétele az idő függvényében változik, a régi

melt energiára vetített teljes beruházási költ-

turbinákat időközben leszerelték, miközben sok

ségből, ami 0,3–0,4 EURcent/kWh. Hat év

az üzembe állított új berendezés.

múltán az üzemeltetési és karbantartási költségek aránya valamivel kevesebb a teljes beru-

A 6. ábra a kiválasztott turbinatípusok és -mé-

házási költség 5%-ánál, azaz közel 0,6–0,7

retek melletti üzemeltetési és karbantartási

EURcent/kWh. Ezek az adatok egyébként

költségek alakulását mutatja be a ’80-as évek-

összhangban vannak a Dániában működő új

től kezdődően, 1999. évi állandó euró árfo-

berendezésekre vonatkozó információkkal.

lyamon. Mint látható, az 55 kW-os szélturbináknál már csaknem 20 évre visszatekintő

Az 5. ábrán az 1997–2001-es időszakban Né-

adatok állnak rendelkezésre, ami arra utal,

metország szélerőműveinél felmerült teljes

hogy ez az első olyan, sorozatban gyártott

üzemeltetési és karbantartási költség megosz-

szélturbina, amely most közelít élettartamának

lása szerepel (a földbérletet és a hálózati áram

végéhez. Az e típusnak megfelelő görbén az

költségét Spanyolország is itt mutatja ki). Ami

üzemeltetési és karbantartási költségek már

pedig Dániát illeti, esetében egy, a szélturbi-

kezdetben gyorsan emelkednek, majd meg-

nák gazdasági és technikai élettartamára kiter-

lehetősen magas szinten stabilizálódva 5 év

jedő tanulmány elemzésére lehet támaszkodni,

múltán tartják a 3–4 EURcent/kWh szintet. 24


földbérlet 18%

igazgatás 21%

hálózati erergia 5%

biztosítás 13%

egyéb 17% szervizelés és tartalék alkatrészek 26%

5. ábra Szélturbinák átlagos üzemeltetési és karbantartási költségei Németországban 1997–2001 között

5 4,5

EURcent/kWh

4

55 kW

3,5

150 kW

3

225 kW

2,5

300 kW

2

500 kW

1,5

660 kW

1

750 kW

0,5 0 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

a turbina életkora, év

6. ábra Egyes szélturbina-típusok üzemeltetési és karbantartási költségei Dániában

25


Kiderül továbbá az is, hogy az újabb és na-

szervizelési és az igazgatási költségek az idő

gyobb szélturbinák üzemeltetési és karbantartá-

múltával is meglehetősen stabil szinten marad-

si költségei csökkennek. Ami a 150 kW-os be-

nak, a javítás és a tartalék alkatrészek esetében

rendezéseknél 10 év múltán kimutatott erős nö-

viszont erős ingadozás figyelhető meg. A dán

vekedést illeti, ez meglehetősen kisszámú szél-

adatok is alátámasztják, hogy az új és a na-

turbinára vonatkozik, ezért vélhetően nem is

gyobb gépek üzemeltetési és karbantartási költ-

reprezentatív adat. Az 500 kW-os és ennél na-

ségei alacsonyabbak, idősebb berendezéseknél

gyobb névleges teljesítményű turbinák üzemel-

pedig e költségek megnőnek. Ami az üzemelte-

tetési és karbantartási költségei 1 EURcent/

tési és karbantartási költségek jövőben várható

kWh alatt, illetve közelében maradnak. Érdekes

alakulását illeti, itt is számolni kell a méretgaz-

a 225 kW-os gépek viselkedése is, mivel üze-

daságosság javulásának költségcsökkentő hatá-

meltetési és karbantartási költségeik az első 11

sával, nemkülönben azzal is, hogy új és na-

évben Németországban, Spanyolországban, az

gyobb kapacitású gépeknél az üzemeltetési és

Egyesült Királyságban és Dániában is a becsült

karbantartási költségeket is jobban optimalizál-

1–1,3 EURcent/kWh értéken belül maradtak.

ják. Ebből azonban az is következik, hogy az új turbinák nem annyira robusztus felépítésűek,

Az üzemeltetési és karbantartási költségek tehát

mint a régebbi konstrukciók, ezért esetleges

szoros összefüggést mutatnak a turbinák életko-

váratlan (pl. természeti) események következ-

rával, és az első néhány évben a gyártói garan-

ményeit sem mindig képesek elviselni. Ezeket a

ciának köszönhetően tulajdonosaikat csak ala-

megfontolásokat érvényesítve feltételezhető,

csony költségszint terheli. Tíz év múltán azon-

hogy egy 10–15 éves, 1000 kW-os turbina üze-

ban nagyobb javítások és cserék várhatók, az 55

meltetési és karbantartási költségeinek részará-

kW-os berendezések példája azt mutatja, hogy

nya nem fog oly mértékben nőni, mint az jelen-

a turbinák élettartama során ezek a domináns

leg az 55 kW-os turbináknál tapasztalható, de

költségelemek. Dániában gyűjtött, meglehető-

ebben szerepet kap a folyamatos fejlesztés is.

sen jól reprezentált adatok szerint hároméves, 600 kW-os turbináknál az üzemeltetési és kar-

A szélturbinák által termelt villamos energia termelési költsége

bantartási költségek 35%-át a biztosítás, 28%-át a rendszeres szervizelés, 11%-át az igazgatási költség, 12%-át a javítás és a tartalék alkatrészek, 14%-át pedig egyéb költségek teszik ki.

A szélturbinák által előállított energia egység-

Megállapították, hogy a biztosítási, a rendszeres

költségét általában a befektetési ráfordítások, 26


valamint a berendezés élettartama során felme-

• a gazdasági elemzésnél adókat, amortizáci-

rülő üzemeltetési és karbantartási költségek

ót, kockázati felárat stb. nem vettek figye-

összevont meghatározásával, majd az így ka-

lembe, és a számításoknál egységesen a

pott összegnek az éves energiatermelés meny-

2001. évi árakat alkalmazták.

nyiségével való elosztásával határozzák meg. Az így kapott költség tehát egy, az élettartamra

A telepítés helyszínén uralkodó viszonyok-

számított átlagos érték, aminél az üzemeltetés

nak megfelelően kalkulált fajlagos költsége-

kezdeti időszakában viselendő költségek ala-

ket a 7. ábra szemlélteti. Mint látható, a költ-

csonyabbak, majd a turbina üzemidejének nö-

ségek a szélviszonyok függvényében 6–8

vekedésével emelkednek. E kalkuláció legfon-

EURcent/kWh-tól kezdve (gyenge és közepes

tosabb paramétere a turbina által előállított

erejű széljárás) 4-5 EURcent/kWh-ig (kedvező

energiamennyiség. A kedvező szélviszonyok-

part menti széljárás) változhatnak. Európában

kal jellemezhető helyre telepített turbinák ezért

az utóbbi feltételeknek megfelelő helyszínek

többnyire jövedelmezően működtethetők, míg

főként Nagy-Britanniában, Írországban, Fran-

előnytelenebb helyszíneken e tevékenység

ciaországban, Dániában és Norvégiában for-

pénzügyileg veszteséges. A költségszámítás

dulnak elő, míg közepes szélerősségű konti-

során ezen kívül az alábbi előfeltételeket érvé-

nentális körzetek Közép- és Dél-Európában,

nyesítették:

valamint Svédországban, Finnországban és

• napjainkban szárazföldi helyszíneken 850–

Dániában találhatók.

1500 kW-os új szélturbinákról van szó; • a fajlagos befektetésigény a korábbi, négy

Mivel a szélturbinák által termelt villamos

ország adatai alapján végzett kalkulációnak

energia egységköltségét közel 75%-ban a tő-

megfelelően 900–1100 EUR/kW;

keköltségek határozzák meg, e számításoknál

• a turbina élettartama során felmerülő átla-

fontos szerepe van a kamatlábaknak, amelyek

gos üzemeltetési és karbantartási költség

az egyes országokban eltérőek lehetnek. A 8.

1,2 EURcent/kWh;

ábra az 1 kWh szélenergia költségét a szélvi-

• a turbina élettartama a tervezési kritériu-

szonyok és a kamatlábak függvényében mutat-

moknak megfelelően 20 év,

ja be. Az utóbbi évi 5–10% között változó

• az éves kamatláb 5-10%, de az alapvető

érték. Mint az ábrán látható, közepes erősségű

számításokban 7,5%-ot vettek figyelembe,

szél esetén a költségek 5–6,5 EURcent/kWh

és e fontos paraméter érzékenységét is

között változnak, ami arra utal, hogy a kamat-

vizsgálták;

láb kétszeresre emelkedése 1,5 EURcent/kWh27


900 EUR/kW beruházási költség

1100 EUR/kW beruházási költség

12 EURcent/kWh

10 8 6 4 2

gyenge szélerősségű terület

közepes szélerősségű terület

part menti vizek

0 1500

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

a teljes terhelésű üzemórák száma évente

7. ábra 1 kWh szélenergia termelési költségei a szélviszonyok, a teljes terhelésű üzemórák száma függvényében

5% kamatláb

7% kamatláb

10% kamatláb

12 EURcent/kWh

10 8 6 4 2

gyenge szélerősségű terület

közepes szélerősségű terület

part menti vizek

0 1500

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

a teljes terhelésű üzemórák száma évente

8. ábra A szélenergia fajlagos előállítási költsége a szélviszonyok (teljes terhelésű üzemórák száma) függvényében, különböző kamatlábak esetén

A szélturbinák által termelt villamos energia költségeinek változása

val növeli a termelési költségeket. Gyengébb szélerősségű körzetekben a költségek jóval magasabbak: 6,5–9,0 EURcent/kWh, míg tengerparti létesítményeknél alacsonyabbak: 4–

Az utóbbi 20 évben Európában és globális

5,5 EURcent/kWh.

méretekben is gyorsan fejlődő szélenergetika jelentős mértékben befolyásolta a szélerő

28


kontinentális telepítés

tól további költségcsökkenés várható. Az új

part menti telepítés

turbinákhoz kapcsolódó bizonytalanságok el-

1000

lenére a 9. ábra világosan érzékelteti a na-

turbinaméret, kW

600

gyobb teljesítményű és jobb költséghatékony-

500

ságú szélturbinák üzemgazdaságossági hatása-

300

it. Part mentén telepített létesítmények eseté-

225

ben például a 95 kW-os szélturbinákra jellem-

150

ző, közelítőleg 8,8 EURcent/kWh-s szinthez

95

képest 1000 kW-os új gépek esetében már 0

2

4

6

8

10

csak 4,1 EURcent/kWh a várható költség.

12

EURcent/kWh

A költségek jövőben várható alakulásának 9. ábra A szélenergia teljes költsége (EURcent/kWh, 2001. évi árakon) a turbina mérete függvényében

értékelésénél a jelenleg érvényesülő trendek-

hasznosításával termelt villamos energia egy-

hagyásával) megfelelő tapasztalati görbék se-

ségköltségeit, amelyeket adathiány miatt a 9.

gítségével folytatható az elemzés. Ennek kap-

ábra csak Dánia esetében mutat be. A koráb-

csán a gyártástechnológia eltérő hatékonysága

ban részletezett előfeltételekre és 20 éves élet-

és a fejlesztések kapcsán elért hatásfokjavulás

tartamra, valamint 7,5%-os kamatlábra és

hatása a fajlagos költségek (EURcent/kWh)

2001-es árak érvényesítésére alapozott számí-

révén közvetett módon mégis tükrözhető. A

tások során először a Dániában többnyire a

különböző szerzők által erre alapozott becslé-

’80-as évek közepén telepített 95 kW-os be-

sek szerint a szélturbinák teljes beépített kapa-

rendezésekből indultak ki, majd újabb (150

citásának a kétszeresére növelésével 9-17%-os

kW, 225 kW stb.) turbinákat, illetve a 2000-

költségcsökkenés érhető el. Miután a széltur-

ben itt tipikusnak mondható 1000 kW-os egy-

binák kapacitása az utóbbi 10 évben évente

ségeket vették alapul. Megjegyzendő, hogy a

átlagosan 30%-kal nőtt, jelenleg e mutató há-

szélturbinagyártók „ökölszabálya” szerint min-

romévenként a kétszeresére nő. Az EU által

den újabb teljesítményosztály gyártásbavéte-

legutóbb 2010-re kitűzött 75 000 MW-os teljes

lével a termelt energia fajlagos költsége 3–5%-

szélerőművi kapacitás eléréséhez a 2002-ben

kal mérséklődik. Ebből kiindulva az 1 MW-ot

beépített közel 23 500 kW-ról évente 7%-os

is meghaladó, nagysorozatú legújabb gyártás-

kapacitásbővülésre lenne szükség, ami az ösz-

ből kiindulva (az esetleges piaci változások és a fejlesztés eredményeinek figyelmen kívül

29


jelenti

létesítésére szánt beruházási eszközöket felsza-

mintegy 10 év alatt, míg az EWEA által felvá-

badítani, azaz mekkora hagyományos kapacitást

zolt, ennél gyorsabb ütemű fejlődéshez már

képes

évi 16%-os kapacitásbővülés (4,8 év alatt a

(capacity credit), pontosabban szólva a megva-

kétszeresére) tartozik. E kalkulációknál kiin-

lósított szélerőművi teljesítménynek az aránya

dulásul a jelenleg átlagosnak mondható 850–

az általa oly módon kiváltott hagyományos

1500 kW-os turbinakapacitás és közepes szél-

erőművi teljesítményhez, hogy a teljes rendszer

sebességű (50 m magas gondolánál 6,3 m/s)

megbízhatósága ne csökkenjen.

szes

kapacitás

megkétszereződését

kiváltani.

Ez

a

teljesítménytöbblet

telephelyeken elérhető 5–6 EURcent/kWh-s Ez utóbbi számos különböző tényezőtől függ:

fajlagos költség tekinthető.

többek között a szélerőművek iparági elterjedtségétől, valamint az általános energetikai rend-

A hagyományos energiatermelés költségei

szerbe és a piacra integráltságuktól. Ha a szélturbinák elterjedtsége kicsi, teljesítménytöbbletük közel áll az éves átlagos kihasználtsági té-

Az eddigiek jelentőségét azzal lehet legjobban

nyezőjükhöz. Ebből kiindulva: ha a szélerő

megvilágítani, ha összevetjük az adatokat a ha-

termelte villamos energia részesedése a teljes

gyományos erőművekéivel. A hagyományos

termelésben kisebb 10%-nál, a figyelembe ve-

villamosenergia-termelés költségeit a fűtőanyag,

hető teljesítménytöbblet mintegy 25%. A szél-

az üzemeltetés és karbantartás, valamint a tőke-

energia-termelés részarányának növekedésével

költség határozza meg. Amikor a hagyományos

ez a szám csökken, de ha a hálózati infrastruk-

technológiát szélturbinák alkalmazásával váltják

túrát a jövőben a nem koncentrált szél- és más

ki, az így elkerülhető költség nagysága attól

megújuló forrásokból nyert energiával is szá-

függ, hogy a szélerő hasznosítása milyen mér-

molva irányítják és fejlesztik, még mindig je-

tékben teszi lehetővé a három költségtényező

lentős teljesítménytöbblet érhető el.

mérséklését. Általánosan elfogadott, hogy szélerőművek üzembe állításával a teljes fűtőanyag-

A szélerőből termelt energia teljesítménytöbb-

költség és az üzemeltetési és karbantartási ki-

lete erősen függ az árampiacok szerkezetétől.

adások számottevő hányada is megtakarítható.

A NordPool által az északi árampiacon végzett

Ami az elkerülhető tőkeköltség szintjét illeti, ez

vizsgálatok kapcsán kimutatták, hogy a szél-

attól függ, hogy a szélerő hasznosítása milyen

erőművek elterjedtségének jelenlegi szintje

mértékben képes új hagyományos erőművek

mellett (Dániában 20%) a szakaszos üzem30


módban működő szélerőművek integrálása

mutatja be. Amiatt, hogy a hagyományos vil-

átlagosan 0,3–0,4 EURcent/kWh költséggel

lamos erőművi technológiákra vonatkozó költ-

jár, és egyéb feltételek változatlanul maradása

ségadatokat 1996. évi USD-ban határozták

esetén a szélerőművek részesedését növelve e

meg, majd aggregált formában 2001-es árakra

költségtényező is megnő.

tértek át, jelentős bizonytalansági tényezők érvényesülnek. Ennek oka az, hogy az így szá-

Az összehasonlíthatóság kedvéért egy tanul-

mított költségeket a nemzeti valuták árfolyam-

mányban [2] megvizsgálták a villamosenergia-

változásai, az inflációs ráták regionális kü-

termelés várható költségeit korszerű széntüze-

lönbségei és az árak alakulásával összefüggő

lésű és gázzal üzemelő alaperőművek esetében

eltérő megítélés is befolyásolja. Mindemellett

– az alábbi előfeltételek érvényesítése mellett:

tekintetbe kell venni azt is, hogy 1998 óta a

• az erőművek nem egyediek, a típus engedé-

hagyományos erőművek beruházási költségei-

lyezett módon rendelkezésre áll 2005-re;

ben is jelentős változások következhettek be.

• a költségeket 5%-os reálkamatlábat és 40 éves élettartamot alkalmazva hozzák összehasonlítható szintre,

gáz

szén

4

6

Belgium

• az erőművek kihasználtsága 75%;

Kanada

• a számításokat 1996-os állandó USD-

Dánia

árfolyamon és 2001. évi árakon végezték.

India Japán

Az OECD/IEA számításainál az OECD-tag-

Hollandia

államok által rendelkezésre bocsátott adatokat

Spanyolország

használtak. Az áramtermelés és a környezet-

USA

szennyezés kézbentartása és más környezetvé-

0

delmi intézkedések költségeit számításba vet-

2

8

10

EURcent/kWh

ték, az olyan általános jellegű költségeket – mint például a központi igazgatás, az energia-

10. ábra A hagyományos áramtermelés várható költségei (EURcent/kWh, 2001. évi árakon)

továbbítás és elosztás, valamint azok energiaveszteségei – viszont nem vették e számításoknál figyelembe. A fűtőanyagárak várható

A 11. ábra a szélenergia hasznosításával a ha-

alakulását nemzeti prognózisok alapján feltéte-

gyományos erőművek létesítéséhez kapcsolódó

lezték. A számítások eredményeit a 10. ábra

költségek elkerülésének lehetőségeit mutatja be

31


szén

gáz

9 8

EURcen/kWh

7 6

part menti szélerőmű (6,9 m/s)

kontinentális szélerőmű (6,3 m/s)

5 4 3 2 1 0 Belgium

Kanada

Dánia

India

Japán

Hollandia

Spanyolország

USA

11. ábra A szélerőművek révén kiváltott hagyományos erőművek várható költségei (2001. évi árakon), a szélenergia 25%-os teljesítménytöbbletét feltételezve – abból kiindulva, hogy a szélerőművek üzem-

Mint a 11. ábrán látható, 25%-os teljesítmény-

be állításával a teljes fűtőanyagköltség és az

többletet feltételezve a szélenergia számára,

üzemeltetési és karbantartási kiadások számot-

közvetlen költségeit tekintve egy közepes mére-

tevő hányada is megtakarítható, és a szélerő-

tű szélturbina már számos országban verseny-

művek 25%-os teljesítménytöbbletet érhetnek

képes a szén- és gáztüzelésű villamos erőmű-

el. Spanyolországban például a szélerőművek

vekkel szemben. Nagyobb teljesítménytöbblet

ugyanannyi gázfűtésű erőmű termelte villamos

esetén még nagyobb lenne az elkerülhető költ-

energiát kiváltva minden kilowattóra után 5,2

ség, ami tovább javítaná a szélerőművek ver-

eurócent gáz fűtőanyag, üzemeltetési és karban-

senyképességét.

tartási kiadás és tőkeköltség megtakarítását teszik lehetővé. Ha tehát Spanyolországban e

A tőkeköltségek széntüzelésű erőműveknél

költségszint alatt működő szélerőművet állíta-

nagyobb súllyal esnek latba, mint gázerőmű-

nak üzembe, úgy az a gáztüzelésű erőművekkel

vek esetében, ezért a teljesítménytöbblet felté-

szemben gazdaságilag már versenyképes. Kö-

telezett nagysága különösen fontos. A villamos

zepes méretű, átlagos feltételekkel jellemezhető

energia piacainak a decentralizált termelés és a

part menti és kontinentális körzetben működő

verseny éleződése felé mozdulásával a többlet

szélerőművek esetében a tőkeköltséget beszá-

jelentősége nem fog ennyire élesen érvénye-

mítva és 5%-os kamatlábat is érvényesítve 4,2,

sülni. A szélenergia jövőbeni versenyképessé-

illetve 4,8 EURcent/kWh teljes költség adódik.

ge jelentős mértékben függ a szélviszonyok 32


rövid távra szóló előrejelzésének fejlődésétől,

mennyiben befolyásolná az egyes áramterme-

nemkülönben az áramtőzsdék rövid lejáratú

lési technológiák versenyképességét. Az e

aukciós feltételeinek alakulásától is.

tárgyban

készült

különböző

tanulmányok

eredményeit a 12. ábra foglalja össze. Mint Végezetül hangsúlyozni kell, hogy a hagyo-

látható, a külső költségek okozta társadalmi

mányos áramtermelés fent említett becsült

terhek figyelembevételével a hagyományos

költségeit a fosszilis fűtőanyagok áraira vonat-

technológiák versenyképessége elmarad a

kozó nemzeti prognózisok alapján kalkulálták,

szélerőművekétől, hiszen az utóbbiak belső

ami jelentős bizonytalansági tényező, és szá-

költségei csaknem változatlanok működésük

mottevő kockázati elemet visz a hagyományos

során, és eközben gyakorlatilag nem is merül

áramtermelés kalkulált költségeibe, míg újon-

fel jelentősebb környezetterhelés.

nan telepített szélturbinák esetében a költségek belső költségek

élettartamuk teljes időszakában csaknem álaz energia társadalmi költsége, EURcent/kWh

landóknak tekinthetők.

Az áramtermelés externális költségei A 11. ábra adatai szerint a szélenergia költségei kismértékben meghaladják a szén- és gáztüzelésű hagyományos erőművekben termelt

externális költségek

10 8 6 4 2 0

szélenergia

hagyományos villanyáram

12. ábra A villamosenergia-termelés társadalmi költségei

energiáéit. A megújuló forrásokból termelt energia környezeti előnyeit is számításba véve

Összeállította: Dr. Balog Károly

azonban már árnyaltabb lesz a kép. De beépülnek-e ezek az előnyök teljes mértékben a terIrodalom

melt energia árába, illetve megfizetik-e a hagyományos erőművek az általuk okozott kör-

[1] Morthorst, P. E. ed.: Wind energy – The facts, an analysis of wind energy in the EU-25. = http:// www.ewea.org/06projects_events/proj_WEfacts.htm

nyezeti károkat? Az egyes áramtermelési technológiák méltányos összehasonlításához minden belső és külső költség beszámítására lenne

[2] Bertel, E.; Paffenbarger, J.: Projected costs of generating electricity – update 1998. = http://www.iea. org/textbase/nppdf/free/1990/projected1998.pdf

szükség. Felmerül itt a kérdés, hogy a külső költségek figyelembevétele („internalizálása”) 33

Költségek és árak a szélenergia európai hasznosításában

Recommend Documents