MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSI- MODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA

ÉPÍTÉSI ÉS KERESKEDELMI amerikai–magyar Kft. 1126 BUDAPEST, Istenhegyi út 9/d. HUNGARY Tel: 355-4614 • Fax: 212-9626 email: [email protected]

NEMZETI MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁSI CSELEKVÉSI TERV háttértanulmánya

„B” kötet

MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSIMODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA

Készítette: a PYLON Kft. és munkacsoportja Témafelelős: Dr. Unk Jánosné ügyv.ig.

2010. február

ÉPÍTÉSI ÉS KERESKEDELMI amerikai–magyar Kft. 1126 BUDAPEST, Istenhegyi út 9/d. HUNGARY Tel: 355-4614 • Fax: 212-9626 email: [email protected]

„B” kötet munkaközi anyag

MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSIMODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA

A szaktanulmányban részt vett szakértők és cégek: Dr. Unk Jánosné szakértő, ügyv.ig., PYLON Építési és Kereskedelmi Kft. Zsuffa László szakértő, BIOX Mérnöki Szolgáltató Bt. Kapros Zoltán szakértő, egyéni vállalkozó Bányai István szakértő, ügyv.ig., 2R Befektetési Tanácsadó Kft. Horváth János szakértő, ügyv.ig., GEO-MONTAN Kft. Mészáros Géza szakértő

TARTALOMJEGYZÉK I.

VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ

3

II.

A TANULMÁNY CÉLJA ÉS A MEGOLDANDÓ FELADATOK

9

II.1

BEVEZETÉS, ÖSSZEFÜGGÉSRENDSZER .............................................................. 9

II.2

TERVEZÉSI CÉLOK ÉS FELADATOK .................................................................. 10

II.3

EURÓPAI UNIÓS ÉS HAZAI IRÁNYELVEK, ELŐÍRÁSOK, KÖTELEZETTSÉGEK ......................................................................................... 11

III. ÚJ TÁMOGATÁSI POLITIKA MEGALAPOZÁSA III.1

III.2

III.3

13

A MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI ESZKÖZEINEK TÍPUSAI, CSOPORTOSÍTÁSA .............................................................................. 13 III.1.1

A megújuló energiafelhasználás állami ösztönzésének szükségessége ....................................................................................... 13

III.1.2

A megújuló energiafelhasználás ösztönzőinek csoportosítása ............. 15

A MEGÚJULÓ ENERGIA HASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI RENDSZERE AZ EURÓPAI UNIÓBAN ........................................................................................... 16 III.2.1

Az Európai Uniós támogatási rendszer háttere, filozófiája ................. 16

III.2.2

Az Európai Unióban alkalmazott támogatási eszközök áttekintése ..... 19

III.2.2.1

A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RESE) támogatási eszközei ............................................................. 20

III.2.2.2

A RES-E támogatási eszközök előnyei és hátrányai ................ 23

A MAGYARORSZÁGON ELÉRHETŐ TÁMOGATÁSOK ISMERTETÉSE ÉS ÉRTÉKELÉSE ..................................................................................................... 30 III.3.1

Alapelvek .............................................................................................. 30

III.3.2

A jelenlegi magyarországi támogatási rendszer áttekintése ................ 31

III.3.2.1

A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-ig ..................................................................... 31

III.3.2.2

A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-tól .................................................................... 32

III.3.2.3

Adózás ...................................................................................... 34

III.3.2.4

Pályázati úton történő beruházás támogatás ............................. 34

III.3.2.5

A megújuló energiafelhasználás várható közvetlen beruházás támogatásai 2015-ig................................................. 35

III.3.2.6

A megújuló energiafelhasználás ösztönzésének további közvetett eszközei ..................................................................... 36

III.3.2.7

Kutatás-fejlesztés a megújuló energiák terén ........................... 36

III.3.2.8

Információterjesztés, tájékoztatás, oktatás ............................... 37

IV. BENCHMARK KÖLTSÉG-MEGHATÁROZÁS

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

39

I

V.

IV.1

A BENCHMARK PROJEKTELEMZÉSEN ALAPULÓ GYAKORLAT INDOKOLTSÁGA ................................................................................................39

IV.2

A PROJEKTEK KÖLTSÉGÉRTÉKELÉSÉNEK MÓDSZERTANA .............................40

IV.3

A SZÁMÍTÁSOKNÁL ALKALMAZOTT FELTÉTELRENDSZER ..............................50

IV.4

A BENCHMARK PROJEKTEK STRUKTÚRÁJA ÉS A TECHNOLÓGIÁK ISMERTETÉSE ....................................................................................................64

IV.5

A BENCHMARK PROJEKTEK KÖLTSÉGEI ........................................................109

IV.6

A BENCHMARK PROJEKTEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI ............................117

IV.7

AZ ÜVEGHÁZATÁSÚ GÁZOK KIBOCSÁTÁSCSÖKKENÉSÉNEK, VALAMINT A MEGÚJULÓK RÉSZARÁNYA NÖVELÉSÉNEK KÖLTSÉGEI, VALAMINT EZEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI ..........................................................................117

GAZDASÁGOSSÁGI VIZSGÁLATOK BENCHMARK PROJEKTEKEN ALAPULÓ KÖLTSÉGELEMZÉSSEL

118

V.1

ÜZLETI TERV KÉSZÍTÉSÉNEK MÓDSZERTANA ...............................................118

V.2

A BENCHMARK PROJEKTEK

V.3

A SZÁMÍTÁSOK ÉRTÉKELÉSE .........................................................................120

GAZDASÁGOSSÁGI SZÁMÍTÁSAI TÁMOGATÁS NÉLKÜLI ILLETVE A JELENLEGI TÁMOGATÁSI GYAKORLATNAK MEGFELELŐEN (BERUHÁZÁSI TÁMOGATÁS, KÁT TÁMOGATÁS) ..................120

VI. TÁMOGATÁSI IGÉNY VIZSGÁLATA

120

VI.1

A VIZSGÁLAT MÓDSZERTANA ........................................................................120

VI.2

A SZÜKSÉGES ÉS ELÉGSÉGES TÁMOGATÁS MÉRTÉKEINEK MEGHATÁROZÁSA BENCHMARK PROJEKTEK ALAPJÁN .................................128

VI.3

A BENCHMARK PROJEKTEK TÁMOGATÁSSZÜKSÉGLETÉNEK TÁRSADALMI HASZNOSSÁGA AZ EXTERNÁLIS KÖLTSÉGEK ALAPJÁN ..................................128

VII. EGYÉB JAVASLATOK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA

128

VII.1

INNOVATÍV TECHNOLÓGIÁKKAL BŐVÍTETT BAT PROJEKTEK TÁMOGATÁSÁNAK MÓDSZERTANA, JAVASOLT FELTÉTELRENDSZERE .........128

VII.2

BECSLÉSEK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA KÖZÉP ÉS HOSSZÚ TÁVON, AZ EGYES TECHNOLÓGIÁK MŰSZAKI-GAZDASÁGI PARAMÉTEREINEK VÁRHATÓ VÁLTOZÁSI TENDENCIÁI ALAPJÁN .................128

VIII. ÖSSZEGZÉS

128

IX. IRODALOMJEGYZÉK

129

MELLÉKLETEK

131

X.

II


I.

VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ

A tanulmány során a célunk alapvetően a Európai Unió részére közeljövőben kötelezően benyújtani szükséges megújuló energetikai nemzeti program meghatározó háttértanulmányának az elkészítése. A tagságból következő nemzeti kötelezettségvállalásunk részét képező megújuló energiafelhasználás programozott növelése mellett ugyanakkor figyelemmel kell lenni a közös piac által támasztott legfontosabb alapelvekre is. Így a program megvalósításához nyújtott támogatások mértéke nem haladhatja meg a szükséges és elégséges mértéket, tehát az extraprofit nyújtása, még ha egy nemzeti stratégia erre lehetőséget is adna, csak „csekély összegű” támogatás, illetve átmeneti támogatás esetén lehetséges a vonatkozó szabályok szerint. A megújuló energetikai EU által elfogadható nemzeti program összeállításához tisztában kell lenni az egyes technológiák illetve projekttípusok valós termelési költségeivel. A termelt szekunder energiára viszonyított fajlagos költségek meghatározásánál viszont a befektetett tőke súlyozott átlagos költségeit is figyelembe kell venni, a beruházási költségek és működési költségek értékelése mellett. A fenti feladatra elfogadott módszertant jelent a Green-X módszertan, melyet közösségi K+F projekt keretében pont erre a célra fejlesztették ki, és több ország számára mintaként szolgálta Megújuló Energia Stratégia elkészítésénél (például Írország). Feladatunk volt a módszertan adaptálása, a szükséges számítások meghatározó projekttípusokra való elvégzése és a kapcsolódó program elkészítése. A program adaptálásánál jeleztük, illetve alkalmaztuk azokat a szabályozói lehetőségeket, melyeket véleményünk szerint az EU-szabályokkal összhangban alkalmazni lehet egyéb nemzeti célok érvényesítésére. Így például a jogszabály szerinti nagyvállalat tőkeköltségét eltérő módon vettük figyelembe a kis- és középvállalkozás illetve egyéb beruházói csoportokkal szemben, hiszen a jellemzően globális méretekben működő vállalkozásoknak alapvetően eltérő lehetőségei vannak a beruházási portfóliók kockázatok szempontjából is kielégítő összeállításának, mint a csak egyedi projektet megvalósítók esetében. Egyes projekttípusoknál indokoltnak éreznék többlet kockázati prémium biztosítását (például távhőszolgáltatás megújuló alapú kapcsolt energiatermeléssel vagy időjárásfüggő, menetrendadási kényszer alatt lévő projektek), melyek lehetőségét a tanulmányban szintén jeleztük. A tipikus beruházási költségeket és üzemeltetési költségeket projekt-benchmark alapján végeztük, figyelemmel arra, hogy az egyes típusok esetében nem a legjobb körülmények közötti értékeket szerepeltessük, hanem egy keresleti robbanás esetén várható átlagot becsüljünk. A szekunder energiahordozók (villamosenergia, hő, hidegenergia) előállításának a költségei így meghatározzák azt a termelt energiára vonatkoztatott fajlagos költséget, melyek fedezetének megléte illetve biztosítás feltétel egy projekttípus várható keresleti robbanásának a kialakulásához. Abban az esetben, ha bevételek és támogatások nem elegendőek, bár speciális körülmények és eltérő várakozások miatt természetesen történhetnek megvalósulások, de számuk várhatóan kicsi marad. Abban az esetben, ha a támogatások ennél a költségnél nagyobb mértékű hozamot biztosítanak, akkor a projektgazda részben csekély összegű vagy tiltott támogatást is kap. A fentiek miatt meghatároztuk projekttípusonként a jellemző piaci körülmények közötti bevételeket és a támogatási hiány, illetve szükségelt mértékét.


3

Figyelemmel arra, hogy a támogatási módszere többféle logika szerint történhet, a támogathatóság mértékét illetve a támogatásnyújtás költségét különböző rendszerek szerint vizsgáltuk. A támogatások tekintetében a beruházási támogatás meglétét a projekt adottságának tekintettük, így eltérő beruházási támogatások esetén vizsgáltuk meg a prémium illetve KÁT rendszeren keresztül nyújtható támogatások mértékét. A KÁT illetve prémium támogatások mértékét reál illetve nominális módon is meghatároztuk. Az első esetben évente az infláció mértékével folyamatosan növekvő támogatásról van szó, míg a másik esetben egy az induláskor meghatározott nominálisan fix összegről, mely adott időszakig jár. A második esetben nagyobb induló támogatás adható, de a várakozástól eltérő infláció kockázatát a támogató és a projektgazda közösen viseli. A jogosan járó prémium illetve KÁT meghatározásánál meghatároztuk a 15 éves garantált időtartamig adható fajlagos támogatások mértékeit, valamint meghatároztuk az adott KÁT összeg esetén garantálható időtartam hosszát is. A projektek értékelésénél az egyes projekttípusok jellemző szükséges és elégséges támogatói költségét az egyes projektekkel jellemzően kiváltott üvegházhatást növelő gázok kiváltása szempontjából is értékeltük. A tanulmányban illetve a számításoknál prémiumnak a termelt szekunder energia piaci értéke és a KÁT rendszeren keresztüli garantált átvételi díj különbségét értjük. Így a prémium a KÁT rendszeren keresztül garantált fajlagos átvételi díj valódi támogatástartamának minősíthető részt is jelenti. Természetesen elképzelhető olyan prémiumrendszerű támogatás is, amikor is a termelt szekunder energiára vonatkozva az átvételt az állam nem garantálja, de az étékesített energiamennyiségre tekintettel valamely piaci szereplő részére kiegészítő támogatást nyújt. Ebben az esetben is a megállapított prémium összeg a várhatóan adható kiegészítés szükséges-elégséges mértékét jelenti. A tanulmányban nem csak a villamos energiával, hanem a hő- illetve hidegenergiával is foglalkoztunk, melyeket elsősorban prémiumrendszeren keresztül támogathatónak tartunk és javaslunk. Kapcsolt energiatermelés esetén meghatároztuk azt a KÁT illetve prémium értéket is, mely kizárólag a villamosenergia termelés oldaláról támogatná a megújuló energetikai projektet, de meghatároztuk a KÁT illetve prémium értékeket arra az esetre is, ha a villamosenergia termelés és a hőszolgáltatás támogatása külön tételként kerül elfogadásra. A célunk elsősorban az EU felé leadandó jelentés háttértanulmányaként szolgáló alátámasztása volt, de másodsorban a programalkotó különböző EU konform támogatási lehetőségek melletti összegeinek a meghatározása is, segítve a támogatási rendszer esetleges átalakítását. A tanulmányhoz tartozik egy a számításokat kinyomtatva is tartalmazó melléklet (17-22 oldal projekttípusonként) illetve a számításokat végző MS Excel program. A legfontosabbnak tartott eredményeket az alábbi táblázatokban összesítjük:

4


I. Villamosenergia termelés/1 1.

Ssz.

Név

cEL:

Beruházási támogatás

2.

3.

4.

Prémium támogatás (reál) prtEL

5.

6.

7.

KÁT = 35 Ft/kWh esetén a jogosultsági időszak hossza

KÁTEL

8.

9.

Primer megújuló növelés költsége

ÜHG kiváltás költsége

0%

50%

0%

50%

0%

50%

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ

10.

11.

ÜHG kiváltás támogatásigénye (prémium kiegészítés - kasszából)

12.

13.

ÜHG kiváltás támogatásigénye (KÁT - kasszából)

0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

2.1.

Biomassza, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs erőmű

30 373

16 026

10 397

30 373

24 745

10,37

6,00

2 354

54 237

28 617

18 567

54 237

44 187

2.2.

Szén-biomassza erőmű együttégetés

21 076

6 509

2 659

20 857

17 006

3,51

1,35

1 986

37 636

11 624

4 748

37 244

30 368

3.4.

Depóniagáz motor

18 296

2 349

0

16 696

0

1,05

0,00

1 854

32 671

4 195

0

29 815

0

3.3.

Iszapgáz motor

50 518

36 171

30 610

50 518

44 957

15,00

15,00

5 199

90 211

233

54 661

90 211

80 281

7.1.

0-20 kWp PV rendszer

96 166

79 464

31 738

93 811

46 086

15,00

15,00

22 706

171 724

141 900

56 676

167 520

82 296

2.1.

20 kWp - 1 MWp PV rendszer

79 726

63 477

25 281

77 824

39 628

15,00

15,00

18 824

142 368

113 352

45 144

138 972

70 764

2.1.

PV erőmű 1 MWp fölött

51 094

33 543

8 075

47 890

22 422

15,00

4,47

11 354

91 240

59 898

14 420

85 518

40 040

8.1.

Kis teljesítményigényű autonóm PV

111 459

97 112

63 704

111 459

78 051

15,00

15,00

24 769

199 034

173 414

113 757

199 034

139 376

8.2.

Önellátó háztartások (szél és pv komplex rendszer)

76 037

61 690

34 407

76 037

48 754

15,00

15,00

17 953

135 780

110 160

61 440

135 780

87 060

8.3.

70% szél és 30% pv hibrid (gazdasági, kisüzemi)

60 334

44 954

18 970

59 301

33 317

15,00

12,88

14 246

107 739

80 275

33 875

105 895

59 495


5

Ssz.

Név

cEL:




KÁTEL


0%

50%

0%

50%

0%

50%

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ


ÜHG kiváltás támogatásigénye (prémiumkiegészítés kasszából)

ÜHG kiváltás támogatásigénye (KÁT - kasszából)

0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

9.1.

Háztartási kisteljesítményű egyedi szélgenerátor

99 663

83 222

34 502

97 569

48 850

15,00

15,00

27 657

177 970

148 611

61 611

174 231

87 231

9.2.

Szélerőmű

23 397

6 675

0

21 022

0

3,25

0,00

6 486

41 780

11 919

0

37 539

0

9.3.

Szélerőmű telep

20 046

2 795

0

17 143

0

1,42

0,00

5 552

35 797

4 992

0

30 612

0

13.1. Kisteljesítményű vízerőmű

31 201

16 025

5 198

30 372

19 545

9,84

2,46

7 800

55 715

28 615

9 282

54 235

34 902

13.2. Középteljesítményű vízerőmű

22 841

6 625

0

20 972

0

3,22

-1,24

5 964

40 788

11 830

0

37 450

0

13.3. Nagy teljesítményű vízerőmű

31 955

14 894

83

29 241

14 430

9,40

0,04

7 989

57 062

26 596

147

52 216

25 767

6


II. Kapcsolt Hő- és Villamosenergia termelés Csak villamosenergia prémium külön hőenergia támogatás nélkül

ssz.

Név

cEL:

Prémium támogatás (reál) prtEL 0%

50%

KÁTEL

Hőenergia prémium és villamosenergia KÁT támogatási rendszer

prémium (hő)

KÁT (villamosen ergia)

prémium (hőszolgáltatás)

0%

KÁT (villamosenergiatermelés)

50%

0%

50%

Ft/MW h

Ft/MW h

Ft/GJ

Ft/MWh

Ft/GJ

KÁT = 35 Ft/kWh + hőszolg prémium: mellett a jogosultsági időszak hossza


0%

50%

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ



ÜHG kiváltás támogatás-igénye (KÁT - kasszából)

0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2


Ft/MW h

2.3.

Biomassza fűtőerőmű (kondenzációs)

26 149

18 468

11 253

32 815

25 601

1 079

28 930

658

23 233

9,14

4,99

1 624

36 055

23 833

14 523

53 940

44 630

2.4.

Faelgázosító erőmű, gázmotorral

43 343

32 624

22 603

46 971

36 950

2 622

37 532

1 817

30 410

15,00

10,40

2 757

53 571

40 886

28 327

72 569

60 010

3.1.

Fermentációs nagy biogáz

38 551

26 767

17 723

41 115

32 070

1 915

34 222

1 268

27 506

11,15

6,24

3 719

56 674

34 345

22 740

63 446

51 841

3.2.

Fermentációs kis biogáz

42 844

33 507

22 565

47 854

32 689

1 742

41 582

1 173

32 689

15,00

12,17

4 111

64 969

45 281

30 494

73 871

59 084

4.1.

Hulladékégetés

47 644

36 665

22 820

51 012

37 167

3 370

38 881

2 097

29 617

15,00

9,71

3 144

90 853

70 579

43 928

119 057

92 406

5.1.

Szünetmentes áramforrás PEM cella

334 559

88 287

597 428

5.2.

üzemanyagcella kiserőmű (245 kWe)

74 996

59 943

24 640

74 291

38 987

4 844

56 852

1 991

31 819

15,00

10,83

7 977

103 341

75 329

30 964

106 740

62 374

11.1.

Geotermikus kiserőmű

36 881

33 289

17 420

47 636

31 768

1 975

40 526

1 034

28 047

15,00

7,86

4 755

44 206

41 217

21 569

72 367

53 664

11.2.

Geotermikus középerőmű

30 796

20 546

11 406

34 894

25 753

1 186

30 625

658

23 383

10,59

5,09

4 344

38 967

25 832

14 340

57 191

45 699

Ft/MWh Ft/MWh


7

III. Hőenergia termelés

Ssz.

Név

Prémium támogatás (reál) prtth

cth:


prémium = 1500 Ft/GJ esetén a jogosultsági időszak hossza

KÁTth

0%

50%

0%

50%

0%

50%


Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

év

év

Ft/GJ


[Ft/tCO2]

ÜHG kiváltás támogatásigénye (prémiumkiegészítés - kasszából) 0%

50%

[Ft/tCO2]

[Ft/tCO2]

1.1.

Egyedi pellet kazán hőellátás háztartási méretben;

14 673

4 076

356

0

3 951

0

2,77

0,00

3 261

61 756

5 391

0

1.2.

Központos pelletes hőellátás üzem

24 679

6 855

3 491

2 135

6 855

5 500

15,00

15,00

5 484

103 869

52 891

32 356

1.3.

Biomassza hőtermelés távhőszolgáltatáshoz;

13 215

3 671

215

0

3 579

0

1,51

0,00

2 937

55 620

3 252

0

6.1.

Síkkollektor hmv-termelésre

32 602

9 056

5 068

1 201

8 664

4 797

15,00

10,32

9 056

137 213

76 787

131 266

6.2.

Társasházi kollektoros fűtés + hmv

36 979

10 272

6 498

1 858

9 862

5 222

15,00

15,00

10 272

155 637

98 452

28 149

10.1.

Geotermikus hőre távhőrendszer

13 355

3 710

513

0

3 504

0

3,85

0,00

3 710

56 207

7 775

0

10.2.

Meglévő városi távhőrendszer bővítése geotermikus energiával

12 905

3 585

162

0

3 152

0

1,12

0,00

3 585

54 312

2 449

0

12.1.

Egyedi családi házas hőszivattyú fűtési célra

36 177

10 049

6 453

3 611

10 049

7 207

15,00

15,00

10 049

1 330

854

478

12.2.

Közösségi illetve irodaházi geotermikus hőszivattyú, fűtésre – hűtésre

19 456

5 405

1 032

43

4 397

3 408

8,84

0,29

5 405

39 297

7 504

313

8

meglévő

alapozott

új


II.

A TANULMÁNY CÉLJA ÉS A MEGOLDANDÓ FELADATOK

II.1

BEVEZETÉS, ÖSSZEFÜGGÉSRENDSZER

Az EURÓPAI UNIÓ 2009/28/EK számú Irányelvei szerint, valamennyi tagországnak el kell készítenie a saját NEMZETI MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁSI CSELEKVÉSI TERVÉT az Európai Közösségek Bizottságának C (2009) 5174 sz. HATÁROZATA értelmében.[10] A TERV megalapozását szolgálják az ugyancsak rendszerbe foglalt, az 1.–3. „PILLÉR” alá csoportosított szaktanulmányok (lásd 1. ábra), amelyek címe szerepel az egyes boxokban.

Forrás: ALAPFELADATOK (MEH) – Bővítmények (PYLON Kft.)

1. ábra Magyarország Megújuló Energiahasznosítási Cselekvési Tervének felépítése. Feladatok a kidolgozás tervezett folyamatában, és ütemtervében


9

Jelen szaktanulmány – a 3. PILLÉR alatt –, a 2. sz. boxban szerepel, és megalapozza nemcsak a 2. PILLÉR-ben elvárt feladatok teljesítését, hanem alapját képezi a 3. PILLÉR keretében kidolgozandó hasznosítható gazdasági-műszaki potenciál kimutatásoknak (3. PILLÉR 3. boksz) is. Az egyes alapozó szaktanulmányokat más-más, a Megbízó MEH által felkért és koordinált szakcégek készítik, időben átadják eredményeiket a velük kooperálóknak, ily módon a kívánt összehangolás biztosított. II.2

TERVEZÉSI CÉLOK ÉS FELADATOK

Magyarország 2020-ig hasznosítható megújuló energiapotenciáljának, s annak 3 forgatókönyv szerinti ajánlásaihoz, meghatározásához elengedhetetlenül szükséges olyan, az Európai Unióban alkalmazott módszer szerinti GAZDASÁGOSSÁGI MODELLVIZSGÁLATOK, SZÁMÍTÁSOK elvégzése, valamennyi, javasolt főbb technológiára, amely után reálisan vállalható a hazai és az Európai Uniós támogatásokkal az optimális forgatókönyv szerinti fejlesztések megvalósítása. A vállalt feladatok részletezése: Technológiánként a benchmark erőművi költségek meghatározása reális beruházási és működtetési költségek, minőségi paraméterek definiálása (forrás: az engedélyezésre benyújtott üzleti tervek adatai, az elfogadott energetikai pályázatoknak a megvalósítás során elszámolt költségei, szakértői költségbecslések, nyugat-európai adatbázisok, tanulmányok adatai), Megtérülési modell (excel) a benchmark erőművi adatbázison Energiaforrásonként/technológiánként kiszámolja (az egyik paraméter rögzítése mellett) a megtérülési időt, illetve az 1 kWh / GJ energia előállításához szükséges fajlagos termelési költséget. Szabadon változtatható paraméterek: az éves üzemóraszám, a beruházás éve (technológiai fejlődés figyelembevételének kezelése), a tüzelőanyagár, az erőművek által kapott egyéb támogatás aránya a beruházás függvényében. A benchmark adatok szerinti technológiák értékelésének véglegesítése. A hazai és európai uniós támogatási eszközök, rendszerek jellemzése, értékelése Támogatási módszerek rövid áttekintése, támogatási filozófia A támogathatóság feltételrendszere, elismerhető és el nem ismerhető költségek (a környezetvédelmi állami támogatásokról szóló iránymutatás alapján) A támogathatóság javasolt maximális mértékei gazdaságossági számítással igazolva (mely az externális és társadalmi hatásokat összegző társadalmi hasznosságon alapulnak) Innovatív módszerekkel, technológiákkal bővített, kiegészített alapvetően BAT projektek támogathatóságának a módszertana. Innovatív projektek különleges támogathatóságának feltételrendszere. Becslés a támogathatóság változására az egyes technológiáik műszaki gazdasági paramétereinek várható tendenciáit tekintve közép és hosszú távon.

10


II.3

EURÓPAI UNIÓS ÉS HAZAI IRÁNYELVEK, ELŐÍRÁSOK, KÖTELEZETTSÉGEK

EURÓPAI UNIÓS JOGSZABÁLYOK 2009/28/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS IRÁNYELVE (2009. ápr. 23.) a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról 2009/548/EK AZ EURÓPAI BIZOTTSÁG HATÁROZATA (2009. június 30.) a 2009/28/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv szerinti, megújuló energiaforrásokra vonatkozó nemzeti cselekvési tervek formanyomtatványáról 2006/32/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE a tagállamoknak a Nemzeti Energiahatékonysági Cselekvési Tervről COM(2008) 772 A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE Energiahatékonyság: a 20%-os cél elérése COM(2007) 354 A BIZOTTSÁG ZÖLD KÖNYVE A TANÁCSNAK, AZ EURÓPAI PARLAMENTNEK, AZ EURÓPAI GAZDASÁGI ÉS SZOCIÁLIS BIZOTTSÁGNAK ÉS A RÉGIÓK BIZOTTSÁGÁNAK Alkalmazkodás az éghajlatváltozáshoz Európában – Az uniós fellépés lehetőségei COM(2005) 265 ZÖLD KÖNYV az energiahatékonyságról avagy többet kevesebbel COM(2007) 140 ZÖLD KÖNYV a környezetvédelmi és a kapcsolódó politikai célokra szolgáló piaci alapú eszközökről Megújuló forrásokból előállított energia COM(2008)0019 – C6-0046/2008 – 2008/0016(COD) Irányelvre irányuló javaslat – RES – AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS AZ EURÓPAI UNIÓ TANÁCSA 2006/32/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2006. április 5.) az energia-végfelhasználás hatékonyságáról és az energetikai szolgáltatásokról, valamint a 93/76/ EGK tanácsi irányelv hatályon kívül helyezéséről 397/2009/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS RENDELETE az Európai Regionális Fejlesztési Alapról szóló 1080/2006/EK rendeletnek az energiahatékonyságba és a megújuló energiaforrásokba való lakásberuházások támogathatósága tekintetében történő módosításáról 2004/8/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2004. február 11.) a hasznos hőigényen alapuló kapcsolt energiatermelés belső energiapiacon való támogatásáról és a 92/42/EGK irányelv módosításáról 2003/54/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2003. június 26.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 96/92/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről …/EK IRÁNYELV A KÖRNYEZETVÉDELMI ÁLLAMI TÁMOGATÁSOKRÓL (2007. …) A HAZAI ENERGIAPOLITIKAI FŐ DOKUMENTUMOK Magyarországon országgyűlési határozat írja elő Energia Stratégia megalkotását és folyamatos aktualizálását. Hasonló jellegű előírás létezik a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégiáról, valamint legújabban a Homokhátság Fenntartható Fejlődése kapcsán a tanyavillamosítás kérdésköréről is. Az energiahatékonyságról egy 1999-ben elfogadott kormányhatározat jelenti a fő jogszabályt, mely érdekében azonban a NEP lakossági energetikai programok a feladathoz MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

11

és a szükségletekhez képest alacsony keretösszegekkel valósulnak meg. A meghatározó jogszabályok a következők: 2007. évi LX. törvény az ENSZ Éghajlatváltozási Keretegyezménye és annak Kiotói Jegyzőkönyve végrehajtási keretrendszeréről 29/2008. (III. 20.) OGY határozat a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégiáról 40/2008. (IV. 17.) OGY határozat a 2008–2020 közötti időszakra vonatkozó energiapolitikáról, valamint H/4858/1. háttéranyag a 2007–2020 közötti időszakra vonatkozó energiapolitikai koncepcióról szóló, H/4858 számú országgyűlési határozati javaslathoz 49/2009. (V. 27.) OGY határozat a tanyák és tanyás térségek megőrzéséről, fejlesztéséről 2148/2008. (XI. 31.) Korm. határozat az új Megújuló energiahordozó felhasználás növelési stratégiájáról 2019/2008. (II. 23.) Korm. határozat a Nemzeti Energiahatékonysági Cselekvési Tervéről A fentieken túl a jogszabályok előírnak a biztonságos üzemeltetés fenntartása érdekében, a különböző fejlesztéseket kötelező érvénnyel tartalmazó stratégiák elkészítését, mely a hatósági ellenőrzés és jóváhagyás függvénye. Ilyen például a Magyar Villamosenergia rendszer hálózatfejlesztési terve, melyben az átviteli hálózati elemeket 5 évre, az elosztói hálózati elemeket 3 évre előre kell rögzíteni. Megújuló Energiahasznosítási Törvénye nincs az országnak, bár már jó ideje számos szakmai fórumon követelik megalkotását, az európai tagállamok példái nyomán, mivel vélhetően ez feltétele a biztonságos fejlesztéseknek, a támogatási eszközök hozzárendelésének. Energetikai kerettörvény nem létezik, bár több szakmai szervezet szükségesnek látja, hogy a biztonság – versenyképesség – fenntarthatóság egységesen definiálva jelenjen meg az energetikában, és a megvalósítás feltételei, szabályozásai, a nemzeti érdekképviselet módjai is rögzítésre kerüljenek.

12


III.

ÚJ TÁMOGATÁSI POLITIKA MEGALAPOZÁSA

III.1

A MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI ESZKÖZEINEK TÍPUSAI, CSOPORTOSÍTÁSA

III.1.1

A megújuló energiafelhasználás állami ösztönzésének szükségessége

Az Európai Unió célkitűzéseihez hasonlóan a magyar energiapolitikának is lényeges eleme az energiahatékonyság és a megújuló energiaforrások részarányának növelése, párhuzamosan az energiapiaci liberalizáció bevezetésével. A megújuló energia hasznosítási technológiákra jellemző, hogy általában drágábbak, mint a piacon meglévő, versenyképes, a fosszilis tüzelőanyagok alkalmazásán alapuló technológiák, ami főként e technológiák újszerűségéből, a kezdeti magas tőkeköltségből és a piaci kockázatokból származik, sőt ezt esetenként a megújuló energiával versenyző más energiaforrásoknak nyújtott támogatások is befolyásolják. Amennyiben a megújuló energia technológiáknak szélesebb körű és gyors elterjedését kívánjuk elérni, valamilyen támogatási rendszert kell létrehozni és működtetni. A támogatási rendszer kialakításánál figyelemmel kell lenni arra, hogy milyen célokat szeretne a környezet- és energiapolitika elérni, és e célok elérése érdekében milyen mértékű és jellegű állami beavatkozás indokolt. Az állami eszközöknek a megújuló energiák terjedése előtt álló gazdasági, szabályozási, intézményi akadályok lebontására kell irányulniuk, szem előtt tartva a gazdaságosság és hatékonyság szempontjait is. A támogatási rendszer hatékonysági szempontból akkor lehet indokolt, ha a kormányzati beavatkozás a piaci folyamatok automatizmusa által nem megoldható célt ér el. Indokolhatja a megújulók támogatását, ha a támogatás során keletkező többletköltségekért cserében keletkező externális társadalmi hasznok meghaladják a ráfordításokat. Ennek megfelelően a megújuló energiákat különböző okok miatt lehet támogatni: Fenntartható fejlődés és környezetvédelem A fenntartható fejlődés három alappilléren nyugszik: a szociális, a gazdasági és a környezeti pilléreken és mindhármat együttesen, kölcsönhatásaik figyelembevételével mérlegelni kell a különböző fejlesztési stratégiák, programok kidolgozása során, illetve a konkrét intézkedésekben, cselekvésekben. A megújuló energiaforrások alkalmazásának növelése jelentős eszköz a fenntartható fejlődés megvalósításához, mivel segíti a meglévő erőforrások hosszú távú rendelkezésre állását a gazdaság és társadalom fejlődéséhez. A megújulók alkalmazása a foszszilis tüzelőanyagokhoz képest általában kisebb levegőszennyezéssel jár mind lokális/regionális, mind globális szinten, amelynek számos előnye van, pl. az egészségügyi helyzet javulása, az épített környezet állagromlásának lassulása, illetve az üvegházhatás mérséklődése, amely utóbbi a nemzetközi egyezményekből eredő kötelezettségvállalások teljesítése szempontjából is fontos. A fenntartható fejlődés nemzeti stratégiájának elkészítése nemzetközi kötelezettség: az ENSZ 2002-ben Johannesburgban rendezett Fenntartható Fejlődés Csúcstalálkozója, illetve az Európai Unió Göteborgban tartott Európai Tanácsi ülése hívta fel a kormányokat arra, hogy minden ország készítse el hosszútávra szóló, a gazdasági, a szociális és a környezeti szempontokat kiegyensúlyozottan figyelembe vevő stratégiáját. A fenntartható fejlődés megvalósítása az EU egyik alapvető célja. Ezt egyrészt az EU versenyképességének növelését célul kitűző liszszaboni folyamat, másrészt a lisszaboni célkitűzéseket a környezeti dimenzióval is kiegészítő MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

13

göteborgi stratégia hivatott megvalósítani – más-más eszközökkel, más időhorizonttal, egymást kiegészítve. A megújuló energiák támogatási rendszerének kialakításánál az Európai Unió két fontos alapstratégiáját kell szem előtt tartani. A fenntartható gazdasági és társadalmi fejlődés megvalósításáról szóló 2000-es Lisszaboni Stratégia azt a célt tűzte az Európai Unió elé, hogy 2010-re váljék a világ legversenyképesebb és legdinamikusabb, tudásalapú gazdaságává, amelynek fenntartható növekedése a kutatás-fejlesztésen, az innováción, az információs és kommunikációs technológia széles körű alkalmazásán alapul. A Lisszaboni Stratégia társadalmi célokat is megfogalmaz, melyek kapcsán meghatározó szerephez jutott a foglalkoztatás bővítése, a társadalmi és gazdasági kohézió, az összetartó társadalom erősítésének, valamint a szolidaritás növelésének gondolata. A fenntartható fejlődés megvalósítása érdekében a 2001-es Göteborgi Stratégia hét fő prioritási területre összpontosít: az éghajlatváltozás elleni küzdelem és az energiagazdálkodás javítása; a környezetkímélőbb közlekedés és szállítás; a termelés és a fogyasztás fenntarthatóbbá tétele; a természeti erőforrásokkal való körültekintő gazdálkodás; az emberi egészség védelme; a társadalmi befogadás erősítése, a demográfiai változások és a migráció kezelése; és végül a szegénység elleni küzdelem és a fenntartható fejlődés előmozdítása globális szinten. Az energia importfüggőség csökkentése, energiaforrások diverzifikálása Az energiaellátás biztonsága és függetlensége nemzetbiztonsági kérdés. Magyarország energiaellátása jelentős részben importált energiaforrásokkal történik, ezen belül is különösen jelentős a földgáz esetében az egyoldalú függőség. A függőségből eredő kockázatok csökkentése fontos externális pozitív hatása lehet a megújuló energia hasznosítás növelésének. Az egyes energiahordozók világpiaci árváltozásait számos, az importáló ország által nem befolyásolható tényező befolyásolja, amelyek a monopolhelyzet következtében azonban erősen hatnak az importáló ország gazdaságára. Ezért a diverzifikálás költségeit, beleértve a megújuló energiaforrások növelésének ráfordításait is, indokolt valamilyen részben a piaci szereplőknek (energiafogyasztók) és az államnak viselnie. Hosszú távú ellátásbiztonság A néhány évtized múlva kimerülőnek prognosztizált energiaforrásokkal szemben a megújuló energiák nem kimerülő fajtái addicionális externális értékkel rendelkeznek a hosszú távú energiaellátás szempontjából. Az ezzel kapcsolatos piaci folyamatok előrejelzése azonban bizonytalan, a kimerülés várható üteme, a hagyományos energiahordozó ezzel kapcsolatos hosszú távú áralakulása, a helyettesítés költségeinek várható alakulása nehezen prognosztizálható. Ennek ellenére a megújuló energia hasznosítással összefüggő hosszú távú ellátásbiztonság mindenképpen externális értéket képvisel. Régiófejlesztés, térségfejlesztés A megújuló energiák alkalmazása hozzájárul a helyi energiaforrások kiaknázásához, amely elősegíti az osztott energiatermelés térnyerését. A megújuló energiafajták jelentős része mezőgazdasági tevékenységből származik, támogatásuk hozzájárul a – főként mezőgazdasági vidéki munkaerő foglalkoztatási problémáinak megoldásához, a regionális és térségi gazdasági fejlődés elősegítéséhez. A megújulók ezáltal olyan módon növelhetik a vidék lakosságmegtartó erejét, hogy egyben a fenntartható helyi fejlődést segítik elő, általában a táj hagyományos jellegének megőrzésével. A nagy léptékű megújuló energiás beruházások (pl. szélfarm, naperőmű) hozzájárulhatnak a helyi adóbefizetések növekedése által a régió, vagy település infrastruktúrájának gyorsabb fejlődéséhez is.

14


Innováció, kutatás-fejlesztés, technológiai fejlődés A megújuló energetikai technológiák jelentős része – főként a beruházási költségeket tekintve - még nem versenyképes, nem piacérett technológia. Bár a technológiák nagy része már több éve megbízhatóan működik (szélerőművek, napkollektorok stb.), emellett fokozott az igény a technológiai fejlesztésekre, elsősorban a piacképesség javítása érdekében. Az innováció, kutatás-fejlesztés támogatása minden olyan területen indokolt, ahol a várható kutatási eredmények nemzetközileg is piacképes termékek, technológiák létrehozását teszik lehetővé. Ezért a kormányok különböző szakpolitikákkal, szabályozással és erőforrások hozzárendelésével segítik elő a technológiai fejlődést. Ennek egyik útja a kutatás-fejlesztési tevékenységek közvetlen támogatása, amelynek több gyakorlati megvalósítási formája is szokásos, mint például az állami kutatási ráfordítások (állami kutatóintézetekben folytatott kutatások, vagy az állami programok hozzájárulása magánkutatásokhoz), vagy a szabályozás oldaláról például a szabadalmazás rendszere. A másik út az új technológiák piacra kerülését segítő támogatások rendszere, amely lehet beruházás támogatás a megújuló energetikai demonstrációs projektekhez, vagy akár támogatás az új technológiákról szóló ismeretek minél szélesebb körben történő megismertetéséhez a potenciális alkalmazók körében. A kutatás-fejlesztés támogatása célzottan a hazai háttéripar fejlesztését segíti elő, azonban a megújuló energetikai beruházási projektek támogatása a legtöbb esetben nem a hazai fejlesztésű új technológiák, hanem a külföldön már több éve működő, megbízható technológiák hazai alkalmazásának elterjesztését segíti, mivel ez biztosítja a megújuló energiák hasznosításának gyorsabb növekedését, ezáltal a megújuló energia részarányra vonatkozó célok gyorsabb elérését. Ezért körültekintően kell eljárni a kutatás-fejlesztési támogatási rendszer, és a technológiák széles körű alkalmazását – tehát a megújuló energia hasznosítás növelését - célzó támogatási rendszer összehangolt kialakítása és működtetése során, figyelembe véve a hazai kutatás-fejlesztési sajátosságokat, kapacitásokat, és a komparatív előnyökkel kecsegtető kutatási területeket. III.1.2

A megújuló energiafelhasználás ösztönzőinek csoportosítása

A megújuló energiaforrások felhasználásának növelése érdekében az Európai Unió országaiban és az USA-ban különböző, az állam részéről alkalmazható ösztönző eszközöket dolgoztak ki, és alkalmaznak. Ezek többféle szempont szerint csoportosíthatók. Az alkalmazás jellege szerint: kötelező önkéntes Az állami szerepvállalás jellege szerint: piaci keretfeltételek megteremtésével, közvetlen pénzügyi támogatásokkal, szabályozókkal, önkéntes megállapodások, intézkedések támogatásával. A támogatás érvényesülésének területe szerint: az árakon keresztül közvetlen támogatás formájában, kedvező és átlátható szabályozási keretek biztosításával (pl. egyszerű engedélyezési folyamat, garantált átvétel biztosítása), közvetlen beruházási vagy termelési támogatás révén, adóelőny biztosításával, MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

15

a megújuló technológiák terjedését, társadalmi elfogadtatását, a felhasználók szemléletformálását célzó ösztönzőkön keresztül. Az eszközök jellege szerint: Fiskális eszközök Adózás: energiaadó, széndioxid adó, környezetterhelési díj kivetése, adókedvezmények Közvetlen beruházási pénzügyi támogatások Termelési támogatási eszközök Kötelező átvételi rendszer Forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer Zöld prémium rendszer Közvetett eszközök Kutatás-fejlesztési támogatások Tájékoztatás, információterjesztés és oktatás támogatása Egyéb közvetett eszközök (pl. együttes végrehajtási projektek, emisszió kereskedelem) III.2

A MEGÚJULÓ ENERGIA HASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI RENDSZERE AZ EURÓPAI UNIÓBAN

III.2.1

Az Európai Uniós támogatási rendszer háttere, filozófiája

Az Európai Bizottság 2008. január 23-án elfogadta a Környezetvédelmi állami támogatásokról szóló közösségi iránymutatást, amely 2008. február 3-án váltotta fel a korábbi hatályos közösségi iránymutatást. Az iránymutatás több új rendelkezést is tartalmaz, mint pl. a szabványok korai bevezetéséhez nyújtott támogatás, környezetvédelmi tanulmányok készítéséhez nyújtott támogatás, távfűtéshez nyújtott támogatás, hulladékgazdálkodáshoz nyújtott támogatás, továbbá a kibocsátáskereskedelmi rendszerekhez kapcsolódó támogatás. A támogatási intenzitásokat számottevően megemelték. Nagyvállalatok esetében az intenzitási értékek a korábbi 30%–40%-ról 50%–60%-ra emelkedtek, míg kisvállalkozások esetében 50%–60%-ról 70%–80%-ra. Abban az esetben továbbá, ha a közösségi szabványok alkalmazási hatékonyságát fokozó beruházások vagy a környezetvédelem színvonalának hiányzó normák melletti emelésére irányuló beruházások ökoinnovációt is magukban foglalnak, 10% többlettámogatás is adható. A 2001-es iránymutatással ellentétben nem létezik már többlettámogatás a támogatott régiók esetében, illetve a valamely közösség egészének igényeit szolgáló, megújuló energiaforrásokat alkalmazó létesítmények esetében. Az adócsökkentések esetében az iránymutatás fenntartja a hosszú távú és feltételekhez nem kötött környezetvédelmi adóeltéréseket, amennyiben az érintett vállalatok a csökkentés érvényesítését követően legalább a közösségi minimumszintet megfizetik. Hosszú távú eltérés lehetséges akkor is, ha a vállalatok nem fizetik meg a közösségi minimumszintet, ilyenkor azonban a tagállamnak bizonyítania kell, hogy ezek az eltérések szükségesek és arányosak. A Bizottság álláspontja szerint akár a teljes mentességet is elérő nagy összegű csökkentések is bizonyos feltételek mellett indokoltak lehetnek, a tagállamoknak azonban ezek szükségességét indokolniuk kell.

16


Az iránymutatás különbséget tesz az intézkedések általános, illetve részletes értékelése között. A vállalkozások számára egyénileg juttatott nagy összegű támogatások részletes értékelését azért vezették be, hogy lehetővé tegyék a verseny és a kereskedelem torzítására leginkább alkalmas egyéni esetek mélyrehatóbb vizsgálatát. Az adómentességi és adócsökkentési rendszereket csak az adott rendszer egészét tekintve vizsgálják, azaz a vállalkozásokat egyénileg nem vonják részletes értékelés alá. A megújuló energiahordozók felhasználásának támogatási irányelveit az Európai Unióban az „Európai Parlament és a Tanács 2009/28/EK irányelve (2009. április 23.) a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről” című dokumentum tartalmazza (továbbiakban: Irányelv).[9] Az Irányelv értelmezésében „támogatási rendszer” alatt nemcsak a szűken értelmezett pénzügyi támogatásokat kell érteni, hanem a következőt: „Egy tagállam vagy tagállamok egy csoportja által alkalmazott olyan eszköz, rendszer vagy mechanizmus, amely a megújuló energiaforrásokból előállított energia felhasználására ösztönöz ezen energia költségének csökkentésével, az eladási ár emelésével, vagy a megújuló energiaforrásokból előállított energia megvásárolt mennyiségének – a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettség bevezetése révén vagy egyéb módon való – növelésével. Magában foglalja a beruházási támogatásokat, az adómentességet vagy adókedvezményeket, az adóvisszatérítést, a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettséghez kapcsolódó – többek között zöld bizonyítványokat alkalmazó – támogatási rendszereket, valamint a közvetlen ártámogatás rendszerét, beleértve a betáplálási tarifát és a támogatások kifizetését, de nem korlátozódik az említettekre.” (Irányelv 2. cikk k) pont) A 2009/28/EK Irányelv szerint a megújuló energiahordozók felhasználásának támogatási filozófiája a következő megfontolásokon alapul: Az Irányelv közös keretet hoz létre a megújuló energiaforrásokból előállított energia támogatására. Kötelező nemzeti célkitűzéseket állapít meg a megújuló energiaforrásokból előállított energiának a teljes bruttó energiafogyasztásban képviselt részarányára és a megújuló energiaforrásokból előállított energiának a közlekedésben felhasznált részarányára vonatkozóan. Szabályokat állapít meg a tagállamok közötti statisztikai átruházások, a tagállamok közötti, valamint a tagállamok és harmadik országok közötti közös projektek, a származási garanciák, a közigazgatási eljárások, a tájékoztatás és képzés, valamint a megújuló energiaforrásokból előállított energiának a villamosenergia-hálózatokhoz való hozzáférése tekintetében. A bioüzemanyagokra és a folyékony bio-energiahordozókra vonatkozóan fenntarthatósági kritériumokat állapít meg. Az egyes tagállamok különböző adottságokkal rendelkeznek a megújuló energiaforrások hasznosítása terén, és nemzeti szinten különböző támogatási rendszereket működtetnek a megújuló energiaforrások hasznosítására vonatkozóan. A tagállamok többségében alkalmazott támogatási rendszer kizárólag a saját területén termelt, megújuló energiaforrásokból előállított energiát támogatja. Az Irányelvben megfogalmazott cél elérésének egyik fontos eszköze a 2001/77/EK irányelv szerinti nemzeti támogatási rendszerek megfelelő működtetésének garantálása annak érdekében, hogy a befektetői bizalmat megőrizzék, és a tagállamok a célkitűzések teljesítését célzó, hatékony nemzeti intézkedéseket dolgozhassanak ki. A támogatásokra kidolgozott Irányelv célja az, hogy a nemzeti támogatási rendszerek sérelme nélkül megkönnyítse a megújuló energiaforrásokból előállított energia határokon átnyúló táMEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

17

mogatását. Olyan tagállamok közötti lehetséges együttműködési mechanizmusokat vezet be, amelyek révén lehetőségük nyílik megállapodni arról, hogy az egyik tagállam milyen mértékben támogatja a másik tagállamban folyó energiatermelést, valamint hogy a megújuló energiaforrásokból előállított energiát milyen mértékben kell beszámítani valamelyikük összesített nemzeti célértékébe. A célkitűzések teljesítésére vonatkozó mindkét intézkedés – azaz a nemzeti támogatási rendszerek és az együttműködési mechanizmusok – hatékonyságának biztosítása érdekében lényeges, hogy a tagállamok maguk dönthessék el, hogy nemzeti támogatási rendszerüket kiterjesztik-e a más tagállamokban termelt, megújuló energiaforrásokból előállított energiára, ha igen, akkor milyen mértékben, és erről az Irányelvben előirányzott együttműködési mechanizmusok alkalmazásával állapodhassanak meg. Állami támogatás szükséges ahhoz, hogy a Közösség elérje a megújuló energiaforrásból előállított villamos energia térnyerésével kapcsolatos célkitűzéseit, különösen addig, amíg a belső piac villamosenergia-árai nem tükrözik a felhasznált energiaforrások teljes környezeti és társadalmi költségeit és hasznát. A tagállamokat ösztönözni kell arra, hogy az együttműködésnek minden, az Irányelvben megfogalmazott célok elérését segítő, és annak megfelelő formáját használják ki, nevezetesen a tagállamok közötti statisztikai átruházásokon, közös projekteken, a közös támogatási rendszereken és az átláthatósági platformon kívül az együttműködés megvalósulhat például az információ és a legjobb gyakorlatok cseréjével is, különösen az ezen irányelvben meghatározott átláthatósági platformon, valamint a támogatási rendszerek valamennyi típusának egyéb önkéntes összehangolása formájában is. Az együttműködés különböző szinteken folyhat, kétvagy többoldalúan. Lehetővé kell tenni, hogy a zöld villamos energia fejlődő fogyasztói piaca hozzájáruljon a megújuló energiaforrásból előállított energia előállítását szolgáló új létesítmények építéséhez. A tagállamok ezért a 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdésével összhangban előírhatják az energiahordozóikat a végső fogyasztók rendelkezésére bocsátó villamosenergiaszolgáltatók számára, hogy a származási garanciák minimális százalékban megújuló energiaforrásokból előállított energia előállítására szolgáló, újonnan épített létesítményekből származzanak. A támogatási rendszerekben el kell kerülni a kétszeres beszámítás és kétszeres tájékoztatás kialakulásának lehetőségeit. A hasznos hőigényen alapuló kapcsolt energiatermelés belső energiapiacon való támogatásáról szóló, 2004. február 11-i 2004/8/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv a nagy hatékonyságú kapcsolt energiatermelő erőművek által termelt villamos energia eredetét bizonyító származási garanciákról rendelkezik. Ezeket a származási garanciákat nem lehet felhasználni a 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdése szerinti, a megújuló energiaforrásból előállított energia felhasználásáról szóló tájékoztatás során, mivel ez kétszeres beszámításhoz és kétszeres tájékoztatáshoz vezetne. A megújuló energiáknak az energiarendszerekbe történő integrálása érdekében, különösen a nem folyamatosan rendelkezésre álló megújuló energiaforrások esetében a megújuló energiaforrásokból előállított energia szállítási és elosztási hálózatba való bekapcsolásához, valamint a közbülső energiatároló rendszerek használatához támogatásra van szükség. A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia számára biztosított elsőbbségi hozzáférés és garantált hozzáférés fontos a megújuló energiaforrásoknak a villamos energia belső piacába való integrációja szempontjából, összhangban a 2003/54/EK irányelv 11. cikkének (2) bekezdésével, továbbfejlesztve 11. cikkének (3) bekezdését. A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiát előállító termelők számára a villamos hálózathoz való elsőbbségi hozzáférés biztosítékot nyújt arra, hogy a megújuló energia-

18


forrásból előállított villamos energiát a csatlakozási szabályokkal összhangban, a forrás rendelkezésre állásakor mindenkor képesek lesznek eladni és továbbítani. Abban az esetben, ha a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia integrálódott az azonnali ügyleteket bonyolító piacokba, a garantált hozzáférés biztosítja, hogy az eladott és támogatott villamos energia teljes mennyisége hozzáfér a távvezeték-hálózathoz, ezáltal a hálózatra kapcsolt létesítmények által termelt, megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiából a lehető legnagyobb mennyiség használható fel. Mindez ugyanakkor nem jelent semmilyen kötelezettséget a tagállamok számára arra nézve, hogy a megújuló energiát támogassák vagy azzal kapcsolatos vásárlási kötelezettséget írjanak elő. Más rendszerek szabott árat határoznak meg a megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia tekintetében, amihez általában a rendszerüzemeltető vásárlási kötelezettsége párosul. Ebben az esetben az elsőbbségi hozzáférés eleve biztosított. A bioüzemanyagok előállításának fenntarthatónak kell lennie. A bioüzemanyagokra alkalmazott fenntarthatósági kritériumok bevezetése a célját nem fogja elérni, ha ezek a termékek nem felelnek meg a kritériumoknak, és bioüzemanyag helyett folyékony bioenergiahordozóként kerülnek felhasználásra a fűtés vagy a villamos energia ágazatában. Ezért a fenntarthatósági kritériumokat általában a folyékony bio-energiahordozókra is alkalmazni kell. III.2.2

Az Európai Unióban alkalmazott támogatási eszközök áttekintése

A 2009/28/EK irányelv előzőekben röviden összefoglalt filozófiája szerint az Európai Unió nem ír elő egységes gyakorlatot a tagországok számára a megújuló energiaforrások támogatására vonatkozóan. Ennek megfelelően a tagországok különféle támogatási rendszereket, eszközöket alkalmaznak e területen. A támogatási rendszer olyan eszköz, rendszer vagy mechanizmus, amely a megújuló energiaforrásokból előállított energia felhasználására ösztönöz ezen energia költségének csökkentésével, az eladási ár emelésével, vagy a megújuló energiaforrásokból előállított energia megvásárolt mennyiségének – a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettség bevezetése révén vagy egyéb módon való – növelésével. Magában foglalja a beruházási támogatásokat, az adómentességet vagy adókedvezményeket, az adó-visszatérítést, a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettséghez kapcsolódó – többek között zöld bizonyítványokat alkalmazó – támogatási rendszereket, valamint a közvetlen ártámogatás rendszerét, de mindezeken túlmenően ide tartozik az intézményi, jogi hátér megteremtése is. A leginkább egységes támogatási rendszert a megújuló energiából történő villamos energia támogatása képezi. A megújulók támogatását szolgáló eszközök két fő típusa a termelési és a beruházási támogatás. A legelterjedtebben alkalmazott közvetlen eszközök közé tartozik közvetlen beruházási támogatás, a termelési támogatási eszközök, azaz a zöldáram átvétele magasabb átvételi áron, különféle adókedvezmények, a kutatás-fejlesztési támogatások, és a felhasználás terjedését segítő oktatási, képzési és ismeretterjesztési programok támogatása. A tagállamok általában több támogatási eszközt együtt vagy párhuzamosan alkalmaznak. A közvetlen támogatási eszközök mellett egyes tagállamok közvetett eszközöket is alkalmaznak, a fosszilis energiahordozók felhasználásának drágításával (pl. energia adóval, széndioxid adóval), vagy az üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek, az Európai Unió emisszió kereskedelmi rendszere, illetve zöld beruházási rendszer formájában. A támogatási eszközök csoportosítási lehetőségeit a III.1.2 fejezet bemutatta.


19

A különböző megújuló energia technológiák támogatására az Európai Unióban az alábbi eszközöket alkalmazzák: A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RES-E): A támogatás elsődlegesen a termelés támogatásával történik, ezen belül az elterjedten alkalmazott eszközök a következők: átvételi ár támogatás (feed-in-tariff): (az EU tagországok többsége, pl. Németország, Ausztria) forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer (pl. Egyesült Királyság) zöld prémium rendszer (pl. Spanyolország, Csehország) A megújuló energia alapú fűtési és hűtési energia termelés(RES-H/C): A leggyakrabban alkalmazott eszközök: Beruházási támogatás: (szinte mindegyik EU tagállamban) Tarifák / bonusz modell: (Németország) Adókedvezmény: (pl. Hollandia, Svédország, Írország) Emellett még alkalmazható eszközök a kedvezményes hitelek, közbeszerzés, kvótarendszer, versenyeljárás. Bioüzemanyagok: Adózási eszközök: adókedvezmény, adómentesség Beruházási támogatás III.2.2.1

A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RES-E) támogatási eszközei

Átvételi ár támogatás (feed-in-tariff) rendszer A garantált áras kötelező átvételi rendszerben a RES-E termelők a villamosenergia-hálózatra adott általuk termelt energiáért garantált minimum árat kapnak, amely a villamos energia piaci áránál magasabb. A garantált árat rendszerint egy bizonyos időperiódusra határozzák meg, mértékét a termelés hosszú távú határköltségei alapján állapítják meg. Piaci körülmények között az átvételre kötelezett szolgáltató a többletköltségeit az áraiban érvényesíti, de hogy versenypiacon ne kerüljön hátrányba versenytársaival szemben, a RES-E-t nagyobb mennyiségben átvevőket automatikus mechanizmus révén kompenzálják a kisebb mennyiségben átvevők (kiegyenlítés). Ily módon árai az átvételi kötelezettség miatt nem alakulnak kedvezőtlenebbül, mint más kötelezetteké (kiegyenlítő kompenzációs kötelező átvételi rendszer). Monopolhelyzetben a kiegyenlítés kérdése nem merül fel, egyszerűen áramár vagy hálózathasználati díjemelés a következmény. A befektetés ösztönzés érdekében a betáplálási tarifák egy elfogadható mértékű profitot is tartalmaznak. Az kötelező átvételi eszközt alkalmazó országok általában differenciálják a tarifákat a különböző megújuló energia technológiák szerint. Ennek hiányában a rendszer igen költséges lehet a fogyasztóknak, miközben az olcsón termelőknek indokolatlanul nagy kockázatmentes többletet biztosít. Ideális esetben a tarifák követik a RES-E termelési határköltséggörbe menetét. A kötelező átvételi tarifák egyik fő célja, hogy csökkentse a termelők pénzügyi kockázatát úgy, hogy biztos bevételt garantálnak számukra egy bizonyos időperiódusra. A garantált áras rendszer alkalmazásával a RES-E technológiák számára nem jönnek létre piaci viszonyok, mivel a RES-E termelők sem egymással sem a hagyományos technológiával dolgozó erőművekkel nem állnak versenyben. A garantált áras rendszer támogatói szerint rövid és középtávon meg kell óvni ezeket a megoldásokat a piaci versenytől, addig, amíg a megújuló villamosenergia-termelés a költségek tekintetében versenyképes lesz más megoldásokkal, melynek pedig egyik előfeltétele, hogy kiépüljön egy megfelelő mennyiségű termelő 20


kapacitás, és addig is a magasabb költségek ellenére a rendszer hosszú távon externális haszonnal jár. A verseny teljes kiiktatásának azonban hatékonyságvesztés a következménye. A termelőknél a költségcsökkentés többletprofitot eredményez, és ha a technológiai fejlődéssel nem csökkentik az átvételi tarifákat, akkor az új belépők is egyre nagyobb többlet haszonra tesznek szert. Ennek ellenére kényelmességre jobban hajlamosít ez a rendszer, mint más olyan támogatási eszközök alkalmazásánál, amelyeknél a költségkímélő megoldások késlekedő bevezetése akár a piacról való teljes kiszorulással is járhat. Ha a tarifákat a költségcsökkentő tendenciáknak megfelelően tervezik csökkenteni, akkor pontosan az ilyen irányú innováció ösztönző erejétől fosztják meg a rendszert. A fix tarifákon alapuló kompenzációs kötelező átvételi rendszerek nem adnak teret a RES-E termelők közötti versenynek, a drága technológiákból valószínűleg túl sok, az olcsókból pedig túl kevés fog kiépülni, tehát a kiépülő kapacitások összetétele nem lesz optimális. A versenytől való védettség két ellentétes irányú hatással jár: egyrészt elősegíti a kevéssé piacérett, még drága megújuló technológiák elterjedését, és azoknál a méretgazdaságossággal és az alkalmazás közbeni tanulással járó költségcsökkenést, másrészt az olcsó technológiák fenyegetése hiányzik, így kisebb a hatékonyságra ösztönző erő. Valamelyest – legalábbis a fogyasztók költségeinek szempontjából – segít a helyzeten, ha technológiánként differenciált tarifákat állapítanak meg a hatóságok. A támogatott áras eszköz alkalmazásával, az árak és a támogatási időtartam beállításával, és a technológiák szelektálásával átmenetileg a szabályozók kísérelik meg azt, hogy a nem működő piaci automatizmusok helyett hosszútávon hatékony erőforrás elosztást valósítsanak meg. A tagállamok többsége differenciált támogatott áras modellt alkalmaz. Az átvételi árak differenciálásának több módja is létezik: energiaforrás szerint (biomassza esetén akár származási hely szerint), technológia szerint, erőműméret szerint, az üzembe helyezés időpontja szerint. Az eddigi tapasztalatok alapján egyértelműen megállapítható, hogy e modellt alkalmazó országok (pl. Németország, Ausztria, Szlovákia) a megújuló célkitűzések elérése tekintetében sokkal jobban teljesítenek, mint más támogatási rendszert alkalmazó országok. Ennek fő oka, hogy a projekt megtérüléséig garantált átvételi árak miatt alacsony a befektetői kockázat, továbbá hogy megfelelően kialakított keretfeltételek mellett (általában lépcsőzetesen, időben csökkenő átvételi árak esetén) költséghatékony lehet, ha az egyes technológiák eltérő érettségét, fejlődését, valamint a méretgazdaságossági előnyöket is figyelembe vevő termelési költségeket veszi alapul. E modellben lehetőség van egyéb nemzetgazdasági szempontok közvetlen érvényesítésére is (pl. munkahelyteremtés). A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszerben első lépésként a döntéshozók meghatározzák egy adott időszakra évente a megújulókból termelt áram (RES-E) fogyasztásának tervezett részarányát az összes országos villamosenergia-fogyasztáson belül. Második lépésként a villamosenergia-piac egy vagy több szegmensének szereplőit kötelezik a fenti cél (részarány) elérésének megfelelő arányban RES-E termelésére (amennyiben a szabályozás a termelőkre vonatkozik), vagy vásárlására (ha a kereskedők vagy a fogyasztók a kötelezettek). RES-E termelés/vásárlás helyett azonban a kötelezetteknek megvan az a lehetőségük is, hogy zöld bizonyítvány vásárlásával teljesítsék kötelezettségeiket anélkül, hogy RES-E-t termelnének illetve az általuk vásárolt áram eredetét vizsgálnák. A zöld bizonyítvány kettős célt szolgál: egyrészt egy elszámolási eszköz, egy elektronikus formában megjelenő okirat, mellyel igazolni, illetve nyomon követni lehet, hogy a kötelezettségek teljesülnek-e, másrészt pénzügyileg elősegíti, támogatja a RES-E termelését és kereskedelmét. Az egyik alapvető szabályozói feladat meghatározni a zöld bizonyítványra jogosult megújuló energia fajtáit és egyéb fontos paramétereit. Ez jelenleg nem egységes az EU-n belül, és így a gyakorlat országonként eltérő, amelynek kereteit a RES-E direktíva (2001/77/EC) és a “State Aid” iránymutatás (2001/C 37/03 Community Guidelines) adja meg. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

21

A RES-E-t előállító termelő jogosult a termelésének megfelelő mennyiségű zöld bizonyítvány kézhezvételére/kiállítására, majd annak értékesítésére, melyre a keresletet a termelési illetve vásárlási kötelezettség teremti meg. A RES-E magasabb költségeivel szemben kapott kompenzáció működési mechanizmusa azonban eltérő attól függően, hogy a termelők, vagy a kereskedők a kötelezettek. Amennyiben a termelőket kötelezik bizonyos arányú RES-E előállítására, akkor az áramimportőröket is kötelezni kell ugyanilyen arányú RES-E vásárlására a versenysemlegesség érdekében, azaz hogy a hazai erőművek ne szenvedjenek versenyhátrányt a portfoliójukban kötelezően szereplő, magasabb költségű megújuló energia miatt. Mivel minden termelő, illetve importőr kötelezve van magasabb költségű tényezőket is bevonni a termelésbe, ezt mindanynyian versenyhátrány nélkül magasabb termelői árakban érvényesíthetik. A magasabb költségű megújuló energia input azonban nem homogén, költséghatékonyság és egyéb szempontok alapján tehát optimalizálhat a termelő, ezáltal versenyelőnyhöz juthat a másokénál kevésbé megemelt áraival. A forgalmazhatóság azt is lehetővé teszi, hogy valamely, a megújulók szempontjából hátrányban lévő termelő saját termelés helyett más termelőtől zöld bizonyítványt vegyen meg. Így a saját termelés esetén fellépő magasabb többletköltség helyett valamivel kisebb többletköltséget – a zöld bizonyítvány vételáráét - kell elismertetni az áraiban. Amennyiben a kereskedő a kötelezett, akkor ő köteles áramvásárlásának adott százalékát RES-E vásárlással teljesíteni. A termelő, amikor RES-E-t ad el, egyrészt a nagykereskedőtől az áramért megkapja a piaci nagykereskedelmi árat, valamint pótlólagos bevételhez jut az átadott zöld bizonyítvány ellenében, amelyet akár más piaci szereplőnek is eladhat. A kereskedőnek azon túl, hogy a vele kapcsolatban álló termelőktől szerzi be az zöld bizonyítványt további két választása is van, amennyiben az olcsóbb számára: ő is előállíthat RES-E-t, illetve nem saját áramtermelő ügyfeleitől szerzi be a zöld bizonyítványt, hanem más termelőktől, vagy brókerektől az zöld bizonyítvány piacon (és így esetleg egyáltalán nem, vagy kisebb arányban vásárol RES-E-t). Amennyiben a fogyasztó a kötelezett, és az árampiac liberalizált, a fogyasztónak lehetősége van arra, hogy ne az áramárban „szétterítve”, átlagosan fizessen magasabb árat a megújulók fokozottabb piacra lépéséért, hanem közvetlenül fizessen magasabb árat az általa választott, egymással versenyző megújuló termelőknek a kötelezettsége mértékéig. Lehetősége van arra is, hogy RES-E vásárlás helyett zöld bizonyítványt vegyen. Emellett a fennmaradó, nem RESE eredetű villamos energiát pedig annak piaci árán vásárolhatja meg. Megakadályozható a kötelezettség megkerülése függetlenül attól, hogy kitől vásárol a fogyasztó, sőt akkor is, ha maga állítja elő a saját fogyasztásának megfelelő árammennyiséget. Ugyanakkor tiszta formájában ez nyomon követhetetlen, és rendkívül drága lenne az adminisztráció és a monitoring. Ezért engedik meg, hogy a kereskedő illetve a szolgáltató – szerződéses alapon – átvállalja a fogyasztótól a kötelezettség teljesítését, illetve annak demonstrálását. A zöld bizonyítvány rendszer jelenleg hat tagállamban működik. Előnye, hogy harmonizál a belső villamos energia szabadpiaci modellel, ezért is javasolja az Irányelv hosszú távon a zöld bizonyítvány rendszert a tagállamok egységes támogatási rendszerének. Hátránya, hogy ebben a támogatási rendszerben nincsenek hosszú távú garanciák, ezért a megújuló energia felhasználásra kitűzött célértékek teljesülése nem garantált, és a piaci kockázatok magasak. Zöld prémium rendszer Néhány tagországban a támogatott áras rendszerrel párhuzamosan bevezették az ún. „zöld prémium” rendszert, melynek lényege, hogy a termelő a zöld villamos energiát a szabadpiacon értékesíti, ugyanakkor az értékesített zöld áram után prémiumra is jogosult (ennek nagyságát az előző évi piaci átlagárak alapján számítják ki úgy, hogy a piaci ár és a prémium öszszege magasabb legyen, mint a támogatott átvételi ár). E rendszer előnye, hogy jól illeszthető 22


a belső villamos energia szabadpiaci modellbe és a támogatások megszűnése esetén sem okoz elsüllyedt költségeket. Hátránya, hogy költségesebb a támogatott áras modellnél, mert a magasabb befektetői kockázat miatt magasabb felárat kell biztosítani. A már versenyképes megújuló energiatechnológiák esetén (pl. biomassza-együttégetés) több országban is (pl. Dánia) csak a prémium rendszer választható. III.2.2.2

A RES-E támogatási eszközök előnyei és hátrányai

Az EU tagországok támogatási rendszereinek vizsgálata azt mutatja, hogy a garantált áras kötelező átvételi rendszert alkalmazzák a legelterjedtebben, de a forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer és a zöld prémium rendszer alkalmazása is több országban eredményesen működik. Az általános megítélés szerint a fő támogatási rendszerek közötti választásnál többnyire két alapvető szempont ütközik: a hatékonyság, vagyis adott megújuló energiafelhasználási cél melletti költség minimalizálás és a hatásosság, vagyis a megújuló energiaforrások bővülése hosszú távú elősegítésének mértéke.[23] Ezek a szempontok azonban nem feltétlenül ellentmondóak, továbbá indokolt annak a vizsgálata, hogy e kettőn kívül még milyen szempontok szerint érdemes a támogatási konstrukciókat összevetni. Ennek megfelelően az alábbiakban a támogatási konstrukciók értékelésénél az alábbi szempontok szerint végezzük el az összehasonlítást: 1. Hatásosság – a megújuló energiaforrások bővülésének elősegítése 2. Hatékonyság - árcsökkentésre ösztönzés, piaci verseny 3. Technológiai haladás elősegítése 4. Fenntarthatóság 5. Diverzifikáció 6. Decentralizáció 7. Többletköltségek a fogyasztóknál vagy adófizetőknél 1. Hatásosság A nemzetközi tapasztalatok szerint a garantált árat alkalmazó országokban épültek ki a legnagyobb megújuló energia alapú villamosenergia-termelő kapacitások, amely a magas garantált ár biztosította magas és szinte kockázatmentes megtérülési mutatóknak köszönhető. A korábban tender rendszert alkalmazó két meghatározó EU tagország felhagyott ezzel a formával, és Franciaország a garantált ár rendszerre, Nagy-Britannia pedig a zöld bizonyítvány rendszerre tért át. A garantált áras kötelező átvételi rendszer alkalmazása esetén a megújuló alapú villamosenergia-termelés termelés költségeinek kellő mélységű ismerete elengedhetetlen ahhoz, hogy ne legyen túl alacsony, ezáltal hatástalan, vagy túl magas és így túlzottan hatásos, de kevéssé hatékony a garantált átvételi ár. A nemzetközi tapasztalatok azt mutatják, hogy inkább a túl magas garantált ár kialakításának van nagyobb veszélye. A technológiánként differenciált átvételi ár alkalmazása csökkenti ezt a termelői többletet, ennek eredményeként pedig a megújulók támogatásának a végső fogyasztókra továbbhárított összköltségét. A garantált ár, illetve prémium megállapításánál az optimális megközelítés a zöld villamos energia belépésének externális határhasznából számítható. Az áramár feletti prémium ekkor fedezi az elkerült környezeti károkat, a technológiai fejlesztés és az ellátásbiztonság (diverzifikált energiaellátás) piacon el nem ismert értékét. További nehézséget jelent az is, hogy hoszMEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

23

szú távon (5-10 évre) nehéz előre meghatározni az erőművi struktúrát, és az ezzel szorosan összefüggő egyéb paramétereket, amelyek a számításokhoz szükségesek, így pedig a megújuló energia alkalmazásokból eredő előnyök számszerűsítése sem könnyű, mivel már a viszonyítási alap is nehezen határozható meg. A döntéshozók azonban általában konkrét célkitűzésekben és a költségek kézben tartásában gondolkodnak, amelynek a garantált árnál feltehetően a körültekintően megtervezett zöld bizonyítvány rendszer jobban megfelel. 2. Hatékonyság - árcsökkentésre ösztönzés, piaci verseny Amennyiben van piaci verseny, akkor az általában a legolcsóbb technológiák költséghatékony alkalmazását kényszeríti ki, normál piaci profit szint mellett. Ez hosszú távon nem független a technológiai fejlődéstől, amelyet azonban ettől külön választva kell vizsgálni, mint inkább hosszú távon ható tényezőt. A garantált árú kötelező átvételi rendszer legfőbb hiányossága, hogy nem ösztönzi a megújuló energia alapú technológiák termelési költségeinek leszorítását, és a másik oldalról nincs kellő hatással a fogyasztók energiaköltségeinek csökkentésére. A működő garantált árú támogatási rendszer általában rövidebb-hosszabb késéssel reagál a technológiai változásokra, így az új csökkentett átvételi árak meghirdetése is – hacsak nincs beépítve valamilyen automatizmus – lassan követi a technológiai haladás következtében bekövetkező technológiai költségcsökkenéseket. Ezzel az új technológiák alkalmazása extraprofitot eredményez az alkalmazónál, és indokolatlan többlet költséget okoz a fogyasztóknál. A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer versenypiaci feltételek melletti alkalmazása esetén a megújuló energia alapú villamos energia költségcsökkenése azonnal megnyilvánul majd, amennyiben a költséggörbe süllyedése alacsonyabb zöld bizonyítvány árakat eredményez. Ez hasonló üzleti kockázatot jelent a beruházóknak, mint bármely más piacon, hiszen bármilyen termék piacáról kiszorulhat egy régebbi technológia alkalmazója, ha egy hatékonyabb új technológia jelenik meg. A kockázat ebben az esetben üzleti és nem szabályozói. A zöld bizonyítvány rendszerben az árakat (és így a jövedelmezőséget) csökkentő szabályozói kockázatot az jelentené, ha a kitűzött megújuló energia alapú villamos energia arányt csökkentenék, a garantált árnál pedig azt, ha az átvételi árakat nem csak belépő újabb kapacitásokra csökkentenék, hanem a meglévőkre is. A garantált ár biztonságának hiánya visszaveti a potenciális termelők beruházási hajlandóságát. Egyensúlyban lévő működő piacon, ha egy garantált átvételi ár generál egy adott termelési mennyiséget, akkor forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer alkalmazása esetén ehhez a termelési mennyiséghez ugyanakkora zöld bizonyítvány ár alakul ki, mint amekkora prémiumot az adott garantált ár biztosítana. Azonban a forgalmazható zöld bizonyítvány ár piaci jellegű, és ezért még jól kialakított piac esetén is ingadozó, ezért a befektetők jogosan igényelnek egy kockázati prémiumot. Így a forgalmazható zöld bizonyítvány ár középértéke várhatóan magasabb lesz, mint hasonló körülmények között a kötelező átvételi ár. 3. Technológiai haladás elősegítése A technológiai fejlődés két fő eleme a technológiákat fejlesztők kutatás-fejlesztése és a technológiákat alkalmazók gyakorlati ismereteinek javulása. Mindkettő lényeges az új technológiák elterjedése és hatékony működése szempontjából, míg az energiarendszer szempontjából a költségcsökkenés a legfontosabb eredmény. A technológiai fejlődést segíti, ha a költségcsökkenésből eredő többlet eredmény minél nagyobb része marad a megújuló energia termelőknél. A garantált árú rendszer az összes többletet a megújuló energia termelőnél hagyja, jelentősen ösztönözve ezzel a további költségcsökkentő fejlesztéseket és a technológia alkalmazóinak tanulását. A garantált átvételi tarifák technológiai haladással párhuzamos csökkentése azonban elvesz a termelő többletéből, sőt, ha differenciált áras a rendszer, és a mindenkori átvételi ár jól igazodik a zöld villamos energia határköltség-görbére, akkor minden többlet hasznon a

24


fogyasztóé lehet. Így a garantált áras rendszerben is csökkenhet vagy elveszhet a fejlesztésre irányuló ösztönző erő. A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszerben a többlet egy részét a termelő, másik részét pedig a fogyasztó nyerheti. Így a technológiai fejlődésre ösztönző ereje is kisebb, mint a merev garantált áras rendszeré, de a fogyasztó ezzel párhuzamosan alacsonyabb áron juthat az energiához. 4. Fenntarthatóság Az energiarendszerek fejlesztése során a fenntarthatósági szempontoknak meg kell jelenniük a jogi, műszaki és közgazdasági szabályzásban, valamint a támogatási és ösztönzési rendszerek feltételeinek a megalkotása, illetve módosítása során is. A támogatási rendszer kialakításakor komplex módon kell figyelembe venni környezeti hatásokat: a támogatások révén elérhető megújuló energiahordozó növekmény teljes környezeti hatását úgy kell meghatározni, a kiváltott fosszilis energiahordozók révén elkerült környezeti károk, valamint a megújuló energiaforrások hasznosítása során fellépő közvetett és közvetlen környezeti hatások egyaránt figyelembe vételre kerüljenek. A támogatási rendszerek összehasonlításánál a fenntarthatóság szempontja a minél nagyobb megújuló energia részarány kialakítását jelenti, az ezzel összefüggő környezeti hatások érvényesítésével. Az előzőek alapján ezt a kritériumot a garantált áras rendszer elégíti ki jobban, de csak abban az esetben, ha a támogatási rendszer hosszú távon biztonságosan garantált árakon nyugszik. A fenntarthatóság szempontjából a magasabb felhasználói árak előnyösek, mivel energiatakarékosságra ösztönző hatásuk érvényesül. Másik oldalról a garantált magas átvételi árak miatti lassú technológiai fejlődés a fenntarthatósági szempontjából kedvezőtlen. Hosszabb távon mindkét támogatási rendszer átgondolt alkalmazása hasonló mértékben kielégítheti a fenntarthatósági követelményeket. 5. Diverzifikáció Az energiaforrások diverzifikálása és az energiaimport függőség csökkentése lényeges ellátás biztonsági szempont, amelyhez a megújuló energiaforrások fokozott hasznosítása az egyik fontos eszköz. A támogatáspolitikai döntések során ezért ösztönözni kell az ellátásbiztonságot szolgáló diverzifikációt. A megújuló energia támogatási rendszerek alkalmazása esetében e szempontnak a magasabb megújuló energia arányt lehetővé tevő eszközök felelnek meg jobban. 6. Decentralizáció A megújuló energiaforrások jellemzően alacsony energiasűrűsége miatt a legtöbb esetben érdemesebb őket helyben felhasználni, mint nagy távolságokra szállítani. Adott térségben az országos potenciál rangsorhoz képest eltérő preferenciák alakíthatók ki az egyes megújuló energia fajták között. A támogatási döntések során, az alkalmazott támogatási rendszerek kialakításánál ezért ösztönözni kell a helyi adottságok kihasználására és a helyi energiaigények kielégítésére alkalmas megoldásokat. A támogatási döntések során a decentralizáció ösztönzése révén kedvező vidék-, régiófejlesztési hatások érhetők el. A támogatási rendszerek kialakításánál indokolt lehet a regionális szempontok érvényesítése, amelyre a piaci alapon működő rendszerek, mint például a forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer kevésbé alkalmas. A regionális különbségeket érvényesítő, főként nem piaci alapon működő támogatási rendszereknél ugyanakkor nagyon erős a veszélye annak, hogy a térségi eltéréseket a támogatási rendszer nem megfelelő módon veszi figyelembe, ezáltal indokolatlan előnyöket, illetve a rendelkezésre álló korlátozott források miatt indokolatlan hátrányokat hozhat létre.


25

7. Többletköltségek a fogyasztóknál vagy adófizetőknél A fogyasztóknál vagy az adófizetőknél jelentkező többletköltség két fő részből áll: a megújuló energiák támogatásának magasabb költsége és a termelői többlet haszon. A garantált áras rendszerek gyakori bőkezűsége és az ennek eredményeképp gyorsan, szinte kontroll nélkül növekvő beépített kapacitás, valamint a teljes többlet haszon átengedése igen költséges a fogyasztók, vagy az adófizetők számára. Éppen ezért differenciálták technológiánként az átvételi tarifát Németországban, és egyes érett technológiákra például (szél) csökkentették is az előző évekhez képest. A rendszer létrehozása, működtetése, adminisztrálása egyszerű, tehát a költségei alacsonyak. Az forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer adott időpillanatban, adott technológiai fejlettség mellett egyenértékű a garantált áras rendszerrel. Ha tehát a kialakult forgalmazható zöld bizonyítvány ár melletti szituációt összehasonlítunk egy ugyanebben a gazdaságban alkalmazandó ugyanekkora garantált árral, akkor a fogyasztók/adófizetők többletköltségei is egyformák. Hosszú távon azonban más a helyzet. Ugyanis a technológiai fejlődésből a forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer esetén ár- és költségcsökkenés formájában a fogyasztók is profitálnak, míg a merev garantált áras rendszer esetén nem. Ugyanakkor a garantált áras rendszer jobban elősegíti az innovációt, a hosszú távú termelési költségcsökkenést. Ebből azonban csak akkor részesülhet a fogyasztó vagy az adófizető, ha a termelő így keletkezett többletéből, adó vagy csökkentett új átvételi tarifák formájában elvesz az állam. Ez azonban a fejlesztések motivációját csökkenti. A megoldás valószínűleg az, hogy a többletnek csak egy részét szabad elvenni, tehát kevésbé lehet csökkenteni az átvételi tarifákat, mint ahogy a megújuló alapú energia előállítási költségek csökkennek. A fejlesztés szempontjából segíthet a tarifacsökkentés ütemének hiteles hosszú távú meghirdetése. Ez azonban feltételezi a fejlődés jövőbeli alakulásának ismeretét. A RES-E támogatási eszközök alkalmazása az Európai Unió országaiban [24] Az Európai Unió még nem fogalmazott meg el ajánlást azzal kapcsolatban, melyik támogatási rendszert preferálja. A garantált áras rendszer hatásosnak bizonyult, de költségesnek, Németország és Spanyolország sikeresen működteti kötelező átvételi rendszerét és Franciaország is erre tért át a korábbi tender rendszerről. A zöld bizonyítvány rendszereket egyre több ország alkalmazza, de működési tapasztalatai még nem elegendőek a teljes körű értékeléshez. Az alábbi táblázat bemutatja, hogy az Európai Unió tagországaiban mely támogatási eszközöket alkalmazzák a megújuló energia alapú villamosenergia-termelés ösztönzésére.

26


Ország

Víz

Szél

Egyéb (pl. geotermia) Ausztria FIT FIT FIT FIT FIT FIT Belgium FZB FZB FZB FZB FZB FZB Bulgária FIT FIT FIT FIT FIT FIT Ciprus FIT FIT FIT FIT FIT FIT Csehország FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR Dánia FIT ZPR ZPR FIT/ZPR FIT FIT Észtország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Finnország TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM Franciaország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Németország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Görögország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Magyarország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Írország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Olaszország FIT/FZB FIT/FZB FIT/FZB FIT/FZB FIT FIT/FZB Lettország FIT FIT FIT FIT FIT FIT Litvánia FIT FIT FIT FIT FIT FIT Málta TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM Hollandia FIT FIT FIT FIT FIT FIT Lengyelország FZB FZB FZB FZB FZB FZB Portugália FIT FIT FIT FIT FIT FIT Románia FZB FZB FZB FZB FZB FZB Szlovákia FIT FIT FIT FIT FIT FIT Szlovénia FIT FIT FIT FIT FIT FIT Spanyolország FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR Svédország FZB FZB FZB FZB FZB FZB Egyesült Királyság FZB FZB FZB FZB FZB FZB Forrás: European Renewable Energies Federation: Prices for Renewable Energies in Europe, Report 2009. Biomassza

Biogáz

Nap (PV)

FIT: feed-in tariff (garantált áras kötelező átvétel) FZB: forgalmazható zöld bizonyítvány ZPR: zöld prémium TÁM: beruházás támogatás 1. Táblázat A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés ösztönzésére alkalmazott eszközök az EU tagállamaiban

Néhány EU tagország RES-E támogatási rendszerének áttekintése [25][26][27] Németország: kötelező átvételi ár támogatási rendszer Németországban a megújulók felhasználásának növelését a megújuló energia törvény Ereuerbare-Energien-Gesetz alapozza meg 1990 óta, amelyet több alkalommal módosítottak. Jelenleg a 2004-es, és a 2009. január 1-től módosított EEG van érvényben, amely elsődlegesen a megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatását segíti a kötelező átvételi rendszer eszközével. (Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2004; EEG 2009 1/01/2009). A törvényi háttér biztosítja, hogy a megújuló energia alapú villamos energia iránti fogyasztói igény növekedjék, a termelők hálózatra való csatlakozása biztosítva legyen, és a technológiai fejlődés feltételei kialakuljanak, amely az árak tartós csökkenését eredményezi. A szabályozás főbb elemei a következők. A hálózati operátor köteles átvenni és továbbítani a megújuló energiával termelt villamos energiát minden termelőtől (erőművek, vállalkozások, magánszemélyek). A megújuló energiával termelt villamos energiának elsőbbsége van a többi forrásból származó villamos energiával szemben. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

27

A törvény pontosan meghatározza, hogy mely megújuló energetikai technológiákra terjed ki a hatálya. A törvény figyelemmel van a technológiai fejlődésre és a megújuló energiahordozók szerint differenciált kötelező átvételi árakat az idő függvényében degresszíven határozza meg, de úgy, hogy a termelők számára profitot garantáljon. A technológiánként eltérően időben 5, 10, 15, vagy 20 évre előre meghatározott átvételi árak garanciát jelentenek a beruházások jövedelmezőségére, ugyanakkor a csökkenő árak biztosítják az innovációs tevékenységet is, amely segíti a német gazdaság számára fontos ágazatok folyamatos fejlődését. A német megújuló energia ipar éves forgalma 2006-ban 21,6 milliárd Euro volt, és 214 ezer főt foglalkoztatott, többet, mint az atomenergetika és a teljes szénbányászat együttvéve. 2020-ra a megújuló energia iparban kb. 500,000 fő foglalkoztatásával számolnak. Az átvételi árak finanszírozásának két szokásos módja van: az egyik lehetőség, hogy a költségeket felosztják a fogyasztók között, a másik lehetőség egy erre a célra létrehozott speciális alap. Németországban a költségeknek a fogyasztók közötti egyenlő arányban történő felosztását alkalmazzák, amely háztartásonként havonta 1,50 Euro többlet kiadást jelent. E megoldás előnye, hogy a finanszírozási mód független az állami költségvetéstől, ezáltal a változó politikai helyzet nem tudja befolyásolni. Egyesült Királyság: forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer Az Egyesült Királyságban több forgalmazható eszközt is kidolgoztak az üvegházhatású gázok kibocsátásának csökkentése érdekében. Ezeknek a forgalmazható eszközöknek az egyike az energiaszektorban a forgalmazható zöld bizonyítványok rendszere (Renewables Obligation Scheme) amely a megújuló energiaforrások arányának növelését hivatott elősegíteni az áramtermelésben, és amely 2002. április 1-jén kezdte meg működését, felváltva az addig működő Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) rendszert. A tenderrendszerként működő az árak csökkentésének hatékony eszköze volt, ugyanakkor a mennyiségi eredményei nem voltak megfelelőek, a szélenergia esetében például a megnyert tendereknek csak egyharmada valósult meg. Emellett az NFFO tenderek időszakos jellege nem jelentett a hosszú távú tervezhetőség szempontjából kedvező megoldást a potenciális befektetők számára sem. A forgalmazható zöld bizonyítványok rendszerének célja a megújuló energia arányának emelése az összes elektromosenergia-termelésen belül, részben a kiotói vállalások teljesítésének egyik eszközeként. Nagy-Britanniában 2050-re a CO2 kibocsátás 60 %-kal való csökkentését tervezik. Emellett cél a megújuló energiaforrások ösztönzése a fosszilis energiahordozóktól való függőség csökkentése érdekében, mivel az Egyesült Királyság, jelenleg áramtermelés tekintetében nettó exportőr, ezért egyre növekvő mértékben függővé válna az olaj- és gázimporttól az elkövetkezendő évtizedekben. A megújuló energia felhasználásával történő áramtermelés ösztönzését szolgáló program a zöld bizonyítványrendszer mellett más elemeket is tartalmaz: pl. klímaváltozási adó (Climate Change Levy - CCL) fizetése alóli mentesség, megújuló energiaforrások után a fogyasztók által önkéntes alapon fizetett pótlólagos díj (Green Supply Offerings), K+F támogatások stb. Az alkalmazott forgalmazható zöld bizonyítvány (FZB) rendszer (Renewable Obligations Certificate – ROC) esetében a bizonyítványok iránti kereslet végső forrása az állam által meghatározott kötelezettség (és a kötelezettség elmulasztása esetében kiszabott fizetési kötelezettség elkerülésére való törekvés), nem a fogyasztói kereslet vagy az iparág önkéntes megállapodása. A kötelezettség az energiaszolgáltatókat terheli, minden évben az általuk szolgál-

28


tatott energia bizonyos hányadának megfelelő egységnyi zöld bizonyítványt kell megszerezniük a megújuló energia termelőitől. A termelőkre ösztönzőleg hat a zöld bizonyítványokból származó pótlólagos bevétel. Zöld bizonyítványokra jogosult a szolgáltatóknak átadott energiamennyiség után minden hatóságilag akkreditált, megújuló energiát hasznosító áramtermelő. A szolgáltatók számára a kötelezettségek teljesítésének három módja van: Megfelelő mennyiségű megújulókkal termelt energia vásárlása, amivel együtt megkapja a ROC-ot is, amennyiben erre már a megújuló zöld bizonyítványt megelőző NFFO rendszer alatt szerződést kötött. Lehetőség van arra, hogy másik szolgáltatótól, illetve áramtermelőtől (de nem feltétlenül a zöld áramhoz kötve) szerezzék be a szolgáltatók a zöld bizonyítványokat. Ez esetben külön válik a termelt árammal való kereskedés a környezeti hasznokkal (ROC) való kereskedéstől. Amennyiben a szolgáltató nem tudja teljesíteni az első két feltétel valamelyikét, akkor az OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets) számára be kell fizetnie a kivásárlási árat (buy-out price). Az Egyesült Királyságban 2002-ben vezették be a kvóta rendszert és a forgalmazható zöld bizonyítványokat. A bizonyítványok ára és ezzel a projektek jövedelmezősége erőteljesen ingadozott. Annak érdekében, hogy a kormány stabilizálja a piacot, hosszú távon kellett rögzíteni a megújuló bázisú villamos energia-termelés célértékét, ugyanakkor a közép- és hosszú távú kockázatok továbbra is magasak maradtak. Spanyolország: zöld prémium rendszer A spanyol 54/1997 Villamos Energia törvény és a 2000-2010 időszakra vonatkozó Nemzeti Megújuló Energia Terv a megújulók összes fogyasztáson belüli arányának 12%-ra emelését tűzte ki célul 2010-re. Ez a megújulók áramtermelésen belüli 29,4%-os részesedésével lesz egyenértékű. Jelenleg a villamosenergia-termelés szabályozására számos jogszabály van érvényben, melynek alapja a 17/2007. törvény. A 2019/1997 Királyi Rendelet a villamosenergia-piac szervezeti és szabályozási hátterét tartalmazza. A 2017/1997 Királyi Rendelet a villamosenergiarendszer költségeire és a fizetési eljárásokra vonatkozó szabályozást tartalmazza. A 1955/2000 Királyi Rendelet szabályozza az átviteli, elosztási és értékesítési tevékenységeket, és az erőművi engedélyezés folyamatát. A 661/2007 Királyi Rendelet a speciális villamosenergia-termelési rendszerekre vonatkozó szabályozás háttere. Az ITC/3860/2007 rendelkezés a 2008. január 1-től alkalmazott villamos energia tarifákat szabályozza. A megújulók támogatási rendszere vegyes: a megújulóból termelt villamos energiára vonatkozóan a kötelező átvételi rendszer működik, amelyet zöld prémium rendszer egészít ki. A nem megújulókkal termelt áram esetében a spanyol árampiac teljesen liberalizált. A megújulókkal termelt áram esetében kötelező az átvétel, az áramtermelő az áramért egy garantált minimális árat kap. A technológiánként eltérő átvételi árat a fenti jogszabályok határozzák meg. A megújulók felhasználásával elektromos áramot termelő vállalat választhat, hogy az általa termelt áramért a rögzített betáplálási árat, vagy a piaci áramárat és azon felül egy rögzített (differenciált) nagyságú prémiumot kíván kapni. Mind a prémium, mind a betáplálási ár évente kerül módosításra, az átlagos termelői áramár előző időszakbeli változásának megfelelően. A prémiumok és átvételi árak az egyes megújuló technológiák szerint differenciáltan kerültek meghatározásra, figyelembe véve az adott technológia költségviszonyait és azt, hogy az adott technológia esetében milyen mennyiségi célt tűztek ki. A prémiumok és betáplálási MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

29

árak évenkénti módosítása mellett azok felülvizsgálatára is sor kerül négyévente. A felülvizsgálatot követően, amennyiben a kitűzött mennyiségi célok teljesülése nem biztosított, a betáplálási árak és prémiumok nagyságának módosítására kerül sor. A felülvizsgálat során a kitűzött célok teljesülése mellett figyelembe veszik a technológiai haladást (esetleges költségcsökkenés), az áramár alakulását, és a különböző technológiák hatását a rendszer technikai menedzsmentjére. A prémiumokat a szolgáltatók fizetik a termelők számára, majd annak költségét továbbhárítják, tehát végül a többletterhet a fogyasztók fizetik meg a fogyasztói áramárban. III.3

A MAGYARORSZÁGON ELÉRHETŐ TÁMOGATÁSOK ISMERTETÉSE ÉS ÉRTÉKELÉSE

III.3.1

Alapelvek

A megújuló energiaforrásokkal rövid és középtávon, egyes technológiák esetében hosszú távon is költségesebben lehet energiát előállítani, mint a fosszilis energiahordozók alkalmazásával. Ezért, amennyiben célul tűzzük ki a megújuló energiák hasznosításának növelését, a jövőben is fenn kell tartani valamilyen átgondolt ösztönző támogatási rendszert. A hazai támogatási rendszer keretei jelenleg, és 2015-ig várhatóan a következőek: a megújuló energia alapú áram támogatása a differenciált emelt áron történő kötelező átvételi rendszeren keresztül megmarad, a későbbiekben az esetlegesen bevezetett a zöld bizonyítvány rendszerrel kiegészülhet, a megújulók hasznosítását uniós és hazai finanszírozású beruházási támogatások, a bioüzemanyagok felhasználását adózási kedvezmények segítik A támogatási rendszer továbbfejlesztésénél a következő alapelveket kell figyelembe venni: Hatásosság A támogatási rendszer működésével szemben követelmény, hogy segítse a megújuló energiafelhasználás mennyiségére vonatkozó célok elérését, azaz a megújuló energia potenciál minél nagyobb készének kiaknázását támogassa. Hatékonyság Fontos szempont, hogy mely támogatási forma tekinthető társadalmi jóléti szempontból a leghatékonyabbnak, vagyis egy forint támogatás milyen formában eredményezi a legnagyobb gazdasági hozadékot a megújulók hasznosítása során. Szempont továbbá a támogatási mérték megfelelősége, valamint hogy az adott piaci feltételek mellett a célkitűzések elérésnek mi az optimális formája. A hatékonyságot nemcsak a támogatási rendszer egésze, hanem a támogatási rendszer egyes elemeinek tekintetében is alapelvként kell tekinteni: a támogatásoknak a gazdaságilag és környezetileg is hatékony megújuló energiaforrás felhasználást kell ösztönözniük, a korszerű technológiák, megoldások preferálásával. A technológiai haladás elősegítése A technológiai haladás két fő részből áll. Egyrészről a technológiákat fejlesztők kutatásfejlesztési tevékenységének eredményessége, másrészről a technológiákat alkalmazók tudásának, gyakorlati ismereteinek javulása, az alkalmazás során végzett tanulási folyamat keretében. Az új technológiák elterjedése és hatékony működése szempontjából mindkét elem fontos, az energiarendszer szempontjából pedig az új technológiák piacra kerülése és hatékony működtetése révén elérhető költségcsökkenés tekinthető a legfontosabb eredménynek.

30


Fenntarthatóság Nemcsak a fosszilis, hanem a megújuló energiaforrások hasznosítása is jár valamilyen mértékű környezeti károsítással. Ezért a fenntartható fejlődés szempontjainak érvényesítése a támogatási rendszer kialakításánál komplex szemléletmódot kíván. A támogatások révén elérhető megújuló energiahordozó növekmény teljes környezeti hatását úgy kell meghatározni, hogy a kiváltott fosszilis energiahordozók révén elkerült környezeti károk, valamint a megújuló energiaforrások hasznosítása során fellépő közvetett és közvetlen környezeti hatások egyaránt számszerűsíthetők és értékelhetők legyenek. Decentralizáció A megújuló energiaforrásokra alapozott energiatermelés elsősorban a helyi, decentralizált termelési rendszerek kialakítására alkalmas, mivel a megújulók alacsony energiasűrűsége miatt a nagyobb távolságokra történő szállításuk nem gazdaságos. Adott térségben az országos potenciál rangsorhoz képest eltérő preferenciák alakíthatók ki az egyes megújuló energia fajták között. A támogatási döntések során, az alkalmazott támogatási rendszerek kialakításánál ezért ösztönözni kell a helyi adottságok kihasználására és a helyi energiaigények kielégítésére alkalmas megoldásokat. A támogatási rendszer megfelelő kialakításával a decentralizáció révén kedvező vidék-, régiófejlesztési hatások érhetők el. A regionális különbségeket érvényesítő, főként nem piaci alapon működő támogatási rendszereknél ugyanakkor nagyon erős a veszélye annak, hogy a térségi eltéréseket a támogatási rendszer nem megfelelő módon veszi figyelembe, ezáltal indokolatlan előnyöket, illetve a rendelkezésre álló korlátozott források miatt indokolatlan hátrányokat hozhat létre. Diverzifikáció Az energiaellátás biztonságának egyik alapvető feltétele az energiaforrások diverzifikációja. A megújuló energiaforrások hasznosítása a hazai erőforrások kihasználásán alapul, ezáltal csökkenti az importfüggőséget. Ez a hatás a megújuló energia részarány-növekedésével párhuzamosan erősödik, tehát a támogatási rendszernek ebből a szempontból a minél nagyobb mértékű megújuló energia potenciál kihasználást kell elősegítenie. III.3.2

A jelenlegi magyarországi támogatási rendszer áttekintése

III.3.2.1

A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-ig

Magyarországon a 2001/77/EK irányelvben foglalt célok elérése érdekében a villamos energiáról szóló 2001. évi CX. törvény (VET) vezette be a kötelező átvétel intézményét, amely lehetővé tette a megújuló energiaforrást felhasználó villamosenergia-termelők támogatását (a részletes szabályozás az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia átvételének szabályairól szóló 56/2002. (XII. 29.) GKM rendeletben került rögzítésre.) [24] A 2005. évi LXXIX törvény, az új, módosított VET jelentősen megváltoztatta a korábbi rendszert. Az új törvény változatlanul előírta a megújuló energiaforrásból előállított villamos energia kötelező átvételét, de – új elemként – az átvételi árakat is a törvény határozta meg. A megújuló energiaforrásból előállított villamos energia induló átvételi ára k*23 Ft/kWh volt, ahol a „k” tényező a fogyasztói árindex, amely révén az ár lépést tart az inflációval. Ennek köszönhetően a zöld áram átvételi átlagára 2006-ban az előző évihez képest 9%-kal, 23,62 Ft/kWh-ra emelkedett, ami közel 12 Ft/kWh-val volt magasabb a nagykereskedelmi átlagárnál. A 2005. évi szabályozás szerint a törvényben már megkülönböztették az időjárástól függő (nap, szél) és az időjárástól független (biomassza, geotermális, víz) megújuló energiaforrásokat. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

31

Jelentős változást jelentett, hogy a 2005. évi szabályozás a Magyar Energia Hivatal (MEH) feladatául írta elő, hogy megállapítsa és igazolja a megújuló energiaforrásból vagy hulladékból nyert energiával előállított villamos energia termeléséhez felhasznált erőforrást, valamint az így termelt zöld áram kötelezően átveendő mennyiségét. A MEH a megújuló alapú villamos energia kötelezően átveendő mennyiségét az erőmű, vagy kiserőmű engedélyében állapította meg, és szintén az engedélyben rögzítette a működési engedély időtartamát. A támogatott átvételre jogosult zöld áram mennyiségének és a működési engedély időtartamának meghatározásával a szabályozás biztosította, hogy elkerülhető legyen a zöld áram termelők „túltámogatása”. A korábbi rendszerben az átvételre kötelezett közüzemi szolgáltatók az átvételi árak és a közüzemi nagykereskedelmi (hatósági) díjak különbsége alapján számított „kompenzációt” (KÁP) kaptak a rendszerirányítótól. A KÁP fedezetét a rendszerirányítási díjba épített díjelem („KÁP-díj”) finanszírozta. Ebben a rendszerben a kvóta és az ár alapú rendszerek voltak egymással kombinálva. III.3.2.2

A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-tól

2008-tól a 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról határozza meg a villamosenergia-piac szabályozását. A jogszabály változás legfőbb oka, hogy Magyarországnak az Európai Unió tagállamaként végre kellett hajtania a villamosenergia-piacon a teljes piacnyitást. Az új szabályozásnak megfelelően megszűnt a közüzemi ellátás, így a korábbi közüzemi szolgáltatók a továbbiakban nem kötelezhetők a megújuló energiaforrásokból termelt villamos energia átvételére. Új feltételekkel a 2007. évi VET továbbra is fenntartja a megújuló alapú villamos energia és kapcsolt termelés támogatott áron történő kötelező átvételének a rendszerét. A MEH feladata továbbra is, hogy a törvényben rögzített szempontok figyelembevételével megállapítja az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia mennyiségét és a kötelező átvétel időtartamát (ami az adott beruházásnak a jogszabály szerint évente meghatározott átvételi ár melletti megtérüléséig szól). A MEH évente utólag igazoló eredetigazolást ad ki a termelők részére. A kapcsoltan termelt energia vonatkozásában a kötelező átvételi rendszerben történő részvételnek, és az eredetigazolás kiadhatóságának további feltétele a hasznos hőigényen alapuló kapcsolt energiatermelésre vonatkozó 2004/8/EK irányelv rendelkezéseinek történő megfelelés. Az új rendszerben a támogatott villamos energia befogadásában és szétosztásában központi szereplőként az átviteli rendszerirányító működik közre. A 389/2007. (XII.23.) Kormány Rendelet értelmében MAVIR ZRt. KÁT osztályának a feladata az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia befogadásával és továbbításával kapcsolatban az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia elszámolására létrehozott mérlegkör működtetése, kiegyenlítése, valamint a VET 13. § (1) bekezdésében meghatározott engedélyesek és a villamos energiát importáló felhasználók által kötelezően átveendő villamos energia mennyiségének a jogszabályi előírások szerint történő meghatározása, szétosztása, és elszámolása. A kötelező átvételre kerülő villamos energia termelői az átviteli rendszerirányító által kifejezetten erre a célra létrehozott, az elszámolásokat biztosító mérlegkörhöz csatlakoznak. Az átviteli rendszerirányító ezt követően a MEH kötelező átvételi jogosultságot megállapító határozatával összhangban a befogadja a termelt villamos energiát. Az átviteli rendszerirányító a termelőkkel jogszabályban meghatározott árakon számol el, majd a befogadott villamos energiát továbbadja a villamosenergia-kereskedők, illetve egyetemes szolgáltatók részére. A VET rendelkezései értelmében a kereskedők és az egyetemes szolgáltatók a velük jogviszonyban álló felhasználók részére értékesített villamos energia arányában veszik át a kötelező átvételi rendszerben értékesített villamos energiát, és annak árát továbbhárítják a végfelhasználókra. A rendszerirányító és a kereskedők, egyetemes szolgáltatók közötti elszámolás alapját a rendszerirányító által a termelőknek kifizetett árakból kialakuló átlagár határozza meg. Ebben a rendszerben

32


értelemszerűen megszűnik a korábbi KÁP szerinti elszámolás. A kötelező átvételi rendszer azáltal segíti elő a fent említett energiaforrások és a kapcsoltan termelt energia felhasználását, hogy jogszabályban meghatározott feltételrendszer szerint biztosítékot nyújt az érintett villamos energia megvásárlására. Az ilyen módon támogatott villamos energia megvásárlására végső soron a villamos energia felhasználói kötelesek, a felhasznált villamos energia arányának megfelelő mértékben. A kötelező átvételi rendszerben figyelembe vehető technológiákat, amelyek energiatermeléséből származó energia értékesíthető a rendszerben, jogszabályok határozzák meg, és az átvételre kerülő villamos energia körében több árkategóriát hoztak létre. A besorolás a felhasznált energiaforrások, az alkalmazott termelési eljárások, az erőművi teljesítőképesség, az energiaátalakítás hatásfoka, továbbá a beruházás megtérülési idejére tekintettel az erőmű létesítésének időpontja határozza meg. A kötelező átvétel történhet piaci áron vagy támogatott áron, a támogatott ár legmagasabb induló mértéke 24,71 Ft/kWh*k, ami 2008 január 1-től - a 389/2007 (XII.23.) Korm. rendelet szerint - 26,46 Ft/kWh-ra emelkedett (a „k” az előző éves fogyasztói árindex értéke). A 2007. évi VET biztosítja, hogy a jogszabály megjelenésekor működő erőműveknek a villamos energiáról szóló 2001. évi CX. törvény, valamint az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia átvételének szabályairól és árainak megállapításáról szóló 56/2002. (XII. 29.) GKM rendelet alapján szerzett jogosultságai az új átvételi rendszerben nem csorbulnak. A támogatott kötelező átvétel rendszerén keresztül nem támogatható a megújuló bázisú hőtermelés, valamint a fűrészipari rönk vagy magasabb rendű faválaszték hasznosításával történő villamosenergia-termelés (kivételt képeznek a korábbi VET szerint engedélyt kapott biomasszás erőművek). A szélerőművek vonatkozásában a korábbi 330 MW korlát felülvizsgálatával a MEH a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény 7. § (2) bekezdése és 8. §-a alapján, a 159. § q) pontjában meghatározott hatáskörében eljárva, szélerőmű kapacitás létesítésére pályázatot írt ki. A pályázható szélerőmű kapacitás összes mennyisége 410 MW volt, ezzel szemben 2010. március 1-ig 68 pályázat érkezett be, összesen 1117,75 MW szélerőmű kapacitás létesítésére. Az új szabályozás megfelel az Európai Parlament és Tanács 2001/77/EK irányelvének 5. cikkében előírt azon rendelkezésnek, amely előírja, hogy a tagállamok a megújuló energiaforrásból előállított villamos energia származásáról állítsanak ki eredetigazolást (ez korábban hiányzott a hazai rendszerből). Hasonló módon erősíti az irányelvnek való megfelelést az is, hogy az új szabályozás nem csak azt teszi lehetővé, hogy a Kormány - mérlegelve a zöld bizonyítvány rendszer nemzetközi tapasztalatait, valamint a hazai megújuló energiapiac alakulását – zöld bizonyítványt vezessen be, hanem azt is előírja, hogy a MEH kétévente, először 2008. végén köteles volt a Kormányt tájékoztatni a zöld bizonyítvány rendszer bevezethetőségének a feltételeiről. Az erősödő piaci viszonyok, az irányelvnek való megfelelés további fokozása mellett az új szabályozásnak előnyét jelenti az a rendelkezés is, hogy biomasszával történő villamosenergia-termelés esetén igazolni kell, hogy a szilárd biomassza fenntartható gazdálkodásból származik. Az állami támogatásokra vonatkozó közösségi jogszabályokkal összhangban az átvételi és támogatási rendszer egyrészt csak a beruházások megtérüléséig kompenzálja a megújuló energiaforrást vagy hulladékot hasznosító erőművek létesítésénél a technológiai sajátosságokból adódó versenyhátrányt, másrészt szintén a közösségi jogi prioritásokkal összhangban elősegíti az elsődleges energiaforrások megtakarítását a kapcsoltan termelt villamos energia kötelező átvétele révén. A kötelező átvételre kerülő villamos energia termelői számára pozitív gazdasági hatásként jelentkezik a garantált értékesítés, továbbá az értékesítés során alkalmaMEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

33

zandó, jogszabályban meghatározott ár. A rendszer alapelvei között – a támogatások kumulációjának közösségi jogi elvére tekintettel – megjelenik, hogy a kötelező átvételi jogosultság megállapítása során figyelembe kell venni az érintett termelő által más forrásból kapott állami támogatásokat, továbbá ugyanabban az erőműegységben termelt energiára nem kérhető egyszerre két jogcímen, azaz megújuló energiaforrásból vagy hulladékból nyert energiával termelt energia átvételeként, illetve a kapcsoltan termelt energia átvételeként is jogosultság. A felhasználók számára a rendszer gazdasági hatása közvetlenül az energia árában jelenik meg, a kötelező átvételre kerülő villamos energia költsége ugyanis beépül a kereskedők, illetve egyetemes szolgáltatók beszerzési költségei közé. III.3.2.3

Adózás

A bioüzemanyagok felhasználásához Magyarország a 2003/96/EK irányelvnek megfelelően adókedvezményt biztosít. A jövedéki adóról szóló 2003. évi CXXVII. Törvény 2007. december 31-ig biztosította a dízel üzemanyagba bekevert biodízelre, illetve 2007. június 30-ig a benzinhez adagolt bioetanolra a jövedéki adó visszatérítést. Ezen időpontoktól a szabályozás a megkívánt bekeverési arányt (4,4 térfogat %) elérő üzemanyagokra adó differenciálást biztosít. A jövedéki adó mentesség következtében a bioetanol alapon gyártott ETBE előállítása és benzinbe való bekeverése 2005-ben megkezdődött. Szabványosításra került az E85 üzemanyag, amely esetében a bioetanol tartalom 2007. január 1-től adómentes. További, a megújulók hasznosítását közvetetten elősegítő adózási intézkedés a környezetterhelési díj kivetése. 2010. január 1-től a benzin esetében 10 százalékkal, a gázolajnál 8 százalékkal emelkedett a jövedéki adó mértéke. A tüzelési célú gázolaj 8 százalékkal drágult, a cseppfolyosított gáz (LPG) jövedéki adója változatlan maradt, míg a sűrített földgáz jövedéki adóterhe megszűnt. Ezen intézkedések révén a fosszilis energiahordozók felhasználása drágábbá válik, így javul a megújuló energiaforrások felhasználásának versenyképessége. III.3.2.4

Pályázati úton történő beruházás támogatás

Magyarország 2004-es Európai Uniós csatlakozásával jogosulttá vált az Európai Unió fejlesztési támogatásaira. Az I. Nemzeti Fejlesztési Terv keretében a Környezetvédelmi és Infrastruktúra Operatív Program (KIOP) három ágazatban, a környezetvédelem, az energetika és a közlekedés területén tette lehetővé fejlesztések megvalósítását uniós társfinanszírozással, a regionális politika céljait szolgáló Strukturális Alapok forrásainak igénybevételével. A KIOP keretében 2004-2006 között megújuló energiaforrásokat hasznosító projektek támogatására 3,35 Mrd Ft-os keretösszeggel került sor, amelyben összesen 18 db megújulós pályázat részesült. A kilencvenes évektől különböző hazai forrású állami programok is ösztönözték a megújuló energiahordozók felhasználását, amelyek többnyire összekapcsolódtak az energiatakarékosságot, energiahatékonyságot szolgáló beruházások támogatásával. Az Energiatakarékossági Hitel Alap kedvezményes kamatozású hitellel segíti az energiahatékonyság növelését célzó beruházások megvalósítását és a megújuló energiaforrások hasznosítását. A hitelalap 1991-ben jött létre „német szénsegély” néven, jelenleg is működik, kezelője az Energia Központ Nonprofit Kft. A kedvezményes hitelért vállalkozások és önkormányzatok pályázhatnak a pályázati feltételek szerint. A 1107/1999. (X. 8.) Korm. határozat nyomán 1999-ben indult a hosszú távú energiatakarékossági program, amelynek pályázati rendszerét a GKM 2000-ben Energiatakarékossági Program néven, 2001-2002-ben a Széchenyi Terv részeként, 2003-2006-ban Nemzeti Energiatakarékossági Program (NEP) néven működtette. A programok célja energiatakarékossági és megújuló energiahordozók felhasználását célzó projektek támogatása volt, amihez 2000-ig

34


kedvezményes hitelt és vissza nem térítendő támogatást, 2001-től teljes körűen vissza nem térítendő támogatást biztosított. A program 2007 évi folytatását a „Sikeres Magyarországért” energiatakarékossági és megújuló energiahordozó felhasználást ösztönző lakossági pályázata jelenti, vissza nem térítendő támogatást, és az kiegészítő kedvezményes hitel lehetőséget biztosít. A megújuló energiahordozók terjedését a korábbi GKM, jelenleg a KHEM pályázatain kívül más tárcák hatókörébe tartozó programok is ösztönzik/ösztönözték. A Földművelésügyi és Vidékfejlesztési Minisztérium támogatja az energetikai célú növények termesztését (a 18/2005. (III. 18.) FVM rendelet, a 28/2005. (IV. 1.) FVM rendelet, illetve a 74/2005. (VIII. 22.) FVM rendelet alapján), a Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztérium az I. és II. Nemzeti Környezetvédelmi Program keretében, valamint a Kiotói Jegyzőkönyv alapján létrehozott Együttes Végrehajtás keretében támogat megújuló energiaforrás felhasználást elősegítő projekteket. III.3.2.5

A megújuló energiafelhasználás várható közvetlen beruházás támogatásai 2015ig

Magyarország Európai Uniós tagsága révén több ezer milliárd forint fejlesztési célokra felhasználható, uniós forrású támogatásra jogosult a 2007-2013-ig terjedő időszakban. Az Új Magyarország Fejlesztési Terv (ÚMFT) Környezeti és Energia Operatív Programja (KEOP) összesen 4916 M euró-s (1219 Mrd Ft) keretéből két prioritási tengely támogat energetikai célú hazai projekteket: a „Megújuló energiaforrás-felhasználás növelése” prioritási tengely céljaira a teljes keret 5,15%-a, az energiatakarékosság ösztönzését célzó „Hatékony energiafelhasználás” prioritási tengely céljaira pedig 3,14%-a áll rendelkezésre. A „Megújuló energiaforrás-felhasználás növelése” prioritás tengelyhez az Európai Regionális Fejlesztési Alap biztosítja a támogatást, így a KEOP támogatásaira a nyugat-dunántúli, középdunántúli, dél-dunántúli, észak-magyarországi, észak-alföldi és dél-alföldi régiók jogosultak. A „megújuló energiahordozó-felhasználás növelése” prioritási tengely elsődleges célja a hazai energiahordozók forrásszerkezetének kedvező irányú befolyásolása, azaz a fosszilis energiaforrások felhasználásától a megújuló energiaforrások felé történő elmozdulás elősegítése. A megújuló energiaforrások nagyobb részarányának elérése érdekében hő- és/vagy villamosenergia-előállítás támogatására lehet pályázni, 2013-ig összesen 58 Mrd Ft-ra41, illetve nagy- és közepes kapacitású bioetanol üzemek létesítésének támogatására, 2007-2015 között 5 Mrd Ft-os keretösszeg erejéig. A beruházók a támogatásokhoz pályázati rendszer keretében juthatnak hozzá. A KEOP-on kívül az Új Magyarország Vidékfejlesztési Stratégiai Terv (ÚMVST) intézkedései is támogatják a megújuló energiafelhasználás hazai terjedését. Az ÚMVST célja, hogy a vidék a szükséges alapanyagok megtermelésén túl intenzíven részt tudjon venni a bioenergia szegmens fejlődésében. Az ÚMVST a megújuló energiaforrások előállítását három stratégiai irány mentén támogatja, ezek a folyékony biomassza (bioetanol és biodízel), a szilárd biomassza (fás szárú és lágyszárú energetikai ültetvények), valamint a biogáz. A támogatások forrása az Európai Mezőgazdasági és Vidékfejlesztési Alap (EMVA), amely a biomassza versenyképes megtermeléséhez és elsődleges félkész termékké történő feldolgozásához, illetve a termelők saját energiaellátásához biztosít támogatást. Az uniós támogatásokon felül várhatóan tovább működnek azok a hazai finanszírozású programok, amelyek az elmúlt években az energiatakarékosságot és a megújuló energiafelhasználást ösztönözték. Az Energiatakarékossági Hitel Alap (EHA) és az abba beolvadó Phare Társfinanszírozású Energiahatékonysági Hitelkonstrukció kedvezményes hitellehetőséget biztosít a megújuló energiahordozó-felhasználásra irányuló beruházásokhoz. További növekményt MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

35

eredményezhetnek a 2007-2013-ra folyamatosnak tervezett Nemzeti Energiatakarékossági Program pályázati lehetőségei. III.3.2.6

A megújuló energiafelhasználás ösztönzésének további közvetett eszközei

A megújuló energiafelhasználás terjedésére a zöld áram kötelező átvételi rendszerén, és a megújulók közvetlen beruházási támogatásán kívül egyéb, indirekt eszközök is hatással vannak. Ezek közé tartoznak az üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek, az Európai Unió emisszió kereskedelmi rendszere, zöld beruházási rendszer kialakítása. Üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek A 2008-2012 közötti időszakban történő üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentésének elősegítését szolgálja a Kiotói Jegyzőkönyv 6. Cikkelye alapján létrehozott együttes végrehajtási projektek rendszere. A projektek támogatása a hazánknak megítélt kibocsátható mennyiségi egységekből történik, annak megfelelően, hogy a szokásos üzletmenetnek megfelelően egyébként nem megvalósítható projektek mekkora mértékű üvegházhatású gáz kibocsátáscsökkentést eredményeznek. Az EU emisszió-kereskedelmi rendszere A 87/2003/EK irányelv által létrehozott emisszió-kereskedelmi rendszer célja, hogy egyes nagy kibocsátók, különösképpen az energetikai szektorban, limitálják a széndioxid kibocsátásaikat a rendelkezésükre álló ingyenesen kiosztott és a vásárolt kibocsátási-egység mennyiségnek megfelelően. Az emisszió-kereskedelmi rendszer 2005. év január 1-vel került bevezetésre. A 2005-2007 közötti időszakban a kibocsátási egységekből a rendszer hatálya alá tartozó létesítmények a kibocsátásukat meghaladó mértékben részesültek ingyenes kiosztásra kerülő egységekből, így a rendszer az eredeti céljához, vagyis a fosszilis energiahordozók költség emeléshez nem járult hozzá. Zöld beruházási rendszer A 2059/2007 (IV.3.) Kormány határozatnak megfelelően, amelyben a Kormány felhatalmazza a Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztert, hogy dolgozza ki a kibocsátás-kereskedelemből származó bevételek felhasználásának elveit és intézményi kereteit, 2008-tól ún. zöld beruházási rendszer került felállításra. Ennek lényege, hogy a Kiotói Jegyzőkönyv által létrehozott nemzetközi emisszió-kereskedelmi bevételek kibocsátás-csökkentést elősegítő intézkedések támogatására fordíthatók a megújuló energia felhasználás és az energiahatékonyság területén, összhangban a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégia prioritásaival. A zöld beruházási rendszer a hagyományos technológiával épült lakások esetében az épületek energiatakarékos felújítása keretében támogatást ad a megújuló energiaforrások alkalmazásához is. III.3.2.7

Kutatás-fejlesztés a megújuló energiák terén

Az energiapolitikai, környezeti célok eléréséhez való hozzájárulás mellett a megújuló energiaforrások technológiái jellemzően dinamikusan fejlődő iparágak, piacuk erőteljesen nő, ezért jelentős foglalkoztatási hatással is járnak. Az Európai Unió számos különböző technológiát nevez meg egyidejűleg a jövőbeli fejlesztések fő irányaként, többek között a megújuló energiák technológiáit és hasznosításukat is. A megújuló energiaforrások hasznosítása ugyan csak egy a fejlesztési feladatok sorában, az egyéb területeken megvalósuló technológiai fejlesztések is (pl. nanotechnológia, biotechnológia stb.) nagyban hozzájárulhatnak a megújulók felhasználásának eredményességéhez.

36


A jelentős energetikai fejlesztési igényeknek megfelelően az Európai Unió 7. Kutatási Technológiafejlesztési és Demonstrációs kutatási keretprogramjában 2007-2013 között külön tematikus területet képvisel az energia. A program kiemelten foglalkozik a megújuló energiaforrásokkal a megújuló villamosenergia-termelés, a megújuló üzemanyag előállítás és a megújulók felhasználása a hűtés-fűtés területén, valamint a hidrogén és tüzelőanyag-cella technológiákkal kapcsolatos kutatásokkal. Emellett a megújuló energiaforrásokkal kapcsolatos pályázati lehetőségek – nem külön, kiemelt témaként –, de megjelennek más tematikus területeken is. A technológiai fejlesztések felgyorsítása mellett az Unió nagy hangsúlyt helyez az új és eredményes energetikai technológiák elterjedése előtt álló nem technikai jellegű akadályok leküzdésére. Az ehhez szükséges eszközöket és mechanizmusokat az Intelligens Energia – Európa II., a 2007–2013-ra vonatkozó, energiahatékonyságot és megújuló energiákat ösztönző, nem technológiai jellegű programja biztosítja. Célja oktatási, ismeretterjesztési, és az új energetikai technológiák piacra kerülését fékező akadályok lebontását célzó tevékenységek pályázati úton történő támogatása. Az IEE II program a Verseny és Innováció keretprogram részeként működik, amelynek prioritásai közé tartozik az öko-innováció és fenntartható erőforráshasznosítás támogatása. A 2007. évi munkaprogram a korábbi évek rész-programjainak folytatásaként három nagyobb programcsomagot tartalmaz: az ALTENER, amely a megújuló energiaforrások alkalmazását segíti elő, a SAVE program az energiahatékonyság növelésre irányul, a STEER program célja a közlekedés energiahatékonyságának a növelése. Megújuló energiafelhasználással kapcsolatos hazai kutatás-fejlesztés Magyarországon a megújuló energiaforrásokkal kapcsolatos kutatás-fejlesztés támogatásában az Európai Unióhoz történt csatlakozásunk óta az uniós közösségi programok játszanak döntő szerepet. Emellett a vállalati befizetésekből és költségvetési hozzájárulásból finanszírozott Kutatási és Technológiai Innovációs Alap felhasználásán keresztül nyílik lehetőség a kutatásfejlesztés támogatására. A Nemzeti Kutatási és Technológiai Hivatal által az elmúlt években kiírt pályázatok közül több, megújuló energiaforrások hasznosításával kapcsolatos projektnek ítélt meg támogatást a Jedlik Ányos Program, az Asbóth Oszkár Program, valamint a Pázmány Péter Program keretében. Az állami innovációs- és kutatás-fejlesztés politikában ugyan címszavak szintjén megjelentek a fenntartható energiatermés, és a megújuló energiaforrások hasznosítása, az elmúlt években erre a témára fókuszáló K+F politika és szisztematikus pályázati program nem jött létre. III.3.2.8

Információterjesztés, tájékoztatás, oktatás

A megújuló energiahordozó felhasználás növekedése előtt álló korlátok azokból a nehézségekből fakadnak, melyek minden új technológia piacra kerülésekor jelentkeznek. Ennek egyik fontos eleme, hogy a potenciális felhasználók mennyire ismerik az új technológiákat, képesek-e a technológiák elfogadására és alkalmazására, és mindezek az ismeretek kellően motiválják-e a fogyasztókat a régi technológiák felváltására. A felhasználót döntésében befolyásolhatják a technológiáról alkotott ismeretei, illetve saját szempontjai: mennyire kényelmes, megbízható, zavaró hatásoktól mentes, stb. Fontos szerepe van ezért az állami, önkormányzati és civil szerepvállalásnak a megfelelő tájékoztatásban, népszerűsítő kampányok szervezésében. Ahhoz, hogy ezeket a feladatokat megfelelően el lehessen végezni, fontos a szakreferensek képzése, akik tudatformálással és tájékoztatással egységesen léphetnek fel a lakosság meggyőzésében. Szintén az önkormányzatok feladata a hozzáférhető pályázati lehetőségek MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

37

megismerése és a forrásokból való minél nagyobb arányú részesedés megszerzése. A megújulók terjedése egy-két éven belül minden bizonnyal megnöveli az olyan szakemberek iránti igényt, akik képesek megújuló energetikai projektek kidolgozására és vezetésére. Ezekhez a képzésekhez jelenleg nincs állami támogatási rendszer kialakítva.

38


IV.

IV.1

BENCHMARK KÖLTSÉG-MEGHATÁROZÁS

A BENCHMARK PROJEKTELEMZÉSEN ALAPULÓ GYAKORLAT INDOKOLTSÁGA

A benchmark projektek elemzésén alapuló módszer során több tényszerű projekt elemzésével olyan tipizált projekteket állítunk össze, amelyek az egyes típusú projektek megvalósítását, működését tipizált mintaprojekten keresztül vizsgálja. Az így megalkotott benchmark projekt az egyes tényszerű projektek egyedi jellemzőinek mellőzésével igyekszik az elemző a mintát megalkotni. A hatósági szabályzások szívesen élnek a benchmarkon alapuló tipizálással képzett mintaprojektek használatával rendszerint két esetben: amikor egy változtatás, beavatkozás hatását döntést megelőzően modellezni kell, illetve ha egy szabályozási elem (például rendszerhasználati díjak) jogos mértékének meghatározása a feladat. A megújuló energia elterjesztésének benchmark projekteken keresztül történő vizsgálata több szempontból különös felelősséget jelent. Az elemzésre kiválasztott projekteknek jól kell tudni szemléltetniük azt az áltag projektet, ami a valóságban pontosan a leírt formában talán nem is létezik, de jól szemlélteti a kiválasztott technológia műszaki-gazdasági viszonyait. A fenti benchmark projektre alapozott számítások jól jellemzik a kiválasztott technológia és a jellemzően méretnagyság szerinti projekttípusokat, így az egyes típusokat a megújuló energia támogatási politika megalkotásánál a megújuló energia portfolió kezelhető egységeként lehet kezelni. Nagy felelősség van abban, hogy úgy kell meghatározni az egyes projekteket, hogy a későbbi mérhetőség, támogathatóság szempontjából az eltérően kezelni kívánt illetve eltérően kezelni érdemes egységek önállóan értékelhetően is megjelenhessenek. Abban az esetben, ha például a felelős minisztérium csak a legkisebb költség szűken vett elvét kívánná érvényesíteni a megújuló energia politikában, a tanulmányban bemutatott benchmarkprojektek jelentős része elhagyható lenne. Ugyanakkor egy-egy kiválasztott benchmark projektre alapozott támogatási rendszer hátrányosan is kezelheti az egyes kategóriába tartozó, de ott a speciális jellegzetességei miatt a kategórián belül kevésbé versenyképes projekteket, amelyek megvalósulása így nem várható. Viszont lehetnek olyan indokok, amelyek alapján egy-egy kategórián belül az egyes kevésbé hatékony projektek megvalósulását a támogató szeretné ösztönözni, de ha a maximális támogatási intenzitásokat a mintaprojektek határozzák meg, ez csak külön elfogadott célok és a célokhoz illesztett külön források összehangolásával biztosítható. A tanulmányban leírt projekttípusokat a szakértők a valós projektek elemzéseiből illetve tervezői gyakorlataikból állították össze úgy, hogy az egyes mintának vett projekttípusok a következő években megvalósuló átlagos körülményeknek és technológiai viszonyoknak megfeleljen. Így a kapott értékek stratégiaalkotásra, jövőképek felvázolására felhasználhatók. Ha benchmark projekttípusok alapján kiszámított támogatásszükséglet elérhetővé válik a projektgazdák számára, nagy valószínűséggel a technológiák iránti kereslet ugrásszerű növekedése várható, míg alacsonyabb elérhető támogatások esetén a kereslet stagnálása, esetleg nagyon lassú növekedése várható. Ha a tanulmányban tehát valamelyik fontos, már technológiailag érett és ma elérhető megújuló energia szegmens nem kerülne önálló értékelésre, az olyan projekteket zárhatna ki a megvalósítás későbbi támogatásából, amelyek megvalósulása a kedvező járulékos társadalmi, környezeti hatások (externáliák) vagy a kedvező munkahelyteremtő hatás miatt fontos lehet. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

39

A túl kevés kiválasztott kategória tehát egyes különben támogatásra érdemes szegmenseket elrejt és megvalósulásukat gátolná, viszont a túl nagyszámú típusprojekt gátolná egy kezelhető részletességű támogatási politika és stratégia létrejöttét. A módszertani kérdések tisztázása mellett először kijelöltük azokat a megújuló energia típusú főcsoportokat, melyek a megújuló stratégia fő számaiban is fontos, hogy önálló tételként jelenjenek meg. Az értékelés során azonban a főcsoportokat további alcsoportokra bontottuk azért, hogy a megújuló-energetikai portfólió még kezelhető számú, de elég részletes benchmark projektre támaszkodhasson. A kiválasztott projekteknél tekintettel voltunk arra, hogy a vizsgált időszakban várhatóan típusában elterjedni tudó, az alcsoport egészére jellemző és már most is elérhető, példákon alapuló projekt jellemzői alkossuk meg. Az egyes kategóriákban olyan mintaprojekteket emeltünk ki, amelyek esetében megvalósul az ésszerű telephelyválasztás, a legkisebb költségre törekvés elve és a legjobb elérhető technológia alkalmazása. A projektek értékelésénél minden paraméter esetében egy darab konkrét jellemző érték megadására törekedtük, így bár egy típusprojektet jellemzően intervallumok megadásával lehetne jellemezni, a vizsgálatnál átlagviszonyokat modelleztünk elkerülve a részben vagy egészben szélsőségesnek minősíthető projekttípusok értékelését. IV.2

A PROJEKTEK KÖLTSÉGÉRTÉKELÉSÉNEK MÓDSZERTANA

A feladatot olyan módszertan szerint kell végrehajtani, amit az Európai Unió illetékes szervei is megfelelőnek, hitelesnek találnak. Ezért esett a választás az Európai Bizottság Kutatási Főigazgatósága (DG Research) és a Bécsi Műszaki Egyetem által kifejlesztett Green-X modellre. Ebben a fejezetben azt mutatjuk be, hogy a modell alkalmazása a benchmark projektek értékelésénél milyen módszertant tett szükségessé. Ez a fajta projektértékelés a teljes Green-X módszertan része és annak alapját képezi, hiszen az egyes típus-beruházások, technológiák megvalósításának, üzemelésének és tőkeköltségeinek olyan összetett energiatermelésre vonatkoztatott jellemző fajlagos költségeit eredményezi, amely összehasonlíthatóvá, értékelhetővé teszi az egyes projekttípusokat a fajlagos költségek alapján. Így a benchmark projektekre elvégzett számításokkal a megújuló energiaforrások felhasználásának növelésére irányuló stratégiák és megvalósításuk költségigénye felmérhető. Ezt követően az egyes projektekkel elérhető bevételek elemzésekor az elvárt illetve elfogadható tőkeköltségre is elfogadható jövedelmet biztosító támogatásszükséglet is meghatározható. A GREEN–X modell célja a megújuló energiából származó villamosenergia termelést segítő támogatói stratégia megalapozása volt. Az EU Intelligens Energia programja által támogatott Green-X projekt egy olyan szemléletmódot alakított ki és olyan eszköztárat teremtett eredetileg a megújuló villamos energiára vonatkoztatva (RES-E), amelyek alkalmazásával tudományos és politikai konszenzus mellett lehetséges egy megújuló energetikai (rövidítve RES) politika megvalósítása. A fentiek alkalmazásával Európa-konform RES politika alapozható meg Magyarországon. A támogató leírása és kapcsolódó tanulmányai a http://www.green-x.at honlapon letölthetők. [5][6][7] Egy gazdaságossági értékelés lefolytatásánál alapvetően három munkaszakasz különböztethető meg, melyből az első az értékelés tárgyának és módszereinek meghatározása, a második a vizsgálat elvégzése, míg végül csak a harmadik szakasz a tulajdonképpeni értékelés. Az első alapvető szakasz során jellemzően az alábbi tényezőket kell rögzíteni: 1.

40

Az értékelési feladat pontos megjelölése, körülhatárolása, kinek, minek a számára kell elvégezni.


2.

A vizsgálat térbeli és időbeli időhorizontja

3.

A ráfordítások, költségek meghatározása, hogyan lehet ezeket a tételeket számszerűsíteni

4.

Annak tisztázása, hogy mit tekintünk hozamnak, gazdasági eredménynek az adott vizsgálatkor.

5.

Annak tisztázása, hogy milyen módon lehet tisztázni a hozam nagyságát illetve milyen formában jelenik meg.

6.

Milyen kritériumokat, mérőszámokat alkalmazunk a vizsgálat értékelésénél.

Az értékelési feladat a felállított benchmark projektek gazdasági viszonyainak értékelése alapvetően döntéstámogatási célból. Az értékelés célrendszernek azonban több pontja is van. Az egyes technológiatípusok összehasonlíthatósága gazdaságossági szempontból Egy olyan módszertan lefektetése, amelyhez a különböző támogatási típusokat és prioritásokat illesztve a megújuló energetikai kínálati függvény bármikor felrajzolható lehet. Az egyes projekttípusok megvalósítási és működtetési költségeinek a meghatározása Az egyes projekttípusok támogatásszükségletének a meghatározása A különböző megújuló energia stratégiai támogatási programok társadalmilag felelősen vállalható támogatási mértékének a meghatározása Egy olyan elemzési módszer lefektetése, amely konkrét projektek esetében alkalmas az üzleti tervek és megszerzett beruházási támogatások ismeretében a felelősen adható átvételi ár, illetve működési pénzügyi támogatások meghatározásához kétféle eltérő megközelítés szerint: —

adott fix időtartamig projektenként eltérő nagyságú átvételi ár

—

fix átvételi ár mellett projektenként eltérő időtartamig nyújtott támogatás

A projektek értékeléséhez a szakértők olyan típusokat állítottak fel, mely összhangban van a gyakorlatuk szerinti, illetve a jelen tanulmány elkészítésekor betekintést nyert projektek tényleges megvalósulásaival. A szakértők az egyes projektek felállításánál kiszűrik az egyedi jellegzetességekből adódó speciális előnyöket, illetve hátrányokat. Az egyes vizsgálatok térbeli horizontjának lehatárolása nem mindig magától értetődő egy megújuló energetikai projektnél. Az egyes projektek működéséhez, működetéséhez szükséges járulékos beruházások közül azokat az elemeket, amelyeket jellemzően nem az energetikai projekt gazdája hajt végre – például pelletüzem vagy energiaerdő telepítés, vagy akár szakemberképzés – nem tekintjük a gazdaságossági értékelés tárgyának. Viszont néhány esetben a beruházási költségek között olyan tételeket is figyelembe vettük, ami bár nem tekinthető közvetlenül a létesülő energetikai technológia részének, de az üzemeltetéséhez szükséges olyan járulékos építést jelent, amit jellemzően a beruházó valósít meg. Ilyen jellegű fejlesztés például a termelt hő értékesítését lehetővé tevő hővezetéki – hőközponti rendszer vagy a jellemzően szükséges meglévő fűtési rendszer átalakítása sugárzó fűtéssé a napenergiával vagy hőszivattyúval termelt hő felhasználhatósága érdekében. A benchmark projektek leírásánál tehát mindig külön jelöljük azokat a járulékos projektelemeket, amelyeket a beruházási költségek részeként kezeltük, de nem tekinthetők a legszigorúbban vett technológia részének. Alapvetően a kialakult pályázati struktúrák szerint elfogadott megközelítését alkalmaztuk a projektek fenti térbeli lehatárolásánál.


41

A projektek értékelésénél BAT (Best Available Technology) elveken nyugvó átlagprojekteket vizsgáltunk, melyek jellemzően Magyarországra vonatkoztathatók. A projektek esetleges lokalitásából eredő különbségeket nem vizsgáltuk, de nyílván a költségek esetenként ettől is függnek. Például eltérő régiókban némileg eltérő a rendelkezésre álló szakember és eltérő a bérszínvonal, eltérőek a közüzemi hálózatok kiépítettségei, eltérőek az egyes elérhető megújuló energia potenciálok mértékei. A fentiek miatt természetesen lehetnek olyan régiók, ahol a tanulmányban meghatározott költségek alulbecsültek (vagy kisebb mértékben felülbecsültek), így megvalósításukhoz szükséges támogatás értéke is nagyobb (illetve kisebb) lehet. Azonban a Benchmark – projektek megvalósítását azokban a régiókban képzeltük el, ahol a meglévő adottságok jellemzően reálisan indokolttá is tehetik a technológiák megvalósítását. A fajlagos költségek meghatározása így az egyes kistérségek, régiók számára iránymutatásul szolgálhat a tekintetben, hogy a térségi megújuló energetikai fejlesztési koncepciójukhoz milyen típusú technológiákat érdemes és milyen típusokat kevésbé érdemes figyelembe venniük. A tanulmányban felvázolthoz képest lokálisan a csak jelentős többlet fajlagos költséggel jellemezhető technológiákat nyílván a regionális – lokális politikában indokolt lehet figyelmen kívül hagyni. A vizsgálatok időhorizontját a dinamikus beruházás gazdaságossági vizsgálatoknál még jellemzően elfogadhatónak tartott 15 évben határoztuk meg, ami a Green-X modellben lefektetett értékkel összhangban van. A vizsgálatoknál figyelembe vettük a projekt maradványértékét is. A maradványérték meghatározásához a technológia műszaki élettartama és az időhorizont közötti jellemző éves pénzáramok többlethozamát tekintettük mérvadónak (éves pénzbevételek – árbevétel illetve megtakarítás – és a működési negatív pénzáramok különbsége), azzal a megszorítással, hogy a 15 éven túli éves pénzáram hozamot 30%-kal alacsonyabbnak tételeztük fel a karbantartási szükséglet várható növekedése, illetve egyéb piaci, logisztikai bizonytalanságok miatt, mint ami a 15. évben adódik. A fajlagos költségek meghatározása a Green-X modellben a kínálati görbék megrajzolása miatt fontos, hiszen a termelt energiára vonatkoztatott fajlagos hosszú távú határköltséget kellett megállapítani, amit fajlagos bevétel oldalról az üzem számára az energiapiacnak biztosítani kell tudni ahhoz, hogy az üzem a piacon eladóként megjelenjen. A tanulmányban a benchmark projektek egyik fő gazdasági értékszámát jelenti a fajlagos költség, amit a GreenX modellel összhangban határoztunk meg. A Green-X modell szerinti fajlagos összes villamosenergia költség (c) az üzemelési költség és a tőkeköltségek arányos részeinek az összege. A fajlagos költséget a modell az energiatermelésre vetített változó költség valamint a projekt állandó költségének és az egy év alatt megtermelt energiamennyiség hányadosának az összege alapján számítja. A modell az állandó költségek között értékeli a dinamikus szemlélettel meghatározott beruházási költség fajlagos értékét is. A gazdaságossági vizsgálatok esetében dinamikus szemléletűnek akkor tekintünk egy értékelést, ha figyelembe veszi az pénz mennyiségének értékelésénél az időpreferenciát. A modell az alábbi módon határozza meg a fajlagos termelési költséget, ahol az egyes jelölések a hazai villamosenergia szektorban megszokott jelölésekkel történnek: 1. VÁLTOZAT. Villamosenergia termelés hőértékesítés nélkül [11]

c

EL

c

VÁLTOZÓ

f F c c q h 1

EL

2

1000

CS

1000 s CRF

h

4.1

CS

ahol: cEL: a villamos energia fajlagos összes költsége [Ft/MWh]

42


CVÁLTOZÓ: az üzemeltetés fajlagos változó költsége [Ft/MWh] F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség stb.) [Ft/év] qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a] C1: a primer energiahordozó fajlagos költsége [Ft/MWh] C2: egyéb fajlagos változó költség (segédenergia, változó karbantartási költség) [Ft/MWh] f: fajlagos állandó működési költség [Ft/kW*év] hCS: csúcskihasználási óraszám [óra/év] s: fajlagos egységnyi kapacitásra eső beruházási költség [Ft/kW] CRF: Tőkemegtérülés annuitás faktor – a beruházási költséget ezzel megszorozva megkapjuk, hogy évente mekkora – időben állandó – összeget kell realizálnia a projektnek önmagában a beruházási költség megtérüléséhez (részletesebben lásd: 4.6. képlet). A hivatkozott forrásban az energiatermeléstől függő változó költségnek eredetileg csak a tüzelőanyag költséget tekintették, minden más költséget állandó költségként vettek számításban. Alapvetően az eredeti struktúrát megtartva a tüzelőanyag költségen kívül a számításoknál értelmezzük a működéstől függő egyéb változó költségeket is (például segédenergia költség). Az állandó és a változó költségeket az egyes példákban elkülönülten bemutatjuk. 2. VÁLTOZAT Villamosenergia termelés kapcsolt hőenergia értékesítéssel [12]

c

EL

c

VÁLTOZÓ

f F c c q h 1

1000 bhő

2

1000 s CRF

CS

EL

h

4.2

CS

A képlet az alábbi tétellel bővült: bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele [Ft/MWh] A bhő meghatározását a Green-X modell az alábbiak szerint számolja

bhő

P

hő

hő el

h h

el

4.3

hő

ahol phő : ηhő: ηel: hel:

A hőenergia fajlagos értékesítési ára (piaci ár) [Ft/MWhth] Hőtermelés hatásfoka [%] Villamosenergia termelés hatásfoka [%] Villamosenergia kapacitásra vonatkozatott csúcskihasználási óraszám, a számításban az értéke megegyezik hCS értékkel [óra/év] hhő: Hőenergia termelési kapacitásra vonatkoztatott csúcskihasználási óraszám [óra/év] A modell a költségek között a hőtermelés és villamosenergia költségét nem tekinti elkülöníthetőnek így a villamosenergia termelés teljes fajlagos költségét a hőértékesítés árbevételének a figyelembevételével határozza meg. Elvételes kondenzációs üzemben a két csúcskihasználási óraszám vonatkoztatási alapja nem független egymástól, ezért a benchmark projektek esetén a maximális hőszolgáltatási igény önfogyasztással növelt értékét tekintjük a hhő vonatkoztatási alapjának. A hel érték alapjának a fűtőerőmű működésének átlagos kiadható teljesítményét tekintjük. A benchmark projektek kapcsán a hő árát jellemzően olyan piaci árnak tekintjük, amely az egyedi gázkazános hőellátáshoz képest legalább 20%-os költségmegtakarítást eredményez. A tapasztalatok szerint új projektek esetében jellemzően ekkora kimutatható megtakarítás szükséges ahhoz, hogy a hőeladás versenyképes alternatíva lehessen. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

43

3. VÁLTOZAT. Hőenergia termelés villamosenergia termelés nélkül

c

hő

c

VÁLTOZÓ

f F c c q h 1

hő

2

1000

hő

1000 s CRF

4.4

h

hő

ahol: chő: a hőenergia fajlagos összes költsége [Ft/MWh] CVÁLTOZÓ: az üzemeltetés fajlagos változó költsége [Ft/MWh] F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség, stb.) [Ft] qhő: az éves hasznos illetve értékesített hőenergia termelés [MWh/a] C1: a primer energiahordozó fajlagos költsége [Ft/MWh] C2: egyéb fajlagos változó költség (segédenergia, változó karbantartási költség) [Ft/MWh] f: fajlagos állandó költség [Ft/kW*év] hhő: Hőtermelés csúcskihasználási óraszáma [óra/év] s: fajlagos egységnyi kapacitásra eső beruházási költség [Ft/kW] A Green-X modell eredendően csak a villamosenergia termelés fajlagos költségét vizsgálta, azonban a mostani megújuló energetikai stratégiai célok és kötelezettségek már nem csak a villamosenergia felhasználás előírt arányának a teljesítését követeli meg, hanem a megújuló energiaforrásoknak az országos primer energiahordozó szerkezetében történő növelését. A hőenergia célú megújuló energia projektek igazságos támogatását tehát hasonló metodika szerint kell vizsgálnunk, mint a villamosenergia termelés esetében. A magyar villamosenergia szektorban megszokott jelölések némileg eltérnek a Green-X modellben alkalmazott jelölésektől. A tanulmányban alapvetően a nemzeti jelölési rendszert használjuk Fazekas András István művében foglaltaknak megfelelően.[13] A nemzetközi szakirodalommal való összevethetőség és a jogszabályoknak való megfelelés érdekében az alábbiakban bemutatjuk a Green-X modellben alkalmazott jelöléseket is. Megnevezés

Hagyományos magyar jelölés

Green-X jelölés

a villamos energia fajlagos összes cEL C költsége az üzemeltetés fajlagos változó költsége CVÁLTOZÓ CVARIABLE állandó költség F CFIX az éves kiadott villamosenergia termelés qEL qel a primer energiahordozó fajlagos költsége C1 CFUEL egyéb fajlagos változó költség C2 fajlagos állandó működési költség f CO M csúcskihasználási óraszám hCS H fajlagos egységnyi kapacitásra eső s I beruházási költség tőkemegtérülési faktor annuitás faktor* CRF a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele bhő Rheat a hőenergia fajlagos értékesítési ára phő Pheat hőtermelés hatásfoka ηhő ηheat villamosenergia termelés hatásfoka ηel ηel villamosenergia kapacitásra vonatkozatott csúcskihel Hel használási óraszám hőenergia termelési kapacitásra hhő Hheat vonatkoztatott csúcskihasználási óraszám * Vargha Jenő: Ipargazdaságtan III., Nemzeti Tankönyvkiadó, Budapest 1995 elnevezése szerint

Mértékegység [Ft/MWh] [Ft/MWh] [Ft] [MWh/a] [Ft/MWh] [Ft/MWh] [Ft/kW*év] [óra/év] [Ft/kW] [Ft/MWh] [Ft/MWhth] [%] [%] [óra/év] [óra/év]

2. Táblázat Nemzetközi és hagyományos nemzeti jelölések összehasonlító táblázata

44


A Green-X modell eredetileg nem foglakozik a kizárólagosan hőtermeléssel, így ezeket a jelöléseket nem hasonlítjuk össze. A benchmark projektek változó költségei az energiahordozó és segédenergia költségeket, valamint a karbantartási költségek változó költségelemeit mutatják az éves energiatermelés fajlagosa szerint. Az állandó költségek között részben a fenntartás állandó költségei szerepelnek, melyek közül a legjellemzőbbek az bérjellegű költségek, és a karbantartás állandó jellegű költségei, másrészt a beruházási költség diszkontálási rátája és a megtérülési idő által meghatározott annuitás szerinti tétele. A beruházási költségek a modellben és a benchmarkértékelésekben pontszerű, a 0. évben felmerülő költségként szerepelnek. A dinamikus gazdasági értékelésnél annuitás faktornak (törlesztő faktornak) hívják azt a hányadost, amellyel a beruházás értékét megszorozva megkapjuk azt az időben állandó éves költségelemet (TT), amely a vizsgált időhorizont végére biztosítja a befektetett összeg megtérülését az adott belső kamatláb mellett. Képletszerűen ez az alábbiak szerint felírt.[14]

TT ahol TT*: S: p: n:

*

p(1 p)n (1 p)n 1

S

4.5

évi tőketeher [Ft] Beruházási költség pontszerűek tekintett beruházás esetén [Ft] belső kamatláb időhorizont [év]

A Green-X modellben alkalmazott ’capital recovery factor’ (CRF) olyan speciális annuitás faktornak felel meg, ahol a belső kamatláb megegyezik a súlyozott átlagos tőkeköltségnek (’weighted avarage cost of capital’), amit a hazai terminológiában is gyakran WACC-nak jelölnek. Továbbá a Green-X modellben a tőkemegtérülést csak addig az időpontig veszik figyelembe, ameddig a projekt megtérül, így a számítás időhorizontja megegyezik a projekt dinamikus megtérülési idejével (’payback time’). A Green-X modell jelölésével a CRF faktort az alábbiak szerint írhatjuk fel. [15]

CRF

z(1 z) PT (1 z) PT 1

4.6

ahol z: átlagos tőkeköltség [%] PT: megtérülési idő [év] (jellemző magyar jelölése ’M’) A Green-X modell a projekt műszaki élettartama helyett a létesítmény megtérülési idejét alkalmazva szabja meg a projekt értékelési időhorizontját. A módszer alapvetően 15 évben határozta meg a számításoknál a fenti megtérülési időt, így a számításban mi is ezt az időhorizontot alkalmazzuk. A diszkontálási kamatláb (z = WACC) meghatározás a Green-X modell szerint is soktényezős, de alapvető fontosságú feladat és technológiaként, projekttípusonként, eltérő kockázatonként eltérő értékek szerepeltetését is lehetővé teszi. Értéke jellemzően a kockázatviselők elvárásaitól valamint az alábbi négy jellemzőtől függ: jogszabályi és politikai környezet stabilitása támogatási rendszertől MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

45

a technológiától a beruházó típusától. A WACC alapvetően súlyozott átlagában kezeli a különböző tőkeforrások mögötti hozamelvárásokat, így például a vállalkozói tőke hozamelvárásának a sajáttőke arányos elvárt nyereséget (ROE) tekinti. A Green-X modell a tisztességes ROE teljesüléséhez szükséges adózás előtti hozamelvárás biztosítását ismeri el a projekt tőkeköltségében. A vállalkozói tőke elváráshoz képest a Green-X modellben jellemzően jelentősen kisebb tőkemegtérülést szerepeltetnek a banki hitel által biztosított tőkét illetően. Így kevésbé kockázatos projektek esetében egy bemutatott példa esetében a vállalkozói tőke megtérülésre 13,2%ot, míg a hiteltőke megtérülésére 4,3%-ot ismertek el, amelyek 25%-os önerőt feltételezve 6,5%-os WACC értéket eredményeztek. Jelentős kockázatú projektek esetében a Green-X modell feltételezi, hogy a kockázatot a bank kezelni tudja, így a 4,3%-os hiteltőke elvárást nem változtatták, viszont a vállalkozói tőke költségét 21,5%-ban ismerték el, mely 25%-os önerő esetében 8,6%-os WACC értéket eredményezett. A WACC meghatározása képletszerűen a Green-X modell szerinti jelölésekkel:[16]

WACC

gd rd ge re gd

rfd rpd

ge [rfe b rpe] 1 rt

4.7

ahol gd: hiteltőke aránya rd: hiteltőke költsége ge: vállalkozói tőke aránya re: vállalkozói tőke költsége rfd = rfe = rf: kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’risk free rate’) rpd: kockázati prémium hitel esetében (’risk premium’) b: az adott befektetés béta értéke (’equity beta) rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium’) rt: adóteher (’tax rate (corporation tax)’) Attól függően, hogy az rf értékek nominális vagy reálhozamot jelentenek a WACC érték az inflációt is magában foglaló nominális, vagy infláció nélküli reális tőkeköltséget fejez ki. Jelentősége az rf értéknek azért nagy, mert ha a CRF érték meghatározásánál nominális WACC költséggel értékeljük a befektetések annuitását, egy a megtérülést csak a megtérülésig biztosító árbevétel prémium (kiegészítő támogatás) értéke már fedezetet nyújt az infláció értékére, így a támogatás ideje alatt ez fíx értéket jelent nominálisan. Míg ha rf értéke reálértéken kerül figyelembevételre az elfogadható módon adható kiegészítő támogatásnak is inflációkövető módon növekedni kell a megtérülés biztosításához. Az Írországban alkalmazott Green-X modellben reálértéken számoltak, így az ez alapján képzett kiegészítő ártámogatási prémium értékek folyamatos inflációt követő emelésre szorulnak. A benchmark projektek értékelésénél mind a két megközelítési módot figyelembe vesszük. A kockázatok értékelésekor a szakirodalom megkülönbezteti a befektetések diverzifikációjával megszüntethető specifikus kockázatot, valamint a diverzifikáció révén sem csökkenthető szisztematikus vagy piaci kockázatot. Az adott befektetésre jellemző specifikus kockázatot csak az önerőt befektető vállalkozó viseli, mivel egy nagyobb portfoliót kezelő befektető (általában bank) az ilyen jellegű kockázatokat diverzifikációval kizárja. Így a hiteltőke mögött az Írországban is átvett modell csak a piaci kockázatot ismeri el, míg a vállalkozói tőke mögött mind a piaci, mind a specifikus kockázatot elismeri valós tőkeköltségnek. A Green-X modell a vállalkozói tőkeköltség értékelésekor figyelembe veszi a béta tényezőt. Egy befektetés béta értéke definíció szerint a befektetés és a piaci hozam közötti kovariancia

46


valamint a piaci hozam varianciájának hányadosa. Alapvetően azt jellemzi ez a hányados, hogy a vállalkozó befektetése, mennyivel járul hozzá általában egy vállalkozói befektetési portfólió kockázatának a növeléséhez. A Green-X modellben alkalmazott béta érték a vállalkozói tőke tekintetében 1,6 volt, amit a benchmark projektek esetében elfogadtunk átlagos jellemző értéknek. A hiteltőke esetében egy-egy megújuló energetikai befektetés jellemzően nem jelenthet akkora hatást, hogy a banki portfólió kockázatát befolyásolná, így a Green-X modell a béta tényezőt csak az önerő tekintetében fogadja el. A társasági adóterhet a Green-X modell a vállalkozói tőke esetében elismeri költségtényezőként, így mértékét a WACC érték meghatározásánál szintén figyelembe veszi. Az eltérő egyedi kockázatú megújuló energia technológiák esetében a vállalkozói tőke megtérülése tekintetében a Green-X modell eltérő tőkeköltséget ismer el, azonban a hitel tőke esetében a modell csak az iparágra jellemző piaci kockázatokat veszi figyelembe, a specifikus kockázatot, valamint az eltérő béta értéket nem. Az ír RES-E megalapozó tanulmány (SEI. 40. o,) így például kétféle kockázati szintű WACC értéket vizsgál. A piaci kockázat és a hiteltőke iránt elvárt hozam a kockázattól függetlenül 4,7%, de a saját tőke specifikus kockázatokat és adófizetést is tartalmazó elvárt illetve a támogathatóság szempontjából elismert hozama 12,0% illetve 17,7%. A példában 70%-os hitelarány mellett a WACC érték 6,5% illetve 8,6% között változik a projekt kockázatának a függvényében. Így a modell egy jellemző vállalkozói tőkeköltség súlyának megfelelően képes költségként elismerni, ha egy projekt a piacon még ki nem próbált, a működés kockázatát meghatározó módon befolyásoló innovatív elemeket (résztechnológiákat) alkalmaz. A fenti helyzet teszi lehetővé, hogy a Green-X modellre alapozott támogatási rendszer az olyan projekteket, amelyekhez a piacon még nem kipróbált, új fejlesztésű meghatározó résztechnológiákat integrálnak, magasabb támogatásban részesíthessen. Így a Green-X modell szerint megvalósított támogatási rendszer az új fejlesztések piacra jutását akkor is segíteni tudja, ha a fejlesztés nem egy egész komplex technológiára vonatkozik, így az egész rendszer nem minősíthető mintaüzemnek. Például egy új típusú fermentációs eljárásra alapozott biogázüzem, hagyományos gázkezelési és gázmotoros technika mellett nagyobb támogatásban részesülhet. Erről példát a későbbiekben részletesen bemutatunk, de a megújuló energetikához kapcsolódó innováció erősítésére a fentiek továbbgondolásra alkalmas víziót jelentenek, ugyanis sokkal inkább várható, hogy egy- egy meghatározó technológiai elemet érintő innováció válik piacéretté, mint egy egész komplex technológia, viszont pont ezért az innováció referenciaüzemi tesztelése gyakran áthidalhatatlan nehézségekbe ütközik A benchmark költségek megalapozására csak részben, fő iránymutatásként fogadtuk el a pályázatokban, engedélyezési eljárások keretében benyújtott üzleti tervek adatait. Meggyőződésünk, hogy a jellemző pályázati rendszerek úgy nevezett BMR (belső megtérülési ráta) elvárásai (a KEOP-ban egy projekt támogatási intenzitása a belső megtérülési rátától függ, negatív BMR értékű projekt nem támogatható) különösen a közbeszerzési eljárások nélkül lefolytatott projektek esetében több esetben a beruházások legfőbb ármeghatározó tényezőjévé vált. Jellemzően minden projekt olyan üzleti tervet igyekszik alátámasztani, amely a maximális támogatást lehetővé tevő alacsony, de még pozitív belső megtérülési ráta értéket eredményez. Így esetenként nem a tiszta piaci viszonyok között egyébként kialakuló költségek kerülnek a pályázatok üzleti terveiben bemutatásra. Továbbá az engedélyezési eljárásokban bemutatott üzleti tervek az átvételi ártámogatás (KÁT) minél inkább nagyobb értéke elnyerése érdekében jellemzően a minél rosszabb megtérülés igazolására motiválnak, így szintén kérdéses lehet az itt bemutatott költségek és hozamok őszintesége. Így a valós költségek megismerésénél nem csak a statisztika hiányosságai jelentenek nehézséget, hanem az üzleti tervekben a támogatások maximálásának céljából elrejtett költségek vagy hozamok is gátjai. A megújuló energetikai KEOP pályázatok nagy sikertelenségi arányában feltehetően a BMR feltétel szerinti támoMEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

47

gatási intenzitás maximálásának szakmailag nem elfogadható módon történő alátámasztási kísérletei is okolhatók. Alapvetően a harmadik kötetben lefektetendő megújuló energia stratégia minden olyan tipizált elemére, amelyekre különféle fajlagos támogatások lehetnek elfogadhatók, és amelyeket alapvetően és meghatározó módon eltérő jellegű műszaki – gazdasági viszonyok jellemeznek egy – egy típus projektet üzleti tervet állítottunk össze melyet több hasonló projektet ismerő, és megvalósításukban, megtervezésükben részt vevő szakember a pályázatokban jellemzően bemutatott üzleti tervek ismeretében a piaci valós költségeket tudta nagy pontossággal megbecsülni. A projektek értékelésekor fontos annak a meghatározása, hogy mi tekinthető alapvetően hozamnak az egyes projektek tekintetében. Az éves hozamok jellemzően két típusba sorolhatók. A megtakarítás jellegű hozamok a benchmark projektekben rendszerint a kiváltott fosszilis energiahordozó alkalmazásának megtakarított költségeit jelentik. Alapvetően ilyen jellegű éves megtakarítások jelentkeznek a csak hőtermelő projektek esetében. A gázköltség esetében megtakarításnak alapvetően a Magyar Energia Hivatal által közzétett különböző teljesítményigények szerinti aktuális fajlagos költségeket [Ft/GJ] tekintjük kiindulónak a benchmark projekt teljesítménykategóriája szerint. Villamosenergia termelés esetében a benchmark projektek KÁT támogatás nélküli piaci bevételei nehezebben meghatározhatók tényleges példák hiányában. Jelenleg a megújuló energia alapú villamosenergia termelés vagy garantált zöld mérlegköri átvétellel, kedvezményes ár mellett történik, vagy kisebb teljesítmények esetében ad-vesz mérők segítségével a villamosenergia számlázott saját fogyasztását csökkentik. A villamosenergia termék piaci árát alapvetően a zsinóráram piaci értékével, árával jellemezhetjük. Feltéve, hogy egy megújuló energia termelő kiserőmű a szabadpiaci értékesítés mellett is ugyanolyan mértékű folyamatos működésre törekszik, mint a támogatott, garantált átvétel esetén, az előállított termelés zsinóráron történő piaci értékelését viszonyítási pontként kezelhetjük. A tisztán piaci viszonyok között a magasabb önköltsége miatt egy tisztán megújuló energia alapú villamosenergia termelő egység várhatóan nem tudna valójában a piaci zsinórtermék által meghatározott árbevétel alapján egyenletesen működni, de például különféle minőségű tartalékként vagy csúcsüzemi időzónában történő működéssel, illetve kiegyenlítő energia révén talán hasonló mértékű árbevételt tudna elérni, más jellegű alacsonyabb fajlagos működési költség mellett. Ennek korrekt meghatározására a piaci példák hiányában jelenleg nem vállalkozunk, így a piaci árnak a zsinóráram árának változását tekintjük. Hőenergia értékesítésnél a viszonyítási alap szintén a földgázhasználat költsége. Itt is, akár csak a megtakarítás eseténél, figyelemmel kell lenni arra, hogy a földgázhasználat fajlagos energia költsége [Ft/GJ] közvetlenül nem összevethető a hasznos hő mennyiségére kifejezet fajlagos hőár [Ft/GJ] értékével. Az összevethetőséghez az éves felhasználás átlagos kazánhatásfokát is figyelembe kell venni, melynek jellemzően számításokban alkalmazott értéke a használt berendezések esetében 85%, így mi is ezt alkalmaztuk a számításoknál. Mivel a projektben figyelembe vesszük a későbbi fejezetben ismertetett módon a munkafeladathoz kapcsolódóan elkészített prognózisokat is, így a megtakarítások illetve árbevételek tekintetében egy változó összegű sorozatot alkot, melynek diszkontált jelenértékét annuitás faktor segítségével egyenértékű tagokból álló sorozattá alakítjuk, így a fajlagos jellemző éves megtakarítás az alábbiak szerint kimutatható:

b

s

bi(1 p)

i

p(1 p)t , (1 p)t 1

4.8

ahol 48


bs: bi: t: p:

a megtakarított vagy értékesített energia fajlagos értéke illetve árbevétele [Ft/MWh] a bi (i = i...t) sorozat egyedi nominális értékű tagja, azaz az i-dik évben prognosztizált fajlagos díj nagysága [Ft/MWh] a számítás időhorizontja (15 év) a bevételi sorozat belső kamatlába, amely a pénz értékének időbeli romlását fejezi ki, így megegyezik a 15 év alatt várható átlagos infláció mértékével [2,5%/év]

A bevételek között projekttípusoktól függően esetenként egyedi jellegű egyéb bevételeket is értékelünk, mint jellemzően a biogáz kiserőművekben a veszélyes hulladék ártalmatlanításáért kapott önfogyasztással csökkentett energiatermelésre vetített bevétel fajlagos értékkel. Megtakarításként értékeljük a benchmark projektek esetében a maradványértéket. A maradványértéknek a 15. év végén még működőképes technológiai rendszer piaci értékét tekintjük. A maradványérték piaci értékének az időhorizont (15. év) és a berendezés műszaki élettartama között még megtermelhető jövedelmeket értjük. Meghatározáshoz a projekt tőkeköltségek nélkül számított várható átlagos jövedelmezőségének 70%-át vesszük figyelembe a következő számítással:

m

b cváltozó

f 1000 hcs

(1 z) LT 1 (1 z)t 1 z(1 z) LT z(1 z)t

y.

4.9

ahol m: fajlagos maradványérték [Ft/MWh] b: éves árbevételek, illetve megtakarítások összesen (0. évi értéken) [Ft/MWh] CVÁLTOZÓ: az üzemeltetés fajlagos változó költsége [Ft/MWh] F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség stb.) [Ft/év] f: fajlagos állandó költség [Ft/kW*a] hCS: csúcskihasználási óraszám [óra/a] z : kamatláb (WACC) [%] LT: projekt élettartam [a] t: időhorizont (15 év) [a] y: degradációs tényező (0,7) A maradványérték meghatározása szempontjából az egyes technológiák élettartamát a számításoknál 25 évben maximáltan vesszük figyelembe. Abban az esetben, ha benchmark projekt esetén a támogatás nélküli árbevételek nem fedezik az üzemeltetési változó és állandó költségeket, a támogatott megtérülési időszak utáni maradványértékeket negatív tagként nem veszszük figyelembe. A vizsgálatoknál a fajlagos hozam nagysága az energia fajlagos összes bevételének (melynek része fajlagos bevételek és a fajlagos maradványérték) és fajlagos összes költségének [Ft/MWh] különbsége adja. A fajlagos hozam negatív értéke megadja azt a fajlagos támogatást, amiben az egyes projekt extraprofit juttatása nélkül támogatható lehet. Így a fajlagos hozam értéke képezi a KÁT támogatások meghatározásának az alapját. A projekteket alapvetően az alábbi paraméterekkel értékeljük: 1.

Fajlagos összes költség [Ft/MWh] önfogyasztással csökkentett villamosenergia termelésre vetítve

2.

Fajlagos összes költség [Ft/MWhth] önfogyasztással csökkentett hőtermelésre vetítve (ahol nincsen villamosenergia termelés)


49

3.

Fajlagos összes költség [Ft/GJ] a felhasznált primer megújuló energiahordozóra vetítve

4.

Fajlagos összes költség [Ft/tCO2] a kiváltott üvegházhatású gázokra vetítve

5.

Fajlagos átlagos éves üzemelési pénzügyi egyenleg (bevétel - kiadás) [Ft/MWh] önfogyasztással csökkentett villamosenergia termelésre vetítve

6.

Fajlagos átlagos éves üzemelési pénzügyi egyenleg (bevétel - kiadás) [Ft/MWhth] önfogyasztással csökkentett hőtermelésre vetítve (ahol nincsen villamosenergia termelés)

7.

A prémium ás KÁT kiinduló értékei 15 éves időszakra inflációkövetéssel

8.

A prémium ás KÁT kiinduló értéke 15 éves időszakra fix prémium, illetve KÁT nélkül (inflációkövetés nélkül)

9.

A prémium illetve KÁT adott, inflációt követő értéke esetén az indokolt támogatási időtartam

10.

A prémium illetve KÁT adott infláció követés nélküli értéke esetén az indokolt támogatási időtartam

11,

Kiváltott ÜHG csökkentés prémium illetve KÁT rendszeren keresztüli támogatói fajlagos költségei

IV.3

A SZÁMÍTÁSOKNÁL ALKALMAZOTT FELTÉTELRENDSZER

Villamos energia fajlagos referencia (piaci) ár meghatározása A projektek értékelésénél nehézség, hogy olyan virtuális piaci árhoz kell a megújuló alapú kiserőműveket viszonyítani, amelyekre gyakorlatilag nincs piaci példa. További hátrányt jelent, hogy a villamos energia jellemzőnek tekintett értékesítési árát a lehetőséghez képest elfogadhatóan 15 évre előre szóló becsléssel is modellezni kell ahhoz, hogy a Green-X modellben figyelembe vehető értéket kapjunk. A villamosenergia-piacon bázisárnak tekintett, zsinórtermékre (mint meghatározó termékre) vonatkozó prognózis tekintetében A HAZAI VÉGSŐ ENERGIA-FELHASZNÁLÁS ÉS A VILLAMOSENERGIA-ÁR PROGNÓZISÁNAK ELKÉSZÍTÉSE 2020-IG (Budapest 2009. november) Energiakutató Intézet (EKI - REKK) előrejelzésére tudunk számítani.[18] Támogatás nélküli esetben a megújuló energiát hasznosító kiserőművek számára a zsinórtermék ára feltehetően alacsonyabb, mint a piacra lépéshez a megtérülés mellet szükséges piaci ár. A támogatott, különösen az átvételi garanciával és prémiummal is támogatott megújuló energetikai projektek viszont jellegüket tekintve általában zsinóráram termelésre törekednek, bár az átvételi ár zónaidőkre való osztásával ez befolyásolható (jelenleg is a mélyvölgy időszakában való csökkentett üzem a jellemző az időjárás független, de rugalmas üzemeltetésű technológiák esetén). A jelen tanulmányban így a támogatáspolitikával biztosított zsinórüzemi állapot melletti piaci villamosenergia árat tekintjük a prémium nélküli állapot fajlagos árbevételének. Az EKI - REKK tanulmánya ezzel kapcsolatban megjegyzi, hogy mivel a modell input adatai is előre jelzett adatok, ezért fontos figyelembe venni, hogy különböző előrejelzések input oldalon más-más outputot eredményezhetnek. Az EKI–REKK az Energia Hivatal munkatársaival egyeztetve alakította ki az un. alap-szcenáriót, amely a legvalószínűbbnek tartott érték, de ugyanakkor kialakítottak még két másik szcenáriót is, egy un. ’optimista’ szcenáriót, mely magasabb kereslettel, és ezáltal nagyobb beruházási kedvvel, magasabb CO2 és magasabb olajárral számol, illetve egy ’pesszimista’ szcenáriót, mely alacsonyabb kereslettel, és alacso-

50


nyabb inputárakkal számol. A három szcenárió esetében a 2009-2020 között várható hazai nagykereskedelmi zsinóráram ára az alábbi módokon alakul: 80 Optimista 70

Zsinór áram ára, €/MWh

60

50

40 Pesszimista Alapeset

30

20

10

0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Forrás: REKK számítások és modellfuttatási eredmények

2. ábra A magyarországi zsinóráram ára 2009–2020 között, a három szcenárió esetén

Látható, hogy az EKI által legreálisabbnak tartott alapszcenárió esetében a magyarországi éves reál zsinórár a 2009-es 52 €/MWh-ás szintről 2020-ra felmegy 72 €/MWh-ra. A benchmark projektek értékelésénél ezt az alapszcenáriót vesszük figyelembe. Az értékek pontos számértékei a következők: év i infláció (PM)*

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2020 10

1,027 0,766

1039

1,022

1,026

1,028

1,028

1,028

1,027

1,027

1,027

1,000

0,978

0,950

0,920

0,895

0,871

0,852

0,830

0,806

1,027 0,787

56,0

56,9

52,2

54,0

56,4

58,8

61,9

64,7

66,1

69,7

72,2

15167,0

15410,8

14137,8

14625,4

15275,4

15925,4

16765,0

17523,3

17902,5

18877,5

19554,6

Reálár [Ft/MWh] 15 167,0 15 079,1 13 430,4 13 462,5 13 677,9 13 871,5 14 288,3 14 542,0 Súlyozott átlagár 14 347,2 [Ft/MWh] *A 161/2005 (VIII.16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium inflációs indexálása szerint **REKK becslése *** az MNB hivatalos középárfolyam 2009. december 31-én: 270,84 Ft/€ szerint

14 466,1

14 852,9

14 981,2

(1+p)-i tényező Nominális ár** [€/MWh] Nominális ár *** [Ft/MWh]

3. Táblázat A modellezett éves zsinór áram fajlagos ára 2009-2020 között alapszcenárió esetében, Magyarországon €/MWh

A fentiek alapján a jelenleg a projektvizsgálatoknál figyelembe vett villamosenergia piaci reálár: bEL = 14 347,2 Ft/MWh hőenergia értékesítés referencia ár meghatározása A benchmark projektek vizsgálatánál értékelni szükséges a hőárbevételek piaci értékét is mind a kapcsolt villamos és hőenergia termelés, mint a kizárólagosan hőenergia termelés eseMEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

51

tén. A piaci tapasztalatok alapján az új megújuló energetikai beruházások akkor tudják a hőt értékesíteni, ha a tervezett hődíj 15–25%-os költségmegtakarítást eredményez. A jelenleg az egyetemes szolgáltatás szerinti díjakat az alábbiak tartalmazzák: A Fővárosi Gázművek Zrt. egyetemes szolgáltatói engedélyesének árai 28/2009. (VI. 25.) KHEM rendelet és a 865/2009. sz. MEH határozat alapján Értékesítési kategória

2010. január 1-jétől Éves Éves alapdíj alapdíj*(1) Ft Ft/m3/ha 12 000 19 068

Gázmérő(k) névleges (össz)teljesítménye (m3/h) Teljesítménylekötés <20 n3/h gázmérővel rendelkezők >20 m3/h gázmérővel rendelkezők gázmérővel nem rendelkezők

100 m3/h-nál kisebb mérővel rendelkező felhasználók 100 m3/ha-nál nagyobb mérővel rendelkező felhasználók

Éves teljesítménydíj Ft/MJ/h

Gázdíj Ft/MJ Ft/m3 2,559 2,178 2,824

87,01 74,05 96,02

101–500 m3/h teljesítménylekötés

1 000

1,859

63,21

>500 m3/h teljesítménylekötés

1 000

2,096

71,26

A földgáz fűtőértéke leggyakrabban 34 MJ/m3, de van olyan hely az országban, ahol ez az érték 28 MJ/m3 és előfordul 36 MJ/m3 is. A Magyar Energiahivatal a Ft/MJ gázdíj összegeket határozza meg. A gázdíj összegét a szolgáltatott földgáz köbméterben mért és gáztechnikai normál állapotra átszámított térfogatának, az átlagos fűtőértéknek, valamint az egységnyi hőmennyiségre vonatkozó gázdíjnak az összeszorzásával kell megállapítani. Így a fogyasztóval a szolgáltató hőegyenértéken számol el. 2010-es januári értéken tekintve a Magyar Energia Hivatal becslését felhasználva a gázköltség alapvetően az alábbiak szerint osztható fel energiafogyasztástól függő gázdíjra (energia díjra) illetve egyéb költségekre: Fogyasztói kategória 20 m3/h alatt 20 – 100 m3/h között 100 – 500 m3/h között

GÁZDÍJ

EGYÉB becsült költség 881 Ft/GJ 1 072 Ft/GJ 1 041 Ft/GJ

2 559 Ft/GJ 2 178 Ft/GJ 1 859 Ft/GJ

Becsült összes fajlagos költség 2010. jan. 3 440 Ft/GJ 3 250 Ft/GJ 2 900 Ft/GJ

Gázköltség aránya 74,4% 67,0% 64,1%

Egyéb költség aránya 25,6% 33,0% 35,9%

4. Táblázat 2010-ben érvényes gázköltség szerkezet év i

2010 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

infláció (PM)*

1,039

1,022

1,026

1,028

1,028

1,028

1,027

1,027

1,027

1,027

(1+p)-i tényező Nominális ár** [€c/MWh] Nominális ár *** [Ft/MWh]

1,000 866

0,978 909

0,950 779

0,920 801

0,895 833

0,871 888

0,852 909

0,830 931

1,027 0,787 985

0,787 985

0,766 1018

2 345,5

2 461,9

2 109,8

2 169,4

2 256,1

2 405,1

2 461,9

2 521,5

2 667,8

2 667,8

2 757,2

2 345,5

2 408,9

2 004,3

1 996,9

2 020,2

2 094,9

2 098,2

2 092,5

2 099,0

2 099,0

2 112,3

Reálár [Ft/MWh] Súlyozott átlagár [Ft/MWh]

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2 125,7

*A 161/2005 (VIII.16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium inflációs indexálása szerint **REKK becslése *** az MNB hivatalos középárfolyam 2009. december 31-én: 270,84 Ft/€ szerint

5. Táblázat A modellezett fajlagos földgázdíj értékei 2009-2020 között alapszcenárió esetében, Magyarországon €c/GJ

A fentiek alapján a jelenleg a projektvizsgálatoknál figyelembe vett gázdíj: bgázdíj = 2 125,7 Ft/GJ

52


Fogyasztói kategória 20 m3/h alatt 20 – 100 m3/h között 100 – 500 m3/h között

GÁZDÍJ [Ft/GJ]

EGYÉB becsült költség [Ft/GJ]

2 926 2 490 2 126

881 1 072 1 041

Becsült összes fajlagos költség 2010. január [Ft/GJ] 3 807 3 562 3 167

Gázköltség aránya 76,86% 69,91% 67,13%

Egyéb költség aránya 23,14% 30,09% 32,87%

6. Táblázat 2010 január – 2025 január között várható átlagos földgázfelhasználás költségei

Figyelemmel arra, hogy a benchmark projektek során hőértékesítés történik, a földgázfelhasználás költségeit is a hőtermelés veszteségeinek a figyelembevételével kell meghatározni. Átlagosan 90%-os kazánhatásfokot figyelembe véve, és a földgáz használat költségénél 15%-kal kedvezőbb hőértékesítési díjat piaci árként elfogadva, a benchmark projektek hőértékesítése során az alábbi piaci bevétellel számolunk: Fogyasztói kategória

20 m3/h alatt 20 – 100 m3/h között 100 – 500 m3/h között

Kiváltott összes fajlagos gázköltség gázfűtőértékre vetítve [Ft/GJ] 3 807 3 562 3 166

Kiváltott összes fajlagos költség hasznos hőre vetítve [Ft/GJ]

Hőértékesítés fajlagos árbevétele hasznos hőre vetítve [Ft/GJ]

4 230 3 958 3 519

3 596 3 365 2 991

7. Táblázat Termelt hő értékének meghatározása

A fentiek szerint a benchmark projektek kapcsán az alábbi fajlagos árbevételeket illetve megtakarításokat vesszük figyelembe: hőtermelés távhőszolgáltató illetve ipari üzemek számára: 2 991 Ft/GJ helyi megújuló energetikai projektek megtakarítása (például pellet kazán): 3 365 Ft/GJ A számításnál figyelembe vett tőkeköltség (WACC) részletes meghatározása A vállalkozói tőke adózására is fedezetet nyújtó WACC meghatározására a Green-X modellben az Energy Economics Group (EEG) által alkalmazott és az előzőekben már bemutatott 4.7. képlet szerint történik.

WACC

gd rd ge re gd

rfd rpd

ge [rfe b rpe] 1 rt

4.11

ahol gd: hiteltőke aránya rd: hiteltőke költsége ge: vállalkozói tőke aránya re: vállalkozói tőke költsége rfd = rfe = rf: kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’risk free rate’) rpd: kockázati prémium hitel esetében (’risk premium by debt’) b: az adott befektetés béta értéke (’equity beta) rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium by equity’) rt: adóteher (’tax rate (corporation tax)’) A publikált Green-X modellben az adóterhet nem az adózás előtti bruttó hozamra vonatkoztatják, hanem az adózás utánira nettó hozamra, így képletbeli értéke nem egyezik meg a társasági adó kulccsal. A társasági adó kulcs és a modell szerinti adóteher közötti összefüggés:

rt[%]

adómérték[%] 1 adómérték[%]


4.12 53

A WACC mögötti kockázat értékelésére a Green-X modell a befektető kockázatának projektfüggő értékelését alkalmazza. Alapvetően megkülönböztetik a pénzügyi befektetők portfóliók építésével kizárt olyan kockázatokat, amiket az egyedi befektetők jellemzően kénytelenek viselni. Így a modellben alkalmazott tőkeköltség mögött a projekttípusoktól is függő speciális kockázatot és a befektetői béta értéket kell értékelni. A fentiek miatt a WACC értékben elismert tőkeköltség nem független a befektetőtől. A pénzügyi, banki befektetők mellett viszont eltérő méretű befektetői portfóliókat kezelnek az egyszerre több vállalkozást is menedzselő nagyobb, jellemzően multinacionális vállalkozások, mint a jellemzően kis és közepes vállalkozások, illetve intézmények, magánszemélyek. A fenti különbség eltérő béta értékekkel jellemezhető vállalkozói tőkebefektetést jelent az eltérő hozamelvárások mellett. Egy általános eljárásrend esetén, ha a tőkeköltségében valamiféle átlag kerülne elismerésre, akkor e vállalkozások jellemzően nagyobb jövedelemben részesülnek, mint ami indokolt lenne. A kockázatviselők szerinti eltérő értékelés esetén viszont lehetőség nyílik a nagyobb elfogadható tőkeköltséggel működő kis- és középvállalkozási, az intézményi illetve a magánszektor indokolt mértékű, a nagyvállalatokhoz képesti nagyobb támogatás elfogadtatására. A beruházási támogatási programok esetében EU szinten elfogadott a nagyvállalkozások megkülönböztetése, így a prémium rendszerű illetve garantált átvételi támogatások meghatározásánál is elfogadható a fenti megkülönböztetés alkalmazása. A vállalkozások megítélésére a „A kis- és középvállalkozásokról, fejlődésük támogatásáról” szóló 2004. évi XXXIV. törvény 3. §-ában meghatározottak szerinti mikro-, kis- és középvállalkozások fogalom meghatározása javasolt alkalmazásra. Az alábbi táblázatban három különböző esetet mutatunk be. Az első a jellemzően multinacionális hátterű nagyvállalkozás súlyozott átlagos tőkeköltségének a meghatározása. Nagyvállalkozások jellemzően nagyobb hozamelvárások mellet, de kisebb adóteherrel és szélesebb befektetői portfólióval rendelkeznek. Jellemzően euró alapú könyvvitelt vezetnek, így a csak forint alapú könyvvitelt vezető kisebb cégekkel szemben a várhatóan euró – forint inflációs különbség miatt további némi versenyelőnyt élveznek.1 [19] Az alábbi táblázatban a Green-X modellben alkalmazott WACC értékelést ismertetjük, a modellben alkalmazott képletekkel és sorrendben.

1

Radó Márk megállapítása szerint: A sajáttőke - jellegű finanszírozási források esetében az egységes tőkepiac hiányában a befektetők egyéni hozamkövetelményei dominálhatnak. Mivel a befektetők adózása nem egységes (a magyar befektetőknek a társasági befektetéseiken adóköteles inflációs árfolyamnyeresége keletkezik, miközben a befektetéseiket erős valutában nyilvántartó külföldi befektetőknek ilyen inflációs adókötelezettsége nem vagy elenyésző mértékben keletkezik), a befektetők szintjén azonos várt adózott reálhozam a vállalatok szintjén eltérő tőkeköltségben jelenik meg. A magasabb tőkeköltség következtében a magyar tulajdonú vállalatok az elmúlt évtizedben folyamatosan versenyhátrányban voltak Magyarországon. Ennek a versenyhátránynak a nagysága az infláció csökkenésével folyamatosan csökkent, ma durva becsléssel körülbelül 0,5 százalék ponttal (50 bázisponttal) magasabb tőkeköltséget jelent. Az inflációs árfolyamnyereség megadóztatásának problémája a jelenlegi adórendszerben azonban továbbra is fennáll. Célszerű lenne ezért az adórendszer olyan átalakítása, ami explicit módon figyelembe veszi ezt a problémát, és a hazai tőkeakkumuláció segítése érdekében csak olyan jövedelmet adóztat meg, ami valóban létezik.”

54


Nagyvállalkozás normál esetben Hitel (d) 1. Saját tőke / hitel arány (Share equity / debt) 2. Nominális kockázatmentes hozam (Nominal risk free rate) 3. Éves átlagos infláció (Inflation rate, CPI) 4. Reál kockázatmentes hozam (Real risk free rate) 5. Elvárt piaci reálhozam (Expected market rate of return) 6. piaci Kockázati prémium (Risk premium) 7. Iparági béta (Equity beta) 8. Társasági adóarány (Tax rate) 9. Adófizetés utáni hozam reálszintű tőkeköltsége (post-tax cost) 10. Adófizetés előtti reálszintű tőkeköltség (Real cost) 11. Reálszintű súlyozott átlagos tőkeköltség (Weighted average cost of capital) 12. Adófizetés előtti nominális tőkeköltség (Nominal real cost) 13. Nominális súlyozott átlagos tőkeköltség (Nominal weighted average cost of capital)

Kis- és középvállalkozások és non profit szervezetek Normál esetben Nagy kockázatú esetben példa Hitel (d) Saját Hitel Saját tőke (e) (d) tőke (e) 75% 25% 75% 25%

g

75%

Saját tőke (e) 25%

rn

7,2%

7,2%

7,2%

7,2%

7,2%

7,2%

i

2,73%

2,73%

2,73%

2,73%

2,73%

2,73%

rf = (1+rn) / (1+i) – 1 rm

4,35%

4,35%

4,35%

4,35%

4,35%

4,35%

6,15%

11,25%

6,15%

11,25%

6,15%

15,25%

rp = rm – rf β rt rpt = (rf + b x rp) r = rpt * (1+rt) WACC

1,8%

6,9%

1,8%

6,9%

1,8%

10,9%

4,35%

0,65 16,28% 8,84%

4,35%

1,6 23,46% 15,39%

4,35%

1,6 23,46% 21,79%

4,35%

10,28%

4,35%

19,00%

4,35%

26,9%

r*=(1+r)/( 1+i)-1 WACC*

5,8% 7,2%

13,29%

8,0% 7,2%

8,7%

22,25%

11,0%

10,0% 7,2%

30,36%

13,0%

8. Táblázat WACC értékek meghatározása

Az alábbiakban részletezzük az egyes pontok meghatározását: 1.:

A WACC (súlyozott átlagos tőkeköltség) meghatározása a pénzügyi hitelező szervezet befektetett tőkeelvárásait és a befektetett saját tőkével szembeni elvárásokat súlyozottan átlagolja. A Green-X modellben a számításokhoz 25%-os saját tőkebefektetést vettek figyelembe, így a benchmark projektek értékelésénél is ezt használjuk.

2.:

A nominális kockázatmentes hozam alatt összhangban a Magyar Energia Hivatal más esetekben is alkalmazott ármegállapítási módszertanával (villamos energia rendszerhasználati díjak szabályozásának a módszertana 2009–2012 továbbiakban MEH módszertan), olyan elvárt hozamot értünk, aminek nincs csődkockázata. 2

Egy másik definíció szerint a kockázatmentes hozam: az adott ország saját valutájában kibocsátott állampapírok hozama, amely gyakorlatilag mentes a visszafizetési kockázattól. A kockázatmentes hozamérték mértékei a nemzetközi értékelői gyakorlattal megegyezően az ötéves államkötvény hozamok adnak referenciát. Az állampapírok kockázatmentes hozamának számítási alapja az implikált forward kamatláb. Mivel azonban a Magyar Nemzeti Bank 2

A MEH módszertanban mind nominális, mind reálhozam szerepel, de alapvetően nominális forward indexek alapján történt a számítás. Itt természetesen a nominális hozam értéket alkalmazzuk. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

55

(MNB) forward kamatpályát csak 3 hónapos állampapírhozamokra közöl a MEH módszertan, az 5 éves és 3 hónapos papírok hozama közötti összefüggésre regressziós becslést végezett (Cochrane-Orcult algoritmussal), mely szerint: 5 éves hozam = 2,167 + 0,714 x 3 havi hozam – 0,053 x éves inflációs ráta. A fentiek szerint a nominális hozam átlagértékei az alábbiak szerint várhatók a következő három évben: Év

2010

2011

2012

Átlag

Nominális hozam [%] – MEH módszertan

8,3%

8,0%

7,2%

7,83%

http://mediaserver.fxstreet.com/Reports/b6d12d59-887c-41bf-bb14-223ff71395d8/0917a09e-1af6-46c3-ab70-7a526684d99b.pdf

A kereskedelmi bankok jellemzően optimista és pesszimista verziót is előállítanak 2010-re mely szerint a várható átlagos kockázatmentes hozamra 6% és 8% közötti érték szerint alakul. A banki betétgyűjtési akciók során viszont esetenként a 8%-os felső kockázatmentes hozam elismerése is érzékelhető. A fentiek szerint a 7,8%-os kockázatmentes hozamérték elismerése sem tekinthető irreálisnak, de ugyanakkor 2010 végére a kockázatmentes hozam értéke Magyarországon nemzetközi elemzők szerint a közeljövőben már akár 6% alá is csökkenhet. Az Erste Group által kiadott jelentés szerint (Long-term Outlook Hungary – Feb. 10, 2010.) az átlagos hosszú távú (10 éves) állampapírhozam („Long term interest rate”) 2010-ben 7,2%-ra várható Magyarországon. (http://www.fxstreet.com/fundamental/economic-indicators/hungary-longterm-outlook0912/2010-02-10.html) Figyelemmel az elemzett projektek 15 éves időhorizontjára a nominális kockázatmente hozam aktuális értékének így 7,2%-ot fogadunk el, mint ami 2010-ben biztonsággal vállalható érték. 3.:

Éves átlagos infláció

A 161/2005 (VIII. 16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium folyamatosan elkészíti az inflációs indexáláshoz szükséges technikai indexeket, melyek aktualizált adatai a Pénzügyminisztérium honlapján nyilvános. A 2010. február 6-i indexálás szerint az alábbi indexálás alkalmazandó 15 éves viszonylatban: Év

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Index

103,9

102,2

102,6

102,8

102,8

102,8

102,7

102,7

Év

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Index

102,7

102,7

102,7

102,6

102,6

102,6

102,6

A fenti hosszú távú hivatalos prognózis indexei egy olyan sorozatot képeznek, amelyek segítségével az egységnyi 2010. január elsején érvényes nominális összeg 2025. január elsején érvényes nominális értéke 1,4984 Ft-ra adódik. A fenti infláció hatása megegyezik 15 éves folyamatos 2,73%-os infláció hatásával, amit a számításban alkalmazunk.3 4.:

Reál kockázatmentes hozam

A MEH módszertan szerint a reálhozam értéke a Fisher képlet szerinti nominális és reálhozam közötti kapcsolat szerint az alábbi:

rf/

(1 rf ) 1 i

1

4.13

ahol 3

A modellben egy az időszak egészére jellemző inflációs értéket kell megadni

56


r/f: rf: i:

a nominális kockázatmentes hozam (nem ugyanaz a kettő!) a reál kockázatmentes hozam (nem ugyanaz a kettő!) inflációs kamatláb

A fentiek szerint a reál kockázatmentes hozam: rf = (1,072/1,0273)-1 = 0,0435 = 4,35% 5.

Elvárt piaci megtérülés (1)

Az elvárt piaci megtérülés a GREN-X modell szerint is a befektetett tőke kockázatmentes hozamát és a kockázati prémiumot foglalja magában. A modell a hitel mögött is elismeri a piaci kockázati prémium értékét, míg a beruházói saját tőke mögött a portfólió építéssel nem csökkenthetőnek tartott specifikus kockázatot is elismeri. A Green-X modell elkészítésénél az elvárt piaci megtérülést állapították meg valószínűleg statisztikai adatok alapján, majd ennek ismeretében határozták meg a kockázati prémiumot. Az iparágra, különösen a kiserőművi iparágra Magyarországon ma jellemző, hogy nem piaci alapon, hanem egy adott prémium és garantált kötelező átvétel mellett fejlődött a mostani szintre. Az elvárt és a ténylegesen biztosított hozamok között eseteként aránytalanul nagy különbségek is vannak, amelyek az iparág korábbi valószínűsíthető túltámogatását mutatja. Így nem állnak rendelkezésre olyan valós piaci adatok, amelyek alapján a múltbeli statisztikákból lehetne érvényes következtetéseket levonni. A saját tőke elvárt piaci megtérülésének az értékelésére a MEH módszertan szerint a reálhozamot a Budapesti Értéktőzsde BUX indexének alakulása szerint érdemes vizsgálni. A MEH módszertanban 1993–2008 között a napi hozamok mértani átlagát a teljes évre kivetítik, majd meghatározzák az egyes évek hozamának átlagos szintjét. Ezeket a fogyasztói árindexszel deflálva a reálhozam 10,5%-ra adódott. Azonban az így megállapított érték érzékenysége a megválasztott bázisidőszaktól jelentős mértékben függ, így a Green-X modellhez való alkalmazása nem javasolt. Ezért a Green-X modellel ellentétben először a kockázati prémium nagyságát állapítjuk meg. 6.

Kockázati prémium

Az elvárt piaci megtérülés pénzintézeti hitel esetén fedezetet nyújt a kockázat nélküli hozamra, valamint a projekt kockázatai közül a portfolióépítéssel ki nem iktatható piaci kockázatra. A piaci kockázat reálhozamát a MEH módszertan az 5 éves állampapírpiacok 2001–2008 közötti reálhozamainak szórása alapján határozza meg az alábbi egyenlet szerint:

1 n ahol σ: hi: h: n:

hi h

2

4.14

a szórás, mint a kockázat értéke az i-edik időszak hozama, az átlagos (számtani) hozam mértéke, a figyelembe vett időszakok hossza

A hitel mögötti elvárt kockázati prémium a számítás szerint 1,8%-ra adódik. A saját tőkeelvárásokat jogosan tükröző kockázati prémium meghatározásánál Aswath Damodaran: Equity Risk Premiums (ERP): Determinants, Estimation and Implications – A post-crisis Update, October 2009 (http://ssm.com/abstract=1492717) című művére támaszkodtunk. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

57

Damodaran a saját tőke kockázati prémium értékének a meghatározását többféle megközelítéssel taglalja. A http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ honlapon folyamatosan aktualizálva tölthetők le egyes országok és iparágak esetében a jellemző kockázati prémium értékek. Az ország kockázatok értékelésekor részben az országok fizető képességi (nem fizetési) kockázatának Moody's (www.moodys.com) szerinti értékelését használva, aktualizálja az egyes országok kockázati prémium értékeit. Magyarország esetében a 2010. januári átlagos kockázati prémium értéke: 6,90%, melyet vállalkozások esetében alkalmazunk. Az alkalmazott módszertan szerint meghatározzák minden egyes ország relatív kockázati prémiumát az Egyesült Államokhoz viszonyítva. Majd a relatív értékhez hozzáadva a Egyesült Államokban részvénypiacán történetileg jellemző bázisprémiumot (4,5% jelenleg) kapjuk meg az egyes országra aktuálisan érvényes értéket. A fentiekhez az egyes országok kötvényhozam alapján meghatározott kockázati prémiumának meghatározásához az alábbi megközelítést használják:

CRP CDS

részvény

4.15

állam kötvé ny

ahol, CRP: Relatív ország kockázati prémium (Counrty Risk Premium) CDF: Államkötvény hozamok becsült varianciája a Moody’s minősítő osztályzatai alapján (Country Default Spread) σrészvény / σállamkötvény: 1,5 (A részvényhozamok kockázatát a módszertan 1,5-szer tekinti nagyobbnak, mint kötvényhozamok esetén, tapasztalati átlag szerint A CDS érték becslése az alábbiak szerint történik (2010): Osztályzat

CDS bázis pontos

Osztályzat

CDS bázis pontos

Osztályzat

CDS bázis pontos

A1

90

B1

650

Baa1

160

A2

105

B2

750

Baa2

180

A3

120

B3

900

Baa3

200

Aa1

30

Ba1

300

Caa1

750

Aa2

60

Ba2

400

Caa2

900

Aa3

75

Ba3

525

Caa3

1000

Aaa

0

A kockázati prémium érték az alábbiak szerint adódik:

ERPMagyarország CRPMagyarország ERPUSA

4.16

ahol, ERPMagyarország: A saját tőke elvárt kockázati prémium értéke Magyarországon (Equity Risk Premium) ERPUSA: A saját tőke elvárt kockázati prémium értéke az Egyesült Államokban, értéke 2010. januárban 4,5%. Így ERPMagyarország= (160/100)*1,5 + 4,5 = 6,9% (2010 január: Baa1 besorolás mellett) A kockázati prémium értékeit Damodaran szerint az alábbiak határozzák meg elsősorban:

58


Kockázatviselési képesség és averziók A befektetők hajlandósága és elvárásai alapvetőek. Kimutatatóan függ például a prémium értéke a befektetők jellemző életkorától. Idősebb korú befektetők jellemzően magasabb kockázati prémiumot várnak el. A kockázati prémiumra kihat a társadalomra jellemző megtakarítási szándék erőssége. A megtakarítási ráta növekedése jellemzően a kockázati prémium növekedésével jár. Makrogazdasági kockázat A prémium értéke alapvetően a fő makrogazdasági mutatók kiszámíthatóságától, a makrogazdaság stabilitásától függ. Így például az infláció szintje között és a prémium nagysága között nincs egyértelmű kapcsolat, de ha a tényleges infláció mértéke a várthoz képest magasabb, a kockázati prémiumok jellemzően nőnek. A prémium mértéke szempontjából tehát elsősorban nem a gazdaság erőssége, hanem stabilitása a meghatározó. Információ Az elérhető információ minősége és mértéke alapvető az üzleti tervekben várt hozamok pontosságának megítélhetősége szempontjából. Az információs hiányosságokat a befektetők magasabb prémium elvárással kompenzálják. Likviditás A befektetések, beruházások meglévő jó likviditása a kockázati prémium értékét csökkenti. Katasztrófa kockázatok Minden projekt esetében figyelembe kell venni az előre ki nem számítható okok miatt bekövetkező olyan kockázatokat, amelyek a jövedelmezőséget veszélyezteti. A kiszámíthatatlan, változó jogszabályi környezet is egy olyan tényező amely a szükséges prémium értékét növeli. A normál esethez képest egyes megújuló energetikai projektek esetében a speciális helyzet miatt indokolt a magasabb kockázati prémium megítélése. Javaslatunk szerint a nagyobb prémium az alábbi esetekben indokolt: ha a projekt működéséhez nagyobb logisztikai háttér kiépítése és fenntartása indokolt, a vállalkozó információs és katasztrófa jellegű kockázatai megnőnek. A projekt jövedelmezősége a terméshozamoktól, a beszállítói hálózat megbízhatóságától függővé válva nagyobb prémium elvárásra lehet jogosult. Alapvetően a mezőgazdasági biomassza-égetéses (energiaültetvény) és mezőgazdasági biogáz projekteket soroljuk ide, de például a hulladékhasznosító (depóniagáz) vagy a hosszú távú erdészeti tervek alapján jól megalapozható faanyag égetése nem indokolja nagyobb kockázati prémium elismerését. Ugyanígy a vegyes tüzelést alkalmazó projektek esetében sem indokolt a többlet prémium megadása. A javasolt alkalmazott többletprémium: +1%. ha az időjárásfüggő beruházások esetén szigorú menetrendadási elvárásoknak kell megfelelni, az üzleti tervben rögzített hozam technológiailag nem garantálható, így többlet prémiumra jogosult a beruházó. A többletkockázat az időjárás bizonytalanságai és a 15 perces menetrendadási kényszerelvárás bizonytalanságai indokolják. Abban az esetben, ha a menetrendadási 1 óránál alacsonyabb időszakra kötelező a javasolt alkalmazott többletprémium értéke +1%. Ha a menetrendadási időtartam hossza 1 óra és 6 óra közötti időszakra nő, a javasolt többletprémium értéke +0,4%-ra csökken. 6 óránál nagyobb időszakra szabott menetrendadási kötelezettség esetén, vagy menetrendadási kényszer nélküli átvétel esetén többletprémium megítélését nem tartjuk indokoltnak. ha a projekt kapcsolt energiatermelést valósít meg távhőszolgáltatói engedélyesként vagy engedélyesnek történő hőértékesítés alapján az értékesíthető villamos energia mennyisége MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

59

technológiailag a hőigényektől függővé válik, így az üzleti terv bizonytalanságai nőnek. A távhőszolgáltatói kötelezettség szerinti működés az energiatermelő részéről a kockázatkezelés magasabb minőségét követeli meg. A projekt likviditása a kapcsolódó kötelezettségek és a távhőszolgáltatás díjainak rendeleti szabályozása miatt alacsonyabb. A fentiek miatt távhőszolgáltatást biztosító kapcsolt megújuló energetikai projektek esetében +1,5% többlet prémium alkalmazását javaslunk. ha a komplex beruházáshoz a beruházási érték legalább 10%-ában modellüzemben korábban tesztelt és tudományos módszerekkel minősített, de termékként korábban még nem alkalmazott technológiát integrálnak, a beruházó többletkockázatot vállal, hiszen a katasztrófa kockázatok, az információ hiányból eredő kockázatok, mind a kapcsolódó likviditási nehézségek a magasabb kockázati prémium elismerését indokolják. A fentiek miatt elismerni javasolt többletkockázati prémium értéke +1,5%. A benchmark projektek vizsgálata során többletprémium értékeket nem alkalmazunk, de a tanulmány végén szemléltetjük, hogy a többletprémiumok elfogadás milyen mértékű többlettámogatási igényeket jelentene. A Green-X modell publikációja során szemléltetik, hogy a nagyobb kockázati prémium elismertethető (a vállalkozói kockázati prémium értékekre a modell 5,1%-ot illetve nagy kockázat esetén 9,1%-ot ismer el). 7.

Elvárt piaci megtérülés (2)

Az elvárt piaci megtérülés így a kockázatmentes hozam és a kockázati prémium összegéből adódik: Hitelek esetében: rmd = 4,35% + 1,8% = 6,15% Saját tőke esetén: rme = 4,35% + 6,9% = 11,25% Saját tőke esetén, nagy kockázatú esetben: rme = 4,35% + 10,9% = 15,25% 7.: Iparági béta Damodaran a szektorok szerint bontásban folyamatosan meghatározza az egyes iparágakra jellemző tőzsdei elemzésen alapuló béta értékeket az Egyesült Államokban lettek meghatározva (2010. január). Elkülönülten kezelt megújuló energia ágazati béta meghatározás viszont még jellemzően nem létezik, így a megújuló energetikai beruházási és üzemeltetési tevékenységhez kapcsolható iparágak jellemző béta értékeinek arányosnak tekintett súlyozása alapján határoztunk meg egy jellemző értéket: Szektor megnevezése Villamosenergia közmű (Electric Utility) Földgáz közmű (Natural Gas Utility): Erőmű (Power) Környezetvédelem (Environmental) Ipari (Industrial Services): Vagyonkezelés (Property management) Súlyozott ÁTLAG

Iparági béta tőzsdei adatok alapján (2010. január)* 0,49 0,43 0,69 0,70 0,91 0,63 0,6525

Súlyszám 15 10 30 25 10 10

(*forrás: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/totalbeta.html)

9. Táblázat Iparági béta meghatározása nagyvállalatok esetében

Számításunkban így nagyvállalkozások esetén alkalmazott béta érték: 0,65

60


A jellemzően nem tőzsdei résztvevő kis- és középvállalkozói szektor, valamint az intézményi szektor a beruházások diverzifikációjával nem képesek olyan hatékony módon kezelni a kockázataikat, mind a nagyvállalkozások, ezért esetükbe magasabb béta érték elfogadását tartjuk indokoltnak. A Green-X 2004-es számításoknál a megújuló energetikai projekteket 1,6-os béta értékkel jelölték. A magasabb érték alkalmazását tovább megfontolások is alátámasztják: A beruházások olyan technológiákba történnek, melyek területén a befektetett innovációs erőforrások kiemelkedő nagyságrendűek. Így az egyes beruházások technológiai avulása az átlagos iparági avulásnál rendszerint gyorsabb ütemű. A megújuló energetikai iparág összességében is kezdeti állapotnak tekinthető Magyarországon, így a beruházók sok esetben a bevezetési időszakban különösen jelentkező ismerthiánnyal és többletkockázatokkal kell megküzdeni. A megújuló energetikai rendszerek minősítési és tanúsítási háttere még nem kellően fejlett ahhoz, hogy a beruházások területén általánosságban elvárt értékarányosságnak nagy biztonsággal meg lehessen felelni. Azonban a nagyvállalati kategóriába sorolható erőművi megújuló energetikai felhasználásokon, valamint a rendszerint multinacionális nagyvállalati háttérrel telepíteni kívánt szélerőműveken kívül a megújuló energiák tekintetében jelentősebb előrelépést Magyarországon még nem sikerült elérni. így különösen a kis- és középvállalkozások, valamint az intézményi befektetők közel ugyanolyan többletkockázatokkal és nehézségekkel kénytelenek megbirkózni, mint ami 2004-ben Ausztriában jellemző volt. Míg a nagyvállalatokat képesnek tartjuk arra, hogy e speciális többletkockázatokat a globalizált nemzetközi környezetben megfelelő befektetési portfólióval megszüntessék, a más szektorok esetében a fentiek miatt jelenleg elfogadjuk a Green-X modellben eredetileg alkalmazott 1,60-os béta értéket iparági béta értéknek. Itt megjegyzendő még, hogy a kereskedelmi bankok a lakossági és kisvállalkozói hagyományos hitelek esetén jellemzően 1,3-1,45 béta értékekkel számol (Erste Bank például 1,38-al). Az megújuló energetika technológia piaca magyarországi relatív kialakulatlansága és a minőségbiztonsági hiányosságok miatt indokoltnak tartjuk az 1,6-pos értéket. 8. Társasági adóarány Az 500 legnagyobb hazai cég társasági adóterhe 2009-ben mindössze 11%-volt, annak ellenére, hogy a hivatalos adókulcs 16% társasági adót és 4% külön adót írt elő.[20] Az adókedvezmények biztosításának csökkentése mindig felmerülő kormányzati szándék, azonban ezeket a nagyvállalatok tapasztalatok alapján jellemzően mindig kiharcolják új projektek indítása esetén. Épp ezért hosszabb távon nem tudni, mennyi adókedvezmény érvényesül. 2010-re a különadó megszűnésekor a társasági adóteher 19%-ra csökken, de feltehetően a fenti kormányzati szándék is érvényesül, ezért a számításban 14%-ra becsüljük az átlagos társasági adóterhet (adómértéket) nagyvállalatok esetében. A 4.12-es képlet értelmében a 14%-os adóteher nagyvállalatok esetében

rt[%]

adómérték 0,14 16,28% 1 adómérték 1 0,14

szerint 16,28%-ra adódik. A nem nagyvállalati hozam esetében a 19%-os adóterhet vesszük figyelembe. Intézmények esetében a jövedelem nem mindig jelenik meg az intézménynél közvetlenül adó formájában, de áttételesen a jövedelem elköltése utáni adófizetés feltevésünk szerint így is megjelenik, így MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

61

itt is elfogadtuk a 19%-os adóterhet. A nem nagyvállalati beruházók esetében így a modellben figyelembe vett adóteher

rt[%]

adómérték 0,19 23,46% 1 adómérték 1 0,19

számítás szerint 23,46%-ra adódik. 9. Adófizetés utáni hozam reálszintű tőkeköltsége Hiteltőke költség esetén: 4,35% Nagyvállalati tőke esetén: 4,35 + 0,65 x 6,9 = 8,84% KKV-ék esetén: 4,35 + 1,6 x 6,9 = 15,39 % Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: 4,35 + 0,65 x 10,9% = 11,44% Maximális kockázat KKV-ék esetén: 4,35 + 1,6 x 10,9% =21,79% 10. Adófizetés előtti reálszintű tőkeköltség Hiteltőke költség esetén: 4,35% Nagyvállalati tőke esetén: 8,84% x 1,1628 = 10,28% KKV-ék esetén: 15,39 % x 1,2346 = 19,0% Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: 11,44% x 1,1628 = 13,30% Maximális kockázat KKV-ék esetén: 21,79% x 1,2346 = 26,90% 11. Reálszintű súlyozott átlagos tőkeköltség (adófizetés előtt) (WACC) Normál kockázat nagyvállalati tőke esetén: 4,35% x 0,75 + 10,28% x 0,25 = 5,8% Normál kockázat KKV-ék esetén: 4,35% x 0,75 + 19,00% x 0,25 = 8,0% Maximális kockázat nagyvállalati tőke esetén: 4,35% x 0,75 + 13,30% x 0,25 = 6,6% Maximális kockázat KKV-ék esetén: 4,35% x 0,75 + 26,90% x 0,25 = 10,0% 12. Adófizetés előtti nominális tőkeköltség Hiteltőke költség esetén: (1,0435 x 1,0273) – 1 = 7,20% Normál kockázat Nagyvállalati tőke esetén: (1,1028% x 1,0273) – 1 = 13,29% Normál kockázat KKV-ék esetén: (1,19% x 1,0273) – 1 = 22,25% Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: (1,133% x 1,0273) – 1 = 16,39% Maximális kockázat KKV-ék esetén: (1,269% x 1,0273) – 1 = 30,36% 13. Nominális súlyozott átlagos tőkeköltség (adófizetés előtt) (WACC*) Nagyvállalati tőke esetén: 7,2% x 0,75 +13,29% x 0,25 = 8,7% KKV-ék esetén: 7,2% x 0,75 + 22,25% x 0,25 = 11,0% Maximális kockázat nagyvállalati tőke esetén: 7,2% x 0,75 + 16,39% x 0,25 = 9,5% Maximális kockázat KKV-ék esetén: 7,2% x 0,75 + 30,36% x 0,25 = 13,0% Megjegyzés: A Green-X modellben a WACC értéket nominális módon állapítják meg, amit mi a 11. pontban megtettünk. A tanulmány 6-os fejezetében vizsgáljuk az elismert tőkeköltség melletti KÁT típusú prémiumtámogatások elfogadható mértékeit. Abban az esetben, ha a súlyozott átlagos tőkeköltséget reálértéken vesszük figyelembe, az indokolt prémium értékét az inflációt követően folyamatosan változtatni kell. Ha viszont nominális súlyozott átlagos tőkeköltséggel határozzuk meg az adható prémium értéket, a prémium a támogatás folyósítás időtartama alatt csak állandó nominális összeg lehet.

62


egyéb fajlagos értékek meghatározása (CO2 fajlagos, technológiák primer energia hányadosa) A primer energiahordozó értékelése esetén elfogadjuk a 213/2006 (X. 27.) Kormány rendeletben rögzített értékeket.

Megújuló energia alapú hőtermelés esetében a projektek értékelésénél földgáz kiváltását feltételezzük: 56,1 t CO2/TJ, a kiváltott földgáz fűtőértéke szerint felszabaduló hőmennyiségre vonatkoztatva. A villamosenergia tekintetében a rendelet a villamosenergia csökkentéssel eredményezett „közvetett” változást a CO2 kibocsátásban, amit az ún. rendszerszintű fajlagos értékkel (930 kg CO2/MWh) határozza meg. A rendelet szerinti fajlagos érték valószínűleg az atomerőművi villamosenergia termelés figyelembe vétele nélkül történt, azzal a feltevéssel, hogy a villamosenergia zöldáram termelés nem vált ki nukleáris energiát. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

63

Sajnos nem feltétlenül elfogadható a fenti módszertan, ugyanis az EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS 2009/28/EK irányelve ugyanis előírja, hogy „a nem az üzemanyag-előállító üzemben előállított villamosenergia-fogyasztás elszámolásához ennek a villamos energiának az előállítására és elosztására jellemző üvegházhatású gázkibocsátás-intenzitást úgy kell tekinteni, hogy az megegyezik az egy meghatározott régióban a villamos energia előállítására és elosztására jellemző átlagos kibocsátási intenzitással.” Továbbá a hőszivattyúk esetében a felhasznált villamosenergia értékelése kapcsán az irányelv megállapítja, hogy: „η a teljes bruttó villamosenergia-termelés és a villamosenergia-termeléshez felhasznált elsődleges energia aránya, és az Eurostat adatok alapján megállapított EU átlagként kell kiszámolni.” A fentiek miatt a villamosenergia megítélése kapcsán olyan értékelést kell alkalmazni, amely a nukleáris energia felhasználását is figyelembe vesz. Dr. Vajda József által alkalmazott módszertan az 2009/28/EK irányelv alkalmazhatóságából kiindulva a teljes bruttó erőművi struktúrára értékeli a kibocsátási tényezőt, mely szerint Magyarországon a jellemző érték: 0,56 kg CO2/kWh.[21] IV.4 I.

A BENCHMARK PROJEKTEK STRUKTÚRÁJA ÉS A TECHNOLÓGIÁK ISMERTETÉSE „Csak” hőtermelés biomasszából

I/1. Egyedi hőellátás háztartási méretben Rövid leírás A vizsgált projekt lehet új lakóépületek hőtermelési oldala, vagy meglévő földgáztüzeléses rendszereknél az energiahordozó-váltás eszköze. A megvalósíthatóság érdekében a projekt tartalmába nem értik bele a hőtermelés módjától független részeket (fűtési, illetve hmv hálózat), továbbá a más hőforrásból termelő technológiai vonalakat (gázkazán, napkollektor). A projekt tüzelőanyaga lehet darabos fa, pellet vagy brikett. A leginkább terjedő és divatossá vált pellettüzelés fő előnyei: a kényelem, jó szabályozhatóság, gyors alkalmazkodás az igényekhez, ezeket a korszerű pelletkazánok képesek nyújtani. Ezzel szemben áll a pellet aránylag magas ára (kb. 2650 Ft/GJ), amellyel nagyjából annyiért lehet hőt termelni, mint a földgázzal, továbbá az, hogy mint minden szilárd tüzelési módnál, előfordulhat mechanikus probléma, elakadás stb., emellett a keletkező hamut is el kell távolítani. Olcsóbban, de több élőmunkával lehet hőt termelni tüzifából, ugyanakkor az élőmunka ráfordítás ebben a felhasználási csoportban sokféleképpen értékelhető. Ezért a darabos tüzifával működő sokféle kazán, kályha, kandalló a benchmark vizsgálat szempontjából nehezen kezelhető, ettől függetlenül a tüzifával történő tüzelés még sokáig a legnagyobb volument képviseli a lakosság körében. Méretezési alapelvek Egy korszerű családi ház fűtött légtérfogata kb. 400 m3, maximális hőigénye 10–10 kW. A nagyobb teljesítményt a gyorsabb felfűtés és a hmv előállítás igénye miatt vettük figyelembe.

64


Az üzemeltetés körülményei Az ingatlan (lakás, iroda, műhely) tulajdonosa, használója feltölti a pellettároló tartályt (ennél a nagyságrendnél többnyire zsákos pellettel), és fűt az automatikus hőfokszabályozón beállított programnak megfelelően. A keletkező hamut kiüríti, amikor a kazán tárolóedénye megtelt. Megjegyzések, magyarázatok A projekt lehet akár meglévő földgáztüzeléses rendszernél energiahordozó váltás, akár új rendszer hőtermelési oldala. A projektbe nem értjük bele a hőtermelés módjától független részeket (fűtési, hmv hálózat), továbbá a más hőforrásból termelő technológiai vonalakat (gázkazán, napkollektor). A leginkább terjedő és divatossá vált pellettüzelés fő előnyei: a kényelem, jó szabályozhatóság, gyors alkalmazkodás az igényekhez, ezeket a korszerű pelletkazánok képesek nyújtani. Ezzel szemben áll a pellet aránylag magas ára (kb. 2650 Ft/GJ), amellyel nagyjából annyiért lehet hőt termelni, mint a földgázzal, továbbá az, hogy minden szilárd tüzelési módnál előfordulhat mechanikus probléma, elakadás stb., emellett a keletkező hamut is el kell távolítani. Olcsóbban, de több élőmunkával lehet hőt termelni tüzifából, ugyanakkor az élőmunka ráfordítás ebben a felhasználási csoportban sokféleképpen értékelhető. Ezért a darabos tüzifával működő sokféle kazán, kályha, kandalló a benchmark vizsgálat szempontjából nehezen kezelhető, ettől függetlenül a tüzifával történő tüzelés még sokáig a legnagyobb volument képviseli a lakosság körében. Számítás alapadatai: Projekt adatok Beépített teljesítmény:

20

kW

Éves üzemórák száma:

4 500

óra/év

Csúcskihasználási óraszám:

1 200

óra/év

Beruházási költség

1,250

MFt

Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál 0,168

MFt/év

1200 h/év 0,026

MFt/év

(üzemórától függő)

4500 h/év

Állandó költségek:

0,0120

MFt/év

5,7

t/év

ÜHG kibocsátás csökkentés

I/2. Központos hőellátás, intézmények, üzemek, településközpontok számára Rövid leírás, méretezés A biomassza hőenergia formájában történő hasznosításának egyik legdinamikusabban növekvő területe.


65

Ez a projekt igen sokféle fogyasztói csoportot és technológiai megoldást foglal magába, a leginkább jellemzők: intézmények (iskolák, kollégiumok, kórházak, szanatóriumok, múzeumok, üdülők stb.); településközpontok, ahol egyetlen fűtőműre több intézményt és más fogyasztót érdemes rákapcsolni; vállalkozások (panziók, szállodák, kisebb-nagyobb kereskedelmi és termelő üzemek). A termelő üzemek esetében külön csoportnak tekinthetők azok, amelyek saját feldolgozási melléktermékeiket használják. Ilyenek a fafeldolgozó üzemek, növényolajgyárak stb., ezeket a benchmark vizsgálat kevésbé jellemzi, ugyanis itt általában a projektek megtérülése sokkal jobb, mint ott, ahol a tüzelőanyagot valamilyen kereskedelmi lánc vagy szállító szervezet közbeiktatásával szerzik be. Az üzemeltetés körülményei A terület jellemző tüzelőanyaga a faapríték vagy pellet, esetleg brikett. A példában szereplő két iskolát egy közös fűtőművel látják el, amelyet – elsősorban a komfort érdekében – pellettüzelésre alakítottak ki. Az intézményi fűtőmű fűtési időszakon kívül nem működik, a hmv előállítást villanybojlerrel oldják meg, ui. iskolák esetében a napkollektor használata egyértelműen gazdaságtalan. A pelletet ebben az esetben önköltségi áron (37.500 Ft/t) szállítják, mert a létesítést az a szervezet végzi, amelyik a pelletet gyártja, és forgalmazza. Beírás

1. Projekt adatok Beépített teljesítmény:

700

kW


4 500

óra/év

1 210,2

óra/év

66,7

MFt

4

MFt

70,7

MFt

Csúcskihasználási óraszám: Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: belső hőtávvezeték Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

66


MFt/év

1200 h/év 2,96

MFt/év


3000 h/év


0,99

MFt/év


201,3

t/év


I/3. Hőtermelés meglévő távhőszolgáltatás fejlesztésére Rövid leírás Meglévő hőfogyasztói csoporthoz rövid távhővezetékkel csatlakozó új, zöldmezős biofűtőmű létesül. A fűtőmű tüzelőanyaga fás, több helyről származó tüzelőanyag. Tekintetbe véve a közepes nagyságú hazai távhőellátó rendszerek energiatermelési struktúráját, a projekt csak a fűtési időszakban szolgáltat hőt. Méretezési alapelvek A fűtési idényben optimálisan kihasználható teljesítmény; Csúcs-hőigények esetén együttdolgozás más energiahordozóval (földgáz) működő hőtermelőkkel, nyári időszakban a hőellátását (hmv) gázmotoros kiserőművek vagy napkollektoros rendszerek látják el. Az üzemeltetés körülményei Itt projekttársaságot feltételeztünk, amely átadja a hőt a távhőszolgáltatónak, így bevétele van. Ha a távhőszolgáltató üzemeltet, akkor egyrészt olcsóbb az üzemeltetés, mert a saját meglévő személyi állományát tudja használni, másrészt a vállalati fix költségek ide eső része kisebb. Ez az eset gazdasági megközelítésben is más, mert itt nem árbevételre, hanem megtakarításra van „kihegyezve” a projekt. A megtakarítás pedig jelenleg a földgázból történő hőtermeléshez viszonyítandó (természetesen a kazánban történő hőtermeléshez). Az üzemeltetési költségek és a bevételek/ megtakarítások erősen függenek a létesítő és az üzemeltető szervezettől. Beírás


5000

kW


4 500

óra/év

2 500,0

óra/év

426,0

MFt

24

MFt

Beruházási költség mindösszesen:

450,000

MFt

Üzemeltetési költség

Átlag üzemóráknál

Csúcskihasználási óraszám: Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: hőtávvezeték,

Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

83,10

MFt/év

3000 h/év 13,70

MFt/év


4500 h/év


36,40

MFt/év

2 970,0

t/év



67

II.

Villamosenergia termelés szilárd biomasszából

II/1. Csak villamosenergia termelésű, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs erőmű Rövid leírás A projekt egy, különböző fás tüzelőanyagokkal működő zöldmezős bio-erőmű, amely a legváltozatosabb megjelenési formájú anyagok fogadására képes, és saját aprítéktermelő sorral is rendelkezik. A kazántechnológiát a minél több villamosenergia termelésre alakították ki, aránylag magas gőznyomás és hőmérsékleti paraméterekkel, a kondenzációs gőzturbina utáni hűtés hűtőtoronyban történik. A vizsgált technológia létjogosultsága abból adódik, hogy műszakilag és bizonyos feltételek mellett gazdaságilag is a legegyszerűbb és legjövedelmezőbb megoldás a kondenzációs üzemben működő villamosenergia termelés, minél nagyobb kihasználási óraszámban, teljes vagy időzónák szerint optimalizált teljesítményen. A zöld villamosenergia támogatásának módjától és összegétől függően Európában számos ilyen projekt valósult meg, és működik jelenleg is. Magyarországon egyetlenegy ilyen erőmű működik, ez egyben műszaki, gazdasági szempontból optimális felépítésűnek tekinthető, ezért ezt szerepeltetjük modellként. Ezt a projekt csomagot támogatás szempontjából két oldalról érdemes megközelíteni: Ha elsődleges cél a megújuló energiaforrás és a zöld villamosenergia mértékének és arányának növelése, akkor megfelelő mutatók esetén támogatandók, ugyanis e területen érhető el az a nagyságrend (kb. 20 MWe), amely szakmai befektetők részére vonzó, ugyanakkor ilyen méreteknél a hőhasznosítás megszervezése nehéz, és csak csekély arányban lehetséges. Ha elsődleges cél a nagyobb össz-energiahatékonyság, akkor kapcsolt bioerőműveket kell erősen támogatni, ez viszont fenti okok miatt várhatóan – azonos indikátorok eléréséhez – több támogatás igénnyel jár. A vizsgált projekt fás tüzelőanyagokkal működik, de ez nem tekinthető ideálisnak. A nagyobb egységek számára már érdemes szántóföldi növényeket (is) bevonni a felhasználásba. Az ilyen (elsősorban szalmatüzelésű) erőművek megvalósítása több ok miatt késik, ezért ezekről hazai benchmark vizsgálati adatokkal nem rendelkezünk. Méretezési alapelvek Tüzelőanyaggal való elláthatóság. Itt sokszor említik a 30–50 km-es beszerzési kört, amely elméletben igaz, a gyakorlatban ez az alapelv kevésbé funkcionál. Hálózatra csatlakoztatható teljesítmény Beruházási, termelési költség – bevétel optimum Esetenként az egységes környezethasználati engedély kikerülése (< 20 MWe) Így alakulnak ki a min. 19–20 MWe teljesítményű projektek. Az üzemeltetés körülményei Az üzemeltető szervezet jellemzően a megvalósító projekttársaság, amely mögött a beruházás végrehajtásához elegendő tőkeerővel, hitelképességgel rendelkező tagok állnak. Az erőmű üzemvitele folyamatos, évi 3-4 hét leállással, karbantartás céljából. Az üzemidőben mindent megtesznek a teljes kiterhelés érdekében, kivéve a mélyvölgyi időszakokat, amikor a műszakilag lehetséges (pl. 50%-os) visszaterhelést alkalmazzák.

68


Beírás

1. Projekt adatok Névleges villamos energia teljesítmény:

19,8

MW


8 000

óra/év


7 300

óra/év

Energiamérlegben a primer megújuló és szekunder energia közötti átváltás (hatásfok):

31%

Villamosenergia önfogyasztás:

10%

Beruházási költség Technológia beruházási költség:

14 131

MFt

1 840

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál 1 847

MFt/év

7300 h/év 323

MFt/év


8000 h/év


352

MFt/év

72 848

t/év

Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés

II/2. Meglévő széntüzelésű erőművekben történő együttégetés Szén-biomassza vegyes tüzelésű erőművek Rövid leírás A meglévő, vegyes tüzelésű, illetve átalakított szénerőműveknél esetleg létesülő további biomassza felhasználás + bővítés helyett jellemző benchmark projektként a létesülő új erőművi beruházások adataival dolgozunk. Ezeket az jellemzi, hogy a meglévő telephelyeken teljesen új, magas hatékonyságú cirko-fluidágyas (CFB) technológiát telepítenek, alapvetően import vagy hazai szénbázisra. A biomassza felhasználást a teljes tüzelőanyag forgalomnak általában 10-20%-ára teszik. A CFB technológiák elvileg alkalmasak sokféle biomassza felhasználására, a tervezett erőműveknél ezeket nem definiálták, de alapvetően szántóföldi (szalma) biomasszára kell gondolni. A vizsgálatra kijelölt projekt adatok tervezett (AES Borsodi Hőerőmű) beruházásra vonatkoznak. A tervezési adatok között a biomassza csak említve van, így a költség, bevétel értékeket a teljes erőművi egységre jelenítjük meg a biomassza várható projekt költségeinek megjelölésével.


69

Méretezési alapelvek Az erőművet feltehetően a gazdaságos üzemnagyság elérése érdekében méretezték az itt megadott értékre. A biomassza arányát általában a hamu lágyulás-/olvadáspont alakulása határolja be, ez feltehetően ennél a projektnél is így volt. Az üzemeltetés körülményei A vizsgált projektet a AES Borsodi Hőerőmű Kft. létesíti, és üzemelteti egész éven át folyamatosan. Megjegyzés: ha a földgázt csak a széntüzelés támasztására szánjuk, akkor csak a segédenergiák kerülnek levonásra. Beírás


330

MW


8 000

óra/év


7 360

óra/év


35,9%


5,5%


183 600

MFt

Járulékos beruházások: MFt Beruházási költség mindösszesen:

183 600




28 194

MFt/év

7360 h/év 1 655


8000 h/év


900


MFt

1 285 321

MFt/év MFt/év

t/év

II/3. Hőszolgáltatást is végző erőmű (elvételes kondenzációs) Rövid leírás A vizsgált technológia létjogosultsága abból adódik, hogy műszakilag és bizonyos feltételek mellett gazdaságilag is a legegyszerűbb és legjövedelmezőbb megoldás a kondenzációs üzemben működő villamosenergia termelés, minél nagyobb kihasználási óraszámban, teljes vagy időzónák szerint optimalizált teljesítményen.

70


A projekt elsődleges célja a nagyobb össz-energiahatékonyság, így kapcsolt bioerőmű települ. A vizsgált projekt fás tüzelőanyagokkal működik, de ez nem tekinthető ideálisnak. A nagyobb egységek számára már érdemes szántóföldi növényeket (is) bevonni a felhasználásba. Az ilyen (elsősorban szalmatüzelésű) erőművek megvalósítása több ok miatt késik, ezért ezekről hazai benchmark vizsgálati adatokkal nem rendelkezünk. Méretezési alapelvek Tüzelőanyaggal való elláthatóság. Itt sokszor említik a 30–50 km-es beszerzési kört, amely elméletben igaz, a gyakorlatban ez az alapelv kevésbé funkcionál. Hálózatra csatlakoztatható teljesítmény Beruházási, termelési költség – bevétel optimum Az üzemeltetés körülményei A vizsgált technológia egy tipikus, "városi fűtőerőmű", amelyből az északi országokban igen sok működik, nálunk még ebben a formában nem, így a tervezett erőművek adataival dolgozom. Ezeknél a projekteknél meghatározó alapelv a regionalitás (tüzelőanyag a telepítés helyszínének 30–50 km-es körzetéből) és az illeszkedés a hőfogyasztó rendszerhez. Ez egyben a rendszer problémája is, mert az 5–10 MWe teljesítményű erőművek általában a gazdaságossági határ alattiak, és a hőértékesítés ezen túl sokat nem javít. A felhasznált biomassza: vagy fás anyagok keveréke vagy bálázott szántóföldi növényi anyagok, újabban e kettő keveréke. Az alapvető problematika: A távhőszolgáltatás hőigénye változó, amit az erőmű csak részben tud követni, azért a teljes hő teljesítmény kihasználása nem oldható meg. A távhőszolgáltatás számára olcsó hőenergia szükséges – hasonlóképpen a gázmotoros kiserőműveknél megszokott árakkal – ugyanakkor a hőszolgáltatás által a villamosenergia termelés csökken, és a hőenergia bevételének ezt a csökkenést is fedeznie kell. Felhasznált megújuló energia • erdészeti melléktermékek, fafeldolgozási melléktermékek, energiaültetvények, lágyszárú (szántóföldi) melléktermékek 1. Projekt adatok Installált villamos teljesítmény

6,57

MW e

Kiadott villamos teljesítmény:

5,3 - 5,8

MW e

5,47

MW e

14,00

MW th

6,25

MW th

8 000

óra/év

6 733,5

óra/év

2 000

óra/év

éves átlag: Kiadható hőteljesítmény: fűtési idény átlag: Éves üzemórák száma: Csúcskihasználási óraszám installált teljesítményre és termelésre (villamos): Csúcskihasználási óraszám kiadható hőteljesítményre (hőhasznosítás): Villamosenergia önfogyasztás:

9%


71

Hőenergia erőművi önfogyasztás:

84 672

GJ/év

6 125

MFt

141

MFt

6 266

MFt

Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség


Változó energiahordozó költségek:

585,931

(csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

6733,5 h/év 134,384


8000 h/év


50


MFt/év

1 285 321

MFt/év MFt/év

t/év

II/4. Elgázosító (pirolitikus) elven működő erőmű, gázmotorral, hőszolgáltatással Rövid leírás Mindig felröppen egy hír, hogy e témakörben megoldottak egy feladatot, és jobbnál jobb technológiákat mutatnak be, ténylegesen üzemelő berendezés ugyanakkor kevés van, és egyelőre nem igazán tekinthetők bevált, kereskedelmi árunak. A sokféle műszaki megoldás ott választható szét, hogy: az egyik csoport megszokott bio-tüzelőanyagokat (faapríték, brikett, szalma stb.) elgázosít, illetve pirolizál, és az elgázosítás termékéből gáz vagy folyadék energiahordozót állít elő. a másik csoport kimondottan pirolízis útján hulladékokat, nehezen lebontható anyagokat (baromfitrágya, egyéb szerves anyagok) kezel, és abból állít elő gázt. Az ellentmondás ott van, hogy az első csoportba tartozó technológiák műszaki megoldásai a 100 éve kialakított fagázgenerátorok mintájára működnek, egyelőre bonyolult gáztisztítási megoldásokkal. A piac számára talán fontosabb volna a második csoport, de erre működő referenciaüzemet nem sikerült találni, ezért dolgozunk a „fagázgenerátoros” projekttel. Az adatok a Nagypáli Község számára 2008. évben készült tanulmányból származnak a PRM Energy Systems Inc. amerikai technológia szállító cég adataival, de a technológia alapelemei közel azonosak a svájci Pyroforce cég több éve működő referenciaüzemének értékeivel is. Méretezési alapelvek Ennél a projektcsoportnál a gázgenerátor (reaktor, pirolízis kamra) méretei a kísérleti fázisból eredően nem növelhetők tetszőlegesen, ezért viszonylag kisebb teljesítményű berendezések (0,3-1,0 MWe) találhatók a piacon. Lényeges továbbá, hogy a keletkező gázok fűtőértéke alacsony, ezért szokatlanul nagyméretű gázmotorok beépítése szükséges.

72


Az üzemeltetés körülményei Ezek a bioerőművek általában valamely ipari üzem hőellátásához kapcsolódnak, a megvalósító és üzemeltető szervezet maga a termelő vállalkozás vagy független projekttársaság. A berendezések folyamatos üzemvitelt igényelnek. A hőigény általában változó, a többlet hőmennyiséget, amennyiben elsődleges cél a villamosenergia termelés, elhűtik. Beírás

1. Projekt adatok Installált villamos teljesítmény

1

Kiadott villamos teljesítmény: éves átlag:

MW e MW e

0,9

MW e

Kiadható hőteljesítmény:

1,60

MW th


8 000

óra/év

7 360,0

óra/év

Csúcskihasználási óraszám kiadható hőteljesítményre (hőhasznosítás):

4 340

óra/év


10,0%


2 500

GJ/év

1 420

MFt

Csúcskihasználási óraszám installált teljesítményre és termelésre (villamos):

Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

28

MFt

1 448

MFt

Átlag üzemóráknál 98,500 7 360 h/év 46,400


8000 h/év


37,2


MFt/év

5 359

MFt/év MFt/év

t/év


73

III. Biogáz termelés és felhasználás III/1. Fermentáció mezőgazdasági és/vagy élelmiszeripari alapanyagokra villamos energia termeléssel és hőhasznosítással Rövid leírás A biogázüzemek legnagyobb számban a nagy állattartó telepek vagy mezőgazdasági feldolgozóüzemek mellé kerülnek telepítésre. Legfontosabb feladatuk a szomszédos üzemben keletkező melléktermékek – esetünkben hígtrágya – ártalmatlanítása, hasznosítása, e feladathoz rendelnek hozzá különböző beszállított alapanyagokat. A vizsgált projekt a bevitt alapanyag összetétel oldaláról ideálisnak tekinthető. Alapanyagok: Silókukorica:

22.750 t/év

Vágóhídi hulladék:

8.750 t/év

Sertés hígtrágya:

8.750 t/év

Ez a leglogikusabb összetétel, ugyanis a C/N arány fenntartható, helyi értékteremtést segít, és úgy optimális, hogy a vágóhídi hulladékért kapott ártalmatlanítási díj valamelyest kompenzálja a kukorica (zöldanyag) költségét. Ez a választott üzem továbbá annyiban mintaszerű, hogy a kiérlelt végterméket víztelenítik, és hulladékhővel szárítják, így annak elhelyezési költsége helyett bevételre tehetnek szert. A szárításhoz a biogázmotorok hőjét használják, így annak nagy része hasznosul. A sokféle alapanyag fogadása és előkészítése, valamint a végtermék szabályszerű kezelése megnöveli a projekt beruházási költségeit, ezzel együtt a 1,1–1,2 Mrd Ft/MWe tartományban van. Méretezési alapelvek Biogázüzemek esetén a méretezést a beszerezhető alapanyagok mennyisége és összetétele és a közeli villamos hálózatra adható teljesítmény határolják be. Tekintettel arra, hogy a biogázüzemeknél a minimális üzemméret kb. 700 kWe-nél van általában cél e teljesítmény feletti méretűt létesíteni. Az üzemeltetés körülményei A beruházók többnyire álltatartó vállalkozások, feldolgozóüzemek, esetleg projekttársaságok. Az üzemeltetést is általában ezek végzik. Az üzemeltetés jellemzője, hogy egész évben folyamatos, normális körülmények között nincs leállás. Jellemző továbbá, hogy jellegéből adódóan a biogázüzemeket lakóterületektől min. 300-500 m távolságban lehet telepíteni, ezért a hő értékesítése általában problematikus. Jelentős feladat, esetenként probléma a nagy mennyiségű kiérlelt végtermék kijuttatása a termőföldekre. A mennyiség redukálása víztelenítéssel, esetleg még szárítással lehetséges. ÜHG kibocsátás csökkenés: felhasznált hulladékok CH4 kibocsátás elmaradása, zöld villamosenergia Fentiekből le kell vonni a működés többlet kibocsátásait (rakodógép, felhasznált vételezett vill. energia, gázmotorok NOx emissziója stb.)

74


Beírás


1,76

MW e


MW e 1,46

MW e


1,68

MW th


8 500

óra/év

7 360,0

óra/év


3 480

óra/év


10,8%


23 612


3. Üzemelési költség adatok

GJ/év

Beírás


1 964

MFt

40

MFt

2 004

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál 156,600 7 360 h/év 42,100


8500 h/év


75,5


MFt/év

7 860

MFt/év MFt/év

t/év


75

III/2. Kisteljesítményű fermentációs mezőgazdasági biogázüzem Rövid leírás Németországban igen, Magyarországon még nem működik ez a megoldás. A projektnél azt feltételeztük, hogy egy 800 Nm3/h gázhozamú mezőgazdasági biogázüzemi technológiához (u.a. mint a 3/1) kapcsolunk egy gáztisztító rendszert is, a tisztított gázból fűtik az üzemet, és a végtermék szárítót, a megmaradó részt a hálózatra táplálják. Miután nincs villamosenergia termelés, az üzem teljes villamosenergia fogyasztásának költsége megjelenik. A benchmark vizsgálatok tudják megmutatni, hogy ezek a technológiák mennyire illeszthetők a hazai rendszerbe. Feltételezhető, hogy az egész technológia jelentős olcsóbbítása kell ahhoz, hogy fenntartható projektek jöjjenek létre. Méretezési alapelvek A berendezések méretezésének egyik oldalról a felhasználható alapanyagok rendelkezésre állása szab határt. Másik két tényező lehet a csatlakozó földgázhálózat kapacitása, illetve az oda betáplálásra megengedett mennyiség. További méretezési kritérium a gazdaságos projektméret, amelynek nagyságáról hazai viszonyok között jelenleg nincs információ. Az üzemeltetés körülményei A biogáz előállítás technológiája ugyanaz, mint más biogázüzemeknél, ebből adódóan a helyszín, a létesítés és üzemeltetés szervezete hasonló. Az üzemeltetés a fermentációs technológiából adódóan egész éven át folyamatos. Beírás


0,8


MW e MW e

0,8

MW e


1,0

MW th


8 000

óra/év

7 300,0

óra/év


2 200

óra/év


10,0%


5 000

GJ/év

1 068

MFt


Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen:

76

25

MFt

1 093

MFt


Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál MFt/év

88,6 7 300 h/év

MFt/év

20


8000 h/év


31

MFt/év

3 466

t/év


III.3. Fermentáció alapvetően szennyvíziszap felhasználásával Rövid leírás A vizsgálatot a szennyvíztisztító telepeken megjelenő szennyvíziszap hasznosítására kiépülő rendszerekre végezzük el. Ennek a projektcsoportnak a többi fermentációs technológiákhoz képest néhány eltérő sajátossága van, ezek az alábbiak: A szennyvíztisztító telepek rekonstrukciójával, bővítésével együtt épülnek, így a beruházás költségei nehezen választhatók el a szennyvíztelepi fejlesztések költségeitől. Általában jellemző a biztonságra törekvés, a bővítési igények miatt, vagy csak megszokásból túlméreteznek minden technológiai elemet, így azok kihasználása igen alacsony, az amúgy sem tisztán látható költségek tovább torzulnak. Egy ilyen, tipikusnak nevezhető, nagyvárosi (Debrecen) szennyvíztisztító biogázhasznosítási adatait dolgoztuk fel, egyes értékeknél saját kalkulációnkkal kiegészítve. Méretezési alapelvek Meghatározó a szennyvíztisztító telepre beérkező szennyvíz tervezett mennyisége és szárazanyag tartalma. A szennyvíztisztító telepeket általában jelentős többletkapacitásra méretezik a további csatornahálózat bővítések és a kívülről beszállított szennyvíz feldolgozhatósága érdekében, ezzel együtt túlméretezik a fermentorokat és az energiaátalakító egységeket is, többek között ez az oka annak, hogy ezek a projektek gazdaságosság tekintetében nehezen kezelhetők. Egyes települések szennyvíztisztítóiban a szennyvíziszaphoz hozzáadnak más beszállított rothasztható anyagokat, egyrészt a jövedelmezőség növelése, másrészt a meglévő kapacitások jobb kihasználása érdekében. Az üzemeltetés körülményei A projektek üzemeltetője szinte minden esetben a szennyvíztisztító telepet üzemeltető vállalkozás, amely a termelt villamos- és hőenergia egy részét fel is használja, éppen ezért egyrészt érdeke a biogázüzem gazdaságos működtetése, másrészt a belső elszámolási rendszerben a felhasznált energia egy része nem kerül kimutatásra. Beírás


1,165

MW


8 000

óra/év


4 175

óra/év


77


39%


5%


516,0

MFt

15

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál 0

MFt/év

4 175 h/év 129,6


8000 h/év


55,2


2 588

MFt/év MFt/év

t/év

III.4. Depóniagáz kinyerés és hasznosítás Rövid leírás, méretezés, üzemeltetés Az újonnan létesülő és a meglévő kommunális hulladéklerakókban (továbbiakban: depóniák) keletkező gázok hasznosítása folyamatosan terjed, különösen amióta az új depóniák gázgyűjtő csőrendszerének kiépítését előírták, és a gázhasznosítást végző vállalkozások felismerték az üzleti lehetőséget ebben a tevékenységben. Ennél a technológia csoportnál is célszerűnek látszik a rendszer hulladékkezelési – környezetvédelmi célok teljesítését szolgáló részét különválasztani a gázhasznosító technológiától, azért itt a gyűjtő csőrendszert, a kinyerő kutakat, a gázkompresszort és a fáklyát nem tekintjük az energiahasznosítás részének. Fentiek miatt a projekt értékelésénél a gáztisztítás és az energetikai átalakítás berendezései szerepelnek. Miután a depóniákat általában a lakott területektől kellő távolságban hozták létre, a közvetlen hőhasznosítás csak kis részben lehetséges, ezért egyre több lerakónál telepítenek gázmotoros kiserőművi blokkot. Ily módon a jellemző projektet a depóniagáz tisztítását végző berendezések (víztelenítés, kéntelenítés stb.) és a kiserőmű együttesen jelentik, amelyekből a termelt villamos energiát feladják a hálózatra, és hőhasznosítás gyakorlatilag nincs. A benchmark analízist nehezíti, hogy az üzemeltetők a ténylegesen a projektre terhelhető költségeiket nem különítik el, és nem hajlandók átadni, ezért a rendelkezésre álló adathalmazból egy jó kihasználású technológiához állítottuk össze a költségeket, részben becsléssel. Méretezési alapelvek

78


A lerakás ütemének megfelelően jó közelítéssel tervezhető a gázképződés felfutása, illetve az adott mezők kimerülése. Ennek megfelelően választják meg a gázmotoros kiserőmű és a villamos csatlakozás méretét. Az üzemeltetés körülményei Létesítő és üzemeltető jellemzően az adott lerakót működtető társaság, de lehet projekttársaság is. Az üzemeltetés a depóniagáz keletkezésének üteméhez alkalmazkodik, lehetőleg folyamatos. A keletkező hőt az üzemeltetők a telepi épületek fűtésére használják, nagyobb részét elhűtik. Beírás


0,625

MW


8 000

óra/év


7 300

óra/év


38%


4%


485,5

MFt

30

MFt

515,5

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség



0

(csúcskihasználási órától függő:

7300 h/év

Egyéb változó költségek

16,3


8000 h/év


6,22


2 453

MFt/év

MFt/év MFt/év

t/év

III/5. Fermentációval termelt biogázmű földgázhálózatba termeléssel Rövid leírás Németországban igen, Magyarországon még nem működik ez a megoldás. A projektnél azt feltételeztük, hogy egy 800 Nm3/h gázhozamú mezőgazdasági biogázüzemi technológiához (u.a. mint a 3/1) kapcsolunk egy gáztisztító rendszert is, a tisztított gázból fűtik az üzemet, és MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

79

a végtermék szárítót, a megmaradó részt a hálózatra táplálják. Miután nincs villamosenergia termelés, az üzem teljes villamosenergia fogyasztásának költsége megjelenik. A benchmark vizsgálatok tudják megmutatni, hogy ezek a technológiák mennyire illeszthetők a hazai rendszerbe. Feltételezhető, hogy az egész technológia jelentős olcsóbbítása kell ahhoz, hogy fenntartható projektek jöjjenek létre. IV. Hulladék anyagok hasznosítása IV.1. Kommunális hulladékégetőmű villamosenergia termeléssel és hőhasznosítással Rövid leírás Az elfogadott, bejáratott technológiák mellett – elsősorban a lakossági ellenállás csökkentése érdekében – számos technológiát fejlesztettek, illetve fejlesztenek ki, azonban ezek gazdaságossági szempontból általában értékelhetetlenek, mert üzemeltetésük fenntarthatósága érdekében a hulladékkezelési díjak olyan mértékű emelését kellene bevezetni, amely még egy darabig elfogadhatatlan. Ezért az első hazai regionális hulladékégető mű megjelenéséig a még korszerű, de szokványos külföldi technológiákat elemezzük, részben kapott, részben kalkulált adatok alapján. Méretezési alapelvek Első számú alapelv a min 75.000 t/év körüli mennyiségű bemenő hulladék, ezt egyben lehet gazdaságossági határnak is tekinteni. Egyebekben a kazántechnológiát, a turbinákat és a kiegészítő berendezéseket ugyanúgy méretezik, mint bármely erőműnél. Az üzemeltetés körülményei A megvalósítást szinte kizárólag nagy befektetők bevonásával lehet elvégezni, ezek hoznak létre a hulladékégetőkhöz projekttársaságokat. A hulladékégetőmű az év során keletkező szemetet folyamatosan dolgozza fel, ilymódon üzemvitele az éves karbantartási időszakot kivéve folyamatos. Az energiafelhasználó rendszereknél minden hulladékégetőmű csatlakozása esetén annak prioritást adnak a folyamatos, közel zsinórüzem fenntartásához, ezzel együtt nyári időszakban a hő átadása korlátozottan lehetséges. Beírás


7


MW e MW e

5,8

MW e


14,00

MW th


8 000

óra/év

6 517,0

óra/év


3 000

óra/év


10,5%


80



81 000

GJ/év

12 000

MFt

Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

400

MFt

12 400

MFt

Átlag üzemóráknál 200,0 6517 h/év 556,8


8000 h/év


236,0


21 411

V.

MFt/év MFt/év MFt/év

t/év

Hidrogén H2 és tüzelőanyag-cellahasznosítás

V/1. Hidrogén-előállítás megújuló biogáz-energia bázison, hasznosítás-tárolás PEM típusú tüzelőanyag-cella átalakító berendezéssel Rövid leírás A bioenergia-bázison történő vízbontással nyert hidrogén energiaforrású, PEM típusú (polimer elektrolites), alacsony üzemi hőmérsékletű (60–90oC) tüzelőanyag-cella hozza létre azt a villamos energiát, amely szünetmentes tápellátást biztosít egy olyan településtől távol eső kommunikációs rendszer számára Magyarországon, ahol eddig állandóan temperált helységben, szennyező akkumulátorral oldották meg a tartalék áramforrást a mintaállomáson. A berendezés 2 db 0,8 kg H2-t tartalmazó palack szolgálja ki, amelyet 200 bar nyomáson tárolnak. A csere igényét, ill. az átkapcsolás szükségességét a felügyeletre kapott jelzés után működtetik. A berendezéssel 6 órás üzemeltetés végezhető klíma hűtés nélkül. A hálózati feszültség kimaradásakor az indulás 20–30 másodperc után megtörténik, ez alatt egy 150 amperórás indító akkumulátor biztosítja az állomás folyamatos üzemét. Előnyei: zöld-hidrogén hasznosítás, CO2 emisszió csökkentés, csökken az ólomfelhasználás, csökken a zajkibocsátás, növekszik az energiafelhasználás hatásfoka, az áramátalakítás zajmentesen, forgó alkatrész nélkül következik be. A berendezés mindössze egy 50x50x50 cm nagyságú doboz. Méretezési alapelvek A tüzelőanyag-cellák felépítéséből, kötegelt elemekből álló szerkezetéből következik, hogy a mindenkori villamosenergia igényeknek megfelelő számú elemet kell alkalmazni, azaz bővíthető, különösebb méretezés nélkül. Ugyanígy a hidrogénpalackok kapacitása is szabványosított a garantált teljesítőképességre. Az üzemeltetés körülményei MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

81

A hidrogénpalackok helyszíni utántöltésre ma még nem alkalmasak. Nagyobb nyomáson (300 bar) létezik már helyi tárolási lehetőség, nagyobb ún. kompozit palackokban. A tüzelőanyagcellák (ipari tip.) élettartama: 20.000 óra, de ennek megduplázása várható rövidesen. Technológia fő elemei 2 db hidrogénpalack 0,8 kg PEM tip. 5,0 kW-os tüzelőanyag-cella 1 db indítási akkumulátor villamos kapcsoló, átkapcsoló berendezés jelzőberendezés, automatika Beírás


0,005

MW


8 650

óra/év

285

óra/év

Csúcskihasználási óraszám: Energiamérlegben a primer megújuló és szekunder energia közötti átváltás (hatásfok):

100%


5,0%


3,44

MFt

Járulékos beruházások: MFt Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek

3,44

MFt


MFt/év

285 h/év 0,01

MFt/év


8650 h/év


0,100

MFt/év

0,76

t/év


V/2. Hidrogén előállítás megújuló bioenergiával (szennyvíziszap hasznosítás) MCFC tip. tüzelőanyag-cellás villamos és hőenergia hasznosító technológiával Rövid leírás Egy regionális szennyvíztisztító-műben jelenleg működő biológiai tisztító-hasznosító gázmotoros technológia mellé a rövidesen megnövekedő (20–28%) szennyvíziszapból rothasztással,

82


az aneorob fermentáció melléktermékeként keletkező mintegy: 660.000 m3/év többlet biogáz hasznosítására egy MCFC típusú magas hőmérsékletű (650oC) karbonát olvadékos tüzelőanyag-cellás energiaátalakító rendszer – HM300 tip. berendezés – beépítését tervezik, amely a megújuló tüzelőanyag villamos és hőenergiává alakítja át. Teljesítménye: 245 kWo, ill. 220 kWth. E kiserőmű éves termelése 13,54 TJ/év. A villamos energiát kedvező átvételi ár ellenében értékesíti a vállalkozó-szolgáltató cég, a hőenergiát a telep saját hőellátására fordítja. (Egy másik változat szerint az is megtehető, hogy a keletkező biogázt értékesítik megfelelő – jelentős költségű gáztisztítás után – a városi gázhálózatba történő betáplálással.) Méretezési alapelvek: A pályázati dokumentáció két változatot tartalmazott, a tüzelőanyag-cellás és egy gázmotoros energiaátalakítási erőművi technológiát. A tüzelőanyag-cella előnye: hogy minimális károsanyag-kibocsátású, hosszabb az élettartama (30 év a 7 évvel szemben), nagyobb az éves kihasználási óraszáma (8500 óra a 6000-rel szemben), nagyobb a villamos, mint a hőenergia termelése, kedvezőbb az összhatásfoka (83–90%), nem tartalmaz mozgó, forgó alkatrészt, minimális az üzemeltetési költsége. Teljesítmény szabályozási tartománya a névl. érték 50– 100%-a közötti, így villamos hatásfoka gyakorlatilag állandó. E technológiához gáztisztító kell. Az üzemeltetés körülményei A berendezés működtetéséhez 7 évente kell felfűtési és leállítási költséggel számolni (370 eFt) a leállításkor, amikor az alapberendezést s a gáztisztítót felújítják. A tüzelőanyag-cellás technológia ugyanannyi biogázból több energiát állít elő (1 m3 biogáz felhasználás 24,1 eFt hasznot hoz), mint a gázmotoros technológia. A rendszer működtetését a szennyvíztisztító vállalkozás oldja meg, ill. az a cég (pl. kórház, egyéb feldolgozó üzem), amelynek szennyvíztisztítására már rendelkezik megfelelő kezelő-karbantartó szervezettel. Épületigény A gázhasznosító gépház épülete a szennyvíztisztító telep területén a meglévő iszapkezelő létesítmények közelében épül meg. Környezetében foglal helyet a meglévő és tervezett gáztartály (védő távolságon túl), a csurgalék vízmedence és a tervezett iszapvíztelenítő gépház. Az épülthez megközelítő út „zöld-betonos” és nagy teherbírású bazaltbetonos térburkolattal készül. A gépház beépített bruttó alapterülete: Padlószint Járdaszint Belmagasság: Az épületben a következő helységek kialakítása történik: általános gépészeti tér elektromos kapcsolótér üzemanyagcella helyiség biogáz-tisztító rendszervezérlő és bemutató terem

218,5 m2 + 0.10 m 0,00=108.0 mBf 3,5-5,2 m 47.30 m2 18.00 m2 66.00 m2 48.60 m2 14.13 m2

Berendezés igény A szükséges új berendezések: HM 300 típusú tüzelőanyag-cella, amely elemi tüzelőanyag cellákból áll, belső reformerekből összeállított köteget képez, a katalitikus utóégetőt, az égéshez szükséges levegőt ellátó ventillátorokat és a villamos fűtőtestet tartalmazza kettős falú hőszigetelt rozsdamentes acélhenger burkolattal ellátva. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

83

Kapcsolószekrények, egyen/váltóáramú átalakító egység, illesztő transzformátor, hűtőegység és vezérlő szekrények 2 db palackos CO2 kazetta, 1 db tartályos kis kompresszor, 1 db ivóvíz klórmentesítő aktív szénszűrő, 1 db hőhasznosító hőcserélő. Biogáz tisztító berendezés A bemutató terem demonstrációs berendezései Hőhasznosító egység A tüzelőanyag-cellás technológia részére új földgáztisztító berendezés szükséges, amely új igényes technológiához minőségi biogáz-ellátását képes nyújtani. A leglényegesebb szennyezők a hidrogénszulfidok, a halogénes szénhidrogének és a sziloxánok. A folyamat során a gáz minőségét egyrészt a metán minél nagyobb aránya (min. 60%), másrészt a szennyező anyag tartalom minimális aránya szabja meg. A hidrogén-szulfidok mennyisége nem haladhatja meg a 10 ppm mértéket. A halogénes szénhidrogénekkel (HCl formában) szembeni tolerancia az MCFC tip. tüzelőanyag-cellák esetében: 0,1–1 ppm. A szilánok mennyisége ne haladja meg az 1 mg/m3 értéket. Az optimális minőségű biogáz specifikációs jellemzői: Névleges gázmennyiség Névleges metántartalom Maximális kénhidrogén tartalom Maximális összes halogén tartalom Maximális összes sziloxán tartalom

86 Nm3/h 60 % 15 mg/Nm3 100 ppbv 1 ppmv

MCFC technológiához szükséges gáztisztítás A szakirodalmi adatok alapján összefoglalva megállapítható, hogy a legkiforrottabb és az üzemi viszonyok között is referenciákkal rendelkező elválasztási módszerek az abszorpciós és az adszorpciós műveletek. Mint ismeretes az MCFC technológiában a biogáz „hozott” és a katalitikus reakcióban keletkezett CO2 –t tartamát nem kell elválasztani, hiszen jelenléte a működés feltétele. Az MCFC technológiában, a gyártó specifikációja szerint a főbb komponensek megengedhető koncentrációja: Maximális kénhidrogén tartalom Maximális összes halogén (Cl és F) tartalom Maximális összes sziloxán (L2,L3, D3,D4,D5) tartalom

10 ppm (15 mg/Nm3) 0,1-1 ppm 1 ppm

Bevételek A bevételek a megtermelt villamos energia és hőenergia értékesítéséből tevődnek össze, melyeket a következő díjak alapján kellett számításba venni: A villamos és a hő-díj árbevétel kiszámítása a többszörösen módosított 56/2002. (XII. 29.) GKM rendelet alapján készült. A villamos energia esetében átlagosan 32,36 Ft/kWh(?) tarifával, a hő-díj esetében 1.300,- Ft/GJ értékkel készült. Az tűzellő anyag cellás egység hét évenkénti rekonstrukciójakor a termelést 1 hónapra fel kell függeszteni.

84


Megnevezés HM 300 tüzelőanyag cella éves bevétele HM 300 tüzelőanyag cella éves bevétele rekonstrukciós években Gázmotor éves bevétele

Éves bevétel (eFt) 69 246 63 475 56 629

Jellemzően kapcsolódó egyéb beruházások költsége: Magas hőmérsékletű tüzelőanyag-cellás kiserőmű biogáz alapon beruházási költsége Beszerzési és kivitelezési feladat megnevezése Közbeszerzési eljárás

2006

2007

Összesen

eFt

eFt

eFt

13.400

24.600

38.000

3.000

0

3.000

7.900

0

7.900

20.600

20.600

1.500

1.500

3.000

1

Közbeszerzés lebonyolítása

2

Tenderdokumentációk (építés, áru) elkészítése

3

Ajánlati tervek

4

Engedélyezési tervek

5

Kiviteli tervek

6

PR

7

Könyvvizsgáló

500

1.500

2.000

8

Műszaki ellenőr

500

1.000

1.500

527.400

295.000

822.400

0

18.000

18.000

491.400

210.600

702.000

30.000

62.000

92.000

6.000

4.400

10.400

45.000

47.500

92.500

30.000

33.000

63.000

0

7.200

7.200

15.000

7.300

22.300

60.000

57.100

117.100

25.000

15.000

40.000

Beszerzés, erőművi technológia, gépészet 9

HM300 tüzelőanyag-cellás kiserőmű technológiai gázellátás

10

HM300 tüzelőanyag-cellás kiserőmű beszerzése öt év garanciával

11

Biogáz tisztítási technológia beszerzése öt év garanciával

12

Biogáz minőség méréstechnológiája

Építés 13

Tereprendezés, építészet, víz- és csatornaellátás

14

Földgázellátás

15

Gáz biztonságtechnika és légtechnika

Szerelés 16

Villamos erőátvitel és csatlakozás a belső rendszerhez

17

Műszer irányítástechnika, gyengeáramú illesztés

0

11.600

11.600

18

Szállítás, daruzás

0

6.000

6.000

19

Hőhasznosítás és csatlakozás a távhő rendszerhez

35.000

24.500

59.500

0

10.000

10.000

0

10.000

10.000

645.800

434.200

1.080.000

Próbaüzem 20

Beüzemelés

Összesen

10. Táblázat Nettó beruházási költség alakulása


85

HM 300 üzemeltetési költségek

Éves üzemeltetési költség (eFt)

Rekonstrukciókor (7 évente) felmerülő üzemelési költség (eFt)

Energia

7 694

-

Technológiai gázellátás bérleti díj

2 394

Épület, biogáz tisztítás és belső technológiai rendszerek villamos fogyasztása

3 600

Nyersvíz

660

Épület hőenergia ellátás

1 040

Karbantartás

2 554

373

Első felfűtés

289

Vészhelyzet kezelés

54

Leállás, konzerválás

84

Biogáz tisztítás fogyóanyag és karbantartás

2 500

Munkaerő ÖSSZESEN:

0

0

10 248

373

11. Táblázat Tüzelőanyag-cellás berendezés üzemeltetési költségei HM 300 tüzelőanyag-cella berendezés megtermelt energiája éves bevétel

telj. kW

Üzem óra h

Villamos energia értékesítés árbevétele

210

8572

Hőenergia értékesítés árbevétel

198

8572

Termelt energia (GJ/év)

Termelt energia k Wh/év

Egységár

Bevétel (eFt/év)

1 894 412

32,36 Ft/kWh

61 303

1300 Ft/GJ

7 943

6110

Összes árbevétel

69 246

12. Táblázat A tüzelőanyag-cellás kiserőmű éves árbevétele normál üzemben

Beírás


0,245

MW e

0,245

MW e

0,22

MW th

0,2

MW th

8 000

óra/év

Kiadott villamos teljesítmény: éves átlag: Kiadható hőteljesítmény: fűtési idény átlag: Éves üzemórák száma:

86



7 300,0

óra/év


5 500

óra/év


3,0%


200

GJ/év


1 080

MFt

- elektromos hálózati csatlakozás és előkészítés

0

MFt

- hőtávvezeték, hőközpontok

0

MFt

1 080

MFt

Járulékos beruházások:

Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási óráktól függő) Egyéb változó költségek

Átlag üzemóráknál 2,4 7300 h/év 1,5


8000 h/év


7,6


V.3.

MFt/év

0,76

MFt/év MFt/év t/év

Hidrogén előállítás elektrolízissel, H2 hasznosítás járművek üzemanyagaként

Rövid leírás A hazai és nemzetközi szakirodalomból származó projektszintű technológia és annak jó közelítéssel becsült gazdasági főbb adatai jelzik, hogy ez a példa nem egy megvalósult rendszer megbízható, ellenőrizhető információira épül, hanem kísérleti-fejlesztési munka eddig elért eredményeire, mégis jó tájékoztatásul szolgál, mint a közeljövő újszerű, környezetbarát, káros ÜHG kibocsátásmentes energiahordozója és átalakítási technológiája. A szakirodalmi változatok közül [50] ide egy P=2,0 MWe teljesítményű szélerőmű szolgáltatja a villamos energiát, amely egy vele azonos teljesítményszükségletű Pe = 2,0 MW-os elektrolizáló és kompresszor berendezést működtet, amely a vízbontást folyamatosan végzi. A létesítmény megfelelő kapacitású tárolóval is rendelkezik, azonfelül mód van a fölös villamos energia hálózatra történő rátáplálására is. Méretezési alapelvek A 2,0 MWe teljesítményű szélerőmű által termelt villamos energia mintegy 4600 MWh/év volumennel alkalmas arra, hogy az elektrolízises technológiával nyert hidrogénmennyiség mintegy 10 db 200 kW kapacitású (12 méteres) autóbuszt egész évben, folyamatosan el tudjon látni üzemanyaggal (autóbuszonként 8 óra/nap üzemeltetést és évi 275 nap üzemvitelt feltételezve). MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

87

Az üzemeltetés körülményei A szélerőmű – elektrolizáló – vízbontó – H2 előállító létesítmény befektetője és üzemeltetője egyazon cég. Az autóbusz járműpark befektetője és üzemeltetője egy független cég is lehet, vagy konzorciális kapcsolatban van ideálisan a H2 termelő-szolgáltató létesítménnyel. A járműpark befektetési és felállítási körülményei jelen elemzésben nem szerepelnek, legfeljebb tájékoztatásul annyi, hogy egy H2 rendszerű tüzelőanyag-cellás autóbusz bekerülési költsége jelenleg 0,8–1,0 millió €, amely rövidesen (a keleti befektetői program nyomán) 250.000 €/autóbusz lesz, azaz mintegy: 68,75 millió Ft/db. A töltőállomás az erőműpark térségében, ill. közelében állítható fel, ill. érhető el. A szél-hidrogén költségkomponensei: villamos energia költsége (amennyiben „hálózatról” történik a vételezés) a hidrogénforrásként szolgáló víz költsége (és szükséges tisztítása) tőkeköltség (annuitással számítva, a teljes beruházási költség alapján) egyéb költségek (karbantartás, bérköltség stb.) jövedéki adó, a hatályos szabályozás alapján melléktermékként keletkező oxigén értékesítése („negatív költség”, azaz bevétel) kettős termelés esetén a hálózatra kiadott villamos energia értékesítése („negatívköltség”) A számítás legfontosabb bemenő paraméterei: az elektrolízis energiaszükséglete: 5,2 kWh/Nm3 H2 (ez az érték magában foglalja az elektrolizálást, a kompresszor munkáját, transzformátor, gáztisztító működését) az elektrolizáló egység költsége: 2500 $/kW, ha közvetlenül szélerőműhöz csatlakoztatható, és 1000 $/kW, ha a hálózathoz csatlakoztatható (szükséges kiegészítő berendezésekkel) szélerőmű (2 MW): 2.500.000 € (magába foglalja a gyártás, szállítás, felállítás, engedélyezés költségeit is) szélerőművel termelt villamos energia kötelező átvételi ára (a vizsgálatkor): 26,4 Ft/kWh (a „virtuális” 2/A alternatíva esetében ennyiért vételezzük, illetve a 3. alternatíva esetében ennyiért értékesítjük) nukleáris alapú villamos energia önköltségei ára (a vizsgálatkor): 9,4 Ft/kWh, ez természetesen csak egy virtuális ár, de a vizsgálathoz hasznos kettős termelésnél (3. alternatíva esetében): az éves termelt villamos energia 60%-ban H2 termelésre, 40%-ban hálózatra történő értékesítés hidrogéntárolás költsége: 130 $/kg (600 kg-os tároló) hidrogén-töltőállomás költsége: 480.000 $ (kevéssé megbízható adat, kiépítéstől erősen függ) tőkeköltség számításánál a gazdasági élettartam: 15 év tőkeköltség számításánál a figyelembe vett kamatláb: 8% egyéb költség aránya: 3% alkalmazott valutaárfolyamok: 1 € = 250 Ft, 1 $ = 190 Ft a hidrogén jövedéki adója: a hatályos jövedéki törvény szerint 24,5 Ft/Nm3 (közlekedési célú végfelhasználás esetén) VI. Napenergia alapú hőtermelés VI.1. Egyedi használati melegvíz termelés síkkollektor Beírás


88

4

kW



2 100

óra/év


1 050

óra/év


100%


1,0

MFt

0

MFt

1,000

MFt

Járulékos beruházások: Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek


MFt/év

1050 h/év MFt/év

0,000


2100 h/év


0,02

MFt/év

1,0

t/év


VI.2. Központos (közösségi) HMV termelés, fűtés-hűtés, vákuumcsöves kollektoros Beírás


100

kW


2 100

óra/év


1 400

óra/év


100%


40,0

MFt

0

MFt

Járulékos beruházások: Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek: (csúcskihasználási órától függő: Egyéb változó költségek


MFt/év

1050 h/év 0,000

MFt/év


89


2100 h/év


0,50


MFt/év t/év

33,3

VII. Fotovillamos rendszerű, közösségi hálózathoz kapcsolódó villamosenergia termelés VII.1.

Háztartási, intézményi, tetőre telepített 20 kWp-nél kisebb rendszer Beírás


0,007

MW p


8 650

óra/év


1 400

óra/év


100%


15,0%


7,7

MFt

- hálózati csatlakozás

0,3

MFt


8,0

MFt




MFt/év

1200 h/év 0,000

MFt/év


8650 h/év


0,007

MFt/év

4,66

t/év


VII.2. Középteljesítményű PV rendszerek hálózatra termelés esetén 20 kWp - 1 MWp teljesítmény között Névleges villamos energia teljesítmény:

0,1

MW p


8 650

óra/év


1 500

óra/év


100%


15,0%

90



95,0

MFt

- hálózati csatlakozás

3,0

MFt


98,0

MFt




MFt/év

1200 h/év MFt/év

0,000


8650 h/év


0,5


71,40

MFt/év t/év

VII.3. Fotovillamos erőmű, automatikus napkövető állványzatra telepített, 1 MWp teljesítménnyel, közösségi hálózatra termelve. Beírás


2,5

MW p


8 650

óra/év


1 600

óra/év


100%


20,0%


1 980,0

MFt

20,0

MFt


2 000,0

MFt



Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás


0,000

MFt/év

1200 h/év 0,15


8650 h/év


0,45

MFt/év MFt/év


91


t/év

1 792,00

VIII. Autonóm villamosenergia ellátás megújuló energiára (nap, szél) alapozva VIII.1. Kisteljesítményű, háztartási autonóm villamosenergia-ellátás lakáscélra hasznosított tanyai kisigényű fogyasztóhelyre Rövid leírás: Külterületi lakott településforma, mint hazai specialitás; a tanya, mint lakás, ahol önellátó, hagyományos, fenntartó ellátásra rendezkedett be a kis igényű, kis létszámú család, ahol ma nincs vezetékes villamos ellátás. Minimális világítási igény és kommunikációs rendszercsatlakoztatásra elegendő a javasolt technológia, amely egy 400 V összteljesítményű 3,2 m2 felületű fotovillamos berendezésből, annak tartozékaiból (8 kWh akkumulátorból, töltő és szabályozó berendezésből, tartószerkezetből) és belső villamos elosztóberendezésből áll. Méretezési alapelvek: A tanyai lakás villamos energia fogyasztása: 2200 kWh/év. A csúcskihasználási óraszám mintegy 5000 óra. A berendezés kapacitása később, új elemek hozzáadásával, tartószerkezet bővítésével növelhető. Az üzemeltetés körülményei A 8 kWh-s akkumulátor töltéséről a fenntartó gondoskodik. Az akkumulátornak a 2 évenkénti cseréjét és a berendezés karbantartását a külterületi speciális, egységesen szervezett szolgáltató látja el. Beírás


0,0004

MWp


8 650

óra/év


3 500

óra/év


100%


20,0%


0,8

MFt

Járulékos beruházások: MFt Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség

0,8

MFt



0,000


0,010

MFt/év


0,05

MFt/év

92

MFt/év



t/év

0,63

VIII.2. Önellátó tanyai villamos energiával ellátatlan háztartások kombinált (hibrid) szél- és napenergia bázisú autonóm villamosenergia ellátó rendszere Rövid leírás Külterületi lakáscélra hasznosított, jelenleg villamos energiát nélkülöző tanya, max. 3000– 3500 W teljesítményszükségletű fogyasztóhely, amelynek ellátását egy kistelj. 3,0 kV-os szélturbina és egy 300 W-os fotovillamos (napelemes) berendezés látja el. Ehhez tartozik egy 400 Amperórás akkumulátor telep + töltő-szabályozó berendezés, az inverter, a szélgenerátor 17 méteres tartóoszlopa, amelyre a napcellák is felszerelhetők. A váltakozó áramú kiskészülékek csatlakoztatásain egy 2200 W-os inverter kerül beépítésre. A becsült villamos energia fogyasztás: 3500 kWh/év. Méretezési alapelvek A szélgenerátor indítási sebessége: 1,8 m/sec. A névleges teljesítményhez tartozó szélsebesség: 2,5 m/sec. Az akkumulátor kapacitása: 460 Ah (2x230 Ah), 24 V feszültséggel. Az inverter csúcsteljesítménye (10 sec) = 6000 W, az inverter túlterhelhetősége (15 perc) = 4000W. Az üzemeltetés körülményei Az önállóan gazdálkodó, külterületi tanyán lakó, kisigényű családi háztartási fogyasztó, megfelelő betanítás után, alkalmas a kombinált (egyébként automatizált) ellátó rendszer fenntartására és működtetésére. A hiba elhárításáról, a karbantartásról, akkumulátorok cseréjéről a külterületi speciális szolgáltató szakintézmény gondoskodik. Beírás


0,003

MW


8 650

óra/év


2 000

óra/év


100%


15,0%


2,8

MFt

Járulékos beruházások: MFt Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség Változó energiahordozó költségek:

2,8

MFt


MFt/év


93


0,05

MFt/év


0,07

MFt/év


t/év

2,86

VIII.3. Mezőgazdasági, termelő és lakófunkciójú tanya, egyedi kisvállalkozás autonóm villamos energia ellátó rendszere megújuló szél és napenergia-hasznosító technológiával Rövid leírás A termeléshez igényelt, kisgépekkel felszerelt kisebb, ún. farmergazdaság egyidejű villamos teljesítményszükséglete a szerényebb világítással együtt mintegy 7,0–7,5 kW, amelyet egy szél- és napenergiával kombinált, ún. hibrid autonóm rendszerrel célszerű megoldani, amely egy max. 6,0 kW-os szélgenerátorból (terpesztett csővázas tartószerkezettel) és egy PV 1,5 kW-os fotovillamos napcella blokkból áll (tetőre szerelt elrendezéssel). A villamos energia igényeknek így a 70%-át szélenergia bázison, a 30%-át napenergiával termeli meg a rendszer, összesen: 18,0 MWh/év volumenben. Méretezési alapelvek A szélsebesség átlaga mintegy: 6 m/sec. Az akkumulátorok kapacitása: 230 Ah, a szükséges darabszámban, 24V feszültséggel. Az inverter névleges teljesítménye: 10.000 W. A váltakozó árammal működő kisgépek csatlakoztatására a táp ill. főelosztó-berendezés mellé kerülő, megfelelő védelemmel ellátott kapcsoló és elosztóberendezés tartozik. Az üzemeltetés körülményei A mezőgazdasági kisvállalkozó a rendszer fenntartására, működtetésére szakképzett személyt (családtagot) alkalmaz. A hibaelhárítás, karbantartás, akkumulátorok cseréje és egyéb villamos berendezések felülvizsgálati munkáiról a külterületi speciális szolgáltató szakintézmény gondoskodik. Beírás


0,0075

MW


8 650

óra/év


2 400

óra/év


100%


15,0%


8,0

MFt

Járulékos beruházások: MFt Beruházási költség mindösszesen:

94

8,0

MFt





0,000


0,06

MFt/év


0,08

MFt/év


MFt/év

t/év

8,57

IX. Szélenergia hasznosítás Erőművi szélgenerátor telep Rövid leírás: A szélerőmű telep 12 gépegységből áll. Beépített összteljesítménye: 24,0 MW (eredetileg 48,0 MW-ra tervezték, de engedélyt egyelőre a fele teljesítményre kaptak). A széltornyok 78,0 m magasak, rotorjuk 90 m méretű. A 12 gép évente 52.000 MWh/év villamos energiát termel. A beruházás megtérülési ideje 13 év, ill. eddig köteles a hazai rendszer az emeltszintű energia-átvételi díjat megadni. A beruházás költsége mintegy 9,0 milliárd Ft, az ENERGY CORP HUNGARY (ECH) Kft. üzemelteti, amelyet két spanyol befektető cég és egy magyar hozott létre. A létesítmény magánberuházásként jött létre, kormányzati támogatás nélkül. Méretezési alapelvek: A szélerőmű telephelyének megválasztása optimális, mivel a hazai szélviszonyok itt a legkedvezőbbek (nagy a szélpotenciál), mind a szélsebesség, gyakoriság, szélirány stb. tekintetében, amelyet az Alpokról lezúduló erőteljes szélmozgás biztosít, valamint a térségi, már működő, kisebb szélerőművek folyamatos mérései is igazolnak. Az évi átlagos szélsebesség: 5 m/sec fölött van. A szélkerekek alapozásához 800 t betont használtak, egy torony + turbina súlya: 300 t. Az üzemeltetés körülményei Az egyes széltornyok gépegységeit a közöttük kiépített utak mentén fektetett 20 kV-os elosztó-kábelhálózat köti össze, amely rátáplál a központi transzformátorállomásba, ill. onnan az áramszolgáltató 120 kV-os főelosztó-hálózati rendszerére. A szélerőmű villamos energia rendszere automatikus vezérléssel történik. Kezelő, karbantartó, felügyelőből álló, csekély számú személyzettel működik, 2007 óta. 9.1. Háztartási kisteljesítményű egyedi generátor Beírás


0,005

MW


8 000

óra/év


1 800

óra/év


100%


0,1%


95


7,4

MFt

- hálózati csatlakozás és előkészítés

0,1

MFt


7,5

MFt





0,005


0,005

MFt/év


0,01

MFt/év


MFt/év

t/év

5,03

9.2. Szélerőmű 1. Projekt adatok Névleges villamos energia teljesítmény:

Beírás

4

MW


7 300

óra/év


2 000

óra/év


100%


0,2%


1 400

MFt

160

MFt

1 560,0

MFt




0,8


1,0

MFt/év

3

MFt/év

Állandó költségek: Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés

96

4 471,04

MFt/év

t/év


9.3. Szélerőmű telep (park) Beírás


24

MW


8 000

óra/év


2 100

óra/év


100%


0,3%


8 900,5

MFt


280,5

MFt

9 181,0

MFt



10,0


15,0

MFt/év

50

MFt/év

Állandó költségek: Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés

X.

28 139,33

MFt/év

t/év

Geotermikus energiatermelés csak hőhasznosításra

X.1 Kis és középes méretű, új építésű geotermikus hőre alapozott távhőrendszer (DélAlföldi Régió) Rövid leírás: Kisebb városok, településközpontok intézményeinek hőenergia-ellátására mintaprojektként szolgál a jelen geotermikus távhőellátási rendszer, amely 2006–2007 évben valósult meg és azóta gazdaságosan üzemel. A rendszer 11 közintézmény fűtési és használati melegvíz hőenergia igényét elégíti ki, ami fűtésre: 20,088 TJ/év + 9,603 TJ/év HMV igény. A beépített hőteljesítmény-szükséglet: 4,243 MW, egyidejű hőtelj. szükséglete 3,345 MW. A meglévő 1 db geotermikus termelőkút talphőmérséklete 90,6oC, a kiemelt fluidum felszíni hőmérséklete: 82oC, vízhozama: 1200 l/perc, kompresszorral 1530 l/percre megnövelve. A hőellátórendszer maximális vízigénye 36,2 l/sec, amellyel a távhőrendszer egyidejű terhelésének 100% fedezhető geotermikus energiával. A rendszer részei: a meglévő termelőkút mellé telepített fűtőmű, a kútba épített búvárszivattyúval a szükséges szűrőberendezésekkel, egy 34,5 m3-es kiegyenlítő-kiszellőztető berendezéssel, a hőközpont és elosztóberendezés, a 7 csővezetékág kiképzéssel. A távhőellátó vezetékpárok együttes hossza: 4034 m (anyaga hőszigetelt D-160/250 és D50/125 típusú, P10 nyomásfokozatú csövek), továbbá 1 db visszasajtoló kút, 1700 m talpmélységű, MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

97

nyelőkapacitása: 1000 l/sec, 2–6 bar vízvisszasajtoló berendezéssel, felszíni szűrőrendszerrel, vezérlőberendezéssel. Méretezési alapelvek: A fűtési idényben optimálisan kihasználható teljesítmény Csúcs-hőigények esetén együttdolgozás más meglévő földgázbázisú hőközponti berendezésekkel (intézményenként meglévő, felújított becsatlakozó-elosztó berend.), nyári időszakban a használati melegvíz és a településközponti geotermikus fürdő és iskolai tanmedence ellátásán felül, a kertészeti későbbi (üvegházi és fóliasátras) hőhasznosító rendszer ellátása, ill. többlépcsős hasznosítások kiépítése a még kihasználatlan hőfoktartományban ( t = 35oC), a fluidum visszasajtolását megelőzően károsanyag-kibocsátás csökkentés: 1,38 kt/év CO2, 23,28 kg/év CI, 66,25 kg/év NOx Az üzemeltetés körülményei A település víziközmű szolgáltató szervezete a távhőszolgáltatói tevékenységgel kibővült és vállalta, hogy az új szolgáltatás 10%-os energia költségmegtakarítást eredményez az intézményeknél, azaz az intézmények működtetési költsége 10%-kal csökken a korábbi földgázellátáshoz képest (esetenként 30%-os csökkenést is el lehetett érni). Végeredményben 69,157 millió Ft/év földgázenergia költségmegtakarítás érthető el a vizsgált 12 éves időszakban. Ebből átlagosan 16 millió Ft/év nettó költségmegtakarításban részesültek az intézményi hőenergiafogyasztók. Beírás


4 243

kW


4 500

óra/év


2 046

óra/év


340,000

MFt

160

MFt


500,000

MFt



Járulékos beruházások: hőtávvezeték, hőközpontok


40


15

MFt/év


10

MFt/év


2 062,6

98

MFt/év

t/év


X.2. Meglévő városi távhőrendszer átállítása geotermikus energiával történő távhőellátásra és használati melegvíz előállításra a Dél-alföldi régió egyik városának geotermikus közműrendszer példája felhasználásával Rövid leírás: A városi fürdőben és a városi kórházban több évtizedre visszanyúló termálvíz hasznosítás kedvező tapasztalatainak felhasználásával – a régió kedvező geotermikus adottságaira alapozva – a termálenergia széleskörű bevonása a város energiahordozó struktúrájába, a vásárolt földgáz helyi, független energiahordozóval. További célt jelentett a belvárosi lakóövezet légszennyezésének csökkentése a környezetbarát, megújuló energiaforrással. A projekt két feladatot oldott meg: egyrészt a város alatti 1.100–1.300 m mélységi rezervoárokból kinyerhető 45–52oC-os közeggel direkt módon, a lakótelepi és közületi használati melegvíz ellátását, másrészt a 2.000–2.300 m körüli mélységből kinyerhető 80–87oC-os fluidummal a távhővel ellátott rendszerek fűtési hőellátását. A projekt fontos feladatául tűzte ki az alkalmazásra kerülő technológia fenntarthatóságát, korszerűségét, működésének maximális automatizálását, a legszigorúbb környezetvédelmi előírások betartását, valamint a szolgáltatási biztonság maximalizálását. Műszaki tartalom A beruházás során az alábbi főbb létesítmények, berendezések, eszközök álltak rendelkezésre, illetve kerültek telepítésre: — — — — — — — — — — — — —

1 db 2.300 m talpmélységű fűtőkút (Mátyás u. – 1986-ban mélyült); 1 db 2.011 m talpmélységű fűtőkút (Hódtó u. – 1995); 1 db 1.100 m talpmélységű használati melegvizes kút (Hódtó u. 1994); 1 db 1.300 m talpmélységű használati melegvizes kút (Oldalkosár u. – 1997); 2 db 1.700 m talpmélységű visszasajtoló kút (Fürdő – 1998; Somogyi u. – 2007); 1 db 1.700 m talpmélységű visszasajtoló kút, létesítési előkészítés alatt; 1 db 2.300 m talpmélységű fűtőkút (Szennyvíz telep – 2008); 15 km NA 100 – NA 200 méretű szigetelt földalatti távvezeték hálózat (1994 – 2008); 350 m 3 puffer tároló kapacitás; 8 db nyomásfokozó szivattyútelep; 10 db termál hőközpont kb. 10 MW lemezes hőcserélő kapacitással; 3 db felszíni szűrő rendszer; Számítógépes, telemechanikai, távfelügyeleti, frekvenciaváltós vezérlőrendszer.

Műszaki adatok — A termál rendszer maximális hőkapacitása 15 MW — A termál rendszer kihasznált hőkapacitása 12,5 MW — Termál használati melegvíz maximális kapacitása 1.044.000 m3/év — Termál használati melegvíz felhasználás 150.000 m3/év — Termál fűtővíz kitermelés átlagosan 870.000 m3/év — Visszasajtolt használtvíz mennyiség jelenleg átlagosan 400.000 m3/év (a harmadik visszasajtoló kút üzembeállásával kb. 700.000 m3/év) — A rendszer maximális fűtési hőtartalma 158.000 GJ/fűtési idény — Hasznosított fűtési hőtartalom átlagos hőmérsékleten 110.000 GJ/fűtési idény — A rendszer összes hasznosított hőtartalma (fűtés + HMV) 130.000 GJ/év — Kiváltott földgáz mennyisége 4.500.000 m3/év — A rendszer szűkített üzemi önköltsége átlagosan – korrekt karbantartással – 100 millió Ft/év fűtés és 10 millió Ft/év használati melegvíz szolgáltatásra. MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

99

Gazdasági mutatók A bemutatott projekt bekerülési költségre jelen áron nettó 2,5 Milliárd Ft-ban prognosztizálható. A használati melegvíz szolgáltatásban – a hagyományos ivóvíz és földgáz alapú használati melegvíz előállításhoz viszonyított – elérhető költség megtakarítás kb. 350 Ft/m3, azaz összesen 52,5 millió Ft/év. A fűtési hőszolgáltatásban – a földgáz tüzeléshez viszonyított – elérhető költség megtakarítás – a jelenlegi gázárak mellett – ~2.200 Ft /GJ, azaz összesen 242 millió Ft/év. A projekt egyszerűsített megtérülési mutatója 8,5 év, belső megtérülési rátája 10,3 %. Beírás


15 000

kW


4 500

óra/év

2 407,4

óra/év

2 600

MFt

600

MFt


3 200,000

MFt



Csúcskihasználási óraszám: Beruházási költség Technológia beruházási költség: Járulékos beruházások: távhővezeték kapcsolódó fejlesztés, hőközpont


90

MFt/év


20

MFt/év


30

MFt/év


8 580,0

t/év

XI. Geotermikus kapcsolt hő és villamosenergia termelés XI.1. Geotermikus kiserőmű Rövid leírás: Szakági tapasztalatokra és információkra, továbbá szénhidrogén-bányászati kutatásokra, ezek dokumentált kútfúrási adataira, jegyzőkönyveire támaszkodva, jó közelítéssel kijelölhetők az országban azok a reménybeli mezők, a CH meddő kutak térségei, ahol vagy egy-egy meglévő fúrás kiképezhető termelő, ill. visszasajtoló kúttá, ill. ezek térségében a kútpár kiegészíthető a kitermelés 1 db új termelőkúttal, ahhoz, hogy a megcélzott kapacitású geotermikus kiserőmű megvalósuljon. Jelen példaértékű projekt rendelkezett a szükséges geológiai, hidrogeológiai kutatási eredményekkel, dokumentációkkal, így a méretezés kockázat nélkül készült el. Ennek értelmében, a 3. változat került elfogadásra, a következő főbb paraméterekkel: 1 db CH meddő kútfúrás (amelyet hévíztermelő kúttá képeztek ki) termelő kúttá alakítása 1 db CH meddő kútfúrás (amelyet megfigyelő kúttá minősítettek) víznyelő kúttá alakítása

100


1 db új geotermikus termelőkút fúrása és kiképzése. A meglévő kutak talpmélysége 1930–2020 m, felszíni hőmérséklet 101oC, vízhozamuk: 44,99 l/s Az új termelő kút talpmélysége 2095 m, felszíni hőmérséklet: 123oC, vízhozama 57,87 l/s A fluidumban oldott gázok is vannak (500–625 m3/óra, amelynek 50%-a metán) A geotermikus kiserőmű együttes méretezett villamos teljesítménye: 2,0 MWe hőteljesítménye: Az eladható villamos energia éves mennyisége hőenergia éves mennyisége

7,3 MWth

16,0 GWh/év 56,23 GWh/év

Az erőmű ORC technológiájú bináris rendszer, a gázleválasztás után a metánt gázmotor hasznosítja. Méretezési alapelvek: A geotermikus erőművi technológiából (a kapcsolt hőenergia keletkezéséből) eredően a rendszer üzemvitele akkor gazdaságos, ha a hőenergia hasznosítása az erőmű térségében megtörténik növényházak, fóliasátras hajtatók telepítésével, beruházásával. A villamos energia átvétele a vonatkozó törvényes előírások szerint kiemelt áron történik, a 20 kV-os elosztóhálózati rendszerre való csatlakoztatással a helyi áramszolgáltatóval kötött szerződés szerint. A vázolt hőenergia felhasználására mintegy 3 – max. 7 ha méretű növényház építése és 2 – max. 5 ha területű fóliasátras fűtési rendszer kiépítése szükséges, amelyet egy kertészeti konzorcium hoz létre. Az üzemeltetés körülményei A geotermikus vízbányászati létesítmények (a kúthármas) és az erőmű megvalósítását egy vállalkozói konzorcium finanszírozásával egy a létesítésre és a villamos és hőenergia szolgáltatására alakult cég hajtja végre és üzemelteti. Beírás


1

MW e

0,99

MW e

4,00

MW th

1,8

MW th

8 000

óra/év

7 000,0

óra/év

2 000

óra/év

Kiadott villamos teljesítmény: éves átlag: Kiadható hőteljesítmény: fűtési idény átlag: Éves üzemórák száma: Csúcskihasználási óraszám installált teljesítményre és termelésre (villamos): Csúcskihasználási óraszám kiadható hőteljesítményre (hőhasznosítás): Villamosenergia önfogyasztás:

1%


600

GJ/év


101


1 500

MFt


200

MFt


200

MFt

1 900

MFt


Beruházási költség mindösszesen: Üzemeltetési költség



25


25

MFt/év


72

MFt/év


5 782

MFt/év

t/év

XI.2. Geotermikus középerőmű Rövid leírás: Nagy entalpiájú, túlnyomásos, nagymélységből (3–4 km) kitermelhető geotermikus fluidumra alapozva, s annak jelentős vízkészletére (karbonátos – dolomitos – tárolókőzet tárolt mezőben) támaszkodva folyik jelenleg Magyarországon egy geotermikus erőmű tervezése, amely 50 – max. 64,0 MWe villamosteljesítménnyel és mintegy 82–88,0 MWth hőteljesítménnyel számolva, részt vállal a hazai megújuló energiatermelés-fogyasztás növelési programjában. A megvalósítás 3 fő ütemben történik. Az első ütemben egy nagymélységi termelőkút fúrása, kiképzése és hosszú próbaüzeme készül, amely a legalkalmasabb rétegek feltárásával, pontos geológiai, hidrogeológiai, mérési adatok dokumentálásával jár. A valóságos méretezés, a technológiák véglegesítése és a hőhasznosítási módok meghatározása és kivitelezése a második ütemben valósul meg. A projekt jelenlegi szintjén, nagymélységi bokor-kutas fúrási módszer szerint készül a 3 db termelő-visszasajtoló kútpárok kialakítása és fluidumuk fogadása az erőművi objektumban. Az erőművi technológia kombinált rendszerű. Egyik – preferált – változat szerint: FC+ORC ciklusú, ill. optimális hőmérséklet és vízhozam esetén TFC+FC ciklusú, továbbá a gázleválasztási ágban: gázmotor-generátoros blokk kialakításával. Méretezési alapelvek: Az első kút próbaüzemi mérési eredményeitől függően pontosítható a vázolt technológiákkal elérhető erőművi teljesítőképesség, a megtermelhető és értékesíthető villamos és hőenergia nagysága évente. Az erőmű elsősorban a maximális villamosenergia-termelést célozza, amelyet a Szentesi 120/20 kV-os főelosztóhálózati transzformátor állomásig kiépített 120 kVos hálózatbővítéssel lehet a rendszerbe betáplálni, folyamatosan, éghajlattól függetlenül, és az előírt menetrendet tartva. A hőenergia hasznosítása részben távhőellátási rendszerbővítés árán, részben helybeni mezőgazdasági ipari technológiák ellátása formájában történik, külön befektetői konzorciummal való kooperáció révén. Az üzemeltetés körülményei

102


A vízbányászati, fúrási, kútfejkiképzési, a kutak közötti összekötő műszaki infrastruktúra vezetékhálózat és magának az erőműnek az előkészítő, tervező-kivitelezési és majdani üzemeltetési feladatainak ellátására egy, a beruházás kezdetén megalakult önálló cég (Kft.) vállalkozott, majd elkészültével, egy jóval kisebb létszámú szolgáltató vállalkozás jön létre. A becsült villamosenergia-termelés: 500 GWh/év, a hőenergia-termelés: 410 GWh/év. Beírás


50

MW e

48,2

MW e

88,00

MW th

40

MW th

8 000

óra/év

7 300,0

óra/év


4 000

óra/év


0,5%

Kiadott villamos teljesítmény: éves átlag: Kiadható hőteljesítmény: fűtési idény átlag: Éves üzemórák száma: Csúcskihasználási óraszám installált teljesítményre és termelésre (villamos):


65 000

GJ/év


62 200

MFt


1 000

MFt


2 300

MFt


65 500

MFt





1 500


1 100

MFt/év


4 000

MFt/év


287 013

MFt/év

t/év

XII. Hőszivattyús alkalmazások A hőszivattyús alkalmazási példáit elsősorban a Komlós Ferenc által szerkesztett és részben szerzett Hőszivattyús rendszerekben leírt valós példák képezték.


103

XII.1. Egyedi családi házas hőszivattyú fűtési célra Beírás

1. Projekt adatok Beépített fűtőteljesítmény:

10

kW

Beépített hűtőteljesítmény:

0

kW


4 500

óra/év

Csúcskihasználási óraszám fűtésre:

1 200

óra/év

Csúcskihasználási óraszám hűtésre

0

óra/év

Átlagos SPF tényező (fűtési)

4,2


1,8

MFt

fűtési rendszer átalakítás

0,3

MFt


2,1

MFt





0,11


0,04

MFt/év


0,04

MFt/év


MFt/év

t/év

326

XII.2. Közösségi illetve irodaházi geotermikus hőszivattyú, fűtésre – hűtésre Beírás

1. Projekt adatok Beépített fűtőteljesítmény:

640

kW

Beépített hűtőteljesítmény:

920

kW


6 000

óra/év

Csúcskihasználási óraszám fűtésre:

1 900

óra/év

Csúcskihasználási óraszám hűtésre

1 100

óra/év

Átlagos SPF tényező (fűtési)

3,8

Átlagos EER tényező (hűtési hatékonyság)

1,8


65

MFt


104


fan-col fűtési rendszer átalakítás

20

MFt


85

MFt




0,00


5,0

MFt/év


10,0

MFt/év


MFt/év

602

t/év

XIII. Vízenergia hasznosítás villamosenergia termelésre Rövid leírás: A vízerőmű technológiai berendezése egy hazai folyó: a Hármas-Körösnek a Tisza folyamtorkolattól 47,5 km távolságra megépült duzzasztóművébe kerül egy teljesen zárt, tokozott ún. „hydromatrix modulba”* (szekrénybe), amelyben 9 db vízszintes tengelyű kisteljesítményű turbina kerül egy sorban, egyenként 482 kW generátor teljesítménnyel. Minden szerkezet a tábla modulra kerül, amelyben a teljes villamos berendezés, a generátor védelem és megszakítók, a meddő kompenzálására szolgáló kondenzátorok és a vezetékezés és irányító szerelvények is beleférnek. A tábla modul ki- és beemelhető, megfelelő tartószerkezettel és hidraulikával felemelhető a maximális árvízszint fölé. Méretezési alapelvek: A projekt alapos tervezési-kutatási háttértanulmányokkal megalapozott méretezési munkával támasztották alá (PEA pályázaton vett részt). Két azonos mélységű változat közül választva: az 1. sz. a „duzzasztómű balparti nyílásába kerülő Hydromatrix modul”-t preferálta a gazdasági és környezeti feltételek súlyozásos értékelése alapján a különböző műszaki változó feltételek figyelembevételével. Az üzemeltetés körülményei A duzzasztómű működését felügyelő Körös-vidéki Környezetvédelmi és Vízügyi Igazgatóság KÖR-KÖVIZIG és a helyi Városi Önkormányzat kooperációjával készült projekt megvalósítása is hasonlóan konzorciális formában történik, a vita csak a tulajdonviszonyok hányada körül folyik. Üzemeltetésére a meglévő vízügyi létesítményt fenntartó céget célszerű az erőművi feladatokat ellátó részleggel kiegészíteni és a szolgáltatással megbízni. XIII.1.

Kisteljesítményű vízerőmű

Rövid leírás: Összhangban az EU mikro és törpe vízerőművekre vonatkozó támogatási politikájával, időszerűvé válik akár a meglévő, elöregedett, rossz hatásfokú vízerőművek hazai rekonstrukciója, akár egy-egy újabbak telepítése a hazai „nyugati törpék” térségében. A tervezett vízerőmű egy átlagos, modellnek tekinthető P = 180 – max. 900 kW teljesítményű turbina-generátor gépegységből áll, amelynek hatásfoka: 78–90%. Méretezési alapelvek: *

VATECH Hydro gyártmányú


105

A turbiná(k) típusát az adott vízfolyás duzzasztóművi adottságaira, az esési magasságra, a becsült vízmennyiségre, vízhozamra , változásaira és a helyi speciális körülmények figyelembevételével kellett megválasztani. Azonfelül méretezni kellett a szükséges vízgépészeti és villamos kapcsolóberendezéseket és az irányítástechnikai berendezéseket. Az üzemeltetés körülményei A kiserőmű tulajdonosa a területileg illetékes áramszolgáltatóval kötött Hálózati Csatlakozási Szerződésben foglaltaknak megfelelően, erőművével rátáplál a középfeszültségű villamos elosztóhálózatra, és értékesíti a megtermelt villamos energiát a MAVIR által előírt villamosenergia-termelési feltételek szerint, amelyért a KÁT keretében kedvező átvételi árat kap. A kiserőmű üzemeltetését, karbantartását és biztonságos üzemvitelét a tulajdonos által felállított szervezet látja el, az előírásoknak megfelelően. Beírás


0,9

MW


4 000

óra/év


3 000

óra/év


100%


10%


400

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés

100

MFt


500

MFt




0


7

MFt/év


18

MFt/év


XIII.2.

1 361

MFt/év

t/év

Középteljesítményű vízerőmű

Rövid leírás: A vízerőmű technológiai berendezése egy hazai folyó: a Hármas-Körösnek a Tisza folyamtorkolattól 47,5 km távolságra megépült duzzasztóművébe kerül egy teljesen zárt, tokozott ún. „hydromatrix modulba”* (szekrénybe), amelyben 9 db vízszintes tengelyű kisteljesítményű turbina kerül egy sorban, egyenként 482 kW generátor teljesítménnyel. Minden szerkezet a *

VATECH Hydro gyártmányú

106


tábla modulra kerül, amelyben a teljes villamos berendezés, a generátor védelem és megszakítók, a meddő kompenzálására szolgáló kondenzátorok és a vezetékezés és irányító szerelvények is beleférnek. A tábla modul ki- és beemelhető, megfelelő tartószerkezettel és hidraulikával felemelhető a maximális árvízszint fölé. Méretezési alapelvek: A projekt alapos tervezési-kutatási háttértanulmányokkal megalapozott méretezési munkával támasztották alá (PEA pályázaton vett részt). Két azonos mélységű változat közül választva: az 1. sz. a „duzzasztómű balparti nyílásába kerülő Hydromatrix modul”-t preferálta a gazdasági és környezeti feltételek súlyozásos értékelése alapján a különböző műszaki változó feltételek figyelembevételével. Az üzemeltetés körülményei A duzzasztómű működését felügyelő Körös-vidéki Környezetvédelmi és Vízügyi Igazgatóság KÖR-KÖVIZIG és a helyi Városi Önkormányzat kooperációjával készült projekt megvalósítása is hasonlóan konzorciális formában történik, a vita csak a tulajdonviszonyok hányada körül folyik. Üzemeltetésére a meglévő vízügyi létesítményt fenntartó céget célszerű az erőművi feladatokat ellátó részleggel kiegészíteni és a szolgáltatással megbízni. Beírás


4,338

MW


4 300

óra/év


3 040

óra/év


100%


6%


1 979

MFt

200

MFt

2 179

MFt




0


10

MFt/év


35

MFt/év


6 942

MFt/év

t/év


107

XIII.3. Közép-nagy teljesítményű vízerőmű (Tiszai vízerőmű nagylétesítmény) Rövid leírás: A Tisza folyam magyarországi alsó szakaszán már az 1970-es években igényelt, megtervezett duzzasztómű és ennek részeként megépíthető vízerőmű megvalósítása napjainkra időszerű vált. Mederduzzasztást engedélyeznek alacsony duzzasztási szinttel 2,0 – max. 2,5 m vízesésre, ahol a kiépítési vízhozam: 400 m3/sec-ra méretezett. Erre egy – a kiskörei vízlépcsőhöz hasonló – 4 db csőturbinás vízerőmű épül, 18 – max. 28 MW beépített teljesítménnyel (több változatban kidolgozott terv szerint), amelyek közül a 4x6 MW-os változat valósítható meg, összesen 14 – max. 18 MW összes beépített teljesítménnyel, évenként termelhető 97 – 100 GWh/év villamos energia volumennel. Méretezési alapelvek: A duzzasztómű kialakítására 4 változató gazdasági terv készült (I.–IV. jelűek). Ebbe tartozik a duzzasztómű, a hajózsilip, a hullámtéri bukó, a parti létesítmények és a kiegészítő partvédelmi és az infrastrukturális hálózatépítés fejlesztési munkálatai. A turbinák feszültsége 2,5 kV, a megtermelt villamos energia számított nagysága: 97 – max. 100 GWh/év. A beruházás két részre bontható: vízlépcső-duzzasztóműre is külön költségkimutatás készült, és külön az erőművi technológiai, építési stb. költségekre, mivel a beruházás is több ütemben készül. A tanulmány azzal számol, hogy a II. ütemben épülő vízerőművet csak a saját mélyépítési, acélszerkezeti és erőművi technológiai költségei terhelik. A duzzasztómű 70 fő, az erőmű további 10 fő munkahelyet teremt és a környéken mintegy 1000 ha öntözéses új gazdálkodást terveznek. Az üzemeltetés körülményei A vízerőmű működtetését a beruházói konzorcium által alapított szolgáltató cég végezheti el, amelyik már az építés idején is szervező, irányító és ellenőrző szerepet töltött be. A megtermelt villamos energiát kétrendszerű 20 kV hálózaton keresztül lehet a csongrádi 120/20 kV-os tr. alállomásba átvinni. Beírás


18

MW


6 000

óra/év


4 500

óra/év


100%


10%


22 754

MFt

800

MFt

23 554

MFt

Járulékos beruházások: - hálózati csatlakozás és előkészítés Beruházási költség mindösszesen:

108





0


80

MFt/év


100

MFt/év


IV.5

40 824

MFt/év

t/év

A BENCHMARK PROJEKTEK KÖLTSÉGEI

A számítások eredményeit a következő táblázatokban foglaljuk össze. A számításoknál az egyes technológiák között nem tettünk különbséget a kockázati prémium tekintetében, így a számítások egy elfogadható alsó WACC tőkeköltség értéket ismernek-e. A meghatározott fajlagos költség és egyéb adatok a projekttípusok mai viszonyok közötti jellemző megvalósítások költségeit és hozamait képezi le. Az egyes értékek magyarázata a következő: 1. pont (cEL): A Green-X modell szerint képzett villamosenergia termelés fajlagos költsége 2. pont (Prémium-támogatás, reál): A 15 évig folyamatosan juttatott olyan támogatói prémium összege, amely a piaci árbevétel feletti jövedelmet egészítené ki. Másrészről a KÁT támogatás részeként átlagos támogatástartamnak is tekinthető. Értékét inflációval évente növelni szükséges 3. pont (Prémium-támogatás, reál): Az előző jogos fajlagos összeg mértéke abban az esetben, ha a projekt 50%-os beruházási támogatásból valósul meg. 4. pont: A KÁT mai gyakorlat szerinti olyan maximális összege, amely 15 évig folyamatosan adható, ha a projekt nem részesül más támogatásban. Értékét infláció szerint évente növelni szükséges. 5. pont: A KÁT előző pont szerinti összege 50%-os támogatás mellett. 6.–7. pont: Abban az esetben, ha maximálisan 15-éves időszakra, inflációt követő módon 35 Ft/kWh induló KÁT juttatás lenne engedélyezett, akkor az egyes projektek az alábbi időtartamig lehetnek jogosultak az egyéb támogatások függvényében. 8.–9. pont A Green-X modell szerinti költség a primer megújuló energiaforrásra illetve a kiváltott ÜHG gázok mennyiségéből képzett fajlagos költségek. 10.–12. pont. Az ÜHG gázok csökkentéséhez szükséges költségvetési terhet mutatják a fajlagosok. A prémium kassza a tényleges támogatástartamot mutatja (azaz a szükséges és elégséges támogatás tényleges mértékét), míg a KÁT kassza a jelenlegi eljárásrend szerinti szükséges KÁT-terhet jelenti 15 éves támogatástartam mellett,, A mellékletben az egyes projekteknél a nominális prémium illetve KÁT is megjelenik, illetve a nominális támogatási időtartam is.


109

I. Villamosenergia termelés/1 1.

Ssz.

Név

cEL:


2.

3.

4.


5.

6.

7.


KÁTEL

8.

9.



0%

50%

0%

50%

0%

50%

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ

10.

11.


12.

13.

ÜHG kiváltás támogatásigénye (KÁT - kaszszából)

0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

2.1.

Biomassza, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs erőmű

30 373

16 026

10 397

30 373

24 745

10,37

6,00

2 354

54 237

28 617

18 567

54 237

44 187

2.2.

Szén-biomassza erőmű együttégetés

21 076

6 509

2 659

20 857

17 006

3,51

1,35

1 986

37 636

11 624

4 748

37 244

30 368

3.4.

Depóniagáz motor

18 296

2 349

0

16 696

0

1,05

0,00

1 854

32 671

4 195

0

29 815

0

3.3.

Iszapgáz motor

50 518

36 171

30 610

50 518

44 957

15,00

15,00

5 199

90 211

233

54 661

90 211

80 281

7.1.

0-20 kWp PV rendszer

96 166

79 464

31 738

93 811

46 086

15,00

15,00

22 706

171 724

141 900

56 676

167 520

82 296

2.1.

20 kWp - 1 MWp PV rendszer

79 726

63 477

25 281

77 824

39 628

15,00

15,00

18 824

142 368

113 352

45 144

138 972

70 764

2.1.

PV erőmű 1 MW p fölött

51 094

33 543

8 075

47 890

22 422

15,00

4,47

11 354

91 240

59 898

14 420

85 518

40 040

8.1.

Kis teljesítményigényű autonóm PV

111 459

97 112

63 704

111 459

78 051

15,00

15,00

24 769

199 034

173 414

113 757

199 034

139 376

8.2.

Önellátó háztartások (szél és pv komplex rendszer)

76 037

61 690

34 407

76 037

48 754

15,00

15,00

17 953

135 780

110 160

61 440

135 780

87 060

8.3.

70% szél és 30% pv hibrid (gazdasági, kisüzemi)

60 334

44 954

18 970

59 301

33 317

15,00

12,88

14 246

107 739

80 275

33 875

105 895

59 495

110


ssz.

Név

cEL:




KÁTEL


0%

50%

0%

50%

0%

50%

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ




0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

9.1.


99 663

83 222

34 502

97 569

48 850

15,00

15,00

27 657

177 970

148 611

61 611

174 231

87 231

9.2.

Szélerőmű

23 397

6 675

0

21 022

0

3,25

0,00

6 486

41 780

11 919

0

37 539

0

9.3.

Szélerőmű telep

20 046

2 795

0

17 143

0

1,42

0,00

5 552

35 797

4 992

0

30 612

0

31 201

16 025

5 198

30 372

19 545

9,84

2,46

7 800

55 715

28 615

9 282

54 235

34 902

22 781

6 554

0

20 901

0

3,18

-1,27

5 948

40 680

11 703

0

37 323

0

31 955

14 894

83

29 241

14 430

9,40

0,04

7 989

57 062

26 596

147

52 216

25 767

13.1. Kisteljesítményű vízerőmű 13.2.




111


ssz.

Név

cEL:


50%

KÁTEL

0%


prémium (hő)

50%

KÁT (villamose nergia)


0%


50%

KÁT = 35 Ft/kWh + Primer hőszolg prémium: ÜHG megújuló mellett a jogosultkiváltás növelés sági időszak hoszköltsége költsége sza

0%

50%


0%

50%

ÜHG kiváltás támogatásigénye (KÁT kasszából)

0%

50%


Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ

Ft/tCO2

Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2

Ft/tCO2

2.3.


26 149

18 468

11 253

32 815

25 601

1 079

28 930

658

23 233

9,14

4,99

1 624

36 055

23 833

14 523

53 940

44 630

2.4.


43 343

32 624

22 603

46 971

36 950

2 622

37 532

1 817

30 410

15,00

10,40

2 757

53 571

40 886

28 327

72 569

60 010

3.1.


38 551

26 767

17 723

41 115

32 070

1 915

34 222

1 268

27 506

11,15

6,24

3 719

56 674

34 345

22 740

63 446

51 841

3.2.


42 844

33 507

22 565

47 854

32 689

1 742

41 582

1 173

32 689

15,00

12,17

4 111

64 969

45 281

30 494

73 871

59 084

4.1.

Hulladékégetés

47 644

36 665

22 820

51 012

37 167

3 370

38 881

2 097

29 617

15,00

9,71

3 144

90 853

70 579

43 928

119 057

92 406

5.1.


334 559

88 287

597 428

5.2.


74 996

59 943

24 640

74 291

38 987

4 844

56 852

1 991

31 819

15,00

10,83

7 977

103 341

75 329

30 964

106 740

62 374

11.1.


36 881

33 289

17 420

47 636

31 768

1 975

40 526

1 034

28 047

15,00

7,86

4 755

44 206

41 217

21 569

72 367

53 664

11.2.


30 796

20 546

11 406

34 894

25 753

1 186

30 625

658

23 383

10,59

5,09

4 344

38 967

25 832

14 340

57 191

45 699

112



Ssz.

Név

cth:




KÁTth

0%

50%

0%

50%

0%

50%


Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

év

év

Ft/GJ


[Ft/tCO2]

ÜHG kiváltás támogatásigénye (prémium-kiegészítés kasszából) 0%

50%

[Ft/tCO2]

[Ft/tCO2]

1.1.


14 673

4 076

356

0

3 951

0

2,77

0,00

3 261

61 756

5 391

-7 424

1.2.


24 679

6 855

3 491

2 135

6 855

5 500

15,00

15,00

5 484

103 869

52 891

32 356

1.3.

Biomassza hőtermelés meglévő távhőszolgáltatáshoz;

14 323

3 979

562

53

3 927

3 417

4,26

0,36

3 183

60 283

8 516

799

6.1.


32 602

9 056

5 068

1 201

8 664

4 797

15,00

10,32

9 056

137 213

76 787

131 266

6.2.


36 979

10 272

6 498

1 858

9 862

5 222

15,00

15,00

10 272

155 637

98 452

28 149

10.1.

Geotermikus hőre alapozott új távhőrendszer

13 355

3 710

513

0

3 504

0

3,85

0,00

3 710

56 207

7 775

-4 572

10.2.


12 905

3 585

162

0

3 152

0

1,12

0,00

3 585

54 312

2 449

-16 547

12.1.


36 177

10 049

6 453

3 611

10 049

7 207

15,00

15,00

10 049

1 330

854

478

19 456

5 405

1 032

43

4 397

3 408

8,84

0,29

5 405

39 297

7 504

313

Közösségi illetve irodaházi geo12.2. termikus hőszivattyú, fűtésre – hűtésre


113

ssz.

Név

cEL:




KÁTEL


0%

50%

0%

50%

0%

50%

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ




0%

50%

0%

50%

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

Ft/tCO2

9.1.


99 663

83 222

34 502

97 569

48 850

15,00

15,00

27 657

177 970

148 611

61 611

174 231

87 231

9.2.

Szélerőmű

23 397

6 675

0

21 022

0

3,25

0,00

6 486

41 780

11 919

0

37 539

0

9.3.

Szélerőmű telep

20 046

2 795

0

17 143

0

1,42

0,00

5 552

35 797

4 992

0

30 612

0

31 201

16 025

5 198

30 372

19 545

9,84

2,46

7 800

55 715

28 615

9 282

54 235

34 902

22 841

6 625

0

20 972

0

3,22

-1,24

5 964

40 788

11 830

0

37 450

0

31 955

14 894

83

29 241

14 430

9,40

0,04

7 989

57 062

26 596

147

52 216

25 767

13.1. Kisteljesítményű vízerőmű 13.2.



114



ssz.

Név

cEL:


50%

KÁTEL

0%


prémium (hő)

50%

KÁT (villamose nergia)


0%


50%

KÁT = 35 Ft/kWh + Primer hőszolg prémium: ÜHG megújuló mellett a jogosultkiváltás növelés sági időszak hoszköltsége költsége sza

0%

50%


0%

50%

ÜHG kiváltás támogatásigénye (KÁT kasszából)

0%

50%


Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/MWh

év

év

Ft/GJ

Ft/tCO2

Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2

Ft/tCO2

2.3.


26 149

18 468

11 253

32 815

25 601

1 079

28 930

658

23 233

9,14

4,99

1 624

36 055

23 833

14 523

53 940

44 630

2.4.


43 343

32 624

22 603

46 971

36 950

2 622

37 532

1 817

30 410

15,00

10,40

2 757

53 571

40 886

28 327

72 569

60 010

3.1.


38 551

26 767

17 723

41 115

32 070

1 915

34 222

1 268

27 506

11,15

6,24

3 719

56 674

34 345

22 740

63 446

51 841

3.2.


42 844

33 507

22 565

47 854

32 689

1 742

41 582

1 173

32 689

15,00

12,17

4 111

64 969

45 281

30 494

73 871

59 084

4.1.

Hulladékégetés

47 644

36 665

22 820

51 012

37 167

3 370

38 881

2 097

29 617

15,00

9,71

3 144

90 853

70 579

43 928

119 057

92 406

5.1.


334 559

88 287

597 428

5.2.


74 996

59 943

24 640

74 291

38 987

4 844

56 852

1 991

31 819

15,00

10,83

7 977

103 341

75 329

30 964

106 740

62 374

11.1.


36 881

33 289

17 420

47 636

31 768

1 975

40 526

1 034

28 047

15,00

7,86

4 755

44 206

41 217

21 569

72 367

53 664

11.2.


30 796

20 546

11 406

34 894

25 753

1 186

30 625

658

23 383

10,59

5,09

4 344

38 967

25 832

14 340

57 191

45 699


115


Ssz.

Név

cth:




KÁTth

0%

50%

0%

50%

0%

50%


Ft/MWh

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

Ft/GJ

év

év

Ft/GJ


[Ft/tCO2]

ÜHG kiváltás támogatásigénye (prémium-kiegészítés kasszából) 0%

50%

[Ft/tCO2]

[Ft/tCO2]

1.1.


14 673

4 076

356

0

3 951

0

2,77

0,00

3 261

61 756

5 391

-7 424

1.2.


24 679

6 855

3 491

2 135

6 855

5 500

15,00

15,00

5 484

103 869

52 891

32 356

1.3.

Biomassza hőtermelés meglévő távhőszolgáltatáshoz;

13 215

3 671

215

0

3 579

0

1,51

0,00

2 937

55 620

3 252

-4 466

6.1.


32 602

9 056

5 068

1 201

8 664

4 797

15,00

10,32

9 056

137 213

76 787

131 266

6.2.


36 979

10 272

6 498

1 858

9 862

5 222

15,00

15,00

10 272

155 637

98 452

28 149

10.1.

Geotermikus hőre alapozott új távhőrendszer

13 355

3 710

513

0

3 504

0

3,85

0,00

3 710

56 207

7 775

-4 572

10.2.


12 905

3 585

162

0

3 152

0

1,12

0,00

3 585

54 312

2 449

-16 547

12.1.


36 177

10 049

6 453

3 611

10 049

7 207

15,00

15,00

10 049

1 330

854

478

19 456

5 405

1 032

43

4 397

3 408

8,84

0,29

5 405

39 297

7 504

313

Közösségi illetve irodaházi geo12.2. termikus hőszivattyú, fűtésre – hűtésre

116


IV.6

A BENCHMARK PROJEKTEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI

Az üvegházhatásra vonatkoztatott prémiumtámogatási támogatói fajlagos költségek a fenti táblázatban már szerepelnek. A projektek munkahelyteremtésének értékelése illetve elfogadása még folyamatban van, így ezek pontos értékelését még nem tartalmazza a tanulmány. Alapvetően meghatározandó az egyes projektek által létsült tört vagy egész számú munkahelyek száma a különböző képzettségek függvényében illetve a munkahelyek létesítésének, teremtésének társadalmi haszna. Ebben az esetben, ha rendelkezésre állnak az egyes projektek munkahelyteremtéssel biztosított társadalmi hasznai, és ha ezt a hasznot a kiváltozz ÜGH (CO2)-re vetítjük a fajlagos prémium költségeket prémiumhaszonnal ellentételezve meg tudjuk határozni az egyes technológiák által kiváltott ÜGH gázok tényleges társadalmi költségét.

IV.7

AZ ÜVEGHÁZATÁSÚ GÁZOK KIBOCSÁTÁSCSÖKKENÉSÉNEK, VALAMINT A MEGÚJULÓK RÉSZARÁNYA NÖVELÉSÉNEK KÖLTSÉGEI, VALAMINT EZEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI

. . . . .


117

GAZDASÁGOSSÁGI VIZSGÁLATOK BENCHMARK PROJEKTEKEN ALAPULÓ KÖLTSÉGELEMZÉSSEL

V.

ÜZLETI TERV KÉSZÍTÉSÉNEK MÓDSZERTANA

V.1

Egy üzleti terv tartalma a 273/2007. (X.19.) Korm. rendelet 18. számú melléklete alapján elkészítve tekinthető teljesnek a hazai energetikai rendszerek esetén. Így például egy kiserőművi engedélyes eljárás részeként független szaktanácsadó által igazoltan az alábbiaknak kell megfelelni. Az üzleti tervnél alkalmazott számítógépes modellek helyes eredményt mutassanak és megfeleljenek a szakmai elvárásoknak A tervnél alkalmazott feltételezések az elvárható pontosság értékeinek megfeleljenek és elfogadhatók legyenek Az üzleti terv árajánlatokkal és a szükséges nyilatkozatokkal alá legyen támasztva Az érzékenységi tesztek megfelelőek és megfelelő eredményt hozzanak. A teszteket megfelelően értelmezzék és alkalmazzák; Az alkalmazott makrogazdasági mutatók (jellemzően infláció) összességében igazodjon a jegybank célrendszeréhez; A finanszírozás visszafizethetőségét, a pénzügyi fenntarthatóságot egyértelműen igazolni kell. A projektfejlesztés bemutatott költségei teljes körűek legyenek és az összes lehetséges, arányaiban nem jelentéktelen költség kivételével minden várható költséget szerepeltessenek. a meghatározó berendezések költségeit az üzleti terv tételesen szerepeltesse az energiahordozó, illetve alapanyag költségek (például biogáztermelés) és az ehhez kapcsolódó költségek részletesen szerepeljenek. Érzékenységi vizsgálatok a finanszírozás megvalósítható és megalapozott legyen; a feltüntetett adójogszabályok és az adózásnál elszámolható értékcsökkenési leírások figyelembevételre kerüljenek az adóteher meghatározásához. az NPV (nettó jelenérték) és IRR (belső megtérülési ráta) számítások helyesek, a végkövetkeztetések a projekt egészét tekintve ésszerűek legyenek. a Cash Flow módszertan helyes és elfogadható legyen, a valóban vonatkozó tételek szerepeljenek és helyesen legyenek figyelembe véve. Egy projekt fenntarthatóságának, támogathatóságának megalapozott és részletes értékeléséhez a fenti hivatkozott jogszabálynak megfelelő módon készített üzleti terv elkészítése szükséges. Kisebb projektek esetében elfogadható lehet, hogy a támogatási rendszert kezelő hatóság jellemző benchmark projektek alapján határozza meg a fenntarthatósághoz szükséges indokolt támogatás mértékét, de ehhez a szükséges minősítési és ellenőrzési rendszernek ki kell épülnie. A Green-X modell szerinti értékelés és a rendeletben előírt nettó jelenérték módszer alkalmazása egymással ekvivalens értékelési rendszeren alapszik. A Nettó Jelenérték a jövőbeni pénzáramlások összege diszkontált értékékeinek és a pontszerűnek tett beruházási költség különbsége. Így, ha a nettó jelenérték legalább 0,- Ft, a projekt gazdaságos beruházásnak minősül. Ha a projekt nem gazdaságos, akkor a támogatásszükséglet olyan többletjövedelemként jelenik meg, amely az éves pénzáramok értékeit annyival növeli, hogy a Nettó Jelenérték éppen elérje a 0,- Ft-ot. Ebben az esetben a beruházási támogatást a beruházó beruházási költségét csökkentő tételként lehet figyelembe venni. 118


Az, hogy a Green-X modell ekvivalensnek tekinthető a nettó jelenérték módszerrel, azt jelenti, hogy a két módszer eszközrendszerét alkalmazva ugyanolyan eredményre vezet egy projekt gazdasági vizsgálata, illetve ugyanazok a támogatásszükségletek határozhatók meg. Így míg a gazdaságosság feltétele NPV módszer esetén az NPV 0, addig a Green-X modell esetében a 4. fejezetben alkalmazott jelölésekkel a gazdaságosság feltétele az alábbiak szerint írható fel: 1/ Kizárólag villamosenergia-termelés esetén:

bEL

Begyéb cEL 0 qEL

5.1

ahol, bEL: a villamosenergia értékesítés fajlagos összes árbevétele 4......szerint [Ft/MWh]; Begyéb: Egyéb a projekt működése miatt keletkező árbevétel [Ft/év]; qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a]; cEL : a villamos energia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével [Ft/MWh]; 2/ Kapcsolt villamos és hőenergia termelés esetén

bEL bhő

Begyéb Begyéb  (cEL bhő ) bEL cEL 0 qEL qEL

5.2

ahol bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele 4.3. szerint [Ft/MWh] cEL : a villamos energia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével [Ft/MWh]; 3/ Csak hőtermelés esetén

bhő

Begyéb chő  0 qhő

5.3

ahol bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele 4........... szerint [Ft/MWh] chő : a hőenergia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével [Ft/MWh] qhő: az éves értékesített hőenergia termelés [MWh/a]; A projekt alternatív tőkeköltségében (WACC) figyelembe vesszük:


119

GAZDASÁGOSSÁGI SZÁMÍTÁSAI TÁMOGATÁS NÉLKÜLI ILLETVE A JELENLEGI TÁMOGATÁSI GYAKORLATNAK MEGFELELŐEN (BERUHÁZÁSI TÁMOGATÁS, KÁT TÁMOGATÁS)

V.2

A BENCHMARK PROJEKTEK

V.3

A SZÁMÍTÁSOK ÉRTÉKELÉSE

VI.

VI.1

TÁMOGATÁSI IGÉNY VIZSGÁLATA

A VIZSGÁLAT MÓDSZERTANA

A támogatás szükségletek esetében megkülönböztetjük a projekt beruházását segítő támogatási struktúrákat illetve a projekt fenntartható működését biztosító prémium rendszerű támogatásokat. Magyarországon prémium jellegű támogatás jelenleg a megújuló villamosenergia termelés átvételéért garantált KÁT és a piaci zsinóráram közötti díjkülönbözet. A beruházást segítő támogatásoknak így jellemzően a vissza nem térítendő támogatás, a kamatmentes hitel, a töke juttatás, a kamattámogatás, az állami kezességvállalás illetve egyéb nem pénzbeli juttatás. A támogatás beruházásinak minősítésénél a támogatás célját tekintjük irányadónak, nem azt, hogy időben mikor merül fel. Így a kiváltott szén-dioxid-kvóta értékesítési rendszeréből a beruházó projektgazda által elérhető jellemzően illetve várhatóan egyszeri bevételt is ebbe a kategóriába sorolhatjuk. A beruházási jellegű támogatások értékelését illetve számítási módját a 85/2004. (IV. 19.) Korm. rendelet (az Európai Közösséget létrehozó Szerződés 87. cikkének (1) bekezdése szerinti állami támogatásokkal kapcsolatos eljárásról és a regionális támogatási térképről) tartalmazza. Az általunk alkalmazott módszertanban a beruházás jellegű támogatásoknak a rendelet szerinti felsorolt támogatástípusok módszertana szerint számított támogatástartalmat (TT) vesszük figyelembe. A Green-X modellre alapozott prémium támogatás mértékének (PRT) a meghatározásánál így az 5. fejezetben felhasznált feltételrendszer kielégítéséhez szükséges prémium értékeket veszszük figyelembe az alábbiak szerint. 1/ Csak villamosenergia termelés esetén prémium jellegű támogatás akkor biztosítható, ha a az alábbi feltételt kiegyenlítéséhez szükséges.

Begyéb 1000f (cváltozó qEL hcs 1000 tt CRF prtEL 0 hCS

bEL

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS

6.1

ahol bEL: a villamosenergia értékesítés fajlagos összes árbevétele 4......szerint [Ft/MWh]; Begyéb: Egyéb a projekt működése miatt keletkező árbevétel [Ft/év]; qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a]; cEL: a villamos energia fajlagos összes költsége 4.1. szerint [Ft/MWh]; m: fajlagos maradványérték [Ft/MWh] tt: fajlagos egységnyi kapacitásra eső támogatástartalom [Ft/kW] prtEL: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege a tervezett kiadott villamosenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh].

120


továbbá ahol

tt

TT PBT

6.2

ahol TT: támogatástartalom a 85/2004. (IV. 19.) Korm. rendelet szerint [Ft] PBT: Beépített villamos teljesítőképesség [kW] tehát a megítélhető prémium támogatás összege abban az esetben, ha

B 1000f h 1000 s CRF 1 m cs ) (bEL egyéb ) hcs 1000*s qEL hCS 1000 tt CRF 0 hCS

(cváltozó

6.3

akkor

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS Begyéb 1000 tt CRF ) qEL hCS

prtEL (cváltozó [

(bEL

1000f hcs

különben

prtEL 0 ]

6.4

Abban az esetben, ha 6.3.-as képlet bal oldala negatív összeg, a prtEL értéke 0. Olyan eset is lehetséges, amikor az egyenlet a tt értéknek köszönhetően pozitívvá válik, ami abból a szempontból lehetséges, hogy ekkor a támogatás egyes részét feltehetően de minimis, vagy átmeneti támogatásnak kell minősíteni. A Green-X modell eredetileg nem foglalkozik a projekt maradványértékével, de mivel figyelembe akarjuk vennie ezt a tényezőt a jogos prémium meghatározásakor, a projekt elismert tőkeköltségének beruházás arányos részét a maradványérték miatt megtérültnek tekintjük, így a prémium, csak a tőkeköltség arányosan csökkentett részére nyújt fedezetet. Az alternatív tőkeköltség meghatározása a 85/2004 Korm. rendelet és a Green-X modell szerint némileg eltérő módszertant követ. A rendelet egy kedvezményes egyéni referencia kamatlábot határoz meg az alábbiak szerint a felsorolt támogatásoknál kötelező érvénnyel: Kedvezményes egyéni referencia kamat = az egynapos bankközi kamat (a hitelszerződés aláírását megelőző 2. munkanapon) + 26 bázispont + a kedvezményezett kockázatértékelésén (kockázati besorolás és hitelfedezettség) alapuló kamatfelár. Az egynapos bankközi kamat értéke a Magyar Nemzeti Bank honlapján kerül publikálásra (http://www.mnb.hu/engine.aspx?page=mnbhu_statisztikak). Ezt követően a rendelet a referencia kamatot kamatfelárral engedi növelni melynek mértéke az ország „Standard and Poor’s” szerinti minősítésétől és a projekt biztosítékokkal való lefedettségétől függ.


121

A fenti kamatfelárral kialakított referencia kamat alkalmazható a támogatások értékének diszkontálásához. A kamatláb módszertana nem, de a rendeletben előírt időhorizont viszont megegyezik a Green-X modellben is alkalmazott 15 évvel. A GRREN-X modell elismert alternatív tőkeköltsége a WACC, melynek számítási módját a 4.7. egyenlet tartalmazza. A WACC projektenként külön értékeli a saját tőke elvárt megtérülését és a hiteltőke elismert megtérülését, így egy súlyozott átlag alapján kell meghatározni a diszkontálásokhoz alkalmazandó kamatlábat. A súlyozás miatt és a projektek finanszírozásához jellemző hitelszükséglet miatt viszont a WACC értéke jellemzően alacsonyabb érték, mint a 85/2004-es rendelet alapján meghatározható referencia kamatláb. Azonban olyan esetben, amikor a projektet megvalósítók nem, vagy csak alacsony pénzintézeti hiteltőkét vonnak be a projekt megvalósításába, a WACC értéke magasabbra adódhat, mint a 85/2004 Kormány rendelet által meghatározott kamatfelárral növelt referencia kamat. Ezért egy prémium rendszer támogatási struktúrájának EU konform újraszabályozásához tisztázni kell, hogy a WACC alapján számított diszkontálási kamatláb egyes projektek esetén lehet-e magasabb érték, mint a 85/2004-es kormányrendelet alapján meghatározott diszkontkamatláb. A prtEL értéke a Green-X modell időhorizontjáig (15 évig) tartalmazza azt az inflációval évente növelendő fix összegű támogatást, amelyre a beruházást megvalósító jogosult lehet. Abban az esetben, ha a WACC helyett a modellben olyan WACC* értéket használunk diszkontálásra, amely már tartalmazza a várható éves átlagos infláció terhét is. Ekkor a 4.7.-es egyenlet az alábbiak szerint módosul:

WACC*

gd rd ge re gd

rnd rmd

ge [rne b rme] 1 rt

6.6

ahol gd: hiteltőke aránya rd: hiteltőke költsége ge: vállalkozói tőke aránya re:vállalkozói tőke költsége rnd = rne : nominális kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’nominal risk free rate’) rmd: Hiteltőke után elvárt üzleti megtérülés (’expected market rate of return by dept’) rme: Vállalkozói tőke elvárt üzleti megtérülése (’expected market rate of return by equity’) b: az adott befektetés béta értéke (’equity beta) rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium’) rt: adóteher (’tax rate (corporation tax)’) A WACC* értékkel meghatározott CRF* és cEL* értékekkel prtEL* a 6.3. – 6.6. képletekkel analóg módon alakul. *

prt

hcs 1000 s CRF* 1 m ) 1000*s hCS B*egyéb 1000 tt CRF* ) qEL hCS

* EL (c változó

(b*EL

1000f * hcs

6.7

de

* prtEL ,min 0

122

6.8


ahol prtEL*: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás állandó éves összege a tervezett kiadott villamosenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh]. A prtEL* olyan prémium támogatást jelent, amely egyenértékű a prt értékkel, ugyanakkor vele ellentétben értéke a 15 éves futamidő alatt állandó, inflációt nem követő támogatás. Így előnye, hogy a kezdeti időszakban magasabb támogatási érték adható (a futamidő végén viszont alacsonyabb), viszont a vártnál nagyobb infláció kockázatát a beruházó, míg a vártnál kisebb infláció kockázatát a támogató viseli. A nagyobb kezdeti prémium támogatási érték viszont segít a hitelek kezdeti időszakban jelentősebb terhet jelentő törlesztését, így várhatóan prt* kedvező lenne a befektetők szempontjából. A fenti villamosenergia-termelésre vonatkoztatott fajlagos prémium támogatás mértéke szoros összefüggésben van az üzleti tervekben rögzített várható éves termelési értékekkel. Abban az esetben, ha a tényleges és a prognosztizált költségek között különbség adódik, az adható prémiumtámogatás összege is változna, azonban ha ez a változás nem tendenciózus, akkor az alkalmazott modell számára nem követhető. Így az energiatermelésre vonatkoztatott prt értékek mellett a modell alkalmazásakor meg kell állapítani a várható éves összes várható prémium támogatás összegét (PRT [Ft/év]). A ténylegesen a beruházás tulajdonosa vagy üzemeltetője (kedvezményezett) részére juttatott prémiumtámogatás éves mértékét így javasolt a PRT értékben maximálni. Így az üzleti tervtől való eltérés kockázatát a kedvezményezett viseli. Abban az esetben, ha az üzleti tervtől való eltérés tendenciózus, akkor a módosított üzleti terv alapján újra javasolt értékelni a prémiumtámogatás mértékét. 2/ Kapcsol villamos és hőtermelés esetén A 6.1 egyenlet mintájára a prémium támogatás biztosításával az alábbi egyenletet kell kielégíteni.

Begyéb 1000f ((cváltozó qEL hcs

bEL bhő

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS Begyéb cEL m qEL

1000 tt CRF bhő ) prtEL bEL hCS 1000 tt CRF prtEL 0 hCS

6.9

tehát összhangban a 6.3 – 6.5 egyenletekkel a megítélhető prémium támogatás összege abban az esetben, ha (cváltozó

1000 f hcs

1 m

hcs 1000* s

1000 s CRF

h

CS

)

(bEL

Begyéb 1000 tt CRF 6.10 ) 0 qEL hCS

akkor

[

prtEL (cváltozó (bEL

Begyéb qEL

1000f hcs

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS 1000 tt CRF m) hCS


123

különben

prtEL 0 ]

6.11

A fenti képlet pár megegyezik a csak villamosenergia termelés során alkalmazott képletekkel, azonban a szükséges támogatás érvényessége nem csak az éves prognosztizált villamosenergia termelés mennyiségétől függ, hanem a kapcsolt energiatermelés minőségétől is. Abban az esetben, ha az értékesített villamosenergia mennyiség az üzleti tervben lefektetettnél nagyobb hőértékesítéssel párosul a cEL valós értékei is alacsonyabbak lesznek, így a villamos energia termelésre járó fajlagos prémium értéke csökken. A fentiek gyakorlatilag azt jelentik, hogy a kapcsolt energiatermelés növelése gyakorlatilag a prémium támogatás mértékének a csökkentését eredményezi, ami egyrészt a hőhasznosítások eltitkolásait, a hasznosítások mértékeinek alábecsléseit eredményezhetik. A megújuló energia területén a kapcsolt hő- és villamosenergia termelés által elérhető földgázkiváltás ugyanakkor rendszerint elmarad a megújuló energia csak hőenergia célú használatával elérhető földgázkiváltás mértékétől. (lásd például Dr. Büki Gergely: A földhő energetikai hasznosításának hatékonysága, Magyar Energetika 2008/5). Környezetvédelmi és energetikai szempontból is közös érdek a megújuló energiaforrások hatékony hasznosítása, de a fentiek miatt a prémium támogatási rendszer károsan befolyásolhatja a hőhasznosítások növelését, így a hatékonyság elérését. A jelenlegi támogatási struktúrában a megújuló energetikai kapcsolt energiatermelő projekteknél a minél nagyobb villamosenergia termelésű egységek a jogszabályban, pályázatokban esetenként elvárt minimális hőhasznosítás mellett történő telepítése az üzletileg indokolt, hiszen az elvárt megtérülést a támogatási rendszer (beruházási támogatás, kiegészítő ártámogatás) garantálja. A pályázati rendszer a hőenergia értékesítés növekedése miatti vállalkozói többletkockázatot nem ismeri el többlet tőkeköltséggel. Többletkockázatok és költségek is ugyanakkor gyakran jelentkeznek a jobb hőhasznosítás esetén, hiszen a vállalkozónak a nagyobb hőhasznosítás esetén rendszerint garantálni kell a hőellátást, így a kiadható villamosenergia mértéke szintén időjárás függővé válik, a vállalkozó kinnlevőségei, pénzügyi kockázatai nőnek. Ráadásul rendszerint tartalék kapacitásokat kell üzembe helyezni, biztosítani kell a hiteles mérés-számlázás feltételeit. A Green-X modellel összhangban van, ha az alternatív tőkeköltség (WACC) értékében figyelembe veszik a nagyobb hőszolgáltatás által jelentett kockázatokat, így az elfogadott kockázati prémium értéke a kapcsolt energiatermelés arányszámától (σ = E/Q) is függően kerülhet meghatározásra. A kapcsoltan termelt hőenergia hasznosításának a növelése így a megnövelhető alternatív tőkeköltség miatt megnöveli a támogatásokkal biztosítható garantált hozam értékét. A fentiek esetén a tervezett kiserőművek mérete a helyi hőhasznosítási lehetőségektől nem lenne független, így a helyi lehetőségekhez optimalizált, energetikailag és környezetvédelmileg is hatékonyabb projektek valósulhatnak meg. 3/ Csak hőtermelés esetén is adott beruházási támogatás mellett olyan mértékű prémium adható

Begyéb 1000f (cváltozó qhő hcs 1000 tt CRF prtHő 0 hhő

bhő

124

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS

6.12


tehát a megítélhető prémium támogatás összege abban az esetben, ha 1000 f hcs

(cváltozó

1 m

hcs 1000* s

1000 s CRF

h

CS

)

(bhő

Begyéb 1000 tt CRF 6.13 ) 0 qhő hhő

akkor

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS Begyéb 1000 tt CRF ) qhő hhő

prthő (cváltozó [

(bhő

1000f hcs

különben

prthő 0 ].

6.14

ahol prthő: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege az értékesített illetve hasznosított hőenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh]. Természetesen hőtermelés esetén is értelmezhető a nominális kockázati tőkeköltségekre alapozott WACC* tőkeköltség értéke és a vele képzett várható inflációs terheket is költségként kezelő chő* fajlagos költség. Így 6.7.-es képlettel analóg módon:

* prthő

(b*hő

1000f * hcs

* *

h 1000 s CRF 1 m cs ) 1000*s hCS B*egyéb 1000 tt CRF* ) qhő hhő

(c*változó

6.15

de

* prthő ,min 0

6.16

ahol prthő*: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás állandó éves összege a tervezett kiadott villamosenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh]. A modell szerint jogszerűen adható prémium támogatás mértéke az energiatermeléstől függő fajlagos összeg, azonban a prémium rendszerű támogatást esetenként életszerűbb a beépített és üzemelő kapacitások teljesítmény adatai alapján éves összegben biztosítani. Kisebb egységek esetén (napkollektor, napelem, hőszivattyú, saját hasznosítású kisteljesítményű szélgenerátor, stb.) a hitelesített mérőhelyek kialakítása és fenntartása jelentős többletköltségeket jelentenének. Ugyanakkor az átlagos éves energia termelések összegei viszonylag jól modellezhetők. Ha a modellek önmagukban nem jelentenek elegendő elfogadhatóságot, referencia mérőhelyek is kialakíthatók egyes projekteknél, amely mért adataival a környező térségekben termelt energiaadatok modellezett értékei a független mérések hibahatárait megközelítően pontosíthatók lehetnek. Ha nem mérik az energiatermelést, akkor hogy számolnak el?


125

Az átszámítás a csúcskihasználási óraszám szerint adódik:

prtBT prt hcs

6.17

ahol prtBT: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege az a beépített teljesítőképességre vonatkoztatva Ft/MW]. ADOTT PRÉMIUMTÁMOGATÁS MELLETT A TÁMOGATÁSI IDŐ MEGHATÁROZÁSA Egységnyi sorozat diszkontált értéke az alábbiak szerint számítható:

(1 p)t 1 Es p(1 p)t

ÖS 0

6,18

ahol ÖS0: az egységnyi sorozat diszkontál értéke a 0. időpontban [Ft] Es: az évente egységnyi éves sorozat egy elemének az értéke [Ft] p: diszkontálási kamatláb [%] t: a sorozat időtartama [év] A GREN-X modell alapján az előzőekben megállapított 15 éves időtartamra érvényes prémium támogatás ismeretében, és bármely prémium támogatási összeg ismeretében a fenti egyenlet segítségével meghatározható az adott prémium támogatás összegének megfelelő támogatási időtartam. A matematikai alapfeltevés ebben az esetben az, hogy a támogatások összegének diszkontált értéke megegyezzen egymással, az alábbiak szerint:

(1 WACC )15 1 prt WACC (1 WACC )15

prtX

(1 WACC ) x 1 WACC(1 WACC) x

6.19

ahol prtx: fajlagos a megtérülési ideig prémium támogatás éves alapösszege kiadott energiatermelésre vonatkoztatva [Ft/MWh]. x: az időtartam hossza, ameddig az adott éves prémium támogatás a Green-X modellel összhangban jár az egyenletből csak az x ismeretlen, Az egyenletet némileg átrendezve a következőt kapjuk:

(1 WACC ) x 1 (1 WACC) x

prt prtX

(1 WACC )15 1 (1 WACC )15

6.20

6.22.-ből az egyenletet továbbalakítva adódik:

(1 WACC ) x

prt 1 prtX

1 (1 WACC )15 1 (1 WACC )15

6.21

melyből az alábbi megoldás adódik x-re:

126


x log 1 WACC

prt 1 prtX

1 (1 WACC )15 1 (1 WACC )15

6.22

Adott, inflációval növekvő éves fajlagos projekt független prémiumtámogatás (prt x) mellett tehát 6.24-ből meghatározható a projektfüggő elfogadható támogatási időtartam. Az egyenletben a Green-X modell által meghatározott a 15 évig projektfüggően adható prémiumtámogatás (prt) és a tőkeköltség (WACC). Abban az esetben, ha a jogszabályok a projekt független prémium támogatás megítélésekor nem engedélyezik az inflációkövetés nominális tőkeköltséget kell alkalmazni és az ez alapján a Green-X modell alapján meghatározott projektfüggő prémiumtámogatási összegeket kell alkalmazni.:

x*

log 1 WACC*

*

prt 1 prt* X

1 (1 WACC* )15 1 (1 WACC* )15

6.23

ahol a * kitevő az értékek nominális jellegét mutatja a 6.6.-os és 6.7-es képletek szerint.


127

VI.2

A SZÜKSÉGES ÉS ELÉGSÉGES TÁMOGATÁS MÉRTÉKEINEK MEGHATÁROZÁSA BENCHMARK PROJEKTEK ALAPJÁN

VI.3

A BENCHMARK PROJEKTEK TÁMOGATÁSSZÜKSÉGLETÉNEK TÁRSADALMI HASZNOSSÁGA AZ EXTERNÁLIS KÖLTSÉGEK ALAPJÁN

VII.

EGYÉB JAVASLATOK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA

VII.1

INNOVATÍV TECHNOLÓGIÁKKAL BŐVÍTETT BAT PROJEKTEK TÁMOGATÁSÁNAK MÓDSZERTANA, JAVASOLT FELTÉTELRENDSZERE

VII.2

BECSLÉSEK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA KÖZÉP ÉS HOSSZÚ TÁVON, AZ EGYES TECHNOLÓGIÁK MŰSZAKI-GAZDASÁGI PARAMÉTEREINEK VÁRHATÓ VÁLTOZÁSI TENDENCIÁI ALAPJÁN

VIII.

128

ÖSSZEGZÉS


IX.

IRODALOMJEGYZÉK

[1]

A forgalmazható zöld bizonyítvány és alternatívái (MAKK Magyar Környezetgazdasági Központ, 2003. március)

[2]

Assessment and optimisation of renewable energy support scheemes in the European electricity market, Final report (Fraunhofer ISI, Karlsruhe, 2007. február)

[3]

Mayer Zoltán: „Hidrogén előállításának és energetikai felhasználásának költségelemzése.” Szakmérnöki diplomaterv. BME. Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék. Bp. 2008.

[4]

Stratégia a magyarországi megújuló energiaforrások növelésére 2008–2020 (KHEM, 2008. július)

[5]

The Final Conference Project Green-X, The Parabole, 2004. Szeptember 23. Brüsszel. (hivatkozás később: FC)

[6]

Green-X Dynamic cost-resource curves, Work Package 1, 2003 augusztus (hivatkozás később WP1)

[7]

Economic Analysis of RES-E Support Mechanisms, 2004. Szeptember Report prepared for Sustainable Energy Ireland (hivatkozás később: SEI)

[8]

Sun & Wind Energy, BVA Bielefelder Verlag GmbH & Co (1-5/2008)

[9]

2009/28/EK EURÓPAI PARLAMENT és a TANÁCS IRÁNYELVE (2009. április 23.) a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről

[10] 2009/548/EK EURÓPAI BIZOTTSÁG HATÁROZATA (2009. június 30.) a 2009/28/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv szerinti, megújuló energiaforrásokra vonatkozó nemzeti cselekvési tervek formanyomtatványáról [11] WP1 11.–12.o. [12] WP1 14. o. [13] Fazekas András István: Villamosenergia rendszerek rendszerszintű tervezése I, Akadémiai Kiadó, 2006 [14] Vargha Jenő, 1995 [15] WP1 13.–14.o. [16] SEI 40.o és FC: General Scenario 4/7 [17] SEI. 40. o. [18] Energiakutató Intézet (EKI) Kft.: A HAZAI VÉGSŐ ENERGIAFELHASZNÁLÁS ÉS A VILLAMOSENERGIA-ÁR PROGNÓZISÁNAK ELKÉSZÍTÉSE 2020-IG. Budapest, 2009. Budapesti Corvinus Egyetem Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont (REKK) kutatóinak közreműködésével [19] Radó Márk Közgazdasági Szemle, L. évf., 2003. november 964–987. o. [20] Heti Világgazdaság 2010. január 16. 2. szám 49. o. [21] Komlós. F – Fodor Z. – Kapros Z. – Dr. Vajda J. – Vaszil L.: Hőszivattyús rendszerek 80.–84. o.


129

[22] 2009/28/EK Európai Parlament és a Tanács IRÁNYELVE (2009. április 23.) a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről [23] A forgalmazható zöld bizonyítvány és alternatívái (MAKK Magyar Környezetgazdasági Központ, 2003. március) [24] European Renewable Energies Federation Prices for Renewable Energies in Europe, Report 2009 [25] Stratégia a magyarországi megújuló energiaforrások növelésére 2008-2020, (KHEM, 2008. július) [26] Sun & Wind Energy, BVA Bielefelder Verlag GmbH & Co (1-5/2008) [27] Assessment and optimisation of renewable energy support scheemes in the European electricity market, Final report, (Fraunhofer ISI, Karlsruhe, 2007. február) Power Consult: A villamosenergia-termelés externális költségei, különös tekintettel a megújuló energiaforrásokra. Elemző tanulmány, Bp. 2009. dec.

130


X.

MELLÉKLETEK

1.

Az MS Excel számítások útmutató

2.

MS Excell számítások táblázatai

3.

Egyes a benchmark projektek alapjául szolgáló referencia projektek ismertetése


131

MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSI- MODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA

Recommend Documents