Dr. Dióssy László c. egyetemi docens

1. A megújuló energiaforrások szerepe, felhasználásuk, a bennük rejlő potenciál, különös tekintettel a biomasszára, a fotovoltaikus rendszerekre és a szélenergiáraBabes-Bolyai Tudományegyetem Sepsiszentgyörgyi kihelyezett tagozatelőadás2013. március 27 Dr. Dióssy László c. egyetemi docens

2. A világ eddigi és várható energiafelhasználása (egy optimista előrejelzés) Egyéb megújuló Árapály erőmű A várható energia felhasználás növekedés kizárólag megújulókból várható Nap energia Új biomassza Szélenergia Vízenergia Hagyományos biomassza Atomenergia Földgáz Kőolaj Szén

3. Magyar és román megújuló energia helyzet • EU: 2020-ig 20%-ra kell növelni a megújuló energia hányadot a teljes energiafelhasználáso belül, Mo. 14,65% • Románia: kiváló természeti adottságok fejlett zöldbizonylat - támogatási rendszer rendkívüli befektetői érdeklődés Magyarország: szerényebb adottságok zöldáram átvételi ár és támogatási rendszer hiánya gyenge befektetői érdeklődés

4. Megújuló energiatérkép Romániában(forrás Antal István)

5. Megújuló energiák és a hordozók javasolható felhasználása Természeti energiák Biomasszák Bio üzemanyagok Tüzelhető biomasszák Gázosítható biomasszák Hőenergia Geotermikus energiák Geotermikus energiák fűtésre

6. A jelenleg földgázzal előállított hő biomasszával való kiváltásának lehetőségei és gazdaságossági kérdései Ipari alkalmazás Lakossági alkalmazás

7. Alapvetések I. Fűtőérték: Az a hőmennyiség ami 1 kg tüzelőanyagból kinyerhető 1 m³ gáz fűtőértéke 34 MJ 1 kg biomassza fűtőértéke 16 MJ 2kg biomassza = 1m³ gáz Ár: biomassza 15 Ft/ kg 30 Ft értékű biomassza kivált gáz 100 Ft/m³ 100 Ft értékű gázt DE a biomasszás beruházási költség háromszorosa a gázénak 100 kW pellet kazán ára: 1,5 millió Ft gázkazán ára: 0,5 millió Ft 1 MW biomassza kazán ára: 20-25 millió Ft 1 MW gázkazán ára: 6-7 millió ft  A biomassza fűtésnél igen jelentős elektromos áram és munkabér költségtöbblet jelentkezik Átlagosan a biomassza fűtés 30-40 %-kal olcsóbb a gázfűtésnél

8. Alapvetések II. A mai korszerű gázkazánok hatásfoka 90-95%, ami igencsak jónak mondható. Hogyan számolják ezt ki? Minden anyagnak van egy úgynevezett égéshője, ami az adott fűtőanyag teljes hőenergiájátjelenti, valamint van fűtőértéke, ami az érzékelhető hőenergiamennyiségét jelenti. Égéshő > Fűtőérték A kazánok hatásfokát úgy számolják ki,hogy a fűtőértéket veszik alapul, az egyébként is eltávozó hőenergiamennyiségével nem számolnak. Pl.: Ha 1 egység tüzelőanyag égéshője 100, de az égés során óhatatlanul távozik felhasználatlan energia, mondjuk 15, akkor az adott fűtőanyagunk fűtőértéke 85 lesz. Ezt a fűtőértéket a kazánok hatásfokának számításakor 100-nak veszik! Tehát ha ezt a megmaradt 85-öt a kazán 90%-ban ki tudja használni, akkor értelemszerűen 90%-os hatásfokkal fűt. Igen ám, csakhogy a kondenzációs kazán az eltávozó hőt is megfogja, amivel eddig nem számoltak. Megforgatja még egyszer a fűtési rendszerben, kisajtolva belőle az utolsó csepp hőenergiát is. Így ha a 85-öt vesszük alapul úgy gondolkodva, hogy a 15 egyébként is elmenne, nos ehhez a számhoz képest a kondenzációs kazán akár 108%-os hatásfokot is elérhet. Ne csodálkozzunk tehát, ha egy prospektusban azt olvassuk, hogy a kondenzációs kazán több mint 100%-os hatásfokkal fűt.

9. Alapok Hol jöhet szóba? Hőhordozók és tüzelőanyagok Hőhordozók Forró levegő Melegvíz Gőz Tüzelőanyagok Fa apríték Egyéb tüzelhető melléktermék és hulladék (ocsú, magvak, héjak, stb.) Lágyszárú bálázott Szalmák, kukoricaszár Készített tüzelők Pellet Fásszárúból Lágyszárúból Biobrikett • Technológiai hő • Sterilizálás • Takarmánykeverés • Feldolgozóüzemek • Élelmiszeripar • Tej, hús, konzerv • Egyéb ipar • Termény és termékszárítás • Növényházak fűtése • Fűtés • Közösségi fűtőművek • Állattenyésztés épületei • Egyedi épületek fűtése

10. Beruházás • Általános elv, hogy a biomassza tüzelésre alkalmas kazán bekerülési költsége mintegy 2,5 – 3,5-szerese az ugyanolyan hő teljesítményű földgázt használó kazán árának. • A biomassza kazán tényleges bekerülését azonban befolyásolja: • A szükséges hőhordozó (levegő, meleg víz, gőz) • A tüzelőanyag fajtája (faapríték, lágyszárú bálafűtés, pellet, egyéb tüzelhető hulladék, esetleg kevert fűtés) • A kazán kapacitása (A nagyobb kapacitású kazánok fajlagos - MW-ra, vagy kW-ra vetített költsége - általában alacsonyabb) • A biomasszára való átállás a kazánon túl azonban még egyéb beruházást is szükségessé tesz: • A fogyasztóhoz való csatlakozás kiépítése • A tüzelőanyag előkészítő berendezései (bálabontó-aprító, esetleg szárító, adagoló) • Tüzelőanyag tároló építmények • Anyagmozgatás (bálák mozgatása) • A hőhordozó eljuttatásához szükséges infrastruktúra (vezetékek) • Esetleg hő leadó berendezések • Elektromos csatlakozások kiépítése • A beruházás teljes összege tehát a kazán árából és a kiegészítő berendezések bekerüléséből, valamint a hozzá kapcsolódó szerelési munkák ellenértékéből tevődik össze

11. Kazánok Üzemi méretű kazánok Egyedi kisebb hőigényt kielégítő kazánok (levegőre és meleg vízre) Az egyedi fűtőberendezések esetében általában csak pellet fűtésre van lehetőség (beszállítás, tárolás, stb.) A kazánhoz kiegészítésként tartozhat az automata adagolóberendezés. A beruházáshoz tartozik: A rendszerhez való csatlakozás kiépítése a kazánházba való behelyezés (kazánház átalakítás, bővítés, tüzelőanyag tároló kiépítése) Ezek a kazánok készülhetnek konténeres kivitelben. Ebben az esetben, a konténeren túl csak a hő vezetékre való rácsatlakozással kell számolni. A konténeres kivitel ára kb: a kazán + 2 000 000 Ft. • Általánosságban mondhatjuk, hogy 1 MW-nál nagyobb kazánok esetében apríték, illetve valamilyen bálatüzelésre alkalmas kazánban célszerű gondolkozni. • Ezeknél a kazánoknál számolni kell: • Bálabontó-aprító berendezéssel • Mozgatásra alkalmas géppel • Tároló épülettel • Automata adagoló berendezéssel • A további kiegészítők (vezetékek, csatlakozások, hőcserélők, puffer tartályok, csatlakozások, stb.) szükséglete attól függ, hogy milyenek az igények. Ezt a bekerülést minden esetben egyedileg kell megtervezni

12. Lehetséges beruházási támogatások Új Széchenyi Terv KEOP-2012-4.10.0/B (jelenleg felfüggesztve) KEOP-2012-4.10.0/A (jelenleg felfüggesztve) Helyi hő, hűtési és villamos energia igény kielégítése megújuló energiaforrásokkal A támogatás összege 1 - 50 millió Ft Támogatás mértéke: lásd a B variációt A mezőgazdasági üzemek ebből is kizártak Ez a támogatási forma lett volna alkalmas az önkormányzati intézmények gázfűtésének kiváltása program , támogatására. Azonban: Feltétel : A pályázattal együtt be kell nyújtani a 7/2006(V.24.) TNM rendelet szerint készített épületenergetikai számítást. A számítást a pályázat tárgyát képező teljes épületre el kell végezni. A számítás által igazolni ell, hogy az épület fajlagos hőveszteség tényezője megfelel a 7/2006 (V.24.) TNM rendelet szerinti követelményeknek Gyakorlatilag valamennyi önkormányzati intézményt a pályázatból kizárja • Helyi hő, hűtési és villamos energia igény kielégítése megújuló energiaforrásokkal • Támogatás összege : 50 – 1 000 millió Ft • Támogatás mértéke 10-85% a gazdálkodási forma, a területi besorolás, a vállalkozás nagysága és a belső megtérülési ráta függvényében • Vállalkozás térségtől függően maximum 50 vagy 60% • Költségvetési szervek és intézmények 85% • Amennyiben a beruházás teljes összege 250 millió Ft alatti, a támogatás mértéke – amennyiben a BMR 0 és 15% közé esik - a maximum támogatás lehetséges • Amennyiben 250 milliót a beruházás meghaladja, az intenzitást a BMR függvényében a maximumhoz képest arányosan csökkenik • A támogatásból a mezőgazdasági üzemek ki vannak zárva

13. Tüzelőanyagok Közvetlenül felhasználható tüzelőanyagok Tüzelésre gyártott vásárolható tüzelőanyagok A tüzelésre gyártott tüzelőanyagok energiasűrűsége nagyobb, viszont a benne lévő energia alapanyag költsége drágább Ez indokolja, hogy lehetőség szerint csak ott használjuk ezeket, ahol nincs lehetőség a közvetlenül felhasználható fűtőanyagok alkalmazására Ezek az egyedi berendezésű épületfűtési rendszerek • A közvetlenül felhasználható fűtőanyagok általában 1 MW-nál nagyobb kazánok esetén használhatók • Jellemzőik: • Energiasűrűségük viszonylag alacsony és nagy mértékben függ a víztartalomtól. • Használatuk feltételezi megfelelő tárolótér biztosítását. • A bennük lévő hőenergia alapanyag költsége alacsonyabb a gyártott tüzelőanyagokénál. A fás szárú növényekből készült tüzelőanyagok hamutartalma 1,5-3%. Ez a lágyszárúak esetében 3-6,5%. A hamutartalom meghatározó az alkalmazható kazánt illetően

14. A biomassza kazán alkalmazása esetében – eltérően a gázkazántól – a tüzelőanyag mellett egyéb költségek is felmerülnek: • Energia költség (Elektromos energia 20 kWh/MW teljesít- mény/üzemóra. Anyagmozgatás költsége) • Munkabér. A biomassza kazán állandó felügyeletet igényel, így minden üzemórához 1,5 órára eső munkabérrel és annak járulékával kell számolni • Karbantartás. Kazán mozgó (forgó) alkatrészinek kenéséről, esetleges cserékről gondoskodni kell, ennek mértékét a kazán árához viszonyítva évente 2%-ban szoktuk meghatározni • A kazán minőségétől és igénybevételétől függően 5-10 évente számolni kell az égéstér samott bélésének cseréjéről. Üzemeltetési költségek Biomasszával való hőszolgáltatás esetén általános adottságokat feltételezve a diagramban megjelölt önköltség összetétellel számolhatunk.

15. Bevétel - jövedelem • A jövedelem a földgázzal való hő előállítási költsége (a felhasznált földgáz ellenértéke) és a biomassza felhasználás költségének különbsége. • Az „ÜZEMETETÉSI KÖLTSÉGEK” dián lévő adatok szerint az alapanyag költség átlagosan az összes költség 66%-a • A feldolgozás nélküli tüzelőanyagoknál az 1 MW teljesítményű kazán teljes kapacitás kihasználtság mellett a fel nem dolgozott tüzelőanyagok árának átlagát alapul véve 1 óra alatt felhasznál 3 296 Ft értékű tüzelőanyagot • Ezt 66%-nak feltételezve az egy órára eső összes költség 5 149 Ft • A kazán által szolgáltatott hőmennyiséget alapul véve 1 MW teljesítményű kazán teljes kapacitás kihasználás mellett ki tud váltani 106 m³ földgázt • Ennek ellenértéke – 110 Ft/m³ egységáron 11 647 Ft • A két tétel különbsége 6 498 Ft. • A biomassza felhasználással tehát esetünkben 1 MW teljesítményű kazán ekkora megtakarítást (jövedelmet) produkál.

16. Mitől függ a fajlagos megtakarítás? • A biomassza használatával elérhető megtakarítás elsődlegesen a gáz árától függ. A jelenlegi modellünkben ezt 110 Ft/m³-el vettük figyelembe • A következő meghatározó szempont az, hogy 1 m³ gáz kiváltásához mennyi biomasszát kell felhasználnunk. Ez a következő tényezőktől függ: • A kazán hatásfoka. A jelenlegi biomassza fűtésre alkalmas kazánok hatásfoka általában 85%-ra tehető. (Ezt vettük alapul) • A másik meghatározó tényező a biomassza fűtőértéke. Ez jelentős eltéréseket tartalmazhat. A modellben 10 és 20 MJ/kg értékeket vettünk számításba • Az elérhető megtakarítás szempontjából lényeges, hogy az alapanyagon kívül a biomassza felhasználásához még milyen többletköltségek kapcsolódnak. Az eddigi tapasztalatok alapján az alapanyag költséget 66%-nak vettük. • A felsoroltakon túl meghatározó még a biomassza egységára, amelyet 5-16 Ft/kg intervallumban vizsgáltunk A diagram a megadott fix értékek mellett (gáz ár és kazán hatásfok) az 1 m³ gáz kiváltásával elérhető megtakarításokat mutatja a különféle fűtőérték és ár figyelembevételével. Az eddigi tapasztalatok szerint a leggyakoribb (reális érték 10-14 Ft/kg biomassza ár, amelynek fűtőértéke 13,5-16 MJ/kg. Ezekkel az értékekkel 1 m³ gáz biomasszával való kiváltása reálisan 43-62 Ft megtakarítást eredményezhet. Ez pedig – önköltségi szinten – minimálisan 40% megtakarítást jelent.

17. Megtérülés 1 MW kazánteljesítményre • A megtérülési időt a következő változók határozzák meg: • A beruházás tényleges bekerülési költsége • A felhasznált tüzelőanyag ára • Az egyéb költségek aránya • A földgáz tényleges ára • A kazán éves üzemideje (óra)

18. Megtérülést befolyásoló meghatározó tényezők • A hőszükséglet jellege. • A hektikusan változó hőszükséglet nehézzé teszi a szükséges kazán nagyság meghatározását. A telepítendő kazán kapacitásával arányosan (nem egyenes arányban) növekszik a kazán ára is. Amennyiben a maximális hőigényre méretezzük a kazánt az önmagában drága beruházást jelent, továbbá: • Az üzemidő nagy hányadában csak a kapacitásának töredékével üzemel és emiatt: • Növekszik a fajlagos tüzelőanyag fogyasztás így növekszenek az üzemeltetés költségei is • Romlik a kazán emissziója, ami környezetvédelmi problémát is jelenthet • Erősen változó hőigény esetén célszerű meggondolni, hogy ne törekedjünk a teljes hőigény kiváltására. A csúcsigényt (és a nagyon alacsony igényeket) ilyen esetekben célszerű lehet továbbra is gázzal biztosítani. A kazánt viszont úgy méretezzük, hogy az üzemidő alatt a kapacitásának legalább 55-60%-a mindig ki legyen használva. • A beruházás összetétele. • A kazán beállítása mellett mindig szükség van egyéb berendezésekre is. Az egyéb berendezések mennyisége (ára) nagyon különböző lehet attól függően hogy: • Hány egységbe kell a hő szükségletet biztosítani (csatlakozó berendezések)? • Kell e az alap hőhordozóból származó hőt „konvertálni” (hőcserélők beépítésére szükség van e)? • Milyen távolságra kell az alap, vagy a másodlagos hőhordozót vezetni? • Mennyi új hő leadó berendezésre van szükség? • Milyen egyéb kiegészítő, vagy infratrukturális berendezésekre van szükség (út, tároló épület kazánház, stb)? • A helyi adottságok figyelembevételével a kazán értéke a beruházás összes értékéhez viszonyítva 28-70% is lehet. (az első érték azt jelenti, hogy a beruházás teljes bekerülése a kazán értékének közel négyszerese

19. Két jellemző példa (konkrét projekt) I. Vegyes rendszer, fűtés és technológiai hő kielégítése. Jelentős igény eltérések. Többszörös hordozó konverzió, vezetékek, hőtárolók beépítésével II. Technológia hő (10 bar nyomású gőz). Egyenletes terhelés és folyamatos üzem. Vezeték szükséglet minimális. Nincs konverzió Ebben a projektben kizárólag technológiai hőt -10 bar nyomású hő hordozó által közvetítve kell szolgáltatni. A hőigény folyamatos, és gyakorlatilag állandó. A maximális igény ingadozása nem haladja meg a 15%-ot. A gőz elosztó vezetéke kiépített, így arra egyetlen helyen kell rácsatlakozni. Szükség van viszont kazánház és tároló épület kiépítésére. • Ez a beruházás egy központi telepen a takarmánykeverő (folyamatos üzemű) technológiai hő szükségletét, (gőz) egy szárító időszakos (2 hónap) hő szükségletét valamint a telep fűtését látja el. (14 fűtendő létesítmény) • A hőigény alapján egy 4 MW teljesítményű gőzkazánra van szükség. • A szárító és a fűtés hő ellátásához összesen két hőcserélő beépítésére volt szükség. Ezen túl jelentős vezeték mennyiség létesítésére, és új hő leadó berendezések beépítésére valamint tároló és kazánház létesítésére is szükség volt.

20. Hő szükséglet I. Projekt = 15 629 528 MJ/év II. Projekt = 161 236 100 MJ/év A hőszükséglet gyakorlatilag állandó. Az üzem 24 órás (3 műszakos) működésű. Az 1 GJ hő biomasszával való kiváltásának beruházási igénye – mivel a teljes beruházás nagyobbik hányada (61%) a jól kihasznált kazán – alacsony, mindössze 4 376 Ft. • A hő szükséglet igen nagy szélső értékeket mutat. (467 – 2030 GJ/hónap) • A havi szükséglet ingadozást tovább súlyosbítja, hogy egy napon belül is nagyon nagyok az igény ingadozásai (2-14 GJ/óra). Emiatt kellett a 4 MW teljesítményű kazánt beállítani. • A rendkívül nagy igényszóródás illetve a sok kiegészítő berendezések hatására 1 GJ hő kiváltásához itt 18 038 Ft beruházásra volt szükség

21. Önköltség – jövedelem - megtérülés I. Projekt éves összes költsége:30 206 749 Ft II. Projekt éves összes költség: 253 632 359 Ft A II. projekt – nagy fogyasztó lévén – a gázt lényegesen olcsóbban kapja, így a lehetséges megtakarítás kisebb. A magas alapanyag költség ellenére azonban az alacsony egyéb költségek miatt, valamint a kazán lényegesen jobb kihasználtsága következtében az 1 GJ hő kiváltásának költsége is alacsonyabb. A hő kiváltásból származó megtakarítás fajlagosan ugyan kisebb, de az arányt tekintve kedvezőbb: 44%. A kazán jobb kihasználásának hatására az összes megtakarítás és a beruházás viszonya 3,58 éves megtérülést tesz lehetővé. Ez a projekt tehát támogatás nélkül is gazdaságos • Az I. projekt a gázt drágábban szerzi be. Noha valamivel magasabb a költségszintje - bár a tüzelőanyagot nagyon olcsón kapja – az 1 GJ hő kiváltására jutó megtakarítás magasabb mint a II. projektnél, bár az arányát tekintve csak 40%. • Az projekt esetében azonban alacsony a kazán kihasználtsága ezért a megtakarítás összesenje a beruházás teljes összegéhez viszonyítva alacsony. • A beruházás egyszerű megtérülési ideje így meglehetősen hosszú. • Ez a beruházás ilyen szerkezetben csak támogatás mellett lesz egyértelműen gazdaságos.

22. Konklúziók • A földgáz által előállított hő biomassza felhasználásával való kiváltásának gazdaságosságát sok tényező befolyásolja, de legnagyobb súlya a kazán teljesítmény kihasználtságának van. • Általánosságban állíthatjuk, hogy amennyiben éves átlagban a kazán által szolgáltatható hőnek (egy műszakot kb. 3 000 órát alapul véve) legalább 40%-át nem használjuk fel, úgy a beruházás csak támogatottan lesz gazdaságos. • A gazdaságosság szempontjából további jelentős tényező az, hogy az adott projekt egészéhez viszonyítva milyen arányt képvisel maga a kazán, mint termelő beruházás. Ha a kazán értéke a beruház egészéhez viszonyítva nem éri el a 40%-ot az a beruházás valószínűsíthetően csak támogatással lesz gazdaságos. • Fontos tényező a felhasználni kívánt biomassza ára (önköltsége) illetve minősége (fűtőértéke). 16 000 Ft/t biomassza árnál magasabb, illetve 13 GJ/t fűtőérték alatti biomassza használata általában veszélyezteti a beruházás gazdaságosságát. • A gazdaságosság szempontjából kedvezőtlen a hőigény nagy ingadozása. • A földgáz kiváltása gazdaságossága szempontjából legkedvezőbb a nagy hő igényű folyamatosan működő feldolgozó üzem.

23. Biomassza helyzet Romániában I.részinformációk • A biomassza mintegy 7 %-ban fedi a primer energiaigényt és ezzel ca. 50%-ot képvisel a megújuló energiaforrások felhasználása terén. • 700-900 ha-on energiafűz termesztése • 0% nedvességtart. esetén 20-25 t/ha apríték, 55 EUR/t= 16500 Ft/t • 10 ha alatti termesztők saját felhasználásra (ház fűtése) • Nagy termelők hőerőműveknek, pelletgyáraknak értékesítenek

24. Biomassza helyzet Romániában II.részinformációk • 3-4 db biomasszával működő hőerőmű • 10 db körüli előkészítés alatt • Bodoki kazángyártó 300 biomasszakazánt állított elő • Példák a tervezett és megvalósult biomassza alapú fűtésre: sepsiszentgyörgyi inkubátorház, földvári és bodzafordulói hőközpont, Dalia virágház

25. Fotovoltaikus rendszerek gazdaságossága Dr. Dióssy László és Dr. Tóth József ZIP magazinban megjelent „Fotovoltaikus rendszerek – naperőművek – létesítésének gazdaságossági kérdései” c. cikke alapján

26. Napenergia felhasználás lehetőségének megítélése Magyarországon • A hivatalos fejlesztési koncepciók mindegyikében abból indultak ki, hogy a fotovoltaikus rendszerek telepítése drága, a megtérülési idő nagyon hosszú. Így bár mindenütt megjelent, hogy adottságaink kedvezőek, a célkitűzés azonban csak nagyon mérsékelt. • (….”A termikus napenergia-hasznosítás területén leginkább a családi házas, a közintézmények, és önkormányzati létesítmények meleg vízellátása, a fotovoltaikus napelem-rendszerek tekintetében a kettős hasznosítás fog leginkább előnyt élvezni, azaz a legfontosabb cél a saját energiatermelés, amelyet a többlet zöldenergia értékesítés egészíthet ki. A fotó villamos eljárás a jövőben is elsősorban a villamos energiával el nem látott területek -országutak, tanyák- ellátásában játszhat szerepet, mert itt a napelemes autonóm áramforrás összességében olcsóbb lehet, mint a hálózati csatlakozás kiépítése. Ezzel párhuzamosan a PV rendszerek árának csökkenésével megjelenhetnek Magyarországon az első naperőművek is.”…) Idézet az Új Széchenyi tervből • Az eddigiekben fotovoltaikus rendszerek erőművi méretekben (1 MW illetve ennél nagyobb kapacitás) nem is létesültek. A meglévő (háztetőkre telepített) rendszerek kapacitása csak néhány kW. • A támogatási rendszer (KEOP) 2009 és 2010 évben lehetővé tette volna ugyan fotovoltaikus erőművek létesítését 1 milliárd Ft maximális támogatás mellett , azonban nem akadt bank, amelyik ehhez hitelt is nyújtott volna. • 2011-től a támogatás lehetőségét 500 kW-ban határozták meg, amelyet a második félévben fel is függesztettek.

27. És mi van a termelt árammal? • Az elektromos energia (végfelhasználói) fogyasztói ára ma 50-55 Ft (0,17 €)/kWh. Az átadásra termelt (KÁT rendszerbe átadva) egységár 32.80 Ft (0,1€)/kWh. Az átvételi ár Európában Mo-on a legalacsonyabb. Magyarázat: nálunk a támogatás a beruházási oldalon van. • Ez persze csak fikció, hiszen valóságban erőműi nagyságrendben nálunk egyáltalán nem valósult meg fotovoltaikus rendszer. • 10 kW és ez alatti rendszereknél lehetőség van arra, hogy két irányba működő mérőóra felszerelésével a termelt áram a fogyasztói árnak megfelelően értékesüljön. • Számos ilyen egyedi igényeket ellátó (költségcsökkentő) rendszer létesült. Az együttes kapacitás 2-2,5 MW -ra tehető. Az eddig létesített – ilyen kis rendszerek - fajlagos költsége rendkívül magas (1,2 – 1,8 millió Ft/kW) . Magyarországon 1 kW névleges kapacitású fotovoltaikus rendszer a helytől függően meg tud termelni 1 000 – 1 320 kWh elektromos áramot. • A fentebb jelzett kis teljesítményű beruházások csak hosszú megtérülést tesznek lehetővé még akkor is, ha a fogyasztói árakat vesszük figyelembe. • Erőműi rendszereknél – ahol az áramot a KÁT rendszerbe értékesíthetnénk -, nyilván ennél még rosszabb a helyzet. • Mindezek együttes hatására nálunk a fotovoltaikus rendszerek létesítésében érdemi előrelépés nem történt.

28. És mi történt a világban? • A napelemek fajlagos ára (1 kW névleges teljesítmény bekerülési költsége) 35 év alatt az 1975 évinek 6,5%-ára csökkent , az elektromos áram fogyasztói ára 8,5 szeresére emelkedett • 2 000-től 2 009-ig az üzembe helyezett fotovoltaikus rendszerek kapacitása 25-szörösére emelkedett

29. Adottságaink 1 320 kWh/kW • Magyarországon 1 kW fotovoltaikus névleges kapacitással 1 100-1 320 kWh elektromos áram termelhető évente. Helyzetünk tehát sokkal kedvezőbb Csehországnál és Németországnál, ahol az utóbbi időben rendkívüli módon felgyorsult a fotovoltaikus rendszerek telepítése 950-1 100 kWh/kW 1 100-1 300 kWh/kW

30. Egyes erőmű típusok életteljesítményre vetített önköltsége (€) • Az egyes erőmű típusok adatai a „Planning of optimál 2009” kiadványból. • A fotovoltaikus erőműnél egy megvalósítás előtt álló erőmű tervezési adatai. • A keletkező hő hasznosításával itt nem számoltunk. • Nem számoltunk az infláció hatásával sem.

31. Valójában mibe kerül a fotovoltaikus rendszer? • Az eszközök gyártótól való beszerzésével a beruházási költségek lényegesen csökkenthetők. • 1 watt jó minőségű napelem beszerzési ár 75-80 dollárcentre csökkent • Ezekkel a beruházási költségekkel, ha a jelenlegi – indokolatlanul alacsony – áram átvételi árakkal is számolunk, az egyszerű megtérülés az eszközökre vetítve 11 év.

32. Egyéb szükséges ráfordítások • Az áram előállításához közvetlenül szükséges eszközökön túl még egyéb beruházási költségek is felmerülnek: • Terület: a rendszer teljesítményétől függ, általában 1 MW teljesítményhez 2,2-2,5 ha területre van szükség • Épület (vezérlőközpont) teljesítmény független • Transzformátor – teljesítmény független • Csatlakozó vezeték – teljesítmény független. • Előkészítés költségei teljesítményfüggő • Engedélyek költségei – teljesítmény független • Mivel a beruházásnak számos teljesítmény független eleme van, elvileg a fajlagos költségek a nagyság növekedésével csökkennek. Figyelembe kell venni azonban hogy: • A szinte mindenütt megtalálható 20 kV-os hálózatra maximum 4 MW teljesítmény köthető rá. Ezen túl csak a 110 kV-os gerinchálózatra köthető a rendszer. Ez több problémát is felvethet: • Drágább fogadó állomás • Nagyobb távolság esetén hosszabb és drágább vezeték • Esetleg többszörös transzformáció • Csatlakozási engedély megadásának problémái • Ebből következően 4 MW teljesítmény feletti rendszer esetén alapos mérlegelést igényel az előnyök és a hátrányok számbavétele.

33. Egy fotovoltaikus erőmű teljes bekerülési költsége (konkrét ajánlatok alapján megvalósítás előtt) • A táblázat adatai konkrét tervezésen alapulnak. Ennek az erőműnek a megvalósítása folyamatban van.

34. Az üzemeltetés költségei • A fotovoltaikus rendszer valamennyi termelő berendezésére 25 év garancia van • Mozgó alkatrészek nincsenek így gyakorlatilag karbantartást nem igényel • Sem alapanyag, sem segédanyag szükséglet nincs, hulladék nem képződik • A működés teljesen automatizált, állandó felügyeletet nem igényel • A felmerülő költségek leszűkíthetők az őrzésre, az elszámoláshoz kapcsolódó költségekre, a helyi adóra, a terület karbantartására (fűnyírás, gyomtalanítás) • 4 MW teljesítményig gyakorlatilag a teljesítménytől függő költség egyedül a helyi adó, amely az árbevételhez kötődik.

35. Várható árbevétel és fedezet • A várhatóan képződő fedezet megállapításánál a jelenlegi szabályokból indultunk ki. Az induló átvételi ár 30,18 Ft/kWh. Ez az infláció mértékének megfelelően változik. Az eddigi trend alapján ez évi 4%. • A költségek is ennek megfelelően növekednek. • A napelemek teljesítménye a 25 év alatt évente 0,6%-al csökken. • A három tényező együttes hatására a fedezeti összeg változását a diagram szemlélteti. • E változat alapján élettartamra vetítve – támogatás nélkül – az egyszerű megtérülés 7,39 év

36. Megtérülés számítás Átvételi ár: 1 kWh 32,80 Ft 1 MWh 32800 Ft Mo-on 1 kW fotovoltaikus névleges kapacitással 1100-1320 kWh elektromos áram termelhető (fajlagos teljesítmény) 1MW-ra vetítve 1200 kWh esetén 32800×1200= 40 MFt az árbevétel évente Közvetlen beruházási költség ~ 400 Mft/MW/év Megtérülés ~ 10 év (üzemeltetési költségek alacsonyak, infláció beszámítása, átvételi ár növekedése, pályázati beruházás támogatás, bevezetendő CO₂ kvótarendszer csökkentheti a megtérülési időt)

37. Mi várható? • Az előző megtérülés levezetés a lehető legrosszabb verzió mert jelenlegi alacsony átvételi árral és beruházási támogatás nélkül számoltunk. • A KÁT rendszer átalakítás előtt áll. Az előzetes javaslat szerint a fotovoltaikus rendszerek esetében az áram átvételi ára 50-90 Ft/kWh lehet • Ennek figyelembevételével a megtérülési idők – még az infláció figyelmen kívül hagyásával is – sokkal kedvezőbben alakulhatnak.

38. Jövőkép I. • Az utóbbi időszakban külföldi pénzügyi befektetők érdeklődést mutatnak a hazai fotovoltaikus erőművek iránt. Meglehetősen kedvező igénybevételi lehetőségeket kínálva. Olyan befektetési ajánlatokkal is találkoztunk, amelyik átmeneti többségi tulajdon biztosítása mellett lehetővé tenné, hogy ilyen beruházás akár saját erő biztosítás nélkül valósuljon meg. • Érdeklődés mutatkozik az itt megtermelt „zöldáram” külföldi megvásárlására is. A potenciális vásárlók általában hosszú távra (15-20 évre) fix árakat kínálnak. Ezek a felkínált vásárlási árak meglehetősen magasak. Ők számolnak a várható áram árnövekedéssel és valószínűsíthetően a CO₂ kibocsátás csökkenésből származó árbevétellel is. • A külföldi befektető igénybevétele átmeneti többségi tulajdon(jog) biztosításával kétségtelenül jelent kockázatot. A kockázattal szemben viszont az áll, hogy ilyen beruházás gyakorlatilag saját pénz igénybe vétele nélkül megvalósítható. • Várhatóan a legközelebbi jövőben jelentősen fog változni az átvételi ár, ez által a fotovoltaikus rendszer létrehozására irányuló beruházás itthon is gazdaságossá válhat. Úgy véljük az ország számára nem kedvező, ha a hazai területen előállított „legzöldebb elektromos áram” külföldön hasznosulna.

39. Kockázatok • A fotovoltaikus rendszer egyes elemei kipróbáltak, a megfelelő minőség, és a zavartalan működés garantált. • A napsugárzás mennyisége ismert, így nagy biztonsággal előre jelezhető a keletkező villamos energia mennyisége is. • Az infláció – mivel a költségszint esetünkben 10% alatti – minden józan számítás szerint nem csökkenti, hanem növeli a jövedelmezőséget. • Az eddigi tapasztalatok szerint a fotovoltaikus rendszerekben említést érdemlő üzemzavar nem következett be. • A működésben valós kockázatot csak szándékos rongálás, vagy olyan jellegű természeti katasztrófa jelenthet, amely fizikailag teszi tönkre a berendezést.

40. Mi a teendő? • A megtérülést illetően kedvezőbb a nagyobb kapacitás. Egyre másra kapunk hírt a GW nagyságrendű fotovoltaikus erőművek létesítéséről. Nálunk ma mégis úgy látjuk, hogy a 4 MW körüli erőművek létesítésének lenne a legnagyobb jelentősége, mert: • Ez a nagyság már „elbírja” a teljesítménytől független elemek többletköltségét • A telep „rendbentartásához” nem kell további munkaerőt alkalmazni. • Szinte mindenütt könnyen megoldható a hálózatra való csatlakozás. • Kívánatos lenne viszont olyan hazai finanszírozási rendszer létrehozása amely a külföldi ilyen jellegű ajánlatokkal versenyképes lenne, tehát megfelelő kamatfeltételek biztosításával lehetővé tenné, hogy minimális saját erővel meg lehessen valósítani ilyen beruházásokat. • Célszerű lenne figyelembe venni a cseh, illetve a szlovák gyakorlatot.

41. Napelem helyzet Romániában • 260 MW napenergia alapú villamosenergia termelés (Mo. 63 MW) • Gyergyószárhegyen 100 hektáros 30 MW kapacitású napelempark tervben, 20 000 háztartás áramfogyasztása • Dicsőszentmártonban 36 MW kapacitású 109 ha-on elterülő park tervben

42. Szélerőművek

43. Actual Projected Rest of World Rest of World North America North America Europe Europe Szélerőművek kapacitásának növekedése a világban 2011:Világ:238351 MW, EU27:93957 MW Jan 2006 Cumulative MW = 56,813 Rest of World = 7,270 North America = 9,550 Europe = 39,993 MW Installed Sources: BTM Consult Aps, Sept 2005 Windpower Monthly, January 2006

44. Előnyök és hátrányok • Az atomerőmű után a leginkább költségtakarékos áramtermelés • Egy korszerű 1,5 MW-os szélturbina a szénerőművekkel összevetve évente átlagosan 5000 tonna CO₂ kibocsátástól védi meg a Föld légkörét és 1000 ember számára termel elegendő energiát. • Magyarországon kiszabályozási problémák (740MW korlát) • Zöldáram átvételi ára igen alacsony /METÁR / • A további 440 MW meghirdetése áll

45. Market overwiev in Romania • Compared to the average in the EU, Romania is energy self-sufficient,as domestic production covers most of the demand. • In 2009, about 29% of the electricity production stemmed from HydroPower. Nevertheless, Romania targets to cover an ambitious 35% of thedomestic electricity consumption from renewable energy sources by2015. By 2020, a 38% share is targeted.

46. • In terms of wind power, a mere 14 MW were installed by 2009. By theend of 2011, a total capacity of 986MW was operational already. • In general, Romania has the highest wind power potential in total South-East Europe due to its location along the western shore of the BlackSea. The local industry has the potential to generate as much as 30.7billionkilowatt-hours a year. The CEE market presents a huge opportunity for renewable energy projects, due to low market penetration, today.

47. Expansion of windmill capacities in MW(Source: Natonal Action Plan for Renewable Energy 2010)

48. Location: MarasestiAltitude: 60m above sea level

49. Overview of Romanian Wind Power Project • Total capacity: 84 MW • Est. mean wind speed: 6.2 m/s (est. at hub height) • Main wind direction: NNW • Net Energy yield (P50): 196,171 MWh/year • Net Capacity Factor: 26.7% • Total Project Cost: EUR 114 millions • Turbine type: 28 WTG Vestas V112-3.0MW • hub height 94m, rotor 112m • Permitting: completed • Wind measurement: 2 yrs campaign, 50m mast • Wind Energy • Yield Assessment: Deutsche WindGuard GmbH • ANRE* Licence: received • Operational: 2013 (target)

50. Romániai zöldbizonylat rendszer • Az ANRE, vagyis az Országos Energiaár-szabályozó Hatóság által kidolgozott, az Európai Bizottság által jóváhagyott zöldbizonylat rendszer szerint minden megújuló energiát termelő egység a megtermelt megawattórák után egy meghatározott számú zöldbizonylatot értékesíthet. • Ára: 27-55 EUR (függően attól, hogy az üzem milyen erőforrásból termel) • A hatóság megszabja, hogy a villamos energia forgalmazóknak mennyi zöldbizonylatot kell kötelezően megvásárolniuk • Emellett a termelők a villamos energiát szabadpiaci áron értékesítik