A naperőmű mint befektetés
A naperőmű élettartama 30 – 50 év közé tehető: nem tartalmaz forgó – mozgó alkatrészeket, vagy folyadékot, ami jelentős kockázatot jelentene az élettartamra. Szakembereink körültekintő és átfogó számításokat végeztek az erőmű befektetések megtérülésének meghatározásához.
A számítások során az alábbi körülményeket, tendenciákat és módszereket alkalmazták és vették figyelembe:
- Az úgynevezett simított áramköltség formulát (LEC)
Ezt a formulát használja a szakirodalom arra, hogy összehasonlítsa a különböző áramtermelő megoldások versenyképességét. A kapott eredmény ugyan szükséges, de nem elégséges a megtérülési számítások elvégzéséhez, mert nem tartalmazza az alábbi tényezőket:
- Az egyre növekvő vezetési vesztességek – minél nagyobb egy erőmű teljesítménye, minél nagyobb régiót lát el, annál nagyobb a vezetési vesztesség. Ez ma Magyarországon meghaladja az éves áramfogyasztás 10%-át.
- A hálózatok és erőművek elöregedésével párhuzamosan jelentkező keresletemelkedés rohamosan növeli a hálózat-karbantartási költségeket
- A környezetvédelmi és klimatológiai megfontolások növelik a környezetterheléssel kapcsolatos költségeket – CO2 emisszió, nukleáris fűtőelemek tárolása
Ma még nem számszerűsíthető, de a költségekben előbb – utóbb megjelenő externális költségek közül kiemelendőek azok a társadalmi költségek, melyek:
- az áramkimaradások (black-out) okozta termeléskiesés és havária károkból, valamint
- a környezetszennyezés egészségügyi manifesztációiból erednek.
Az áram fogyasztónál érvényesített ára noha volatilitást mutat a pillanatnyi társadalmi – gazdasági helyzet függvényében, megállapítható, hogy az elektromos áram termelési költsége (melyen belül az energiahordozók súlya viszonylag alacsony) hosszútávon és reálértékben is emelkedik. Elvégezve az USA Energia Hivatalának 60 évre visszatekintő költségtrend elemzéseit, azt találtuk, hogy a költségek növekedésének alakulása az első 45 évben lineáris, míg az utolsó 15 évben inkább exponenciális regresszióval írható le.
Az alábbi ábrán az USA-ban, szezonálisan kiigazított elektromos áramár indexeket ábrázolták 1952 és 2013 között.
Mit mond nekünk ez az ábra?
- 1952 és 1973 – az első olajválság – között lényegében nem volt áremelkedés
- 1973 és 2013 – tehát mintegy 50 év alatt – az árak megnégyszereződtek, az utolsó 15 évben exponenciális regresszióval közelíthető trendet mutatva (a regressziós görbe 0,94-es korrelációval illeszkedik a tényadatokhoz)
Mi az oka az akcelerációnak és mi várható? Milyen tényeket rögzíthetünk?
- Az elektromos áram ára egy olyan kompozit mutató, ami több – néha egymásnak ellenmondó – trend eredőjeként alakul ki.
- Az áram árát bár a kereslet – kínálat viszonyai és társadalmi – politikai okok határozzák meg rövidtávon, a fundamentális mozgatóerő költségoldalról jön.
Az áram előállítási költségeit alapvetően meghatározó tényezők és várható alakulásuk:
- A primer energiahordozók költségei:
- fosszilis energiahordozók (szén, földgáz, kőolaj)
- nukleáris fűtőanyagok
- Az erőművek tőkeköltségei és karbantartása
- Az energiatovábbítást megvalósító vezetékrendszer és transzformátorállomások tőkeköltsége, üzemeltetése és karbantartása
A fosszilis energiahordozók árát három jelenség hajtja föl:
- A kitermelés költségeinek emelkedése (egyre költségesebb lelőhelyeket kell termelésbe állítani)
- A termék kereslete gyorsabban nő, mint a kínálata (Hubert-görbék)
- Az externális költségek rohamos emelkedése: klimatikus és egészségügyi megfontolások
Az erőműpark világszerte elöregedett, így nemcsak a bővülő áramkereslet kielégítéséhez kell új erőműveket építeni, hanem a pótlásokat is meg kell valósítani. Az egyre több, egész régiókat érintő áramkimaradások (black-out) hatalmas termeléskieséseket és havária helyzetet eredményeznek hatalmas, nehezen számszerűsíthető társadalmi költségeket okozva. (Ma az USÁ-ban már csak úgy kerülhetőek el a GDP bizonyos százalékában kifejezhető társadalmi költségek, ha redundánsan tervezik és működtetik az erőműveket, ami a túl kapacitások okán rontják az erőműpark ROI mutatóit)
A vezetékrendszerről ugyanaz elmondható, mint ami az erőművekről, kiegészítve azzal a ténnyel, hogy pl. Magyarországon a vezetési veszteség meghaladja az elfogyasztott áram mennyiségének 10%-át (több mint 4 TWh/év). Minél nagyobb erőműveket építenek, annál hosszabb hálózatokat kell építeni, használni és karbantartani, de annál nagyobb lesz a vezetési veszteség is. Ezért van előnye a lokális termelés és lokális hasznosítás elvének.
Milyen pénzügyi előnyei vannak a fotovoltaikus rendszereknek?
- Megtérülés
Harmadik generációs rendszereink hozama 25 – 35 %-kal meghaladja a hagyományos rendszerekét. Tekintettel a magas hozamra és – a már középtávon is érzékelhető – infláció feletti áramár emelkedésre, a befektetés mintegy 7 év alatt megtérül. Ez megvalósul akkor is, ha a KÁT szabályozás szerint a hálózatba értékesítik az áramot, de még gyorsítható akkor, ha a termelt áram egy részét vagy a termelő használja fel, vagy közeli felhasználónak értékesíti.
- Az erőmű amortizációja a számviteli besorolás szerint 7 év, miközben élettartama várhatóan 30 – 50 év. Ez azt jelenti, hogy az első időszakban jelentősen csökkenti a vállalkozás társasági adóalapját, de nem csökkenti a pénzáramokat, javítva a likviditást.
- Tekintve a magas hozamra és a jelenlegi alacsony beruházási kamatokra, nagy tőkeáttételt tesz lehetővé, amivel extrém módon emelkedik a saját befektetésre jutó megtérülés.
- A harmadik generációs erőműveinkben termelt áram költsége számításaink szerint 0,026 euró/kWh lesz. Figyelemmel az említett externális és társadalmi költségek árakban történő érvényesülésére, megállapítható, hogy:
Jelenértéken számítva az erőmű beruházási költsége 7 év alatt térül meg, míg élettartama alatt, jelenértéken számolva, mintegy 9-szer térül meg.
Harmadik generációs erőműveink irányára 1.300 – 1.500,- euró/kWp, mely ár változhat az alábbi tényezők függvényében:
- a beruházás konkrét helyének lehetőségei
- a beruházó speciális kívánságai
- a beruházás mérete, megvalósítás időszaka, határideje
(Lantos Péter)
