Az első részben elkezdtük tárgyalni, hogy miért is kíván meg gigászi erőfeszítést a jelenlegi, túlnyomó többségben fosszilis szén és hidrogén alapú energiarendszer új alapokra helyezni, ahol túlnyomó többségben (és hosszútávon teljesen) megújuló erőforrásokat kiaknázó technológiákat fogunk csak használni a világ energiaéhségének kielégítésére. Az eredeti, a HartEnergy oldalain megjelent cikkben, Mark P. Mills végkövetkeztetése az volt, hogy emiatt aztán ez az átalakulás nagy valószínűséggel soha nem fog igazán elkezdődni, nemhogy befejeződni.

A második részben a természeti törvények diktálta különbségeket elemeztük, miszerint egy megújuló energiaforrásra alapuló energetikai rendszer sokkal nagyobb névleges termelési kapacitást igényel és nagyságrendekkel nagyobb közvetlen befektetés kell mind a termelési kapacitás és a tárolás kiépítésére, ahhoz képest, amit a jelenlegi fosszilis szén és hidrogén alapuló rendszer valaha is megkívánt.

A mostani (utolsó) részben a hosszútávú költségeket és a hálózati elvárásokat vesszük szemügyre, hiszen ezekben is jelentős különbségek vannak a kétfajta — megújuló vagy fosszilis energiaforrásokra épülő — energetikai rendszerek között.

A fajlagos költségek mítosza

Hogyan is áll akkor az előző részekben tárgyalt kapacitás és költség hátrány azokkal a kijelentésekkel kapcsolatban, amik szerint a nap- és szélenergián alapuló áramtermelés már majdnem teljesen megegyezik a fosszilis energiahordozókat használó rendszerekével?

Az amerikai Energy Information Administration (EIA) elemzései — más hasonló elemzésekkel egyetemben — rendszerint az úgynevezett "levelized cost of energy" (LCOE) számadatokra hivatkoznak a különböző áramtermelési megoldásoknál. Az EIA LCOE típusú számításai szerint a szélenergián vagy napenergián alapuló áramtermelés 36%-kal vagy 46%-kal drágább, mint a földgáz alapú termelés, vagyis egyre inkább megközelíti azt 2023-ra.

Az EIA jelentésében megtalálható az is, hogy az LCOE számítások nem igazán összehasonlíthatók a folyamatos üzemű (értsd fosszílis) és megszakított üzemű (értsd megújuló) áramtermelési módozatok esetén, ezért is vannak a táblázat különböző részeiben. Igaz is, hiszen az LCOE számítások nem veszik figyelembe azokat a költségeket, amelyek ahhoz kellenek, hogy folyamatos, napi 24 órában és évente 365 nap során biztosítsuk az elektromos áramellátást.

Az LCOE számítások az áramtermeléshez szükséges berendezések árait hasonlítja össze, a teljes rendszerszintű beruházások helyett. Emellett, bár úgy tűnik, hogy nagyon pontos számításokról van szó, rengeteg feltételezésen alapulnak az adatok, főleg új technológiák esetében.

Például, az LCOE számítások feltételezik a földgáz árának növekedését az elkövetkező években. Ilyen szempontból az LCOE inkább előrejelzés mint számítás. Ez azért is fontos, mert a földgáz ára az elmúlt években tartósan csökkent, nem növekedett (főként a palagáz kitermelésnek köszönhetően), és várhatóan ugyanilyen alacsonyan is marad a közeljövőben is. Ha így módosítjuk a gáz alapú áramtermelés költségeit, akkor a nap- és szélenergia alapú termelés ára nagyobb különbséget fog mutatni.

Az LCOE számítások egy másik szubjektív elemet is tartalmaznak, az úgynevezett diszkont rátát, amely segítségével hasonlítjuk össze a mai befektetések értékét a jövőbeli befektetésekével. Alacsony diszkont ráta esetén a befektetés tartósabban és több értéket teremt a jövőben, vagyis az alacsony diszkont ráta a befektetésre ösztönöz. Közvetlenül, az alacsony diszkont ráta alacsony gazdasági növekedést is feltételez, azt, hogy a jövő nemzedéke kisebb mértékben lesz gazdagabb a mainál.

További feltételezés a több évtizedes átlagos kihasználtsági faktor, amely azt írja le, hogy a berendezések az idő hányad részét töltik tényleges termeléssel. Az EIA feltételezi, hogy a szél- és naperőművek 41%-os és 29%-os kihasználtsággal működnek majd. A tényleges üzemeltető átlagok most a 33% és 22%-os medián értékeken állnak. A szemléltetés kedvéért: egy feltételezett 40%-os kihasználtság helyetti tényleges 30%-os érték az jelenti, hogy egy 20 éves időfutam alatt egy 2 MW teljesítményű, 3 millió dollárba kerülő szélerőmű kb. 3 millió dollárnyi energiatermeléstől esik majd el. Vagyis a kezdő ára nagyjából megkétszereződik.

Az amerikai szélfarmok kihasználtsági faktora lassan növekedett az elmúlt években, átlagosan kb 0,7%-kal évente. De ezt úgy érték el, hogy a hektáronként telepített szélmalmok számát csökkentették, ami ugyanezen idő alatt a felhasznált terület 50%-os növelésével járt.

Az LCOE számítások viszonylag jól adják vissza az adók és a tőkével kapcsolatos költségeket, de pl. a fenntartási költségeket az EIA rendszeresen alábecsüli a piaci értékekhez és a meglévő termelési statisztikákhoz képest.

Összességében nagyon fontos lenne, hogy valós költség és termelékenységi adatokkal számoljunk az ilyen előrejelzésekben, főleg azért, mert a tényleg el akarunk érni egy közel 100%-os szél- és napenergián alapuló rendszert, akkor a teljes gazdasági hatást kell figyelembe venni, nem csak a közvetlen költségeket.

A "zöld hálózat" egyéb költségei

Az állami támogatások, adókedvezmények könnyen eltakarják a valós költségek egy részét, bár ha az ily módon támogatott áramtermelés egyre jobban elterjed, egy bizonyos szint felett ezek is láthatóvá válnak majd. A fejlett országokban a járulékos, rendszer szintű költségek már megjelentek a kisfogyasztói árakban is. Azokban az országokban, ahol a "zöld" áramtermelés nagyobb piaci részesedéssel bír, az átlagfogyasztó számára viszonylagosan drágábbá vált az elektromos áram. Pl. Németország vagy Dánia területén drágább az áram, mint Ausztráliában vagy Kanadában.

Amerika sem mentes ettől a hatástól. Az elmúlt 15 évben a "zöld" energiatermelés hatására az áram átlagos ára kb. 20%-kal növekedett (infláció korrigált értéken), pedig pont az áramtermelés diverzifikációja miatt az árnak nem növekedni, hanem csökkenni kellett volna.

A fő oka ennek a várt csökkenésnek az, hogy az amerikai piacon a teljes áramfogyasztás kb. 70%-át még mindig kőszén és földgáz elégetésével állítják elő. A teljes költségek bk. 60–70%-a az alapalanyok árától függ, vagyis az amerikai áram teljes költségének legalább a fele a kőszén és földgáz piaci árának függvénye. Mindkettő esetében az elmúlt 15 évben a nagykereskedelmi árak kb. 50%-kal csökkentek. Ezen felül a beszerzési költségek is csökkentek legalább 25%-kal ugyanezen periódus alatt, nagyrészt a palagáz országon belüli elérhetősége miatt.

Miért nőttek az áramárak akkor mégis? A megnövekedett szél- és naperőművi teljesítmény miatt az áramhálózatok egyre növekvő ingadozásnak vannak kitéve, amikor hirtelen nagy mennyiségű áram termelés vagy annak kiesését kell kompenzálni a többi erőmű teljesítményének változtatásával. Ahhoz, hogy az áramellátás folyamatos maradjon, a termelési "egyensúlyozás" komoly költségeket jelent a rendszer szereplőinek. Az OECD becslése szerint ez a járulékos költség mostanra a teljes ár 20–50%-a is lehet.

Emellett a folyamatos termelési teljesítmény növelés és csökkentés további fenntartási költségekhez vezet olyan erőműveknél, amelyeket eredetileg elsődleges termelési szerepre terveztek. A megnövekedett ciklusos termelési mód miatt ezek fenntartási költsége is emelkedik. Emellett a kihasználtságuk is csökken, ami magától értetődően a fajlagos költségeket növeli, hiszen a befektetett tőke mennyisége nem változik eközben.

Emellett, mivel az epizodikus áramtermelés részaránya növekszik, egyre nagyobb az esély az áramszolgáltatás teljes kiesésének is, mint pl. amikor a szélerőművek komoly termeléskiesést produkáltak egy hirtelen jött szélcsend miatt Dél-Ausztráliában, ahol jelenleg a teljes áramellátás kb. 40%-a ezekből az erőművekből származik. Erre volt válasz a Tesla 2018-as bejelentése, miszerint a világ legnagyobb lítium-ion alapú akkumulátor telepét építik meg Ausztráliában. Ahhoz viszont, hogy Dél-Ausztrália áramfogyasztását egy fél napra biztosítani lehessen, 80 ilyen méretű telepre volna szükség, hogy a 2,5 millió lakost ellássák.

Mindezen átalakulások egyenesági következménye az, hogy jelenleg az áramelosztó vállalatok egyre több dízel generátort állítanak üzembe, hogy az időszakosan kieső teljesítményt pótolni tudják. Mi több, mindenféle nagyobb bejelentések nélkül Amerikában az elmúlt években 4 milliárd dollár értékben telepítettek ilyen nagy teljesítményű földgáz vagy dízel alapú generátorokat, és legalább hasonló méretű befektetések várhatók a következő évtizedben is. Az elmúlt két évtizedben több hagyományos kőolaj származékot égető generátort állítottak üzembe, mint az előző évszázad második felében összesen.

Az ezzel járó költségek valósak, de nem számítanak bele a szél- és napenergiát használó erőművek költségébe. De a fogyasztóknak a végén meg kell fizetniük őket, így vagy úgy.

A gond a szél- és napenergiát kiaknázó erőművekkel az, hogy országos szinten elsődleges energiaforrásként való felhasználásuk egyszerűen nem praktikus. Mint minden más technológia esetén, lehet őket olyanra használni, amire nem voltak kitalálva, de a legjobb esetben is csak értelmetlen vagy költséges lesz ez.

Erre a legjobb példa a helikopterek alkalmazása. A technológia fejlődésével az múlt évszázad ötvenes éveiben (nagyjából négy évtizeddel a feltalálás után) egyre többen hitték, hogy a helikopterek forradalmasítják majd a személyes közlekedést. Mára a helikopter gyártás és működtetés milliárdos üzletté nőtte ki magát, ahol a szektor fontos, néha életmentő funkciókat tölt be. De senki nem használ ma helikoptereket széles körben pl. az Atlanti óceán átszelésére — bár ez lehetséges lenne megfelelő szervezéssel és egy viszonylag bonyolult közlekedési útvonallal —, mint ahogy senki nem használ most atomenergiát a vonatok közvetlen meghajtására sem, vagy napelemeket egy egész kontinens áramellátásának biztosítására.