A következő években jelentősen csökkenhet az Európai Unió hátránya az Egyesült Államokkal és Kínával szemben a villamosenergia-termelési költségek tekintetében, azonban az uniós áramtermelésnek a Nemzetközi Energia Ügynökség által vizsgált összes főbb szcenárió megvalósulása esetén megmaradhat egy bizonyos mértékű felára a versenytársakkal szemben 2030-ban és 2050-ben. Az áramárakra vonatkozó várakozások jelentőségét felértékeli, hogy a villamos energia részaránya a végső energiafelhasználásban a mai 20-25%-ról 2050-ig jóval 50% fölé emelkedhet a fejlett gazdaságokban.
A szervezet jelentésében a megszokott módon ezúttal is három forgatókönyv mentén modellezte az energiával kapcsolatos főbb trendek lehetséges alakulását 2050-ig: a már eldöntött, megállapított politikák (Stated Policies Scenario - STEPS) keretei között, a bejelentett ígéretek (Announced Pledges Scenario - APS) megvalósulása esetén, illetve a 2050-es klímasemlegesség eléréséhez vezető útvonalat kijelölve (Net Zero Emissions by 2050 Scenario - NZE).
Az IEA a teljes termelési mixre és az egyes főbb technológiákra is modellezte az áramtermelés teljes élettartamra számított költségének (LCOE) lehetséges alakulását, míg a technológiák esetében emellett a tőkeköltségek, a kihasználtság, a fenntartási és egyéb járulékos költségek, valamint a STEPS esetében a rendszer számára biztosított (mindenekelőtt a rugalmassággal kapcsolatos) értékkel kiigazított LCOE (VALCOE) tekintetében is megtette ugyanezt.
Az USA esetében az alapeseti (STEPS) forgatókönyvhöz képest a két másik szcenárió megvalósulása esetén kilátásba helyezett magasabb 2030-as és 2050-es költségeket az magyarázhatja, hogy a versenytársakéhoz viszonyítva rendkívül olcsó fosszilis forrásokhoz képest a viszonylag magas beruházási költségű megújuló alapú termelésre való fokozottabb ütemű átállás - az erőteljes kereslet mellett - összességében az áramtermelői árak emelkedését okozná. Ez a hatás azonban hosszabb távon, 2050-ig mérséklődhet, ha a zöldátállás a lehető leggyorsabban történik (NZE szcenárió).
Ugyanez a hajtóerő érvényesülhet Kína esetében a 2030-as időtávon, 2050-re pedig a hatás előjelet válthat, vagyis a villamosenergia-rendszer fokozott ütemű dekarbonizációja kisebb áramárakat eredményezhet az alapeseti forgatókönyvhöz képest.
Az EU esetében viszont az alapeseti szcenárióhoz képest a másik két, zöldebb forgatókönyv már 2030-ra is alacsonyabb áramtermelői árat mutat, 2050-re pedig mindegyik ugyanakkora - a 2023-asnál jóval kisebb - teljes termelői költséget vetít előre, amit részben a jelenlegi magas itteni földgázárak valószínűsített, mind közül legjelentősebb mértékű csökkenése indokolhat.
A jelentés által az EU, az USA és Kína áramárai között mutatkozó és előre vetített különbségek tehát a termelési mixek eltérő összetételéből, illetve abból adódnak, hogy ezek alapján még az évszázad közepén is lesznek regionális eltérések a földgázárakban, valamit az egyes villamosenergia-termelő technológiákhoz fűződő költségekben, bármelyik forgatókönyv is valósul meg a három modellezett szcenárió közül.
A földgázalapú (kombinált ciklusú gázturbinás erőművel - CCGT), valamint az atomerőműben történő áramtermelés költsége az összes forgatókönyv szerint, minden összevethető időtávon az EU-ban lesz a legmagasabb a következő években, évtizedekben is.
A fotovoltaikus (PV) napenergia-termelés esetében minden forgatókönyv nagyon hasonló árakat (LCOE-t) vetít előre az EU, Amerika és Kína vonatkozásában. Az alapeseti (STEPS) forgatókönyv érdekes módon nem Kínára adja meg a legalacsonyabb VALCOE-értékeket; a jelentés szerint ez jelenleg az EU-ban, a következőkben pedig az Egyesült Államokban lesz a legkisebb. A rendszer számára biztosított értékkel kiigazított LCOE-t csak ez a - klímaválság kezelése szempontjából legkevésbé kedvező - forgatókönyv modellezi, és ennek megvalósulása esetén a napenergia sem jelenleg, sem a jövőben nem a legkisebb VALCOE-vel rendelkező áramtermelő technológia lesz.
A mostani EU-s helyzet kivételével - amelyben a PV kapcsolódó költsége a legalacsonyabb az összes vizsgált technológia közül - a szélerőművek minden régióban és minden forgatókönyv szerint legalább ilyen versenyképes, de többnyire még versenyképesebb áramtermelési lehetőséget kínálnak majd a jövőben.
Ez nagyrészt annak köszönhető, hogy bár a napelemek és telepítésük költsége többnyire jelenleg és a jövőben is minhárom szcenárióban a legkisebb minden vizsgált technológia közül, a szélerőművek kapacitásfaktora jóval magasabb a naperőművekénél. Nagyobb kihasználtságuk azt jelenti, hogy az idő nagyobb részében állítanak elő villamos energiát, mint a napelemek, így termelésük stabilabb, egységnyi teljesítményből pedig jóval több áramot képesek kihozni.
Az EU jelenlegi versenyképességi problémáit is szem előtt tartva megállapítható, hogy a technológiák között mindössze egyetlen olyan akad - a tengeri (offshore) szélerőműveké -, amellyel a gazdasági nagyhatalmak közül (beleértve Indiát is) már most és nagyrészt a jövőben is az EU-ban lesz előállítható a legolcsóbban a villamos energia, akármelyik forgatókönyv is valósul meg.
Az IEA korábbi elemzése szerint az Európai Unió tengeri szélenergia technikai potenciálja több, mint háromszor akkora, mint az Egyesült Államoké és Kínáé együtt, és több, mint tizenkétszerese az EU villamosenergia-igényének. Az EU tavaly rekord nagyságú, mintegy 16-17 gigawatt (GW) új szélerőmű kapacitást telepített 2023-ban, a megelőző évi 15 GW-ot követően.
Ez ugyanakkor csak a fele a 2030-as uniós energia- és klímacélok eléréséhez szükségesnek tartott éves értéknek, és töredéke a Kína által telepített 76 GW új szeles kapacitásnak (az Egyesült Államokban valamivel 6 GW felett alakult az érték). Az EU-ban 2023-ban létesített 16-17 gigawattnyi új szélerőmű-kapacitásból mindössze 3 GW települt tengeren, az eddig összesen az Unióban épült turbinák esetében pedig még kisebb az offshore szélkerekek aránya. 2023 végén az EU-ban működő szélerőművek beépített teljesítőképessége összesen 272 GW volt, amiből a tengeren létesített kapacitás 34 GW-ot tett ki.
A várakozások szerint az évtized második felében felpöröghetnek a telepítések, így az összesített uniós szeles kapacitás 2030-ban 393 GW lehet, és megközelítheti az EU 425 GW-os célját.
Ezzel együtt Európában számos rizikófaktor befolyásolja negatívan a szélerőmű-telepítéseket. Az engedélyeztetési folyamat hossza csaknem minden uniós tagországban meghaladja a négy évet, az offshore szélerőművek esetében pedig ennek akár több, mint kétszerese is lehet, ami nagyrészt összefügg az elérhető hálózati kapacitás szűkösségével. Ennek hatására 2024-ben Európa-szerte több száz gigawattnyi szélenergia-projekt várja a hálózati csatlakozási engedélyt.
Közben a nagy hagyományokkal rendelkező, néhány évvel ezelőttig globális piacvezető európai szélerőmű-gyártó iparág is nehézségekkel küzd, és miközben költségei az ellátási lánc hosszában megemelkedtek, a jóval alacsonyabb árakat kínáló, a gyanú szerint tisztességtelen állami támogatásokkal megsegített kínai gyártók már az európai piacon is elkezdték megvetni a lábukat. Mindazonáltal kedvező jelek is mutatkoznak az európai szélenergia ágazatban. Az Európai Bizottság tavaly év végén a szélenergiára vonatkozó európai cselekvési tervben új intézkedéseket jelölt ki az ágazat fellendítésére, a 2023-ban tartott és 2024-ben várható aukciók pedig jelentős nagyságú új szélerőmű kapacitás létesítése előtt nyitják meg az utat.
A címlapkép illusztráció. Címlapkép forrása: Getty Images
