A magyarországi nagykereskedelmi villamosenergia-piac 2017-es évének áttekintése

Átírás

1 A magyarországi nagykereskedelmi villamosenergia-piac 217-es évének áttekintése Mezősi András REKK Workshop

2 EURÓPAI TRENDEK 2

3 A megújuló kapacitások előtérbe kerültek az EU-ban Beépített kapacitás az EU28-ban, GW 25: 676 GW 217: 938 GW Olaj; 52; 8% Nukl eáris; 131; 19% Forrás:? Szén; 167; 25% Egyéb; 18; 3% Szél; 41; 6% Nap; 2; % Vízerőmű; 12; 18% Földgáz; 138; 2% Biomassza; 7; 1% Egyéb; 27; 3% Olaj; 29; 3% Nukleáris; 118; 12% Szén; 148; 16% Földgáz; 188; 2% Szél; 169; 18% Nap; 17; 11% Vízerőmű; 137; 15% Biomassza; 15; 2% Forrás: EWEA, 218 Megújuló arány: 25% Megújuló arány: 46% 3

4 Éves új kapacitás, MW Megújuló aránya, % Az új erőművek egyre nagyobb arányban megújuló alapúak Új erőművi kapacitások az EU-ban, MW 6 5 Szél Biomassza Hulladék és egyéb megújuló Szén és egyéb fosszilis Nap Vízerőmű Földgáz Atom 1% 9% 8% 4 7% 6% 3 5% 4% 2 3% 1 2% 1% % Forrás: EWEA 4

5 MW A fosszilis nettó kapacitások csökkenek 2 Új és kilépő erőművi kapacitások az EU-ban 217-ben, MW Szél Földgáz PV Szén Olaj Biomassza Hulladék Vízerőmű CSP -5-1 Új Kilépő Forrás: EWEA 5

6 Jelentősen növekszik a földgáz alapú termelés az EU-ban Termelési mix az EU-ban* az utóbbi időszakban, TWh Forrás: REKK Piaci Jelentés, 217Q4 *: Csak 18 ország adatait tartalmazza 6

7 TTF gázár, /MWh Határköltség, /MWh ARA szén ára, $/t CO2 kvóta ára, /t A tényezőáraknak köszönhetően a gáz alapú termelés költsége közel került a fekete szénéhez! 12 1 Szén ár CO 2 kvóta ára Gáz ára Szén Gáz Gáz és szénerőművek határköltsége

8 Jelentős áremelkedési trend Európában Zsinór átlagos spot ár, 216, /MWh 26,4 29,1 32,4 Zsinór átlagos spot ár, 217, /MWh 28,7 31,4 33,2 Base load prices in 22, /MWh 37,1 37,1 37,4 33,1 Base load prices in 22, /MWh 37,1 37,1 37,4 33,2 36,5 39,1 35,2 39,1 5,7 24,6 27, 36,1 39,1 51,8 29,6 27,2 34,7 39,1 4,3 52,9 5,7 32,2 4,3 4,3 37, 39,3 46,9 52,9 51,8 39,4 4,3 4,3 37,6 39,3 52,9-28 /MWh 47-5 /MWh /MWh 52,9 36,8 4,4 29, 29, 4,5 4,3 36,9 4,3 37,9 43,2 42,9 31,1 29,3 4,4 35,6 4,3 41,6 31,5 35,3 41,5 41,5 41,5 33,3 27,5 16,7 52,9-28 /MWh 47-5 /MWh /MWh 52,9 44,8 4,4 34,7 34,7 4,5 4,3 45,3 4,3 46, 43,2 42,9 37, 36,8 4,4 49,5 4,3 41,6 41, 5,4 41,5 41,5 41,5 48,5 27, /MWh ,4 /MWh 4,1 47,1 41,5 42,7 41,2 41,5 42,1 41,2 46,5 42,1 42, 42,1 42,1 42,8 42, 31,5 42, /MWh ,8 /MWh 53,8 47,1 41,5 53,9 41,2 41,5 42,1 41,2 46,5 42,1 42, 42,1 42,1 54,7 42, 39,3 42, 47,1 36,9 47,1 36,9 42,4 42,4 Forrás: ENTSO-E 8

9 12 havi átlagár, /MWh A differenciált 217. évi áremelkedési trend jobban szétszakította a régió országait 6 DE CZ GR 5 HU RO SK /MWh 6 /MWh 16 /MWh 12 /MWh

10 MAGYARORSZÁGI FOLYAMATOK 1

11 Havi bruttó fogyasztás, GWh Növekvő fogyasztás, kismértékű kapacitásbővülés Beépített kapacitás, MW MW Q3 Változás Atom 2 2 Szén Gáz Nap Biomassza és biogáz Szél Víz 6 6 Összesen Jelentős naperőművi bővülés, aminek a felét a HMKE adja 216-ban a fogyasztásnövekedés,26%-os volt 217-ben 2,65%-kal nőtt a fogyasztás, döntően időjárási okok miatt 11

12 Átlagos termelés, MW Havi tüzelőanyag-összetétel alakulása Nettó import Atomerőmű Szén Gáz Egyéb A gázbázisú termelés 26%-kal nőtt 217-ben a 216-oshoz képest A szén alapú termelés 11%-kal csökkent -> részben hosszabb karbantartás és kiesés miatt Kiugróan magas importarány februárban (41,4%) a nyári hónapokban a megszokottnál jóval alacsonyabb szinten mozgott Decemberben legalacsonyabb a nettó import aránya (26,1%) 12

13 Átlagos termelés, MW A rugalmasságot az import és a gázbázisú erőművek adják Atom Szén Egyéb Import Gáz Forrás: MAVIR Atom, szén és egyéb, jellemzően megújulók termelése független a fogyasztástól Alacsony fogyasztás mellett a nettó import aránya mindössze 16-17%, amely folyamatosan növekszik 4%-ig -> a korlátos import miatt a növekedés megáll Az import tetőzése után a növekvő fogyasztást a hazai gázbázisú termelés elégíti ki 13

14 Maradó kapacitás, MW 4 A hazai erőművek nem minden esetben lettek volna képesek kielégíteni a hazai fogyasztást igen magas fogyasztás az alacsony hőmérséklet miatt Erőművi kiesések: Paksi Atomerőmű egyik blokkja, a Mátrai Erőmű Dunamenti Erőmű G3-as blokk A maradó kapacitás = fogyasztás beépített kapacitás erőművi önfogyasztás - erőművi kieső kapacitás - megújuló erőművek termelése 14

15 Maradó kapacitás, MW Maradó rendszerkapacitás A maradó kapacitás = Maradó kapacitás + SK és AT import NTC 1 egyes órákban mindössze 6-7 MW állt csak rendelkezésre számított maradó rendszerkapacitások szolgálnak arra is, hogy akár szekunder, akár tercier felszabályozási tartalékok legyenek a rendszerben, így a kereskedelmi célokra elérhető kapacitás ennél lényegesen alacsonyabb volt. 15

16 /MWh Nagyon magas másnapi árak alakultak ki 217 januárjában a magyar piacon január 11-én a piac extrém magas HUPX árakat produkált: Tartósan 15 /MWh-as órás árak Előfordult 3 /MWh-as kötés is Ez a tüske megfigyelhető a szerb és a szlovén árak esetén is Nincs azonban kiugró ár ezen a napon a cseh, a szlovák, 16

17 Mi kellett a január 11-i kiugró magyar árakhoz Extrém magas kereslet Magyarországon, és a tőlünk délre fekvő országokban 1 MW-nyi többletkereslet egy héttel későbbi állapothoz képest Hiányzó erőművi kapacitások Alacsony lignit-termelés (~5 MW) Dunamenti G3-as blokkjának kiesése (~4 MW) Egyéb gázos erőművek nem teljes kapacitással működnek (~34 MW) Határkeresztező kapacitás Az átlagosnál alacsonyabb import irányú NTC az osztrák-magyar határon (-2 MW) Összesen: 244 MW-nyi esemény történt a magyar árrégióban. Ez a 17 MW-os régiós fogyasztás 15 %-a Nem tökéletesen működő energiapiac a Balkánon SI-HR határ esete nincs likvid tőzsde 17

18 Nőtt a fontos importkapacitások mennyisége 217-ben NTC átlag, MW NTC szórás, MW NTC/Benchmark érték Kihasználtság, % Import Export AT HR RS RO SK AT HR RS RO SK Változás Változás % 4% n.a. 56% 62% 41% 4% n.a. 59% 48% % 4% n.a. 53% 66% 41% 4% n.a. 62% 47% Változás 4% % n.a. -3% 4% -1% % n.a. 2% -1% % 11% 64% 63% 84% 15% 23% 65% 42% 16% % 5% 57% 57% 92% 6% 33% 77% 36% 4% Változás 6% -7% -7% -6% 9% -8% 1% 11% -6% -12% Nőtt a két legfontosabb (SK, AT) kereskedelmi import szállítási kapacitás, és csökkent a bizonytalanság A csúcsórákban azonban kisebb a importlehetőség AT-ből, mint a mélyvölgy órákban Az NTC/benchmark AT-HU kapacitás nagyon alacsony (36% vs. 47% európai átlag) ->loopflow-k miatt 18

19 Havi átlagos zsinóráram ára, /MWh Régiós áralakulás 9 8 DE CZ HU RO SK A magas árú időszakokban jelentősen megnő az árkülönbség a régióban 218-ban minimális árkülönbségek a régióban Két kritikusabb időszak: 216/217 tele; illetve 217 nyár/ősz 19

20 /MWh A magyar árak esetén alakultak ki a legnagyobb ártüskék CZ SK RO HU DE Forrás: ENTSO-E A magyar másnapi árak 217 augusztus elején 8-1 /MWh körül alakultak Két árcsúcs: Július 31- augusztus 9. Augusztus 25. Nyáron egyetlen nap sem volt, amikor a német másnapi árak 4 /MWh fölé emelkedtek volna A román árak nagyon erősen együttmozognak a magyarral Csehország és Szlovákia között erős árszakadás 2

21 /MWh A kritikus hét CZ SK HU RO DE Az órás HU-DE spread 6-1 /MWh között mozog a nappali órákban Völgyidőszakokban lényegesen kisebb spread, sok esetben el is tűnik 4 Egypúpú magyar ár napközben, kétpúpú ár DE-ben (hétfő) (kedd) (szerda) (csütörtök) (péntek) (szombat) Pénteken a német árak a cseh és szlovák árakat is lerántották Forrás: ENTSO-E alapján REKK számítás 21

22 MW Kereslet és az időjárásfüggő-termelés a vizsgált héten Németországban Naperőmű Szélerőmű Kereslet Maradó kereslet A naperőművi termelés jellemző felfutása eredményezi a kétpúpúságát a maradó keresletnek -> árakra is visszahat A napi árcsúcsok áthelyeződnek, és nem a legmagasabb fogyasztás esetén lesz a legmagasabb ár (hétfő) (kedd) (szerda) (csütörtök) (péntek) (szombat) (vasárnap) Forrás: ENTSO-E alapján REKK számítás *: A beépített szélerőművi kapacitás ~45 MW, a naperőművi kapacitás ~4 MW 22

23 /MWh A napközbeni árakban lényegesen nagyobb spreadek, mint az éjjeli órákban CZ SK HU RO DE Jelentős napon belüli árvolatilitás DE-HU árkülönbség: a hajnali órákban 5 /MWh alatt volt reggel 9 órától a késő éjszakai órákig 2 /MWh-os spread 23

24 219-es éves zsinórtermék, /MWh A várakozások kisebb árkülönbséget mutatnak, mint a spot árak 55 CZ SK HU RO DE ben minden országban növekvő trend a tényezőárak növekedéséből kifolyólag A határidős DE-HU spread 9 /MWh-ról 7 /MWh-ra csökkent HU-RO árkülönbség növekedett 24

25 Összegzés A villamosenergia-rendszer bruttó fogyasztása 217-ben 2,9%-kal növekedett -> nagyrészt hőmérsékleti hatás Az erőművi kapacitás kismértékben bővült 217 első három negyedévében, köszönhetően elsősorban a naperőművi beruházásoknak (8 MW növekmény), illetve kisebb mértékben a biomassza alapú kapacitásoknak (16 MW). A gázbázisú termelés 26%-kal nőtt 217-ben a 216-oshoz képest, miközben a szén alapú termelés 11%-kal csökkent. Az import- és exportkapacitások (NTC) értékei 216-ról 217-re nem változtak jelentősen az egyes határokon. Az osztrák import irányú kapacitás átlagos kihasználtsága 217-ben 97%-os volt, és ettől csak néhány százalékponttal maradt el a szlovák irányú importkapacitások kihasználtsága (92%). Jelentős áremelkedés a régióban, de a legnagyobb mértékű hazánkban volt A német és a magyar spot zsinórárak különbsége is jelentősen megnőtt: míg ez 216-ban csupán 6,4 /MWh volt, 217-re 16,2 /MWh-ra növekedett. 25

26 Tanulságok, kérdések Magyarországon és a régióban visszatértek az ártüskék Magyarország a déli, kevésbé fejlett energiapiacokhoz csatlakozik -> Magyarország erősen kitett a vízerőművi termelésnek Felmerülő kérdések/dilemmák: Veszélyben van-e az áramellátás? Szűkösek-e a hazai/régiós kapacitások? Megoldást jelenthet-e az északi/nyugati irányú határkeresztező-kapacitás bővítés, vagy hazai termelői kapacitások szükségesek? Gondot okoznak-e az ártüskék? 26

27 Köszönöm a figyelmet! Mezősi András andras.mezosi@rekk.hu