közleményei XLVIII. évfolyam szám

Átírás

1 XLVIII. évfolyam szám a magyar villamos művek közleményei Az MVM Csoport középtávú ( ) stratégiája Erőműépítés bizonytalan környezetben A teljesítménynövelés megvalósítása a Paksi Atomerőműben Európai szintű energiatőzsde rekordidő alatt Új tevékenység az OVIT palettáján

2 A MAGYAR VILLAMOS MŰVEK KÖZLEMÉNYEI Felelôs kiadó Baji Csaba Sándor Fôszerkesztô Dr. Gerse Károly Felelôs szerkesztô Felkai György Szerkesztô Kreissné Hartai Gabriella Szerkesztôbizottság Dr. Bacskó Mihály MVM Zrt. Civin Vilmos MVM Zrt. Eörsi-Tóta Gábor MVM ERBE Zrt. Gerse Lajos MVM Zrt. Kacsó András MVM Trade ZRt. Kerényi A. Ödön tanácsadó Király Géza MVM Partner ZRt. Lavich Gábor MVM Zrt. Lovászi Zoltánné PA Zrt. Máténé Lengyel Enikô OVIT ZRt. Mayer György újságíró Pintér Tamás MVM GTER Zrt. Sándor József MVM Zrt. Dr. Stróbl Alajos Pöyry-Erôterv XLVIII. ÉVFOLYAM SZÁM AZ MVM CSOPORT KÖZÉPTÁVÚ STRATÉGIÁJA ( ) 1 Erőmű létesítés bizonytalan környezetben 6 Dr. Gerse Károly A HAZAI ERŐMŰÉPÍTÉS HÚSZÉVES LEHETŐSÉGEI 16 Dr. Stróbl Alajos A teljesítménynövelés megvalósítása a Paksi Atomerőműben 25 Szőke Larisza, Hadnagy Lajos Okos hálózat rendszerirányítói szemmel 29 Kovács Péter Európai szintű energiatőzsde rekordidő alatt 31 A HUPX és a MAVIR Kommunikáció tájékoztatója A PIAC-ÖSSZEKAPCSOLÁS ÚTJA 34 SÁRKÖZI RÉKA Új tevékenység az OVIT palettáján 41 Formaelôkészítés Brand Content Kft. Bárány László 25 éves a NOVOFER 45 Jamrik Péter ISSN (nyomtatott) hu ISSN X (online) A Paksi Atomerőmű tűzoltóságának Döntéstámogató- és Vezetésirányítási Rendszere 51 Schreiner István, Noskó Zsolt A MEGÚJULÓ ENERGIÁK BEILLESZTÉSE A NÉMET ÁRAMELLÁTÓ-RENDSZERBE 2020-IG 56 Kerényi A. Ödön Baromfitrágya tüzelés magyarországi műszaki megvalósíthatósága 58 Címlapkép A generátor tekercsfej megfogás átalakítása (közbenső állapot) a teljesítménynövelés projekt keretében Pakson (Fotó: Ács György, PA Zrt.) LESZ-MÜLLEK károly, EÖRSI-TÓTA gábor, lorenzo TIEGHI hírek, információk 67

3 AZ MVM CSOPORT KÖZÉPTÁVÚ STRATÉGIÁJA ( ) Az MVM CSOPORT KÖZÉPTÁVÚ STRATÉGIÁJA KÉSZÍTÉSÉNEK ÖSSZEFOGLALÓ ISMERTETÉSE Az MVM Zrt. Igazgatósága 51/2011 (03.30.) sz. határozata és Közgyűlése 15/2011 (IV.29.) sz. határozata által jóváhagyott stratégia alapján összeállította: Sándor József, az MVM Zrt. Stratégiai Osztályának vezetője és Dr. Sztankó Éva, az MVM Zrt. Stratégiai Osztályának főmunkatársa* Elvárások az új középtávú stratégiával szemben Az MVM Zrt. menedzsmentjében bekövetkezett változást követően 2010 második felében a vezetés számos új követelményt fogalmazott meg a társaságcsoport középtávú üzleti stratégiájával kapcsolatban. Ezen új követelmények lényege, hogy az MVM Csoportot - integritásának növelése mellett - egy olyan, alapvetően organikus (a meglévő belső adottságok fejlesztésére építő) növekedési pályára kell állítani, aminek eredményeképpen egyre javuló jövedelmezőség és hatékonyság mellett a hazai és régiós villamosenergia-piac egyik meghatározó szereplőjévé válhat. Ezen célok elérése érdekében a társaságcsoport stratégiai irányítási és üzleti működési rendszerében olyan érdemi változásokat kell végrehajtani, amelyek biztosítják a csoportérdekek hatékony érvényesítését és az egyes üzletágak (kereskedelem, termelés, szállítás-rendszerirányítás, szolgáltatások) irányításánál a feladatok és a felelősségek egyértelmű egymáshoz rendelését. Az új stratégia elkészítésére irányuló munka 2010 augusztusában kezdődött meg azzal a céllal, hogy az MVM Csoport 2011-től már olyan új stratégiával rendelkezzen, amely konkrét, számszerűsített célokat és a célok eléréséhez szükséges konkrét feladatokat fogalmaz meg mind csoportszinten, mind pedig az üzletágak szintjén. A stratégia alkotás munkamenete, lényeges szempontjai és mérföldkövei * jsandor@mvm.hu, esztanko@mvm.hu. A stratégia alkotási munka indításaként az MVM Zrt. új Igazgatósága augusztus 23-i ülésén tájékoztatást kapott a MVM Csoport 2010 áprilisában elfogadott középtávú stratégiájának megvalósítására vonatkozó Középtávú Intézkedési Terv 1 végrehajtásáról. A tájékoztató külön kitért az új menedzsmentnek az MVM Csoport új középtávú stratégiájával és a stratégia készítésével kapcsolatos - a fentiek szerinti - jövőbeni elvárásaira. A tájékoztatót az Igazgatóság 161/2010 (VIII. 23.) számú határozatával tudomásul vette és felkérte a menedzsmentet, hogy az MVM Csoport középtávú üzleti stratégiájának aktualizálását, az új középtávú stratégia elkészítését a tájékoztatóban szereplő célok és feltételezések figyelembe vételével hajtsa végre. A stratégiaalkotás új a számszerű célmeghatározást lehetővé tevő módszertanát bemutató anyag a október 27-i IG ülésen került előterjesztésre. Az dokumentum fontosabb megállapításai az alábbiak szerint foglalhatóak össze: n A sikeres csoportszintű működés alapját a világos, konkrét és lebontható célokat megfogalmazó, középés hosszú távra vonatkozóan is útmutatást jelentő stratégia képezi. n A stratégiai célok meghatározásának hosszú távú modellezésen, vizsgálatokon kell alapulnia. A október 27-i IG előterjesztés a csoportszintű működés hatékonyságának további növelése érdekében a csoportszintű irányítási folyamatok továbbfejlesztésére vonatkozóan is megfogalmazott javaslatokat, amelyek röviden a következők: n Az MVM csoport jelenlegi működési folyamatait fel kell mérni. 1 Az Intézkedési Terv a 2010-ben az MVM Zrt. Igazgatósága (56/2010 IG határozat, 03/02) és Közgyűlése (21/2010 Közgyűlési határozat, ) által jóváhagyott középtávú stratégia megvalósulására vonatkozott. n Meg kell határozni a jövőbeli működés optimális kereteit a célállapot leírásával. n Definiálni kell, majd végre kell hajtani a célállapotba való eljutás konkrét lépéseit. Az MVM Zrt. Igazgatósága a stratégiai tervezési rendszer, illetve az irányítási folyamatok továbbfejlesztése tárgyában készített előterjesztést 190/2010. (X. 27.) számú határozatával elfogadta, és felkérte a menedzsmentet a kapcsolódó feladatok végrehajtására. A stratégia készítése során a következő lényeges szempontok érvényesülnek: n A stratégia a korábbi évek leíró jellegével ellentétben minél több számszerű célkitűzést tartalmazzon. n Legyenek konkrét akciók, amelyek megvalósítása biztosítja a stratégia sikeres végrehajtását. n A stratégia megfogalmazása legyen rövid, egyszerű, világos. n A piaci környezetből jövő hatásokra reagáljon, tegye lehetővé, hogy az MVM Csoport minél hamarabb egy gyors növekedési pályára állhasson. A stratégiakészítés 1. ábrán látható mérföldkövei az alábbiak voltak: n október 22-én sor került a leányvállalati vezetők tájékoztatására, a vezetők megismerhették a stratégiai tervezés célját, lépéseit és az általuk szolgáltatandó adatok, információk körét. n Elkészült egy - az MVM Csoportot a versenytársainkhoz képest pozicionáló - benchmark vizsgálat. n november án Visegrádon egy felsővezetői műhelymunka keretében meghatározásra kerültek a csoportszintű stratégiai irányok, valamint a vizsgálandó szcenáriók. n december 17-én egy újabb felső-vezetői műhelymunkára került sor Pakson, ahol megkezdődött az üzletági szintű akciók tervezése. a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 1

4 n Az MVM Zrt. Vezetői Értekezlete (2011/02/08, 03/01, 03/08) és Igazgatósága (03/16) megtárgyalta és jóváhagyta az MVM Csoport középtávú ( ) stratégiáját, amelyet a Közgyűlés április 29-én elfogadott október december eleje március eleje Az MVM Csoport jövőképe Az új stratégia vezérvonalát az MVM Csoport jövőképe adja: ennek lényege, hogy a társaságcsoport intenzív növekedéssel 2020-ra regionális szinten is meghatározó integrált energetikai vállalatcsoporttá váljon, amelynek EBITDA* értéke eléri a 250 Mrd Ft-ot. A MVM Csoport fontos feladatának tekinti azt is, hogy a stratégiájának megvalósításával támogassa a magyar kormányzat energiapolitikai célkitűzéseit, beleértve: n a hazai ellátásbiztonság növelését és az energiafüggőség csökkentését; n az energiatermelés és szolgáltatás fenntarthatóságát, fenntartható fejlesztését; n a hazai gazdaság versenyképességének növelését, a hazai gazdaság élénkítését. Az MVM Csoport - mint állami tulajdonú társaság - különös figyelmet fordít arra, hogy gazdasági céljai megvalósítása mellett eleget tegyen a fenntartható fejlődés követelményeinek. Ennek érdekében mindent elkövet azért, hogy működése környezetkímélő és erőforrás-takarékos legyen, a társadalom pedig ismerje meg értékteremtő erőfeszítéseit. Az MVM Csoport stratégiájában meghatározott fő célok és azok elérésének ütemezése A MVM Csoport a jövőkép megvalósítását szolgáló stratégia fő céljait és feladatait elsősorban középtávra ( ig) határozta meg, ugyanakkor felvázolta a hosszú távú (2020-ig *Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization = Kamatok, adózás és értékcsökkenési leírás előtti eredmény 1. ábra: A stratégia aktualizálási munka mérföldkövei kitekintő) irányokat is. A társaság a 2. ábra szerinti három alappillér köré szervezve fogalmazta meg stratégiáját. Az MVM Csoport versenypozícióinak javítása, aktív részvétel a hazai és a regionális villamosenergiapiac hatékony működésének kialakításában n Az MVM Csoport célja a társaságcsoport versenyképességének növelése, piaci pozícióinak javítása, aminek eléréshez elengedhetetlen, hogy a társaság proaktív módon viszonyuljon a működését alapvetően befolyásoló tulajdonosi elvárások kialakításához, és a működését meghatározó szűkebb és tágabb környezet alakításához. Az MVM Csoport abban érdekelt, hogy a hazai és a regionális versenypiaci viszonyok kiteljesedését elősegítő, diszkriminációmentes szabályozási feltételek jöjjenek létre. A társaság szintén érdekelt abban, hogy a piaci környezet kiszámítható, tartós és befektetőbarát legyen, ami elősegíti a növekedésorientált stratégia végrehajtását. A társaságcsoport mind Magyarország nemzeti érdekeit, mind saját üzleti érdekeit szem előtt tartja, amikor folyamatosan részt kíván venni az uniós, regionális, illetve hazai szintű energetikai koncepciók és a fenti feltételeknek megfelelő működési környezet kialakításában. Működési kiválóság és hatékonyság n Az MVM Csoport célként tűzi ki, hogy a legjobb nemzetközi gyakorlat alkalmazásával hatékony, magas színvonalú működést valósítson meg mind tagvállalati, mind csoportszinten. Ennek érdekében a társaságcsoport átfogó és intenzív költséghatékonysági, illetve működés- és irányításfejlesztési programokat kíván végrehajtani, amelyek eredményei már középtávon biztos gazdasági alapot teremtenek az értékteremtő növekedés megkezdéséhez. Az MVM Csoport gazdasági erejének növelése érdekében a működési hatékonyság további folyamatos javítását is kiemelt céljának tekinti. Növekedés értékteremtéssel n Az MVM Csoport olyan növekedési stratégiát kíván folytatni, amelynek eredményeként hosszabb távon a csoport üzleti értéke jelentősen megnő, és a társaságcsoport a hazai piaci pozíciók megőrzése, illetve megerősítése mellett a regionális energetikai piacokon is meghatározó pozíciókat szerez. Az MVM Csoport - amennyiben a feltételek adottak - már rövidtávon is megkezdheti egyes kisebb tőkeigényű fejlesztések megvalósítását (pl. külpiaci kereskedelmi képviseletek megnyitását, illetve a CO 2 - és gázkereskedelem elindítását) /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

5 A stratégia szerint az MVM Csoport a 2013-ig tartó első szakaszban elsősorban a versenyképesség növelésére, a piaci pozíciók javítására, a belső működési hatékonyság és eredményesség javítására koncentrál, valamint a kereskedelem és a megújuló energia hasznosításának területén kíván növekedést elérni. Ebben a szakaszban a meghirdetett stratégia eredményeként 2013-ig milliárd forinttal tervezi növelni EBITDA értékét. A második szakaszban, 2014-től pedig az elért eredmények alapján lehetőség nyílik majd arra, hogy a társaság egy dinamikusabb növekedési pályára álljon, és egy tőke-intenzív beruházási és fejlesztési program kezdődjön. Az MVM Csoport a jövőképével összhangban - azaz, hogy 2020-ra regionális szinten is meghatározó integrált energetikai vállalatcsoporttá kíván válni - az egyes pillérekben rejlő potenciál kiaknázásának időütemezése a 3. és 4. ábrákon látható. 2. ábra: Az MVM Csoport három stratégiai alappillére 3. ábra: időütemezés A stratégia fő elemei Az MVM Csoport, mint állami tulajdonú cégcsoport piaci szerepvállalásának erősítése n Az MVM Csoport, mint állami tulajdonú, meghatározó piaci szereplő támogatja a magyar állam energiapolitikai céljait és az állam energetikával kapcsolatos érdekeinek érvényesítését. n Az MVM Csoport számára ilyen feladatot jelent például az, hogy a társaságcsoport kereskedelmi tevékenységének továbbfejlesztésével, valamint piaci súlyával arányban elősegítse a hazai villamosenergiapiacon az árak ésszerű szinten tartását, és ezzel egy időben biztosítsa a társaságcsoport elvárt jövedelmezőségét is. Az MVM Csoport ilyen jellegű piaci szerepvállalása a múltban is működésének döntő eleme volt, és a jövőben is képes lesz piaci eszközökkel támogatni a magyar állam energetikai céljait. 4. ábra: A stratégiai pillérekben rejlő eredménynövelési potenciál kiaknázásának időbeni ütemezése 1. táblázat: az MVM Csoport 2013-ig a következő konkrét gazdasági mutatók elérését tűzi ki célul: EBITDA M Ft ROACE* 7,5 % NOPLAT** M Ft Működési Cash Flow M Ft EVA*** M Ft M Ft M Ft 10,0 % 10,5 % M Ft M Ft M Ft M Ft 800 M Ft 850 M Ft A Paksi Atomerőmű üzemidejének meghosszabbítása 20 évvel n A Paksi Atomerőmű energiatermelésének hosszú távú biztosításához * Return on Capital Employed = Tőkearányos működési eredmény ** Net Operating Profit Less Adjusted Taxes = Korrigált, adóval csökkentett nettó működési eredmény *** Economic Value Added = Gazdasági hozzáadott érték a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 3

6 elengedhetetlen a meglévő blokkok üzemidejének meghosszabbítása. Ezt a programot természetesen a nukleáris biztonsági követelmények maximális betartása mellett kell végrehajtani. Az üzemidő-hosszabbításra való felkészülés az Országos Atomenergia Hivatal Nukleáris Biztonsági Igazgatósága június 19-i, HA4918 számú határozatával elfogadott program szerint halad. A Paksi Atomerőmű bővítése 5. ábra: Az MVM Csoport regionális terjeszkedésének fő területei n Az MVM Csoport Magyarország energiapolitikájával, valamint az Országgyűlés erre vonatkozó döntésével összhangban elhatározta, hogy előkészíti a Paksi Atomerőmű bővítését is. Az új kapacitások a tervek szerint 2020 és 2030 között lépnek majd üzembe. A beruházás célja, hogy biztosítsa Magyarország villamosenergia-ellátásának zavartalanságát, és megóvja a gazdaságot azoktól a negatív hatásoktól, amelyeket a primer energiahordozók piaci áringadozása okozhat. Az atomerőmű bővítése egyben növeli a foglalkoztatottságot, elősegíti a magyar ipar versenyképességét, emeli annak műszaki színvonalát, továbbá hozzájárul a közösségi környezet- és klímavédelmi célok eléréséhez. Mindemellett az új atomerőmű kapacitások létesítésével az MVM Csoport növelni kívánja saját üzleti értékét, gazdasági erejét valamint súlyát a magyar energiagazdaságban és a régióban egyaránt. Az MVM Csoport regionális terjeszkedése 6. ábra: A stratégiai alappillérek fő elemei megvalósításának átfogó ütemezése (Road Map) n Az MVM Csoport célja, hogy szakmai befektetőként és beruházóként is megjelenjen a közép- és kelet-európai régió országainak energetikai piacain, így regionális szinten is meghatározó pozíciókat építsen ki. A tervek szerint a regionális terjeszkedés első fázisában a társaságcsoport villamosenergia-nagykereskedőként lép be ezekre a piacokra, ahol majd ezt követően termelőként és a végfogyasztók ellátásában is szerepet vállal. Nem tartja szükségesnek azonban, hogy az értéklánc minden területén meghatározó pozíciót betöltő integrált piaci szereplővé váljon. A terjeszkedés szűkebb célterületét alapvetően a kelet- és délkelet-európai régió EU tagállamai alkotják, illetve azok az országok, amelyek várhatóan középtávon csatlakoznak az Európai Unióhoz. Elsősorban Románia, Horvátország, Szerbia és Bosznia-Hercegovina tartozik azon országok körébe, ahol a társaságcsoport néhány éven belül pozíciókat akar kiépíteni a helyi állami tulajdonú, integrált villamosenergia-ipari cégekkel kialakított partnerségi kapcsolatok vagy privatizáció révén (5. ábra). Belépés a gáz-nagykereskedelmi piacra n A villamosenergia- és a gázüzletág között számos szinergikus kölcsönha /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

7 tás érvényesül, amelyek kihasználása az MVM Csoport számára gazdasági előnyöket kínál. A társaságcsoport ezeknek a szinergiáknak a kiaknázásával tervezi a gázpiacra történő belépést. Ez összhangban áll a kormány energiapolitikai koncepciójával. A tervek szerint az erre a feladatra kijelölt tagvállalat 2011-ben megkezdi gázkereskedelmi tevékenységét. A földgázszállítási piacra való belépés előkészítése n Magyarország biztonságos földgázellátása szükségessé teszi a szállítási útvonalak bővítését az alternatív beszerzési forrásokhoz való hozzáférés érdekében. Az MVM Csoport szintén a kormány energiapolitikai koncepciójával összhangban vizsgálja új földgázszállító vezetékek építésének lehetőségeit. Az MVM Csoport részvétele a megújuló energiaforrások hasznosításában n A társaságcsoport igazodik Magyarország uniós és nemzeti szintű energetikai célkitűzéseihez. Saját gazdasági érdekeit is figyelembe véve, növekvő mértékben részt kíván venni a megújuló energiaforrások villamos energetikai hasznosítását szolgáló projektekben. Az 6. ábra szemlélteti az egyes pillérek szerinti fő elemek megvalósításának átfogó ütemezését (Road Map). Összefoglalóan megállapítható, hogy az MVM Csoport új középtávú stratégiája alapvetően organikus jellegű, és kijelöli a fejlődés fő irányait a következő elvek mentén: 2013-ig a hosszú távú eredményes működés alapjainak gyors megteremtése (a működési hatékonyság növelése és a fejlesztési lehetőségek előkészítése révén), 2020-ig az MVM Csoport integritásának növelése, és a regionális piacon történő növekedésre alapozott felzárkózás a versenytársakhoz. Bács Zalán, az MVM zrt. stratégiai vezérigazgató-helyettese, Dr. Fellegi Tamás, nemzeti fejlesztési miniszter, Baji Csaba, az MVM zrt. elnök-vezérigazgatója és Felkai György, az MVM zrt. kommunikációs igazgatója a társaságcsoport középtávú stratégiáját ismertető sajtótájékoztatón én a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 5

8 Erőmű létesítés bizonytalan környezetben A gazdasági válság hatására a villamosenergia-rendszerek forrásoldali fejlesztése megtorpant. A piaci árak lényegesen csökkentek, a megkezdett, gazdaságosnak tűnő befektetések gazdaságtalanná váltak. Az utóbbi időben a helyzetet tovább bonyolította a fukushimai atomerőműben bekövetkezett események hatására néhány országban kialakult atomerőmű ellenes hangulat, amely működőképes berendezések azonnali leállításával, a folyamatban lévő fejlesztések letiltásával járt. Dr. Gerse Károly* * Dr. Gerse Károly, elnök-vezérigazgatói főtanácsadó, MVM Zrt. kgerse@mvm.hu Miután a villamosenergia-ellátás egységes villamosenergia-rendszerben történik, bármely ország termelő berendezésekkel kapcsolatos politikája a piaci kínálat változásán keresztül az összes többi tagállamot is befolyásolja. Ma egyetlen tagállam sem teheti meg, hogy energiarendszerét, ennek részeként termelő portfólióját az egész piacra kifejtett hatások mérlegelése nélkül alakítsa. Ugyanakkor a domináns tagállamok gazdasági erejüknél fogva hozhatnak olyan döntéseket, amelyek mások számára is a piaci árak kedvezőtlen emelkedésével járnak, mivel azt saját gazdaságuk fizetőképessége lehetővé teszi. Ez amiatt is lehetséges, mivel az energiapolitika nemzeti hatáskörben van, az ellátásbiztonságért minden tagállam önmaga felel, közös hatáskörbe csak a klímapolitikával, piacszabályozással, energiahatékonysággal kapcsolatos kérdések tartoznak. A piaci helyzetet áttekintve megállapítható, hogy az időjárásfüggő megújuló termelés részaránya (még a fogyasztói költségek növekedésének, az európai ipar versenyképességének kárára is) folyamatosan nő. Átmenetileg, már jelenleg is túlkínálat alakul ki, emiatt a villamos energia árak volatilitása nő, időnként 0, vagy negatív értékű piaci árak is előfordulhatnak. Az ezekkel jellemezhető kereskedési időszakok száma a megújuló termelés részarányának növekedésével folyamatosan növekedhet. A hagyományos erőművek értékesítési lehetőségeit egyéb hatások is rontják. Egyrészt a nagy erőművekre vonatkozó irányelv (LCD Large Conbustion Plant Directive) szigorítja a működési követelményeket, amelyek teljesítésére további fejlesztésekre lenne szükség, másrészt a CO 2 kibocsátás megcélzott csökkentésére 2013-tól folyamatosan csökken a rendelkezésre álló kvótamennyiség. Miközben a villamosenergia-piac teljesen liberalizált, jól működő regionális részpiacokkal, amelyek egységes piaccá fejlesztése folyamatban van, a tagállamok jelentős része nem élvezheti a liberalizált gázpiac előnyeit, mivel egyetlen vagy néhány szállítóra van ráutalva. Emiatt a villamos piacra lépési lehetőségeket döntően meghatározó gázpiaci árakban lényeges különbségek lehetnek. Ilyen helyzetben az erőmű tulajdonosok, fejlesztők kivárnak, halogatják, felfüggesztik a megkezdett fejlesztéseket, és a meglévő berendezések szigorodó követelmények miatti feljavítását sem végzik el. Az is a hagyományos erőműveket sújtó kedvezőtlen folyamatok közé tartozik, hogy miközben az EU energiapolitikája liberalizált piacról beszél, annak fejlesztését újabb és újabb szabályozásokkal ösztönzi, a valóságban kettős piac működik. A megújuló források az önellátásra törekvő politikai szándékok megvalósítására a piacinál lényegesen nagyobb árszinten, támogatással léphetnek piacra, kiszorítva a hagyományos erőműveket. Növekvő arányuk a piac liberalizált hányadát csökkenti, de a hagyományos erőművek rendszerben tartását nem teszi szükségtelenné, azok nem állíthatók le, mivel az időjárásfüggő termelés kapacitásmérlegben figyelembe vehető egyenértékű teljesítőképessége mint azt a későbbiekben bemutatjuk csak töredéke a beépített teljesítőképességnek. A hagyományos erőművek rendszerben tartását azonban semmi nem ösztönzi, a fix költségeiket sem fedező árbevétel inkább a termelésből való kivonás irányába hat. Így rendszerben maradásuk a rentábilis működést garantáló szabályozói beavatkozás hiányában esetenként csak a tulajdonosok jóindulatától függ. A piaci áraknál drágább termelés részarányának növelése a fogyasztó költségeket is növeli. A megújulók támogatására fordított díjelem például Németországban 2007 óta megduplázódott, miközben a tartalékot biztosító hagyományos erőművek finanszírozása még részben megoldatlan. A fogyasztók költségeit az is növelheti, hogy nem csak az ellátásbiztonság, klímavédelem finanszírozását kell teljesíteniük, hanem a közelmúltban közzétett energiahatékonysági irányelv-tervezet alapján a Bizottság az energiahatékonyság javítását is a fogyasztókkal finanszíroztatná. Az elképzelések a fogyasztók teherviselő képességével nem számolnak, nem veszik figyelembe, hogy a több tagállamot sújtó pénzügyi válságtól függetlenül is számos tagállamban igen nagy az energiaszegénység, amelyet az energiapolitika előbbi, költségnövekedéssel járó beavatkozásai csak tovább súlyosbíthatnak. Erőműprojektek leállítására, meglévő erőművek termelésből történő kivonására Magyarországon is sor került. Az iparág szereplői és a felelős döntéshozók válaszút előtt állnak, mivel ismerik a hazai források állapotát, versenyképességét, tudják, hogy szükség lenne a termelői portfólió megújítására. Erre több társaságnál az atomerőművel összefüggésben parlamenti határozat alapján komoly előkészítő munka is folyik. A döntések megalapozását a vázolt piaci helyzet mellett az is nehezíti, hogy az egyértelmű politikai szándékok ellenére a gyakorlati tevékenységet meghatározó európai és ennek következtében a nemzeti szabályozás folyamatosan változik. Az európai megfigyelő számára úgy /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

9 tűnhet, hogy alapos döntéselőkészítés, hatásvizsgálatok hiányában a szabályozási környezetért felelős testületeknél kísérletezés folyik: vezessük be, majd javítunk rajta. A megfigyelő azt is érzékelheti, hogy az adminisztráció elsősorban az aktuális feladatokkal foglalkozik, és a várható távlati nehézségek megoldását a piactól várja. A szakma felelős gondolkodói ezt már korábban is észlelték, és a piac működésének, a befektetők lehetőségeinek elemzésével, döntéstámogató módszerek kidolgozásával mintegy ösztönzik az európai és nemzeti döntéshozókat a távlatokat is meghatározó megalapozott szabályozásra, döntésekre. Arra a kérdésre, hogy Magyarországon mennyi új, hagyományos erőmű kell, milyen tüzelőanyagra, hol épüljön, az előbbiekben vázolt környezetben egyértelmű, pontos válasz nem adható. Azonos kérdésre a válasz más országban is bizonytalan lenne. A jelenlegi feltételrendszerben még a jobb, rosszabb jellegű véleményalkotások is csak feltételesek lehetnek. Döntésekre ennek ellenére szükség van. A következőkben ezek előkészítését, megalapozását kívánjuk elősegíteni, a kapacitásmérleg, importlehetőségek, piaci árak, az egyes erőműtípusok versenyképessége, ennek számszerű értékelése, az ellátásbiztonság érdekében szóba jöhető mechanizmusok, tartalékkapacitások témakörét érintve. 1. ábra: Szükséges teljesítőképesség [1] 2. ábra: Havi import és export alakulása [10] Kapacitásmérleg Jelenleg elegendő kapacitás áll rendelkezésre, ezek azonban mint a tartalék kapacitásokkal összefüggésben, a későbbiekben számszerűen is bemutatjuk csak részben tudnak piacra lépni, így a fenntartásukhoz szükséges költségek fedezetét az árbevétel nem biztosítja. Emiatt várható, hogy a források egy része rövid időn belül kivonásra kerül a piacról. Ugyanakkor az erőművek várhatóan még nem kerülnek azonnal bezárásra, leszerelésre. Így a piaci tendenciák más módon kezelhetetlen változása, fogyasztói korlátozásokkal fenyegető forráshiányok esetén a biztonságos működéshez szükséges felújítások, felülvizsgálatok elvégzését követően üzembe vehetők lehetnek. E versenyképtelen források leépítését feltételezve a növekvő villamosenergia-igények kielégítéséhez, mint a kapacitásmérleghez dr. Stróbl Alajos által késztett vizsgálatok alapján az 1. ábra mutatja, jelentős új kapacitás bevonására lenne szükség. Új erőművek hazai létesítése bizonytalan, mivel a piaci árak nem valószínűsítik a befektetési költségek várható megtérülését. Erőmű létesítések nélkül az igények csak importból lesznek majd kielégíthetők. Ezzel összefüggésben felvetődik, hogy vajon lesz-e elegendő többletkapacitás a regionális energiapiacon és ez milyen áron lesz elérhető. Maximális import lehetőség A közelmúltra vonatkozó import, export, import szaldó adatokat havi bontásban dr. Stróbl Alajos összesítése alapján a 2. ábra mutatja. Az ábrából megállapítható, hogy az import-export mennyisége folyamatosan, elsősorban a szezonális lehetőségek, igények függvényében változott. Megfigyelhető azonban egy olyan tendencia, hogy a 2008-as gazdasági válságot és a villamosenergia-árak ezzel összefüggő lényeges csökkenését követően az import mennyisége lecsökkent, ugyanakkor ennek egyre nagyobb hányada marad Magyarországon. A csökkenés a kínálat visszaesésével magyarázható, hiszen az alacsonyabb árak mellett a külföldi források is részben versenyképtelenné váltak, de ennél is jobban romlott a hazai források versenyképessége. A folyamat további erősödését (az import szaldó növekedését) a hálózati kapacitások rendelkezésre állása, bővülése befolyásolja. A MAVIR a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 7

10 Hazai erőművek Import szaldó július január február 3. ábra: Hazai erőművek termelése, import szaldó alakulása ZRt. legutóbbi hálózatfejlesztési terve alapján EU relációból mintegy MW import lehetőség áll rendelkezésre, ezen túlmenően az EU-n kívüli tagállamokból is lehetségesnek tűnik mintegy MW további import. Gyakorlatban ennek tényleges rendelkezésre állását a hozzáférési lehetőségek elosztásának módja (NTC, illetve FBA) is befolyásolja. A 3. ábrán, néhány közelmúltbeli hónapra bemutatott import szaldó lefutások azt mutatják, hogy a tényleges import maximális mértéke megközelítette az EU relációból rendelkezésre álló behozatali lehetőségeket. A lefutásokat értékelve megállapítható, hogy a hazai kereskedők a hazai erőművek technikai adottságai, piacra lépési árai figyelembevételével jól optimalizálják a forrásokat, így a hazai erőművek a korlátos szabályozási lehetőségeket figyelembe véve alaperőművi, menetrendtartó üzemmódban működnek és a villamosenergia-igények változásának követését az import szaldó változása biztosítja. Megfigyelhető, hogy a nagyobb hazai teljesítőképesség üzemeltetését igénylő, nagyobb hazai kereslet mellett (téli hónapokban) a minimális terhelések időszakában az import szaldó negatív. Ebben az is közrejátszhat, hogy a téli hónapokban a regionális piac bizonyos szegmenseiben nagyobb a kereslet, így lehetőség van az optimális szabályozhatóság érdekében szükséges exportra. A határkeresztező kapacitások rendelkezésre állása mellett kérdéses, hogy lesznek-e a regionális piacon számunkra elérhető források. Ezzel összefüggésben a következők rögzíthetők: n Hagyományos erőművek létesítési feltételei a szomszédos országokban a hazaihoz hasonlóak, a projektek megtérülése nem valószínűsíthető /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

11 4. ábra: Tőzsdei árak alakulása 2011 I. félévében n A német atomerőművek leállítása a keresletet növeli, de árnövelő hatása jelenleg elégtelennek tűnik új befektetések ösztönzésére. n Az EU elvárások teljesítésére mindenhol növekszik az időjárásfüggő megújuló kapacitások nagysága, ezek kiszabályozásához a szomszéd országok megfelelő tározós kapacitásokkal rendelkeznek. n A széndioxid kibocsátás csökkentésére a régióban több ország tervez atomerőmű létesítést. A projektek előkészítése különféle fázisban van, de valószínűsíthető, hogy a tervezett hazai atomerőmű bővítést megelőzően lesznek új egységek Szlovákiában, illetve Csehországban. Előbbi az import csökkentését, utóbbi a leálló szénerőművek kiváltását célozza, exportra valószínűsíthetően csak a német piacról kiszoruló, vagy völgyidőszaki többlet kerül. n Valódi, bár nem tervezhető kínálatot a gyorsan növekvő német megújuló termelés időszaki többlete jelenthet. Ennek hatékony kihasználásához azonban tározós erőmű kapacitásra lenne szükség. Így az import volatilitása (mind mennyiségét, mind az árakat tekintve) várhatóan növekszik. Piaci árak 5. ábra: Gáztüzelésű erőmű piacra lépési lehetőségei a gázárak függvényében 6. ábra: EEX tőzsde futures árainak alakulása I. félévében 7. ábra: Hosszú távon valószínűsíthető piaci árak Az előzőekben már utaltunk az alacsony piaci árakra, annak eshetőségére, hogy az árak nem fedezik az erőművek működési költségeit. Miután éves megállapodások csak néhány erőművel vannak, az erőművek többsége kénytelen termelését a piacon értékesíteni. Ennek árát az aktuális kereslet-kínálat határozza meg, nagyságára jellemzőek a HUPX ez évi árainak lefutását bemutató 4. ábrán látható értékek. Miközben a napi átlagértékek jó összhangban vannak az európai energiatőzsdék (elsősorban EEX) árainak változásával, napokon belül lényeges változások, eltérések figyelhetők meg. A potenciális erőmű létesítések szempontjából az árak alakulását nem csak abszolút nagyságuk, hanem a lehetséges projektek piacra lépési lehetőségei figyelembevételével kell értékelni. Miután a határköltségeket Európában általában a gáztüzelésű kombinált ciklusú erőművek változóköltsége határozza meg, azt kell megvizsgálni, hogy vajon az európai, illetve hazai földgázár színvonal mellett hogyan tudnának piacra lépni a legkorszerűbb földgáz erőművek. Ehhez a földgázárakat európai vonatkozásban az OECD NEA által kidolgozott dokumentumból [2], hazai vonatkozásban a MEH felkérésére a Pylon Kft. által készített anyagból [3] vettük. Előbbi dokumentum alapján a június május közötti átlagos európai gázár ( EU átlag ) 18,49 /MWh, az ezen időszakbeli legmagasabb éves átlagérték (mint maximum, EU max ) 30,61 /MWh volt. A Pylon Kft. tanulmányában a mellék költségeket is figyelembe véve 2742 Ft/GJ gázár szerepel, amely 265 Ft/ átváltási árfolyammal 37,25 / MWh értéket ( Hazai ár ) tesz ki. Az aktuális európai gázárak (23,5-27,1 / MWh) ennél lényegesen alacsonyabbak. Az előbbi három gázárral, valamint 15 /t kvóta költséggel (az egyéb változó költségeket elhanyagolva) kiszámítva a piacra lépési árakat és ezeket összehasonlítva a HUPX áraival az 5. ábrán látható napi értékesítési órák adódnak. Egyértelműen megállapítható, hogy a magas hazai tüzelőanyag árak mellett a hazai erőművek versenyképtelenek az európai piacon, versenyáron tüzelőanyagot beszerző erőművekkel szemben. Amennyiben ez a tendencia a gázárakban fennmarad, a hazai erőművek versenyképtelensége tartós lesz. Így a hazai ellátásbiztonság szempontjából sürgető feladat a hazai gázárak piaci árszintjének mielőbbi megteremtése. Feltételezhető ugyanakkor, hogy a külföldi erőművek jelentős része sem a spot piacon szerzi be a tüzelőanyagot, hanem hosszabb távú, ellátásbiztonságot garantáló földgáz ellátási szerződések alapján, amelyek árszínvonala a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 9

12 bizonyosan magasabb az előbbi piaci földgázár színvonalnál. Így a hazai erőművek versenyhátránya valószínűsíthetően kisebb az ábrán bemutatottnál, de tartósan fennáll. A versenyhátrányt a technológia korszerűsítésével (hagyományos erőművek helyett jó hatásfokú kombinált ciklusokkal) nem lehet megszüntetni. A piaci árak közép, illetve hosszú távú alakulására az EEX tőzsde futures árainak változását (6. ábra), illetve a menetrendtartó erőművek várható határköltségét (7. ábra) mutatjuk be. A határidős üzletkötések árai összhangban vannak a napi piaci árakkal, jelentősebb áremelkedésre, a szűkülő kvótamennyiség árnövelő hatásától eltekintve a kereskedők nem számítanak. Az értékek alapján megállapítható, hogy az erőművek nagyon szerény, fix költségeket fedező árkülönbözetre (spread) számíthatnak, az árvárakozások továbbra sem ösztönzik az új erőművek beruházását. A hosszú távon várható árakat a legjobb hatásfokú kombinált ciklusú blokkok határköltsége alapján lehet becsülni, miután a határköltséget meghatározó erőmű a piaci elemzők véleménye alapján a földgáz-tüzelésű szabályozó erőmű lesz. A 7. ábrán bemutatott árelőrejelzés a liberalizált gázpiacon (a hazai árakat is meghatározó német főpiacon) tapasztalt közötti előbbi gázárak alapján készült. Az átlagos ár az ötéves időszak átlag-gázárán, a maximális érték a legmagasabb árú egy éves időszak átlagárán, a minimális érték a legkisebb árú egy éves időszak átlagárán alapul. A földgázár eszkalációját a különféle elemzők által közel azonosan figyelembe vett 1 %/év értékkel számítottuk. A változó üzemeltetési és karbantartási költségek más elemzőkével azonos értéken, 1%/év eszkalációval szerepeltek a számításokban. Hatásfok-eszkalációval (tekintettel a szabályozó erőművek részterhelésű, gyakori teljesítményváltozással együtt járó üzemvitelére) nem számoltunk. A CO 2 kvóta árát a hozzáférhető becslések alapján tól 20 /tonnára, 2021-től 40 /tonnára (évi 1% eszkalációval), 2050-től 70 /tonnával állítottuk be. Miután a 20 /t körüli kvótaárak nem ösztönzik a CCS technológiák elterjedését, felvetődött széndioxid-adó bevezetése is, 8. ábra: Átlagos energiaköltségek változása a szándioxid-kvótaár függvényében [2] 9. ábra: az Egyesült Királyságra jellemző átlagos költségek ( /MWh) [5] amelynek induló értékére az Egyesült Királyságban 40 /t körüli értéket tartanak célszerűnek. Amennyiben ezen adó már a következő kereskedési időszakra bevezetésre kerülne, az árak a közötti ugrással haladnának magasabban a 2020-at megelőző időszakban is től további kvótaáremelkedéssel nem indokolt számolni, miután a CCS technológiák az előbbi, becsült árszinttel a Mátrai Projekthez kapcsolódóan korábban elvégzett elemzések alapján bizonyosan megtérülnek. Erőmű építési lehetőségek versenyképessége Utaltunk arra, hogy a határköltségeket általában a korszerű gáztüzelésű erőművek változó költsége határozza meg. Az új projektek megtérülése szempontjából azonban az is fontos, hogy vajon a piaci árak valószínűsítik-e egy új befektetés létesítésével, működtetésével kapcsolatos összes költség megtérülését. Ennek mérlegeléséhez a beruházási költségekből, megvalósítási időkből, finanszírozási és egyéb költségekből lehet kiindulni. Korábban a vizsgálatokat cash-flow elemzés alapján végezték, a befektetés nettó jelenértékét (NPV), vagy a berendezéssel előállítandó villamosenergia kiegyenlített átlagos energiaköltségét (LUEC, vagy LCOE) határozták meg. Ez alapján olyan hosszú távú szerződéseket kötöttek, amelyek biztosították a számított költségek megtérülését. Ilyen átlagos energiaköltségre vonatkozó számítások eredményét a ábrák és az 1. táblázat mutatják. Ezek különféle forrásokból származnak, de a bemutatott tendenciák hasonlóak. Az eredmények széles tartományban szórnak, de az egyértelműen megállapítható, hogy a jelenlegi piaci árak mellett /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

13 1. táblázat: OECD áramtermelési ár-előrejelzések 2010-ben (USD cent/kwh) Ország Nukleáris 5%-os diszkonttényezővel Szén Szén és CCS Gáz CCGT Nukleáris Szén 10%-os diszkonttényezővel Szén és CCS Gáz CCGT Belgium 6,1 8,2-9,0 10,9 10,0-9,3-9,9 Csehország 7,0 8,5-9,4 8,8-9,3 9,2 11,5 11,4-13,3 13,6-14,1 10,4 Franciaország 5, , Németország 5,0 7,0-7,9 6,8-8,5 8,5 8,3 8,7-9,4 9,5-11,0 9,3 Japán 5,0 8,8-10,5 7,6 10,7-12,0 Korea 2,9-3,3 6,6-6,8-9,1 4,2-4,8 7,1-7,4-9,5 Hollandia 6,3 8,2-7,8 10,5 10,0-8,2 Szlovákia 6,3 12, ,8 14,2 - - Svájc 5,5-7, ,4 9,0-13, ,5 USA 4,9 7,2-7,5 6,8 7,7 7,7 8,8-9,3 9,4 8,3 Kína 3,0-3,6 5,5-4,9 4,4-5,5 5,8-5,2 Oroszország 4,3 7,5 8,7 7,1 6,8 9,0 11,8 7,8 EPRI (USA) 4,8 7,2-7,9 7,3 8,8-8,3 Eurelectric 6,0 6,3-7,4 7,5 8,6 10,6 8,0-9,0 10,2 9,4 10. ábra: az Egyesült Államokra jellemző átlagos költségek [6] csak nagyon alacsony finanszírozási költségek esetén lehet megtérülésre számítani. Az OECD NEA vizsgálatai [2] alapján (8. ábra) kis CO 2 kvóta ár esetén a földgáztüzelésű erőmű tűnik a legversenyképesebbnek, 30 /t kvótaköltség felett azonban az atomerőmű adja a legkedvezőbb alaperőművi megoldást. Az egyes projektfejlesztőktől bekért információk alapján készült az OECD 2010-es előrejelzése [4] is, amelynek jellemző adatait az 1. táblázat tartalmazza. A tanulmány 21 országból mintegy 190 projekt adatait elemezte. A fajlagos beruházási költségek atomerőműveknél 1556 $/kw (APR-1400, Dél-Korea) értéktől 3009 $/kw (ABWR, Japán), 3382 $/kw (GEN III+, Egyesült Államok), 3860 $/kw (EPR, Franciaország), 5863 $/kw (EPR, Svájc) értékeken keresztül >5000 $/kw értékig (Belgium, Hollandia, Csehország) szórtak. Az OECD-n kívüli adatközlők közül Kína 1748 $/ kw (CPR-1000), illetve 2302 $/kw (AP 1000), Oroszország 2933 $/kw (VVER-1150), Egyesült Államok 2970 $/kw (APWR), az Eurelectric 4724 $/ kw (EPR) fajlagos beruházási költség értéket adott meg. A szénerőművek fajlagos beruházási költségére $/kw, CCS-sel $/kw, ligniterőművekre $/kw, gáztüzelésű erőművekre $/kw értékek szerepelnek a számításokban. (Euróra történő átszámítás $ értékkel történhet.) Az Egyesült Királyságban (Mott MacDonald [5]) elvégzett elemzések (9. ábra), illetve a DOE által [6] közzétett adatok (10. ábra, a + jelölés a legfejlettebb típust jelzi)) az adott országra jellemző reális finanszírozási költségeken alapulnak. A várható átlagos költségek alapján jelenleg egyetlen erőműtípus megtérülése sem valószínűsíthető, így új beruházási döntésekre csak ritkán kerül sor, inkább a megkezdett projektek leállítása jellemző. Liberalizált körülmények között a projekt teljes gazdasági élettartamára, teljes kapacitására vonatkozó kereskedelmi szerződések megkötésére általában nincs mód. Emellett a piaci árak gyakran a tüzelőanyag költségeket sem fedezik, így nem csak a villamosenergia-ár, hanem az előállítható villamos energia mennyisége is bizonytalan. Ezt figyelembe véve a gazdasági vizsgálatokat az egyes kereskedési időszakokban várható profit (a valószínűsíthető piaci ár és a változó költség elemeinek különbsége, Π(t)) eloszlásának megállapításával lehet csak elvégezni. a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 11

14 Kapacitás finanszírozási mechanizmusok típusai Ahol P(t) C tü 11. ábra: Menetrendtartó erőművek kihasználása [10] Π(t) = P(t) C tü O&M C kvóta O&M C kvóta aktuális piaci ár tüzelőanyag költség változó üzemeltetési költség széndioxid kvóta költsége A piaci profit kereskedési időszakokra vonatkozó, valószínűsíthető lefutása alapján egy adott időszakra vonatkozó átlagértéke, valamint volatilitása is meghatározható. A projekt gazdasági megítélésére a nettó jelenérték (NPV), illetve a belső megtérülési ráta (IRR) alkalmazható: n A nettó jelenérték kiszámítására a projekt befektetési költségét, futamidejét követő leszerelési költségeket (DC) és az egyes üzleti évekre várható piaci árak alapján számított (r) diszkonttényezővel diszkontált nettó pénzfolyamokat figyelembe véve kerülhet sor. NPV = - INV + [Σ N (PF n /(1+ r) n ] * H DC n A projekt belső megtérülési rátájának (amely azt a tőkeköltséget jelöli, amelynél a pénzfolyamok nettó jelenértéke zérus) kiszámítása a projekt nettó jelenértéke és a projekt élettartama alatti egyes évekre vonatkozó, nettó (PF n ) pénzfolyamok alapján lehetséges. A valószínűsíthető tőkeköltségnek a várható belső megtérülési rátánál kisebbnek kell lenni. NPV = Σ N (PF n /(1+IRR) n = 0 Utóbbi gyakorlati alkalmazása a különféle projektek összehasonlítása szempontjából nem egyértelmű, mivel a nagyobb belső megtérülési ráta nem garantál nagyobb nettó jelenértéket. Az előzőekben jelzett változó feltételrendszerben az egyes projektek, portfóliók versenyképességének megítélésére a statikus módszerek helyett/ mellett előtérbe került az opció- és portfólió-elemzés alkalmazása [7]. Ezeknél a döntés előkészítésnél egyrészt a múltbeli tényköltségekből, árakból (piaci tüzelőanyagár, kvótaár, villamos energia ár) indulnak ki, másrészt az esetleges egyéb kockázatokat, mint például a rendelkezésre állási tényező, a tőkeköltség, beruházási időtartam, fajlagos beruházási költség, fajlagos hőfogyasztás, erőmű gazdasági élettartama, üzemeltetési, karbantartási költségek változása is figyelembe veszik. A Monte Carlo szimulációval elvégzett nagyszámú elemzésnél a nettó jelenértékre egy eloszlásfüggvény adódik, és az egyes változatok közti döntés ezen eloszlásfüggvények lefutásának értékelése alapján lehetséges. A portfólió elemzésnél a vizsgálatokat azonos módon végzik, azzal, hogy kettő vagy három különböző erőműtípusból, egységből álló portfólió nettó jelenértékének változását vizsgálják, az előbbi paraméterek szórásának függvényében. A különféle változatok között a legnagyobb nettó jelenértékű változat tekinthető optimális megoldásnak. A projektek valószínűsíthető megtérülésének hiányában a bankok által elvárt, korábbiaknál szigorúbb finanszírozási feltételrendszerben felvetődik a befektetők alkalmas mechanizmussal történő ösztönzése [9]. A leggyakrabban szóbajövő lehetőségek: n Kapacitásdíj: Minden termelő részére fix összegű díjat fizetnek a rendelkezésre álló kapacitás után. A díj értékét központi testület határozza meg. A díjat akkor is fizetni lehet, ha az erőmű nem működik, de a rendelkezésre állási feltételeket teljesíti. n Kapacitás tender a szükséges tartalékok biztosítására: A kapacitásdíjat csak a fenyegető forráshiányok megelőzésére szükséges kapacitások után fizetik. A díj nagyságát pályázat alapján állapítják meg. A pályázat kiírása befolyásolhatja a résztvevőket, ez által torzíthatja a versenyt. Miután a források igénybevételére csak forráshiányok megelőzésére, különleges helyzetekben került sor, az energiapiacot nem torzítja. n Kapacitás lekötési kötelezettség (ICAP, ACAP): A szolgáltatókat kötelezik arra, hogy a termelőkkel a szabályozó hatóság, vagy a TSO által a kereskedő értékesítési profilja figyelembevételével meghatározott arányú beépített vagy ténylegesen rendelkezésre álló kapacitásra szerződjenek. Szerződés hiányában a kereskedőnek büntetést kell fizetni. A kapacitás lekötés ára decentralizált módon, a szerződéseken keresztül kerül meghatározásra. A modellhez egy, a lekötési kötelezettségekre (lekötött kapacitásokra) vonatkozó piac is kapcsolódhat. n Kapacitás aukció: A szükséges kapacitás nagyságát központilag (a TSO vagy a szabályozó) határozzák meg néhány (célszerűen például három) évre előre. A lekötendő kapacitásokat és így az árat pályáztatással határozzák meg, amelyen meglévő és új források is részt vehetnek. A le- 1 A tartalmi hűség kedvéért az Egyesült Királyságból származó forrásokból átvett részleteknél meghagytuk az eredeti pénzegységet. Az átszámítás euróra a 2005-ös átlagos arányszám alapján 1,4621 szorzószámmal végezhető el /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

15 kötés költségét a szolgáltatókon vagy az elosztókon keresztül az általuk értékesített/forgalmazott villamos energia (vagy annak átvételi profilja alapján határozzák meg). n Rendelkezésre állási opció: Az aukción kiválasztott termelőknek egy meghatározott piaci ár felett kell rendelkezésre állni. Tulajdonképpen, egy opciós ügylet. A kapacitás-lekötési kötelezettségen belül az energiamix megfelelő arányának fenntartására különleges ösztönzések is lehetségesek. A Redpoint Energy és az Energy Strategies közös tanulmánya [8] vizsgálja például a primer energiahordozó diverzitást ösztönző, vagy atomerőmű-ösztönző kötelezettségek bevezetésének hatását is. Az előbbiekkel gáztüzeléstől eltérő, az utóbbival csak atomerőművi fejlesztéseket ösztönöznének. Az elemzések alapján a kapacitás-lekötésre ösztönző bizonyítványok ára mintegy / MWh 1 nagyságrendben lenne, amely a fogyasztók számára mintegy 4-5 / MWh áremelkedést jelentene. Ugyanakkor az ellátásbiztonság javulása az átlagos villamosenergia-árak csökkenésére vezetne, így csak ~2 /MWh árnövekedéssel lehet számolni. A diverzitást ösztönző kötelezettség elsősorban szénerőművek és atomerőművek létesítését eredményezné, ezek között szénelgázosítással működő új technológiák is megjelennének. Fogyasztói költségnövelő hatása 0-4 /MWh nagyságrendben becsülhető. Az atomerőművek létesítését ösztönző kötelezettségnek csak hosszabb távon lenne hatása, miután az előkészítési, létesítési időtartam együttesen meghaladhatja a 10 évet. Az elemzés készítői megállapítják, hogy a kötelezettségek bevezetése támogatná a politikai célok elérését, ugyanakkor nagyon gondosan kellene előkészíteni az indokolatlan többletberuházások megelőzésére. A kapacitástender kiírását a piac működése szempontjából alaperőművekre hátrányosnak vélik, miközben a csúcsigények fedezésére létesítendő csúcserőművek esetében alkalmas megoldás lehet. Tartalék kapacitások A megújuló erőforrások rendszerbe kerülésével a tartalék igény és ezzel a 12. ábra: Szélerőművek termelésének ingadozása 13. Ábra: Szélerőművek teljesítményének szórása ábra: Gyors teljesítményváltozások tartaléktervezés is változott. Az eddig szokásos primer, szekunder tartalék, valamint a legnagyobb fogyasztói igények kielégítésére, illetve a legnagyobb teljesítőképességű kapacitások kiesésének pótlására szükséges hidegtartalékok mellett új tartalék típusként szükség van az időjárástól függő, gyorsan változó teljesítőképességű megújuló erőművek kieső teljesítőképességének gyors pótlására alkalmas tartalék kapacitásokra [9]. Ezen kapacitások lekötése megelőző napi, vagy napi kereskedelemben a a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 13

16 15. ábra: Szélerőművek teljesítményének változása tényleges időjárásfüggő megújuló termelés nagyságától függően lehetséges, és szükség esetén rövid időre pótolhatók az egyéb célra lekötött forgótartalékokból. Az ilyen tartalékok általában 1000 h/év, de bizonyosan 3000 h/évnél kisebb kihasználási óraszámmal működnek. A berendezéseknek lehetőleg jó hatásfokúnak, kis széndioxid kibocsátásúnak és jól szabályozhatónak kell lenni. A meglévő erőművek kihasználása is lényegesen csökkent. Spanyolországban például az évtized elejéhez képest a szénerőműveknél 6600 h/év-ről 2000 h/év-re, földgáztüzelésű erőműveknél 5000 h/év-ről 2800 h/év értékre [9]. Európa más részén is nagyon alacsony, általában 50% alatti a kombinált ciklusú erőművek kihasználása. A kihasználás a megújuló erőművek részarányának bővülésével tovább csökken, így a most létesülő, jó hatásfokú kombinált ciklusú erőművek egyre inkább kiegyenlítő, tartaléktartási feladatokat látnak el. A gáztüzelésű, menetrendtartó erőművek kihasználása Magyarországon is lényegesen csökkent. A Csepeli Erőműnél 55%, a Budapesti Erőmű Zrt. erőműveinél ~48% volt 2011 első félévében. Különösen nagymértékű a visszaesés a Dunamenti és a Tiszai Erőműveknél, mint azt dr. Stróbl Alajos adatgyűjtése alapján a 11. ábra mutatja, előbbi (a gázturbinás, kombinált ciklusú egységeket is beleértve) ~10%, utóbbi ~17% körüli kihasználással működött. A DENA által korábban készített vizsgálatok alapján a Németországban 2015-re valószínűsített szélerőmű összetétel mellett a szélerőművek mintegy 8%-os beépített teljesítményre vonatkoztatott hagyományos erőmű kapacitással egyenértékűek. Tehát a szélerőművek beépített teljesítőképességének 92%-át hagyományos erőműként is meg kell építeni. Az Eurelectric hivatkozott előbbi elemzése [9] 10% egyenértékű teljesítőképességet vesz figyelembe. A változó termelés kiegyenlítéséhez a DENA vizsgálatai alapján +20%-nyi, -40%-nyi szabályozókapacitásra lehet szükség. A nagyobb kihasználási óraszámú tengeri szélerőművek arányának növekedésével az előbbi tartalékok kismértékben változhatnak. Hazai viszonylatban a 2011 első hét hónapjában mért jellemzőket, az azok alapján megállapítható szabályozókapacitás-igényt a következők jellemzik: n A beépített teljesítőképesség (a bejáratási próbaüzemben lévő berendezéseket is figyelembe véve) ~ 330 MW. n A széljárás mint a 12. ábra (amelyen a sárga pontok a napi átlagos teljesítményt jelölik) mutatja rendkívül ingadozó, az együttes maximális teljesítmény a MWot nem haladta meg, néhány napot kivéve a teljesítmény a minimum és maximum között nagymértékben változott. A napi teljesítmény lefutás szórását a 13. ábra mutatja, a legnagyobb érték a 110 MW-ot is meghaladta. n A teljesítmény felfutás és lefutás, mint azt a legnagyobb szórású napokra a 14. ábrán látható, gyors, /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

17 2. táblázat: Terhelésváltozások nagysága Január Február Március Április Május Június Július Fel Le Fel Le Fel Le Fel Le Fel Le Fel Le Fel Le Negyedórás Félórás Órás Tény-Terv emiatt néhány óra alatt minimumról maximumra és viszont kell a kiegyenlítő teljesítményt változtatni. n A MAVIR adatbázisában hozzáférhető mérési eredmények alapján a negyedórás, félórás, órás teljesítményváltozásokat, illetve a tényértéknek a tervértékhez viszonyított eltérését (amelyeket a 2. táblázat, illetve a május hónapra vonatkozóan napi bontásban a 15. ábra mutat) értékelve megállapítható, hogy a szélerőművek összesített beépített teljesítőképességére vonatkoztatva mintegy ±24% szekunder, ±40-44% perces tartalékra volt szükség. A menetrend találati pontossága a legnagyobb eltérések tartományában 45-50% körül van. A jelenlegi szélerőmű-kapacitás mellett e tartalékokat a meglévő források optimális felhasználásával a rendszerirányító kezelni tudja. A szélerőművek beépített teljesítőképességének tervezett növelése a tartalék kapacitások növelését is igényli, különös tekintettel arra, hogy hagyományos erőmű hálózati elem kiesése a fogyasztói igények tervezettől eltérése (amelyek a jelenlegi tartalék-kapacitások nagyságát meghatározzák) és a szélerőművek időjárásfüggő termelésingadozása egymástól független események, akár egy időben is bekövetkezhetnek. Erre tekintettel a 2020-ra tervezett 750 MWnyi szélerőmű-kapacitáshoz mintegy 150 MW-nyi szekunder, 300 MW-nyi tercier (perces) tartaléktöbbletre lehet szükség. A többlettartalék mennyisége a kétféle eseménycsoport együttes valószínűségének mérlegelésével esetleg csökkenthető. A menetrend 45-50%-nyi pontosságát azonban mindenképpen javítani kell, mert MW-nyi emiatti kiegyenlítő szabályozókapacitás rendszerbe illesztése, folyamatos üzemben tartása igen nagy fogyasztói többletköltséggel járna. Összefoglaló Az előbbiek alapján az alábbiak állapíthatók meg: n A liberalizált piaci körülmények között a jelenleg valószínűsíthető árak mellett rövid távon egyetlen erőműtípus megtérülése sem garantálható. n A megtérülés valószínűsége elsősorban a finanszírozási költségektől, a piaci feltételek azonosságától függ. Magyarország mind a finanszírozási költségek, mind a gázárak tekintetében hátrányban van a piaci árakat meghatározó főpiacokhoz képest. n A hagyományos erőművek kihasználása folyamatosan csökken. n Az időjárásfüggő erőművek részarányának növelése a tartalékkapacitások növelését is igényli, ennek következtében a nagyobb teljesítőképességű új egységek rendszerbe illesztése kisebb többlet tartalékkapacitást tehet szükségessé. n Az időjárásfüggő megújuló teljesítőképesség növelése nem csökkenti lényegesen a hagyományos erőmű kapacitások igényelt nagyságát, így a fogyasztói költségek lényeges növekedésére kell számítani. n Az ellátásbiztonság jelenlegi szintjének megőrzésére folyamatosan figyelni kell a regionális piac várható helyzetét: fennmaradnak-e a jelenlegi nemzetközi kereskedelem fenntartásához szükséges többletkapacitások. Forráshiány valószínűsége esetére kellő időben, megfelelő kapacitáslétesítési ösztönző mechanizmusokat kell bevezetni. E mechanizmusok közül nemzetközi gyakorlat alapján a kapacitás lekötési kötelezettség tűnik legkedvezőbbnek. n A meglévő források termelésből történő kivonásának a jelenlegi átmeneti regionális többlet lecsengését követő időszaki forráshiány kialakulásának megelőzésére megfontolandó kapacitásdíj átmeneti bevezetése is. Az előbbiek közül a finanszírozási költségek csökkentése, gázpiac liberalizálása kívül esik a villamosenergiaiparág illetékességi körén, ugyanakkor megemlítendő, hogy a gazdaság helyzetének stabilizálása a villamos energia ellátásbiztonság, így a nemzetgazdaság versenyképessége szempontjából is nagyon fontos. Felhasznált irodalom 1. Dr. Stróbl Alajos: A villamosenergiaágazat stratégiája, Energiagazdálkodási Tudományos Egyesület, Vitassuk meg a jövőnket!, 3. Energiastratégiai Konferencia, Herceghalom, Carbon pricing, power markets and the competitiveness of nuclear power -OECD 2011 NEA No Javaslat a Magyarországi KÁT Kötelező Átvételi Tarifa Rendszer Green-X alapú átalakítására évre, Pylon Kft. 4. Projected Costs of generating Electricity, 2010, OECD 5. UK Electricity Generation Costs Update, June 2010, Mott MacDonald 6. Energy Information Administration, Annual Energy Outlook, 2011, December 2010 DOE/EIA-0383(2010) 7. Roques, F.A., Nuttall, W.J., Newbery, D.M.: Using Probabilistic Analysis to Value Power Generation Investments Under Uncertainty, July CWPE 0650, EPRG Dynamics of GB Electricity Generation Investment, Summary Report, Redpoint Energy Ltd. Energy Strategies Limited, July RES Integration and Market Design: are Capacity Renumeration Mechanisms needed to ensure generation adequacy, Eurelectric, May Dr. Stróbl Alajos: Tájékoztató adatok a magyarországi villamosenergia-rendszerről, A piacnyitás (2003) óta eltelt időszak fontosabb adataiból július 15. (A villamos adatok 2011 első félévére) a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 15

18 A HAZAI ERŐMŰÉPÍTÉS HÚSZÉVES LEHETŐSÉGEI A HAZAI VILLAMOSENERGIA-ELLÁTÁS BIZTONSÁGA, GAZDASÁGOSSÁGA ÉS KÖRNYEZETÁLLÓSÁGA ÉRDEKÉBEN ÚJ ERŐMŰVEKET KELL ÉPÍTENI HAZÁNKBAN IS A KÖVETKEZŐ HÚSZ ÉVBEN. NAGYON SOK LEHETŐSÉG ADÓDIK MÉG A LEGKEDVEZŐBB MEGOLDÁS KIVÁLASZTÁ- SÁRA, DE ELŐRE KELL TEKINTENI HA VÁLTOZATOKBAN IS ANNAK ÉRDEKÉBEN, HOGY A BEFEKTETÉSI KOCKÁZATOT A MINIMÁLISRA CSÖKKENTVE, IDŐBEN ELKÉSZÜLJENEK EL A LEGALKALMASABBNAK LÁTSZÓ ERŐMŰVEK. TÖBBEN FOGLALKOZNAK HAZÁNKBAN HOSSZÚ TÁVÚ TERVEKKEL, AZ ENERGETIKA STARATÉGIAI IRÁNYÍTÁSÁVAL, DE MÉGIS A BEFEKTETŐKÖN MÚLIK, HOGY MIKOR ÉS MILYEN ERŐMŰ KERÜL ÜZEMBE ÚGY, HOGY AZ A FOGYASZTÓK ÉRDEKEINEK MINDENBEN MEGFELELJEN. EGY ILYEN LEHETŐSÉGET MUTAT BE AZ ISMERT TERVEZŐINTÉZET MUNKATÁRSA AZ ALÁBBI CIKKÉBEN. Dr. Stróbl Alajos* Mikor, mennyi és milyen erőműveket építenek majd húsz év alatt a befektetők Magyarországon? kérdezhetik az érdeklődők. E kérdésre nem egyszerű választ adni, hiszen nem ismertek a potenciális befektetői szándékok, sőt gyakran változnak a beruházási feltételek, ösztönzések vagy korlátok az országban és szinte egész Európában. A MAVIR ZRt. kétévente ad ki részletes kapacitáselemzést a hazai villamosenergia-ellátás forrásoldalának várható alakulásáról tizenöt évre előre tekintve. Idén is várható egy újabb, ami majd a cég honlapján olvasható lesz. Természetesen ez is csak egy elemzés, egy vázlat arról, hogy mikor és mennyi erőműre lenne szükség a biztonságos, gazdaságos és a környezetet kímélő villamosenergia-termeléshez. Nem erőmű-létesítési terv vagy cselekvési program ez, amelyeknek az elkészítése természetesen a befektetők feladatát képezi majd. A kapacitáselemzés egy segítség az ő feladatuk optimális ellátásához, mert jelzéseket ad a várható villamosenergia-igényekről, a meglévő és megmaradó erőművekről és általában a fejlődés várható térségi útjairól. A sok-sok évtizedes munkával erőműrendszer-tervezéssel és konkrét erőmű-létesítéssel foglalkozó egy ilyen átfogó kapacitáselemzéssel segítséget nyújthat a rendszer irányítójának, ha tőle is megfelelő információkat kap a keretfeltételek változásáról. Az önálló ítéletalkotás felelőssége nehezen fogalmazható meg, hiszen minden információ korlátozott értékű, különösen a jövőre vonatkozó. Ezért a tervezésben jártas kötelességének érezheti, hogy tájékoztatást adjon a közvéleménynek * Dr. Stróbl Alajos, főmérnök, Pöyry-Erőterv, strobl@mavir.hu 1. ábra: A nettó és a bruttó villamosenergia-fogyasztás alakulása nem utolsó sorban a befektetőknek a lehetőségekről, a járhatónak látszó útról. Röviden tehát azt írja le, amely véleménye szerint az egyik leginkább járható út a következő két évtized hazai erőműépítésében, de jelzi a buktatókat és a lehetséges elágazásokat is. ERŐMŰÉPÍTÉS AZ ELMÚLT HÚSZ ÉVBEN A teljesebb tájékoztatás érdekében először azt kell feleleveníteni, hogy milyen erőművek épültek az elmúlt két évtizedben, 1990 és 2010 között, gyakorlatilag tehát a nyolcvanas években kiépült Paksi Atomerőmű utolsó egységének üzembe helyezése óta a tavalyi tényeket is tekintetbe véve. Öszszesen mintegy 3000 MW bruttó villamos teljesítőképességű új erőművet építettek hazánkban a befektetők. Ez igen nagynak látszó szám, holott sokan azt is gondolhatnák, hogy Paks után alig épült erőmű. Alaperőmű valóban nem, de egyéb igen sok. Nem nagy ez a szám azonban akkor, ha mint látni fogjuk a következő húsz évben háromszor ennyit kellene építeni. Az összes, két évtized óta épült erőműnek csak a 60%-a volt az ún. nagyerőmű (BT 50MW). A többi a decentralizált termeléshez kapcsolódó kiserőműként jelenik meg a statisztikákban. Új út kezdődött tehát két évtizede hazánkban is részben a megújuló forrásokhoz, részben a kapcsolt termeléshez igazodva. Az addigi alaperőmű-létesítés véget ért. Természetesen a kiserőmű-létesítés fellendülése a tetemes támogatásnak köszönhető, de megfelelt az európai útnak, az ésszerű és korszerű energiaátalakításnak /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei

19 Az új erőműveknek csak a 12%-át építették megújuló forrásokra (főleg szélre és biomasszára), a többség felhasznált energiahordozója a szénhidrogén lett. Az új erőművek 75%- át földgázra építették, gázturbinás és gázmotoros technológiákkal, 13%-át pedig perces tartalék gázturbinaként olajra, amely az igen kis kihasználás miatt természetes volt. Megállapítható tehát, hogy a fő fosszilis energiahordozó a földgáz lett, amely korábban egyáltalán nem volt jellegzetes erőműves tüzelőanyag. Sajnos a szenet alapvetően nélkülözték az új erőműveket beruházók, bár voltak elképzelések korszerű szénerőművek építésére is. A ma legfiatalabb szénerőművünk utolsó egységét 1972 őszén kapcsolták először a hálózatra. Annak ellenére, hogy ilyen sok új erőművet építettek, a tavaly december végére elért, 9300 MW-ot meghaladó együttes beépített bruttó villamos teljesítőképességű hazai erőműpark nem lett sokkal fiatalabb. Vannak még a múlt század ötvenes, hatvanas éveiben üzembe helyezett erőműveink is, és az egész erőműpark átlagos életkora közeledik a negyed évszázadhoz. Sok erőművet építettek ugyan, de nem eleget. Többet kellett volna, hogy a régieket hamarabb nyugdíjazni, pótolni lehessen. Sokat változott a világ két évtized alatt, de lehet az is, hogy a következő húsz évben még többet fog. Nem azt kell tehát elemezni, hogy mit kellett volna jobban csinálni az elmúlt évtizedekben, hanem inkább azt, hogy a következőkben milyen lehetőségek vannak. Az elmúlt évtizedekben két krízis is befolyásolta a villamosenergia-fogyasztás alakulását, és lehet, hogy a következőkben még több fogja. Ennek ellenére maradok az optimista úton, amit a tervezők ötven éve már megszoktak, és a bíztató fejlődéshez igazítva próbálok reális lehetőségeket bemutatni. Nem a pillanatnyi politikai érdekek a fő meghatározók, hanem az unokáink szebb jövőjébe vetett hit. IGÉNYNÖVEKEDÉS Minden előrejelzés legfontosabb kiinduló adata a fejlődési ütem évi átlagos értékeinek a meghatározása. Gazdaságkutatóink évek óta foglalkoznak ezzel a 2. ábra: A bruttó évi csúcsterhelés alakulása a jövőben kérdéssel, és jelzéseik eddig elég jónak bizonyultak. Vannak persze érdekektől fűtött jósok, akik hatalmas ütemű fejlődéssel akarják befolyásolni a döntést hozókat, de a szociális piacgazdaság formálódó szabályai szerint a befektetők inkább a saját kockázatelemzéseiknek hisznek már. A 2011 és 2030 között várható nettó villamosenergia-fogyasztás átlagos növekedési üteme 1,2 %/a és 1,5 %/a körül lehet Magyarországon. Az Európai Unióban ennél jóval kisebb ütemet (0,6-0,8 %/a) jeleznek, a világ átlagában pedig nagyobbat (2,1-2,5 %/a). Sok fejlett ország éppen a takarékosságnak és a hatékonyságnak a hangsúlyozásával kisebb ütemeket lát célszerűnek. A jóléthez, a jó élethez a kisebb fogyasztás is bőven elég lehet. Nézzük meg, hogy a hazai fogyasztás miként alakult a múltban, és miként fog várhatóan alakulni (1. ábra)! Engedtessék meg, hogy az egyszerűség érdekében itt és a következőkben csak a nagyobb növekedési ütemmel (1,5 %/a) számolt változásokra hívjam fel a figyelmet. A nettó villamosenergia-fogyasztás 2010-ben 36,0 TWh volt (a bruttó 39,8 TWh) országunkban, amely alig 9%- kal volt több, mint a húsz évvel ezelőtti. A következő két évtizedben viszont várhatóan közel 35%-kal fogunk többet fogyasztani hazánkban, mint tavaly. Még a kisebb ütemű növekedés megvalósulásakor is mintegy 27%-kal többet fogyasztanánk. Az erőművek vagy általában az ellátás forrásoldalának szükséges teljesítőképességét nem az energiafogyasztáshoz, hanem a várható évi villamos csúcsterheléshez igazítják. E csúcsterhelés felett kell biztonsági tartalékokat tartani. Az évi bruttó csúcsterhelés tavaly 6560 MW volt, és ez alig nagyobb, mint a húsz évvel ezelőtti 6534 MW. Ez nem azt jelenti, hogy semmi sem változott, hiszen az első krízis után a csúcs 5550 MW-ig csökkent, majd 2007-ben értük el az eddigi legnagyobb hazai csúcsterhelést (6605 MW). Volt tehát mintegy ezer megawattos növekedés az elmúl időszakban. Nézzük meg, hogy miként változhat a nagyobb és a kisebb igénynövekedés feltételezésekor az évi bruttó villamos csúcsterhelés (2. ábra)! Látható, hogy az évtizedünk közepén már 7000 MW-tal számolhatunk, a húszas évek közepére 8000 MW fölé kerülhetünk, és két évtized múlva akár megközelíthetjük a 9000 MW-ot. Amíg az elmúlt két évtizedben alig 1000 MW volt a tapasztalt növekedés, addig a következőben ennek a kétszerese is elég valószínűnek tűnik. Ez azonban nem azt jelenti, hogy legalább kétezer megawatt új teljesítőképességet kell megteremtenünk, hanem ennél sokkal többet. Nem csak a biztonság miatt, hanem inkább a ma meglévő erőművek nagy részének feltehető selejtezését pótolva. A MEGLÉVŐ ERŐMŰVEK SORSA Két évtized múlva már aligha számíthatunk arra, hogy a múlt század hat- a magyar villamos mûvek közleményei 2011/3-4 17

20 vanas-hetvenes éveinek egységeit még versenyképesnek tartják a tulajdonosaik. A Paks előtti erőművekből nem sok maradhat már meg 2030-ban, sőt a kilencvenes években építettek közül is többet lecserélhet az üzemeltetője. A 2010 végén meglévő 9300 MW együttes kapacitásból több mint 1400 MW-ot tettek ki a kiserőművek, amelyek viszonylag újak, a többség azonban régi nagyerőmű. Ezek közül biztosan csak a Paksi Atomerőmű 2000 MW-ja maradhat meg még a vizsgált időszakban, ha megkapja mint az várható az engedélyeket az üzemidő-hosszabbításra. Reálisan feltételezhető, hogy a tavaly még meglévő erőműpark bruttó névleges beépített villamos teljesítőképességének csak kb. a 40%-a maradhat meg két évtized múlva (3. ábra), azaz alig több 3700 MW-nál. Feltehető, hogy a szénerőművek utolsó egységei a húszas évek vége felé leállnak, ha versenyképes alaperőművek lépnek üzembe a térségben, és a szén-dioxid-kibocsátási gondokat nem sikerül csökkenteni. A menetrendet tartó régi egységekből legfeljebb a csepeli maradhatna meg, a nagy fűtőerőművek közül pedig például a kispesti és az újpesti. Az ipari erőműveket is lecserélhetik a tulajdonosaik. A kiserőműveknél a mérséklődés kisebb lehet, bár a támogatások megváltoztatásának lehet jelentősebb hatása. Összességében tehát a meglévő erőműparkból két évtized alatt legalább 5600 MW-ot ki kell váltani korszerűbb egységekkel. A SZÜKSÉGES ERŐMŰÉPÍTÉS 3. ábra: A meglévő erőművek várható kapacitáscsökkenése Az előzők alapján nyilvánvaló, hogy elsősorban a meglévő erőművek kiváltása, és csak másodsorban az igények növekedése miatt kell a következő évtizedben sok új erőművet építeni hazánkban. Nem mindegy azonban, hogy milyen nagy új erőműveket építünk, hiszen a nagyobb erőműnek nagyobb a tartalékigénye. Ha hosszabb távon nem is számítunk behozatalra, az nyilvánvaló, hogy a hazai csúcsterhelés ellátásához legalább MW körüli erőműparkra van szükségünk, ha nagy egység-teljesítőképességű alaperőműveket épít a befektető. Összesen tehát közel MW új erőműves teljesítőképességet kellene létrehozni két évtized alatt hazánkban, mint azt egy tájékoztató vázlat mutatja (4. ábra). Természetesen nem egyenletes sem az igénynövekedés, sem az erőmű-létesítés, sőt a csúcsterhelés is ingadozik például az időjárás függvényében. Úgy tűnik, hogy 2015-ig még elég lesz a MW-os erőműpark, de aztán a húszas évek közepén a beépítendő egység-teljesítőképesség függvényében már jelentős többlet kapacitásra lehet szükség. MEGÚJULÓS LEHETŐSÉGEK Az erőműépítés ma leginkább elfogadott lehetőségét a megújuló források jelentik. Az egész világon, de főleg Európában ma ez az első számú fejlesztési út, különösen ebben az évszázadban vagy az új évtizedben. Tavaly a megújuló forrással működő erőművek a bruttó villamosenergia-termelésünknek közel a 8%-át adták. Hosszú előkészítő munka és sok-sok egyeztetés után kiadták a megújuló forrásokra vonatkozó Nemzeti Cselekvési Tervet, amely 2020-ig meghatározza a fejlődésünket. Annak ellenére, hogy többet vállaltunk, mint amennyit vártak tőlünk, mégsem lehetünk egészen elégedettek az elfogadott tervvel. Azért nem, mert a bruttó villamosenergia-fogyasztásunknak csak alig 11%-át várhatjuk megújuló forrásokból. Ezzel az aránnyal az Európai Unió tagországai között messze a legutolsók leszünk. Miért? Mert tudósaink, szakembereink bebizonyították, hogy jobb hőt termelni megújulóból, mint villamos energiát. Olcsóbb hőből hőt csinálni, mint villanyt, és főleg jobb hatásfokkal lehet ezt tenni, sőt lehet, hogy ez jobban illik a hazai környezethez. 4. ábra: A szükséges erőmű-létesítés tájékoztató értéke Itt azonban a villamos energiáról van szó, amely az egyik legértékesebb szekunder energiahordozó, így a fejlődése is jóval nagyobb, mint a várható fűtési és egyéb hőigényeké. Nem lett volna szabad ennyire háttérbe szorítani a megújuló források energiájának ilyen célú átalakítását. Vannak lehetőségeink ezen a területen is, jóval nagyobbak, mint a hő piacán. Nézzük meg tehát ezeket összevetve az elfogadott tervünkkel! A vízerőművek továbbra is a politikai félelmeket idézik több mint húsz év óta. Nem nagyon akarnak ezzel foglalkozni, nincs is vállalkozó, befektető, aki tudná kezelni a kockázatokat. Valóban nem épül Európában nagy vízerőmű mostanában, a kicsiket viszont még sok helyen támogatják. Lehetőségeinket ismerjük, de nem hihetünk a fordulatban, tehát várni kell még legalább húsz évet. A szélerőműveinkkel más a helyzet. Itt a térségi átlagnál jóval nagyobb mértékben támogattuk itthon az eddigi fejlődésüket. Bár e cikk írásakor még nem ismert a támogatási rendszer pontos megváltozása, abban bízni lehet, hogy a jelenlegi szélerőmű-teljesítőképesség megháromszorozódhat két évtized alatt, sőt talán hamarabb is. Az 1000 MW vagy nagyobb kapacitás azonban alig 3-4%-ot jelenthet a bruttó villamosenergia-fogyasztásban, így kiváltói szerepe korlátozott. Tudni kell azt is, hogy a szélerőművek kapacitásértéke kicsi, hiszen semmi sem garantálja, hogy a fogyasztási csúcsok idején fújni fog-e a szél. Még a németek is 5-10%-ra teszik a szélerőművek értékelhető teljesítőképességét a telephelytől függően. A naperőművekről alig beszélhetünk ma hazánkban, hiszen idén is legfeljebb 2 MW-ot érünk el (a németek tavaly már /3-4 a magyar villamos mûvek közleményei