A Magyar Villamosenergia -rendszer. közép- és hosszú távú forrásoldali. kapacitásfejlesz tése 2017.

Átírás

1 A Magyar Villamosenergia -rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesz tése Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Budapest, 2017.

2 A Magyar Villamosenergia -rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesz tése Készítette: Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztály Budapest,

3 Tartalom jegyzék 0. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ BEVEZETÉS SZABÁLYOZÓI HÁTTÉR ALAPELVEK ALAPFOGALMAK... 8 Villamos teljesítőképesség KERETDOKUMENTUMOK FORRÁSOLDALI ELEMZÉS VISSZATEKINTÉS Villamosenergia-termelés Beépített teljesítőképesség A MEGMARADÓ ERŐMŰVES TELJESÍTŐKÉPESSÉG Nagyerőművek Kiserőművek ERŐMŰVES BERUHÁZÁSOK Nagyerőmű-létesítések Kiserőmű-létesítések ELŐREJELZÉSEK OPTIMISTA FORRÁSOLDALÚ VÁLTOZAT TELJESÍTŐKÉPESSÉG-MÉRLEGEK Rövid táv (2022) Középtáv (2027) Hosszú táv (2032) VÁRHATÓ ENERGIAMIX Rövid táv (2022) Középtáv (2027) Hosszú táv (2032) SZABÁLYOZÁSI KÉRDÉSEK Peremfeltételek Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok ELŐREJELZÉSEK ERŐMŰHIÁNYOS FORRÁSOLDALÚ VÁLTOZAT TELJESÍTŐKÉPESSÉG-MÉRLEGEK Rövid táv (2022) Középtáv (2027) Hosszú táv (2032) VÁRHATÓ ENERGIAMIX Rövid táv (2022) A és B verzió Rövid táv (2022) C és D verzió Középtáv (2027) A és B verzió Középtáv (2027) C verzió Középtáv (2027) D verzió Hosszú táv (2032) A verzió Hosszú táv (2032) B verzió Hosszú táv (2032) C verzió Hosszú táv (2032) D verzió SZABÁLYOZÁSI KÉRDÉSEK Peremfeltételek Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok ÖSSZEGZÉS, KIHÍVÁSOK

4 5.1. ÖSSZEGZÉS KIHÍVÁSOK TÁVLATI IMPORTLEHETŐSÉGEK ÖSSZEFOGLALÓ ENTSO-E MID-TERM ADEQUACY FORECAST 2016 ÉS TYNDP 2016 ALAPJÁN VÁRHATÓ EXPORT/IMPORT/TRANZIT VISZONYOK, PIACSZIMULÁCIÓ MELLÉKLET...77 M1. A KÖRNYEZŐ ORSZÁGOK TÁVLATI FORRÁSOLDALI KAPACITÁSHELYZETE, IMPORTLEHETŐSÉGEK M1.1. Erőműépítési helyzetkép Ausztria Cseh Köztársaság Horvátország Lengyelország Németország Románia Szerbia Szlovákia Szlovénia M1.2. Összegzés M2. VILLAMOSENERGIA-KERESLET-KÍNÁLAT ELEMZÉS AZ EXPORT-IMPORT- ÉS TRANZITVISZONYOK ELŐREJELZÉSÉRE M2.1. A vizsgálat célja M2.2. Bemenő adatok és a számítás menete M2.3. Az elvégzett vizsgálatok és azok eredményei Vizsgálatok a primerenergia-felhasználás bemutatására Vizsgálatok az ENTSO-E TYNDP szcenárióira M2.4. Összegzés M3. A TERMELÉS MEGFELELŐSÉGÉNEK ELŐREJELZÉSE (GENERATION ADEQUACY ASSESSMENT) M3.1. Termelésmegfelelőségre vonatkozó előrejelzések célja, jelenlegi rendszere M3.2. MAF módszertan M3.3. Hazai közép- és hosszú távú vizsgálatok HIVATKOZÁSOK H1. ÁBRAJEGYZÉK H2. TÁBLÁZATOK H3. IRODALOMJEGYZÉK H4. VÉGJEGYZETEK

5 0. V e z e t ő i ö s s z e f o g l a l ó Felhívjuk a figyelmet arra, hogy jelen tanulmány nem országos erőműépítési terv, hanem a 273/2007. (X. 19.) Korm. rendelet a villamos energiáról szóló évi LXXXVI. törvény egyes rendelkezéseinek végrehajtásáról (VET Vhr.) 9 (1) bekezdésben a MAVIR ZRt. számára előírt feladat. Az elemzés a jövőbeni helyzetről a piaci szereplőktől kapott, illetve egyéb különböző forrásokból beszerzett információk alapján készült. A magyarországi villamosenergia-ellátás forrásoldalának elemzésekor az ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) 10 éves hálózatfejlesztési terve évi kiadásának, valamint a MAVIR ZRt. által elkészítendő évi hálózatfejlesztési terv kereteihez igazodva 2032-ig tekintünk előre. A MAVIR évente esedékes forrásoldali kapacitáselemzésének célja előrejelzést adni a hazai erőműpark várható teljesítőképességének és energetikájának alakulásáról, kiindulva a meglévő forrásoldali helyzetből, figyelembe véve a feltételezhető selejtezéseket és az aktuális építési, beruházási trendeket. A meglévő hazai erőművek sorsa (várható leállításuk, selejtezésük, bővítésük) a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a teljesítőképesség-piac alakulását fogják követni. Nyilvánvalóan az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt. A villamosenergia-rendszerben üzemelő erőművek névleges bruttó villamos teljesítőképessége december 31-én MW volt, ami a jelenlegi tulajdonosi szándékok ismeretében jelentősen csökkenhet a húszas évek közepére, hiszen a napjainkban meglévő erőművi teljesítőképességből csupán MW maradhat üzemben. A megszűnés döntően nagyerőműveket érint a szénerőművek lényegében csaknem teljesen eltűnhetnek a hazai palettáról. A kiserőművek (földgázos kapcsolt, biotermikus, primer megújulók) a rendszerben kisebb mértéket képviselnek, ezért öregedési okokból való leállásuk kisebb mértékben befolyásolja a rendszert, bár hosszabb távon a most rendszerben lévő erőművek harmada maradhat csak meg. Az elmúlt néhány év tendenciái többek közt a gazdasági válság fogyasztásra gyakorolt hatása miatt, valamint a CCGT 1 erőművek kedvezőtlen megtérülési mutatói erőműépítések elhalasztását, csökkenő befektetői intenzitást mutatnak a villamosenergia-ipar forrásoldalán. A kilábalás dinamikáját sok tényező befolyásolhatja így nehéz mostanság az előretekintés, viszont közép- és főleg hosszú távon megvalósuló fejlesztések szükségessége nem kérdőjelezhető meg. A hazai trendek alapján földgáz és hasadóanyag primerenergia-hordozókra lehet alapozni és folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz használható, a szén pedig a vizsgált időhorizont után következhet a CCS 2 technológia kifejlesztését követően. Az erőműves technológiáknál felhasznált primer energiák támaszkodva a hazai adottságokra is, az erőműparkunk több lábon állása (ún. energiamix) növelheti az ellátásbiztonságot és egyben csökkentheti az energetikai kiszolgáltatottságot is. Az elemzés két változatot vizsgál optimista forrásoldalú változat: ez a változat a befektetők által benyújtott ún. Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő Nyilatkozatok alapján összhangban a Hálózatfejlesztési Tervvel szerepeltet új erőműves entitásokat tartalmazza, erőműhiányos forrásoldalú változat: ez a változat jelen ismereteink, szakértői vélemények szerint a leginkább valószínűsíthető beruházások figyelembevételével összeállított erőműves kapacitásokat tartalmazza. Energiapolitikai szándék szerint a húszas évek második felében várhatóan két nagy (egyenként 1262 MW-os) teljesítőképes- - 5

6 ségű nukleáris alaperőművi egység kerülhet üzembe, kiegészítve a megfelelő tartalékokkal, mely kapacitások egy része, a körülmények megfelelő alakulása esetén, külföldről is beszerezhető. Ezeket a tartalékokat az új atomerőmű próbaüzeméhez figyelembe kell venni. Erőműlétesítési engedéllyel, csatlakozási szerződéssel rendelkező és létesítési szándékaikat Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő nyilatkozatban január 31-ig visszaigazolt erőművek megvalósulásuk esetén közel 5500 MW-nyi új erőművi teljesítőképességet jelenthetnek 2032-ig. Ezen befektetők jelzései alapján elvileg közel MW új kondenzációs CCGT épülhetne az elkövetkezendő tíz év során (optimista forrásoldalú változat), amit az atomerőműves blokkok követhetnek a húszas évek második felében. A megújuló energiaforrások elterjedését a Nemzeti Fejlesztési Minisztérium, valamint a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal jelzései alapján megfelelve az EU felé tett kötelezettségvállalásnak vettük figyelembe. A kiserőmű-létesítések ugyan tovább folytatódhatnak, de a fő részarányt képviselő szélerőművek és a hőellátáshoz kötött biomassza-tüzelésű erőművek teljesítőképesség-értéke továbbra is igen mérsékelten jelenik meg az elemzésben. Az erőműves hőkiadás tekintetében csökkenés várható a takarékossági, hatékonyságnövelési és intenzitáscsökkentési elképzeléseknek megfelelően. Az energetikai hatásfok elsősorban az alkalmazott termelési technológiáktól és a hőkiadás mértékétől függ, de rendszerszinten mindenképpen javulás várható. - 6

7 1. B e v e z e t é s 1.1. Szabályozói háttér A MAVIR ZRt. a 273/2007. (X. 19.) Korm. rendelet a villamos energiáról szóló évi LXXXVI. törvény egyes rendelkezéseinek végrehajtásáról szóló jogszabályban rögzített egyik fontos feladata a magyarországi villamosenergia-rendszer távlati fejlődésének elemzése. Ezt a társaság Működési Engedélyének I pontja is előírja. Az átviteli rendszerirányítónak fel kell mérnie a villamosenergia-felhasználás várható jövőbeni nagyságát, emellett köteles elemezni és értékelni a várható erőművi teljesítőképességet, valamint a rendelkezésre álló import forrásokat. Az általa irányított magyarországi villamosenergia-rendszer rövid, közép- és hosszú távú forrásoldali fejlődését értékelve a MAVIR 2003-tól kezdve kétévente elkészítette a magyar villamosenergiarendszer legalább tizenöt évre előretekintő forrásoldali elemzését, majd erre is alapozva minden páros évben a szállításhoz szükséges hálózat fejlesztésére állított össze tervet. A megváltozott szabályozás értelmében 2012-től évente kerül sor e dokumentumok átdolgozására, a kapcsolódó háttérelemzések és vizsgálatok elvégzésére. Jelen tanulmány a korábban nyilvánosságra hozott elemzések folytatását, továbbfejlesztését jelenti, azonban a fent említett új előírásoknak megfelelőn két önálló tanulmány foglalkozik a fogyasztói igények előrejelzésével, illetve a hazai villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztésével Alapelvek Alapelvként rögzíthető, hogy az elemzés a hatályos jogszabályi keretekre és a vonatkozó szabályzatokra támaszkodik. Alapvető például, hogy saját kockázatára a villamosenergia-rendszer szabályozhatóságát és biztonságos működését nem veszélyeztetve mindenki építhet erőművet 3, és teljesen nyílt a villamosenergia-piac, a termelői szabad verseny Magyarországon. Alapelv és cél a magyarországi felhasználók biztonságos, zavartalan, megfelelő minőségű és átlátható költségszerkezetű villamosenergia-ellátása, továbbá a hazai villamosenergia-piac integrációja az Európai Unió egységesülő villamosenergia-piacaiba (VET 1. ). A villamosenergia-rendszer forrásoldalának rövid, közép- és hosszú távú elemzésekor, az ENTSO-E 4 10 éves hálózatfejlesztési terve évi kiadásának, valamint a MAVIR ZRt. által elkészítendő évi hálózatfejlesztési terv kereteihez igazodva, a következő sarokévek lettek kiemelve: a év (rövid táv = a jelenlegi erőmű-építések hatásának bemutatása), a év (középtáv = a különféle erőmű-létesítési lehetőségek követése), a év (hosszú táv = a hazai forrásoldal változásainak lehetséges útjai). A vizsgálat fontos kiindulási adatsora a várható villamosenergia-igények elemzése. A várható villamos csúcsterhelésnek az alakulásához kell illeszteni a teljesítőképességeket. Erre vonatkozó tanulmányunkban a jelzett energiaigények alapján számolva azt feltételeztük, hogy a jelenlegi csúcskihasználási óraszám (mintegy 6500 óra/év) tovább már nem növekszik. A térségben az új nagyerőmű-építési tervek elsősorban energia- és környezetpolitikai okokból halasztódhatnak. A jelenlegi piaci tendenciák alapján az import és az export különbsége jelentősen mérséklődhet, ha a régiónkban a tartalékok csökkennek. Csak a régió atomerőmű-építései mérsékelhetik ezt a csökkenést. Biztonsági alapkövetelményként (egyéb, nemzetközileg elfogadott kritérium nem - 7

8 lévén) azt a korábbi UCTE 5 feltételt tekintjük, hogy az ún. maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a nettó beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Ebben a felfogásban a tartalék az egyéb, váratlan eseményekre vonatkozik, hiszen a maradó teljesítmény a beépített teljesítőképességből úgy adódik, hogy az állandó és változó hiányok, a karbantartások és a váratlan kiesések, valamint a rendszerterhelés mellett levonják a rendszer irányításához szükséges tartalékokat is Alapfogalmak A hazai villamosenergia-ellátásban a teljesítőképességek jövőjének jelzése előtt rögzítendők bizonyos alapfogalmak annak érdekében, hogy közös megfogalmazásokkal dolgozva egységes felfogást lehessen kialakítani a jelenről, majd a jövő lehetőségeiről. Villamos teljesítőképesség A terhelés és a teljesítmény mellett külön fogalom a teljesítőképesség 6. Egy adott termelő berendezés (erőműegység) pillanatnyilag elérhető legnagyobb teljesítménye a teljesítőképesség. Ez függ a külső (pl. levegőhőmérséklet) és a belső (pl. szennyeződések) feltételektől. Névleges értéke a blokk vagy a turbógépegység műszaki leírásában, illetve adattábláján feltüntetett maximális állandó teljesítmény, ami méretezési érték is egyben. A bruttó évi villamos csúcsterheléshez igazodva, a beépített névleges teljesítőképességeket (jele BT, mértékegysége MW) elemezzük. Magyarországon általánosan elterjedt, hogy az erőművek bruttó villamos teljesítőképességét tekintjük a névlegesnek, és nem az önfogyasztással csökkentett nettó értéket, amely nehezen lenne értelmezhető például egy gyűjtősínes erőműben. (Ma is található még ilyen erőmű a hazai villamosenergiarendszerben.) Ezen felül a blokk-kapcsolású erőművekben is találhatók olyan közös segédberendezések (pl. vízelőkészítés, tüzelőanyag-kezelés), amelyeknek teljesítményigénye nehezen rendelhető pontosan egy-egy blokkhoz. A következőkben az erőművek esetében a bruttó értékeket (BT) használjuk, az importnál a bruttó és a nettó teljesítmény azonos érték. Természetesen egyelőre a névleges értékből (BT) indulunk ki, és ebből vezetjük le a változásokat (1. ábra). - 8

9 1. ábra Villamos teljesítőképességek [MW] Lényegében négyféle csökkenéssel kell számolni, amelyek alapvetően két részre oszthatók: vannak (i) hiányok (állandó és változó) és (ii) javítások (tervszerű karbantartások és a váratlan üzemzavarok után szükségessé válók). Mindkettőnek van tervezhető és nem tervezhető része rövidebb távra, például havi vagy éves időszakra. Hosszabb távra a tervezés már bizonytalan. A BT-ből az állandó (ÁH) és változó (VH) hiányok levonásával adódik a rendelkezésre álló változó teljesítőképesség (RTV). Amennyiben csak az állandó hiányt vonják le, akkor az ún. rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség (RTA) fogalmának megfelelő érték adódik ki. Figyelembe veszik az erőműegységek tervszerű megelőző karbantartását (TMK). Ezt levonva a rendelkezésre álló változó teljesítőképességből, az igénybe vehető teljesítőképesség (IT) értéke határozható meg. Váratlan kényszerű kiesések (KK) is csökkentik a teljesítőképességet. Ennek becsült, valószínű értékét levonva az igénybe vehető villamos teljesítőképességből, továbbá az egyéb teljesítőképesség-változásokat (E) figyelembe véve jutunk az ún. ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség (TIT) értékéhez. Eddig a hazai szabályozási terület erőműveiről volt szó, de a kereskedők leköthetnek import vagy export teljesítőképességet is tartósan vagy rövidebb távra. Tehát a végső formában TIT + IMPORT TIT (vagy TIT - EXPORT TIT 7 ) áll az értékeléshez a tervező rendelkezésére. A TIT + IMPORT TIT értékét összehasonlítjuk a csúcsterheléssel (P), a kettő közötti különbség az ún. összes tartalék, amely még nem elegendő az üzembiztonság értékeléséhez (2. ábra). - 9

10 2. ábra Teljesítőképesség-tartalékok [MW] A rendszer irányításához mindig szükség van primer, szekunder valamint tercier szabályozási tartalékokra. E három összege az ún. rendszerirányítási tartalék (RIT). Ezt levonva az összes tartalékból, adódik az ún. maradó teljesítmény (MT) értéke: MT = TIT + IMPORT TIT P RIT > 0,05 BT Az európai átviteli rendszerirányítók közti általános irányelv, hogy a maradó teljesítmény lehetőleg nagyobb legyen, mint a névleges beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Egyes országokban (pl. Észtországban) adottságoktól függően a 10%-ot is megkövetelik Keretdokumentumok A közép- és hosszú távú kapacitásfejlesztési elemzés elkészítésekor a hatályos Üzemi Szabályzat pontja értelmében a vonatkozó szabályzatok, nemzetközi ajánlások mellett az átviteli rendszerirányítónak figyelembe kell vennie a mindenkori magyar energiapolitikai alapelveket és EU-irányelveket. A 77/2011. (X. 14.) OGY határozattal az Országgyűlés döntött a Nemzeti Energiastratégia 2030 keretdokumentum elfogadásáról, amelynek a villamos energiával foglalkozó fejezete hat különböző forrásösszetétel hatásait mutatja be. Megvalósítandó célnak az ún. Atom- Szén-Zöld forgatókönyvet tekinti a következő alapelemekkel: a) az atomenergia-hasznosítás hosszú távú fenntartása, b) a szénerőművek villamosenergiatermelésének szinten tartása (a szaktudás megőrzése, illetve a hazai energia-hordozókészletek lehetséges hasznosítása érdekében); c) a megújuló energia hasznosítási cselekvési tervben 2020-ig előirányzott fejlődési pálya lineáris meghosszabbítása, megfelelő feltételek esetén a kitűzött arány növelése. Az Európai Parlament és a Tanács 2012/27/EU irányelve szól az energiahatékonyságról. Ez alapján minden tagállam köteles megállapítani egy indikatív nemzeti energiahatékonysági célkitűzést, amely alapulhat: - primerenergia-felhasználáson vagy a végsőenergia-felhasználáson; - 10

11 - primerenergia-megtakarításon vagy a végsőenergiamegtakarításon; - energiaintenzitáson. Ezen célkitűzések megjelentek a 2016 áprilisában elkészült Nemzeti Reform Programban, amelyben megjelenik, hogy a Nemzeti Energiastratégia előrejelzéseinek aktualizálása (1160/2015 (III. 20.) Korm. határozat) alapján folyamatban van Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Tervének (a továbbiakban: MCsT) felülvizsgálati munkája. A megújuló erőforrások jövőbeni elemzésénél eltekintettünk a 2010-ben elkészült MCsT-t felhasználástól, köszönhetően annak, hogy jelen tanulmány első, legkorábbi sarokéve is túl van az MCsT horizontján. Figyelembe vettük viszont az elmúlt évek tapasztalatait és megújuló források felhasználásának jelenlegi tendenciáit (pl. a különböző forgatókönyvekben jelentős mértékű a fotovoltaikus beépített teljesítőképesség növekedése). - 11

12 2. F o r r á s o l d a l i e l e m z é s 2.1. Visszatekintés Villamosenergia-termelés A magyarországi összes villamosenergiafelhasználás 2016-ban 0,4% növekedést mutatott a évihez képest, ami 44,05 TWh fogyasztást jelent. A magyarországi erőművek bruttó villamosenergia-termelése 3,8%-kal nőtt, így a Magyarországra behozott villamos energia mennyisége 7,1%-kalcsökkent. A 3. ábra leolvasható, hogy a teljes fogyasztás majdnem harmada (28,9%-a) import forrásból származott. A hazai bruttó villamosenergia-termelésről amely 31,34 TWh volt elmondható (4. ábra), hogy a Paksi Atomerőmű termelési részaránya valamivel 51% felett volt, és a Mátrai Erőmű kis híján eléri a 20%-ot. Azaz ez a két erőmű a hazai termelés majd háromnegyed részét adta. Figyelemre méltó, hogy a maradék nagyerőművek részaránya közelítőleg megegyezik az összes kiserőművi bruttó termeléssel. 3. ábra Az összes villamosenergia-felhasználás forrásainak részarányai 4. ábra Bruttó villamosenergia-termelés részarányai Az elmúlt években a hazai nagyerőművek kihasználásában bekövetkezett változások a 1. táblázatban követhetők nyomon. A táblázatban 2003-tól kezdődően ekkor vezették be a hazai villamosenergiarendszer új, piacorientált működési modelljét szerepelnek a nagyerőművek kihasználási óraszámai. (A 2003 és

13 folyamán még üzemben lévő, de azóta leállt Bánhidai Erőmű adataitól eltekintettünk.) Látható, hogy a két nagy alaperőmű (Paks, Mátra) kihasználása messze megelőzi az összes többi magyarországi erőműét. A teljes hazai erőműpark teljesítőképességének kihasználása 40% felett alakult, és az előbbieken kívül csak néhány erőmű pl. a földgáztüzelésű Újpesti Erőmű kihasználása volt az átlagnál valamivel nagyobb. Éves kihasználási arány Paks Dunam enti Tisza Mátra Oroszlány Pécs Bakonyi Erőmű (Ajka) Csepel Gönyű Kelenföld Kispest Újpest Debrecen BVMT Lőrinci Litér Sajószöged Dunaújváros ISD Power ,4% 87,5% 84,6% 82,4% 87,7% 87,0% 90,8% 90,0% 89,5% 89,9% 87,7% 89,3% 90,4% 91,4% 22,8% 20,5% 25,9% 22,7% 32,3% 25,1% 14,4% 20,0% 14,0% 12,2% 10,1% 1,8% 9,1% 17,2% 33,4% 21,5% 19,1% 24,3% 26,6% 27,0% 19,4% 19,2% 15,8% 1,4% 64,3% 72,2% 77,8% 76,7% 74,8% 75,5% 75,6% 75,6% 78,3% 73,4% 74,1% 73,6% 71,9% 72,1% 55,3% 56,8% 70,8% 67,6% 70,1% 66,8% 52,4% 41,5% 48,6% 47,2% 38,7% 32,2% 26,7% 47,0% 40,9% 22,9% 20,4% 20,0% 13,7% 10,0% 9,7% 4,6% 0,6% 22,0% 55,5% 56,3% 54,3% 31,7% 15,7% 20,8% 17,1% 19,4% 28,7% 34,4% 19,6% 10,0% 9,4% 2,2% 34,5% 33,6% 31,9% 58,5% 49,9% 50,1% 48,3% 63,5% 62,2% 28,2% 22,8% 51,1% 44,9% 26,4% 12,7% 13,9% 14,9% 26,1% 34,3% 7,4% 18,8% 26,0% 41,1% 37,7% 38,6% 37,6% 42,2% 45,8% 44,2% 33,8% 37,2% 28,2% 20,5% 16,5% 16,0% 17,3% 21,3% 0,0% 15,8% 46,2% 53,2% 48,7% 70,9% 41,4% 42,9% 39,1% 35,8% 33,9% 32,1% 36,4% 37,5% 45,9% 41,3% 44,9% 50,9% 55,1% 68,5% 49,0% 47,4% 42,1% 39,7% 42,6% 38,8% 42,4% 47,8% 89,2% 76,7% 85,3% 64,3% 72,2% 60,0% 42,3% 46,4% 36,6% 26,1% 11,0% 1,0% 1,3% 0,7% 0,9% 1,2% 0,7% 0,3% 0,2% 0,2% 0,1% 0,2% 0,2% 0,1% 0,3% 0,6% 0,4% 0,2% 0,2% 0,3% 0,2% 0,1% 0,1% 0,2% 0,1% 0,2% 0,1% 0,1% 0,2% 0,4% 0,3% 0,2% 0,2% 0,1% 0,2% 0,3% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,2% 0,2% 0,4% 0,4% 0,2% 0,2% 0,6% 0,3% 25,3% 27,6% 27,2% 22,3% 25,2% 25,6% 20,4% 25,0% 19,5% 22,6% 14,9% 21,3% 19,2% 20,4% *A Pannon Hőerőmű ZRt., a PANNONGREEN kft. és a Pannon-hő kft. összesített adatai szerepelnek. 1. táblázat A hazai nagyerőművek éves kihasználása ( ) Beépített teljesítőképesség A hazai nagyerőművek beépített teljesítőképességét a december 31-i állapot szerint a 2. táblázat tartalmazza. A hazai nagyerőművek összes bruttó beépített teljesítőképessége 7006 MW volt, a kiserőműveké pedig 1570 MW. Állandó hiányként összesen 1369 MW szerepelt, köztük a Tisza II. és a Debreceni KCE teljes egészében, valamint állandó hiányként egyelőre szerepel még a listában a leállított Vértesi Erőmű is. - 13

14 Rendelkezésre álló Erőművek Bruttó beépített Állandó állandó teljesítőképesség hiány teljesítőképesség MW MW MW Paks Dunamenti Tisza Mátra Oroszlány Pécs Ajka Csepel Gönyű Kelenföld Kispest Újpest Debrecen Bakonyi GT Lőrinci Litér Sajószöged ISD Power Nagyerőművek összesen Kiserőművek összesen Hazai erőművek összesen táblázat A hazai erőművek teljesítőképessége (2016. december 31.) 2.2. A megmaradó erőműves teljesítőképesség Az erőművi beépített teljesítőképesség közép- és hosszú távú változásait, előrejelzését vizsgálva megállapíthatjuk, hogy a meglévő hazai erőművek sorsa, várható leállítása, selejtezése a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a villamosenergia-piac megfelelő elemzése után fog bekövetkezni. Az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt, ezért kiindulásként a várható leállításokat elemezzük. Az összes ma üzemelő hazai erőmű névleges bruttó villamos teljesítőképessége várhatóan jelentősen csökkenni fog ig (3. táblázat) MW MW MW Nagyerőművek Kiserőművek Összes meglévő erőmű táblázat Az összes megmaradó erőmű várható beépített teljesítőképessége a jövőben Látható, hogy a mai kb MW-ból öt év múlva mintegy 6700 MW, a vizsgált időszak végére, 2032-re nagyjából 4500 MW maradhat meg. - 14

15 Nagyerőművek A selejtezés mértékének elemzésében fő meghatározók a nagyerőművek leállítására vonatkozó tervek. Az elemzés ezen részének nagy a bizonytalansága, hiszen maguk a termelői engedélyesek sem tudnak nagybiztonsággal tizenöt évre előre üzleti tervvel szolgálni. Az általuk adott információk, illetve saját becslések alapján kerül bemutatásra, hogy 2027-re (középtávon) és 2032-re (hosszú távon) mennyi bruttó beépített névleges villamos teljesítőképesség maradhat meg a 2016-os tényadatokból. Alaperőművek Rendszerünk alaperőmű-parkját az atomerőművek, a lignittüzelésű és a részben barnaszénnel üzemelő erőművek képezik. - A Paksi Atomerőmű ma meglévő 4x500 MW-os blokkja (8x250 MW-os turbógenerátor-gépcsoportja) megmarad a harmincas évekig. Az első, második és harmadik blokkok üzemidőhosszabbításának engedélyezése már megtörtént, míg a 4. blokk esetében pedig 2017-ben lesz esedékes az üzemidőhosszabbításhoz szükséges engedélyek megszerzése. Az elemzésünk ezen blokk tekintetében is sikeres üzemidőhosszabbítással számol. - A Mátrai Erőműből középtávon csak az újonnan épített napelemes rész maradhat meg. Tulajdonosi tájékoztatás szerint, a legrégebbi, 2x100 MW-os egységét várhatóan 2023 végén állítják le mintegy fél évszázados üzemeltetés után. A III., IV. és V. hsz. egységek összesen 750 MW-tal (a III. blokk 220 MW-tal, a IV. és V. egység blokkonként 232 MW-os gőzturbinás és 33 MW-os gázturbinás résszel) tervezett leállítási ideje 2025 évvége. Ezen utóbbiaknál sem retrofit, sem repowering intézkedésről nincs információ. Menetrendtartó erőművek A két hagyományos, eredetileg olajtüzelésre méretezett, de ma már földgázzal üzemelő időközben részben állandó hiányba került régi erőmű mellett már vannak korszerűbb, összetett körfolyamatú gázturbinás (CCGT) technológiájú menetrendtartó erőművek. A menetrendet tartó (vagy még kisebb mértékű) igénybevételi tartományba szorultak, illetve átalakításra, vagy állandó hiányba kerültek a régebbi, szénre méretezett nagyerőműveink is. - A Dunamenti Erőmű korábban a legnagyobb magyar erőmű volt jóval 2000 MW feletti teljesítőképességgel. Mára három része maradt a G blokk gázturbináival. A G1 blokk (a 14. sz gép) 145 MW-tal, a G2 blokk (három géppel 241 MW CCGT), valamint a G3 erőműrész 408 MW-tal. A most hivatalosan 794 MW-os meglévő erőmű működési engedélye azonban dec. 31-ig hatályos, így a 2032-es sarokévben 0 MW-tal szerepel a mérlegben. - A Csepeli Erőmű, annak privatizációja után, teljesen megújult. A két gázturbina és egy gőzturbina alkotta CCGT egység jelenleg 410 MW BT-vel rendelkezik. Feltételezhető, hogy tulajdonosi döntés alapján az erőmű 2032-ig megmaradhat. - Befektetői szándék szerint a Tisza II. Erőmű (amely 2016-tól újabb 3 éven keresztül szünetelteti villamosenergia-termelési tevékenységét) 4x225 MW-os, a múlt század hetvenes éveiben üzembe helyezett blokkjai közül 2-3 felújításra (repowering, CCGT) kerülhet a 2020-as évek első felében. - A Magyarországon legutoljára üzembe helyezett nagyerőmű, a Gönyűi Erőmű 433 MW kapacitására a teljes vizsgált időszakban számítunk. Hőszolgáltató erőművek - A Budapesti Erőmű ZRt. három nagyerőműve (Kelenföld, Kispest, Újpest) gáz- és gőzturbinákkal az elmúlt évtizedben (vagy még régebben) ismét átalakult, korszerűsödött. Üzemvitelükben a fűtési célú hőkiadás meghatározó, de szükséghűtés, kondenzáció már lehetséges. Az összesen 410 MW teljesítőképességű erőművek teljesítőképességében a tulajdonos nem tervez a vizsgált időszak végéig változást, - 15

16 feltételezve, hogy az üzletmenetükben jelentős változás nem következik be. - A Debreceni Kombinált Ciklusú Erőmű (DKCE) 95 MW-os CCGT egysége 2031-ig megmaradhat, bár kora már meg fogja haladni a 30 évet. Mindemellett, jelenlegi információk alapján 2019-ig szünetelteti villamosenergia-termelő tevékenységét. - Az egykori Pécsi Erőmű, ma a Pannonpower Holding leányvállalataiból álló erőműcsoport, amely biomassza alapon termel villamos energiát. A közelmúltban megtörtént korszerűsítés eredményeképpen a PANNONGREEN Kft. és a Pannon-Hő Kft. összesített 85 MW-ja 2030-ig figyelembe vehető. - A Bakonyi Erőmű (Ajka) régi erőműrészét a múlt század hatvanas éveinek elején 3x30 MW-os erőműrésszel bővítették. Itt is leválasztottak egy 30 MW-os kiserőmű-részt (Bakonyi Bioenergia Kft.), és a többi maradt öt géppel (12, , MW) 101,6 MW-os nagyerőmű. Az erőmű egy részét folyamán felújították, és a tervek szerint így 70 MW 2031-ig üzemben is maradhat. - Az ISD Power ipari hőszolgáltató erőműve (jelenlegi teljesítőképessége 64,5 MW) várhatóan továbbra is üzemben marad az általunk vizsgált időszakban. Gyorsindítású gázturbinák Az eredetileg gyorsindítású tartalékként épített, ma már tercier szabályozási tartalékként szolgáló három nyílt ciklusú gázturbinás (OCGT) egység néhány éven belül eléri tervezett élettartama végét. - A Lőrinci Erőmű (170 MW) működési engedélye dec. 31-én lejár. - A Litéri Erőmű (120 MW) működési engedélye dec. 31-én lejár. - A Sajószögedi Erőmű (120 MW) működési engedélye dec. 31-én lejár. Mindhárom erőműnél az üzemidő hosszabbítása műszakilag lehetséges, de a fejlesztési döntés a jövőbeli üzleti lehetőségek függvénye ben került üzembe a BVMT 8 összesen 116 MW teljesítőképességű kétblokkos, nyílt ciklusú gázturbinás erőműve (Bakonyi GT). Az alacsonyabb kihasználási óraszámra tervezett csúcserőművet mindhárom sarokévben figyelembe vesszük. Megmaradó nagyerőművek A megmaradó nagyerőművek jövőbeni teljesítőképességét a december 31- én nyilvántartott beépített teljesítőképességből kiindulva lehet összefoglalva megítélni (4. táblázat) Erőművek MW MW MW Paksi Atomerőmű Dunamenti Erőmű Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű BERT Csepeli Erőmű GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Erőmű Debreceni Erőmű Nagyerőművek összesen táblázat A megmaradó nagyerőművek várható bruttó beépített teljesítőképessége Látható, hogy a jelenleg meglévő 7000 MW-nyi nagyerőmű-parkból már tíz éven belül is csak mintegy 4800 MW maradhat meg, amely a vizsgált időszak végére 4000 MW alá csökkenhet. A már ma sem túl fiatal átlagéletkorú nagyerőmű-park jelentős része helyettesítésre szorul. Ez megtörténhet új - 16

17 nagy- vagy kiserőművek építésével, a meglévők felújításával, üzemidejük meghosszabbításával, de akár importforrásból is, ha a megfelelő hálózati kapacitások, valamint külföldi források rendelkezésre állnak. Kiserőművek Az 50 MW névleges bruttó villamos teljesítőképesség alatti kiserőművek megmaradó kapacitását külön érdemes vizsgálni. Nincs mód a sok száz kiserőmű tizenöt-húsz éves jövőjének egyenkénti értékelésére, ezért a fennmaradó teljesítőképesség alakulását csoportonként elemezzük, a maradó élettartamukra vonatkozóan a kiserőművi összevont engedélyük érvényességét véve alapul. - Geotermikus erőművek jelenleg még nem működnek hazánkban. - További megújulós csoportra jelen tanulmány az egyéb megújulós kiserőművek összefoglaló nevet használja. Ezek általában megújuló energiahordozót (szilárd, gáznemű vagy cseppfolyós biomasszát) eltüzelve termelnek villamos energiát és hőt. Ide rendeljük a hulladékot tüzelő erőműveket is. Megújulós kiserőművek A megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőműveknél is több csoport különböztethető meg. Elsőként az ún. primer megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőművek elemzése következik. - A szélerőművek egy részét biztosan helyettesíteni akarják majd a következő két évtizedben, mert a legalkalmasabb helyekre már sokkal nagyobb és korszerűbb egységek telepíthetők. A beépített 330 MW-ból másfél évtized múlva még nagyjából 200 MW-nak lesz érvényes engedélye. Feltehető (lásd a német példát), hogy a szélerőműtechnika fejlődésével a tulajdonosoknak érdemes lesz a leginkább szeles területeken a régi egységeket korszerűbbre cserélni. - Vízerőművek terén sok változásra nem számíthatunk. A már évtizedek óta üzemben lévő nagyobb (Tiszalök, Kisköre stb.) vízerőművek engedélye 2032-ig lejár, Üzemben maradásukra számítunk, és a kisebbeknél sem látunk okot leállításra. - Naperőműveink az utóbbi néhány évben jelentős fejlődést mutatnak első negyedévében kb. 250 MW-nyi volt üzemben, de 2016 évvégén, 2017 év elején összesen ezer MW-nál jóval több kérelem érkezett a MEKH-hez. Ezek teljes megvalósulása kérdéses, de jól szemlélteti a fejlődési irányt és annak mértékét. Egyéb nem-megújulós kiserőművek Ebbe a kategóriába leginkább a földgáztüzelésű kapcsolt termelésű kiserőművek tartoznak, melyek a villamosenergia-igény mellett elsősorban a hő kiadásával foglalkoznak. A hőigénye szerint irányított technológiák (hőtárolás gyakorlatilag nincs), a földgázzal üzemelő berendezések több csoportra oszthatók (gázmotoros, CCGT és gázturbinás, valamint gőzturbinás kiserőművek). A tanulmányban összesítetten jelennek meg ennek a kategóriának az értékei. A kapcsolt villamosenergia-termelés részaránya 2002 és 2006 közt meredeken nőtt, majd a fejlődés megtört, és 2010 óta csökkenés tapasztalható. A év környékén fellendült erőműpark jelentősen szűkülhet, 2020 és 2022 közt a most meglévő engedélyek több mint fele lejár, mértéke 2032-re gyakorlatilag a töredékére esik vissza. Kapcsolt termelés nélkül a távfűtés nem életképes Magyarországon sem. Feltehetően nagy fűtőerőműveket már nem építenek új távfűtésekhez, a kiserőművek pedig fajlagosan elég drágák. Ezért elterjedésük támogatást igényelt. A közeljövő energiapolitikai döntéseitől, a magyar energetika reformjától igen sok függ. - 17

18 Megmaradó kiserőművek A megmaradó kiserőművek összesített BTje 2027-re a most meglévő 1500 MW-ról nagyjából 800 MW-ra, 2032-re mintegy 500 MW-ra csökken. Legnagyobb csökkenés várhatóan a földgáztüzelésű kapcsolt termelésű kiserőművek körében fog bekövetkezni, és leginkább az újonnan telepített időjárásfüggő megújulók (szél- és naperőművek) jelenleg is termelő egységei maradhatnak meg Erőműves beruházások A magyarországi erőműpark működési engedélyei lejáratának vizsgálata után áttekintjük a 2027-ig és 2032-ig várható erőművek létesítését, az építési lehetőségeket, az új beépített bruttó névleges villamos teljesítőképességeket. A hosszú távú biztonságos villamosenergiaellátás fenntartásához megvizsgálandó, hogy december 31-hez képest közelítőleg mekkora új villamosenergiatermelési kapacitást (bruttó teljesítőképességet) kellene teremteni. A meglévő erőművek várható bruttó névleges beépített villamos teljesítőképességének időbeni jelzéséből és a szükségesnek látszó összes teljesítményből kiszámítható, hogy mennyi új teljesítőképességre lenne szükség (5. ábra). Az előző évekkel ellentétben előrejelzésünkben több erőműhiányos forrásoldalú forgatókönyvet vizsgáltunk meg, A, B, C és D jelöléssel. 5. ábra A megmaradó források és a várható csúcsterhelés Látható, hogy nagy valószínűséggel egy évtized alatt legalább mintegy 5300 MWot kell létesíteni, tizenöt év alatt pedig valamivel több mint 7000 MW-ot. Természetesen árnyalja a képet, hogy ezek egy részére megoldás lehet a most - 18

19 meglévő erőművek élettartamának meghosszabbítása, vagy a hiányzó kapacitások egy részének külföldről való biztosítása is. Nagyerőmű-létesítések Az eddigiek alapján lényegében két primerenergia-hordozóra lehet a mai körülményeket ismerve gondolni: földgázra és hasadóanyagra. Olajra és szénre aligha, így ezek lényegében elhagyhatók. A folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz például az OCGT technológiával megvalósuló gázturbinákhoz használható, a szén pedig csak a harmincas évektől lehet inkább hazai tüzelőanyag. (A Nemzeti Energiastratégia utal ezzel kapcsolatban a tiszta szén és a CO2-leválasztási és -tárolási technológiák jelentőségére.) Nagyerőműveket feltehetően tizenöt év alatt nem építenek majd hazánkban megújuló energiaforrásokra alapozva. A korábban tervezett nagy vízerőművek megvalósulására egyelőre nem lehet reálisan számítani. A jelenlegi feltételek mellett kicsi az esély arra, hogy nagy tárolós erőmű fog üzemelni, de szükségesnek látszik a nagy teljesítőképességű energiatározó létesítése hazánkban hosszú távon. A tárolást illető nemzetközi együttműködés meglehetősen bizonytalan, részben mert az érintett régiós országok is hasonló gondokkal szembesülnek, részben mert ily módon kiszolgáltatottá válnánk, ami ellátásbiztonsági és gazdasági kockázatokkal járna. Nagyerőművek földgáztüzelésre Az egyik legvalószínűbb erőműtechnológia, földgáz esetében, továbbra is a nagyerőműveknél a kondenzációs, összetett, gáz- és gőz-körfolyamatú (CCGT) megoldás lehet. Erőmű BT, MW Egység Típus Megjegyzés Tisza II CCGT átalakítás Szeged CCGT új helyen Almásfüzitő CCGT új helyen Összesen 2032-ig táblázat Nagyerőmű beépítési lehetőségek (ismertek) földgázra Az eddigiek ismeretében tehát mintegy 3000 MW ilyen erőmű épülhet a következő másfél évtizedben Magyarországon (5. táblázat). A beruházói szándéknyilatkozatok alapján a táblázatban említett teljes kapacitás megvalósulna 2024-re. Úgy látszik, hogy a Paksi Atomerőmű nagyblokkos bővítéséig csak ilyen CCGT nagyerőművi egységek épülhetnek hazánkban, tehát a földgáz válik a legfontosabb energiahordozóvá. Tekintettel arra, hogy a hatásfok garantált állapotban már 57-59% (néha 60% vagy még nagyobb) lesz, a földgázfelhasználás nem nő arányosan ezekkel az erőművekkel (beleértve a meglévőket). Évi átlagban 3000 óra/év körüli kihasználással és sok indítással 52-54% átlagos hatásfok még elérhető. Nagyerőművek hasadóanyagra A év elején megszületett a szándéknyilatkozat a magyar és az orosz fél közt a paksi kapacitás fenntartásáról. Ez alapján 2 db 1262 MW-os egység kerül üzembe, melyek elég közel állnak a Magyarországon működő VVER rendszerhez. Az első ilyen egységek már épülnek a Szentpétervárhoz közeli atomerőműben, és feltehetően az évtizedünk közepén már megfelelő tapasztalatok állnak rendelkezésre. Nagy - 19

20 kérdés, hogy a húszas években mikor helyezik üzembe hazánkban az első és a második új blokkot. Mindenesetre a húszas évek második felében feltétlenül számolni kell legalább egy egységgel. Bár a jelenleg meglévő beruházói szándék re és 2025-re várja a blokkok üzembe kerülését, jelen tanulmány erőműhiányos forrásoldalú verziójában egy olyan változat is megvizsgálásra került, amely 2032-ig egy gép megvalósulásával számol, és azzal is csak 2027 után. A nagy egység-teljesítőképesség miatt ki kell egészíteni ezt a fejlesztést a tercier szabályozási tartalékok növelésével. Ez lehet nyílt ciklusú gázturbina-park, mint eddig, de lehet vásárolt tercier szabályozási tartalék is más, szomszédos szabályozási zónákból. A drága, de alacsony növekményköltségű atomerőművek kellő kihasználásához szükség lehet tárolós megoldásokra, így például a kézenfekvő szivattyús-tározós vízerőműre. Arra is fel kell készülni, hogy nagy atomerőműves termelési részarány mellett az atomerőmű-kihasználás csökkenni fog (talán nem a mostani francia óra/évre, de elmaradva az atomerőművünk jelenlegi óra/év kihasználásától). Lehet, hogy egy ilyen tárolós megoldás egyéb célból például a szél- és naperőművekhez szóba jön, azonban egy ilyen drága tároló csak rendszeres napi vagy heti ciklusokkal való működésben lehet gazdaságos, ezért jobb a nagy volumenű tárolást az atomerőművekhez igazítani. Kiserőmű-létesítések A megújulós kiserőművek létesítéseinek elemzésében mind a szabályozói környezet változásait, a szabályozói szándék várható alakulását, mind az elmúlt évek tapasztalatait figyelembe kell venni. Ezért az elmúlt években alkalmazottakkal ellentétben az erőműhiányos forrásoldalú forgatókönyvben a kiserőművekkel kapcsolatban több változat is megvizsgálásra került. Az eltérések a nap-, illetve a szélkapacitások változtatásából fakad. Bár a 2016 szeptemberében olyan rendeletmódosítások jelentek meg a Magyar Közlönyben, amelyek jelentősen megnehezítik a szélerőműparkok építését, azonban az európai tendenciák alapján nem lehet eltekintheti a jövőben esetleges növekedésüktől, ezért jelen elemzésünk említett változataiban akár MWnyi szélerőműves BT-t is figyelembe veszünk hosszú távon. Az előző néhány évben a naperőművek száma ugrásszerűen megnőtt, az elmúlt időszakban pedig több ezer MW-nyi kötelező átvételi kérelem érkezett a MEKHhez. Ezt figyelembe véve a 2032-re a különböző változatokban MW BT megvalósulását becsültük. Ez nem tűnik elképzelhetetlen mennyiségnek. Még akkor sem, ha nem alakul ki e technológiának egy újfajta támogatási formája. Vízerőművekkel kapcsolatban nem látszik jelentős beruházásra lehetőség. Az egyéb megújulós erőművekbe való beruházásoknál jelentős szerepe lesz a közeljövő energiapolitikai döntéseinek, a támogatási rendszer kialakulásának. Az egyéb nem-megújulós erőművek (földgázos kapcsolt termelés) esetében jórészt a megújulós kapcsolt termelésű erőművek jelenthetik a helyettesítést, ezért viszonylag kevés ilyen egység építésére számíthatunk a következő két évtizedben. Mint láttuk a leállításoknál, elég sok gázmotoros, földgázos megoldás megszűnhet, ha a támogatás nem megfelelő, de azért néhányat helyettesíthet új egység is. A kisebb gázturbinás megoldásoknál nagyobb lehet a fejlődés, de elsősorban ezen a területen is a helyettesítések adhatják az új egységek többségét. Viszonylag nagy biztonsággal feltételezhető, hogy földgázra tisztán gőzturbinás új megoldással nem helyeznek üzembe a következő két évtizedben egységeket hazánkban. - 20

21 MW MW MW Szélerőmű Vízerőmű Naperőmű Egyéb megújuló Egyéb nem megújuló Összes kiserőmű táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2032-ig, optimista forrásoldalú változat Az optimista forrásoldalú forgatókönyvben egy változat lett megvizsgálva a kiserőművek tekintetében (6. táblázat), az erőműhiányos forrásoldalú forgatókönyvekhez azonban 3 féle változat is készült, amelyet a 7. táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2032-ig, erőműhiányos forrásoldalú változatok szemléltet. A és B forgatókönyv C forgatókönyv D forgatókönyv MW MW MW MW MW MW MW MW MW Szélerőmű Vízerőmű Naperőmű Egyéb megújuló Egyéb nem megújuló Összes kiserőmű táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2032-ig, erőműhiányos forrásoldalú változatok - 21

22 3. E l ő r e j e l z é s e k o p t i m i s t a f o r r á s o l d a l ú v á l t o z a t Előrejelzésünk optimista forrásoldalú változatában az összes (szándéknyilatkozat, kötelezettségvállalási nyilatkozat, csatlakozási terv alapján) számításba vehető erőmű-beruházások, valamint a jelenleg is termelői engedéllyel rendelkezők jövőre vonatkozó nyilatkozatainak derűlátóbb forgatókönyvei hatását vizsgáljuk a teljesítőképesség- és az energiamérlegekre Teljesítőképesség-mérlegek Rövid táv (2022) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport (Pécs) Debreceni Erőmű Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2022) A 8. táblázat az ismertetett leállítások és korábban jelzett fejlesztések alapján a 2022-re várható teljesítőképesség-mérleget szemlélteti. Az új fejlesztéseket (zölddel) kiemeltük. Az ENTSO-E Adequacy Methodology ( Megfelelőség-minősítési Eljárásrend ) értelmében egy adott szabályozási területen az átviteli rendszerirányító által fenntartott tartalékokon és üzembiztonsági szolgáltatásokon túl olyan maradó teljesítmény megléte is szükséges, amellyel biztosítható a rendszer 99%-os biztonságos működése a villamosenergia-piac számára is elérhető kapacitások által. A teljesítőképesség-mérleget tartalmazó táblázatokban a kiszolgálható csúcsterhelés a rendszer azon maximális - 22

23 terhelhetőségét jelzi, mely még fedezhető kizárólag a hazai erőműparkból. Látható, hogy a beépített teljesítőképességet figyelembe véve nagyjából 6100 MW-nyi csúcsterhelés kiszolgálására lehet elég a Magyarországon rendelkezésre álló erőművi park. Tekintve, hogy a prognosztizált csúcsterhelés 7000 MW körüli, ezért megállapítható, hogy a korábban említett eljárásrend alapján további nagyjából 1000 MW-nyi csúcsidei importra is szükség lehet a fogyasztók biztonságos ellátásához. A villamosenergia-hálózatnak tehát legalább ekkora teljesítmény külföldről történő behozatalára képesnek kell lennie. Ez a mennyiség új beruházásokat nem generál, hiszen napjaikban az átviteli hálózat ennél lényegesen több import behozatalát is el tudja látni. Természetesen, ahogy minden más esetben is, operatív időtávon jelentős eltérések lehetnek, hiszen a piac, az időjárásfüggő erőművek termelése, valamint a hálózat aktuális állapota is markánsan befolyásolhatja az egyes napok kialakuló energiamixét. Mint korábban ismertettük, számos új erőmű létesítése van legalábbis tervek szintjén napirenden. E változat értelmében nagyjából 3500 MW új kapacitás létesül, a nagyerőművek mintegy 1300 MW-tal, a kiserőművek pedig több, mint 2000 MW, leginkább naperőművi fejlesztéssel veszik ki a részüket. A beruházói jelzések alapján két kombinált ciklusú, földgáztüzelésű blokkos beruházást vettünk figyelembe. Az egyik a szegedi telephelyeken létesítendő zöldmezős beruházás, a másik a Tisza Erőmű tervezett CCGT bővítésének első üteme. ezeket a beruházásokat nem rangsoroltuk, így az optimista forrásoldalú változatban valamennyi jelzett új blokkot feltüntettük a táblázatban. A termelői súlypontokat a 6. ábra szemlélteti. A megújulós kiserőművek létesítéseire vonatkozóan mind a szabályozói környezet változásait, a szabályozói szándék várható alakulását, mind az elmúlt évek tapasztalatait figyelembe kell venni. 6. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW]

24 Középtáv (2027) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks II Dunamenti Mátrai Erőmű Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport (Pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Almásfüzitő Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2027) Látható, hogy több mint 8500 MW új kapacitás létesülhet tíz év alatt, ha a most jelzett beruházói szándékok megvalósulnak. A nagyerőműveknél földgáztüzelésű, főleg kondenzációs CCGT blokkokkal számoltunk, bár ezek egy része már a évi rövid távú teljesítőképesség-mérlegben is megjelent. A középtávú mérlegben CCGT technológiát tekintve Almásfüzítői zöldmezős beruházás, valamint a Tisza II. Erőmű bővítésének második és harmadik üteme szerepel új elemként. Ebben az időtávban megjelennek a leendő új paksi blokkok, ahogy ezt a beruházó jelezte a rendszerirányító felé. Bár egyelőre határozott szándékról nincs információ, de feltételeztük ezen blokkok egységteljesítőképességének megfelelő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékot is. Ehhez, a meglévő egységek mellett, 700 MW új erőművi teljesítőképességre, esetleg külföldön lekötött kapacitásokra van szükség. A termelői súlypontokat a 7. ábra szemlélteti. A selejtezések okán 5600 MW körülire csökkenhet a hazai erőművek megmaradó beépített teljesítőképessége. Az új kapacitásokat is figyelembe véve némi exportálható többletteljesítőképességgel rendelkezhetünk, hiszen a várható csúcsterhelés 7300 MW - 24

25 körül alakul, a maradó teljesítményre vonatkozó, az előzőekben említett, igény pedig még közel 8600 MW-os csúcsterhelés esetén is teljesülhet. A különböző okok miatt hiányzó teljesítőképesség, valamint a piaci szereplők viselkedése persze eredményezheti azt, hogy a hazai villamosenergia-rendszerben ennek ellenére megjelenik az import villamos energia. Természetesen egy évtizedes távlatban bizonytalan a csúcsterhelés növekedésének mértéke, de megfigyelhető, hogy a beruházások szükségessége jobban függ az erőművi selejtezések, leállítások miatt kieső kapacitásoktól. Arra azonban már számítani kell, mint ahogy az már 2015-ben megtörtént, hogy az éves csúcs nyárra eshet majd, amikor technológiától függően a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésű egységek kapacitásértéke korlátozott. 7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW]

26 Hosszú táv (2032) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks II Mátrai Erőmű Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport (Pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Almásfüzitő Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2032) Látható, hogy a harmincas évek elejére, azaz 2032-ig akár 9500 MW új kapacitás létesülhet befektetői környezettől függően hazánkban, melynek jelentős része nagyerőművi beruházás, de markáns növekedés lehet naperőműves BT területén is. A középtávú mérleghez képest azonban új nagyerőművi beruházásról nincs információ, így csak a kiserőművi fejlődés mintegy 1000 MW-nyi új kapacitása szerepel, melynek jelentős része a fotovoltaikus rendszerek fejlődése. Mindezek eredőjeként a villamosenergiarendszerünkben összesen MW együttes névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőmű üzemelne ben, ha az összes jelzett beruházás megvalósulna. Ez a teljesítőképesség valamivel nagyobb, mint amennyit a várható nagyjából 7600 MW csúcsterhelés igényelne. - 26

27 8. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW]

28 3.2. Várható energiamix Rövid táv (2022) A várható erőművi összetételt és a villamosenergia-igényeket figyelembe véve összeurópai adatbázison alapuló számítási modellel felrajzolható egy helyzetkép, amely a különböző erőműfajtákra vonatkoztatva ad energetikai információt. A modell részletes ismertetését az M2. melléklet tartalmazza. A modell segítséget nyújt a különböző időtávokra meghatározni az egyes országok várható éves export-import szaldóját, a különböző szabályozási területeken belüli villamosenergia-termelés erőműtípusok közötti eloszlását. A Magyar Villamosenergia-rendszer fogyasztói igényeinek előrejelzése, 2017 c. tanulmány adatait felhasználva a évre 43,6 TWh 9 a várható bruttó villamosenergia-felhasználás, amelyből 12,3 TWh lehet importból ellátva. A 9. ábra és 10. ábra látható a magyarországi bruttó villamosenergia-termelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás az erőművek tüzelőanyag-felhasználás szerinti bontásában. 9. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2022) 10. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2022) A teljesítőképesség-mérlegek ismertetésénél már bemutattuk a számításba vett új földgáztüzelésű kombinált ciklusú blokkokat. Ebben az esetben a következő öt évben jelentős földgázra alapozott erőmű-kapacitás létesítését feltételeztük, részben meglévő telephelyen (Tisza), részben zöldmezős beruházással. Azonban ezen új CCGT erőművek kereskedelmi üzembe kerülése - 28

29 sem tudja a modellben az ilyen típusú erőművekből származó villamos energia részarányát 17% felé emelni. A villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlásának szerkezete némileg változott a évhez képest, ami azt jelenti, hogy az atomra és lignitre épülő termelés együttes részaránya majd 7%-kal csökkent, míg a kiserőművek részesedése, főleg a megújulók térnyerésének következtében, nagyságrendileg ugyanennyivel nőtt. Ezen modell alapján megállapítható az is, hogy hiába épültek új CCGT egységek, az azokból származó villamos energia ára egyáltalán nem biztos, hogy versenyképes lesz. Az egységes adatbázison alapuló, az ENTSO-E által kidolgozott modell segítségével számítottak alapján megállapítható, hogy jelen forgatókönyvben a magyarországi villamosenergia-termelés jelentős része továbbra is nukleáris és lignit alapokon nyugszik. Ezek alaperőművek, amelyek nagy állandó költségük hatását a jelentős évi kihasználásukkal ellensúlyozzák. Mivel a növekményköltségük jóval alacsonyabb a többi fosszilis tüzelésű erőműnél, ezért az ismert piaci rendszerben kihasználásukat legfeljebb a kötelező átvételek, illetve a közel nulla növekményköltségű megújulós erőművek (víz-, szél- és naperőművek) mérsékelhetik. Hangsúlyozni kell azonban, hogy másfél évtized alatt ezen alaperőművek pótlásra szorulnak. Az atomerőmű helyettesítésének folyamata elindult, de ez még nem mondható el az atomerőműnél másfél évtizeddel idősebb ligniterőműről, amely pedig az egyetlen nagyobb létesítmény, amely a jelentős hazai primerenergia-forrásunk feldolgozására képes. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya 24% körüli lehet, ami elsősorban a feltehetően legalább részlegesen megmaradó támogatásoknak lesz köszönhető. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergiakiadási aránya ugyan 6%-ra mérséklődhet, de ez főleg a kisebb hő kiadásának eredménye lehet, és csak részben tudható be a támogatás módosulása miatt leálló gázmotoroknak. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya elérheti a 15%-ot a korábbi évek 7-9% körüli értékéhez képest. Ez igen jelentős növekedés, különösen akkor, ha azt tekintjük, hogy már csak két megmaradó nagyerőműben (Mátrai és Ajkai Erőmű) lett figyelembe véve biomasszás együttes tüzelés. A várható intézkedések hatására elsősorban a kiserőművekben hasznosítják a jövőben a megújuló energiaforrásokat. Az ún. primer megújuló kiserőművek (ideértendők a víz-, a szél- és a naperőművek) villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti a 12%-ot. Ez elsősorban a szél- és a naperőművek fejlődésének lesz az eredménye. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 3100 óra/év körül lehet. (Tavaly 3650 óra/év volt.) A kiserőművek helyzete nagyban függ a támogatási környezettől. Gazdaságos működésükhöz szükséges támogatási rendszer esetén jelentősen javulhat a kihasználtságuk. Mivel a villamosenergia-termelés összetétele hasonló a évihez, ezért sem primerenergia-felhasználásban, sem CO2 kibocsátást tekintve nem történik drasztikus változás. Középtáv (2027) A következő két (11. ábra és 12. ábra) ábra tízéves távlatban a évre várható forrásoldali bruttó villamosenergiatermelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlásáról ad tájékoztatást, amely erre a sarokévre várható értéke 44,8 TWh 10, amely ellátására minimális, 1 TWh importra is szükség lehet. - 29

30 11. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2027) 12. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2027) Tíz év alatt az új gázturbinás fejlesztések mellett, jelenlegi ismeretek szerint, megjelenik Paks II. mindkét blokkja, valamint a szükséges tartalékkapacitás (akár belföldről, akár külföldről), és természetesen a kiserőműves bővülés jelentős lehet. A lignitet felhasználó erőmű blokkjainak leállításával a szénerőművek lényegében eltűnnek a magyar forrásoldali palettáról. A jelenlegi import minimálisra csökkenhet, sőt a piaci viszonyok és a beruházói szándékok változása akár azt is jelentheti, hogy Magyarország éves összesítésben akár exportos is lehet. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya csökkenhet, ennek ellenére az innen származó villamosenergia-kiadás mértéke nőhet. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergiakiadási aránya jelentősen függ az esetleges támogatási rendszertől. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 17% körüli érték lehet. A primer megújuló kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából meghaladhatja a 11%-ot. Ez a kiserőművek elsősorban a naperőművek további terjeszkedésének köszönhető. A villamosenergia-termelés szerkezete jelentősen megváltozik a Mátrai Erőmű leállásával. Az atomerőművi termelés veheti át a helyét, így a paksi blokkok adhatják a hazai bruttó villamosenergiatermelés majd 70%-át. A CCGT erőművek működéséhez továbbra sem kedvezőek a piaci feltételek, ezért, bár hatásfokuk magas és bírnak a szabályozáshoz szükséges rugalmassággal, kihasználtságuk így is elég alacsony. - 30

31 Hosszú táv (2032) A 2032-re várható villamosenergiatermelés és -felhasználás forrásmegoszlása (13. ábra és 14. ábra) az előző sarokévihez hasonló. A várható bruttó villamosenergiafelhasználás 46,6 TWh 11, amely ellátására minimális, 1,5 TWh importra is szükség lehet. 13. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2032) 14. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2032) Hosszú távú nagyerőműves beruházásról nincs információ. Amelyek idáig megjelentek, azok a jelenlegi tervek szerint 2027-ig megvalósulnak A kiserőműves létesítéseknél ebben az időtávban leginkább a naperőműves növekedést vettük figyelembe, hiszen a támogatási struktúra egyik évről a másikra jelentősen befolyásolhatja kiserőművi BT összetételét. A villamosenergia-termelés jelentős része nukleáris alapokon nyugszik. A 20-as évek első felében épült új CCGT erőművek, kis túlzással, csak annyit működnek, amennyi a rendszerszintű szolgáltatások kielégítéséhez szükséges. Természetesen ehhez megfelelő piaci-támogatási struktúra szükséges. Az importszaldó mértéke jelentősen függhet az új paksi blokkok, valamint az addig épült új CCGT egységek piaci lehetőségeitől, kihasználási óraszámuktól. Ez akár exportszaldót is eredményezhet. A régiós kereskedelmünket nagyban befolyásolhatja, ha másutt is épülnek atomerőművek (Lengyelország, Csehország, Szlovákia, Románia, Bulgária stb.) a húszas évek végéig. A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya kismértékben növekedhet (23%) a középtávú mérlegben jelzett szinthez (21%) képest, annak következtében, hogy újonnan csak ilyen méretű erőművek jelentek meg a rendszerben. Ennek csak kisebb hányadát - 31

32 teszik ki a gázmotorok, a gázturbinás és kombinált ciklusú kiserőművek, valamint a gőzturbinák. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 19%, a primer megújuló erőművek hányada majd 14%. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat inkább elméleti lehetőség, hiszen feltételezhetően jóval az itt jelzett szint alatt alakul a ténylegesen megvalósuló erőművi beruházások összes teljesítőképessége Szabályozási kérdések Peremfeltételek Hazai teljesítmény és termelés Az elemzésben az új erőművi beruházások esetében a rendszerszintű szabályozási tartalék és energia szolgáltatás szempontjából optimálisnak tekinthető, ha az év 8760 órájára vonatkoztatva átlagosan 75-85%-os termelői kapacitás kihasználtsággal számolunk. Abban az esetben, ha az új erőművi egységek a beépített teljesítményük 50 %-os és 100 %- os értéke közötti tartományon belül (szabályozási tartomány) térnek el az átlagos kihasználtságtól, akkor a fel és le irányban rendelkezésre álló szabályozási tartalék kapacitás bár átrendeződik, a teljes szabályozási tartomány (fel és le irány együtt) nem módosul. A gáz felhasználású egységek esetében 75%-os, míg az alaperőművek esetében a karbantartások figyelembevételével közel 100%-os terhelési munkapontot feltételeztünk. Bár a rendszerterhelés esetében a téli és nyári időszak a csúcsterhelést tekintve egyre kevésbé tér el egymástól, az üzemelő erőművi egységek tekintetében a kapcsoltan hőt és villamos energiát termelő egységek a nyári, nem fűtéses időszakban nem termelnek. A vizsgálat alapját képező 2022, 2027 és 2032-es évek esetében a nyári időszakokra feltételezhető termelési és tartalék rendelkezésre állási állapotok kerülnek elemzésre. A megújuló energiaforrást felhasználó termelők esetében az időjárásfüggő termelők tartalékként rendelkezésre állásuk felhasználói igénytől való függetlensége miatt nem, vagy csak korlátozottan kerültek figyelembevételre. Az időjárásfüggő termelés bizonytalanságát két közel sem ritkán előfordulható szélső állapot jellemzi. Ezeket az egyes években feltételezhető időjárásfüggő beépített teljesítőképesség kiadott teljesítménye nemzetközi tapasztalatok alapján figyelembe vett maximális és minimális értéke. Ezen termelők rendelkezésre állásának nagy bizonytalansága beépített teljesítőképességükkel megegyező mértékű hagyományos erőművi teljesítőképesség rendelkezésre állását igényli. Ugyanakkor a felhasználói igényektől független és azt meghaladó mértékű termelésük jelentős exportálandó energiát jelenthet, vagy más erőművek időszakos korlátozását teheti szükségessé. Az ismertetett szcenáriók elsősorban a fotovoltaikus termelés nagymértékű elterjedését valószínűsítik. Ezen egységeknél rendszerirányítási szempontból meghatározó szempont a teljesítményszabályozási, korlátozási képesség. Erre vonatkozóan a csatlakozás feltételeit szabályozó előírások figyelembevételével és a jelenlegi ismeretek alapján a KÁT engedélyezési eljárásban január 1-ig elbírált vagy elbírálás alatt lévő engedélyek adnak támpontot. Rendszerterhelés A korábbi téli és nyári szezonalitás egyre kisebb mértékű eltérése következtében a csúcs rendszerterhelésben nem, kizárólag a vizsgált nap terhelési görbéjének alakulásában különböztethető meg egyértelműen a két időszakban. Az ismertetésre kerülő eseteknél a legvalószínűbb, az alapváltozat szerinti - 32

33 növekedési ütemnek megfelelő nyári rendszerterhelési görbék kerülnek ábrázolásra. Import és export A hazai erőművi egységek vagy zsinór villamosenergia-termék előállítására lettek tervezve azaz tartósan magas minimumterhelés-igénnyel rendelkeznek, vagy napon belül időszakos üzemre, úgynevezett csúcsüzemi termelésre. Az utóbbi időben a felhasznált földgáz primer energiahordozó magas ára nem tette lehetővé a hosszabb távon fenntartható, folyamatos üzemelést az előállított villamos energia alacsony piaci ára miatt. Ezek az erőművek versenyképtelenné váltak az európai belső villamosenergiapiacon, a 2008-as gazdasági válság eredményeként stagnáló villamosenergiafelhasználás miatt. Az utóbbi évben ez a folyamat irányt váltott, és a kihasználás növekedése figyelhető meg. Az elmúlt éveket tekintve az import villamos energiából biztosított hazai felhasználás már stagnálni látszik 30% körüli értéken. A hazai termelői kapacitás érvényesülését a villamosenergia-piaci árak következtében minden esetben jelentős mértékben befolyásolja a rendelkezésre álló import és export kapacitás. Abban az esetben, ha jelentős import jelenik meg a hazai rendszerben a szabad piaci értékesítés következtében, akkor az hazai feltételezhetően drágább villamosenergia-termelést szorít ki, amely a másodlagos piacként funkcionáló rendszerszintű szolgáltatások piacának kínálati oldalára is jelentős hatást gyakorol. Az itt felsorakoztatott kockázatok egyaránt érvényesek az új erőművi beruházásokra. Szabályozási és üzembiztonsági tartalékok Új erőművi beruházások hiányában nem kizárólag az import villamos energiától való függés nő tovább a magyar villamosenergia-rendszerben, hanem üzemelő, rendszerszintű szolgáltatást nyújtó erőművi egységek hiányában jelentős többletköltséget jelenthet a szükséges szabályozási tartalék előírásoknak megfelelő mennyiségben történő biztosítása is. Kínálat hiányában a piaci árak, a termékek megfizethetősége válik kérdésessé. A várható erőművi leállítások, üzemszünetek vagy szakaszos üzemelés több olyan erőművet fenyeget, amely kiegyenlítő szabályozásban, vagy üzembiztonsági tartalékszolgáltatásban vesz részt. Megfelelő piaci környezet, illetve erőművi beruházások hiányában komoly problémát, illetve többlet költséget okozhat a szinkron villamosenergiarendszerbeli frekvencia tartási kötelezettség teljesítése, illetve a megfelelő mennyiségű szabályozási tartalék fenntartása, és nem utolsó sorban a felhasználók számára megfelelő minőségű villamos energia biztosítása. A feszültség minőség elengedhetetlen feltétele a villamosenergia-rendszer feszültség és meddő teljesítmény szabályozására alkalmas termelő gépegységek üzeme az átviteli hálózat bizonyos pontjaiban. Az átviteli rendszerirányító számára rendelkezésre álló szabályozási tartalék az egyes erőművek aktuális termelése, valamint a legkisebb és legnagyobb még kiadható teljesítmény alapján kerül meghatározásra. A vizsgálatok során mindhárom évben vagy a már ismert szélsőértékek kerülnek figyelembevételre, vagy a hatályos előírások szerint fenntartandó kapacitás tartományok. Mivel a megújuló energiaforrást felhasználó termelők egyrészt támogatott termékeket értékesítenek, másrészt az időjárástól függő termelői kapacitás évrőlévre jelentősebb hányadot képvisel, a tartalék számítások során mint rendelkezésre álló kapacitás nem vagy csak korlátozottan kerültek figyelembevételre (az ábrákon Megújuló termelés -ként szerepel). A rohamos ütemben terjedő fotovoltaikus termelő egységek kiadott teljesítményük szabályozására várhatóan csak kis hányadban lesznek képesek, jellemzően a nagyobb egység teljesítményű háztartási méretet meghaladó egységek és kizárólag le irányú tartalék biztosítására lesznek képesek. A háztartási méretű (HMKE) fotovoltaikus termelők kiadott teljesítménye megfelelő műszaki követelmények teljesítése mellett is csak korlátozható lehet. - 33

34 Az egységes európai villamosenergia-piac megteremtése érdekében az Európai Parlament döntésével összhangban a Network Code kidolgozási folyamatának keretein belül megkezdődött az egységes műszaki és piaci működési alapelveket lefektető szabálygyűjtemény megalkotása. Ezek egyikeként a rendszerirányítói tartalékok műszaki követelményeit, méretezési eljárását a Guideline on electricity transmission system operation (továbbiakban: SO GL) tartalmazza, melynek hatályba lépése szeptember 14. volt. A szabályozási tartalékok igénybevételére vonatkozó egységes követelményrendszert az Electricity Balancing Guideline fogja tartalmazni, melynek hatályba lépése várhatóan 2017 év végén megtörténik Az SO GL négy tartalék típust különböztet meg az igénybevétel módja és típusa alapján. A továbbiakban primer szabályozási tartalék esetében Frequency Containment Reserve-ről (FCR), szekunder szabályozási tartalék esetében automatic Frequency Restoration Reserve-ről (afrr) és tercier szabályozási tartalék esetében manual Frequency Restoration Reserve-ről (mfrr), illetve Replacement Reserve-ről (RR) beszélünk. Ezen tartaléktípusok pontos műszaki definiálását követően szükséges a hazai szekunder és tercier szabályozásra képes egységek kapacitásainak osztályozása. A későbbiekben ismertetésre kerülő ábrákon a várhatóan szükséges szabályozási tartalék ( Előírt (Fel), illetve Előírt (Le) ) meghatározása a 2022-re már az SO GL elvei alapján történt. A teljesíthetőséget vizsgálva ( Jelenlegi (Fel), Jelenlegi (Le) ) és a beruházások által nyújtható kapacitások hangsúlyozása érdekében az újak ( Új(Fel) és Új(Le) ) külön kerülnek ábrázolásra. Fontos azonban ezek esetében megemlíteni azt, hogy bár a kiegyenlítő szabályozási szolgáltatások itt együttesen kerülnek megjelenítésre (FCR, afrr, mfrr tartalék), azok egymást egyáltalán nem vagy csak részben helyettesíthetik eltérő funkciójuk miatt. Az ábrákon szereplő rendelkezésre álló, irányonkénti szabályozási tartományok aránya a vizsgálatok során beállított termelői munkapontok, valamint az üzemelő egységek számának függvénye, amelyet az import villamos energia aktuális piaci ára befolyásol és, amely jelen elemzés keretei között nem becsülhető. Az ábrákon feltüntetésre kerül a különböző szcenáriók alapján számba vehető erőműpark teljes, magyar villamosenergia-rendszerben igénybe vehető teljesítőképességének (IT) mértéke is, amely nem tartalmazza az időjárásfüggő termelők rendelkezésre álló teljesítőképességét annak bizonytalansága miatt. Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok Rövid táv (2022) A fentebb ismertetetteknek megfelelően az új erőművi kihasználtság, valamint a 2022-ben még üzemképes erőművek rendelkezésre állása alapján export kapacitással is számolhatunk a magyar villamosenergia-rendszerre vonatkozóan, amely legfeljebb 1200 MW lehet. Feltételeztük a földgáz primer energiaforrással rendelkező meglévő, és újonnan épült erőművek versenyképes termelését, az import energiával szemben ben a jelenlegi tendenciák folytatásaként várhatóan már jelentős mértékű (2000 MW) fotovoltaikus termelés lesz beépítve a magyar villamosenergiarendszerben (VER). A háztartási méretű kiserőműveket (HMKE) nem tekintjük az elemzés során szabályozhatónak ben HMKE típusú fotovoltaikus termelők feltételezett elterjedése 500 MW, míg központi teljesítményszabályozásba részben bevonható (700 MW), le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 1500 MW-ra becsülhető. A tervváltozat nem számol 2022-ben a jelenlegihez képest további időjárásfüggő szélturbinás teljesítőképesség megjelenésével a rendszerben. Az elemzésre kerülő nyári nap során azzal a - 34

35 feltételezéssel éltünk, hogy a Paksi Atomerőmű (472 MW), valamint a Mátrai erőmű (206 MW) egy-egy blokkja éves tervszerű karbantartás miatt nem áll rendelkezésre. A VER-ben növekvő időjárásfüggő beépített teljesítőképesség üzeme növelni fogja a rendszer szabályozási tartalék igényét, amelyet az SO GL alapján történő szükséges szabályozási tartalék méretezési folyamata figyelembe vesz. A rendelkezésre álló szabályozási tartalékok tekintetében egyértelműen kijelenthető, hogy erőművi beruházások hiányában a feltételezett üzemállapotok alapján nem csak irányonként, de együttesen a teljes tartományra vonatkozóan sem lesz elegendő a tartalékok mennyisége az igényhez képest. Abban az esetben azonban, ha az új erőművi beruházások teljesülnek, akkor a feltételezett üzemállapotok mellett túlkínálattal lehet számolni. Az időjárásfüggő termelés rendelkezésre állásának bizonytalansága két szélső termelési állapot bemutatásával történik. Az első (15. ábra) változatban a várt beépített teljesítőképesség mellett elvi maximumként termelt energia jelentős többletet jelent a hazai igényeken felül a feltételezett hagyományos technológiájú egységek állandó üzeme mellett. A jelentkező többlet a piaci folyamatok függvényében vagy exportálásra kerül, vagy a nem megújuló technológiával rendelkező egységek visszaterhelése, időszakos leállítása mellett meg sem termelődik. A második (16. ábra) változatban a feltételezett időjárási körülmények nem teszik lehetővé az időjárásfüggő termelők energia termelését, így a csúcsidőszakot jellemző napszakban import energia behozatalra szorulhatunk, vagy megfelelő piaci körülmények között a hazai erőművek rendelkezésre álló teljesítményének menetrendezésével biztosítható a hiányzó teljesítmény. 15. ábra Rendszerterhelés egy adott napon

36 16. ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék maximális időjárásfüggő termelés mellett

37 18. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett 2022 Középtáv (2027) A Paks II. erőmű mindkét tervezett blokkja a feltételezések szerint 2027-ben már rendelkezésre fog állni, így az a termelését tekintve maximális teljesítménnyel került figyelembevételre. Kisebb mértékű rendszerterhelés növekedést feltételezhetünk és az éves csúcs várhatóan 7300 MW körül alakul. A Tisza II. erőmű blokkjainak tervezett felújítása már elkészült. A Mátrai Erőmű blokkjainak üzemen kívül helyezése közel 850 MW csökkenést jelent a VER teljesítőképességében és ez a lignit alapú energiatermelés megszűnését jelenti. Ennek ellenére az új beruházások miatt már jelentős export termelői kapacitás jelenhet meg a rendszerben a teljes napszakot tekintve. Az időjárásfüggő megújuló beépített teljesítőképesség már meghatározóbb ben 3000 MW fotovoltaikus termelés lesz beépítve a VER-ben. Ebből a HMKE típusú termelők feltételezett elterjedése 1000 MW, míg központi teljesítményszabályozásba bevonható, le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 1000 MW-ra becsülhető. A tervváltozat nem számol továbbá re szélturbinás teljesítőképességgel változásával a jelenlegihez (330 MW) képest rendszerben. Jelentős időjárásfüggő termelés mellett az alaperőművek termelésén kívül bizonyos napszakokban már a hazai igények kielégítésére nem szükséges egyéb hazai erőművi termelés (19. ábra). Ellenkező esetben, minimális időjárásfüggő termelést feltételezve a hagyományos technológiájú erőművek üzeme, beleértve a tervezett új létesítményeket is, szükséges a hazai igények kielégítéséhez. A rendszerszintű tartalék igényt a Paks II. erőművi blokk üzembe helyezése megnöveli. A megnövekedett szabályozási tartalék igények kizárólag új, 15-perc alatt igénybe vehető erőművi egységekkel elégíthetőek ki. A tervváltozatban megjelenő Új OCGT tartalék egység 620 MW teljesítőképességgel Rendszerirányítói tartalék igény és nem beruházói szándéknyilatkozaton alapuló - 37

38 beruházás. A tervváltozat szerint megvalósuló szándéknyilatkozatokkal alátámasztott új gázturbinás egységek képesek lehetnek ezen tartalék igény kiszolgálására. Azonban az új beruházások elmaradása esetén a 21. ábra és a 22. ábra alapján egyértelműen kimondható, hogy ha az erőművi egységek menetrendjét módosítjuk legalább a fel irányú tartalék fenntartásához, akkor sem garantált, hogy a szükséges tartalék minden esetben rendelkezésre áll (legalább egy irányban). A tartalék egységek bár tercier tartalékot képeznek a rendszerben, forgó, üzemelő erőművi blokkban rendelkezésre álló szekunder szabályozási tartalékot nem. 19. ábra Rendszerterhelés egy adott napon maximális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett

39 21. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék maximális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett

40 Hosszú táv (2032) 2032-es évre vonatkozóan csak a megújuló termelői kapacitások bővülését feltételezzük. Az export mértéke mindezek eredményeként emelkedhet, annak függvényében, hogy a piaci körülmények lehetővé teszik-e a hazai erőművek export irányú termelését, az időjárásfüggő termelők jelentős termelési szintjével egyidejűleg ben 4000 MW fotovoltaikus termelés beépítettsége várható a VER-ben. Ebből a HMKE típusú termelők feltételezett elterjedése 1500 MW, míg központi teljesítményszabályozásba bevonható, le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 2000 MW-ra becsülhető. A tervváltozat nem számol továbbá sem szélturbinás teljesítőképesség változásával a rendszerben. Mindemellett a rendszerterhelés kismértékű emelkedési ütemét feltételezzük. A rendszerszintű tartalékok tekintetében további emelkedés várható az időjárásfüggő termelés térnyerésével. Már a tervezett erőművi beruházások megvalósulása esetén sem biztosítható a szabályozási tartalék igény (Előírt (Fel), valamint Előírt (Le)). Az új erőművi beruházások mellett további, tartalék biztosítására alkalmas egység hazai megvalósítása, vagy külföldi szabályozási tartalékpiacról történő tartalék beszerzés esetén lesz csupán kielégíthető az igény. 23. ábra Rendszerterhelés egy adott napon maximális időjárásfüggő termelés mellett

41 24. ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék maximális időjárásfüggő termelés mellett

42 26. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett

43 4. E l ő r e j e l z é s e k e r ő m ű h i á n y o s f o r r á s o l d a l ú v á l t o z a t Az előző évekkel ellentétben előrejelzésünkben több erőműhiányos forrásoldalú forgatókönyvet vizsgáltunk meg, A, B, C és D jelöléssel. Továbbra is azt a jelenlegi folyamatot vettük figyelembe, melyben a nagy CCGT egységek működtetése jelentős nehézségekbe ütközik és emiatt a tervezett beruházások nem valósulnak meg. A forgatókönyvekben a legnagyobb különbség az időjárásfüggő megújulós erőművek BT-jében található. Az optimista forgatókönyvvel ellentétben, a kockázatok minél szélesebb körű megvizsgálása érdekében, a paksi új blokkok csak a es sarokévben szerepelnek, kivéve a B változatban, ahol csak egy új blokk üzembe kerülésével számoltunk Teljesítőképesség-mérlegek Rövid táv (2022) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport (Pécs) Debreceni Erőmű Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) A,B MW C,D MW táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változatokok (2022) A 11. táblázat az eddig felsorolt leállítások és fejlesztések alapján a 2022-re várható erőműhiányos forrásoldalú változatú teljesítőképesség-mérlegeket szemlélteti. Nagyerőművek között nem történik új beruházás. A kiserőművi teljesítőképességekkel kapcsolatban két változatot vizsgáltunk, amelyekben 1500, ill MW naperőműves BT jelenik meg. A magyar erőművi park, a korábban ismertetett ENTSO-E Megfelelőségminősítési Eljárásrend értelmében nem egészen 4800 MW-os csúcsterhelést tudna - 43

44 kiszolgálni. A csúcsterhelést 7000 MW-nak feltételezve várhatóan jelentős, 2200 MWnyi csúcsidei importra lehet szükség. A villamosenergia-hálózatnak tehát legalább ekkora teljesítmény behozatalát kell biztosítania. Természetesen árnyalható a kép, hiszen az erőművi engedélyesek, kereskedők piaci viselkedése, valamint az időjárási körülmények nagyban befolyásolják az import mértékét. Amennyiben a jelzettnél több egységet állítanak le és ténylegesen nem létesítenek további új blokkokat, fel kell készülni ennél nagyobb import behozatalára is. A teljesítőképesség-mérlegben összesen MW új erőművi kapacitás megjelenését feltételeztük, melynek jelentős része naperőművek telepítéséből származik. 27. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] A verzió

45 Középtáv (2027) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport (Pécs) Debreceni Erőmű Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) A,B C D MW MW MW táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változatok (2027) A 12. táblázatban MW új kapacitás létesítésével kalkulálunk. A nagyerőműveknél továbbra sem vettünk figyelembe új beruházást. A év végi 7000 MW-nyi nagyerőmű parkból a leállások, selejtezések következtében 5000 MW-ra csökkenhet azok összesített beépített teljesítőképessége. Fontos lenne új CCGT-s fejlesztések megvalósulása. Erre több lehetőség is kínálkozik akár a meglévők fejlesztésével, akár zöldmezős. Ezeknek vagy ezek egy részének a megvalósítása a tízéves időszak alatt úgy, hogy üzemi gépek legyenek ma kérdésesnek tekinthető, így az erőműhiányos forrásoldalú változatban egyáltalán nem számoltunk velük. Az új források jelentős része a továbbra is növekvő tendenciát mutató naperőműves beruházásokból származik, miközben a szeles erőműveknél is új kapacitások telepítésével is számolunk. Mindez azt jelenti, hogy a megkívánt ellátásbiztonsági szint csak jelentős (kb MW-nyi) importtal érhető el. A táblázatban lévő hiányok adott pillanatban meglévő mértéke, a rendszerterhelés, piaci viszonyok, valamint az időjárási körülmények alakulása természetesen eredményezheti azt, hogy kevesebb importteljesítménnyel is ellátható a hazai kereslet, de mind a hálózati, mind a kínálati oldalról jelentős kockázatok lehetnek. - 45

46 28. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] A verzió 2027 Hosszú táv (2032) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks II Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon csoport(pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) A B C D MW MW MW MW táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változatok (2031) Ezen forgatókönyvek szerint tizenöt év alatt nagyerőműves beruházások esetén csak az új paksi blokkok, illetve az ehhez szükséges tercier szabályozási kapacitást biztosító 700 MW-nyi erőmű épülne. A 13. táblázat Hosszú távú teljesítőképességmérleg erőműhiányos forrásoldalú változatok (2031) B forgatókönyvében azonban csak egy paksi blokk megvalósulását vizsgáltuk. Továbbá - 46

47 feltételeztük, hogy nem épül új CCGT egység földgázra. Kiserőműves beruházásoknál a táblázat A és B verziójában 330 MW szél- és 3000 MW naperőműves BT-vel számoltunk. Ugyanezek a számok 2027-ben sorrendben 1000 és 4000 MW, 2032-ben 2000 és 4000 MW. A villamosenergia-rendszerünkben verziótól függően így összesen és MW közötti névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőművet vettünk figyelembe 2032-ben. Ez azonban csak MW-nyi biztonságosan kielégíthető csúcsterhelést jelent. Mindez az jelenti, hogy jelentős (kb MW) importra is szükség lehet, hogy a várható 7600 MW-os csúcsidejű terhelést el lehessen látni. Bár az előrejelzésekben megjelenik, azonban szükséges megemlíteni, hogy legkésőbb között a második atomerőműves blokknak is üzembe kell kerülnie, hiszen a régi egységek elérik a (várhatóan) újra meghosszabbított élettartamuk végét. A harmincas évek közepére energiapolitikai döntés szerint a helyettesítésnek már készen kell állnia. Figyelembe kell venni ugyanakkor, hogy az elemzésünkben feltételezett csúcsterhelésnövekedést nehéz jól követni a nagyjából 1200 MW-os egység-teljesítőképességű atomerőművi blokkokkal, továbbá a megfelelő tartalékot biztosító erőművekről, vagy külföldi kapacitásokról is gondoskodni kell. A tervezett kétblokkos kapacitás-fenntartás eredményeként 4400 MW-ra növő Paksi Atomerőmű ezen átmenet után 2500 MW-ra szűkülhet. 29. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] A verzió

48 4.2. Várható energiamix Rövid táv (2022) A és B verzió A 30. ábra és 31. ábra látható a magyarországi bruttó villamosenergiatermelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás az erőművek tüzelőanyag-felhasználás szerinti bontásában. Az utóbbi várható értéke 42,9 TWh 12, amelyből mintegy 14,9 TWh lehet importból fedezve. 30. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A és B változat (2022) 31. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A és B változat (2022) Nagyerőművek közül több leállításra kerül, újak nem épülnek. Ezért jelentős importtal lehet csak fedezni a magyarországi villamosenergia-felhasználást. A villamosenergia-termelés primer energiahordozó szerinti eloszlásában jelentős változás nem történik. Továbbra is a két alaperőmű adja a termelés több mint 60%-át. A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás 35%-a lehet import forrásból fedezve. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya a hazai erőművekre vetítve várhatóan a 23% körül lehet. Csak a földgáztüzelésű kiserőműveket tekintve ez a részarány 6% körüli, a többit a megújuló energiaforrásokat, illetve hulladékot hasznosító kiserőművek adják. Emellett néhány nagyerőműben is felhasználhatnak megújuló energiahordozókat. Az optimista forrásoldalú és az erőműhiányos forrásoldalú változat eredményeit összehasonlítva jól látható, hogy a villamosenergia-termelés és fogyasztás forrásmegoszlása összetételében nincs jelentős különbség. - 48

49 Bár az optimista forrásoldalú változatban jelentősen több a CCGT erőművek beépített teljesítőképessége, ez nem jelent automatikusan többlettermelést is. A jelenlegi gazdasági körülmények nem kedveznek ezen típusú erőműveknek. Ez nem csak magyarországi probléma, hanem az egész kontinensen megoldandó kérdés, mely megválaszolására Európa több országában is lépéseket tesznek. Több megoldás körvonalazódik, de hogy ezekből melyik lesz majd az, amelyet közösségi szinten is elfogadnak, azt még nem lehet megjósolni. Mindenesetre, ha meg lesz a módszertan, az jelentős befolyással lehet a villamosenergiatermelés összetételére, ám ezt az évenként ismétlődő hosszú távú elemzés keretei közt kezelni lehet. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya elérheti a 13,5%-ot a korábbi évek 7-9% körüli értékéhez képest. Ez igen jelentős növekedés, különösen akkor, ha figyelembe vesszük, hogy már csak két megmaradó nagyerőműben (Mátrai és Ajkai Erőmű) lett figyelembe véve biomasszás együttes tüzelés. A várható intézkedések hatására elsősorban a kiserőművekben hasznosítják a jövőben a megújuló energiaforrásokat. Az ún. primer megújuló kiserőművek (ideértendők a víz-, a szél- és a naperőművek) villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti a 10%-ot. Ez elsősorban a naperőműves fejlődésnek, valamint a már most is meglévő széltermelésnek lesz az eredménye. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 3500 óra/év körül lehet. (Tavaly a növekvő import miatt 3650 óra/év volt.) A kiserőművek helyzete nagyban függ a támogatási környezettől. Gazdaságos működésükhöz szükséges támogatási rendszer esetén jelentősen javulhat a kihasználtságuk. Mivel a villamosenergia-termelés összetétele hasonló a évihez, ezért sem primerenergia-felhasználásban, sem CO2 kibocsátást tekintve nem történik drasztikus változás. Rövid táv (2022) C és D verzió A rövid távú A és B forgatókönyvek közti különbség csupán annyi, hogy a második verzióban 500 MW-tal több naperőművi kapacitás megvalósulását feltételeztük. Az ebből fakadó többlettermelés az import mennyiséget csökkenti, amelyet a 33. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C és D változat (2022)áról le is lehet olvasni. Az import mértéke így az A verzióhoz képest 0,7 TWh-val csökkent, azaz éves mennyisége 14,2 TWh. Ezzel a hazai bruttó villamosenergia-felhasználás 33%-át lehet fedezni. 32. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C és D változat (2022) - 49

50 33. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C és D változat (2022) A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya a hazai erőművekre vetítve várhatóan a 26% körül lehet. Csak a földgáztüzelésű kiserőműveket tekintve ez a részarány 6% körüli, a többit a megújuló energiaforrásokat, illetve hulladékot hasznosító kiserőművek adják. Emellett néhány nagyerőműben is felhasználhatnak megújuló energiahordozókat. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya meghaladhatja a 15%-ot a korábbi évek 7-9% körüli értékéhez képest. Középtáv (2027) A és B verzió A következő két (34. ábra és 35. ábra) ábra tízéves távlatban a évre várható forrásoldali bruttó villamosenergiatermelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlásáról ad tájékoztatást, amely erre a sarokévre várható értéke 44,8 TWh 13, melyből 17,4 TWh lehet importból fedezve. 34. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A és B változat (2027) - 50

51 35. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A és B változat (2027) Tíz év távlatában gyakorlatilag csak a középtávon esedékes leállítások, valamint az új kiserőművek jelennek meg. Az import jelentősen nőhet, köszönhetően annak, hogy a lignitet felhasználó erőmű blokkjainak leállításával a szénerőművek lényegében eltűnnek a magyar forrásoldali palettáról. A kiserőműves villamosenergia-kiadás mértéke nőhet, köszönhetően a jelentős fejlődést mutató naperőművi termelésnek. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergia-kiadási aránya jelentősen függ az esetleges támogatási rendszertől. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 16% körüli érték lehet. A primer megújulós kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából elérheti a 15%-ot. Ez a kiserőművek ahogy már említettük, elsősorban a naperőművek további terjeszkedésének köszönhető. A villamosenergia-termelés szerkezete jelentősen megváltozik a Mátrai Erőmű leállásával. Ha nem történik meg a kieső kapacitások pótlása, jelentős mértékű importtal lehet csak fedezni a felmerülő igényeket, mely megnövelheti az ellátásbiztonság kockázatát. A CCGT erőművek működéséhez továbbra sem kedvezőek a piaci feltételek, ezért, bár hatásfokuk magas és bírnak a szabályozáshoz szükséges rugalmassággal, kihasználtságuk így is elég alacsony. Az új nagy atomerőmű-blokkok üzembe helyezéséig még jelentős mennyiségű importra lesz szükség. Ez az igény aztán az új atomerőműves nagyblokk üzembe lépésével drasztikusan csökkenhet. Középtáv (2027) C verzió A középtávú A és C forgatókönyvek közti különbség a szél- és naperőművi BT-k különbségéből fakad. A B forgatókönyvben 520 MW-tal több szél- és 750 MW-tal több naperőművi fejlesztést feltételeztünk, így a szélerőművek 850 MW, a naperőművek 3000 MW teljesítőképességgel vesznek részt az erőművi portfolióban. Az ebből fakadó többlettermelés az import mennyiséget csökkenti, amelyet a 37. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C változat (2027) szemléltet. Az import mértéke így az A verzióhoz képest több mint 2 TWh-val csökkent, azaz éves mennyisége 15,3 TWh. Ezzel a hazai bruttó villamosenergia-felhasználás 34%-át lehet fedezni. - 51

52 36. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C változat (2027) 37. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C változat (2027) Középtáv (2027) D verzió A középtávú A és D forgatókönyvek közti különbség a szél- és naperőművi BT-k különbségéből fakad. A B forgatókönyvben 670 MW-tal több szél- és 750 MW-tal több naperőművi fejlesztést feltételeztünk, így a szélerőművek 1000 MW, a naperőművek 3000 MW teljesítőképességgel vesznek részt az erőművi portfolióban. Az ebből fakadó többlettermelés az import mennyiséget csökkenti, amelyet a 39. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú D változat (2027) szemléltet. Az import mértéke így az A verzióhoz képest majd 2,5 TWh-val csökkent, azaz éves mennyisége 15 TWh alá süllyed. Ezzel a hazai bruttó villamosenergia-felhasználás 33%-át lehet fedezni. - 52

53 38. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú D változat (2027) 39. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú D változat (2027) Hosszú táv (2032) A verzió A 2032-re várható villamosenergiatermelés és -felhasználás forrásmegoszlása (40. ábra és 41. ábra) a jelzett erőműleállítások mellett a paksi blokk üzembe lépésének hatását mutatja be. A várható bruttó villamosenergia-felhasználás 46,6 TWh 14. Ennek ellátása mellett akár minimális villamos energia export is megjelenhet az éves mérlegben, köszönhetően az említett paksi blokkoknak, valamint a jelentősen megnövekedett naperőműves kapacitásnak. 40. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A változat (2032) - 53

54 41. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú A változat (2032) Ebben a változatban azzal a forgatókönyvvel számoltunk, hogy húszas évek második felében, vagy a harmincas évek elején már üzembe kerülnek az új paksi blokkok, a kiegészítő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékkal (OCGT) együtt. A kiserőműves létesítéseknél ebben az időtávban leginkább a naperőműves növekedést vettük figyelembe, hiszen a támogatási struktúra egyik évről a másikra jelentősen befolyásolhatja kiserőművi BT összetételét. A villamosenergia-termelés jelentős része nukleáris alapokon nyugszik. A 2010-es évek első felében épült új CCGT erőművek, kis túlzással, csak annyit működnek, amennyi a rendszerszintű szolgáltatások kielégítéséhez szükséges. Természetesen ehhez megfelelő piacitámogatási struktúra szükséges. Az importszaldó mértéke jelentősen függhet az új paksi blokk, valamint az addig épült új CCGT egységek piaci lehetőségeitől, kihasználási óraszámuktól. A régiós kereskedelmünket nagyban befolyásolhatja, ha másutt is épülnek atomerőművek (Lengyelország, Csehország, Szlovákia, Románia, Bulgária stb.) a húszas évek végéig. A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya (20%) kismértékben csökkenhet a középtávú mérlegben jelzett szinthez képest a paksi bővítés következményeként. Ennek csak kisebb hányadát teszik ki a gázmotorok, a gázturbinás és kombinált ciklusú kiserőművek, valamint a gőzturbinák. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya majd 17%, a primer megújuló erőművek hányada elérheti a 11%-ot. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat is elméleti lehetőség, hiszen a megvalósuló beruházások a befektetői akaratnak megfelelően fognak megtörténni a piaci, gazdasági és szabályozói környezet függvényében. Hosszú táv (2032) B verzió A 2032-re várható villamosenergiatermelés és -felhasználás forrásmegoszlása (42. ábra A hazai bruttó villamosenergiatermelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú B változat (2032) és 43. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú B változat (2032)) a jelzett erőmű-leállítások mellett az első paksi blokk üzembe lépésének hatását mutatja be. A várható bruttó villamosenergiafelhasználás 46,6 TWh 15, amelyből 8,9 TWh lehet importból ellátva. - 54

55 42. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú B változat (2032) 43. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú B változat (2032) Az A forgatókönyvvel ellentétben, ebben a változatban azzal számoltunk, hogy 2032-ig csak az első új paksi blokk kerül üzembe, a kiegészítő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékkal (OCGT) együtt. A kiserőműves létesítéseknél nem történt változtatás. A villamosenergia-termelés jelentős része így is nukleáris alapokon nyugszik. Az A változat minimális exportszaldója jelentős mértékben importba fordult A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya (24,7%) természetesen megnőtt a hazai termelésben, bár a mértéke nem változott. Hosszú táv (2032) C verzió A hosszú távú A és C forgatókönyvek közti különbség a szél- és naperőművi BT-k különbségéből fakad. A C forgatókönyvben 670 MW-tal több szél- és 1000 MW-tal több naperőművi fejlesztést feltételeztünk, így a szélerőművek 1000 MW, a naperőművek 4000 MW teljesítőképességgel vesznek részt az erőművi portfolióban. Az ebből fakadó többlettermelés exportnövekedést eredményez, amelynek mértéke így az A verzióhoz képest nem egészen 3 TWh-val nő, így az éves mennyisége 2,9 TWh is lehet. - 55

56 44. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C változat (2032) 45. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú C változat (2032) A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya 24,4%. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 22% körül alakul, a primer megújuló erőművek termelési hányada elérheti a 16%-ot. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat is elméleti lehetőség, hiszen a megvalósuló beruházások a befektetői akaratnak megfelelően fognak megtörténni a piaci, gazdasági és szabályozói környezet függvényében. Hosszú táv (2032) D verzió A hosszú távú A és D forgatókönyvek közti különbség a szél- és naperőművi BT-k különbségéből fakad. A C forgatókönyvben 1670 MW-tal több szél- és 1000 MW-tal több naperőművi fejlesztést feltételeztünk, így a szélerőművek 2000 MW, a naperőművek 4000 MW teljesítőképességgel vesznek részt az erőművi portfolióban. Az ebből fakadó többlettermelés exportnövekedést eredményez, amelynek mértéke így az A verzióhoz képest akár 5 TWh-val is nőhet, így az éves mennyisége elérheti akár az 5,1 TWh-t. - 56

57 46. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú D változat (2032) 47. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú D változat (2032) A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya 27,5%. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 25,3% körül alakul, a primer megújuló erőművek termelési hányada elérheti a 19,5%-ot. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat is elméleti lehetőség, hiszen a megvalósuló beruházások a befektetői akaratnak megfelelően fognak megtörténni a piaci, gazdasági és szabályozói környezet függvényében. - 57

58 4.3. Szabályozási kérdések Peremfeltételek A peremfeltételek a 3.3. alfejezetben részletezésre kerültek. Abban az esetben, ha kizárólag a paksi atomerőmű, valamint a tartalék OCGT kerül megvalósításra, a feltételezetten üzemelő erőművi egységek geográfiai elhelyezkedésükből és további akkreditált képességükből adódóan a feszültség- és meddőteljesítmény-szabályozás megfelelő mértékű biztosítása is problémát jelenthet. A szükséges feszültség szint fenntartás hiányában a felhasználók előírásoknak megfelelő minőségű villamos energiával való ellátása nem lesz lehetséges. Megfelelő hálózati eszköz hiányában nem csak az átviteli rendszerirányító, de az elosztói engedélyesek számára is kizárólag a fogyasztói korlátozás segíthet majd a többi felhasználó megfelelő minőségű villamos energiával való ellátásában. Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok Rövid táv (2022) Új erőművi beruházások hiányában a feltételezett rendszerterhelés jelentős, körülbelül MW-os import kapacitással lesz csak kiegyenlítető, annak függvényében, hogy a várhatóan beépítésre kerülő időjárásfüggő megújuló források milyen mértékű aktuális termelésével számolhatunk. A két szélső állapot a következő ábrák szemléltetik ben 1500 MW fotovoltaikus termelés beépítettsége várható a VER-ben ezen tervváltozatban. Ebből a HMKE típusú termelők feltételezett elterjedése 500 MW, míg központi teljesítményszabályozásba bevonható, le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 500 MWra becsülhető. Ez a tervváltozat sem számol 2022-re szélturbinás teljesítőképesség növekedésével a rendszerben. Mindemellett a rendszerterhelés kismértékű emelkedési ütemét feltételezzük. Az időjárásfüggő termelői kapacitások villamosenergia-felhasználói igénytől független rendelkezésre állása következtében a tartalék igény nő a rendszerben. A feltételezett termelés, technikai paraméterek mellett és rendelkezésre álló kapacitásokkal csak szűkösen lesz kielégíthető. - 58

59 48. ábra Rendszerterhelés egy adott napon maximális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett

60 50. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék maximális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett

61 Középtáv (2027) A Mátrai erőmű leállása és a Paks II. erőmű indulásának csúszása jelentős mértékben megnöveli az import energia szükségletet, melyet csak kis mértékben csökkent az időjárásfüggő termelés várható növekedése. A felhasználói igényeket összesítő rendszerterhelés további importkapacitás-növekedéssel lenne kizárólag kiegyenlíthető. A várható import igény MW közé esik, amely mérték már ellátásbiztonsági kockázatokkal kapcsolatos kérdéseket is felvet ben 2250 MW fotovoltaikus termelés lesz beépítve a VER-ben. Ebből a HMKE típusú termelők feltételezett elterjedése 750 MW, míg központi teljesítményszabályozásba bevonható, le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 700 MW-ra becsülhető. A tervváltozat nem számol időjárásfüggő beépített szélturbinás teljesítőképesség változásával a rendszerben. A tercier tartalékként rendelkezésre fenntartott gyorsindítású gázturbinák termelői engedélyének lejártával a rendszerben mindenképpen szükség lesz valamilyen pótlólagos tartalék teljesítményre. Ez az elemzésben ugyanolyan gyorsindítású tartalék GT-kel kerülne fedezésre, amely a villamosenergia-piac számára nem jelentene értékesíthető termelői kapacitást. A szükséges szabályozási tartalékok biztosítása jelentősebb üzemzavar bekövetkezése esetén már üzembiztosan nem megoldható. Az elvárt mennyiségű tartalék biztosítása érdekében külföldi tartalékpiaci beszerzés is szükségessé válhat. A jelentős import kapacitás mellett a szabályozási tartalékok tovább növelik a határkeresztező kapacitásokkal kapcsolatos igényeket. 52. ábra Rendszerterhelés egy adott napon maximális időjárásfüggő termelés mellett

62 53. ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék maximális időjárásfüggő termelés mellett

63 55. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett Hosszú táv (2032) Feltételezve, hogy 2032-ban üzemel a Paks II. erőmű első blokkja, az import termelői kapacitástól való függés enyhül annak ellenére, hogy több erőművi egység emellett üzemen kívül helyezésre kerül kisebb mértékű az így a rendszerből eltűnő termelői kapacitás. Az időjárásfüggő termelés tovább növekszik ben 3000 MW fotovoltaikus termelés beépítettsége várható a VER-ben. Ebből a HMKE típusú termelők feltételezett elterjedése 1000 MW, míg központi teljesítményszabályozásba bevonható, le irányú szabályozás lehetőségét biztosító nagyobb egységteljesítményű telepek teljes teljesítőképessége a rendszerben 1000 MW-ra becsülhető. A tervváltozat továbbra sem számol a beépített szélturbinás teljesítőképesség változásával. Az import teljesítmény a feltételezett időjárásfüggő termelés függvénye. Kedvező időjárási feltételek mellett akár kismértékű export lehetősége is valószínűsíthető, míg kedvezőtlen időjárási körülmények között minden napszakban import teljesítmény szükséges a fogyasztói igények ellátásához. Szabályozási tartalékigény-növekedést tekintve kizárólag a feltételezett új OCGT egységek 700 MW-os beépített teljesítményével teljesíthető az előirányzott teljes tartalék igény. Az összes tartaléknak megfelelő teljesítmény szükséglet együttesen véve a feltételezések szerint teljesíthető (különkülön már nagy valószínűséggel nem minden esetben). Ez komoly problémát okozhat a magyar villamosenergiarendszerben, az új OCGT-k megjelenésének kérdésessége pedig komoly kockázatot, mivel csak a rendszer igényét fejezik ki, nem konkrét tervet. Hiányában az igények hazai forrásból nem lesznek teljesíthetők és külföldi tartalékpiaci beszerzés válik feltétlen szükségessé. - 63

64 56. ábra Rendszerterhelés egy adott napon maximális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendszerterhelés egy adott napon minimális időjárásfüggő termelés mellett

65 58. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék minimális időjárásfüggő termelés mellett

66 5. Ö s s z e g z é s, k i h í v á s o k 5.1. Összegzés Európa villamosenergia-ellátásának forrásoldala, azaz erőműparkja az elmúlt közel másfél évtized alatt jelentősen megváltozott, többek közt az Európai Unió klímapolitikájának következtében. Ebből, valamint az elmúlt egy-két év tapasztalatából talán a magyar erőművek fejlesztési irányára is mértékadó következtetéseket lehet levonni. A legfontosabb, hogy újabban már nem növekedik olyan nagymértékben a villamosenergia-igény, mint korábban, mert előtérbe kerültek a hatékonysági törekvések. Bár 2010 óta nem tapasztalhatunk földrészünkön említhető mértékű fogyasztásnövekedést, a teljesítőképesség azonban erőteljesen növekedik, aminek az oka az lehet, hogy a kisebb kihasználású szél- és naperőművek kerültek az építési sorban az élre. Az európai változás egyik jellemzője, hogy a sok, támogatott keretek között értékesítésre kerülő megújuló miatt a nagykereskedelmi villamosenergia-árak csökkentek, a villamosenergia-piacon ezért a fosszilis energiahordozókból előállított villamos energia háttérbe szorult. Közösen kidolgozott megoldás ma nincs Európában. Az egyik legnagyobb nehézség abból adódhat, hogy sok európai ország újra gondolja energiapolitikáját, és az Európai Unió változatokat keres a piaci szabályok formálásában. Bizonytalan a szén-dioxidkibocsátási piac jövője, nem kiforrott az egységes kapacitásmechanizmus modellje. Csak az látszik változatlannak, hogy az energiahatékonyságot növelni kell (azaz például csökkenteni kell a villamosenergia-igényességet), tehát több értéket kell termelni, és nem annyira többet fogyasztani. Fontos továbbá, hogy az egységes belső piacot tovább kell fejleszteni új kapcsolatok kiépítésével. Akkor lehet bízni továbbra is az importból származó villamos energiára, ha a piaci szabályok egységesek és állandóak lesznek. Nehéz megmondani, hogy egyes tagországok kormányai miként fogják egyedi politikai érdekeiket érvényesíteni, tehát mikor alakul ki egy fejlődést célzó közös akarat az erőmű-létesítésben. A legnagyobb gondot a jelen évtizedben várható fejlődés megítélése jelenti. Feltehetően nem változik 2022-ig sokat a helyzet, és addig csak a rövid építési idejű technológiákban lehet bízni. Ahogy az a 2. és 3. táblázatból kiolvasható, 2022-ig mintegy 1800 MW-nyi erőmű leállhat, ezért az ezekben megtermelt villamos energiát pótolni kell. Erre több lehetőség is kínálkozik. A két véglet a teljes szükséglet importból való fedezése, valamint a teljes villamos energia függetlenséghez szükséges beépített teljesítőképesség építése. Míg az első lehetőség igen nagy kockázatokkal jár a villamos energia beszerezhetőségét illetően, a második verzió szerint szükséges új erőműpark létesítése valószínűtlen. Viszonylag gyors eredményeket lehet elérni a megújulós beruházásokkal. Az elmúlt évek tapasztalata, hogy a naperőműves beruházások mértéke felfutóban van, a tavalyi év végén, az idei év elején jelentős mennyiségű naperőműves KÁT-kérelem futott be a MEKH-be. Ha ezek csak töredéke épül meg, akkor is többszöröződhet a ma meglévő naperőműves BT. További fejlődésükhöz hosszú távon kiszámítható szabályok és rendeletek megalkotására van szükség. Az elmúlt évek tapasztalatai alapján rövid távon nem lehet valószínűsíteni biomasszára (fára, szalmára, biogázra) telepített kiserőművek építését, kis vízerőműves beruházásokat és szilárd hulladékok eltüzelésére alkalmas erőmű megvalósulását sem. A geotermikus erőművek megjelenése jelenleg nem várható, a földhő hasznosítása elsősorban a hő piacán növekedhet. A Nemzeti Energiastratégiában megfogalmazott Atom-Szén-Zöld forgatókönyvének következő eleme szénerőművek villamosenergia- - 66

67 termelésének szinten tartása. Ehhez elégséges a Mátrai Erőmű jelenlegi termelésének megtartása, rövid távon nem is látszik szándék a bővítésre. Nem is reális elképzelés, ezért a korábban bemutatott forgatókönyvekben sem szerepel, hogy 4-5 év alatt széntüzelésű új nagyerőmű létesüljön Magyarországon. A korábban tervezett, földgázra alapuló, CCGT technológia hasznosítására vonatkozó nagyerőműves beruházások a gazdasági bizonytalanságok következtében évek óta halasztódnak, a problémák megnyugtató rendezése egyelőre nincs kézzelfogható távolságban. Összefoglalva, az új erőműves teljesítőképességek létesítésére a várható leállások miatt feltétlen szükség van. Az olcsó import lehetősége néhány éven belül megváltozhat, ha a térségben elfogynak a többlet kapacitások. Így az új erőművek építésének másik fő feladata az import kiváltása lehet. Rövidebb távon kulcsfontosságú a meglévő nagyerőművek gazdasági működőképességének megőrzése. Bár a közelmúltban a hazai villamosenergiarendszer teljesítménymérlegeinek esetenkénti negatív maradó teljesítménye ellenére is biztonságos volt a hazai villamosenergia-ellátás, a jövőben a régiós erőmű-leállítási, illetve beruházási tendenciák tükrében nagyobb eséllyel lehet erőművi kapacitáshiányra számítani. Nagy jelentősége lehet a koordinált regionális rövid és hosszú távú forráselemzésnek a kritikus helyzetek előrejelzése, az esetleges kapacitáshiány megelőzéséhez szükséges intézkedések meghozatala szempontjából. Az új hazai erőművi kapacitás biztosításában szerepet játszhatnak a megújuló energiaforrásra épülő erőművek. Főként a fajlagosan egyre olcsóbbá váló napelemek gyorsabb hazai elterjedése, illetve a rendszerszabályozási szempontokból kedvezőbb biomasszatüzelésű erőművek kapacitásának növekedése lehetne indokolt. A fotovoltaikus egységek időjárástól függő termelése az üzemirányítás szempontjából kritikus problémák forrása lehet. A rendszerbe illesztés kapcsán felmerülő kockázatok megfelelő intézkedésekkel mérsékelhetők, ezek jelenthetnek akár jogszabály-módosítást is. A települési, a lokális energiagazdálkodás fontosságának növeléséhez a távfűtéssel kapcsolt villamosenergia-termelésnek, valamint az ipari létesítményeknél az üzemi kiserőművek elterjedésének lehet meghatározó szerepe Kihívások Rendszerszintű teljesítményszabályozás Az elmúlt években jellemző magas import villamosenergia-részarány mellett megjelenő időjárásfüggő termelés tovább csökkentheti a szabályozási képességgel rendelkező termelés részarányát. A rendszerszintű szolgáltatások likviditásának növelése érdekében egy meghatározott egységteljesítmény felett (az Európai Bizottság 2016/631 Rendelete alapján 0,8 kw-tól) már szükséges a termelők nagyobb hányadának központi vezérlése, a termeléskorlátozás lehetőségének megteremtése. A kisebb egységteljesítményű (0,8-500 kw) termelők szabályozása megfelelően kialakított csoportokban együttesen lehet célszerű akár más termelőtípusokkal összevont szabályozó központon keresztül. A rendszerhez csatlakozó, 500 kw-nál nagyobb beépített teljesítőképességű termelők esetében biztosítani kell az akár egyedi szabályozás lehetőségét. Fontos szempont, hogy továbbra is központilag VER szinten történjen a teljesítményszabályozás, és az ne elosztottan az elosztó hálózati engedélyesek vagy más piaci szereplő által. Az átviteli rendszerirányító az elmúlt években határozott törekvéseket tett a nagyfogyasztók rendszerszintű szolgáltatásokban való bevonására is. A lehetőségek minél hatékonyabb kiaknázása, valamint az árak csökkentése céljából a további fogyasztók bevonása látszik szükségesnek, akár a korábban már - 67

68 említett megfelelően kialakított szabályozási központokon keresztül. Az említett szűkös hazai szabályozási tartalék források bővítésén felül meg kell teremteni a lehetőséget szabályozási tartalékok határon keresztüli beszerzésére. Az egységes európai belső villamosenergia-piac bevezetésének jegyében rövid és hosszú távon fontos kérdés a határkeresztező szabályozási tartalék lekötésben, valamint igénybevételben való együttműködés. Ehhez persze szükséges, hogy ezen szabályozási tartalékok rendelkezésre álljanak országhatáron túl is. Valamint ezen igénybevételek tovább növelik az ellátásbiztonsági szempontból fontos határkeresztező kapacitások rendelkezésre állásának igényét. Többlet tartalékigény Az időjárásfüggő termelés a fogyasztói igények alakulásától független, és más termelő típusokhoz képest nehezen tervezhető. Adott esetben a fogyasztói igényekkel ellentétes irányú teljesítménybetáplálást is okozhat. A bizonytalan termelés így megnövelheti a termelés és fogyasztás közti kiegyenlítetlenség mértékét és gyakoriságát, ezáltal hatással lesz a rendszerirányítói tartalékok mértékére is, többlet tartalékigényt generálva. Ez fokozza az előző pontban ismertetett hazai szabályozási tartalék források bővítésének igényét. Termelésbecslés fejlesztése Ellátásbiztonsági szempontból fontos szerepe van az időjárásfüggő villamosenergia-termelés minél pontosabb becslésének. Az intenzív, gyorsan jelentkező időjárásváltozások, fronthatások hirtelen teljesítményváltozást okoznak a fotovoltaikus termelésben. A rövid idejű termelésváltozás ellátásbiztonsági kockázatot jelent, melyet a közel valós idejű termelésbecslés nagymértékben csökkenthet. A napjainkban rendelkezésre álló modern meteorológiai eszközökön alapuló, megfelelő időfelbontású időjárási előrejelzések segítségével pontosan felmérhető az időjárási frontjelenségek hatása, időbeli lefutása. Ehhez szükségesnek látszik a termelésbecslő eljárás további javítása, fejlesztése mind üzleti napot megelőző időtávra, mind valós időre vonatkozóan. Időjárásfüggő termelés pontos mérése Az időjárásfüggő termelésbecslés kialakítása, a megfelelő pontosság elérése nem biztosítható a tény termelés bizonyos hányadának valós idejű, valamint utólagos, legalább negyedórás felbontású adatainak ismerete nélkül. Nagy problémát jelent a HMKE, napenergiát hasznosító termelők negyedórás felbontású teljesítménymérésének hiánya. A jelenleg telepített egységek elszámolásának alapja a fogyasztástól nem elkülöníthető éves energiaszaldómérés, mely nem ad információt a valós termelés mértékéről, időbeli alakulásáról. Ezen energiamérések szétválasztása szükségszerű a jövőben. A probléma kezelésére az okos mérő rendszerek fejlesztése kínálhat hosszú távon teljes megoldást. Pontos menetrendadás Az időjárásfüggő termelőket különböző, akár jogszabályi, akár pénzügyi eszközökkel, ösztönözni kell a minél pontosabb menetrendadásra. Mindemellett biztosítani kell, hogy a menetrend tervezés időpontja minél közelebb kerüljön a tényleges villamosenergia-szállítás időpontjához. A rugalmasabb, pontosabb menetrend tervezés magával hozza a rendszerszintű fel- és leszabályozási igények csökkenését. Energiatároló rendszerek Az energiatároló rendszerek időjárásfüggő termelőkkel történő együttes üzemeltetése jelentős mértékben csökkentheti e termelők villamosenergia-rendszerre gyakorolt kedvezőtlen hatását. Az így biztosított egyenletes hálózati kitáplálás, vagy helyi fogyasztási igény folyamatos fedezése, mind elosztó hálózati lokális, mind rendszerszinten előnyösebb üzemeltetési feltételeket biztosít. - 68

69 Üzemzavar esetén jelentős szerep hárul az európai rendszer inerciájára a kialakult üzemzavarok továbbterjedésének mérséklésében. Jelentős időjárásfüggő megújuló növekedés esetén a rendszer inerciája csökken, melyet a megfelelő kialakítással rendelkező tárolós rendszerek úgynevezett virtuális inerciaként pótolhatnának. - 69

70 6. T á v l a t i i m p o r t l e h e t ő s é g e k ö s s z e f o g l a l ó 6.1. ENTSO-E Mid-Term Adequacy Forecast 2016 és TYNDP 2016 alapján Az egyre nagyobb mértékű nemzetközi együttműködés miatt a hazai forrásoldali ellátásbiztonság egyre kevésbé vizsgálható a környező országok kapacitáshelyzetétől elszigetelten. A távlati importlehetőségek felmérése, a szomszédos országok kapacitáshelyzetének nyomon követése a közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitáselemzés lényeges elemévé vált. A Mellékletben található rövid tanulmány (M1. A környező országok távlati forrásoldali kapacitáshelyzete, importlehetőségek) részletesebben tartalmazza a térségünkre vonatkozó fontosabb erőmű-fejlesztési terveket, elemzi a környező országok távlati kapacitáshelyzetét. Az összefoglaló fejezetben a jelenleg meghatározó tendenciákat ismertetjük. Az importlehetőségek várható alakulása szempontjából kilenc országot tekintettünk meghatározónak: Ausztriát, a Cseh Köztársaságot, Horvátországot, Lengyelországot, Németországot, Romániát, Szerbiát, Szlovákiát és Szlovéniát. A magyar erőműrendszer beépített teljesítőképessége jelenleg már nem teszi lehetővé a villamosenergia-igények tisztán hazai forrásból történő biztonságos ellátását. A hazai erőmű-összetétel és a termelési költségek miatt a villamosenergia-ellátásban évek óta nagy szerepet kap az import, amely 2016-ban a bruttó villamosenergia-fogyasztás 29%-át tette ki. Az elmúlt évtizedben elsőként a 2003-as piacnyitás nyomán volt tapasztalható az importált villamos energia részarányának ugrásszerű növekedése. Ezt követően átmeneti csökkenés mutatkozott, majd a gazdasági válság, a piaci árak visszaesése következtében az elmúlt néhány évet ismét emelkedő import részarány jellemezte ban kiugró mértékű volt a növekedés: egy év alatt 10%-kal lett magasabb a bruttó fogyasztásra vetített importhányad. Az Egységes Európai Piac (Single European Market) megvalósítása, az ellátásbiztonság javítása, a megújuló energiaforrások integrációja jegyében egyre inkább felértékelődik a regionális együttműködés szerepe. A hazánkat is érintő regionális villamosenergia-piaci integráció fontos lépése valósult meg szeptember 11- én a közös cseh-szlovák-magyar árampiac elindításával. Az egységes kereskedelmi platformhoz a jövőben további országok csatlakozhatnak augusztusában megszületett a döntés a 4M projekt indításáról a CZ-SK-HU+RO piacok összekapcsolására, ahol a lengyel felek megfigyelők. A cseh-szlovák-magyarromán másnapi villamosenergia-piacok összekapcsolásának éles indulása november 19-én megtörtént. Újabb együttműködésként Magyarország támogatja a nyugat-balkáni hatok villamosenergia-piaci integrációját március 29-én a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal (MEKH), a MAVIR ZRt. és a HUPX Zrt. Csatlakozási függeléket írt alá a nyugat-balkáni hatokkal (Albánia, Bosznia-Hercegovina, Koszovó, Macedónia, Montenegró és Szerbia) a regionális villamosenergia-piac fejlesztése és a jövőbeli együttműködések keretrendszereinek kialakítása érdekében. Az egyetértési megállapodáshoz történő minél szélesebb körű csatlakozás elősegíti a délkelet-európai régió piacainak fejlődését és integrációját, valamint a régió ellátásbiztonságának növelését. A folyamatban lévő beruházásokról összegyűjtött információk mellett alapvetően az ENTSO-E MAF (Mid-Term Adequacy Forecast) adatbázisának évi és a TYNDP (Ten Year Network Development Plan) év végi adataira támaszkodtunk. Több ország esetében stratégiai tervek, rendszerfejlesztési elemzések is rendelkezésünkre álltak kiegészítő forrásként. A megújuló energiaforrások tervezett kapacitásnövelésére vonatkozóan az Európai Unió tagországainak esetében a Megújuló energia cselekvési tervek - 70

71 tekinthetők irányadónak. Az első változat benyújtása (2010) óta több EU-tagország élt az előirányzatok módosításának lehetőségével, így a régióbeli országok közül 2013 márciusában Csehország is. A térség országaiban általában a villamosenergia-igények mérsékelt növekedésével számolnak, az ENTSO-E MAF előrejelzésben jellemzően 0-2% körül alakul a várt éves növekedési ütem (átlagosan 1.03%-kal növekszik) a 2020 és 2025 közötti időszak éveire. A MAF tanulmányban a gáztüzelésű erőművek kapacitásában várható esetleges növekedés. A megújuló energiaforrásokat tekintve főként a napés szélerőművi kapacitások 2020 és 2025 közötti növekedése jelentős. Több ország esetében is kérdéses azonban, hogy az elkövetkezendő években követi-e majd az erőművi teljesítőképesség alakulása a fogyasztói igények változását. Az elmaradó beruházások ugyanis közép- és hosszú távon kapacitáshiányt, esetleg jelentős villamosenergia-importfüggőséget okozhatnak. Korábbi forrásoldali kapacitáselemzéseinkben már utaltunk arra, hogy a térségünkben az elmúlt néhány évben számos esetben megfigyelhető volt az erőmű-beruházási tervek újraértékelése, a beruházási döntések elhalasztása. Különösen igaz volt ez a nagy összegű, jelentős kockázattal járó projektekre. A beruházások elmaradása főként a 2008 őszén bekövetkezett gazdasági visszaesésnek tudható be, amely együtt járt a fogyasztói igények csökkenésével. Másrészt azonban szerepet játszik benne a villamosenergia-ellátás forrásösszetételének napjainkban végbemenő átalakulása: egyre inkább a megújuló energiaforrásokra kerül át a hangsúly, amelyek hagyományos erőműveket szorítanak ki a piacról. Az időjárásfüggő megújuló energiaforrások rendelkezésre állása, kapacitásértéke azonban jelentősen elmarad a hagyományos hő- és atomerőművekétől, amelyeknek tartalékkapacitására továbbra is szükség van. A térségünkben folyó erőműberuházásokat, beruházási terveket áttekintve az elkövetkezendő években az alábbi lényeges változásokra lehet számítani: Atomerőművek: Szlovákiában befejezéséhez közeledik a Mohi Atomerőmű két új blokkjának kivitelezése, melyek várhatóan 2018 végére kezdik meg a kereskedelmi üzemet. Ezzel Szlovákia ismét villamosenergiaexportőrré válhat, és közel 1000 MW új alaperőművi kapacitás jelenhet meg a régióban. A néhány évvel ezelőtt bejelentett, Jászlói/Apátszentmihályi (Jaslovské Bohunice) Atomerőműbe tervezett beruházás megvalósulására 2025 előtt továbbra sem lehet reálisan számítani. A Cseh Köztársaságban a Temelíni Atomerőmű bővítését készítették elő, ahol két új, egyenként 1000 MW teljesítőképességű blokkot terveztek 2023-as, illetve 2024-es üzembe lépéssel áprilisában azonban a ČEZ arról tájékoztatta a fővállalkozói tender résztvevőit, hogy megfelelő állami garancia hiányában egyelőre nem valósítják meg a beruházást. Ugyanakkor a cseh kabinet 2015 májusában elfogadott, 2040-ig szóló energiaipari koncepciója a fosszilis energiahordozók részarányának csökkentését és a nukleáris energia részarányának növelését irányozza elő januárjában munkacsoportok kerültek felállításra, hogy új lendületet adjanak a 2015-ös energiaipari koncepciónak. A Dukovanyba tervezett új blokk elsőbbséget élvez Temelinnel szemben, várhatóan 2035-re készül el. Romániában kínai beruházóval folytatnak tárgyalásokat a Cernavodăi Atomerőmű harmadik és negyedik blokkjának megvalósításáról. A beruházás részletei lassan véglegesítésre kerülnek, az új egység 2023-ban kerülhet üzembe.a korábbi lengyel atomerőmű-építési tervek az elmúlt időszakban háttérbe szorultak, a - 71

72 jelenlegi forrásfejlesztési törekvések megfelelő forrásdiverzifikációval, palagáz hasznosítással inkább a gáztüzelésű erőműveket részesítik előnyben. Távlatilag nem zárható ki az atomerőmű-építés sem, a nukleáris energia jelentős szerepet játszhat a lengyel energiaellátásban a Nemzetközi Energiaügynökség (IEA) szerint. Németországban 2011-ben döntés született az atomerőművek fokozatos leállításáról 2022-ig. Hőerőművek: Lengyelországban az elkövetkezendő években jelentős szénerőművi kapacitás esik majd ki az élettartamuk végét elérő erőműblokkok miatt, az Európai Unióhoz történt csatlakozáskor kapott átmeneti mentesség (derogáció) lejártával, a szigorúbb környezetvédelmi határértékek életbelépése miatt 2020 végéig 3,6 GW, 2025 végéig további 0,8 GW széntüzelésű erőmű leállására kell számítani a lengyel rendszerirányító előrejelzése szerint. Az ENTSO-E MAF előrejelzés alapján. Az egyoldalú szénhidrogén-importfüggőség elkerülése miatt várhatóan fennmarad a szénerőművek meghatározó szerepe, azonban a kibocsátás-kereskedelmi rendszer miatt jelentősen eltolódhatnak majd a jelenlegi árarányok. Közel 3,8 GW új széntüzelésű, 0,5 GW lignit és 1,5 GW gáztüzelésű kapacitás kerülhet üzembe 2020 előtt. Csehországban a ČEZ átalakítja szénerőművi portfólióját: 2013-ban megvált a Chvaleticei Erőműtől, ugyanakkor több más erőművet korszerűsíteni kíván. Emellett Ledvicében 660 MW teljesítőképességű új szuperkritikus erőművi blokk került üzembe. A német szövetségi szabályozó hatóság (Bundesnetzagentur) novemberi összesítése szerint ig 1,9 GW hőerőművi kapacitás léphet üzembe Németországban, míg ezzel párhuzamosan a leállítások miatt 6,3 GW teljesítőképesség lehet számítani. megszűnésére Megújuló energiaforrások: Az elkövetkezendő években a régió szinte minden országában a megújuló energiaforrások kapacitásának növekedésére lehet számítani, a legjelentősebb kapacitásbővülés Németországban várható. Szivattyús-tározós erőművek: Ausztriában a szivattyús-tározós erőművek összes beépített teljesítőképessége 2020-ra elérheti a 4000 MW-ot is. Mivel ezeknek az erőműveknek az üzemvitele a szélerőművek termeléséhez igazodik, rendkívül változékonyan alakuló üzemállapotokra lehet számítani. Az osztrák átviteli rendszerirányító a hálózatfejlesztési tervében felhívja a figyelmet arra, hogy a várható volatilitás kezelésére a jelenlegi hálózati infrastruktúra nem alkalmas. Emellett Németországban is több helyszínen tervezik új szivattyústározós erőművek létesítését, bár elsősorban távlati tervekről van szó. Megállapítható, hogy az erőművi teljesítőképességek közép- és hosszú távú alakulása tekintetében jelentős a bizonytalanság a térségben, ami főképp a német atomerőművek és az élettartamuk végét elérő lengyel szénerőművek leállításának tudható be. Emiatt az importforrások távlati rendelkezésre állása is kérdéses. A tervezett időjárásfüggő megújuló erőművek üzembe lépése megfelelő szabályozási tartalékokat, illetve energiatárolási lehetőségeket követel meg. A közelmúlt példái arról tanúskodnak, hogy a jogi-szabályozási környezet alakulása, az energiapolitikai döntések nemzetközi szinten is jelentős hatással vannak a forrásoldali kapacitásfejlesztésre. A jelenleg több országban is napirenden lévő kapacitásmechanizmusok (idetartoznak többek között a kapacitásdíjak, a kapacitáspiacok, valamint a stratégiai tartalékkapacitások) bevezetése, megfelelő alkalmazása eszköz - 72

73 lehet a forrásoldali beruházások ösztönzésére. A kapacitásmechanizmusok kérdésével mivel az ellátásbiztonság az európai energiapolitika egyik alapvető célkitűzése és a kapacitásmechanizmusok a tervezett Egységes Európai Piac megvalósulására is hatással lehetnek jelenleg az Európai Bizottság is foglalkozik elején nyilvános konzultációra került sor, a kapacitásmechanizmusokkal kapcsolatos új irányelvek tervezetét 2014 áprilisában tették közzé. A kapacitásmechanizmusok alapvető alkalmazási kritériumának tekintik a teljes körű, a kapacitáshiányt igazoló és annak lehetséges okait is feltáró forrásoldali elemzést. Ezenfelül az alkalmazás szükséges előfeltétele további hatásvizsgálatok elvégzése is mind a belső villamosenergia-piac, mind a szomszédos országok piacainak vonatkozásában Várható export/import/tranzit viszonyok, piacszimuláció A magyar átviteli hálózat fejlesztésének tervezésekor a közép- és hosszú távra előretekintő hálózatszimulációs vizsgálatok eredményeit, és így a javasolandó hálózatfejlesztéseket is jelentősen befolyásolhatják a vizsgált hálózatállapotok magyar export-, importés tranzitviszonyai. Kereslet-kínálatelemzéssel figyelembe vehetők az ENTSO-E tagországokban várhatóan megvalósuló erőmű-létesítések hatásai az országok közti villamosenergiakereskedelemre, előre jelezhetők az export-, import- és tranzit viszonyok. A vizsgálathoz szükséges bemenő adatok forrása az ENTSO-E által a évi TYNDP céljaira összeállított piacmodellezési adatbázis (Pan-European Market Modelling Database PEMMDB), melyben a tagországok jövőbeli várható forrásoldali kapacitásai, órás bontású fogyasztási adatai és az országok közti kereskedelmi ügyletek korlátai kerültek összegyűjtésre. Az optimalizálási feladatok célja a villamosenergia-igény kielégítése ENTSO-E szinten, minimális termelési összköltséggel. Megoldásként az egyes országok erőműtípusonkénti betáplálásai és az országok közti kereskedési ügyletek adódnak. Előbbiekből a jövőbeli várható erőműjáratások, utóbbiakból az országok szaldói és a kereskedelmi ügyletekből adódó tranzit számolható. Az országok szaldói alapján egy PTDF-mátrix segítségével meghatározhatók a villamosenergia-rendszer várható áramlásai is metszékek vagy akár távvezetékek szintjén, valamint meghatározhatók a tranzitáramlások is. Így a jövőbeli várható villamosenergiakereskedések és az azok által okozott áramlások közvetlenül összehasonlíthatóvá válnak. A PEMMDB 2020-ra és 2030-ra vonatkozó adatait alapul véve határoztuk meg a magyar export-, import- és tranzitviszonyokat különböző szcenáriókra. A számítást az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének 2020-as, ún. Expected Progress szcenáriójára és a ra vonatkozó négy víziójára 16 elvégezve az alábbi eredményeket kaptuk. A várható magyar export-import szaldó értékei a 2020-as szcenárióban jellemzően MW és 700 MW import közé esnek. A 2030-as szcenáriók közül az első 3 vízióra 1500 MW import és 1000 MW export közötti értékek jellemzőek, míg a 4. vízióban a feltételezett nagymértékű megújuló beruházások miatt az év negyedében 2000 MW-ot meghaladó exportértékek is felléphetnek. A kapott értékek tartamgörbéit a 60. ábra mutatja be. - 73

74 Expected Progress (2020) Vision 1 (2030) Export [MW] Vision 2 (2030) Vision 3 (2030) Vision 4 (2030) Óra 60. ábra Magyarország export-import szaldójának tartamgörbéi a TYNDP szcenárióira A villamosenergia-kereskedelem hatására létrejövő metszékáramlásokból származtatott éves energiamérlegeket a 61. ábra mutatja be. A 2020-as szcenárióban szlovák, ukrán és román irányból importált 27 TWh villamos energiából 12 TWh horvát, szlovén és osztrák irányban exportálódik ki. Hasonlóan alakulnak a 2030-as 1, 2 és 3-as víziókban is az áramlások irányai. A jellemzően exportos 4. vízióban a szlovák, román, horvát, szlovén és szerb irányú 17,7 TWh exportnak csak töredékét fedezi az ukrán és osztrák metszéken importált 8,6 TWh villamos energia. Expected Progress 2020 Vision Vision Vision Vision Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl) HU>SK HU>UA HU>RO HU>HR HU>SI HU>RS HU>AT 61. ábra A magyar metszékek energiamérlegei Az elemzéssel kapott tranzitáramlások tartamgörbéit a 62. ábra mutatja be. A 2020-as szcenárióban a tranzit értéke jellemzően 600 és 1600 MW közé esik. A 2030-as szcenáriók közül az 1. vízióban lépett fel legmagasabb tranzit, melynek órás értékei jellemzően 2300 és 3700 MW közé esnek, átlaguk 2900 MW. A 2, 3 és 4. vízióban fellépő tranzitértékek átlaga rendre 2600 MW, 1900 MW és 1700 MW. - 74

75 6 000 Tranzit [MW] Óra 62. ábra Tranzitáramlások tartamgörbéi a TYNDP vízióira Expected Progress 2020 Vision Vision Vision Vision A számítás segítségével közvetlenül összehasonlíthatóak a metszékek áramlásai a metszéken kötött kereskedéssel, vagy a kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges tranzitáramlásokkal. E két esetre mutat be egy-egy példát a 63. ábra és 64. ábra. Az ábrákon az első két adatsor (zöld és kék) összetartozó értékeket jelöl, bemutatva, hogy adott kereskedésértékek esetén milyen tényleges áramlások léptek fel. A harmadik (piros) adatsor az áramlások (kereskedéstől függetlenül rendezett) tartamgörbéje Vision 1 HU>SK Áramlás (kereskedés alapján rendezve) [MW] Vision 1 HU>SK Kereskedés (rendezve) [MW] Vision 1 HU>SK Áramlás (külön rendezve) [MW] ábra A magyar-szlovák metszék kereskedéseinek és áramlásainak összehasonlítása (TYNDP Vision 1) - 75

76 Vision 1 Tranzit Áramlás (kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit alapján rendezve) [MW] Vision 1 Kereskedelmi Ügyletekből Számolt Tranzit (rendezve) [MW] Vision 1 Tranzit Áramlás (külön rendezve) [MW] ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (TYNDP Vision 1) Az ábrákról leolvasható, hogy a kereskedelmi ügyletek ismerete önmagában az adott mennyiség áramlásalapú értékének meghatározásához nem tartalmaz elegendő információt. A szlovák-magyar metszéken kereskedett ügyeletektől például akár 1000 MW-tal is eltérhet a tényleges áramlás (jelen példában az esetek 13%-ában). A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges áramlástól szintén jelentősen eltérhet, jelen példában a tényleges áramlás az órák közel 95%-ban (átlagosan 750 MW-tal) magasabb a kereskedelmi ügyletekből számolt értéknél. A számítás menetének bővebb leírását és a részletes számítási eredményeket a Forráselemzés melléklete tartalmazza. Az elemzés olyan hálózatfejlesztési projektek értékelésére is alkalmazható, melyek hatása a bemenő adatok változásával (pl. metszékeken történő kereskedés határértékének növekedése) számszerűsíthető. Az elemzéssel becsülhetők a TYNDP projektjeinek értékelésekor alkalmazott költség-haszon elemzés 18 egyes indikátorai is. - 76

77 MELLÉKLET - 77

78 M1. A környező országok távlati forrásoldali kapacitáshelyzete, importlehetőségek Hazánkban néhány év alatt eddig soha nem látott mértékűre emelkedett a villamosenergia-import részaránya. A ban elért 12,37 TWh éves a bruttó hazai villamosenergia-fogyasztás 29 %-ának felelt meg. Ezzel a 2010 óta tartó erőteljes növekedés megtorpant, a évi behozatal 1,3 TWh-val csökkent. Magyarország hosszú időn át jelentős, részben kihasználatlan erőművi többletkapacitással rendelkezett, amely lehetővé tette volna a tisztán hazai forrásokból történő villamosenergia-ellátást is. Az ideiglenesen, illetve véglegesen leálló hazai erőművi blokkok miatt azonban ellátásbiztonsági szempontból is egyre nagyobb jelentőségű az importforrások távlati rendelkezésre állásának vizsgálata. További lényeges szempont, hogy amint az a nemzetközi előrejelzésekből közismert döntően az időjárásfüggő megújuló energiaforrások hasznosítása révén bővül majd a beépített teljesítőképesség Európában. Ezen erőművek kapacitásértéke, rendelkezésre állása azonban jelentősen eltér a hőerőművekétől. Ezért elemzésünkben röviden kitérünk a nap-, szél- és vízerőművek változó rendelkezésre állásának hatásaira is. 65. ábra: Éves import-, illetve exportszaldók ( ) Magyarországon és a környező országokban az import-, illetve exportszaldók a 65. ábra szerint alakultak az elmúlt öt évben. A hazai erőműösszetétel és a termelési költségek miatt a villamosenergia-ellátásban évek óta nagy szerephez jut az import. Az elmúlt évtizedben elsőként a 2003-as piacnyitás nyomán volt tapasztalható az importált villamos energia részarányának ugrásszerű növekedése. Ezt követően átmeneti csökkenés mutatkozott (2007-ben és ban 4 TWh körül volt az éves importszaldó), majd a gazdasági válság, a piaci árak visszaesése következtében néhány év alatt - 78

79 megháromszorozódott az importált villamos energia mennyisége. A korábbi kapacitásfejlesztési tanulmányokhoz hasonlóan elemzésünkben ismét kilenc környező országot vizsgálunk: Ausztriát, a Cseh Köztársaságot, Horvátországot, Lengyelországot, Németországot, Romániát, Szerbiát, Szlovákiát és Szlovéniát. Az elmúlt öt évre vonatkozó importszaldó adatsorok a 14. táblázat találhatók meg. Az adatok forrása az ENTSO-E Yearly Statistics and Adequacy Retrospect éves kiadványaihoz tartozó háttéradatbázis, valamint 2015-re, 2016-ra az ENTSO-E Statistical Factsheet adatai. 19 A 14. táblázat: Import-export szaldók (ENTSO-E Yearly Statistics and Adequacy Retrospect adatbázis, ENTSO-E Statistical Factsheet) adataiból jól nyomon követhető, hogy milyen jelentős mértékben nőtt a Németországból exportált villamos energia néhány év leforgása alatt. Csehország továbbra is számottevő villamos energiát exportált. Továbbra is importforrást jelentett a térség országai számára Románia, valamint Ukrajna (Nyugat), az ún burstini sziget, valamint igen kismértékben Szerbia. A Balkán-félsziget vízerőműveinek villamosenergia-termelése változóan alakult az elmúlt években, amely magyarázatot adhat a kivitel, illetve behozatal nagyarányú változására néhány ország esetében GWh GWh GWh GWh GWh Ausztria Csehország Horvátország Lengyelország Németország Románia Szerbia Szlovákia Szlovénia Ukrajna (Nyugat) táblázat: Import-export szaldók (ENTSO-E Yearly Statistics and Adequacy Retrospect adatbázis, ENTSO- E Statistical Factsheet) Az Egységes Európai Piac (Single European Market) megvalósítása, az ellátásbiztonság javítása, a megújuló energiaforrások integrációja jegyében egyre inkább felértékelődik a regionális együttműködés szerepe. A hazánkat is érintő regionális villamosenergia-piaci integráció fontos lépése valósult meg szeptember 11- én a közös cseh-szlovák-magyar árampiac elindításával. A terveknek megfelelően valósult meg a 4M piac-összekapcsolási projekt keretében a cseh-szlovák-magyar és román másnapi kereskedésű piacok ATC alapú összekapcsolása, melynek éles indulása november 19-én volt. A négy érintett ország mellett megfigyelőként Lengyelország is részt vesz a projektben. Az importlehetőségek távlati rendelkezésre állása szorosan összefügg a kereslet (fogyasztói igények) és a kapacitáskínálat (erőműpark) jövőbeli alakulásával. A folyamatban lévő beruházásokról összegyűjtött információk mellett alapvetően az ENTSO-E MAF (Mid-Term Adequacy Forecast) adatbázisának évi és a TYNDP (Ten Year Network Development Plan) év végi adataira támaszkodtunk. Több ország esetében stratégiai tervek, rendszerfejlesztési elemzések is rendelkezésünkre álltak kiegészítő forrásként. Az ENTSO-E 2016-ben először megjelent európai erőművi kapacitáselemzésének (MAF) új, 2017-es kiadása az év negyedik negyedévében várható. Megjegyezzük, hogy a módszertani újítások (elsősorban az - 79

80 időjárásfüggő termelés és a határkeresztező kereskedelem pontosabb értékelését lehetővé tevő szekvenciális Monte Carlo-szimuláció) ellenére az előkészületben lévő tanulmány komoly korlátja, hogy egyetlen, optimista forrásoldali változatot vizsgál, azonban a jelenlegi piaci feltételek az optimistább erőmű-létesítési várakozásokat nem támasztják alá. A megújuló energiaforrások tervezett kapacitásnövelésére vonatkozóan az Európai Unió tagországainak esetében a Megújuló energia cselekvési tervek tekinthetők irányadónak. Az első változat benyújtása (2010) óta több EU-tagország élt az előirányzatok módosításának lehetőségével, így a régióbeli országok közül 2013 márciusában Csehország is. Mivel Horvátország július 1. óta az Európai Unió tagja, 2013 októberétől a horvát cselekvési terv adatai is rendelkezésre állnak. A 2010-ben rendelkezésre álló teljesítőképességek a 15. táblázatban találhatók meg, míg a 2020-ra tervezett teljesítőképességeket a 16. táblázat tartalmazza. (Dőlt betűkkel emeltük ki Csehország felülvizsgált kapacitáselőrejelzéseit ld. a kapcsolódó megjegyzést is.) Természetesen a tényleges megvalósulást számos tényező elsősorban a megfelelően kialakított támogatási rendszer befolyásolja. Ha az erőmű-típusonként tervezett kapacitások megvalósulnak, akkor Németországban megduplázódhat a megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek teljesítőképessége, és e teljesítőképesség döntő többségét időjárásfüggő erőművek szél- és naperőművek adják majd. Emellett számottevő szélerőmű-kapacitás létesülhet Lengyelországban és Romániában is, valamint nagymértékben bővülhet az ausztriai szélerőművek teljesítőképessége is. Beépített teljesítőképesség 2010 Ausztria Csehország Horvátország Lengyelország Németország Románia Szlovákia Szlovénia Vízerőmű MW Geotermális erőmű MW Naperőmű MW Szélerőmű MW Biomassza-erőmű MW Szilárd biomassza MW Biogáz MW Folyékony biomassza MW Összesen MW táblázat: Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2010-ben a Megújuló energia cselekvési tervek alapján Beépített teljesítőképesség 2020 Ausztria Csehország Horvátország Lengyelország Németország Románia Szlovákia Szlovénia Vízerőmű MW Geotermális erőmű MW Naperőmű MW Szélerőmű MW Biomassza-erőmű MW Szilárd biomassza MW Biogáz MW Folyékony biomassza MW Összesen MW táblázat: Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2020-ban a Megújuló energia cselevési tervek alapján - 80

81 M1.1. Erőműépítési helyzetkép Ausztria Az Austrian Power Grid elsőként 2009-ben tett közzé hosszú távú stratégiai tervet (APG-Masterplan 2020) ban jelent meg az aktualizált, a 2030-ig terjedő időszakot elemző változat (APG- Masterplan 2030), amely 2050-re vonatkozó előretekintést is tartalmaz. A megújuló energiaforrások kapacitásnövekedésével szorosan összefügg, hogy az osztrák erőműfejlesztési tervek legnagyobb hányada szivattyús-tározós erőművek létesítésére vonatkozik. Néhány jelentősebb projekt: Reißeck II (két blokk, összesen 430 MW, 2016 júniusában megkezdődött a próbaüzem), Riedl (az osztrák-német határon, két blokk, összesen 300 MW, az engedélyezés megtörtént, 2019-ben kezdheti meg a kereskedelmi üzemet), Pfaffenboden (Molln, összesen 300 MW, a jelenlegi áramárak miatt a korábban tervezett 2017-ről 2019-re módosult a tervezett üzembe lépési év), Obervermuntwerk II (az építkezés folyik, 2018-ra készülhet el). Az előbbi helyszínek mellett számos nagyobb volumenű szivattyús-tározós erőművi beruházás áll előkészítés alatt, melyek tárolókapacitása a 2020-as években állhat majd rendelkezésre. Az átviteli rendszerirányítóhoz bejelentett erőművi kapacitáslétesítések legnagyobb hányadát a megújuló energiaforrások adják, a hőerőművek beépített teljesítőképessége az előkészített beruházások alapján csak igen kis mértékben növekedhet majd. Az erőműfejlesztési tervekkel kapcsolatban az APG a hálózatfejlesztési tervben több nehézségre mutat rá. Ezek egyike a teljesítményáramlások igen változékony jövőbeli alakulása, amely az időjárásfüggő megújuló energiaforrásoknak és a velük együttműködő szivattyús-tározós erőműveknek (amelyekre gyakran zöld akkumulátorokként utalnak) köszönhető. Az előrelátható járulékos terhelések csak további az ambiciózus energiapolitikai célkitűzésekkel összhangban lévő hálózati beruházásokkal kezelhetők. Az átviteli rendszerirányító véleménye szerint az egyoldalú forrásoldali fejlesztés veszélyeztetheti az ellátásbiztonságot (ipartelepítési versenyhátrány), romlik a megújuló erőmű-létesítés megtérülése, a szűk keresztmetszetek kezelése miatt szükséges rendszerirányítói beavatkozások száma jelentősen nőhet. - 81

82 66. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Ausztriában A 66. ábra az ENTSO-E SO&AF felméréshez készített előrejelzéseket mutatja be. Az A forgatókönyv a meglévő kapacitásokból kiindulva a várható leállítások miatti kapacitáscsökkenést, valamint a szinte biztosra vehető erőművi beruházások miatti kapacitásnövekedést veszi figyelembe és összegzi energiahordozónként. A B forgatókönyv optimális szabályozási és piaci keretfeltételeket feltételez, így olyan beruházások is szerepeltethetők, amelyeknek megvalósulására optimális esetben számítani lehet. 21 Az erőmű-kategóriák közül az oszlopdiagramban legfelül (összevontan) található szél- és naperőművek rendelkezésre állása időjárásfüggő, ezek kapacitása csak korlátozottan vehető figyelembe. A vízerőművek teljesítőképessége szintén csak részlegesen vehető igénybe. A vízhozamok alakulása mellett ebben az is szerepet játszik, hogy a vízerőműveken belül jelentős hányadot képviselnek a szivattyús-tározós erőművek. (Jelen Mellékletben külön is foglalkozunk a szél- és naperőművekkel, valamint a vízerőművekkel, a ténylegesen igénybe vehető teljesítőképességekben mutatkozó különbségekkel.) A diagramokon szaggatott vonallal a téli referenciaterheléseket is feltüntettük (januári harmadik szerda 19:00). Cseh Köztársaság A Cseh Köztársaság legfontosabb tervezett erőmű-beruházása a Temelíni Atomerőmű bővítése volt, ahol a harmadik és negyedik blokk megépítését készítették elő, egyenként 1000 MW feletti teljesítőképességgel áprilisában azonban a ČEZ egyelőre elállt a megvalósítástól. A hőerőművek közül szintén a ČEZ beruházásában valósult meg a Ledvicei Erőmű 660 MW teljesítőképességű, szuperkritikus egysége. A ČEZ átalakítja szénerőművi portfólióját: 2013-ban megvált a Chvaleticei Erőműtől, ugyanakkor több más erőművet korszerűsíteni kíván. A SO&AF előrejelzések alapján készült 67. ábra is jelzi a szénerőművek kapacitásának várható csökkenését, változatlan atomerőművi teljesítőképesség mellett. - 82

83 67. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés a Cseh Köztársaságban Horvátország Horvátországban a Plomini Hőerőműbe új, 500 MW teljesítőképességű blokkot terveznek (Plomin C), melynek tüzelőanyag-ellátását importált feketeszénnel oldanák meg. Az új egység az 1969-ben üzembe helyezett, 125 MW teljesítőképességű 1. blokkot váltaná ki ben megkezdődött az engedélyeztetés, 2015 tavaszán a Marubeni vállalattal kötöttek kizárólagossági megállapodást az erőmű megvalósítására, azonban a projekt gazdaságosságát többen megkérdőjelezték, és figyelmeztettek a várható környezeti hatásokra. Akár az is elképzelhető, hogy a horvát kormány eláll az új blokk megvalósításától. A Horvátországra készült SO&AF előrejelzés a 68. ábra látható. 68. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Horvátországban - 83

84 Lengyelország 2009-ben egy kormánydöntés nyomán Lengyelországban atomerőmű-programot hirdettek meg, melynek koordinálására 2010 elején megalakult a PGE EJ1 projekttársaság. A korábbi lengyel atomerőmű-építési tervek az elmúlt időszakban háttérbe szorultak, a jelenlegi forrásfejlesztési törekvések megfelelő forrásdiverzifikációval, palagázhasznosítással inkább a gáztüzelésű erőműveket részesítik előnyben szeptember 5-én négy energetikai társaság (PGE, KGHM Polska Miedź, Tauron Polska Energia, Enea) képviselő írtak alá szándéknyilatkozatot arról, hogy megvásárolják az első lengyel atomerőmű létesítésére és üzemeltetésére létrehozott vállalat részvényeit májusában a lengyel és a japán kormány képviselőinek napirendjén szerepelt egy esetleges japán szerepvállalás az atomerőmű megvalósításában. Az előzetes elképzelések szerint a tervezést és az engedélyeztetést követően 2020-ban kezdődhet majd el a kivitelezés. A hőerőművi korszerűsítések, új beruházások területén szintén sok a bizonytalanság, néhány projekt megvalósítását későbbre halasztották. A közelmúltban több erőműben került sor a gőzturbinák felújítására az élettartam meghosszabbítása érdekében (Połaniec, Opole, Siekierki, Kozienice, Łódź) szeptemberében megállapodást kötöttek a Kozienicei Erőmű tervezett, bruttó 1075 MW teljesítőképességű, szuperkritikus blokkjának kivitelező konzorciummal is, amely a tervek szerint 2017 második felére készül el. A PGE társaság 2013 nyarán újraértékelte a korábban elnapolt opolei erőműberuházást (két, egyenként 900 MW teljesítőképességű blokk), és kormányzati háttértámogatással együttműködési megállapodást kötött a Kompania Węglowa bányászati társasággal. A kivitelezésre az Alstom kapott megbízást, a két 900 MW teljesítőképességű ultraszuperkritikus blokk tervezett átadási éve 2018, illetve A beruházás szükségességét a kedvezőtlen piaci feltételek ellenére ellátás-biztonsági szempontokkal indokolták. A már középtávon nagy eséllyel jelentkező kritikus helyzetre hívja fel a figyelmet a SO&AF előrejelzés A változata (69. ábra) is, amely azt sugallja, hogy a hőerőműleállítások következtében néhány éven belül elfogynak a kapacitástartalékok. Az ábrán az is látható, hogy ha ez megtörténik, Lengyelország bizonyos időszakokban importra szorulhat majd. 69. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Lengyelországban - 84

85 Németország Németországban 2011-ben döntés született az atomerőművek fokozatos leállításáról. Ez az intézkedés a német szabályozó hatóság, a Bundesnetzagentur évi jelentése (Monitoringbericht 2011) szerint összesen MW erőművi nettó teljesítőképesség-csökkenést eredményez egy évtized távlatában: a 2011-ben kieső összesen 8409 MW mellett 2015 végén újabb 1275 MW, 2017 végén 1284 MW, 2019 végén 1402 MW, 2021 végén 4058 MW teljesítőképesség áll le a módosított Atomenergia Törvény értelmében. Végül december 31-én az utolsó három, összesen 4049 MW teljesítőképességű atomerőmű engedélyezett üzemideje is lejár. A német szövetségi szabályozó hatóság (Bundesnetzagentur) júniusi összesítése szerint 2018-ig 4,5 GW hőerőművi kapacitás léphet üzembe Németországban, míg ezzel párhuzamosan a leállítások miatt 8 GW teljesítőképesség megszűnésére lehet számítani. Az ENTSO-E SO&AF előrejelzés szerint várható kapacitáshelyzetet a 70. ábra foglalja össze. Az A változat a teljes időszakra azonos referencia-terhelésekkel számol, míg a B változat esetében elhanyagolható mértékű az emelkedés. Ezt a prognózist az energiahatékonyság javulásával kapcsolatos tervekre alapozták. A hő- és atomerőművekre vonatkozó kapacitás-előrejelzések összhangban állnak a Bundesnetzagentur által készített összesítéssel. Az összes beépített teljesítőképesség növekedése döntő többségben tehát az időjárásfüggő megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek üzembe kerüléséből adódik. A B változatban még dinamikusabb kapacitásbővülést feltételeztek a szél- és naperőművek körében. 70. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Németországban Románia Romániában az elmúlt években kérdésessé vált a Cernavodăi Atomerőmű tervezett harmadik és negyedik blokkjának (egyenként 720 MW) átadási időpontja. A megvalósításra létrehozott korábbi konzorcium (melyben a NUCLEARELECTRICA mellett részt vett a ČEZ, a GDF Suez, az Iberdrola, az RWE, az ENEL) a gazdasági válság nyomán felbomlott, 2014-ben a beruházásra kiírt tendert China General Nuclear nyerte - 85

86 meg, 2015 végén véglegesítették és aláírták a két blokk létesítésére vonatkozó megállapodást. Szintén külföldi befektetők bevonásával létesülhet egy négy, egyenként 250 MW teljesítőképességű blokkból álló szivattyústározós erőmű Tarniţa-Lăpuşteşti telephelyen ben a román kormány jóváhagyta a beruházást, melynek megvalósítása várhatóan öt-hét évet vesz majd igénybe, és nagyban segíti a rendszer szabályozhatóságát a Cernavodăi Atomerőmű új blokkjainak üzembe helyezése után. A hőerőművek közül kínai befektető bevonásával valósulhat meg a Rovinari Erőmű 500 MW-os bővítése, amelyről ben született megállapodás és a kivitelezés legalább három évet igényel majd. Ugyanakkor a korábban a Doiceşti Erőműbe tervezett hasonló beruházás kínai, illetve orosz befektetők érdeklődése ellenére is kétségessé vált, az erőművet 2014-ben értékesítették. Az ENTSO-E SO&AF előrejelzés várakozásait a 71. ábra foglalja össze. 71. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Romániában Szerbia Szerbiában az EPS energetikai társaság elsősorban a ligniterőművek kapacitását kívánja bővíteni stratégiai partnerek bevonásával, valamint 450 MW új földgáztüzelésű kapacitást is tervez Novi Sad telephelyen. Ezen projektek pénzügyi háttere jelenleg nagyon bizonytalan, jóllehet az elmúlt két évtizedben Szerbia területén nem létesült számottevő hőerőművi kapacitás szeptemberében az Európai Újjáépítési és Fejlesztési Bank például elállt a Kolubara B erőműbővítés finanszírozásától. A 2014 végén bejelentett Kostolac B3 (egy blokk, 350 MW) projekt finanszírozására a szerb kormány és a kínai EXIM Bank kölcsönszerződést írt alá, amelyet a szerb parlament is ratifikált. A hőerőművek mellett új vízerőművek köztük szivattyús-tározós erőművek létesítését is tervezik számos telephelyen. A Szerbiára vonatkozó SO&AF előrejelzést a 72. ábra szemlélteti. - 86

87 72. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szerbiában Szlovákia Bár Szlovákiában az elmúlt évben igen kis mértékben az importált villamos energia meghaladta az exportot, a Mohi Atomerőmű két új blokkja melyek várhatóan 2016-ban, illetve 2017-ben kezdik meg kereskedelmi üzemüket alapvetően megváltoztathatja ezt a helyzetet. (Az ENEL és a Slovenské Elektárne beruházásában létesülő új, egyenként 471 MW teljesítőképességű erőműegységek kivitelezése már 2008-ban megkezdődött.) 73. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szlovákiában Emellett az elmúlt években többször is szóba került a Jászlói/Apátszentmihályi (Jaslovské Bohunice) Atomerőműbe tervezett új beruházás is, azonban erre csak 2025 körül lehet reálisan számítani. A fosszilis erőművi kapacitás bővülése egyelőre kérdéses. Ismert, hogy a közelmúltban egyes hőerőművi beruházásokat leállítottak. A Szlovákiára - 87

88 készült SO&AF prognózis a 73. ábra látható. Szlovénia Szlovénia területén 1983 óta üzemel a Krškói Atomerőmű, melynek termeléséből fele-fele arányban részesedik Horvátország és Szlovénia. A 2020-as években tervezik egy újabb blokk megépítését, de egyelőre csak előkészítő vizsgálatok folynak. Várhatóan MW kapacitásra lehet számítani, a tervek szerint az új egység teljesen független lenne a meglévő erőműrésztől januárjában az Európai Fejlesztési és Újjáépítési Bankkal megállapodás született a Šoštanji Erőmű 6. blokkja megépítésének finanszírozásáról. Az új blokk teljesítőképessége 545,5 MW, 2014 végén megkezdték a próbaüzemet, majd 2016 februárjában megkapta a működési engedélyt is. A fenti nagyobb beruházások mellett a Száva-folyón további vízerőművek létesítését is tervezik. Ezek kapacitása az ENTSO-E SO&AF (74. ábra) B változatában is megjelenik. 74. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szlovéniában M1.2. Összegzés A SO&AF tanulmányban az átviteli rendszerirányítók előrejelzései az éves csúcsterhelés növekedését a közötti időszakra évente átlagosan 0,9%-ra, míg a villamosenergia-fogyasztás növekedési ütemét 0,8%/évre becsülik. Az előrejelzett nettó erőművi teljesítőképesség mindkét forgatókönyv szerint kisebb, mint az előző évi elemzésekben, azonban a fosszilis erőművek kapacitáscsökkenését lassabb üteműnek feltételezik. Az optimistább B forgatókönyv szerint a szenes erőműveket földgáztüzelésű blokkok válthatják fel, kapacitásnövekedésük 2025-ig 22 GW lehet. A megújuló energiaforrásokat tekintve főként a nap- és szélerőművi kapacitások bővülnek a jövőben. Több ország esetében is kérdéses azonban, hogy az elkövetkezendő években követi-e majd az erőművi teljesítőképesség alakulása a fogyasztói igények változását. Az elmaradó beruházások ugyanis közép- és hosszú távon kapacitáshiányt, esetleg jelentős villamosenergia-importfüggőséget - 88

89 okozhatnak. A 75. ábra tíz ország (a Mellékletben bemutatott kilenc ország és Magyarország) összesített kapacitásait, valamint referenciaterhelését tartalmazza a SO&AF A és B forgatókönyvek alapján. Mindkét forgatókönyv a szél- és naperőművek kapacitásának jelentős bővülését vetíti előre, míg a fosszilis erőművek létesítésében bizonytalanság tükröződik. 75. ábra: SO&AF kapacitás-előrejelzés és referencia-terhelés a régió tíz országára A fenti előrejelzések mellett az ENTSO-E 2014-ben megjelent Tízéves Hálózatfejlesztési Tervéhez négy különböző, 2030-ra vonatkozó vízió is készült. Az ezekben megadott kapacitásokat veszik alapul az összeurópai piacszimulációs vizsgálatok, melyekben a nap- és szélerőművek órás termelését éghajlati adatsorok terhelési tényezők segítségével (Pan-European Climate Database - PECD) modellezik. A nap- és szélerőművi kapacitások nagyarányú növekedése a termelés változékonysága miatt megfelelő, rugalmas tartalékkapacitásokat igényel. A SO&AF A forgatókönyvében 2020-ra előrejelzett kapacitások, valamint a november közötti napok PECD szélés naperőművi terhelési tényezőit felhasználva készült a 76. ábra, amely a szél- és naperőművek együttes termelését, annak változékonyságát szemlélteti a Mellékletben vizsgált tíz országra, illetve Magyarországra. - 89

90 76. ábra: Szél és naperőművek együttes termelése a régió 10 országában A vízerőművek ténylegesen igénybe vehető teljesítőképessége a vízjárástól függően szintén széles tartományban változhat. A horvát, szerb és szlovén erőművek havi átlagos kihasználási tényezőinek alakulását mutatja be a 77. ábra. 77. ábra: A horvát, szerb és szlovén vízerőművek havi átlagos kihasználási tényezője A közelmúlt példái arról tanúskodnak, hogy a jogi-szabályozási környezet alakulása, az energiapolitikai döntések nemzetközi szinten is jelentős hatással vannak a forrásoldali kapacitásfejlesztésre. A jelenleg több országban is napirenden lévő kapacitásmechanizmusok (idetartoznak többek között a kapacitásdíjak, a kapacitáspiacok, valamint a stratégiai tartalékkapacitások) bevezetése, megfelelő alkalmazása eszköz lehet a forrásoldali beruházások ösztönzésére. A kapacitásmechanizmusok kérdésével mivel az ellátásbiztonság az európai energiapolitika egyik alapvető célkitűzése - 90

91 és a kapacitásmechanizmusok a tervezett Egységes Európai Piac megvalósulására is hatással lehetnek jelenleg az Európai Bizottság is foglalkozik. A kapacitásmechanizmusok alapvető alkalmazási kritériumának tekintik a teljes körű, a kapacitáshiány valós fennállását megállapító és annak lehetséges okait is feltáró forrásoldali elemzéseket. Ezenfelül szükséges előfeltétel további hatásvizsgálatok elvégzése is mind a belső villamosenergia-piac, mind a szomszédos országok piacainak vonatkozásában. - 91

92 M2. Villamosenergia-kereslet-kínálat elemzés az export-import- és tranzitviszonyok előrejelzésére M2.1. A vizsgálat célja A magyar villamosenergia-rendszer az európai szinkronzóna részeként számos határkeresztező vezetékkel kapcsolódik a környező országok rendszereihez. Az országok közti villamosenergiakereskedelem lehetőséget biztosít a villamosenergia-igény lehető legolcsóbb kielégítésére. Az átviteli hálózatfejlesztések tervezése jövőbeli hálózatállapotok szimulációján alapul. A jövőbeli üzemállapotok leképezéséhez a magyar rendszer exportimport szaldóját és tranzitját meg kell tudni becsülni. Ezek alakulása nagyban függ attól, hogy a jövőben hol és milyen új erőművi kapacitások épülnek ki, mekkora kereskedési ügyletek bonyolíthatóak az egyes metszékeken és mekkora keresletet kell kielégíteni az egyes országokban. Az ENTSO-E régiós és összeurópai piacszimuláció készítése céljából gyűjt adatokat az európai átviteli rendszerirányítóktól, melyet a PEMMDB összesít. A MAVIR-ban megvalósuló módszertani fejlesztés célja egy olyan elemzés és azt megvalósító szoftver megvalósítása, mely a PEMMDB-ben található adatok alapján előrejelzést ad a várható határkeresztező kereskedelmi ügyletekről, és az ezekből számolható export-import szaldóról, tranzitról, és metszékáramlásokról. Mivel a MAVIR forráselemzési feladatai közé tartozik a jövőbeni energiamérlegek bemutatása is, ezért a korábbi években erőmű szintű táblázat segítségével elemeztük a különböző sarokévekre vonatkozó primerenergia-felhasználást. A kifejlesztett szimulációs eszközzel nem csak a fent említett mutatókat lehet kiszámítani, hanem az egységes adatbázis értékeit felhasználva energiahordozónként lehet a hazai primerenergia-felhasználást elemezni. Ezen szimulációk eredményei a 3.2 és a 4.2 fejezetben találhatók. M2.2. Bemenő adatok és a számítás menete A számítás bemenő adatainak elsődleges forrása a PEMMDB, melyben 2020-ra és 2030-ra találhatók ún. market node-okra vonatkozó adatok. Ennek megfelelően a számítás egy év órás felbontású szimulációja. A market node-ok a vizsgálat alapegységei, kereskedelmi csomópontok, melyek között értelmezhető a kereskedés. Jellemzően egy ország egy market nodeként jelenik meg a vizsgálatban (néhány országot több market node-dal képeztek le, pl. Olaszország, Luxemburg). Az adatbázis az egyes market node-okra az alábbi adatokat tartalmazza: erőművi kapacitások, gépegységek száma, kényszerjáratások órás felbontású fogyasztás adatsor forgó és egyéb tartalék igény előre rögzített kereskedések a nem ENTSO-E-s országokkal (órás felbontású adat) vízerőművi adatok: kapacitások, heti felbontású vízhozamok, töltöttségi szintek stb. Az erőművi adatok megadásához előre definiált erőműkategóriák lettek meghatározva az adatgyűjtés előtt. Az egyes erőmű kategóriák tüzelőanyag típus és azon belül hatásfok szerint lettek szétválasztva. Egy-egy erőműkategóriára rögzítve van többek közt a hatásfok, a blokkmérethez viszonyított minimális teljesítménybetáplálás és az egységnyi energia előállításával járó CO2 kibocsátás. A megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek modellezésére egy kiegészítő klímaadatbázis is rendelkezésre áll, mely az elmúlt 12 évre tartalmaz minden országra órás szél- és naperőművi termelési - 92

93 faktorokat. Ezek egy arányszám formájában adják meg, hogy az adott market node ilyen típusú erőművi kapacitásának mekkora hányada a ténylegesen betáplálható teljesítmény az egyes órákban. Az adatbázis tartalmazza továbbá a market node-ok közti bilaterális kereskedési lehetőségek maximumát megadó értékeket. Ezek az értékek ún. BTC-k (Bilaterally Agreed Transfer Capacity), melyek a két market node közti kereskedelmi ügyletek összegét korlátozzák és a kereskedés mindkét irányára definiáltak. A 78. ábra a 2030-as évre vonatkozó piaci adatok egy grafikus reprezentációja. Az ábra csomópontokkal jelöli a definiált market node-okat és éllel a köztük definiált kereskedési lehetőségeket. Az ábra nem jelöli az előre rögzített kereskedéseket (pl. UAW>HU irányú rögzített kereskedést). 78. ábra Piacmodell grafikus reprezentációja: piaci csomópontok (market node-ok) régiókódjai és a kereskedési útvonalak Az elemzés egy év órás felbontású szimulációja, melyben minden egyes órára egy-egy optimalizálási feladat kerül összeállítása. A feladat az egyes órákban a modellezett összes market node fogyasztásának a kielégítése a rendszerszintű termelési összköltség minimalizálásával úgy, hogy az alábbi kritériumok teljesüljenek: - minden market node-ban a fogyasztás és a termelés különbsége a bilaterális kereskedésekből adódó szaldóval egyenlő - minden market node termelési szerkezete teljesíti az adott node-ra vonatkozó forgó és egyéb tartalék igényből adódó kritériumokat - 93

94 - a bilaterális kereskedések eredője az egyes metszékeken nem haladhatja meg a vonatkozó BTC értéket - a megújulók betáplált teljesítménye nem haladja meg az adott órára és országra vonatkozó maximális lehetséges betáplálást - a megújulók betáplált teljesítménye nem kevesebb az adott órára vonatkozó maximális lehetséges betáplálásnál kivéve, ha másképp a fenti kritériumok nem teljesíthetők A vizsgálat alatt az erőművi kapacitások éven belüli változásait a TYNDP PEMS vizsgálatai során alkalmazott karbantartási menetrendek alapján modelleztük (amennyiben az rendelkezésre állt). A bemutatott adatstruktúra és kritériumrendszer alapján az elemző program a szimulációs évet kisebb (számítási fázistól függően kéthetes vagy órás) szakaszokra bontja, melyekre egyegy kevert egészértékű lineáris programozási feladatot állít össze, és ezeket egy generikus solver segítségével megoldja. A számítás eredménye az egyes market node-ok termelési adatsorai (erőműtípusonként), kereskedési ügyletei a szimulációs év 8760 órájára. Ezekből az adatsorokból már származtatható az egyes market node-ok vagy országok export-import szaldói, valamint a kereskedelmi ügyletek tranzitja. A kereskedelmi ügyletekből meghatározott országszaldók alapján egy részletes hálózatmodell segítségével becsülhetők a jövőbeli áramlások metszékek, vagy akár egy-egy hálózati elem szintjén. M2.3. Az elvégzett vizsgálatok és azok eredményei Vizsgálatok a primerenergia-felhasználás bemutatására A számítással a 2022, 2027 és 2032-es sarokévekre, 2-2 változatra (optimista és erőműhiányos forrásoldalú) kerültek megállapításra az ország erőműveinek várható nettó betáplálásai. Az egyes változatokhoz a 17. táblázat, a 18. táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2027-es sarokévben és a 19. táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2032-es sarokévbenban összefoglalt magyar erőművi nettó beépített teljesítőképességek (MW-ban) lettek figyelembe véve. Nettó BT [MW] 2022 Optimista Erőműhiányos A hiányos C Erőmű- és B és D Atom Szén "régi" Lignit "régi" Gáz CCGT "régi" Gáz CCGT "új" Gáz OCGT "új" Könnyű olaj Fotovoltaikus Szél Egyéb megújuló Egyéb nem megúj Vízerőmű táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2022-es sarokévben - 94

95 Nettó BT [MW] 2027 Optimista Erőműhiányos A és B Erőműhiányos C Erőműhiányos D Atom Szén "régi" Gáz CCGT "régi" Gáz CCGT "új" Gáz OCGT "új" Könnyű olaj Fotovoltaikus Szél Egyéb megújuló Egyéb nem megúj Vízerőmű táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2027-es sarokévben Nettó BT [MW] Erőműhiányos A hiányos B hiányos C hiányos D Erőmű- Erőmű- Erőmű- Optimista 2032 Atom Szén "régi" Gáz CCGT "régi" Gáz CCGT "új" Gáz OCGT "új" Könnyű olaj Fotovoltaikus Szél Egyéb megújuló Egyéb nem megúj Vízerőmű táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2032-es sarokévben A számítások során figyelembevett éves magyar fogyasztás 2022-ben 42,9 TWh, 2027-ben 44,8 TWh, 2032-ben pedig 46,6 TWh. A vizsgálati esetek során alkalmazott piaci környezet jellemzőit a 20. táblázat foglalja össze. A külső modell sor a 2016-os TYNDP azon szcenárióit jelöli, melybe a módosított magyar csomópont beillesztésre került. Külső modell 2022 Optimista EU Erőműhiányos EU Optimista Vision Erőműhiányos Vision Optimista Vision Erőműhiányos Vision CO2 kvótaár [ /t] táblázat A számítási változatok külső modellje - 95

96 A számítással kapott eredményeket a 3.2 és a 4.2 fejezet mutatja be. Vizsgálatok az ENTSO-E TYNDP szcenárióira A PEMMDB 2020-ra és 2030-ra vonatkozó adatainak felhasználásával egy részletesebb szcenárióelemzést is elvégeztünk. A vizsgálatban a magyar erőművi kapacitások forrása is a PEMMDB (21. táblázat). Típus 2020 Expected Progress 2030 Vision Vision Vision Vision 4 Atom Szén "régi" Lignit "régi" Lignit "új" Gáz CCGT "régi" Gáz CCGT "új" Gáz OCGT "új" Könnyű olaj táblázat Nettó teljesítő képesség [MW] A számítást az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének 2020-as, ún. Expected Progress szcenáriójára és a ra vonatkozó négy víziójára elvégezve az alábbi eredményeket kaptuk. A várható magyar export-import szaldó értékei a 2020-as szcenárióban jellemzően 2900 MW és 700 MW import közé esnek. A as szcenáriók közül az és 3. vízióra 1500 MW import és 1000 MW export közötti értékek jellemzőek, míg a 4. vízióban a feltételezett nagymértékű szélerőművi beruházások miatt akár 4000 MW-nál magasabb exportértékek is felléphetnek. A kapott értékek tartamgörbéit a 79. ábra mutatja be. Expected Progress (2020) Vision 1 (2030) Export [MW] Vision 2 (2030) Vision 3 (2030) Vision 4 (2030) Óra 79. ábra Magyar export-import szaldó tartamgörbéi, optimista forrásoldalú változat,

97 Az egyes erőműtípusok által megtermelt villamos energia mennyiségeket a 80. ábra mutatja be Magyarországra. Az egyéb megújuló és egyéb nem megújuló kategóriák a különböző típusú kiserőművek összesített termelését jelölik Villamos energia [GWh] Expected Progress (2020) Vision 1 (2030) Vision 2 (2030) Vision 3 (2030) Vision 4 (2030) Atom Szén "régi" Lignit Gáz CCGT "régi" Gáz CCGT "új" Gáz OCGT "új" Könnyű olaj Egyéb megújuló Egyéb nem megújuló Szél Nap Víz Import szaldó 80. ábra Magyar villamosenergia-termelés megoszlása erőműtípusok szerint (optimista forrásoldalú eset, 2030) A 2030-as sarokévre végzett számítások során az 1. és 2. vízió mindkét új paksi blokk megépülésével számol, míg a 3. és 4. vízió csak 1 új paksi blokk üzemét feltételezi. Ennek megfelelően a hazai fogyasztás fedezésének elsődleges forrása a 2020-as szcenárióban az import (15,5 TWh) és az atomenergia (14,1 TWh), míg a 2030-as szcenáriókban a két paksi atomerőmű (30,5 TWh az 1. és 2. valamint 22,3 TWh a 3. és 4. vízióban.). A 4. vízió agresszív magyar szélerőművi kapacitásbővűlést feltételez, melynek eredményeképp a szélerőművi termelés is jelentőssé válik, közelítőleg 15,3 TWh-s értékre növekszik, exportossá téve az országot 8,9 TWh-s szaldóval. A szimuláció eredményeként kapott szaldóértékek és egy megfelelő hálózatmodellből nyert PTDF mátrix segítségével közelítőleg meghatározhatók a jövőbeli kereskedések által okozott áramlások is. A számítást a magyar határkeresztező vezetékekre végeztük el, melyeket az egyes metszékekre és a teljes szimulációs évre összesítve a 81. ábra bemutatott eredmények adódtak. - 97

98 Expected Progress 2020 Vision Vision Vision Vision Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl) HU>SK HU>UA HU>RO HU>HR HU>SI HU>RS HU>AT 81. ábra Magyar metszékeken áramló villamos energia (optimista forrásoldalú eset, 2030) A 2020-as sarokévi szcenárióban, valamint a 2030-as 1. és 2. vízióban a szlovák, ukrán és román metszékekre import irányú áramlás, a szerb, horvát, szlovén és osztrák metszékre export irányú áramlás adódott. A magas CO2 kvótaárat feltételező 3. vízióban jelentős import villamos energia az ukrán és osztrák metszéken jellemző, melynek egy része a déli határon exportálódik. A szintén magas CO2 kvótaárat, továbbá magas magyar szélerőművi kapacitást feltételező 4. vízióban a szlovák és a román metszék szaldója exportossá válik, csak az osztrák és ukrán metszéken adódott import. A határkeresztező távvezetékeken áramló teljesítmény ismeretében a tranzitáramlások is meghatározhatók, melyek menetdiagramjait a 82. ábra mutatja be Tranzit [MW] Óra 82. ábra Tranzitáramlás tartamgörbéje az összes esetre (2030) Expected Progress 2020 Vision Vision Vision Vision Az ábráról leolvasható, hogy a magas importú 2020-as szcenárióra és az exportos 4. vízióra (2030) adódtak az alacsonyabb tranzitáramlások (jellemzően 700 és 2700 MW közötti értékekkel). A legmagasabb tranzitáramlások az 1. vízióban léptek fel, 2350 és 3650 MW közötti értékekkel. - 98

99 M2.4. Összegzés A bemutatott összeurópai adatszolgáltatásra épülő kereslet-kínálat elemzés lehetővé teszi az országok villamosenergia-piaci helyzetének a közép- és hosszú távú előretekintő elemzését. Az elemzés eredményeit felhasználva a villamosenergiakereskedelem áramlásokra gyakorolt hatása is becsülhető. Az elvégzett vizsgálatok bemenő adatként szolgálnak a Hálózatfejlesztési Terv idősor-szimulációs vizsgálataihoz is. A 2020-as és 2030-as évre végzett számítások alapján kijelenthető, hogy a jövőben megvalósuló erőművi létesítésektől és a meglévő erőművek piaci pozíciójától függően az ország jelentős mennyiségű (éves szinten 15 TWh-t meghaladó) villamosenergia-importra szorulhat, de nem zárható ki, hogy akár 9 TWh-t exportáljon az ország éves szinten. Az elemzés olyan hálózatfejlesztési projektek értékelésére is alkalmazható, melyek hatása a bemenő adatok változásával (pl. metszékeken történő kereskedés határértékének növekedése) számszerűsíthető. Az elemzéssel becsülhetők a TYNDP-s projektek értékelésekor alkalmazott ún. Cost Benefit Analysis egyes indikátorai is. - 99

100 M3. A termelés megfelelőségének előrejelzése (generation adequacy assessment) M3.1. Termelésmegfelelőségre vonatkozó előrejelzések célja, jelenlegi rendszere Az Európai Közösség egészére kiterjedő tízéves hálózatfejlesztési tervek, illetve erőművi kapacitáselemzések elkészítését a 714/2009/EK rendelet írja elő, összeállításuk az európai villamosenergia-ipari átviteli rendszerirányítókat összefogó szervezet, az ENTSO-E feladata. E jogszabály a termelés megfelelőségére vonatkozó előrejelzésnek (generation adequacy outlook) nevezi az erőművi kapacitáselemzéseket. A 8. cikk értelmében az európai előrejelzésben az szerepel, hogy a villamosenergia-rendszer általában véve mennyire képes megfelelni a jelenlegi, illetve a következő ötéves időszakra, valamint az előrejelzés időpontjától számított 5 és 15 év közötti időszakra előre jelzett villamosenergiaigény ellátásának. A termelés megfelelőségére vonatkozó európai előrejelzés az egyes átvitelirendszerüzemeltetők által a termelés megfelelőségére vonatkozóan készített nemzeti előrejelzéseken alapszik. A termelésmegfelelőségi előrejelzés 2011 és 2015 között Scenario Outlook & Adequacy Forecast (SO&AF) címmel jelent meg tól a termelésmegfelelőségi előrejelzés új elnevezése Mid-Term Adequacy Forecast (MAF). Az összeurópai, egységes keretek mellett készülő kapacitáselemzések elsődlegesen európai szintű áttekintést adnak és a rendszer méretéből, összetettségéből adódóan számos elhanyagolással élnek. Ezt szem előtt tartva fontos szerepe van a nemzeti szintű elemzéseknek. A közelmúlt fejlődési tendenciáit, a piacintegrációs folyamatokat, illetve a megújuló alapú villamosenergia-termelést figyelembe véve egyre kevésbé megkerülhető a regionális forrásoldali kapacitáselemzés. 22 A jelenlegi keretrendszerben elsősorban a tagállamok feladata a forrásoldali ellátásbiztonság megteremtése, az ellátásbiztonsági kockázatok azonosítása, indokolt esetben ellátásbiztonsági kritériumok meghatározása. Egységes összeurópai szabályozás hiányában jelenleg a tagállamokban eltérő megközelítések vannak e téren. A piacmodellről szóló közlemény 23 szerint olyan egységes szempontrendszeren alapuló rendszermegfelelőségi értékelés szükséges, ami figyelembe veszi a tagállamok közötti összeköttetések, a határkeresztező kapacitások, az időjárásfüggő megújuló energiaforrások, a tárolási lehetőségek, a keresletoldali válaszintézkedések és a kapcsolódó európai szakpolitika szerepét. A nemzeti szintű erőművi kapacitáselemzések elkészítése Európában jelenleg nem követ egységes gyakorlatot. Nagy különbségek tapasztalhatók többek között a felépítés, módszertan, időtáv tekintetében. Számos országban nem tesznek közzé termelésmegfelelőségi előrejelzéseket erre vonatkozó nemzeti szintű jogi előírás hiányában. Az erőművi kapacitáselemzések esetében két alapvető módszertani megközelítés létezik: a determinisztikus, illetve a valószínűségi számítási eljárás. A korábban általánosan elterjedt, az UCTE, illetve ENTSO-E gyakorlatban is alkalmazott determinisztikus eljárás rögzített időpontokra készített rendszerszintű teljesítménymérlegeken alapul. Az erőművi kapacitások rendelkezésre állását, illetve a különböző csökkentő tényezőket (állandó és változó hiány, kényszerkiesés, karbantartás) rögzített értékekkel veszi figyelembe. A forrásoldali ellátásbiztonság értékelésére determinisztikus ellátásbiztonsági mutatók szolgálnak, így például a teljesítménymérlegből kiadódó maradó teljesítmény, vagy a csúcsterhelésre vonatkoztatott kapacitástartalék. Ezzel szemben a valószínűségi alapú (sztochasztikus) megbízhatósági módszertan az erőművek rendelkezésre - 100

101 állását valószínűségi változóként kezeli, és az egyes erőműblokkokra felvett kényszerkiesési valószínűségek alapján, analitikus vagy szimulációs eljárások segítségével valószínűségi ellátásbiztonsági mutatókat határoz meg. Az utóbbi években az európai villamosenergia-ipari átviteli rendszerirányítók körében széles körben elterjedt a szimulációs módszerek használata, amelynek fontos eleme az időjárásfüggő megújuló alapú villamosenergia-termelés, illetve a hőmérsékleti hatások szimulációja megfelelő adatsorok segítségével. Az országonként alkalmazott módszertan eltéréseire néhány példát tartalmaz a 22. táblázat egy 2013-ban készült európai felmérés adatai alapján. Ország Módszertan Belgium valószínűségi Csehország valószínűségi Finnország valószínűségi Franciaország valószínűségi Hollandia valószínűségi Írország valószínűségi Magyarország valószínűségi Nagy-Britannia determinisztikus, valószínűségi Németország valószínűségi Románia valószínűségi Spanyolország determinisztikus Svédország determinisztikus 22. táblázat. Közép-és hosszú távú forrásoldali kapacitás-előrejelzés módszerek M3.2. MAF módszertan A villamosenergia-ellátás piaci és szabályozási környezetében, valamint forrásösszetételében bekövetkezett változások nyomán az ellátásbiztonság kérdésköre egyre inkább középpontba kerül. Elsősorban a piacintegrációs folyamatok, valamint az időjárásfüggő megújuló alapú villamosenergia-termelés növekvő részaránya teszi szükségessé az elemzési módszertan megújítását. Az Európai Bizottság által 2012-ben létrehozott ECG (Electricity Coordination Group) 2013-ban almunkacsoportot kért fel az európai termelésmegfelelőségi előrejelzések felülvizsgálatára (ECG Subgroup on Generation Adequacy) és az almunkacsoport jelentése alapján módszertani ajánlásokat fogalmazott meg az ENTSO-E felé. Az ajánlásokat követve az ENTSO-E 2014-ben módszertani javaslatot dolgozott ki és azt az iparági szereplőkkel konzultáció keretében véleményeztette. 24 Az új módszertan elemei fokozatosan, több lépcsőben kerülnek bevezetésre nyarától a megújított módszertan jegyében az ENTSO-E középtávú MAF kapacitás-előrejelzési tanulmányaiban valószínűségi alapú ellátásbiztonsági mutatókat tesz közzé, amelyek meghatározása szekvenciális Monte-Carlomódszeren alapszik. A valószínűségi alapú számításoknál a villamosenergia-rendszerek forrásoldali rendelkezésre állását befolyásoló tényezők előfordulási valószínűségét veszik alapul. Összetett erőműrendszerek esetében különösen jelentősebb energiatárolókapacitás esetén a valószínűségi ellátásbiztonsági mutatók meghatározása szimulációval történik. A megfelelőség számszerűsítéséhez meghatározható valószínűségi alapú ellátásbiztonsági mutatók közül a legelterjedtebbek a LOLP, valamint a LOLE

102 A LOLP (hiányvalószínűség vagy terheléskorlátozás valószínűsége Loss of Load Probability) ellátásbiztonsági mutató annak valószínűségét adja meg, hogy a villamosenergia-rendszer forrásoldali kiesései következtében a villamosenergiarendszer felhasználói teljesítményigénye meghaladja a rendelkezésre álló kapacitásokat, tehát egy adott időpontban jelentkező villamosenergiaigényt nem lehet kielégíteni. A LOLP valószínűségi mértéket az alábbi összefüggés definiálja: LOLP = P C = C ahol P L > C = p t 100 CA: rendszerszinten rendelkezésre álló villamos teljesítőképesség egy adott vizsgálati időintervallumban, MW Cj: rendszerszinten rendelkezésre álló teljesítőképesség egy konkrét értéke, MW L: rendszerterhelés, MW pj: annak a valószínűsége, hogy a rendszerszinten rendelkezésre álló teljesítőképesség éppen CA=Cj nagyságú tj: annak az időnek a százalékos aránya, amikor L meghaladja Cj-t Az összefüggés alapján a LOLP annak az együttes valószínűsége, hogy a rendszerszinten rendelkezésre álló teljesítőképesség éppen CA=Cj nagyságú és a rendszerterhelés meghaladja ezt az értéket. A LOLE (várható hiánygyakoriság, illetve hiányidőtartam Loss of Load Expectation) mutató az év azon óráinak száma, amelyekben egy előre meghatározott valószínűséggel teljesítményhiánnyal kell számolni. Egy adott időszakra például egy teljes évre számítható ki. Az EENS (nem szolgáltatott energia várható értéke Expected Energy Not Supplied vagy Expected Energy Not Served), illetve az ENS (nem szolgáltatott energia Energy Not Supplied vagy Energy not Served) mutató azt az energiamennyiséget jelöli, amely egy előre meghatározott valószínűség mellett a fogyasztóknak várhatóan nem áll majd rendelkezésre. Ez a mutató ugyancsak egy adott időszakra például egy teljes évre vonatkozik. A évi, első kiadású, MAF után a módszertanban néhány dolog megújításra, fejlesztésre került. A cél továbbra is az összeurópai rendszermegfelelőségi eljárás egységesítése, pontosítása. A modellezési eljárásban az alábbi fejlesztések történtek: vízerőművek optimalizálása, hőerőműves kényszerkiesések modellezése finomításra került; a fogyasztóoldali válaszintézkedések (Demand Side Response DSR) igénybevételére a rendszerirányítóktól kapott információk alapján különböző árak (pl. ipari vagy háztartási DSR) lettek meghatározva a részletesebb, pontosabb modellszámítások elvégzése érdekében. A modellezési eljárással kapcsolatos fejlesztésén túl a rendszerirányítók segítségével különböző bemeneti paraméterek finomítására is sor került: egységesítették az ENTSO-E adatbázisokat, így a MAF és a TYNDP forgatókönyvei, vizsgálatai ugyanazon adatbázison alapulnak; az éghajlati adatok bővítése, az átfogó éghajlati adatkészletek bevezetése segíthet a szélsőséges időjárások (pl. extrém hideg, hőhullámok, szélcsendes időszakok, napfogyatkozás stb.) megfelelő modellezésében. A 2016-os adatbázist kiterjesztették 34 db különböző, órás bontású ún. környezeti évre, melyek nap-, szélés hőmérsékleti adatokat is tartalmaznak; további forgatókönyvben szerepelnek azon erőművekről adatok, amelyeknél nagy a kockázat, hogy a gazdasági körülmények (pl. kapacitáspiac hiányában vagy kedvezőtlen piaci feltételek mellett) leállításra kerülhetnek. A szimulációs eljárás nagyszámú évre sorozatfuttatást végezve minden órára meghatározza a nem szolgáltatott energia (ENS) értékét. Amennyiben egy-egy órára nullánál nagyobb érték adódik, az - 102

103 megfelelőségi problémát jelez. A nagyszámú évre adódott eredményeket összesítve adódik ki az egyes országokra (néhány esetben országokon belüli piaci zónákra) az ellátásbiztonsági mutatók alakulásának tartománya, illetve azok várható értéke. A tanulmány számításai két sarokévre, 2020-ra és 2025-re vonatkoznak és a SO&AF tanulmányoktól eltérően, ahol két változat szerepelt csak egyféle erőművi kapacitásösszetételt vizsgálnak. A nagyszámú évre végzett sorozatfuttatás a kritikus helyzetek előfordulásának azonosítását segíti. Jól ismert a fűtési vagy hűtési igények rendszerterhelésre gyakorolt országonként eltérő mértékű hatása, vagy a csapadékviszonyok alakulásának jelentősége a vízerőművi termelés szempontjából. A szélerőművek, napelemek termelésének modellezése az ENTSO-E Összeurópai Éghajlati Adatbázis (Pan-European Climate Databane PECD) felhasználásával történik. Így pl. 12 évre órás korrelált szél- és naperőmű-tényező idősorok állnak rendelkezésre. A 83. ábra a szimuláció két szélsőséges esetét szemlélteti: egy kritikus és egy normál, ellátásbiztonsági kockázattal nem járó szituációt. 83. ábra A szimuláció két szélsőséges esete M3.3. Hazai közép- és hosszú távú vizsgálatok A magyar villamosenergia-rendszerre a korábbiakban is készültek analitikus módszerekkel LOLP számítások, azonban az előzőekben említett ANTERES szoftver segítségével lehetővé válnak a regionális szintű, szekvenciális Monte-Carloszimulációs számítások. A szoftverrel végezhető hazai és regionális ellátásbiztonsági elemzések és hatásvizsgálatok készítésére elsősorban a nagyarányú importkitettség miatt van szükség. Az ANTARES alkalmas a regionális villamosenergia-rendszerek termelésének közelítő modellezésére, illetve egyes ellátásbiztonsági mutatók (LOLP, LOLE, EENS) meghatározására. A jövőbeli kereslet-kínálat alakulásának szimulációja órás időlépéssel, alapértelmezés szerint egyéves időszakra történik. A program erőmű-csoportonként kiszámítja az egyes erőműtípusok órás terhelését, a termelés változó költségét, valamint megadja a piaci zónák közötti kereskedelmi áramlások szaldóját

104 84. ábra Monte Carlo szimuláció Az itt bemutatott számítások a hazai villamosenergia-rendszerre vonatkoznak. A hőerőművi és kiserőművi teljesítőképesség adatok a 2016-os forráselemzési tanulmányból indulnak ki. Az erőművi alapadatok a forráselemzési tanulmány optimista, illetve erőműhiányos forrásoldalú változatainak, illetve a 2021, 2026 és es sarokéveknek felelnek meg. Számítási alapadatok A szimuláció elvégzéshez az alábbi alapadatokat használtuk fel: hőerőművek beépített (blokkonkénti) teljesítőképessége, energiahordozó típusa, határköltsége, fajlagos szén-dioxidkibocsátása megbízhatósági jellemzők napi bontásban (TMK átlagos időtartama, TMK tényező, kényszerkiesés átlagos időtartama, kényszerkiesési tényező, karbantartási ráta) órás rendszerterhelés egy teljes évre szél- és naperőművi termelés órás idősorai tizennégy évre (ENTSO-E PECD) órás becsült vízerőművi termelés egy teljes évre kiserőművek órás termelése egy teljes évre Az erőművek termelési költségeinek megadásánál az ENTSO-E összeurópai piacmodellezési adatbázisára támaszkodtunk. Az ellátásbiztonsági vizsgálatok különböző változataiban a magyar forrásoldali összetétel megegyezik a 3.1 és a 4.1 fejezetekben ismertetett teljesítőképességmérlegekkel. Számítási eredmények, értékelés Az eredmények értékelhetősége szempontjából döntő jelentőségű az alapadatok minősége. Jóllehet a távlati elemzések esetében jelentős a bizonytalanság az erőmű-létesítések, illetve -leállítások terén, fontos, hogy lehetőleg csak olyan kapacitások szerepeljenek, amelyekre nagy biztonsággal lehet számítani. A meglévő erőművek jelenlegi kihasználása irányadó lehet a gazdaságosság, és ezzel összefüggésben a távlati kapacitásfenntartás szempontjából. A számítási eredmények az mutatják, hogy a magyar villamosenergia-rendszernek továbbra is nagymértékben szüksége lesz az importforrásból származó villamos energiára. Leginkább rövid és középtávon, mivel nem látszanak új hazai beruházások. A forrásoldal megfelelősége emiatt nagyban függ attól, hogy a környező országokban rendelkezésre fognak-e állni - 104