Jelentkezési határidő: január Nemzetközi fűtés-, szellőzés-, klíma- és szanitertechnikai szakkiállítás

Átírás

1 ENERGETIKA M A G Y A R XXIII. évfolyam, 6. szám 216. december Alapította a Magyar Energetikai Társaság Együttműködő szervezetek: Magyar Atomfórum Egyesület, Magyar Kapcsolt Energia Társaság, Magyar Napenergia Társaság, Magyar Távhőszolgáltatók Szakmai Szövetsége Felelős szerkesztő: Civin Vilmos Mobil: 6-2/ vcivin@cviker.hu Szerkesztőbizottság: Buzea Klaudia, Civin Vilmos, dr. Czibolya László, dr. Emhő László, dr. Farkas István, dr. Garbai László, dr. Gács Iván, Kozmáné Pocsai Zsófia, Újhelyi Géza, Welsz Ágnes, Zarándy Pál Szerkesztőség: Kiadó: Mérnök Média Kft Budapest, Róbert Károly krt. 9. Telefon: Fax: Laptulajdonos: Magyar Energetikai Társaság 194 Budapest, Ferenc krt. 23. II. em. 2. Telefon/fax: Tervezőszerkesztő: Büki Bt. Borítóterv: Metzker Gábor Nyomda: Prospektus Kft. Felelős vezető: Szentendrei Zoltán ügyvezető igazgató ISSN: tartalom Gerse Károly: Regionális piacok, importforrások, kapacitásigény 2 9. Nemzetközi fűtés-, szellőzés-, klíma- és szanitertechnikai szakkiállítás 5. Nemzetközi megújuló energia szakkiállítás 217. április 5 9. Jelentkezési határidő: 217. január 15. Levelet hozott a posta, és mindjárt kettőt is. Nem mondanám, hogy ez szokatlan, de nem túl gyakori, az bizonyos. Ráadásul olyan leveleket, amelyek kiemelt figyelmet érdemelnek, mert nem meghívók, értesítések, vagy valamely vállalat nagyszerű eredményire hívnák fel a figyelmet, hanem érdemi levelek. Az első Erdélyből, Bihar megye székhelyéről, Nagyváradról érkezett. Küldője akivel a MET jubileumi ünnepségén személyesen is találkozhattunk elismeréssel ír egy korábban megjelent szakmai cikkünkről, és kiegészítésképpen elénk tár néhány fontos részletet és adatot a román villamosenergia-rendszerrel kapcsolatban. A levelet teljes terjedelmében olvashatják lapukban. A másik levelet is egyik korábbi szerzőnk írta, aki azt nehezményezi, hogy igaz, hónapokkal ezelőtt két klímaszkeptikus hangnemben (!) íródott cikket is közöltünk, jóllehet a nemzetközi szakmai tudományos közösség számára a jelenségek mögötti modell annyira tiszta, hogy bár egyes részletei vitatottak, maga a modell nem. Sajnos, nincs elég helyünk arra, hogy a többszöri levélváltást teljes terjedelmében közöljük, nem is vagyunk biztosak abban, hogy ez szükséges vagy éppenséggel tanulságos lenne. Olyan vitákat sem szeretnénk indítani, amelyek, bár minden bizonynyal csiszolnák az abban résztvevők elméjét, de 1%-os mértékben nem igazolt és a jelenben be sem bizonyítható tudományos megállapításokról szólnak. Nevezetesen arról, hogy milyen mértékű szerepe van a szén-dioxidnak az egyoldalú, a globális felmelegedés felé irányuló klímaváltozásban. Lapunk felelős szerkesztője a levélre adott válaszában megengedte magának leírni, hogy ismeretei szerint a levélíró által is említett tudományos közösség többségének sikerült a világ vezető politikusait meggyőzni, akik, bár eddig sem siettek túlzottan a klímaváltozás elleni küzdelemről szóló nemzetközi megállapodásokat aláírni, majd azoknak a jogrendjükbe iktatását (ratifikálását) szorgalmazni, de legalább ebben a kérdésben már ami a kiadott közös közleményeket illeti a lehető legteljesebb egyetértést mutatták. Mármint arról, hogy a klímaváltozás valós (ezt eddig sem vitatta senki), és a légkörben növekvő mennyiségben jelenlévő szén-dioxid a legfőbb felelős ezért. Legalábbis eddig. A legutóbbi hírek szerint ugyanis november 8-át követően nemcsak a világ legnagyobb szélturbina-gyártó vállalatának részvényei kezdtek mélyrepülésbe, hanem számos más, a megújuló energiahordozókkal összefüggésbe hozható iparágak társaságaié sem mozogtak másfelé. A piac, úgy tűnik, érzékenyen reagál a megválasztott új amerikai elnöknek azokra a meglepő kijelentéseire, amelyek egyike szerint utálom a szélerőműveket, és amit csak lehet, meg fogok tenni ellenük. Donald Trump nem egy alkalommal nyilatkozott enyhén szólva klímaszkeptikus hangnemben, például úgy, hogy a globális felmelegedés egy Kínában kitalált átverés. Akik követték az elnökválasztási kampányt, tőle és riválisától is meglehetősen sok olyan mondásra figyelhettek fel, amelyek semmi mást, mint kommunikációs előnyszerzési célokat szolgáltak. A piac azonban érzékenyen reagál az ilyenekre is. Mégis. Mindannyian tudjuk, hogy a végső döntéseket a politikusok hozzák meg. Vélhetőleg nagy körültekintéssel és kellő mérlegelést követően. Reménykedjünk. És ami e lapot illeti adjunk fórumot mindenkinek, aki jó szándékkal és kellő megalapozottsággal kívánja a maga igazáról meggyőzni a szakmai, tudományos társadalmat és annak megfelelően pozicionált képviselői által a döntéshozókat. Ennél többet nem nagyon tehetünk, de ennyit legalább tennünk kell. Tihanyi László, Kis László: Geotermikus erőmű modellezése szerves Rankine- és Kalina-körfolyamatokban 2 Dudás Gergely, Havas Márton, Jakab Péter: 25 éves a Magyar Energetikai Társaság - Jubileumi rendezvény és a Kárpátmedencei Magyar Energetikusok XX. Szimpóziuma 26 Kozmáné Pocsai Zsófia: Renewable EnergyCon Nagy Zoltán: A hazai és nemzetközi villamos energia végfelhasználói árelemei és hatásuk az ipar versenyképességére 32 Szilágyi Zsombor: Kőolaj, földgáz és Oroszország 4 Szilágyi Zsombor: A kőolaj árának áldozatai 43 METÁR Nemzetközi konferencia az új, prémium típusú támogatási rendszerekről 46 Nagy Bálint, Vörös-Bene Attila: GasCon

2 VILLAMOSENERGIA-PIAC Gerse Károly Regionális piacok, importforrások, kapacitásigény Egy korábbi közleményben [1] összefoglaltuk a villamosenergia-import és a tőzsdei árak alakulását, és utaltunk a várható folyamatokra. Abban az elemzésünkben azonban néhány utalástól eltekintve nem tértünk ki a közép-kelet-európai (CEE) országok befolyására. Jelen közlemény e hiányt is pótolva, az időközben megerősödő tendenciák figyelembevételével kísérli meg a hazai ellátásbiztonság értékelését, a szerző véleménye alapján indokolt beavatkozásokra is utalva 1. Piaci alapvetések A regionális villamosenergia-kereskedelem tendenciáinak áttekintése előtt célszerű a piaci szereplők viselkedését, ezzel a piaci folyamatokat is meghatározó gondolkodásmód alapjainak összefoglalása. Feltételezzük, hogy a piaci szereplők racionálisan, a saját gazdasági érdekeiket figyelembe véve döntenek. A termelők: csak akkor lépnek piacra, ha a várható piaci árak fedezik a piacra lépési (változó + várható energiaértékesítésre átlagolt indítási, leállítási) költségeiket, értékesítésüket csak akkor növelik, ha a piaci árak a többlettermelés növekményköltségét fedezik, változó költségeiket nem fedező, akár negatív piaci árak esetén is piacon maradhatnak, amennyiben a rövid időtartamú leállás miatti, várható eredménycsökkenés nagyobb a veszteséges értékesítésből adódó veszteségnél, így a spot piaci árak esetenként kisebbek lehetnek az aktuális kereslet kielégítéséhez szükséges legutolsó egység határköltségénél, összes költségeiket nem fedező piaci bevétel esetén tevékenységük szüneteltetésére, az eladósodás visszafordíthatóságának reménytelensége esetén felhagyására kényszerülnek. Jellemző továbbá, hogy: A termelők, kereskedők a villanyt azokon a piacokon értékesítik, ahol nagyobb nyereséget érnek el, így a villamos energia kereskedelmi áramlásának iránya az árak viszonyát is jelzi. A kínálati viszonyok az egyes (különösen az időjárásfüggő megújuló) források rendelkezésre állásától függően időben változhatnak, így az egyes piacok közötti árkülönbségek előjelei, ezzel a kereskedelmi áramlások irányai még azonos keresleti viszonyok esetén is módosulhatnak. Értékesítésre, beszerzésre forward ügyletekkel és spot (azaz másnapi vagy napon belüli) piacokon is sor kerül. Míg utóbbiak ára az aktuális kereslet-kínálati viszonytól függ, addig a forward ügyletek (például árveréseken történő értékesítés, ellátási tendereken történő beszerzés stb.) árai eltérhetnek az aktuális vagy a szállítások időpontjában kialakuló keresletikínálati viszonyoktól, nagyságukat a szereplők várakozásai határozzák meg. Így a spot piacinál nagyobb és kisebb árú forward ügyletekre is sor kerülhet. A fizikai forward ügyletek miatt, amelyek az ügyletben érintett források termelését meghatározzák (és finanszírozzák), a piacon megjelenő a forward ügyletekben lekötötteknél olcsóbb kínálat korlátozott kereslet esetén csak akkor juthat piacra, ha az érintett, előre lekötött forrásokkal rendelkezni jogosultak termelésüket spot piaci beszerzésre cserélik. Utóbbira azonban a leállítási, indítási idők, e tevékenységekhez kapcsolódó költségek és rendelkezésre állási kockázatok miatt csak alkalmilag kerül sor. A határkeresztező kapacitások aukciókon történő lekötésére a szállításokat megelőzően, a piaci szereplők várakozásai alapján kerül sor. Így az e kapacitások használatáért fizetett díjak általában nem a tényleges piaci árkülönbségeket, hanem a szereplők árkülönbségre vonatkozó várakozásait tükrözik. Az árak a várakozások mellett a szállítani tervezett mennyiségektől és a rendszerüzemeltetők által aukcióra bocsátott határkeresztező kapacitások nagyságától is függnek (kis szállítási igény esetén kis kapacitáskínálatnál is alacsony árak alakulhatnak ki). A jogosultságok kihasználására csak akkor kerül sor, ha a tényleges szállításokat megelőzően várható árkülönbségek megfelelnek az előzetes várakozásoknak, vagy nagyobbak azoknál. A rendszerüzemeltetők által mért, a statisztikákban szereplő határkeresztező forgalmakat a kereskedelmi ügyletek öszszessége alapján kialakuló, az együttműködő rendszer jellemzőinek megfelelő, Kirchhoff-törvények szerinti áramlások határozzák meg, így az egyes metszékeken mért értékekből a szállított villamos energia eredetére nem lehet pontosan következtetni. Az egyes országok kereskedelmi szaldója csak az import/ export tényét mutatja, azok eredetére vagy céljára nem ad információt. A regionális értékelések alapján is csak a vevő/ eladó pozíciók állapíthatók meg, a tényleges forrás vagy cél nem. Új termelő berendezésekbe csak akkor történik befektetés, amennyiben a berendezés gazdasági élettartama alatt valószínűsíthető jövedelemből a befektetők legalább az azonos kockázatú más befektetésekkel azonos haszonra számíthatnak. Import-export forgalom, forráshelyzet Magyarország a regionális villamosenergia-kereskedelemben fordítókorong-szerepet tölt be. A hazai fogyasztók felé továbbértékesíthető, hazai erőműveket kiszorító import mellett az import jelentős részét továbbexportálják. A kereskedelmi áramlás fő iránya észak- 2

3 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA Import-export szaldó (GWh/év) Románia 8 Szerbia Horvátország Ukrajna Ausztria Szlovákia ábra. A feketeszén-tüzelésű erőművek termelési aránya 215-ben [1] Import-export szaldó (GWh/év) Litv ánia Németország - Ukrajna Svédország -8 Ausztria -1 Magyarország ábra. Összesített cseh, lengyel, szlovák import-export szaldó dél, illetve kelet-délnyugat. Míg a hazai igényeket kielégítő import az utóbbi években folyamatosan növekszik, addig a reexport nagysága (mint az 1. ábra mutatja) széles határok között változhat. Az egyes években importáló országok más években eladóként jelenhetnek meg, és viszont. Az import döntő része Szlovákia felől érkezik, a valódi források távolabb keresendők [1]. Az összesített cseh, lengyel, szlovák import-export forgalmat elemezve (2. ábra) megfigyelhető, hogy a fő exportirányok, Ausztria, Magyarország, változatlanok. Látható, hogy az Ausztria irányú áramlás általában kissé nagyobb a Magyarország irányúnál. Ukrajna felé az exportszaldó a Kirchhoff-törvényeknek megfelelő áramláseloszlás miatt alakul ki, a szlovák-ukrán határmetszéken Ukrajnába áramló energia a munkácsi alállomáson visszafordul Magyarország felé. Ez magyarázza, hogy az 1. ábrán korrigált export-import forgalmat tüntetünk fel, a Szlovákiából érkező importot növeltük, az Ukrajnából érkezőt csökkentettük a szlovák-ukrán határmetszéken lebonyolított forgalommal. A korábbi években Németország felé irányuló lengyel export az utóbbi két évben növekvő nagyságú importtá változott. Jelentős nagyságú lett a NORDEL piacról tengeralatti kábelen érkező villamos energia mennyisége is. A lengyel-litván összeköttetés 215 novemberében készült el, így csak az ábrán nem látható, szerény forgalom volt. A három ország külkereskedelmi többletét (3. ábra) vizsgálva megállapítható, hogy Lengyelország kereskedelmi többlete az utóbbi években lényegében eltűnt, egyedül Csehországnak van csökkenő mértékű kereskedelmi többlete. Külkereskedelmi többlet (GWh/év) ábra. Külkereskedelmi többletek alakulása Csehország Lengyelország Szlovákia Az előbbi, felszínen látható folyamatok és a várható jövőkép elemzéséhez indokolt egyes, a hazai importot meghatározó országok forráshelyzetének áttekintése: Ausztria (4. ábra) elegendő hagyományos beépített kapacitással rendelkezik az utóbbi években 11 5 MW-ot megközelítő csúcsigények kielégítéséhez. A korrigált beépített teljesítőképességek 2 és csúcsigények arányát összefoglalóan az 5. ábra mutatja. Az Ausztriára számítható arány a legnagyobbak közé tartozik. A források közel kétharmadát vízerőművek, más megújuló erőművek adják, és részarányuk növekszik. 215-ben a fosszilis tüzelőanyagot felhasználó erőművek beépített teljesítőképessége mintegy 31 MW-tal Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 4. ábra. Ausztria beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 3 3

4 VILLAMOSENERGIA-PIAC Korrigált tejesít képesség/csúcsigény 1,8 1,6 1,4 1,2 1,8, ábra. Korrigált teljesítőképesség és csúcs igények 4 arányának változása Ausztria Csehország Horvátország Magyarország Lengyelország Románia Szerbia Szlov énia Szlovákia Németország csökkent, az ÖVG állami villamos társaság csaknem minden hagyományos erőművét leállította. Míg 212-ig a hazai termelés általában meghaladta a fogyasztást, addig 213-tól kezdődően a fosszilis bázisú termelés csökkenésével nőtt az import (215-ben mintegy 1 TWh) nagysága, exportra csak német, cseh többletből, illetve a megújuló erőművek feleslegéből kerülhet sor. Ausztria a nagyobb igényű, szárazabb, január-márciusi időszakokban a magyar piacról is rendszeres importra szorulhat. Csehországban (6. ábra) a csúcsigényeket mintegy kétszeresen meghaladó beépített teljesítőképesség van, az 5. ábrán megfigyelhető, hogy a vizsgált országok közül Csehország esetében a legnagyobb a korrigált teljesítőképesség és a csúcsigény aránya. A források mintegy 2%-át atomerőművek, közel felét lignit- és kőszéntüzelésű erőművek teszik ki. Növekszik a megújuló források részaránya, ami elsősorban napelemekből áll, de 215-ben 85 MW-tal biomassza-erőmű is megjelent a mérlegben. A termelés az ábrákon vázolt években TWh-val meghaladta a hazai igényeket, a többletet a korábbi években Németország felé is, 215-ben (mintegy 12,8 TWh-t) már csak Ausztria és Szlovákia irányába exportálták. A fosszilis bázisú (döntően szén-) erőművek kihasználása folyamatosan csökkent, a 21-es 447 h/év csúcskihasználási óraszám-értékről 214-ben 346, 215- ben 378 h/év értékre. Lengyelországban (7. ábra) a döntően kőszén- és lignitbázisú beépített teljesítmények meghaladják a csúcsigényeket. Utóbbiak átlagos csúcskihasználási óraszáma 44 (214) és 47 (21-211) között változott. Gyorsuló ütemben nőtt a megújuló (elsősorban szél-, kisebb mértékben biomassza-) erőművek teljesítőképessége. Míg a korábbiakban (3. ábra) egyes években 5 TWh-t is meghaladó mennyiségben exportáltak, addig a lengyel szénbázisú villamosenergia-termelés versenyképtelenné válásával 214-ben (az éves összesített forgalmat tekintve) kiszorultak az exportpiacról. A lengyel kőszén világpiaci versenyképtelenségével, ezzel az értékesítési lehetőségek csökkenésével a lengyel szénbányák jelentős része nehéz helyzetbe került. Politikai szinten felvetődött az 199-es évek elején végrehajtott hazai bánya-erőmű integrációhoz hasonló megoldás is. Bizonyos, hogy a lengyel szénbányászat jövője és az európai szén-dioxid kvótake Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Atomer m Termelés 6. ábra. Csehország beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 16 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Megújuló Fosszilis er ek Ato er Ter elés (TWh/é ) Egyéb források Vízer ek Megúj uló er ek Fosszilis er ek Ato er ábra. Lengyelország beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 4

5 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA 6 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 8. ábra. Németország beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása reskedelem kvótaszám-csökkenéssel, kvótaár-növekedéssel együtt járó módosítása befolyásolja a széntüzelésű erőművek jövőbeli versenyképes termelési lehetőségeit is. Németország (8. ábra) az atomerőművek egy részének 211-ben történt leállítását követően is elegendő beépített teljesítőképességgel rendelkezik, az 5. ábrán vázolt korrigált teljesítőképesség/csúcsigény arány meghaladja az 1,2-es értéket. A politika elvárásainak megfelelően gyorsan nő az időjárásfüggő megújuló erőművek teljesítőképessége. Ennek következtében a fosszilis bázisú erőművek kihasználása folyamatosan csökken, az atomerőművek egy részének leállítását megelőző, 21-es, kb. 497 h/év csúcskihasználási óraszám-értékről 214-re 359 h/év értékre. A versenyképesebb, új széntüzelésű erőművek üzembelépését követően 215-re a csúcskihasználási óraszám 46 h/év-re emelkedett. A 21-ben a 17,7 TWh nagyságú exporttöbblet (az atomerőművek egy részének említett leállítása mellett) 213-ban 33,8 TWh-ra, 215-ben 51,8 TWh-ra nőtt. 215-ben mintegy 3 MW-tal csökkent a földgáztüzelésű, 6 MW-tal a lignittüzelésű erőművek beépített teljesítménye. Az atomerőművek 22-at követő teljes leállítása mellett napirenden van a régebbi széntüzelésű erőművek kötelező leállítása is. Ennek következtében újabb hagyományos erőművek építése, illetve megfelelő nagyságú energiatárolók létesítése nélkül a forrásoldali ellátásbiztonság az időjárásfüggő megújuló források rendelkezésre állásától, a fogyasztásoldali árrugalmasság keresletcsökkentő hatásától, illetve a szűkösség esetén igénybe vehető importforrásoktól függ majd. Szlovákia (9. ábra) beépített teljesítőképessége meghaladja a csúcsigényeket, a korrigált teljesítőképesség/csúcsigény arány (5. ábra) 1,4 körül van. A hagyományos erőművek teljesítőképessége átmeneti ingadozásoktól eltekintve közel állandó. Az ábrákon bemutatott időszakban mintegy 85 MW-tal nőtt a megújuló (csaknem kizárólag nap-) erőművek teljesítőképessége. A termelés több mint fele atomerőművekből származik, a fosszilis erőművek csúcskihasználási óraszáma a vázolt időszak elején megfigyelhető kb. 23 h/év értékről az időszak végére 17 h/év érték alá csökkent. Az importszaldó nagysága a vízerőművek, megújuló erőművek termelésének változása és a piaci folyamatok függvényében 94 GWh (213-ban) és 2376 GWh (215-ben) között alakult. A nemzetközi kereskedelemben tranzitországnak tekinthető, a Csehország és Lengyelország felől érkező, együttesen 6,5-14,9 TWh import döntő részét Magyarország felé továbbította. Folyamatban van a Mohi Atomerőmű 3-4. blokkjának befejezése, ezzel 7-75 GWh/év versenyképes többlet jelenhet meg a piacon, amely kiszoríthat széntüzelésű erőműveket, és kínálatként jelenhet meg a magyar piacon. Az előbbiek, valamint a várható piaci fejlemények alapján a következők állapíthatók meg: Jelenleg a beépített teljesítőképesség minden vizsgált országban megfelelő a fogyasztói csúcsigények kielégítéséhez. A fogyasztók ellátása a teljesen liberalizált piacok ellenére döntő mértékben a saját erőművekből történik. 9 3 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Megújuló Fosszilis Ato er Ter elés (TWh/é ) Egyéb források Vízer ek Megújuló Fosszilis Ato er ábra. Szlovákia beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 5

6 VILLAMOSENERGIA-PIAC A vizsgált, a hazai ellátásbiztonság szempontjából figyelembe vehető piacon az intenzív megújuló erőmű-létesítés következtében Németország dominanciája megerősödött. Ez jelenleg a fosszilis erőművek kihasználásának csökkenésében, a korábban Németországba irányuló cseh, lengyel szállítások kiszorulásában, a versenyképes többletek déli (osztrák, szlovák, magyar) piacokon való, növekvő arányú megjelenésében tapasztalható. A szén-dioxid kvótakereskedelem (ETS) várható módosítása a kvóták árának növelésével tovább ronthatja a régebbi széntüzelésű erőművek versenyképességét, így értékesítésük tovább csökkenhet. Az érintett országokban más forrásból, például kapacitásmechanizmus alapján származó bevételek hiányában várható a piacról kiszoruló erőművek leállítása. Új hagyományos erőművek nem épülnek, csak az időjárásfüggő megújuló források növekedése várható. Ez kellő kapacitású tárolók hiányában felboríthatja a beépített teljesítőképességek és a csúcsigények közötti jelenlegi egyensúlyt. A Magyarország felé irányuló szállítások forrását lényegében a német (Csehországon, Lengyelországon, Szlovákián, Ausztrián át) és a cseh többlettermelés (Szlovákián, Ausztrián át) adja. A szállításokban a tranzitországok kereskedői versenyképes nemzeti forrásokkal, német piacra alapozó arbitrázs ügyletekkel, illetve átmeneti többleteikkel vesznek részt. A Magyarország felé irányuló szállítások jellegét lényegesen módosíthatja a hagyományos erőművek politikai indíttatású (Németország), illetve versenyképtelenség miatti (Lengyelország, Csehország) leállítása. Ez esetben elsősorban az időjárásfüggő megújuló erőművek többletéből számíthatunk importforrásokra. Ugyanakkor Szlovákia a Mohi Atomerőmű teljes befejezése után az EU-csatlakozás előttihez hasonlóan néhány TWh nagyságrendben ismét nettó exportőrré válhat. A várható piaci kínálatot a balti államok villamosenergiarendszerének kontinentális rendszerrel történő összekapcsolása csökkentheti, a NORDEL piaccal egyenáramú, tengeralatti kábelekkel kiépített kapcsolatok bővíthetik. A német és cseh források piaci többletkínálatban betöltött jelentőségét és ezzel e piacok ármeghatározó szerepét a 1. ábrán látható, következő évi (Y1, 215-ben 216-ra) forward árelőrejelzés is mutatja. Megfigyelhető, hogy a tranzit- (egy adott országon belüli belső és határkeresztező) összeköttetések szűkössége a forrásországoktól távolodva hogyan vezet a nemzeti piacokon várható a belső források piacra lépési árai által meghatározott árak növekedéséhez. Az egyes piacok közötti, szűkösségből adódó árkülönbségekre vonatkozó kereskedői várakozásokat jól mutatja az éves határkeresztező kapacitásaukciókon kialakult árakat összefoglaló 1. táblázat is. A szlovák-magyar határkeresztező kapacitás-hozzáférési áraknál magasabb osztrák-magyar árak arra utalnak, hogy a Németországgal egységes piacot képező Ausztria esetén a várható piaci árkülönbözetet közvetlenül a német árakhoz viszonyítják, míg Szlovákia esetén a német-cseh, illetve a cseh-szlovák piacok közötti várható árkülönbözeteket is figyelembe kell venni. A piacok közötti árkülönbözeteket nemcsak a határkeresztező kapacitások 45, 61,67 38,65 39, 37,15 32,15 46,7 31,85 41,37 33,6 41,7 41,65 38,36 59,68 1. ábra. OTC Year ahead (216) árbecslés 215. március elején [1] 1. táblázat. Éves határkeresztező aukciókon kialakult árak (EUR/MWh) [2]-[4] Szlovákia Magyarország 5,46 6,52 7,77 Magyarország Szlovákia,2,, Ausztria Magyarország 5,2 7,56 11,8 Magyarország Ausztria,48,12,5 Szerbia Magyarország,43,15,24 Magyarország Szerbia,51,31,13 Románia Magyarország 1,35 4,66 4,3 Magyarország Románia,18,7,8 Horvátország Magyarország,11,12,11 Magyarország Horvátország,52,41,27 szűkössége, hanem sok esetben a belső vezetékek elégtelensége is befolyásolja. Az előzőkben nem mutattuk be a Burstini-sziget amelyből a vizsgált időszakban 1-32 GWh/év nagyságrendben importáltunk teljesítőképesség-mérlegének, termelésének változását. A mintegy 25 MW beépített teljesítőképesség mellett a csúcsigény MW nagyságrendben alakult, a fogyasztás 4,5-5, TWh volt. Magyarország mellett Romániába is szállítottak. E forrás jövője attól függ, hogy az 196-as évek technológiai színvonalát képviselő, 1969 óta működő blokkok meddig tarthatók üzemben. Külső megfigyelő számára nehezen érthető, hogy a szenet, földgázt felhasználó blokkok piacra lépési árai hogyan lehetnek versenyképesek a hazai, romániai árakkal, miközben a korszerű, nagyon jó hatásfokú hazai földgáztüzelésű blokkok (mint a későbbiekben vázoljuk) csak időnként tudnak piacra lépni. A CEE régió hatása a keresletre, kritikus helyzetek Az 1. ábrán megfigyelhető, hogy milyen mértékben változott a Magyarországról a balkáni országok felé kiszállított villamos energia mennyisége. Leegyszerűsítve: adott importlehetőség mellett az import itthon maradó hányadát, ezzel a hazai erőművek termelését és a hazai piaci árakat ezen országok keresleti-kínálati helyzete határozza meg. A Magyarországról kiszállított energia további országokon áthaladva befolyásolhatja az olasz, görög piaci árakat is, így indokolt a balkáni országok forráshelyzetének, import-export forgalmának áttekintése is: 6

7 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA 5 14 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 11. ábra. Horvátország beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása Import/export (MWh/év) Szlovénia más erőművekbe is befektetett, ezekből azonban nem jut az eredetileg megállapodott mennyiséghez. A 16,4-17,5 TWh belső fogyasztás mellett a horvát erőművek termelése a vizsgált időszakban 9,7-13,2 TWh között változott. A vízerőművek termelése a vízjárástól függően jelentősen ingadozott, a hőerőművek termelése csökkent. Az import a saját igények kielégítésén túl Szlovénián át részben az olasz igények kielégítését szolgálta. Az olasz piaci értékesítési lehetőségek (lásd a 18. ábrán) azonban jelentősen változnak. Szerbia (13., 14. ábra) beépített teljesítőképessége nagyobb a csúcsigényeknél, a források jelentős részét azonban vízerőművek teszik ki. A havi maximális/minimális vízerőmű-termelési arány 32% körül van, ezzel a korrigált teljesítőképesség/csúcsigény arány mint az 5. ábrán látható a vizsgált időszakban kisebb volt egynél. A termelés-fogyasztás közel egyensúlyban van, a vízjárástól, regionális piaci lehetőségektől függően általában a szerény exportfelesleg jellemző (a 214-es nagy importot a nagy esőzések, árvizek következtében bekövetkezett rendkívüli események tették szükségessé). Az import a szerb igények kielégítése mellett a reexport céljait is szolgálja. Szerbia is újraelosztó szerepet tölt be. A 14. ábrán összefoglalt szállítások alapján az import-export szaldó folyamatosan pozitív volt Románia, Bulgária esetén, az évek többségében Magyarország felől is, néhány évben Albánia és Montenegró esetén. Horvátország, Bosznia-Hercegovina, Macedónia felé a szaldó minden bemutatott évben negatív volt. A horvát és macedón szállítások is részben továbbér- Bosznia- Hercegovina Szerbia Magyarország 12. ábra. Horvátország import-export forgalmának változása Horvátország (11., 12. ábrák) az 5. ábrán is megfigyelhetően nem rendelkezik a fogyasztói igények kielégítéséhez szükséges, megbízhatóan igénybe vehető, országon belüli teljesítőképességgel. A csúcsigények (28-32 MW) ugyan kisebbek a teljes beépített teljesítőképességnél, utóbbiak több mint felét azonban vízerőművek és időjárásfüggő megújuló erőművek teszik ki. A közötti időszakban a vízerőművek minimális és maximális havi termelésének aránya mintegy 19,4% volt, így kivételektől eltekintve a csúcsigények kielégítéséhez importra van szükség. A jelenlegi kapacitáselégtelenség a korábbi Jugoszlávia viszonyaira vezethető vissza, ugyanis a szlovén Krsko-i Atomerőmű mellett (amelynek termeléséből 5%-ban részesedik) Horvátország 9 45 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 13. ábra. Szerbia beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 7

8 VILLAMOSENERGIA-PIAC Import/export (MWh/év) Albánia Montenegró Horvátország Bosznia- Hercegovina Macedónia Magyarország Bulgária Románia Import/export (MWh/év) Moldáv ia Bulgária Szerbia Ukrajna Magyarország ábra. Szerbia import-export forgalmának változása 16. ábra. Románia import-export forgalmának változása tékesítési lehetőségeket szolgáltak. A magyar határmetszéki áramlás szezonális változása alapján elsősorban a téli hónapokban történnek kiszállítások Szerbiába, míg a jobb vízjárású, kisebb igényű hónapokban inkább beszállítás történik. Románia (15., 16. ábra) elégséges hazai termelőkapacitással rendelkezik. Az utóbbi években jelentősen nőtt az időjárásfüggő megújuló erőművek teljesítőképessége, miközben 215-ben 86 MW-tal csökkent a hagyományos hőerőműveké. A többletkapacitások kihasználása következtében az export-import szaldó minden évben pozitív volt. Az időjárásfüggő megújuló termelés 215-ben már mintegy 15%-ot tett ki. A fosszilis tüzelőanyagot felhasználó erőművek termelése az exportszaldó növekedése ellenére csökkent. Kérdéses, hogy a még meglévő, elsősorban széntüzelésű erőművek mennyire versenyképesek a szomszédos országok piaci áraival. Az 1. táblázatból látható, hogy a kereskedők a magyar piachoz várható árelőnyt 4 EUR/MWh körüli értékre árazták. Az import-export tevékenységet a Szerbia és Bulgária irányú kiszállítások és az Ukrajnából történő beszállítás folyamatossága jellemzi. 212-t kivéve a magyar piac is vevőként (változó igénnyel) jelenik meg. Szlovénia (17., 18. ábra) üzembiztosan igénybe vehető beépített teljesítőképessége (a Krsko-i atomerőmű teljesítőképességének teljes beszámításával is) alig haladja meg a csúcsigényeket (5. ábra). A vizsgált időszakban a fosszilis tüzelőanyagot felhasználó erőművek teljesítőképessége az újabb egységek üzembelépése, régebbiek leállítása következtében ingadozott. A megújuló források többsége napelem. Az import-export tevékenységet az Ausztria és Horvátország felől beérkező villamos energia Olaszország felé továbbítása 25 7 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 15. ábra. Románia beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 18 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 17. ábra. Szlovénia beépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása 8

9 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA 8 Import/export (MWh/év) Olaszország Horvátország Ausztria Import/export (MWh/év) Törökország Románia Görögország Macedónia Szerbia 18. ábra. Szlovénia import-export forgalmának változása 2. ábra. Bulgária import-export forgalmának változása jellemzi. A régóta tervezett összeköttetés Magyarországgal várhatóan 218 végéig megépül. Ez bizonyosan megváltoztatja a magyar-horvát kereskedelem nagyságrendjét, és az osztrák-magyar, osztrák-szlovén kereskedelemre is kihathat. A CEE régió további ENTSO-E tagországainak kapacitásmérlegét ( re) a 19. ábra mutatja. Megfigyelhető, hogy minden országban nagy a vízerőművek aránya. Az ábrán szereplő országok közül csak Bulgária rendelkezik elégséges, biztosan igénybe vehető kapacitással a fogyasztói csúcsigények kielégítéséhez, a többi ország kedvezőtlen vízjárás esetén importra szorul. Ez befolyásolja a kereskedelmi tevékenységet is. A villamosenergia-termelés Bulgáriát kivéve minden országban kisebb a belső felhasználásnál, így a vízerőművek és az időjárásfüggő megújuló erőművek termelésétől függően változó nagyságú importra szorulnak. A 19. ábrán látható két évben a beépített teljesítőképességekben csak Bulgáriában történt nagyobb változás, csökkent a kőszéntüzelésű erőművek teljesítőképessége, emellett Bulgáriában és Görögországban nőtt a megújuló erőművek beépített teljesítménye. Az import-export tevékenység változását csak Bulgáriára (2. ábra), illetve az olasz (IT)-görög (GR), török (TR)-görög (GR) összeköttetésekre (21. ábra) mutatjuk be. Látható, hogy a változó nagyságú görög értékesítés mellett egyre nagyobb volt a Törökországba irányuló eladás. Az export-import szaldó maximuma (211-ben, illetve 215-ben) 1,5 TWh/év körül volt. Görögország olasz és török beszerzéseit tekintve (21. ábra) ellentétes tendencia látható. Egyrészt a korábbi években exportáltak Olaszországba, így ebben az időszakban a görög piaci árak kisebbek lehettek az Olaszország déli részén kialakuló piaci áraknál, másrészt a kereskedési lehetőség megteremtését követően minden évben pozitív volt Törökország Görögországi exportszaldója, így a görög piaci árak (átlagosan) bizonyosan magasabbak voltak a török piaci áraknál, amelyeket például a 1. ábrán bemutatott, 215. március elejei, 216-ra vonatkozó várakozások alapján 6 EUR/MWh körüli értékre becsültek Egyéb források 1 Egyéb források Teljesít képesség (MW) Vízer m vek Biomassza er m Naper m Széler m Olaj Földgáz Lignit K szén Atomer m Teljesít képesség (MW) Vízer m vek Biomassza er m Naper m Széler m Olaj Földgáz Lignit K szén Atomer m Bulgária Montenegró Macedónia Görögország Bosznia- Hercegovina Bulgária Montenegró Macedónia Görögország Bosznia- Hercegovina ábra. Néhány balkáni ország beépített teljesítőképessége ben 9

10 VILLAMOSENERGIA-PIAC Import/export (MWh/év) IT GR TR GR 21. ábra. Görögország (GR) Olaszországgal (IT) és Törökországgal (TR) lebonyolított forgalmának változása 2. táblázat. Vízerőművek minimális, maximális termelése, [5] értéksorai alapján Minimum (GWh/hó) Maximum (GWh/hó) Min/Max arány Bosznia-Hercegovina ,131 Bulgária 2 598,334 Horvátország ,194 Görögország Macedónia ,149 Montenegró ,5 Románia ,285 Szerbia ,323 Szlovénia ,25 Vízer m vek termelése (GWh/hó) Szlovénia Bulgária Románia Görögország Horvátország Szerbia Macedónia Montenegró Bosznia-Hercegovina 22. ábra. Vízerőművek termelése a CEE régióban között, [5] alapján H mérséklet ( C) ábra. Átlagos hőmérséklet alakulása a Belgrádi régióban között [6] Az előzőkből is láthatóan a balkáni országok forráshelyzete és ezzel regionális kereskedelmi tevékenysége nagymértékben függ a vízjárástól és az időjárási körülményektől. A vízerőművek termelésének közötti változását a 22. ábra, a havi minimális/ maximális termelések arányát a 2. táblázat mutatja. A magyar ellátásbiztonság szempontjából a legnagyobb kockázatot a térségben vízszegény időszakban bekövetkező nagy hideg jelenti. Ekkor a nagyra növekvő villamosenergia-igény a balkáni régióbeli erőművekből nem elégíthető ki, saját források hiányában az érintett országok az import növelésére, a nemzetközi kereskedelem korlátozására kényszerülnek. A hazai ellátásbiztonságot ilyen okokból veszélyeztető forráshelyzet legutóbb 212 februárjában alakult ki. A hátteret, a balkáni országok vízerőműveinek szokásosnál sokkal kisebb értékesítési lehetőségét a 22. ábra, a hidegfront miatti nagyon alacsony hőmérsékleteket (példaként a Belgrádot is magába foglaló nyilvántartási egységre) a 23. ábra mutatja. A kritikus időszakban a bemutatott nyilvántartási egységben a hőmérséklet átlagértéke -17 C alatt volt, a területen mért legalacsonyabb hőmérséklet megközelítette a -29 C-ot [6]. A villamosenergia-fogyasztás 4%-al nőtt a régióban [3]. A nagy hidegben (számunkra is ismerős okokból) a lignitet tüzelő erőművek szénellátása is akadozott. A belső ellátásbiztonság érdekében az érintett országok (a balkáni térségben Bulgária, Románia, Görögország, Montenegró, Macedónia) vis maiort jelentettek, a határkeresztező szállítási jogok visszavonásával teljesen vagy csak részben korlátozták az exportot, felmondták a kereskedelmi megállapodásokat. A beavatkozások csak a kellő országon belüli kapacitással rendelkező Bulgáriában és Romániában voltak Teljesítmény (MW) Hazai forrásból 25 Import szaldó : :15: :15: 24. ábra. Villamos teljesítmény-lefutás 212 februárjában eredményesek, Szerbiában, Montenegróban, Macedóniában fogyasztói korlátozásokra is sor került. Az intézkedések a hazai forráshelyzetre is jelentős befolyást gyakoroltak. Az import-export szaldó alacsony értékre csökkent, egyes időszakokban negatívvá vált (24. ábra). A részleteket mutató 25. ábrán látható, hogy elsősorban Horvátország és Románia felé nőtt a kiszállítás, miközben a Szlovákiából érkező import kisebb volt a szokásos értékeknél. Érdemes megfigyelni, hogy a kritikus helyzet ellenére az elégséges, üzembe helyezhető hazai források következtében a hazai piaci árak nem szaladtak el (26. ábra). A nagyobb árakban a határköltségek mellett a kényszerű indítások, leállások miatti többletköltség is megjelenik. 1

11 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA Teljesítmény (MW) Másnapi piaci ár ( /MWh) ábra. Import-export teljesítmény-lefutás 212 februárjában (a vízszintes tengelyen az év napjainak sorszáma van) ábra. HUPX DA árak alakulása 212 februárjában Ukrajna Románia Szerbia Horvátország Ausztria Szlovákia Az előbbieket és a várható fejleményeket összefoglalva: A régió egészében a beépített teljesítőképesség nagyobb a fogyasztói csúcsigényeknél, a források jelentős részének rendelkezésre állása azonban függ az időjárástól, vízjárástól, így adódhatnak olyan időszakok, amikor a fogyasztói igények külső források hiányában nem elégíthetők ki. A balkáni vízjárás változása több ezer GWh/év változást eredményezhet a hazai kínálatban, reexport-igényben. A hazai kereslet-kínálatot és ezzel piaci árakat meghatározó legmagasabb piaci árak a CEE régióban Görögországban alakulnak ki, így a kereskedelem fő iránya észak-dél. Emellett Szlovénián keresztül jelentős a regionális piacnál drágább olasz piacra történő értékesítés is. A hazai kereslet-kínálatot és ezzel az árszínvonalat jelentősen befolyásolja a balkáni időjárás következtében változó kereslet és különösen a vízjárástól függő vízerőművi termelés. Utóbbi következtében a fő szállítási irányok ellenére a piaci árszínvonal esetenként Romániában, Szerbiában alacsonyabb a hazai árszínvonalnál, így ezen országokkal negatív importszaldó alakul ki. Ebben az is szerepet játszhat, hogy a görög (és olasz) piacra történő szállítás a régió adott tranzitkapacitásai mellett korlátozott, vagy a több értékesítési ponton (határkeresztezéseken) történő költségnövekedés versenyképtelenné teszi a szállításokat. Utóbbi gyanúját a [2] információforrás elemzése mellett az is megerősíti, hogy a török-görög összeköttetés 21. szeptemberi üzembelépését követően a macedón-görög szállítások 211-ben a korábbi érték kb. 36%-ára estek vissza. Mára az exportdíjak csökkentek [2], a szomszédos piacok közötti árkülönbözetek azonban megmaradhattak. A régió erőműveinek jelentős része erkölcsileg elavult széntüzelésű erőmű. Kérdéses különösen az EU ETS kvótaszám-csökkentésre vonatkozó elképzelései tükrében, hogy ezen erőművek meddig maradhatnak üzemben. Ugyanakkor azt is figyelembe kell venni, hogy a nem EU-tag országok a vállalt nemzetközi kötelezettségeiket túlhaladóan figyelmen kívül hagyhatják az EU elvárásait. Az ellátásbiztonságot érdemben javító erőmű-beruházás nem folyik. Románia 215-ben pályázatot írt ki a Cernavoda-i Atomerőmű 3-4. blokkjainak (együttesen 14 MW) befejezésére, amelyre már korábban is volt próbálkozás, a megvalósítás azonban még bizonytalan. Fejlesztési elképzelések más országokban is vannak, a jelenlegi piaci árak azonban nem vonzzák a befektetőket. A nyugat-balkáni régió kereslet-kínálati viszonyait befolyásolhatják az ENTSO-E tízéves hálózatfejlesztési tevében (TYNDP 214 [7]) szereplő, közeljövőben elkészülő fejlesztések (Magyarország-Szlovénia távvezeték befejezése, Olaszország és Montenegró között tengeralatti kábel építése, Szlovénia és Olaszország közötti, meglévő összeköttetések szállítási kapacitásának növelése stb.). Hazai ellátásbiztonság A forrásoldali ellátásbiztonságot a legnagyobb fogyasztói igények esetén is biztonságosan igénybe vehető források nagysága határozza meg. Liberalizált piaci viszonyok mellett a forrásoknak nem kell az országon belül rendelkezésre állni, azok importból is származhatnak. Utóbbihoz egyrészt kiszámíthatóan igénybe vehető importlehetőségekre, másrészt kellő nagyságú, szabad határkeresztező kapacitásokra van szükség. Ezt figyelembe véve többek között az alábbi kérdések és válaszok fogalmazhatók meg: Mindig ki kell-e elégíteni az összes fogyasztói igényt? A szerző véleménye szerint az üzemzavari helyzetektől eltekintve nemcsak a fizetőképes, hanem a sérülékeny fogyasztók igényét is mindig ki kell elégíteni. A fogyasztók önkéntes fogyasztáscsökkentése piaci termék lehet, amelyről az ügyletben érdekelteknek kell megállapodniuk. Mekkora nagyságú importforrásra lehet megbízhatóan számítani? A szerző véleménye szerint az időjárásfüggő megújuló erőművek teljesítőképességének bővülésével a villamosenergia-import már jelenleg is magas részaránya tovább növekedhet. Ugyanakkor statisztikailag igazolható gyakorisággal kialakulhatnak olyan váratlan helyzetek, amikor regionális vagy nemzetállami szinten a kereslet meghaladhatja a kínálatot, a piaci árak növekedésének hatására bekövetkező keresletcsökkenés nem tudja helyreállítani az egyensúlyt, és a nemzeti szuverenitás alapján egyes, arra jogosult entitások a piacok működését felfüggeszthetik, ezzel a kereskedelmi megállapodások végrehajthatóságát ellehetetlenítik. Ebből következik, hogy az ilyen, ritkán előforduló helyzetek forrásoldali kezelésére is fel kell készülni. Az ilyen helyzetek valószínűségét növelheti, hogy a jelenlegi forrásországokban politikai intézkedések, illetve piaci folyamatok eredményeként csökken a hagyományos erőművek beépített teljesítőképessége. 11

12 VILLAMOSENERGIA-PIAC A fogyasztók szempontjából célszerű lehet-e a határkeresztező kapacitások egy részének külföldi források igénybevehetősége miatti kivonása a kereskedelmi forgalomból? A mértékadó válasz gazdasági elemzés alapján adható meg. A jelenlegi folyamatos kínálatbőség miatti fogyasztói költségcsökkenés valószínűleg nagyobb a hazai tartaléktartás esetleges többletköltségénél, nem beszélve a külföldi forrásokhoz való bármikori hozzáférés kockázatairól. Így a szerző véleménye szerint a fogyasztók szempontjából előnyösebbnek tűnhet a határkeresztező kapacitások lehetőség szerinti folyamatos, kereskedelmi célú igénybevétele, az esetlegesen igénybeveendő külföldi tartalékok miatti vezetékkapacitás-tartalékolásnál. Mekkora és milyen hazai forrásokra van szükség? Az előzőkből következik, hogy a hazai források szükséges nagyságát az országban visszamaradó importkínálat határozza meg, amely azonban a regionális kereslet-kínálati viszonyok és az árak függvényében változhat. Leegyszerűsítve: átlagos körülmények mellett annyi import marad az országban, amenynyi versenyképes a meglévő hazai forrásokkal (azok egy részét ki tudja szorítani a piacról). Az időjárásfüggő (csaknem EUR/MWh változó költségű) megújuló erőművek teljesítményének növekedéséből, vagy az általuk kiszorított, nagyon jó hatásfokú, fosszilis tüzelőanyagot felhasználó külföldi erőművekből származó felesleg kellő nagyságú határkeresztező vezetékkapacitások esetén további hazai források értékesítését is ellehetetlenítheti. Ilyen környezetben a jelenleg piacra vihető hazai erőmű-kapacitás gyakorlati tapasztalatok alapján elégséges az igények kielégítéséhez. Miután azonban a hagyományos erőművek leállítása, illetve piacidegen beavatkozások következtében, kritikus esetekben a maradó import 5 akár nullára is csökkenhet, az ekkor várható igények kielégítéséhez szükséges forrást kell a rendszerben tartani. Mint a következőkben tartamdiagramok alapján is vázoljuk, a források kisebb része (csak az atomerőmű) tud alaperőmű üzemmódban értékesíteni, az egyéb erőművek csak változó teljesítménnyel tudnak piacra lépni, illetve tartalékban állnak. A piacra termelő vagy ilyen lehetőségre váró erőművek mellett a frekvencia-megtartó (FCR, korábban primer), frekvenciavisszaállítási (FRR, korábban szekunder) tartalékok ENTSO-E szabályoknak megfelelő nagysága mellett helyettesítő (RRR, korábban tercier) tartalékokat is készenlétben kell tartani. Várható forrásigény A várható forrásigényt és annak összetételét az előbbi elvi megfontolások alapján a megfigyelt igénylefutások, azok várható alakulása alapján lehet becsülni. A évek hazai igénylefutásainak tartamdiagramjait a 27. ábra mutatja. Megfigyelhető, hogy a évek lefutása mintegy 1 MW eltéréssel azonos, nagyobb növekedés csak 215- ben jelentkezett. A csúcsigények változását a 3. táblázat foglalja össze. Látható, hogy míg a nettó tény rendszercsúcs a gazdasági folyamatok és az időjárás hatására csak kevéssé változott, addig a hazai forrásokból szolgáltatott, hazai nettó teljesítmények (melyek lefutását a 28. ábra mutatja) csúcsértékei a piaci folyamatok következtében lényegesen változtak. A piaci értékesítés ellehetetlenülésével (29. ábra) megkezdődött a hagyományos erőmű-kapacitások leépítése, amit a megújuló források beépített teljesítőképességének növekedése még mennyi- Igény (MW) Indigenous delivery (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 27. ábra. Hazai igények tartamdiagramja a évekre 3. táblázat. A csúcsigények változása Nettó tény rendszercsúcs (MW) Hazai nettó tény (MW) Time (h) 28. ábra. Hazai szállítás tartamdiagramja a évekre ségileg sem pótolt. A hagyományos erőművekből történő értékesítés is csökkent, bár 215-ben stabilizálódni látszik. A megújuló erőművek teljesítőképességének, termelésének az ábrákon látható csökkenése-növekedése a szabályozás, illetve az ENTSO-E statisztikai táblázat részletességének változásával van összefüggésben. A hazai szállítás forrásszerkezetét az egyes források piacképessége, jövőképe szempontjából vizsgálva a szerző hat erőmű/erőműtípus (Paksi Atomerőmű, a jövőben Paks II. is, Mátrai lignittüzelésű erőmű, a földgáztüzelésű Csepeli, Dunamenti, Gönyűi Erőművek és az egyéb erőművek) megkülönböztetését tartja célszerűnek. Az egyéb erőművek körébe nem nevesítve a budapesti és más távfűtő erőművek, biomassza- és más megújuló erőművek, működő tartalék erőművek tartoznak, amelyek működése elsősorban nem a piaci folyamatoktól, hanem a hőigényektől, kötelező átvételtől, idő- 12

13 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA 1 4 Teljesít képesség (MW) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés (TWh/év) Egyéb források Vízer m vek Megúj uló er m vek Fosszilis er m vek Atomer m Termelés 29. ábra. A hazai erőművekbeépített teljesítőképességének, villamosenergia-termelésének változása Termelés (MW) Egyéb er m vek 3 Göny 25 Dunamenti Csepel Mátra 15 Paks Kihasználási óraszám (h/év) 3. ábra. Hazai szállítás tartamdiagramjának első 3 órája a 215 évre járástól stb. függ. A hazai nettó tény (hazai szállítás) 215. évi tartamdiagramja, legnagyobb igényű első 3 órájának előbbi bontású összetételét (3. ábra) megfigyelve látható, hogy az előbbiekben nevesített erőművek folyamatosan működnek, illetve a legnagyobb igények időszakában jelentős nagyságú teljesítményt szolgáltatnak. Az egyéb erőművek teljesítménye az év folyamán (31. ábra) egyrészt tendenciájukban az igénygörbének (elsősorban a külső hőmérsékletnek), másrészt adott időpontokban az üzemzavari tartalékok igénybevételétől függően (sztochasztikusan) változott. A fogyasztói igények kielégítése szempontjából csak a sztochasztikusan megjelenő csúcsteljesítmények nélküli lefutás figyelembevétele célszerű. Érdemes megfigyelni (32. ábra), hogy a legnagyobb HUPX DA (másnapi) árak nem a hazai erőművek iránti legnagyobb igények időpontjában alakultak ki, és nagy igényeknél is jelentkeztek nagyon alacsony árak. Emellett (itt nem részletezett vizsgálatok alapján) az is megfigyelhető (31. ábra), hogy a tőzsdén kialakuló magas árak hatására különösen a - h közötti időszakban késedelemmel olyan erőművek is piacra léphetnek, amelyek az adott időszakban nem működnének. A hazai ellátásbiztonság és forrásigény szempontjából lényeges kérdés, hogy a hazai erőművekkel szembeni legnagyobb igény az év melyik időszakában jelentkezik. A teljes évre és a téli félévre felrajzolható tartamdiagramok összevetésével a 33. ábrán példaként a 212. (amelyikben a közelmúltban a legnagyobb csúcsigény jelentkezett) és a 215. (a jelenlegi viszonyok mellett átlagosnak tekinthető) évet bemutatva egyértelműen megállapítható, hogy a hazai erőművekkel szembeni legnagyobb teljesítményigények télen jelentkeznek, akkor, amikor a váratlan időjárási helyzetek, az ezekhez kapcsolódó piacidegen beavatkozások miatti kockázatok a legnagyobbak lehetnek, ezért a sérülékeny fogyasztók megszakításmentes ellátási kötelezettségét is feltételezve, a téli időszakban várható legnagyobb hazai forrásigényekre (a 212. februárihoz hasonló helyzetre) kell felkészülni. Amennyiben csak az átlagos teleken jelentkező igényeknek megfelelő teljesítőképességgel rendelkezünk, a kisebb gyakorisággal előforduló nagyobb igények esetén fogyasztói korlátozásokra lehet szükség. Az ellátásbiztonság elvárt szintjének meghatározása szakmapolitikai kérdés, ezért a hazai erőművek iránti várható igényt: Teljesítmény (MW) ábra. Egyéb erőművek teljesítményének lefutása 215-ben 13

14 VILLAMOSENERGIA-PIAC Hazai er m vek (MW) Értékesítés hazai (MW) HUPX DA árak ( /MWh) Kihasználási órszám (h/év) 32. ábra. Hazai erőművek értékesítése és a tőzsdei árak 215-ben az iparág 195-es évek második felétől hazánkban is mértékadó jó közszolgáltatói gyakorlatának megfelelően, a fogyasztók forráshiány miatti korlátozásmentes ellátására felkészülve, a 212-es kritikus helyzetből kiindulva, illetve a jelenlegi importbőséget és átlagos balkáni vízjárást, időjárási körülményeket feltételezve, a 215-ös helyzetből kiindulva is meghatároztuk. A csúcsigények éves növekményét más vizsgálatokkal azonosan,7%/év értékre vettük fel. A 22., 225., HUPX DA árak ( /MWh) 23. sarokévekre számított lefutásokat a 34. ábra mutatja. A 212-n és 215-ön alapuló lefutások között nemcsak a csúcsigények nagyságában, hanem a közepes terhelésű időszakokhoz tartozó teljesítményigény-értékekben is különbség van. Ennek oka a 212-höz képest megnőtt versenyképes importkínálat, amelynek átlagos időjárási körülmények melletti tartós fennmaradására az előbbi elemzések alapján nagy valószínűséggel lehet számítani. Az érdemi különbség az átlagos és a kritikus helyzetű évek között a legnagyobb igényekkel jellemezhető, mintegy 15 h/év ideig tartó időszakban jelentkezik. A meglévő hagyományos erőművek már megkezdődött leállítása és az új létesítések alacsony piaci árak miatti elmaradása következtében ezekben a legnagyobb igényű időszakokban a legnagyobb a forrásoldali elégtelenség kockázata, így a forrásigényt és a várható kihasználást is (amely a forrástípust is meghatározza) csak a tartamdiagramok legnagyobb igényekkel jellemezhető, 15 h/év időszakára vizsgáljuk. A sarokévekre, az előbbi két igénylefutásra a jó közszolgáltatói gyakorlatban szokásos kötelező gondosság elvét figyelembe véve a 35. ábrán összefoglalt, alábbi változatokat mutatjuk be: 22-ra nem épül új erőmű, 225-ben működik a Paks II. erőmű első blokkja, nem készül el 225-re a Paks II. erőmű első blokkja, 23-ban működik a Paks II. erőmű mindkét blokkja, 23-ban csak a Paks II. erőmű egyik blokkja működik Teljesítmény (MW) Hazai Nettó tény rendszerterhelés Hazai télen Kihasználási óraszám (h/év) Kihasználási óraszám (h/év) ábra. Hazai erőművek értékesítésének tartamdiagramjai Teljesítmény (MW) Hazai Nettó tény rendszerterhelés Hazai télen Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 212 bázisán 215 bázisán 34. ábra. Hazai erőművek értékesítési lehetőségei 14

15 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA Teljesítmény (MW) Paks Csepel További forrásigény Mátra Dunamenti Egyéb Teljesítmény (MW) Paks Csepel Göny További forrásigény Mátra Dunamenti Egyéb er m vek Kihasználási óraszám (h/év) 1 Kihasználási óraszám (h/év) 7 Paks Csepel Göny További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb 7 Paks Csepel Göny További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb Teljesítmény (MW) 5 3 Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 1 Kihasználási óraszám (h/év) 7 Paks Mátra 7 Paks Mátra Csepel Göny További forrásigény Dunamenti Egyéb er m vek Csepel Göny További forrásigény Dunamenti Egyéb er m vek Teljesítmény (MW) 5 3 Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 1 Kihasználási óraszám (h/év) 7 Paks Csepel Göny További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb er m vek 7 Paks Csepel Göny További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb Teljesítmény (MW) 5 3 Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 1 Kihasználási óraszám (h/év) 7 Paks Csepel További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb 7 Paks Csepel Göny További forrásigény Paks II. Dunamenti Egyéb er m vek Teljesítmény (MW) 5 3 Teljesítmény (MW) Kihasználási óraszám (h/év) 1 Kihasználási óraszám (h/év) 35. ábra. Várható jövőbeli forrásösszetétel 15

16 VILLAMOSENERGIA-PIAC A nagyvonalú elemzésnél a 3. ábrához kapcsolódóan nevesített erőműveket 215-ben megfigyelt legnagyobb teljesítményükkel, az egyéb erőműveket a 31. ábra alapján a megfigyelt maximumoknál kisebb, 7 MW átlagos teljesítménnyel vettük figyelembe, feltételezve, hogy ezek a teljesítmények a 23-ig terjedő vizsgált időszakban rendelkezésre állhatnak majd. Nyilvánvaló, hogy az egyéb erőművek kategóriájában is történnek majd leállítások, azonban feltételeztük, hogy az ennek következtében kieső forrásokat más, hasonló rendelkezésre állású források a feltételezett mértékig pótolják. Az előbbi változatokra feltételezett, tartamdiagramokat lefedő forrásigényeket a 35. ábra mutatja: 22-ban, a közelmúltban tapasztalt importkínálat és átlagos igények esetén (22. sor, jobb oldali ábra) az igények néhány órás időszakot kivéve lefedhetők a jelenlegi forrásokkal (3 h/év időtartamban, max. 134 MW további forrásra lenne szükség), a Gönyűi és Dunamenti gázturbinás blokkok kihasználása azonban nem éri el az 15 órát sem. A kisebb gyakorisággal várható, nagyobb igények (22. sor, bal oldali ábra) lefedéséhez további (max. 163 MW) forrásokra lenne szükség. Ezek évente néhány órától óraidőtartamig léphetnének piacra, és a Gönyűi és Dunamenti gázturbinás blokkok üzemideje is alig érné el az 15 h/év értéket. Piacbarát szemlélettel megállapítható lenne, hogy az átlagos igények esetén várható 3 h/év, a nagyobb igények esetén, új erőművek piacra lépése nélkül hosszabb időtartamban nagyon megemelkedő piaci árakból adódó többlet árbevétel pótolni fogja az egyéb időszakokban alacsony árak miatt a teljes költségek fedezetéhez szükséges hiányzó árbevételt. A gyakorlatban azonban a piaci árak a várakozások és tények közötti eltérések (valós idejű információ hiánya) miatt nem a tényleges kereslet-kínálati viszonyokat követik, így átlagos igények esetén tisztán energiapiacon bizonyosan nem képződne elégséges árbevétel, a piacon lévő és közöttük különösen a megfigyelések alapján legkisebb kihasználású Gönyűi és Dunamenti erőművek működése veszteséges maradna. A tulajdonosok kényszerűen a piacról történő kivonulás mellett döntenének, ami a bemutatott forráshelyzetben nem tűnik megengedhetőnek. 225-ben, működő Paks II. blokk esetén a Mátrai Erőmű leállítható lenne, fennmaradása esetén a nagyobb igények esetén kisebb további forrásigényre lenne szükség. Kihasználása azonban a Gönyűi és Dunamenti Erőművekhez hasonlóan nagyon lecsökkenhetne. Nagyobb igények és a Csepeli, Gönyűi és Dunamenti Erőművek piacon maradása esetén (225, Paks II. egy blokk sor, bal oldali ábra) max. 137 MW, 1 h/év-nél rövidebb időtartamban értékesíthető további forrásra lenne szükség. Csak energiapiaci árbevételek esetén a nevesített erőművek működtetése veszteséges lenne. 225-ben, új Paks II. blokk hiányában a Mátrai Erőmű nem lenne teljesen leállítható (az ábrák szerkesztésénél a 2 MWos blokkok további üzemeltetését tételeztük fel), vagy más, hasonló nagyságú teljesítőképességgel kellene pótolni. Emellett átlagos igények esetén mintegy 5 MW (17 h/év-nél rövidebb ideig piacra vihető), nagy igények esetén mintegy 197 MW további forrásra lenne szükség. Utóbbi források egy részének kihasználása elérhetné az 15 h/év értéket. Csak energiapiaci árbevételek esetén az erőművek működtetése veszteséges lenne. 23-ban működő két Paks II. blokk és átlagos importlehetőségek mellett (23, Paks II. két blokk sor, jobb oldali ábra) a hazai forrásokkal fedezendő igények kielégítéséhez a más okból működő egyéb erőműveken túlmenően nincs szükség újabb forrásra, az atomerőművek teljesítőképessége néhány órát kivéve nagyobb a becsült, hazai forrásokból kielégítendő igényeknél. Nagyobb igények esetén (23, Paks II. két blokk sor, bal oldali ábra) még a jelenleg meglévő, szénhidrogén-tüzelésű Csepeli, Gönyűi és Dunamenti Erőművek fennmaradása esetén is amelyek csak rövid ideig tudnának piacra lépni, mintegy 39 MW, 1 óra/év-nél rövidebb ideig értékesíthető további forrásra lenne szükség. Az erőművek piacon tartása, új források létesítése csak energiapiaci árbevételekkel nem lenne megvalósítható. 23-ban működő egy Paks II. blokk, átlagos importlehetőségek és a meglévő, szénhidrogén-tüzelésű Csepeli, Gönyűi és Dunamenti Erőművek fennmaradása esetén (23, Paks II. egy blokk sor, jobb oldali ábra) a hazai forrásokkal fedezendő igények kielégítéséhez max. 3 óra/év időtartamban lenne szükség max. 12 MW többlet teljesítőképességre. Nagyobb igények esetén (23, Paks II. egy blokk sor, bal oldali ábra) a nevesített szénhidrogén-tüzelésű blokkok üzemben maradása esetén is még mintegy 16 MW, 1 óra/év-nél rövidebb ideig értékesíthető további forrásra lenne szükség. Ez esetben a hiányzó atomerőművi termelést más tüzelőanyagot (az ábrán szénhidrogént) felhasználó berendezésekkel kell pótolni. Csak energiapiaci árbevételek esetén az erőművek működtetése veszteséges lenne, új források létesítése csak energiapiaci árbevételekkel nem lenne ösztönözhető. Az előzőkben csak a fogyasztói igények tényleges kielégítéséhez szükséges forrásigényt, értékesítési lehetőségeket mutattuk be. Ezek mellett, mint arra már utaltunk, a biztonságos ellátáshoz szükséges tartalékokat is a rendszerben kell tartani. Az új atomerőművi blokkokkal növekvő egységteljesítménnyel a frekvencia-visszaállítási (FRR) és a helyettesítő (RRR) tartalékokat kell megnövelni, legalább a legnagyobb blokkok egységteljesítményére. Míg a frekvencia-visszaállítási tartalékok csak a vonatkozó szabályzatokban elvárt időtartamban működnek, addig a helyettesítő tartalékkategóriába tartozó berendezéseknek esetleg hosszabb ideig (több napig) is működni kell, ha a pótlásra piaci beszerzéssel nincs mód, így ezek a berendezések részt vehetnek a 35. ábrán és a kapcsolódó elemzésben további forrásigény megnevezéssel jelölt teljesítménnyel lefedett igények kielégítésében is. Ez azonban nem jelenti azt, hogy a legnagyobb teljesítményigény időszakában a vonatkozó szabályzatok alapján elvárt teljesítőképességeknek (36. ábra) ne kellene rendelkezésre állni. Az előbbi elemzés alapján látható, hogy a csúcsigények csak nagyon rövid ideig jelentkeznek. Ilyen esetben figyelembe véve az időjárásfüggő erőművek bizonytalan rendelkezésre állását is energetikai szempontból kedvező lehetne energiatárolók létesítése is. Ezek versenyképessége a kisütés során elérhető piaci árak és a töltéshez felhasznált villamos energia árának a különbségétől függ. A 37. ábrán bemutatott HUPX DA ár tartamdiagramok alapján a 215. évinek megfelelő importlehetőségek mellett (16 h/év töltési, 12 h/év kisütési időtartamot feltételezve) csak mintegy 44,5 EUR/MWh árkülönbözettel lehetne számolni. 16

17 E-NERGIA.HU VILLAMOSENERGIA-PIAC GEOTERMIA (tervezéshez) Tároló kisütés Tároló töltés primer szabályozási tartalék (FCR) 22 lekötött import ténylegesen Igénybe vehet összes tartalék csúcs cs- terhelés el írt tartalék rendszer- Irány nyítási tartalék maradó teljesítm tmény frekvencia visszaállítási tartalék (FRR) helyettesít tartalék (RRR) MT >,5 x BT ez a célfüggvény T zsdei ár ( /MWh) ,35 /MWh 64,62 /MWh ,31 /MWh 2,14 /MWh TIT+I P RIT MT Kihasználási óraszám (h/év) 36. ábra. Maradó teljesítmény meghatározása, [8] alapján 37. ábra. Töltési és kisütési árak Összefoglalás Az előbbi, vázlatos elemezés alapján belátható, hogy Az importlehetőségek elsősorban a Németországban, Csehországban meglévő, Szlovákiában a Mohi Atomerőmű befejezése után kialakuló versenyképes hagyományos forrástöbbletektől, illetve az időjárásfüggő megújuló erőművek nemzeti piacok igényét meghaladó többleteitől függnek. A hagyományos erőművekben jelenleg meglévő többletkapacitás politikai döntések, illetve a megújuló források támogatott bővüléséből adódóan csökkenő piaci árak miatti ellehetetlenülés következtében, a jövőben csökkenni fog. A Burstini-sziget jövője is bizonytalan. Az import hazánkban visszamaradó részaránya a szomszédos déli országok forráshelyzetétől, a reexport lehetőségeitől függ, és folyamatos változására lehet számítani. Kedvezőtlen vízjárás, a régióra kiterjedő hideghullám esetén a piaci árak növekedésével a maradó import nagyon lecsökkenhet. A hazai ellátásbiztonság érdekében ilyen, kisebb gyakoriságú helyzetekre is fel kell készülni. A hagyományos erőművek körében a csak energiapiacra alapozó piaci modell és a támogatott, bővülő megújuló forráspiac miatt alacsony, a befektetések megtérülését nem valószínűsítő piaci árak következtében új, hagyományos erőművek nem épülnek, holott ezekre a meglévő erőművek egy részének kiváltásához is szükség lenne. A forrásoldali bizonytalanságot növeli a hazai ellátásbiztonságot befolyásoló régiók peremén közeljövőben létesülő, új nemzetközi összeköttetések üzembe helyezése, amelyek inkább a kereslet, mint a kínálat növekedését valószínűsítik. Ugyanakkor az új szlovák-magyar határkeresztező vezetékek növelhetik az időleges német megújuló forrástöbbletekből származó energia mennyiségét a hazai piacon. Az előbbiekkel jellemezhető helyzetben, a jelenlegi és jövőbeli fogyasztói igények kielégítéséhez nem mondhatunk le a kis kihasználású, rendszertelenül értékesíthető, ezért veszteséges, korszerű gázturbinás erőművek rendszerben tartásáról. A biztonságos ellátáshoz még a Paks II. Atomerőmű blokkjainak tervezett időpontokban történő üzembe helyezése esetén is szükség lesz rugalmas, kis kihasználású, piacra és tartalékként is értékesíthető erőművekre. A fogyasztói igények kielégítéséhez átlagos importlehetőségek (215. bázisév) esetén 1-5 MW új forrás kell. Kritikus importforrás lehetőségek (212. bázisév) esetén, 225-ben Paks II. blokk hiányában akár MW új kapacitásra is szükség lehet. A Mátrai Erőmű leállíthatósága az első Paks II. blokk üzembelépésétől függ, az üzembelépés késedelme esetén a meglévő egységeket nem lehet leállítani vagy kellő időben más forrással kell pótolni. Utóbbi esetben azonban figyelembe kell venni, hogy Paks II. üzembe helyezését követően az új források valószínűsíthetően csak kis kihasználással tudnak majd piacra lépni, és rugalmas üzemvitelre kényszerülnek. A növekvő egységteljesítmény következtében a rendszerüzemeltető (MAVIR Zrt.) által lekötendő tartalékteljesítményeket is növelni kell. Az importból igénybeveendő hányadot a lehetőségek és várható fogyasztói költségek figyelembe vételével mérlegelni lehet, de a nemzeti szuverenitásból adódóan válsághelyzetekben várható piaci intervenciókra tekintettel, minél nagyobb hányadát indokolt hazai forrásból lekötni. Miután a jelenlegi helyzetben sem a meglévő és szükséges hagyományos erőművek rendszerben tartása, sem a jövőbeli ellátásbiztonság érdekében szükséges új források piacra lépése nem biztosítható csak energiapiaci árbevételek alapján, az erőművek számára kiegészítő bevételre van szükség. Ez meglévő erőművek esetében valamilyen, az EU elvárásainak [9] megfelelő kapacitásmechanizmussal, új források esetén létesítési pályázat kiírásával vagy egységes kapacitásmechanizmussal célszerű. Az utolsó pillanatokban vagyunk, mivel a több éve veszteséges erőművek tulajdonosai a piacról való kivonulást, a korszerű, szénhidrogén-tüzelésű egységek leszerelését fontolgatják. Ilyen döntéseket követően az ellátásbiztonság jelenlegi szintjének újbóli megteremtése lényegesen nagyobb fogyasztói költségekkel járhat, mint a jelenlegi helyzet fenntartása. A Paks II. Erőművet kiegészítő, tartalékként támogató erőművek létesítését (befektetők általi megvalósítását) elő kell készíteni. Ehhez a piac számára irányadó jelzéseket kell adni a várhatóan szükséges új források várható piacra lépési lehetőségeiről, az új befektetések megtérülését valószínűsítő gazdasági és szabályozási környezetről. 17

18 VILLAMOSENERGIA-PIAC Jegyzetek: 1. Az ábrák, táblázatok szerkesztéséhez általában nyilvános (ENTSO-E, MAVIR, más rendszerirányítók, MEKH, JAO stb.) forrásokból származó adatokat használtunk, ezekre külön nem hivatkozunk. Más források esetén megadjuk az elérhetőséget. 2. A korrigált beépített teljesítőképességben az időjárásfüggő szél- és naperőművek nem szerepelnek. A vízerőművek beépített teljesítőképességét a közötti időszak minimális és maximális havi termelésének arányával csökkentve vettük figyelembe. Ausztria esetében ez az arány,425-re, más országok esetében (2. táblázat) ennél kisebbre adódott. 3. Az egységesség érdekében az ábrákon a jelölésjegyzékben olyan erőműtípusok is szerepelhetnek (Ausztria esetében például atomerőmű), amelyek az adott országban nincsenek. 4. A rendelkezésre álló ENTSO-E adatoknak megfelelően ben a decemberi mérési napon (a harmadik hét szerdáján) mért csúcsigények, azt követően az adott évben mért tényleges csúcsigények képezik az arányszámítás alapját. Olvasónktól Érdeklődéssel olvastam dr. Stróbl Alajos cikkét a Magyar Energetika idei 4. számában. A szerző az őt jellemző alapossággal értékeli és mutatja be Az európai villamosenergia-ellátás helyzetét és változásai -t. Ennek kapcsán értékes adatokat tár elénk ebben a témakörben. Az összeállításból szeretném kiemelni a villamosenergia-kereskedelem helyzetét bemutató fejezetet. Ebből megtudhatjuk, hogy Románia az export terén előkelő helyet foglal el 1,9%-kal. Ez az érték 215-ben 6,7 TWh villamos energiának felelt meg (hazai, román forrás alapján). Behozatal terén viszont az érték szinte nulla. Bár a fenti érték figyelemreméltó, a román szakemberek felhívják a figyelmet arra a tényre, hogy a román villamosenergia-rendszer bizonyos tekintetben elszigetelődött, főleg a nyugati rendszerektől, így Romániát elkerülik a régióra jellemző kereskedelmi áramlatok, és ez nem csak a villamos energiára, hanem a többi energiahordozóra is vonatkozik. Az évtizedekkel ezelőtt meghirdetett energetikai függetlenség most visszaüt, mint egy bumeráng. Ennek a jelenségnek nem csak technikai, de gazdasági, pénzügyi és diplomáciai hatása is van. A román szakemberek példaképnek állítják Magyarországot, Szlovákiát és Ausztriát, mely országok széleskörű kapcsolatokkal rendelkeznek szomszédaikkal a villamosenergia-összeköttetés terén. Úgyszintén megállapítják, hogy a hosszantartó és növekvő export a hazai tartalékok gyors kimerüléséhez vezet. Úgy vélekednek, hogy ki kell használni az olcsóbb importlehetőségeket, de ehhez meg kell teremteni a műszaki feltételeket. Minden országnak meg kell védenie a stratégiai energiahordozó-tartalékokat, és ezért szabályozni kell a kivitelt. A román és a magyar villamosenergia-rendszer kapcsolatainak gyenge pontjai is figyelmeztetők Románia számára. Az Arad-Nagyvárad 4 kv-os távvezeték még most sem üzemel, így az összeköttetést csak az Arad-Sándorfalva, illetve az Arad-Nadáb-Békéscsaba 4 kv-os távvezeték jelenti. Makai Zoltán, Nagyvárad 5. A maradó import nagyságát a piaci ár határozza meg, a piaci ár (fizetőképes kereslet) növekedésével nőhet a maradó import nagysága. Megfelelően magas piaci árral a teljes, fizikailag lehetséges import az országban tartható. A piacok működésének felfüggesztése esetén azonban nem a piaci árak, hanem a források fizikai helye határozza meg elérhetőségüket, így nem lehet arra számítani, hogy a piac majd megteremti a kereslet-kínálat egyensúlyát. Hivatkozások: 1. Argus European Electricity, Issue 15-48, 1 march 215, argusmedia.com 2. Balkan Energy NEWS, Issue 214: April 1, com 3. Energy NEWS Publication, August-1 215, , Energy NEWS, Edition April 1/215, p. 15, com 6. Gridded Agro-Meteorological Data in Europe, jrc.ec.europa.eu/dataportal 7. Ten-Year Network Development Plan 214, 8. Stróbl A.: Rövid- és középtávú villamos fejlesztési irányzatok, erőmű-létesítési sajátságok. Előadás a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem Villamosmérnöki és Informatikai Kara Villamos Energetika Tanszéken, Budapest, 216. április A Bizottság jelentése, Időközi jelentés a kapacitásmechanizmusokra vonatkozó ágazati vizsgálatról (tervezet), Európai Bizottság, Brüsszel, 216. április, sectors/energy/state_aid_to_secure_electricity_supply_en.html 1. Gerse K.: A villamos energiaimport és a tőzsdei árak alakulása, MVM Közleményei 214/3-4 5 milliárdos beruházás a Mátrai Erőműben? A Mátrai Erőmű új koncepciója szerint megfelelő kormányzati támogatás esetén 225-től egy 5 MW beépített teljesítményű oxyfuel-flexiburn tüzelésű erőművet helyezhetnek üzembe az erőmű telephelyén. A tiszta oxigénben való tüzelés a CCS (Carbon Capture and Storage), vagyis a szén-dioxid-leválasztó és -eltároló technológiák közé tartozik, melyről bővebben korábbi lapszámunkban olvashattak [Gáthy B.: Magyar Energetika 23 (1) (216)]. A tervezett erőmű lignitet (7%) és biomasszát (3%) is tüzelne, a beruházás közel 5 milliárd forintból valósulna meg. A koncepció szerint akár a leválasztott szén-dioxid metánná való alakításával is lehet számolni, amely az új generációs CCUS (Carbon Capture, Usage and Storage) technológiák közé tartozik. A Mátrai Erőműnek korábban is voltak hasonló tervei, de a 28-as év pénzügyi környezete miatt a beruházást leállították. Az akkor tervezett blokkot ugyancsak 5 MW beépített teljesítménnyel, legalább 42%-os hatásfokkal és ún. CCS-ready (CCS technológia csatlakoztatására előkészített) blokként tervezték. A szén-dioxidot a korábbi tervek alapján tüzelés utáni (kémiai oldószeres) füstgáztisztítással távolították volna el. (BK) Forrás: Világgazdaság,

19 E-NERGIA.HU GEOTERMIA PR A kiállítók nagy része már bejelentkezett a CONSTRUMA kiállításra A jelentkezési határidő ugyan csak január közepén lesz, de a kiállítók 6%-a már leadta jelentkezési lapját a jövő évi rendezvényre. Minek köszönhető, hogy már ennyivel a nyitás előtt ilyen jól áll a kiállítás? A lehetséges okokról, a tervekről Szalai Leventét, a kiállítás igazgatóját kérdeztük. Minek köszönhető a CONSTRUMA iránti növekvő érdeklődés? A CONSTRUMA az elmúlt években részben a gazdasági körülmények, részben a piaci igények változásának hatására komoly átalakuláson ment keresztül. A legnagyobb hazai építőipari szakkiállítás mára egy komplex, több területet átfogó, a látogatók számára széles palettát kínáló, a jövő trendjeit megismertető otthonteremtési kiállítási csokorrá vált. Ez a koncepció találkozott a látogatói igényekkel: az építkezéshez, felújításhoz, lakberendezéshez mindent egy helyen tudnak áttekinteni. A kiállításhoz kapcsolódóan pedig olyan programok és tartalmak kerültek kialakításra, melyek a szaklátogatók számára is komoly vonzerőt képviselnek. Így a látogatók száma is folyamatos növekedésnek indult (az idén már 13%-kal többen jöttek, mint az előző évben), szakmai összetételük pedig tovább erősödött. Ez a kiállítók számára egyre inkább azt jelenti, hogy piaci szerepük erősítéséhez, üzleti sikereik növeléséhez kihagyhatatlan fórum a CONSTRUMA csokor. A látogatók vásárlási, üzletkötési döntéseiben egyre nagyobb szerepet kapnak a kiállításon látottak, az itt megszerzett információk (21% vásárol/köt üzletet a helyszínen, 61% pedig ez alapján hoz döntést későbbi vásárlásáról/üzletkötéséről). A jövő évi rendezvény iránt nagyon komoly érdeklődést tapasztalunk a kiállítók részéről. Több olyan nagy márka, cég (pl. Wienerberger, Tondach, SIKA, Baumit, Hajdú stb.) jelentkezett már be, akik az utóbbi években nem állítottak ki. Sok cég a tavalyi megjelenésénél nagyobb területen kíván bemutatkozni, és még sokan vannak, akik a végső döntés előtti utolsó fázisnál tartanak. A helyosztás már megkezdődött, és a pavilonok nagy része már majdnem megtelt. Ehhez hozzájárult az idei kiállítás sikere is. 54 látogató volt kiváncsi a 66 kiállító kínálatára, akik 21 3 négyzetméteren mutatkoztak be. A látogatók 72%-a szakmai látogató volt, de minden korábbinál erősebb hétvégével zárt a 216-os CONSTRUMA csokor. Milyen újdonságokat terveznek a jövő évi csokorra? Talán azzal kezdeném, hogy jövőre páratlan év lévén ismét csatlakozik a HUNGAROTHERM kiállítás is a csokorhoz, így az építőipar (CONSTRUMA), a lakberendezés, design (OTTHONDesign), kerttervezés, kertápolás (CONSTRUMA Kert), megújuló energia (RENEO) témakörök az épületgépészettel együtt teljeskörűen lefedik az otthonteremtés kínálatát jövő év április 5-9. között a HUNGEXPO területén. Kiemelt tartalmaink ezúttal is lesznek. Megújult formában jelentkezik az évek óta nagy népszerűségnek örvendő ÖKOCITY projekt, melynek fókuszában a korábbi évektől eltérően a smart city koncepció és a modern városi közlekedés kihívásai állnak majd. A hazai design legújabb trendjeit bemutató MAGYAR DESIGN és a DOWNLOAD DESIGN projektek is tovább folytatódnak. Két kiemelt újdonsága is lesz a csokornak jövőre: az egyik a JÖVŐ OTTHONA projekt, egy kiállítás a kiállításban, gipszkarton falakból felépített enteriőrökkel. A küldetése a legújabb design trendek és épületgépészeti megoldások felvonultatása mellett az, hogy interaktív módon szemléltesse, hogy az okos otthon költséghatékony, kényelmes és nagyon trendi. Óriás tabletekről lehet majd irányítani a helyiségekben elhelyezett berendezéseket: árnyékolástechnika, világítástechnika, fűtés/hűtés, hifi, vízkezelés, biztonságtechnika stb. A CONSTRUMA másik újdonsága pedig az építőipari ÁLLÁSBÖRZE lesz, melyet egy profi partner közreműködésével szervezünk, lehetőséget biztosítva ezzel kiállítóink számára, hogy a kiállítás látogatói között megtalálják a számukra is ideális szakembert. Igyekszünk ehhez a különböző szakiskolákat, egyetemeket is megnyerni, hogy végzős hallgatóik mind nagyobb számban látogassanak ki a CONSTRUMA csokorra jövő áprilisban. Nem titkolt célunk ezekkel az új elemekkel a látogatószám növelése is. Reményeink szerint 217-ben már közel leszünk a 6 látogatóhoz. Meddig lehet még kiállítóként jelentkezni? A hivatalos meghirdetett jelentkezési határidőnk január 15., de azt javaslom, ha részt kívánnak venni, akkor mielőbb döntsenek, mert a helykiosztás már javában zajlik, és a legjobb helyek hamar elkelnek (x) 19

20 FÖLDHŐ Tihanyi László, Kis László Geotermikus erőmű modellezése szerves Rankineés Kalina-körfolyamatokban Magyarországon és a szomszédos Horvátországban is számos mélyfúrású kutat mélyítettek kőolajkutatás céljából, de sok kút szénhidrogén-mezők helyett hévíztárolókat tárt fel. Az előző lehetőségeket kihasználva Európa több országában már üzemelnek 1-3 kutas, néhány megawatt teljesítményű geotermikus erőművek, hasonló földalatti tárolókra alapozva. Jelenleg Horvátországban épül egy geotermikus erőmű, amelyre vonatkozó előzetes elemzések módszertanilag és a körfolyamatokra vonatkozó eredményeket tekintve is figyelemreméltók. A cikk szerzőinek az a céljuk, hogy modellszámítások segítségével bemutassák a lehetőségeket és a korlátokat egy magyarországi, feltételezett kapacitású geotermikus erőműre vonatkozóan. A modellezéshez az olaj- és gáziparban széles körben használt AspenTech HYSYS technológiai tervező szoftvert használták. Geotermikus energiahasznosítás az Európai Unióban Az Európai Bizottság Az energiaunió helyzete, 215 című dokumentumban összefoglalta a megújuló energiák területére vonatkozó legfontosabb szakpolitikai következtetéseket tagállami, regionális és uniós szinten [1]. A dokumentum szerint az Európai Unió gazdasága jelenleg a legmeghatározóbb karbonhatékony gazdaság a világon. Különösen a gazdaság növekedésének az üvegházhatású gáz-kibocsátástól való függetlenítése terén sikeres. 199 és 214 között az Európai Unió együttes bruttó hazai terméke (GDP) 46%- kal nőtt, ugyanakkor a teljes üvegházhatású gázkibocsátás 23%- kal csökkent. Az Európai Unió azon három meghatározó gazdasági régió egyike, amelyek a villamos energia több mint felét üvegházhatású gázok kibocsátása nélkül állítják elő. A dokumentum hangsúlyozza, hogy az energiaszükséglet csökkentésének egyik eszköze az energiahatékonyság. A szakpolitikai következtetések tagállami, regionális és uniós szinten az alábbiak szerint foglalhatók össze: Az Európai Unió jó úton halad az EU 22 üvegházhatású-gáz kibocsátási célkitűzéseinek teljesítése felé (azaz az 199. évi szinthez képest -2% 22-ig). 214-ben az EU kibocsátási értékei 23%-kal voltak az 199-es szint alatt, és a tagállamok által benyújtott legfrissebb előrejelzések szerint a várható kibocsátási értékek 24%-kal lesznek alacsonyabbak 22-ban, mint 199-ben. A meglévő szakpolitikákkal és intézkedésekkel várhatóan 24 tagállam teljesíti saját EU 22-as nemzeti célkitűzését a kibocsátás-kereskedelmi rendszer körébe nem tartozó kibocsátás területén. Négy tagállamnak (Írország, Luxemburg, Belgium és Ausztria) további erőfeszítéseket kell tennie, hogy hazai szinten teljesítsék 22-as célkitűzéseiket a kibocsátás-kereskedelmi rendszer körébe nem tartozó ágazatok tekintetében, vagy az erőfeszítés-megosztási határozatban előirányzott, meglévő rugalmassági lehetőségeket kell kihasználniuk. A megújuló energiával kapcsolatban az Európai Unió jó úton halad a 22-as célkitűzés teljesítése felé. Három tagállam (Luxemburg, Hollandia és az Egyesült Királyság) kivételével minden tagállam teljesíti a 213/214. évi időközi célkitűzését a 213-as adatok alapján. Más tagállamoknak ilyen többek között Franciaország, Luxemburg, Málta, Hollandia és az Egyesült Királyság, valamint kisebb mértékben Belgium és Spanyolország fel kell mérniük, hogy szakpolitikáik és eszközeik elégségesek és célravezetők-e a megújuló energiaforrásokra vonatkozó célkitűzések teljesítéséhez. A 22-ra kitűzött, a megújuló energiaforrásokra vonatkozó célértékek elérése Magyarország és Lengyelország esetében is bizonytalan. A többi tizenkilenc tagállam egyesek akár jelentős mértékben is túllépheti a 22-ra kitűzött, megújuló energiaforrásokra vonatkozó célértéket. A megújuló energia növekvő részaránya hozzájárul Európa energiabiztonságának a növeléséhez. A megújuló energiaforrások terén az első hely elérésére való törekvést támogatva a Bizottság 215 júliusában konzultatív közleményt terjesztett elő az új európai villamosenergia-piac kialakítására, amelynek központi célkitűzése a piac alkalmassá tétele a megújuló energiaforrások növekvő részesedésére. A megújuló energiaforrások fontos energiaforrássá válnak. Már 78 millió európai polgár szükségleteiről gondoskodnak, és az Európai Unió megfelelő úton halad azon célkitűzés elérése felé, hogy 22-ra végső energiafogyasztásának 2%-át megújuló energiaforrásokból fedezze. A tagállamok túlnyomó többségében további erőfeszítésekre van szükség annak biztosítására, hogy a megújuló energia jobban beépüljön a piacba, és biztosított legyen az összhang a támogatási rendszerek és különösen a villamosenergia-piacok működése között. Minden tagállamnak figyelembe kell vennie a környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról szóló új irányelvet, ideértve azt az alapvető követelményt is, hogy segítséget kell nyújtani az ajánlattételi versenyeljárásban egyértelmű, átlátható és megkülönböztetés-mentes kritériumok alapján, és közelebb kell hozni a piachoz a megújuló energiaforrásokat. A karbonszegény gazdaságra való átállás jelenős beruházásokat igényel, elsősorban az energiahálózatok, a termelés, az energiahatékonyság és az innováció területén. Az uniós költségvetés az éghajlatügyi célkitűzéseknek a lényeges szakpolitikai kezdeményezésekbe történő beillesztésével járul hozzá ehhez az átálláshoz, biztosítva azt, hogy az Európai Unió évekre szóló költségvetésének legalább 2%-a az éghajlatügyet érintse. Ez mintegy 18 milliárd eurót jelent 214 és 22 között. Több mint 11 milliárd eurót bocsátanak rendelkezésre az európai 2

21 E-NERGIA.HU GEOTERMIA FÖLDHŐ ezer TOE 1. ábra. Megújuló energiák hasznosítása (Forrás: EUROSTAT, 216) ezer TOE ezer TOE ábra. Geotermikus energia-felhasználás távfűtési célra (Forrás: EUROSTAT, 216) Franciaország Magyarország Németország Hollandia Ausztria Olaszország Románia Lengyelország Horvátország Izland Izland Franciaország Olaszország Magyarország Ausztria Németország Románia Olaszország Magyarország Ausztria Németország Románia strukturális és beruházási alapokon (ESIF) keresztül. Ezen kívül a fenntartható energiát érintő projektek az első olyan projektek között vannak, amelyeket az Európai Stratégiai Beruházási Alap (EFSI) garanciája keretében hagytak jóvá, különösen Dániában, Finnországban, Franciaországban, Spanyolországban és az Egyesült Királyságban. Az 1. ábrából látható, hogy Európában 199-től napjainkig a megújuló energiák hasznosítása országonként eltérő ütemben, de egyértelműen, jelentős mértékben növekedett. Ebben a folyamatban Németország és Olaszország játszik vezető szerepet, de a görbék a vizsgált többi ország erőfeszítéseit is tükrözik. A 2. ábrán a távfűtési célra hasznosított geotermikus energia éves mennyiségének a növekedése látható. A speciális helyzetben lévő Izland már 199-ben is jelentős mennyiséget hasznosított a természet ajándékából. Az 199 és 25 közötti stagnálást követően 25 után egy új növekedési pálya látható, amelynek során a geotermikus energia felhasználása közel kétszeresére növekedett. 25-től Franciaországban is nagyságrendi változás következett be. A 3. ábra azoknak az országoknak a fejlődési pályáját szemlélteti, amelyek Izlandnál és Franciaországnál nagyságrendileg kisebb mértékben hasznosítják a geotermikus energiát távfűtési célra, de jelentős erőfeszítéseket tesznek a geotermikus energia részarányának a növelésére. Hangsúlyozni kell, hogy Magyarországon is 28- tól 214-ig 5 toe-ről 33 toe-re nőtt a geotermikus energia távfűtési célú felhasználása. A geotermikus energia hasznosítása villamosenergia-termelésre A European Geothermal Energy Council (EGEC) tagországainak területén csak néhány olyan geotermikus forráskörzet található, amelyen jelentős tömegáramú száraz vagy nedves gőz áll rendelkezésre villamosenergia-termelés céljára. Lényegesen több helyen tártak fel geotermikus forrásokat, amelyekből olyan hőmérsékletű és tömegáramú meleg víz termelhető, amelyre speciális munkaközegű, 5-15 MW teljesítményű erőmű telepíthető. Végül széles körben van lehetőség csak fűtési célra telepíteni geotermikus hőhasznosító rendszereket. A 4. ábrán az európai geotermikus erőművekben beépített turbinák összegzett kapacitása látható. Az ábra alapján megállapítható, hogy a legnagyobb kapacitás a nedves és a száraz gőzzel üzemelő erőművekben létesült. 215-ig azonban már az előzőkkel összemérhető kapacitás épült ki az ORC körfolyamatokkal üzemelő, kisebb teljesítményű erőművekben is. A 4. ábra tanúsága szerint a Kalina-körfolyamat alkalmazása szélesebb körben nem terjedt el. Ennek okához is közelebb jutunk, ha összehasonlítjuk a két körfolyamatot. Az 5. ábrán az európai geotermikus erőművekben beépített turbinák száma látható. A 4. és az 5. ábrák adatai alapján megállapítható, hogy nedves gőz esetén 61, MW, száraz gőz esetén 25,3 MW, ORC körfolyamat alkalmazása esetén 12,6 MW és végül Kalina-körfolyamat esetén 2,5 MW a beépített turbinák átlagos teljesítménye ábra. Geotermikus energia-felhasználás távfűtési célra (Forrás: EUROSTAT, 216) B-Kalina B-ORC Beépített kapacitás, MWe 4. ábra. A beépített turbinák összegzett kapacitása (Forrás: EGEC Market Report preview-version 215, 216) 21

22 FÖLDHŐ 1. táblázat. Irodalmi adatok Geotermikus mező A geotermikus hőhordozó közeg adatai Szerves Rankine körfolyamat (ORC) Tömegáram T be T ki kg/s kg/h C C kw kw Velika Ciglena 83, Kalina körfolyamat Lunjkovec- Kutnjak 64, Babina Greda 93, Recica 94, Geo-brine-in Geo-brine-out Power-exp K-1 B-ORC ábra. Beépített turbinák száma (Forrás: EGEC Market Report preview-version 215, 216) Tervezett erőművek adatai Mivel a modellszámítások elvégzéséhez általában nem állnak rendelkezésre magyarországi tervezett geotermikus erőműre vonatkozó adatok (noha vannak olyan területek, ahol megfelelő, 1-15 C kútfej-hőmérsékletű fluidum áll rendelkezésre, például Nagyszénás-Fábiánsebestyén, illetve Andráshida-Nagylengyel térségében [3]), ezért a szerzők horvát kutatók által készített publikációk adatait használták fel az ORC és a Kalina-körfolyamat összehasonlító elemzéséhez [4-7]. A hivatkozott publikációk szerzői négy geotermikus mező esetén láttak potenciális lehetőséget geotermikus erőmű létesítésére. A megvalósíthatósági elemzések keretében a szerves Rankine- (ORC) és a Kalina-körfolyamat alkalmazását vizsgálták. A termálkutak adataiból számított teljesítmények az 1. táblázatban láthatók. További információkkal szolgált Bonafin konferencia-előadásának az anyaga, amelyben a szerző a Velika Ciglena mezőben épülő geotermikus erőművel kapcsolatban további részletes információkkal szolgált [8]. A térképpel illusztrált mezőben a VC-1 jelű termelő kút talpmélysége m, a VC-1a jelű, másik termelő kúté m. A VC-2 besajtoló kút talpmélysége m, a Ptk-1-é m. A hivatkozott előadásanyagban a termelő kutak vízhozamára kutanként 4-4 t/h érték szerepelt. A kiegészítő információval egyértelművé vált, hogy Velika Ciglena esetében két termálkúttal, a többi mező esetében viszont csak eggyel kell számolni. Így érthetővé vált, miért olyan nagy az említett mező esetében a számított teljesítmény. Jelen cikk szerzői a Lunjkovec-Kutnjak egykutas geotermikus mezőben feltételezett erőműre végeztek összehasonlító számításokat. Power-sziv 6. ábra. A Kalina-körfolyamat folyamatábrája A feltételezett geotermikus erőmű körfolyamatának elemzése A munkaközeg nyomás-, hőmérséklet- és állapotváltozásai a geotermikus erőműveknél is hasonlók, mint bármely más villamos erőműnél: a munkaközeg hőmérsékletét a hőforrás segítségével meg kell növelni, majd a gőz halmazállapotú munkaközeg energiáját egy expanziós munkagép (turbina) segítségével forgó mozgássá kell átalakítani, és a forgó mozgással villamos generátort meghajtva villamos áramot kell termelni. A 6. és a 7. ábrán láthatók a vizsgált geotermikus erőművek energiaátalakítási folyamatábrái. A modellszámításokat a szerzők az olaj- és gáziparban széles körben alkalmazott Aspen HYSYS technológiai tervező szoftverrel végezték. A 6. ábrán a Kalina-körfolyamat folyamatábrája látható. Az ábra bal oldalán lévő E-12 és E-13 hőcserélők teszik lehetővé a hőbevitelt a körfolyamatba. A geotermikus kutakból termelt forró víz hőtartalmának jelentős részét átadja a munkaközegnek, ami ammónia-víz keverék. A két hőcserélő közül az E-13 (előfűtő) a munkaközeg hőmérsékletének növelésére, az E-12 (elgőzölögtető) pedig a munkaközeg folyadék-gőz halmazállapot-változásához szükséges hőmennyiség átadására szolgál. A terheléstől függően az E-12 hőcserélőből kilépő munkaközeg halmazállapota tartalmazhat folyadékfázist is, ezért szükséges a V-1 jelű leválasztó beiktatása a gőzturbina (turbó-expander) előtt. A munkaközeg ammónia-víz aránya határozza meg, hogy a leválasztóba belépő WF-31-es munkaközeg-áramban mekkora lesz a gőz-folyadék részarány. A leválasztóból kilépő, gőz halmazállapotú munkaközeg a K-1 jelű gőz-turbinában munkát végez, a turbinához kapcsolt villamos generátor pedig áramot termel. A turbinából kilépő fáradt gőzt a MIX-1 egységben egyesítik a leválasztóban leválasztott folyadékkal. Előtte azonban a WFL-1 folyadékáram hőtartalmának jelentős részét az E-1 hőcserélőben átadja (rekuperálás) a WF-1 munkaközeg-áramnak, amelynek a hőmérséklete a bemeneti ponton alig nagyobb, mint az AC-1 léghűtő utáni legkisebb hőmérséklet a körfolyamatban. 22

23 E-NERGIA.HU GEOTERMIA FÖLDHŐ A 7. ábrán látható folyamatábra a hőhasznosító körfolyamatok másik csoportját alkotó szerves Rankine-körfolyamat (ORC) fő elemeit és azok kapcsolódását szemlélteti. A felhasználó számos vegyület közül választhat a hőforrás hőmérséklete, a körfolyamat tervezett nyomástartománya, a munkaközeg korrozív vagy mérgező tulajdonságai alapján, de egyre fontosabb szempontot jelentenek a környezeti hatások. A modellszámításoknál az is fontos szempont, hogy a körfolyamat munkaközege a felhasználó által a HYSYS szoftver beépített komponenslistájából kiválasztható legyen. A körfolyamat funkcionális egységei a 6. ábrán látható körfolyamatéval megegyeznek, kivéve, hogy a gőzturbina előtt nincs szükség leválasztóra. Annak érdekében, hogy a geotermikus kutakból származó fluidum hőtartalmát minél szélesebb hőmérséklettartományban lehessen hasznosítani, a 7. ábrán látható módon a hőbevitelt két hőcserélővel (előfűtővel és elgőzölögtetővel) valósítják meg. A vizsgálatokhoz kiválasztott i-pentán munkaközeg az E-12 hőcserélő után teljes egészében gőz halmazállapotúvá válik, ezért itt nincs szükség leválasztóra. A 2. táblázatban a munkaközeg maximális tömegáramával számított nyomás- és hőmérsékletértékek, továbbá a számított teljesítmények láthatók. Az eredmények alapján megállapítható, hogy bár az elsődleges hőhordozó közeg (termál-víz, mint fluidum) 7. ábra. A szerves Rankine-körfolyamat folyamatábrája belépési hőmérséklete és tömegárama azonos volt a vizsgált ORC és a Kalina-körfolyamat esetében, de a munkaközeg (i-pentán, A vizsgált körfolyamatban az AC-1 levegőhűtő előtt viszonylag illetve ammónia-víz 9-1 mol%) tömegárama jelentősen eltért alacsony hőmérséklet alakul ki, amely nem indokolja hőhasznosító egymástól. hőcserélő beiktatását. Mivel az esetek többségében az erőművek A körfolyamatok hatásfokának számítása a teljesítménymérlegen alapul. Ez azt jelenti, hogy a gőzturbinával kinyerhető nettó tel- környezetében hűtési célra ma már nem áll rendelkezésre jelentős nagyságú hidegvíz-tömegáram, ezért általában Heller-Forgó vagy jesítményt az elsődleges hőhordozó közegből (termálvízből) kinyert más rendszerű léghűtőket alkalmaznak. A modellben az AC-1 teljesítményhez viszonyítjuk. A gőzturbina nettó teljesítménye a léghűtőben történik a hőelvonás 15 C-os levegőhőmérséklet feltételezésével. A léghűtőből a kilépő munkaközeg hőmérséklete 25 C, csökkentett értéke. Az ORC körfolyamat esetén nagyobb a gőztur- táblázatban szereplő bruttó értéknek a szivattyú teljesítményével a hivatkozott publikációknak megfelelő érték. A hűtés során olyan binával kinyerhető és kisebb a szivattyú által igényelt teljesítmény. mértékű hőelvonásra van szükség, hogy a szivattyúba belépő munkaközeg folyadék halmazállapotú legyen. A munkaközeg kiválasztásánál az előző feltételt minden esetben figyelembe kell venni. Végül a munkaközeg nyomását a P-1 szivattyú növeli meg, és biztosítja a munkaközeg áramlását a körfolyamatban. Hővisszanyeréssel, a V-1 leválasztóból kilépő WFL-1 folyadékáram jelentős hőtartalmának a hasznosításával (rekuperálás), az E-1 hőcserélő alkalmazásával lehet a körfolyamat hatásfokát javítani. Végül a megnövelt hőmérsékletű WF-2 munkaközeg-áram továbbáramlik a körfolyamat hőbeviteli pontjaira, az E-12 és E-13 hőcserélőkhöz. A modellben minden elem esetén számos paraméter ad lehetőséget a rugalmas illesztésre a felhasználó által megadott feltételekhez. A Kalina-körfolyamat munkaközege ammónia-víz keverék, de a két komponens mol-arányát a felhasználónak kell megadnia. A komponens-arány alapvetően befolyásolja, hogy az E-12 (elgőzölögtető) hőcserélőből kilépő gőz-folyadék áramnak mekkora hányada lesz gőz, illetve folyadék halmazállapotú. A cél, hogy a V-1 szeparátor után a munkaközeg döntő hányada gőz halmazállapotban a turbina irányába áramoljon tovább, és csak egy kisebb folyadékáram (VFL-1) energiatartalma hasznosuljon a rekuperálás során. 2. táblázat. Számítási eredmények ORC Kalina ORC Kalina Hőbevitel (primer hőhordozó közeg) E-11 rekuperátor (tgőzturbina után) q m kg/h T o in C 8,2 26,2 T in C 14, 14, T o out C 48,9 49, T out C 73,8 83,7 P source kw Hőbevitel (munkaközeg) E-11 rekuperátor (szivattyú után) q m (wf)kg/h T o in C 25,9 26,2 T o in C 25,9 26,2 T o out C 51, 49, T o out C 135, 1, Munkaközeg i-pentán ammónia-víz Szivattyú P-1 Gőzturbina K-1 p in bar 1, 9,1 p in bar 14,2 48,4 T o in C 25, 25, T o in C 135, 1, p out bar 14,8 49, p out bar 1,4 9,3 T o out C 25,9 26,2 T o out C 8,2 25, P pump kw P exp kw A körfolyamat hatásfoka h cycle % 15,7 1,6 23

24 FÖLDHŐ A kapott hatásfokok jól szemléltetik a vizsgált kisteljesítményű erőművek korlátait. Termálvíz tömegárama, kg/h ,3 52,7 91,7 87,3 57,2 82,8 78, Munkaközeg tömegárama, kg/h 61,7 66, A 2. táblázatban mindkét körfolyamatra vonatkozóan láthatók a különböző feltételek miatt rögzített, illetve a számított nyomás- és hőmérsékletértékek a 6. és a 7. ábra szerinti körfolyamat jellemző pontjaiban. Rögzítve van például az AC-1 léghűtő kimeneti pontjában amely egyben a P-1 jelű szivattyú bemeneti pontja a 25 C-os hőmérsékletérték. A léghűtőknél a hűtőközeget jelentő külső levegő hőmérséklete 15 C, ami éves átlagot jelent. A modellel lehetőség van akár minden hónapra meghatározni a várható üzemviszonyokat, és figyelembe venni a hűtőlevegő jellemző havi átlaghőmérsékletét. Az AC-1 léghűtő kimeneti pontjában a számított nyomáson, illetve az adott hőmérsékleten a munkaközegnek folyékony halmazállapotúnak kell lennie. A vizsgált esetben a felhasználó által megadott 25 C-os hőmérsékletértékhez ammónia-víz, illetve az i-pentán munkaközeg esetén jelentősen eltérő nyomások tartoznak. Figyelembe kell venni, hogy ezt a nyomást a gőzturbina kimeneti nyomása és a két egység közötti áramlási útvonal nyomásvesztesége határozza meg. A körfolyamat nagynyomású oldalán is kényszerkapcsolat van a szivattyú és a gőzturbina között. A szivattyú kimeneti oldalán az indítónyomás csak akkora lehet, hogy a gőzturbina bemeneti pontjában a munkaközeg gőz 73, ábra. A hasznosított geotermikus energia ábra. A teljesítmény változása a munkaközeg tömegáramának függvényében halmazállapotú legyen. A 2. táblázatban látható, hogy a vizsgált Kalina- és ORC körfolyamatnál az eltérő munkaközeg miatt jelentősen különböznek a nyomás- és hőmérsékletértékek a gőzturbina bemeneti és kimeneti pontjában. A két eltérő munkaközegű körfolyamat összehasonlításánál elsődleges célparaméter a gőzturbinával kinyerhető teljesítmény. Ezt a munkaközeg tömegárama, továbbá a be- és kimeneti nyomások és hőmérsékletek határozzák meg. A 2. táblázatból látható, hogy az ORC körfolyamat esetén 2, és 3,5 bar nyomás, illetve 135, és 25, C hőmérséklet, továbbá 15 t/h-ás munkaközeg-tömegáram esetén 319 kw teljesítmény realizálható. Ezzel szemben a Kalina-körfolyamat esetén 5, és 9,1 bar nyomás, illetve 13, és 25, C hőmérséklet, továbbá 75 t/h munkaközeg-tömegáram esetén a számított teljesítmény 1873 kw. A körfolyamat hatásfokának a számításánál a szerzők a gőzturbinával kinyerhető teljesítményt csökkentették a nyomásfokozás során felhasznált (szivattyúzási) teljesítménynyel, és ezt az értéket az E-13 és E-12 hőcserélőkben a fluidumból a munkaközegnek átadott hőteljesítményhez viszonyították. A 2. táblázatban összefoglalt számítási eredmények alapján látható, hogy az ORC körfolyamat esetén számított villamos teljesítmény nagyobb, a Kalina-körfolyamat esetén számított nettó teljesítmény pedig kisebb az 1. táblázatban szereplő, és a horvát kutatók által publikált értéknél. A továbbiakban, a 8. és a 9. ábrákon az ORC körfolyamattal megtermelhető bruttó és nettó villamos teljesítmény látható a kulcsparaméterek változásának a függvényében. A 8. ábrán látható, hogy a vizsgált változatokban az elsődleges hőhordozó közeg (termálvíz) tömegárama változatlan volt. A termálkútból 14 C-os víz áramlott a körfolyamat E-12 és E-13 hőhasznosító hőcserélőibe. A hőcserélőkből kilépő termálvíz hőmérséklete 91,7 és 73,8 C között változott, ami további, egyéb célú hasznosítást tesz lehetővé, de a szerzők ezt jelen cikk keretében nem vizsgálták. A növekvő mértékű hőenergia-hasznosítás eredményeként a bruttó és a nettó villamos teljesítmény arányosan növekedett. A 9. ábrán a munkaközeg tömegáramának a függvényében látható a körfolyamattal kinyerhető teljesítmény bruttó és nettó értéke. Az ábrán látható, hogy a körfolyamatban a hőbevitel és a hővisszanyerés hőmérsékletértékei azonosak minden vizsgált változatban a munkaközeg tömegáramától függetlenül. Minden változatban a gőzturbina bemeneti pontján a munkaközeg (WF-3) maximális hőmérséklete azonos, 135 C. Hasonlóan állandó a gőzturbina kimeneti pontjában a nyomás és a hőmérséklet. A gőzturbina bemeneti pontján a hőmérséklet további növelését a hőforrás nem tette lehetővé, a nyomás növelése pedig folyadékfázis megjelenését eredményezte volna. Ugyancsak azonos az egyes változatokban az E-11 rekuperátorban a hővisszanyerést biztosító hőmérsékletkülönbség. Az előző feltételek esetén a körfolyamat működése során a bruttó villamos teljesítmény a munkaközeg tömegáramával arányosan változik. A hálózatra kiadható nettó villamos teljesítmény a szivattyú teljesítményével csökkentett érték. A modellben szereplő léghűtőnél energiaigény nem jelentkezett. Következtetések, új eredmények A szerzők a horvátországi Lunjkovec-Kutnjakban épülő geotermikus erőmű publikált adatait figyelembe véve összehasonlító számításokat végeztek ORC, illetve Kalina-körfolyamatra. A számításokhoz az Aspen HYSYS technológiai tervező szoftvert használták. A kapott eredmények jó egyezést mutattak a hivatkozott szerzők eredményeivel. 24

25 E-NERGIA.HU GEOTERMIA FÖLDHŐ A modellszámítások eredményeiből az alábbi következtetések vonhatók le: A HYSYS szoftver hatékony eszköz egy vagy több hévízkúttal üzemelő geotermikus erőmű technológiai tervezése során a körfolyamat modellezésére. A modellszámítások alapján megállapítható, hogy a választott munkaközeg alapvetően befolyásolja az energiaátalakító körfolyamat nyomás- és hőmérsékletviszonyait. Az eredmények alapján egyértelműen látható, hogy a vizsgált teljesítménytartományba eső geotermikus erőművek hatékonyságát/hatásfokát nagymértékben befolyásolja a körfolyamat és a munkaközeg körültekintő illesztése a hőforráshoz és a hőelvonási lehetőséghez. A Kalina-körfolyamat több technológiai elemet tartalmaz elágazással és visszacsatolással, továbbá a körfolyamat szabályozási feltételrendszere is komplexebb. A számítási eredmények alapján indokoltnak látszik a körfolyamat kulcspontjaiban a hőmérséklet és/vagy a nyomás rögzítése a stabil üzemeltetés érdekében. A körfolyamat segítségével kinyerhető teljesítmény nagyságát a munkaközeg tömegáramának változtatásával célszerű megvalósítani. A bemutatott modellszámítások eredményei alapján az ORC körfolyamat alkalmazása előnyösebbnek látszik, mivel egyszerűbb technológiai rendszerrel nagyobb villamos teljesítmény nyerhető egy adott nagyságú geotermikus forrásból, mint Kalina-körfolyamattal. A kutatómunka a Miskolci Egyetem stratégiai kutatási területén működő Fenntartható Természeti Erőforrás Gazdálkodás Kiválósági Központ keretében valósult meg. Hivatkozások: [1] Az energiaunió helyzete 215 Brüsszel, COM (215) 572 final, [2] Market Report 215, European Geothermal Energy Council, Fifth Edition, April 216 [3] Iparterv Rt. Megújuló energiák feltárása és hasznosítási javaslata az osztrák-magyar határmenti energetikai együttműködés számára, pp , PHARE CBC program, HU sz. project, 1998 [4] Guzovic Z. Majcen B. Cvetkovic S.: Possibilities of electricity generation in the Republic of Croatia from medium-temperature geothermal sources, Applied Energy 98, pp , 212 [5] Raskovic P. - Guzovic Z. Cvetkovic S.: Performance analysis of electricity generation by the medium temperature geothermal resources: Velika Ciglena case study, Energy 54, pp , 213 [6] Guzovic Z. Raskovic P. Blataric Z.: The comparison of a basic and dual-pressure ORC: Geothermal Power Plant Velika Ciglena case study, Energy 76, pp , 214 [7] Guzovic Z. Sakoman I. Loncar D.: Influence of working fluid on ORC with low temperature geothermal source Case study geothermal power plant Babina Greda, 1th International Conference on Heat Transfer, Fluid Mechanics and Thermodynamics, pp , July, Orlando Florida, 214 VÍZ-, GÁZ-, FÛTÉSTECHNIKA MEGÚJULÓ ENERGIA Teljes körû megújuló energia megoldások a pályázati á lehetôség felkutatásától, táától a szakmai tanácsadáson át, a komplex rendszer beszerzéséig! További információk a Merkapt Zrt. megújuló energia termékeirôl és megoldásairól: Kis István, kis.istvan@merkapt.hu 25

26 HÍREK Dudás Gergely, Havas Márton, Jakab Péter 25 éves a Magyar Energetikai Társaság Jubileumi rendezvény és a Kárpát-medencei Magyar Energetikusok XX. Szimpóziuma A Pesthidegkúton, a Klebelsberg Kultúrkúrián, 216. szeptember 21-én tartott jubileumi ünnepség vendégei és résztvevői a regisztrációnál kézhez kapták a Magyar Energetika erre az alkalomra készült jubileumi számát. Az ünnepség zenei köszöntővel kezdődött, majd a résztvevők elénekelték a Himnuszt. Ezután prof. dr. Garbai László, az egyesület elnöke köszöntötte a megjelent alapító tagokat, valamint a meghívott hazai és külföldi díszvendégeket. Felelevenítette az elmúlt 25 év legfontosabb eseményeit, valamint a jövő kihívásairól, veszélyeiről is beszélt, végül a MET szakmai és baráti összetartó erejét hangsúlyozta. Ezt követően a Nemzeti Fejlesztési Minisztérium képviseletében Kádár Andrea Beatrix helyettes államtitkár mondott köszöntőt. Kiemelte, hogy az energiatárolás, az elektromos közlekedés és az energetikai vonatkozású informatikai infrastrukturális fejlesztések tartoznak a közeljövő kiemelt K+F tevékenységei közé. A Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem nevében prof. dr. Józsa János rektor mondott köszöntő beszédet, amelyben napjaink szakmai kihívásaira és az energetika fontosságára hívta fel a figyelmet. A negyedszázados jubileumát ünneplő társaságot ezután Barsiné dr. Pataky Etelka, a Magyar Mérnöki Kamara elnöke, prof. dr. Bíró Károly, az Erdélyi Magyar Műszaki Tudományos Társaság alelnöke, Bakács István, az Energiagazdálkodási Tudományos Egyesület elnöke köszöntötte, befejezésül a Magyar Elektrotechnikai Egyesület elnökének személyes üzenetét Zarándy Pál tolmácsolta. A köszöntők után az egyesület elnöke emlékezett meg a MET 25 éves történetéről, majd a társaság jövőjéről Jakab Péter, a MET Ifjúsági Tagozatának (IT) elnöke beszélt, aki kiemelte, hogy a Magyar Energetikus Hallgatók Találkozójának megszervezésével a MET IT nagy lépést tett a fiatal energetikus szakma összekovácsolásában. Erre utal az a tény is, hogy a jubileumi eseményen, valamint a Magyar Energia Szimpóziumon az idősebb szaktekintélyek és gyakorló szakemberek mellett fiatal mérnökök és egyetemi hallgatók is nagy számmal képviseltették magukat. Ezt követően a MET alapító tagjai és az egyesületet támogató cégek képviselői oklevelet vehettek át. A jubileumi ünnepség meghívott előadója, dr. Grabner Péter, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal energetikáért felelős elnökhelyettese beszélt a jövő energetikai kihívásairól, az EU szakpolitikai kezdeményezéseinek tükrében. Ezt követően Bencsik János, az Országgyűlés Energetikai Albizottságának elnöke mondott záróbeszédet. Az ünnepi ülést fogadás követte, amelyen a résztvevők felelevenítették a hazai energetika elmúlt évtizedeit, és megvitatták a jelen és a jövő kihívásait. A másnap, immár 2. alkalommal megrendezett Kárpát-medencei Magyar Energetikusok Szimpóziuma a szokásos formában, zenei bevezetővel, majd elnöki köszöntővel kezdődött. A Budapest II. kerület polgármestere nevében a szimpóziumnak otthont adó Pesthidegkút Városrészi Önkormányzat elöljárója, dr. Csabai Péter köszöntötte a megjelenteket. Dr. Molnár László, az ETE főtitkára Európa általános energetikai helyzetét és jövőképét ismertette. A résztvevők ezt követően, egy rövid reklámfilm megtekintése után betekintést nyerhettek az e-mobilitás jövőjébe Huba Bence, a Nemzetgazdasági Minisztérium főosztályvezetője előadásán keresztül. A Paks II beruházási helyzetéről prof. dr. Aszódi Attila kormánybiztos tartott rövid ismertetőt, amelyből a hallgatóság megismerhette a környezetvédelmi engedélyeztetés eseményeit, az éppen aktuálisan folyó munkafolyamatokat, és tájékoztatást kaptak a jövőre kitűzött célokról. A kormánybiztos előadása végén kérdésekre is válaszolt, egyebek mellett az erőmű jelentőségéről a foglalkoztatatásban. A szünetet megelőző plenáris előadásban dr. Gróf Gyula tanszékvezető egyetemi docens és dr. Bihari Péter, a BME Gépészmérnöki Karának oktatási dékánhelyettese Prof. dr. Garbai László köszönti a jubileumi rendezvényen megjelenteket A MET alapító tagjai oklevelet vehettek át 26

27 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK az energetikai képzés helyzetéről tájékoztatta a hallgatóságot. Dr. Stróbl Alajos, a Pöyry Erőterv Zrt. főmérnöke a hazai és az európai erőműszektor helyzetét számszerűen, a tőle megszokott sokatmondó ábrákon ismertette. Dr. Korényi Zoltán, a BME címzetes docense a megújuló energiák komplex értékeléséről tartott kifejezetten gondolatébresztő előadást. Lontay Zoltán, az EGI Zrt. korábbi irodavezetője az Európai Unió energiapolitikájában várható változásokat Prof. dr. Józsa János, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem rektora mutatta be, őt követve Bagi Attila, az MEKH főosztályvezető-helyettese a megújuló energiák új támogatási rendszeréről beszélt. Dr. Tóth Máté, a Faludi Wolff-Theiss Ügyvédi Iroda munkatársa, a MET Interdiszciplináris Tagozatának vezetője az energiajog aktuális kérdéseit és a hazai jogrendbe történő beillesztésük egyes nehézségeit ismertette. Elhangzott például, hogy a jelenleg a tagállamok és az EU megosztott hatáskörébe tartozó döntések egy része a jövőben az EU kizárólagos hatáskörébe kerülhet. A délutáni előadások két szekcióban folytatódtak. A Bolyai szekcióban a Mátrai Erőmű jövőbeli fejlesztési terveiről Orosz Zoltán tartott tájékoztatót. Árva Csaba és Makai Zoltán a megújult Nagyváradi Hőerőművet mutatta be. Az ELMŰ-ÉMÁSZ által kidolgozott háztartási méretű kiserőművi fejlesztési stratégiáit Rácz Lilla mutatta be. A hőszivattyúk hazai ügyének fáradhatatlan képviselője, Komlós Ferenc súlyos balesetét követően tolószékből tartotta meg sokadszor is érdekes és értékes előadását. Havas Márton és Tóth Lajos Bálint egyetemi hallgatók az energia tárolási lehetőségeiről, illetve a megújulók támogatásának és a villamosenergia-rendszer működésnek összefüggéseiről tartottak előadást. A Jedlik-szekcióban a Szlovák Műegyetem képviselői három előadást is tartottak. Dr. Takács János, dr. Füri Béla és Derzsi István a geotermikus energia alkalmazási lehetőségeiről, Derzsi István a sugárzó fűtőrendszerekről, majd Sánka Imre PhD-hallgató a lakóépületek felújítás előtti és azt követő energetikai komfortállapotáról beszélt. Köteles Tünde a Miskolci Egyetem képviseletében előbb a biogáznak az együttműködő földgázrendszerekbe történő betáplálási lehetőségeiről, majd Galyas Anna Bellával (mindketten PhD-hallgatók) közösen írt dolgozatuk alapján a gázátadó állomásokon elérhető, expanderrel megvalósítható energiahatékonyság-javításról tartott előadást. A csíkszeredai Vallasek István a megújuló energiák hasznosításának svédországi tapasztalatait ismertette. A szekció-előadásokat Galyas Anna Bella (a képen) és Köteles Tünde, az I. Századvég-MET követően kerekasztal-vitákra került sor, ahol a meg- győztesei a gázátadó állomásokról energetikai tanulmányíró verseny jelentek ütköztethették az tartottak előadást energetikával kapcsolatos nézeteiket. Az idősebbek megoszthatták tapasztalataikat a fiatalabb generációval, és az energetikai problémák más szemszögből való megközelítésére biztathatták egymást. A konferencia a vita tapasztalatainak kiértékelésével, prezentációkkal folytatódott, amelyeket az egyes kerekasztalok szószólói tártak az egybegyűltek elé. Az Ifjúsági Tagozat a megszokott módon értékelte a munkát, és a szavazatok alapján a Sigmond György által képviselt kerekasztalnak ítélték oda az Ifjúsági Tagozat különdíját. A délután a nap összefoglalójával zárult, a hivatalos részt a Szent Korona Dombhoz történő látogatás követte, ahol a Szimpózium résztvevői elhelyezhették a magukkal hozott, az összetartozást jelképező maroknyi földet, és történeteket hallhattak a Magyar Szent Koronával kapcsolatban. A gálavacsorán kialakult jó hangulat alapján joggal remélhetjük, hogy hazai és külföldön élő magyar energetikusok jövőre is ellátogatnak Pesthidegkútra. Köszönet illeti az ünnephez illő zenét biztosító Jasper Andort és Érces Norbertet, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem PhD hallgatóit, valamint Polgár Eszter épületenergetikai mérnök hallgatót, a jubileumi rendezvény házigazdáját. Az elhangzott előadások prezentációi és további képek a MET honlapján, az e-met.hu-n érhetők el. Orosz Zoltán, a Mátrai Erőmű Stratégiai Osztályának vezetője tartja meg előadását Pillanatkép a Magyar Energia Szimpózium kerekasztal-beszélgetéseiről 27

28 HÍREK Kozmáné Pocsai Zsófia Renewable EnergyCon 216 Az IIR Magyarország Kft szeptember 27-én Renewable EnergyCon A hazai megújuló energiák jövője címmel rendezett konferenciát, ahol a megújuló energiaforrások biomassza, biogáz, nap, szél, földhő hazai helyzetéről és hasznosítási lehetőségeiről, és az új, a megújuló és alternatív energiaforrásokból előállított hő- és villamosenergia-átvételi támogatási rendszerről tájékozódhattak a résztvevők. Lontay Zoltán levezető elnök, a Levegő Munkacsoport Szakértői Testületének tagja rövid köszöntő bevezetőjében a megújuló energiák aktuális helyzetét foglalta össze. A megújulók előnyei közül kiemelte, hogy ezek felhasználása a fenntartható fejlődést, a korszerű technológiák alkalmazását, a klímavédelmet, az energiafüggőség csökkentését, a dekarbonizációt és a térségfejlesztést szolgálja. A számos előny mellett néhány olyan megoldásra váró probléma akadályozza jelenleg az alkalmazásukat, mint a versenyképesség romlása, a hálózati instabilitás. A technológián túltekintve pozitív fejleményként értékelte, hogy a párizsi klímaegyezményt sok más ország mellett a kibocsátások legnagyobb hányadáért felelős Kína és az Amerikai Egyesült Államok is aláírta 1. Az első előadást dr. Grabner Péter, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal (MEKH) energetikáért felelős elnökhelyettese tartotta A megújuló energiaforrások felhasználásának helyzete, növekedési lehetőségek a Megújuló Energia Irányelv alapján címmel. Az előadás első felében a megújuló energia célokat és a jelenlegi statisztikákat mutatta be között a megújuló energia részaránya növekvő tendenciát mutatott, között pedig stagnált. 214-ben ez a részarány 9,61%, azaz a teljes bruttó végső energiafogyasztásból (68 PJ) körülbelül 65 PJ volt között a Nemzeti Cselekvési Terv erre az időszakra adott becslését ez az érték meghaladta, azonban a 22-as célérték (14,65%) teljesítéséhez további teendők szükségesek. Az előadás második felében a KÁT átalakításának (METÁR) témaköre került szóba. A METÁR az Európai Unió 214/C 2/1 Bizottsági közleményének (Iránymutatás a közötti időszakban nyújtott környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról) magyarországi implementációja, amelynek célja a megújuló energiára vonatkozó 22-as célkitűzések költséghatékony teljesítése. A METÁR főbb elemeit a 2. ábra mutatja be. Összességében a tervezett pályázati rendszerben zöld prémiumra nyerhető jogosultság, amelynek maximumát az NFM állapítja meg rendeletben. Az adott tenderen támogatható mennyiség és a lehetséges további korlátok a pályázati kiírásban fognak megjelenni. A pályázatok kiírója és lebonyolítója a Hivatal. Magyarországon 212-ben a szélerőművek elérték azt a maximális beépíthetőséget, amekkorát elbír a villamosenergia-hálózat. Az elmúlt években a biogáz részaránya nőtt, de szerepe a villamosenergia-termelésben nem jelentős. A biomassza használata csak úgy megengedhető, ha mezőgazdasági hulladékokat égetünk, nem pedig mezőgazdasági termékeket. A megszerzett tapasztalatok alapján a napenergia hasznosítása terén markáns növekedés 212-ben 1 MW, de 214-ben már 8 MW várható a következő években, és reméljük, hogy ez rendszerszinten nem fog problémát okozni. Kihívások továbbra is vannak, például tartalék, (műszaki) szabályozhatóság, területi diverzifikáció, hálózati csatlakozások: tömeges igény kezelése, spekulatív igények kiszűrése. Dr. Nagy Zoltán az ipari nagyfogyasztók (IEF) képviseletében tartotta előadását, akik elkötelezett hívei a megújuló energiaforrásoknak és a környezetvédelemnek. Ugyanakkor látni kell, hogy a különböző szempontok egyidejű mérlegelése mellett olyan egyensúlyra PJ GWh Geotermikus Napenergia Szilárd biomassza Biogáz Települési hulladék Egyéb Biogáz Szilárd biomassza Szélenergia Napenergia Vízenergia 1. ábra. Megújulók hasznosításának alakulása Magyarországon 24 és 214 között 28

29 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK Pálfy Miklós címzetes egyetemi docens, több METÁR fogalmi rendszer Prémium rendszer szakmai egyesület vezetőségének tagja, Napelemes (fotovillamos) napenergia hasznosítás helyzete és lehetőségei című előadásának első kérdése az volt, hogy Vannak-e korlátok? A gazdasági Zöld prémium Barna prémium* korlátok egyre kevésbé számottevők, mert például Németországban az egykristályos szilíciumalapú demonstrációs projektek * Másféle számítási mód amennyiben fosszilis és alternatív napelemek beruházási költségei napelem-típustól Pályázat függően 1,2-3,3 év alatt megtérülnek. A struktúrák Pályázat nélkül függvényében alakul a különböző napelemmodulok hatásfoka, de a konstrukcióknál a szilícium dominál még mindig. A fejlődés több irányban folytatódik. Többrétegű cellákkal nagyobb hatásfok Adminisztratív Prémium prémium Barna prémium átvételi ár érhető el, de ezek drágábbak is. A laboratóriumi Korm. Rend. Referencia Referencia piaci Referencia piaci ár KR piaci ár Korm. Rend. ár KR körülmények között elért legynagyobb hatásfok egyelőre átlagosan 46%, tömeggyártásban 16%. A világon a napelemek alkalmazásának növekedése exponenciális, közel 5 GWp PV modult gyártottak 2. ábra. KÁT METÁR felépítésének összehasonlítása 214-ben, ami az ázsiai felfutásnak is köszönhető. 215-ben például a világon a legnagyobb naperőmű épült meg Kínában, 86 MWp teljesítménnyel. kell törekedni, amelyben a versenyképes nagyvállalatokat nem teszi tönkre a magyar gazdaság. A fotovillamos erőművekben a beépített kapacitás 13%-a, míg a szélerőműveknél kb. 18%-a vehető számításba éves szinten. A KÁT termelés primer energiaforrás szerinti megoszlásának közel 5%-a biomassza, míg a napelemeké 1,5%. A KÁT mérlegkör működtetése havonta 5 milliárd Ft-ba kerül. Jelenleg a havi termelés a megújulókból kb. 2 GWh, amely meglehetősen távol van a 22-as céloktól (évi 6,6 TWh). A megújuló energiatermelőknek nyújtott ártámogatás jelenleg 26 Ft/kWh. A kiegyenlítő energia 7-8 millió Ft/hó, amely a teljes támogatás 1-12%-át jelenti. Miután a versenyszféra fizeti ezeket a költségeket, a végfelhasználókra rótt pénzügyi terhek igen magasak. Egyelőre nem világos, hogy a kapuzárási effektus mit jelent majd 216 végén, amikor kivezetik a KÁT-ot. Nyugat-Európában is beismerték, hogy a német rendszer támogatási szintje fenntarthatatlan, és úgy tűnik, mi is ezt az irányt követjük egy prémium-rendszer bevezetésével. A napenergia az egyik legnagyobb nemzeti energiakincsünk, mert nem befolyásolja sem a politika, sem a gazdaság. Érdemes lenne hazánkban is a németországi tendenciát követni, és a napelemes rendszereket tárolóval együtt, kvázi autonóm (autonóm és hálózatra dolgozó fajták kombinációja) áramforrásként alkalmazni, ami csökkentené a hálózati és szabályozhatósági problémákat. 215 végén Magyarországon a beépített teljesítmény 162 MWp volt, amely kb. 16 berendezést jelent. Ezek közül 45 db a háztartási méretű kiserőműveknél nagyobb teljesítőképességű. A legfrissebb nagyobb rendszer telepítése 216 elején, Pécsen történt. A 1 MW beépített teljesítményű erőművet az MVM Hungarowind Kft. hozta létre. A szakemberek 23-ig további növekedéssel számolnak, azonban bár ez a veszély esetünkben nem áll fenn kerülni kell a túltámogatást, mert ez például Csehországban sem vezetett jóra. Lendvay Péter, a Magyar Szélenergia Ipari Társaság elnöke A szélenergia helyzete, jövője hazánkban címmel tartott előadást. KÁT pénzeszköz, Ft/kWh METÁR pénzeszköz, Ft/kWh KÁT termelés, GWh/év Elsőként a szélenergia legmeghatározóbb előnyeit emelte ki, miszerint a szélenergia politikafüggetlen, és előzetesen hozzáadott munkát sem igényel, amire METÁR termelés, GWh/év Összesített termelés, GWh/év EU target, 14,65%, GWh/év Összesített pénzeszköz, Ft/kWh például a biogáz-termelésnél szükség van (állat- 7 8, tartás, növénytermesztés stb.). Háztartási méretű kiserőművek (HMKE) esetében (5 kw alatt) 28 7, óta folyamatos volt a növekedés, és 215-ben Magyarországon a 63 szélerőmű átlagosan kb.,6 Forrás: IEF 5,9 6, 6, 6, , MW beépített teljesítőképességgel rendelkezett. A 4,7 48 5, növekedés pozitív, azonban a napenergiát hasznosító HMKE-nél ez a növekedés egy nagyságrenddel 336 2,5 4, 4,3 4, 4,4 4,5 27 3,1 nagyobb, mint a szélnél. A kiserőművi kategóriában (5-5 kw) 28 és 215 között a szélerő , , , 2, művek esetében nem történt változás a két kiserőmű 156 2, teljesítőképessége összesen 275 kw, míg a 1 2,32 2,4 2, 2,2 kis naperőművek esetében a megfelelő adat ,9 1,7 1, 1,6 1,5 kw. Az 5 kw-nál nagyobb kategóriában 21 óta , szintén változatlan a szélerőművek helyzete, ami 328 MW beépített kapacitást jelent. Összességében 3. ábra. A KÁT és METÁR együttes alkalmazásának termelési (éves átlag) és költség alap szcenáriója között a szélenergia a megújuló energiából történő villamosenergia-termelésben 27%-ot képvisel, ami KÁT és METÁR éves átlag termelés, GWh/év Támogatott ár Korm. Rend. Támogatott ár Aukció Támogatott ár Hivatal KÁT és METÁR havi pénzeszköz költség, Ft/kWh 29

30 HÍREK az összes energiaforrást figyelembe véve mindössze 2%-nak felel meg. A napenergiával történő összehasonlítással az előadó a szélenergia hátrányos helyzetét kívánta alátámasztani. A megújuló jó befektetés abban az esetben, ha kisebb pénzösszeg áll rendelkezésre (lakossági aktivitás), azonban a napenergiát hasznosító technológiákkal szemben a szélerőművek esetében a mozgó alkatrészeket karban kell tartani (zsírozás, lapátok tisztítása), ami ha nagyritkán el is végzik a lakossági alkalmazás szempontjából jelentős hátrányt jelent. Az ipari méretű turbinák esetében, ma sorozatgyártásban a 2-3 MW-os villamos teljesítményű berendezések a jellemzők, megkülönböztetve a tengeri és szárazföldi típusúakat. Utóbbi turbinák magyarországi telepítésére a hazai szélenergia-potenciál megfelelő, a beruházásuk megtérülő és versenyképes a többi villamosenergia-termelő berendezéssel. Ugyanakkor a jelenlegi jogszabályi környezet mintegy fizikailag akadályozza az új termelő egységek létesítését: 2 MW-ban korlátozzák a villamos termelőegység teljesítményét holott ezek inkább efölött gazdaságosak, a szélturbina föld feletti magassága nem haladhatja meg a 1 m-t nagyobb magasságon nagyobb szélsebesség várható stb. E feltételeket figyelembe véve kilenc gyártónak 28 típusa közül mindössze egyetlen egy,8 MW-os (!) szélturbina bizonyult megfelelőnek; és jelenleg nincs olyan terület Magyarországon, amely a rendeleteknek eleget tenne az engedélyeztetés szempontjából. A szélenergiát pártoló társaságok kíváncsian várják, milyen változásokat hoz a jövő. Dr. Bagi Zoltán, a Szegedi Tudományegyetem Biotechnológia Tanszékének adjunktusa Szerves eredetű hulladékok hasznosítása címmel tartott előadást. A biogáz előállítására szolgáló fermentáció alapja bonyolult mikrobiológiai rendszer, amelynek fő alkotói a mikrobák. A fermentáció egyik legfontosabb kritériuma a megfelelően választott, könnyen lebomló, nagy szervesanyag-tartalmú alapanyag felhasználása. A sikeres és hatékony fermentáció fő terméke a biogáz metán és szén-dioxid keveréke, amely közvetlenül (fűtés, alternatív üzemanyag) és közvetve (elektromos áramtermelés) is hasznosítható. Az ipari léptékű biogáz-termelésnél mind Magyarországon, mind az EU-ban a közvetett felhasználás a jellemző. Közvetlen felhasználáshoz a biogázt tisztítani kell, meg kell szabadítani a szén-dioxidtól, vízgőztől, kén-hidrogéntől. Közvetett felhasználás esetén az üzemek gazdaságossága nagymértékben függ attól, hogy a keletkező hulladékhőt mint mellékterméket tudják-e hasznosítani. Az Európai Unióban a beépített biogázüzemek kapacitása 425 MW e, a biogáz-termelés kb. 13,2 millió m 3 földgáznak felel meg. Az Unión belül a biogázüzemek 61%-a Németországban található (21). Ezzel a német piac telítődött, azóta stagnál. Második helyen Nagy-Britannia, a harmadikon Olaszország áll, míg Magyarország nincs az első 1 között. Az EU tagországok nemzeti cselekvési terveit tekintve, 29-hez képest 22-ra a biogáziparban 7,2-szeres növekedés várható (a villamosenergia-termelés területén). Magyarországon a villamosenergia-termelésben 22-ra 4%- os részarányt szeretnénk elérni. Jelenleg 38-4 biogázüzem épült/ épül, amelyek együttes teljesítménye kb. 2 MW e, de rendelkezésre állna akár 7 MW-nyi is. A legtöbb üzem külföldi technológia szerint épült, ezen felül további tényezők is hátráltatják a fejlődést, például a szabályozási háttér, a pályázatok hiánya és a bonyolult engedélyeztetés. Legjelentősebbek Magyarországon jelenleg a Zalavíz Zrt. és a Magyar Cukor Zrt. Fejlesztési lehetőségek továbbra is vannak, hiszen a jelenleg alkalmazott technológiáknál a fermentáció ideje 15-6 nap, míg az optimális természetes rendszernél (szarvasmarha) mindössze 2 nap alatt keletkezik a fermentációs alapanyagból (azaz a takarmányból) biogáz. Prof. Ligetvári Ferenc, a Szegedi Tudományegyetem Biotechnológiai Tanszékének tanára Szerves eredetű hulladékok hasznosítása címmel tartott előadást. Magyarországon 1 millió tonna szerves anyagot is tartalmazó hulladék képződik 18 millió GJ energiatartalommal, amelynek 1/5 része szennyvíziszap, a többi települési szilárd hulladék (TSZH). A szennyvíztelepek 3,8%-a adja ki a szennyvíziszap-mennyiség 58%-át, ami azt jelenti, hogy a nagy szennyvíztelepek koncentráltan oldják meg az iszapkezelést. A mezőgazdasági hasznosítás a legjelentősebb mértékű, jelenleg az égetés nem jellemző. A kezeletlen szennyvíziszap 127 millió Ft veszteséget jelent, amelyre megoldás lehetne a rothasztásból előállított biogáz vagy az RDF (égetéses) technológia alkalmazása. Javaslatuk szerint több regionális szennyvíziszap-égetőt lehetne létesíteni, amelyekben gazdaságilag pozitív hozamú technológiát kell alkalmazni, egyúttal megakadályozva a talaj és a vizeink szennyezését. Szita Gábor, a Magyar Geotermális Egyesület (MGtE) elnöke A geotermikus energia-hasznosítás jelenlegi állása és jövőbeli kilátásai Magyarországon című előadásának bevezetésében két csoportra osztotta a geotermikus energiát: sekély és mély geotermiára. A sekély geotermia fúrási mélysége 1-2 méter, előnye, hogy nincs szükség termálvízre, és bárhol alkalmazható. Hátránya, hogy jelentős segédenergia-szükséglete van, és csak alacsony hőmérsékletű fűtési rendszereknél alkalmazható, de előnyös lehet, ha olcsó (például megújuló alapú) villamos energia áll rendelkezésre. A sekély geotermia lazán kapcsolódik a klasszikus értelemben vett geotermiához, azonban hőszivattyús rendszerek segítségével ez is hasznosítható, és a Nemzetei Cselekvési Tervben a hőszivattyús fejezetnek saját célértéke van, amelybe természetesen ez a potenciál is beletartozik. A mély geotermia egyik fajtája a vizes, ahol a víz kilépési hőmérséklete legalább 4 C kell legyen, azonban minél magasabb, nyilván annál kedvezőbb. Magasabb hőmérsékletű víz a világ vulkanikus részein a leggyakoribb. A geotermia másik ágában a hőkinyerés a forró, száraz kőzetből történik. A geotermikus energia hasznosításának szabályozása 25 méter mélység alatt a bányászati (1993. évi XLVIII. tv.), míg 25 méterig a vízgazdálkodási törvény (1995. évi LVII. tv.) hatálya alá esik. Mivel a cél a hőkinyerés amely nem igazán kézzelfogható termék, sem a vízgazdálkodási, sem a bányászati törvény nem tekinthető a legmegfelelőbb szabályozási háttérnek. Mindkét esetben bonyolult és nehézkes az engedélyeztetési háttér. Koncessziós szerződésből jelenleg 2 db van az országban, egy Jászberényben, egy pedig Battonyán. Tovább bonyolítja a helyzetet a lehűlt termálvíz visszasajtolása, ami 24 és 213 között volt kötelező. A Magyarországon fő hévízadónak számító ún. Felső-pannóniai homokkőrétegekbe nem könnyű gazdaságosan, hosszú távon és üzembiztosan visszaszivattyúzni a vizet. A repedezett, karsztosodott tárolókba a visszatáplálás megoldottnak tekinthető. Az említett problémák miatt a geotermális energiahasznosításnál amelybe a visszasajtolást is beleértjük szükség lenne állami szinten fellépni, kutatásokba és technológiai fejlesztésekbe invesztálni. Kérdés azonban, hogy az alacsony átalakítási hatásfok nem eredményezi-e a geotermikus energia pazarlását? Mivel a geotermikus energiával történő villamosenergia-termelés alkalmas lehet a szél- és naperőművekkel megtermelt villamos energia ingadozásainak kiegyenlítésére (folyamatosan rendelkezésre áll, és 3

31 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK 1. táblázat. Megújuló energiaforrások növekmény-potenciálja a távhőben M. e. Geotermális Biomassza Kommunális hulladék Jelenlegi kapacitás, PJ/év PJ/a 1 2-2,5,5 Új létesítmények, kitűzhető cél MW Távhőrendszerbe illeszthető növekmény hőmennyiség* PJ/a 4 5,5 2 Szükséges beruházás becsült összege milliárd Ft Várható hődíj-megtakarítás támogatás nélkül milliárd Ft/a 3,7-4,2 3,6-4, 1,9-2,4** Várható hődíj-megtakarítás vissza nem térítendő beruházási támogatással milliárd Ft/a 6,8-7,8 6,2-6,8 2,8-3,5 Meglevő hazai példák * Megújuló alapon termelt távhő növekmény re ** Csak a távhőben jelentkező megtakarítás. Csongrád, Szentlőrinc, Miskolc, Győr Pécs, Tatabánya Budapest - HUHA külsőhőmérséklet-függősége sem jelentős), érdemes lenne támogatást kapnia, mert mennyiségi fejlődés enélkül nem képzelhető el, és nehezen teljesíthetők az NCST-ben előírt célok (15 PJ/év). Magyarországon jó példa a Veresegyházán 23 éve folyamatosan bővülő geotermikus rendszer, ahol a nettó 4 millió Ft-os beruházást az önkormányzat támogatás nélkül, 1%-ban önerőből valósította meg. Sigmond György a Magyar Távhőszolgáltatók Szakmai Szövetségének képviseletében Megújuló energiaforrás-alapú hőtermelés, a távhőtermelés versenyképessége címmel tartotta meg Orbán Tiborral közösen készített előadását. A Nemzeti Cselekvési Terv a 22-as céljai között a távhőrendszerben 25,75 PJ megújuló hőhasznosítást irányoz elő. A 21 és 22 közötti időszakot tekintve 214-ben a biomassza, geotermikus energia és biogáz nemzetgazdasági felhasználásának aránya alacsonyabb volt, mint az NCST-ben előirányzott. Az elmaradás okai: a megújuló energiák hasznosítása nem épült be szervesen a nemzetgazdaság fejlesztésébe, a hazai energiaszakma megosztott, és a technológiákat nem megfelelően alkalmazzák (pl. kis hatásfokú biomassza-tüzelés közvetlen villamosenergia-termelésre). Az előadó hangsúlyozta, hogy a megújuló energiák nagyobb részét biomassza, hulladék, geotermikus és napenergia (napkollektor) a hőellátásban célszerű hasznosítani, ezt nyilván nem befolyásolja Paks II megépülése. Paks II előtt, mellett és után is bőséges lehetőség van a megújulók villamosenergia-termelésre való hasznosítására. A vidékfejlesztés, a települések, azaz a helyi hőellátás fejlesztése széles körű munkahelyteremtést hozna magával. A megújuló alapú távhőszolgáltatás főbb irányait az 1. táblázat foglalja össze. A távhőellátás az egyedi fűtésnél sokkal szélesebb és olcsóbb fajtaválasztékban, jobb hatásfokkal és kisebb károsanyag-kibocsátással tudja hasznosítani a biomasszát. Magyarországon a települési szilárd hulladékok 67%-át lerakókban helyezik el, míg az Európai Uniós átlag 37%. A bécsi távhő 2%-a hulladékhasznosításból származik. Ezt a példát követni lehetne egy új hulladékhasznosító mű létesítésével a dél-budapesti térségben. Az NCST-ben 22-ra kitűzött célok zöld távhő nélkül nem teljesíthetők. Ehhez a távhőszolgáltatás lefedettségét a lakásállomány jelenlegi 15%-áról elengedhetetlenül növelni szükséges. A fejlesztési célok eléréséhez nem áll elegendő fejlesztési forrás rendelkezésre. Sáfián Fanni az Energiaklub képviseletében Alternatív energetikai jövőképek Magyarország számára címmel az Energiaklub és a Wuppertal Institut szoftveres modellezéseinek eredményeit mutatta be 23-ra és 25-re. Előadásában Magyarország négy lehetséges energetikai jövőképét ismertette: atom, köztes-a, köztes-b és zöld. Az atom forgatókönyv megegyezik a kormány által is elfogadott stratégiával. A további három szcenárióban Paks II atomerőmű nem épülne meg, és a hiányzó kapacitásokat megújuló energiaforrásokra alapozott energiatermelő egységekkel, valamint energiahatékonysági intézkedésekkel pótolnák, éspedig a zöld szcenárió felé haladva, egyre nagyobb részarányban. Érdekesség, hogy a különböző változatokban a megtakarításoknak köszönhetően különböző villamosenergia-igényekkel számolnak a jövőt illetően. Ahhoz, hogy az EU célkitűzéseit teljesíteni tudjuk, a kutatás szerint mind a CO 2 - kibocsátás csökkentésében, mind a megújulók részarányának növelésében, mind pedig az energiahatékonyság növelésében a zöld verzió az optimális, és egyben a legolcsóbb forgatókönyv is. Tóth Tamás, az MEKH főosztályvezetője Energetikai audit, a nagyvállalatok kötelezettsége. Részletszabályok az energiahatékonysági törvény és a 26/215. (V.26.) NFM rendelet alapján. A hatóság szempontjai. című előadásában ismertette a törvény jogszabályi hátterét, az MEKH feladatait, a nagyvállalatok és az auditorok kötelezettségeit. Előadásában a korábbiakhoz képest kiemelte, hogy a Hivatal fontos szempontnak tartja, hogy az elkészült auditok mért adatokra is épüljenek. Az átmeneti időszak határideje 216. december 31. Ezen időpontig a Hivatal nem szab ki bírságot a kötelező energetikai auditálás teljesítésének elmaradása miatt. Lontay Zoltán zárszavában a klímaváltozást, valamint annak ökológiai és társadalmi hatásait említette, és kiemelte, hogy a kutatások előrehaladtával a megújuló energiaforrások felhasználásának részaránya egyre növekvő tendenciát mutat. Szólt a megújuló és a hagyományos energiák támogatásának ellentmondásairól és a politikusok felelősségéről, hangsúlyozva a problémák hosszú távú kezelésének elengedhetetlen szükségességét. Megemlítette, hogy az Európai Unió középtávon kötelező tagállami célokkal és új megújuló energia-csomaggal, valamint az ETS rendszer megreformálásával kívánja megközelíteni és elérni a (Párizs előtt) elhatározott célokat. Jegyzetek 1. Az aláírás nem jelenti azt, hogy az adott államok jogilag kötelező értelemben csatlakoztak volna az egyezményhez. Az ún. ratifikáció az egyezményhez történő csatlakozás az adott állam legfelső törvényhozó szervének (hazánkban az Országgyűlésnek) a jóváhagyása és az adott nemzetközi egyezmény (szerződés, megállapodás) jogszabályba (általában törvénybe) foglalása. (A szerk.) 31

32 VERSENYKÉPESSÉG Nagy Zoltán A hazai és nemzetközi villamos energia végfelhasználói árelemei és hatásuk az ipar versenyképességére A cikk a hazai villamos energia végfelhasználói árának alakulásával, a várható árváltozások elemzésével és a hazai ipar energiaköltségeinek alakulásával foglalkozik, különös tekintettel a cégek versenyhelyzetére a környező országok piacain. A tanulmány részleteiben vizsgálja a nagykereskedelmi villamosenergia-piac hosszú távú és spot termékeinek alakulását az OTC és a szervezett piacokon hazánkban és a nemzetközi környezetben. Az elemzés külön foglalkozik a meghatározó módon változó megújuló energiatermelés költségeivel hazánkban, azok várható változásával az elkövetkezendő öt évben (KÁT METÁR), tekintettel arra, hogy e terheket elsődlegesen az ipari fogyasztóknak kell viselniük. Betekintést nyújt a környező országok a megújuló energiatermelés finanszírozási gyakorlatába, különös tekintettel az energiaintenzív iparágak kezelésére. Az elemzés fókuszában a végfelhasználói árak és szerkezeti felépítésük, változásuk áll. Az ilyen típusú elemzés természetesen magában foglalja az iparág-specifikus és volumenfüggő, kisebb-nagyobb mértékű eltéréseket is. Az iparági jellemzőkön elsősorban a termelés jellegéből származó energiaigény-fluktuációt kell érteni, amely meghatározóan kihat az energiabeszerzés tervezésre és a kiegyenlítő energiaigényre. Nyilvánvalóan más energiafelhasználási profilt kell kielégíteni egy folyamatosan termelő vegyipari, mint egy szakaszosan működő kohászati létesítménynél, nehezen tervezhető segédüzemi be/kikapcsolásokkal. E cikk az energiafelhasználás volumene szemszögéből az ipari nagyfogyasztók szegmensét vizsgálja (> 2 GWh/év), de a megállapítások többségében igazak az ipari kis/közepes fogyasztókra is (1-2 GWh/év). Az elemzés a nagyfeszültségen átvett villamos energia árszintjét tanulmányozza, és nem vizsgálja a nagy- és közép/kisfeszültség közötti transzformálási és szállítási költségeket. A magyar gazdaság és ezen belül a meghatározó termelési/értékesítési szerepet betöltő ipar versenyképességi helyzete kulcsfontosságú az ország fejlődése, a fejlett gazdaságokhoz való felzárkózásunk tekintetében. Versenyképességünk szemszögéből különösen fontos a termelésünk költségigénye, és ezen belül is az energiafelhasználás árviszonyai. Ez a termelési költséghányad fokozottan igaz az ún. energiaintenzív iparágakra (vas- és alumínium-kohászat és -megmunkálás, cementipar, üvegtermék-előállítás, papíripar, vegyipar stb.). Ezen iparágakban működő társaságok esetében a termelési költség jelentős hányada, 1-4% az energiaköltség, így annak már kismértékű változása is jelentősen befolyásolja a cég nyereségességét és termékei versenyképességét a nemzetközi piacon. A hazai energiaszektor helyzetével, ezen belül is a hazai tradicionális villamosenergia-termelés gazdaságossági viszonyaival, valamint az import források szerkezetével, az egyetemes szolgáltatás áraival terjedelmi okok miatt nem kívánunk foglalkozni, miután ezekben a témákban rendszeresen jelennek meg cikkek ebben a folyóiratban is [1,2]. Adók és járlékok (ÁFA nélkül),63 Ft/kWh 2,91% Rendszerhasználati díjak (TSO+DSO) 4,19 Ft/kWh 19,38% Megújulók és h támogatás 4,3 Ft/kWh 19,89% 69,7 EUR/MWh 21,62 Ft/kWh Energia + kiegyenlítés 12,5 Ft/kWh 57,82% 1. ábra. A magyarországi villamos energia végfelhasználói árszerkezete nagyfeszültségen 216-ban A végfelhasználói árat általában három költségcsoport jellemzi: a villamos energia ára és a fogyasztás kiszabályozási költsége, a rendszerhasználati díjak (RHD), a kiegészítő költségek, támogatások (megújulók, hő- és egyéb támogatások, adók). A könnyebb áttekinthetőség kedvéért ez utóbbi költségcsoportot két elemre bonthatjuk: a megújuló energiatermelés és hőtámogatás költsége, egyéb adók és támogatások. Terjedelmi okok és a végfelhasználói árakra gyakorolt jelentős befolyásoló hatásuk miatt e tanulmányban részletesen csak a villamos energia árának alakulásával és a megújuló energiatermelés és támogatott hőtermelés költségeinek bemutatásával foglalkozunk. A villamos energia ára és a fogyasztás kiszabályozásának költsége Az itt használt terminológia szerint a villamos energia árán a nagykereskedelmi piaci árat értjük (a fizikai energia ára), amelyet gyakran kereskedői árnak is szokás nevezni (nagyfeszültségen). Ehhez az árhoz adódnak hozzá az egyéb, a beszerzéshez kapcsolódó költségek, a profilkiegyenlítés költsége és/vagy a kereskedői jutalék, amit együttesen a továbbiakban nagykereskedelmi árnak nevezünk. Az ipari nagyfogyasztók általában saját maguk állítják össze beszerzési portfóliójukat, és többnyire csak kisebb beszerzési volument és/vagy a kiegyenlítést bízzák a kereskedőkre/mérlegkörfelelősre (viszonylag gyakran rendelkeznek saját mérlegkörrel). Az 1. ábrából jól látható, hogy ez az energiaköltség-elem 216-ban a végfelhasználói költségnek kb. 58%-át teszi ki. 32

33 E-NERGIA.HU VERSENYKÉPESSÉG GEOTERMIA Éves zsinór energia ár, EUR/MWh 62, 6, 58, 56, 54, 52, 5, 48, 46, 44, 42, 4, 38, 36, 34, 32, 3, 28, 26, 24, 22, 2, CAL-12 CAL-13 CAL-14 CAL-15 EEX zsinór ár EUR/MWh Magyar zsinór ár EUR/MWh Lengyel zsinór ár EUR/MWh Cseh zsinór ár EUR/MWh Forrás: IEF CAL CAL Éves zsinór energia ár, EUR/MWh 65, 63, 61, 59, 57, 55, 53, 51, 49, 47, 45, 43, 41, 39, 37, 35, 33, 31, 29, 27, 25, 23, 21, CAL-12 CAL-13 CAL-14 CAL-15 Forrás: IEF Magyar zsinór ár EUR/MWh EEX zsinór ár EUR/MWh Magyar zsinór ár Ft/kWh CAL CAL , 17,5 17, 16,5 16, 15,5 15, 14,5 14, 13,5 13, 12,5 12, 11,5 11, 1,5 1, 9,5 9, Éves zsinór energia ár Magyarországon, Ft/kWh 2. ábra. Az éves zsinór villamos energiaár alakulása hazánkban, a környező országokban és Németországban (EEX) 3. ábra. Éves zsinór villamos energia ára Magyarországon euróban és forintban és az EEX-en között Az ipari fogyasztók beszerzési portfóliókezelése általában két terméktípusból áll össze: közép- és hosszú távú energiatermékek (heti, havi, negyedéves, éves), rövidtávú, következő napi (ún. spot vagy DAM) termék. A termékbeszerzés történhet szervezett piacon (HUPX) vagy OTC-n és bilaterálisan. A beszerzendő terméktípusok aránya (portfóliókezelés) nagyban függ a termelővállalat energiafogyasztási profiljától, a vállalat kockázatvállalási hajlamától, az egyes energiatermékek árviszonyának alakulásától stb. A közép-kelet-európai országokban az energiatermék referencia- (benchmark) szintjének a lipcsei német energiatőzsde (EEX) árait szokás használni (2. ábra) [4, 5,6]. Az ábráról jól nyomon követhető a 211 elején bekövetkezett fukushimai katasztrófa, a német atomerőművek leállítását bejelentő közlemény árnövekedést előidéző hatása, majd 212 elejétől a nagyon jelentős német megújuló energiatermelés belépésével megjelenő termék-túlkínálat árcsökkentő hatása, különösen a német piacon (EEX). A 213. év elejétől a csökkenést tovább fokozta a CO 2 -kereskedelem rendszerének nemzetközi összeomlása és az Európai Unió szabályozási késlekedése [2]. Az áresési trendet ben tovább fokozta a német napelemes telepítési boom, majd 216 elején a nyersolaj drasztikus áresése (26 USD/hordó az OPEC országok nem tudtak megegyezni a kitermelés csökkentéséről). Igaz, amint az olaj ára 4-5 USD/hordó körül stabilizálódott, a villamos energia ára is visszatért a 215. év végi szintre. A magyar eurós árak 212 elejétől váltak el a német áraktól, és a különbség 214 közepére elérte a 1 EUR/MWh-t (sajnos pozitív irányban), amit a piac először bizonyos balkáni hatásokkal (vízhiány) magyarázott, de ez a különbség 216 közepén is 9-11 EUR/MWh körül stagnált (3. ábra). A különbség 3-4 EUR/MWh feletti része azonban szakmailag nehezen magyarázható mással, mint bizonyos piaci szereplők profitnövelési étvágyával. A hazai forintalapú termékárakban megjelent a HUF/EUR devizaárfolyam-emelkedés, illetve fluktuáció hatása is. A piacon megjelenő termék-túlkínálat, amelyet elsődlegesen a német megújuló támogatás váltott ki, kedvező áresést idézett elő a kereskedői árakban Magyarországon is az utóbbi öt évben. A 211. évi 18,3 Ft/kWh éves zsinór árcsúcs után a jelenlegi árak Ft/kWh körül mozognak. Következ napi zsinór energia ár, EUR/MWh 95, 9, 85, 8, 75, 7, 65, 6, 55, 5, 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, Román következ napi zsinór ár EUR/MWh Magyar következ napi zsinór ár EUR/MWh Cseh következ napi zsinór ár EUR/MWh Német következ napi zsinór ár EUR/MWh Lengyel következ napi zsinór ár EUR/MWh Forrás: IEF ábra. A következő napi villamos energiaárak alakulása a környező országokban A másik terméktípus, a spot árak, alapvetően a pillanatnyi piaci kínálat-kereslet viszonyát és a piaci várakozások, piacinformációk azonnali lereagálását tükrözik (4. ábra). Erre a termékre is igaz, hogy a német és a cseh piac teljesen együtt mozog. A román árak fluktuálva, de alapvetően a német árak alatt mozogtak 215-ig, míg a lengyel spot árak mutatták a legszélsőségesebb értékeket, különösen a nyári időszakban. A hazai és német spot árak változását euróban és forintban az 5. ábra mutatja be között. A hazai spot árak továbbra is jellemzően változók, mind euróban, mind forintban, és a korábbi évekre (212-13) jellemző, a hosszú távú termékárakhoz viszonyított kedvezőbb spot árak ben elfogytak, bár 216-ban újra megfigyelhetők. A cseh-szlovák-magyar-román szervezett piaci összekapcsolódás után a magyar spot árak nyugodtabb képet mutatnak, mint korábban, és megkezdték követni a kisebb kilengésű német piaci mozgásokat, igaz, árban felette. A viszonylag alacsonyabb spot árak és a recesszió miatt még meglévő termelési bizonytalanság miatt, a nagyfogyasztóknál folyamatos dilemma az éves és a spot termékek optimális (relatívan kockázatmentes) arányának a kialakítása. Öszszehasonlításként megvizsgáltuk, hogy ha 212 negyedik negyedévében vásároltunk volna éves zsinór terméket 213-ra (CAL-13) átlagáron, akkor ezt a terméket 212 őszén 53,63 EUR/MWh áron

34 VERSENYKÉPESSÉG Következ napi zsinór energia ár, EUR/MWh 65, 6, 55, 5, 45, 4, 35, 3, 25, 2, 15, , Német következ napi zsinór ár EUR/MWh Magyar következ napi zsinór ár EUR/MWh 3, Magyar következ napi zsinór ár Ft/kWh 28, 26, 24, 22, 2, 18, 16, 14, 12, 1, 8, 6, Forrás: IEF 2, 4, Következ napi zsinór energia ár Magyarországon Ft/kWh Éves zsinór energia ár Csehországban, EUR/MWh 62, 6, 58, 56, 54, 52, 5, 48, 46, 44, 42, 4, 38, 36, 34, 32, 3, 28, 26, 24, 22, CAL-12 CAL CAL CAL-14 CAL-15 CAL-16 CAL Átlag 212 Q4-ben: 46,27 EUR/MWh Átlag 213 Q4-ben: 36,83 EUR/MWh Átlag 214 Q4-ben: 34,37 EUR/MWh Átlag 215 Q4-ben: 29,33 EUR/MWh EEX zsinór ár EUR/MWh 7 Cseh zsinór ár EUR/MWh 65 Cseh zsinór ár CZK/MWh 6 55 Forrás: IEF Éves zsinór energia ár Csehországban, CZK/MWh 5. ábra. A hazai és német spot árak változása forintban és euróban között 8. ábra. Negyedik negyedéves éves zsinór termék CAL-13 CAL-16 átlagárak Csehországban Éves zsinór energia ár Magyarországon, EUR/MWh 62, 6, 58, 56, 54, 52, 5, 48, 46, 44, 42, 4, 38, 36, 34, 32, 3, 28, 26, 24, 22, 2, CAL-13 Magyar zsinór ár EUR/MWh EEX zsinór ár EUR/MWh Magyar zsinór ár Ft/kWh Forrás: IEF CAL-14 Átlag 212 Q4-ben: 53,63 EUR/MWh CAL-15 Átlag 213 Q4-ben: 43,42 EUR/MWh Átlag 214 Q4-ben: 43,17 EUR/MWh CAL CAL-17 Átlag 215 Q4-ben: 4,58 EUR/MWh ,5 18, 17,5 17, 16,5 16, 15,5 15, 14,5 14, 13,5 13, 12,5 12, 11,5 11, 1,5 1, 9,5 Éves zsinór energia ár Magyarországon, Ft/kWh Éves és spot zsinór árak különbözete Csehországban, EUR/MW 3, CAL 13 átlag Q4 212: 46,27 EUR/MWh CAL 14 átlag Q4 213: 36,83 EUR/MWh DAM átlag 213: 41,17 EUR/MWh DAM átlag 214: 36,55 EUR/MWh 25, átlagok különbsége 213: 5,1 EUR/MWh átlagok különbsége 214:,19 EUR/MWh 2, , 214 1, 5,, -5, -1, -15, , CAL 15 átlag Q4 214: 34,37 EUR/MWh CAL 16 átlag Q4 215: 29,33 EUR/MWh DAM átlag 215: 35,8 EUR/MWh DAM átlag hó: 3,63 EUR/MWh -25, átlagok különbsége 215: -1,43 EUR/MWh átlagok különbsége 216 : -1,3 EUR/MWh Forrás: IEF -3, jan. 1 jan. 15 jan. 3 feb. 16 már. már. már. ápr. 15 ápr. 3 máj. 15 jún. 1 jún. 15 júl. 1 júl. 15 júl. 31 aug. 14 aug. 31 szep. szep. okt. 15 okt. 3 nov. 16 dec. 1 dec. 15 dec ábra. Negyedik negyedéves éves zsinór termék CAL-13 CAL-16 átlagárak Magyarországon 9. ábra. Az éves zsinór átlagárak és a spot árak különbözete ban Csehországban Éves és spot zsinór árak különbözete Magyarországon, EUR/MWh 4, 35, 3, 25, 2, 15, 1, 5,, -5, -1, -15, -2, -25, -3, CAL 13 átlag Q4 212: 53,63 EUR/MWh DAM átlag 213: 45,73 EUR/MWh átlagok különbsége 213: 7,9 EUR/MWh 216 CAL 16 átlag Q4 215: 4,58 EUR/MWh DAM átlag hó: 34,46 EUR/MWh átlagok különbsége 216: 6,12 EUR/MWh Forrás: IEF CAL 14 átlag Q4 213: 43,42 EUR/MWh DAM átlag 214: 43,82 EUR/MWh átlagok különbsége 214: -,14 EUR/MWh CAL 15 átlag Q4 214: 43,17 EUR/MWh DAM átlag 215: 43,68 EUR/MWh átlagok különbsége 215: -,52 EUR/MWh 213 jan. 1 jan. 15 jan. 3 feb. 16 már. 1 már. 16 már. 31 ápr. 15 ápr. 3 máj. 15 jún. 1 jún. 15 júl. 1 júl. 15 júl. 31 aug. 14 aug. 31 szep. 15 szep. 3 okt. 15 okt. 3 nov. 16 dec. 1 dec. 15 dec ábra. Az éves zsinór átlagárak és a spot árak különbözete ban Magyarországon tudtuk volna megvenni. Ehhez hasonlóan meghatároztuk a CAL-14, CAL-15 és CAL-16 negyedik negyedéves átlagárakat is (6. ábra). A másik beszerzési lehetőség az lett volna, ha minden nap a következő napra vásároltunk volna napi zsinór terméket év folyamán (spot). Az éves átlagos spot ár értéke 45,73 EUR/MWh, és a két termék átlagárának különbsége 7,9 EUR/MWh, azaz 2,32 Ft/kWh árkülönbözetet tudtunk volna realizálni a csak spot vásárlással 213-ban. A két termék árának különbözetét mutatja be a 7. ábra napi szintre lebontva Magyarországon. A pozitív értékek azt jelzik, hogy az éves zsinór átlagár nagyobb, mint a spot ár. Nem szabad megfeledkeznünk azonban arról a jelentős kockázati elemről, amely az árkülönbözet mellett fennáll a spot terméknél, azaz a fogyasztó folyamatosan nyitott pozícióban van, és ki van téve a piaci viszonyok hirtelen átalakulásának. Ilyen helyzetet (1%-os spot vásárlási stratégia) a komolyabb nagyfogyasztók nem engedhetnek meg maguknak, még ha nagy is a csábítás. A 7. ábrán látható, hogy a későbbi években (214-15) a spot árelőny eltűnt Magyarországon, és csak 216-ban tapasztalunk valami hasonlót, mint 213-ban. Hasonló elemzést végeztünk el a cseh piaccal kapcsolatban is (8.-9. ábrák), de ott hasonló spot előnyt nem tapasztaltunk ban. Összességében elmondható, hogy a hazai éves nagykereskedelmi zsinór árak (3. ábra) a 211 végi csúcs árakhoz képest mintegy 35-4%-kal estek forintbázison, és jelenleg is Ft/kWh körül mozognak. Sajnos nincs érdemi elmozdulás a hazai és az EEX ár különbségében az utóbbi években, ami jelentős versenyelőnyt jelent a cseh társaságoknak, ahol ez a különbség nulla körül mozog. A hazai spot árnál nincs érdemi elmozdulás az utóbbi években, 34

35 felár E-NERGIA.HU VERSENYKÉPESSÉG GEOTERMIA miután az a 1-14 Ft/kWh sávban maradt 216 végén is (5. ábra). Rendszerhasználati költségek Az adott árelemen belül általában megkülönböztetünk ún. országos rendszerirányítási és szállítási, kapacitás-lekötési költségeket és helyi hálózat használati díjakat, amelyeket disztribúciós költségeknek is szokás nevezni (ide tartoznak a helyi transzformálási és szállítási költségek is). A fenti költségeket általában az illetékes energiahivatal határozza meg éves szinten, vagy ellenőriz/felügyeli. E költségek szerepe, hogy a helyi szolgáltatók és az országos rendszerirányító (Magyarországon a MA- VIR) megfelelő forráshoz jusson az országos villamosenergia-szállítási rendszer egyensúlyának biztonságos fenntartásához és üzemeltetéséhez , , ,7 (karbantartások, hálózat fejlesztések). A költségtételeket általában éves árindexálással határozzák meg, habár e módszer torzulásokhoz is vezethet (pl. a rezsicsökkentés egyik fő vitatott szolgáltatói eleme). A terjedelmi korlátok miatt e cikkben nem tudunk részletesen foglalkozni e költségelemek vizsgálatával a jelentősen szerteágazó technológia változatok miatt. Megújuló bázisú energiatermelés és egyéb támogatási költségek A végfelhasználói árakra az utóbbi években jelentősen kiható árelemmé vált a megújuló energiák termelését elősegítő és kapcsolódó egyéb támogatások költsége, amely nagyfeszültségi vételezés szintjén már meghaladja a teljes körű rendszerhasználati díjakat. E támogatás kiszámításának módja, mértéke és a költségvállalásra kötelezettek köre is országonként eltérő, de többségében a villamos energia végfelhasználásához kötődik. Teljes körű nemzetközi áttekintésre itt terjedelmi okok miatt nincs mód, és egyébként is a gyakran változó nemzeti szabályzások miatt gyorsan aktualitásukat vesztik. Jelen cikkben főleg a környező országok gyakorlatára és a hazai szabályozási rendszer átalakulására kívánunk összpontosítani. Magyarország a megújuló termelés összefogására és finanszírozására egy elkülönített, kötelező átvételi mérlegkört (KÁT) működtet, amelybe a piaci viszonyoknál kedvezőbb (2-3-szoros) áron (feed-in tariff) veszi át a villamos energiát a beruházás gyorsított megtérülése érdekében. A megbízott mérlegkör-felelős a MAVIR. A magyar KÁT rendszer eltérése a környező országok hasonló rendszereihez képest, hogy havi szinten kiegyenlíteti a KÁT termelés költségét a végfelhasználókkal, és 216-ig fizikailag vissza is allokálták az így megtermelt energiát a végfelhasználókra. A KÁT rendszer átalakulásában eddig három fontos esemény történt: 211. július 1-től a gázmotoros termelés kikerült a rendszerből, jelentősen lecsökkentve a nyilvántartott zöld energia volumenét (a megújuló termelés volumene érdemben nem változott az elmúlt öt évben GWh/hó); KÁT termelés, MWh/hó 25,2 KÁT Termelés KÁT Termelés 211 július 1 után KÁT ár KÁT arány KÁT Pénzeszköz Forrás: IEF 36,5 15,38 29,21 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec 33,94 KÁT arány 11, Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec 32,64 32,24 29,84 4,6 41,69 36,13 6,55 38,53 47,93 KÁT ár 46,7 39,98 42,52 38,12 35,23 35,3 37,98 33,71 31,94 34,43 1,92 1,55 7,6 7,91 6,99 5,2 52,31 9,54 5,86 4, Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec 54, , , 213. január 1-től az egyetemes szolgáltatás (ESZ) alá került fogyasztók (elsődlegesen a lakosság) nem vesznek részt a megújuló termelés költségviselésében; 214. január 1-től részlegesen (kb. 4%), majd 216. április 1-től a teljes KÁT mennyiséget a HUPX-en értékesítik. Megszűnt a fizikai allokálás, és teljes körű pénzügyi elszámolásra tértünk át (a felhasznált kwh-ra vetített pénzeszköz). A 1. és 11. ábrán a KÁT elszámolás legfontosabb adatai szerepelnek. A görbék mentén az áttekinthetőség érdekében csak a jellegzetes minimum-maximum értékeket tüntettük fel. A 11. ábra egy nagyfeszültségen vételező és viszonylag jó beszerzési pozícióval rendelkező nagyfogyasztó költségterheit és annak növekedését mutatja a megújuló bázisú villamosenergia-termelés következtében az elmúlt négy évben, valamint a MAVIR KÁT termelési és pénzeszköz-prognózisát 217-re. Az ábrán feltüntettük a támogatott hőtermelés költségvonzatát is (VET 147. szerint: 5,13 52,28 44,61 5,58 59,99 49,62 KÁT arány 7,88 6,4 6,64 5,58 5,4 5,64 5,65 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec KÁT ár 53,15 46,53 45,9 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec 36,93 15, KÁT Pénzeszköz 1, 5,94 5,83 1,83 1,72 Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept ábra. A KÁT mérlegkör jellemző adatainak változása között KÁT és h támogatás, Ft/kWh 7, 6,5 6, 5,5 5, 4,5 4, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, 2,795 2,943 1,2,582 1,13 Jan 1,2,628 1,116 Feb 3,521 1,2,836 1,485 Mar 3,219 1,31,687 1,221 Apr 3,788 1,31,892 1,586 Maj 3,211 3,159 1,31,684 1,217 Jun KÁT felár ESZ felár H támogatási felár + KÁT+H +ESZ Beszerzési ár + kiegy :14,5 Ft/kWh Végfelhasználói ár: 23,7 Ft/kWh Forrás: IEF 1,31,666 1,184 Jul 3,9 1,31,641 1,139 Aug 3,329 1,31,727 1,292 Sept 3,381 1,31,746 1,326 1,71,85 1,431 Okt Nov 3,947 3,963,811 1,71 1,442 Dec 3,924 2,8 1,844 Jan 4,97 2,8 2,17 Feb 3,949 2,8 1,869 Mar 4,391 2,8 2,311 Apr 14, Ft/kWh 23,5 Ft/kWh 4,85 4,755 2,8 2,725 Maj 2,8 2,675 Jun 4,34 2,8 2,26 2,8 2,116 Jul Aug 4,196 3,88 2,8 1,8 Sept 4,238 2,8 2,158 Okt 3,93 3,763 2,8 1,85 Nov 2,8 1,683 Dec 4,178 2,42 1,758 Jan 4,417 13,5 Ft/kWh 22,5 Ft/kWh 2,42 1,997 Feb 4,81 2,42 2,381 Mar 4,548 4,843 2,42 2,128 Apr 5,395 2,42 2,423 2,42 2,975 Maj Jun 4,766 4,483 2,42 2,346 Jul 2,42 2,63 Aug 4,347 4,541 2,42 1,927 Sept 2,42 2,121 Okt 4,793 2,42 2,373 Nov 4,643 2,42 2,223 Dec 4,387 2,7 2,317 Jan 12,5 Ft/kWh 22, Ft/kWh 3,45 3,499 2,7 1,38 2,7 1,429 5,2 2,7 2,95 4,96 2,7 2,89 3,9 2,7 1,83 4,37 2,7 2,7 2,3 2,5 4,12 3,79 4,28 2,7 1,72 2,21 2,95 2,7 4,7 2,7 2, 4,6 2,7 1,99 6, 55, 5, 45, 4, 35, 3, 25, 2, 5, 2,3 4,16 4,24 2,7 2,9 2,7 2,17 4,82 2,7 2,24, -15, -2, ábra. A KÁT és a hőtámogatás költségei és struktúrájuk változása a fogyasztóknál az elmúlt négy évben, és várható alakulásuk 217-ben Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sept Okt Nov Dec Jan Feb Mar 4, ,75 Apr 4,84 2,7 2,77 Maj 4,3 4,51 2,7 2,23 Jun 2,7 2,44 Jul KÁT aránytényez %, KÁT átvételi ár Ft/kWh, KÁT Pénzeszköz Ft/kWh 4,2 2,7 1,95 Aug 4,53 2,7 2,46 Sept 35

36 VERSENYKÉPESSÉG Biogáz 13,3 GWh 5,4% Termelés: GWh/214 Víz 289,93 GWh 12,2% Szél 623,64 GWh 25,86% Biomassza Nap 6,81GWh,28% Hulladék 6,69 GWh,28% Depóniagáz 52,5 GWh 2,18% 131,64GWh 53,98% Forrás: MAVIR 12. ábra. A 214. évi KÁT mérlegkör termelési volumene energiahordozók szerinti megoszlásban [7] 15. ábra. A KÁT mérlegkör beépített kapacitása megújuló energiafajtánként, és kivezetésük 28 és 24 között [7] Biogáz 138,1 GWh 5,66% Termelés: GWh/215 Biogáz; 1,758 Mrd Ft KÁT termelési költség: 29,7 milliárd Ft/ hó 5,92% Víz 223,62 GWh 9,17% Víz 1,54 Mrd Ft 5,19% Szél 663,61 GWh 27,22% Nap 1,52 GWh,43% Hulladék 25,22GWh 1,3% Depóniagáz 57,3 GWh 2,35% Biomassza 1 319,87 GWh 54,13% Szél 1,169 Mrd Ft 34,24% Nap,469 Mrd Ft 1,58% Hulladék,322 Mrd Ft 1,8% Depóniagáz,758 Mrd Ft 2,55% Biomassza 14,683 Mrd Ft 49,44% Forrás: MAVIR Forrás: MAVIR 13. ábra. A 215. évi KÁT mérlegkör termelési volumene energiahordozók szerinti megoszlásban [7] 16. ábra. A 216. évi 1-6. hónap KÁT mérlegkör termelési támogatás igénye, milliárd Ft [7] Víz 167,78GWh 1,47% Szél 439,62 GWh 27,44% Nap 3,23GWh 1,89% Biogáz 96,73GWh 6,4% Hulladék 23,53 GWh 1,47% Termelés: 1 62 GWh/ hó Depóniagáz 45,6 GWh 2,85% Biomassza 798,72GWh 49,85% Forrás: MAVIR 14. ábra évi 1-8. hónap KÁT mérlegkör termelési volumene energiahordozók szerinti megoszlásban [7] Kapcsolt termelésszerkezet átalakítási díj ). Érdekességképpen a 213. évre piros színnel tüntettük fel az egyetemes szolgáltatók rendszerből történő kivonásának többlet-költséghatását [2]. Mint látható, a hőtámogatás, amely keresztfinanszírozásként szintén a villamos energia árára terhelődik az egyéb adó jellegű tételekkel együtt, jelentősen növeli a villamos energia árát, és rontja a hazai vállalkozások versenyhelyzetét. E tény annál is inkább elszomorító, mivel ezzel egy időben nem növekszik a hazai megújuló bázisú villamosenergia-termelés (és a támogatás intenzitása sem). Néhány fontos információ a KÁT mérlegkör termelői oldaláról. Az elmúlt két év és a 216. év első nyolc hónapjának a KÁT mérlegkört érintő termelését primer energiahordozók szerinti megoszlásban mutatják be a ábrák. Az ábrák jól tükrözik, hogy a jelzett GWh/hó megújuló bázisú villamosenergia-termelés kb. 5%-a biomassza alapú, és alig változott az utóbbi évek alatt. A naperőművek aránya 216-ban növekedett ugyan, de nem érte el a 2%-ot sem 216 első nyolc hónapjában. A további elemzésekhez hasonlóan hasznos információt ad a KÁT beépített teljesítményekre kiadott engedélyek időbeni alakulása/lefutása a következő évtizedekben az energiahordozók szerint (15. ábra). A KÁT mérlegkör működtetéséhez és a termelés fenntartásához igénybe vett támogatások/költségek megoszlását mutatja be a 16. ábra energiafajtánkként 216 első félévében. A támogatási átlagos nettó összköltség volumene éves szinten 5-6 milliárd Ft, azaz havi 5 milliárd Ft, amelynek felét a biomassza teszi ki. Az ehhez a támogatáshoz tartozó átlagos pénzeszköz értéke 2,3 Ft/kWh, azaz ennyit fizetnek jelenleg többletként a végfelhasználók (az ipar) minden elfogyasztott kwh után. Ebben a támogatási mértékben már figyelembe van véve a KÁT mérlegkör menetrendezési és pótdíjfizetési költség-visszatérítése a termelők részéről [7], amely néhány energiatípusnál különösen jelentős, de összességében is eléri a támogatás 8-1%-át, valamint a HUPX értékesítés árbevétele is. Ez volt eddig a múlt és a jelen, azaz a KÁT rendszer. A következőkben a METÁR és a KÁT - METÁR rendszer tervezett együttes jelenlétével foglalkozunk. 36

37 E-NERGIA.HU VERSENYKÉPESSÉG GEOTERMIA METÁR fogalmi rendszer Prémium rendszer átvételi ár Korm. Rend. demonstrációs projektek Zöld prémium Pályázat nélkül Támogatott ár Korm. Rend. Adminisztratív prémium Referencia piaci ár Korm. Rend. Barna prémium* * Másféle számítási mód amennyiben fosszilis és alternatív Pályázat Aukció Támogatott ár Prémium Referencia piaci ár KR Támogatott ár Hivatal Barna prémium Referencia piaci ár KR KÁT és METÁR éves átlag termelés, GWh/év KÁT pénzeszköz, Ft/kWh METÁR pénzeszköz, Ft/kWh KÁT termelés, GWh/év METÁR termelés, GWh/év Összesített termelés, GWh/év EU target, 14,65%, GWh/év Összesített pénzeszköz, Ft/kWh 8, , Forrás: IEF 5,9 6, 6, 6, , ,7 48 5, 336 2,5 4, 4,3 4, 4,4 4,5 27 3, , , , , , 2,32 2,4 2, 2,2 6 1,9 1,7 1, 1,6 1,5, KÁT és METÁR havi pénzeszköz költség, Ft/kWh 17. ábra. A METÁR támogatási rendszer pályáztatási és átvételi módjai [8] 18. ábra. A KÁT és METÁR együttes működésének termelési és a költségvonzata között Mint ismert, 214-re az EU felismerte, hogy a jelenlegi megújuló támogatási rendszer fenntarthatatlanná vált, és nem az egységes energiapiac, hanem inkább egy egyre torzultabb piaci modell irányába mutat. Ezt tükrözi az állami támogatások energiaszektort is érintő újraszabályozása, amelynek átültetése kötelező érvényű a tagállamok számára. A rendeletcsomag célként tűzte ki a megújuló energiatermelésben a piaci alapú árképzés előtérbe helyezését. Ez magában foglalja a kötelező átvétel jogának pályáztatását, a fejlett technológiájú (nap, szél) termelés átvételi árának prémium típusú meghatározását, és árszintjének közelítését a támogatás nélküli piaci viszonyokhoz, bele értve a kiegyenlítést is, valamint kizárva a kötelező átvételt negatív piaci ár esetén. Ez az EU rendelkezés végre utat nyitott a KÁT megreformálására előkészített, METÁR névre keresztelt rendelet leporolására és újraélesztésére. Valamilyen intézkedésre egyébként is szükség lett volna, mivel a jelenlegi megújuló bázisú villamosenergia-termelés (kb. 2 GWh/hó) nem éri el a 22-ra prognosztizált villamos energiafogyasztás 6%-át sem. (Mint ismert, 22-ra Magyarország az öszszes energiára vonatkozó 14,65%-os megújuló termelést vállalt). Természetesen az ország gazdasági irányítása élhet azzal a lehetőséggel [8], hogy nem a megújuló bázisú villamosenergia-termelés fogja adni a meghatározó/arányos részét az összes energiára vetített vállalásnak. Jelen tanulmányban a már nyilvánosságot kapott és elfogadott METÁR rendszerhez kapcsolódó jogszabály-módosításokat (216. évi LXXXXII törvény [1], 165/216 [VI. 23.] Korm. Rendelet [1], valamint az NFM és a MEKH jelenlegi álláspontját [NFM kapcsolódó jogszabálytervezetek]) vettük alapul. 1. táblázat. A METÁR rendszerhez rendelt éves költségkeret-maximum ben (költségfelfutás kumuláltan között) Pályázat típus Erőmű méret Kiosztás Mrd Kötelező átvételi rendszer (KÁT típusú) Prémium rendszer, kicsi Prémium rendszer, nagy és szél Barna prémium - Megtérülés utániak < 5 kw és demonstrációs,5-1 MW között pályáztatás nélkül pályáztatás nélkül 12 1 > 1 MW pályáztatás 7 > 1 MW, szilárd biomassza/biogáz rendszerben tartás 8 A METÁR rendszer néhány sajátossága: a METÁR rendszer együtt, párhuzamosan fog működni a kifutó KÁT rendszerrel, és azzal sok hasonlóságot mutat. A METÁR négy termelési/átvételi módot (17. ábra) tartalmaz (négy pillér). A rendszer meghatározó eleme egy pályázati forma 3. pillér (1. táblázat -7 Mrd Ft/év). A pályázott ár felülről limitált (a támogatott ár 216-ban 31,77 Ft/kWh, és évente indexálva). Az ármodell havonta képzett piaci referenciaárral (HUPX), valamint egy képződő prémiummal számol, de a termelt villamos energiát a termelőnek kell értékesíteni a piacon [9]. A megjelent és előkészítés alatt álló kormány/nfm rendelet szerint a négy átvételi formára évente emelkedő mértékben ítélnének oda támogatást, elérve 22/221-re a 1 milliárd Ft/éves szintet (maximum) és ezt a támogatási mértéket garantálnák 15-2 éven keresztül a nyerteseknek (1. táblázat). Ha el akarjuk érni villamosenergia-bázison a 14,65%-os megújuló villamosenergia-termelés/összes villamosenergia-fogyasztás arányt, akkor kb. 659 GWh/év (55 GWh/hó) megújuló termelést kell elérni (azaz a METÁR törvényi elfogadásakor a hatásvizsgálatban szereplő volument). Ebben az esetben a METÁR termelés-felfutásának (a KÁT rendszer termelésének figyelembevételével is) a 18. ábra szerint kell alakulnia (amennyiben a jogosultságok kiosztásra kerülnek, és a támogatás intenzitás a jelenlegi KÁT támogatási, átvételi átlagos árak kb. 32,5 Ft/kWh körül, vagy némileg az alatt maradnak). A tervek szerint ezeket a (METÁR) költségeket is az eddigi költségviselőkre terhelik, azaz hozzá fognak adódni a jelenlegi (KÁT) pénzeszközhöz. A 18. ábra a KÁT és METÁR megújuló termelési modellek és költségek összevont alakulását mutatja, amely szerint mintegy 6, Ft/kWh pénzeszköz alapú költségteherre számíthat az ipar, azaz 22 körül a jelenlegi teher (2,3 Ft/kWh) 2,6-szeresére, ha a fenti tervek megvalósulnak. (Ha a megújuló villamosenergiatermelés/összes villamosenergia-fogyasztás aránya 1,9% lenne, akkor ez a felár 4,5 Ft/kWh lenne, és 11 milliárd Ft éves költséget jelentene a KÁT-METÁR együtt.) Ha ezt a költségelemet kiegészítjük a hőtámogatás jelenleg érvényben lévő értékével (1,75 Ft/kWh) és a további kisebb támogatási elemekkel, akkor az ezen a soron felmerülő költségek meg fogják haladni a 8, Ft/kWh-t. Ez nemcsak a jelenlegi 11,5 Ft/kWh energiaköltséghez viszonyítva tűnik riasztónak, de a 22 Ft/kWh-os végfelhasználói árnak is a 31,8%-a, amivel valószínűsíthetően rekorderek leszünk Európában (19. ábra). Egy ilyen szcenárió meg- 37

38 VERSENYKÉPESSÉG KÁT - METÁR és h támogatás, Ft/kWh 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 3,329 1,31,727 1,292 Sept 213 ESZ felár KÁT-METÁR felár/pénzeszköz költség H támogatási felár + Beszerzési ár + kiegy e. : 14,5 Ft/kWh 213 Végfelhasználói ár: 23,7 Ft/kWh 14, Ft/kWh, ,5 Ft/kWh 4,34 2,8 2,26 Jul ,5 Ft/kWh, ,5 FtF/kWh 4,766 2,42 2,346 Jul ,5 Ft/kWh, , Ft/kWh 4,37 2,7 2,3 Jul 216 5,17 2,7 3,1 217 átlag 19. ábra. A KÁT, a METÁR és a hőtámogatás, valamint az egyéb villamosenergia-fogyasztásra rakódó, adójellegű költségek között valósulása kritikus helyzetbe hozhatja a termelő szférát és a gazdaságot. E szcenárió másik problémája, hogy nehezen felismerhető, hogy melyik megújuló energiafajtára kíván támaszkodni a METÁR fentiekben jelzett felfuttatása. Ugyan nem e cikk feladata ezt elemezni, de problémát jelent a különböző megújuló energiák körül kialakult problémák és túlzott támogatásuk is. A szélparkok esetében hálózati, szabályozási, szélerősségi és környezeti problémák jelentkeznek a mindössze 12-14%-os kapacitáskihasználás mellett. A naperőművek megtérülési mutatója alacsony, területigényük viszont jelentős; kapacitáskihasználásuk a szélerőművekénél is kisebb: 1-12%. A biomassza hazai alapanyag-korlátai jól ismertek, emellett nemcsak tüzelésük során okoznak légszennyezést, hanem akkor is, amikor a nyersanyagot az erőműbe szállítják. A fentiek alapján remélni véljük, hogy a METÁR-ral nem csak a pénz elköltése lesz a cél, mert ennek súlyos hatása lesz a termelő szféra versenyképességre. A megújuló támogatáson túl meg kell itt említenünk a további adókat és az energiafogyasztást terhelő, máshova nem sorolható költségelemeket is. Az energiaadó mértéke évek óta csak kis mértékben változik, jelenleg,317 Ft/kWh. Ide tartoznak továbbá az ugyancsak keresztfinanszírozási jellegű tételek, mint a szénipari szerkezetátalakítás támogatása és a villamosenergia-ipari dolgozók kedvezményes tarifájú (C tarifa) villamosenergia-ártámogatása, amelyek jelenléte morálisan is vitatható, és tovább torzítja az egyre bonyolultabb villamos energia végfelhasználói költség elemeit. Nemzetközi kitekintés a végfelhasználói árak alakulásról a környező országokban Összehasonlításképpen megvizsgáltuk Csehország és Lengyelország azonos ágazatában, a viszonylag stabil fogyasztási profillal jellemezhető vegyiparban nagyfeszültségen vételező fogyasztók végfelhasználói költségszerkezetét. A 2. ábrán a 216. évi adatok szerepelnek, kiegészítve az egyes országokban már bevezetett, az ipari, illetve energiaintenzív nagyfogyasztók irányába tett kedvezményekkel. Magyarország esetében a költségarányok várható változásának hatását is figyelembe vettük a 2. ábrán. Az ábrákat az Ipari Energiafogyasztók Fóruma (IEF), a cseh és lengyel ipari fogyasztókat tömörítő társszervezeteink és az IFIEC Európa adatai/információi alapján állítottuk össze. Az ábrákon jól megfigyelhetők a megújuló energiatermelés támogatásának költségelemei a különböző országokban. 6,77 2,7 4,7 218 átlag 7,97 2,7 5,9 219 átlag 8,7 2,7 2,7 2,7 6, 22 átlag 8,7 6, 221 átlag Forrás: IEF 8,7 6, 222 átlag Csehország: a végfelhasználói költségstruktúrában az elmúlt években súlyos terhet jelentett az elhibázott és túltámogatott naperőművek termelésének átvétele (kördiagram, alsó ábra). A megújuló költséghányad elérte a 26,9%-os részarányt. 216-tól áttértek egy hálózati lekötött kapacitásbázisú finanszírozási módra, mint alternatívára, megtartva a régi kwh alapút is (18,3 EUR/MWh), mint maximált költséget. A megállapított, plusz kapacitásdíj mértéke jelentősen kedvezőbb, mint a régi, különösen a stabil fogyasztási profillal termelő vállatok számára (a költség megfeleződött). Igaz, ehhez kellett még egy állami gesztus is, nevezetesen, hogy a cseh állami költségvetés átvállalja a megújuló termelés költségének felét, ami esetükben mintegy 8 millió EUR/216 (24 milliárd Ft). Lengyelország: az ország a megújulók támogatását egy ún. certificate rendszerben finanszírozza, több-kevesebb sikerrel (a megnövekedett megújuló főleg szél termelés miatt a certificate -ek gyorsan veszítik éréküket). Az energiaintenzív nagyfogyasztókat azonban 215-től egy az energiaintenzitásuk függvényében %-os költségcsökkentésben részesítik (kötelező, zöld certificate vásárlás csökkentése). Az ábrán a felső diagram egy 4%-os zöld certificate csökkentés hatását, míg az alsó ábra e csökkentés nélküli arányokat ábrázolja. Magyarország: esetünkben a felső ábra a jelenlegi viszonyokat tükrözi, míg az alsó ábrán figyelembe vettük egy KÁT-METÁR és hőtámogatás + költségvonzatát (22) a jelenlegi egyéb költségelemek fenntartása mellett. Az ábra jól tükrözi a költségnövekedés hatását, azaz e költségelem megközelíti a végfelhasználói ár 32%-át. Egy esetleges kapacitásbázisú támogatási rendszerre való áttérés, meghagyva a megújuló termelés támogatásának intenzitását, és feltételezve, hogy nem vonnak be egyéb forrásokat a rendszer működtetésébe, valójában nem változtatja meg a felvázolt helyzetet, csupán pár évre átrendezi a kedvezményezettek körét, tovább növelve a bizonytalanságot. Végezetül összehasonlítást adunk az elmúlt évek ( ) végfelhasználói villamos energia árának alakulásáról az említett országokban (21. ábra). Az áradatok a vegyipar átlagos körülményeire vonatkoznak, azonos működési és terhelési feltételek között. Az ábra összevontan jellemzi a jelen cikk első részében bemutatott nagykereskedelmi árak, a nemzeti devizák és a megújuló és hőtámogatás kapcsán elemzett tényezők együttes hatását, és előrevetíti az érintett társaságaink versenyhelyzetét a nemzetközi piacon. Az ábrán jól kivehető a hazai termelői szféra jelenleg is meglevő versenyhátránya a villamos energia végfelhasználói árszintjén keresztül, ha figyelembe vesszük a már megvalósult cseh és lengyel intézkedések hatását, amelyeket még tovább fog torzítani a METÁR tervezett hazai bevezetése után jelentkező költségnövekedés. Az egyéb költségek aránya az ipari végfelhasználói árban már ma is meghaladja a 22%-ot hazánkban, ellentétben a nemzetközileg ajánlott 12-15%-kal, amelyet a METÁR tovább fog növelni, akár az itt bemutatott 32% fölé. A cikk nem titkolt célja, hogy felhívja az illetésesek figyelmét azokra a torzulásokra, amelyek egyrészt a hazai nagykereskedelmi energiapiacon tapasztalhatók (jelentős eltérés az EEX-hez képest), másrészt rámutasson a METÁR jelenlegi elképzeléseinek ellentmondásaira és kockázataira. Nem lenne célszerű a cseh csapdába esnünk. Az ipari nagyfogyasztók is elkötelezett hívei a megújuló bázisú villamos energiatermelés növelésének hazánkban, így üdvözöljük egy költséghatékonyabb, pályáztatott támogatási rendszer bevezetését (METÁR), de megítélésünk szerint egyensúlyban kellene tartani a megújuló energia előállítás költségét (támogatását) a ter- 38

39 E-NERGIA.HU VERSENYKÉPESSÉG GEOTERMIA Energia + kiegyenlítés Rendszerhasználati díjak (TSO +DSO ) Adók és járulékok ( ÁFA nélkül ) Megújulók - és h támogatás Csehország Lengyelország Magyarország 22,83% 12,53% 1,97% 18,61% Kapacitás bázisú Adók és járlékok (ÁFA nélkül) 7,26%,63 Ft/kWh; 53,2 EUR/MWh 2,91% 1438 CZK/MWh 63, EUR/MWh 275 PLN/MWh 19,79% Rendszerhasználati díjak (TSO+DSO); 4% zöld 4,19 Ft/kWh; csökkentés 19,38% 7,24% 65,71% 62,67% 1,54% 64,7 EUR/MWh 1843 CZK/MWh 7,13% 17,7% 66,4 EUR/MWh 289 PLN/MWh Megújulók és h támogatás 4,3 Ft/kWh; 19,89% Rendszerhasználati díjak (TSO+DSO); 4,19 Ft/kWh 16,5% KÁT 69,7 EUR/MWh 21,62 Ft/kWh Energia + kiegyenlítés 12,5 Ft/kWh; 57,82% Adók és járlékok ; (ÁFA nélkül),63 Ft/kWh 2,48% 26,86% MWh bázisú 52,99% Kedvezmény nélkül 12,12% 63,5% Megújulók- és h támogatás 8,7Ft/kWh 31,78% KÁT - METÁR 81,9 EUR/MWh 25,39 Ft/kWh Energia + kiegyenlítés 12,5 Ft/kWh 49,23% 2. ábra. A nagyfeszültségen vételezők villamos energia végfelhasználói árszerkezete Csehországban, Lengyelországban és hazánkban, 216-ban Végfelhasználói ár EUR/MWh és struktúra %-ban 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 53,7 27,38 18,92 Energia + kiegyenlítés Rendszerhasználati díjak Egyéb költségek Megújulók-h támogatás-adók 78,52 77,95 21,34 52,26 26,4 81,9 69,74 71,2 57,82 19,38 22,8 49,23 16,5 34, plusz 22 KAT-METÁR 52,93 2,4 27,3 67,8 52,9 18,3 28, megújulók fogyasztás kapacitás alapján kiváltással 21. ábra. Energiaintenzív ipari nagyfogyasztók végfelhasználói villamos energia árának alakulása Magyarországon, Csehországban és Lengyelországban melő szféra (ipar) versenyképességének megőrzésével, vagy egyéb támogatási forrást kellene bevonni a rendszerbe, annál is inkább, mivel a környező országok már léptek ebbe az irányba. Bizonyos, hogy egy ilyen szcenárió megvalósulása esetén nehéz lesz prosperáló iparról álmodoznunk, de valószínűsíthető, hogy a gazdasági fejlődésünkre is negatív hatással lesz. Az ország motorját biztosító ipar veszti el versenyképességét, és kerülhet padlóra a nemzetközi porondon. A jelentős költségnövekedés a nagy számban a hazai piacon jelenlévő külföldi vállaltok jövőbeni beruházási terveit is módosíthatja. Ez a kockázat (jelentősen növekvő, 53,17 62,67 22,83 14,5 64, ,72 64,53 63, HU CZ PL 28,4 18,61 52,99 6,24 19,98 19,78 62,71 21,57 15,72 66,71 19,79 14,5 Forrás: IEF 66,4 19,25 17,7 63, energia intenzitás nélkül kiszámíthatatlan energiaárak) gondot okozhat az ipari vállalatoknál a költségek éves és hosszú távú tervezésében, a termelés és az értékesítés tervezhetőségében. Megítélésünk szerint részletesen meg kellene vizsgálni az aránytalannak tűnő nagykereskedelmi árkülönbségeket, és összhangba kellene hozni a megújuló termelésre és egyéb támogatásokra fordítható költségeket a termelő szféra költségviselő képességével, esetleg a nemzetközi gyakorlatnak megfelelően egyéb forrásokat kellene bevonni a finanszírozásba, és/vagy beruházás-támogatási formákat kellene kidolgozni a működtetési/keresztfinanszírozási terhek növelése helyett. Hivatkozások [1] Stróbl A.: Az európai villamosenergia-ellátás helyzetéről és változásairól. Magyar Energetika 216/4 [2] Nagy Z.: A hazai villamos energia árának versenyképessége a nagyfogyasztók szemszögéből. Magyar Energetika 214/1 [3] [4] [5] [6] [7] [8] Szabó Zs.: METÁR Az új, típusú támogatási rendszerek bemutatása, hazai és nemzetközi tapasztalatok, NFM konferencia, MVM székház, [9] Bagi A.: A MEKSZ feladatai az új METÁR kapcsán, NFM konferencia, MVM székház, [1] Magyar Közlöny 9. szám június

40 ENERGIAHORDOZÓK Szilágyi Zsombor Kőolaj, földgáz és Oroszország A kőolajpiac eseményei lényegesen befolyásolják a mindennapi életünket. Rövidtávon jó az olcsó üzemanyag, de vannak hátrányos következmények is. A földgáz nemcsak a földben kapcsolódik szorosan a kőolajhoz, hanem az energiapiacon is. A kőolaj és a földgáz is nagyon fontos eleme Oroszország gazdaságának, ezért gyűjtöttünk össze néhány jelentős változást az orosz gazdaságból. A kőolajtermékek a világ minden országában jelen vannak. A világ kőolajkészlete 215 végén 239,4 milliárd tonna volt [7]. 215-ben a kőolaj-kitermelés 4361,9 millió tonna, a felhasználás pedig ezzel közel azonos volt. A kőolaj a világ legfontosabb energiahordozója; a közlekedés, a vegyipar, az energetikai ipar szinte pótolhatatlan alapanyagát adja. A kőolajpiacon három szereplő határozza meg a fő mozgásokat: az USA a világ legnagyobb kőolajfogyasztója (215-ben 851,6 millió tonna felhasználás [7]) és egyben a világ egyik legnagyobb olajkitermelője; az OPEC, amely 14 olajexportáló ország érdekeit képviseli, és Oroszország, az OPEC-en kívüli legjelentősebb olajtermelő ország (215-ben 54,7 millió tonna [7]). Az USA az az ország, ahol a -es évek fordulóján intenzív kutatások és fejlesztések indultak a nem hagyományos olajkészletek kitermelésére, eredménnyel. A palaolajnak nevezett termék megforgatta a világ olajpiacait, és a os évek olajár-hullámzását idézte elő. A kőolaj árának mozgása magával vitte egy sor más tőzsdén forgó áru árát is: az ipari fémekét (réz, alumínium, vas), a mezőgazdasági termékekét (búza, kukorica, cukor), de az arany árát is. A kőolaj árával együtt mozgott a tőzsdéken forgó földgáz ára is. A földgáz a világ harmadik legfontosabb energiahordozója (a második a szén). 215 végén a hagyományos geológiai formációkban lévő földgázkészlet 186,9 ezermilliárd m 3 volt [7]. A palaolajkutatással egy időben jelent meg a hasonló geológiai formációkból, hasonló technológiával termelt palagáz is. Földgázzal közel egyenértékű gázt termelnek széntelepekből, hulladéklerakókból is, és a földgáz új forrása lesz éveken belül a tengerpartokon nagy mennyiségben jelen lévő metánhidrát. A földgáz világpiaci jelenlétét folyamatosan erősíti, hogy azt LNG formájában a világ bármely pontjáról olcsón el lehet szállítani a felhasználókhoz. A földgáz-kereskedelemnek nincs nemzetközi szervezete, a földgáz mintegy 8%-a tőzsdéken cserél gazdát. Különösen Európában jelentős a szállítóvezetékes földgáz-forgalmazás. A Goldman Sachs Bank [5] elemzői úgy vélik, hogy az 5 dollár/hordó olajár azért lesz tartós, mert bármilyen olajár-emelkedés azonnal beindítja az amerikai palaolaj-kitermelést, aminek az árcsökkentő hatását már megismertük. Hasonlóan vélekedik Mihir Woran, a PIMCO 1 vagyonkezelő társaság egyik vezetője [8] is, aki az olajpiac egyensúlyi pontját 216. augusztusban 5 USD/hordó árnál látja. A Renaissance Capital az 5 dolláros olajárat reálisnak tartja az oroszoknak. A HydroCarbon Capital szerint is az 5 dolláros ár mágikus szám [8]. Az orosz gazdaság változásait mutatjuk be néhány számmal az 1. táblázatban [3]. Oroszország gazdasága nagyon jelentős mértékben a kőolaj- és gáziparon alapszik. Oroszország olaj- és földgázexportját mutatja be a 2. táblázat [1]. 1. táblázat. Oroszország néhány nemzetgazdasági mutatója GDP változása az előző évhez képest, % 5,2,7-3,7 Infl áció, % 14,1 7,8 15,6 Nemzeti vagyonalap, milliárd USD 137,1 87,9 46, Export, milliárd USD 466,3 496,7 393,3 Import, milliárd USD 288,7 38, 281,4 2. táblázat. Oroszország kőolaj- és földgáz exportja Kőolajexport (millió t) Földgázexport (milliárd m 3 ) CIS* (FÁK) Európa Ázsia összesen *Commonwealth of Independent States Oroszország és az OPEC évek óta konzultál egymással az olajpiac eseményeiről. 216 első negyedéve volt az első időszak, amikor közelítettek az álláspontok, és Oroszország is hajlandóságot mutatott az olajkitermelés csökkentésére, az olajár legalább 5 USD/ hordó szint fölé emelésére [6]. A közeledést azonban megzavarta Irán, ahol 216 elejétől feloldották a kőolaj-kiviteli tilalmat, és az irániak hallani sem akartak a kitermelés visszafogásáról. A helyzetet Oroszország sem tudta érdemben befolyásolni, annak ellenére, hogy Irán és Oroszország különleges kapcsolatokat ápolt az Iránt sújtó embargó idején. Ma már láthatjuk, hogy az orosz magabiztosság alapját a 3. táblázatban bemutatott olaj-kitermelési költségek adják. A 3. táblázatban bemutatunk néhány eddig ritkán látott adatot a különböző cégek átlagos kőolaj-termelési költségeiről [1]. A táblázat bemutatja, hogy az orosz olajmezők adottságai és a termelés technikája versenyképes árú olajat produkálnak. Nyilván a kőolajszállítás költségeit hozzá kell adni ezekhez a költségekhez, 4

41 E-NERGIA.HU ENERGIAHORDOZÓK GEOTERMIA 3. táblázat. A kőolajtermelés átlagos költségei (USD/hordó) Rosneft 3,9 2,8 Lukoil 5,2 3,7 Gazprom Neft 5,8 3,6 Shell 6,7 Statoil 7,9 Total 1,5 BP 12,4 hogy piaci árat kapjunk. Hasonlóan a világ valamennyi kőolaj-termelőjéhez, az orosz cégek is komoly költség-felülvizsgálatot folytattak az olajárzuhanás hatására, ezzel is igazolva azt a feltevést, hogy az 5 dollár/hordó körüli Brent-ár tartós lehet. Reálisnak tekinthetjük a 4. táblázat szerinti CSIS [1] olajárprognózisát, amelyet három változatban készítettek el. A Price Recovery (ár-visszatérés) változatban 225-ig visszatérünk a 214 előtti kőolaj-termelési szintre, a piac egyensúlyára, és az árak is viszonylag gyorsan emelkednek. A Muddling Throuth (átevickélés) változat nagyobb volatilitást és mérsékeltebb olajárat tételez fel, a palaolaj állandó, egyensúlyt zavaró jelenléte miatt. A Price War (árháború) változat gyakorlatilag a mai, 5 USD körüli olajárat tételezi fel az áttekintett időszakban, a mai piaci helyzetet kialakító tényezők változatlan jelenléte miatt. Ez a változat most, akár néhány évig reálisnak látszik. 4. táblázat. A CSIS kőolajár-prognózisa, USD/hordó [1] Változat Price Recovery Muddling Throuth Price War Az 5. táblázat azt mutatja be, hogy ugyanezeket a változatokat feltételezve az orosz kőolajtermelés és az export hogyan alakul [1]. 5. táblázat. Oroszország kőolaj termelése és exportja a CSIS szerint [1] Kőolajexport (millió t) Földgázexport (milliárd m 3 ) Price Recovery Muddling Throuth Price War Oroszország hatalmas területének geológiai-geofizikai megkutatottsága közel sem egyenletes. Ma az Urál hegylánc északkeleti és északnyugati oldalán folyik a földgáztermelés zöme. Kis túlzással azt mondhatjuk, hogy az Uráltól a távol-keleti óceánpartig még alig volt a mai technika szerinti szénhidrogén-kutatás, és itt még csak a hagyományos szénhidrogén-készletekről beszélünk. Az orosz kőolajkészlet 14 milliárd tonna, a földgázkészlet 32,3 ezermilliárd m 3 [7], ugyanakkor az ENI 215 végén már 5 ezermilliárd m 3 orosz földgázvagyont közöl [9]. Oroszország is igényt tart az Északisark alatt található szénhidrogén jelentős részére, mint ahogy a legtöbb északi állam. Elhatározták a nem hagyományos szénhidrogén-készletek kutatását is, de ennek még eddig nem látszanak az eredményei. 214-ben 12 cég termelt olajat Oroszországban, a földgáz döntő többségét három cég bányássza [1]. A szénhidrogén-bányászat és -külkereskedelem szabályozásában az állam alapvető szerepet játszik. A kutatásban, kitermelésben egy sor európai és amerikai cég is részt vesz, általában kisebbségi tulajdonosként. A nem orosz tulajdonosok általában a technológia és a speciális berendezések beszállítói is. Oroszország teljes exportja 215-ben 393,3 milliárd USD volt, az importja 281,4 milliárd USD [3]. A Gazprom (a legjelentősebb földgázexportőr) 214-ben 146,6 milliárd m 3, 215-ben 159,4 milliárd m 3 -t exportált, 45,27 milliárd USD értékben. A földgázpiacon bekövetkezett áresés miatt a Gazprom exportárbevétel-vesztése egy év alatt 16,6 milliárd dollár volt. Oroszország együttműködése a volt FÁK államokkal ma is szoros, és a kapcsolat általában kétoldalú rászorultságot fed. A földgáztermelésben jelentős és földgázt exportáló országok (Türkmenisztán, Üzbegisztán, Kazahsztán, Azerbajdzsán) 15 milliárd m 3 nagyságrendben vásárolnak gázt Oroszországtól, ugyanakkor 85 milliárd m 3 mennyiséget exportálnak. A földrajzi fekvés és a szállítóvezeték-hálózat Oroszországnak kedvező. Két nagyon pozitív változás tapasztalható az orosz szénhidrogén-piacon. Az óriási szállítási távolságok és a szállítás energiaés költségigénye az LNG irányába mozdította az orosz kőolaj- és gázipart: LNG terminálok épülnek, fejlesztik az LNG-szállítási infrastruktúrát. A távol-keleti LNG központok mellett a Jamal-félszigeten és a Finnországtól nem távoli Stokman mezőn terveznek jelentős LNG kapacitásokat létesíteni, de hallani lehet fekete-tengeri LNG terminálról is. A másik fontos változás a földgázexportnál figyelhető meg: az oroszok lényegesen megváltoztatták a földgázeladási feltételeiket. Tíz-húsz évvel ezelőtt a hosszú távú földgázvásárlási szerződések 41

42 ENERGIAHORDOZÓK 6. táblázat. A földgáz belföldi átlagára Oroszországban RBL/ezer m 3 USD/ezer m ben kemény feltételeket kötöttek ki a vevő részére: átvételi kötelezettségeket, kötbéreket és képletekkel szabályozott árakat. A vevők legtöbbje éppen az LNG megjelenése és az újabb nemzetközi szállítóvezetékek miatt ma már más forrásból is tud földgázt venni, és a valódi piaci ajánlatokkal versenybe kell szállni az oroszoknak. Viszonylag ritka a tíz vagy még több évre érvényes szerződés, az árak zömében tőzsdei árak, az átvételi kötelezettségek is lazultak. A 6. táblázat érdekes információt ad az oroszországi belföldi földgáz átlagárról [1]. Az orosz gáziparnak két régi gondja van: a földgázmezők távol vannak a vásárló országoktól. A gázszállítás költségei km távolra szállításnál már meghaladják a szállított gáz értékét. Az orosz gázmezők többsége messzebb van az európai határtól, mint négyezer kilométer. Ez a helyzet ösztönzi az orosz gázipart az LNG irányába történő elmozdulásra. A földgáz a belföldi energiaellátásnak nagyon fontos eleme. Kívánatos lenne a földgáz takarékosabb felhasználása irányába mozdulni. Ennek két tényezője van: minden gázfogyasztást mérni kellene, és magasabb belföldi fogyasztói árral ösztönözni a felhasználás ésszerűsítését. A dollárban mért belföldi gázárak visszaesésének az oka a rubel árfolyamváltozása. Új feladat az előzőkhöz: az európai földgázpiacon megjelent LNG a világ minden szegletéből orosz vezetékes gázt tud kiszorítani, ezért nagy hangsúlyt adnak az oroszok az európai vezetékes szállítókapacitás növelésének és új piacok feltárásának. Ennek a programnak része az Északi Áramlat vezeték párhuzamos ágának kiépítése, talán Nagy-Britanniáig is. Ezzel nagyjából le is zárul az oroszok európai szállítóvezeték-építési programja. Most Kína felé indult el szállítóvezeték-tervezés, de az új LNG létesítmények és szállító flotta viszonylag gyorsan ki tudja váltani a vezetékeket. Jegyzetek 1. Pacific Investment Management Company, székhelye Newport Beach, USA, CA Hivatkozások [1] Center for Strategic & International Studies, Tatiana Mitrova: Shifting Political Economy of Russian Oil and Gas 216. márc. [2] MTI-Eco [3] World Bank Group: Russian Economic Report No április [4] index.hu [5] investor.hu [6] The Oxford Institute for Energy Studies; James Henderson and Bassam Fattouh: Russia and OPEC: Uneasy Partners [7] BP Statistical Review of World Energy June 216 [8] portfolio.hu [9] MTA Közgazdasági- és Regionális Tudományi Kutatóközpont, Weiner Csaba: Szabadulni a függőségtől. Gázforrás- és gázpiacdiverzifikáció a posztszovjet térségben aug. A hatóság kiadta a Paks II projekt környezetvédelmi engedélyét Az MVM Paks II Zrt. 214 decemberében nyújtotta be környezetvédelmi engedélykérelmét a Dél-dunántúli Környezetvédelmi és Természetvédelmi Felügyelőséghez. Az engedélyezési eljárás keretében környezeti hatástanulmány készült, valamint több mint 4 hazai és kilenc külföldi közmeghallgatást folytattak le. A hatóság jogutódja, a Baranya Megyei Kormányhivatal Környezetvédelmi és Természetvédelmi Főosztálya 216. szeptember 29-én adta ki a projekt környezetvédelmi engedélyét, amely igazolja, hogy a projekt eleget tesz az EU-ban és Magyarországon hatályos környezet- és természetvédelmi előírásoknak, és környezetvédelmi engedélyt ad a paksi telephelyen két új atomerőművi blokk létesítésére és üzemeltetésére. A környezetvédelmi engedéllyel szemben az Energiaklub és Greenpeace Magyarország közös fellebbezést nyújtott be. (CV) Források: mvmpaks2.hu, kormanyhivatal.hu, energiaklub.hu. Az Alpiq eladásra szánja a Csepel II Erőművet A svájci Alpiq cégcsoport bejelentette, hogy adósságai csökkentése érdekében eladni szándékozik 43 MW-os budapesti kombinált ciklusú gáztüzelésű erőművét. Az Alpiq és az állami tulajdonú MVM közötti megállapodás még regulátori jóváhagyásra vár, de a várakozások szerint 216 végéig megköthetik az üzletet. A kapcsoltan hőés villamos energiát termelő Csepel II erőmű -ben kezdte meg kereskedelmi üzemét, és 22 óta van az Alpiq tulajdonában. Az alacsony nagykereskedelmi villamosenergia-árak hatására a cégcsoport már 215 végén értékesített hasonló erőművet. A franciaországi, 48 MW-os Bayet kombinált ciklusú, gáztüzelésű erőművet akkor egy helyi cég, a Direct Energie vette meg 45 millió euróért. A svájci cégcsoport költségcsökkentő programjának részeként jelenleg vízerőművi portfóliójának 49%-át is megnyitotta a befektetők előtt. (BK) Forrás: naturalgaseurope.com. Akkumulátoros tárolás a brit villamosenergia-rendszerben A brit villamosenergia-rendszerirányító, a National Grid a rendszerstabilitás elősegítése érdekében tendert írt ki akkumulátoros villamosenergia-tárolók telepítésére összesen 2 MW beépített teljesítményre, 66 millió GBP értékben. A tenderre 243 ajánlat érkezett be, amelyek közül nyolcat választottak ki. A nyertes cégek között szerepel az EDF, a Vatenfall, az E.ON, a Low Carbon Storage Investment Company, az Element Power, a Renewable Energy Systems (RES) és a Belectric Solar. Az E.ON egy 1 MW kapacitású akkumulátortelep megvalósítását vállalta, amelyet a Blackburn Meadows biomassza-tüzelésű kapcsolt erőmű mellé telepít. Az EDF Energy Renewables 49 MW-nyi akkumulátoros tárolót valósítana meg a Nottinghamshire-i West Burton kombinált ciklusú gáztüzelésű erőműhöz. A lítium-ion akkumulátorok az időjárásfüggő megújuló energiatermelők kiegyensúlyozásában segítik majd a rendszerirányítót, várhatóan 218-tól. A perces (szekunder) szabályozásban való alkalmazásuk 4 év alatt várhatóan 2 millió GBP megtakarítást eredményez a villamosenergia-rendszerben. (BK) 42

43 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ÁRAK Szilágyi Zsombor A kőolaj árának áldozatai A cikk az elmúlt évek kőolajár-változásainak hatását elemzi, és részletesen kitér a kőolajpiac két olyan szereplőjére Venezuelára és Oroszországra, amelyek a bekövetkezett és egyelőre véget sem ért változások veszteseinek tekinthetők. A világ legjelentősebb olajexportáló államai elég korán felismerték, hogy szervezetbe tömörülve irányíthatják a világpiacot, és létrehozták az OPEC 1 szervezetét. A szervezetnek jelenleg 14 ország a tagja, és a tagok az export mennyisége alapján kapnak szavazati jogot az egyes döntésekben. A szervezetet Szaúd-Arábia irányítja. 216 augusztusa óta az OPEC főtitkára a nigériai Mohammad Sanusi Barkindo. Nem tagja az OPEC-nek sem Oroszország, sem az Egyesült Államok. A években a kőolaj világpiaci ára 1-12 USD/hordó között 2 mozgott, a világ eseményei csak egészen kis változásokat okoztak az árban. Ehhez az árhoz 9-92 millió hordó/nap kőolaj-felhasználás tartozott. Ez a fogyasztás elbírt napi 1 millió hordó kínálati többletet. 214 nyaráig a termelés és a felhasználás egyensúlyban volt, a kőolajkészletek viszonylag magasak voltak. Ebben az időszakban Szaúd-Arábia 2 millió hordó/nap, a teljes OPEC 4 millió hordó/nap tartalékkapacitással rendelkezett. 212-től egyre nagyobb szerepet játszott az USA kőolajpiacán az ott termelt palaolaj. A palaolaj termelési költségei 214 nyaráig valamivel 1 USD/hordó alatt voltak átlagban, vagyis a palaolaj versenyre kelt a közel-keleti vagy kanadai, hagyományos termelésből származó kőolajjal, importot szorított ki. A kínálati felesleg a világban elérte a napi 2 millió hordót [3]. A világ kőolajpiacának egyensúlyát ez a felesleg megmozdította. Bár többen ellenezték, az OPEC Szaúd-Arábia javaslata alapján úgy döntött, hogy akkor sem csökkenti a kitermelést, ha esni fog az olaj ára. A kőolaj-áresést a világban vegyes érzésekkel fogadták, de a fogyasztók örültek az alacsony üzemanyag-, kenőanyag-áraknak. A kőolaj ára magával húzta egy sor tőzsdei termék árát is; az ipari fémek, a földgáz, az arany, de a gabona ára is esett. Ez utóbbi Magyarországot, mint jelentős gabonaexportőrt, érzékenyen érintette. A világ napi kőolaj-felhasználása 215 végére felcsúszott 96 millió hordóra. A kőolajiparon kívüli területeken az olcsó olajár fejlesztéseket indított el. A Bloomberg megállapítása szerint az utóbbi 12 hónapban olyan élénkülés van a beruházási piacon, különösen a vegyiparban, amilyet 1958 óta nem tapasztaltak. A beruházási láz más iparágakra is átterjedt, így például a járműgyártásra is. Az infláció lecsökkent, sőt egyes országokban deflációba fordult. Ez a gazdasági fordulat azonban fékezi a gazdasági növekedést, vagyis az alacsony olajár egy idő után és bizonyos határon túl káros a gazdaságnak. Nem várt következményei is voltak az áresésnek a kőolajtermelő országok életében: kutatási, kitermelési projekteket kellett leállítani, elbocsátani embereket. Hitel-visszafizetési gondjai keletkeztek a kőolajipari cégeknek, de a kőolajexportban érintett államoknak is. Szaúd-Arábia és Kuvait a hatalmas devizatartalékaik miatt az első időkben jól viselték a jelentős árbevétel-kiesést, azonban 215-től kezdve árat emeltek, és csökkentették a szociális kiadásokat. Ezek az országok a tartalékokat főleg az Egyesült Államok állampapírjaiban tartották. A tartalékok kivonása az amerikai pénzpiacokon keltett riadalmat. Az Exxon Mobil nyeresége egy év alatt 52%-kal csökkent, a Chevron 2,2 milliárd USD veszteséget szenvedett el a kőolajkutatás és -kitermelés területén. A Shell 12 ezer dolgozó elbocsátását jelentette be. A 214 derekán megindult olajárzuhanás egyszerű piaci folyamatnak tűnt: a piacon a kőolajfelesleg áresést eredményez, a termelők visszafogják a termelést, és hamar visszaáll a korábbi békés állapot. A kőolajpiaci események azonban nem éppen ilyen egyszerű folyamatot jelentettek. 215-ben a kőolajtermelő országok listáját Szaúd-Arábia vezette 568,5 millió tonna termeléssel 3. Őt az Egyesült Államok követte 567,2 millió tonnával, és Oroszország volt a harmadik 54,7 millió tonnával. A kőolajpiacon Szaúd-Arábia volt a legjelentősebb tényező 4 millió tonna exporttal, bár Oroszország is szorosan követte 397,7 millió tonnával. Az USA kőolajimportja 284 millió tonna volt [1]. Az USA legfontosabb kőolajszállítója Szaúd-Arábia, kiegyensúlyozott üzleti kapcsolatokkal. Az arab állam nagyon jelentős befektető az Egyesült Államokban. Mindkét országnak szüksége volt a másikra, kölcsönösen tiszteletben tartották egymás érdekeit. Ez az egyensúly borult fel az amerikai palaolaj-termelés sikereivel, az arab olajimport kezdett visszaszorulni, és ez az olaj nem talált más felvevőpiacot. Eközben Szaúd-Arábia exportja alig csökkent, a visszaesés elsősorban a nigériai, algériai, iraki és angolai exportot érintette. Az olajtöbblet természetes következménye lett volna a kitermelés visszafogása, de erre sem az amerikaiak, sem az OPEC országok nem voltak hajlandók. Az olajfelesleg rohamosan lenyomta az árakat, a 214. év eleji 1-12 USD/hordó árról 27 USD-ig. A kőolajpiaci jelenségek és a következményeik szempontjából két országot vizsgálunk meg részletesebben, Venezuelát és Oroszországot, mint az olajpiac két nagyon fontos szereplőjét, vagy másképpen fogalmazva a kőolaj-áresés két áldozatát. Bár az alacsony olajár még egy sor további olajexportáló országot nagyon nehéz gazdasági helyzetbe sodort (például Nigériát, Azerbajdzsánt, Líbiát), mégis ennek a két országnak az esetét emeljük ki az olajpiaci szerepük, és sok szempontból nagyon hasonló gazdasági, politikai jellemzőik miatt. Venezuela a legnagyobb hagyományos olajkészlettel rendelkező ország a világon, az OPEC egyik meghatározó tagja, és a világ 43

44 ÁRAK olajtermelésében jelentős szerepe van a napi 26 ezer hordónyi termeléssel (215). Oroszország a világ egyik legjelentősebb olajtermelője és -exportőre, viszont nem tagja az OPEC-nek. Mindkét ország jellemzője, hogy a kőolajexportja az ország gazdaságának nagyon jelentős tényezője. 1. táblázat. Venezuela és Oroszország kőolaj-készletei és 215. évi kitermelése, fogyasztása és exportja [1] Venezuela Oroszország Kőolajkészlet, milliárd t Kőolajtermelés, millió t 135,2 54,7 Kőolajfogyasztás, millió t Kőolajexport, millió t 13,2 397,7 Meg kell jegyezni, hogy a készletadatok az 1. táblázatban a mai technikával megismert hagyományos kőolajkészleteket jelentik, és nem tartalmazzák a nem hagyományos (palaolaj) készleteket. Venezuela megkutatottsága lényegesen magasabb szintű, mint Oroszországé, Oroszországban hatalmas területeken nem folyt még magas szintű kutatás. A két ország gazdasági mutatói a 2. táblázatban láthatók. 2. táblázat. Venezuela és Oroszország gazdasági mutatói Venezuela Oroszország Népesség millió fő 3 146,5 Terület ezer km GDP ezer USD/fő 6 25 GDP változás 214 % -4,,6 215 % -5,7-6,4 Az olaj részaránya az ország exportjában % 95 2 Infl áció 215 % 18,9 15,8 216 % 5 - Devizatartalék 216 jan. milliárd USD 13,5 378 Oroszország A kőolaj és a földgáz exportja rendkívül fontos az orosz gazdaságnak, az árak, a volumenek azonnal hatnak az ország költségvetésére, gazdaságára. Oroszország 214-ben 534 millió tonna kőolajat termelt, és ebből 383 millió tonnát exportált. Az export-árbevétele még kb. 21 milliárd USD volt. Az orosz földgázexport évi 16 milliárd m 3 körül van. A kőolaj árát követő földgáz-áresés nagyjából felezte az ország földgázexportjának árbevételét. Az orosz-ukrán háborúra a világ határozottan reagált. Érzékenyen érintette az oroszokat az az embargó, amit a tenger alatti olaj- és gázkitermeléshez szükséges berendezések szállítására hirdettek meg, de a sarkkörön túli kutatási és kitermelési területek sem juthatnak a speciális berendezésekhez. Az olajáreséssel az orosz GDP változása negatívba fordult: 214-ben még +,6% volt, 215-re a Gajdar Intézet már -6,4%-ot mért, és 216-ra -2,3% előjelzést adott. Az olajexport bevétele feleződött. Az orosz állam kénytelen volt hozzányúlni az arany- és devizatartalékhoz, és egy év alatt 13 milliárd dollár értéket volt kénytelen piacra dobni. Többször le kellett értékelni a rubelt. Az orosz gazdaság helyzete kikényszerítette a minszki megállapodást, ezzel talán véget vetettek az orosz-ukrán fegyveres konfliktusnak. Bár Oroszország nem tagja az OPEC-nek, de társul olyan OPEC elhatározásokhoz, amelyek számára is kedvezők. Kiváló olajpiaci partner Oroszország azoknak a volt FÁK államoknak és más szomszédos országoknak, amelyek tengeri vagy szállítóvezetékes kapcsolat híján nem tudnak kilépni a nemzetközi olajpiacra. Oroszország súlyosabb veszteségek nélkül tudja elviselni az 5 USD/hordó alatti piaci árat, 4 dollár alatti áraknál a veszteségek súlyosak. Az olajáresés előtti időszakban Oroszország felvett mintegy 7 milliárd dollár hitelt a különböző pénzpiacokon és az olajipari befektetőktől. Ennek 214. évi törlesztési kötelezettsége 14 milliárd USD körül volt, 215-ben pedig 16 milliárd USD [4, 5]. Ugyanakkor Oroszország kihelyezett 1 milliárd USD hitelt, elsősorban a befolyása alatt álló országokba (Venezuela, Irán, Líbia, Egyiptom, Nigéria). Ezeknek a hiteleknek a törlesztése akadozni kezdett az olajárzuhanással. A Gazprom is csökkentette 215. évi beruházásait: az eredetileg tervezett 38 milliárd USD helyett erre a célra csak 3 milliárd jutott. Ez a rés majdnem pontosan a Déli Áramlat vezeték elmaradt szakaszának a költsége. Leállították a Török Áramlat földgázvezeték építését is, pedig a vezeték a török-orosz határig már elkészült. Most, az 5 USD/hordó körüli olajár mellett talán újra indulnak a vezetéképítéssel kapcsolatos egyeztetések. Az orosz állampapírokat a világ nagy hitelminősítői kockázatos, nem ajánlott kategóriába sorolták, ez ismét a költségvetést sújtó következményekkel jár. 215-ben 2,3%-kal csökkent az ipari termelés 214-hez képest. Anton Sziluanov orosz pénzügyminiszter 216. január elején azt nyilatkozta, hogy a kőolaj és a földgáz áresése 3 ezermilliárd rubel (kb. 11,5 ezermilliárd Ft) költségvetési bevételkiesést eredményezett addig. Az olajár 216 nyarán 5 USD körüli szinten mozog. Ez az árszint az oroszoknak már elviselhető helyzetet teremt, és máris észrevehetően nő a magabiztosság a katonai, politikai nyilatkozatokban. Az oroszok 6 USD körüli árat várnak 216 végére, és 22-ra 9 dolláros árat jeleznek előre. Ez az optimizmus sok nyugati elemző előjelzésében is visszacseng. Ma még nem lehet pontos becslést adni arra, hogy az 5 USD/ hordó ár mellett Amerikában milyen arányban indulnak újra a palaolaj-termelő rendszerek. Ne felejtsük el azt sem, hogy az olajárhullámzás három éve alatt egy sor új olajtermelő ország jelent meg a kőolajpiacon: Peru, Ecuador, Jemen, Szudán, Ausztrália, Indonézia, Malajzia. Venezuela Az ország bizonyított, hagyományos kőolajkészletei a mai termelés szintjén 347 évig elegendők. Ez a hatalmas készlet és kitermelés 44

45 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ÁRAK a '7-es évek Dél-Amerikájának leggazdagabb államává tette az országot. Az olajárbevételek alapján ún. szocialista forradalom zajlott az országban: a vállalatok államosítása, a központi árszabályozás és az erős politikai kötődés a Szovjetunióhoz jellemezték az időszakot. Az időszak hátulütői viszonylag hamar jelentkeztek: Az OPEC-ben lényegében az orosz érdekeket hangoztatja. Az államosítás magával hozta a jövedelmezőség romlását, a gazdaság irányításának szakszerűtlenségét, a termelés csökkenését, az infrastruktúra romlását. A központi árszabályozás főleg a közszükségleti, fogyasztási cikkek leszorított árát jelentette. Ennek következményei a vállalatok sorának veszteségbe fordulása, az importfüggőség növekedése, az erősödő feketepiac. Csak az olajiparra koncentráltak, a gazdaság meglehetősen monokultúrássá vált. Az olajbevételekből pazarló szociális programok indultak: lakásépítés, a lakosság sokoldalú támogatása. Az ország hiteleket vett fel, elsősorban a Szovjetuniótól, illetve Oroszországtól és Kínától. A hitelek fedezete a kőolaj volt. Az ország adósságállománya államcsőd-állapotot mutat. 23 és 213 között Hugo Chavez elnök az ország teljhatalmú ura, és az akkori szocialista világ nagy barátja volt. 213 óta Nicolas Maduro elnök tovább folytatja a populista (és felelőtlen) politikát. Az infláció 215-ben 18,9% volt, 216-ra 5% várható. Az országban rohamos az áremelkedés, súlyos alapellátási gondok (például rendszeres áramhiány) nehezítik az életet. Oroszország saját helyzete miatt nem tud, Kína pedig nem akar további hiteleket nyújtani az országnak. Az 5 USD/hordóra erősödött kőolajár még nem javítja lényegesen az ország helyzetét augusztus elején a kőolaj ára ismét közelítette a 4 USD/hordó szintet. Az elemzők a túlkínálatot, a kőolajtermék-készletek magas szintjét és az erősödő dollárt látják a jelenség mögött. Nigériában tárgyalások kezdődtek az olajlétesítményeket támadó fegyveresek és a kormány között: a termelés ismét erősödhet. Líbiában is megnyílt a lehetőség akár napi 3 ezer hordó piacra vitelére. A Morgan Stanley elemzőház már az év elején a dollár árfolyamát jelölte meg, mint a kőolaj árát leginkább mozgató tényezőt. Vélhetjük az ismét eső olajár mögött az USA-ban újrainduló palaolaj-kitermelést is. Jegyzetek 1. Organization of the Petroleum Exporting Countries 2. 1 hordó (barrel) = 159,98 liter 3. 1 tonna kőolaj 7,3 hordóval egyenértékű. Hivatkozások [1] BP Statistical Review of World Energy June 216 [2] wikipedia.org [3] Lakatos István: A kőolaj és a földgáz termelésének és felhasználásának perspektívája a XXI. században. Tanulmány [4] oroszhirek.hu [5] index.hu Elhunyt Bede Gábor Bede Gábor ( ) a Budapesti Műszaki Egyetemen 1963-ban szerzett gépészmérnöki oklevelet a hőerőgépész ágazaton. Attól kezdve egész pályafutása a Műegyetemhez kötődött. Oktatói munkáját a Lévai András vezette Hőerőművek Tanszéken kezdte, majd az oktatási egységek átszervezése után a Hő- és Rendszertechnikai Intézetben, az Energetika Tanszéken és az Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszéken folytatta. Tudományos, szakmai és oktatási munkájában központi szerepet kapott az atomenergetika, valamint a légszennyezés légköri folyamatainak vizsgálata. Ezek mellett az energetika számos más területével is foglalkozott, többek között erőművi körfolyamatok vizsgálatával. Ez utóbbi területen a tápvíz-előmelegítő rendszer optimalizálásával foglalkozó disszertációja alapján nyerte el 1977-ben a Magyar Tudományos Akadémián a műszaki tudományok kandidátusa címet, majd a kandidátusi cím alapján 1995-ben a BME-n a PhD fokozatot. Akkori eredményeinek egy része a mai napig megtalálható az Erőművek tantárgy oktatási anyagában. Az egyetemi pályafutása nem jelentett bezárkózást a Műegyetem falai közé, tanított a Felsőfokú Villamosenergia-ipari Technikumban, félállásban vagy megbízásos jogviszonyban dolgozott többek között a VEIKI-nek, az Energiafelügyeletnek, az Országos Atomenergia Bizottságnak és az Országos Atomenergia Hivatalnak Jelentős szerepet játszott az energetikai képzés fejlesztésében is. Részt vett az Egyetemi Tanreaktor (ma Nukleáris Technikai Intézet) reaktorán végezhető hallgatói mérések kidolgozásában, több mint 2 évig vezette a Hőerőművek tanszék, majd jogutódjának izotóp-laboratóriumát. Részt vett a Paksi Atomerőmű és a BME Gépészmérnöki Kar közös energetikai mérnökképzésének kialakításában, majd 15 éven keresztül kari, illetve tanszéki felelősként annak szervezésében, irányításában. Oktatási munkáját számos jegyzet fémjelzi: a Felsőfokú Villamosenergia-ipari Technikum számára írt Hőerőművek (1967), a BME-n használt Hőerőművek, Tervezési segédlet (1967), a Csom Gyula által szerkesztett Atomtechnikai mérések (1973) egyes fejezetei, a Szennyezőanyagok terjedése a légkörben (1976), a Reaktorelmélet reaktortechnika (1982) és az egyetemi nívódíjas Izotóptechnika (1984) jegyzetek. Ezek mellett mintegy 1 folyóiratcikket és konferencia dolgozatot írt, nagyrészt az ETE és a MET folyóiratai és konferenciái számára, de munkái jó néhány külföldi szakfolyóiratban is megjelentek. Alapító tagja volt a Magyar Nukleáris Társaságnak, tagja az Energiagazdálkodási Tudományos Egyesületnek és a Magyar Energetikai Társaságnak. Külföldi kapcsolatai közül a legjelentősebbek a több mint féléves ösztöndíjas útja a francia EdFnél, és a sokszori látogatás a Moszkvai Energetikai Egyetemen, a velük folytatott másfél évtizedes szakmai együttműködés keretében. Emlékét és szellemiségét megőrizzük. 45

46 HÍREK METÁR Nemzetközi konferencia az új, prémium típusú támogatási rendszerekről 216. október 11-én az MVM Zrt. székházában a Nemzeti Fejlesztési Minisztérium, valamint a Környezetvédelmi Szolgál- irányelvvel kapcsolatban az előadó kiemelte, hogy az európai szintű jóváírásban és -kedvezményben is részesülhetnek. A felülvizsgált tatók és Gyártók Szövetsége nemzetközi konferenciát szervezett a 22 utáni uniós megújuló támogatási szabályozás, a konvergencia megvalósítását részesítené előnyben. Fontosnak tart- harmonizáció helyett a cseh kormányzat inkább az ún. progresszív zöldáram-termeléshez kapcsolódó támogatási rendszerekkel ják támogatás nyújtását a fűtési/hűtési ágazat részére is, miután kapcsolatos nemzetközi tapasztalatok bemutatása céljából. ennek részaránya a hasznos energiatermelésben növekvő tendenciát mutat. A nyitó előadáson Szabó Zsolt, a NFM fejlesztés- és klímapolitikáért, valamint kiemelt közszolgáltatásokért felelős államtitkánisztérium (BmWE 1 ) munkatársa a piaci alapú támogatási rend- Robert Lorenz, az energetikáért felelős német szövetségi mira köszöntötte a megjelent mintegy 2 résztvevőt és a külföldi szer bevezetésének előkészületeiről beszélt. A támogatások azáltal előadókat, majd röviden ismertette a hazai megújuló energiafelhasználás helyzetét. Kiemelte, hogy az EU felé vállalt 14,65%-os kapcsolatos első lépéseket a fotovillamos erőművekkel kapcso- válnak piaci alapúvá, hogy bevezetik a versenyeztetést, amellyel részarány egyebek mellett az új támogatási rendszer bevezetésének köszönhetően minden bizonnyal elérhetővé válik. A sta- adott prémiumok mértéke is piacfüggő lesz. A kötelező átvételi árak latban tették meg. A támogatások piaci jellegét erősíti, hogy az tisztikailag ellenőrzött, legfrissebb adatok szerint 214-ben a teljes rendszerét 216-tól már csak a 1 kw-nál kisebb teljesítményű megújuló termelés hazánkban kb. 64 PJ volt, amelynek túlnyomó üzemeltetők vehetik igénybe. A közelmúltban tapasztalt akár túlzottnak is tekinthető bővülés korlátozása céljából a megújulók részét, mintegy 7%-át fűtési és hűtési célokra hasznosították, míg 16% jutott a villamosenergia-termelésre és 14% a közlekedésre. hasznosítását a villamosenergia-szektorban a 22 és 225 közötti években 4-45%, míg 235-ig 55-65% között kívánják tartani. A 217-ben bevezetendő METÁR legfontosabb előnyeként annak költséghatékonyságát említette, amely várhatóan kevésbé terheli Korlátoznák a megújuló kapacitások bővítésének mértékét is, így a majd a támogatás költségviselőit, a nagyfogyasztókat. fotovillamos erőművekét 2,5 GW/év, a szárazföldi szélerőművekét Az Európai Unió Bizottságát képviselő Jan Steinkohl előadásában a megújuló irányelv (RED) felülvizsgálatának folyamatát ismer- amelyre a jogosultságot az érintettek tenderen nyerhetnek. A csú- 2,8 GW/év értéken. 217-től ún. csúszó prémiumot vezetnek be, tette, amely, mint ilyen esetekben mindig, a Bizottság javaslatáról szó prémium mértékének megállapítása a spot tőzsdei árak havi tartott mintegy három hónapos társadalmi konzultációval indult. középértéke alapján történik. A nem szabályozható megújulók esetében technológia-specifikus prémium adását tervezik. Ennek főbb tapasztalatai közül a hosszú távon érvényesülő jogi keretek megteremtésének és a megújuló energiaforrásokból termelt hasznos energia piacképessége biztosításának igénye tűnik a gatással kapcsolatos tapasztalatokról Greg Dyke, az illetékes mi- Az Egyesült Királyságban alkalmazott prémium típusú támo- legfontosabbnak. Fontos követelmény, hogy megfelelő egyensúlyt nisztérium 2 munkatársa beszélt. A támogatás politikai értelemben teremtsenek az azonos elveken nyugvó támogatási rendszerek és a tagállami sajátságokat is tükröző feltételek között. 12 Lukaš Hlavatý, a Cseh Köztársaság 1 Ipari és Kereskedelmi Minisztériumának Piaci villamosenergia-ár Elszámoló ár munkatársa már a felülvizsgált megújuló 8 irányelvhez illeszkedő támogatási rendszer kialakításáról adott tájékoztatást. A 6 A termel által kapo megújulók (nap-, szél-, víz- és geotermikus energia, valamint biomassza és bio- árkiegészítés 4 2 gáz) működési támogatásához a kötelező Piaci árbevétel átvételen kívül ún. zöld bónusz nyújtását tervezik, míg beruházási támogatást állami és uniós forrásokból is nyújtanának. -2 A termel általi be zetés A kötelező átvételi ár a termelők számára biztosítja, hogy befektetésük 15 éven -4 belül megtérüljön. Ezeken túl a megújulókból hasznos energiát termelők adó- 1. ábra. A CfD működése Villamosenergia-ár, GBP/MWh 46

47 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK a karbonszegény, költséghatékony technológiákra irányul, és bizonyos mértékig megengedi az egyes technológiák közötti versenyt. A támogatás alapja az ún. CfD 3, amelynek az adott esetben az a lényege, hogy a termelő számára az állam megtéríti a piaci ár és az előre rögzített küszöbár (strike price) közötti különbséget, ha az nagyobb a piaci árnál. A küszöbárnál magasabb áron értékesítő termelőnek ugyanakkor vissza kell fizetnie a piaci ár és a küszöbár közötti különbözetet (1. ábra). Ez a támogatási rendszer függetleníti a termelőt a nagykereskedelmi ár ingadozásaitól, rendkívül részletes magánjogi szerződésen alapul (a termelő szerződéses partnere egy állami tulajdonú társaság, amely korlátolt felelősségű társaságként működik). A támogatás már a megújuló projekt fejlesztési fázisában elnyerhető. A kialakított jogi környezet olyan, hogy a termelőt az esetleges jogszabályváltozások hatásaitól hatékonyan mentesíti. A CfD szerződések aukción nyerhetők el. Az első árverésre a brit kormány 73 millió GBP-t különített el oly módon, hogy három csoportba osztották a technológiákat: az első csoportba tartoztak az ún. fejlett technológiák (szárazföldi szél, fotovillamos, hulladékhasznosítás kapcsolt termeléssel, vízenergia, hulladéklerakóban és szennyvíziszapból fejlesztett biogáz); a második csoportot a kevésbé fejlettek alkották (tengeri szél, hullám, árapály, anaerob fermentáció, bizonyos biomasszát használó technológiák kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésre, és a geotermia), míg a harmadik csoportba a biomassza került. A küszöbárakat technológiánként határozták meg. Részletesen meghatározták, hogy az aukciókon részt venni szándékozóknak milyen feltételeknek kell megfelelniük. Ugyanígy pontosan körülhatárolták az árverés szabályait: az elszámoló ár nem lehet magasabb a hivatalosan előre meghatározott határárnál, és az utolsó (legmagasabb) nyertes pályázó által ajánlott árral azonos. Adminisztratív alsó és felső korlátja van az egyes fentebb említett csoportokba sorolt technológiáknak. Dr. Makai Martina, az NFM helyettes államtitkára részletesen ismertette az új, hazai támogatási rendszert, amelynek 217. januári bevezetése attól függ, hogy sikeresen befejeződik-e az EU Bizottságával folyó egyeztetés, és ennek bázisán megszületnek-e a még szükséges jogszabályok, amelyek előkészítése részben a minisztériumban, részben a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatalban (MEKH) folyamatban van. A METÁR bevezetésével a korábbi támogatási rendszer (KÁT) nem szűnik meg, a megkötött szerződésekben rögzített időpontig működik, de az új beruházás révén létesülő egységek (és a már üzemeltetők közül azok, amelyek az új szabályokat előnyösebbnek ítélik), valamint azok a meglévő erőműegységek, amelyek jelentős felújításon vagy fejlesztésen estek át már a METÁR szerint juthatnak támogatáshoz. A METÁR terheit a jövőben is az egyetemes szolgáltatásra nem jogosult fogyasztók viselik. A tervek szerint ez a teher kisebb lesz, mint a korábbi években. A pályázati eljárásokat az MEKH bonyolítja A konferencián elhangzott előadások prezentációi megtalálhatók a KSZGYSZ honlapján: hirek/szovetsegi-hirek/metar-az-uj-premium-tipusutamogatasi-rendszerek-bemutatasa-haza/ 2. ábra. A Hungarowind Kft. pécsi naperőmű-parkja le a fejlesztési miniszter által rendeletben előírt feltételek figyelembevételével. Bagi Attila, az MEKH főosztályvezető-helyettese az általa képviselt hivatal METÁR-ral összefüggő feladatairól adott tájékoztatást. Előadásából megtudtuk, hogy a maximális ajánlati ár 216-ban 31,77 Ft/kWh, az évenkénti indexálás a hivatalos infláció (-1%- pont) alapján történik. A pályázatok egyfordulósak lesznek, és az értékeléskor csak az ajánlati árat veszik figyelembe. A jelenleg készülő MEKH-rendeletekben határozzák meg a támogatás időtartamát és a támogatásban részesíthető villamos energia mennyiségét (benchmark-értékek figyelembevételével). Kiss Evelin, a MAVIR Zrt. főmunkatársa az időjárásfüggő megújuló alapú villamosenergia-termelő technológiák rendszerbe illeszthetőségéről készült tanulmány alapján hét különböző forgatókönyv szerinti vizsgálatokról tartott előadást. Az elemzések célkeresztjében az egyes technológiák szabályozhatósága állt. Gaál József, az MVM Hungarowind Kft. ügyvezetője a Pécsi Hőerőmű felhagyott és rekultivált tüskésréti zagyterén létesült naperőmű létesítésével és eddigi néhány hónapos üzemeltetése során szerzett tapasztalatokról számolt be. Az erőmű db polikristályos napelempanelből áll, névleges teljesítőképessége 1 MWp, a tervek szerint évente kb. 1,4 GWh villamos energia termelésére képes. Élettartamát 25 évre becsülik. 216 márciusa óta 8,8 GWh villamos energiát adott a hálózatra, amelyhez 8 db,4/35 kv-os transzformátorral kapcsolódik. Németh István, az ING Bank Zrt. igazgatója a megújuló projektek finanszírozásával kapcsolatos tudnivalókra hívta fel a hallgatóság figyelmét. A pénzintézetek (hitelezők) által figyelembe veendő kockázatok közül a piaci (árelőrejelzések, támogatások és változásaik, új belépők hatása), a technológiai (időjárási bizonytalanságok, a kivitelezés buktatói, üzemeltetési tapasztalatok megléte) és a jogi (engedélyeztetés, szerződések minősége és teljessége, környezetvédelmi szabályok változása) kockázatokat részletezte, és kiemelte a stabil üzleti környezet és szabályozói háttér fontosságát. Jegyzetek: 1. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie 2. Department for Business, Energy and Industrial Strategy 3. Contract for Difference = különbözeti ügylet. 47

48 HÍREK Nagy Bálint, Vörös-Bene Attila GasCon 216 Az IIR Magyarország Kft június 14. és 16. között háromnapos konferenciát rendezett Budapesten, a Gundel étteremben. A rendezvény résztvevői részletes tájékoztatást kaptak a földgázpiac jelenlegi és várható helyzetéről a hatóságok, a szolgáltatók és a vállalkozások szempontjából is. A Magyar Energetika amint tisztelt Olvasóink korábban már megtapasztalhatták az IIR Magyarország Zrt.-vel, a hazai konferenciaszervező társaságok egyikével ún. médiapartneri együttműködési megállapodást kötött. Ennek keretében lapunk szerkesztőbizottságának egy tagja általában a konferencia témájában jártas idősebb szakértő, vagy a MET Ifjúsági Tagozatának képviselője, végighallgatván az előadásokat és a vitákat, beszámolót készít azokról, amelyeket lapunk következő számában közreadunk. Az összefoglalók készítéséhez munkatársaink felhasználhatják az előadók által készített, és a szervezők, valamint rajtuk keresztül a konferencia résztvevői számára kizárólagos jelleggel rendelkezésre bocsátott előadásanyagok prezentációit. Természetesen az előadók elidegeníthetetlen joga, hogy döntsenek arról, hogy átadják-e további felhasználás, tanulmányozás céljára ezeket a dokumentumokat. Sajnálatos módon de nyilvánvalóan nyomós indokok alapján az előadó úgy is dönthet, hogy előadásanyagát nem adja közre. Lapunkban az adott konferencia előadásai közül csak és kizárólag azoknak az összefoglalóit közöljük, amelyeket az előadók az IIR és a résztvevők rendelkezésére bocsátották. A munkatársaink által készített hosszabb-rövidebb terjedelmű írásokat ellenőrzésre mindig megküldjük az előadóknak, hogy amennyiben szükségesnek tartják, javíthassák, kiegészíthessék azokat, vagy törölhessenek belőle általuk feleslegesnek tartott részleteket, ábrákat. Amennyiben az előadók az általunk kért határidőig nem jelzik módosítási igényüket, kényszerűen úgy tekintjük, hogy nem kifogásolták a részükre megküldött összefoglaló közzétételét. Olvasóink jóllehet, szükségszerűen nem teljes körben az így előkészített összefoglalókat olvashatják. Első nap: Az állam szerepvállalása az energiaszektorban A nyitóelőadást Zarándy Tamás, a Századvég Gazdaságkutató Zrt. energetikai üzletágának igazgatója tartotta. A földgázpiac hosszú távú kihívásai és a lehetséges válaszok című előadás során a kutatóintézet által készített hosszú távú földgázfogyasztási előrejelzés eredményei, a földgáz világpiacán kirajzolódó trendek és jelenségek, valamint a hazai és régiós földgázellátás-biztonság sarkalatos kérdései kerültek terítékre. millió m A belföldi földgázfelhasználás 25 és 215 között 14,3-ról 8,9 milliárd m 3 -re zsugorodott. A drasztikus csökkenés elsősorban az erőművi és a lakossági gázigény csökkenésének volt a következménye. Az erőművek által felhasznált gázmennyiség visszaesése a villamos energia és földgáz nagykereskedelmi ára közti hányados jelentős eltolódásával, a KÁT-rendszer átalakításával, valamint a távhőigény csökkenésével magyarázható mutatott rá a szakértő. A Századvég 215-ben készített előrejelzése szerint 22-ra 8,2-8,6, 23-ra 7-7,3 milliárd m 3 -re eshet vissza a hazai gázigény, ugyanakkor a gazdaság egyes szegmensei esetében rendkívül eltérő jövőkép állítható fel. Míg az ipari gázfogyasztás számottevően növekedhet, addig a fűtési célú gázigény esetében a hőmérséklet változásának hatását kiszűrve trendszerű csökkenés vetíthető előre. A prognózis szerint a legnagyobb bizonytalanságot a villamosenergia-termelési célú földgázfelhasználás jelenti, amely 3 1. ábra. A belföldi földgázfelhasználás múltbeli alakulása (MEKH) Ipar ábra. A belföldi földgázfelhasználás előrejelzése ágazati bontásban (Közepes földgázfelhasználás forgatókönyv, Századvég előrejelzés) 48

49 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK billion m 3 /yr USA - Lake Charles 2nd wave of USA - Jordan Cove US export USA Sabine Pass - T6 projects yet USA Corpus Christi - T3 to reach FID Malaysia - MLNGT9 Cameroon - Cameroon LNG Malaysia - Rotan Indonesia - Senoro Donggi Russia - Yamal T2 Malaysia - Kanowit Russia - Yamal T1 USA - Corpus Christi T1 & 2 USA - Dominion Cove Point USA - Cameron USA - Freeport USA - Sabine Pass T1 - T5 Australia - Prelude Australia - Ichthys Australia - Gorgon T2 Australia - Wheatstone Australia - Gorgon T1 Australia - Australia Pacific LNG (CP) Australia - Gladstone Santos Australia - Queensland Curtis 3. ábra. Az építés alatt álló, illetve a tervezett globális földgáz-cseppfolyósító kapacitás ( ) (Timera Energy) a tőzsdei energiaárak alakulásának függvényében évi 6 millió m 3 széles tartományban ingadozhat. A fogyasztás szegmensek közötti átrendeződése következtében várhatóan csökkenni fog a gázfelhasználás hőmérsékletre való érzékenysége, ugyanakkor növekedni fog a gazdasági konjunktúrától való függése. Bár jelenleg a földgáz cseppfolyósított formában (LNG) történő szállításának súlya a globális földgáz-kereskedelemben elsősorban Európában elmarad a csővezetékes szállításétól, jelentőségének növekedése ma már nem kérdés. A globális földgáz-cseppfolyósító kapacitás a 215 végén regisztrált 3-ról 22-ra akár 5 milliárd m 3 -re is emelkedhet, elsősorban az Ausztráliában és az Egyesült Államokban folyamatban lévő beruházások eredményeként. Mivel az ázsiai földgázigény növekedési üteme várhatóan el fog maradni a globális LNG exportkapacitás bővülési ütemétől, így az európai gázpiacon állandó túlkínálat prognosztizálható, ami elősegíti a jelenlegi alacsony árkörnyezet tartósságát. Az előadó szerint a földgázpiaci túlkínálat és a növekvő likviditás eredményeként a gázkereskedelmi szerződésekben tovább fog csökkenni az olajárindexálás szerepe, helyette piaci alapú árazás válhat dominánssá, a mainál rövidebb termékekkel. Amennyiben Európát egységes egésznek tekintjük, az LNG viszszagázosító kapacitása kellően magas az Oroszországtól történő függőség jelentős csökkentéséhez. Ugyanakkor a kontinensen belüli, nyugat kelet, valamint észak dél irányú átviteli kapacitások elégtelensége miatt a kelet-közép-európai országokat bizonytalanságban tartja az Ukrajnán keresztüli gáztranzit sorsa, illetve az esetleges alternatív útvonalakról szóló elképzelések dinamikus változása. A Századvég szerint Magyarországnak olyan proaktív választ szükséges adnia a földgázimport-függőség jelentette kihívásra, amely az orosz gáz Európába történő szállítására vonatkozó bármely forgatókönyv megvalósulása esetén megoldást jelent. A kutatóintézet által javasolt eszköztár két fő eleme a gázfogyasztás csökkenését alapfeltételnek tekintve a hazai földgázkitermelés ösztönzése, illetve a regionális vezetékes kapcsolatok megerősítése, bővítése. A belföldi földgázkitermelés csökkenésének megállítása a szénhidrogén-ágazatot terhelő Robin Hood-adó csökkentését, a kutatható területek növelését, valamint az új gázminőségi szabványnak való megfeleléshez szükséges, magas költségű beruházások elvégzését igényli. Az importkapacitások diverzifikálása terén pedig a magyar szlovén interkonnektor megépítésének, valamint a magyar román interkonnektor kétirányúsításának lenne a legnagyobb hozzáadott értéke. Előbbi hozzáférést biztosítana a forrásokban bővelkedő olasz gázpiachoz, utóbbi pedig a Fekete-tengeri gázmezők termelésbe állítását követően jelentene stabil importforrást. Miklós László, az FGSZ Zrt. igazgatóságának tagja Az energiaunió gázpiacra vonatkozó kulcselemei és célkitűzései című előadásában ismertette a globális földgázpiaci helyzet főbb jellemzőit. Kiemelte, hogy az LNG kínálat tovább növekszik, és ez új helyzetet teremt, globálissá teszi a földgázpiacot. Európa földgázfelhasználása évrőlévre csökken ugyan, de az EU nagyban függ a külső forrásoktól, és az import aránya folyamatosan növekszik. Az EU földgázimportjában a fő források (Oroszország, Norvégia, más döntően afrikai országok) aránya hosszú ideje közel 1/3-1/3-1/3. Az import 8%-a csővezetéken, 2%-a LNG formájában érkezik a kontinensre; ez az arány a jövőben várhatóan az LNG irányába tolódik el. 1 év alatt az LNG terminálok száma megkétszereződött (már 23 üzemel az EU-ban), kapacitásuk megháromszorozódott (21 milliárd m 3 /év). Megépült az Északi Áramlat, a határkeresztező és importpontok száma is kétszeresére növekedett, és már meghaladja a százat. Minden fő forrás felé erős, megfelelő kapacitású szállítóvezetéki kapcsolat van. Az előadó hangsúlyozta, hogy az Ukrajnán keresztüli tranzit sokat veszített a jelentőségéből, de még nem nélkülözhető. Miklós László ismertette az európai energiaunió gázpiacot érintő ütemtervét. A kisméretű és elszigetelt nemzeti piacokon drága a gáz, ezért is fontos, hogy a piacok kétirányú szállítóvezetékekkel minél jobban össze legyenek kapcsolva, és a likviditásukat is elő kell segíteni. Ezt támogatja a Network Code-ok bevezetése, ami lényegében egy rendeleti szintű jogharmonizáció, ezzel serkentve az EU egységes versenypiacának létrehozását. A tárolók elősegítik a rugalmasságot, növelik a kereskedelmi lehetőségeket és az ellátásbiztonságot. Valamennyi tagállam számára biztosítani kell a hozzáférést a nemzetközi LNG piacokhoz, és azt, hogy legalább három forrásból tudjon földgázt beszerezni. A Bizottság szakmai párbeszédet folytat az uniós energiapolitika szempontjából fontos harmadik országokkal, és kezdeményezi az Energiaközösség megerősítését, valamint új Nemzetközi Energia Charta elfogadását. 49

50 HÍREK 98/3/EC gázirányelv tevékenységek szétválasztása; harmadik energia csomag 29/73/EC A rendszerüzemeltető számára a minél nagyobb mértékű kapacitás-kihasználás a cél, míg kereskedőként egy felhasználói portfólió minél kisebb teljesítmény- diszkrimináció mentesség; Tulajdonosi létesítmények engedélyezése szétválasztás Európai szervezetek lekötéssel történő ellátása az optimális felállítása a kisebb rendszerhasználati díj elérése érdekében. Ezeket a célokat a releváns kockázatokat szem előtt tartva különböző kapacitástermékek alkalmazásával lehet megvalósítani. Ha valamely rendszerhasználó csak éves kapacitáster- gáz tranzit irányelv mékeket használ, akkor az éves kapa- 9/91szállítások második energia citásdíj a szerződött éves kapacitás és megkönnyítése, a csomag 23/55/EC Rendeletek a rendszerüzemeltető által alkalmazan- Jogi szétválasztás, 715/29, harmadik feles 347/213, dó hatósági egységár (tarifa) szorzata. hozzáférés (TPA) 984/213, A kapacitás-lekötést úgy lehet optima- 994/21 lizálni, hogy nemcsak éves kapacitásterméket vásárolunk, hanem a ma már 4. ábra. Az európai gázpiaci liberalizációs folyamat 215-ig elérhető rövidtávú termékek használatának lehetőségét is megvizsgáljuk, kiszámítjuk Alapvetően más a helyzet, mint 1 évvel ezelőtt, a jogrendszerben, az intézményi feltételekben, a fizikai infrastruktúrában, a finanszírozási lehetőségekben. A versenypiacon az energia is közönséges áru. A kínálati piac, a jó hálózatos infrastruktúra, az egységes szabályok és a szolidaritás megoldja az ellátásbiztonságot. Nincs jó megoldás nemzeti keretek között, de a regionális együttműködés új helyzetet teremthet. A centrum-periféria viszonyrendszer helyett hálózatban és együttműködésben kell gondolkodni. ezek költségét. A várható óracsúcsot ebben az esetben nemcsak éves szinten, hanem negyedéves, havi vagy napi szinten, bizonyos esetekben akár napon belül is meg kell határozni. A fenti csúcsértékek és a rövid távú kapacitástermékek különböző árazásának ismeretével lehet a költségeket ebben az esetben meghatározni. A tarifától függ, hogy melyik verzió a legkedvezőbb. Az éves, negyedéves és havi lekötés kockázata, hogy a csúcsigény alacsonyabb a vártnál. Éves terméknél egy télen a napi várható csúcs, negyedévesnél 4, havinál 12 kockázatot kell kezelni. Az előadó kifejtette, Bali Gábor, az EnergiQ Kft. földgázpiaci szakértője A gázár alakulása a nemzetközi folyamatok hatására Magyarországon című előadásában megerősítette a korábban elhangzottakat, miszerint a jelentős túlkínálat okozza az alacsony árakat a piacokon. Hozzátette, hogy 214 volt az elmúlt 2 év legmelegebb éve, az átlagos napfok-szám mindössze 185 volt a szokásos 22 helyett. Előadásában kiemelte, hogy a rendszerhasználati díj (RHD) fel fog értékelődni a fogyasztók szemében, ugyanis a molekulaár az utóbbi években jelentősen csökkent. hogy e termékeken kívül lehetőség van napi, illetve napon belüli kapacitásvásárlásra, amelyek kombinációjával érhető el az ideális költségmegtakarítás, mindössze annyit kell tenni, hogy meg kell határozni a tervezési hőmérséklethez tartozó várható csúcsot, majd a megfelelő időkhöz be kell tervezni a napi/napon belüli kapacitásvásárlást. Napon belüli vásárlás jelenleg még csak a szállítóvezetékről közvetlenül ellátott felhasználók számára lehetséges, szükséges hozzá napon belüli gáz is az esetleges kiegyenlítő energia elkerülése végett, s végül a rendszerüzemeltetőnek is kellően rugalmasnak kell lennie az esetleges napon belüli szállítás lebonyolításához. Belák Péter, a Hewlett Packard Enterprise Közmű Kompetencia Központ vezetője az információ-technológia oldaláról közelítette meg az integrált közműpiac kihívásait. Hangsúlyozta, hogy a lehetséges szinergiákat minél hatékonyabban ki kell használni az ügyfélkapcsolati E lépések megtétele után az eredmény a jó és hatékony szabályozás, a rendszerek magas kihasználtsága, a felhasználók és kereskedők közötti kapacitás-lekötés kockázatának megosztása, ami újfajta versenyt teremt a kereskedők között. felületek korszerűsítésével és egységesítésével, az elosztói és kereskedelmi rendszerek szétválasztásával, egységes ügyfélkezelési rendszer kialakításával. Dr. Ferenczi Kristóf, az Andrékó Kinstellar Ügyvédi Iroda partnere révén a hallgatóság betekintést nyert az adatvédelmi szabályozás jelentőségébe az energiapiac szereplői számára. Komoly változások Dr. Molnár László, az Energiagazdálkodási Tudományos Egyesület főtitkára a vezetékes és LNG bázisú gázellátásról tartott előadást. Az előadó a korábbi előadókhoz hasonlóan megerősítette, hogy az EU LNG importja növekedni fog, de megmarad a vezetékes gázellátás fontos szerepe. Európa irányában az USA LNG exportja nem lesz meghatározó, inkább az orosz, afrikai és közép-keleti országokból érkezőké lesz mértékadó. várhatók az elkövetkező években az energiajog területén április 4-én fogadták el az EU új általános adatvédelmi rendeletét, amely 218 májusában lép hatályba. Az új rendelet a jelenlegi alapelvekre épít, kodifikálja a bírósági, hatósági gyakorlatot, de számos új kötelezettséget is előír. Ezek közül a legfontosabbak a következők: a magánszemélyeket megfelelően tájékoztatni kell az automatikus folyamatokról; a magánszemélyek követelhetik személyes adataik használatának Második nap: Földgázkapacitás-gazdálkodás Bali Gábor előadásában a kereskedők és a felhasználók számára elérhető új földgázkapacitás-gazdálkodási lehetőségeket ismertette. megszüntetését és adataik törlését; a magánszemélyeket adataik gyűjtését megelőzően kötelező a jogaikról és az adatfeldolgozás időtartamáról is értesíteni. 5

51 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK Farkas Zoltánné, az MEKH Földgáz-felügyeleti és Árszabályozási főosztályvezetője Korrekciós elszámolás című előadásában a gázipar korrekciós elszámolási gyakorlatát mutatta be. A naponta nem mért felhasználók profil alapján becsült fogyasztása és a tényleges leolvasás szerinti fogyasztás közötti eltérések elszámolását nevezzük korrekciós elszámolásnak. Habár a korrekciós elszámolást 29. április 3-án az ÜKSZ-ben (a magyar földgázrendszer Üzemi és Kereskedelmi Szabályzata) előírták, 215. december 31-ig a gáziparban ténylegesen nem alkalmazták. Az előadó megítélése szerint a piaci struktúra miatt a nagy szereplők nem voltak érdekeltek az elszámolás alkalmazásában. 216 januárjában az MEKH az elosztói engedélyesekkel közösen leegyszerűsítette és kidolgozta a korrekciós elszámolás folyamatát, és kötelezővé tette a piaci szereplők számára. Molnár László Attila, a Tigáz-DSO Kft. hálózatgazdálkodási vezetője a korrekciós elszámolással kapcsolatos, az elosztók és a kereskedők által szerzett vállalati tapasztalatokat osztotta meg a hallgatósággal. Papp Tibor, az OTP Bank Nyrt. árupiaci derivatívák kereskedésének vezetője az árupiaci árkockázatok kezelésére szolgáló fedezeti ügyleteket tekintette át. Vélekedése szerint a vállalatok felső vezetői nincsenek mindig tisztában azzal, hogy a piac milyen termékeket kínál az esetleges kockázatok fedezésére. Előadásában elmondta, hogy az árupiaci hedge (fedezeti) ügyletek jellemzően OTC (Over The Counter; tkp. tőzsdén kívüli) termékek, amelyek a vállalati ügyfelek fizikai árupiaci szerződéseikben használt referenciájára biztosítanak fedezeti lehetőséget. Az európai földgázpiacokon változás figyelhető meg: a fizikai gázpiac korábbi hosszú távú olaj- és olajtermék-árakhoz indexált szerződéseit egyre inkább európai spot referenciákhoz indexált szerződések váltják fel. Ahhoz, hogy egy piaci referenciát a szereplők elfogadjanak, jó likviditásra, transzparens árképzésre, könnyű elérhetőségre és kellően nagyszámú piaci szereplő részvételére van szükség. A szakember kiemelt néhány terméket, amelyekkel hatékonyan lehet a kockázatokat kezelni: árupiaci swap-ok és opciók az áru árkockázat fedezésére; deviza forward és opciók az árfolyamkockázatok kezelésére; időjárás derivatívák a volumetrikus kockázatok kezelésére. Dr. Szentkuti Dániel, az MVM Magyar Villamos Művek Zrt. jogtanácsosa zárta a második napot a REMIT tapasztalatok vállalati oldalról című előadásával. Ismertette az uniós és a magyar jogszabályi környezetet, és részletesebben szólt az MVM Csoporton belüli tranzakciókkal kapcsolatos kihívásokról. 3. nap: A 215-ös szabályozási változások hatásai Farkas Zoltánné, az MEKH főosztályvezetője A 215-ös szabályozási változások hatásai, várható változások 216-ban címmel tartott előadást. Bevezetőjében ismertette az aktuális gázpiaci szabályozás változásait és azok hatásait, majd a kwh-ra történő átállás indokoltságát mutatta be május 1-je óta az energia menynyiségét a bruttó fűtőérték (GCV, Gross Calorific Value, vagy égéshő) alapján kell megadni, és a Wobbe-indexet is (kwh/m 3 ) ennek alapján kell kiszámítani. A kwh-ra történő átállás már 215 őszétől folyamatosan zajlik. A 215. október 1-től kötelezően alkalmazandó Balancing Network Code (BAL NC), valamint a 215. november 1-től életbe lépő CAM is tartalmazott előírásokat a kwh/h-ban vagy kwh/napban történő nominálással, illetve a kwh/h-ban történő kapacitás-lekötéssel kapcsolatban. Korábban hazánkban NCV 15/15 C referenciarendszert használtak, azaz a nettó fűtőérték képezte a nominálás és az elszámolás alapját. Miután a környező országokban ettől eltérő referenciarendszert alkalmaztak, átváltásokra volt szükség. Jelenleg az elosztói rendszerben továbbra is lehetőség van MJ alapú elszámolásra, de rendszerüzemeltetői szinten ez már kwh alapon történik. 216 októberétől ez is megszűnik, így az elosztói rendszerben is kwh/nap, illetve kwh/h alapon történik majd a nominálás és elszámolás. A további szükséges jogszabály-változtatások legfontosabb eleme az ÜKSZ módosítása. Az allokálás esetében az FGSZ (Földgázszállító) által közzétett hőmennyiségekből képzett, és a jelenlegi allokálás során kereskedői szintű kwh-ra történő átváltáshoz alkalmazott arányszámokat kell alkalmazni a felhasználói szintű kwhban meghatározott hőmennyiség kiszámításához. A korrekciós elszámolásnál, amennyiben a korrekciós időszak kétféle hőmenynyiség-időszakot érint, akkor a MJ-ban kifejezett hőmennyiséget az adott gázévre meghirdetett MER-ben (Minőségi Elszámolási Rendszer) szereplő MJ/kWh arányszámmal kell átszámítani kwh-ra. Az elosztói átszámítás tekintetében két módszert vizsgált a hatóság. Egyrészt az FGSZ által publikált átadói szintű adatokból történő átszámítási faktor-meghatározást (ez az egyszerűbb módszer), és egy ennél bonyolultabb eljárást, amely a modellezett (fogyasztói) adatokból, az Országos Meteorológiai Szolgálat hőmérséklet- és légnyomás-adataiból, valamint az FGSZ adataiból számítja ki az átszámítási tényezőket. Az összehasonlítás kimutatta, hogy a kétféle eljárás között nincs mértékadó eltérés. Az előadás második részében az előadó a bevezetendő Balancing Network Code (BAL NC) 1-es modelljét vázolta fel. A 216. október 1-jétől bevezetendő 1-es adatszolgáltatási modell szerint minden rendszerhasználó felelős a portfóliója kiegyensúlyozásáért. Ehhez az elosztói engedélyes előrejelző félként a működési területén köteles a gáznapon belüli kétszeri és a gáznap végi adatszolgáltatást tehát allokálást nyújtani a szállítási rendszerüzemeltetőnek, valamint a rendszerhasználónak. A betáplálások és vételezések gáznap utáni allokálása a gáznapra vonatkozó végleges allokálásnak minősül. Ez képezi a rendszerüzemeltető és a rendszerhasználó közötti egyensúlyozásra vonatkozó hó végi elszámolás alapját. A napi allokált mennyiség alapján rögzítik a rendszerhasználók egyensúlyi helyzetét. Ennek alapján határozzák meg napi szinten a kiegyensúlyozó gáz mennyiségét, valamint az esetleges pótdíjak mértékét is. Az októberben bevezetendő irányelv 1-es modelljének való jogi megfelelés bizonyos minimumkövetelmények betartását követeli meg, amelyek alkalmazásának tükröznie kell a nemzeti gázrendszerek közti különbségeket. Az alkalmazás legfontosabb kritériuma az, hogy az versenysemleges legyen. A minimumkövetelmények bővítése, amennyiben az a piac fejlődését elősegíti, nem csak lehetőség, hanem elvárás is. Ilyen többek között, hogy a szállítási rendszerüzemeltető legkésőbb a D+1 gáznap végén minden rendszerhasználónak megadja a D napra vonatkozó betáplálásai és vételezései előzetes allokálását és előzetes napi kiegyensúlyozó földgázmennyiségét. Az elszámoló árnak összhangban kell lennie a BAL NC-dal. Ide tartozik a súlyozott átlagár (piaci ár) mely a jogcímalapú termékek és a hálózati pontra vonatkozó termékek esetén létrejött valamennyi ügylet alapján meghatározott súlyozott átlagár, valamint a marginális elszámoló árak. 51

52 HÍREK Kapacitáslekötések megoszlása 215/214 Kapacitáslekötések megoszlása 216/215 7% 1% 2% 22% 16% 1% % 16% 59% Éves megszakítható Éves nem megszakítható Havi megszakítható Havi nem megszakítható Napi megszakítható Napi nem megszakítható 68% 1% 6% 1% 5. ábra. Kapacitás-lekötések megoszlása Az előadó hangsúlyozta, hogy az MEKH álláspontja szerint a jelenleg összevontan kezelt egyensúlytalanság és mennyiségi eltérés szétválasztása indokolt. Ez azt jelenti, hogy a kiegyensúlyozási tevékenységet és az elszámolást el kell választani a hibás működésből (mérések, allokáció stb.) származó korrekciós elszámolástól. A Hivatal szerint így a hónap végén kimutatott mennyiségeket korrekciós elszámolás keretében kell rendezni, amelynek javasolt elszámoló ára a súlyozott átlagár. A piaci szereplők megállapodhatnak abban, hogy ez a napi vagy a havi súlyozott átlagár alapján történjen. A Hivatal el is indította az egyeztetési folyamatokat. A Kereskedői Képviselet (KEK) a gáznapon belüli allokációt és a fogyasztás előrejelzésének együttes alkalmazását szeretné elérni, a napon belüli allokálási folyamat elsődlegessége mellett, óránkénti bontásban. Az ENKSZ ugyancsak az órás bontású allokációt részesíti előnyben. Fontos fejlemény, hogy az FGSZ megfelelő informatikai fejlesztés mellett megvalósíthatónak tartja az órás adatok rendelkezésre bocsátását, amennyiben a napon belüli allokálás valósul meg. A Hivatal állásfoglalása értelmében az engedélyeseknek 217. április 1-ig ki kell dolgozniuk a mérési és allokációs hibákból fakadó korrekció eljárásrendjét, amelynél figyelembe kell venni a mérési hibákat, valamint az allokáció során történő elszámolási, humán, kereskedői adatszolgáltatásból származó, valamint egyéb, elszámolást érintő hibákat. Szükségesnek tartják a megfelelő ösztönző rendszer kialakítását is annak érdekében, hogy az allokálási folyamat hibáját és bizonytalanságát csökkenteni lehessen. Ehhez a Hivatal javaslatokat fog kérni a piaci szereplőktől. A harmadik érintett kérdéskört az új kapacitás-lekötés tapasztalatai és várható változásai alkották. Az egyik legfontosabb változást a megszakítható lekötések csökkenése jelentette. Ennek egyik oka, hogy kedvezmény csak akkor kapható e termékekre, ha a megszakítás ténylegesen megtörténik. Kiemelendő továbbá az entry lekötések alacsony mennyisége is. Megfigyelhető, hogy a kereskedők főként a rövidtávú termékekre rendezkednek be. A hazai viszonyokat jellemzi, hogy a napi árazás nagyon eltér a többi országétól. A Tarifa Network Code (amelynek megjelenése 218. január 1-re várható) azonban újabb változásokat fog eredményezni a piacon. Ennek értelmében javasolják a havi és a napi multiplikátorok megváltoztatását. Ezek értéke a jelenlegi tervezet szerint a negyedéves és a havi termékek árazásánál,5-1,5 között, míg a napi és napon belülinél 1-3 között alakulhat. Kihangsúlyozzák, 1. táblázat. Multiplikátorok változása a kapacitás-lekötések során, % 215. október 1-től bevezetett multiplikátorok Kapacitástermék Éves Negyedéves 5, 1, 12 Havi 18, 5, 138 Napi 1,5,2 31 Napon belüli 1,5, október 1-től javasolt multiplikátorok Kapacitástermék Éves Havi 17, 3,5 123 Napi 1,,13 26 Napon belüli 1,,13 26 hogy két év múlva tanulmányt kell készíteni a kapacitás-lekötések gyakorlatáról. Ettől is függően 222 januárjára már,5-1,5 lehet a szorzók értéke minden rövid távú termékre. A kapacitás-lekötésekre aukciók keretén belül kerül sor, mégpedig éves és negyedéves időpontokban. Napon belüli kapacitás-lekötésre egyelőre nincs lehetőség, azonban várhatóan hamarosan ez is lehetséges lesz. Már a következő gázévben változások várhatók a szezonális kapacitás-lekötésben is. A 217 júliusától életbe lépő MEKH rendelet az entry szerződések változását hozza magával, így minden kapacitás-lekötésnél ismertté válik majd az ár. Az előadás utolsó részében az előadó a 2-1 m 3 /h-ás gázmérőkkel kapcsolatos, a Hivatal által 217. január 1-jéig elvégzendő feladatokról beszélt. Ettől az időponttól minden információnak elérhetőnek kell lennie, azaz a szállítási rendszerüzemeltető és a földgázelosztó köteles felszerelni az egyetemes szolgáltatásra nem jogosult felhasználók számára az órai adatok jeltovábbításához szükséges telemechanikai rendszert. Ennek érdekében az MEKH ellenőrzést és vizsgálatot indított. A gázmérők és adattovábbító egységek jövő év elejéig végrehajtandó felszerelése az egyensúlytartásban játszanak majd jelentős szerepet. Azzal, hogy a 2-1-asok a profilos fogyasztóktól átkerültek a mért fogyasztók közé, napközbeni mérések valósulhatnak meg, aminek köszönhetően számos információ áll majd rendelkezésre róluk. Így már csak a 2 m 3 /h alatti mérőkről nem lesz részletes adatszolgáltatás. Ez azt is jelenti, hogy a lakossági fogyasztóknál egyelőre marad a MJ alapú elszámolás. 52

53 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK Melis András és Németh László, az E.ON vezető munkatársainak előadásában a társaság oldaláról ismerhette meg a hallgatóság az újfajta távmérési infrastruktúra kiépítésének hátterét. A mérőberendezések cseréjének igénye már korábban megfogalmazódott a kereskedők részéről, ugyanis a korrekciós elszámolásnál mintegy 6-7%-os arányt képviselnek a 2-1 m 3 /h-s ügyfelek. Az új jogszabályok értelmében a 2-1-as kör kikerül a profilozási körből, s csatlakozik a távmérés körébe, kibővítvén azt. A technológiai váltás lehetővé teszi a napon belüli mérést amelynek szabályozása a Balancing Network Code alapján történik, és csökken az előrejelzés igénye, amely így már csak a 2 m 3 alatti fogyasztókra korlátozódik. A DSO reagálását követően kezdődhetett el az elismert költség mellett történő távmérési infrastruktúra kiépítése. A távmérés kiépítésének előkészítése már 212-ben megkezdődött, amelynek során feltérképezték a kiépítés lehetőségeit. 214-ben juthatott el a folyamat a törvénytervezet szintjére, amely a 2 m 3 /h feletti tarifára vonatkozó kiépítés lehetőségét teremti meg. 215-ben a törvényi hátteret teljes egészében sikerült megteremteni, miután márciusban megszületett a 2 m 3 /h feletti névleges teljesítményű mérőkre vonatkozó jogszabály. Ezután áprilisban megkezdődhetett az E.ON-nal történő beszállítói egyeztetés, amelynek keretében egyeztették a technológiai lehetőségeket és a szakmai elvárásokat. Miután a pilot teszt sikeresen lezajlott, az MEKH, a DSO és a beszállító között folytattak le egyeztetést. Mindezeket követően 215 októberében elindulhatott az E.ON közbeszerzési eljárása a modemek beszerzésére, hogy aztán 216 augusztusától elkezdhessék azok felszerelését. Az E.ON különféle infrastrukturális elvárásokat támasztott a távméréssel kapcsolatosan. Műszaki oldalról fontosnak találták, hogy a távmérőket a meglevő mérőeszközökhöz kapcsolódóan lehessen kiépíteni, amihez jeladós mérőkre van szükség. További műszaki igényként jelentkezett az órás impulzusalapú mérőállások létesítése, valamint az antennával bővíthető, ATEX minősítésű típusok beszerzése. Az E.ON álláspontja szerint 3 kiolvasást célszerű beállítani az eszközökön: 1 napi és 2 napon belüli kiolvasást. Célszerű ezen túl olyan eszközök telepítése, amelyek egy elemmel 5 éven keresztül garantáltan képesek működni (vagy 3 éves működés mellett ingyenes csere biztosításával). Elvárásként említik a mérési központban megvalósítandó integrált megoldásokat, valamint az eszközök távparaméterezési lehetőségeit is. Az E.ON szakemberei a fél éven belül leszállítható és felszerelhető készülékek beszerzését részesítik előnyben. Emellett fontosnak tartják az egyedi készülék-nyilvántartást is. A 214-től megkezdődő iparági párbeszédet követően a közbeszerzésen indulni kívánó beszállítók száma 7 volt, ám a folyamat végére csak két olyan vállalat maradt versenyben, amelyek valóban képesek voltak a kívánt termékeket leszállítani. Országosan mintegy 22 2 távmérési igény jelentkezett, amelyből E.ON távmérési minimumigénye 22 volt. Az igények a különböző köröktől függően változnak. Az elosztó részéről elvárásnak bizonyul az impulzusalapú órás mérőállások szerelése, valamint a pontosabb nominálási információk szolgáltatása. Az ügyfelek ugyancsak órás fogyasztási információkat várnak el, valamint a technológiához köthető energiafelhasználás mérésének megvalósítását szeretnék elérni. A kereskedők részéről a napon belüli nominálás lehetősége iránt mutatkozik igény. A távmérés infrastruktúrájának kiépítésével ezen igények kielégítése mellett a profilalapú elszámolás korrekciós gázmennyiségének csökkenésével lehet számolni. A napközbeni 46% 6% 46% >1 m m 3 < 2 m3 6. ábra. Mért gázfogyasztások aránya kiolvasás és információszolgáltatás lehetősége az ügyfél és a kereskedő részére egyaránt pozitív tényező. Az E.ON a teljes művelettel idén decemberre végezni szeretne, hogy az így kialakuló előnyök mielőbb éreztethessék hatásukat. Az E.ON a hazai gázpiacon a Közép- és Dél-Dunántúlon van jelen, mintegy 15%-os piaci részesedéssel, emellett 2 gáz-dso-t üzemeltet. Az 595 ezer ügyfél melletti évi 1274 millió m 3 gázforgalomnak jelenleg csak a 46%-át mérik. A 1 m 3 feletti mérőkből csupán 711 db áll rendelkezésre, emellett 2-1 m 3 -es mérőkből 2748, valamint a kisebb, 2 m 3 alattiakból 525 található meg az E.ON körzeteiben. Az új mérőkészülékek természetesen felvetik az adatbiztonság kérdését is. A vállalat több eszközzel is igyekszik azt biztosítani, így a mérőkészülékeket privát APN-nel, tűzfallal és modemszinten jelszóval, valamint a portok zárásával védik, ezenkívül penetration tesztet végeznek rajtuk, vizsgálva az illetéktelen behatolás kivédhetőségét. További rendszerszintű intézkedést jelentenek a belső felhasználókra vonatkozó jogosultsági auditok. Németh László kifejtette, hogy az adatbiztonság az ügyfelek hozzáállásán is múlik. Kiemelendő, hogy az eszközök cseréje az ügyfél számára is előnyökkel jár, ugyanis jelentősen bővülnek az információk. A felhasználók havi, napi, sőt órás adatokkal is rendelkezni fognak a jövőben. Számlájukon pontosan követni tudják majd a fogyasztásukat, akár táblázatosan, akár grafikusan, valamint az adatok exportálhatóvá, kezelhetővé is válnak. A kereskedőnél az előnyök főként a pontosabb nominálásban, az órás bontású adatokban, valamint a rendszerszinten csökkenő korrekciós elszámolás mennyiségében jelennek meg. A DSO számára pedig kedvező lesz, hogy rendszerszinten pontosabb energiaforgalmi adatok állnak rendelkezésre, csökkennek a korrekciós elszámolások, a felhasználás jellegéhez igazodó tarifális elszámolások, az órás bontású mérési adatok, valamint a 2 3-as profilgörbe helyett megküldött tényadatok. Ezeknek köszönhetően csökkenhet a reklamációk mennyisége, valamint a felvállalt kockázat mértéke. A technológia előnyei mellett azonban az üzemeltetés néhány kérdést is felvet. Minél gyakrabban kívánunk a mérőberendezésektől adatokat lehívni, azok annál több energiát fognak fogyasztani, s így az azokat tápláló elemek hamarabb kimerülnek, ami növeli a költségeket. Egyelőre nyitott kérdésnek tekinthető, hogy elemet vagy drágább akkumulátort érdemes-e használni. Az E.ON napi há- 53

54 HÍREK Beregdaróc Mosonmagyaróvár Vecsés Hajdúszoboszló MOL Nyrt. KTD Egyesített tároló Pusztaedericss Zsana Kardoskút Kiskundorozsma Csanádpalota Drávaszerdahely 7. ábra. A lokációs termékek fizikai pontjai romszori kommunikáció mellett 5 éves üzemidővel (hitelesítési ciklussal) számol. A leolvasások gyakoriságának eldöntésekor azt kell vizsgálni, hogy milyen előnyökkel járhat a sűrűbb kommunikáció, valamint hogy hol jelentkezik a nagyobb mennyiségű információból adódó előny. Lajtai Roland, a CEEGEX vezérigazgatója a szervezett földgázpiac aktuális helyzetét ismertette. Elsőként a szabályozó környezet változásaira tért ki. A legfőbb változást 216. október 1-jétől az jelenti, hogy az egyensúlytartás elsődlegesen a rendszerhasználók felelőssége lesz. Ennek megfelelően folyamatban van a piaci alapú egyensúlyozási rendszer kialakítása. Ehhez a színteret a kereskedési platform jelenti, amely hatékonyabbá teszi a földgáz-nagykereskedelmet. Utóbbi eléréséhez azonban hatékony termékekre is szükség van. A kereskedési platformmal szemben az EU-s szabályozás (BAL NC) a következő elvárásokat támasztja: rövid távú szabványtermékekre van szükség a piaci szereplők és a TSO közti kereskedelem területén; átlátható és megkülönböztetés-mentes hozzáférésre van szükség; a szolgáltatásokat az egyenlő bánásmód elve szerint kell biztosítani; anonim kereskedelemre van szükség; részletes áttekintést kell biztosítani az aktuális eladási és vételi árajánlatokról; fontos, hogy a TSO időben tájékoztatást kapjon minden ügyletről. A megfogalmazott elvárások maradéktalan teljesítéséhez napon belüli termékek jelennek meg a CEEGEX piacon, melyekkel virtuális és hálózati pontra egyaránt lehet majd kereskedni. A bevezetendő termékekkel kapcsolatosan érdemes kihangsúlyozni, hogy minden piaci szereplő fizikai lehetőségeit és a piaci körülményeket figyelembe véve bármelyik termékkategóriában adhat be ajánlatot. A változtatásokhoz szükséges kereteket a szabályozói környezetnek szükséges biztosítani. Fontos, hogy a hatályos GET-nek a BAL NC-ban megfogalmazott elvárásokat kell tükröznie. Ehhez kapcsolódóan az ÜKSZ módosításainak érvénybe lépése 216. október 1-jétől várható, valamint a CEEGEX (216. szeptember 3-tól) saját Piaci Szabályzatában is leképezi a szükséges változásokat. Az igények folyamatos változása nemzetközi szinten is megújuló piacokat eredményez, így például Európában a földgáztőzsdék kereskedési platformként is funkcionálnak. Fontos irány az egyensúlyozást is támogató tőzsdei termékek bevezetése. A CEEGEX termékeit nyugat-európai minták alapján fejleszti, ugyanakkor figyelembe veszi a hazai piacspecifikus igényeket is, így a nyugat-európai mintával ellentétben például adott hálózati pontra vonatkozó termékek kialakítására a CEEGEX a TSO-val együttműködve nyitott. A CEEGEX a nyugat-európai standardokat követve napon belüli termékek bevezetésével is igyekszik megfelelni a piac igényeinek, ezáltal támogatva a hatékony gázkereskedést. Ilyenek a Spot piacon megjelenő órás (Next-Hour) és naphátralék (Within-Day) termékek, amelyek 3 órás előretartással vehetők igénybe. A Next-Hour és a Within-Day termékek egyszerűvé teszik az eszközkezelést, továbbá használatukkal elkerülhető az egyensúlytalanság kockázata, így minimalizálva a költségeket és büntetéseket. Szintén újdonság, hogy a leszállítási pontok esetén a virtuális pont (MGP) mellett megjelennek a lokációs pontok. Az új termékek bevezetése mellett meghoszszabbított nyitva tartást is biztosít a CEEGEX az egyensúlyozás támogatására. Mindemellett a hosszú távú (futures) piac változatlan marad. Fontos körülmény, hogy a CEEGEX platformján a TSO ugyanolyan körülmények között kereskedhet, mint bármelyik piaci szereplő. Az új termékek használatát is igyekeznek egyszerűsíteni azáltal, hogy azok a már létező kereskedési felületen jelennek meg. Ezek alkalmazásával egyidejűleg szeretnék lehetővé tenni az egyensúlytartást és a portfólió optimalizálását. A napon belüli módosítások a piaci szereplőktől is rugalmasságot kívánnak meg ahhoz, hogy a napon belüli felesleget eladhassák, vagy hiány esetén vásárolhassanak és vételezhessenek. A lokációs termékeket kifejezetten az egyensúlyozás céljából, a TSO igényeinek kielégítésére vezetik be 16 fizikai pontra, amelyek tárolók, illetve határkeresztező és termelői pontok. Ezek az MGP termékektől elkülönítve, új munkalapon jelennek meg a CEEGEX kereskedési felületén. E termékek kereskedése és elszámolása a már létező spot piaci termékekhez hasonlóan történik. A CEEGEX napon belüli termékei különféle előnyökkel járhatnak. Egyrészt a beadott ajánlatok (árra és mennyiségre vonatkozóan) dinamikusan változtathatók. Továbbá az ajánlatok lehívása ársorrendben történik. A verseny elősegítése céljából a kereskedés anonim módon történik, így a kereskedő platform napon belüli rugalmasságot biztosít, valamint a rendszerhasználók közötti kereskedés lehetőségét is megteremti. Ezen újítások egy likvid nagykereskedelmi piac kialakítása felé mutatnak. 54