PANNON LNG Projekt ACTION 1. TANULMÁNY

UNDER THE CONNECTING EUROPE FACILITY (CEF) - TRANSPORT SECTOR AGREEMENT No. INEA/CEF/TRAN/M2014/1036265 PANNON LNG Projekt ACTION 1. TANULMÁNY 1.8. Fejezet LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai Lektorálásra kész változat A PAN-LNG Projektet az Európai Bizottság a Connecting European Facilities eszközén keresztül támogatja. A tanulmány tartalmáért a dokumentum készítői felelnek, az nem feltétlenül tükrözi az Európai Unió véleményét. Sem a CEF, sem az Európai Bizottság nem felel a tanulmányban található adatok felhasználásának következményeiért. Tanulmány készítésének kezdete 2015.10.08. Tanulmány státusza Lektorálásra kész változat Kiadás dátuma 2016.03.25. Nyilvánossá kerülés dátuma 2016.06.02. Tanulmányban résztvevők, intézetek Zarándy Tamás, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Vágvölgyi Szabolcs, Századvég Gazdaságkutató Zrt. Zemplényi Zalán, Századvég Gazdaságkutató Zrt Varga Ákos, Századvég Gazdaságkutató Zrt Kulmány István, Századvég Gazdaságkutató Zrt Kiss Enikő, Századvég Gazdaságkutató Zrt Szőke Tamás, Századvég Gazdaságkutató Zrt Herczeg Zsuzsanna, Budafa Dutla Mérnöki Iroda Kft Herczeg András, Budafa Dutla Mérnöki Iroda Kft. Tamáska József, MGKKE Kovács Zsolt, MFGI Cserkesz-Nagy Ágnes, MFGI Paszera György, MFGI Tanulmányt készítő csoport vezetője Zarándy Tamás, Századvég Gazdaságkutató Zrt. PAN-LNG Tanulmányvezető Domanovszky Henrik

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 2 FEJEZET ÖSSZEFOGLALÓ BEMUTATÁSA Magyarország földgáztermelése a következő években várhatóan jelentősen csökkeni fog. A hazai, jelenleg is termelésben álló konvencionális mezők lassacskán kimerülőben vannak, így a 2000-es években elért maximális kitermelési arány 2015-ben mindössze a 18 %-ot közelített meg, 2030-ra pedig 2 % közelébe fog csökkenni, ezáltal felértékelve az import földgázforrások fontosságát. 1. Ábra: A felfedezett, kitermelhető vagyon (felül) és az évenként kitermelt -mennyiség (alul) alakulása Ezzel összhangban az ország földgázfogyasztása is csökkenő trendet mutat. A csökkenés elsődleges húzóágazata a lakossági szektor, ugyanakkor a kereskedelemben és az erőművi földgázfogyasztásban is a fogyasztás visszaesésére lehet számítani. Egyedül az ipari fogyasztás nőhet meg, különösen az olyan földgáz-intenzív szektorokban, mint a mezőgazdasági vegyipar, azonban még ez sem képes ellensúlyozni az egyéb szektorokban várható nagyarányú csökkenést. Az LNG előállítására egy kézenfekvő megoldás az import földgázból való előállítás. Magyarország remek határkeresztező infrastruktúrával rendelkezik, így több forrásból is be lehet szerezni a cseppfolyósításhoz szükséges földgázmennyiséget, azonban a keleti és nyugati források a meghatározóak. A közeljövőben várható, hogy a Fekete-tenger Romániához tartozó partszakaszán feltárt jelentős mennyiségű gázvagyon, a román szállítóvezeték-hálózat megerősítésével, Magyarországra is el fog jutni, így a jelenleg meghatározóan orosz forrásból származó import egy újabb versenytárssal bővül.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 3 Az import forrásból beszerzett LNG-n kívül fontos nemzetgazdasági érdek lehet az LNG üzemanyagot magyarországi forrásból előállítani. A hazai konvencionális mezők erre alkalmasak, és számos olyan projekthelyszín említhető, ami hasznosítani tudná a jelenleg kihasználatlan infrastrukturális elemeket. A hazai források egy másik lehetősége lehet az olyan kisméretű vagy inertes mezők kitermelése és LNG gyártásra való felhasználása, amelyek alternatív hasznosítása nem megoldott, azonban egy mobil és kisméretű LNG cseppfolyósító segítségével földgázpotenciáljuk sikerrel hasznosítható. A hazai kitermelés és az import forrásokból való beszerzés lehetősége esetén a fejezet számításai alapján 14-16 EUR/MWh árszinttel érdemes számolni, tehát ennyi lesz a várható piaci értéke a kitermelt és importált földgáznak. 2. Ábra: Magyarország -kutatási és termelési területei (a fekete foltok a kőolaj- és földgázmezők, a sraffozott területek a nem hagyományos ek kutatásának és termelésének elkei). A nyilvántartásban jelenleg 311 -előfordulás (mező) 1449 telepének (t tároló szint) adatai szerepelnek. Magyarország kitermelhető vagyona a rendelkezésre álló nyilvántartási adatok összegzése alapján hagyományos ekből 21,5 millió tonna kőolaj és 73,0 milliárd m 3 földgáz. Azonban a nyilvántartásban szereplő 73 milliárd m 3 összes kitermelhető földgáz vagyonának 40 %-a kedvezőtlen összetételű, alacsony fűtőértékű, magas, vagy kiemelkedően magas inerttartalmú (éghetetlen vegyületeket tartalmazó) földgáz. Jellemzően ezek a földgázok 15-90 % széndioxidot tartalmaznak (a 90 % fölötti CO 2 tartalmú földgázokat nevezik széndioxid földgáznak). A széndioxid mellett a nitrogéntartalom is magas lehet, akár a 20 %-ot is meghaladhatja egyes telepekben. A kiemelkedően magas inerttartalmú földgázok összes mennyisége közel 17 milliárd m 3. Ezek a gázok kevés éghető gázt tartalmaznak, a kiemelkedően magas széndioxid hányad miatt a termelésbe állítás elhagyása célszerű. A magas inerttartalmú, de egyben jelentős éghető földgázrészt is tartalmazó telepek kitermelhető vagyona is jelentős, mintegy 13 milliárd m 3. Ennek a mennyiségnek átlagosan fele lehet földgáz. Megfelelő inert leválasztással, széndioxid visszasajtolással ezek a telepek termelésbe állíthatók, az akadály itt jellemzően gazdasági jellegű.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 4 Hosszútávon meghatározó lehet a nem konvencionális földgázmezőkből származó földgáz cseppfolyósítása. Magyarország jelentős megkutatott nem konvencionális földgázpotenciállal rendelkezik, a nyilvántartott kitermelhető összesített készlete 1566 milliárd m 3. Azonban a termelés a kihívást jelentő geológiai struktúra és a globális gázárak alacsony mivoltának köszönhetően nem valószínű, hogy az elkövetkező 5 évben beindul. A kis és közepes teljesítményű cseppfolyósító üzemekkel kitermelhető és hasznosítható gázmezők különböző összetételű gázforrással és gázkészlettel rendelkeznek. A fejezet leltárt nyújt ezek sorából, összesítve a kitermelhető gázkincset. Válogatásunkban 115 mező 421 olyan földgáztelepe szerepel. A számba vett szabadgáztelepek kitermelhető vagyona felszíni, normál állapotban összesen 12,3 milliárd m 3 éghető földgáz. A 421 kiválasztott telep közül 271 van termelő mezőben, ebből 171 telepből még egyáltalán nem történt kitermelés. 66 telep olyan mezőben van, amelyből folyt már kitermelés, de jelenleg szünetel, itt 25 telep még egyáltalán nem termelt. 84 telep olyan mezőben van, ahol a mezőből még egyetlen telepben sem folyt termelés, illetve egy telep alkotja a mezőt. A hasznosításhoz szükséges beruházási igény vizsgálatával és üzleti modellel a fejezet megmutatja, hogy a hazai üzemanyag előállítás milyen gazdasági mutatókkal rendelkezhet. Ugyanígy hosszútávon jelenthet földgázforrást a Power-to-Gas útján termelt szintetikus földgáz, ami a megújuló energiák térnyerését is segíthetné, valamint a hazai jelentős szénvagyon elgázosításával is hazai forrásból lehetne földgázhoz jutni.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 5 TARTALOM JEGYZÉK FEJEZET ÖSSZEFOGLALÓ BEMUTATÁSA...2 TARTALOM JEGYZÉK 5 1.8.1 A Tanulmányban használt adatok... 6 1.8.2 Szakirodalom áttekintése és kivonata... 7 1.8.3 Magyarországi földgázpiac... 12 1.8.3.1 Földgáz infrastruktúra bemutatása... 12 1.8.3.2 Földgázpiac bemutatása... 15 1.8.3.3 Fogyasztási és termelési előrejelzés 2030-ig... 19 1.8.4 LNG előállításának lehetősége import földgázból... 26 1.8.4.1 Határkeresztező vezeték infrastruktúra... 26 1.8.4.2 Szerződéses kapcsolatok, piaci erőviszonyok... 27 1.8.4.3 Régiós földgázpiaci folyamatok... 27 1.8.4.4 Az európai szállítóvezetékes földgáz-infrastruktúra lehetséges jövőképei... 29 1.8.4.5 Szállítási költségek import földgázforrást feltételezve... 37 1.8.4.6 LNG előállítása földgázkereskedőtől beszerzett földgáz esetén... 38 1.8.4.7 LNG cseppfolyósító infrastruktúra létesítése... 40 1.8.5 Magyarország földgáz termelése és LNG előállítása konvencionális forrásokból... 42 1.8.5.1 Szénhidrogén bányászat... 42 1.8.5.2 Magyarország földgáz termelése... 43 1.8.6 LNG előállítása kisméretű és inertes hazai földgázmezőkből... 53 1.8.6.1 LNG célra termelésbe állítható kisméretű és inertes hazai földgázmezők vizsgálatáról.. 53 1.8.6.2 LNG célra termelésbe állítható mezők törvényi hátteréről... 53 1.8.6.3 Inertes és kisméretű mezőkre vonatkozó bányászati jogosultak bemutatása,... 56 1.8.6.4 LNG céljára alkalmas készletek általános felmérése... 58 1.8.6.5 Kis mezők vagy inertes gázkészletek elemzése... 60 1.8.6.6 Közepes vagy inertes gázkészletek hasznosítása... 61 1.8.6.7 Nagy méretű inertes gázkészletek hasznosítása... 64 1.8.6.8 Mezők termelésbe állításának költsége és kockázatai... 65 1.8.6.9 LNG forrásnak alkalmas gázok árának vizsgálata... 67 1.8.6.10 Összefoglaló... 68 1.8.7 Nem konvencionális földgázból előállítható LNG... 70 1.8.7.1 Európai kitekintés... 70 1.8.7.2 Magyarországi nem konvencionális földgáz-kitermelés... 72 1.8.8 Várható LNG költségek a Magyarországi cseppfolyósítást alapul véve... 73 1.8.9 Alternatív forrásból előállított LNG... 77 1.8.9.1 Power-to-Gas, mint lehetséges LNG forrás... 77 1.8.9.2 LNG előállítása szintézisgázból a hazai szénvagyon felhasználásával... 81 1.8.10 Javaslatok és következtetések a hazai LNG előállításához... 99 Rövidítések és fogalmak magyarázata....101 ÁBRA JEGYZÉK....105 TÁBLÁZAT JEGYZÉK....107 MELLÉKLET.. 108

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 6 1.8.1. A tanulmányban használt adatok A tanulmányban törekedtünk a hazai földgázpiac és az ahhoz kapcsolódó potenciális LNG piac lehetőségeinek a felmérésére. Tanulmányunk a 2016. február 15-ig elérhető információk és adatok alapján készült, az ezt követően publikált adatokat csakis indokolt esetben használtuk fel. A fejezetben bemutatott adatokat, ahol lehetőségünk volt és ahol a többi munkacsoport munkáját is segíthetjük, az európai gáziparban is használatos EUR/MWh értékben adtuk meg. Ettől függetlenül az egyéb adatok átváltására az alábbi konverziós faktorok használatát javasoljuk. 1 USD = 286,36 Ft 1 EUR= 315 Ft 1 mmbtu LNG = 3,41 MWh 1 USD/mmBtu = 3,1 EUR/MWh 1 milliárd m 3 LNG = 0,44 millió tonna LNG 1 tonna LNG 14,45 MWh földgáz

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 7 1.8.2. Szakirodalom áttekintése és kivonata Az 1.8-os fejezet elvégzéséhez a Századvég Gazdaságkutató számos tanulmányt használt fel, melyeket a forrás jegyzékben ismertettünk. Tekintve azonban a téma magyarországi fókuszát, felhasználásra kerültek a Századvég Gazdaságkutató saját készítésű előrejelzései és iparági tapasztalatai is egyben. Emellett pedig támaszkodtunk közvetlen iparági tapasztalatokra és információkra, amelyeket az érintett iparágakban vezető szerepet betöltő társaságokkal és személyekkel folytatottunk interjúk keretében. A releváns szakmai irodalom áttekintése az 1.6.1-es fejezetben részletezett módon történt, míg az interjúkat az alábbi módszertan alapján végeztük. Kutatási terület és téma azonosítása Lehetséges interjú alanyok felkérése Kérdések kidolgozása, interjú folyamatának meghatározása Interjú átiratok, jegyzetek digitalizálása elemzése és Interjúk készítése Kérdések tesztelése egy hozzáértő, ámde nem érintett csoporton 3. Ábra: az adatgyűjtéshez használt interjúk folyamata A hazai földgáz infrastruktúra ismertetésében, iparági tapasztalatainkon kívül a fejezet elkészítésében nagy segítségünkre volt a hazai iparági szakértők által szerkesztett A magyar földgázszektor működése és szabályozása I. című kiadvány ([871] A magyar földgázszektor működése és szabályozása, Csanádi, Z. et al.). A kiadvány részletes és aktuális képet alkot a hazai földgázrendszer jellegzetességeiről, a hazai rendszer integráltságáról a regionális szállítóvezeték-hálózatba (5. ), a hazai kitermelés historikus alakulásáról, valamint a piaci és szabályozási kérdésekről is egyben. Az említett szakirodalom 2014-es kiadású, így az olyan információkat és piaci eseményeket, amelyek az azóta eltelt időben történtek az iparági szereplők éves beszámolóiból ([872] Az FGSZ Zrt. éves jelentése 2014, Földgázszállító Zrt.), és honlapjaikról szereztük be ([873] Hírek, Földgázszállító Zrt; [874] Földgáz, MEKH). Ezen kívül, a hazai földgázrendszer áttekintésében iránymutatást adott a REKK tanulmánya, amelyből elsősorban a hosszú távú, a hazai földgázellátást érintő strukturális változásokra következtettünk ([875] Földgáz nagykereskedelmi modell alternatívák 2015 után

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 8 Magyarországon, REKK). Ugyanígy felhasználtuk még a Magyar Energetikai és Közműszabályozási Hivatal 2014-es Országgyűlési beszámolóját, melyben elsősorban a közelmúltban releváns piaci szerkezetről kaphatunk információkat ([876] MEKH Országgyülési beszámoló, MEKH) (4. Ábra). 4. Ábra: Földgázkereskedők piaci részesedésének változása a beszerzett források mennyisége alapján (2010-2014) Habár a hazai kitermelhető földgázvagyon adatai nyilvánosak a Magyar Bánya és Földtani Hivatal honlapján, azonban a kitermelés mértéke a különböző mezőkről már a kitermelést végző vállalatok döntésein alapul. Ahhoz, hogy pontos képet alkothassunk a jövőben várható magyarországi földgázkitermelésről, interjúkat és megbeszéléseket folytattunk az iparági szereplőkkel. A hazai földgázfogyasztás előrejelzéséhez elsősorban iparági tapasztalatunkra és modelljeinkre hagyatkoztunk.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 9 5. Ábra: Magyarország földgáz szállítási infrastruktúrája Az LNG nem konvencionális hazai forrásból való előállításának keretrendszerének kialakításában Stevens kiadványaira hagyatkoztunk ([877] The Shale Gas Revolution, Stevens, P.; [878] Shale Gas in the United Kingdom, Stevens, P.), amelyek segítségével képet alkothatunk az európai és így a magyar palagáz és nem konvencionális földgázmezők kitermelési lehetőségeiről (6. ). Mivel azonban jelenleg Magyarországon nem állnak termelésben ilyen mezők, ezért a kitermelési lehetőségekről és annak LNG-hez való felhasználásának lehetőségét ismét iparági szakértőkkel folyatott interjúk alapján vizsgáltuk. 6. Ábra: Potenciális palagáz források Kelet-Európában ([879] Mako Through Shale Basin i Hungary and Romania, PacWest)

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 10 Fenntartható előállítási mód lehet Magyarországon a Power-To-Gas (PtG) üzemben (7. ) előállított szintetikus földgáz cseppfolyósítása is. A PtG erőművekben a völgyidőszakban jelentkező alacsony, vagy akár negatív villamos energia árakat kihasználva, tromos áram segítségével vizet bontanak alkotóelemeire. Elméletileg az így keletkezett hidrogén így is betáplálható egy szerény mértékig a földgázhálózatba, amennyiben a törvényi és szabványügyi keretek erre lehetőséget adnak, de további szén-dioxid hozzáadásával metán is termelhető. A technológiával számos szakmai cikk foglalkozik. Breyer és munkatársai szerint, egy PtG erőmű már gazdaságosan is üzemeltethető, mint a villamos energia tárolás egyik alternatívája ([880] Powert-to-Gas as an Emerging profitable business through creating an integarted value chain, Breyer, C. et al.). Reiter és Lindorfer a technológiát vizsgálta a globális szén-dioxid kibocsátás csökkentésének eszközeként ([881] Global warming potential of hydrogen and methane production from renewable electricity via power-to-gas technology, Reiter, G. és Lindorfer, J). Végül, de nem utolsósorban Götz és munkatársai a technológia teljes átvilágítását és működésének gazdaságosságát elemezték ([882] Renewable Power-to-gas: a technological and economic review, Götz, M. et al.), így a tanulmány szempontjából is számos releváns információval szolgáltak. 7. Ábra: Power-to-Gas erőmű Falkenhagenben (DE) A hazai földgázforrásból termelt LNG esetében érdemes megemlíteni a szénkészletek és biomassza elgázosításával nyerhető szintetikus metángázt, ami cseppfolyósítva LNG-vé alakítható. Hazánk lignitvagyona jelentős (8. ). Elméletileg akár hosszú távon is megoldást jelenthet az elgázosításhoz, valamint a Mátrai Erőmű bányáiban már aktív kitermelésben álló így azonnal hozzáférhető lignitmező.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 11 8. Ábra: Magyarországi szénkészletek ([883] Coalbed Gas in Hungary, a preliminary report, Landis, E.R. et al.) A szénkészletek elgázosítása és abból földgáz vagy egyéb folyékony ek termelése már több évtizedes múltra visszatekintő technológia. A hazai alkalmazhatósági lehetőségeit a technológia átvilágításával Sudiro és Bertucco alapján vizsgáltuk ([884] Synthetic Natural Gas (SNG) from coal and biomass: a survey of existing process technologies, open issues and perspectives, Sudiro, M és Bertucco, A.).

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 12 1.8.3. Magyarországi földgázpiac 1.8.3.1 Földgáz infrastruktúra bemutatása 1.8.3.1.1 A földgázszállító rendszer Magyarországon két társaság végezhet földgázszállítási tevékenységet. Egyikük a Földgázszállító Zrt., a MOL csoport tagja, ami a szállítóvezeték-hálózat szinte kizárólagos tulajdonosa. A földgázszállítási piac egy viszonylag új szereplője a Magyar Gáz Tranzit Zrt., ami a magyar-szlovák földgáz rendszerösszekötő vezeték beruházás megvalósítását és üzemeltetését végzi. A Magyar Gáz Tranzit Zrt. kizárólagos tulajdonosa a Magyar Állam, míg a MOL Nyrt. tőzsdére bejegyzett részvénytársaság, legnagyobb tulajdonosa a Magyar Állam, közel 25 százalékos tulajdoni aránnyal. A hazai földgázszállító-rendszer (9. ) hossza mintegy 5 800 km. Összeköti a határkeresztező pontokat, a hazai földgáztermelő helyeket, a földalatti gáztárolókat a településekkel és az ipari fogyasztókkal. A szállítóvezeték hálózat DN 200 DN 1400 (mm) méretű, PN 40 PN 75 (bar) tervezési nyomású acél csővezetékeket jelent. A távvezeték-hálózatban üzemel 6 kompresszor állomás, ahol gázturbinákkal hajtott turbó gázkompresszorok működnek a hálózati nyomás fenntartására. A szállítóvezeték-rendszeren 18 belföldi és 6 nemzetközi betáplálási pont van, ezeken a pontokon 27 mérőrendszer üzemel. A rendszer 400 kiadási ponton, ún. gázátadó állomásokon adja át a gázt az elosztóknak vagy közvetlenül az ipari fogyasztóknak. A gázátadó állomások 5 ezer 600 ezer normál m 3 /óra kapacitásúak. Ugyancsak a gázátadó állomásokon vannak telemechanikai központok is, ahol az átadóállomás minden jellemző adatát gyűjtik, feldolgozzák és továbbítják a területi irányító központokba. A földgáz szállító rendszeren a következő mérések folynak: gázmennyiség mérés, térfogatmérés, átszámítás gnm 3 -re, energiatartalom mérés a gáztérfogat és alsó hőérték meghatározással, nyomásmérés, hőmérsékletmérés, a földgáz minőségi szabványnak való megfelelőség mérése, üzembiztonsági mérések: aktív korrózió védelem, fordulatszám, szerelvények nyitottzárt állapota stb.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 13 9. Ábra: Az FGSZ Zrt. és az MGT Zrt. nagynyomású földgázszállító vezetékei ([885] A magyar földgázrendszer 2014. évi statisztikai adatai, MEKH) A földgázszállító működteti az országos rendszerirányító központot, és felügyelete alatt áll a napi kapacitás- és földgáz-kereskedelmi piac, így az FGSZ tekinthető a rendszerirányítónak is. A szállítói engedélyes évente elkészíti a szállítórendszer 10 éves fejlesztési tervének aktualizálását. A tervkészítés alapja az elosztói engedélyesek által gyűjtött 10 éves gázigény bejelentés. A 10 éves felkészülési terv a következő célokat szolgálja: a belföldi hidraulikai anomáliák csökkentése, a diverzifikált import források biztonságos beszállítása, felkészülés az új tranzit vezetékek magyarországi szakaszához csatlakozásra, a meglévő határkeresztező szállítóvezetékek kétirányú szállításra alkalmassá tétele, új gáztüzelésű erőmű tüzelőanyag ellátása. 1.8.3.1.2 A magyarországi földgáztároló infrastruktúra Magyarországon hat földalatti földgáztároló üzemel. A tárolókat leművelt földgáz mezőkből alakították ki. Mindegyik tárolóhoz tartozik nyersgáz előkészítő üzem és kompresszor állomás. A magyar gázrendszer sajátossága, hogy a kereskedelmi tárolás mellett biztonsági földgázkészletezés is történik. A biztonsági földgáztároló mobil kapacitása 1,2 milliárd m 3. A

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 14 tároló úgy lett kialakítva, hogy kitárolási kapacitás legalább 45 napon át elérje a napi 20 millió m 3 -t. A biztonsági tároló teljes kapacitása 1 900 millió köbméter, ebből 1 200 a már korábban említett biztonsági tároló, 700 millió köbméter pedig ebben az esetben is kereskedelmi használatra allokált készlet. A magyarországi földgáztárolók együttes tárolókapacitása 6,3 Mrd. köbméter, amely meghaladja a hazai éves gázigény kétharmadát (1. Táblázat). Ez az érték európai összevetésben rendkívül magasnak tekinthető, hiszen az Európai Unió 28 országát tekintve a tárolókapacitás az éves gázfogyasztás mindössze 23 %-át teszi ki. 1. Táblázat: A magyarországi földgáztároló infrastruktúra ([886] Storage Map, Gas Storage Europe) Tároló Tárolókapacitás (millió m 3 ) Kitárolási kapacitás max. (millió m 3 /nap) Betárolási kapacitás max. (millió m 3 /nap) Kereskedelmi 4430 53,6 32 tárolók Biztonsági tároló 1900 25 12,7 Összesen 6330 78,6 44,7 Fontos tényező, hogy a magyar földgáz-rendszer 14-16 milliárd m 3 -es éves felhasználásra és tranzitra van méretezve. Jelenleg az éves felhasználás, természetesen magában foglalva az importot is, 8-9 milliárd m 3 körül mozog, tehát a rendszer kapacitásai és lehetőségei messze nincsenek kihasználva. Ebből fakadóan egy földgázalapú integrált közlekedésfejlesztési stratégia pozitívan járulhatna hozzá a kapacitások gazdaságosabb és ésszerű kihasználásához. 1.8.3.1.3 A gázelosztó rendszer A nagy gázelosztó társaságok külföldi tulajdonban vannak. Tulajdonosaik az Engie (korábbi nevén GDF-Suez), E.ON és az ENI. Budapesten és az agglomerációs körzetben azonban az immáron állami tulajdonú Főgáz az elosztóhálózat egyedüli tulajdonosa. Magyarországon 2 696 településen van földgázszolgáltatás. A településeken összesen 61 ezer km elosztó hálózat működik. Főbb elemei: Gázfogadó állomás: a szállítóvezeték rendszerhez csatlakozik, egy vagy több település (nagyobb települések esetén településrész) ellátását végzi. Nyomásszabályozási, mérési, adatgyűjtési és adatrögzítési feladatai a jellemzők. Gázelosztó vezeték: Nagyrészt településeken belül üzemel az elosztóhálózat. A hálózatban DN 63 DN 800 (mm) méretű vezetékek vannak, ezek anyaga főleg polietilén (PE) és acél. Az elosztóhálózat kiadási pontjain a fogyasztónál gázmérők üzemelnek, kivéve a kisfogyasztású, távfűtéses lakásokat. Az elosztóvezetékek nyomásfokozatai: o kisnyomású: 0-0,1 bar o középnyomású: 0,1-4 bar o nagyközép-nyomású: 4-25 bar

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 15 o nagynyomású: 25 bar felett. Körzeti nyomásszabályozó állomás: településrész gázellátásához biztosítja a megfelelő gáznyomást. A kisnyomású elosztóhálózatot tápláló körzeti nyomásszabályozók szolgáltatási biztonsága kiemelt. Diszpécser központ: az elosztó hálózat távfelügyeletét diszpécser központ irányítja, folyamatos munkarendben. A diszpécser központ fogadja a távmérők adatait és a fogadó állomások telemechanikai jeleit. A gázfogadókban a távfelügyelet kiépítése többéves program, a nagyobb települések gázfogadó állomásain építik ki először. 1.8.3.2 Földgázpiac bemutatása Az alábbiakban részletesen bemutatjuk a hazai földgázszektor tevékenységek szerinti felépítését, illetve a feladatokat ellátó társaságok tulajdonosi szerkezetét. 1.8.3.2.1 Földgázkitermelés Földgáztermelő az a gazdálkodó szervezet, amely Magyarország területén földgázbányászati tevékenységet végez. A legnagyobb hazai földgáztermelő a MOL Nyrt., a többi termelő jellemzően kisebb, magántulajdonú társaság. 2. Táblázat: Magyarországi földgáztermelők Cégnév MOL Nyrt. Közkéz-hányad 44,15% Tulajdonosi struktúra (Földgázkitermelés) 1. 2. 3. Egyéb Magyar Állam 24,74% Magyar Horizont Energia Kft. HHE America Inc. 100% Tét-3 Kft. CAMINUS 2010 NAT-Gas s.r.o. s.r.o. SK-92901 SK-92901 Dunajská Streda Dunajská Streda Petrohungária Kft. Petróné Juhász Katalin Petró Péter József RAG Kft. RAG-M-B Management und Beteiligungs GmbH AT-1015 Bécs Folyópart Energia Kft. JKX Hungary B.V. NL-1118 BH Schiphol O&GD Central Kft. Sand Hill Petroleum B.V. NL-1077 Amsterdam TXM Kft. Mako Energy Corporation US-19801 Delaware TDE Services Kft. Dávoti György Szabó Mónika CEZ 7,35% 76,24% (ebből 4 tulajdonos 5% felett részesül) A kitermelési arányokat vizsgálva megállapítható, hogy a MOL valóban a meghatározó földgázkitermelő az országban. A kitermelőkre lebontott részletes és aktuális kitermelési adatok nem állnak rendelkezésre, ugyanakkor a historikus adatokat tanulmányozva is kibontakoznak a legfontosabb trendek. A 2010 előtt tapasztalt magasabb hazai kitermelési környezetben a MOL egyeduralma gyakorlatilag megkérdőjelezhetetlen volt, majd a 2008 után termelésbe vont mezőkkel nőtt meg a legnagyobb arányban a független kitermelők

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 16 részesedési aránya ([848] Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont, A Nemzeti Energiastratégia 2030 gazdasági hatáselemzése). Ennek hatására 2009-ben már 12 %-át adták a független termelők a hazai termelésnek, ami 9 %-os növekedés 2007-hez képest. Habár friss adatok nem állnak rendelkezésre az utóbbi évekre vonatkozóan, azonban a 2014-es termelési tény adatból a MOL által közzétett 2014-es napi termelést kivonva ([847] MOL Csoport, MOL Magyarország kutatás-termelés tevékenységének a bemutatása) megbecsülhető, hogy a kitermelési mennyiségi viszonyok nem változtak jelentősen az utóbbi években. Továbbra is a MOL a meghatározó kitermelő, a független termelők mindössze 8-10 %-os részesedést értek le a teljes kitermelésben. Iparági információk alapján, a 8-10 %-os független részesedés mindössze egy társasághoz, a Magyar Horizont Energia Kft-hez köthető. 3. Táblázat: Hazai földgázkitermelés megoszlása a MOL és független kitermelők között (millió m 3 ) 2007 2008 2009 2014 MOL kitermelés 2488 2620 2751 1589 Független 83 188 339 134 termelés MOL termelés aránya 97% 93% 88% 92% 1.8.3.2.2 Földgázszállítás A földgáznak szállítóvezetéken történő továbbítása, beleértve a szállítási rendszerüzemeltetői tevékenységet is, amelyet az FGSZ Zrt. lát el. A Magyar Gáz Tranzit Zrt. a magyar-szlovák földgáz rendszerösszekötő vezeték beruházás megvalósítását és üzemeltetését végzi. 4. Táblázat: Földgázszállítási engedélyesek Cégnév FGSZ Földgázszállító Zrt. Magyar Gáz Tranzit Zrt. Tulajdonosi struktúra (Földgázszállítás) 1. 2. 3. Egyéb MOL Nyrt. 100% - - - Magyar Állam 100% - - - 1.8.3.2.3 Földgázelosztás A földgáznak elosztóvezetéken történő továbbítása a felhasználóhoz. Öt nagy regionális földgázelosztó társaság működik Magyarországon. Cégnév E.ON Dél-dunántúli Gázhálózati Zrt. 5. Táblázat: Földgázelosztói engedélyesek Tulajdonosi struktúra (Földgázelosztás) 1. 2. 3. Egyéb E.ON Hungária Zrt. 99,96% - - 0,04% E.ON Közép- E.ON Hungária Zrt. - - 0,09%

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 17 dunántúli Gázhálózati Zrt. ÉGÁZ-DÉGÁZ Földgázelosztó Zrt. FŐGÁZ Földgázelosztási Kft. 99,91% GDF Suez Csoport 100% - - - FŐGÁZ Zrt. 100% - - - TIGÁZ-DSO Kft. TIGÁZ Zrt. 100% - - - 1.8.3.2.4 Földgáztárolás A földgáz engedély alapján végzett kereskedelmi vagy biztonsági célú tárolása. 6. Táblázat: Földgáztárolási tevékenységet űzők Cégnév MFGT Magyar Földgáztároló Zrt. MMBF Földgáztároló Zrt. Tulajdonosi struktúra (Földgáztárolás) 1. 2. 3. Egyéb MVM Zrt. 100% - - - MFB Zrt. 51% MSZKSZ 49% - - 1.8.3.2.5 Földgáz-nagykereskedelem A Magyar Földgázkereskedő Zrt. a legnagyobb hazai földgáz-kereskedelmi engedélyes, a földgáz egyetemes szolgáltatók elsődleges nagykereskedője rendelkezik a hosszú távú orosz földgázimport-szerződéssel. 7. Táblázat: Földgáz-nagykereskedő Cégnév MFGK Magyar Földgázkereskedő Zrt. Tulajdonosi struktúra (Földgáz-nagykereskedelem) 1. 2. 3. Egyéb MVM Zrt. 100% - - - 1.8.3.2.6 Közvetítői tevékenység Ilyen tevékenységet a Panrusgáz Gázkereskedelmi Zrt. lát el, amelynek fő tevékenysége az orosz Gazpromtól származó földgáz értékesítése Magyarországon. 8. Táblázat: Közvetítői tevékenységet ellátók Cégnév Panrusgáz Gázkereskedelmi Zrt. Tulajdonosi struktúra (Közvetítői tevékenység) 1. 2. 3. Egyéb MVM Zrt. 50% LLC Gazprom Export Centrex Hungária Zrt. -

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 18 1.8.3.2.7 Szervezett földgázpiac (gáztőzsde) A szervezett földgázpiaci engedélyes által működtetett, a regionális földgázforgalmat elősegítő kereskedési rendszer, amelyben az energiakereskedelem és az ahhoz kapcsolódó ügyletek megkötése és lebonyolítása szabványosított formában történik. 9. Táblázat: Szervezett földgázpiac Cégnév CEEGEX Középkelet-európai Szervezett Földgázpiac Zrt. Tulajdonosi struktúra (Szervezett földgázpiac) 1. 2. 3. Egyéb HUPX Zrt. 100% - - - 1.8.3.2.8 Szabadpiaci kereskedelem A fogalom értelmezése szerint: a földgáz üzletszerű, az egyetemes szolgáltatás keretén kívüli, ellenérték fejében, nem saját felhasználási célra történő vásárlása és értékesítése. A MEKH több mint 50 földgázkereskedői engedéllyel rendelkező társaságot tart nyilván, amelyek közül a nagyobbak az egyes külföldi hátterű energetikai társaságcsoportokhoz tartoznak (E.ON, RWE, ENI, Magyar Tom), vagy nagyerőművek, nagyvállalatok (pl. BorsodChem) leányvállalataiként működnek. Fentiek mellett az egyik legjelentősebb és állami tulajdonú szereplő az MVM Csoporthoz tartozó MVM Partner Energiakereskedelmi Zrt., amely 2011. július 1. óta folytat gázkereskedelmet. Fontos még megemlíteni a magyar többségi tulajdonban lévő MET Magyarország Zrt.-t is. 1.8.3.2.9 Egyetemes szolgáltatás Speciális, szabályozott kereskedelmi forma. Az arra jogosult felhasználók földgázellátására vonatkozó, a földgázellátásról szóló 2008. évi XL. törvényben és külön jogszabályban meghatározott szolgáltatások értékesítése. Az engedélyesek regionális alapon lefedik az ország területét, ez jelenleg teljesen átalakulóban van. Az ENKSZ Zrt.-hez tartozó FŐGÁZ Zrt. megkapta a MEKH-től az ország teljes területére szóló kiterjesztett egyetemes szolgáltatói engedélyt. A MEKH határozatai alapján a FŐGÁZ 2016. január 1-től átveszi az E.ON Energiaszolgáltató Kft., 2016. július 1-től a GDF Suez Energia Magyarország Zrt. egyetemes szolgáltatásban ellátott ügyfeleit, valamint a MEKH jelenleg már vizsgálja a Tigáz Zrt. kérelmét az egyetemes szolgáltatói működési engedélye visszavonására. A Tigáz ügyfeleit is a FŐGÁZ

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 19 fogja átvenni, ennek időpontja azonban a tanulmány zárásának időpontjában még nem ismert. A 10. táblázat a még aktuális négy nagy egyetemes szolgáltató adatait tartalmazza. Cégnév E.ON Energiaszolgáltató Kft. 10. Táblázat: Földgáz egyetemes szolgáltatók Tulajdonosi struktúra (Földgáz egyetemes szolgáltatás) 1. 2. 3. Egyéb E.ON Hungária Zrt. 100% - - - FŐGÁZ Zrt. MFB Zrt. 100% - - - GDF Suez Energia Magyarország Zrt. GDF International SAS 99,9% - - 0,1% Tigáz Zrt. ENI S.p.A. 97,876% - - 2,124% 1.8.3.3 Fogyasztási és termelési előrejelzés 2030-ig 1.8.3.3.1 Fogyasztási előrejelzés A belföldi földgázfelhasználás 2013-ban alig haladta meg a 9,2 Mrd. köbmétert, ami 35 százalékkal alacsonyabb a 2005-ös, 14 Mrd. köbméter feletti csúcsértéknél. 2014-ben abszolút negatív csúcsot ért el a földgázfelhasználás, 8,3 Mrd. köbméter fogyasztással. 2014-hez képest 2015-ben a felhasználás valamelyest növekedett 8,9 Mrd. köbméteres fogyasztással. Előrejelzésünk alapján közép- és hosszútávon valamennyi vizsgált forgatókönyv esetén tovább fog csökkenni a magyarországi földgázfelhasználás, ugyanakkor a visszaesés mértéke 2020-ig mindössze 6 11 százalék, 2030-ig 20 25 százalék lehet. Várakozásunk szerint 2030-ban közelítőleg 7 7,3 Mrd. köbméter lehet a belföldi földgázfogyasztás, ami átlagosan évi 1,3 1,6 százalékos csökkenést jelent. 9 500 9 000 8 500 millió m 3 8 000 7 500 7 000 6 500 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 Legmagasabb Legvalószínűbb Legalacsonyabb

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 20 10. Ábra: A belföldi földgázfelhasználás lehetséges alakulása 2013-2030 A gazdaság szektorai közül jelentős gázfogyasztás-bővülés az ipar esetében jelezhető előre. Várakozásunk szerint az ipar továbbra is a gazdaság egyik húzóereje marad. A szektor szereplőinek véleménye szerint az ipari hőtermelésben a földgáz kiváltásának lehetősége a jövőben is korlátozott marad. millió m 3 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 9223 8957 209 224 8197 1275 1185 211 7438 7174 975 196 777 208 718 3095 2891 2461 2058 1913 2266 2147 1816 1492 1275 2378 2510 2734 2915 3060 2013 2015 2020 2025 2030 Ipar Erőművek és távfűtés Lakosság Tercier szektor Szállítás-elosztás-tárolás 1. Ábra: A belföldi földgázfelhasználás előrejelzése szektorális bontásban a közlekedési szektort kivéve, a legvalószínűbb fogyasztási forgatókönyv alapján A lakossági és tercier szektorban a fölgázfogyasztás radikális visszaesését prognosztizáljuk, elsősorban a kiterjedt épület-energiahatékonysági programok eredményeként. Az erőművek és távhőtermelés esetében a gázigény drasztikus visszaesését várjuk, döntően a hőigény csökkenése és a megújulóenergia-hasznosítás bővülése hatására. Az ipari földgázfogyasztás 2005 és 2012 között a válság mélypontját követő korrekciójától eltekintve egészen 2013-ig csökkenő pályán mozgott, dacára a jelentős termelésbővülésnek. Várakozásunk szerint e tekintetben 2014-ben trendforduló következett be, közép- illetve hosszútávon pedig az ipari gázigény monoton növekedése lesz megfigyelhető. Előrejelzésünk szerint az optimista forgatókönyv megvalósulásakor a földgázfogyasztás 2030-ban 29, pesszimista szcenárió esetén 18 százalékkal haladhatja meg a 2013-as szintet. Ugyanakkor 2020-ig a gázigény növekedésének 40 50 százaléka nem az energiafelhasználás növekedéséből, hanem az anyagában történő gázfelhasználás (műtrágyagyártás) bővüléséből ered.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 21 millió m 3 3200 2800 2400 2000 1600 1200 800 400 0 2378 2510 485 521 76 57 89 87 97 87 90 100 95 98 145 159 179 186 197 203 204 214 2734 630 101 75 112 115 58 169 193 220 3061 2915 693 661 150 115 79 74 127 120 124 134 82 87 181 190 186 173 243 268 287 296 301 325 333 340 457 468 492 519 547 2013 2015 2020 2025 2030 254 254 Mg.+élelmiszer Vegyipar Nem fémes ásványok Gépgyártás Kőolaj-feldolgozás Egyéb ipar Papír és nyomda Nemvas-fémek Járműgyártás Vas- és acél Gumiabroncs-gyártás Műtrágyagyártás 2. Ábra: Az ipari földgázfelhasználás előrejelzése az optimista forgatókönyv megvalósulása esetén Az ipari földgázfogyasztáson belül nagy súllyal rendelkező alágazatok közül a műtrágyagyártás esetében kiemelkedően nagymértékű gázfogyasztás-bővülés várható, míg a mélypontjáról elmozduló építőanyag-ipar gázfelhasználása is dinamikusan emelkedhet a vizsgált időszakban. A két húzóágazat, a járműipar és a gépipar termelésének gyors növekedése mérsékelt hatást gyakorol az ipari földgázfelhasználásra. Arányait tekintve a gumiabroncs-gyártásban jelezhető előre a legnagyobb mértékű gázigény-növekedés. E tekintetben csökkenést mindössze három ágazatban, a vas- és acéliparban, a kőolaj-feldolgozásban és a papíriparban (utóbbi esetben kizárólag a saját erőmű építéséből fakadóan) prognosztizálunk. Mivel a járműgyártás és a hozzá kapcsolódó gumiabroncs-gyártás, továbbá a gépipar és az építőanyag-ipar erősen konjunktúrafüggő, így egy esetleges újabb gazdasági válság egészen más pályára terelhetné az ipari földgázfogyasztást. A hőmérsékletfüggő lakossági és tercier szektorbeli földgázfogyasztás az árnövekedés, a jövedelemcsökkenés és az energiahatékonysági beruházások eredményeként 2006 után csökkenő pályára állt. Várakozásunk szerint a két szektor földgázfelhasználása a dinamikus gazdasági növekedés és az alacsony lakossági földgázár ellenére tovább esik, 2030-ban 40 százalékkal lehet alacsonyabb, mint 2013-ban.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 22 millió m 3 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 4370 1275 4076 1185 3436 975 2835 777 2630 718 1500 1000 3095 2891 2461 2058 1913 500 0 2013 2015 2020 2025 2030 Lakosság Tercier szektor 3. Ábra: A lakosság és a tercier szektor földgázfelhasználásának előrejelzése E jelentős csökkenést elsősorban az épületek és a fűtési rendszerek energiahatékonyságának növekedésétől várjuk, aminek feltétele, hogy az energiahatékonysági irányelvben előírt kötelezettségek, illetve a Nemzeti Épületenergia Stratégiában megfogalmazott célkitűzések megvalósuljanak. A népesség prognosztizált csökkenése a lakossági gázigényt közvetlenül, a közszolgáltatásokét közvetett módon mérsékli. A fűtési célú földgázfelhasználás esetében lefelé mutató kockázatot jelent, hogy hatékony energetikájú épületek esetében átmeneti időszakban a villamos energiával (klímaberendezés) történő egyre nagyobb mértékben váltja ki a földgázt. E trend jövőbeli alakulását a két energiahordozó árarányának változása determinálja. Az elmúlt 10 évet tekintve az erőművi földgázfelhasználás esetében volt tapasztalható a legnagyobb mértékű csökkenés, amely 2007-es csúcsához képest 2013-ra 2,7 Mrd köbméterrel, mintegy 60 százalékkal esett vissza. Ennek elsődleges oka a villamos energia tőzsdei árának radikális csökkenése volt, de a kapcsolt erőművek támogatásának átalakítása, illetve a csökkenő távhőigény is jelentős szerepet játszott.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 23 2500 2266 2147 2000 521 535 1816 millió m 3 1500 1000 138 832 348 141 150 789 572 1492 208 160 341 1275 135 180 296 500 414 360 387 423 423 0 360 322 360 360 2013 2015 2020 2025 2030 240 Mentrendtartó Ipari Fűtőerőmű Egyéb erőmű Távfűtő kazán 44. Ábra: Az erőművek és a távfűtő kazánok földgázfelhasználásának előrejelzése, az alacsonyabb gázfogyasztási forgatókönyv megvalósulása esetén Előrejelzésünk szerint az erőművek és távhőtermelő kazánok földgázfelhasználásának csökkenése közép- és hosszútávon is folytatódni fog. Ugyanakkor a változás mozgatója szinte kizárólagosan a távhőtermelés földgázigényének drasztikus csökkenése lesz. A távhőtermelésben az épület-energiahatékonysági beruházások, valamint a megújulóenergia- és hulladékalapú távhőtermelés előretörése szorítja le a gázfelhasználást. Az ipari erőművek gázfogyasztása a hőigény növekedése miatt emelkedhet, míg a menetrendtartó erőművek termelése a Paksi Atomerőmű új blokkjainak üzembe lépéséig a földgázár/áramár hányados függvényében tág tartományban mozoghat. 1.8.3.3.2 Földgáz kitermelés előrejelzése A földgázkitermelés jövőbeli alakulására számos tényező gyakorol hatást. Egyik meghatározó tényező az európai tőzsdei gázár. A prognózisok szerint a jelenlegi alacsony gázár a szűkülő kereslet, a növekvő LNG kínálat, az egységesülő európai gázpiac, illetve egyéb világpiaci körülmények (ázsiai LNG-árak radikális visszaesése, olajár-esés, szén árának jelentős csökkenése) következtében hosszabb távon is fennmaradhat, ami nem ösztönző a magasabb költségű földgázkitermelés szempontjából. Emellett a kitermelés jövőbeli alakulása szempontjából kulcsfontosságú a szabályozói környezet változása. A nem konvencionális földgázkitermelés esetében megtörtént a bányajáradék csökkentése, de a kitermelés felfutásához kedvezőbb jogszabályi környezet (környezetvédelmi engedélyeztetés, kutatható területek bővítése) kialakítására is szükség volna.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 24 A hazai földgázkitermelés szempontjából két jelentős kockázatot mindenképpen szükséges kiemelni. Az egyik kockázatot a földgázszabvány szigorítása képviseli, amely szigorúbb minőségi követelményeket ír elő a hálózatba táplált földgáz minőségével szemben. Magyarországi termelők hároméves moratóriumot követően kell megfeleljenek az új EN ISO 16726 szabvány követelmeinek. A hazai kitermelésű földgáz egy részének minősége ugyanakkor már a korábbi, megengedőbb szabványnak sem felelt meg, a kritériumokat importgáz keverőkörben való hozzáadásával sikerült teljesíteni. A szabvány szigorodásával bizonytalanná válik a nem megfelelő minőségű földgázt adó kutak jövője. Ezen kutak kiesése több százmillió köbméterrel csökkenti a hazai földgázkitermelést. Hosszabb távon szintén kockázatot jelenthet a hazai földgázkitermelést illetően az európai földgázszállítási irányok átalakulása (kelet nyugat helyett nyugat, északnyugat keleti irányú áramlás), az Ukrajnán keresztül történő földgázszállítás megszűnése/minimálisra mérséklődése. Ahogyan az előző pontban is említettük, a hazai kitermelésű földgáz egy része csak importgázzal való keverés révén éri el a hálózatba való tápláláshoz szükséges minőséget, a hazai gázkitermelés viszont döntő részben éppen a keleti határ közelében (Hajdúszoboszló, Algyő) zajlik, aminek megfelelően a keverőköri keverést is e kutak közelében végzik. Így amennyiben nem érkezne földgáz keleti irányból Magyarországra, úgy a keverőkörig a nyugati irányból érkező importgáznak az egész országon keresztül kéne áramlania, ami jelentős költségemelkedést jelentene. Ebből kifolyólag bizonytalanná válna a nem megfelelő minőségű földgázt adó kutak jövője. Iparági előrejelzés szerint a magyarországi földgázkitermelés csökkenő trendje a mezők kimerülése miatt fennmarad, 2030-ra optimista várakozások esetén is 900 millió köbméterre eshet vissza a felszínre hozott földgázmennyiség, míg pesszimista szcenárió megvalósulásakor 2030-ban már a 200 millió köbmétert sem fogja elérni. A hazai földgázkitermelésre vonatkozó előrejelzést hagyományos/nem hagyományos földgázkitermelés megoszlásban a 11. Táblázat mutatja. A két forgatókönyv közötti különbséget a szabályozási környezet és a gázpiaci fundamentumok alakulása jelenti. Támogató és ösztönző szabályozás esetén a konvencionális kitermelés visszaesése tompítható, illetve felfuthat a nem konvencionális kitermelés is, ami további hazai forráslehetőségeket biztosítana a földgázalapú közlekedés elterjedéséhez szükséges földgázmennyiség hazai kitermeléséhez. Hazai földgázkitermelés 11. Táblázat: A hagyományos és nem hagyományos földgázkitermelés várható alakulása Hagyományos (millió m 3 ) Optimista forgatókönyv Nem hagyományos (millió m 3 ) Összesen (millió m 3 ) Hagyományos (millió m 3 ) Pesszimista forgatókönyv Nem hagyományos (millió m 3 ) Összesen (millió m 3 ) 2016 1639 5 1643 1322 2 1324 2017 1569 5 1574 1103 2 1104 2018 1444 115 1559 919 2 921

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 25 2019 1254 115 1369 737 2 739 2020 1073 115 1188 605 2 607 2025 486 574 1060 268 2 270 2030 355 573 928 181 0 181 Forrás: Iparági becslés 1.8.3.3.3 A földgázkereskedelmi mérleg előrejelzése A földgázmérleg előrejelzése során fogyasztási oldalon a legnagyobb valószínűséggel bekövetkező forgatókönyv, kitermelés esetében a pesszimista szcenárió eredményét vettük számításba. Kitermelés esetében abból a megfontolásból kalkuláltunk a pesszimista forgatókönyvvel, hogy a hazai gázkitermelés jövőjét számos kockázat övezi (szabvány, gázszállítási útvonalak változásából fakadóan az importgáz keverőkörbe történő szállítása), illetve piaci fundamentumok az európai gázár tartósan alacsony szintjét vetítik előre. Előrejelzésünk szerint a hazai földgázimport-szaldó a tárolói készletfelhasználás éves alakulását semlegesnek (nullának) feltételezve 2015 2020 folyamán az évi 7400 7700 millió köbméteres tartományban ingadozhat. Majd 2030-ig a kitermelés drasztikus csökkenése ellenére 7 milliárd köbméter közelébe eshet vissza, ami elsősorban a lakossági és tercier szektor, valamint a távhőtermelés visszaeső gázigényének a következménye. A hazai földgázkitermelés részaránya 2015 2030 között várhatóan folyamatosan csökkenni fog. 2025 2030-ra a hazai kitermelés részaránya várhatóan a magyarországi igények ellátásában elhanyagolható mértékűre, 2 4 százalékra esik vissza. millió m 3 7800 7700 7600 7500 7400 7300 7200 7100 7000 6900 6800 7397 7450 7605 7677 7674 7635 7222 7057 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 6700 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 0% Földgáz importszaldó (bal tengely) Hazai termelés részaránya (jobb tengely) 5. Ábra: A földgázkereskedelmi mérleg várható alakulása

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 26 1.8.4. LNG előállításának lehetősége import földgázból 1.8.4.1 Határkeresztező vezeték infrastruktúra Magyarország jelenleg Ukrajna, Ausztria és Szlovákia felől képes földgázt importálni. Hazánk megtette az egységes régiós gázpiac kialakításához szükséges lépéseket, hiszen Szlovénia kivételével valamennyi országgal rendelkezik vezetékes kapcsolattal, illetve az osztrák magyar interkonnektort leszámítva valamennyi szomszédos országba érkezhet gáz Magyarországon keresztül. Horvátország és Románia ugyanakkor egyelőre nem biztosította a kétirányú szállítás lehetőségét a hazánkkal összekötött vezetékein. A magyar földgázszállító határkeresztező kapacitások legfőbb paramétereit a 12. Táblázatban ismertetjük. 12. Táblázat: A magyar földgázszállító határkeresztező kapacitások ([887] Éves jelentés 2014, Mol Nyrt., [888] gas Trade Flow sin Europe, International Energy Agency) Vezeték Irány Napi szállítókapacitás millió m 3 /nap Éves szállítókapacitás Mrd m 3 /év Kihasználtsága (2014) ukrán magyar UA HU HU UA 71,3 16,8 26 6,1 25% 9% osztrák magyar AT HU 14,4 5,2 79% szlovák magyar SK HU 12 4,8 HU SK magyar román HU RO 4,8 1,7 4% (RO HU) 0,2 0,1 magyar szerb HU RS 13,2 4,8 33% magyar horvát HU HR 19,2 7 1% Jelenleg a földgáz európai és világpiacát túlkínálat jellemzi. A túlkínálat egyik oka az alacsony kereslet. A német megújulóenergia-termelés felfutásának köszönhetően a nagykereskedelmi villamosenergia-árak jelentősen visszaestek, ami rontotta a gázüzemű erőművek profitabilitását, ezáltal ebből a szektorból visszaesett a kereslet. Másrészt a válság alatt visszaesett az ipari termelés, ami szintén a gázigény zsugorodásával járt, majd a válság után sem tért vissza a földgázfogyasztás a válság előtti szintekre. Ennek egyik oka az energiahatékonysági beruházások megvalósulása az iparban, másrészt pedig a lakossági épületenergia-hatékonysági beruházások is a gázfelhasználás csökkenésének irányába hatottak. A kereslet szűkülésével párhuzamosan a gáz kínálata stabil. Sőt, 2014 második felétől az európai földgázárat nyomás alá helyezte a kontinensre érkező LNG (cseppfolyósított földgáz) nagy mennyisége. 2014 2015 folyamán a korábban az európai szintet kétszeresen meghaladó ázsiai LNG-árak ugyanis megfeleződtek és az európai árhoz konvergáltak. Az árkülönbség okozta elszívó hatás megszűnésével viszont az LNG-szállítmányok ismét Európa felé vették az irányt, jelentős túlkínálatot generálva. A nyomás egyrészt valamennyi eladót árcsökkentésre kényszerít, másrészt a piacon elérhető gázmennyiség, azaz a likviditás bősége a hosszú távú

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 27 szerződések helyett a piaci, akár másnapi szállítású tőzsdei beszerzés felé orientálja a földgázkereskedőket. Az európai földgázfogadó kapacitásokat szintén túlkínálat jellemzi, az LNG-fogadó terminálok kihasználtsága igen alacsony. Várhatóan a következő években is túlkínálat fogja jellemezni az európai földgázpiacot, ami még további nyomás alá helyezi az árakat. Az európai földgázpiac a likviditás bősége következtében a rugalmasabb tőzsdei termékek irányába tolódhat el, ami a hosszú távú szerződések keretében exportáló vállalatokat is árpolitikájuk felülvizsgálatára kényszeríti. 1.8.4.2 Szerződéses kapcsolatok, piaci erőviszonyok A kelet- és közép-európai országok esetében továbbra is hatályban vannak az Oroszországgal kötött hosszú távú gázszerződések. Ugyanakkor az orosz fél több irányból is nyomás alá került. Egyrészt az Európai Unió megindította a Gazprommal szemben a trösztellenes eljárást, mivel az orosz vállalat visszaélt az erőfölényével a közép- és kelet-európai országokkal szemben. Másrészt az orosz félnek alkalmazkodnia szükséges a megváltozott piaci körülményekhez, a piaci realitásokhoz. Európában túlkínálat van földgáz tekintetében, az importőrök az igények egyre nagyobb részét képesek biztonságosan ellátni a hosszú távú szerződések helyett a piaciról történő beszerzéssel. Az európai piacnak egyelőre nem alternatívája az ázsiai. A több irányból érkező nyomás következményeként a jövőben az orosz fél számos engedményre kényszerülhet. Várhatóan a take or pay jellegű szerződések rugalmasabbak lesznek, az árképlet a piaci árazás irányába tolódik el az olajárindexálttól, valamint nem lesz tiltott az orosz gáz reverz irányú exportja, például Ukrajnába. Az orosz félnek be kell tartania az európai játékszabályokat, aminek egyik első jént a Gazprom sikeres gázpiaci aukciót tartott. 1.8.4.3 Régiós földgázpiaci folyamatok Románia 2013 2014-re gázellátás szempontjából közel önellátóvá vált. A Fekete-tengerben felfedezett gázmezők révén pedig az ország nettó gázexportőrré is avanzsálhat. Ugyanakkor Romániában a földgáz kivitelének infrastrukturális és jogi akadályai is vannak. Az Európai Bizottság meg is indította Romániával szemben a kötelezettségszegési eljárást és arra szólította fel, hogy ne akadályozza az áruk szabad áramlását, számolja fel a földgázexport előtt álló akadályokat. A pénzügyi büntetés elkerülése érdekében várhatóan kétirányúvá fogják tenni a magyar román interkonnektort, illetve összekapcsolják nemzeti hálózatukat a nemzetközivel. 2016 januárjában komoly előrehaladást sikerült elérni a romániai gázhálózat európai integrációját tekintve. A megkezdett kötelezettségszegési eljárást követően az újévben az Európai Bizottság bejelentette, hogy a román interkonnektor felkerült a Connecting Europe Facility (CEF) támogatandó projektek listájára, így a román fél maximálisan 180 millió EUR támogatásban részesülhet, hogy az ország belső szállítási hálózatát fejlesszék, valamint, hogy

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 28 azt a nemzetközi rendszerbe is integrálják. Ennek elsődleges lépése a magyar interkonnektor kétirányúvá tétele. A 2016 januári CEF bejelentésnek vannak még magyar vonatkozásai is, a támogatott projektek közé felkerült még a Városföld-Ercsi-Győr nyomvonalú szállítóvezeték infrastruktúra fejlesztésének vizsgálata annak érdekében, hogy a fejlesztendő román vezetéken keresztül Magyarország nyugati határát is elérhesse a román földgáz. Szerbia a Déli Áramlat bukása következtében továbbra is csak Magyarországon keresztül lesz képes földgázt importálni. Ugyanakkor a szerb tárolókapacitás bővítése negatívan hat a magyarországi földgáztárolók piaci potenciáljára. Horvátország Romániához hasonlóan szintén nem biztosította a kétirányú áramlást a két országot összekötő vezetéken. A szlovén gázpiaci stratégia célja a valamennyi szomszédos országgal való kétirányú szállítóvezetékes kapcsolat kialakítása, az ország tranzitszerepének növelése. Ausztria gázimport forrásokban gazdag, a baumgarteni hub révén Európa egyik első számú gázelosztója és célja ennek fenntartása. A szlovák magyar interkonnektor kereskedelmi üzeme 2015-ben indult meg, ugyanakkor a vezetéken gyakorlatilag nem zajlik szállítás. Szlovákia az észak déli gázfolyosó részeként Lengyelországgal tervezi összekapcsolni vezetékes hálózatát. Elsődleges célja, hogy az orosz gáz tranzitországa maradjon, amelyet fenyeget az ukrán gáztranzit kilátásba helyezett leállítása. Ukrajna földgázfelhasználása rohamosan csökken. Amennyiben valóban megszűnik az orosz gáz tranzitja az országon keresztül, akkor nyugati irányból lesz kénytelen ellátni az országot, Szlovákián, Magyarországon és Lengyelországon keresztül. Magyarország szempontjából rendkívül előnyös lenne, ha összekapcsolódna a magyar és a szlovén földgáz-hálózat, amely az egyetlen olyan a határos országok közül, amellyel Magyarország nem rendelkezik kapcsolattal. A szlovén piac habár rendkívül kicsi, ugyanakkor fontos tranzitország és remek kapcsolódásokkal rendelkezik az európai hálózatban. A szlovén interkonnektor lehetőséget teremtene az olasz forrásokhoz való hozzáféréshez, ami az algériai gáz révén, valamint LNG import termináljai révén ismét egy meghatározó alternatívája lehet az orosz földgáznak. Az olasz források mellett Szlovénia Ausztriával is kapcsolatban áll, ezáltal a vezeték megépítésével a HAG mellett egy alternatív útvonala is lehet a nyugat-európai forrásoknak. Jelenleg diplomáciai szinteken folyik egyeztetés az interkonnektor megvalósításáról, amelynek megvalósításában akár az olasz fél is érdekelt lehet, mivel így számukra is egy újabb lehetőség nyílik orosz gáz importálására, így csökkenthetné az ország az algír gáztól való függőségét. Régiós szinten a horvátországi Krk-szigeten megvalósítandó LNG import terminál kulcsfontosságú, hiszen így egy újabb, ráadásul Európán kívüli forráshoz juthat Magyarország, aminek piacán jelentős árverseny várható az elkövetkező években. A témával részletesen foglalkozik az 1.6-os fejezet.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 29 1.8.4.4 Az európai szállítóvezetékes földgáz-infrastruktúra lehetséges jövőképei Európában a 2000-es évek közepe óta keresik a megoldást az orosz gáz tranzitjának biztonságosabbá tételére. Az ennek jegyében kidolgozott projektek azonban elbuktak, ahogyan arról a 1.6. fejezetben részletesen írtunk. Az ukrán orosz ellentét azonban odáig fokozódott, hogy az orosz fél bejelentette, nem hosszabbítja meg a 2019 végén lejáró hosszú távú gáztranzit szerződést Ukrajnával. Az orosz gáz európai piacon történő értékesítése mindkét félnek kulcsfontosságú. Magyarország gázpiacának mérete, illetve gazdaságának súlya alapján nem lehet alakítója e geopolitikai döntéseknek. Hazánk számára a legfontosabb feladat a várható folyamatok előrejelzése, illetve egy valamennyi forgatókönyvhöz illeszthető stratégia kialakítása. A következőkben a kérdést nemcsak földgázpiaci, hanem geopolitikai és gazdasági szempontból is vizsgáljuk, hiszen a végső forgatókönyvet elsősorban pénzügyi és politikai érdekek fogják kijelölni. Kelet-Közép-Európa földgázellátásának szempontjából az európai földgáz-infrastruktúra fejlődése az alábbi négy fő irányvonal mentén haladhat: 1. Megszűnik a gáz szállítása Ukrajnán keresztül, szerepét az Északi Áramlat veszi át, amelynek megkétszerezik a kapacitását. A gáz szállításának iránya nyugat kelet irányúvá válik. 2. Nagy kapacitású tranzitvezeték épül a Balkánon (Török Áramlat vagy alternatív vezeték, illetve az ehhez kapcsolódó Eastring/Tesla), amely orosz és európai remények szerint közép-ázsiai gázt szállít Európába. 3. Meghosszabbítják az orosz ukrán gáztranzit szerződést. A probléma ezzel időben kitolódik, ugyanakkor a gázszállítás hosszú távon csak az ukrán gázhálózat felújításával lehetséges. 4. Nem épül olyan nagy kapacitású tranzitvezeték, amely elérné Közép- és Kelet-Európát, a régióban kétirányú interkonnektorok épülnek, erősödik a regionális gázpiacok együttműködése. 1.8.4.4.1 bővítik 1. forgatókönyv: Az ukrán gáztranzit leáll, az Északi Áramlat vezetékrendszert Az Északi Áramlat évi 55 Mrd. köbméter földgáz szállítására képes. A vezeték az orosz gázt a Balti-tengeren keresztül egyenesen Németországba szállítja. A Déli Áramlattal ellentétben az Északi Áramlat megkapta az engedélyt az Európai Bizottságtól ahhoz, hogy korlátozhassa a vezetékhez való szabad hozzáférést. Az Északi Áramlathoz kapcsolódó OPAL és NEL vezetéken azonban az Európai Bizottság döntése alapján a kapacitás 35 50 %-át fenn kell tartani harmadik f számára. Részben ennek következtében az Északi Áramlat kihasználtsága a

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 30 potenciálisnál alacsonyabb volt 2013-ban, csak 18 Mrd. köbmétert szállítottak, ami 2014-ben az Ukrajnán keresztüli tranzit átterelődése révén 34 Mrd. köbméterre növekedett. 2015 júniusában bejelentették, hogy a Gazprom stratégiai megállapodást írt alá Európa meghatározó energetikai konszernjeivel, a holland-brit Shell-lel, a német E.ON-nal és az osztrák OMV-vel az Északi Áramlat szállítókapacitásának kétszeresére emeléséről. A paktumhoz később a német BASF és a francia Engie (korábbi nevén GDF Suez) is csatlakozott, a német Wintershall pedig elsődleges beszállító lehet a projekt során. A tervek szerint a projekt összköltsége 9,9 Mrd. euró lehet. A projekt mellett számos érv hozható fel: A bővített kapacitású Északi Áramlat elméletileg képes az ukrán gáztranzit kiváltására: 2013-ban 86, 2014-ben 62 Mrd. köbméter orosz gáz érkezett Európába Ukrajnán keresztül. A vezetékrendszer bővítése 55 Mrd. köbméter új kapacitást jelentene, illetve 20 Mrd. köbméter kapacitás kihasználatlan a szállítóvezeték jelenlegi szakaszán, ami együtt 75 Mrd. köbmétert jelent, így meghaladja a 2014-es ukrán tranzitot. A megoldás a Gazprom számára, illetve összeurópai geopolitikai nézőpontból olcsó és a legegyszerűbb megoldást kínálja, hiszen a vezeték nem halad át problémás tranzitországokon. Európa csaknem valamennyi jelentős gázipari konszernje érdekelt a projekt végrehajtásában. 6. Ábra: Az Északi Áramlat vezetékrendszer meglévő szakasza, illetve kapcsolódása az európai gázhálózathoz ([832] Nord Stream Map, Gazprom)

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 31 Ugyanakkor a projektet bizonytalanságok is övezik: Az Északi Áramlat első szakasza engedélyt kapott a bizottságtól a harmadik f hozzáférésének korlátozására, ugyanakkor a második szakasz már nem egy addicionális jellegű vezeték lenne, hanem egyértelműen elterelő vezeték, így kérdéses, hogy hasonló engedményben részesül-e. Már az első szakaszon érkező földgáz esetében is szigorú követelményeket írt elő a Bizottság az azt továbbító vezetékekre (az OPAL és NEL vezetéken a kapacitás 35 50 %- át fenn kell tartani harmadik fnek). Amennyiben megépül a második szakasz, úgy hasonló követelmények kerülhetnek előírásra, ami viszont az Északi Áramlat II kihasználtságát is korlátozná és így veszteséget okoz az érdekelt fnek. Ugyanakkor a helyzetet megkönnyíti, hogy az E.ON, az OMV és az Engie is részese a projektnek, így a kapacitások harmadik f számára történő hozzáférése piaci szempontból megoldhatónak tűnik. Problémás lehet a projekt finanszírozása, bár a jelenlegi szankciók nem terjednek ki a gáziparra. Zajlik a trösztellenes eljárás a Gazprommal szemben, a vezeték építése pedig a vállalat európai erőfölényének növekedéséhez járulna hozzá. Ukrajna megkerülése az ország cserbenhagyását jelentené, ami politikai kockázatot is jelent az európai kormányok számára. Egyrészt Európa Ukrajna miatt vállalt gazdasági háborút Oroszországgal, másrészt az ukrán gazdaság tranzitbevételei elvesztésével tovább zuhanna a szakadék felé. Kelet-Közép-Európa számára a projekt elsődleges következménye az lenne, hogy megfordulna, és nyugat keleti irányúvá válna Európában a földgáz áramlása. Várhatóan bővülnének az észak déli irányú gázkapcsolatok, megnőne az észak déli gázfolyosó létrejöttének valószínűsége, amely Németországon és Lengyelországon keresztül egészen Bulgáriáig és Horvátországig tarthatna. Az áramlás irányának megfordulása a kelet- és közép-európai országok számára egyúttal azt is jelentené, hogy a historikusan keleti irányú kiszolgáltatottságot a nyugati irányból történő szállításoknak való kiszolgáltatottság váltja fel. Ez esetben gyakorlatilag a teljes európai import gázmennyiség Nyugat-Európába érkezne. A szállítási irány leszűkülése, a nyugati vezetékes kapcsolatnak való kitettség pedig azt a kockázatot hordozza, hogy a monopolhelyzetbe kerülő piaci szereplők magatartása következtében tartós és magas különbség (spread) alakul ki a nyugat- és kelet-európai gázpiaci árak között, utóbbiak rovására, ami jelenleg is tapasztalható a kelet-európai gázárakban. E kockázatot csökkentheti a források diverzifikációja, amelynek a szlovén magyar interkonnektor, illetve a román magyar, továbbá a horvát magyar interkonnektor kétirányúsítása is eszköze lehet.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 32 A forgatókönyv elsődleges nyertese Németország lenne, amely Európa első számú gázelosztójává válna. A legnagyobb vesztes Ukrajna és Szlovákia lenne, becslések szerint előbbi évi 2 Mrd., utóbbi 800 millió euró tranzitbevételtől esne el, az ukrán gázellátás kockázata pedig tovább növekedne. Magyarország elméletileg képes fedezni éves földgázfelhasználását a HAG vezetéken, a szlovák magyar interkonnektoron érkező import és a hazai kitermelés révén, a télen megnövekedett napi igények kielégítését pedig a tárolók szavatolják. Ugyanakkor Szerbia és Bosznia-Hercegovina kizárólag Magyarországon keresztül képes földgázt importálni, az Oroszországból vásárolt gázmennyiség egészét pedig az ukrán magyar vezetéken szállították. Így hazánknak biztosítania kéne évi 2,5 2,8 Mrd. köbméter gáz szállításához szükséges kapacitást az egyéb importvezetékeken. A szcenárió megvalósulásakor Románia is kizárólag Magyarországon keresztül jutna importgázhoz. A Gazprom legutóbbi állásfoglalása szerint 2019 után nem áll le teljesen az Ukrajnán keresztüli gázszállítás, hiszen a hosszú távú szerződések egy része esetében Ukrajnában van a gázátadási pont, így több országot ezt követően is az ukrán tranzithálózaton keresztül látnának el. A magyar válasz ez esetben egyértelműen az északi és nyugati irányú kapcsolatok megerősítése, illetve a meglévő vezetékek kétirányúvá tételének szorgalmazása kell legyen. Részleteit a 4. forgatókönyv kapcsán ismertetjük. A keleti irányból érkező gázszállítás teljes leállása bizonytalanná tenné a magyarországi földgázkitermelést is. A gázmezők ugyanis az ország keleti részén vannak, a hazai termelésű földgáz minősége pedig nem minden esetben elégíti ki a jelenlegi szabvány követelményeit, így importgázzal szükséges keverni. A keverőkörök szintén a keleti országrészben, a termelő kutak közelében találhatók. Amennyiben nem érkezne gáz keleti irányból, úgy gáz nélkül maradhatnának a keverőkörök, vagy a nyugati irányból érkező gázt keresztül kéne utaztatni az országon a keverőkörökig. A probléma megoldására a 4. forgatókönyv kapcsán teszünk javaslatot. Emellett a szigorodó EU-s gázszabvány, melynek MSZ EN 16726 számon előkészítés alatt áll a hazai bevezetése, szintén kockázatot jelent a hazai gázkitermelés szempontjából. 1.8.4.4.2 2. forgatókönyv: Az ukrán gáztranzit leáll, helyét a Török Áramlathoz vagy más alternatív vezetékhez kapcsolódó balkáni tranzitvezeték (Eastring, Tesla) veszi át Török Áramlat A Déli Áramlat vezetékrendszer építésének leállítását hivatalosan az idézte elő, hogy az orosz fél nem biztosította a vezetéken a szabad hozzáférést harmadik f számára, de kulcsszerepe volt az orosz ukrán ellentét kiéleződésének is. A projekt meghiúsulását követően az orosz fél a Török Áramlat vezetékrendszert kínálta megoldásnak az európai partnerek számára. A Török Áramlat Oroszországból kiindulva a Fekete-tengert átszelve érne el Törökországba (7. ).

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 33 Az eredeti tervek arról szóltak, hogy éves kapacitása 63 Mrd. köbméter lesz, amelyből 47 Mrd. köbméter szolgálna az európai igények kielégítésére. A projekt összköltségét 11,4 Mrd. euróra becsülték. Mivel a vezeték végpontja Törökország lenne, a Török Áramlat megépülése esetén az európai partnerek feladata a gáz eljuttatása a kontinens belsejébe. 2015 júliusában az orosz és török fél összekülönbözött, a tárgyalások megszakadtak. Ennek egyik oka az lehetett, hogy a korábbi megállapodást felrúgva Oroszország nem írt alá egy jelentős gázárengedményről szóló szerződést. Az orosz fél magatartásának változásában komoly szerepet játszhatott, hogy nem sokkal előtte írt alá stratégiai megállapodást az Északi Áramlat bővítéséről, így Törökország tranzit szerepének jelentősége jócskán csökkent. Több nagy kapacitású tranzitvezeték építését a csökkenő árak, a pénzügyi szankciók mellett ugyanis a Gazprom nem képes egyszerre finanszírozni. Az Északi Áramlat pedig ahogyan írtuk lényegesen egyszerűbb és olcsóbb megoldást kínál Ukrajna megkerülésére. A Szibéria Ereje nevű kínai óriásprojekt a kínai fél erős pozíciója, illetve a földrajzi akadályok figyelembevétele miatt az orosz fél számára kevésbé profitábilis, de a kelet-szibériai gázmezők hasznosítása szempontjából fontos projekt. Október folyamán pedig azt a döntést hozta a Gazprom, hogy a Török Áramlat kapacitása a tervezett fele, mindössze évi 32 Mrd. köbméter lesz. Amennyiben az Északi Áramlat szállítókapacitását bővítik, úgy várhatóan a Török Áramlat legfeljebb egy ága épülhet meg, amely a növekvő török gázigényt fogja kiszolgálni. Ugyanakkor, mivel Törökország azeri és iráni gázzal is képes kielégíteni igényét, így az is reális szcenárió, hogy a vezetékrendszer egyetlen ága sem épül meg.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 34 7. Ábra: A Török Áramlat, az Eastring és a Tesla vezetékrendszerek tervezett útvonala ([889] Turkish, Greek, and Tesla Streams Re-routing Energy Supply in Eastern Europe, Rusila, A.) Összességében megállapítható, hogy rendkívül alacsony annak a valószínűsége, hogy a Török Áramlat bekapcsolódjon Európa gázellátásába, hiszen: az orosz török kapcsolatok megromlottak; Törökország gázellátása azerbajdzsáni és iráni gázzal is megoldható; Németország az orosz fél és az európai hatalmak számára is biztosabb tranzitország Törökországnál; az Északi Áramlat bővítése lényegesen alacsonyabb költség mellett juttatja el a gázt Európába; az európai gázipari konszernek az Északi Áramlat mögé sorakoztak fel, amely valamennyi egyéb befektető kedvét elveheti a konkurens projektekben való részvételtől. Eastring Akár a Török Áramlat (orosz gáz), akár valamely más nagy kapacitású (azerbajdzsáni, iráni, közép-ázsiai gázt szállító) vezetékrendszer érné el a Balkán-félsziget déli részét, a földgáz Közép-Európába történő szállítása érdekében szükség lenne egy több tízmilliárd köbméter kapacitású tranzitvezetékre. Ennek egyik lehetséges opciója az Eastring. A Szlovákia által patronált vezetékrendszer kiindulópontja a szlovákiai Kapu lenne, majd az Eastring Magyarországon és/vagy Ukrajnán keresztül érne el Romániába. Magyarországnak elemi érdeke, hogy az Eastring megépülése esetén a vezetékrendszer Szlovákiából kiindulva egyenesen Magyarországon haladjon keresztül, hiszen ezzel elkerülhetővé válik az Ukrajnán keresztül történő tranzitból fakadó folyamatos ellátásbiztonsági kockázat. Romániában két útvonal is kijelölésre került. Az egyik lehetőség az lenne, ha a vezetékrendszer az erdélyi gázmezők és gáztárolók mentén haladva rákapcsolódna az Ukrajnát és Bulgáriát összekötő Transbalkan vezetékre. A másik szcenárió szerint az Eastring észak déli irányban keresztülszelné Romániát, majd Bulgárián keresztül a török vezetékrendszerhez csatlakozna (7. ). A vezetékrendszer elsődleges előnye az, hogy számos már meglévő vezetékszakaszt kapcsol össze és nem teljesen új tranzitvezeték zöldmezős beruházáskénti építését igényli. Így költsége lényegesen a Déli Áramlat vagy a Nabucco esetén tervezett érték alatt maradhat. Az Eastring építése három fázisból állna. Az első szakasz (1,8 2,2 Mrd. euró) megépítését követően a vezeték észak déli irányban lenne képes évi 20 Mrd. köbméter gáz szállítására. Az első szakasz akár az Északi Áramlat bővítése esetén is megvalósulhat. Amennyiben a vezeték kihasználtsága magas lenne, úgy e szakasz megépítésének Szlovákia és Románia lehetne a nyertese a tranzitbevét növekedése miatt. Ellátásbiztonsági szempontból egyedül Bulgária számára lenne komoly értéke a vezetékrendszer első fázisának. Magyarország gázimport

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 35 forrásai tekintetében az Eastring nem jelentene diverzifikációt, hiszen Szlovákiával rendelkezik vezetékes kapcsolattal. Az első szakasz megépülése determinálná, hogy Magyarország nem lesz közép-európai gázelosztó központ, illetve az ukrán és román gázimportban játszott tranzitszerepét is elveszíthetné. A vezeték kihasználtsága ugyanakkor kérdéses. Törökország a Transbalkan vezetéken alig importál földgázt, illetve a TANAP vagy bármely alternatív gázvezeték keresztülhaladna az országon, így vélhetően nem használná az Eastringet. Bulgária földgázimport igénye mindössze évi 2,5 3 Mrd. köbméter. Románia földgáz tekintetében közel önellátó, a Fekete-tengerben feltárt készletei révén pedig 2020 után nettó gázexportőrré válhat. Az Eastring építésének 2. fázisában a szállítást kétirányúvá tennék, így a vezeték képes lenne orosz vagy alternatív (azeri, iráni, közép-ázsiai) földgázforrást szállítani Közép-Európába, illetve ellátni a Balkánt. Míg a harmadik fázisban a szállítókapacitást évi 40 Mrd. köbméterre bővítenék. Az Eastring második és harmadik szakaszának megépítése 2020 előtt kizárt, ezt követően is rendkívül alacsony valószínűségű. Ez azzal magyarázható, hogy Török Áramlat építése bizonytalan, illetve kapacitása a tervezettnél lényegesen alacsonyabb lehet, a TAP vezeték kapacitása lényegesen kisebb az ehhez szükségesnél. A Balkánt elérő egyéb tranzitvezeték építése még terv szintjén sem létezik. Az Eastring első fázisa nem, de annak egyes szakaszai megépülhetnek 2020-ig. Románia az ellene indult kötelezettségszegési eljárás eredményeként várhatóan összeköti nemzeti hálózatát a Transbalkan vezetékkel, illetve megépülhet a bolgár román interkonnektor. Magyarország számára pedig a szlovák rendszerről történő leágazás megépítése lenne szükséges a hazai földgázkitermelés fenntartása szempontjából. Tesla A Tesla vezeték szintén a Déli Áramlat vezetékrendszer építésének leállítását követően vetődött fel, kezdeményezője Magyarország volt. A tervek szerint a Tesla Törökországból indulva Görögországon, Macedónián, Szerbián és Magyarországon haladna át, végpontja a baumgarteni gázelosztó központ lenne. A vezeték szerepe az lenne, hogy a Törökországot elérő orosz vagy alternatív gázforrást Közép-Európába szállítsa. A vezeték az elképzelések szerint évi 27 Mrd. köbméter földgáz szállítására lenne alkalmas észak déli, illetve dél északi irányban egyaránt. A beruházási költséget 4 5 Mrd. euróra becsülik. A vezetéken várhatóan csak dél északi irányban lenne reális a szállítás. Észak déli irányban nem, hiszen az osztrák magyar, magyar szerb vezetékes kapcsolatok léteznek, a párhuzamos szállítás gazdaságilag nem lenne racionális, illetve a vezeték feladata éppen Közép-Európa gázforrásainak bővítése lenne.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 36 A projekt fő haszonélvezői a balkáni tranzitországok lennének, hiszen gázellátás-biztonságuk immáron nem függne az orosz ukrán viszonytól. Amennyiben a vezeték magas kihasználtsággal működne, úgy tranzitbevételük is magas lenne. Szintén nyerne a projekttel Ausztria, amely megerősítené gázelosztó szerepét. Magyarországra a Tesla megvalósulása többféle hatást is gyakorolna. Az ukrán gáztranzit megszakadása esetén a vezeték jelentősen javítaná a hazai gázellátás-biztonságot. Hazánk tranzitbevételeit viszont csökkentené, hogy Szerbia és Bosznia-Hercegovina gázellátása ezt követően már nem Magyarországon keresztül valósulna meg. A vezeték az Északi Áramlat bővítése esetén várhatóan nem szállítana jelentős mennyiségű földgázt Magyarországon keresztül, mivel a nyugat-európai partnerek Németországon keresztül jutnának orosz gázhoz, alternatív gázforrás pedig a TAP vezeték alacsony kapacitása folytán középtávon nem lenne elérhető. A Tesla vezeték megépítésének valószínűsége nagyon alacsony, mivel a: Tesla kapacitása nem lenne alkalmas az ukrán gáztranzit kiváltására; Török Áramlat megvalósítása bizonytalan, a legújabb tervek szerint kapacitása lényegesen alacsonyabb, mint a Tesla vezetéké; TAP vezeték kapacitása alig több mint harmada lenne a Tesla vezetékének, egyéb alternatív vezeték a tervek között sincsen; projekt biztosan lekerül a tervek közül az Északi Áramlat bővítése esetén. 1.8.4.4.3 3-as forgatókönyv: megállapodás születik az Ukrajnán keresztüli gázszállítási szerződés meghosszabbításáról A jelenlegi konfliktusban csaknem kizárható, hogy újabb 10 15 évvel meghosszabbítják az orosz ukrán gáztranzit szerződést. Ez determinálja, hogy Európának és Oroszországnak meg kell találnia az ukrán gáztranzit hosszú távú alternatíváját. Amennyiben azonban mégis e szcenárió valósulna meg, úgy szükség lenne a 40 50 éves, rossz műszaki állapotban lévő ukrán vezetékrendszer felújítására. Ennek költsége a Gazprom korábbi becslése szerint elérheti a 20 Mrd. eurót, amely bármely új, alternatív vezetéknél drágább megoldást jelentene. E költség a csődben lévő Ukrajna számára nem gazdálkodható ki, hiszen gázvásárlásait is nemzetközi kölcsönökből fedezi. Az ugyanakkor nem zárható ki, hogy a végső megoldás megszületéséig (az Északi Áramlat 2-n leghamarabb 2021-ben indulhatna meg a szállítás, míg az ukrán gáztranzit szerződés 2019 végén kifut) néhány évvel meghosszabbítják a gázszállítási szerződést, ami csak haladékot jelent az európai és orosz fnek. Ahogyan korábban írtuk, az orosz fél kommunikációja szerint az Ukrajnával történő gázszállítási megállapodás lejárta után kisebb mennyiségben még áramolhat gáz az ukrán hálózaton, hiszen 2020-ban még több olyan hosszú távú szerződés érvényben lesz, amely

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 37 esetében Ukrajnában van a gázátadási pont, ezen országokat pedig el kell látnia Oroszországnak (pl.: Moldova). Ez ugyanakkor Ukrajna számára már nem feltétlenül képviselne jelentős értéket, hiszen egyes számítások szerint évi 40 Mrd. köbméter alatt a tranzit veszteséges ([890] Nord Stream Two in Ukrainian perspective, Socor, V.). Várakozásunk szerint az ukrán gáztranzit szerződést legfeljebb néhány évvel hosszabbíthatják meg, az Ukrajnán keresztüli szállításokat az Északi Áramlat bővítése révén váltják ki, az ukrán tranzit pedig marginálissá válhat. 1.8.4.4.4 4-es forgatókönyv: nem épül Kelet-Közép-Európát elérő tranzitvezeték, helyette számos kisebb kapcsolat jön létre, egységesebb regionális gázpiac alakul ki Az Európai Unióban elsősorban az egyes országokat összekötő kisebb vezetékes kapcsolatok, interkonnektorok építése élvez elsődleges támogatást. E projektek jelentősége meg fog növekedni az ukrán gáztranzit leállását követően, ugyanakkor jól illeszkednek az azt vélhetően kiváltó Északi Áramlat bővítéséhez. Az interkonnektorok hozzájárulnak az ellátásbiztonság növeléséhez, de önmagukban nem képesek az orosz import kiváltására, azaz az 1 3. forgatókönyv valamelyikéhez kapcsolódhatnak. Az együttműködő régiós gázpiac irányába hat az is, hogy az EU valamennyi ország számára kötelezővé teszi az interkonnektorok kétirányúsítását. 1.8.4.5 Szállítási költségek import földgázforrást feltételezve Az Európai Bizottság 2016 februárjában publikált LNG stratégiájának egyik kiemelten fontos eleme, hogy azok a tagországok is hozzájuthassanak az LNG által teremtett alternatív gázforráshoz, amelyek nem rendelkeznek LNG import terminálokkal. Ebből eredeztethetően az LNG stratégia kifejezetten a közép-, és kelet-európai régiót emeli ki, mint ami különlegesen kiszolgáltatott az orosz importtal szemben. A gyakorlatban ez az alább vázolt lehetőségek szerint valósítható meg a Bizottság elképzelése alapján. Először is természetesen az LNG elsődleges import országában a beszállítónak lehetősége van az import mennyiség egy bizonyos részét harmadik ország számára exportálni, így egy hagyományos földgáz behozatali modell valósulna meg. Iparági információk alapján azonban kialakulóban van egy olyan LNG kereskedelmi szisztéma, miszerint az LNG exportőr, az import terminállal nem rendelkező országok számára a szárazföldi vezetékeken is végeztethet szállítási tevékenységet. Ebben az esetben, ha a magyarországi importőr szerződik egy LNG exportőrrel, a harmadik feles hozzáférési lehetőségnek köszönhetően kapacitásokat köthet le például a holland Gate terminál visszagázosító szolgáltatására. Ott a szállítmányok megérkezése után visszagázosítják a cseppfolyósított földgázt és a szállító vezetékeken, amit az előzetes kapacitás lekötéseknek köszönhetően egészen a magyarországi átadóponthoz irányíthatnak. Ennek a konstrukciónak az előnye, hogy az ellátási láncból kiiktat egy közbenső

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 38 szereplőt: az import kereskedőt. Ez pedig egyértelműen kedvezőbb import árakat eredményez. Az alábbi 13. táblázatban foglaltuk össze, hogy milyen szállítási díjak várhatóak a különböző import források esetén. A földrajzi közelség itt egy fontos tényező, ugyanakkor legalább ennyire fontos az érintett gázpiacok likviditása. A holland Gate terminálból a szállítási költség ugyanis megközelítőleg 2 EUR/MWh az esetben, ha csak 3 országon halad át a gáz. Az olasz Adriatic terminálból való import esetén azonban nagyságrendileg csak 1 EUR/MWh a tranzit. Hiába feküdne a legközelebb Magyarországhoz a horvát Krk terminál, a horvát szállítórendszer jelenlegi tarifái mellett a szállítási költség ebben az esetben lenne a legmagasabb. 13. Táblázat: Európai szállítási költségek a jelentősebb európai LNG import terminálokból Import forrás Gate terminál (NL) Adriatic terminál (IT) Krk terminál (HR) Szállítási útvonal NL-DE-AT NL-DE-CZ-SK-AT IT-AT HR NL szállítás (EUR/MWh) 0,109 0,109 - - DE szállítás (EUR/MWh) 1,348 1,327 - - AT szállítás (EUR/MWh) 0,589 0,300 - - CZ szállítás (EUR/MWh) - 0,380 - - SK szállítás (EUR/MWh) - 0,993 - - HR szállítás (EUR/MWh) - - - 2,775 IT szállítás (EUR/MWh) - - 0,993 - Összesen (EUR/MWh) 2,046 3,110 0,993 2,775 1.8.4.6 LNG előállítása földgázkereskedőtől beszerzett földgáz esetén Lehetséges megoldásként merül fel, hogy az LNG előállításához szükséges földgáz piaci alapokon, egy földgázkereskedőtől kerüljön beszerzésre. Ez a lehetőség is az import beszerzési források között kerül ismertetésre hiszen, ahogy korábban bemutatásra került, Magyarországon történik földgázkitermelés, ugyanakkor a fogyasztott földgáz jelentős hányada import beszerzési forrásból származik. Földgázkereskedőtől való beszerzés esetén érdemes egyszerre több szolgáltatót megversenyeztetni, hogy a lehető legalacsonyabb árat kínáló szolgáltató kerüljön kiválasztásra, habár a szerződések feltételei és a fogyasztás engedélyezésének rugalmassága is befolyásoló tényező lehet, pusztán az áron kívül. Az ilyen módon történő földgáz beszerzésének legnagyobb előnye, hogy a cseppfolyósító nyersanyagának beszerzése viszonylagosan egyszerű, maga a beszerzési tevékenység pedig akár ki is szervezhető. Szintén előnyös lehet, hogy a szerződések bizonyos mértékig piaci fedezeti biztosítékot nyújtanak, így hosszú távon is jól tervezhetővé válik az előállítandó LNG költsége, ami kifejezetten előnyös lehet az LNG üzemanyag vásárlók számára. Hátránya különösen az LNG közvetlen bányászati úton történő előállításával szemben ugyanakkor, hogy egy kereskedő mindenképpen prémiumot fog felszámolni az értékesített földgáz után.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 39 Tehát összességében költségesebb a szolgáltatótól beszerezni, mint a projekt keretében közvetítők nélkül a földgázt előállítani. Kereskedőtől beszerzett földgáz esetén számos tényező befolyásolhatja a beszerzési árat, ami a cseppfolyósító működéséből adódhat, vagy azt érintheti. A földgáz beszerzési ára alacsonyabb lesz, ha a cseppfolyósító egyenletes fogyasztási görbével rendelkezik. Ugyanakkor költségesebb lesz a beszerzés, amennyiben jelentős fogyasztási ingadozásokra lehet számítani. Ebből adódóan a cseppfolyósító folyamatos LNG előállítása költséghatékonyabb, de az ilyen üzemelést befolyásolja a disztribúciós lánc felszívó képessége. Ugyanígy fontos megjegyezni, hogy a szükséges kapacitás-lekötések díjait erősen befolyásolja a fogyasztás mértéke. A gázüzemű járművek közepes elterjedését feltételezve olyan cseppfolyósító létesítésére is szükség lehet, aminek a fogyasztása 500 millió m 3 /óra kapacitással fog rendelkezni, ami a legnagyobb fogyasztói kategóriát jelenti. Ebben az esetben akár már közvetlen szállítóvezetéki vételezés is szóba jöhet, aminek kapcsán azonban a fogyasztás mértékével kapcsolatos kötelezettségek is megnőnek. Ilyen kötelezettség lehet a Take or pay feltétel, ami a szerződéses mennyiséghez viszonyítottan elmaradt fogyasztás mértékével azonos értékben történő térítést jelent a szolgáltató számára. Ettől függetlenül, amennyiben szolgáltatótól kerül beszerzésre a földgáz, az alábbi költségelemekkel szükséges számolni: molekula díj, azaz a földgáz beszerzési ára, melyre a globális energiapiaci változások is hatással vannak; fix rendszer használati díj; azaz a fogyasztási profil méretéből számolandó díj; változó rendszer használat díj; a fogyasztás mennyisége után számolandó díj; Magyar Szénhidrogén Készletező Szövetség (MSZKSZ) számára fizetendő, biztonsági készletezési díj, mértéke 71,67 Ft/GJ; szagosítási díj; amelyet a földgáz kapacitás-lekötési szerződéssel rendelkező rendszerhasználók a földgázszállítónak a földgáz szagosításáért fizetnek. Mértékét a 1/2013. (VII. 11.) MEKH rendelet szabályozza, ami jelenleg 4 289 Ft/liter, ami a földgázba bekeverendő szagosítási anyag egységdíja; energiaadó: az EU-s jogharmonizáció kapcsán bevezetett, az energia felhasználója által fizetett környezetvédelmi jellegű adó, mértéke 93,5 Ft/GJ. Az LNG cseppfolyósító üzem esetében további jogi vizsgálatok eredménye alapján állapítható meg, hogy az energiaadó fizetése szükséges-e, mivel a cseppfolyósító nem felhasználja, csak átalakítja a földgázt; szolgáltató prémiuma: a szolgáltató nyereségét biztosító költségtöbblet. A földgáz szolgáltatótól való beszerzésének költségeiről egy a jelenlegi piaci viszonyokat tükröző felmérést készítettünk (14. Táblázat). A beszerzésre kerülő mennyiséget a földgázüzemű közlekedés 1.4 Fejezetben 2020-ra, a közepes elterjedtségi szcenárióban

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 40 számolt üzemanyag-igény szolgáltatta. Ez alapján 2020-ban mintegy 1 300 GWh földgázra van szükség az üzemanyagigény kielégítéséhez. A szolgáltatótól beszerzett információk alapján a molekula árának költsége az európai piacot meghatározó TTF hub áránál 1-1,5 EUR/MWh-nál magasabb árszinten valósítható meg, melynek költsége, a tanulmány írásának időpontjában 15 EUR/MWh. A rendszerhasználati díjak függnek az elosztói környezettől, jelen esetben a Főgáz elosztói hálózatában telepített cseppfolyósító lett figyelembe véve. A szagosítási és MSZKSZ díjak függetlenek a földrajzi helyzettől. A szolgáltatói összesítés alapján az éves földgáz üzemanyag előállításához szükséges földgáz beszerzésének díja 7,3 milliárd Ft. A teljes költség meghatározó részét a molekula ár teszi ki, a második legjelentősebb költségtét a rendszerhasználati díjak, melyek közül a változó díjak a fix díjak nagyságrendileg felét teszik ki. A teljes költség szempontjából az MSZKSZ és szagosítási díjak majdhogynem elhanyagolhatók. A számítások során tárolási díj nem került felszámításra, mivel feltételeztük, hogy a nagy mennyiségű gázigény kielégítésére a cseppfolyósító folyamatos működéssel üzemel, így a tárolók igénybevételére nincs szükség. 14. Táblázat: földgáz szolgáltatótól való beszerzési költségei 1300 GWh-nyi LNG előállításához Egységnyi ár Összesen Összes költséghez mért arány Molekula ár 15 EUR/MWh 6 142 500 000 Ft 84,15% Fix rendszerhasználati 1179,79 563 226 503 Ft 7,72% díj HUF/MJ/h/év Változó 68,45 HUF/GJ 286 277 954 Ft 3,92% rendszerhasználati díj Szagosítási díj 1,85 HUF/GJ 7 728 564 Ft 0,11% MSZKSZ díj 71,67 HUF/GJ 299 723 940 Ft 4,11% Összesen 7 299 456 961 Ft 1.8.4.7 LNG cseppfolyósító infrastruktúra létesítése Az importforrásból történő LNG előállítása esetén a cseppfolyósító elhelyezése számos szempont alapján megvalósítható; számos lehetőség reális létesítési pontot kínál. Egyrészről elhelyezhető a cseppfolyósító a földgáz szállítórendszer átadási pontjain, ahol a szállítóvezetékből az elosztóhálózatba kerül a földgáz. Ezekből a pontokból több száz található az országban (9. ) és a cseppfolyósítóhoz szükséges infrastrukturális elemek egy része is már rendelkezésre áll. A megfelelő pont kiválasztásában fontos szerep hárulhat az LCNG töltőállomások végleges telepítési helyére, ami logisztikai alapokon részesíthet előnybe a töltőállomás-hálózat ellátásához optimalizált gázátadási pontokat.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 41 Akár szállítóvezetéki, vagy normál elosztóvezetéki kapcsolódásra épülne a helyi cseppfolyósító üzem, részévé válna a hazai együttműködő földgázrendszernek. Ezáltal a cseppfolyósítót ellátó kereskedő a szerződési ponton egy egyenletes profilú ellátás esetén is kiegyensúlyozási kockázatot visel, ami egy további költségelem megjelenését vonja maga után a cseppfolyósítás értékláncában. Ezen kívül fontos még megjegyezni, hogy az üzem létesítésekor a végleges helyszíntől nagyban függő mértékben, csatlakozási díj megfizetése szükséges, ami jelentősen befolyásolhatja a beruházás költségeit.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 42 1.8.5.1 Szénhidrogén bányászat A Trianon utáni Magyarországon 1937. óta folyatatnak kőolaj és földgázbányászatot. Az első mezőket Budafa-Bázakerettye és Demjén-Bükkszék térségében találták meg. A budafai mező nagy gázsapkás olajmező, a demjéni mezők pedig telítetlen, vagy kis gázsapkás olajmezők voltak. Mindkét mezőt az akkor korszerűnek tekinthető Eötvös inga segítségévével találták meg. 1.8.5. Magyarország földgáz termelése és LNG előállítása konvencionális forrásokból A bányászat első lépcsője a kutatás. A kutatás szeizmikai mérésekkel indul, 2D vagy 3D-s vizsgálatokkal, majd ezt követően a mérési eredmények alapján a szakemberek elkészítik a mélyföldtani térképeket, mely alapján valószínűsítik a csapdázódása szempontjából fontos geológiai kifejlődéseket. A kutatás második és legköltségesebb része a kutató fúrások lemélyítése. Tekintettel arra, hogy Magyarország területén 1937-től kezdve végeztek kutatófúrásokat, valamint az így eltelt 79 évben rendkívül sokrétű gazdasági környezet volt tapasztalható, így érdemes a kutakat ismételten újraértékelni, hisz a kutató fúrások eredményét mindig az aktuális gazdasági környezet alapján értékelték be műre való, vagy meddő kútnak. A kutató fúrások költsége függ a kőzetjellemzőktől, a lyukátmérőtől és a mélységtől. Kutatás során a kiértékeléskor mindig figyelembe kell venni, hogy milyen hasznosítás várható, azaz már ebben a fázisban meg kell határozni a várható értékesítés modellt. Alap esetben a bányászat során a végtermék gázhalmazállapotú földgáz, mely távvezetéki, elosztórendszeri vagy célfogyasztói betáplálásra kerül, valamint cseppfolyós ek (kőolaj és stabil kondenzátum), mely finomítói alapanyag. Ez alapján kijelenthető, hogy a kutatások eredményének értékelése alapvetően a kőolaj és a földgáz tőzsdei árán alapul, figyelembe véve az adott piacra jutás (szállítóvezetéki, tartályos szállítási) költségeit. Más néven, milyen értéken kerülhet be fizikailag az adott gazdaságba a fellelt vagyon. Eltérő folyamatot eredményezhet azonban egy-egy célfogyasztó ellátása, ahol valamilyen kölcsönös előnyért, vagy speciális igények alapján társulnak a partnerek. Ilyen célfogyasztói együttműködés volt pl. az Algyői kőolajra épülő bázisolaj vagy kenőanyag, motorolaj gyártás, illetve a Tiszai Hőerőmű ellátása inertes gázzal. Amennyiben a kutató fúrással az adott gazdasági környezetben műrevaló vagyont prognosztizáltak, elindult a felszíni technológiai tervezés és fejlesztés. Lényeges azonban, hogy ebben a szakaszban alapvetően a geofizikai mérések, a fúrás közbeni mérési és egyéb adatok és jó esetben néhány napos kútvizsgálati adat áll a szakemberek rendelkezésére.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 43 A felszíni technológiát tervező csapat munkájánál lényeges feltétel, hogy a ek tisztítására, stabilizálására olyan technológiai egység kerüljön kialakításra, mely a lehető legkisebb gazdasági kockázatot jelentse. Ez azt is jelenti, hogy a hagyományos kutatásával és kitermelésével foglalkozó cég minden olyan mezőt, amely a szükségesnél nagyobb kockázattal állítható termelésbe, nem tekinti műrevalónak. 1.8.5.2 Magyarország földgáz termelése A hazai földgázkitermelés 2008 2010 folyamán 2 600 3 100 millió köbméter között ingadozott, majd ezt követően trendszerű csökkenés következett be. 2014-ben alig több mint 1 700 millió köbméter földgázt hoztak felszínre, ami 2015-ben, többek között az alacsony gázár-környezet hatására 1 500 millió köbméterre csökkent (8. ). A kitermelés csökkenésének elsődleges oka a termelésbe állított gázmezők természetes kimerülése, ugyanakkor a szabályozói környezet változása is negatívan hat az ágazat teljesítményére. 2010-ben az ország teljes területét zárttá nyilvánították a ek bányászat számára és egészen 2013-ig nem került kiírásra újabb koncesszió, azaz nem növekedhetett az ismert földgázkészlet szintje, illetve a kitermelés visszaesését tompító új kutak termelésbe állításában is késedelem történt. Végül 2013-ban és 2015-ben sor került -koncessziók kiírására. A lakossági energia-ármoratórium fenntartása, illetve a rezsiköltség-csökkentés végrehajtása érdekében az 1998 előtt termelésbe állított mezőkről (a hazai termelés kb. 70 százaléka) származó földgázt (pontosabban az e mezőkről származó földgázból miniszteri rendeletben, negyedévente meghatározott mennyiséget) hatóságilag meghatározott alacsony áron fel kell ajánlania a kitermelőnek a volt közüzemi nagykereskedő (gyakorlatilag az egyetemes szolgáltatás) részére. Igaz, a kitermelők által fizetendő bányajáradék mértéke is jelentősen csökkent, ugyanakkor a szabályozás összességében kevésbé tette ösztönzővé a hazai földgázkitermelést. A gázfogyasztás intenzív csökkenése következtében a hazai kitermelés a vizsgált időszak folyamán a földgázigények 20 százalékát stabilan fedezte. Ez a trend azonban nem fenntartható.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 44 3000 30% millió m 3 2500 2000 1500 2565 2342 2286 2069 1837 1724 1547 25% 20% 15% 1000 10% 500 5% 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0% Hazai kitermelés (bal tengely) Hazai kitermelés részaránya (jobb tengely) 8. Ábra: A hazai földgázkitermelés múltbéli alakulása ([885] A magyar földgázrendszer 2014. évi statisztikai adatai, MEKH) 1.8.5.2.1 A jelenleg ismert földgázkészlet becsült nagysága Magyarországon A jelenleg ismert földgázkészlet nagyságát illetően az iparági szereplők a 15. Táblázatban látható becslést adják. A becslések szerint hazánk geológiailag kitermelhető földgázvagyona megközelíti a 220 milliárd köbmétert (a makói gázkincs nélkül). A jelenlegi körülmények között gazdaságosan kitermelhető gázmennyiség ugyanakkor mindössze 15 milliárd köbméter. Az MBFH ásványvagyon-leltár szerint 73 milliárd köbméter kitermelhető hagyományos földgázmennyiség található az ország területén, melynek jelentős része magas inert tartalmú. Ugyan ez a leltár 1566 milliárd köbméter földgázt tart nyilván nem konvencionális földgázból, beleértve a teljes ismert készletet. 15. Táblázat: A jelenleg ismert földgázkészlet nagysága Magyarországon (Iparági becslések alapján) Geológiai potenciál (milliárd m 3 ) Jelenlegi technológiai fejlettségi szint mellett kitermelhető potenciál (milliárd m 3 ) Gazdaságosan kitermelhető potenciál (milliárd m 3 ) Konvencionális földgáz 170,3 22,15 14,34 Nem-konvencionális földgáz 47,87 0,585 0,554 1.8.5.2.2 A magyarországi földgáz-bányászat jelenlegi piaci és jogi szerkezete Magyarországon az ásványi nyersanyagok és a geotermikus energia természetes előfordulási helyükön a magyar állam tulajdonában vannak ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A bányászatról szóló 1993. évi XLVIII. törvény (a továbbiakban Bányatörvény vagy Bt.) 1. és 49. 4. pontja értelmében már az ásványi nyersanyagkutatás is bányászati tevékenységnek minősül, ezáltal az államot részesedés fizetése illeti meg a kutatás során is.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 45 Magyarországon bányászati tevékenységet végezni csak, a Bt., a Bt. végrehajtásáról kiadott 203/1998. (XII. 19.) Korm. rendelet (Vhr.) és más kapcsolódó jogszabályok előírásai szerint szabad. E jogszabályok értelmében a bányászati tevékenység is engedély köteles. A Bt. hatálya alatt lévő kutatás fogalmát a Bt. 49. 17. pont határozza meg. A kutatást követően a bányavállalkozó által kitermelt ásványi nyersanyag a kitermeléssel, az energetikai célra kinyert geotermikus energia pedig a hasznosítással a bányavállalkozó tulajdonába megy át, amelynek módját a Bányatörvény 3. -ának első bekezdése határozza meg. A kitermelt ásványi nyersanyag és geotermikus energia után az államot bányajáradék illeti meg [Bt. 20. (1)] ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A Bt. 22. (1) bekezdés rendelkezéseinek megfelelően meghatározott ásványi nyersanyag kutatására a Bt. 49. 24. pont szerinti zárt területen a miniszterrel kötött koncessziós szerződésben (Bt. 12. ), vagy a Bt. 49. 20. pont szerinti nyílt területen a bányafelügyelet kutatási jogot adományoz. A tényleges kutatási tevékenység a bányafelügyelet által jóváhagyott műszaki üzemi terv alapján végezhető. A kutatási műszaki üzemi terv jóváhagyása iránti kérelmet a kutatási jogot adományozó határozat jogerősé válása után 6 hónapon belül kell, illetve lehet benyújtani a bányafelügyeletre. A kutatás legfeljebb 4 év időtartamra engedélyezhető. A ek ideértve a nem konvencionális eket is bányászata a bányafelügyelet engedélye alapján lehetséges. Az MBFH elnöke 2010. október 22-én a Hivatalos Értesítő 91. számában közzétett közleményében zárttá nyilvánította ek vonatkozásában Magyarország egész területét ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A zárttá nyilvánított területen a miniszter belföldi vagy külföldi természetes személlyel vagy átlátható szervezettel kötött koncessziós szerződéssel meghatározott időre átengedheti az ásványi anyagok kutatatását, feltárását és kitermelését. A koncessziós szerződések megkötésére nyilvános pályázatot írnak ki, melynek elbírálása a feltétnek való megfelelés és a miniszter által létrehozott minősítő bizottság javaslata alapján történik ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A koncessziós szerződésben a miniszter kutatási jogot adományoz a szerződésben meghatározott területre a koncesszor számára. A koncessziós szerződés megkötését követően a koncesszor által alapított koncessziós társaság, mint bányavállalkozó a bányászati tevékenység végzésére kizárólagosan jogosult és kötelezett lesz, amelyek végzésére jogosító engedélyeket a bányafelügyelet adja ki. A koncessziós szerződés legfeljebb 35 évi időtartamra köthető, amely egy alkalommal, legfeljebb a koncessziós szerződés időtartamának felével, meghosszabbítható ([893] XLVIII. törvény a bányászatról). A koncessziós szerződés meghosszabbítását annak lejárata előtt legalább 6 hónappal korábban kell kezdeményezni. A Koncesszióra vonatkozó részletes szabályokat lásd a Koncesszió menüpont alatt.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 46 A kutatás, feltárás és kitermelés, valamint a tárolás engedélyezése az általános előírásokon túl a Bt.-ben foglalt alábbi sajátos szabályok figyelembe vételével történik ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A koncessziós szerződés megkötésének feltétele ek esetében kutatási blokkonként kétszázmillió forint összegű pénzügyi biztosíték nyújtása bankgarancia formájában. [Bt. 22/A. (8)-(9)] ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A hagyományos ekre vonatkozó kutatási időszak maximum 6 év (eredeti kutatási időszak maximum 4 év lehet, amely legfeljebb egy alkalommal az eredeti kutatási időszak felével hosszabbítható); a nem hagyományos ek esetében maximum 8 év, figyelemmel arra, hogy az eredeti időtartam a két alkalommal is meghosszabbítható (4+2+2 év) [Bt. 14. (1)] ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). A bányavállalkozó a kutatási tevékenység befejezésétől, de legkésőbb a kutatási időszak lejártától számított 5 hónapon belül köteles benyújtani a kutatási zárójelentést [Bt. 22. (13)] ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). Bányat megállapítását követően a mezők ismételt kutatását el kell végezni, a megállapítását követő tízedik év elteltét követő két éven belül, ennek elmulasztása a területének csökkentésének szankcióját vonja maga után, az így felszabaduló területek pedig ismét meghirdethetőek lesznek koncesszió keretében [Bt. 22/C. ] ([892] Szénhidrogén bányászat, tárolás, MBFH). Szénhidrogének esetében a bányavállalkozók kutatási területre összesen legfeljebb 15.000 km 2 lehet. [Bt. 22/A. (13)] ([893] XLVIII. törvény a bányászatról). Jelenleg az alábbi térképen megjelölt területekre van bányavállalkozóknak érvényes hatósági engedélye, ahol a hatósági engedéllyel rendelkezőknek engedélyezett a kutatás és kitermelési tevékenységek folytatása. Szembetűnő a földgázmezők koncentráltsága, amelyek zöld színnel vannak jelölve az ábrában, ugyanis azok elsősorban az Alföld K-i és DK-i régiójában, valamint az ország DNY-i határszélén helyezkednek el.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 47 9. Ábra: Bányászati területek Magyarországon ([894] Bányászati területek Magyarországon, MBFH) Az ország -kutatás szempontjából zárttá való nyilvánítása óta a kutatási tevékenységek csakis koncesszió birtokában végezhetőek. A Magyar Bányászati és Földtani Intézet adatbázisa alapján összeállítottuk az elmúlt 3 évben koncessziót nyerő vállalkozások és a koncessziók területi listáját. A legtevékenyebb résztvevő a piacon mindenképpen a hazai ipar meghatározó tagja, a MOL Nyrt. volt, minden évben sikerrel pályázott és nyert el mezőket. 16. Táblázat: Az elmúlt 3 évben koncessziót elnyerő társaságok és a koncessziót érintő kutatásikitermelési területek MOL Magyar Olajés Gázipari Nyrt. HHE Group Kft O&GD Central Kft. Vermilion Exploration B.V. Panbridge Hungary Zrt. 2013 2014 2015 Okány-kelet területére Nagylengyelnyugat területe Battonya-Pusztaföldvár Észak, Szegedi Medence Nyugat területe Battonya-Pusztaföldvár dél területe Nádudvar és Újléta területe Ebes területe Battonya-Pusztaföldvár észak és Dány Lakócsa területe Berettyóújfalu, Mogyoród, Nagykáta és Ócsa Püspökladány területe A már kiosztott koncessziók mellett azonban még továbbra is számos terület várja, hogy koncessziós eljárás keretében meginduljon rajtuk a kutatási, majd a kitermelési tevékenység.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 48 20. Ábra: Lezárt érzékenységi és terhelhetőségi vizsgálattal rendelkező, de koncessziós szerződéssel nem védett és koncessziós pályázat alatt nem álló területek ([895] Szénhidrogénes területek, MBFH, 2016 január) 1.8.5.2.3 besorolása Hazai kitermelés alatt álló földgázmezők szabályozási szempontból való A hazai földgázmezők a kitermelt energiahordozóra vonatkozó szabályozás alapján több csoportba sorolhatók: a) 1998. január 1. előtt termelésbe állított mezőkről származó hatósági áras földgáz; b) 1998. január 1. előtt termelésbe állított mezőkről származó szabadáras földgáz; c) 1998. január 1. után, de 2008. január 1. előtt termelésbe állított mezőkről származó földgáz; d) 2008. január 1. után 2010. október előtt termelésbe állított mezőkről származó földgáz; e) 2010. október után termelésbe állított mezőkről származó földgáz. Elsőként megvizsgáljuk, hogy 2014-ben hogyan oszlott meg a hazai földgázkitermelés az egyes földgázmezők között. A Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivataltól (MEKH) származó adatok a földgázmennyiséget térfogategységben mutatják meg, az egyes mezők esetében az átlagos fűtőértéket nem ismerjük.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 49 17. Táblázat: A hazai földgázkitermelés megoszlása a különböző szabályozás alá eső földgázmezők között 2014-ben ([896] 18/2010. (XII.3.) NFM rendelet) Földgázmező Kitermelt földgázmennyiség (millió m 3 ) a) 1998. január 1. előtt termelésbe állított ~ 1350 b) ebből az egyetemes szolgáltatás részére kötelezően felajánlandó c) 1998. január 1. után, de 2008. január 1. előtt termelésbe állított d) 2008. január 1. után 2010. október 22. előtt termelésbe állított ~ 1000 e) 2010. október után termelésbe állított Egyéb (pl. olajkísérő) földgáz (1998 előtt és után termelésbe állított mezőkről) ~ 280 ~ 250 a, b) 1998. január 1. előtt termelésbe állított -mezőkről származó, hatósági áras és szabadáras földgáz Az 1998. január 1. előtt termelésbe állított földgázmezőkről származó földgáz azon hányada, amely hatósági áras, a rezsiköltség-csökkentés fenntartását szolgálja. A földgázellátásról szóló 2008. évi XL. törvény 141/B. rendelkezése szerint az 1998. január 1. előtt termelésbe állított -mezőkről származó földgáz 19/2010. (XII.3.) NFM rendeletben (a továbbiakban Felajánlási rendelet) negyedévente meghatározott mennyiségét a termelő köteles felajánlani az egyetemes szolgáltatás keretében vételező felhasználók ellátásának céljára, a Felajánlási rendeletben meghatározott áron. A felajánlandó földgázmennyiséget alapvetően az határozza meg, hogy a 29/2009. KHEM rendeletben rögzített, egyetemes szolgáltatásban részvevő fogyasztók esetében alkalmazott molekulaárat milyen mértékben haladja meg az importgáz ára, valamint mekkora az egyetemes szolgáltatás keretében vételezők földgázfogyasztása. A példaként bemutatott 2014-es évben a Felajánlási rendelet alapján 33 543 TJ, azaz közelítőleg 1 000 millió köbméter földgázt 1 ~50 volt szükséges felajánlani az egyetemes szolgáltatás részére a hazai kitermelésből. Ebből következően pedig a nem hatósági áras, szabadpiacon értékesíthető földgázmennyiség az 1998. január 1. előtt termelésbe állított mezők esetében közelítőleg 350 millió köbméter volt. Megjegyezzük, az 1998. január 1. előtt termelésbe állított mezők esetében a természetes kimerülése folyamatos, amely csökkenti a potenciális, szabadon, piaci áron értékesíthető földgázmennyiséget. 1 34 MJ/m 3 fűtőértékkel számolva

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 50 c, d) 1998. január 1. után, de 2008. január 1. előtt termelésbe állított mezőkről származó, illetve 2008. január 1. után 2010. október előtt termelésbe állított mezőkről származó földgáz Az 1998. január 1. után, de 2010. október előtt termelésbe állított -mezőkről kitermelt földgáz nem esik hatósági árképzés vagy felajánlási kötelezettség alá, azaz piaci áron, szabadon értékesíthető. 2014-ben az e körbe tartozó mezőkről összesen mintegy 530 millió köbméter földgázt termeltek ki. e) 2010. október után termelésbe állított mezőkről származó földgáz 2010 októberében a Magyar Bányászati és Földtani Hivatal az ország teljes, kutatási engedéllyel nem rendelkező területét -kutatási szempontból zárttá nyilvánította. Ezt követően zárt területen a bányavállalkozók csak koncesszió birtokában kutathattak és termelhettek ki t. 2010 októbere és 2013 augusztusa között nem került kiírásra földgázkoncessziós pályázat, majd 2013 augusztusában, valamint 2014-ben és 2015-ben is kiírtak új koncessziókat. Az ebbe a körbe tartozó földgázmezőkről származó földgáz szabadon, piaci áron értékesíthető. Összefoglalva a termelés alatt álló hazai gázmezőket az 1998. január 1. előtt termelésbe állított földgázmezőkről származó gáz a rezsiköltség-csökkentés fenntartását szolgálja, így közlekedési célú LNG-előállításra nem felhasználható, a szabadon, piaci áron értékesíthető, így potenciálisan LNG-előállításra felhasználható hazai termelésű földgáz mennyisége 2014-ben 530 580 millió köbméter volt. 1.8.5.2.4 Bányajáradék A Magyar Bányászati és Földtani Hivatal tájékoztatása alapján az alábbi kötelezettségek állnak fent a bányajáradék fizetésének módját és minőségét illetően ([897] Bányajáradék Tájékoztató). A bányajáradékot az ásványi nyersanyagok és a geotermikus energia fajlagos értékének, valamint az értékszámítás módjának meghatározásáról szóló 54/2008. (III. 20.) kormányrendeletben (továbbiakban Rendelet) foglaltak szerint önbevallásban kell meghatározni. A bányajáradék fizetési kötelezettség mértékét a Bt., a bányajáradék önbevallási és fizetési gyakoriságát a Bt. végrehajtásáról szóló 203/1998. (XII. 19.) Korm. rendelet (továbbiakban: Vhr.) állapítja meg.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 51 A Vhr. ásványi nyersanyagonként eltérő gyakoriságot állapít meg a bányajáradék önbevallására és fizetésére vonatkozóan. Kőolaj, földgáz esetében havonta, egyéb ásványi nyersanyag és kinyert geotermikus energia esetében negyedévente kell eleget tenni az előírt kötelezettségeknek. Szénhidrogén bányászat esetében a bányajáradék mértékét elsősorban a kitermeléssel érintett mező termelésbe állításának időpontja illetve a mezőből kitermelt mennyisége határozza meg. Ez alapján az alábbi - a Bt. 20 (3) bekezdése szerinti - kategóriákat különböztetjük meg: 2008. január 1. előtt termelésbe állított mezőkön kitermelt kőolaj és földgáz esetében 16 % a bányajáradék mértéke, az 1998. január 1. előtt termelésbe állított mezők esetében a Bt. 20 (3) bekezdés b) pontja szerinti képlettel kell számolni a bányajáradék mértékét, a 2008. január 1. után termelésbe állított mezőkön kitermelt kőolaj és földgáz esetében a bányajáradék mértéke: o 12 %-a, ha a mezőből a kitermelt földgáz mennyisége évente nem éri el a 300 millió m 3 -t, o 20 %-a, ha a mezőből éves szinten a kitermelt földgáz mennyisége a 300 millió m 3 -nél nagyobb, de 500 millió m 3 -t nem haladja meg, o 30 %-a, ha a mezőből éves szinten a kitermelt földgáz mennyisége 500 millió m 3 -t meghaladja, a 2007. július 1-jét megelőzően működésbe állított föld alatti gáztárolás kényszerű párnagáz lecseréléséből származó földgáz, valamint a szén-dioxid gáz esetében 12 %, magas inertgáz tartalmú földgáz esetében a bányajáradék mértéke 8 %, a nem hagyományos eredetű és különleges eljárással kitermelhető esetében 2 %. 1.8.5.2.5 Lehetséges projekthelyszín magyarországi LNG előállítására Iparági egyeztetéseink alapján felmerült, hogy ideális projekthelyszín lehet egy magyarországi cseppfolyósítóhoz a MOL hajdúszoboszlói gázelőkészítő üzeme. Az üzem a helyi mezőkből kitermelt földgázt tisztította és tette alkalmassá a földgázrendszerbe való betáplálására. A gázelőkészítő üzemben működött egy propán-butánt előállító rendszer is, amit azonban a 2015-ös évvel konzerváltak. Habár nem termel, de nem tervezik a PBinfrastruktúra elbontását, így az konzervált állapotban akár a jövőben újra termelésbe is léphet. A PB-üzem ideális helyszíne lehet egy cseppfolyósító terminálnak is, hiszen: 1. a termelési gázhálózatba integrált infrastruktúráról van szó;

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 52 2. a gázelőkészítő üzem a telepen továbbra is üzemel, így a cseppfolyósítás alapanyaga továbbra is rendelkezésre áll; 3. a helyszínen rendelkezésre áll a megfelelő szakembergárda a cseppfolyósító üzemeltetésére. A fent sorolt indokokon kívül fontos lehet még a hajdúszoboszlói földgáz ideális összetétele, ami a földgáz közlekedésben való felhasználását illeti. A hajdúszoboszlói földgáznak ugyanis alacsony a kéntartalma, így elégetéskor nem keletkeznek a környezetet rendkívülien terhelő kén-dioxid és egyéb vegyületek. Ezen kívül Hajdúszoboszló az ország egyik legjelentősebb gázipari központja, itt és a város közelében találkoznak ugyanis a Barátság-vezetéken érkező orosz földgáz és a magyarországi kitermelésből származó földgáz mennyiségek. Ezen infrastrukturális csomópont mellett alakították ki a hazai gázrendszer keverőköreit, ahol a magasabb kén-, és szén-dioxid tartalmú magyar földgázt vegyítik kellő mennyiségben a nagy tisztaságú orosz földgázzal, hogy az betáplálhatóvá váljon a hazai szállítórendszerbe. Ebből kifolyólag Hajdúszoboszlón nemcsak hazai földgázból lehetne LNG-t cseppfolyósítani, de szükség esetén import földgázból is megoldható lenne a cseppfolyósított földgáz előállítása. A lokális adottságokat is figyelembe véve a Hajdúszoboszlói telephely további előnyöket mutat. A cseppfolyósító itt összeköttetésben állhatna több lokális gázmezővel, de akár olyan kutak is biztosíthatnák az ellátást, melyek jelenleg nem állnak termelésben. Amennyiben a MOL támogatná a cseppfolyósító létesítést, akkor kitermelhetővé válhatnak olyan lokális kutak, amelyek magas szén-dioxid tartalmuknak köszönhetően egymagukban nem kitermelhetőek gazdaságosan. A cseppfolyósító üzemmel azonban igény mutatkozhat az ilyen, kevésbé nagytisztaságú földgáz kitermelésére is, ahol a szén-dioxidot a MOL használhatná fel a mezők kitermelésének fokozására, vagy egyéb vegyipari tevékenységeihez.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 53 1.8.6. LNG előállítása kisméretű és inertes hazai földgázmezőkből 1.8.6.1 LNG célra termelésbe állítható kisméretű és inertes hazai földgázmezők vizsgálatáról Az alfejezet célja, hogy bemutassuk a magyarországi termelés helyzetét és feltérképezzünk minden olyan földgáz mezőt, mely esetében vagy a mező elhelyezkedése, vagy a mező speciális minősége miatt a bányászati jogosult hagyományos módon nem hasznosíthatónak minősítette a mezőt, vagy a projekt költsége miatt nem valósította meg a termelésbe állítást. A vizsgálatunkban kitérünk az egyes mezők termelésbe állítására vonatkozó kockázatokra (készletkockázat, minőségi bizonytalanság, kútállapot, stb.), meghatározzuk mező csoportonként, hogy milyen költséggel, mennyi idő alatt lehet egyes mezőket termelésbe állítani. A feltárt lehetőségek közül kiválasztunk három olyan mezőt, melyek termelésbe állítása a leggyorsabban lehetséges. Ezekre a mezőkre elkészítjük a termelésbe állításra vonatkozó technológiai létesítmény listát a CAPEX tervvel, komplex üzemeltetési költségvetést, ez alapján pedig elkészítjük a mező gazdasági elemzését. 1.8.6.2 LNG célra termelésbe állítható mezők törvényi hátteréről Szénhidrogén és inertes gázmezők kitermelését, a bányászati jogosultságot az 1993. évi XLVIII. törvény (továbbiakban Bányatörvény vagy Bt.) és végrehatási rendelete (203/1998. (XII. 19.) Korm. rendelet) valamint a hozzá kapcsolódó egyéb rendeletek szabályozzák. Tanulmányunk szempontjából leglényegesebb kérdéskör az un. zárt területek kérdésköre. A Magyar Bányászati és Földtani Hivatal HIVATALOS ÉRTESÍTŐ 2010. évi 91. számában tette közzé, hogy a ek, a széndioxid, a széntelepekben lekötött metán, a feketeszén, az ércek (beleértve a bauxitot is) vonatkozásában a Magyar Köztársaság egész területét zárt területté minősíti. A zárt területté történő minősítés jelentése, hogy és széndioxid kutatást továbbiakban (kivéve a már korábban adományozott kutatási jogot és a elkek ismételt kutatását) csak és kizárólag koncesszióra kijelölt területen, koncessziós szerződés birtokában, a koncessziós díj megfizetése mellett végezhető. A teljes zárt területté történő minősítés gondot jelent a már megkutatott, kutató fúrással is igazolt, de termelésbe nem állított készletek termelésbe állíthatóságánál, amennyiben az adott mezőre nem került fektetésre, vagy az adott re vonatkozó jogosultságot a bányavállalkozó visszaadta az állam javára. A földgáz fogyasztók részére történő értékesítését, a piaci szereplők egymáshoz való viszonyát a 2008. évi XL. törvény (továbbiakban Gáztörvény vagy GET) és végrehajtási rendelete

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 54 (19/2009. (I. 30.) Korm. rendelet a földgázellátásról szóló 2008. évi XL. törvény rendelkezéseinek végrehajtásáról), valamint a hozzá kapcsolódó rendeletek határozzák meg. A GET mellett a legjelentősebb rendelkezés az Üzemi és Kereskedelmi Szabályzat (ÜKSZ). A GET és az ÜKSZ értelmében a földgáztermelőre és a biogáz termelőre azonos szabályok vonatkoznak. A GET meghatározza, hogy milyen együttműködő rendszer keretén belül értékesíthető földgáz. A hazai szabályozás tekintettel arra, hogy mindezidáig LNG termelés, forgalmazás, vagy felhasználás nem merült fel nem rendelkezik az LNG szabályozásával. Egyes vélemények szerint LNG cseppfolyósítót klasszikus módon sziget üzembe lehet ellátni, amennyiben termelő mezőhöz kerül a létesítmény, valamint ha az LNG üzem felhasználónak, fogyasztónak minősül. A GET szerint azonban új szigetüzem nem hozható létre, csak un. félsziget üzem, ahol is vagy távvezetéki, vagy elosztórendszeri csatlakozás is kiépítésre kerül. Két alapvető kérdéskört kell tisztázni: A magyarországi készletek közül, a kitermelésre kerülő gáz fajtája alapján mely típus tartozik a GET hatálya alá? Amennyiben egy mező a GET hatálya alá esik, úgy van-e lehetősége az LNG terminálnak a mező mellett elosztó vezetéki vagy szállítóvezetéki csatlakozásra is alacsony csatlakozási költség mellett azaz kialakítható-e a félsziget üzemmód? Sziget üzemnek hívjuk azon földgáz fogyasztói rendszereket, melyeknek nincs csatlakozási pontja sem elosztó, sem szállítóvezetéki rendszerhez, az adott fogyasztók telephelyi vagy bányászati célú vezetéken keresztül vételeznek földgázt, a rendszerbe pedig kizárólag termelő vagy LPG kereskedő cég táplál be gázt. Amennyiben egy adott elosztói rendszerhez csatlakozik földgáz termelő, azonban az elosztó rendszer hidraulikailag megtáplálható egyéb gázforrásból is, úgy félsziget üzemről beszélünk. 1.8.6.2.1 GET hatálya alá tartózó gázfajták GET 3 szerint: 23. Földgáz: olyan természetes éghető gáz, amely a földkéregben keletkezett, bányászati tevékenység során kerül a felszínre, valamint bármely, az e törvény szerint alkalmazott berendezésben környezetvédelmi és műszaki biztonsági szempontból megfelelő módon, biztonságosan felhasználható, ideértve a 26. pont szerinti gázfajtákat is. 26. Földgáz minőségű, biomasszából és egyéb nem bányászati forrásból származó gázok: olyan mesterségesen előállított gázkeverékek, amelyek a földgázellátásról szóló törvény rendelkezéseinek végrehajtásáról szóló jogszabályban meghatározott feltét mellett, környezetvédelmi és

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 55 műszaki-biztonsági szempontból megfelelő módon az együttműködő földgázrendszerbe juttathatók (szállíthatók, eloszthatók és tárolhatók), a földgázzal keverhetők, és ez a keverék a földgázrendszerbe juttatáskor megfelel a földgáz minőségére vonatkozó a földgázellátásról szóló törvény rendelkezéseinek végrehajtásáról szóló kormányrendeletben meghatározott minőségi követelményeknek. A fenti definíciók alapján levezethető, hogy a LNG szempontjából a potenciális mezők egy része nem tartozik a GET hatálya alá, hisz az adott mező termelvénye a GET szerint alkalmazott tüzeléstechnikai berendezésekben nem használható fel megfelelő módon, speciális tisztítás nélkül. A 26-os pontban szereplő definíció ezt nem írja felül, mert ott a nem bányászati forrásból származó gázokról beszél, akkor is csak abban az esetben, ha távvezetékre, tárolóba, vagy elosztó rendszeri betáplálásra kerül az adott gázfajta. A vizsgálat szempontjából lényeges előny tehát, ha az LNG céljára olyan gázforrást keresünk, mely nem tartozik a GET hatálya alá. Azon gázforrások, melyek nem felelnek meg sem a 2S sem a 2H gázszabványnak, inertgáz tartalmuk magasabb, mint 20 % nem tartoznak a GET hatálya alá. 1.8.6.2.2 GET hatálya alá tartozó mezők A GET hatálya alá tartozó mezőknél vizsgálni kell, hogy az LNG üzem a bányászattól külön álló jogi személyiségnek fogyasztónak/felhasználónak minősül-e? Ez azért lényeges, mivel amennyiben felhasználónak minősül az LNG üzem, úgy ebben az esetben mindenképpen létre kell hozni legalább elosztórendszeri csatlakozást. Sok mező, melyből a kitermelt földgáz 2H vagy 2S szabványnak megfelelő gázminőségűre előkészíthető gazdasági okból azért nem állítható termelésbe, mert messze helyezkedik el az elosztórendszeri vagy szállítóvezetéki csatlakozási lehetőségtől. Így vélhetően, amennyiben az LNG üzem felhasználónak minősül, akkor a mező nem állítható termelésbe a félsziget üzemmód kialakítási kötelezettség miatt. A GET szerint: 17. Felhasználó: aki földgázt vagy vezetéken keresztül PB-gázt saját felhasználás céljára vásárol. Szakértői álláspont szerint az LNG technológia nem saját felhasználási céllal vásárol földgázt, hisz azt cseppfolyós formában tovább értékesíti. Így a GET az LNG-re, valamint LNGt kiszolgáló mezőre nem vonatkozik, kivéve, ha az LNG technológia ugyanazon helyszínen automatikusan üzemanyagtöltő szereppel is kiegészítésre kerül. Mindazonáltal ezen érvelés nem kellőképpen megnyugtató, hiszen bányászati gázforrások kellő tisztítás és kezelés után kielégítik a GET-ben meghatározott követelményeket. Ráadásul az a típusú már tisztított termelvény amelyből hűtéssel LNG-t állítanak elő, csak hőmérsékletében és halmazállapotában tér el a vezetékbe kerülő földgáztól. A gázszabvány

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 56 azonban ilyen típusú megkülönböztetést nem tesz, vagyis az LNG földgáznak minősül. Ebből következően az LNG előállításának megfelelő szabályozása érdekében indokolt áttekinteni és módosítani a GET-et, illetve végrehajtási rendeleteit. 1.8.6.3 Inertes és kisméretű mezőkre vonatkozó bányászati jogosultak bemutatása 1.8.6.3.1 MOL NyRt. Magyarország közismerten legnagyobb termelő vállalata a MOL NyRt. Mintegy 1 000 db termelő kúttal és közel 150 db kel rendelkezik. A LNG-hez alkalmas inertes vagy kis mezők kitermelési jogának többségével rendelkezik. Szénhidrogén szállító, elosztó és telephelyi vezetékrendszerekhez 19 kiépített betáplálási ponttal rendelkezik, illetve a MOL még sziget üzem is található. LNG technológia telepítésére legalkalmasabb területek: Karcag-Bucsa (itt azonban kútproblémák vannak, melyet meg kell szüntetni) Hajdúszoboszló Görgeteg-Babócsa. Ezen betáplálási pontokon a gáz kevés nehéz alkotóelemet tartalmaz, valamint nincs bennük kénhidrogén. Szigetüzem esetén jó csatlakozási lehetőség van a Kaposvári regionális rendszerhez, ahol a 2S gázminőségnél némileg jobb minőséget termelő nitrogénes mező, a Mezőcsokonya gáztermeléséhez lehet csatlakozni. 1.8.6.3.2 Magyar Horizont Energia Kft. (HHE) Két területen folytat kitermelést a vállalat, egyrészt a Dunántúlon Istvándi és Jánosmajor térségében, ahol CO 2 -os inert tartalommal rendelkező mezők valamint kőolajmezők kerültek termelésbe állításra. Tiszántúlon található három jelentősebb termelési területük: MOL-al közösen feltárt és közösen hasznosított Komádi-Vésztő területen található négy mező, mely a Magyar Horizont Energia Kft. legnagyobb kitermelőhelyét adja. Dévai mezők Túrkevei mezők A cég önálló hálózati csatlakozással nem rendelkezik, un. termelői félsziget üzemmóddal csatlakoznak a MOL rendszerein keresztül a távvezetékhez. LNG hasznosítás szempontjából egyik terület sem nevezhető ideálisnak, mivel a távvezetéki betáplálásra alkalmas előkészítés ellenére viszonylag magas a PB és más nehezebb ek aránya, mely vélhetően negatívan befolyásolnák az üzemanyag égési tulajdonságait.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 57 1.8.6.3.3 Tét-3 Kft. A vállalat Győr közelében végez kitermelést egy kúton. A kút termelvénye széndioxidos, melyből a CO 2 -t egy aminos technológiával (dúsítóval) választják le. A mező elosztó rendszeri csatlakozással kapcsolódik a hálózathoz, félsziget üzemmódban működik. A kút termelvénye alkalmas lehet LNG technológia kiszolgálására, nehezebb eket az előkészített gáz nem tartalmaz. Ismereteink szerint volt is kapcsolatfelvétel korábban velük ebben a témában, azonban nem tudunk arról, hogy milyen kimenete volt a folyamatnak. 1.8.6.3.4 Petrohungária Kft. Penészlek térségében végzett kutatásokat és kitermelést két kúton, melyek azonban letermelésre kerültek. Jelenleg nem végeznek aktív termelési tevékenységet. 1.8.6.3.5 RAG Kft. Torreador Kft.-től vásárolt több kutatási területet, majd azok geofizikai kutatását követően partnert keresett az azonosított proszpektek lemélyítésére. A kiskunságban partner bevonásával létrehozták a Delcuedra Kft.-t, amely Balotaszállás közelében mélyített le egy sikeres nem konvencionális kutat, azonban sajnos a rétegserkentés folyamata (rétegrepesztés) következtében a kút elszerencsétlenedett. Ezt követően a RAG fokozatosan értékesíteni kezdte a tulajdonukban lévő kutatási blokkokat, a Kőrös blokkot az O&GD Central Kft. vásárolta meg. 1.8.6.3.6 Folyópart Energia Kft. A cég az egykori HHE North Kft.-ből vált ki, mikor is a két tulajdonosa a cégnek megállapodtak egy bányászati jogosultsági cserében. A HHE North Kft. két tulajdonosa a HHE és a JKX Group volt. Közös kutatási területük volt a Nyékpuszta-Gyula környékén található kutatási blokk, ahol nem konvencionális mezők utáni kutatást végeztek. A kutatások részben sikeresek voltak, azonban a mezők termelésbe állítása nem volt megoldható részben műszaki, részben a magas kockázatok miatt. Közös kutatási területük volt a Hajdúnánás blokk is, ahol mind földgáz, mind kőolaj termelésre alkalmas mezőket találtak meg. A mezők azonban részben kis készletűnek mutatkoztak, részben pedig műszaki problémák adódtak, így most szakaszosan kerülnek termeltetésre. A JKX és HHE megállapodtak abban, hogy a közös kutatási területeket megszűntetik, a HHE lesz a kutatási jogosultja a Nyékpuszta-Gyula blokknak, a JKX pedig a Hajdúnánás blokknak. A megállapodás ratifikálását követően lett megalakítva a Folyópart Energia Kft., mely jelenleg a blokk geológiai újrakutatását várja a tulajdonostól.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 58 A Hajdúnánás területen kiépítésre került egy komplex gázüzem és olajállandósító technológia. A mezőkön számottevő kitermelés jelenleg nincs, így LNG forrás szempontjából pillanatnyilag a céggel és a mezőkkel nem lehet kalkulálni. 1.8.6.3.7 O&GD Central Kft. 2015-ben kezdte meg kitermelését a Kőrös blokkon. A Kőrös blokk korábban több kutató vállalat kutatási jogában is volt, ilyenek a Torreador Kft., POGO Kft., a RAG Kft. Az O&GD Central Kft. a kutatási jogosultságot a RAG Kft.-től vette meg, és kezdett ezt követően intenzív kutatásokba. Jelenleg 5 kitermelő kúttal rendelkezik három kitermelő helyen (Öcsöd, Mezőtúr és Örményes). Ezek kitermelése nagyobb, mint az eddig második legnagyobb termelőként nyilvántartott HHE kitermelése. A cég jelenleg még nem rendelkezik önálló csatlakozási ponttal a hálózathoz, termelői félsziget rendszeren keresztül táplál be földgázt a távvezetékbe Endrőd nullponton. A cég kutatásokat végez Szolnok térségében is, ahol két kutatófúrást mélyítettek egy korábban már termeltetett, de a 70-es években felhagyott mező térségének a megismételt geofizikai méréseinek kiértékelése alapján. A két kút közül a második kitermelhető t talált, mely azonban 20 % körüli nitrogénnel bír. A megtalált gáz a várakozásoknak megfelelően nehezebb eket nem tartalmaz, lényegében metán és nitrogén a fő összetevője. LNG forrás szempontjából a Szolnok térségi Szanda mező tökéletes és ideális lehetőség. 1.8.6.3.8 TXM Kft. Az ún. Makói árok legkitartóbb kutató cége, tipikusan nem konvencionális kutatásokat végeztek a területen. A cég mélyítette le Magyarország legmélyebb kútját, ami 6.800 m körüli. A cég a Földdeák nevű kútjából termelt néhány alkalommal 8-10 em 3 -t, de sajnos ez nem volt tartós. Jelenleg befektető társat keres a kutatások folytatásához. 1.8.6.3.9 TDE Services Kft. (TDE) Jelenleg saját kitermeléssel nem rendelkezik, azonban a cég végez operációs feladatokat a HHE részére. A TDE a kanadai Bankers Petroleum-al közösen indult kutatási koncessziós területért, Püspökladány térségében nyertek blokkot Panbridge Hungary Zrt. nevű közös cégükkel. 1.8.6.4 LNG céljára alkalmas készletek általános felmérése Tanulmányunkban azon gázkészleteket mérjük fel, melyek kis készlete vagy magas inertgáz tartalma miatt nem került termelésbe állításra. Tanulmányunkban mandátum hiányában nem mérjük fel a mezőkön lévő kutak állapotát, illetve nem végzünk részletes geológiai elemzést. Ezen vizsgálatokat csak a kiválasztott, konkrét mezők esetében kell elvégezni a beruházás megkezdése előtt.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 59 A vizsgálatban külön térünk ki arra, hogy milyen olyan egyéb LNG forrás lehetőség van, mely nem közvetlenül mezőhöz kapcsolódik, s ahol esetleg kölcsönös előnyökért lehetséges a termelőkkel megállapodni annak érdekében, hogy a szükséges beruházások elvégzését a termelő elkészítse. Magyarország területén összességében 26 064 Mm 3 gázvagyonnal rendelkező kisméretű, vagy inertes gázt tartalmazó gázmező található. A felmérésünk alapján 110-113 olyan mező azonosítható, mely alkalmas lehet LNG forrás céljára. A mezők között vannak kis mezők (55 db), melyek kitermelhető vagyona kevesebb, mint 30 Mm 3. Kis mezők esetén azon mezők termelésbe állítását ki kell zárni, melyek inertgáz tartalma magasabb, mint 15 %. Közepes készletű mezők (46 db), ezek közé soroltuk a 30-200 Mm 3 közötti készletű mezőket. Itt egyedileg kell vizsgálni, hogy milyen inertgáz tartalom mellett éri meg termelésbe állítani a mezőt. Nagy készletű mezők (18 db), a több mint 200 Mm 3 -es gázkészlettel rendelkezőek. A 15-25 %- os metán tartalom mellett már megéri termelésbe állítani ezeket a mezőket, amennyiben az LNG előállítás önköltsége még ezt lehetővé teszi. Ezen mezők esetén egyéb kiegészítő technológia alkalmazása is lehetséges, amennyiben a mező inertgáz tartalma túlnyomó részben CO 2. Az alábbi ábrán látható a készletek megoszlása a különböző típusú mezők között: millió m 3 40 000 20 000 0 622 3 426 22 408 Kis mezők készlete Közepes mezők készlete Nagy mezők készlete 21. Ábra: Mezők csoportosítása készlet alapján Itt érdemes kis mértékben visszalépni a törvényekhez. A örvény szerint kutatási jog a kel le nem fedett területekre vonatkozik. A elkeken feltárási és újrakutatási feladatok lehetségesek, melyet a kitermelésre jogosult bányavállalkozó végezhet el. Így nem

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 60 állhat elő az a helyzet, hogy egy re vonatkozóan más bányavállalkozó szerezhet kutatási jogot. 1.8.6.5 Kis mezők vagy inertes gázkészletek elemzése A kitermelés során a kitermelt földgáz a metánon, etánon, széndioxidon és nitrogénen felül tartalmazhat magasabb szénatom számú eket, valamint vízgőzt, port, kénhidrogént, stb. Hagyományos hálózati rendszeri betáplálás esetén ezen anyagok egy részét le kell választani, hogy a hagyományos tüzeléstechnikai berendezésekben biztonsággal eltüzelhető legyen a földgáz. A leválasztásra alkalmas előkészítési technológiák rendkívül költségesek, így a kis mezők termelésbe állítása általában nem rentábilis csak akkor, ha olyan tüzeléstechnikai berendezés kerül a mezőhöz illesztésre, mely nem igényli a jelentősebb előkészítést. Pl. egyes speciális turbinák, ahol csak a por és a víz leválasztás szükséges (oxidizer technológia). Kazánok, gázmotorok, mikroturbinák esetén legalább glikolos gázelőkészítés szükséges, vagy a háromfázisú szeparálást és a vízleválasztást követően melegített gázt kell adni a tüzeléstechnikai berendezésbe. Itt általában a stabil gázminőség a lényeges, illetve jelentősen behatárolja a folyamatot a kénhidrogén mértéke. Kis mezők és LNG technológia esetén csak a kénmentes mezőket érdemes vizsgálni, tekintettel arra, hogy a kénhidrogén leválasztása már önmagában jelentős költségtényező. Ilyen mezők esetén mobil LNG technológia alkalmazása szükséges, mely könnyen és olcsón áttelepíthető. Egyes kis mezők olyan mezők közelében találhatóak, ahol könnyű meglévő technológiához kapcsolódni, ezek esetén a hagyományos hálózati rendszeri értékesítés a javasolható megoldás. Az alábbi ábra mutatja, hogy milyen módon javasolt hasznosítani a kis mezők gázát: 143 63 383 29 LNG technológia Távvezeték Villamos enrgia vagy LNG Villamos energia 10. Ábra: Kis mezők hasznosítási lehetőségei millió m 3 Következő ábrán azt mutatjuk be, hogy a kis mezők készlete miként oszlik meg inertes gáz összetevők alapján:

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 61 Szénhidrogén gázok CO2-t és nitrogént is tartalmazó mezők Nitrogént tartalmazó mezők CO2-t tartalmazó mezők 0 50 100 150 200 250 300 350 400 millió m 3 11. Ábra: Kis mezők csoportosítása inertes gáz összetevők alapján Az ábrából látható, hogy a kis mezők többsége nem, vagy csak kis mértékben tartalmaz inertes gáz összetevőt. Itt a termelésbe állítás akadálya a meglévő rendszerektől való távolság, a vezetéképítés költsége. Kis mezők esetén a mezők mellett a nitrogén tartalmú mezők esetén érdemes LNG technológiában gondolkodni. A kis mezők esetén a kénhidrogén maximum 100 mg/m 3 mértékig találhatók a gázban. 1.8.6.6 Közepes vagy inertes gázkészletek hasznosítása Közepes mezők esetén az inertgáz tartalomtól függ, hogy egy mező alkalmas-e hagyományos tüzeléstechnológiai hasznosításra, vagy valamilyen egyéb alternatíva szükséges. Inertgáz összetevő leválasztása közepes méretű mezők esetén általában még nem rentábilis, a gázelőkészítés kiépítésének költségét a mezők inertes gáztartalmától függően lehet elvégezni. A folyamat attól is függ, hogy milyen a kezdeti rétegnyomás, milyen a mező művelési helyzete, az adott mező nyomása vagy kondenzátum tartalma lehetővé teszi-e az olcsóbb expanziós vagy glikolos előkészítési technológiát.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 62 12. Ábra: Glikolos gázszárító 13. Ábra: Expanziós gázelőkészítő technológia A következő ábra mutatja, hogy különböző felhasználási módok esetén milyen készleteloszlással tervezhetünk.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 63 440 461 320 505 1 699 Jelenleg nem javasolható hasznosításra LNG technológia Távvezeték Villamos enrgia vagy LNG Villamos energia 14. Ábra: Közepes mezők hasznosítási lehetőségei (millió m 3 ) Az ábrán látható, hogy a közepes mezők esetén a villamos energia termelése és az LNG előállítás is jó alternatíva, szemben a kis mezőkkel, ahol az LNG technológia jelentheti leginkább termelésbe állítás lehetőségét. A termelésbe nem állított, közepes mezők esetén a kategóriába sorolható mezők (inertes tartalom kisebb mint 10 %) készletaránya alacsonyabb, mint azt a kis mezőknél látjuk. Ennek oka az, hogy a 2008-2015 közötti magas gázár hatására a közepes mezők termelésbe állítása javarészt megtörtént. A termelésbe nem állított készletek esetén vagy új kút mélyítése, vagy a meglévő kút jelentős felújítása, átképzése szükséges, mely költségek miatt a projektek a termelő vállalatok elvárása alapján nem nyilváníthatóak feltétlenül megtérülőnek. A következő ábrán látható, hogy közepes méretű mezők között a leggyakrabban előforduló inertes összetevő a CO 2. A széndioxid viszonylag könnyen leválasztható, azonban a technológia rendkívül költséges beruházást igényel. Szénhidrogén gázok CO2-t és nitrogént is tartalmazó mezők Nitrogént tartalmazó mezők CO2-t tartalmazó mezők 0 500 1 000 1 500 2 000 millió m 3 15. Ábra: Inertes gáz összetevők alapján történő csoportosítása a közepes gázmezőknek

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 64 Közepes mezők esetén a kénhidrogén jelenléte gyakoribb, egyes esetekben jelentős koncentrációban, akár 270-600 mg/m 3 is előfordulhat. Kénhidrogénes készletek elérik a 482 Mm 3 -t. 1.8.6.7 Nagy méretű inertes gázkészletek hasznosítása 200 Mm 3 feletti készletű mezők közül csak azon mezők nem kerültek termelésbe állításra, melyek inertgáz tartalma magas és nagy távolságban helyezkedik el olyan technológiától, ahol az inertes hányad leválasztásra kerülhet. Nagy készletű mezők esetén nitrogénes mező nem fordul elő. Ennek oka, hogy a nitrogénes mezők többsége biogén típusú, fiatal mező. A CO 2 keletkezhet biogén és vulkanikus tevékenység során is. Jelentős CO 2 tartalommal rendelkező mezők gyakran tartalmaznak kénhidrogént is. Nagy mezők esetén a készlet mérete alapján gazdaságilag rentábilis a komplex gáztisztító rendszer, melyben a gázelőkészítés kiegészítésre kerülhet különböző dúsítói technológiával. 16. Ábra: Dúsítói technológia gépi hűtéssel A problémát itt az jelentheti, hogy a leválasztott inertes gáz tartalmat nem minden esetben lehet a levegőbe kiengedni, ráadásul nem mindig áll rendelkezésre olyan mélybeli geológiai formáció, ahova a leválasztott inertes gázmennyiség besajtolható.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 65 A következő 29. ábrán látható, hogy nagy mezők esetén a hasznosíthatóság szempontjából a villamosenergia-termelés és részben LNG termelés lehet megoldás, amennyiben jelentős kénhidrogént is tartalmaz a gáz. 3 213 1 417 2 519 208 Jelenleg nem javasolható hasznosításra LNG technológia Távvezeték Villamos energia vagy LNG Villamos energia 15 050 Távvezeték, vagy villamos energia 17. Ábra: Nagy mezők hasznosítási lehetőségei (millió m 3 ) Nagy mezők közül 12.143 Mm 3 gázvagyon jelentős mennyiségű, akár 2 700 mg/m 3 kénhidrogént is tartalmaz. Ezen mezők esetében a legnagyobb problémát nem a CO 2 jelenti, hanem a kénhidrogén leválasztása és semlegesítése. Az alábbi (30. Ábra) mutatja az inertes gázösszetevő alapján a nagymezők készleteloszlását: Kénhidrogént és CO2-t is tartalmazó mezők 11 934 Szénhidrogén mezők 208 CO2-t és nitrogént is tartalmazó mezők 3 069 Nitrogént tartalmazó mezők CO2-t tartalmazó mezők 7 197 0 5 000 10 000 15 000 millió m 3 30. Ábra: Inertes gáz összetevők alapján történő csoportosítása a nagy gázmezőknek 1.8.6.8 Mezők termelésbe állításának költsége és kockázatai Szénhidrogén bányászati szempontból az egyik lényegi kérdés a mezők termelésbe állításának és üzemeltetésének költsége.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 66 A mezők termelésbe állításának költsége függ a kutak hozamától, a gázminőségtől és kondenzátum tartalomtól, a kútfej nyomásától, bekötő és gerincvezetékek hosszától, valamint a hasznosítás módjától. Az alábbi 18. táblázatban foglaltuk össze, hogy milyen beruházási költségszintek mellett hány mező állítható termelésbe. 18. Táblázat: Beruházási költségek és termelésbe vonható mezők Mező/telep db CAPEX/projekt MFt Összesen MFt Alacsony beruházási igényű mezők 10 360-390 1 100 Közepes beruházási igényű mezők 36 550-1 000 12 500 Nagy beruházási igényű mezők 42 2 000-4 800 19 600 Óriás projektek 3 15 000 45 000 Más projektekkel együtt termelésbe állítható 3 0 Problémás (nem megfelelő gázminőség, vagy olyan kis készletű mezők, melyek termelésbe állítás jelenleg nem lehetséges) 16 0 A mezők egy része a jelenlegi árszintek és készletméretek, gázminőségek következtében nem megtérülő beruházást eredményez. Több mezőt a magas kénhidrogén tartalom miatt soroltunk a problémás mezők közé. A beruházási költségszintek felmérésekor nem vettük figyelembe, hogy milyen kútmunkálati költségek várhatók egy-egy mezőnél. A bányászatban a projektköltségek felmérését követően elemzik a megtérülési mutatókat. A tanulmányunkban szereplő mezők esetén a beruházási költségek, valamint a készletkockázatok mértéke miatt kevés olyan projekt azonosítható, mely bányászati szempontból elfogadható megtérülési mutatókkal rendelkezik. Ez nehezíti az olyan felhasználói megkeresések produktivitását, melyek eltérnek a megszokott folyamatoktól, adott esetben közvetlen fogyasztói ellátást vonnak maguk után. Ennek oka, hogy a bányászatban nem teljesen egyértelmű, hogy egy-egy felhasználási folyamat a GET hatálya alá tartozik-e, vagy sem. A GET ugyanis azt írja elő, hogy amennyiben egy fogyasztó a termelő által már nem látható el, úgy a termelőnek ki kell építenie a fogyasztó részére az ellátás lehetőségét. Ez belátható, hogy rendkívüli kockázatot jelent a termelő részére. Más esetben a felhasználónál van a készletkockázat viselése. Azaz, ha a közvetlenül a kitermelési helyre települő felhasználó azzal szembesül, hogy a készletek a tervezett mértékhez képest hamarabb kimerülnek, akkor ott maradhat gázforrás nélkül.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 67 Megoldást hozhat a mobil, könnyen áttelepíthető rendszerek telepítése a kis készletű, vagy inertes mezők mellé. Megoldás lehet az is, ha olyan telepítési helyszín kerül kiválasztásra, ahol a közelben könnyen kiépíthető hálózati kapcsolat van áll rendelkezésre. Csökkenthető még a készletkockázat olyan mező kiválasztásával is, ahol a közelben további kutak mélyíthetők, vagy olyan egyéb termelői gázforrás pl. biogáz vagy másik mező található, mely lehetővé teszi az alternatív források azonnali bekötését. Közepes és nagy mezők esetén a készletkockázat mértéke jelentősen kisebb, azonban a beruházási költségeket növelheti az inertes gáztartalom csökkentésére vonatkozó elvárások. A részletes projektelemzésekhez kiválasztottunk négy mezőt, melyek eltérő tulajdonsággal rendelkeznek. A mezőkre elkészítettük a felszíni technológiai tervet, meghatároztuk az üzemeltetési költségeket tájékoztató jelleggel. Ezen mezőket javasoljuk első körben megvizsgálni, mint lehetséges helyszíneket. 1.8.6.9 LNG forrásnak alkalmas gázok árának vizsgálata Az LNG forrásaként számba vett mezők esetében a bányászatra jogosult vállalakozó az alternatív hasznosíthatóság alapján határozza meg az árszintet, azaz a hálózati értékesítésben elérhető árszintek alapján vizsgálja meg a projektet. Ma Magyarországon a kitermelők két benchmark jegyzésárat alkalmaznak, egyrészt a VTP-t, másrészt a TTF-et. A gázárakat telephelyi paritáson szokás meghatározni, azaz az előkészítést követően felmerülő költségek a vevőt terhelik. A termelők ezen logika alapján vizsgálják az LNG számára történő forrás biztosítását is, vagyis az LNG technológia számára értékesített földgázt VTP vagy TTF viszonyítási alapon kívánják elszámolni. Figyelembe kell venni továbbá azt is, hogy a kitermelés sok esetben banki finanszírozással, vagy kockázati tőkebevonással valósul meg. Ez esetben a finanszírozónak gyorsabb megtérülési elvárásai vannak, mint egyéb kiszámíthatóan tervezhető iparágakban. Ennek oka, hogy a bányászat lényegesen nagyobb kockázatot, nehezebb tervezhetőséget jelent a kutatási fázis kezdeti szakaszában. A TTF jelenlegi árszintje 12-13 EUR/MWh között mozog, a VTP árszintje 13,5-14,5 EUR/MWh között alakul. Erre fizetnek a kereskedők valamilyen mértékű spreadet attól függően, hogy az adott kereskedő milyen alternatív forrásokkal rendelkezhet. A vizsgálatunkban ezért 14 EUR/MWh árszintet alkalmaztunk, mely a jelen piaci körülmények között a termelő számára könnyen elérhető árszint. Opcionális üzleti lehetőség, ha a potenciális vevő finanszírozza a mezők termelésbe állítását is, valamint kihasználják a technológiák üzemeltetésében rejlő szinergiákat és az elérhető végfogyasztói árak alapján határozzák meg a termelési árat. Ez elsősorban olyan mezőknél lehetséges, ahol a mező termelésbe állítása bányászati szempontból nem

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 68 biztosítja a megfelelő és gyors megtérülést. Az ilyen együttműködések lehetnek JOA (Joint Agreement) vagy JV (Joint Venture) szerződések mentén megvalósított üzletek. Amennyiben a vevő finanszírozza meg a termelésbe állítás költségeit és utána az eredmény (vagy árbevétel) egy részét átadja a termelő részére, úgy a termelő is megfelelő ösztönzést kap az üzlet megvalósítására. Fontos megjegyezni, hogy az LNG üzemanyag árazásának a vezetékes földgázhoz való igazítása hosszú távon nem feltétlenül jelent megoldást. Az olaj és gáziparban bevett gyakorlat, hogy a különböző termékeket a helyettesítő termékekhez árazzák. Korábban szinte kizárólag, de jelenleg is nagymértékben olajhoz kötik, azaz olajindexálttá teszik a földgázszerződéseket. Azonban abban az esetben, ha a kitermelésre kerülő földgázforrás egyéb célra nem hasznosítható (infrastrukturális hiányok, vagy a földgáz összetétele miatt), akkor a helyettesítő termék ára a gázolaj. Ugyanakkor az LNG üzemanyag gázolajhoz történő árazása a felhasználó (flottaüzemeltető) számára jelenthet kiszámítható megtérülési mutatót. A megfelelő helyettesítő termék hiányában ezért az LNG konkrét árazását megállapítani egy összetett folyamat eredménye, ami nagymértékben függ majd a termelési költségektől, valamint a termelési és disztribúciós folyamatban résztvevő szervezetek megállapodásaitól. Az LNG üzemanyag felső árkorlátját mindenesetben a Magyarországon elérhető nagykereskedelmi földgázár fogja meghatározni, a TTF árszinthez képest legfeljebb 1-1,5 EUR/MWh-val magasabb hazai árszinttel. Ennél magasabb árnál hosszú távon, megfelelő kereslet esetében olyan cseppfolyósítók léphetnek be a piacra, melyek nem Magyarországon bányászott földgázból, hanem vezetékes import földgázból állítják majd elő az LNG-t, így ezek árát az európai hub árak közvetlenül befolyásolják. Az LNG üzemanyag árának alsó korlátját pedig az értéklánc költségei, valamint az értéklánc folyamatában résztvevő vállalatok megállapodásai alapján létrejövő egyéb költségek fogják meghatározni. 1.8.6.10 Összefoglaló Magyarország kiterjedt készletekkel rendelkezik olyan kis készletű, vagy inertes gázt tartalmazó gázmezőkből, melyek a készletnagyság, az inert tartalom mértéke, vagy hálózattól való távolsága miatt rentábilisan nem állíthatóak termelésbe. Ezen mezők esetén lehetséges megoldás az LNG technológiai felhasználás. A normál hálózati forrásokhoz képest a bányászott inertes gázokból előállított LNG előnyei és hátrányai az alábbiak: Előnyök: Nincsenek rendszerhasználati díjak, melyek jelentősen növelnék a cseppfolyósító költségeit Stabil, állandó gázösszetétel

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 69 Hálózattól független rendelkezésre álló forrás Olcsóbb molekula ár Hátrányok: Magasabb szeparálási, hűtési költségek az inertes gáztartalom miatt Készletkockázat Rugalmatlanabb forrás általában, a kutak jelentős része nem állítható le, és indítható újra Mobil LNG technológia szükséges

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 70 1.8.7. Nem konvencionális földgázból előállítható LNG 1.8.7.1 Európai kitekintés A tudományban sokféle meghatározás létezik a konvencionális és a nem konvencionális ek definíciójára nézve. Ez a definíció korábban hordozott magával egy gazdasági szemléletet, miszerint nem konvencionális földgáznak számított az olyan gáznemű, ami éppen akkor az elterjedt technológiával nem volt gazdaságosan kitermelhető. Mára ez a definíció kissé idejétmúlt, hiszen a kitermelés gazdaságossága a piaci viszonyok és a technológiai előrehaladás függvényében rendkívül gyorsan változhat. Ezért az alábbi, sokkal inkább geológiai szemléletű definíció szerint határozzuk meg a tanulmányban, hogy mit is értünk nem konvencionális földgáz kitermelés alatt: A hagyományos ek a gravitációs szegregáció (felhajtóerők) által indukált, geometriailag meghatározható kiterjedésű szerkezeti vagy tektonikus csapdákban felhalmozódott ek. Ezzel szemben minden olyan természetes előfordulás, amely nem tesz eleget az előbbi feltétnek, a nem hagyományos ek csoportjába tartozik ([898] A nem konvencionális ek jelentősége a XXI. században, Lakatos I. és Lakatosné Szabó J.). Magyarország jelenleg nagyságrendileg 47,87 Mrd. m 3 megkutatott nem-konvencionális földtani földgázvagyonnal rendelkezik, ebből a jelenlegi technológiai szint mellett ténylegesen kitermelhető becsült ipari vagyon kb. 0,58 Mrd. m 3, ugyanakkor szakmai becslések szerint a tényleges földtani földgázvagyon a jelenleg ismert szintnél kb. 3-4-szer nagyobb, akár 200 Mrd. m 3 is lehet. A nem-hagyományos földgáz kitermelése a legmodernebb repesztéses technológiák és azokhoz kapcsoló szervizek alkalmazását követeli meg. Ezen kitermelési technológiák lényeges jellemzője, hogy folyamatos intenzív mezőfejlesztést és kútberuházást igényelnek. Egy-egy kút átlagosan csak 5-7 évig képes megfelelő kapacitással termelni, így a megcélzott kitermelési kapacitás fenntartása érdekében egyrészt egyszerre sok kutat kell üzemben tartani, másrészt folyamatosan újakat kell létesíteni. A létesítési és üzemeltetési költségek így mindvégig magas szintet mutatnak ellenben a hagyományos technológiákkal, ahol a kitermelési költségek túlnyomó része a beruházás elején jelentkezik. Észak-Amerikában a nem-konvencionális földgáztermelés felfutása mára már szinte történelemmé vált, ugyanakkor Európában messze nem beszélhetünk ilyen jellegű sikertörténetről. Ennek oka egyrészről, hogy az európai nem-konvencionális mezők egészen más geológiai tulajdonságokkal bírnak, mint az észak-amerikai mezők, másrészről azonban a technológia társadalmi elfogadottsága is szélsőséges. Valószínűsíthetően ennek köszönhető az is, hogy az EU nem foglalt egységes álláspontot a technológia európai felhasználásában,

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 71 hanem azt tagállami hatáskörbe helyezte. Számos nyugat-európai országban, mint például Franciaországban moratórium alá helyezték a rétegrepesztést, ugyanakkor Lengyelországban számos külföldi tőke bevonásával is zajló kutatási projekt zajlott. A hazánkhoz hasonló energetikai kihívásokkal küzdő Lengyelország elfogadott egy átfogó szabályozást többek között a nem-hagyományos készletek kutatásának és kitermelésének ösztönzésére, mely szerint a nem-konvencionális földgázra kivetett bányajáradék mértéke 1,5 %, míg a nem-konvencionális olajra 3 %, továbbá bevezetésre került egy úgynevezett különadó, amely profitalapú nyereségadóként működik, mértéke 0 és 25 százalék között változik. Ha a bányavállalkozó árbevétele legalább kétszeresen meghaladja kiadásait, akkor az adókulcs mértéke 25 %, minden más esetben ennek a fele. Veszteséges működés esetén értelemszerűen nincs adófizetési kötelezettsége. A különböző ösztönző rendszerek és mechanizmusok ellenére a termelés mindössze egy kútból indult meg, bár a -vagyont sikeresen megkutatták és felbecsülték. Így összességében itt sem beszélhetünk a technológia jelentős elterjedéséről. Az uniós energetikában vezető szerepet betöltő Nagy-Britannia is ösztönözni próbálja a nem konvencionális gázforrásainak a kitermelését. Az ország egészét nézve nagykiterjedésű mezők találhatóak a déli és középső országrészben (18. ). 2015-ben úgy határozott a kormányzat, hogy a fúrások megkezdéséhez szükséges engedélyek kiadását kiveszi a helyi önkormányzatok kezéből és az engedélyek egy központi szerv által kerülnek elbírálásra, ezáltal kevésbé adnak lehetőséget a helyi ellenzők érdekérvényesítésének. 18. Ábra: Rétegrepesztéses -kitermelés jogi megítélése Európában ([846] The Economist, Frack to the future)

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 72 1.8.7.2 Magyarországi nem konvencionális földgáz-kitermelés Magyarországon 2015-ben változtatták a nem-konvencionális forrásból származó földgáz bányajáradék kulcsát a korábbi 12-ről mindössze 2 százalékra, ezáltal ösztökélve a csökkenő trendet mutató földgázkitermelés ellensúlyozását. Az intézkedés hatása azonban semlegesnek mutatkozott, számottevő nem-konvencionális földgáztermelésről jelenleg sem beszélhetünk hazánkban. Ettől függetlenül geológiai és földtani szempontból hazánk a jól megkutatott és alaposan feltárt országok közé tartozik a sekély és közepes, tehát nagyságrendileg 3 000 m mélységig feltárt rétegeket illetően ([898] A nem konvencionális ek jelentősége a XXI. században, Lakatos I. és Lakatosné Szabó J.). Ennek köszönhetően a jelenleg kiírt koncessziós területeken történő kutatások is ezekben a mélységekben vizsgálódnak, máshol nagy földtani vagyonnal rendelkező kőolaj- vagy földgáztartalékok feltárására kevés az esély. Ezzel ellentétben a nagymélységű kutatás sikerességének esélyei jók, bár a 3 000 4 000 m alatti képződményekben a ek döntő hányada a kedvezőtlen fizikai jellemzők miatt nem vagy csak nehezen áramlásképes, így még a rétegrepesztéses technológia sem garantálhatja minden esetben a működő kút kiépítését. A közelmúltban nagy érdeklődést kiváltó Makói-árok a hazai nem-konvencionális földgázkitermelés elsődleges fókuszpontja. Az ország dél-keleti csücskében elhelyezkedő mező valószínűsíthetően Szerbiába is átnyúlik. A készletek pedig rendkívül nagy mélységben, 5000-6000 méter mélyen helyezkednek el az anyakőzetben, tehát ebben az esetben sokkal inkább beszélhetünk tight-gas -ról, mint palagázról. A mező 2006-os felfedezését követően ipari méretű kitermelés nem indult meg. Az elsődleges vizsgálatok alapján különleges, kifejezetten mező specifikus fúrástechnológiát, rétegnyitást és termelési módszert igényel, ami tovább drágíthatja a kitermelés költségét.

Ft/MWh 1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 73 1.8.8. Várható LNG költségek a magyarországi cseppfolyósítást alapul véve Az import gázárak várható költségeit illetően két tényező-csoportot érdemes figyelembe venni. Először is érdemes megvizsgálni, hogy a hazai szervezett gázpiacon, a CEEGEX-en milyen kötések mellett érhetőek el jövőbeni jegyzések. Import gázból való cseppfolyósítás esetén ugyanis várhatóan egy kereskedőtől kerülne beszerzésre a földgáz, aminek habár pontos költsége az aktuális piaci viszonyokat tükrözi, de a CEEGEX-en jegyzett jövőbeni kötések árai jó megközelítést adnak a jövőben várható árakra, illetve mutatják, hogy éppen most a piac miként árazza a jövőbeni gáz árát. Az alábbi ábra alapján megállapítható, hogy 2015 decemberében és 2016 januárjában enyhe csökkenést mutattak a jövőbeni jegyzések árai. Decemberben a legkedvezőbb árral a második és harmadik negyedéves szállítások bírtak 2016-ra és ez a trend az újévben is folytatódott, a fűtési szezonnal összhangban követve a megnövekedett gázigényt. A piac rendszeresen beárazza az időbeni távolság kockázatát, ezért a Q4-16 és Q1-17 jegyzések voltak a legdrágábbak. 6 500 6 000 5 500 5 000 4 500 4 000 Q1-16 Q2-16 Q3-16 Q4-16 Q1-17 19. Ábra - CEEGEX Physical Futures jegyzések 2015/12/01-2016/03/25 Az európai gáztőzsdéket vizsgálva megállapítható, hogy a CEEGEX kevésbé számít likvid tőzsdének a kereskedett mennyiség alacsony volumene miatt. Más Nyugat-európai tőzsdék, mint a holland TTF vagy az angol NBP sokkal likvidebb piacnak minősülnek, ezért az egyéb piacokon megköttetett szerződések árazásánál gyakran képezik a gázszolgáltatási szerződések alapjait. Magyarországon a korábban olajindexálás alapú hosszú távú szerződések helyett az utóbbi években egyre nagyobb arányban terjedtek el a gas-on-gas jellegű szerződések. Ezeket a magyarországi szállításra kínált termékeket pontosan a holland TTF tőzsdei árakhoz

EUR/MWh 1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 74 indexálva képzik. Ez azonban nem jelenti teljes egészében, hogy a holland és a magyar gázárak maradéktalanul konvergálódnak, mivel megfigyelhető egy kelet-európai prémium, ami pontosan az itteni piacok kis méretéből és a határkeresztező tarifarendszer magasabb értékeiből adódik. Átlagosan megállapítható, hogy a TTF árakhoz képest a magyarországi gázárak jellemzően 1 EUR/MWh hátrányban vannak, tehát ennyivel magasabb az egy egységre vonatkozó lekötés értéke Magyarországon, mint fix szállítási határidőkkel Hollandiában. Összességében tehát a Magyarországon vásárolt gáz ára magasabb lesz a Nyugat-Európainál, de a piacok az 1 EUR/MWh különbséget megtartva már jellemzően együtt mozognak. Az utóbbi hónapokban jelentős csökkenést tapasztalhattunk a TTF spot-jegyzésekben. Ennek elsődleges oka az olajárakban tapasztalt nagyarányú esés, valamint az olajindexáltan árazott gáz is megtalálta útját a TTF tőzsdére. Fontos megemlíteni a melegedő klimatikus viszonyokat is, ami a fogyasztás csúcsok kisimulását eredményezik, valamint a túlkínálat hatását. Többek között ennek a nagyarányú csökkenésnek is köszönhető, hogy a korábbi ábrában bemutatott CEEGEX Physical Futures jegyzések árai is egyre estek a vizsgált időszak alatt. 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 2010.01.01 2011.01.01 2012.01.01 2013.01.01 2014.01.01 2015.01.01 2016.01.01 TTF Spot 20. Ábra - TTF Spot-jegyzések 2013-2016 A TTF-en a CEEGEX-től eltérően hosszú távon, egészen 2019-ig nyúlóan is lehet határidős lekötéseket szerezni, ami hasznos útmutatást ad olyan tekintetben, hogy miképpen várja most a piac a gázárak jövőjét. A 2017-es évre vonatkozó éves jegyzés jelenlegi, 2016. február 2-án 14,37 EUR/MWh. A hosszú távú trend alapján (34. Ábra) látható, hogy ez egy alacsony értéknek számít, hiszen 2015 októberében még közel 19 EUR/MWh volt a CAL-17-es határidős szállítás ára.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 75 21. Ábra: TTF CAL-17 A 2018-as teljes éves határidős szállítás ára is a CAL-17-árakhoz hasonlóan mozogtak az elmúlt hónapokban. Az idő prémium nem túlságosan jelentős a 2017-es jegyzésekhez viszonyítva, hiszen 14,7 EUR/MWh volt 2016. február 2-án az ár, ami 33 EURcent/MWh-val magasabb, mint a 2017-es jegyzések esetében. Ennek fényében megállapítható, hogy a piac nem vár olyan jelentősebb eseményt, ami megemelné az árakat, eltekintve az időbeni prémiumtól. 22. Ábra: TTF CAL-18 Fontos még kiemelni, hogy nemcsak a (20. Ábra bemutatott spot árak, hanem a határidős szállítások árai is csökkenő trendet mutatnak. 2016 januárjában volt egy enyhe emelkedés, ami aztán ismét csökkenésbe kezdett. A 2019-es szállítások árai is ezt látszanak igazolni, habár itt még a januárban korábban tapasztalt áremelkedés továbbra is növekvő pályán van, azonban a növekedés üteme lassulni látszik, de még fordulat nem állt be a piacon. 2016. február 2-án a 2019-es határidős szállítások ára 14,725 EUR/MWh volt, tehát 0,025 EURcenttel magasabb a 2018-as szállítású jegyzéseknél.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 76 23. Ábra: TTF CAL-19 Összességében tehát elmondható, hogy az európai gázipar jelenleg nem vár jelentős emelkedést a földgázárakban 2019-ig. Ez köszönhető egyrészről a kereslet esetleges további csökkenésének, a várható LNG kapacitások növekedésével az Európába irányuló gázimportok növekedésének, valamint annak a piaci helyzetnek, hogy az eddig inkumbens pozícióban lévő Oroszország is egyre többet kénytelen engedni korábbi monopolhelyzetéből, annak érdekében, hogy nagyarányú piaci részesedését az öreg kontinensen fenntarthassa. Márpedig az orosz gáz az egyik legolcsóbban termelhető földgáz a világpiacon, így könnyen kel árversenyre az egyéb importforrások gazdáival még az orosz gazdaság egyre rosszabb helyzete ellenére is. A korábbiak összefoglalásául; a munkacsoport véleménye szerint amennyiben magyarországi cseppfolyósításra import földgázból kerül sor, ahhoz az évtized végéig 16 EUR/MWh árat lehet prognosztizálni a beszerzésre. A jelenlegi piaci viszonyokat figyelembe véve ez egy konzervatív értéknek minősül, azonban a projekt kezdő időpontját tekintve szükséges az időbeni prémium alkalmazása. Nagyobb arányú árnövekedésre nem számítunk az évtized végéig, ezt alátámasztják egyrészről a jelenlegi határidős jegyzések árai, valamint a kínálati oldal feszített árnyomása.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 77 1.8.9. Alternatív forrásból előállított LNG 1.8.9.1 Power-to-Gas, mint lehetséges LNG forrás A hazai LNG előállítás egyik lehetséges formája egy olyan innovatív technológia, ami rendszerszinten is kiválóan illeszkedne egy környezetbarát üzemanyag-ellátási rendszerbe: ez a Power-to-Gas (PtG) technológia. A technológiát az 1990-es években dolgozták ki, mint innovatív és alternatív energiatárolási lehetőséget. A módszer lényege, hogy kihasználja az olyan mélyvölgyi időszakokat, amikor a villamos energia spot ára rendkívül alacsony (vagy manapság akár negatív). A villamos energia völgyidőszaki alacsony árát okozhatják a nem kapcsolható erőművek folyamatosan termelése, vagy éppen a nem szabályozható megújuló villamosenergia-termelő egységek, mint például a szélenergia. Az alacsony keresleti időkben ezek gyakran okozhatnak a spot villamosenergiapiacon negatív árakat is. A Power-to-Gas erőművet az ilyen alacsony spot villamos energia ár esetén kapcsolják be és vízbontással állítanak elő hidrogént. A keletkezett hidrogént a korai és kis teljesítményű PtG erőművek többségében a gázhálózatba juttatják, ahol a gáz égéshőjének növelését eredményezi az abban való tárolás. Amennyiben a villamosenergia-igény hirtelen megnő és szükség van a jellegzetesen gázüzemű csúcskövető erőművek üzemeltetésére, akkor azok a földgázhálózatból vételezve a tüzelőanyagot, a PtG erőmű által megtermelt hidrogént is elégetik. A földgáz-rendszerbe juttatott hidrogén a gáz energiatartalmának emelését, tisztább égést biztosít és csökkenti a felhasználó fajlagos CO 2 kibocsátását is. Azonban a rendszernek van egy komoly problematikája, ami a H 2 molekulából ered. A hidrogén ugyanis olyan kicsi, hogy a legtöbb anyagon, így a vason is képes keresztül diffundálni, ráadásul eközben annak anyagszerkezetét is roncsolja. Emiatt a rendszerüzemeltetők erősen óvakodnak a hidrogén nagyobb arányú (2 százalékot meghaladó) jelenlététől. Az újabb PtG erőművek azonban már egy következő fázissal is rendelkeznek, nem csupán hidrogént, hanem mesterséges úton megtermelt földgázt is előállítanak. Ahelyett, hogy a hidrogént a földgázhálózatba juttatnák, szén-dioxid hozzáadásával szintetikus metánt készítenek belőle, ami rendkívül nagy tisztaságú metánt eredményez. Jelenleg kétfajta módszer létezik a hidrogén földgázzá nemesítésére, ezek a kémiai és a biológia metanizációs eljárások. A kémiai metanizációs eljárás során magas hőmérsékleten és egy katalizátor jelenlétében (jellemzően kobalt, nikkel vagy vas) szén-dioxidot reagáltatnak a hidrogénnel, ami vizet és tiszta metángázt eredményez. A másik módszer a biológiai metanizáció, ami során egy fermentáló medencében szén-dioxid jelenlétében baktériumok segítségével következik be a hidrogén metánná konvertálása. A biológiai eljárás során a keletkezett szintetikus földgáz is nagy tisztaságú, így további tisztítást nem igényel, ugyanakkor a biológiai eljárás miatt kis mennyiségben hátramaradhatnak szerves anyagok.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 78 A technológia úttörője mindenképpen Németország, ahol számos ilyen erőmű is üzemel. Több német energetikai vállalat, mint az E.ON és az RWE ruházott be ilyen erőművekbe, ugyanakkor ezek jellegzetesen kisméretűek, 1 MW e beépítet kapacitással, így viszonylag kis mennyiségű energia tárolására alkalmasak. Az ország azonban rendkívül elkötelezett a technológiát illetően, az évtized végéig szeretnének jelentős csökkentést elérni az installációs költségekben, ami a technológia nagyarányú elterjedését jelenleg még akadályozza. A Frauenhofen kutatóközpontban kitűzött cél alapján az évtized végéig 1000 MW tromos beépített kapacitást terveznek elérni, ami rendszerszinten már valóban jelentős energiatárolási potenciált jelenthet. Németországot azért is érdemes megemlíteni, mivel itt üzemel a világ első olyan PtG beruházása, ami kifejezetten a közlekedési szektor számára termel szintetikus földgázt. Ez a létesítmény az északi Werlte-ben található Audi üzeme, jelenleg a világ legnagyobb beépített kapacitású PtG létesítménye, összesen 6,3 MW névleges kapacitással. Az üzem 2013 decembere óta üzemel. Az alkáli trolízis mellé a kémiai metanizációhoz szükséges széndioxid mennyiséget a szomszédos biogáz üzem gázszeparálójából vezetik át. A létesítmény teljes hatásfoka 54 % körül jár, a kémiai reakciók során keletkezett hulladék hőt pedig a biogáz üzemben hasznosítják. Az így előállított szintetikus földgázzal virtuálisan 1 500 CNG üzemű Audi-t hajtanak meg, CO 2 -mentes üzemet biztosítva számukra. A rendszerhez az Audi 4 északitengeri szélgenerátort vásárolt, így a felhasznált áram teljes mértékben megújulónak számít. A CO 2 -mentes (-98 %) CNG üzemanyag tankolásához az Audi tulajdonosok egy ügyfélkártya rendszerrel, mint egy flottakártyával bármely német töltőállomáson tankolhatnak, méghozzá egységes áron. 24. Ábra: Az AUDI Werlte-ben található Power-to-Gas üzeme ([899] Audi Werlte Power-to-Gas, Audi Media Center)

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 79 A német példa is jól mutatja, hogy milyen kiválóan illeszkedhet a villamosenergiainfrastruktúra a közlekedéshez. Az AUDI projektjéből kiindulva, a PtG útján előállított földgáz CNG végcélú betáplálás helyett, nagyobb kapacitás esetén cseppfolyósítható is. Amennyiben egy ilyen technológiával kerülne biztosításra a hazai LNG üzemanyag alapanyag szükséglete, úgy egyrészről jelentősen javulhat az üzemanyag-ellátás biztonsága, kialakulhat egy valóban szén-dioxid neutrális közlekedés és a villamos rendszerirányítás is jelentős szabályozó kapacitást nyerhet. Ugyanakkor Magyarországon eddig még nem épült Power-to-Gas erőmű és a tanulmány elkészítéséig egyetlen, a projekt megvalósításával kapcsolatban valóban elkötelezett befektetésről sem tudunk beszámolni. Ezáltal rövidtávon a PANNON-LNG projekt szempontjából a Power-to-Gas technológia nem egy reális LNG beszerzési forrás, ugyanakkor hosszú távon érdemes vele számolni, amennyiben Magyarországon, vagy a régióban megvalósul egy ilyen jellegű beruházás. Ezért a későbbi alfejezetben részletesebben is foglalkozunk, hogy milyen költségekkel érdemes számolni, amennyiben ilyen forrásból kerülne beszerzésre a cseppfolyósítandó gáz. A Power-to-Gas útján előállítható gáz költségének felméréséhez a Power-to-Gas értékláncának tőkeköltségét vesszük alapul. Mivel Magyarországon még nem épült ilyen technológiát alkalmazó üzem, ezért az adatokat elsősorban a németországi erőművek működési tapasztalatai alapján ismertetjük. A Power-to-Gas értékláncának első lépése az olyan megújuló energiatermelő egységek, vagy nem szabályozható termelői kapacitásokkal termelt villamos energia megléte, amelyek az energiatárolás iránti igényt megfogalmazzák. A tanulmánynak nem célja az ilyen termelési egységek részére költségbecslést adni, azokat meglévőnek tekinti. Magyarországon Paks II megvalósulásával várható és különösen, amíg a jelenlegi és az új blokkok egymással párhozamosan fognak működni, a nehezen szabályozható termelői kapacitások, ezáltal a villamosenergia-tárolási igényének megléte, illetve növekedése várható. Habár hazánk jelenlegi beépített megújuló-energia kapacitása nem jelentős, azonban a napelemek további költségcsökkenésének eredményeképpen, valamint a megújuló részarány teljesítési kötelezettségéből eredően a tárolási igény is egyre meghatározóbb lesz. Összességében tehát azok a peremfeltét adottak, amelyek egy Power-to-Gas erőmű felépítéséhez szükségesek lehetnek, de a tanulmány a peremfeltét megvalósításához kapcsolódó költségeket nem vizsgálja. A Power-to-Gas erőmű lelke a víz bontásáért felelős hidrolízis szekció. Egy 5 MWe-os üzem a víz bontásával óránként 1 000 m 3 hidrogént képes előállítani. A jelenleg üzemben lévő PtG erőművek legnagyobb része ezt a hidrogént már közvetlenül a hálózatba juttatja, metanizáció nélkül. Egy ilyen konstrukció CAPEX költségei az alábbi ábrában vannak feltüntetve (25. ). A legnagyobb költséget az trolizáló berendezések adják, a mintegy 10 millió EUR-s teljes

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 80 költségvetés 50 %-át. A CAPEX másik fele pedig az épületek, az átmeneti tároló, a betáplálási pont kialakításához köthetőek. 2 300 000 EUR 200 000 EUR 800 000 EUR 5 000 000 EUR 1 400 000 EUR 300 000 EUR Elektolizáló berendezések Kompresszor Épületek Tároló Betápláló berendezések Egyéb várható költségek 25. Ábra: 5MW e Power-to-Gas egység tőkeköltsége ([830] Power to Gas: Chancen und Risken für kommunale Unternehmen, Verband kommunaler Unternehmen) Metanizációs berendezés nélkül azonban nem termelhető olyan szintetikus földgáz, amit aztán cseppfolyósítva LNG-t nyerhetünk. A metanizációs folyamat során az trolizáló berendezésből kiáramló hidrogént kémiai vagy biológiai úton szintetikus metánná alakítják. A PAN-LNG projekt szempontjából a biológiai úton történő metanizáció lehet különösen előnyös, hiszen így tovább növelhető az LNG értékláncának fenntarthatósága. A folyamathoz egy széndioxid forrás is szükséges, amely biztosítja a metán molekulában található szén jelenlétét. Iparági információk alapján egy 5MWe teljesítményű és óránként 1000 m 3 hidrogént termelő trolizáló berendezéshez egy olyan metanizációs berendezés illik, ami tromos teljesítményét nézve megközelítőleg 1,1 MW-os, óránként pedig 500 m 3 szintetikus metán előállítására képes. Egy ilyen metanizációs eszköz beszerzési ára az iparági információk alapján 1,5 millió EUR. Figyelembe véve, hogy hazánkban eddig még nem épült hasonló üzem, a CAPEX költségekhez érdemes még hozzászámolni telepítési, tervezési és kivitelezési költségeket is, amelyek megközelítőleg 2 millió EUR összeget tesznek ki. Ennek alapján az alábbi táblázatban felsorolt költségelemekkel számolhatunk, amelyek meghatározzák egy óránként 500 m 3 fölgázt előállító PtG CAPEX költségeit.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 81 19. Táblázat: Egy 5MW e teljesítményű Power-to-Gas erőmű CAPEX költsége Tétel Elektrolizáló Metanizációs berendezés Tervezés, kivitelezés Összesen Költség 10 millió EUR 1,5 millió EUR 2 millió EUR 13,5 millió EUR A termelési költség becsléséhez fontos még az előállítandó metán mennyiségét meghatározni. Amennyiben egy PtG erőmű a megújuló energiák túltermelését és ezáltal a spot piacon jelentkező, akár negatív villamosenergia-árakat kihasználva működik, akkor feltételezhető, hogy megközelítőleg 15-20 %-os elméleti kihasználtsági maximummal üzemelhet. Ebből eredeztethetően évente a 20 százalékos kihasználtsággal működő erőművek megközelítőleg 875 000 m 3 földgázt képesek előállítani, ami 650-670 tonna LNG előállításának felel meg. Ezzel a mennyiséggel egy 5 MW e PtG erőművön alapuló cseppfolyósító leginkább a mikro kategóriába tartozik. A tőkeköltséget egy 20 éves üzemidő alatt termelt földgáz mennyiségéhez viszonyítva megállapítható, hogy egy köbméter földgáz 240-250 Ft/m 3 áron állítható elő a PtG technológia segítségével. Ez a szám azonban valószínűleg egy alacsony becslés, hiszen többek között feltételezi, hogy az üzem csakis a túltermelés okozta negatív, vagy rendkívül alacsony villamosenergia-árkörnyezetben üzemel, valamint az egyéb változó költségek, mint a víz és a szén-dioxid sem kerültek felszámolásra. Azonban fontos megjegyezni, hogy még ez a konzervatívnak nem nevezhető becslés számértéke is 20-25 %-kal magasabb földgáz árat irányoz elő, mint a jelenlegi és a nemzetközi fejlemények alapján az évtized végéig prognosztizált földgázár. Ennek alapján összegzésként megállapítható, hogy a magyarországi LNG előállításának, habár a PtG egy rendkívül innovatív módja lehetne is, nem tartozik a leginkább költséghatékony előállítási módok közé. 1.8.9.2 LNG előállítása szintézisgázból a hazai szénvagyon felhasználásával A gázosítás során az alapanyag elégetésével keletkező szén-monoxidban és hidrogénben gazdag gázelegyet szintézisgáznak nevezzük. A folyamat során az erre a célra üzembe állított gázosító reaktorban a nyersanyag (alapanyag) energiatartalma elégetés útján alakul át szintézisgázzá, mely alapvetően H 2, CO és CO 2 keveréke. Ennek a speciális gáz halmazállapotú keveréknek a felhasználása széles hasznosítási lehetőségeket kínál. A szén és más egyéb szén alapú források (mint például a biomassza) elgázosítása hatékonyan járulhat hozzá az energiarendszerek rugalmasságához, mivel a szén formájában egy rendkívül nagy mennyiségben elérhető nyersanyagforrás áll rendelkezésre. A szintézisgáz és egyéb éghető gázok hasznosításának számos módja ismert, régre visszanyúló technológia. Éghető gázok fából (fagáz) és szénből (széngáz) történő előállítása az 1790-es évekre tehető. Ezeket a mesterséges gázokat első sorban a közvilágítás, valamint a nemesség

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 82 és a jómódú polgárok háztartási energiaigények kielégítésére használták. Magyarországon először 1816-ban gróf Széchenyi István nagycenki birtokán pároltak széngázt világítási célból. Emellett azonban az iparban és a mezőgazdaságban is alkalmazták gépek üzemeltetésére. A pennsylvaniai olajmezők 1859-ben történő felfedezése után a kőolajszármazékok kedvező áruknak és nagyobb energiatartalmuknak köszönhetően lassan kiszorították a szintetikus gázt. Magyarországon az Óbudai Gázgyár 1980-ban fejezte be termelését, egyes épületei ma ipari műemlékek (jelenlegi Grafisoft park területén). Manapság a szintézisgáz jellemzően Integrált Kombinált ciklusú gázosítás során (IGCC) villamos energiává és hőenergiává, esetleg előkészítés után Mesterséges földgázzá (SNG) alakítható. Ezen kívül mechanikai- és villamos energiát is elő lehet állítani különböző motorok és forgó villamos gépek alkalmazásával. A szintézisgáz előállításának folyamatában, beépített katalizátorok segítségével az előállított keverék CO és H 2 keverék aránya szabályozható, így az energetikai hasznosítás mellett számos alternatív hasznosítási mód is lehetséges, mint a gázelegy felhasználása vegyipari termékek előállítására. Kiemelten említendő a szintézisgáz kémiai szintézisekben történő alkalmazása, hiszen a metanol ipari előállításának egyik alapanyagául szolgál. Ilyen vegyipari termékek előállítására alkalmas az egyedi eljárásnak tekinthető Fischer- Tropsch szintézis vagy a Metanol szintézis. Előbbi esetében zömében mesterségesen előállított benzint és gázolajat termelnek, utóbbi esetében metanol vagy ammónia a végtermék. Az előbbiekben említett vegyipari eljárások segítségével a szénből közvetlenül állíthatók elő mesterséges üzemanyagok, amelyek nem képezik a fejezet tárgyát. Ezeket a szakirodalom DCL ( Direct Coal Liquification ) és ICL ( Indirect Coal Liquification ) (26. ) neveken ismeri, ugyanakkor cseppfolyósított földgáz előállítására nem alkalmasak.

1.8. LNG lehetséges hazai előállításának földgáz forrásai 83 26. Ábra: A szén termokémiai átalakítása közvetlen és közvetett cseppfolyósítás útján (DCL,ICL) ([843] America s Energy Future Panel on Alternative Liquid Transportation Fuels, Liquid Transportation Fuels from Coal and Biomass: Technological status, costs and environmental impacts) Szintézisgázt leggyakrabban az alább felsorolt nyersanyagokból állítanak elő: barnaszén; feketekőszén; földgáz és a kőolajat kísérő egyéb gázok; kőolajfrakciók; biomassza. A szintézisgáz mai értékláncában a korábban említett metanol szintézisen kívül jelentős mennyiségű szintézisgázt használ fel az ammóniagyártás (műtrágyagyártás), hidrogéngyártás és ecetsavgyártás (27. ). 27. Ábra: A szintézisgáz felhasználási további feldolgozási formái és termékportfóliója