A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2015.

A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2015. Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Budapest, 2015.

A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2015. Készítette: Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztály Budapest, 2015. - 2

Tartalomjegyzék 0. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ... 6 1. BEVEZETÉS... 8 1.1. SZABÁLYOZÓI HÁTTÉR... 8 1.2. ALAPELVEK... 8 1.3. ALAPFOGALMAK... 9 Villamos teljesítőképesség... 9 1.4. KERETDOKUMENTUMOK... 11 2. FORRÁSOLDALI ELEMZÉS... 14 2.1. VISSZATEKINTÉS... 14 Villamosenergia-termelés... 14 Beépített teljesítőképesség... 15 2.2. A MEGMARADÓ ERŐMŰVES TELJESÍTŐKÉPESSÉG... 16 Nagyerőművek... 17 Kiserőművek... 19 2.3. ERŐMŰVES BERUHÁZÁSOK... 21 Nagyerőmű-létesítések... 22 Kiserőmű-létesítések... 24 3. ELŐREJELZÉSEK OPTIMISTA FORRÁSOLDALÚ VÁLTOZAT... 26 3.1. TELJESÍTŐKÉPESSÉG-MÉRLEGEK... 26 Rövid táv (2020)... 26 Középtáv (2025)... 28 Hosszú táv (2030)... 30 3.2. VÁRHATÓ ENERGIAMIX... 32 Rövid táv (2020)... 32 Középtáv (2025)... 34 Hosszú táv (2030)... 35 3.3. SZABÁLYOZÁSI KÉRDÉSEK... 37 Peremfeltételek... 37 Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok... 39 4. ELŐREJELZÉSEK ERŐMŰHIÁNYOS FORRÁSOLDALÚ VÁLTOZAT... 44-3

4.1. TELJESÍTŐKÉPESSÉG-MÉRLEGEK... 44 Rövid táv (2020)... 44 Középtáv (2025)... 45 Hosszú táv (2030)... 47 4.2. VÁRHATÓ ENERGIAMIX... 49 Rövid táv (2020)... 49 Középtáv (2025)... 50 Hosszú táv (2030)... 52 4.3. SZABÁLYOZÁSI KÉRDÉSEK... 54 Peremfeltételek... 54 Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok... 54 5. FEJLESZTÉSI LEHETŐSÉGEK... 59 5.1. ERŐMŰVEK... 59 5.2. RENDSZERSZINTŰ SZABÁLYOZÁS... 60 6. TÁVLATI IMPORTLEHETŐSÉGEK ÖSSZEFOGLALÓ... 62 6.1. ENTSO-E SYSTEM OUTLOOK & ADEQUACY FORECAST ALAPJÁN... 62 6.2. VÁRHATÓ EXPORT/IMPORT/TRANZIT VISZONYOK, PIACSZIMULÁCIÓ... 65 7. ÁBRAJEGYZÉK... 71 8. TÁBLÁZATOK... 73 9. IRODALOMJEGYZÉK... 74 MELLÉKLET... 75 M1. A KÖRNYEZŐ ORSZÁGOK TÁVLATI FORRÁSOLDALI KAPACITÁSHELYZETE, IMPORTLEHETŐSÉGEK... 76 M1.1. Erőmű-építési helyzetkép... 79 Ausztria... 79 Cseh Köztársaság... 80 Horvátország... 81 Lengyelország... 82 Németország... 83 Románia... 84 Szerbia... 85-4

Szlovákia... 86 Szlovénia... 86 M1.2. Összegzés... 87 M2. VILLAMOSENERGIA-KERESLET-KÍNÁLAT ELEMZÉS AZ EXPORT-IMPORT- ÉS TRANZITVISZONYOK ELŐREJELZÉSÉRE... 90 M2.1. A vizsgálat célja... 90 M2.2. Bemenő adatok és a számítás menete... 90 M2.3. Az elvégzett vizsgálatok és azok eredményei... 92 Vizsgálatok az idősor-szimuláció támogatására... 92 Vizsgálatok a primerenergia-felhasználás bemutatására... 95 Vizsgálatok az ENTSO-E TYNDP vízióira... 96 M2.4. Összegzés...101-5

0. Vezetői összefoglaló A magyarországi villamosenergia-ellátás forrásoldalának elemzésekor az ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) 10 éves hálózatfejlesztési terve 2016. évi kiadásának, valamint a MAVIR ZRt. által elkészítendő 2015. évi hálózatfejlesztési terv kereteihez igazodva 2030-ig tekintünk előre. A MAVIR immáron évente esedékes forrásoldali kapacitáselemzése rendszeres tájékoztatást ad a villamosenergia-rendszer egyik fő elemének fejlődési lehetőségéről. Az elemzés célja előrejelzést adni a hazai erőműpark várható teljesítőképességének és energetikájának alakulásáról, kiindulva a meglévő forrásoldali helyzetből, figyelembe véve a feltételezhető selejtezéseket és az aktuális építési, beruházási trendeket. A meglévő hazai erőművek sorsa (várható leállításuk, selejtezésük, bővítésük) a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a teljesítőképesség-piac alakulását fogják követni. Nyilvánvalóan az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt. A villamosenergia-rendszerben üzemelő erőművek névleges bruttó villamos teljesítőképessége 2014. december 31-én 8 936 MW, ami várhatóan jelentősen csökkenni fog és mintegy 5 000 MW maradhat a húszas évek közepére. A megszűnés döntően nagyerőműveket érint a szénerőművek lényegében csaknem teljesen eltűnhetnek a hazai palettáról. A kiserőművek (földgázos kapcsolt, biotermikus, primer megújulók) a rendszerben kisebb mértéket képviselnek, ezért öregedési okokból való leállásuk kisebb mértékben befolyásolj a rendszert, bár hosszabb távon a most rendszerben lévő erőművek harmada maradhat csak meg. Az elmúlt néhány év tendenciái többek közt a gazdasági válság fogyasztásra gyakorolt hatása miatt, valamint a CCGT 1 erőművek tragikus megtérülési mutatói erőműépítések elhalasztását, csökkenő befektetői intenzitást mutatnak a villamosenergia-ipar forrásoldalán. A kilábalás dinamikáját sok tényező befolyásolhatja így nehéz mostanság az előretekintés, viszont közép- és főleg hosszú távon megvalósuló fejlesztések szükségessége nem kérdőjelezhető meg. A hazai trendek alapján földgáz és hasadóanyag primerenergia-hordozókra lehet alapozni és folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz használható, a szén pedig a vizsgált időhorizont után következhet a CCS 2 technológia kifejlesztését követően. Az erőműves technológiáknál felhasznált primer energiák támaszkodva a hazai adottságokra is, az erőműparkunk több lábon állása (ún. energiamix) növelheti az ellátásbiztonságot és egyben csökkentheti az energetikai kiszolgáltatottságot is. Az elemzés két változatot vizsgál optimista forrásoldalú változat: ez a változat a befektetők által benyújtott ún. Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő Nyilatkozatok alapján összhangban a Hálózatfejlesztési Tervvel szerepeltet új erőműves entitásokat tartalmazza, 1 CCGT: Combined Cycle Gas Turbine kombinált ciklusú gázturbina 2 CCS: Carbon dioxide Capture and Storage - szén-dioxid-leválasztás és -visszasajtolás - 6

erőműhiányos forrásoldalú változat: ez a változat jelen ismereteink, szakértői vélemények szerint a leginkább valószínűsíthető beruházások figyelembevételével összeállított erőműves kapacitásokat tartalmazza. Az elmúlt években üzembe került CCGT és OCGT 3 egységek néhány évig elegendőek lehetnek, de 2020. évre már erősen csökkenhet a tartalék. Tehát vagy a feltételezett import kell (erőműhiányos forrásoldalú változat), vagy a többi CCGT egység (mostanság elterjedt blokkméret nagyságrendileg 400 MW) üzembe helyezését kell valamilyen formában ösztönözni (optimista forrásoldalú változat). A húszas évek 2. felében várhatóan két nagy (1262 MW-os) teljesítőképességű nukleáris alaperőművi egység kerülhet üzembe, kiegészítve a megfelelő tercier tartalékkal. A tercier tartalék OCGT gázturbinákat új atomerőmű próbaüzeméhez figyelembe kell venni. Erőmű létesítési engedéllyel, csatlakozási szerződéssel rendelkező és létesítési szándékaikat Kötelezettségvállalási, vagy Igénybejelentő Nyilatkozatban visszaigazolt erőművek közel 6000 MW-nyi új erőművi teljesítőképességet jelenthetnek 2030-ig. A befektetők jelzései alapján elvileg közel 3 400 MW új kondenzációs CCGT épülhetne az elkövetkezendő tíz év során (optimista forrásoldalú változat), amit az atomerőműves blokkok követhetnek a húszas évek 2. felében. Erőműparkunk jelentős többlettét tartalékképzési szempontból ki kellene egészíteni exporttal (szomszédos országok bővítéseinek függvényében) vagy szivattyús-tározós vízerőművel, de mindkettőre csak igen bizonytalanul számíthatunk. A megújuló energiaforrások elterjedését a magyar kormány által meghatározott Nemzeti Megújuló Cselekvési Terv szerint megfelelve az EU felé tett kötelezettségvállalásnak vettük figyelembe. A kiserőmű-létesítések ugyan tovább folytatódhatnak, de a fő részarányt képviselő szélerőművek és a hőellátáshoz kötött biomassza-tüzelésű erőművek teljesítőképesség-értéke továbbra is igen mérsékelten jelennek meg az elemzésben. Az erőműves hőkiadás tekintetében csökkenés várható a takarékossági, hatékonyságnövelési és intenzitáscsökkentési elképzeléseknek megfelelően. Az energetikai hatásfok elsősorban az alkalmazott termelési technológiáktól és a hőkiadás mértékétől függ, de rendszerszinten mindenképpen javulás várható. A villamosenergia-rendszer erőműveinek primerenergia-felhasználásában a földgáz részaránya a húszas évek elejére 35% fölé emelkedhet az optimista forrásoldalú változat szerint (erőműhiányos forrásoldalú változatban ez 25%), ami később az új nagy atomerőműves blokk üzembekerülésével csökkenthető. Szükséges felhívni a figyelmet arra, hogy jelen tanulmányunk nem országos erőműépítési-terv, hanem a MAVIR ZRt. elemzése a jövőbeni helyzetről a piaci szereplőktől kapott, illetve egyéb különböző forrásokból beszerzett információk alapján. 3 OCGT: Open Cycle Gas Turbine nyílt ciklusú gázturbina - 7

1. Bevezetés 1.1. Szabályozói háttér A MAVIR ZRt. jogszabályokban rögzített egyik fontos feladata a magyarországi villamosenergia-rendszer távlati fejlődésének elemzése. Ezt a társaság Működési Engedélyének az I.2.18. pontja írja elő. Az átviteli rendszerirányítónak fel kell mérnie a villamosenergia-felhasználás várható jövőbeni nagyságát, emellett köteles elemezni és értékelni a várható erőművi teljesítőképességet, valamint a rendelkezésre álló import forrásokat. Az általa irányított magyarországi villamosenergia-rendszer rövid, közép- és hosszú távú forrásoldali fejlődését értékelve a MAVIR 2003-tól kezdve kétévente elkészítette a magyar villamosenergia-rendszer legalább tizenöt évre előretekintő forrásoldali elemzését, majd erre is alapozva minden páros évben a szállításhoz szükséges hálózat fejlesztésére állított össze tervet. A megváltozott szabályozás értelmében 2012-től évente kerül sor e dokumentumok átdolgozására, a kapcsolódó háttérelemzések és vizsgálatok elvégzésére. Jelen tanulmány a korábban nyilvánosságra hozott elemzések folytatását, továbbfejlesztését jelenti, azonban a fent említett új előírásoknak megfelelőn két önálló tanulmány foglalkozik a fogyasztói igények előrejelzésével, illetve a hazai villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztésével. Az elemzéshez felhasznált, a MAVIR részére összeállított háttértanulmányok különféle időszerű kérdéseket tárgyaltak, és általános fejlesztési képeket mutattak be a hazai, a regionális és az európai fejlődés lehetőségeiről. Tekintetbe vette a társaság a különféle hivatalos dokumentumokban a tárgykörhöz tartozó megállapításokat is. 1.2. Alapelvek Alapelvként rögzíthető, hogy az elemzés a hatályos jogszabályi keretekre és a vonatkozó szabályzatokra támaszkodik. Alapvető például, hogy saját kockázatára a villamosenergia-rendszer szabályozhatóságát és biztonságos működését nem veszélyeztetve mindenki építhet erőművet 4, és teljesen nyílt a villamosenergia-piac, a termelői szabad verseny Magyarországon. Alapelv és cél a magyarországi felhasználók biztonságos, zavartalan, megfelelő minőségű és átlátható költségszerkezetű villamosenergia-ellátása, továbbá a hazai villamosenergia-piac integrációja az Európai Unió egységesülő villamosenergiapiacaiba (VET 1. ). A villamosenergia-rendszer forrásoldalának rövid, közép- és hosszú távú elemzésekor, az ENTSO-E 5 10 éves hálózatfejlesztési terve 2016. évi kiadásának, valamint a MAVIR ZRt. által elkészítendő 2015. évi hálózatfejlesztési terv kereteihez igazodva, a következő sarokévek lettek kiemelve: a 2020. év (rövid táv = a jelenlegi erőmű-építések hatásának bemutatása), a 2025. év (középtáv = a különféle erőmű-létesítési lehetőségek követése), a 2030. év (hosszú táv = a hazai forrásoldal változásainak lehetséges útjai). 4 Vö. 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról (a továbbiakban: VET) 7. 5 ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators for Electricity - 8

A vizsgálat fontos kiindulási adatsora a várható villamosenergia-igények elemzése. A várható villamos csúcsterhelésnek az alakulásához kell illeszteni a teljesítőképességeket. Erre vonatkozó tanulmányunkban a jelzett energiaigények alapján számolva azt feltételeztük, hogy a jelenlegi csúcskihasználási óraszám (mintegy 6500 óra/év) tovább már nem növekszik. A térségben az új nagyerőmű-építési tervek elsősorban energia- és környezetpolitikai okokból halasztódhatnak. A konszolidálódó piaci helyzet alapján az import és az export különbsége jelentősen mérséklődhet, ha a régiónkban a tartalékok csökkennek. Csak a régió atomerőmű-építései mérsékelhetik ezt a csökkenést. Biztonsági alapkövetelményként (egyéb, nemzetközileg elfogadott kritérium nem lévén) azt a korábbi UCTE 6 feltételt tekintjük, hogy az ún. maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a nettó beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Ebben a felfogásban a tartalék az egyéb, váratlan eseményekre vonatkozik, hiszen a maradó teljesítmény a beépített teljesítőképességből úgy adódik, hogy az állandó és változó hiányok, a karbantartások és a váratlan kiesések, valamint a rendszerterhelés mellett levonják a rendszer irányításához szükséges tartalékokat is. 1.3. Alapfogalmak A hazai villamosenergia-ellátásban a teljesítőképességek jövőjének jelzése előtt rögzítendők bizonyos alapfogalmak annak érdekében, hogy közös megfogalmazásokkal dolgozva egységes felfogást lehessen kialakítani a jelenről, majd a jövő lehetőségeiről. Villamos teljesítőképesség A terhelés és a teljesítmény mellett külön fogalom a teljesítőképesség 7. Egy adott termelő berendezés (erőműegység) pillanatnyilag elérhető legnagyobb teljesítménye a teljesítőképesség. Ez függ a külső (pl. levegőhőmérséklet) és a belső (pl. szennyeződések) feltételektől. Névleges értéke a blokk vagy a turbó-gépegység műszaki leírásában, illetve adattábláján feltüntetett maximális állandó teljesítmény, ami méretezési érték is egyben. A bruttó évi villamos csúcsterheléshez igazodva, a beépített teljesítőképességeket (jele BT, mértékegysége MW) elemezzük. Magyarországon általánosan elterjedt, hogy az erőművek bruttó villamos teljesítőképességét tekintjük a névlegesnek, és nem az önfogyasztással csökkentett nettó értéket, amely nehezen lenne értelmezhető például egy gyűjtősínes erőműben. (Ma is található még ilyen erőmű a hazai villamosenergia-rendszerben.) Ezen felül a blokk-kapcsolású erőművekben is találhatók olyan közös segédberendezések (pl. vízelőkészítés, tüzelőanyag-kezelés), amelyeknek teljesítményigénye nehezen rendelhető pontosan egy-egy blokkhoz. 6 UCTE: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity az ENTSO-E elődszervezete 7 Gyakran a kapacitás szóval is helyettesítjük. - 9

A következőkben az erőművek esetében a bruttó értékeket (BT) használjuk, az importnál a bruttó és a nettó teljesítmény azonos érték. Természetesen egyelőre a névleges értékből (BT) indulunk ki, és ebből vezetjük le a változásokat (1. ábra). 1. ábra Villamos teljesítőképességek [MW] Lényegében négyféle csökkenéssel kell számolni, amelyek alapvetően két részre oszthatók: vannak (i) hiányok (állandó és változó) és (ii) javítások (tervszerű karbantartások és a váratlan üzemzavarok után szükségessé válók). Mindkettőnek van tervezhető és nem tervezhető része rövidebb távra, például havi vagy éves időszakra. Hosszabb távra a tervezés már bizonytalan. A BT-ből az állandó (ÁH) és változó (VH) hiányok levonásával adódik a rendelkezésre álló változó teljesítőképesség (RTV). Amennyiben csak az állandó hiányt vonják le, akkor az ún. rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség (RTA) fogalmának megfelelő érték adódik ki. Figyelembe veszik az erőműegységek tervszerű megelőző karbantartását (TMK). Ezt levonva a rendelkezésre álló változó teljesítőképességből, az igénybe vehető teljesítőképesség (IT) értéke határozható meg. Váratlan kényszerű kiesések (KK) is csökkentik a teljesítőképességet. Ennek becsült, valószínű értékét levonva az igénybe vehető villamos teljesítőképességből, továbbá az egyéb teljesítőképesség-változásokat (E) figyelembe véve jutunk az ún. ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség (TIT) értékéhez. Eddig a hazai szabályozási terület erőműveiről volt szó, de a kereskedők leköthetnek import vagy export teljesítőképességet is tartósan vagy rövidebb távra. Tehát a - 10

végső formában TIT + IMPORT TIT (vagy TIT - EXPORT TIT 8 ) áll az értékeléshez a tervező rendelkezésére. A TIT + IMPORT TIT értékét összehasonlítjuk a csúcsterheléssel (P), a kettő közötti különbség az ún. összes tartalék, amely még nem elegendő a biztonság értékeléséhez (2. ábra). 2. ábra Teljesítőképesség-tartalékok [MW] A rendszer irányításához mindig szükség van primer, szekunder valamint tercier szabályozási tartalékokra. E három összege az ún. rendszerirányítási tartalék (RIT). Ezt levonva az összes tartalékból, adódik az ún. maradó teljesítmény (MT) értéke: MT = TIT + IMPORT TIT P RIT > 0,05 BT Az európai átviteli rendszerirányítók közt általános javaslat, hogy a maradó teljesítmény lehetőleg nagyobb legyen, mint a névleges beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Egyes országokban (pl. Észtországban) adottságoktól függően a 10%-ot is megkövetelik. 1.4. Keretdokumentumok A közép- és hosszú távú kapacitásfejlesztési elemzés elkészítésekor a hatályos Üzemi Szabályzat 4.2.8 pontja értelmében a vonatkozó szabályzatok, nemzetközi ajánlások mellett az átviteli rendszerirányítónak figyelembe kell vennie a mindenkori magyar energiapolitikai alapelveket és EU-irányelveket. A 77/2011. (X. 14.) OGY határozattal az Országgyűlés döntött a Nemzeti Energiastratégia 2030 keretdokumentum elfogadásáról, amelynek a villamos energiával foglalkozó fejezete hat különböző forrásösszetétel hatásait mutatja be. 8 Az EXPORT TIT fogalmát nem tartalmazza az Üzemi Szabályzat, a teljesség kedvéért szerepel a tanulmányban. - 11

Megvalósítandó célnak az ún. Atom-Szén-Zöld forgatókönyvet tekinti a következő alapelemekkel: a) az atomenergia-hasznosítás hosszú távú fenntartása, b) a szénerőművek villamosenergia-termelésének szinten tartása (a szaktudás megőrzése, illetve a hazai energia-hordozókészletek lehetséges hasznosítása érdekében); c) a megújuló energia hasznosítási cselekvési tervben 2020-ig előirányzott fejlődési pálya lineáris meghosszabbítása, megfelelő feltételek esetén a kitűzött arány növelése. Az Európai Parlament és a Tanács 2012/27/EU irányelve szól az energiahatékonyságról. Ez alapján minden tagállam köteles megállapítani egy indikatív nemzeti energiahatékonysági célkitűzést, amely alapulhat: - primerenergia-felhasználáson vagy a végsőenergia-felhasználáson; - primerenergia-megtakarításon vagy a végsőenergia-megtakarításon; - energiaintenzitáson. Ezen célkitűzések megjelentek a 2013 áprilisában elkészült Nemzeti Reform Programban, amely rendelkezik a Nemzeti Energiastratégia végrehajtását célzó cselekvési tervek kidolgozásáról. Röviden összefoglaljuk Magyarország megújuló energia hasznosítási cselekvési tervének (a továbbiakban: MCsT) a hazai erőműrendszer távlati fejlődését érintő vonatkozásait is. E dokumentum a 2009/28/EK irányelv alapján készült el 2010 decemberére. Meg kell azonban jegyezni, hogy az 1491/2012 (XI.13.) kormányhatározat felhívja a nemzeti fejlesztési minisztert az MCsT felülvizsgálatára és indokolt esetben annak módosítására vonatkozó javaslattételre. A 2020-ig előretekintő cselekvési terv prioritásként határozza meg az ellátásbiztonságot, a környezeti fenntarthatóságot, a mezőgazdaság- és vidékfejlesztést, a zöldgazdaság-fejlesztést, valamint a közösségi célokhoz való hozzájárulást. A tervkészítés során figyelembe vett korlátozó tényezők között szerepel a villamosenergia-rendszer szabályozhatósága is, amellyel kapcsolatban az MCsT kijelenti: a magyar villamosenergia-rendszer csak korlátozottan tudja befogadni a nem szabályozottan előállított (időjárásfüggő) villamos energiát, ezért annak átgondolása, továbbfejlesztése szükséges. A 2020. évi teljes bruttó energiafelhasználáson belül a megújuló energiaforrásokból származó energia arányára vonatkozó általános célkitűzés 14,65%. A cselekvési terv eltérő részarányokat állapít meg a fűtés és hűtés (2020-ra 18,9%), a villamos energia (10,9%) és a közlekedés (10%) vonatkozásában. A villamos energiára vonatkozó arányszám az összes felhasználásra vetítve értendő. 2020-ra a BAU változat (energiatakarékossági és energiahatékonysági intézkedések nélküli forgatókönyv) szerint 53 TWh, a referencia változat (2009 előtti energiahatékonysági és energiatakarékossági intézkedéseket figyelembe vevő forgatókönyv) szerint 52,5 TWh, a kiegészítő energiahatékonysági intézkedéseken alapuló forgatókönyv szerint 51,5 TWh lenne az összes villamosenergia-felhasználás. Ez utóbbira vonatkoztatva adódik ki a 10,9% részarány 2020-ra összesen 5597 GWh megújuló alapú villamosenergia-termelést prognosztizálva. Az 1. táblázat 2020-ra kiindulásként adja meg az MCsT által előirányzott beépített teljesítőképességet, valamint energiahordozónkénti tervezett éves termelési adatokat. - 12

1. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák 2020-ra vonatkozó beépített teljesítőképessége, valamint termelési adata (MCsT 2010) Beépített teljesítőképesség 2020. évi termelés MW GWh Vízenergia 66 238 1 MW alatt 6 12 1 és 10 MW között 22 67 10 MW felett 39 158 Geotermikus energia 57 410 Napenergia 63 81 Szélenergia 750 1545 Biomassza 600 3324 Szilárd 500 2688 Biogáz 100 636 Összesen 1537 5597 A táblázatokból látható, hogy elsősorban a szél- (2020-ra 750 MW), illetve a biomassza-erőműveknek (2020-ra mintegy 600 MW) jutna jelentősebb szerep a megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek közül. A számottevőbb mértékű fotovillamos napenergia-hasznosítás mellett megjelenhetnek a hazai villamosenergia-rendszerben a geotermikus erőművek is. Mivel az MCsT 2010-ben készült, ezért egyes értékek felülvizsgálatra szorulnak, a technológiák fejlődése okán. Ebből következően a 2020-ra előirányzott értékeket 2015-ben már nem lehet teljes mértékben figyelembe venni. A naperőművekre vonatkozó 63 MW-nyi BT-nél már 2014-ben több volt beépítve. Ezért jelen elemzésben jóval nagyobb mértékben vettük őket figyelembe. Ezzel ellentétben a biomassza 600 MW-nyi 2020-ig előirányzott BT-jével kapcsolatban nem látszik számottevő előrelépés. A cselekvési terv utal a jelenlegi szabályozási rendszer átalakítására és a támogatási rendszerek újragondolására. Kívánatos lenne, hogy a termeléstámogatási rendszerek tervezésekor a hatékonyság mellett kellőképpen érvényesüljenek a magyar villamosenergia-rendszer szabályozhatóságával kapcsolatos szempontok is. - 13

2. Forrásoldali elemzés 2.1. Visszatekintés Villamosenergia-termelés A magyarországi összes villamosenergia-felhasználás 2014-ben 1,3% növekedést mutatott a 2013. évihez képest, ami 42,74 TWh fogyasztást jelent. Ugyanakkor a magyarországi erőművek bruttó villamosenergia-termelése csökkent, így a Magyarországra behozott villamos energia mennyisége erőteljesebben növekedett, mint a hazai felhasználás. A 3. ábráról leolvasható, hogy a teljes fogyasztás majdnem harmada import forrásból származott. A hazai bruttó villamosenergia-termelésről amely 29,35 TWh volt elmondható (4. ábra), hogy a Paksi Atomerőmű termelési részaránya közel 54%, és a Mátrai Erőmű eléri a 21%-ot. Azaz ez a két erőmű a hazai termelés majd háromnegyed részét adta. Figyelemre méltó, hogy a maradék nagyerőmű részaránya közelítőleg megegyezik az összes kiserőművi bruttó termeléssel. 3. ábra Az összes villamosenergia-felhasználás forrásainak részarányai 4. ábra Bruttó villamosenergia-termelés részarányai - 14

A magyarországi nagyerőművek (BT 50 MW) bruttó termelése a 2013. évi 25,8 TWh-ról 25,05 TWh-ra csökkent. A kiserőművek (BT< 50 MW) bruttó termelése szintén csökkent, 4,5 TWh-ról 4,3 TWh-ra. Az elmúlt években a hazai nagyerőművek kihasználásában bekövetkezett változások a 2. táblázatban követhetők nyomon. A táblázatban 2003-tól kezdődően ekkor vezették be a hazai villamosenergia-rendszer új, piacorientált működési modelljét szerepelnek a nagyerőművek kihasználási óraszámai. (A 2003 és 2004 folyamán még üzemben lévő, de azóta leállt Bánhidai Erőmű adataitól eltekintettünk.) Látható, hogy a két nagy alaperőműtől (Paks, Mátra) kihasználása messze megelőzi az összes többi magyarországi erőműét. A teljes hazai erőműpark teljesítőképességének kihasználása 3300 óra/év körül maradt, és az előbbieken kívül csak néhány erőmű pl. a földgáztüzelésű Újpesti Erőmű kihasználása volt az átlagnál nagyobb. 2. táblázat A hazai nagyerőművek éves kihasználása (2003-2014) Éves kihasználási óraszám 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Paks óra/év 7044 7682 7414 7214 7684 7638 7952 7880 7842 7897 7685 7825 Dunamenti óra/év 1999 1804 2269 1988 2828 2202 1260 1750 1228 1073 887 161 Mátra óra/év 5629 6339 6815 6715 6551 6634 6625 6619 6858 6446 6488 6448 Oroszlány óra/év 4845 4987 6205 5919 6141 5865 4586 3636 4261 4146 3389 2820 Pécs* óra/év 4117 3592 2007 1787 1754 1201 877 850 406 57 1923 4862 Bakonyi Erőm ű (Ajka) óra/év 2775 1381 1824 1494 1702 2524 3010 1717 874 827 197 3019 Csepel óra/év 5126 4380 4389 4228 5564 5468 2466 2001 4476 3944 2316 1110 Gönyű óra/év 2289 3009 652 1643 Kelenföld óra/év 3300 3390 3298 3698 4008 3884 2957 3260 2473 1797 1449 1404 Kispest óra/év 1391 4045 4664 4264 6227 3630 3755 3427 3149 2968 2810 Újpest óra/év 4017 3627 3936 4455 4827 6018 4292 4154 3687 3491 3730 3395 Debrecen óra/év 7818 6740 7471 5633 6322 5268 3709 4066 3208 2295 964 BVMT óra/év 86 113 59 77 Lőrinci óra/év 27 14 15 12 14 15 13 26 49 39 18 15 Litér óra/év 8 13 14 10 15 10 10 17 39 23 14 20 Sajószöged óra/év 28 12 12 9 13 9 18 17 33 35 21 22 Dunaújváros ISD Power óra/év 2220 2428 2382 1955 2207 2251 1790 2190 1712 1985 1301 1862 *A Pannon Hőerőmű ZRt., a PANNONGREEN kft. és a Pannon-hő kft. összesített adatai szerepelnek. Beépített teljesítőképesség A hazai nagyerőművek beépített teljesítőképességét a 2014. december 31-i állapot szerint az 3. táblázat tartalmazza. A hazai nagyerőművek összes bruttó beépített teljesítőképessége 7241 MW volt, a kiserőműveké pedig 1695 MW. Állandó hiányként összesen 1646 MW szerepelt, köztük a Tisza II., a Debreceni KCE és a Borsodi Erőmű teljes egészében. A táblázat tartalmazza a nettó beépített teljesítőképességeket is a kiserőművek esetében összesítve. Ez részben az erőművek havi műszaki jelentésein, részben pedig a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal által kiadott termelői és kiserőművi engedélyekben szerepeltetett önfogyasztási adatokon alapul. Egyes kiserőművek esetében becslésre volt szükség. (Az ENTSO-E éves összesítéseiben, teljesítménymérlegeiben az erőművek önfogyasztását nem tartalmazó nettó beépített teljesítőképességeket kell szerepeltetni.) - 15

3. táblázat A hazai erőművek teljesítőképessége (2014. december 31.) Rendelkezésre álló Erőművek Bruttó beépített Állandó állandó teljesítőképesség hiány teljesítőképesség MW MW MW Paks 2000 0 2000 Dunamenti 1069 215 854 Tisza 900 900 0 Mátra 950 30 920 Oroszlány 240 0 240 Pécs 120 35 85 Ajka 102 54 48 Borsod 137 137 0 Csepel 410 15 395 Gönyű 433 0 433 Kelenföld 178 0 178 Kispest 113 0 113 Újpest 105 0 105 Debrecen 95 95 0 Bakonyi GT 116 0 116 Lőrinci 170 0 170 Litér 120 0 120 Sajószöged 120 0 120 Nagyerőművek összesen 7241 1344 5897 Kiserőművek összesen 1695 302 1393 Hazai erőművek összesen 8936 1646 7290 2.2. A megmaradó erőműves teljesítőképesség Az erőművi beépített teljesítőképesség közép- és hosszú távú változásait, előrejelzését vizsgálva megállapíthatjuk, hogy a meglévő hazai erőművek sorsa, várható leállítása, selejtezése a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a villamosenergia-piac megfelelő elemzése után fog bekövetkezni. Az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt, ezért kiindulásként a várható leállításokat elemezzük. Az összes ma üzemelő hazai erőmű névleges bruttó villamos teljesítőképessége várhatóan jelentősen csökkenni fog 2030-ig (4. táblázat). 4. táblázat Az összes megmaradó erőmű várható beépített teljesítőképessége a jövőben 2014 2020 2025 2030 MW MW MW MW Nagyerőművek 7241 5646 5226 4392 Kiserőművek 1695 1302 814 495 Összes meglévő erőmű 8936 6948 6040 4887 Látható, hogy a mai kb. 8900 MW-ból öt év múlva nem egészen 6950 MW, a vizsgált időszak végére nagyjából 4900 MW maradhat meg, vagyis a teljesítőképesség közel felére csökkenhet 2030-ra. - 16

Nagyerőművek A selejtezés mértékének elemzésében fő meghatározók a nagyerőművek leállítására vonatkozó tervek. Az elemzés ezen részének nagy a bizonytalansága, hiszen maguk a termelői engedélyesek sem tudnak nagybiztonsággal tizenöt évre előre üzleti tervvel szolgálni. Az általuk adott információk, illetve saját becslések alapján kerül bemutatásra, hogy 2025-re (középtávon) és 2030-ra (hosszú távon) mennyi bruttó beépített névleges villamos teljesítőképesség maradhat meg a 2014-es tényadatokból. Alaperőművek Rendszerünk alaperőmű-parkját az atomerőművek, a lignittüzelésű és a részben barnaszénnel üzemelő erőművek képezik. - A Paksi Atomerőmű ma meglévő 4x500 MW-os blokkja (8x250 MW-os turbógenerátor-gépcsoportja) megmarad a harmincas évekig. Az első és a második blokk üzemidő-hosszabbításának engedélyezése már megtörtént, míg a 3. blokk esetében 2016-ban, a 4. blokk esetében pedig 2017-ben lesz esedékes az üzemidőhosszabbításhoz szükséges engedélyek megszerzése. Az elemzésünk ezen blokkok tekintetében is sikeres üzemidő-hosszabbítással számol. - A Mátrai Erőmű középtávon megmaradhat. Tulajdonosi tájékoztatás szerint, a legrégebbi, 2x100 MW-os egységét várhatóan 2023 végén állítják le mintegy fél évszázados üzemeltetés után. Egy évvel korábban kerülne leállításra a III. hsz. 220 MW-os blokk. A IV. és V. hsz. egységek összesen 2x265 MW-tal (blokkonként 232 MW-os gőzturbinás és 33 MW-os gázturbinás résszel) tervezett leállítási ideje 2025 évvége. Ezen utóbbiaknál azonban elképzelhetőnek látszik retrofit is, amelynek kezdete korábbi leállítást jelenthet.. Menetrendtartó erőművek A két hagyományos, eredetileg olajtüzelésre méretezett, de ma már földgázzal üzemelő időközben részben állandó hiányba került régi erőmű mellett már vannak korszerűbb, összetett körfolyamatú gázturbinás (CCGT) technológiájú menetrendtartó erőművek. A menetrendet tartó (vagy még kisebb mértékű) igénybevételi tartományba szorultak, illetve állandó hiányba kerültek a régebbi, szénre méretezett nagyerőműveink is. - A Dunamenti Erőmű korábban a legnagyobb magyar erőmű volt jóval 2000 MW feletti teljesítőképességgel. Lényegében mára két része maradt: az F rész az 1 db 215 MW-os blokkal, és a G rész a gázturbinásokkal. Az F részből megmaradt 13- as gépre vonatkozóan a MAVIR ZRt.-vel üzemszüneteltetési megállapodást kötött, leállása 2015-re tervezhető, ahogyan a G1 (205 MW GT) blokké is. A G2 blokk (három géppel 241 MW CCGT) megmaradhat a húszas évek második feléig. A közelmúltban átadott G3 erőműrész hosszú távon is rendelkezésre áll. Mindezek alapján a most hivatalosan 1069 MW-os meglévő erőmű egységeiből 2020-ig valószínűleg csak 649 MW maradhat, de 15 éven belül az összes régi gépet leállíthatják. Ekkor ha a G4 átalakítását nem végzik el - csak egy új CCGT egység képezheti az erőmű kapacitását (408 MW-tal). - 17

- A Csepeli Erőmű, annak privatizációja után, teljesen megújult. A két gázturbina és egy gőzturbina alkotta CCGT egység 410 MW BT-vel rendelkezik. Feltételezhető, hogy az erőmű 2030-ig megmaradhat, sőt tulajdonosi döntés alapján akár bővülhet is. - Befektetői szándék szerint a Tisza II. Erőmű (amely 2013. júl. 1-i dátummal szünetelteti villamosenergia-termelési tevékenységét) 4x225 MW-os, a múlt század hetvenes éveiben üzembe helyezett blokkjai közül 2-3 felújításra (repowering, CCGT) kerülhet a 2020-as évek elején. - A Magyarországon legutoljára üzembe helyezett Gönyűi Erőmű 433 MW kapacitására a teljes vizsgált időszakban számítunk, viszont alacsony kihasználtság miatt a tartós üzemszünet lehetősége nem kizárt. Hőszolgáltató erőművek - A Budapesti Erőmű ZRt. három nagyerőműve (Kelenföld, Kispest, Újpest) gáz- és gőzturbinákkal az elmúlt évtizedben (vagy még régebben) ismét átalakult, korszerűsödött. Üzemvitelükben a fűtési célú hőkiadás meghatározó, de szükséghűtés, kondenzáció már lehetséges. Az összesen 396 MW teljesítőképességű erőművek teljesítőképességében a tulajdonos nem tervez a vizsgált időszak végéig változást, feltételezve, hogy az üzletmenetükben jelentős változás nem következik be. - A Debreceni Kombinált Ciklusú Erőmű (DKCE) 95 MW-os CCGT egysége 2030-ig megmaradhat, bár kora már meg fogja haladni a 30 évet. Mindemellett azonban 2016. június 30-ig villamosenergia-termelés szüneteltetésére van engedélye. Nem könnyíti meg az elemzést, hogy tulajdonosváltás van folyamatban. - Az egykori Pécsi Erőmű, ma a Pannonpower Holding leányvállalataiból álló erőműcsoport, amely biomassza alapon termel villamos energiát. A közelmúltban megtörtént korszerűsítés eredményeképpen a PANNONGREEN Kft. és a Pannon-Hő Kft. összesített 85 MW-ja 2030-ig figyelembe vehető. - A Bakonyi Erőmű (Ajka) régi erőműrészét a múlt század hatvanas éveinek elején 3x30 MW-os erőműrésszel bővítették. Itt is leválasztottak egy 30 MW-os kiserőműrészt (Bakonyi Bioenergia Kft.), és a többi maradt öt géppel (12,4+19+10,2+30+30 MW) 101,6 MW-os nagyerőmű. A tervek szerint 2015 folyamán felújítanák, így 2030-ig a 12,4 MW-os gép kivételével, mely csak 2027-ig üzemben is maradnának. - Az ISD Power ipari hőszolgáltató erőműve (jelenlegi teljesítőképessége 64,5 MW) várhatóan továbbra is üzemben marad az általunk vizsgált időszakban. Gyorsindítású gázturbinák Az eredetileg gyorsindítású tartalékként épített, ma már tercier szabályozási tartalékként szolgáló három nyílt ciklusú gázturbinás (OCGT) egység egy-másfél évtizeden belül eléri tervezett élettartama végét. - A Lőrinci Erőmű (170 MW) működési engedélyének meghosszabbítására tulajdonosi jelzés alapján 2018-19-ben kerülhet sor. - 18

- A Litéri Erőmű (120 MW) működési engedélyének meghosszabbítására 2021-22- ben kerülhet sor. - A Sajószögedi Erőmű (120 MW) működési engedélyének meghosszabbítására szintén 2021-22-ben kerülhet sor. Mindhárom erőműnél a működési engedély meghosszabbítását követően elvégeznék az üzemidő meghosszabbításához szükséges munkálatokat. - 2011-ben került üzembe a BVMT 9 összesen 116 MW teljesítőképességű kétblokkos, nyílt ciklusú gázturbinás erőműve (Bakonyi GT). Az alacsonyabb kihasználási óraszámra tervezett csúcserőművet mindhárom sarokévben figyelembe vesszük. A nagyerőművekből a megmaradók A megmaradó nagyerőművek jövőbeni teljesítőképességét a 2014. december 31-én nyilvántartott beépített teljesítőképességből kiindulva lehet összefoglalva megítélni (5. táblázat). 5. táblázat A megmaradó nagyerőművek várható bruttó beépített teljesítőképessége Erőművek 2020 2025 2030 MW MW MW Paksi Atomerőmű 2000 2000 2000 Dunamenti Erőmű 649 649 408 Mátrai Erőmű 950 530 0 Gönyűi Erőmű 433 433 433 BERT 396 396 396 Csepeli Erőmű 410 410 410 GTER 526 526 526 Bakonyi Erőmű (Ajka) 132 102 89 Pannon Erőmű 85 85 35 Debreceni Erőmű 95 95 95 Nagyerőművek összesen 5676 5226 4392 Látható, hogy a jelenleg meglévő több mint 7200 MW-nyi nagyerőmű-parkból már tíz éven belül is csak mintegy 5200 MW maradhat meg, és a vizsgált időszak végére legfeljebb 4400 MW üzemére számíthatunk. A már ma sem túl fiatal átlagéletkorú nagyerőmű-park együttes névleges beépített villamos teljesítőképességének majd 40%-a helyettesítésre szorul vagy új nagyerőművekkel, vagy akár új kiserőművekkel. Ha felújításokat, üzemidő-meghosszabbításokat is ide számoljuk akkor ez az arány több mint 50%. Kiserőművek Az 50 MW névleges bruttó villamos teljesítőképesség alatti kiserőművek megmaradó kapacitását külön kell vizsgálni. Nincs mód a sok száz kiserőmű tizenöt-húsz éves jövőjének egyenkénti értékelésére, ezért a fennmaradó teljesítőképesség alakulását 9 Bakonyi Villamos Művek Termelő Zrt. - 19

csoportonként elemezzük, a maradó élettartamukra vonatkozóan a kiserőművi összevont engedélyük érvényességét véve alapul. Megújulós kiserőművek A megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőműveknél is több csoport különböztethető meg. Elsőként az ún. primer megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőművek elemzése következik. - A szélerőművek egy részét biztosan helyettesíteni akarják majd a következő két évtizedben, mert a legalkalmasabb helyekre már sokkal nagyobb és korszerűbb egységek telepíthetők. A beépített 330 MW-ból másfél évtized múlva még 300 MW biztosan megmaradhat. Feltehető (lásd a német példát), hogy a szélerőmű-technika fejlődésével a tulajdonosoknak érdemes lesz a leginkább szeles területeken a régi egységeket korszerűbbre cserélni. - Vízerőművek terén sok változásra nem számíthatunk. A már évtizedek óta üzemben lévő nagyobb (Tiszalök, Kisköre, Kesznyéten stb.) vízerőművek megmaradhatnak még biztonsággal két évtizedig, és a kisebbeknél sem látunk okot leállításra. - Naperőműveink alig vannak, mérlegeinkben 68 MW összes teljesítőképességet veszünk figyelembe, de a meglévőket, régieket itt is pótolni lehet majd korszerűbbekkel. - Geotermikus erőművek 10 jelenleg még nem működnek hazánkban. A másik nagyobb megújulós csoportra jelen tanulmány az egyéb megújulós kiserőművek összefoglaló nevet használja. Ezek általában megújuló energiahordozót (szilárd, gáznemű vagy cseppfolyós biomasszát) eltüzelve termelnek villamos energiát és hőt. Ide rendeljük a hulladékot tüzelő erőműveket is. ebben a kategóriában, a fellelhető kiserőművi összevont engedélyek alapján valamivel több mint 200 MW-ot lehet figyelembe venni, melyeknél 2030-ban alig több mint 40 MWnak lesz érvényes engedélye. Egyéb nem-megújulós kiserőművek Ebbe a kategóriába leginkább a földgáztüzelésű kapcsolt termelésű kiserőművek tartoznak, melyek a villamosenergia-igény mellett elsősorban a hő kiadásával foglalkoznak. A hő igénye szerint irányított technológiák (hőtárolás gyakorlatilag nincs), a földgázzal üzemelő berendezések több csoportra oszthatók (gázmotoros, CCGT és gázturbinás, valamint gőzturbinás kiserőművek). A tanulmányban összesítetten jelennek meg ennek a kategóriának az értékei. A kapcsolt villamosenergia-termelés részaránya 2002 és 2006 közt meredeken nőtt, majd a fejlődés megtört, és 2010 óta csökkenés tapasztalható. A 2000. év környékén fellendült erőműpark jelentősen szűkülhet és 2020 és 2022 közt a most meglévő engedélyek több mint kétharmada lejár, 2030-ra gyakorlatilag az összes engedély megszűnik. 10 Bár a geotermikus erőművek az ún. primer megújulók közé tartozik, mértékéből fakadóan a mérlegekben az egyéb megújuló kategóriában jelenik meg. - 20

Kapcsolt termelés nélkül a távfűtés nem életképes Magyarországon sem. Feltehetően nagy fűtőerőműveket már nem építenek új távfűtésekhez, a kiserőművek pedig fajlagosan elég drágák. Ezért elterjedésük támogatást igényelt. A közeljövő energiapolitikai döntéseitől, a magyar energetika reformjától igen sok függ. Kiserőművekből a megmaradók A megmaradó kiserőművek bruttó BT-jét a 6. táblázat tartalmazza. 6. táblázat A megmaradó kiserőművek várható bruttó beépített teljesítőképessége 2020 2025 2030 MW MW MW Szélerőmű 330 325 307 Vízerőmű 57 57 55 Naperőmű 68 68 68 Egyéb megújuló 217 171 43 Egyéb nem megújuló 630 193 22 Összes kiserőmű 1302 814 495 Látható, hogy a következő tíz évben a ma meglévő kiserőművek bruttó névleges villamos teljesítőképessége mintegy 40%-kal csökken, míg 2030-ig nagyjából a 40%- a maradhat meg. 2.3. Erőműves beruházások A magyarországi erőműpark feltételezhető selejtezései után áttekintjük a 2025-ig és 2030-ig várható (remélhető vagy szükségesnek látszó) erőművek létesítését, az építési lehetőségeket, az új beépített bruttó névleges villamos teljesítőképességeket. A hosszú távú biztonságos villamosenergia-ellátás fenntartásához megvizsgálandó, hogy 2014. december 31-hez képest közelítőleg mekkora új villamosenergiatermelési kapacitást (bruttó teljesítőképességet) kellene teremteni. A meglévő erőművek várható bruttó névleges beépített villamos teljesítőképességének időbeni jelzéséből és a szükségesnek látszó összes teljesítményből kiszámítható, hogy mennyi új teljesítőképességre lenne szükség (5. ábra). - 21

5. ábra A forráslétesítés szükségessége Látható, hogy nagy valószínűséggel egy évtized alatt legalább mintegy 5400 MW-ot kell létesíteni, tizenöt év alatt pedig valamivel több mint 7000 MW-ot. Természetesen árnyalja a képet, hogy ezek egy részére megoldás lehet a most meglévő erőművek élettartamának meghosszabbítása is. Nagyerőmű-létesítések Az eddigiek alapján lényegében két primerenergia-hordozóra lehet a mai körülményeket ismerve gondolni: földgázra és hasadóanyagra. Olajra és szénre aligha, így ezek lényegében elhagyhatók. A folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz például az OCGT technológiával megvalósuló gázturbinákhoz használható, a szén pedig csak a harmincas évektől lehet inkább hazai tüzelőanyag. (A Nemzeti Energiastratégia utal ezzel kapcsolatban a tiszta szén és a szén-dioxidleválasztási és -tárolási technológiák jelentőségére.) Nagyerőműveket (az esetleges nagyobb szélerőmű parkoktól eltekintve) feltehetően tizenöt év alatt nem építenek majd hazánkban megújuló energiaforrásokra alapozva. A korábban tervezett nagy vízerőművek megvalósulására egyelőre nem lehet reálisan számítani. A jelenlegi feltételek mellett kicsi az esély arra, hogy nagy tárolós erőmű fog üzemelni, de szükségesnek látszik a nagy teljesítőképességű energiatározó létesítése hazánkban hosszú távon. A tárolást illető nemzetközi együttműködés - 22

meglehetősen bizonytalan, részben mert az érintett régiós országok is hasonló gondokkal szembesülnek, részben mert ily módon kiszolgáltatottá válnánk, ami ellátásbiztonsági és gazdasági kockázatokkal járna. Nagyerőművek földgáztüzelésre Az egyik legvalószínűbb erőmű-technológia, földgáz esetében, továbbra is a nagyerőműveknél a kondenzációs, összetett, gáz- és gőz-körfolyamatú (CCGT) megoldás lehet. 7. táblázat Nagyerőmű beépítési lehetőségek (ismertek) földgázra Erőmű BT, MW Egység Típus Megjegyzés Csepel III 450 1 CCGT bővítés Tisza II. 1215 3 CCGT átalakítás Szeged 920 2 CCGT új helyen Almásfüzitő 800 2 CCGT új helyen Összesen 2030-ig 3385 8 Az eddigiek ismeretében tehát mintegy 3400 MW ilyen erőmű épülhet a következő másfél évtizedben Magyarországon (7. táblázat). Az erőművek jelzései alapján elvileg az sem elképzelhetetlen, hogy még ebben az évtizedben 2500 MW ilyen új CCGT-re adnak majd ki létesítési engedélyt. Úgy látszik, hogy a Paksi Atomerőmű nagyblokkos bővítéséig csak ilyen CCGT nagyerőművi egységek épülhetnek hazánkban, tehát a földgáz válik a legfontosabb energiahordozóvá. Tekintettel arra, hogy a hatásfok garantált állapotban már 57-59% (néha 60% vagy még nagyobb) lesz, a földgázfelhasználás nem nő arányosan ezekkel az erőművekkel (beleértve a meglévőket). Évi átlagban 3000 óra/év körüli kihasználással és sok indítással 52-54% átlagos hatásfok még elérhető. Nagyerőművek hasadóanyagra A 2014. év elején megszületett a szándéknyilatkozat a magyar és az orosz fél közt a paksi kapacitás fenntartásáról. Ez alapján 2 db 1262 MW-os egység kerül üzembe, melyek elég közel állnak a Magyarországon működő VVER rendszerhez. Az első ilyen egységek már épülnek a Szentpétervárhoz közeli atomerőműben, és feltehetően az évtizedünk közepén már megfelelő tapasztalatok állnak rendelkezésre. Nagy kérdés, hogy a húszas években mikor helyezik üzembe hazánkban az első és a második új blokkot. Mindenesetre a húszas évek második felében feltétlenül számolni kell legalább egy egységgel. Bár a jelenleg meglévő beruházói szándék 2024-re és 2025-re várja a blokkok üzembe kerülését, jelen tanulmány erőműhiányos forrásoldalú verziója 2030-ig egy gép megvalósulásával számol, és azt is csak 2025 után. A nagy egység-teljesítőképesség miatt ki kell egészíteni ezt a fejlesztést a tercier szabályozási tartalékok növelésével. Ez lehet nyílt ciklusú gázturbina-park, mint - 23

eddig, de lehet vásárolt tercier szabályozási tartalék is más, szomszédos szabályozási zónákból. A drága, de alacsony növekményköltségű atomerőművek kellő kihasználásához szükség lehet tárolós megoldásokra, így például a kézenfekvő szivattyús-tározós vízerőműre. Arra is fel kell készülni, hogy nagy atomerőműves termelési részarány mellett az atomerőmű-kihasználás csökkeni fog (talán nem a mostani francia 6600-6800 óra/évre, de elmaradva az atomerőművünk jelenlegi 7800-8000 óra/év kihasználásától). Lehet, hogy egy ilyen tárolós megoldás egyéb célból például a szél- és naperőművekhez szóba jön, azonban egy ilyen drága tároló csak rendszeres napi vagy heti ciklusokkal való működésben lehet gazdaságos, ezért jobb a nagy volumenű tárolást az atomerőművekhez igazítani. Kiserőmű-létesítések A megújulós kiserőművek létesítéseinek elemzésében mind az MCsT-t, mind az elmúlt évek tapasztalatait figyelembe kell venni. Az európai tendenciák alapján feltételezhető, hogy a közeljövőben szélerőműves beruházásokra tendert fognak kiírni. Ebben az esetben elképzelhető, hogy akár 1000 MW is lehet 2030-ra a szélerőműves BT. Az előző 1-2 évben a naperőművek száma ugrásszerűen megnőtt, és ezt figyelembe véve a 2030-ra becsült 600 MW nem tűnik elképzelhetetlen mennyiségnek. Még akkor sem, ha nem alakul ki e technológiának egy újfajta támogatási formája. Vízerőművekkel kapcsolatban nem látszik jelentős beruházásra lehetőség. Az egyéb megújulós erőművekbe való beruházásoknál jelentős szerepe lesz a közeljövő energiapolitikai döntéseinek, a támogatási rendszer kialakulásának. Az egyéb nem-megújulós erőművek (földgázos kapcsolt termelés) esetében jórészt a megújulós kapcsolt termelésű erőművek jelenthetik a helyettesítést, ezért viszonylag kevés ilyen egység építésére számíthatunk a következő két évtizedben. Mint láttuk a leállításoknál, elég sok gázmotoros, földgázos megoldás megszűnhet, ha a támogatás nem megfelelő, de azért néhányat helyettesíthet új egység is. A kisebb gázturbinás megoldásoknál nagyobb lehet a fejlődés, de elsősorban ezen a területen is a helyettesítések adhatják az új egységek többségét. Viszonylag nagy biztonsággal feltételezhető, hogy földgázra tisztán gőzturbinás új megoldással nem helyeznek üzembe a következő két évtizedben egységeket hazánkban. - 24

8. táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2030-ig 2020 2025 2030 MW MW MW Szélerőmű 750 850 1000 Vízerőmű 60 60 60 Naperőmű 200 400 600 Egyéb megújuló 310 390 490 Egyéb nem megújuló 630 500 350 Összes kiserőmű 1950 2200 2500 Feltételezhető tehát, hogy a 2013. évi nagyjából 1700 MW kiserőműves teljesítőképességhez képest a leállások és építések eredőjeként: 2020-ban 2025-ben 2030-ban lehet majd számolni (8. táblázat). kb. 1950 MW-tal, kb. 2200 MW-tal és kb. 2500 MW-tal - 25

3. Előrejelzések optimista forrásoldalú változat Előrejelzésünk optimista forrásoldalú változatában az összes (szándéknyilatkozat, kötelezettségvállalási nyilatkozat, csatlakozási terv alapján) számításba vehető erőmű-beruházások, valamint a jelenleg is termelői engedéllyel rendelkezők jövőre vonatkozó nyilatkozatainak derűlátóbb forgatókönyvei hatását vizsgáljuk a teljesítőképesség- és az energiamérlegekre. 3.1. Teljesítőképesség-mérlegek Rövid táv (2020) 9. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2020) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű Csepeli Erőmű III. MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Almásfüzitő Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 649 950 405 433 396 410 450 526 132 85 95 800 920 8 251 650 1 300 1 950 10 201 1 500 8 701 800 7 391 A 9. táblázat az ismertetett leállítások és korábban jelzett fejlesztések alapján a 2020-ra várható teljesítőképesség-mérleget szemlélteti. Az új fejlesztéseket (pirossal) kiemeltük. Az ENTSO-E Adequacy Methodology ( Megfelelőség-minősítési Eljárásrend ) értelmében egy adott szabályozási területen az átviteli rendszerirányító által fenntartott tartalékokon és üzembiztonsági szolgáltatásokon túl olyan maradó teljesítmény megléte is szükséges, amellyel biztosítható a rendszer 99%-os biztonságos működése a villamosenergia-piac számára is elérhető kapacitások által. A teljesítőképesség-mérleget tartalmazó táblázatokban a kiszolgálható csúcsterhelés - 26

a rendszer azon maximális terhelhetőségét jelzi, mely még fedezhető kizárólag a hazai erőműparkból. Látható, hogy a beépített teljesítőképességet figyelembe véve nagyjából 7400 MWnyi csúcsterhelés kiszolgálására lehet elég a Magyarországon rendelkezésre álló erőművi park. Tekintve, hogy a prognosztizált csúcsterhelés 7000 MW körüli, ezért kijelenthető, hogy ebben az esetben import nélkül is elegendő teljesítőképesség áll rendelkezésre a hazai kereslet ellátásához. Mint korábban ismertettük, számos új erőmű létesítése van legalábbis tervek szintjén napirenden. E változat értelmében nagyjából 3200 MW új kapacitás létesül, a nagyerőművek mintegy 2600 MW-tal, a kiserőművek pedig a jelzett megújulós program alapján kicsivel több, mint 600 MW-tal veszik ki a részüket. Figyelembe vettük azokat a kombinált ciklusú, földgáztüzelésű blokkokat, amelyeknél a beruházás előkészítése a közelmúltban kezdődött meg: szerepel a Csepeli Erőmű bővítése, a szegedi, almásfüzitői telephelyeken létesítendő zöldmezős beruházások, de a Tisza Erőmű tervezett CCGT bővítésének első üteme is. Az említett beruházásokat nem rangsoroltuk, így az optimista forrásoldalú változatban valamennyi jelzett új blokkot feltüntettük a táblázatban. A termelői súlypontokat a 6. ábra szemlélteti. A megújuló kiserőmű-létesítésre vonatkozóan figyelembe vettük az MCsT-ben előirányzott teljesítőképességet, valamint az elmúlt évek tapasztalatait is. A támogatási rendszernek döntő szerepe lesz az MCsT teljesülésében a következő néhány évben. 6. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2020-27

Középtáv (2025) 10. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2025) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks új Dunamenti Mátrai Erőmű Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű Csepeli Erőmű III. MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Almásfüzitő Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 1 262 649 530 1 215 433 396 410 450 526 102 85 95 700 800 920 10 573 500 1 700 2 200 12 773 1 900 10 873 1 500 8 734 Látható, hogy több mint 6300 MW új kapacitás létesülhet tíz év alatt, ha a most jelzett beruházói szándékok megvalósulnak. A nagyerőműveknél földgáztüzelésű, főleg kondenzációs CCGT blokkokkal számoltunk, bár ezek döntő többsége már a 2020. évi rövid távú teljesítőképesség-mérlegben is megjelent, a középtávú mérlegben CCGT technológiát tekintve csak a Tisza II. Erőmű bővítésének második üteme szerepel új elemként. Ebben az időtávban megjelenik a leendő új paksi blokkok közül az első. Bár egyelőre beruházói szándékról nincs információ, de feltételeztük ezen blokk egység-teljesítőképességének megfelelő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékot is. Ehhez, a meglévő egységek mellett, 700 MW új erőművi teljesítőképességre van szükség. A termelői súlypontokat az 7. ábra szemlélteti. A selejtezések okán 6000 MW körülire csökkenhet a hazai erőművek megmaradó beépített teljesítőképessége. Az új kapacitásokat is figyelembe véve némi exportálható többlet-teljesítőképességgel rendelkezhetünk, hiszen a várható csúcsterhelés 7400 MW körül alakul, a maradó teljesítményre vonatkozó, az előzőekben említett, igény pedig még 8700 MW-os csúcsterhelés esetén is - 28

teljesülhet. A különböző okok miatt hiányzó teljesítőképesség persze eredményezheti azt, hogy a hazai villamosenergia-rendszer ennek ellenére időszakosan importra szorul. Természetesen egy évtizedes távlatban bizonytalan a csúcsterhelés növekedésének mértéke, de megfigyelhető, hogy a beruházások szükségessége jobban függ az erőművi selejtezések, leállítások miatt kieső kapacitásoktól. Arra azonban már számítani kell, hogy az éves csúcs nyárra eshet majd, amikor technológiától függően a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésű egységek kapacitásértéke korlátozott. 7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2025-29

Hosszú táv (2030) 11. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2030) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks új Dunamenti Tisza II. Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű Csepeli Erőmű III. MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Almásfüzitő Szeged Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 2 524 408 1 215 433 396 410 450 526 89 85 95 700 800 920 11 051 350 2 150 2 500 13 551 2 100 11 451 1 500 9 273 Látható, hogy a húszas évek végére, azaz 2030-ig akár 8 600 MW új kapacitás létesülhet befektetői környezettől függően hazánkban, amelyek döntően nagyerőművek. A hosszú távú teljesítőképesség-mérlegben már két új paksi blokkot vettünk figyelembe összesen 2500 MW teljesítőképességgel, valamint feltételeztük az egy blokk egység-teljesítőképességének megfelelő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékot is. A középtávú mérleghez képest új kombinált ciklusú földgáztüzelésű blokkok üzembe lépésénél a Tisza II. Erőmű bővítésének harmadik ütemével számolunk. Mindezek eredőjeként a villamosenergia-rendszerünkben összesen 13 500 MW együttes névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőmű üzemelne 2030-ban, ha az összes jelzett beruházás megvalósulna. Ez a teljesítőképesség lényegesen nagyobb, mint amennyit a várható nagyjából 7700 MW csúcsterhelés igényelne. Ez a változat megvalósulása esetén tartós és nagymértékű exporttöbbletre adna lehetőséget, ami természetesen kevésbé valószínűsíthető. A tekintélyes export a - 30

hatalmasra növekedő Paksi Atomerőmű gazdaságos kihasználásából és a földgáztüzelésű erőműbővítésből következik. Az összes tervezett beruházás megvalósulásával a 20-as évekre olyan nagyléptékű bővítés történne (földgázos CCGT túlépítés), ami akár a nukleáris bővítésre is kihatással lehet és viszont, hiszen az első új atomerőműves blokk üzembe helyezése jelentősen befolyásolhatja a tervezett beruházások megtérülését. Mindezek tükrében felvetődik tehát, hogy ebben az évtizedben épülő nagy atomerőműves egységek már túl soknak bizonyulhatnak átmenetileg az addig kiépülő fosszilis, földgázbázisú erőműpark mellett. Jelentős exporttal persze kezelhető lenne akkor, ha a térségben nem valósulnának meg egyidejűleg új atomerőművek, például Csehországban, Szlovákiában, Bulgáriában, Romániában, esetleg Lengyelországban és Szlovéniában. Természetesen a nagy blokkokkal egy időben nagy tartalékot is kell építeni a biztonságos üzemeltetéshez. Megoldást jelenthet az is, hogy az első nagy atomerőmű-blokk üzembe helyezésével egyidejűleg legalább 1200 MW régi erőmű leáll. A nagyerőművek leállításával, illetve az élettartam-növelő beruházásokkal kapcsolatos döntések a tulajdonosok hatáskörébe tartoznak, akik természetesen mérlegelik a piaci viszonyokat. Feltételezhetnénk elvben, hogy a kiserőmű-parkunk intenzívebb bővítésével kiválthatnánk nagyerőműves beruházásokat, kitöltve a paksi bővítésig tartó időszakot. Ugyanakkor az is látszik, hogy az élettartamuk végét elérő erőművek kapacitását, illetve az igénynövekedés miatt szükséges többlet-teljesítőképességet nem lehetséges csupán kiserőművekkel pótolni. 8. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2030-31

3.2. Várható energiamix Rövid táv (2020) A várható erőművi összetételt és a villamosenergia-igényeket figyelembe véve összeurópai adatbázison alapuló számítási modellel felrajzolható egy helyzetkép, amely a különböző erőműfajtákra vonatkoztatva ad energetikai információt. A modell részletes ismertetését az M2. melléklet tartalmazza. A modell segítséget nyújt a különböző időtávokra meghatározni az egyes országok várható éves export-import szaldóját, a különböző szabályozási területeken belüli villamosenergia-termelés erőműtípusok közötti eloszlását. A Magyar Villamosenergia-rendszer fogyasztói igényeinek előrejelzése, 2015 c. tanulmány adatait felhasználva a 2020. évre 43,2 TWh 11 a várható bruttó villamosenergia-felhasználás, amelyből 15,6 TWh lehet importból ellátva. A 9. és 10. ábrán látható a magyarországi bruttó villamosenergia-termelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás az erőművek tüzelőanyag-felhasználás szerinti bontásában. 9. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2020) 10. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2020) 11 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 32

A teljesítőképesség-mérlegek ismertetésénél már bemutattuk a számításba vett új földgáztüzelésű kombinált ciklusú blokkokat. Ebben az esetben a következő öt évben jelentős földgázra alapozott erőmű-kapacitás létesítését feltételeztük, részben meglévő telephelyeken (Csepel, Tisza), részben zöldmezős beruházással. Azonban ezen új CCGT erőművek kereskedelmi üzembe kerülése sem tudja a modellben az ilyen típusú erőművekből származó villamos energia részarányát 10% felé emelni. A villamosenergia-felhasználás szerkezete gyakorlatilag változatlan a 2014. évhez képest. Az egységes adatbázison alapuló, az ENTSO-E által kidolgozott modell segítségével számítottak alapján megállapítható, hogy jelen forgatókönyvben a magyarországi villamosenergia-termelés jelentős része továbbra is nukleáris és lignit alapokon nyugszik. Ezek alaperőművek, amelyek nagy állandó költségük hatását a jelentős évi kihasználásukkal ellensúlyozzák. Mivel a növekményköltségük jóval alacsonyabb a többi fosszilis tüzelésű erőműnél, ezért az ismert piaci rendszerben kihasználásukat legfeljebb a kötelező átvételek, illetve a közel nulla növekményköltségű megújulós erőművek (víz-, szél- és naperőművek) mérsékelhetik. Hangsúlyozni kell azonban, hogy másfél évtized alatt ezen alaperőművek pótlásra szorulnak. Az atomerőmű helyettesítésének folyamata elindult, de ez még nem mondható el az atomerőműnél másfél évtizeddel idősebb ligniterőműről, amely pedig az egyetlen nagyobb létesítmény, amely a jelentős hazai primerenergia-forrásunk feldolgozására képes. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya 25% körüli lehet, ami elsősorban a feltehetően legalább részlegesen megmaradó támogatásoknak lesz főleg köszönhető. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergia-kiadási aránya ugyan 10%-ra mérséklődhet, de ez főleg a kisebb hő kiadásának eredménye lehet, és csak részben tudható be a támogatás módosulása miatt leálló gázmotoroknak. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya elérheti a 10%-ot a korábbi évek 6% körüli értékéhez képest. Ez igen jelentős növekedés, különösen akkor, ha figyelembe vesszük, hogy már csak két megmaradó nagyerőműben (Mátrai és Ajkai Erőmű) tüzelnek biomasszát az évtized második felében. A várható intézkedések hatására elsősorban a kiserőművekben hasznosítják a jövőben a megújuló energiaforrásokat. Így számolhatunk Pécsett az 50 MW-os fatüzelésű, kapcsolt termelésű egységgel, amit még egy szalmatüzelésű blokk is kiegészít. Az ún. primer megújuló kiserőművek (ideértendők a víz-, a szél-, a naperőművek és a geotermikus erőművek) villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti a 7,8%-ot. Ez elsősorban a szél- és a naperőművek fejlődésének lesz az eredménye. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 2800 óra/év körül lehet. (Tavaly a növekvő import miatt 3300 óra/év volt.) A kiserőművek helyzete nagyban függ a támogatási környezettől. Gazdaságos működésükhöz szükséges támogatási rendszer esetén jelentősen javulhat a kihasználtságuk. Mivel a villamosenergia-termelés összetétele hasonló a 2014. évihez, ezért sem primerenergia-felhasználásban, sem CO 2 kibocsátást tekintve nem történik drasztikus változás. - 33

Középtáv (2025) A következő két (11. és 12.) ábra tízéves távlatban a 2025. évre várható forrásoldali bruttó villamosenergia-termelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlásáról ad tájékoztatást, amely erre a sarokévre várható értéke 45,1 TWh 12, melyből 6,65 TWh lehet importból fedezve. 11. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2025) 12. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2025) Tíz év alatt az új gázturbinás fejlesztések mellett, jelenlegi ismeretek szerint, megjelenik a Paks II. első 1262 MW-os blokkja, valamint a szükséges tartalékkapacitás, és természetesen a kiserőműves bővülés jelentős lehet. Az import jelentősen csökkenhet, illetve nem szabad kizárni azt a lehetőséget, hogy az új CCGT erőművek kihasználási óraszáma némileg nagyobb lesz, ami természetesen az éves import mennyiségét csökkentheti. 12 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 34

A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya csökkenhet, ennek ellenére az innen származó villamosenergia-kiadás mértéke nőhet. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergiakiadási aránya jelentősen függ az esetleges támogatási rendszertől. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 12% körüli érték lehet. A primer megújuló kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából elérheti az 7%-ot. Ez a kiserőművek elsősorban a szél- és naperőművek további terjeszkedésének és a nagyerőművek még rohamosabb beépítésének köszönhető. A villamosenergia-termelés szerkezete továbbra sem változik. Két legnagyobb erőművünk adja továbbra is a hazai bruttó villamosenergia-termelés több mint 70%- át, hasonlóan a jelenlegi helyzethez. A CCGT erőművek működéséhez továbbra sem kedvezőek a piaci feltételek, ezért, bár hatásfokuk magas és bírnak a szabályozáshoz szükséges rugalmassággal, kihasználtságuk így is elég alacsony. Hosszú táv (2030) A 2030-ra várható villamosenergia-termelés és -felhasználás forrásmegoszlása (13. és 14. ábra) a jelzett erőmű-leállítások mellett a paksi blokkok üzembe lépésének hatását mutatja be. A várható bruttó villamosenergia-felhasználás 47 TWh 13, amelyből minimális, 0,4 TWh lehet importból ellátva. 13. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2030) 13 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 35

14. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2030) A húszas évek második felében üzembe kerülhet a két új 1262 MW-os atomerőműves egység is a kiegészítő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékkal (OCGT) együtt. A lignitet felhasználó erőmű blokkjainak leállításával a szénerőművek lényegében eltűnnek a magyar forrásoldali palettáról. A kiserőműves létesítéseknél ebben az időtávban leginkább a nap- és a szélerőműves növekedést vettük figyelembe, hiszen a támogatási struktúra egyik évről a másikra jelentősen befolyásolhatja kiserőművi BT összetételét. A villamosenergia-termelés jelentős része nukleáris alapokon nyugszik. Az évtized első felében épült új CCGT erőművek, kis túlzással, csak annyit működnek, amennyi a rendszerszintű szolgáltatások kielégítéséhez szükséges. Természetesen ehhez megfelelő piaci-támogatási struktúra szükséges. Az importszaldó mértéke jelentősen függhet az új paksi blokkok, valamint az addig épült új CCGT egységek piaci lehetőségeitől, kihasználási óraszámuktól. A régiós kereskedelmünket nagyban befolyásolhatja, ha másutt is épülnek atomerőművek (Lengyelország, Csehország, Szlovákia, Románia, Bulgária stb.) a húszas évek végéig. A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya kismértékben csökkenhet a középtávú mérlegben jelzett szinthez (16%) képest a paksi bővítés következményeként. Ennek csak kisebb hányadát teszik ki a gázmotorok, a gázturbinás és kombinált ciklusú kiserőművek, valamint a gőzturbinák. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 12,5%, a primer megújuló erőművek hányada majd 7%. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat inkább elméleti lehetőség, hiszen feltételezhetően jóval az itt jelzett szint alatt alakul a ténylegesen megvalósuló erőművi beruházások összes teljesítőképessége. - 36

3.3. Szabályozási kérdések Peremfeltételek Hazai teljesítmény és termelés Az elemzésben az új erőművi beruházások esetében a rendszerszintű szabályozási tartalék és energia szolgáltatás szempontjából optimálisnak tekinthető, ha az év 8760 órájára vonatkoztatva átlagosan 80-85%-os termelői kapacitás kihasználtsággal számolunk. Abban az esetben, ha az új erőművi egységek a beépített teljesítményük 50 %-os és 100 %-os értéke közötti tartományon belül (szabályozási tartomány) térnek el az átlagos kihasználtságtól, akkor a fel és le irányban rendelkezésre álló szabályozási tartalék kapacitás bár átrendeződik, a teljes szabályozási tartomány (fel és le irány együtt) nem módosul. Bár a rendszerterhelés esetében a téli és nyári időszak a csúcsterhelést tekintve egyre kevésbé tér el egymástól, az üzemelő erőművi egységek tekintetében a kapcsoltan hőt és villamos energiát termelő egységek a nyári, nem fűtéses időszakban nem termelnek. A vizsgálat alapját képező 2020, 2025 és 2030-as évek esetében a nyári időszakokra feltételezhető termelési és tartalék rendelkezésre állási állapotok kerülnek elemzésre. A megújuló energiaforrást felhasználó termelők esetében az időjárásfüggő termelők tartalékként rendelkezésre állásuk felhasználói igénytől való függetlensége miatt nem kerültek figyelembevételre, a rendszerben képviselt beépített teljesítőképességük kizárólag a szabályozási tartalék igények meghatározása során került alkalmazásra. Rendszerterhelés A korábbi téli és nyári szezonalitás egyre kisebb mértékű eltérése következtében a csúcs rendszerterhelésben nem, kizárólag a vizsgált nap terhelési görbéjének alakulásában különböztethető meg egyértelműen a két időszak. Az ismertetésre kerülő eseteknél a legvalószínűbb, az alapváltozat szerinti növekedési ütemnek megfelelő nyári rendszerterhelési görbék kerülnek ábrázolásra. Import és export A hazai erőművi egységek vagy zsinór villamosenergia-termék előállítására lettek tervezve azaz tartósan magas minimumterhelés-igénnyel rendelkeznek, vagy földgáz primer energiaforrást használnak fel amely nem teszi lehetővé a hosszabb távon fenntartható üzemelést az előállított villamos energia alacsony piaci árai miatt. Ezek az erőművek feltételezhetően ezért váltak versenyképtelenné az európai belső villamosenergia-piacon, ahol a 2008-as gazdasági válság eredményeként stagnáló villamosenergia-felhasználás miatt a kínálati piacon minden termelő a fennmaradásért harcol. A 2015-ös évre vonatkozóan ahogy az a korábbi évek esetében is tapasztalható volt várhatóan tovább emelkedik az import villamos energiából biztosított hazai felhasználás, amellyel egy időben a földgáz primer energiaforrással rendelkező hazai erőművek együttes átlagos kihasználtsága csökken (a két mutató közti olló nyílik). A hazai termelői kapacitás érvényesülését a villamosenergia-piaci árak következtében minden esetben jelentős mértékben - 37

befolyásolja a rendelkezésre álló import és export kapacitás. Abban az esetben, ha jelentős import jelenik meg a hazai rendszerben a szabad piaci értékesítés következtében, akkor az hazai feltételezhetően drágább villamosenergiatermelést szoríthat ki, amely a másodlagos piacként funkcionáló rendszerszintű szolgáltatások piacának kínálati oldalára is évről évre egyre jelentősebb hatást gyakorol. Az itt felsorakoztatott kockázatok egyaránt érvényesek az új erőművi beruházásokra. Szabályozási és üzembiztonsági tartalékok Új erőművi beruházások hiányában nem kizárólag az import villamos energiától való függés nő tovább a magyar villamosenergia-rendszerben, hanem üzemelő, rendszerszintű szolgáltatást nyújtó erőművi egységek hiányában jelentős többletköltséget jelenthet a szükséges szabályozási tartalék előírásoknak megfelelő mennyiségben történő fenntartása is. Kínálat hiányában a piaci árak, a termékek megfizethetősége válik kérdésessé. A várható erőművi leállítások, üzemszünetek vagy szakaszos üzemelés több olyan erőművet fenyeget, amely kiegyenlítő szabályozásban, vagy üzembiztonsági tartalék szolgáltatásban vesz részt. Megfelelő piaci környezet, illetve erőművi beruházások hiányában komoly problémát, illetve többlet költséget okozhat a szinkron villamosenergia-rendszerbeli frekvencia tartási kötelezettség teljesítése, illetve a megfelelő mennyiségű szabályozási tartalék fenntartása, és nem utolsó sorban a felhasználók számára megfelelő minőségű villamos energia biztosítása. A feszültség minőség elengedhetetlen feltétele a villamosenergia-rendszer feszültség és meddő teljesítmény szabályozására alkalmas termelő gépegységek üzeme az átviteli hálózat bizonyos pontjaiban. Az átviteli rendszerirányító számára rendelkezésre álló szabályozási tartalék az egyes erőművek aktuális termelése, valamint a legkisebb és legnagyobb még kiadható teljesítmény alapján kerül meghatározásra. A vizsgálódások során mindhárom évben vagy a már ismert szélsőértékek kerülnek figyelembevételre, vagy a hatályos előírások szerint fenntartandó kapacitás tartományok. Mivel a megújuló energiaforrást felhasználó termelők egyrészt támogatott termékeket értékesítenek, másrészt az időjárástól függő termelői kapacitás évről-évre jelentősebb hányadot képvisel, a tartalék számítások során mint rendelkezésre álló kapacitás nem kerültek figyelembevételre. (Az ábrákon KÁT -ként szerepel.) A későbbiekben ismertetésre kerülő ábrákon az előírásoknak megfelelően fenntartandó szabályozási tartalék Előírt (Fel), illetve Előírt (Le) -ként jelenik meg, amelynek teljesíthetőségét vizsgálva a jelenleg is üzemelő blokkok ( Jelenlegi (Fel), Jelenlegi (Le) ) és a beruházások által nyújtható kapacitások hangsúlyozása érdekében az újak ( Új(Fel) és Új(Le) ) külön kerülnek ábrázolásra. Fontos azonban ezek esetében megemlíteni azt, hogy bár a kiegyenlítő szabályozási szolgáltatások itt együttesen kerülnek megjelenítésre (primer, szekunder és tercier tartalék), azok egymást egyáltalán nem vagy csak részben helyettesíthetik eltérő funkciójuk miatt. Az ábrákon feltüntetésre kerül a különböző szcenáriók alapján számba vehető erőműpart teljes, magyar villamosenergia-rendszerben igénybe vehető teljesítőképességének (IT) mértéke is. - 38

Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok Rövid táv (2020) A fentebb ismertetetteknek megfelelően az új erőművi kihasználtság, valamint a 2020-ban még üzemképes erőművek rendelkezésre állása alapján export kapacitással is számolhatunk a magyar villamosenergia-rendszerre vonatkozóan, amely legfeljebb körülbelül 900 MW lehet. Feltételeztük a földgáz primer energiaforrással rendelkező meglévő, és újonnan épült erőművek versenyképes termelését, az import energiával szemben. Még kedvező piaci feltételek mellett is számolnunk kell azonban import villamos energia felhasználással, bár jelentősen kisebb mértékben, mint napjainkban. A rendelkezésre álló szabályozási tartalékok tekintetében egyértelműen kijelenthető, hogy erőművi beruházások hiányában a feltételezett üzemállapotok alapján nem csak irányonként, de együttesen a teljes tartományra vonatkozóan sem lesz elegendő tartalék az igényhez képest. Abban az esetben azonban, ha az új erőművi beruházások teljesülnek, akkor a feltételezett üzemállapotok mellett túlkínálattal lehet számolni. 15. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2020-39

16. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék 2020 Középtáv (2025) A Paks II. erőmű I. tervezett blokkja a feltételezések szerint 2024-ben már rendelkezésre fog állni, így az a termelését tekintve maximális teljesítménnyel került figyelembevételre. Kisebb mértékű rendszerterhelés növekedést feltételezve, valamint a Tisza II. erőmű blokkjainak tervezett felújítása eredményeként, amelyet a Mátrai Erőmű kisblokkjainak üzemen kívül helyezése kisebb mértékben ellensúlyoz, a 2020-es évben feltételezetthez képest további export termelői kapacitás jelenhet meg a rendszerben. A rendszerszintű tartalék igényt a Paks II. erőművi blokk megjelenése megemeli, amely kizárólag új erőművi blokkokkal elégíthető ki. Ebben az esetben 700 MW-nyi OCGT tartalék egység beépítése szükséges a rendszerbe. Ellenkező esetben az ábra alapján egyértelműen kimondható, hogy ha az erőművi egységek menetrendjét módosítjuk legalább a fel irányú tartalék fenntartásához, akkor sem garantált, hogy a szükséges tartalék minden esetben rendelkezésre áll (legalább egy irányban) további beruházás hiányában. A tartalék egységek bár tercier tartalékot képeznek a rendszerben, forgó, üzemelő erőművi blokkban rendelkezésre álló szekunder szabályozási tartalékot nem. - 40

17. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2025 18. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2025 Hosszú táv (2030) A Paks II. erőmű újabb blokkal történő bővítése az, amely tulajdonképpen fenntartja a 2025-es évhez hasonló rendszermérleget a 2030-as évre vonatkozóan. A további - 41

újabb termelői kapacitások megjelenése körülbelül azonos mértékű az üzemen kívül helyezésre kerülő erőművi kapacitásokkal. Az export mértéke mindezek eredményeként kis mértékben emelkedhet, ha a rendszerterhelés kismértékű emelkedési ütemét feltételezzük. A rendszerszintű tartalékok tekintetében tovább erősödik a 2025 kapcsán már említett jelenség. Amennyiben nem kerül megvalósításra erőművi beruházás (beleértve az említett OCGT-t is), úgy a rendszerbeli tartalék igény (Előírt (Fel), valamint Előírt (Le)) nem lesz teljesíthető egyik irányban sem. A szükséges fenntartandó szabályozási tartalék kizárólag az új erőművi beruházásokkal és azok tényleges üzemelésével lesz teljesíthető hazai forrásból. 19. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2030-42

20. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2030-43

4. Előrejelzések erőműhiányos forrásoldalú változat Előrejelzésünk erőműhiányos forrásoldalú változatának kidolgozásakor azt a jelenlegi folyamatot vettük figyelembe, melyben a nagy CCGT egységek működtetése jelentős nehézségekbe ütközik és emiatt a tervezett beruházások nem valósulnak meg. 4.1. Teljesítőképesség-mérlegek Rövid táv (2020) 12. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2020) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 649 950 433 396 410 526 132 85 95 5 676 650 1 300 1 950 7 626 1 500 6 126 800 4 945 A 12. táblázat az eddig felsorolt leállítások és fejlesztések alapján a 2020-ra várható erőműhiányos forrásoldalú változatú teljesítőképesség-mérleget szemlélteti. Nagyerőművek között nem történik új beruházás. A kiserőművi teljesítőképességet az optimista forrásoldalú változattal azonosra vettük fel. A magyar erőművi park, a korábban ismertetett ENTSO-E Megfelelőség-minősítési Eljárásrend értelmében nem egészen 5000 MW-os csúcsterhelést tudna kiszolgálni. A csúcsterhelést 7000 MW-nak feltételezve várhatóan jelentős, majd 2000 MW-nyi csúcsidei importra lehet szükség. A villamosenergia-hálózatnak tehát legalább ekkora teljesítmény behozatalát kell biztosítania. Természetesen árnyalható a kép, hiszen az erőművi engedélyesek, kereskedők piaci viselkedése nagyban befolyásolja az import mértékét. Amennyiben a jelzettnél több egységet állítanak le és ténylegesen nem létesítenek további új blokkokat, fel kell készülni ennél nagyobb import behozatalára is. - 44

A teljesítőképesség-mérlegben összesen 650 MW új erőművi kapacitás megjelenését feltételeztük, melynek egyik jelentős része szélerőművi kapacitás. Más részről a naperőművek beépítése nőhet markánsan. 21. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2020 Középtáv (2025) 13. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2025) Erőmű Paksi Atomerőmű Dunamenti Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 649 530 433 396 410 526 102 85 95 5 226 500 1 700 2 200 7 426 1 800 5 626 850 4 405-45

A 13. táblázatban 1400 MW új kapacitás létesítésével kalkulálunk. A nagyerőműveknél továbbra sem vettünk figyelembe új beruházást. A középtávon megmaradó erőműves teljesítőképesség még 20%-ának sem felel meg a tíz év alatt épülő kapacitás. A 2014. év végi 8 936 MW-ból a leállások, selejtezések, valamint az újonnan üzembe lépő kapacitások eredőjeként is 7500 MW-ra csökkenhet a hazai erőművek beépített teljesítőképessége. Mindez azt jelenti, hogy a megkívánt ellátásbiztonsági szint csak jelentős (kb. 3000 MW-nyi) importtal érhető el. A táblázatban lévő hiányok adott pillanatban meglévő mértéke, a rendszerterhelés, piaci viszonyok alakulása természetesen eredményezheti azt, hogy kevesebb importteljesítménnyel is ellátható a hazai kereslet, de mind a hálózati, mind a kínálati oldalról jelentős kockázatok lehetnek. Fontos lenne új CCGT-s fejlesztések megvalósulása. Erre több lehetőség is kínálkozik (a Tisza II vagy a Csepeli Erőmű fejlesztése, vagy zöldmezős beruházás az alábbi lehetséges telephelyeken: Szeged, Almásfüzitő). Ezeknek vagy ezek egy részének a megvalósítása a tízéves időszak alatt úgy, hogy üzemi gépek legyenek ma kérdésesnek tekinthető, így az erőműhiányos forrásoldalú változatban egyáltalán nem számoltunk velük. 22. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2025-46

Hosszú táv (2030) 14. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2030) Erőmű Paksi Atomerőmű Paks új Dunamenti Mátrai Erőmű Gönyűi Erőmű Budapesti Erőmű Csepeli Erőmű MVM GTER Bakonyi Erőmű (Ajka) Pannon Hőerőmű (Pécs) Debreceni Erőmű Új OCGT tartalék egységek Összes nagyerőmű Kapcsolt kiserőművek Megújulós kiserőművek Összes kiserőmű Összes hazai erőmű, BT Hiányok, kiesések Ténylegesen igénybe vehető (TIT) Rendszerirányítási tartalék (RIT) Kiszolgálható csúcsterhelés (P) MW 2 000 1 262 408 500 433 396 410 526 89 85 95 700 6 904 350 2 150 2 500 9 404 2 100 7 304 1 500 5 334 Ezen forgatókönyv szerint tizenöt év alatt csak az új paksi blokkok közül az első, illetve az ehhez szükséges tercier szabályozási kapacitást biztosító 700 MW-nyi erőmű épülne, valamint az optimista forrásoldalú verzióval ellentétben feltételeztünk egy 500 MW-os mátrai retrofitot, vagy egy ekkora nagyságú új blokk építését. A kiserőművek kapacitásaránya 25% körül alakulhat. A villamosenergia-rendszerünkben összesen csak valamivel kevesebb, mint 9 500 MW névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőmű üzemelhet 2030-ban. Ezért csak jelentős importtal (kb. 2400 MW) lehetne kiszolgálni a várható 7700 MWos csúcsidejű terhelést. Az erőműhiányos forrásoldalú változatban az egész 2030-ra vonatkozó elemzésben feltételeztük, hogy nem épül új CCGT egység földgázra. Bár az előrejelzésekben megjelenik, azonban szükséges megemlíteni, hogy legkésőbb 2032-34 között a második atomerőműves blokknak is üzembe kell kerülnie, hiszen a régi egységek elérik a (várhatóan) újra meghosszabbított élettartamuk végét. A harmincas évek közepére a helyettesítésnek már készen kell állnia, itt kompromisszum aligha lehetséges. - 47

Figyelembe kell venni ugyanakkor, hogy az elemzésünkben feltételezett csúcsterhelés-növekedést nehéz jól követni a nagyjából 1200 MW-os egységteljesítőképességű blokkokkal, továbbá a megfelelő tartalékot biztosító erőművekről is gondoskodni kell. A tervezett kétblokkos kapacitás-fenntartás eredményeként 4400 MW-ra növő Paksi Atomerőmű ezen átmenet után 2500 MW-ra szűkül. 23. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2030-48

4.2. Várható energiamix Rövid táv (2020) A 24. és 25. ábrán látható a magyarországi bruttó villamosenergia-termelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás az erőművek tüzelőanyag-felhasználás szerinti bontásában. Az utóbbi várható értéke 43,2 TWh 14, amelyből mintegy 16,6 TWh lehet importból fedezve. 24. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020) 25. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020) Nagyerőművek közül több leállításra kerül, újak nem épülnek. Ezért jelentős importtal lehet csak fedezni a magyarországi villamosenergia-felhasználást. A villamosenergia-termelés primer energiahordozó szerinti eloszlásában jelentős változás nem történik. Továbbra is a két alaperőmű adja a termelés 70%-át. Az import közelít a 40%-hoz. 14 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 49

A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya a hazai erőművekre vetítve várhatóan meghaladja a 25%-ot. Csak a földgáztüzelésű kiserőműveket tekintve ez a részarány 11% körüli, a többit a megújuló energiaforrásokat, illetve hulladékot hasznosító kiserőművek adják. Emellett néhány nagyerőműben is felhasználhatnak megújuló energiahordozókat. Az optimista forrásoldalú és az erőműhiányos forrásoldalú változat eredményeit összehasonlítva jól látható, hogy a villamosenergia-termelés és fogyasztás összetételében nincs jelentős különbség. Bár az optimista forrásoldalú változatban jelentősen több a CCGT erőművek beépített teljesítőképessége, ez nem jelent automatikusan többlettermelést is. A jelenlegi gazdasági körülmények nem kedveznek ezen típusú erőműveknek. Ez nem csak magyarországi probléma, hanem az egész kontinensen megoldandó kérdés, mely megválaszolására Európa több országában is lépéseket tesznek. Több megoldás körvonalazódik, de hogy ezekből melyik lesz majd az, amelyet közösségi szinten is elfogadnak, azt még nem lehet megjósolni. Mindenesetre, ha meg lesz a módszertan, az jelentős befolyással lehet a villamosenergia-termelés összetételére, ám ezt az évenként ismétlődő hosszú távú elemzés keretei közt kezelni lehet. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya elérheti a 10%-ot a korábbi évek 6% körüli értékéhez képest. Ez igen jelentős növekedés, különösen akkor, ha figyelembe vesszük, hogy már csak két megmaradó nagyerőműben (Mátrai és Ajkai Erőmű) tüzelnek biomasszát az évtized második felében. A várható intézkedések hatására elsősorban a kiserőművekben hasznosítják a jövőben a megújuló energiaforrásokat. Így számolhatunk Pécsett az 50 MW-os fatüzelésű, kapcsolt termelésű egységgel, amit még egy szalmatüzelésű blokk is kiegészít. Az ún. primer megújuló kiserőművek (ideértendők a víz-, a szél-, a naperőművek és a geotermikus erőművek) villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már meghaladhatja a 8%-ot. Ez elsősorban a szél- és a naperőműves fejlődésnek lesz az eredménye. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 3700 óra/év körül lehet. (Tavaly a növekvő import miatt 3300 óra/év volt.) A kiserőművek helyzete nagyban függ a támogatási környezettől. Gazdaságos működésükhöz szükséges támogatási rendszer esetén jelentősen javulhat a kihasználtságuk. Mivel a villamosenergia-termelés összetétele hasonló a 2014. évihez, ezért sem primerenergia-felhasználásban, sem CO 2 kibocsátást tekintve nem történik drasztikus változás. Középtáv (2025) A következő két (26. és 27.) ábra tízéves távlatban a 2025. évre várható forrásoldali bruttó villamosenergia-termelés, valamint a bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlásáról ad tájékoztatást, amely erre a sarokévre várható értéke 45,1 TWh 15, melyből 16,5 TWh lehet importból fedezve. 15 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 50

26. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2025) 27. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2025) Tíz év távlatában gyakorlatilag csak a középtávon esedékes leállítások, valamint az új kiserőművek jelennek meg. Az import jelentősen nem változik, köszönhetően annak, hogy az erőművi összetételben sem jelentkezik nagyobb változás. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya csökkenhet, ennek ellenére az innen származó villamosenergia-kiadás mértéke nőhet. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergiakiadási aránya jelentősen függ az esetleges támogatási rendszertől. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya 12% körüli érték lehet. A primer megújulós kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából megközelítheti a 8%-ot. Ez a kiserőművek elsősorban a szél- és naperőművek további terjeszkedésének és a nagyerőművek még rohamosabb beépítésének köszönhető. - 51

A villamosenergia-termelés szerkezete továbbra sem változik. Két legnagyobb erőművünk adja továbbra is a hazai bruttó villamosenergia-termelés majd kétharmadát, hasonlóan a jelenlegi helyzethez. A CCGT erőművek működéséhez továbbra sem kedvezőek a piaci feltételek, ezért, bár hatásfokuk magas és bírnak a szabályozáshoz szükséges rugalmassággal, kihasználtságuk így is elég alacsony. Az új nagy atomerőmű-blokkok üzembe helyezéséig még jelentős mennyiségű importra lesz szükség. Ez az igény aztán az új atomerőműves nagyblokk üzembe lépésével drasztikusan csökkenhet. Hosszú táv (2030) A 2030-ra várható villamosenergia-termelés és -felhasználás forrásmegoszlása (28. és 29. ábra) a jelzett erőmű-leállítások mellett az első paksi blokk üzembe lépésének hatását mutatja be. A várható bruttó villamosenergia-felhasználás 47 TWh 16, amelyből 8,8 TWh lehet importból ellátva. 28. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020) 29. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020) 16 Az érték nem tartalmazza a magyarországi erőművek önfogyasztását. - 52

Ebben a változatban azzal a forgatókönyvvel számoltunk, hogy húszas évek második felében kerül üzembe az első új paksi blokk, a kiegészítő nyílt ciklusú gázturbinás tartalékkal (OCGT) együtt. A lignitet felhasználó erőmű blokkjainak leállításával a ma üzemben lévő szénerőművek eltűnnek a magyar forrásoldali palettáról, viszont az optimista forrásoldalú verzióval ellentétben feltételeztünk egy 500 MW-os mátrai retrofitot. A kiserőműves létesítéseknél ebben az időtávban leginkább a nap- és a szélerőműves növekedést vettük figyelembe, hiszen a támogatási struktúra egyik évről a másikra jelentősen befolyásolhatja kiserőművi BT összetételét. A villamosenergia-termelés jelentős része nukleáris alapokon nyugszik. Az évtized első felében épült új CCGT erőművek, kis túlzással, csak annyit működnek, amennyi a rendszerszintű szolgáltatások kielégítéséhez szükséges. Természetesen ehhez megfelelő piaci-támogatási struktúra szükséges. Az importszaldó mértéke jelentősen függhet az új paksi blokk, valamint az addig épült új CCGT egységek piaci lehetőségeitől, kihasználási óraszámuktól. A régiós kereskedelmünket nagyban befolyásolhatja, ha másutt is épülnek atomerőművek (Lengyelország, Csehország, Szlovákia, Románia, Bulgária stb.) a húszas évek végéig. A kiserőműves villamosenergia-kiadás részaránya kismértékben csökkenhet a középtávú mérlegben jelzett szinthez képest (19%) a paksi bővítés következményeként. Ennek csak kisebb hányadát teszik ki a gázmotorok, a gázturbinás és kombinált ciklusú kiserőművek, valamint a gőzturbinák. A megújuló energiaforrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya majd 13,5%, a primer megújuló erőművek hányada elérheti a 8,5%-ot. Természetesen az itt felvázolt fejlődési változat is elméleti lehetőség, hiszen a megvalósuló beruházások a befektetői akaratnak megfelelően fognak megtörténni a piaci, gazdasági és szabályozói környezet függvényében. - 53

4.3. Szabályozási kérdések Peremfeltételek A peremfeltételek a 3.3. alfejezetben részletezésre kerültek. Abban az esetben, ha kizárólag a paksi atomerőmű, valamint a tartalék OCGT kerül megvalósításra, a feltételezetten üzemelő erőművi egységek geográfiai elhelyezkedésükből és további akkreditált képességükből adódóan a feszültség- és meddőteljesítmény-szabályozás megfelelő mértékű biztosítása is problémát jelenthet. A szükséges feszültség szint fenntartás hiányában a felhasználók előírásoknak megfelelő minőségű villamos energiával való ellátása nem lesz lehetséges. Megfelelő hálózati eszköz hiányában nem csak az átviteli rendszerirányító, de az elosztói engedélyesek számára is kizárólag a fogyasztói korlátozás segíthet majd a többi felhasználó megfelelő minőségű villamos energiával való ellátásában. Rendelkezésre álló szabályozási tartalékok Rövid táv (2020) Új erőművi beruházások hiányában a feltételezett rendszerterhelés jelentős, körülbelül 2500-3000 MW-os import kapacitással lesz csak kiegyenlítető. Az MCsTben foglalt megújuló energiaforrás alapú termelői kapacitások növekedésével bár számolunk, kihasználtságuk jóval kisebb, mint a konvencionális termelőegységeké. Az időjárásfüggő termelői kapacitások villamosenergia-felhasználói igénytől független rendelkezésre állása következtében a tartalékolási igény nő a rendszerben, azt kiegyenlíteni azonban le irányban már nem lesz lehetséges új erőművi beruházás hiányában. A feltételezett termelés, technikai paraméterek mellett és rendelkezésre álló kapacitásokkal sem lesz elegendő tartalék a rendszerben a szabályozási tartományt tekintve. Az ábrán ismertetett munkapontok eredményeként talán a fel irányú tartalék igény teljesül, de a mindkét irányú tartalék igény egyidejűleg semmilyen esetben sem, kizárólag akkor, ha az újonnan figyelembevételre kerülő egységek valamelyike a feltételezett szabályozási tartománynál nagyobbal rendelkezik. - 54

30. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2020 31. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2020-55

Középtáv (2025) A tercier tartalékként rendelkezésre fenntartott gyorsindítású gázturbinák termelői engedélyének lejártával a rendszerben mindenképpen szükség lesz valamilyen pótlólagos tartalék teljesítményre. Ez az elemzésben ugyanolyan gyorsindítású tartalék GT-kel kerülne fedezésre, amely a villamosenergia-piac számára nem jelentene értékesíthető termelői kapacitást. A felhasználói igényeket összesítő rendszerterhelés további importkapacitás-növekedéssel lenne kizárólag kiegyenlíthető. Bár fel irányban a szükséges tartalék mennyiség a feltételezések szerint (új OCGT egységek) rendelkezésre fog állni, le irányban továbbra is jelentős a hiány, amely a szabályozásban részt vevő egységek munkapontjának eltolásával (fel irányú tartalék átrendezésre le irányú tartalékká) azonban csak részben megoldható, adott esetben akár rendszerirányítói menetrend módosítást, újrateherelosztást tenne szükségessé. 32. ábra Rendszerterhelés egy adott napon 2025-56

33. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2025 Hosszú táv (2030) Feltételezve, hogy 2030-ban üzemel a Paks II. erőmű első blokkja, az import termelői kapacitástól való függés enyhül annak ellenére, hogy több erőművi egység emellett üzemen kívül helyezésre kerül kisebb mértékű az így a rendszerből eltűnő termelői kapacitás. Szabályozási tartalékigény-növekedést tekintve kizárólag a feltételezett új OCGT egységek 700 MW-os beépített teljesítményével teljesíthető az előirányzott teljes tartalék igény. Az összes tartaléknak megfelelő teljesítmény szükséglet együttesen véve a feltételezések szerint teljesíthető (külön-külön már nagy valószínűséggel nem minden esetben). Ez komoly problémát okozhat a magyar villamosenergiarendszerben, az új OCGT-k megjelenésének kérdésessége pedig komoly kockázatot, mivel csak a rendszer igényét fejezik ki, nem konkrét tervet. Hiányában az igények hazai forrásból nem lesznek teljesíthetők. - 57

34. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2030 35. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék 2030-58

5. Fejlesztési lehetőségek 5.1. Erőművek Európa villamosenergia-ellátásának forrásoldala, azaz erőműparkja az elmúlt közel másfél évtized alatt sokat változott, és ebből, valamint az elmúlt egy-két év tapasztalatából talán a magyar erőművek fejlesztési irányára is mértékadó következtetéseket lehet levonni. A legfontosabb, hogy újabban már nem növekedik olyan nagymértékben a villamosenergia-igény, mint korábban, mert előtérbe kerültek a hatékonysági törekvések. Az öt évvel ezelőtti pénzügyi válság hatása még mindig érződik, mert 2010 óta nem tapasztalhatunk földrészünkön említhető mértékű fogyasztásnövekedést. A teljesítőképesség azonban erőteljesen növekedik, aminek az oka az lehet, hogy a kisebb kihasználású szél- és naperőművek kerültek az építési sorban az élre. Az európai fejlődés egyik jellemzője, hogy a sok, támogatott keretek között értékesítésre kerülő megújuló miatt a nagykereskedelmi villamosenergia-árak csökkentek, a villamos piacon ezért a fosszilis energiahordozókból előállított villamos energia háttérbe szorult. Ma úgy néz ki, hogy földgázra nem érdemes erőművet építeni, szénre pedig nagyon kockázatos. Marad tehát a megújuló energia és a hasadóanyag, de mindkettő gondot jelenthet. Királyi út ma nincs Európában. Az egyik legnagyobb nehézség abból adódhat, hogy sok európai ország újra gondolja energiapolitikáját, és az Európai Unió változatokat keres a piaci szabályok formálásában. Bizonytalan a szén-dioxid-kibocsátási piac jövője, nem kiforrott az egységes kapacitás-mechanizmus modellje. Csak az látszik változatlannak, hogy az energiahatékonyságot növelni kell (azaz például csökkenteni kell a villamosenergiaigényességet), tehát több értéket kell termelni, és nem annyira többet fogyasztani. Fontos továbbá, hogy az egységes belső piacot tovább kell fejleszteni új kapcsolatok kiépítésével. Akkor lehet bízni továbbra is az importból származó villamos energiára, ha a piaci szabályok egységesek és állandóak lesznek. Nehéz megmondani, hogy egyes tagországok kormányai miként fogják egyedi politikai érdekeiket érvényesíteni, tehát mikor alakul ki egy fejlődést célzó közös akarat az erőmű-létesítésben. A legnagyobb gondot a jelen évtizedben várható fejlődés megítélése jelenti. Feltehetően nem változik 2020-ig sokat a helyzet, és addig csak a rövid építési idejű technológiákban lehet bízni. Ahogy az a 4. táblázatból kiolvasható, 2019-ig mintegy 2500 MW-nyi erőmű leállhat, ezért az ezekben megtermelt villamos energiát pótolni kell. Erre több lehetőség is kínálkozik. A két véglet a teljes szükséglet importból való fedezése, valamint a teljes villamos energia függetlenséghez szükséges beépített teljesítőképesség építése. Míg az első lehetőség igen nagy kockázatokkal jár a villamos energia beszerezhetőségét illetően, a második verzió szerint szükséges legalább 3000 MW új erőműpark létesítése valószínűtlen. Viszonylag gyors eredményeket lehet elérni a megújulós beruházásokkal. Bár az elmúlt 3 évben az MCsT-ben meghatározott növekedési ütemet nem sikerült elérni szélerőmű nem épült, naperőműves beruházásokra is inkább csak a lakossági felhasználók körében volt példa, de állami beavatkozással meg van a lehetőség a megújulós erőművek BT-jének erőteljes felfutására. Ehhez szükséges a fogyasztói árban elismerni jelentős többletköltségeket, valamint új és hatékony METÁR - 59

rendszerre, kötelező átvételre, hosszú távon kiszámítható szabályok és rendeletek megalkotására van szükség. Elsősorban naperőművek (napelemes megoldások) és biomasszára (fára, szalmára, biogázra) telepített kiserőművek jöhetnek szóba. Az előbbi olcsóbb, az utóbbi viszont nagyobb biztonságot ad, hiszen jobban szabályozható, nagyobb a rendelkezésre állása. Kiegészítésképpen szélerőműves, kis vízerőműves beruházásokkal is lehetne számolni. Nem látszik megvalósíthatónak, hogy szilárd hulladékok eltüzelésére ilyen rövid idő alatt mértékadó erőműpark létesüljön Magyarországon. Az sem valós elképzelés, hogy a Duna vízerőkészletének hasznosítására a közeljövőben nagyerőművek kerüljenek üzembe. A geotermikus erőművek megjelenése jelenleg nem várható, a földhő hasznosítása elsősorban a hő piacán növekedhet. A Nemzeti Energiastratégiában megfogalmazott Atom-Szén-Zöld forgatókönyvének következő eleme szénerőművek villamosenergia-termelésének szinten tartása. Ehhez elégséges a Mátrai Erőmű jelenlegi termelésének megtartása, rövid távon nem is látszik szándék a bővítésre. Nem is reális elképzelés, hogy 4-5 év alatt széntüzelésű új nagyerőmű létesüljön Magyarországon. A földgázra alapuló, CCGT technológia hasznosítására vonatkozó nagyerőműves beruházások a gazdasági bizonytalanságok következtében évek óta tolódnak, a problémák megnyugtató rendezése egyelőre nincs kézzelfogható távolságban. Összefoglalva, az új erőműves teljesítőképességek létesítésére a várható leállások miatt feltétlen szükség van. Az olcsó import lehetősége néhány éven belül megváltozhat, ha a térségben elfogynak a többlet kapacitások. Így az új erőművek építésének másik fő feladata az import kiváltása lehet. Rövidebb távon kulcsfontosságú a meglévő nagyerőművek gazdasági működőképességének megőrzése. Bár a közelmúltban a hazai villamosenergiarendszer teljesítménymérlegeinek esetenkénti negatív maradó teljesítménye ellenére is biztonságos volt a hazai villamosenergia-ellátás, a jövőben a régiós erőműleállítási, illetve beruházási tendenciák tükrében nagyobb eséllyel lehet erőművi kapacitáshiányra számítani. Nagy jelentősége lehet a koordinált regionális rövid és hosszú távú forráselemzésnek a kritikus helyzetek előrejelzése, az esetleges kapacitáshiány megelőzéséhez szükséges intézkedések meghozatala szempontjából. Az új hazai erőművi kapacitás biztosításában a nagyerőművekhez képest kisebb léptékben szerepet játszhatnak a megújuló energiaforrásra épülő erőművek. Főként a fajlagosan egyre olcsóbbá váló napelemek gyorsabb hazai elterjedése, illetve a rendszerszabályozási szempontokból kedvezőbb biomassza-tüzelésű erőművek kapacitásának növekedése látszik indokoltnak. A települési, a lokális energiagazdálkodás fontosságának növeléséhez a távfűtéssel kapcsolt villamosenergia-termelésnek, valamint az ipari létesítményeknél az üzemi kiserőművek elterjedésének lehet meghatározó szerepe. 5.2. Rendszerszintű szabályozás A rendszerszintű szolgáltatások piacán a likviditás növelése céljából az átviteli rendszerirányító határozott törekvéseket tett a nagyfogyasztók bevonására. - 60

A lehetőségek minél hatékonyabb kiaknázása, valamint az árak csökkentése céljából a további fogyasztók bevonása szükséges a rendszerszintű szolgáltatások piacára. Az MCsT-ben foglalt tervszámok alapján a szélerőműves, valamint a szilárd biomassza és biogáz alapú termelői kapacitásnak van a legjelentősebb szerepe. A megújuló energiaforrást felhasználó termelők közül többlet tartalék kapacitás igényt okoznak az időjárásfüggő (szél, fotovoltaikus) termelők. Az igény a tényleges fogyasztói igénytől független termelés lehetőségéből adódik. A termelt energia részarányának maximálása céljából jelenleg a megújuló energiaforrást felhasználó egységek termelése nem szabályozható, nem igazítható a valós terheléshez. Ahhoz azonban, hogy a rendszeregyensúlyt fenntartsuk, azzal ellentétes irányú szabályozási tartalék aktiválásával ki kell egyenlíteni. A kockázatokat enyhítheti, ha lehetővé válik, hogy a megújuló erőműves termelés is szabályozható legyen az átviteli rendszerirányító által. Ezzel csökkenthető az időjárástól való függés okozta bizonytalanság és elkerülhető a többlet tartalék lekötésének szükségessége. A megújuló energiaforrást felhasználó termelő kizárólag a fel irányú tartalék kapacitás igényt növeli ezáltal. Az egységes európai belső villamosenergia-piac bevezetésének jegyében rövid és hosszú távon fontos kérdés a határkeresztező szabályozási tartalék lekötésben, valamint igénybevételben való együttműködés, amely elsősorban akkor válik szükségessé, ha nem lesz megvalósuló erőművi beruházás, amely a tartalék szükségletek fedezését lehetővé tenné, ebben az esetben azonban az import villamos energiától való függés, a külföldi kapacitások behozatala jelenthet korlátot a tartalékok igénybevehetősége terén. A tartalékoláson és kiegyenlítő szabályozáson túl egyre nagyobb az igény szerte Európában a határkeresztező újra-teherelosztásra is, amely szintén két vagy több átviteli rendszerirányító közti együttműködést tesz szükségessé. - 61

6. Távlati importlehetőségek összefoglaló 6.1. ENTSO-E System Outlook & Adequacy Forecast alapján Az egyre nagyobb mértékű nemzetközi együttműködés miatt a hazai forrásoldali ellátásbiztonság egyre kevésbé vizsgálható a környező országok kapacitáshelyzetétől elszigetelten. A távlati importlehetőségek felmérése, a szomszédos országok kapacitáshelyzetének nyomon követése a közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitáselemzés lényeges elemévé vált. A Mellékletben található rövid tanulmány (M1. A környező országok távlati forrásoldali kapacitáshelyzete, importlehetőségek) részletesebben tartalmazza a térségünkre vonatkozó fontosabb erőmű-fejlesztési terveket, elemzi a környező országok távlati kapacitáshelyzetét. Az összefoglaló fejezetben a jelenleg meghatározó tendenciákat ismertetjük. Az importlehetőségek várható alakulása szempontjából kilenc országot tekintettünk meghatározónak: Ausztriát, a Cseh Köztársaságot, Horvátországot, Lengyelországot, Németországot, Romániát, Szerbiát, Szlovákiát és Szlovéniát. A magyar erőműrendszer beépített teljesítőképessége jelenleg már nem teszi lehetővé a villamosenergia-igények tisztán hazai forrásból történő biztonságos ellátását. A hazai erőmű-összetétel és a termelési költségek miatt a villamosenergiaellátásban évek óta nagy szerepet kap az import, amely 2014-ben a bruttó villamosenergia-fogyasztás 33%-át tette ki. Az elmúlt évtizedben elsőként a 2003-as piacnyitás nyomán volt tapasztalható az importált villamos energia részarányának ugrásszerű növekedése. Ezt követően átmeneti csökkenés mutatkozott, majd a gazdasági válság, a piaci árak visszaesése következtében az elmúlt néhány évet ismét emelkedő import részarány jellemezte. 2013-ban kiugró mértékű volt a növekedés: egy év alatt 10%-kal lett magasabb a bruttó fogyasztásra vetített importhányad. Az Egységes Európai Piac (Single European Market) megvalósítása, az ellátásbiztonság javítása, a megújuló energiaforrások integrációja jegyében egyre inkább felértékelődik a regionális együttműködés szerepe. A hazánkat is érintő regionális villamosenergia-piaci integráció fontos lépése valósult meg 2012. szeptember 11-én a közös cseh-szlovák-magyar árampiac elindításával. Az egységes kereskedelmi platformhoz a jövőben további országok csatlakozhatnak. 2013 augusztusában megszületett a döntés a 4M projekt indításáról a CZ-SK- HU+RO piacok összekapcsolására, ahol a lengyel felek megfigyelők. A csehszlovák-magyar-román másnapi villamosenergia-piacok összekapcsolásának éles indulása 2014. november 19-én megtörtént. A folyamatban lévő beruházásokról összegyűjtött információk mellett alapvetően az ENTSO-E SO&AF (Scenario Outlook & Adequacy Forecast) adatbázisának 2014. évi adataira támaszkodtunk. Több ország esetében stratégiai tervek, rendszerfejlesztési elemzések is rendelkezésünkre álltak kiegészítő forrásként. A megújuló energiaforrások tervezett kapacitásnövelésére vonatkozóan az Európai Unió tagországainak esetében a Megújuló energia cselekvési tervek tekinthetők irányadónak. Az első változat benyújtása (2010) óta több EU-tagország élt az előirányzatok módosításának lehetőségével, így a régióbeli országok közül 2013 márciusában Csehország is. - 62

A térség országaiban általában a villamosenergia-igények mérsékelt növekedésével számolnak, az ENTSO-E SO&AF előrejelzések B változatában jellemzően 0-2% körül alakul a várt éves növekedési ütem a 2015 és 2020 közötti időszak éveire. A SO&AF tanulmányban az átviteli rendszerirányítók előrejelzései szerint az éves csúcsterhelés növekedését a 2016-2025 közötti intervallumra 0,9%-ra, míg a fogyasztás növekedését 0,8%-ra becsülik. Az előrejelzett nettó termelői kapacitás mindkét forgatókönyv szerint kisebb, mint az előző évi riportokban. A fosszilis erőművek kapacitáscsökkenését lassabb üteműnek feltételezik. Az optimistább B forgatókönyv szerint a szenes erőműveket gáztüzelésű blokkok válthatják fel, kapacitásemelkedésük 2025-ig 22 GW lehet. A megújuló energiaforrásokat tekintve főként a nap- és szélerőművi kapacitások növekednek a jövőben. Több ország esetében is kérdéses azonban, hogy az elkövetkezendő években követi-e majd az erőművi teljesítőképesség alakulása a fogyasztói igények változását. Az elmaradó beruházások ugyanis közép- és hosszú távon kapacitáshiányt, esetleg jelentős villamosenergia-importfüggőséget okozhatnak. Korábbi forrásoldali kapacitáselemzéseinkben már utaltunk arra, hogy a térségünkben az elmúlt néhány évben számos esetben megfigyelhető volt az erőműberuházási tervek újraértékelése, a beruházási döntések elhalasztása. Különösen igaz volt ez a nagy összegű, jelentős kockázattal járó projektekre. A beruházások elmaradása főként a 2008 őszén bekövetkezett gazdasági visszaesésnek tudható be, amely együtt járt a fogyasztói igények csökkenésével. Másrészt azonban szerepet játszik benne a villamosenergia-ellátás forrásösszetételének napjainkban végbemenő átalakulása: egyre inkább a megújuló energiaforrásokra kerül át a hangsúly, amelyek hagyományos erőműveket szorítanak ki a piacról. Az időjárásfüggő megújuló energiaforrások rendelkezésre állása, kapacitásértéke azonban jelentősen elmarad a hagyományos hő- és atomerőművekétől, amelyeknek tartalékkapacitására továbbra is szükség van. A térségünkben folyó erőmű-beruházásokat, beruházási terveket áttekintve az elkövetkezendő években az alábbi lényeges változásokra lehet számítani: Atomerőművek: Szlovákiában befejezéséhez közeledik a Mohi Atomerőmű két új blokkjának kivitelezése, melyek várhatóan 2017 végére kezdik meg a kereskedelmi üzemet. Ezzel Szlovákia ismét villamosenergia-exportőrré válhat, és közel 1000 MW új alaperőművi kapacitás jelenhet meg a régióban. A néhány évvel ezelőtt bejelentett, Jászlói/Apátszentmihályi (Jaslovské Bohunice) Atomerőműbe tervezett beruházás megvalósulására 2025 előtt továbbra sem lehet reálisan számítani. A Cseh Köztársaságban a Temelíni Atomerőmű bővítését készítették elő, ahol két új, egyenként 1000 MW teljesítőképességű blokkot terveztek 2023-as, illetve 2024-es üzembe lépéssel. 2014 áprilisában azonban a ČEZ arról tájékoztatta a fővállalkozói tender résztvevőit, hogy megfelelő állami garancia hiányában egyelőre nem valósítják meg a beruházást. Ugyanakkor a cseh kabinet 2015 májusában elfogadott, 2040-ig szóló energiaipari koncepciója a fosszilis energiahordozók részarányának csökkentését és a nukleáris energia részarányának növelését irányozza elő. Romániában kínai beruházóval folytatnak tárgyalásokat a Cernavodăi Atomerőmű harmadik és negyedik blokkjának megvalósításáról. Várhatóan 2015 végére születhet meg az erre vonatkozó megállapodás. - 63

A korábbi lengyel atomerőmű-építési tervek az elmúlt időszakban háttérbe szorultak, a jelenlegi forrásfejlesztési törekvések megfelelő forrásdiverzifikációval, palagáz hasznosítással inkább a gáztüzelésű erőműveket részesítik előnyben. Távlatilag nem zárható ki az atomerőműépítés sem. Németországban 2011-ben döntés született az atomerőművek fokozatos leállításáról 2022-ig. Hőerőművek: Lengyelországban az elkövetkezendő években jelentős szénerőművi kapacitás esik majd ki az élettartamuk végét elérő erőműblokkok miatt. Jelenleg még kérdéses e kapacitás pótlása. Az ENTSO-E SO&AF előrejelzés A változata amely csak a közel biztosra vehető erőműberuházásokkal számol a többletkapacitások nagymértékű csökkenését jelzi 2020-ra. Az egyoldalú szénhidrogén-importfüggőség elkerülése miatt várhatóan fennmarad a szénerőművek meghatározó szerepe, azonban a kibocsátás-kereskedelmi rendszer miatt jelentősen eltolódhatnak majd a jelenlegi árarányok. Csehországban a ČEZ átalakítja szénerőművi portfólióját: 2013-ban megvált a Chvaleticei Erőműtől, ugyanakkor több más erőművet korszerűsíteni kíván. Emellett Ledvicében 660 MW teljesítőképességű új szuperkritikus erőművi blokk került üzembe. A német szövetségi szabályozó hatóság (Bundesnetzagentur) 2015. júniusi összesítése szerint 2018-ig 4,5 GW hőerőművi kapacitás léphet üzembe Németországban, míg ezzel párhuzamosan a leállítások miatt 8 GW teljesítőképesség megszűnésére lehet számítani. Megújuló energiaforrások: Az elkövetkezendő években a régió szinte minden országában a megújuló energiaforrások kapacitásának növekedésére lehet számítani, a legjelentősebb kapacitásbővülés Németországban várható. Szivattyús-tározós erőművek: Ausztriában a szivattyús-tározós erőművek összes beépített teljesítőképessége 2020-ra elérheti a 4000 MW-ot is. Mivel ezeknek az erőműveknek az üzemvitele a szélerőművek termeléséhez igazodik, rendkívül változékonyan alakuló üzemállapotokra lehet számítani. Az osztrák átviteli rendszerirányító a hálózatfejlesztési tervében felhívja a figyelmet arra, hogy a várható volatilitás kezelésére a jelenlegi hálózati infrastruktúra nem alkalmas. Emellett Németországban is több helyszínen tervezik új szivattyús-tározós erőművek létesítését, bár elsősorban távlati tervekről van szó. Megállapítható, hogy az erőművi teljesítőképességek közép- és hosszú távú alakulása tekintetében jelentős a bizonytalanság a térségben, ami főképp a német atomerőművek és az élettartamuk végét elérő lengyel szénerőművek leállításának tudható be. Emiatt az importforrások távlati rendelkezésre állása is kérdéses. A tervezett időjárásfüggő megújuló erőművek üzembe lépése megfelelő szabályozási tartalékokat, illetve energiatárolási lehetőségeket követel meg. A közelmúlt példái arról tanúskodnak, hogy a jogi-szabályozási környezet alakulása, az energiapolitikai döntések nemzetközi szinten is jelentős hatással vannak a forrásoldali kapacitásfejlesztésre. A jelenleg több országban is napirenden lévő kapacitásmechanizmusok (idetartoznak többek között a kapacitásdíjak, a - 64

kapacitáspiacok, valamint a stratégiai tartalékkapacitások) bevezetése, megfelelő alkalmazása eszköz lehet a forrásoldali beruházások ösztönzésére. A kapacitásmechanizmusok kérdésével mivel az ellátásbiztonság az európai energiapolitika egyik alapvető célkitűzése és a kapacitásmechanizmusok a tervezett Egységes Európai Piac megvalósulására is hatással lehetnek jelenleg az Európai Bizottság is foglalkozik. 2013 elején nyilvános konzultációra került sor, a kapacitásmechanizmusokkal kapcsolatos új irányelvek tervezetét 2014 áprilisában tették közzé. A kapacitásmechanizmusok alapvető alkalmazási kritériumának tekintik a teljes körű, a kapacitáshiányt igazoló és annak lehetséges okait is feltáró forrásoldali elemzést. Ezenfelül az alkalmazás szükséges előfeltétele további hatásvizsgálatok elvégzése is mind a belső villamosenergia-piac, mind a szomszédos országok piacainak vonatkozásában. 6.2. Várható export/import/tranzit viszonyok, piacszimuláció A magyar átviteli hálózat fejlesztésének tervezésekor a közép- és hosszú távra előretekintő hálózatszimulációs vizsgálatok eredményeit, és így a javasolandó hálózatfejlesztéseket is jelentősen befolyásolhatják a vizsgált hálózatállapotok magyar export-, import- és tranzitviszonyai. Kereslet-kínálat elemzéssel figyelembe vehetők az ENTSO-E tagországokban várhatóan megvalósuló erőmű-létesítések hatásai az országok közti villamosenergiakereskedelemre, előre jelezhetők az export-, import- és tranzit viszonyok. A vizsgálathoz szükséges bemenő adatok forrása az ENTSO-E által a 2014-es TYNDP céljaira összeállított piacmodellezési adatbázis (PEMMDB), melyben a tagországok jövőbeli várható forrásoldali kapacitásai, órás bontású fogyasztási adatai és az országok közti kereskedelmi ügyletek korlátai kerültek összegyűjtésre. Az optimalizálási feladatok célja a villamosenergia-igény kielégítése ENTSO-E szinten, minimális termelési összköltséggel. Megoldásként az egyes országok erőműtípusonkénti betáplálásai és az országok közti kereskedési ügyletek adódnak. Előbbiekből a jövőbeli várható erőműjáratások, utóbbiakból az országok szaldói és a kereskedelmi ügyletekből adódó tranzit számolható. Az országok szaldói alapján egy PTDF mátrix segítségével meghatározhatók a villamosenergia-rendszer várható áramlásai is metszékek vagy akár távvezetékek szintjén, valamint meghatározhatók a tranzitáramlások is. Így a jövőbeli várható villamosenergia-kereskedések és az azok által okozott áramlások közvetlenül összehasonlíthatóvá válnak. A PEMMDB 2030-ra vonatkozó adatait alapul véve határoztuk meg a magyar export-, import- és tranzitviszonyokat különböző szcenáriókra. A vizsgálatban a magyar rendszer frissített 2030-ra vonatkozó erőművi kapacitásai szerepelnek két változatot feltételezve. Az első változat az összes szándéknyilatkozatot figyelembevevő ún. optimista forrásoldalú szcenárió, míg a másik az erőművi beruházások elmaradásával számoló erőműhiányos forrásoldalú változat. A számítást mindkét eseten belül az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének négy víziójára 17 elvégezve az alábbi eredményeket kaptuk. 17 További információk az ENTSO-E Tízéves Hálózatfejlesztési Tervének négy víziójáról az ENTSO-E honlapján (www.entsoe.eu) találhatók, egy rövid áttekintés elérhető az alábbi hivatkozás alatt: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/events/workshops/2030_visions/announcement _leaflet 2030_vision.pdf - 65

Az optimista forrásoldalú esetre végzett futtatások eredményei alapján a várható export-import szaldó értékei a vízióktól függően jellemzően 18 1700 MW import és 600 MW export (1-es és 2-es víziók), vagy 1100 MW import és 2500 MW export (3-as és 4-es víziók) közé estek. Az erőműhiányos forrásoldalú esetben az egyes víziókra kapott szaldóértékek különbségei alacsonyabbak, jellemzően mind a négy vízióra az értékek 700 MW és 3100 MW import közé esnek. A kapott értékek tartamgörbéit a 36. ábra és 37. ábra mutatja be. 5000 Szaldó [MW] (pozitív érték esetén export) 4000 3000 2000 1000 0-1000 -2000 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323 Optimista, Vision 1 Optimista, Vision 2 Optimista, Vision 3 Optimista, Vision 4-3000 Óra 36. ábra Optimista forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira 2000 Szaldó [MW] (pozitív érték esetén export) 1000 0-1000 -2000-3000 -4000 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323 Er.hiányos, Vision 1 Er.hiányos, Vision 2 Er.hiányos, Vision 3 Er.hiányos, Vision 4-5000 Óra 37. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira 18 Az adatsorokat határoló értékek az éves szimulációk 8760 órás eredményei 5%-os és 95%-os percentiliseinek kerekítéseiből adódtak. - 66

A villamosenergia-kereskedelem hatására létrejövő metszékáramlásokból származtatott energiamérlegeket az alábbi, 38. ábra és 39. ábra mutatja be. 15 000 Optimista, Vision 1 Optimista, Vision 2 Optimista, Vision 3 Optimista, Vision 4 Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl) 10 000 5 000 0-5 000-10 000-15 000-20 000 HU>SK HU>UA HU>RO HU>HR HU>SI HU>RS HU>AT 38. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, optimista forrásoldalú eset Az optimista forrásoldalú esetben az 1. és 2. vízióban a szlovák, ukrán és román metszékekre import irányú áramlás, a horvát, szlovén és osztrák metszékre export irányú áramlás jellemző. Az optimista forrásoldalú változatban 3. és 4. víziók exportosak, ennek ellenére az ukrán és szlovák metszékre 2000 GWh-nál magasabb importú energiamérleg adódott. 15 000 Er.hiányos, Vision 1 Er.hiányos, Vision 2 Er.hiányos, Vision 3 Er.hiányos, Vision 4 Energia [GWh] (pozitív érték export irányt jelöl) 10 000 5 000 0-5 000-10 000-15 000-20 000-25 000 HU>SK HU>UA HU>RO HU>HR HU>SI HU>RS HU>AT 39. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos forrásoldalú eset Az erőműhiányos forrásoldalú esetekben az import villamos energia főként a szlovák, ukrán és a 3. és 4. vízióban az osztrák metszékeken keresztül áramlott az országba, és egy része jellemzően a horvát és szlovén metszékeken áramlott tovább külföldre. Az osztrák és szerb metszékekre víziótól függően pozitív (exportos) vagy negatív (importos) energiamérleg is adódott. - 67

Az optimista és az erőműhiányos forrásoldalú esetekre kapott tranzitáramlások tartamgörbéit a 40. ábra és a 41. ábra mutatja be. Mindkét esetben a 2. vízió adataira adódtak a legmagasabb (optimista forrásoldalú esetben jellemzően 1200 MW és 3150 MW közötti, erőműhiányos forrásoldalú esetben 950 MW és 3150 MW közötti) tranzit értékek és a 3. vízióra a legalacsonyabbak (optimista forrásoldalú esetben jellemzően 950 MW és 3050 MW között, erőműhiányos forrásoldalú esetben 400 MW és 2550 MW között). 6000 Tranzit [MW] (áramlás alapú) 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323 Óra Optimista, Vision 1 Optimista, Vision 2 Optimista, Vision 3 Optimista, Vision 4 40. ábra Optimista forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira Tranzit [MW] (áramlás alapú) 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323 Óra Er.hiányos, Vision 1 Er.hiányos, Vision 2 Er.hiányos, Vision 3 Er.hiányos, Vision 4 41. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira A számítás segítségével közvetlenül összehasonlíthatóak metszékek áramlásai a metszéken kötött kereskedéssel, vagy a kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges tranzitáramlásokkal. E két esetre mutat be egy-egy példát a 42. ábra és 43. ábra. Az ábrákon az első két adatsor (kék és piros) összetartozó értékeket jelöl, bemutatva, hogy adott kereskedés értékek esetén milyen tényleges áramlások léptek fel. A harmadik (zöld) adatsor az áramlások (kereskedéstől függetlenül rendezett) tartamgörbéje. - 68

2000 1000 0-1000 -2000-3000 1 463 925 1387 1849 2311 2773 3235 3697 4159 4621 5083 5545 6007 6469 6931 7393 7855 8317 Optimista, Vision 1 HU>SK Áramlás (kereskedés alapján rendezve) Optimista, Vision 1 HU>SK Kereskedés (rendezve) Optimista, Vision 1 HU>SK Áramlás (külön rendezve) -4000-5000 42. ábra A magyar-szlovák metszék kereskedéseinek és áramlásainak összehasonlítása (optimista forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1) 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1 463 925 1387 1849 2311 2773 3235 3697 4159 4621 5083 5545 6007 6469 6931 7393 7855 8317 Er.hiányos, Vision 1 Tranzit Áramlás (kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit alapján rendezve) Er.hiányos, Vision 1 Kereskedelmi Ügyletekből Számolt Tranzit (rendezve) Er.hiányos, Vision 1 Tranzit Áramlás (külön rendezve) 43. ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (erőműhiányos forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1) Az ábrákról leolvasható, hogy a kereskedelmi ügyletek ismerete önmagában az adott mennyiség áramlásalapú értékének meghatározásához nem tartalmaz elegendő információt. A szlovák-magyar metszéken kereskedett ügyeletektől például akár 1000 MW-al is eltérhet a tényleges áramlás (jelen példában az esetek 12%-ában). A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit a tényleges áramlástól szintén jelentősen eltérhet, tipikusan kis értékeknél az áramlás magasabb, míg a magas kereskedelmi ügyletekből számolt tranzitértékeknél az áramlás akár 1500 MW-al alacsonyabb is lehet. A számítás menetének bővebb leírását és a részletes számítási eredményeket a Kapacitáselemzés melléklete tartalmazza. - 69

Az elemzés olyan hálózatfejlesztési projektek értékelésére is alkalmazható, melyek hatása a bemenő adatok változásával (pl. metszékeken történő kereskedés határértékének növekedése) számszerűsíthető. Az elemzéssel becsülhetők a TYNDP-s PCI projektek értékelésekor alkalmazott ún. Cost Benefit Analysis egyes indikátorai is. - 70

7. Ábrajegyzék 1. ábra Villamos teljesítőképességek [MW]... 10 2. ábra Teljesítőképesség-tartalékok [MW]... 11 3. ábra Az összes villamosenergia-felhasználás forrásainak részarányai... 14 4. ábra Bruttó villamosenergia-termelés részarányai... 14 5. ábra A forráslétesítés szükségessége... 22 6. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2020... 27 7. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2025... 29 8. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2030... 31 9. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2020)... 32 10. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2020)... 32 11. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2025)... 34 12. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2025)... 34 13. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2030)... 35 14. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása optimista forrásoldalú változat (2030)... 36 15. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2020... 39 16. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék 2020... 40 17. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2025... 41 18. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2025... 41 19. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2030... 42 20. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2030... 43 21. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2020... 45 22. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2025... 46 23. ábra Termelői súlypontok várható földrajzi elhelyezkedése [MW] 2030... 48 24. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020)... 49 25. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020)... 49 26. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2025)... 51 27. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2025)... 51 28. ábra A hazai bruttó villamosenergia-termelés forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020)... 52 29. ábra A hazai bruttó villamosenergia-felhasználás forrásmegoszlása erőműhiányos forrásoldalú változat (2020)... 52 30. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2020... 55 31. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2020... 55 32. ábra Rendszerterhelés egy adott napon 2025... 56 33. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék - 2025... 57 34. ábra Rendszerterhelés egy adott napon - 2030... 58 35. ábra Rendelkezésre álló szabályozási tartalék 2030... 58 36. ábra Optimista forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira... 66-71

37. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset export-import szaldóinak tartamgörbéi a TYNDP vízióira... 66 38. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, optimista forrásoldalú eset... 67 39. ábra A magyar metszékek energiamérlegei, erőműhiányos forrásoldalú eset... 67 40. ábra Optimista forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira... 68 41. ábra Erőműhiányos forrásoldalú eset tranzitáramlásainak tartamgörbéi a TYNDP vízióira... 68 42. ábra A magyar-szlovák metszék kereskedéseinek és áramlásainak összehasonlítása (optimista forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1)... 69 43. ábra A kereskedelmi ügyletekből számolt tranzit értékeinek és a tranzitáramlás értékeinek összehasonlítása (erőműhiányos forrásoldalú eset, TYNDP Vision 1)... 69 44. ábra: Éves import-, illetve exportszaldók (2010-2014)... 76 45. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Ausztriában... 80 46. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés a Cseh Köztársaságban... 81 47. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Horvátországban 82 48. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Lengyelországban... 83 49. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Németországban 84 50. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Romániában... 85 51. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szerbiában... 85 52. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szlovákiában... 86 53. ábra: Várható kapacitáshelyzet és januári referenciaterhelés Szlovéniában... 87 54. ábra: SO&AF kapacitás-előrejelzés és referencia-terhelés a régió tíz országára88 55. ábra: Szél és naperőművek együttes termelése a régió 10 országában... 88 56. ábra: A romániai és a dél-szláv vízerőművek havi átlagos terhelése a 2009-2012 közötti időszakban... 89 57. ábra Piacmodell grafikus reprezentációja: piaci csomópontok (market node-ok) régiókódjai és a kereskedési útvonalak... 91 58. ábra Erőműhiányos forrásoldalú változatra kapott szaldóértékek tartamgörbéje 93 59. ábra Optimista forrásoldalú változatra kapott szaldóértékek tartamgörbéi... 94 60. ábra Magyar export-import szaldó tartamgörbéi, optimista forrásoldalú változat, 2030... 97 61. ábra Magyar export-import szaldó tartamgörbéi, erőműhiányos eset, 2030... 97 62. ábra Magyar villamosenergia-termelés megoszlása erőműtípusok szerint (optimista forrásoldalú eset, 2030)... 98 63. ábra Magyar villamosenergia-termelés megoszlása erőműtípusok szerint (erőműhiányos forrásoldalú eset, 2030)... 98 64. ábra Magyar metszékeken áramló villamos energia (optimista forrásoldalú eset, 2030)... 99 65. ábra Magyar metszékeken áramló villamos energia (erőműhiányos forrásoldalú eset, 2030)... 100 66. ábra Tranzitáramlás tartamgörbéje az összes esetre (2030)... 100-72

8. Táblázatok 1. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák 2020-ra vonatkozó beépített teljesítőképessége, valamint termelési adata (MCsT 2010)... 13 2. táblázat A hazai nagyerőművek éves kihasználása (2003-2014)... 15 3. táblázat A hazai erőművek teljesítőképessége (2014. december 31.)... 16 4. táblázat Az összes megmaradó erőmű várható beépített teljesítőképessége a jövőben... 16 5. táblázat A megmaradó nagyerőművek várható bruttó beépített teljesítőképessége... 19 6. táblázat A megmaradó kiserőművek várható bruttó beépített teljesítőképessége 21 7. táblázat Nagyerőmű beépítési lehetőségek (ismertek) földgázra... 23 8. táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2030-ig... 25 9. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2020)... 26 10. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2025)... 28 11. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg optimista forrásoldalú változat (2030)... 30 12. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2020)... 44 13. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2025)... 45 14. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg erőműhiányos forrásoldalú változat (2030)... 47 15. táblázat: Import-export szaldók 2009-2014 (ENTSO-E Memo/Statistical Factsheet 2011-2014)... 77 16. táblázat: Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2010-ben a Megújuló energia cselekvési tervek alapján... 78 17. táblázat: Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2020-ban a Megújuló energia cselevési tervek alapján... 79 18. táblázat Magyar erőművi kapacitások, erőműhiányos forrásoldalú változat (2016-2025)... 93 19. táblázat Magyar erőművi kapacitások, optimista forrásoldalú változat (2016-2025)... 94 20. táblázat Magyar erőművi nettó BT-k a 2020, 2025 és 2030-as sarokévekben... 95 21. táblázat A számítási változatok külső modellje... 95 22. táblázat Nettó teljesítő képesség [MW]... 96-73

9. Irodalomjegyzék 77/2011. (X. 14.) OGY határozat A Nemzeti Energiastratégiáról. Megjelent: Magyar Közlöny 2011. évi 119. szám 30 206-30 359. oldal GKI Energiakutató és Tanácsadó Kft.: A magyar villamosenergia-felhasználás várható alakulása 2040-ig, 2015. IEA: World Energy Outlook, 2014. MEH MAVIR: A magyar villamosenergia-rendszer (VER) 2013. évi statisztikai adatai, 2014. NFM: Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Terve 2010-2020. A 2020-ig terjedő megújuló energiahordozó felhasználás alakulásáról, 2010. REKK: A Nemzeti Energiastratégia 2030 gazdasági háttérelemzése, 2011. Századvég Gazdaságkutató Zrt., Strategopolis Kft., Századvég Alapítvány: A MAVIR hosszú távú működését befolyásoló politikai-, jogi-, gazdasági-, környezetiés társadalmi tényezők elemzése. 2012 GRID CEE Tanácsadó Zrt., Századvég Gazdaságkutató Zrt.,: Kínálat-oldali regulációs beavatkozások szükségességének vizsgálata a magyar villamosenergiapiacon, 2012 GRID CEE Tanácsadó Zrt.: A MAVIR ZRt. Keresletoldali szabályozás, 2013 ENTSO-E Scenario Outlook & Adequacy Forecast 2015 COM(2014) 15 final: A Bizottság közleménye az Európai Parlamentnek, a Tanácsnak, az Európai Gazdasági és Szociális Bizottságnak és a Régiók Bizottságának: Éghajlat- és energiapolitikai keret a 2020 2030-as időszakra - 74

MELLÉKLET - 75

M1. A környező országok távlati forrásoldali kapacitáshelyzete, importlehetőségek Hazánkban néhány év alatt eddig soha nem látott mértékben emelkedett a villamosenergia-import részaránya. A 2012-es két évtized távlatában rekordnagyságú 7,966 TWh importszaldó után 2013-ban és 2014-ben tovább folytatódott az import szerepének erősödése. Az elmúlt évi 13,388 TWh importszaldó a bruttó hazai villamosenergia-fogyasztás mintegy 33 %-ának felelt meg. Ekkora mértékű importra korábban soha nem volt példa a hazai villamosenergiarendszerben. Magyarország hosszú időn át jelentős, részben kihasználatlan erőművi többletkapacitással rendelkezett, amely lehetővé tette volna a tisztán hazai forrásokból történő villamosenergia-ellátást is. Az ideiglenesen, illetve véglegesen leálló hazai erőművi blokkok miatt azonban ellátásbiztonsági szempontból is egyre nagyobb jelentőségű az importforrások távlati rendelkezésre állásának vizsgálata. További lényeges szempont, hogy amint az a nemzetközi előrejelzésekből közismert döntően az időjárásfüggő megújuló energiaforrások hasznosítása révén bővül majd a beépített teljesítőképesség Európában. Ezen erőművek kapacitásértéke, rendelkezésre állása azonban jelentősen eltér a hőerőművekétől. Ezért elemzésünkben röviden kitérünk a nap-, szél- és vízerőművek változó rendelkezésre állásának hatásaira is. 44. ábra: Éves import-, illetve exportszaldók (2010-2014) Magyarországon és a környező országokban az import-, illetve exportszaldók a 44. ábra szerint alakultak az elmúlt öt évben. A hazai erőmű-összetétel és a termelési költségek miatt a villamosenergia-ellátásban évek óta nagy szerephez jut az import. Az elmúlt évtizedben elsőként a 2003-as piacnyitás nyomán volt tapasztalható az importált villamos energia részarányának ugrásszerű növekedése. Ezt követően - 76