A Nemzeti Energiastratégia 2030 gázszektorra vonatkozó prioritásának gazdasági hatáselemzése Kaderják Péter Kutatóközpont vezető Dunagáz konferencia Visegrád, 2011. április 13.
Az energiastratégia pillérei Eszközök Vidékfejlesztés Oktatás és foglalkoztatás Ellátásbiztonság Versenyképesség Fenntarthatóság Környezet-és természetvédelem Társadalmi és szociális szempontok Gazdaságélénkítés 2
A célok elérését szolgáló főbb eszközök Energiahatékonyság, energiatakarékosság Megújuló energiaforrások fokozott alkalmazása Atomenergia hasznosításának szinten tartása / növelése Regionális energetikai infrastruktúra fejlesztés Energetika állami intézményrendszerének megerősítése 3
Gázpiacra vonatkozó prioritás A diverzifikált beszerzés lehetőségének megteremtését a várhatóan jelentős szinten maradó jövőbeni földgázimportunk tekintetében A beszerzési diverzifikáció lehetőségének megteremtése nem jelenti azt, hogy orosz importunk mennyisége vagy aránya a jövőben feltétlenül csökken, vagy adminisztratív korlátozás alá kerül Inkább azt, hogy a keleti és a nyugati beszállítású gáz tényleges versenyhelyzetbe kerülhet a magyar piacon 4
Hatásvizsgálat kérdései Mely hálózatfejlesztések elengedhetetlenek egy olyan alkupozíció kialakításához, amely mellett már az orosz félnek sem éri meg az olajindexált árazáshoz történő ragaszkodás? Az olajindexált gázárhoz képest milyen mértékű árkülönbözet és százalékos árelőny teszi társadalmi szempontból megtérülővé e fejlesztések megvalósítását? Egy új hosszú távú szerződés árazási opcióinak elemzése egy infrastrukturális lehetőségeket számba vevő regionális gázpiaci modell segítségével 5
A gázpiaci elemzés menete REKK regionális árampiaci modell: árampiaci gázkereslet Hőpiaci és egyéb gázkereslet Gázkereslet előrejelzés (C) Hazai kitermelési prognózis (P) Nettó gázimport igény (C-P) Prognózisok olajindexált és versenyzői gázárakra _ Árelőny és fogyasztói többlet becslés; legkisebb költségű fejlesztési program meghatározása, ahol Iwest = C-P REKK regionális gázpiaci modell 6
Alkupozíció L( everage) = C P I west, C ahol L az alkupozíció mérőszáma C az éves hazai gázfogyasztás mennyisége P a hazai gázkitermelés mennyisége I west a nem orosz irányú éves gázbeszállítási kapacitás mértéke. Minél alacsonyabb az L érték, annál erősebb az alkupozíció, de annál költségesebb a program. Az L 0 esetén az éves hazai fogyasztás teljes mértékben kiszolgálható hazai termelésből és nyugati importból, azaz létrejön a diverzifikált gázbeszerzés lehetősége. Ezért nevezzük az ezen alkupozíciót biztosító forgatókönyvet POLICY-nak. 7
Gázkeresleti forgatókönyvek 16 14 12 10 8 6 4 2 0 MAX piaci MAX olaj REF piaci REF olaj MIN piaci MIN olaj 8 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Milliárd m 3 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Hazai kitermelés várható alakulása 3,5 3,0 2018-ban a bizonyított készletek mértéke megközelíti az addigi éves átlagos kitermelés értékét. Így 2019-ben már csak a bizonyított készletek + vélhető készletek 10%-nak termelésbe állításával lehet kitermelni, egy a 2018-as szinténél jelentősen alacsonyabb mennyiséget. 2,5 REKK FGSZ* milliárd m 3 2,0 1,5 ENTSO-G maximális kitermelési kapacitás 1,0 0,5 0,0 * szigetszerű rendszerek hazai kitermelése nélkül 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 9
Releváns fejlesztési opciók Beruházás, milliárd Ft Import kapacitás bővülés, milliárd m3/év importkapaci tásra jutó beruházási költség, Ft Belépés éve Fejlesztés 2011 2012 2013 2016 2018 Mosonmagyar óvár kompresszor bővítés 0,35 1,1 0,3 2011 Szlovákmagyar (Vecsés- Gödöllő- Balassagyarm at) 1,919 19,197 26,875 5,2 9,2 2014/2015 HAG bővítés 21,7 75,7 4,4 22,3 2018/2019 Forrás: FGSZ Zrt 10 éves hálózatfejlesztési terv, 2011. márciusi változat 10
A nem orosz irányú hazai gázimport kapacitás (Iwest) az FGSZ által javasolt fejlesztések megvalósulása esetén, milliárd m 3 /év 25 20 6,5 horvát-magyar 3,3 milliárd m 3 /év 15 10 2,1 HAG bővítés 2 4,4 2,6 5,2 szovák-magyar 5 1,1 Móvár kompresszor bővítés 0 4,4 HAG 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 11
Nettó gázimport igény és nyugati importkapacitás forgatókönyvek 25 20 MAX piaci MAX olaj REF piaci REF olaj MIN piaci MIN olaj POLICY 15 Milliárd m 3 10 NO HAG 5 NO SK-HU 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 12
Olajindexált és Henry Hub árnövekedési dinamikán alapuló gázár-prognózisok, 2010. évi forint bázison 140 Olajindexált Piaci 120 100 80 Ft/m3 60 40 20 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 13
A POLICY és NO HAG2 földgázhálózati fejlesztési projektek megtérüléséhez szükséges árkülönbözet (forint/m 3 ) és százalékos árelőny (%) Diszkontráta MAX GAZ MIN GAZ REF dp %dp dp %dp dp %dp 5% 2,7 2,5% 3,2 3,1% 2,8 2,6% Policy 8% 5,5 5,1% 6,4 6,2% 5,6 5,4% 5% 1,0 0,9% 1,2 1,2% 1,1 1,0% NO HAG 2 8% 2,3 2,2% 2,7 2,6% 2,3 2,3% Forrás: REKK elemzés 14
Következtetések - 1 A várható földgáz-importigény mellett a szlovák-magyar összekötő vezeték vagy a HAG2 bővítés közül már az egyik is elegendő a piaci árakon történő gázbeszerzés lehetőségének megteremtéséhez 2015 utánra A 2020 utáni évtizedben feltehetően jelentősen nő majd az erőművi szektor földgáz-felhasználása, ami plusz 3-4 Mrd m 3 /év addicionális importigényt is generálhat. HAG2- ről elegendő 2010-es évek második felében dönteni 15
Következtetések - 2 A mosonmagyaróvári kompresszorbővítést és a szlovákmagyar vezetéket magában foglaló fejlesztési változat megvalósításának energiapolitikai prioritásként kezelése kétséget kizáróan indokolt. E változat 5%-os reál diszkontráta mellett már 1% körüli árelőny realizálása esetén is társadalmilag megtérülő projekt. Ha a kapcsolódó belső fejlesztési igényeket is figyelembe vesszük, a szükséges árelőny értéke 1,5% körül alakul. Ezek az értékek messze alulmúlják a piaci és olajindexált árelőrejelzéseink közötti várható különbséget (10-20% között a piaci árazás javára). 16
Következtetések - 3 A határkapacitások fejlesztések további hasznai: FGSZ tranzit üzletágának megsokszorozása; hazai tárolói kapacitások regionális értékesítése; hazai gázbázisú áramtermelés versenyképességének megalapozása Fizikai kapacitások kiépítése mellett megfelelő szabályozás is szükséges 17
Modellezési eredmények: referencia kereslet és olajár, nyugati spotárakhoz indexált gázár Áramtermelés és nettó import [TWh/év] 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0-5 104 101 91 86 87 91 91 85 86 90 85 87 72 75 64 24,1 22,0 24,1 22,9 19,6 30,6 18,6 19,6 18,5 28,5 22,6 21,7 10,6 19,1 11,5 2,9 2,9 3,2 11,8 6,9 8,9 8,2 6,9 8,9 3,5 6,9 8,9 6,9 8,2 5,7 2,4 8,9 11,8 5,1 2,7 22,1 22,1 22,1 29,4 29,4 29,4 22,1 29,4 5,0 10,7 8,7 8,3 5,1 4,4 4,7 4,0 4,4 2,6 3,9-3,4-4,2-3,4-5,0 2010 2015 2020 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 Nagykereskedelmi zsinórár [ /MWh] Minden forgatókönyv Paks bőv & NCST Nincs Paks bőv & NCST Paks bőv & NCST+ Paks bőv + új atom & NCST Paks bőv + új szén & NCST Nincs Paks bőv & NCST+ Nettó import Nukleáris Megújuló Szén Földgáz Zsinórár (jobb tengely, /MWh) 18
Modellezési eredmények: referencia kereslet és olajár, olajindexált gázár Áramtermelés és nettó import [TWh/év] 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 64 11,5 5,7 2,7 5,0 72 10,6 3,2 3,5 10,7 96 90 93 78 16,7 10,5 13,5 10,5 6,9 8,9 6,9 2,4 5,1 22,1 29,4 17,8 13,7 13,4 3,9 109 96 90 90 22,6 9,6 10,5 8,2 11,8 6,9 8,9 22,1 22,1 29,4 12,7 13,0 13,4 3,0 96 89 95 92 16,7 15,7 9,5 12,5 2,9 2,9 8,9 6,9 8,9 8,2 22,1 29,4 29,4 17,4 11,6 3,9 2,1 107 20,5 11,8 11,9 Nagykereskedelmi zsinórár [ /MWh] -5 2010 2015 2020 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 2025 2030 Minden forgatókönyv Paks bőv & NCST Nincs Paks bőv & NCST Paks bőv & NCST+ Paks bőv + új atom & NCST Paks bőv + új szén & NCST Nincs Paks bőv & NCST+ Nettó import Nukleáris Megújuló Szén Földgáz Zsinórár (jobb tengely, /MWh) 19