ENERGIA PIACOKRÓL©s..."'79'253 +2+49C8'? 4+7-/'6/')517E2 #65G6D'=G2DV F?< 2 DK@

REGIONÁLISENERGIAGAZDASÁGIKUTATÓKÖZPONT

J E L E N T É S A Z

E N E RGI A -PIACOKRÓL

2016. ÉVI II-III. SZÁM

Tartalom

REKK Jelentés az Energiapiacokról 2016/2-3

Kedves Olvasó!

Aktuál is számunk aszokásostól eltérőendupla kiadásként jele-nik meg, mind a cikkekszáma, mind azokhossza meghaladja amegszokottat. 201 6 el-ső félévének energia-piaci trendjeinek be-mutatása után szólunka földgáztüzelésű erő-művek jövedelmezősé-gében beál lt változá-sokról , a szén-dioxid

kvótaárakra több országban tervezett árküszöb le-hetséges hatásairól . Olvashatnak a megújuló vi l la-mosenergia-termelés ösztönzésének aktuál is kérdé-seiről és di lemmáiról , a Gazprom árazási stratégiájá-ról és a vi l lamosenergia-tárolás jövőbeni ki látásairól .

Az európai földgázárak folyamatos csökkenésénekhatására látványos javulás következett be a gáztü-zelésű erőművek jövedelmezőségében. A vi l lamos-energia-import lendületes növekedése az utóbbimásfél évben megtorpanni látszik, miközben többhazai gázüzemű erőmű kihasználtsága biztatónövekedésnek indult. A szenes és földgáztüzelésűerőművek közti jövedelmezőségi ol ló a kedvezőfolyamatoknak köszönhetően még nem zárult be, dejelentősen szűkült. Írásunk részletesen bemutatja azutóbbi másfél évben lejátszódó folyamatokat.

Az európai erőművek relatív versenyképességét atüzelőanyagár-viszonyok mel lett a szén-dioxid kvóta-árak mindenkori mértéke is erősen befolyásol ja. Akvótaárak évek óta rendkívül nyomott szintje az unióklímavédelmi vál la lásait is veszélyeztetni látszik,ezért számos kritika fogalmazódott meg az európaikvótakereskedelemi rendszerrel szemben. Egyestagál lamok a kvótaárak legalacsonyabb szintjénekadminisztratív szabályozását, egy ún. karbon-árkü-szöb bevezetését javasolták. Cikkünkben ezen javas-latok hátterét, megvalósulásuk esélyeit és lehetségeshatásait mutatjuk be.

Harmadik írásunk a megújuló vi l lamosenergia-ter-melés támogatásának aktuál is kérdéseit tárgyal ja.Június 7. és 9. között a megújuló alapú vi l lamosen-ergia-termelés szabályozásának négy aktuál is terü-letére fókuszáló rendezvénysorozatot szervezett aREKK: a konferencián áttekintettük régiónk orszá-gainak 2020-as megújulós cél ja i terén elért előre-haladását, az EU 2030-as célkitűzésének végrehajtá-sa körül i kérdőjeleket, az újonnan alkalmazandótendereztetési el járásokra vonatkozó terveket és di-lemmákat, i l letve a most bevezetendő új METÁRkeretszabályait.

A kiadvány negyedik cikke a Gazprom földgázárazásistratégiája előtt ál ló kihívásokkal foglalkozik.Európában a földgáz ára 201 6-ban történelmi mély-pontra esett, miközben a kontinens földgázkeresletelényegében stagnált. Az Európába irányuló oroszgázexport azonban még ebben a nyomott piaci kör-nyezetben is tovább nőtt. Írásunk Oroszországeurópai gázárazási stratégiáját vizsgál ja , és felvázol jaa Gazprom lehetséges jövőbel i lépéseit.

Az utolsó írás a megújuló alapú, elsősorban időjá-rásfüggő vi l lamosenergia-termelés piaci integrá-ciójához és a szektor dekarbonizációjához nélkülöz-hetetlen vi l lamosenergia-tárolás jelenlegi helyzeté-vel , jövőbeni fej lődési lehetőségeivel és a tárolásitechnológiák térnyerése előtt ál ló szabályozási kér-désekkel foglalkozik. A tárolás jövőjét tárgyaló írá-sunkat későbbi számainkban több, az EurópaiBizottság által elképzelt vi l lamosenergia-piaci model lszempontjából kiemelt fontosságú kérdés vizsgálataköveti .

Tartalom


Energiapiaci folyamatokNemzetközi ártrendekHazai árampiaci helyzetképHazai gázpiaci helyzetkép

Energiapiaci elemzésekTrendek az európai és a magyar szén-gáztüzelőanyag váltásban

MűhelytanulmányokA karbon árküszöb hatásai: Nem lépik át aszenesek. . .REKKMegújuló Energia Hét - konferencia-összefoglaló és -értékelésOrosz gázárazási stratégiákAz energiatárolás szerepe a jövő villamos-energia-rendszerében

Főszerkesztő:Kerekes Lajos

Szerzők:Beöthy Ákos, Kácsor Enikő, Nolan Theisen,Mezősi András, Bartek-Lesi Mária, Szabó László,Kotek Péter, Takácsné Tóth Borbála

Olvasószerkesztő:Mészégetőné Keszthelyi Andrea

Kiadja:REKK Energiapiaci Tanácsadó Kft.

A kiadvánnyal kapcsolatos információk:Vári-Kiss EdinaTel . : (+36 1 ) 482 7073E-mail : [email protected]

479

12

16

2026

31

Az ERRA (Energy Regulators Regional Association)hosszú évek óta tart a REKK-kel közösen egyhetesintenzív tanfolyamokat, e-learning oktatásokat. Alegközelebbi közös budapesti kurzus 201 6.november 28. és december 2. között a gázszektorbanyújt betekintést.

� Upstream gázel látás� Piaci szerkezetváltás és nagykereskedelmi

piacok� A gázinfrastruktúrához való hozzáférés:

szabályozási megoldások� A gáz tárolása, el látásbiztonsági kérdések� Kiskereskedelmi kérdések

További információ: www.erranet.org

4

Energiapiaci folyamatok


A tavalyi második félév általános energiapiaci áresé-sét követően az idei év első felében emelkedtek anyersanyagárak, ami – némi késéssel - az európai vi l -lamosenergia-piacon is éreztette a hatását. A Brent-típusú nyersolaj januárban 26 dol láros mélypontrasül lyedt, a júniust viszont – 85%-os drágulást követő-en – 48 dol láron zárta. Ezzel párhuzamosan a szén ismagára talált: az ARA-jegyzésű nyersanyag havi átla-gára január és június között 1 5%-kal emelkedett (1 .ábra).

Márciusban – az alacsony tél i keresletnek köszönhe-tő magas tárolói készletek és a februárban rekord-szintre szökő amerikai kitermelésnek köszönhetően- több éves mélypontra, 1 ,7 USD/MMBtu-ra csökkenta Henry Hub gázár. Ápri l isban jelentősen visszaesetta Japánba szál l ított spot LNG ára is (2. ábra). Ennekhátterében részben az olajár emelkedését csak kés-ve éreztető olaj indexált szerződések árleszorító ha-tása, részben a csökkenő kereslet ál l t. Az Ecl ipseEnergy becslése szerint a tavaly 4%-kal 85 mil l ió ton-

nára csökkent japán kereslet idén 80 mil l ió tonnáramérséklődhet, miközben az ország hosszú távúszerződéses kötelezettsége 71 mil l ió tonna, vagyis aspot piacon csak 9 mil l ió tonnát kel l beszereznie.

Az ázsiai-csendes-óceániai térség LNG-kínálata vi-szont gyors ütemben bővül : Ausztrál ia valaha voltlegnagyobb, 54 mil l iárd dol láros erőforrás-fej leszté-si , Gorgon névre keresztelt projektjének keretébenmárciusban indult útjára Japánba az első LNG-szál-l ítmány. A több fázisban megvalósuló projekt tel jeskapacitása évi 1 5,6 mil l ió tonna lesz. Májusban meg-kezdte a termelést az Austral ia Pacific LNG Train 2 ésa Gladstone LNG Train 2 is (3,9-3,9 mil l ió tonna éveskapacitás), jövőre pedig további három létesítményál lhat üzembe (Wheatstone, Prelude és Ichthys;összesen 21 ,4 mil l ió tonna kapacitás).

Az olajárak év elejéig tartó csökkenésének köszön-hetően a félév során még folyamatosan csökkent ahosszú távú importszerződés keretében Oroszor-szágból érkező gáz német határon regisztrált ára.Március végén az E.ON-csoporthoz tartozó, a cég

fosszi l is erőműveit üzemeltető Unipermegál lapodott a Gazprommal a hosszútávú szerződéses árának ki igazításáról ,májusban pedig a Gazprom Export ve-zetője úgy nyi latkozott, hogy a cég eu-rópai piaci részesedésének megőrzéseérdekében haj landó némi rugalmasság-ra az árait i l letően. Júniusban a Gaz-prom pénzügyi vezetője lefelé, 1 99-ről1 70 USD/ezer m3-re módosította az ideiévre becsült átlagos exportárat, ami anémet NCG hub-on az idei harmadiknegyedévre szóló határidős árat közelí-ti . Tavaly a Gazprom még átlagosan 234USD/ezer m3-ért értékesített Európá-ban. A cég azt is bejelentette, hogy au-gusztus 31 . és szeptember 2. közöttújabb gázaukciót tart a tavaly szeptem-

2 016 első felének energiapiaci folyamatait elsősorban az olaj- és szénárak emelkedése, illetve a szén-dioxid-kibocsátási kvótaár csökkenése határozta meg. Mivel az olajindexált szerződésekben a

nyersanyag árának emelkedését a gázár csak késve követi, az idei első félévben jelentősen, éves alapon22%-kal nőtt az Európába irányuló orosz gázexport. Az év első három hónapjában meredeken esett a németEEX-en kereskedett jövő évi határidős zsinór- és csúcs-áramár, a gáz- és a kvótaárak csökkenésével azon-ban némileg ennek ellenére is javult a gáztüzelésű erőművek jövedelmezősége. A régió többi országáhozhasonlóan az év elején Magyarországon is jelentősen csökkent a villamos energia ára, a második negyedéváremelkedését követően azonban a félév átlagában a HUPX felára 12,2 EUR/MWh volt az EEX-hez képest, 3euróval több, mint egy évvel korábban. A gázpiacon az olajindexált import olcsóbbá válásának köszönhető-en jelentősen, 1,9-ről 2,7 milliárd m3-re nőtt az Ukrajna felőli behozatal, de számottevően nőtt az osztrák-magyar interkonnektor forgalma is. A REKK becslése szerint az idei második negyedévben nem volt lénye-ges különbség az egyetemes szolgáltatók elismert beszerzési költsége és az Oroszországból származó im-port tényleges, az Eurostat adatai alapján számított ára között.

1 . ábra A Brent nyersolaj azonnali, és az ARA-jegyzésű szén legrövidebb határidős havi

árának alakulása 201 5. januártól 201 6. júniusig

0

10

20

30

40

50

60

70

Szé

n é

s o

laj

ár

($)

Brent olaj, hordó

ARA szén, tonna

Forrás: CME, IEA

5



beri aukció átvétel i pontjain (Greifswald,GASPOOL, Olbernhau), valamint Baum-gartenben és az osztrák-olasz határon(Arnoldstein). A kedvezőbb orosz gáz-árak, i l letve a norvég kitermelést vissza-vető karbantartási munkák nyomán azidei első félévben jelentősen, éves ala-pon 22%-kal nőtt az Európába irányulóorosz gázexport.

Az olajárindexált szerződések 201 5márciusa óta tartó folyamatos, többmint 50%-os csökkenését a TTF árakpárhuzamos mérséklődése kísérte. ATTF-árak csökkenése ápri l isig folytató-dott, azóta azonban az emelkedő olaj-árak és a norvég kiesések támasztnyújtottak a jegyzéseknek, és júniusbana 1 4 EUR/MWh fölötti tőzsdei ár többmint 2 euróval meghaladta a német ha-tárárat. A drágulás irányába hatott agroningeni kitermelés jövőjét érintő, jú-nius végére várt hol land kormányzatibejelentést övező bizonytalanság is. Apiacok utóbb megkönnyebbüléssel – ésnémi árcsökkenéssel – vették tudomá-sul , hogy a kitermelési korlátot a vára-kozásoknak megfelelően az elkövetkezőöt évre évi 24 mil l iárd m3-ben ál lapítot-ták meg, ami hideg tél esetén 30 mil l i-árd m3-re emelhető. Az idei , 201 5/1 6-osgázévre 27 mil l iárd m3-es korlát van ér-vényben.

Az év első három hónapjában merede-ken esett a német EEX-en kereskedettjövő évi határidős zsinór- és csúcs-áramár (3. ábra). Ez elsősorban a szén-dioxid-kibocsátási kvóta árának a zuha-násával függött össze: az EUA-ár a janu-ár elej i , 8 EUR/t feletti szintről febru-árban 5 EUR/t alá csökkent, vagyismásfél hónap alatt több mint 40%-otveszített értékéből , majd átmenetiemelkedést követően a júniust is 5EUR/t alatt zárta. Az esésben több té-nyező is közrejátszott: a kivételesenenyhe és szeles december nyomán mi-nimál isra sül lyedt a karbonintenzív né-metországi áramtermelés, ami vissza-vetette a kvóták iránti keresletet. Az évelején Lengyelország azzal okozott bi-zonytalanságot a kvótapiacon, hogy azEurópai Bíróságon támadta meg a kíná-lat szűkítését célzó, stabi l itási tartalékotlétrehozó tavalyi megál lapodást.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

€/M

Wh

Forrás: Japán Statisztikai Hivatal, EIA, Gaspool, IMF

ENDEX TTF spot

Henry Hub spot

Német határár

Japán spot LNG

2. ábra Irányadó nemzetközi gázárak alakulása 201 5. januártól 201 6. júniusig

0

3

6

9

12

15

18

0

10

20

30

40

50

60

EU

A á

r(€

/t)

EE

X á

r(€

/MW

h)

EEX zsinór

EEX csúcs

EUA

Forrás: EEX, ICE

3. ábra Az EEX áram éves határidős árának, il letve a decemberi szállítású határidős CO2-

kvóta árának (EUA) alakulása 201 5. januártól 201 6. júniusig

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

Sp

rea

d (

€/M

Wh

)

Forrás: REKK számítás EEX, ICE és Gaspool adatok alapján

Clean spark spread

Clean dark spread

4. ábra A clean spark spread (gáztüzelésű erőművek) és clean dark spread (széntüzelésű

erőművek) alakulása a német piacon 201 5. január –201 6. június között

Megjegyzés: Mindkét mutató a tőzsdei villamosenergia-árak és az erőművi termelési költségek

különbözetét mutatja meg, ahol a termelés költsége az egy MWh villamos energia előállításához

szükséges tüzelőanyag (földgáz, illetve szén) árából, továbbá a CO2-kibocsátást fedező szennyezési

jogok költségeiből adódik össze. A számításhoz a német EEX tőzsde spot zsinór áramárat, valamint a

hollandiai TTF hub spot gázárat és az ARA szénárat vettük alapul. A napi jegyzésárakkal és a

gáztüzelésű erőművek esetében 50%-os, a széntüzelésűeknél pedig 38%-os hatásfok feltételezésével

számított mutatókat havi átlagban tüntettük fel az ábrán.

6



Az áramárak csökkenését a német acél-és autóipar mérséklődő vi l lamosenergia-keresletéről szóló előrejelzések segítet-ték; az európai acél ipar romló, gyárbe-zárásokat is eredményező helyzete,valamint a szénalapú brit áramtermelésfokozatos megszüntetése a kvótaárakesésében is szerepet játszott. A 201 7-esnémet zsinór áramár februárban közel1 5 éves mélypontra, 21 EUR/MWh alásül lyedt.

A szén- és olajárak emelkedése, a franciakarbonadó-tervek (lásd 1 6. oldal ), vala-mint a karbantartási munkák miatt le-csökkent német nukleáris kapacitásnyomán a jegyzések a második negyed-évben már erősödtek; a negyedéves ala-pon több mint 1 0%-os drágulás 201 1 ótaa legnagyobb mértékű, ám a 27 EUR/-MWh-át közelítő éves német zsinór át-lagár még mindig 1 5%-kal alacsonyabbvolt a 201 5. júniusi átlagnál . Az atom-energia kivezetése – amelynek újabb lé-péseként június végén végleg bezárt abajorországi , 1 345 MW kapacitású gra-fenrheinfeldi erőmű - hosszabb távonazonban áremelési nyomást okozhat anémet árampiacon. A német nukleáristermelés ápri l isban 29%-kal maradt el azegy évvel korábbi szinttől , júniusban pe-dig rekord alacsony szintre, 4,85 TWh-rasül lyedt. A nukleáris kapacitások csök-kenésével párhuzamosan az első félév-ben a német szén- és gázerőművek 6TWh-val közel 1 50 TWh-ra növelték ki-bocsátásukat, szemben a mindössze 20TWh alatti francia fosszi l is alapú kibo-csátással .

MW

MW

máj.

jún.

ápr.

MW €/MWh

MWMW MW

MW MW

MW

MW

€/MWh €/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

máj.

jún.

ápr.

100

100

0

3,67

7,01

n.a.

196

199

197

0,11

0,04

0,03

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

máj.

jún.

ápr.

499

500

500

399

400

399

451

351

351

300

297

304

160

320

239

199

160

160

399

400

400

501

501

501

0,16

0,20

0,25

0,25

0,20

0,15

2,19

2,35

4,88

0,01

0,02

0,01

0,37

0,41

0,15

0,53

0,45

0,6

0,35

0,25

0,21

0,28

0,14

0,11

5. ábra Havi határkeresztező kapacitásaukciók eredményei Magyarországon, 201 6. I I . negyedévben

19

24

29

34

39

44

Jövő

év

i zs

inó

r á

rfo

lya

m (

€/M

Wh

)

Forrás: EEX, PXE

DE

SK

CZ

HU

RO

6. ábra A hazai erőművek havi nettó villamosenergia-termelése, valamint a havi nettó

villamosenergia-import 201 5. április és 201 6. június között

7. ábra Az éves szállítású zsinórtermék jegyzési ára a régió egyes országaiban, 201 5.

április és 201 6. június között

45% 41% 40%41% 36%

29%31% 31%

26%27%

29% 30%

35% 33% 37%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

GWh

nettó tény erőművi termelés nettó importForrás: MAVIR

7



A gáz- és a kvótaárak csökkenésével né-mileg javult a gáztüzelésű erőművek jö-vedelmezőségét számszerűsítő cleanspark spread mutató, de mivel ezen árakcsökkenésével párhuzamosan a vi l lamosenergia ára is mérséklődött, az erőmű-vek szempontjából az időszak során leg-kedvezőbbnek bizonyult januárban iscsak éppen hogy nem volt veszteséges atermelésük (4. ábra). Az Uniper szóvivőjeszerint a hosszú távú orosz gázimport-szerződés említett újratárgyalása semváltoztatja meg alapvetően a németor-szági gázos erőművek helyzetét; a cégkombinált ciklusú gázturbinás erőműve-inek többsége továbbra is tartalékbanvan, és al ig üzemel . Az EWI EnergyResearch & Scenarios szerint ha a németgázos erőművek a spot piaci ár környé-kén képesek gázt vásárolni , akkor is csaka régi , 33-35%-os hatékonyságú szeneserőművekkel tudnak versenyezni a mo-dern, 55%-os hatékonyságú CCGT-erő-művek. A REKK becslése magasabb ha-tékonyságú szenes és alacsonyabb haté-konyságú gázos erőművi feltételezése-ken alapul (lásd a 4. ábra alatti megjegy-zést). A német gáztüzelésű erőművekszerint 25-30 EUR/t szén-dioxid-kvótaár-ra lenne szükségük ahhoz, hogy ver-senyképesek legyenek a szénnel szem-ben.

A szenes erőművek helyzetét a széndrágulása rontotta ugyan, de a jövedel-mezőségükre számított clean darkspread változatlanul pozitív tartomány-ban mozgott. Fontos fej lemény azonban,hogy míg 201 5 első félévében a kétspread közötti különbség még megha-ladta a 21 EUR/MWh-t, addig az idei ja-nuár-június átlagában az már csak 9EUR/MWh fölött volt.

Az idei második negyedévben Ausztriafelől , májusban került a legtöbbe, többmint 7 euróba az 1 MWh vil lamos ener-gia behozatalához szükséges határke-resztező kapacitás. Miután a rendszer-irányítók júniusban egyáltalán nemajánlottak fel kapacitást ezen a metszé-ken, a májusi árhoz képest több mint aduplájára, közel 5 euróra drágult a Szlo-vákia felől i importhoz szükséges egység-nyi kapacitás. A többi határkeresztezőmetszéken a legutóbbi negyedévben is 1EUR/MWh alatt maradt az import-kapa-citás díja (5. ábra).

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

Árk

ülö

nb

öze

t (€

/MW

h)

Ár

(€/M

Wh

)

Forrás: EEX, OPCOM, OTE, HUPX

HUPX-EEX

HUPX-OPCOM

HUPX

HUPX-OTE

8. ábra Az EEX, az OPCOM, az OTE és a HUPX tőzsde másnapi zsinórtermék árainak

összehasonlítása, 201 6. január–június között

9. ábra A magyar és cseh áramtőzsde különböző mértékű árkülönbözeteinek

gyakorisága 201 6. április–június között

0%

27%

9%

28%

21%16%

0% 0% 0%

59%

5%

14%11%10%

0%0%

0%

83%

3%9%

3% 1% 0% 0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

<0

0 €

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>1

00

€

<0

0 €

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>1

00

€

<0

0 €

0-1

€

1-5

€

5-1

0€

10

-50

€

50

-10

0€

>1

00

€

2016. április 2016. május 2016. június

Forrás: REKK számítás OTE adatok alapján

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Ár

(Ft/

kW

h)

Forrás: MAVIR, HUPX

Pozitív kiegyenlítő

Negatív kiegyenlítő

10. ábra A kiegyenlítőenergia-árak és a spot HUPX ár napi átlagainak alakulása 201 6 II .

negyedévében

Megjegyzés: Az ábrán a szürke sáv felső szélét a HUPX másnapi ára, az alsó szélét pedig a HUPX

másnapi árának –1-szerese határozza meg. A MAVIR Kereskedelmi Szabályzata értelmében a HUPX

másnapi ára a pozitív kiegyenlítő energia árának, míg a HUPX másnapi árának –1-szerese a negatív

kiegyenlítő energia árának szab alsó korlátot.

8



Az idei első félév hazai vi l lamosenergia-fogyasztása20,31 TWh volt, 1 %-kal több, mint egy évvel koráb-ban. A termelés viszont – köszönhetően a gázos erő-művek jobb kihasználtságának (lásd 1 2. oldal ) –7%-kal bővült, így a nettó import január-június átla-gában az előző évi 36-ról 32%-ra csökkent (6. ábra).

A régió többi országához hasonlóan az év elején Ma-gyarországon is jelentősen csökkent a vi l lamos ener-gia ára: a HUPX-en kereskedett határidős éveszsinórtermék ára a tavalyi év végi, 40 EUR/MWh fe-letti szintről márciusra 34 EUR/MWh-ra mérséklődött(7. ábra). Ebben az enyhe időjárás és a megfelelőbalkáni vízszint is közrejátszott. A második negyed-évben a magyar piacon is áremelkedést – és júniusátlagában ismét közel 38 EUR/MWh-ás árszintet -hozó fordulat nyomán azonban a félév átlagában aHUPX felára 1 2,2 EUR/MWh volt az EEX-hez képest, 3euróval több, mint egy évvel korábban. A másnapipiacokon ezzel szemben – 5,7 EUR/MWh-val - gya-korlati lag megegyezett a HUPX felára a 201 5. január-júniusival (8. ábra).

Míg Németországban a rekordszintűfebruári szélerőművi termelés 22 EUR/-MWh-ra, tél i hónapban még soha nemlátott mélységbe, éves alapon 37%-kalszorította le az átlagos spot árat, a HUPXátlagára ebben a hónapban 26 euró fö-lött volt. Március első két hetében vi-szont – a bőséges kínálatnak és az enyheidőnek köszönhetően – jel lemzően amagyar tőzsde volt olcsóbb a németnél ,és a felár a hónap egészét tekintve ismindössze 1 eurót tett ki . A nap- és szél-erőművi rekordról szóló előrejelzéseknyomán a német piacon május 8-án amásnapi zsinórtermék ára mínusz 1 2,9,a csúcsterméké pedig mínusz 36,5EUR/MWh-ra esett, és voltak mínusz 1 00EUR/MWh alatti órás árak is. Ezen a na-pon a magyar zsinórtermék 32 euróvalvolt drágább (1 9,3 EUR/MWh). A HUPXmásnapi árainak és a német piaccalszembeni prémium júniusi növekedésé-hez a paksi atomerőmű 1 . blokkjánaktervezett karbantartása, i l letve a 4. blok-kot érintő, 1 00 MW-ot meghaladó tel je-sítménycsökkenés járult hozzá. Június-ban a havi átlagár az azonnal i piaconmegközelítette a 33 EUR/MWh-t, miutánmárciusban al ig haladta meg a 25 eurót.

Miközben az éves zsinórtermékek piacána magyar árak 1 0-1 2 EUR/MWh-val ha-ladták meg a német és cseh tőzsdei ár-szintet, a másnapi piacon bizonyoshónapokban szinte tel jesen elolvadt ez akülönbség. A magyar és a cseh piac a

második negyedév során júniusban mozgott a legin-kább együtt: a másnapi piacon az órák számának83%-ában azonosak voltak az árak, szemben a má-jusi 59, és az ápri l isi 27%-kal (9. ábra). Ápri l isban amagyar és a szlovák árak közötti különbség az órákszámának kevesebb mint a felében volt 1 EUR/MWh-nál kisebb, és több mint 1 0%-ában a 1 0 eurót ismeghaladta. Júniusban már az órák 88%-ában voltkisebb a különbség 1 eurónál . Román viszonylatbanugyanakkor fordított volt a helyzet: ahogyan az éveszsinórtermékek esetében is megfigyelhető volt (lásda 7. ábrát), az azonnal i piacon is júniusban váltak elleginkább az árak a HUPX jegyzéseitől . Míg ápri l isbanaz órák 91 %-ában nem volt különbség a magyar és aromán árak között, addig júniusban ez az arány márcsak 69% volt.

A nagykereskedelmi árat befolyásol ja a menetrend-től való eltérés költsége és a kiegyenlítőenergia-ár is.A fel- és leszabályozás elszámolt egységárát a rend-szerirányító a kiegyenlítéshez igénybe vett kapacitá-sok energiadíjai alapján határozza meg. Az igény-

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

ápr. máj. jún. júl. aug. szept. okt. nov. dec. jan. feb. márc. ápr. máj. jún.

2015 2016

Ha

vi

fog

ya

sztá

s, m

illi

ó m

3

Forrás: FGSZ, European Climate Assessment & Dataset, ill. REKK számítás

Megelőző év

hőmérséklettel korrigált

fogyasztása

Aktuális év

hőmérséklettel korrigált

fogyasztása

Aktuális év

fogyasztásaMegelőző év

fogyasztása

11. ábra A kiigazítatlan és hőmérséklettel korrigált havi földgázfogyasztás alakulása

201 5. április és 201 6. június között az előző év megfelelő havi fogyasztási adataival

összevetve

218 212 218 166 169 160 148 152 145 147 188 198 202 187 206 190 171 165

380 301 262 347 334 272513 578 692

869627 665

492 406 414 387 522 502

236203 351 230 137 313

146 157272

167246

316317

341 326 333339 308

-332 -331 -328-139 -57 -131 -114 -110 -123 -213 -235 -284 -288 -187 -182 -165 -128 -83

866 847

540

86

-161-254

-275 -374

-557

-191

231

362

853

376 288

-96

-370 -464

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

20

15

.01

.

20

15

.02

.

20

15

.03

.

20

15

.04

.

20

15

.05

.

20

15

.06

.

20

15

.07

.

20

15

.08

.

20

15

.09

.

20

15

.10

.

20

15

.11

.

20

15

.12

.

20

16

.01

.

20

16

.02

.

20

16

.03

.

20

16

.04

.

20

16

.05

.

20

16

.06

.

mil

lió

m3

(15

°C)

Hazai termelés Ukrán import Osztrák import

Export Nettó kitárolás FogyasztásForrás: FGSZ

12. ábra A hazai gázpiac forrásszerkezetének havi alakulása 201 5. január – 201 6. június

között

9



bevétel sorrendje a másnapi szabályo-zási piacon felajánlott energiadíjak figye-lembevételével alakul ki . A kiegyenlítőenergia elszámolásának rendszerét aMAVIR úgy alakította ki , hogy arra ösztö-nözze a piaci szereplőket, hogy az előrelátható hiányt vagy többletet elsősorbantőzsdei adásvétel lel kezel jék – vagyis avárható hiányt ne érje meg a kiegyenlí-tőenergia-piacról beszerezni , i l letve avárható többletet ne legyen érdemes ottértékesíteni. Ennek érdekében a fel irá-nyú kiegyenlítő energia ára nem lehetalacsonyabb, mint az adott időszakravonatkozó HUPX-ár, a le irányú kiegyen-l ítő energiáért pedig a rendszerirányítónem fizet többet, mint a tőzsdei ár. Azidei második negyedévben a pozitív ki-egyenlítő energia átlagára meghaladta a23 Ft/kWh-át, ami al ig magasabb, mint a201 5. ápri l is-júniusi átlag. A június 25-i ,kiugró, közel 54 Ft-os árat az magyaráz-hatja, hogy aznap délután a paksi atom-erőmű 4. blokkján automatikus védelmiműködés következtében 1 00 MW-otmeghaladó tel jesítménycsökkenés tör-tént (1 0. ábra).

Az idei első félév közel 5,4 mil l ió m3-esgázfogyasztása mintegy 300 mil l ióvalhaladta meg az egy évvel korábbit. A hő-mérséklettel korrigált adatok ennél isnagyobb, több mint 400 mil l ió m3-es fo-gyasztásbővülésről tanúskodnak (1 1 . áb-ra). Idén főleg a február volt jóval enyhébb azátlagosnál , ami a tényleges számokban több mint1 00 mil l ió m3-rel alacsonyabb fogyasztást eredmé-nyezett a tavalyinál . Az akkorinál hidegebb idei janu-árban viszont a gázfogyasztás több mint 200 mil l ióm3-rel meghaladta az egy évvel korábbit.

Az első félév 1 ,1 mil l iárd m3-es hazai kitermelésenagyjából megegyezik a tavalyi szinttel (1 2. ábra). Azolaj indexált import olcsóbbá válásának köszönhető-en jelentősen, 1 ,9-ről 2,7 mil l iárd m3-re nőtt az Uk-rajna felől i behozatal , de számottevően nőtt azosztrák-magyar interkonnektor forgalma is (1 3. áb-ra). Ennek vélhetően az az oka, hogy Ausztria felől isnő az olaj indexált szerződések keretében behozottgáz mennyisége. Erre utal , hogy májusban megug-rott az ukrán-szlovák interkonnektor forgalma, ésBaumgarten felé az ápri l isi 2,8 után 3,6 mil l iárd m3

hagyta el Szlovákiát.

Az első és a második negyedév között közel 80%-kalnőtt cseh-szlovák határkeresztezőn szál l ított gázmennyisége is, vagyis vélhetően az Északi Áramlatonszál l ított orosz gáz egy része is megjelent Baumgar-tenben. A feltételezést megerősíti , hogy az Eustreamszlovák TSO szerint a Gazprom ígéretet tett arra,hogy a Nord Stream kibővítése után is használnifogja mind a szlovák, mind a cseh szál l ító hálózatot.A cseh-szlovák útvonalon az orosz gáz a jövőbenakár Lengyelországot is elérheti : az Eustream és alengyel GAZ-SYSTEM a nyáron open season el járásthirdetett a két országot várhatóan 2021 -től összekö-tő gázvezeték megépítésére. Az interkonnektor atervek szerint Lengyelország felé évi 5,7, Szlovákiafelé pedig 4,7 mil l iárd m3 gázt tud majd szál l ítani .

Míg a tavalyi második negyedévben mindössze 330,addig idén ápri l is-júniusban 930 mil l ió m3-t tett ki anettó betárolás nagysága. Ezt csak részben magya-rázza, hogy a tavalyinál melegebb ápri l isnak köszön-hetően idén már akkor megkezdődött a betárolás; atárolói aktivitás növekedésében valószínűleg jogsza-

0

5

10

15

20

25

mil

lió

m3

/na

p (

15

°C)

Forrás: FGSZ

Gázáram

Lekötött addícionális

megszakítható kapacitás

Lekötött nem-megszakítható

kapacitás

Fizikai kapacitás

13. ábra A mosonmagyaróvári (osztrák) betáplálási pont forgalma 201 5. április és 201 6.

június között, a lekötött nem megszakítható és megszakítható kapacitások mellett

0

10

20

30

40

50

60

mil

lió

m3/n

ap

(15

°C)

Lekötött nem-megszakítható kapacitás

Forrás: FGSZ

Fizikai kapacitás

Gázáram

14. ábra A beregdaróci (ukrán) betáplálási pont forgalma 201 4. október és 201 5. decem-

ber között, a lekötött nem megszakítható és megszakítható kapacitások mellett

Megjegyzés: Az adatok az Ukrajnából érkező, szerb és bosnyák irányú tranzit gázáramot is

tartalmazzák.

1 0



bályi változások is szerepet játszottak. Míg ugyaniseddig az egyetemes szolgáltatóknak a tél i időszakravárt lakossági igény 60%-át kielégítő gázmennyiségetkel lett október 1 5-ig földalatti tárolókban elhelyezni-ük, addig mostantól a 60%-os arány az elmúlt tíz évlegmagasabb tél i fogyasztására vonatkozik. Ennekel lenére a hazai tárolók töltöttsége a GIE adatai sze-rint június végén csak 24%-on ál lt, szemben az egyévvel korábbi 27%-kal . Ennek oka az induló készletekközötti eltérésben keresendő: tavaly a betárolás 21 ,idén viszont 1 7% alatti töltöttségi szintről indult.

A 1 3. ábra tanúsága szerint a félév egészében ma-gas, általában 80% feletti , de nem ritkán 1 00%-os ki-használtsággal működött a mosonmagyaróváriosztrák betáplálási pont. Az olaj indexált gázár csök-kenése nyomán tavaly ápri l istól volt megfigyelhető

az osztrák irányú import jelentős mér-séklődése: 201 5 második negyedévébenaz interkonnektor kihasználtsága csak62% volt, ám az idei ápri l is-június átla-gában ismét megközelítette a 90%-ot. Aberegdaróci ukrán betáplálási pont ki-használtsága a január-márciusi 25-ről amásodik negyedévben is csak 28%-ranőtt, így a félév egészének 26%-os ada-ta némileg elmarad a 201 4-es 29%-tól (atavalyi első félévben az orosz-ukránkonfl iktus miatt az interkonnektor kirí-vóan alacsony, 1 9%-os kihasználtsággalműködött). A kereskedők tavaly januáróta nem vásároltak megszakítható ka-pacitást a magyar-ukrán határon (1 4.ábra). Ennek oka a GET 201 5 ápri l isábanéletbe lépett módosítása, amely szerinta szál l ítási rendszerüzemeltető megsza-kítható kapacitást csak abban az eset-ben ajánlhat fel , amennyiben az adottbetáplálási-kiadási ponton kapacitás-termékenként lekötötték a nem meg-szakítható kapacitást.

A magyar gázexport az év első felében 1mil l iárd m3-t tett ki , így 300 mil l ió m3-relmaradt el az egy évvel korábbi szinttől .Továbbra is a Szerbiába irányuló kivitela meghatározó, amely tavaly január-jú-niusban 65, idén 78%-os súlyt képviselt.A szerbiai export előretörését az ukraj-nai visszaszorulása kísérte: ennek ará-nya 29-ről 20%-ra, mennyiségét tekintve41 0-ről 1 90 mil l ió m3-re mérséklődött(1 5. ábra). Május végén azonban Ukraj-na tendert írt ki európai gázbeszerzésre,így az év második felében a Magyaror-szágról érkező mennyiség is növeked-het. Az FGSZ májusban arra kérte a piaciszereplőket, hogy – nem kötelező jel-

leggel – jelezzék hosszú távú igényeiket a határke-resztező kapacitások, köztük a beregdaróciinterkonnektor bővítésére. Jelenleg MagyarországrólUkrajnába csak megszakítható jel leggel érhető el(napi 1 6,8 mil l ió m3) kapacitás.

A REKK becslése szerint az idei második negyedév-ben nem volt lényeges különbség az egyetemesszolgáltatók (rendeletben szereplő képlet alapjánmeghatározott) el ismert beszerzési költsége és azOroszországból származó import tényleges, az Eu-rostat adatai alapján számított ára között (1 6. ábra).Ez elsősorban annak köszönhető, hogy ápri l istól vál -toztak a rendeleti árfolyamok (HUF/USD: 280;HUF/EUR: 31 0), így azok a korábbinál jobban tükrö-zik a piaci szintet, és nem becsül ik alá a valós költsé-geket. Az orosz import és a TTF-ár között – amelyet a

20

30

40

50

60

70

80

Ft/

m3

(NC

V,

15°C

)

Forrás: REKK számítás EIA és ENDEX adatok alapján

ENDEX TTF Baseload Futures

Elismert földgázár

Orosz import

Megjegyzés: Az „elismert földgázár” a MEKH által számított, negyedévenként meghatározott

egyetemes szolgáltatáshoz kapcsolódó elismert fajlagos földgázár REKK általi becslése a rendeletileg

szabályozott gázárképlet, valamint a rendeletileg előírt euró- és dollárárfolyamok alapján, publikus

információk felhasználásával. A becslés nem veszi figyelembe a gázárképletben szereplő tárolói gáz

hatását az elismert árra. A „kevert importot” hasonló becslés alapján számítjuk, de ebben az esetben

a rendeletileg előírt helyett piaci devizaárfolyamokat veszünk figyelembe.

0

2

4

6

8

10

12

mil

lió

m3/n

ap

(1

5°C

)

Forrás: FGSZ

HU>RO

HU>UA

HU>RS

HU>HR

15. ábra Az ukrán, horvát, román és szerb irányba exportált gáz mennyisége 201 4. októ-

ber és 201 5. december között

16. ábra Egyetemes szolgáltatók elismert földgázára és a gázárképlet egyes tényezőinek

alakulása 201 4. október–201 5. december között

1 1

Energiapiaci elemzések


rendeleti képletnek megfelelően, vagyis minden ne-gyedévre a megelőző negyedév második hónapja 1 .napjától a 1 5. napjáig terjedő időszak árainak átlaga-ként, piaci árfolyamon forintra váltva tüntettünk fel– tavaly júl ius óta nem volt 3 HUF/m3-nél nagyobbkülönbség. Az orosz importár júniusra – éves alapon,forintban – több mint 40%-kal csökkent: 1 2,27EUR/MWh-ás értéke nem csak a TTF havi átlagárától(1 4,42 EUR/MWh), de némileg a német határártól(1 2,36 EUR/MWh) is elmaradt.

Az energiarendszerek napjainkban zaj ló globál isátalakulása minden korábbinál nagyobb kihívás eléál l ította a döntéshozókat. Az új kihívásokra stratégi-ai válaszokat kel l adni. Az oktatásban, i l letve akutatásban elért eredményekre építve ezért jöttlétre 201 6-ban a REKK Regionál is Energia- és Infra-struktúra-pol itikai Együttműködésért Alapítvány.

Az Alapítvány cél ja, hogy hozzájárul jon ahhoz, hogyKözép-Európában üzleti és környezeti szempontbólfenntartható energia- és infrastruktúra-rendszerekjöhessenek létre. Az Alapítvány tevékenységénekeredményeképpen olyan szakmai vitaanyagok,javaslatok jönnek létre, amely az energia- és infra-struktúra-rendszerek működésével kapcsolatos ak-tuál is kérdésekben előremutató válaszokat fogal-maznak meg, és a regionál is és magyar fórumain arésztvevőknek lehetőségük nyíl ik az iparág technoló-giai és szabályozási fej leményeinek megismerésére.

A REKK Alapítvány a fenti célokat elsősorban akövetkező tevékenységeken keresztül kívánja elérni :

� Nyi lvános szakmai fórum megteremtése ahazai , európai , regionál is és nemzetközienergiapol itikai törekvések megismerteté-séhez és megvitatásához.

� Az energiapiacok és más hálózatos közmű-szolgáltatások működésére, környezetére,szabályozására és az érintett szektorokbanmegvalósuló piaci működésre vonatkozóismeretek bővítése, az alkalmazott gyakor-lat megismertetése, oktatása és kutatása.

A 201 6-os év során már több fontos kérdéstmegvitattunk az alapítvány fórumain. Az első Centraland South-East Europe Energy Pol icy Forum soránvendégünk volt Jos Delbeke, az Európai BizottságÉghaj lat-pol itikai Főigazgatója és hét európai országminisztériumi képviselőivel egyeztettük az EurópaiUnió 2030-ra vonatkozó megújulóenergia-cél ja inakmegosztását a tagál lamok között.

AREKKPiacMonitoringKlub sorozatban ezeket a témákattárgyaltuk:

� A vil lamosenergia és gáz egyetemes szol-gáltatás árazási alternatívái Magyarországon

� A szlovák-magyar gázvezeték jövője� A megújulók integrálhatósága a hazai vi l la-

mosenergia-rendszerbe� A felszín alatti vízkészletekhez való hozzá-

férés keretszabályzata

Az alapítvány aktuál is és jövőbeni eseményeielérhetők a

honlapon.

1 2



Az elmúlt néhány év nagyarányú gázfogyasztás-csök-kenése – 23%-kal kevesebb gáz fogyott 201 4-ben,mint 201 0-ben, vagyis nem több mint 1 995-ben – akeresleti és a kínálati oldal együttes hatásainak követ-kezménye: a lassú gazdasági növekedéssel együtt já-ró csökkenő áramfogyasztás, a nul la határköltségűmegújulók gyors terjedése és az alacsony kvótaárak-kal párosuló olcsó szén. Mindeközben a magas olajá-rakhoz indexált hosszú távú gázszerződések mellett afukusimai katasztrófa által szorongatott globál is LNGpiac is nehéz helyzetbe hozta a legmagasabb haté-konysággal működő európai CCGT erőműveket is.

Az elmúlt év során azonban a clean spark spread(ami a földgáz alapú áramtermelés profitabi l itásárólad képet) növekedésnek indult, lehetőséget biztosít-va a szélesebb körű európai tüzelőanyag-váltásnak201 7 után. Ennek a trendnek a legfontosabb oka azalacsony tőzsdei gázárakban keresendő, melyek vár-hatóan stagnálnak 201 6-tól . A nagykereskedelmigázárak azóta csökkennek, amióta a Gazprom általel látott legnagyobb fogyasztók kiharcol-ták a szerződéseik árazási és mennyisé-gi szabályaival kapcsolatos kedvezőbbkonstrukciókat – ezek életbe lépése201 3-tól indult el . A csökkenő kereslet aspot és a hosszú távú szerződések áraitis lej jebb vitte, mivel utóbbiakra márnagyobb befolyást gyakoroltak a tőzsdeiárak. Majd 201 5 végétől a korábbi olaj-áresés hatása is fokozatosan begyűrű-zött a hosszú távú szerződéses árakba,mely a német határárat még közelebbvitte a tőzsdei árakhoz. 201 6-ban azLNG piacokon történő változások to-vább segítették az európai gázárak le-szorítását. Mintegy 1 00 bcm LNGexportja várható Ausztrál iából és azUSA-ból , míg a vi lág két vezető LNG-im-

portőrének (Dél-Koreának és Japánnak) előszörcsökken a gázkereslete, ami vonzóvá teheti az euró-pai piacokat. A gázárak növekedése középtávon semvárható, a rugalmatlan LNG kínálat, az európai ke-resletoldal i a lkalmazkodás, az áramtermelés lassúnövekedése, a megújulók további térnyerése és azalacsony szénárak nyomán. Az IEA 201 6-os középtá-vú előrejelzése szerint az évtized végére nem várha-tó a gázpiacok kereslet-kínálati viszonyainak kie-gyenlítődése.

Az alacsony gázárak növelték az európai clean sparkspread értékeket, Németországban a 201 5. júniusi-1 5 euro/MWh-ról 201 6 elejére -5 és 0 euro/MWhközé emelkedett a mutató értéke, ahogy ez az 1 . áb-rán is látható.

201 1 óta először ez év augusztusában haladta meg aclean spark spread a clean dark spread értékét, de ahatáridős piacok alapján még mindig a szén alapútermelés tűnik jobb üzletnek, tehát a tüzelőanyag-

A földgáz alapú áramtermelés bizonyos területeken az Európa-szerte stagnáló villamosenergia-keres-lettel szemben növekvő tendenciát mutat. Elméletben az alacsony gázárak, az elavult széntüzelésű

erőművek és a nukleáris erőművek bezárása, valamint a klímapolitikai célok elérése elősegíthetné a föld-gáz alapú termelés visszazárkózását. A nagy tüzelőberendezésekről szóló EU-s direktíva és néhány nyugat-európai energiapolitikai törekvés (a fent említett szén- és nukleáris erőművek leállítása) enyhíti a CCGTerőművekre nehezedő nyomást. Ugyanakkor a közép- és dél-európai régió (Central and South EasternEurope - CSEE) számára megfelelő a szén- illetve nukleáris alapú termelés nagy aránya a villamosenergia-mixben, a szénerőművek legnagyobb része Lengyelországban épül. Nagy-Britannia CO2-re vonatkozó kü-szöbára és a rendkívül alacsony tőzsdei (NBP) gázárak egyre lejjebb szorítják a szén alapú termelést a me-rit order görbén. A kontinensen szintén növekszik a gáz szénnel szembeni versenyképessége, az alacsonyETS árak azonban nem segítették elő a széleskörű tüzelőanyag-váltásra ösztönző környezet megteremtését.Az alacsony gázárak szerény profitlehetőségeket biztosítanak ugyan, azonban a belga, a holland és legfő-képp a német piacon a brit és francia küszöbárhoz hasonló eszközökre lenne szükség ahhoz, hogy a gázalapú termelés ismét erőre kapjon.

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

Sp

rea

d (

€/M

Wh

)

Forrás: REKK számítás EEX, ICE és Gaspool adatok alapján

Clean spark spread

Clean dark spread

1.ábra Az átlagos európai clean dark spread és clean spark spread alakulása 201 2 és 201 6

között

1 3



váltás nem tűnik indokoltnak. Hasonlófolyamatok láthatóak Hol landiában,ahol a havi határidős piacon 201 1 óta alegmagasabb clean spark spread értékalakult ki augusztusban, köszönhetően a2009 óta nem látott alacsony TTF árak-nak. Ehhez képest Olaszországban a201 5-ös átlagos clean dark spread érté-ke 0, szemben a 201 4-es -1 0 euro/MWh-s átlaggal .

Bár 201 5 végétől kezdődően az alacsonygázáraknak köszönhetően nagyarányúcsökkenés figyelhető meg a clean sparkés dark spread közötti különbség tekin-tetében (lásd 2. ábra), á l lami szabályo-zási beavatkozás nélkül a széntüzelésűerőművek még mindig pénzüknél vannak, miközbena gáztüzelésűek a veszteség és nyereség határánegyensúlyoznak. Azokban az országokban, ahol azármeghatározók többnyire a széntüzelésű erőmű-vek, a tüzelőanyagváltási lehetőségek meglehetősenkorlátozottak a jelenlegi 5 euro/t körül i CO2 árakesetén.

A képlet azonban egészen más Nagy-Britannia ese-tén, mely 201 3-ban elsőként vezette be a CO2 kü-szöbárat. 201 4 eleje óta a széntüzelésű erőművekprofitlehetőségei csökkennek, míg a gáz egyre fonto-sabb szerepet kap a termelésben. 201 6 első negyed-évében 7,6 bcm gázt tüzeltek el áramtermelési cél la l ,ami éves összehasonlításban 50%-os növekedést je-lent. A második negyedévben a gáztüzelésű erőmű-vek termelése már az áramtermelés 50,9%-át tetteki , a szén valaha volt legalacsonyabb részesedésével(6,8%) párosítva.

201 5 ápri l isában megduplázták az adót, ami így 1 8font/t-ra növekedett, és 201 5 decemberében az elsőnegatív havi átlagos clean dark spread értéket pro-dukálta Nagy-Britannia történetében (-1 ,7 font/-MWh), mely 201 6-ban sem fordult pozitívba. Ápri l is-ban a széntüzelésű erőművek több mint harmadabezárt, a termelés pedig felére csökkent. Összessé-gében a 1 1 szénerőműből 5 bezárt, és a fennmara-dó 1 8 GW kapacitás várhatóan 1 0-re csökken201 6-ban, ha a szabályozó nem avatkozik közbe.

Franciaország hasonló küszöbár bevezetésén dolgo-zik, 20-30 euro/t körül i értéket megcélozva. I tt azon-ban sokkal l imitáltabb hatás várható, hiszen a ter-melés csupán 1 0%-a származik fosszi l is tüzelőanya-gokból .

Európa többi részén a 201 7-től várhatóan továbbcsökkenő gázárak felfelé nyomhatják a clean sparkspreadet. Az LNG, főként az USA-ból érkező LNG a 3-4 $/mmbtu (9-1 2 euro/MWh) körül i Henry Hub árak-

kal további csökkentő nyomást gyakorolhat a gáz-árakra. A szén ára a korábbi 40-45 euro/t-s mélypontután 201 6-ban némileg növekedett a kínai piacihelyzet alakulása nyomán.

Összességében elmondható, hogy a kedvező piacifolyamatokból fakadó clean spark spread növekedésel lenére nem mutatkozik komoly haj landóság gáztü-zelésű erőművek építésére, még Nagy-Britanniábansem. A nyugat-európai megújuló energiát favorizálóenergiapol itika alacsony nagykereskedelmi áram-árakhoz vezetett, tovább csökkentve a fosszi l is ter-melők profitját, és alacsony megtérülési lehetőség-gel kecsegtetve az újonnan épülő erőműveket. A 1 0legnagyobb európai szolgáltató 21 ,3 GW gáztüzelésűkapacitást vont ki a piacról a kedvezőtlen piaci kör-nyezet miatt. A 1 5. Európai Energiapiaci Riport (1 5th

European Energy Market Observatory report) szerintaz európai gáztüzelésű erőművek 60%-a - mintegy1 30 GW-nyi kapacitással rendelkező erőmű - nemtermel i ki a fix költségeit, ami már 201 6-ban a bezá-rásukkal fenyeget. A PLATTS adatai szerint 201 4-benNyugat-Európában a fosszi l is alapú erőműépítés el-érte az utóbbi évek legalacsonyabb szintjét, keve-sebb, mint 4 GW CCGT és 7 GW széntüzelésűkapacitás megépítésével . Mi több, 201 5-ben e kéterőműtípus újonnan telepített kapacitásainak össze-ge 7 GW-ra zsugorodott. A brit fosszi l is bővülés szin-te kizárólag a 201 8/201 9-es szál l ítás és 1 5 évesgarantált támogatás mel lett megtartott kapacitás-mechanizmushoz kapcsolódó aukcióknak köszönhe-tő. Támogatás nélkül a beruházások várhatóan nemtérülnének meg. Mindeközben a közép- és dél-euró-pai régióban háromszor annyi szenes kapacitás épül ,mint Nyugat-Európában, ami jól mutatja az energia-pol itika divergenciáját és az erőművek átlagéletko-rából fakadó különböző igényeket a két régió esetén.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Árk

ülö

nb

ség

(€/M

Wh

)

2. ábra Az átlagos európai clean dark spread és clean spark spread különbségének

alakulása 201 2 és 201 6 között

1 4



Az elmúlt évek során hazánkban is jelentős változá-sokat figyelhettünk meg a gáz alapú vi l lamosenergia-termelés területén. A csökkenő termelés és az ala-csony kihasználtság után az elmúlt néhány évbenismét megindult a termelés. Míg 201 2-ben éves szin-ten földgáz elégetésével több mint 9 TWh áramottermeltek Magyarországon, addig két évvel későbbez már a 3 TWh-t sem érte el . Az elmúlt két évbenazonban ismét kedvező folyamatok indultak el vi lág-szerte (csökkenő földgáz- és olajárak, bővülő LNG kí-nálat), amelyek hatása Magyarországon is érezhetővolt: az átlagos clean spark spread többször is pozi-tívba fordult.

Ennek a kedvező folyamatnak a hatását a magyaráramtermelési mixben is érzékelhetjük. 201 2 és201 5 között mind a nukleáris, mind a szén/l ignit ala-pú termelés aránya nagyjából változatlan szintenmozgott (36-38%, i l letve 1 5-1 6%), miközben a föld-

gáz alapú termelés a 201 2-es 21 %-ról201 4-201 5-re 7-8%-ra csökkent, a vi l la-mosenergia-import arányának 20-ról34%-re történő növekedésével együtt. A201 6-os évben a trend megfordulni lát-szik, az első félév adatai alapján az im-port aránya 30%-ra csökkent, míg aföldgáz alapú termelésé 1 0%-ra nőtt avi l lamos energia mixben. Ahogy azt ké-sőbb bemutatjuk, a 201 5 azonos idő-szaki termeléshez képest komoly növe-kedés látható a földgáz alapú áramter-melésben.

A magyarországi gáz alapú áramterme-lés szereplői között érdemes már azelemzés elején különbséget tenni a vi-

selkedési minták alapján. Bizonyos szereplők „meg-tehetik”, hogy csak a piaci áram- és gázárak alakulá-sának megfelelően igazítják a termelésüket, mígmásokat egyéb tényezők is befolyásolnak (tartalék-és kiegyenlítőpiaci-árak, hőár, hosszú távú szerződé-sek, stb.). A hazai gáz alapon termelő erőműveknagyjából három kategóriába sorolhatóak. A kap-csolt erőművek termelését a fűtési időszakban első-sorban a hőigény határozza meg, míg azon kívültöbbnyire a tartalékpiaci-árak (pl . : Budapesti Erőmű).Bizonyos, alapvetően a tercier tartalékpiacra terme-lő erőművek csak a rendszerirányító utasításárakapcsolnak be (pl . : Litér, Lőrinci , Sajószöged), míg amenetrendtartó erőművek gyakorlati lag szabadondöntenek a termelésükről , a tartalék- és kiegyenlítő-piaci lehetőségeiket is figyelembe véve (pl . : Duna-menti Erőmű, Gönyű, szabályozási központok). Ezena képen módosíthatnak még a hosszú távú szerző-dések (pl . : Csepel i Erőmű), amelyek a kedvezőtlenpiaci lehetőségek el lenére is termelésre késztetik azadott erőművet, sokszor azonban az egyedi megál-lapodásoknak köszönhetően a nagykereskedelmiárampiaci árak alakulása ezekben az esetekben irre-

leváns az adott szereplő számára. Afentiek egyrészt magyarázattal szolgál-hatnak arra, hogy a hosszantartó nega-tív clean spark spreaddel jel lemezhetőidőszakban is csaknem 3 TWh-nyi ára-mot minden évben megtermeltek a ha-zai gáztüzelésű erőművekben. Másrészta fent bemutatott clean spark spreadérték egy átlag, tehát a valós spread,mel lyel a tulajdonos erőművenkéntszembesül , különböző lehet az eltérőhatékonyság, egyéni gázbeszerzésiszerződések, tartalék- és kiegyenlítőpia-ci bevételek, hőpiaci lehetőségek, stb.miatt.

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Sp

read

(€/M

Wh

)

HUPX

TTF

Clean spark spread

Forrás: HUPX, Gaspool, EEX

3. ábra Havi átlagos magyar áramárak, TTF földgázárak és az átlagos magyar clean spark

spread

6 327 6 260 6 100 5 969

2 858

3 144

9015

5590

27004260

2740

2607

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

2012 2013 2014 2015 2016

GWh/év

földgáz

szén/lignit

4. ábra Földgáz alapú és szén/lignit alapú villamosenergia-termelés Magyarországon,

201 2-201 6

1 5



Mindezek tükrében érdekesnek tartot-tuk megvizsgálni azt is, hogy a felfutógáz alapú termelés mit szorít ki a hazaipiacról . A részletesebb elemzés érdeké-ben havi termelési adatokat vizsgáltunk201 5 elejétől . A kereslet fokozatos, kis-mértékű növekedése mel lett – 201 2-ről201 5-re összesen nagyjából 5%-os nö-vekedést figyelhettünk meg – a földgázalapú termelés más forrásokat szorítottki . A KÁT miatt folyamatosan termelőmegújuló erőművek, valamint az atom-erőmű termelését nyi lvánvalóan nembefolyásol ja a gáz alapú termelés válto-zása, ezért a következő ábrán ez utóbbimel lett a szén/l ignit alapú termelést ésaz importot szerepeltettük.

201 6 első felében az előző év azonos időszakávalösszehasonlítva mind a szén alapú termelés, mindaz import csökkent, utóbbi azonban jóval nagyobbmértékben. Míg a szén alapú termelés havi szintennagyjából 30-90 GWh-val volt kevesebb (júniusbanpedig növekedett is), addig az import a félév végéretöbb mint 250 GWh/hóval csökkent az előző év júni-usához képest. Ez alatt az időszak alatt a gáz alapútermelés ugrásszerűen növekedett, 201 6 első félévé-ben összesen több mint 800 GWh-val több áramottermeltek meg földgázból , mint 201 5 első felében. Ahavi adatok vizsgálata alapján tehát úgy tűnik, azélénkülő gázos termelés főként az importot szorítjaki , a szén/l ignit alapú termelés továbbra sem csök-kent jelentősen. Ez nem meglepő, hiszen a legna-gyobb l ignittüzelő erőmű, a Mátra, saját tüzelő-anyag-forrással rendelkezik, így a gáz alapú termelőknehezen kelnek vele versenyre.

Végül megnéztük, kik azok a szereplők, akik beindí-tották a fent bemutatott folyamatokat. A legfonto-sabb árampiaci szereplőket a következő táblázatbanszerepeltettük, szürke háttérrel jelöltük a földgázthasználó termelőket.

A paksi és a mátrai erőmű kihasználtsága gyakorlati-lag változatlan a vizsgált időszakban, míg a fent be-mutatott enyhe csökkenés a szén/l ignit alapútermelésben látható az Vértesi Erőmű esetén (a kap-csoltan hőt is termelő erőműben biomassza vegyestüzelés is megvalósul). A Budapesti Erőmű három

blokkjának (Kelenföld, Kispest, Újpest) termelésenagyjából változatlan, míg Csepel termelése jelentő-sen lecsökkent . Az utóbbi években tulajdonosváltá-son áteső Dunamenti Erőmű egy komoly visszaesésután tavaly ismét termelni kezdett, a trend az ideiévben folytatódott. A legdinamikusabb kihasznált-ságnövekedés Gönyű esetén látható. Fontos megje-gyezni , hogy a szabályozó központok kihasználtságaönmagában nem tekinthető beszédes mutatónak,ugyanis a nagy erőművekkel el lentétben az elmúltkét évben rohamosan nőtt a beépített kapacitásuk.Így az össztermelést tekintve 201 5-ben érték el alegmagasabb értéket, 201 6 első félévében pedig ha-sonlóan magas szinten maradt a termelésük.

Összességében elmondható, hogy a hazai gázalapúvi l lamosenergia-termelés komoly növekedést tudhatmaga mögött az elmúlt egy-másfél évben. A terme-lők ezzel elsősorban az importot szorították ki a ma-gyar piacról , kis mértékben azonban a szén/l ignitalapú termelés is csökkent. A kedvező változások anemzetközi piacokon is hasonló folyamatokat indí-tottak be, ahogy azt a cikk elején ismertettük. A föld-gáz és a szén közötti egyre élénkülő versenybe apiaci árak alakulásán túl komolyan beleszólhat akvótapiac, és a nemzeti szintű szabályozási változá-sok is (erről részletesebben lásd számunk A karbonárküszöb hatásai: Nem lépik át a szenesek. . . cikkét a1 6. oldalon).

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

január április július október

GW

h

GW

hföldgáz - 2015 földgáz - 2016 szén - 2015

szén - 2016 import - 2015 import - 2016

5. ábra A havi földgáz és szén alapú áramtermelés valamint az import alakulása

Magyarországon, 201 5. január – 201 6. június

Paks MátraBudapesti

Erőmű Vértes Gönyű Csepel Dunamenti

2013 88% 74% 27% 42% 6% 25% 10% 30% 390 MW

2014 89% 74% 26% 34% 18% 12% 1% 21% 430 MW

2015 90% 72% 29% 27% 26% 13% 8% 22% 560 MW

2016* 97% 66% 33% 15% 29% 15% 15% 21% 563 MW

Szabályozási Központok

1. táblázat Az egyes erőművek éves kihasználtsága 201 3 és 201 6 között

1 6

Műhelytanulmányok


Az európai kvótapiac megreformálására kialakítottmechanizmusok – a 900 mil l ió EUA késleltetett auk-cionálása (backloading), i l letve a 201 9-ben beveze-tendő Piaci Stabi l itási Tartalék (MSR) – úgy tűnik,hogy nem képesek beváltani a hozzájuk fűzött remé-nyeket. Az átmeneti kínálatcsökkentő intézkedések-től az EU szabályalkotói a kvótaár emelkedésétremélték, arra számítva, hogy a piaci szereplők dön-téseik meghozatalakor csupán 3-5 évre tekintenekelőre. Szakértők szerint azonban a piacon felhalmo-zódott, jelenleg 2 mil l iárd tonna körül i többlet követ-keztében a 2020-as évek végéig túlkínálat jel lemzi apiacot, és a piaci szereplők a jelenlegi , 5 euró alattiEUA árba a reformlépések hatásait is beáraztákmár. 1 Annak pedig, hogy nem nul la a kvóták ára, azaz oka, hogy nem „rövid-” hanem inkább „távol látók”a piaci szereplők: azt árazzák be, hogy a gyakorlati-lag korlátlan ideig bankolható – vagyis további ke-reskedési időszakokra átvihető – kibocsátásiegységeknek a jövőben szűkül a kínálata.

Ez év februárjában kapták meg a tagál lamok azt anem hivatalos francia javaslatot, amely egy karbonárfolyosó bevezetését szorgalmazza azzal a cél la l ,hogy kimozdul jon az ár a jelenlegi 5 euró/tonna alat-ti szintről , i l letve kiszámíthatóságot biztosítson atisztább technológiákba beruházni kívánók számára.A felvetés szerint az árfolyosó (pricecorridor) rendszerét a piaci stabi l itásitartalékhoz kapcsolva lehetne megvaló-sítani oly módon, hogy a jelenlegi , több-letmennyiség alapú tartalékolási mec-hanizmust áralapúra cserélnék. Ameny-nyiben egy aukción a minimum árnálalacsonyabb ár alakul ki , a további auk-ciókon felajánlott mennyiséget korlá-toznák, vagy késleltetnék az aukciókategészen addíg, amíg az ár a küszöbértékfölé nem emelkedik, a többletkvóta pe-dig a tartalékba kerülne. Amennyibentúl magasra – az árplafon fölé - szökneaz ár, akkor pedig megemelnék az auk-ción felajánlott mennyiséget. A rend-szerben előre meghatározott módonnövekedő minimum és maximum árakhatároznák meg az ársávot, mely kb. 1 0-

25 eurós küszöb- és 30-50 eurós plafonértékkel in-dulna.2 A koncepciót módosítási javaslatként nyúj-tották be az EU ETS irányelv felülvizsgálatifolyamatában.

Emel lett a francia kormány máris példát kíván statu-álni azzal , hogy bejelentette, egyoldalúan bevezeti azárküszöböt 201 7 elejétől . Royal szakértői gárdájaidőközben nem egységes karbon árküszöböt alkal-mazását, hanem olyan szabályozást javasol , amelyműszaki standardok alapján csupán a legszennye-zőbb erőművekre vonatkozna, vagy a szénadó eme-lésével járna.3 Ez a megoldás az el látásbiztonságfenntartása érdekében célzottan a szénerőművekreösszpontosítva, diszkriminatív módon kezelné a kar-bon kibocsátást, a rugalmas gáztüzelésű erőművekmegkímélésével .

Az Egyesült Királyságban 201 3 ápri l is elseje óta vanérvényben a karbon küszöbár (CPF – Carbon PriceFloor), melynek keretén belül a vi l lamosenergia-ter-melők az éves kibocsátásuknak megfelelő kibocsátá-si egység (EUA) árának megfizetése felett egykiegészítő adót, ún. „karbon ár támogatást” (CPS –carbon price support) fizetnek. Az adó mértékét 3évre előre határozzák meg, az éppen aktuál is kvóta-árat alapul véve, hogy a termelők és a beruházni

S égolène Royal francia energiaügyi és környezetvédelmi miniszter májusban bejelentette, hogy országajövő év elejétől minimum szén-dioxid árat (árküszöböt) vezet be az erőművi szektorban. Az árküszöb

fenntartását biztosító adó a brit mintához hasonlóan az EU Emissziókereskedelmi Rendszerében (EU ETS)érvényes kibocsátási kvóta (EUA) árát egészíti ki egy előre meghatározott értékre, ami a jelenleg elérhetőinformációk szerint várhatóan 30 euró lesz tonnánként.

1 SWD(2014) 17 final

2 Non Paper – A soft price collar for the European carbon market, http://carbon-pulse.com/16939/

3 Platts, Power in Europe, Issue 730, July 18, 2016, p.3.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2011 2012 2013 2014 2015

TWh

Nettó import

Egyéb

Megújuló

Atomenergia

Földgáz

Szén

1. ábra A villamosenergia-felhasználás forrás szerinti összetételének alakulása az

Egyesült Királyságban, 201 1 -201 5

1 7

Műhelytanulmányok


szándékozók számára biztosítsák a kiszámíthatósá-got. A bevezetéskor 4,94 GBP/tCO2 nagyságú adó201 4 ápri l isától 9,55, majd 201 5-től 1 8,08 GBP/tCO2értékre emelkedett. Ezt követően, az eredeti leg igenambiciózus növekedési pálya helyett (2020-ra 30,2030-ra 70 GBP/t szintre emelkedett volna a tervekszerint) a 201 6-2020-as időszakban 1 8 GBP/tCO2 ér-tékben fixálták az adó mértékét. Ez jelenleg (4,7EUR/t EUA ár és 1 ,1 7 EUR/GBP mel lett) kb. 28 EURköltséget jelent 1 tonna szén-dioxid kibocsátása ese-tén. Az 1 . ábra a brit vi l lamosenergia-fogyasztásenergiaforrások szerinti alakulását mutatja 201 1 óta.

Az ábrából kitűnik, hogy a minimum karbon ár beve-zetése óta a szén alapú áram felhasználásának ará-nya fokozatosan csökkent: 201 2-es 38,4 százalékosrészesedése 201 5-ben 21 ,1 százalékra mérséklődött.A szenes termelés 201 3 óta tapasztalható fokozatosvisszaesésében döntő szerepe van a karbon küszöb-ár bevezetésének és folyamatos emelésének, de atendenciát tovább erősítette az elmúlt időszakbantapasztalt gázár-csökkenés is, valamint a szigorodószennyezés-kibocsátási határértékek.4 A vil lamos-energia-termelés szerkezetének látványos átalakulá-sát jelzi számos régi szenes erőmű időleges vagyvégleges leál l ítása. 201 6 március-ápri l is folyamánpéldául 5 GW kapacitás került ki a rendszerből .5

Köztük volt a West-Yorkshire-ban működő, a közel-múltban élettartamát 7 évvel meghosszabbító felújí-táson átesett Ferrybridge C, és az utolsó skót szén-erőmű, a Longannet, mely még az évtized elejénál lami támogatással kívánt CCS beruházást megvaló-sítani , a leválasztott szén-dioxid Északi-tengerbepumpálásával .6 A brit kormány arra számít, hogy akarbon küszöbár segítségével 2025-re tel jesen meg-szűnik a szén alapú vi l lamosenergia-termelés az or-szágban.

A kvóta árküszöb franciaországi bevezetésének leg-fontosabb hatása elemzők szerint a szenes termeléskiszorítása lenne. Ez azonban nem jelentene túl nagycsapást a francia vi l lamosenergia-rendszerre, ahol azáramtermelés 1 ,6% -a származott szenes erőművek-ből , 0,5% -a olaj , és 4% -a gáztüzelésűekből , miköz-ben az atomerőművek 76%-ot, a megújulók pedig1 8%-ot szolgáltattak 201 5-ben. A Thomson Reuterselemzői szerint a francia árszint 3 euróval emelked-ne, a szén-dioxid-kibocsátás pedig 6 mil l ió tonnávalcsökkenne az intézkedés hatására.7 Ez a mennyiségkb. a Mátrai Erőmű éves kibocsátásának felel meg.Rossz nyelvek szerint a küszöbár bevezetésénekegyik oka kifejezetten a nagyrészt atomerőműveketműködtető EDF - a francia vi l lamosipari óriás - meg-mentésére irányul , ami nehéz gazdasági helyzetben

vergődik, és a francia kormány az adófizetők pénzé-ből kénytelen a segítségére sietni .8

Ami az európai bevezetésre javasolt karbon árfolyo-sót i l leti , a tagországi képviselők témával kapcsolatosmegnyi lvánulásai alapján nem tűnik valószínűnek,hogy a javaslat minősített többséget élvez majd atörvénykezés folyamán. Egy májusban kiszivárgottnémet kormánytervezet szerint azonban elképzel-hető, hogy Németország a tervezet mögé ál l , ami vi-szont növelheti elfogadásának esélyeit. A megvalósí-tás a 2020 utáni időszakra vonatkozó reformokbaépülhetne be, melyeket legkorábban 201 7 első ne-gyedévében véglegesíthetnek.9

Az REKK által kifej lesztett Európai Árampiaci Model llehetőséget ad annak részletes elemzésére, hogy akülönböző országokban bevezetett karbon árküszöbmilyen hatással bír a nagykereskedelmi vi l lamos-energia-piacokra. Három esetet vizsgálunk, mind-egyiket egy olyan ál lapothoz viszonyítjuk, amelysorán egyik országban sem alkalmaznak minimál isCO2 árat:

� Csak az Egyesült Királyságban vezetik be akarbon árküszöböt, aminek mértéke 30 EUR/t

� Az Egyesült Királyságban és Franciaország-ban vezetik be a 30 EUR/t-ás minimumszén-dioxid árat

� M inden, jelenleg az Emisszió-kereskedelmiRendszer hatálya alá tartozó országbanbevezetnek egy 30 EUR/t-ás minimum kvó-taárat.

A 2. ábra mutatja, hogy 201 7-ben mekkora nagyke-reskedelmi vi l lamosenergia-árnövekedéssel lehetneszámolni az egyes forgatókönyvekben.

Ha csak az Egyesült Királyságban vezetik be a szén-dioxid minimum árat, akkor a hatás döntően azEgyesült Királyságra és Írországra korlátozódik, ki-sebb mértékben azonban a kontinentál is Európában– Franciaországban, Belgiumban, Svájcban és Spa-nyolországban – is jelentkezik, az összekapcsolt vi l -lamosenergia-piacok révén. Az áremelkedés mértékeNagy Britanniában igen jelentős, meghaladja a 1 0EUR/MWh-át, amely 30%-os nagykereskedelmi ár-emelkedést jelent. A kontinensen a szigetországi ár-emelkedés al ig érezteti hatását: egyetlen országbansem okoz 1 EUR/MWh-t meghaladó áremelkedést.

4 A nagy tüzelőberendezések szennyezőanyag-kibocsátási határértékeit a 2001/80/EK (LPC) és az azt felváltó 2010/75/EU (IED) irányelv szabályozza.

5 Platts, power in Europe, Issue 725/May 9, 2016: UK coal-fired output halves, pp 1 ,2.

6 A projektet magas költségei miatt 2011 -ben állították le. Forrás: PIE, issue 612, Oct 31 , 2011

7 http://www.energypost. eu/leading-example-impacts-domestic-french-carbon-price-floor/

8 https://www.euractiv.com/section/energy/news/the-game-behind-frances-carbon-price-floor/

9 https://www.argusmedia.com/pages/NewsBody.aspx?id=1273248&menu=yes

1 8

Műhelytanulmányok


Ha az Egyesült Királyság mel lett Franciaország is be-vezeti a 30 EUR/t-s minimum karbon árat, a konti-nentál is vi l lamosenergia-piacokra ez sem gyakorolkülönösebben erős hatást Franciaországban is csu-pán további 2 EUR/MWh-val (6%-kal) növelné anagykereskedelmi árat, köszönhetően annak, hogyFranciaországban a szenes kapacitások beépítettaránya 5% alatti . A karbon küszöbár franciaországibevezetésével a svájciak, a belga, az olasz és a spa-nyol fogyasztók is rosszul járnának, de a nagykeres-kedelmi árak ezekben az országokban is csak 0,3-1 ,5EUR/MWh mértékben emelkednének.

Drámai árnövekedéssel szembesülnének az európaifogyasztók, ha minden országban bevezetnének egy30 EUR/t-s minimum karbonárat. A legnagyobb ha-tás döntően a szenes kapacitásra épülő Lengyelor-szágban és Csehországban jelentkezne (25,1 i l letve21 ,5 EUR/MWh áremelkedéssel), i l letve ezek szom-szédjainál . Az áremelkedés mértéke azonban Ma-gyarországon is meghaladná a 1 7 EUR/MWh-át, amia jelenlegi 30-36 EUR/MWh-ás határidős árak mel lett50%-os növekedést jelentene. A legkisebb hatás avízerőművekben gazdag északi országokban, i l letvea nagy gáztüzelésű portfól ióval rendelkező Spanyol-országban és Olaszországban lenne megfigyelhető.

A nagykereskedelmi vi l lamosenergia-árak változásamel lett megvizsgáltuk a kvóta küszöbár bevezetésé-nek az erőművi szektor szén-dioxid kibocsátására, i l -letve az ebből adódó kvótabevételekre gyakorolthatását is, amelynek eredményeit az alábbi táblázat-ban tüntettük fel . A kvótabevételek a kvóták árvere-zéséből származnak, amelyet az adott tagál lamokbizonyos korlátok között maguk használhatnak fel .

Az egyesült királyságbel i kvóta küszöbár bevezetés-nek jelentős hatása van a szén-dioxid-kibocsátásra,közel 1 00 mil l ió tonnával csökkentve a szigetországCO2 emisszióját. Ez a tel jes európai ETS kibocsátás5%-ának felel meg. Ugyanakkor a többi model lezettországban növekedés tapasztalható, mely különösenmagas Írországban. A csökkenő szén-dioxid-kibocsá-tás el lenére a magasabb kvótaár miatt a szigetországkvótaértékesítésből származó bevételei jelentősmértékben, közel 1 mil l iárd euróval növekednének.

A minimum kvótaár franciaországi bevezetése mársokkal kisebb hatással bírna, ahogy azt a nagykeres-kedelmi árak esetén is tapasztaltunk. Habár a szén-dioxid-kibocsátás Franciaországban jelentősen csök-kenne, ugyanakkor az európai szintű csökkenés nemérné el a 4 mil l ió tonnát, amely kevesebb, mint a tel -jes ETS szektor kibocsátásának 0,5%-a. A jelentősencsökkenő szén-dioxid-kibocsátás el lenére a kvótabe-vételek Franciaországban is emelkednének, de keve-sebb, mint évi 60 mil l ió euróval .

+0,50,0

0,00,0

0,0 0,0+0,1

0,0

0,0

0,0+0,9

+0,4

0,0

0,0

0,0

+10,9

+10,5

+0,1+0,1

+10,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,00,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

10-15 €/MWh

15-20 €/MWh

> 20 €/MWh

0-10 €/MWh

+1,50,0

0,00,0

0,0 0,0+0,3

0,0

0,0

0,0+2,9

+1,1

0,0

0,0

0,0

+10,9

+10,5

+0,3+0,3

+10,7

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,00,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

10-15 €/MWh

15-20 €/MWh

> 20 €/MWh

0-10 €/MWh

+15,0+17,6

+17,6+17,6

+17,4 +17,5+10,9

+19,7

+21,5

+21,4+2,9

+13,4

+19,7

+16,5

+19,7

+12,2

+12,1

+12,3+12,8

+12,2

+12,0

+9,5

+9,6

+25,1

+15,2

+17,5

+17,5+17,5

+17,5

+18,8

+18,8

+20,3

+20,3

+20,3

+20,5

+16,5

+0,2

0,0

+20,7

d

+12,0

10-15 €/MWh

15-20 €/MWh

> 20 €/MWh

0-10 €/MWh

2. ábra 30 €/t-s minimális szén-dioxid ár bevezetésének áremelő

hatása a nagykereskedelmi villamosenergia-árakra; €/MWh

Felső ábra: Csak az Egyesült Királyságban vezetik be;

Középső ábra: Egyesült Királyságban és Franciaországban vezetik be;

Alsó ábra:minden országban bevezetik

1 9

Műhelytanulmányok


Ha minden országban bevezetnének egy 30 EUR/t-skarbon küszöbárat, akkor az jelentősen, közel 1 5-20%-kal lenne képes csökkenteni az európai ETSszektor kibocsátását, miközben a kvóták értékesíté-séből származó bevétel éves szinten Európában 1 2,8mil l iárd euróval növekedne.

Az elemzésből egyértelműen kitűnik, hogy az egye-sült királyságbel i minimum karbon-ár bevezetésenagyon jelentős következményekkel bír, különösenAngl iára és Írországra vonatkozóan, de - ha sokkalkorlátozottabb mértékben is - érezteti a hatását akontinentál is Európában is. Ezzel szemben a franciajavaslat már nem okozna drámai változást sem azeurópai , sem a francia árampiacon.

Egyesült KirályságEgyesült Királyság

és Franciaország

Minden

országbanEgyesült Királyság

Egyesült Királyság

és Franciaország

Minden

országban

Egyesült Királyság -91,5 -91,1 -73,8 926,6 936,1 1 455,5

Franciaország 1,4 -10,0 2,8 7,4 64,8 448,5

Összes modellezett ország -76,1 -80,0 -369,0 1 010,6 1 116,3 12 818,2

Szén-dioxid kibocsátás-változás, mt Szén-dioxid kvótabevétel-változás, m€

1. táblázat A kvóta küszöbár bevezetésének hatása a szén-dioxid-kibocsátásra (mt), il letve a kvótabevételekre (m€)

Az ERRA (Energy Regulators Regional Association) ésa REKK 201 7 márciusában indít kétnapos intenzívkurzust az aktuál is enegiahatékonysági és szabályo-zási kérdésekről . Az energiahatékonyság elősegítésehagyományosan nem volt az energiaszabályozók fe-ladata. Mivel az energiahatékonysági pol itikák szer-teágazó, horizontál is programok, ezek implementá-ciója leginkább az energiaügyi minisztériumokravagy special izált ál lami szervekre hárult. Ez a felál lásazonban változóban van. Egyre inkább uralkodónézet, hogy az energiahatóságok döntései , pl . a vég-felhasználói árak vagy az elosztótársaságok kom-penzációja nagy hatással van az energiacégek és afogyasztók energiahatékonysági döntéseire. Azenergiaszabályozók emel lett egyre nagyobb mérték-ben bevonódnak az ál lami energiahatékonyságiprogramok implementációjába.

A kétnapos képzés cél ja , hogy tömör bevezetést ad-jon a szabályozó azon feladatköreibe, melyek az en-ergiahatékonysági célok tel jesítésére hatássalbírnak.

További információ: www.erranet.org

20

Aktualitások


A Towards2030-Dialogue projekt részeként a konfe-rencia első napja az EU 2030-as 27%-os megújulóscélkitűzés kritikus elemeit tekintette át. 1 Azt a kér-dést jártuk körül , hogy kötelező nemzeti célok meg-alkotása nélkül hogyan ösztönözhető a közös EU-smegújulós célkitűzés elérése. A közös célkitűzés tel-jes szakítást jelent a jelenleg alkalmazott módszerrel(mint amilyen az Európai Bizottság által meghatáro-zott nemzeti célszámok), így az alkalmazandó esz-közrendszer létrehozása jelentős kihívást jelentmind az EU-s, mind a nemzetál lami szabályozás szá-mára. Mivel a 2030-ra vonatkozó keretrendszer mégaz elköteleződés szintjén sem garantál ja a cél tel jesí-tését, az EU-nak előre fel kel l készülnie arra is, mitörténjék akkor, ha a nemzetál lami ’tehervál la lások’nem elég ambiciózusak a 27%-os célhoz.

A második napon a régió eddigi tel jesítményét tekin-tettük át a 2020-as megújulós célkitűzések elérésé-ben. Bár még négy év van a 2020-as céldátumig, ajelenlegi trendekből érdekes következtetéseket von-hatunk le mind a régió, mind a tel jes EU-s-céltel jesí-tésre vonatkozóan. A résztvevő országok minisztéri-umaival folytatott eszmecsere rámutatott néhány, arégióban fel lelhető ’jó’ és ’rossz’ gyakorlatra a meg-újulós szabályozási és támogatási rendszerek műkö-déséből . A második nap délutánján azt a kérdéskörttekintettük át, hogy a 201 7-től induló, (kisebb kivéte-lekkel) kötelező megújuló tendereztetési el járást mi-lyen formában és mélységben kívánják alkalmazni azegyes tagál lamok. E folyamat bemutatásában segít-ségünkre volt az esemény társszervezője, az AURESprojekt.

A harmadik nap cél ja az NFM által kidolgozott újmegújuló támogatási rendszer (METÁR) koncepciójá-nak bemutatása és megvitatása volt a szabályozóhatóság és az iparág képviselőinek részvételével . Azúj rendszer főbb jel lemzőinek elemzésén túl a kon-ferencia kiemelten foglalkozott az időjárásfüggőmegújuló energiatermelők hálózati integrációjával ,i l letve a nagyvál la lati szerepvál la lás lehetőségeivel .

A konferencia 3 napja tehát térben (EU, CEE régió,Magyarország) és időben (2030, 2020 és 201 6) tágperspektívában tekintette át a legégetőbb megújulósszabályozási kérdéseket; ennek összefoglalóját, rö-vid értékelését kívánja nyújtani ez az írás, a forrás-anyagok elérhetőségének megadásával .

Négy kérdésre szerettünk volna választ kapni az elsőnap folyamán, amikor az Európai Unió 2030-as meg-újulós célkitűzésének elérését szolgáló eszközrend-szert tekintettük át:

� Hogyan motiválhatja a Bizottság a tagál la-mokat ambiciózus, összességében a 27%-os közös európai célkitűzés elérését segítő,nemzeti megújulós célok kitűzésére?

� M i lyen lépéseket kel l a Bizottságnak tennie,ha az önkéntes nemzeti célkitűzések ösz-szege elmarad a közös európai célszámtól?

� Szükséges-e országspecifikus benchmarkokmeghatározása a nemzeti célok meghatá-rozásához? Amennyiben igen, milyen mód-szerrel kel l kialakítani a benchmarkokat:azonos százalékos növekedést írva elő azországokra, egy főre jutó GDP alapján, amegújulós potenciál meghatározása alap-ján vagy ezek valamilyen kombinációjával?

� Ha a vál la lt nemzeti célkitűzések összegekisebb, mint a közös európai célkitűzés,milyen módszerrel ’tölthető fel ’ a különb-ség (gap fi l l ing)?

A Towards2030-Dialogue projekt elemzésében vizs-gálta a fenti kérdésekre adható válaszokat; a REKKrendezvény cél ja annak feltérképezése volt, hogy mitgondolnak régiónk tagál lamai az alkalmazható esz-közrendszerről2. A vitafórum kereteit Jos Delbeke bi-zottsági igazgató nyitó előadása adta meg az EU ETSreformjáról és a megújulók szerepéről .

J únius 7-9 között a megújuló alapú villamosenergia-termelés szabályozásának négy aktuális területérefókuszáló rendezvénysorozatot szervezett a REKK: a konferencán áttekintettük az EU 2030-as célkitűzés

végrehajtása körüli kérdőjeleket, régiónk 2020-as megújulós célkitűzésekre vonatkozó előrehaladását, azújonnan alkalmazandó tendereztetési eljárásokra vonatkozó terveket, illetve a most bevezetésre kerülő újMETÁR rendszer keretszabályait.

1 A 2014 októberi Európa Tanács döntése (EUCO 169/14) léptette életbe a 2030-as Klíma- és Energiapolitikai Keretrendszert, mely tartalmazza a 27%-os megújulós

célkitűzést.

2 A rendezvényen résztvevő tagállamok a következők voltak: Csehország, Litvánia, Magyarország, Románia, Szlovákia és Szlovénia. A második naptól lengyel szakértő

is képviseltette magát.

21

Aktualitások


A fentebb felsorolt kérdésekben a résztvevő kor-mányzati képviselők meglehetősen karakteres véle-ményeket fogalmaztak meg, melyek gyakran igeneltérő irányokat vázoltak fel , azonban az eszmecserevégeredményeképp számos konklúzió is megfogal-mazható:

� A nemzeti célok meghatározása követhetegy felülről építkező (angolul ’top-down’)módszertant, amelyben a tagál lamok cél-meghatározása szorosan követné egy, a Bi-zottság által meghatározott benchmark’teherelosztást’. Az elosztás módja sokfélelehet, GDP, megújulóerőforrás-el látottságvagy energiafogyasztás-alapú (lásd a To-wards2030 elemzését; esetleg ezek kombi-nációja is elképzelhető). A másik, alu lról(angolul ’bottom-up’) módszer tel jesen atagál lamokra bízná a célok meghatározá-sát, s lényegében ezt a módszert tükrözi ajelenlegi közös 2030-as célmeghatározás is.E kérdésben az a konszenzus fogalmazó-dott meg a résztvevő közép-kelet európaitagál lami képviselők részéről , hogy a cél-meghatározás maradjon tagál lami döntésikompetenciában, a jelenlegi közös célkitű-zés elveinek megfelelően, mindenféle bi-zottsági beavatkozás nélkül . Amennyibenmeghatároznak tagál lami célkitűzések ösz-szehasonlítását és értékelését segítőbenchmarkokat, azoknak csak információ-szolgáltatási szerepük legyen, segítve atagál lamok célkitűzéseinek meghatározá-sát, kötelezettségek meghatározása nélkül .

� A lehetséges benchmarkok közül (GDP,erőforrás el látottság, energiafogyasztás) arégióbel i résztvevők leginkább egy vegyesrendszert látnának szívesen, amiben a fel-sorolt mutatók súlyozott keveréke határoz-hatná meg a lehetséges benchmarkokat,fogódzót adva a tagál lamoknak abban,hogy hová ’lőjék be’ saját megújulós célszá-mukat 2030-ra.

� Fontos vitapont volt annak eldöntése is,mennyire kel l a célokat szektorspecifikusanlebontani. A formálódó konszenzus aztmutatta, hogy ezeken a területeken is na-gyobb önál lóságot / mozgásteret kel l bizto-sítani a tagál lamoknak, így a rendszernekrugalmasságot kel l biztosítani a tagál lamidöntéshozók számára a szektorspecifikuscélszámok megál lapításában. Figyelembevéve a közlekedési szektor sajátosságait, arésztvevők elképzelhetőnek tartják annakkülön eszközökkel történő kezelését.

� Az esetleges időközi célszámok meghatáro-zására vonatkozóan egyértelmű konszen-zus alakult ki : a résztvevők ragaszkodnak a

201 5-ös tanácsi döntéshez, miszerint a pe-riódus közepén, 2025-ben kel l elemeznimajd az elért eredményeket, s addig nemcélszerű és nem is kívánatos időközi cél-számok meghatározása. Egy i lyen megol-dás jelentősen megnehezítheti a Bizottságfeladatát, hiszen ez azt is jelentené, hogy2025-ig nem lenne eszköze arra, hogy el le-nőrizze és ösztönözze a tagál lami előreha-ladást.

� A 2030-as célkitűzés elérésének egyik sar-kalatos pontja lehet azon eszközrendszerkiépítése, amely biztosítaná, hogy alulvál-la lás esetén – amikor a tagál lami célokösszegeként nem jön ki az EU 27% meg-újulós részarány – hogyan lehet ösztönöznia tagál lamokat további megújulós kapaci-tások kiépítésére (angolul : gap-fi l l ingoptions). A régiós résztvevők nagyrésztegyetértettek abban, hogy egy minden tag-ál lamot lefedő aukciós rendszer lenne errea legmegfelelőbb eszköz, ahol megújulósberuházók vál la lhatnának plusz fej leszté-seket annak érdekében, hogy a hiányzómegújulós termelést bepótol ják, s ahol ezta termelést egy EU-szintű aukción megha-tározott prémiummal támogatnák. Ez arendszer biztosítaná a közös cél költségha-tékony elérését. Az is felmerült, hogy egyestagországok számára meg kel l hagyni arendszerből való ki lépés lehetőségét, fő-képp amiatt, hogy egyes tagál lamok háló-zati rendszere jelentős hiányosságokatmutat, ami miatt nem látnak lehetőséget atovábbi megújulós térnyerésre.

� Fontos kérdés az előzőekben vázolt európaiaukciós rendszerben, hogy milyen forrás-ból finanszíroznák a támogatások kifizeté-sét. A leginkább támogatott alternatíva azeurópai ETS rendszerből történő finanszí-rozás, de felmerült a közvetlen EU-költség-vetési támogatás és egy előre leegyeztetettbenchmark alapján történő költségmeg-osztás is.

Összefoglalva elmondható, hogy a konferenciánrésztvevő régiós tagál lamok stratégiája a 2030-asmegújulós célkitűzéssel kapcsolatban az, hogy anemzeti célszámok kialakítása során a lehető na-gyobb mozgásteret kívánják maguknak megterem-teni. Ez tükröződik abban, hogy mind a benchmar-king-on alapuló tagál lami célmeghatározás módsze-rét, mind az időközi célok meghatározását elutasít-ják, s a Bizottság beavatkozását semmilyen területennem kívánják elfogadni. Ezt tükrözi a finanszírozásazon módszerének preferálása is, amely a már meg-lévő ETS bevételeket helyezi előtérbe, i l letve hogy abenchmarkok szerepét is csak információs eszközre

22

Aktualitások


szűkítve értelmezik, a nemzeti célszámok konkrétmeghatározásában nem szánnának neki szerepet.Érthető ez a kissé időhúzásnak tűnő stratégia, hiszenvalószínűleg mérföldkő lesz 2020, s annak tükrében,hogy milyen tel jesítményt tud régiónk felmutatni acélok elérésében, jelentős változások is beépülhet-nek az amúgy is képlékeny 2030-as rendszerbe.

A második nap eszmecseréje során képet kaptunkarról , hogy 4 régiós országban: Csehországban, Szlo-vákiában, Romániában és Magyarországon időará-nyosan hogyan ál lunk a nemzeti megújulós célkitű-zések végrehajtásával . Összefoglalva elmondható,hogy a négy tagál lam eddig jól tel jesített, mindegyi-kük a célkitűzésük időszaki részének megfelelő, vagyazon felül i megújulós részarányt ért már el .

Elsőre tehát úgy tűnhet, hogy a kelet-közép-európai(KKE) országok jó úton haladnak a célok tel jesítésé-vel . Ugyanakkor a megújuló energia felhasználásá-nak növekedését a Nemzeti Cselekvési Tervekbenjel lemzően nem lineáris pályán, hanem exponenciá-l is pálya mentén jelölték ki , nagyobb növekedési célthárítva az évtized második felére. Egy kutatás vizs-gálta, hogy a jelenleg hatályos szakpol itikai intézke-désekkel elérhetőek-e a 2020-as megújuló célok. Azalábbi ábrán is látható, hogy a KKE tagál lamok egyrésze ebben a tekintetben is jó irányba halad (Ro-mánia, Bulgária, Litvánia, Észtország, Horvátország),ugyanakkor a visegrádi országokban erősen kérdé-ses a célok elérése, ezekben az országokban továbbiintézkedésekre van szükség.

Romániának a megújuló irányelv alapján 2020-ra24%-os megújuló arányt kel l elérni , amely 6,2 száza-lékponttal magasabb, mint a 2005-ös felhasználásiarány. Ugyanakkor a felhasználási arány már 201 4-

ben meghaladta a 26%-ot, és az utóbbi évek tenden-ciáit figyelembe véve az elkövetkező években to-vább növekszik a megújuló felhasználás. A növeke-dés fő motorja a vi l lamosenergia-szektor, így azonkevés országok közé tartozik Románia, amely to-vábbra is zöldbizonyítvány-rendszerrel támogatja azöld áramtermelést. Ennek köszönhetően az utóbbinéhány évben több ezer MW szél és naperőművi ka-pacitás épült ki .

Csehország igen jól tel jesít az időszaki célok tekinte-tében, ennek azonban igen nagy ára volt: 2009-201 1között jelentős mértékű PV kapacitás épült ki kö-szönhetően a kiemelkedő magas átvétel i áraknak.Kezdetben ezt tel jes mértékben a vi l lamosenergia-fogyasztók fizették meg, idővel azonban ez akkoraterheket jelentetett, hogy újabb intézkedéseket ve-zettek be. A megújuló támogatás maximál is mérté-két 1 7 EUR/MWh-ban határozták meg, míg a hiányzóforrást – ami a korábban rögzített támogatási szintés a 1 7 EUR/MWh közötti részt fedezte - ál lami költ-ségvetésből , elsősorban a szén-dioxid kvótaértékesí-tésből származó bevételekből fedezték. 201 4 óta azáramszektorban gyakorlati lag megszűnt az új erő-művek támogatása, a megújuló energiaforrásokösztönzése során a kormányzat a hőszektorra kon-centrál .

Szlovákia szintén ígéretesen ál l az időszaki célok te-kintetében, de a Direktívában lefektetett 1 4%-tól , i l -letve a saját Nemzeti Cselekvési Tervükben rögzített1 5,3%-os 2020-as céloktól , még néhány százalék-ponttal elmarad: 201 4-ben 1 2,7%-os volt a megújulófelhasználás aránya. Hasonlóan Csehországhoz,Szlovákiában is igen jelentős növekedés következettbe a fotovoltaikus kapacitásokban, néhány év alattközel 600 MW kapacitás épült ki . Habár olyan drasz-tikus beavatkozásokra nem került sor, mint a szom-szédos országban, ez a gyors felfutás azt eredmé-nyezte, hogy a megújuló fókusz eltolódott a hőszek-

tor, azon belül is a biomassza irányába.Szlovákiában jelentős probléma lehet a1 0%-os megújuló arány elérése a közle-kedési szektorban.

A második nap délutánja egy új terület-tel , a megújulós kapacitások támogatá-sának aukciós el járáson történő kiosz-tásával foglalkozott. Az EU 201 4-esversenyjogi szabályozása 201 7-től előír-ja a tagál lamok számára, hogy új megú-julós támogatást már csak versenyezte-tési el járás keretén belül oszthatnak ki ,ami lényegében vagy tendereztetettprémium, vagy zöldbizonyítvány-rend-szer lehet. Egyes tagál lamok már ko-

2020-as várakozások

A tagállam eléri 2020-as célját

A tagállam nem éri el 2020-as célját

Kétséges, hogy a tagállam eléri 2020-as célját

A tagállam elérte a 2013-as cselekvésiterv célját és a Megújuló irányelv 2013/2014-es köztes célját

A tagállam nem érte el a 2013-as cselekvésiterv célját, de elérte a Megújuló irányelv 2013/2014-es köztes célját

A tagállam nem érte el a 2013-as cselekvésiterv célját, és a Megújuló irányelv 2013/2014-es köztes célját sem

Nincs adat

Jelenlegi helyzet (2013)

1. ábra A 201 3-as időszaki célok teljesítése, il letve a jelenlegi intézkedésekkel a 2020-as

célok várható teljesítése

23

Aktualitások


rábban is alkalmaztak valamilyen aukciós rendszertmegújulós támogatásaik meghatározására (pl . Hol-landia vagy Franciaország), míg Németország egy féléve kezdte el a fotovoltaikus kapacitások aukcióját,egyelőre kísérleti jel leggel . Az eddigi német aukcióiknagyon kedvező eredményeket mutatnak, a legutób-bi , ötödik aukción az átlag támogatási igény 7,23 eu-rócent/kWh volt, s majd háromszoros túl jelentkezésvolt a meghirdetett 1 25 MW kapacitásra. Érdekes-ség, hogy ez a támogatási igény jóval a jelenlegi ha-zai támogatási szint alatt van, hiszen a magyar KÁTrendszerben jelenleg 40%-kal magasabb, 31 ,77Ft/KWh támogatás jár egy 20 MW alatti naperőműre.

Régiónkra jel lemző, hogy minden résztvevő tagál lam(Lengyelországot is beleértve) még csak a tervezésifázisban van a 201 7-es versenyeztetési el járás kidol-gozásában. Ez nem véletlen, hiszen az aukciós rend-szer kialakítása során nagyon sok tényezőt kel l figye-lembe venni ahhoz, hogy egy valóban versenyzőaukciót dolgozzanak ki , ahol egyúttal a projektekmegvalósításának esélye is magas. A 2. táblázat csaka legfontosabb kérdésekből ad ízelítőt az aukciósrendszerek kérdéskörében.

Mivel ezen kérdések esetében megbízható, kipróbálteurópai gyakorlatról még nem beszélhetünk, i l letveaz országok eleve más és más adottságokkal indít-hatnak aukciókat – itt elégséges csak az országok el-térő piacméretére, i l letve finanszírozási lehetősé-geire (pl . jelentősen eltérő tőkeköltség) gondolnunk– érthető régiónk tagál lamainak óvatossága. Másikoldalról azonban jelentős nyomás nehezedik meg-újulós támogatási rendszereinkre, hiszen jelentős

mennyiségű új kapacitás megépítésére van mégszükség a cél ja ink eléréséhez, amire már csak négyév ál l rendelkezésre.

Közép-európai régiónkra az AURES projekt számosközös problémát azonosított a jelenleg rendelkezés-re ál ló tervek alapján. Ezek közül a legfontosabbak akövetkezők:

� A kialakítandó aukciós rendszereknek egy-szerre kel l biztosítaniuk a támogatási rend-szer költséghatékony működését és nemveszélyeztethetik az el látásbiztonságot.

� Biztosítani tudja-e az aukciós rendszer amegbízható befektetői környezet kialakítá-sát/fenntartását, s a megkívánt technológi-ai diverzifikációt? Az aukció bevezetéseönmagában nem csökkenti jelentősen azországok befektetési kockázatait, így vár-hatóan a jövőben kialakuló árak is maga-sabb szinten mozognak majd, mint pl .Németországban.

� A kiírandó mennyiségek meghatározása ésa tenderek időzítése jelenti a legnagyobbbizonytalanságot a régiónk tagországaiban:kisebb méretüknél fogva jelentős problé-mát jelent valódi verseny létrehozása: na-gyobb számú szereplő bevonása valószí-nűleg csak nagyobb mennyiségek kiírásávalérhető el , ami azonban kis piacméretünk-nél fogva nehezebb. Hogyan kezelhető ez anagyfokú bizonytalanság?

Lengyelország Horvátország Németország Hollandia

Tervezett első aukciók 2016 második fele n.a. 2015 eleje óta 2011 óta

Értékelési szempont Csak ár Csak ár Csak ár Csak ár

Körök száma Egykörös, zárt borítékos Egykörös, zárt borítékos

Évente több aukció, de

adott aukció esetében

egykörös, zárt borítékos

Évente többszöri aukció,

de adott aukción belül

egykörös

Ajánlati áras/egyenáras Ajánlati áras Ajánlati áras Aukciónként változó Ajánlati áras

Technológia-

semlegesség

Öt külön aukció

különböző csoportokra

Technológia

diverzifikáció

Technológiailag

differenciált aukciókTechnológia semleges

Támogatás időtartama Max. 15 év 12 év n.a. n.a.

Éves költségvetési

korlátIgen n.a. n.a. Igen

Energia vagy

kapacitáalapúEnergia n.a. Energia n.a.

Maximált ár IgenIgen, technológia

specifikusSzéltenderek esetén igen Minden egyes

Indulás feltételei

Előzetes engedély;

pénzügyi biztosíték;

hálózat csatlakozási

engedély; nem

teljesítési letét:

Építési engedély;

pénzügyi biztosíték

Széltenderek esetén 30

€/kW-os nem teljesítési

letét és szinte minden

engedély szükséges

n.a.

1. táblázat Aukciós tapasztalatok és javasolt módszerek néhány európai országban

24

Aktualitások


� Egyéb akadályok is léteznek régiónkban, fő-ként a hálózatfej lesztések és hálózati csat-lakozás témakörében, mely problémákkezelésére még az aukciók beindítása előttszükség lenne.

Összefoglalóan elmondható, hogy régiónk a terveze-tek szintjén követi az európai trendet: (Románia ki-vételével , ahol egyelőre nincs tervben a zöld bizo-nyítvány rendszer megváltoztatása) majd mindenország jelentős lépéseket tett versenyeztetési rend-szerének kidolgozására. Azonban egyik ország semindított még el aukciót - még tesztjel leggel sem - ígya kialakított megoldások még nem értékelhetőek.

A konferencia harmadik, záró napjának cél ja az NFMáltal kidolgozott új megújuló energia támogatásirendszer (METÁR) koncepciójának bemutatása ésmegvitatása volt a szabályozó hatóság és az iparágképviselőinek részvételével . Az új rendszer főbb jel-lemzőinek elemzésén túl a konferencia kiemeltenfoglalkozott az időjárásfüggő megújuló energiater-melők hálózati integrációjával , i l letve egy nagyvál la-lati panelbeszélgetés előadói körbejárták, hogy avál la lati stratégián alapuló megújulóenergia-felhasz-nálás milyen szerepet játszhat a hazai megújuló cé-lok elérésében. A MAVIR előadása járta körül amegújulók hálózati integrációjának kérdését, mely amegújulóenergia-felhasználás további növekedésé-vel még kritikusabbá vál ik majd a hazai rendszerben.Az előadó értékelése szerint az új METÁR rendszer jóirányba indult el ebben a tekintetben és hozzájárulmajd majd az európai energiauniós célkitűzések el-éréséhez is.

A REKK részéről Kaderják Péter kutatóközpont-veze-tő ismertette a REKK hazai célok elérését vizsgálókutatásának legfontosabb eredményeit. A 3. táblázatösszefoglalóan mutatja, hogy a 2020-as 1 3, i l letve

1 4,65%-os cél tel jesítésében milyen sze-repet kaphatnak az egyes szabályozó-eszközök. Ez alapján látható, hogy az újMETÁR-on keresztül minimál isan 9,4 PJmegújuló vi l lamosenergia-felhasználástkel l beszerezni a jelenlegi termelésen fe-lü l , amit megközelítőleg 1 200 MW szél-erőművi, vagy 400 MW biomassza-kapacitással lehetne megtermelni .

A REKK több forgatókönyv mel lett, többtényező mentén vizsgálta a célok eléré-sét. A legnagyobb hatás egyértelműen avégfelhasználói áram árra gyakorolt ha-tásában figyelhető meg: költséghatékony

esetben a tel jes támogatási kassza 2020-ban 71 ,2mil l iárd forintot tesz ki . Ez 45%-kal magasabb, mint amai megújuló ártámogatás. A többi forgatókönyvesetében még magasabb éves támogatás-igényekkeltalálkozhatunk, amelyek egyes esetekben elérik azévi 1 1 0 mil l iárd forintot is.

Szabó Zsolt, a Nemzeti Fej lesztési Minisztérium fej-lesztés- és klímapol itikáért, valamint kiemelt köz-szolgáltatásokért felelős ál lamtitkára ismertette az újMETÁR rendszert. A 201 4-es EU Iránymutatásnak3

megfelelő új támogatási rendszer törvényi kereteitaz Országgyűlés 201 6. június 1 3-án fogadta el . AzEurópai Bizottság notifikációs szakasza ezt követőenindul el , amely várhatóan a nyár végére/ősz elejérezárul le. Az új METÁR hatálybalépésére a Bizottságijóváhagyást követően kerülhet sor. Eközben az NFMés a Kormány az alsóbb szintű jogszabálytervezetekkialakításán dolgozik

A METÁR keretében megszűnik a 0,5 MW feletti be-épített kapacitással rendelkező megújuló erőművektermelésének kötelező átvétele. Az új megújuló ka-pacitások a megtermelt vi l lamos energiát a szabad-piacon értékesítik. A 0,5 – 1 MW közötti megújulótermelők a piaci vi l lamosenergia-áron felül admi-nisztratív módon meghatározott támogatásban(prémiumban) részesülhetnek, míg az 1 MW beépí-tett kapacitás feletti termelők prémiuma versenyzőtenderen alakul ki . Az új METÁR bevezetése nemérinti a jelenleg a KÁT hatálya alá tartozó erőműve-ket, a 0,5 MW alatti beépített kapacitással rendelke-ző erőműveket, i l letve a demonstrációs projekteket,melyek továbbra is kötelező átvétel keretében, ható-sági áron értékesíthetik a megtermelt vi l lamos ener-giát. Az átvétel i árat kormányrendelet fogja szabá-lyozni.

3 Iránymutatás a 2014 –2020 közötti időszakban nyújtott környezetvédelmi és energetikai állami támogatásokról (2014/C 200/01 )

- technológia specifikus/általános versenyeztetés

- termelt mennyiséget/ beruházási támogatást

- fix vagy változó prémiumot

- a támogatási időtartam hossza, indexálás

- egyszeri vagy több alkalommal

- mennyiség meghatározása (kapacitásban vagy költségvetésben limitált)

- csak ár alapján

- egyéb kritériumokat is figyelembe véve

- egyenáras (uniform/pay-as-cleared)

- ajánlati áras (pay-as-bid) módszerrel

- árplafon/limit alkalmazása

- kvóták meghatározása egyes technológiákra

- előminősítési kritériumok

- letétek, késedelmi büntetések megszabása

Milyen előminősítési/biztosíték rendszert

alkalmazzunk?

Mit árvereztessünk?

Mekkora mennyiséget aukcionáljunk?

Hogyan válasszuk ki a győzteseket?

Hogyan határozzuk meg az árat?

Alkalmazzunk-e speciális ajánlati szabályokat?

2. táblázat Aukciós rendszer kérdések

25

Aktualitások


Grabner Péter, a Magyar Energetikai és Közmű-sza-bályozási H ivatal (MEKH) elnök-helyettese ismertet-te a tenderekkel kapcsolatos információkat:

� A pályázaton kiírandó éves vil lamosenergia-mennyiségeket a Nemzeti Fejlesztési Mi-nisztérium állapítja meg rendeletben a kö-vetkező 5 évre, éves bontásban, évente ak-tual izálva, azzal a kiegészítéssel , hogy atárgyévi és azt követő évi mennyiségek nemcsökkenthetőek. Ez jelentős stabil itást visz arendszerbe, amely csökkentheti a megújulótermelők által igényelt prémiumot.

� Egy adott aukció főbb paramétereit, azaz atámogatás időtartamát és a támogatottmennyiséget a MEKH ál lapítja meg, figye-lembe véve az NFM által meghatározottéves mennyiségeket és felel továbbá a ten-derek lebonyolításáért. Az első tendereklegkorábban 201 7 első felében várhatóak.

� Az elfogadott törvény számos korlát alkal-mazását teszi lehetővé:� Technológia-specifikus tenderek kiírása;� Elosztói területenként éves maximál is

kapacitáskorlát megál lapítása;� Maximális éves kifizetés meghatározása;� Adott technológiára maximál is és mini-

mál is korlát beépítése;� Maximál is ajánlati ár megál lapítása;

� A korlátok alkalmazásáról még nincs infor-máció, ezt a későbbiekben kidolgozandórendeletek határozzák majd meg. Többkérdés is felmerül a tenderek kiírásávalkapcsolatban, pl . hogy a korlátok tenderrőltenderre változtathatóak-e, és hogy ezekmeghatározásában milyen szerepe lesz azNFM-nek. Ezek a részletek nem ismertekmég, a másodlagos jogszabályok fogjáktisztázni várhatóan az ősz folyamán.

Az új METÁR támogatási rendszernek fontos eleme akorábban megépült megújuló kapacitások rendszer-ben tartását biztosító barna prémium bevezetése. Abarna prémium mértékét évente aktual izálni kel l , dea jogosultság öt évre szól , amely meg is meg-hosszabbítható.

A barna prémium megál lapításakor figyelembe kel lvenni az NFM által meghatározott éves költségkere-tet is (ha élnek ezzel a lehetőséggel). A barna prémi-um meghatározásának két, a termelő által választ-ható módja van:

� Normál barna prémium: Támogatott ár és apiaci referencia ár (melyet hasonló módonállapítanak meg, mint a tender esetében) kü-lönbsége. Ebben az esetben is éves költség-felülvizsgálat van, amelyet a MEKH végez el.

� Alternatív barna prémium: A fosszi l is és abiomassza égetés költségeinek különbségealapján határozzák meg a barna prémiummértékét. A számítás figyelembe veszi a já-rulékos költségeket is (pl . CO2 kvóta ára).

Összefoglalóan elmondható, hogy a piaci alapú újtámogatási rendszer keretét a törvény kialakította,ugyanakkor a részletszabályok még tisztázatlanok: akiírni kívánt mennyiségeket, az éves költségkeretetés a tenderek lebonyolítása során alkalmazott rész-letszabályokat a majdani rendeletek fogják megha-tározni.

13 %-os cél 14,65 %-os cél Megjegyzés

Bruttó végső energiafelhasználás 627 817 627 817

Szükséges megújuló renergia

felhasználás81 616 91 975

Közlekedési szektor megújuló

energia-felhasználás12 543 12 543

10%-os megújuló

felhasználást figyelembe

véve a közlekedési

szektorban

Villamosenergia-szektor megújuló

energia felhasználása támogatások

nélkül

9 351 9 351

Mostani termelés -

várhatóan bezáró

erőművek + támogatás

nélkül megvalósuló PV

termelés

Hőszektor megújuló energia

felhasználása támogatások nélkül48 115 48 115

2013-as felhasználási

érték szinten tartását

feltételezve

Beruházási támogatás 8 206 8 206

EU támogatások optimális

felhasználását

feltételezve

Távhő szabályozási reform 1 890 1 890

Beruházásbarát

szabályozási környezet

megteremtésével,

támogatások nélkül

elérhető mennyiség

Barna prémium 2 462 2 462

Mostani megújuló

termelők támogatását

feltételezveÚj áramtámogatási rendszeren

keresztül szükséges beszerzési

mennyiség

-953 9 406 METÁR

2015-ben felülvizsgált

energiastratégiában

előrejelzett mennyiség

3. táblázat Az elérendő megújulóenergia-felhasználás és az új

áramtámogatási rendszer révén beszerzendő mennyiség, TJ

26

Műhelytanulmányok


A földgáz nagykereskedelme Európában hagyomá-nyosan hosszú távú szerződéseken alapul , melyeketaz exportáló vál la lat (a Gazprom vagy egy leányvál la-lata) és egy vertikál isan integrált cég, az importálóország monopolhelyzetben lévő gáz-nagykereske-delmi szereplője közt kötöttek. A kelet-európai ál la-mokban a szerződéseket kormányközi megál lapodá-sok is biztosították. A hosszú távú szerződés kétol-dal i garanciát jelentett: az exportőr számára akitermeléssel kapcsolatos költségek megtérülését, azimportőr ország számára pedig az el látásbiztonság-gal kapcsolatos mennyiségi és árkockázatot kezelte.A gázárképlet a szerződés féltve őrzött titka volt, azta szerződő felek kétoldalú tárgyalása alakította. Azárképlet titkossága és a kétoldalú tárgyalás lehetővétette a Gazprom számára, hogy árdiszkriminációt al -kalmazzon az európai partnerei közt. A vevők alku-pozíciójának sokszínűsége miatt ez eltérő gázárak-hoz vezetett az egyes európai országokban. AGazprom több piacon - különösen a Baltikumban ésKözép-Kelet-Európában –monopol pozícióban volt,így a gázárakat ezen országokban a versenyzői piaciárhoz képest a piacon „indokoltnak tekinthetőnél”magasabb árréssel határozhatta meg. A versenyjog-ban ezt diszkriminatív árképzésnek tekintjük.

A hosszú távú szerződésekben a földgáz árát sokáiga kőolaj árának alakulásához kötötték. Ezt az árazásimechanizmust a groningeni gázmező feltárásakorvezették be a hol land hatóságok, mivel az új ener-giahordozó árát a helyettesítő termékek (többnyirekőolajtermékek) árához igazították. A képlet lénye-ges eleme a szerződő felek által közösen megál lapí-tott ki induló gázár (P0), amit a képlet a helyettesítőtermékek relatív árváltozásával módosít a szerződéstel jes időtartama alatt. A hosszú távú szerződésekrejel lemző volt az átvétel i kötelezettség előírása (TOP,take-or-pay) és az európai országok közti továbbér-tékesítés ti la lma. Ezek a szerződéses eszközök anagynyomású gázszál l ító vezetékek és a gázkiterme-lés beruházási és működtetési költségeit biztosítot-ták. A model l gyorsan elterjedt, s 2005-ig ez maradta domináns szerződéses gyakorlat: az Európában

kereskedett földgázmennyiség 80%-ának árát olaj in-dexálással határozták meg. 201 5-re ez az arány 30%-ra zsugorodott, annak el lenére, hogy továbbra is ahosszú távú szerződések dominálnak, rendkívül imértékben megélénkült a spotpiaci kereskedelem,ahol a földgáz árát a mindenkori kereslet és kínálathatározta meg. A hosszú távú szerződések árazásá-ban ezzel párhuzamosan teret nyert a spotpiaciárakhoz történő indexálás. A piac fej lődése legin-kább Nyugat-Európában volt látványos, de jelentősátrendeződés történt Kelet-Közép-Európában is. Abalti országokban és a mediterrán régióban ezzelszemben továbbra is az olaj indexált gázárazás ameghatározó.

Az európai piacl iberal izáció és -szabályozás alapjai-ban rázta meg a Gazprom üzleti model l jét azzal ,hogy megnyitotta a kiskereskedelmi piacokat a ver-seny számára. Az Európai Bizottság a verseny ki-kényszerítése érdekében 2007 és 201 0 közöttel járást indított az európai inkumbens gázpiaci vál-la latok el len (E.ON, RWE, ENI , GDF Suez és a belgaDistrigas), majd 201 1 -ben az értéklánc magasabbszintjén lévő Gazprom el len is. A Gazprommal szem-ben felhozott vád az önkényes és diszkriminatív ára-zási gyakorlat volt azokon a piacokon, ahol mono-polszereplő volt. A Bizottság különösen a közép-kelet-európai gázárazás kérdését vizsgálta, ahol vé-leménye szerint a Gazprom visszaélt erőfölényével .Több éves el járás után a Bizottság 201 5 ápri l isábanküldte el megál lapításait a Gazpromnak.

A Bizottság szerint a Gazprom három fő pontonszegte meg az európai versenyjogi és energiapiaciszabályokat: (i ) hátráltatta az országhatárokon át-nyúló kereskedelmet a továbbértékesítés ti la lmávalés olyan kitételekkel , amelyek előírják az átvett föld-gáz országhatárokon belül i elfogyasztását; (i i ) tisz-tességtelen árazási gyakorlatot folytatott öt közép-kelet-európai országban (Bulgária, Észtország,Lettország, Litvánia és Lengyelország), mivel a nem-zetközi benchmark áraknál és a Gazprom költségei-nél jóval magasabb árakat adott a régióbanalkalmazott olaj indexált árképlet; továbbá (i i i ) Len-gyelországban és Bulgáriában a piaci erőfölényévelvisszaélve befolyásolta a hálózati infrastruktúra fej-lesztését. Bulgáriában a gázszál l ításokat ahhoz a fel-

E urópában a földgáz ára drasztikusan csökkent 2015-ben és történelmi mélypontra esett 2016-ban.Ugyanakkor az európai földgázkereslet lényegében stagnált. Az Európába irányuló orosz gázexport

még ebben a nyomott piaci környezetben is tovább nőtt. Írásunk Oroszország európai gázárazási stratégiá-ját vizsgálja, és felvázolja Oroszország (a Gazprom) lehetséges jövőbeli lépéseit.

27

Műhelytanulmányok


tételhez kötötte, hogy a bolgár kormány támogassaa Dél i Áramlatot; Lengyelországban hasonló módoncsak annak fejében biztosította a gázszál l ításokat,hogy a Yamal vezetékhez köthető minden beruházá-si döntésbe bevonták. A Bizottság vizsgálata mégnem zárult le, de ki látásba helyezték a Gazprom évesárbevételének 1 0%-át kitevő bírság kiszabását.

H ivatalos válaszában a Gazprom alaptalannak nyi l-vánította a Bizottság megál lapításait, és aggályait fe-jezte ki , hogy pol itikai indíttatásból indultak aversenyjogi vizsgálatok. A 201 5-ös olajáreséssel azolaj indexált szerződések újra vonzóvá váltak, és aGazprom érvelése szerint ha néhány évben többet isfizettek a régió országai , most a vevők számára ked-vezőbb olajárak miatt visszanyerik az előző évekesetleges túlfizetéseit. Az ukrán válság tovább bo-nyolította a helyzetet, a mindkét fél számára elfo-gadható megoldás még távolabb került.

Az olaj indexált szerződések egészen a l ikvid gázpia-cok megjelenéséig és a gáz-gáz verseny elterjedésé-ig nem okoztak problémát a piaci szereplőknek.2005 után az európai gázpiac kínálati és keresleti té-nyezőire ható változások fundamentál isan változtat-ták meg a piaci környezetet. Az amerikai palagáz-forradalom következtében az Egyesült Ál lamokbaszánt LNG szál l ítmányok más piacokra, köztük Euró-pába érkeztek. I l lusztrációként: 2007-ben az EgyesültÁl lamok még 770 000 MMcf LNG-t (~21 -23 mil l iárdm3 földgázt) importált, ami 201 5-re 90 000 MMcf-recsökkent (~2,4-2,4 mil l iárd m3), ezzel az amerikai pi-ac tizedére zsugorodott. Ezzel egy időben a 2008-asválság Európában keresletszűkülést hozott, erősebbversenyre kényszerítve a piacon aktív szereplőket. AGazprom számára fontos volt piaci részesedésénekfenntartása, ezért haj landó volt a szerződései újra-tárgyalására. Az újratárgyalások során egyszeri ked-vezményeket adott, a klasszikus olaj indexált képlet-be tőzsdei indexeket épített, újratárgyalta a P0kezdőárat és a vevőt és eladót védő árfolyosókat ho-zott létre. Az árfolyosók a tőzsdei ár alapján határoz-zák meg az olaj indexált szerződés legmagasabb éslegalacsonyabb árát. Amennyiben az olaj indexált ármagasabb, mint a tőzsdei ár + x (szerződésben előremeghatározott konstans), a tőzsdei ár + x értéket al-kalmazzák. Ha az olajár bizonyul túlságosan ala-csonynak, akkor a tőzsdei ár – y árat alkalmazzák.

201 0-től kezdve a Gazprom átlagosan évente 1 0hosszú távú szerződést tárgyalt újra. Szembetűnő,hogy azon piacokon, ahol versenytársakkal szembe-sült, lényegi újratárgyalás történt, ami a szerződéstalapjaiban változtatta meg (pl . Németország, Olasz-ország, Hol landia). Más piacokon, ahol a Gazprom

de facto monopolhelyzetben volt, legjobb esetben isegyszeri árengedményt adott (pl . Észtország, Lettor-szág, Litvánia, Bulgária, Szerbia). Azaz ha a piaci kör-nyezet megkívánta, a fenti stratégiák alkalmazásávala Gazprom sikeresen megtartotta piaci részesedésétaz európai piacokon.

A gázpiacok múltbel i a lakulásából láthattuk, hogy aGazprom alkalmazkodik a változó piaci (kereslet-csökkenés és palagáz-forradalom okozta túlkínálat)és szabályozási környezet (harmadik feles hozzáfé-rés, határkeresztező kereskedelem és a továbbérté-kesítési ti la lom hatályon kívül helyezése) változásá-hoz értékesítési stratégiája módosításával és ahosszú távú szerződések újratárgyalásával . Ugyan-akkor fontos azt is látni , hogy a gáz-gáz versenyt jel -képező tőzsdei árelem megjelenése a szerződések-ben erősen korrelált a Gazprom versenyzői helyze-tével az adott piacokon.

A nemzeti földgázpiacokon kibontakozó verseny ésaz inkumbensek piaci dominanciájának mérséklődé-se, i l letve az európai gázkereslet közel 25%-át adóföldgázbázisú vi l lamosenergia-termelés erősödőversenynek való kitettsége (elsősorban a megújulóáramtermelés felfutásának köszönhetően) a rövidtávú és minél rugalmasabb szerződéses struktúrákelterjedését támogatta. Az európai versenyhatósá-gok is egyre nagyobb nyomást gyakoroltak a Gaz-promra, hogy üzleti model l jét jobban alakítsa piacikörnyezetéhez. Ezen okok miatt 201 5-től kezdődőena Gazprom kis mennyiségben rövid távú, éven belü-l i gázmennyiségeket kezdett értékesíteni aukciókon.Az aukción értékesített éves gázmennyiségek (~2mil l iárd m3/év) az összes Európába szál l ított oroszgáz 5%-át sem teszik ki , de jelzik a Gazprom straté-giájának hozzáidomulását az új piaci és szabályozásifej leményekhez.

Az Európai Bizottság negyedéves gázpiaci jelentéseszerint 201 2-ben a legolcsóbb és legdrágább hosszútávú szerződés keretein belül szál l ított orosz földgázára közt 1 2 EUR/MWh volt a különbség. 201 5-ben eza különbözet már csak 8 EUR/MWh volt, 201 6 elsőnegyedévében pedig 7 EUR/MWh. Ez az árkonver-gencia elsősorban az olajáresésnek volt köszönhető,ami a hagyományos, tisztán olajárindexált szerződé-sekben is árcsökkenést eredményezett.

28

Műhelytanulmányok


A fent tárgyalt jelenségek számszerűsítésére meg-vizsgáltuk a piaci részesedések, gázárak és az impor-tált orosz gázmennyiségek utóbbi 1 0 évben tapasz-talt változását. A Gazprom piaci részesedését azegyes országokban úgy határozzuk meg, hogy azOroszországból importált gázmennyiségeket eloszt-juk az éves bruttó földgázfogyasztással (az adatokforrása a Gazprom jelentései és az Eurostat). A mu-tató nem csak a földgázexportőröket tekinti verseny-zőnek a piacon, hanem a földgáz hazai termelését ésaz éven túl i tárolói felhasználást is. A 2005-201 5 kö-zötti időszakban a Gazprom 1 7%-ról fokozatosan25% fölé növelte piaci részesedését az EU-28-ban,főként a csökkenő európai kitermelés pótlásával .

A Gazprom EU-28-ba irányuló exportjának közel há-romnegyede a német, brit, olasz, francia és hol landpiacokra érkezik.

Ezeken a meghatározó piacokon a Gaz-prom 5-1 5 százalékponttal növelte ré-szesedését 201 3-ról 201 5-re. Ennekazonban ára is volt: a vál la lat árbevételeugyanezen időszakban évi 50 mil l iárddol lárról 35 mil l iárd dol lárra esett. Abevételcsökkenés annak el lenére kö-vetkezett be, hogy a Gazprom lényegé-ben ugyanannyi földgázt szál l ítottEurópába 201 5-ben, mint 201 3-ban. Ajelenség hátterében az ál l , hogy míg a2005-201 2 közötti időszakban a vál la lataz európai piacokon korlátozott mér-tékben szembesült versenytársakkal ésaz olajár-környezet is neki kedvezett,201 3-ról 201 4-re az EU-28 fogyasztásaegyik évről a másikra 1 0%-kal csökkent,mindezt nyomott olajár-környezetben

és túlkínálatos LNG-piacon. Az olajáresés rövid távonténylegesen kedvezőbbé tette az olaj indexált szer-ződéseket a spot gázhoz és az LNG-hez képest, így ahosszú távú szerződések vevői több gázt vettek át azéves szerződött mennyiség keretein belül . A Gaz-prom piaci részesedésének növekedése ezen ténye-zők eredője.

Ol igopol isztikus piacokon a piaci szereplők cél ja aprofitmaximal izálás. Ez azt jelenti , hogy ha kevésvál la lat aktív a piacon, ami jel lemző az európai gáz-piacra is (Oroszország, Norvégia és Algéria a háromnagy csővezetékes szereplő, Katar és az USA LNGmarginál is szereplőként jelenik meg), a piaci szerep-lők erőfölényüket kihasználva magasabb profitot ké-pesek real izálni , mint amit tisztán versenyzői piacikörülmények között (azaz több, kisebb piaci részese-

déssel bíró szereplő által meghatározottpiacon) elérhetnének. Emel lett az ol igo-pol isztikus európai gázpiacot nem te-kinthetjük egységes piacnak, mivel alétező szál l ítóvezetékek, átvitel i tarifákés szerződéses megkötések erősen kor-látozzák a gáz szabad áramlását azegyes tagál lamok között. A regionál is ésnemzeti piacokon a három nagy csőve-zetékes szál l ító piaci helyzete ezértigencsak eltérő: a portugál és spanyolpiacokon például a Gazprom nem ver-senytársa az algériai gáznak, és hason-lóképpen az algériai gáz sem fogjaveszélyeztetni a Gazprom dominánspozícióit a balti országokban.

0

30

60

90

120

150

180

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Oro

sz g

ázs

zállí

táso

k a

z E

U-2

8-b

a, m

rd m

3/é

v

Oro

sz g

áz

rész

ese

dé

se a

z E

U-2

8 b

rutt

ó h

aza

i

gá

zfe

lha

szn

álá

sáb

an

, %

EU-28 gázszállítás, mrd m3

EU-28 részesedés, %

1. ábra A Gazprom piaci részesedése és gázszállításai Európába

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Az

oro

sz g

áz

rész

ese

dé

se a

me

gh

atá

rozó

eu

róp

ai

pia

cok b

rutt

ó h

aza

i fo

gya

sztá

sáb

an

DE IT UK FR NL

2. ábra A Gazprom piaci részesedése a jelentősebb európai országokban

29

Műhelytanulmányok


Az orosz stratégia ezért nem mindenesetben követi a rövid távú profitmaxi-mal izálást. Egyes stratégiai lag fontos pi-acokon elsődleges cél lehet piaci része-sedésének fenntartása az új belépőkkelszemben, amit rövid távú árengedmé-nyekkel vagy nem hosszú távú szerző-dés keretein belül értékesített gáz auk-cionálásával érhet el , még ha ezzel rövidtávon saját bevételeit csökkenti is a tisz-tán hosszú távú szerződéses értékesí-téshez képest. Ez a stratégiai válasz kifi-zetődő lehet, ha sikeresen korlátozza azúj belépők lehetőségeit és fenntartja azol igopol isztikus piacszerkezetet.

Azaz meglátásunk szerint:

� Nem létezik egységes európai gázpiac, sok-kal inkább több regionál isan széttagoltnemzeti piac összességéről beszélhetünk.A nemzeti piacok szorosabb összekapcsolt-sága és a harmonizálódó kereskedelmiszabályok segíthetik a piacintegrációt, deaz európai gázpiacok jelenlegi „hardvere ésszoftvere” nem alkot egységes egészet.

� A piac töredezettsége miatt egyes vál la latokkihasználhatják erőfölényüket a nemzetipiacokon.

� A Gazprom akkor maximal izál ja a profitját,ha nincs versenytársa a piacon; ha más je-lentős piaci szereplő jelen van vagy belé-pésre készül az adott részpiacra, akkor apiaci részesedését fenntartó stratégiát kö-vet.

A Gazprom piaci részesedése jelenleg töretlen, mertszál l ításaival a kieső európai termelést váltja fel . Ajelentősebb, fej lett és l ikvid nyugat-európai piacokona vál la lat képes alacsonyabban árazni a termékeit,hogy a nagyobb versenyben megtartsa piaci része-sedését.

Az amerikai LNG-cseppfolyósító terminálok üzembehelyezése és az első szál l ítmányok megindulása201 6-ban nagy változást jelent az európai piacokonis. Az amerikai LNG eredeti leg a legdrágább ázsiai pi-acokat célozta volna meg, de az ausztrál LNG-terme-lés felfutásával és a japán reaktorok újraindulásávalegyütt az ázsiai kereslet mérséklődött és az ázsiaigázárak prémiuma elpárolgott. 201 6 első felében ígyaz LNG-szál l ítmányok legnagyobb része Dél-Ameri-kába érkezett, Európába csak két szál l ítmány jutott.Ezek célál lomása Spanyolország és Portugál ia volt: akét országba összesen 200 mil l ió m3 földgáz érke-zett. Ez értelemszerűen nem veszélyezteti Oroszor-

szág piaci részesedését Európában, mivel a beérkezőgázmennyiségek marginál isak a piac egészéhez ké-pest, emel lett fizikai lag sem érik el az Oroszországszámára releváns piacokat. 2020-ig azonban öt to-vábbi cseppfolyósító terminál ál l üzembe, amivelegyütt az amerikai LNG nagyobb mértékben jelenhetmeg az európai piacokon.

A Gazprom számára a másik nagy kihívás az EurópaiBizottság trösztel lenes vizsgálata. A vizsgálat többpiaci erőfölénnyel való visszaélést bizonyított a Gaz-promra, és kötelezte ezek tisztázására, valamint apiackorlátozó gyakorlat megszüntetésére. A Gaz-prom a vádakat tagadta, de jelezte, hogy nyitott azegyüttműködésre. Véleményünk szerint a Bizottságvizsgálatai veszélyeztetik a Gazprom hagyományosüzleti model l jét, és korlátozzák a vál la latot az euró-pai gázpiac szegmentálásában.

Az európai földgázkitermelés rohamosan csökken –2020-ra a várakozások szerint a mostani termelés-hez képest 1 5%-kal (~20 mil l iárd m3/év) kevesebbgázra számíthatunk, elsősorban a groningeni gázki-termelésre alkalmazott mennyiségi korlátok miatt. Akieső kitermelés keresletcsökkenéssel vagy új forrá-sok bevonásával el lensúlyozható. A szükséges gáz-mennyiségeket a jelenlegi gázpiaci szereplők(Algéria, Katar, Oroszország és Norvégia) vagy az újbelépő USA –LNG szál l ítók- képes szál l ítani . A szabá-lyozási környezet és az európai hubok által biztosí-tott transzparencia a korábbihoz képest lényegesenmegkönnyíti a piacra lépést az új szereplők számára.Katar és Algéria rendkívül rugalmatlanul kezel ihosszú távú szerződéseit, és nem mutat a Gazprom-hoz hasonló, piaci részesedést védő stratégiát. Anorvég gáz értékesítése lényegében TTF áron törté-nik, árelfogadó módon. Az amerikai LNG árazásánakalapja a Henry Hub plusz a szál l ítási költség összege.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

A G

azp

rom

pia

ci r

ész

ese

dé

se k

ülf

öld

ön

A G

azp

rom

éve

s b

evé

tele

i

föld

gá

zért

éke

síté

sből

kü

lfö

ldö

n,

Mn

US

D

Árbevétel, millió USD

Piaci részesedés, %

3. ábra A Gazprom éves bevételei és piaci részesedése

30

Műhelytanulmányok


Habár az európai gázpiac megtámadható, a rövid tá-vú határköltség a Gazprom számára kedvező, és ko-rántsem biztos, hogy más szereplők részt vennénekpiaci részesedés megőrzését vagy növelését célzóárversenyben. 201 5-ben a Gazprom átlagos kiterme-lési költsége 0,8 USD/MMBtu volt, erre rakódott rá aszál l ítás és egyéb tételek, ami végül 3-4 USD/MMBTugázárat jelentett a német határon. Az amerikai LNGkomoly versenytárs, de költségeit számos tényezőbefolyásol ja: a Henry Hub gázár, a cseppfolyósítás,szál l ítás és újragázosítás változó költsége. 201 5-bena Henry Hub gázár 2,6 USD/MMBtu volt, a cseppfo-lyósítás 1 ,5 USD/MMBtu, a szál l ítás Rotterdamba 0,5USD/MMBTu, az újragázosítás további 0,5 USD/-MMBTu, összesen 5,1 USD/MMBtu. Az amerikai gáz-piac és a vi lág LNG-piacának alakulása egyarántbefolyásol ja az amerikai LNG versenyképességét,ami ezen túl nem követ stratégiai célokat. A norvégtermelés költsége 1 ,04 USD/MMBtu, de Norvégianyíltan árelfogadó, piaci részesedési célt nem tartszem előtt.

Nézőpontunk szerint:

� A Gazprom képes megakadályozni az új be-lépők megjelenését a számára fontos pia-cokon, de ennek jelentős költségei vannak.Az árverseny rövid távon alacsonyabb évesbevételszintet eredményez, ami veszélyez-tetheti a Gazprom infrastruktúra-beruhá-zásait, melyek szükségesek Európa hosszútávú gázel látásához.

� A Gazprom olyan mértékben használ ja kipiaci erőfölényét, amennyire azt az európaiverseny- és szabályozó hatóságok szigorúel lenőrzése lehetővé teszi . A hosszú távúszerződések a nagykereskedelmi piacokmeghatározó elemei maradnak azon or-szágokban, ahol a piacok fej letlenek és aforrásdiverzifikáció korlátozott. Az árazásminden esetben tükrözni fogja a vevők al-kupozícióját. Versengőbb környezetben aGazprom alkalmazkodik a feltételekhez, éscsökkenti árait piaci részesedésének fenn-tartása érdekében.

A határkeresztező infrastruktúra hálózati hozzáférésitarifái a földgázpiaci integráció „szoftverének” fontoselemei. A torz, túlzó hozzáférési tarifák az infra-struktúra alacsony kihasználtságához vezethetnekmind a létező, mind az újonnan létesített hálózatielemeken.

Tanulmányunk a földgáz határkeresztező tarifák(entry-exit tarifák) és a határkeresztező kereskede-lem kapcsolatát vizsgál ja a CESEC régióban. Elsőkéntbemutatjuk a jelenlegi outl ier (átlag feletti ) tarifákata régióban, melyek vélhetően torzítják a határ-keresztező kereskedelmet. Ezt követően azonosítjuka lehetséges okokat, hogy miért is kiugróan magasakezek a tarifák. Piacszimulációs eszközökkel (a REKKEGMM model l jével) elemezzük egyes tarifareformszcenáriók hatását a piacintegrációra, a létező és aCESEC prioritás új interkonnektorok kihasznált-ságára, i l letve a regionál is társadalmi jólétre.

A tanulmány letölthető a rekk.hu honlapról .

31

Műhelytanulmányok


Az Európai Bizottság által felvázolt dekarbonizációsforgatókönyvekben a megújuló források vi l lamos-energia-termelésen belül i aránya 2050-re 59 és 85%között alakul 1 . Az időjárásfüggő megújulók térnyeré-sével az elektromos hálózatoknak számos változás-ra kel l felkészülniük. Egyre nagyobb szórást mutat-hat az áramkereslet és a megújulók termelésénekkülönbségeként értelmezett ún. reziduál is terhelés,amelyet hagyományos erőművek termeléséből vagytárolókból származó vi l lamos energiával kel l kielégí-teni . A termelés rövid távon egyre inkább eltérhet azelőrejelzésektől , miközben a rendszernek a frekven-ciaváltozásokat mérséklő tehetetlensége (systeminertia) csökken. Gyakrabban válhat szűkössé az át-vitel i - és az elosztóhálózatok kapacitása, mert azoknem birkóznak meg a megújulók csúcstermelésével .A vi l lamosenergia-rendszerek - hagyományosan akereslet ingadozásaihoz tervezett - rugalmasságaegyre inkább a termelés ingadozásait kel l kiszolgál-nia.

Németországban már ma is egyre gyakrabban elő-fordul , hogy egy szeles hétvégén vagy ünnepnapon,amikor a fogyasztás alacsony, de a termelés magas,az árampiaci tőzsdén negatív árak ala-kulnak ki , vagyis a termelőnek kel l fizet-nie azért, hogy az áramot a hálózatbatáplálhassa. Ez nem csak a termelőketérintő probléma: az egyik német háló-zatüzemeltető pl . jelezte, hogy nincse-nek meg a pénzügyi forrásai ahhoz,hogy az infrastruktúrát alkalmassá tegyeújabb tengeri szélfarmok hálózatbakapcsolására. A szintén jelentős szélka-pacitással rendelkező Dániában pedigelőfordult, hogy korlátozni kel lett aszélerőművi termelést, ugyanis a távfű-tés biztosítása érdekében a kapcsoltanhőt és áramot termelő erőművek akkorsem ál l íthatók le, ha az áramszükséglet

megújuló forrásból is kielégíthető. Mindez egyértel-műen jelzi , hogy mennyire nem hatékony a jelenlegirendszer, és milyen nagy szükség lenne rugalma-sabb tárolási rendszerekre.

A jelenleg leginkább elterjedt tárolási rendszer nemazt a fajta rugalmasságot helyezi előtérbe, amely amegújuló energiaforrások integrálásához szükséges.Ezeket az ún. szivattyús-tározós erőműveket még az1 960-as és 80-as évek között az integrált (vagyis ter-melést, szál l ítást, elosztást és energiael látást is vég-ző) vál la latok építették csúcsidei termelésük részbenikiváltására. Az 1 970-es években a szivattyús-tározóserőműveknek és a manapság a csúcsigények kielégí-tésére leginkább alkalmasnak tekintett ún. kombi-nált ciklusú gáztüzelésű erőműveknek (CCGT) aberuházási költsége nagyjából megegyezett, ígyelőbbiek az alacsonyabb működési költségek miattvonzóbb alternatívát kínáltak.

A z elektromos áram tárolásának lehetőségei egyre nagyobb figyelmet kapnak Európában az uniós klí-mavédelmi erőfeszítésekkel összefüggésben. A tárolás fontos szerephez juthat a villamosenergia-

szektor dekarbonizációjában, hiszen elősegítheti a megújuló források integrációját. Azok egy részénélugyanis az időjárástól függ, hogy éppen mennyi energia termelődik (süt-e a nap, vagy fúj-e a szél). A fo-gyasztás ugyanakkor teljesen eltérő mintát is követhet, és a tárolás révén megoldható, hogy a termelésnekne kelljen folyamatosan a fogyasztáshoz alkalmazkodnia. Ez egyúttal azt is jelenti, hogy nem kell túlépíte-ni, vagyis a csúcsfogyasztáshoz, illetve a megújulók csúcstermeléséhez igazítani a teljes villamosenergia-rendszert: megspórolhatunk beruházásokat a termelési kapacitások bővítésében éppúgy, mint a szállításiés elosztási infrastruktúra fejlesztésében. A tárolás kereskedelmi szempontból is fontos szerepet kaphat,hiszen lehetővé teheti, hogy az áramot azokban az időszakokban értékesítsük, amikor nagy a kereslet, ésezért magasabb az ára.

1 Energy Roadmap 2050: Impact assessment and scenario analysis

A tárolási szolgáltatás típusa Jellemzői

Nagy méret (>>MW-tól >GW)

Energialeadás akár több tíz órán keresztül

Közepestől nagy méretig (100 kW-tól 100 MW-ig)

Energialeadás percektől több órán keresztül

Kicsitől nagy méretig (>10 kW-tól 100 MW-ig)

Energialeadás másodpercektől órákig

Közepestől nagy méretig (MW-tól 100 MW-ig)

Energialeadás percektől órákig

Kicsi vagy közepes méret, nem feltétlenül hálózatra kapcsolt (kW-tól MW-ig)

Energialeadás percektől órákig

Fogyasztói energiamenedzsment (pl. saját termelésből

származó fogyasztás maximalizálása, csúcsidei kereslet

csökkentése, elektromos járművek integrálása)

Mennyiségi tárolás

Megújuló energiaforrások integrálása

Kiegészítő szolgáltatások (pl. frekvencia- és feszültség-

szabályozás, rendszertartalék, erőművi újraindítás

támogatása)

Szállítás és elosztás (pl. hálózati torlódások enyhítése,

megszakítások elkerülése, támogató infrastruktúra az

áramszedővel működő közlekedési eszközöknek)

1. táblázat A villamosenergia-tárolói létesítmények hasznosítási lehetőségei

32

Műhelytanulmányok


A CCGT növekvő hatékonyságának és csökkenő be-ruházási költségeinek köszönhetően azonban a2000-es évek elejére az i lyen beruházások már csakfeleannyiba kerültek, ráadásul gyorsabban és keve-sebb adminisztratív (engedélyezési , környezetvédel-mi, stb.) kompl ikációval jártak, miközben a szivaty-tyús-tározós erőművekre jel lemző geológiai korlá-tokkal sem szembesültek. Az energiatárolási techno-lógiák fej lesztése és telepítése ezért szinte leál l t, ésaz elmúlt 25 évben al ig épült ki új kapacitás. A táro-lói fej lesztéseket a csúcsidei vi l lamos energia áránaka zsinórtermékhez viszonyított relatív csökkenése ishátráltatta.

Ez magyarázza, hogy ma a globál isan a hálózatrakapcsolt mintegy 1 45 GW-os tárolási kapacitás 98%-a szivattyús-tározós erőmű. Európában hasonló ahelyzet: a közel 50 GW tárolási kapacitás 95%-a i lyenlétesítmény. Ezeket – a sűrített levegős és a lendke-rekes tárolással együtt – a mechanikus elven műkö-dő tárolók kategóriájába sorolhatjuk. Két továbbikategóriát különböztethetünk meg: az elektrokémiaitárolást (hagyományos akkumulátorok; fej lett, pl . l í-tiumion- vagy nátrium-kén akkumulátorok; folyadék-áramos akkumulátorok), valamint az elektromágne-ses tárolást (szupravezető mágneses tárolók, szu-perkondenzátorok). Egyedül a szivattyús-tározóserőművek és a sűrített levegős tárolók jel lemzője anagy (akár gigawattos) kapacitás és a hosszú ideig(akár több tíz óráig) tartó energialeadás képessége;a többi technológia rendszerszinten inkább a kisebb,helyi szintű egyensúlytalanságok megszüntetésébensegíthet, i l letve egy részük a háztartások számára iselérhető lehet saját (pl . napelemes) termelésük ésfogyasztásuk optimal izálásra.

A tárolási technológiák fontos jel lemzője, hogymennyi energiát képesek tárolni (MWh), és mekkoratel jesítmény leadására képesek (MW). A kettőnekegymáshoz viszonyított aránya (power-to-energy ra-tio) határozza meg, hogy az adott létesítménymennyi ideig képes energiát szolgáltatni . A szi-vattyús-tározós erőművekre jel lemző arány pl . 1 :8,vagyis egy 1 00 MW-os létesítmény 8 órán keresztülképes ennek a tel jesítménynek a leadására. A tel je-sítmény és az energiatárolási képesség abszolút ér-tékei , valamint azok aránya egyaránt befolyásol ja,

hogy az adott létesítmény milyen típusú szolgáltatásnyújtására alkalmas. A hatékonyság a tárolók eseté-ben úgy értelmezhető, hogy a betáplált energia hányszázalékának leadására képesek; értéke 40% (sűrítettlevegős tárolók) és közel 1 00% (lítiumion-akkumulá-torok, szuperkondenzátorok) között változhat. Amodern szivattyús-tározós erőművek 85%-os haté-konysággal működnek.

Egy 32 energiaipari vál la lat és szervezet által jegyzett,tavaly megjelent tanulmány szerint 2050-re – leg-alább 60% időjárásfüggő megújuló arányt feltételez-ve - a jelenleginek akár a tízszeresére, 400 GWtárolási kapacitásra is szükség lehet az EU-ban. Úgyvél ik, hogy még ennek kiépülésével is jelentősfosszi l is termelő kapacitás maradhat a rendszerben,és számottevő lehet annak a – megújulók csúcster-meléséből származó - energiának a mennyisége is,amely csak a vi l lamosenergia-rendszeren kívül hasz-nosítható2. Ez azért lehetséges, mert a tárolási kapa-citások csak csökkenő méretgazdaságossággal tele-píthetők: a szükséges fosszi l is tartalékkapacitás két-harmados csökkentéséhez a tárolási kapacitás négy-szeres növelésére lenne szükség. Ráadásul van egy-fajta választási kényszer is aközött, hogy a tárolást atartalék termelőkapacitások minimal izálására vagy alehető legnagyobb mennyiségű megújuló energiaintegrálására akarjuk használni . Előbbi esetben a tá-rolónak feltöltött ál lapotban kel l készen ál lnia arra,hogy szükség esetén munkába ál l jon, ez pedig ko-moly korlátját jelenti az energialeadási üzemmódbe-l i működésnek.

Konkrét számokat a tanulmány Németországra kö-zöl : tárolás nélkül a nem hasznosítható megújulótermelés a tel jes áramkereslet közel 30%-ára, 1 73TWh-ra rúgna, és 85 TWh (1 5%) nem megújuló ter-melésre lenne szükség 2050-ben. A jelenlegi , 7 GWszivattyús-tározós kapacitással szemben 64 GW tá-rolói kapacitást feltételezve a nem megújuló terme-lési igény 49 TWh-ra mérséklődhet, ami évi 4,2 Mrdeurós megtakarítást jelenthet a tüzelőanyag- ésszén-dioxid-kibocsátási költségekben. Ez az összeg atanulmány szerint – optimista költségbecsléssel –megegyezik a tárolás évesített beruházási és műkö-dési költségeivel .

A bővülő tárolási igény természetesen utat nyithat ama kevésbé használt technológiák számára is. Szi-vattyús-tározós erőműveket csak geológiai szem-pontból alkalmas területre lehet építeni , és társa-dalmi elfogadtatásuk – környezetvédelmi okokból –nehézségekbe ütközhet. Magyarországon például azNFM szerint az eddigi vizsgálatok szerint az i lyen

Technológia Kapacitás (MW)

Szivattyús-tározós erőmű 43700

Sűrített levegős tárolás 290

NaS akkumulátor néhány MW

Ólomsavas akkumulátor 20-30

Lítiumion-akkumulátor kb. 20

Folyadékáramos (redox) akkumulátor kb. 1

2. táblázat A hálózatra telepített energiatárolási technológiák

Európában

2 Erre az a technológia ad lehetőséget, amely az elektromos energiát – elektrolízis útján – hidrogénné alakítja. A hidrogén a villamosenergia-rendszeren kívül

tárolható, és a gázhálózatba táplálva, turbinákat meghajtva áramtermelésre, az iparban, és a közlekedésben is hasznosítható. Az európai elektrolízis-kapacitás 2050-

re akár a 170 GW-ot, az előállított hidrogén mennyisége pedig az évi 5 millió tonnát is elérheti.

33

Műhelytanulmányok


erőmű építésére alkalmas területekmind természetvédelmi oltalom alattál lnak, így ez a megoldás hazánkbanegyáltalán nem is jöhet szóba. Ráadásulbár a szivattyús-tározós rendszerek isgyorsan képesek reagálni a vi l lamos-energia-hálózatban kialakuló egyen-súlytalanságokra – a modern létesítmé-nyek 1 5 másodpercnél rövidebb időalatt váltanak a szivattyús és a termelőüzemmód között – a megújuló energia-források integrációját inkább több, ki-sebb, decentral izált tároló tudnásegíteni. A jelenlegi infrastruktúraugyanis alapvetően úgy épül fel , hogy atermelőegységek – ahogyan a szi-vattyús-tározós erőművek is – a nagyfe-szültségű szál l ítóhálózatra, míg a fogyasztók akisebb feszültségű elosztóhálózatra csatlakoznak. Amegújuló energiaforrások hasznosítása azonban atermelésben is egyre inkább a kisebb, elosztóháló-zatra csatlakozó, decentral izált betáplálásnak ad te-ret, ami a tárolásban (ugyancsak) ennek megfelelőmegoldásokat kíván meg.

A hálózatra kapcsolt tárolási technológiák közül Eu-rópában jelenleg az elektrokémiai és a hőtárolásitechnológiák terjednek gyorsabban a globál is tren-dekkel szemben. A hőtárolás felértékelődése a kon-centrált napenergia erőművek (CSP) főként spanyol-országi terjedésével függ össze; ezeknek az erőmű-veknek a felesleges termelését hő formájában, pl .olvasztott só közegében tárol ják. Az akkumulátorokpedig a megújulók integrálásához szükséges átvitel i -és elosztóhálózati támogatásában válnak egyre fon-tosabbá.

A tárolási potenciál előrejelzését azonban számostényező nehezíti , amelyek közül csak az egyik a tech-nológiai fej lődéssel és a költségek alakulásával kap-csolatos bizonytalanság. A Nemzetközi EnergiaÜgynökség (IEA) referencia-forgatókönyvében a tá-rolási technológiák tel jes élettartamra jutó egység-költsége3 2050-re a ma legolcsóbb technológia, aszivattyús-tározós erőművekre jel lemző szintre süly-lyed. Ebben az a feltételezés szerepel , hogy 2050-rea vi lág vi l lamosenergia-termelésének 65%-a szárma-zik megújuló, 29%-a pedig időjárásfüggő megújulóforrásból ; utóbbi arány az EU-ban megközelíti a45%-ot. Így 80%-os valószínűséggel 2 °C-ban maxi-málható a globál is felmelegedés mértéke. A techno-lógiai áttörést hozó forgatókönyvben az energia-tárolás a jelenleg legolcsóbb rugalmassági techno-lógiával , a CCGT-erőművekkel is versenyképessé

vál ik. Az IEA is megjegyzi azonban, hogy az akkumu-látorok esetében ehhez igencsak agresszív, a jelen-legi szinthez képest több mint tízszeres költség--csökkenésre lenne szükség4. A szervezet harmadikforgatókönyvében a keresleti rugalmasságot biztosí-tó technológiák fej lődése mérsékl i a tárolási igényt;az elektromos autók napi vi l lamosenergia-szükség-letének 25%-a vezérelhető terheléssé vál ik.

Az 1 . ábrán látható, hogy az IEA még a legoptimis-tább forgatókönyvében is csak al ig negyedakkoraeurópai tárolási potenciál la l számol , mint az – igaz,legalább 1 5 százalékponttal magasabb időjárásfüg-gő megújuló-arányt feltételezve - 400 GW-ot is el-képzelhetőnek tartó ágazati szereplők. A bizony-talansággal kapcsolatban az IEA arra hívja fel afigyelmet, hogy átfogó globál is adatbázis híján méga jelenlegi kapacitásokkal kapcsolatban is hiányosakaz információk. A szervezet szerint további problé-ma, hogy a megújuló energiatermelésről , a fűtési éshűtési keresleti görbékről , valamint a rendelkezésreál ló hul ladékhő mennyiségéről sincsenek kel lőenrészletes (órásnál alacsonyabb szintű) adatok, ame-lyek hosszabb időtávon megfelelően tükröznék arendszerek viselkedését.

Az ágazati szereplők a legnagyobb bizonytalanságota hálózati infrastruktúra jövőbeni fej lesztésének ha-tásában látják. A tárolási igényt jelentős mértékbenkorlátozná, ha az i lyen jel legű fej lesztések révénmegszűnnének a szűkületek, és például a svéd vagyspanyol vízenergia is szerepet kaphatna a németidőjárásfüggő termelés kiegyensúlyozásában.

3 Ez a termelési technológiákhoz hasonló módon értelmezhető levelized cost of electricity (LCOE); a tárolóból a teljes élettartam során kikerülő energia egységnyi

költsége a beruházási és a működési költségek figyelembe vételével.

4 Az elektrokémiai technológiák területén elsősorban a lítiumion- és a folyadékáramos akkumulátoroknál van lehetőség jelentős technológiai fejlődésre és költség-

csökkenésre. Az európai K+F potenciál ugyanakkor jelenleg inkább a hagyományos akkumulátorok területén erős, míg a lítiumionos technológiában az ázsiai

országok játszanak vezető szerepet.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Kína India EU USA

GW

2011 Referencia Technológiai áttörés Keresleti rugalmasság

1. ábra Napi villamosenergia-tárolási kapacitás 201 1 -ben és 2050-ben

az IEA 3 forgatókönyve szerint

34

Műhelytanulmányok


További bizonytalanság, hogy a nap- és szélerőművitechnológiák fej lődésével nőhet a gyengébb szél ésnapsugárzás idején termelhető energia mennyisége,amivel csökkenhet az adott termelési szint elérésé-hez szükséges többletkapacitás, és így az eltárolan-dó többlettermelés is. A biomassza erőművekrugalmasságának növekedése és szélesebb körű el-terjedése ugyancsak kiválthat időjárásfüggő terme-lő, és így tárolási kapacitásokat, ahogyan más, job-ban előre jelezhető megújuló technológiák (pl . ára-pály, geotermikus) térnyerése is. Ahogyan a keresletirugalmasságra építő forgatókönyve kapcsán az IEA isutal rá, a vezérelhető terhelés és az okos hálózatokelterjedése lehetővé teheti a kereslet növelését azidőjárásfüggő termelés felfutásával párhuzamosan,ami megint csak csökkentené a tárolási igényt.

Az ENTSO-E legújabb tízéves fej lesztési tervében 23tárolási projekt szerepel , amelyek összesen 1 9 GW-tal növelnék az európai kapacitást. A projektek túl-nyomó többsége (1 9 db, 1 8 GW) szivattyús-tározósés sűrített levegős létesítmény; a fennmaradó 1 GWkapacitáson 3 akkumulátoros és 1 olvasztott sósprojekt osztozik. Az ENTSO-E azonban megjegyzi ,hogy a gazdasági feltételek nem kedveznek a szi-vattyús-tározós erőművek létesítésének, mert amegújuló energiák nagyarányú betáplálása lenyom-ja a csúcsidei árakat. A 2030-ig vizsgált 4 vízió közülkettő említi a tárolást: a „nemzeti zöld átmenet” ne-vű a tárolást előmozdító európai keretrendszer hiá-nyában nem számol számottevő új kapacitással ,csak „némi” nemzeti fej lesztéssel . Az „európai zöldforradalom” nevet visel i az a forgatókönyv, amely-ben az okos mérés és az okos hálózatok alkalmazá-sa tel jeskörű, így a keresleti alkalmazkodás komolyszerephez juthat. Ebben a forgatókönyvben az isszerepel , hogy részleteiben nem ismertetett „köz-pontosított módon” pótlólagos vizes tárolói kapaci-tások épülnek ki , főként Skandináviában, az Alpok-ban és a Pireneusokban.

Érdekes módon az ENTSO-E hosszabbtávon is csak a mechanikus tárolásitechnológiákban gondolkozik: az euró-pai rendszerüzemeltetők szövetsége éstöbb TSO részvételével megvalósult, ahálózatfej lesztési igényeket 2050-ig fel-mérő e-Highway2050 projekt egyik do-kumentuma szerint egyedül ezek a ke-reskedelemben elérhető, 1 00 MW felet-ti kapacitással rendelkező technológiák,míg az akkumulátorok „öregedési prob-lémákat mutatnak és nehezen újra-hasznosíthatók”.5 A projekt összefoglalódokumentumában szereplő előrejelzéspedig új kapacitásként csak szivattyús-tározós erőműveket model lezett.

A tanulmány úgy számol , hogy a spanyol PV-terme-lés nyári kiegyensúlyozására mintegy 70 GWh ener-gia napi tárolására lenne szükség, ami – 1 0 mil l iódarab 7 kWh-ás akkumulátor telepítését feltételezveegyenként 2000 eurós költséggel – 20 mil l iárd euró-ba kerülne, sokkal többe, mint a hálózat fej lesztésevagy csúcserőművek építése. Sőt, a szerzők szerint anapi tárolási kapacitások bővítésére nincs is szükség„olyan országokban, mint Németország vagy Fran-ciaország”, sem a dél i országokban a tél i időszakban.Ezekben az esetekben ugyanis nem fordul elő jelen-tős PV-túltermelés napközben, mert a jelentős táro-lási és keresleti rugalmassági kapacitások már ma iselegendőek a termelés kiegyensúlyozására. Az anyagugyanakkor a szélenergia kiegyensúlyozási igényérőlnem szól .

A tárolási technológiák költségének alakulása és ahálózati infrastruktúra fej lődése mel lett az európaiszabályozás nyitott kérdései is bizonytalanná teszika jövőbel i kapacitások előrejelzését. Az iparági sze-replők a szabályozás legnagyobb problémájának azttartják, hogy a vi l lamos energiáról szóló uniós direk-tíva nem nevesíti a tárolást, és a tárolás-specifikusszabályok hiánya komoly gátját jelenti a kapacitásokbővítésének. Ennek egyik legsúlyosabb következmé-nye, hogy a tárolást a legtöbb tagál lam a fogyasztásés a termelés kombinációjaként kezel i , így mindkétüzemmódban meg kel l felelnie a releváns előírások-nak. Az EURELECTRIC 201 2-es – kifejezetten a szi-vattyús-tározós erőművekre vonatkozó – összesítéseszerint vannak olyan országok, ahol még a hálózatitarifákat is kétszeresen kel l megfizetniük ezen léte-sítményeknek. Arra is van példa, hogy a tárolói fel-használást a végső fogyasztást terhelő adóvalsújtják.

5 A projekt keretében született számos dokumentum közül csak egy foglalkozik kifejezetten a tárolással, és az is csak a sűrített levegős technológiával.

0

200

400

600

800

1000

1200T

elj

es

éle

tta

rta

mra

ju

tó e

gys

ég

költ

ség

(US

D/M

Wh

)Jelenlegi költségsáv

Technológiai áttörést jelentő költségcél

Referencia költségcél

2. ábra A tárolási költségek jelenlegi és 2050-re várt szintje

35

Műhelytanulmányok


Hasonlóan súlyos probléma, hogy alegtöbb tagál lamban a szétválasztásiszabályok miatt a TSO-k és a DSO-k nemüzemeltethetnek tárolókat, holott a tá-rolási szolgáltatások jelentős része ahálózati kiegyensúlyozásra és a rend-szer egészének optimal izálására szolgál ,és elkerülhetővé tehet hálózati beruhá-zásokat. Talán ezzel a helyzettel függössze, hogy az ENTSO-E 201 6-os tízéveshálózatfej lesztési terve vezetői össze-foglalójának RES-integrációról szóló fe-jezete a tárolást nem is említi , pusztánegy Greenpeace-idézetet közöl mottó-ként, amely szerint az átvitel i hálózatfej lesztése olcsóbb, mint a szükségestermelői vagy tárolói beruházások.

A szabályozást megnehezíti , hogy egyazon tárolói lé-tesítmény többféle szolgáltatást is nyújthat, és ezekeltérő szabályozói megközelítést igényelhetnek.Alapvető különbség például , hogy az adott szolgálta-tást a tároló a versenypiacon, avagy szabályozottáron értékesíti . A European University Institute a vo-natkozó szakirodalom áttekintéséből ugyanakkor azta következtetést vonta le, hogy egyféle szolgáltatás-ra alapozva a jelenlegi piaci környezetben a tárolóknem életképesek, a megfelelő szabályozói megoldáskidolgozása nem kerülhető el .

Az ágazati szereplők hét üzleti model l életképessé-gét vizsgálták, és azt ál lapították meg, hogy ezek kö-zül – optimista költségbecslésre alapozva – kettőmár ma is sikeres lehet. A nagyméretű, mechanikustárolói technológiák (szivattyús tárolás, sűrített leve-gős és folyékony levegős tárolás) a frekvenciaszabá-lyozásban, míg az ólomsavas akkumulátorok aháztartási PV-termelés integrálásában6 tölthetnek beüzleti leg is megtérülő szerepet. A tanulmány szerintazonban a napi csúcs- és völgyidőszakok közti ki-egyensúlyozásra épülő model l nem gazdaságos,mert az árkülönbözet nem elég nagy az elérhetőLCOE-hez képest, és a spread több tároló belépésé-vel tovább csökkenhet. Ez összhangban van azENTSO-E már idézett megál lapításával , amely szerinta gazdasági feltételek nem kedveznek a szivattyús-tározós erőművek létesítésének, mert a megújulóenergiák nagyarányú betáplálása lenyomja a csúcs-idei árakat. A spread csökkenése részben a tartalék-kapacitások rendszerben tartását célzó pénzügyimegál lapodások számlájára írhatók, és a helyzetettovább ronthatja, ha az európai szabályozás a kapa-citáspiacok kialakításának irányába mozdul el .

A megújulók terjedésének, a CO2-költségek várhatónövekedésének és a technológiai költségek csökke-nésének köszönhetően 2030-ra már a vizsgált mo-del lek többsége nyereségessé válhat, ám ehhez azérintett cégek és szervezetek szerint is szükség vanszabályozási változtatásokra. Az elektrokémiai tech-nológiák frekvenciaszabályozásban való részvételé-hez például lazítani kel lene azon az általánoselőíráson, hogy a felkínált tartaléknak legalább négyórán keresztül biztosítania kel l a szolgáltatást. Aszélerőművi termelés korlátozásának elkerülését ésa többletenergia felhasználását célzó tárolás életké-pességének alapvető feltétele egy olyan szabályozás,amely nem garantál a termelőnek bevételt arra azesetre is, ha a rendszerirányítónak korlátoznia kel l azerőmű kibocsátását.7 Ha a szélerőműhöz kapcsoló-dó tárolásnak az a cél ja , hogy a termelés legalábbpár órás időszakokra előre jelezhető legyen („fir-ming”), akkor az ezt ösztönző szabályozásra vanszükség, hiszen a preferenciál is hálózati hozzáférésmiatt a szélerőművek általában nem érdekeltek ter-melésük kiszámíthatóbbá tételére. A háztartási PV-rendszerekhez kapcsolódó tárolás nyereségességéttovább növelné az időszaktól függő („time of use”)tarifák bevezetése.

A kiegyensúlyozási piacok készülő uniós szintű sza-bályzata (Network Code) fontos előrelépést hozhat atárolók szerepének növelésében. A hamarosan atagál lamok il letékes minisztériumainak szakértőibőlál ló bizottság elé kerülő, az ACER által elfogadásrajavasolt verzió azt tartalmazza, hogy a TSO-knak atároló-üzemeltetők számára is lehetővé kel l tenniüka kiegyensúlyozó szolgáltatások piacára való belé-pést, mi több, a standard termékek kialakításakormeg kel l könnyíteniük piaci részvételüket. A tervezethasonló előírást fogalmaz meg az ún. aggregátorok

0

20

40

60

80

100

120

2012 2050GW

Beépített

kapacitás

Minimum

kapacitás

Maximum

kapacitás

3. ábra Az európai szivattyús-tározós tárolási kapacitás várható bővülése

6 Ezen a területen a tanulmány szerint már a lítiumion-akkumulátorok is közel járnak a nyereségességhez.

7 A tanulmány szerint azonban ez az üzleti modell várhatóan még ennek a feltételnek a teljesülésével sem lesz életképes 2030-ra, mert a szeles termelés jellegéből

adódóan – vagyis hogy több napig tartó magas termelést több napig tartó alacsony termelés követ – olyan tárolókra lenne szükség, amelyek energialeadási

teljesítményükhöz képest nagy tárolási kapacitással rendelkeznek. Ez azonban azzal jár, hogy élettartamuk során a létesítmények túl kevés feltöltési-termelési ciklust

képesek teljesíteni a megtérülésükhöz.

36

Aktualitások


esetében, amelyek a kisméretű termelők és fogyasz-tók csoportosításával érik el a kiegyensúlyozáshozszükséges méretet, és a jövőben fontos eszközeivéválhatnak a különböző rugalmassági eszközök, köz-tük a tárolás központosított irányításának.

A kiegyensúlyozó és a napon belül i piacok hatékonyműködését az Európai Bizottság is kulcsfontosságútényezőnek ítélte abban a konzultációs anyagban,amely a vi l lamosenergia-piac új model l jére vonatko-zó javaslatok – még idén várható – kiadását előztemeg. A dokumentum nevesíti is a tárolást, amikor ki-jelenti , hogy annak árampiaci integrálása növelné amegújulók térnyerésével szükségessé váló rugal-masságot. Hangsúlyozza a hosszú távú piacokhozvaló hozzáférés fontosságát, amelyek a tárolók szá-mára is megfelelő információt szolgáltathatnak a be-ruházási döntések meghozatalához.

Az orvoslandó problémák között az EB megemlíti ,hogy szabályozási akadályok és diszkriminatív elő-írások miatt a fogyasztók és az aggregátorok jelenlegnem képesek a keresleti rugalmasság eszközeinek(köztük a tárolás) megfelelő szintű alkalmazására, ígynem vehetnek részt a termelőkkel azonos értékűszereplőként a vi l lamosenergia-piacon. Márpedig azEB által felvázolt jövőben az olyan technológiák ré-vén, mint a tárolás, az okos hálózatok, az okos mé-rés, az okos otthon, és a háztartási termelés, afogyasztók aktív piaci szereplőként csökkenthetikmajd vi l lamosenergia-számlájukat.

Energy Strategy Reviews Volumes 13–14, 2016

The paper analyses the complex welfare impacts ofproposed transmission investments in the CentralEastern Europe (CEE) region with the application of theEEMM electricity model. This assessment is made atregional level, as new transmission lines havesignificant spil l-over effects over third countries. Wecarry out a cost-benefit assessment (CBA) focused onthe CEE region and demonstrate, that the EEMMmodel is a suitable tool to carry out such assessmentthat can satisfy the EU requirements in the field. Usinga simplified cost-benefit analysis – limited by theavailable information on the projects – we mimic theprocess of identifying those transmission lines thatincrease the regional welfare the most. In addition, thepaper also identifies those methodological and policyissues, that have significant impact on the results, andmust be applied consistently during the evaluationprocess in order to gain robust results in the appliedCBA method. Our results indicate that new infra-structure elements cause significant and asymmetricwealth redistribution among group of stakeholdersand between countries as well. Interactions betweenplanned transmission line developments must beidentified, as they could significantly change thebenefits of those lines connecting the interlinked mar-kets.

EEM 2016 konferencia S23 szekció: Modellezés,szimuláció és előrejelzés az energia- és karbon-piacokon: Piacok és szakpolitikák II

This paper analyses the impact of current generationand interconnection capacity plans on thegeneration mix of the five South East Europeancountries (Albania, Bosnia and Hercegovina,Macedonia, Montenegro, Serbia) in the context ofcarbon price levels and assesses the conditions forthe exploitation of the existing hydro potential .Future electricity mix of the five countries areanalyzed – using the European Electricity MarketModel (EEMM) of REKK - for 3 scenarios up to 2030assuming different conditions for electricity supplyand demand. We have found that vulnerabi l ity dueto weather dependent hydro generation is a relevantpol icy issue that needs to be tackled if the avai lablehydro potential is to be exploited more in the futurein the SEE region. Higher interconnection wouldal low for import even in dry years with a morel imited number of new coal plants actual ly plannedin the region as countries would have unconstrainedaccess to them.

37

Aktualitások


Economics ofEnergy & Environmental Policy 2016

The European Union's Energy Efficiency Directivecal ls for EU Member States to put in place ambitiousenergy efficiency pol icies and requires them toestabl ish energy saving targets. One of the mostimportant Articles of the Directive is Article 7, whichrequired Member States to implement EnergyEfficiency Obl igations and/or alternative pol icyinstruments in order to reach a reduction in finalenergy use of 1 .5% per year. This paper assesseshow Article 7 has been appl ied by Member Statesand what the impl ications are. Analysing the plans ofal l 28 Member States we evaluate how Article 7 isimplemented across the EU. This includes ananalysis of the types of pol icies used, thedistribution of the anticipated savings across thedifferent pol icy instruments, and whether or not theway Article 7 is appl ied in real ity meets therequirements set by the Directive. Our analysisshows that Member States take very differentapproaches with some using up to 1 1 2 pol icymeasures and others just one. We also identifyareas of concern particularly related to the del iveryof the energy savings with respect to the Article 7requirements, the calculation methods, and themonitoring and verification regimes adopted byMember States. We model to what extent theprojected savings are l ikely to material ise andwhether or not they wil l be sufficient to meet thetarget put forward by Article 7. In our paper we alsomake suggestions for modifying the EnergyEfficiency Directive in order to address some of theproblems we encountered.

Climate Policy 2016The European Commission has proposed the targetof achieving an interconnection capacity of at least1 0% of the instal led electricity production capacityfor each Member State by 2020 in the context of theenvisaged Energy Union. The underlying objectivesare to increase the security of supply at affordableprices via market integration and to contribute todecarbonization by accommodating an increasinglevel of renewable generation. In this article we haveassessed whether this target could effectively fulfi lthese two objectives. Our main focus is on theassessment of the impacts of compl iance with the1 0% interconnection target on the carbon emissionof the European electricity system. Our mainresearch question concerns the impact ofinterconnection capacity increases on EU carbonemission due to the better market integration,disregarding the RES-E integration aspects. In orderto arrive at workable scenarios for the future cross-border capacity extension, the security of supply andmarket integration impacts are also assessed.

We concluded on the basis of our European dispatchmodel that ful l compl iance would sl ightly increasecarbon emission in the EU, ceteris paribus. Thisimpact is due to increased coal- and l ignite-basedelectricity production, mainly in Germany, Polandand the Czech Republ ic. By increasing theinterconnections of these countries with theirneighbours at the present low carbon price underthe EU emissions trading scheme, these carbon-intensive electricity systems run on higher uti l izationrates and consequently increase carbon emission. I thas to be emphasized that the increase is found forthe current situation, and changes in other factors,such as increases in carbon prices or renewablegeneration, could modify this result.

Our results demonstrate that EU networkdevelopment and cl imate pol icies are highlyinterconnected. Changing patterns in theinterconnections of the EU electricity systemsconnect diverse generation portfol ios and in a lowcarbon price environment could increase carbonemission at the community level . Pol icy makersshould be aware of the interactions between theseareas and design pol icy tools that also considernegative synergies.

38 REKK Jelentés az Energiapiacokról 2016/1

� Tökéletes versenypiaci körülmények� Egy év (1 2 hónap) model lezése� LTC és spot kereskedelem a model lezett

országok között és csővezetéki és LNGszál l ítókkal

� A fizikai korlátok az interkonnektorok kapa-citásai

� Kereskedelmi korlátok: TOP kötelezettség� A belföldi kitermelést és a tárolókat a mo-

del l tartalmazza� A model l számításba veszi a szál l ítási és tá-

rolói díjakat

� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakatnyújt a model lezett régióra

� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-zötti összefüggések jobb megértését. Pl .LTC árak változása, tárolói piac

� Árelőrejelzés� Közpol itikai intézkedések hatáselemzése� Kereskedelem-korlátozási intézkedések e-

lemzésére� Határkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálatára� El látásbiztonsági szcenáriók vizsgálata

� Földgázáramok és szűkületek a határke-resztező vezetékeken

� Egyensúlyi piaci árak az egyes országokban� Forrásösszetétel� Tárolt mennyiségek, LTC és spot kereske-

delmi mennyiségek� Jóléti mutatók

� Project of Common Interest (PECI ) projek-tek kiválasztása

� Ukrán gázválság hatásvizsgálata� I nfrastruktúra beruházások jóléti értékelése

(TAP)� Regionál is el látásbiztonsági elemzések N-1

piaci model lezéses vizsgálata� Nemzeti Energiastratégia 2030� Regionál is tárolói piac keresleti előrejelzése

Kapcsolat: Takácsné Tóth Borbála

[email protected]

Az EGMM a REKK2010 óta fejlesztett, 35 ország gázpiacát szimuláló modellje.

INP

UT

Kereslet

országonként

e

OU

TP

UT

MODELL

Belföldi

termelés

TOP szerz✁dések

(cs✁vezetékes és

LNG szerz✁dések)

Infrastruktúra:interkonnektorok,

tárolók,LNG szállítási útvonalak

Küls� piacok és

importforrások árai

exogének: külön TOP, spot

Nagykereskedelmi

gázár országonként

Fogyasztás

országonként

Gázáramok az

interkonnektorokon

Tárolói

készletváltozás

Import hosszú távú szerz�déseken és spot

kereskedelmen keresztül (cs�vezetékes és LNG)

39REKK Jelentés az Energiapiacokról 2016/1

� Tökéletes versenypiaci körülmények� A model l közel 5000 erőművi blokk határ-

költségének a kiszámolásával határozzameg a 36 ország merit orderjét

� 1 2 különböző technológia� Tartalmazza a várható erőműépítéseket� 85 nemzetközi összeköttető vezetéket vesz

figyelembe� Évenként 90 referenciaóra model lezése. A

referenciaórák megfelelő súlyozásávalstandard termékek (zsinór és csúcs) évesárainak meghatározása

� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakatnyújt a model lezett régióra

� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-zötti összefüggések jobb megértését. Vizs-gálható például , hogy az áramárak hogyanreagálnak, a tüzelőanyag-árak, a határke-resztező kapacitások nagyságának stb. vál-tozására

� Árelőrejelzés 2030-ig: adatbázis a tervezettbezárásokról és üzembe helyezésekről

� Közpol itikai intézkedések hatáselemzése� Kereskedelem-korlátozási intézkedések e-

lemzésére� Határkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálata

� Zsinór- és csúcsidei árak a model lezett or-szágokban

� Tüzelőanyag-mix� Adott erőművi blokk termelése� Import-pozíciók� Határkeresztező-kapacitások árai

� Project of Common Interest (PECI ) projek-tek kiválasztása

� Az ENTSO-E 1 0 éves hálózatfej lesztési ter-vének értékelése

� Német atomerőművi bezárás hatásainakvizsgálata

� Balkáni és magyarországi árak közti össze-függés vizsgálata

� Kelet-délkelet-európai országokra vonatko-zó árelőrejelzések készítése

� Nemzeti Energiastratégia 2030� Kapcsolt erőművek piaci alapú megtérülé-

sének vizsgálata� Erőművi beruházások megtérülése� Erőművi gázkereslet előrejelzése� Erőművi szén-dioxid kibocsátás előrejelzése

Kapcsolat: Mezősi András

[email protected]

Er✁m✂vi

határköltség

Er✁m✂vek elérhet✁

kapacitása

Országos

kínálati görbék

Országos

keresleti görbék

Határkeresztez✁

kapacitások}

Az egyes országok

egyensúlyi árai

Kereskedelmi áramlások

az országok között

Az egyes blokkok

termelése

Input

Output

MO

DE

LL

} Base load prices and total

yearly trading in 2017

45

53

45

50

45

52

4547

44

44

40

46

41

48

55

52

48

46

58

60

49

51

48

4647

59

51

42

49

44

45

45

41

49

4444

Az EEMM a REKK2006 óta fejlesztett, 36 ország árampiacát szimuláló modellje.

Documents

ENERGIA PIACOKRÓL©s..."'79'253 +2+49C8'? 4+7-/'6/')517E2 #65G6D'=G2DV F?< 2 DK@