2018. Évi i. szÁm

J E L E N T É S A Z

E N E RGI A -PIACOKRÓL

2018. ÉVI I. SZÁM

Tartalom

REKK Jelentés az Energiapiacokról 2018/1

Az energiarendszerek napjainkban zaj ló globál is átalakulása minden korábbinál nagyobb kihívás elé ál l ította adöntéshozókat. Az új kihívásokra stratégiai válaszokat kel l adni. Az oktatásban, i l letve a kutatásban elérteredményekre építve ezért jött létre 201 6-ban a REKK Regionál is Energia- és I nfrastruktúra-pol itikaiEgyüttműködésért Alapítvány. Az alapítvány cél ja, hogy hozzájárul jon ahhoz, hogy Közép-Európában üzleti éskörnyezeti szempontból fenntartható energia- és infrastruktúra-rendszerek jöhessenek létre. Az alapítványfelvál la lt küldetése, hogy a szektor hol isztikus elemzésének keretében lehetőséget nyújtson európai léptékű,aktív és nyílt párbeszédre kormányzati és iparági szereplők, infrastruktúra-üzemeltetők, termelők és kereskedők,szabályozó hatóságok és fogyasztók, a szakmai sajtó vagy éppen az érdeklődő civi l csoportok között. Azalapítvány tevékenységének eredményeképpen olyan szakmai vitaanyagok, javaslatok jönnek létre, amelyek azenergia- és infrastruktúra-rendszerek működésével kapcsolatos aktuál is kérdésekben előremutató válaszokatfogalmaznak meg, és a regionál is és magyar fórumain a résztvevőknek lehetőségük nyíl ik az iparág technológiaiés szabályozási fej leményeinek megismerésére.

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

N yi lvános szakmai fórum megteremtése a hazai , európai , regionál is és nemzetközi energiapol itikaitörekvések megismertetéséhez és megvitatásához.

Az energiapiacok és más hálózatos közműszolgáltatások működésére, környezetére, szabályozásáraés az érintett szektorokban megvalósuló piaci működésre vonatkozó ismeretek bővítése, azalkalmazott gyakorlat megismertetése, oktatása és kutatása.

201 7-ben az első félévben a szakmai fórumainkon az európai uniós „Winter Package” által javasolt szabályozásiváltozásokat tárgyaltuk. A magyar nyelvű Winter Package workshopon a több mint 400 oldalas joganyag ér-telmezésével és a várható hazai konzekvenciákkal foglalkoztunk, a május 30-i angol nyelvű régiós konferenciánpedig a vi l lamosenergia-piac regionál is integrációjának részleteit elemezték a meghívott neves külföldi intéze-tek vezetői (EN TSO-E, Florence School of Economics, RAP, Energy Community). 201 7 második félévében előre-mutató témákkal foglalkoztunk: a J ack Delors I nstitute által készített Energy Transtion tanulmány bemutatójakapcsán megvitattuk a következő energiacsomag várható koncepcionál is kereteit, és innovációs előadássoro-zatot indítottunk "REKK Energy Futures" néven.

A REKK Alapítványnak 201 8-ban is az lesz a célkitűzése, hogy minél több nemzetközi kutatási eredményt és si-keres projektet mutasson be a magyar szakmai közönségnek. Az első féléves munkatervben a következő témákszerepelnek: az energetikai innovációk támogatáspol itikai környezete, az energiatárolás jövője, a megújulóenergia arányának sikeres növelése a magyar hőpiacon, a legfrissebb brüsszel i gázpiaci kutatások eredményei(Quo Vadis, LN G) és az ukrán gázszektor sikeres európai integrációjának előfeltételei .

Tartalom


Energiapiaci folyamatokNemzetközi ártrendekHazai árampiaci helyzetképHazai gázpiaci helyzetkép

Energiapiaci elemzésekA magyarországi nagykereskedelmi villamos-energia-piac 2017-es évének áttekintése

MűhelytanulmányokFelülvizsgált LCP BREF – A nagytüzelőberendezésekre vonatkozó új kibocsátásihatárértékek lehetséges hatásaiMi lesz veled, horvát LNG?

Főszerkesztő:Kerekes Lajos, M ezősi András

Szerzők:Bartek-Lesi Mária, Beöthy Ákos, Kerekes Lajos, Me-zősi András, Selei Adrienn, Takácsné Tóth Borbála

Olvasószerkesztő:M észégető Dorottya

Kiadja:REKK Regionál is Energia- és I nfrastruktúra-pol itikai Együttműködésért Alapítvány(REKK Alapítvány)

A kiadvánnyal kapcsolatos információk:Vári-Kiss EdinaTel . : (+36 1 ) 482 51 53E-mail : [email protected]

456

8

15

19

Kedves Olvasó!

Mostani számunkat a201 7 utolsó negyed-évében lezajlott lé-nyegesebb ener-giapiaci folyamatokáttekintésével kezd-jük. Ezt követőenrészletesebben ele-mezzük a hazainagykereskedelmivillamosenergia-pia-con 201 7-ben lezaj-lott folyamatokat,megvizsgáljuk az eu-rópai szén- és lignit-

tüzelésű erőműveket érintő kibocsátási normák (LPCBREF) szigorításának hatását, és áttekintjük, milyen aka-dályok nehezítik a horvát LNG terminál megépítését.

Kiadványunkat hagyományosan a hazai és európaiáram- és földgázpiacok negyedéves folyamatainak át-tekintésével indítjuk. 201 7 utolsó negyedévében foly-tatódott a világpiaci olaj és szénárak emelkedése, amiaz európai vil lamosenergia-piacokon is tartós árnöve-kedést eredményezett. A hazai árampiaci spread no-vemberi tetőzését év végén gyorsan lezajló korrekciókövette, míg a földgázpiacon a TTF és az orosz im-portárak növekedését az ukrán behozatal konszolidá-ciója, a határkeresztező exit tarifák csökkenését pediga horvát irányú export növekedése követte.

A hazai árampiac 201 7. évi eseményei közül a legna-gyobb visszhangot a januári és az augusztusi ártüs-kék kapták. Az extrém időjárás (a januári hideg és azaugusztusi hőség, i l letve a nyári csapadékhiány) ha-tására megugró kereslet, az erőművi kiesések, a ré-gió vi l lamosenergia-piacain tapasztalt feszültségek,

és a határkeresztező kapacitások időszakos szűkös-sége egyaránt hozzájárult a rendkívül i áremelkedé-sekhez. A háttérben azonban számos egyéb kevésbélátványos, mégis figyelemre méltó folyamat is zaj lott:a vi l lamosenergia-fogyasztás tartós bővülése, a föld -gáztüzelésű erőművek termelésének növekedése, ahatáridős árak emelkedése és a környező piacoktólvaló elszakadása (majd év végi korrekciója), a spotpiaci árak növekvő volati l itása. A hazai piac tavalyiévét bemutató elemzésünkben rövid áttekintéstadunk a fenti folyamatokról .

Műhelytanulmányban vizsgáljuk a nagy tüzelőberen-dezésekre vonatkozó kibocsátási határértékek (rövi-den: LCP BREF) szigorodásának hatását. A tavalyaugusztusban közzétett új határértékek mindenekelőtta korszerűtlen szén- és lignittüzelésű erőművek szá-mára okoznak jelentős, sok esetben vállalhatatlanulmagas beruházási költségeket. A szigorodó szabályo-zás miatt bezárni kényszerülő fosszil is kapacitások2022-re számottevő, de országonként eltérő mértékűáremelkedést okozhatnak. A hatást a várhatóannagyszámú derogációs (mentesítési) kérelmekenyhíthetik, főként a kelet-európai régióban, miközbenaz az EU-s országok több mint fele már elköteleztemagát a szenes termelés felhagyása mellett.

A földgázszektorban a horvátországi Krk szigetéretervezett LN G terminál sorsát régóta változó intenzi-tású érdeklődés övezi . A kapacitások lekötésére kiírtopen season el járás hatására a piaci szereplők és azál lamigazgatás érdeklődése újra felélénkült. A beru-házás jel legzetes példája annak, amikor a társadal-milag kívánatos projekt megvalósulását a piaciszereplők -érthető módon- korlátolt kockázatviselésihaj landósága és az el lenérdekelt felek piaci manő-verei akadályozzák. A projekt várható hasznait, meg-valósulásának akadályait és a lehetséges megoldá-sokat műhelytanulmányban járjuk körül .

4

Energiapiaci folyamatok


A tavalyi év utolsó negyedében közel 1 0 dol lárralnőtt a Brent-típusú nyersolaj vi lágpiaci ára; a 61 ,5dol láros háromhavi átlagár több mint két éves csú-csot, és negyedéves alapon 1 8, éves szinten pedig25%-os drágulást jelent (1 . ábra). Folytatódott azARA-jegyezésű szén drágulása is, amelynek tonnán-kénti ára az október-decemberi időszakban megkö-zelítette a 93 dol lárt. Erre 201 3 első negyedéve ótanem volt példa. A tavalyi utolsó negyedéves átlagártöbb mint 1 0%-kal haladta meg az egy évvel korábbiszintet.

Az enyhe időjárásnak köszönhetően a másnapi TTF-gázárak októberben még némileg elmaradtak aszeptemberi szinttől , a novemberi átlagár azonbanmár 2,5 EU R/M Wh-val meghaladta az októberit (2.ábra). A hideg beköszönte mel lett ez a francia nukle-áris kapacitások továbbra is alacsony rendelkezésreál lásával , a szén- és olajár emelkedésével , valamint ahol land export felfutásával magyarázható.

Az áremelkedés decemberben is folytatódott: ajegyzések a hónap közepén 23 EU R/M Wh feletttetőztek, részben az északi-tengeri Fortis olajvezeték-hálózat december végéig tartó kiesése nyománmegugró brit gázkereslet, részben a december 1 2-ibaumgarteni gázrobbanás miatt. Az árak azonban ahónap végére visszatértek 20 EU R/M Wh alá. A ne-gyedév egészének 1 9 EU R/M Wh-s átlagára 2 euróvalhaladja meg az egy évvel korábbit.

Az európainál alacsonyabb hőmérsékletekkel indulóázsiai tél jelentősen megnövelte az ottani gázkeres-letet, ami – a dol lár gyengülésével karöltve - a japánspot LN G-árakat decemberre a 33 EU R/M Wh-s szintközelébe emelte. Az ázsiai kereslet erősödésében aszénről a gáz használatára áttérni igyekvő Kínajátszotta a fő szerepet, de a dél-koreai és a japánimport is emelkedett. M ivel az LN G-exportőrökEurópa helyett inkább a drágább ázsiai (és dél-ame-rikai) piacon értékesítettek, Európa importjában anyári hónapokhoz képest megnőtt a vezetékesszál l ítás súlya. Részben ez magyarázza, hogy októ-

berben rekordszintre, 5,1 bcm-re nőttaz Északi Áramlaton Európába szál l ítottgáz mennyisége, ami éves szinten 32%-os emelkedést jelent. Az Északi Áramlatnagyobb kihasználtságának másik okaOroszország azon stratégiájában kere-sendő, hogy európai exportját azukránról minél inkább erre az útvonalraterel je. Ebben a törekvésében segítette,hogy júl iusban feloldották azokat azuniós korlátozásokat, amelyek miatt aGazprom nem használhatta tel jesegészében az Északi Áramlathoz kap-csolódó OPAL gázvezetéket.

A tavalyi utolsó negyedévben a világpiaci olaj- és szénárak emelkedése egyaránt folytatódott.Novembertől jelentős mértékben nőttek a holland tőzsdei gázárak, ám Ázsiában az erős kereslet

ennél is nagyobb drágulást eredményezett, így az LNG-exportőrök számára az európainál kedvezőbbcélpontot kínált. Az energiahordozók árának emelkedése az európai villamosenergia-piacokon is éreztettehatását: az éves német zsinórtermék piacán a július-szeptemberi 13%-os drágulást az utolsó negyedévbenújabb 11%-os emelkedés követte, míg a HUPX éves zsinórtermékének az ára október-decemberben megkö-zelítette a 48 EUR/MWh-t, ami öt éves csúcsot jelent. A HUPX másnapi piacán a november a régióstőzsdékhez hasonlóan kiugróan magas átlagárat hozott: a román piaccal többnyire együtt mozgó magyartőzsdei árak ebben az időszakban még az OPCOM árait is jelentősen, 5 EUR/MWh-val meghaladták, nembeszélve az EEX-hez képest több mint 20 eurós felárról. Novemberben rekordszintre, 394 GWh-ra emelke-dett a magyar gáztőzsde forgalma is, ami a CEEGEX és az osztrák VTP közötti árak kiegyenlítődésévelmagyarázható. A gázszállítási tarifák csökkenésével a magyar útvonal az ukrán és a horvát import számárais vonzóbbá vált, így a magyar kivitel éves alapon közel 60%-kal nőtt.

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

árának alakulása 201 6. áprilistól 201 7. decemberig

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Szé

n é

s o

laj á

r ($

)

Brent olaj, hordó

ARA szén, tonna

Forrás: CME, EIA

5



A tartós szén- és kvótapiaci áremelke-dés hatására folytatódott a határidősáramárak nyáron el indult emelkedése(3. ábra). Az éves német zsinórtermékpiacán a júl ius-szeptemberi 1 3%-osdrágulást októbertől újabb 1 1 %-osemelkedés követte, így a tavalyi utolsónegyedéves átlagár 1 5%-kal haladtameg a 201 6. azonos időszakit.

A másnapi árak a német piacon novem -berben látványosan, 40 EU R/M Wh-raugrottak, ám a gázárak párhuzamosemelkedése nyomán a gáztüzelésűerőművek jövedelmezőségét számsze-rűsítő clean spark spread mutató abbana hónapban is a veszteséges működésreutaló, negatív tartományban maradt (4.ábra.) A másnapi azonnal i piaci áram-árak év végi korrekciója nyomán a cleanspark spread decemberben mármasszív, közel 1 5 EU R/M Wh-s vesztesé-get jelzett. A szén- és kvótaárak emelke-dése azonban a széntüzelésű erőművekjövedelmezőségét is rontotta; a cleandark spread a negyedév során csaknovemberben tartózkodott a pozitívtartományban.

Az utolsó negyedév a határidőspiacokon erőtel jes áremelkedésselindult: novemberben az éves zsinórárakaz 50 EU R/M Wh-t is megközelítették,amit az enyhe télnek köszönhetőendecemberben határozott korrekciókövetett. A negyedéves átlagban közel48 EU R/M Wh-s ár öt éves csúcsot jelent(5. ábra). A drágulás éves alapon meg-haladta a 26%-ot, ami jóval több anémet piacon tapasztalt 1 5%-os ár-emelkedésnél . A hazai piac átlagos ne-gyedik negyedéves felára így a 201 6-os6,2-ről 1 1 ,3 EU R/M Wh-ra nőtt.

A H U PX másnapi piacán a november arégiós tőzsdékhez hasonlóan kiugróanmagas átlagárat hozott (6. ábra). Ebbena hónapban a román piaccal többnyireegyütt mozgó magyar tőzsde még azOPCOM árait is jelentősen, 5 EU R/M Wh-val meghaladta, nem beszélve az EEX-hez képest több mint 20 eurós felárról .Az év végi korrekció nyomán a spreaddecemberben a román piaccal szemben3, a némettel szemben 1 0 EU R/M Wh-ramérséklődött.

0

5

10

15

20

25

30

35

€/M

Wh

Forrás: Japán Statisztikai Hivatal, EIA, Gaspool, BAFA

ENDEX TTF spot

Henry Hub spot

Német határár

Japán spot LNG

2. ábra Az irányadó nemzetközi gázárak alakulása 201 6. júliustól 201 7. decemberig

3

6

9

12

15

10

15

20

25

30

35

40

45

50

EU

A á

r(€

/t)

EE

Xá

r(€

/MW

h)

EEX zsinór

EEX csúcs

EUA

Forrás: EEX, ICE

3. ábra Az EEX németországi éves határidős áramárának, il letve a decemberi szállítású

határidős CO2-kvóta árának (EUA) alakulása 201 6. júliustól 201 7. decemberig

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Spre

ad

(€

/MW

h)

Forrás: REKK számítás EEX, ICE és Gaspool adatok alapján

Clean dark spread

Clean spark spread HUPX

Clean spark spread EEX

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

erőművek) alakulása 201 6. október–201 7. december 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 CO2kibocsátást 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



A negyedév egészének 50 EU R/M Wh-sátlagára 5 euróval haladta meg az egyévvel korábbi szintet. A 7. ábra a másna-pi tőzsdei áramárak szezonál is ingado-zásának kiszűrésére 1 2 havi mozgó-átlagokat mutat, amelyek tanúságaszerint 201 7. január és december közötta H U PX és az OPCOM 30% fölötti , az EEXés az OTE viszont csak mintegy 1 0%-osmértékben drágult.

A tavalyi utolsó negyedévben az Ausztriafelől i magyar gázimport al ig 1 0, az U k-rajna felől i viszont közel 50%-kal emel-kedett 201 6 azonos időszakához képest(8. ábra). N ovemberben mintegy 2 mil l ióm 3-rel csökkent az H AG-on keresztülM agyarországra érkezett gáz napiátlagos mennyisége októberhez képest,ami a CEEGEX és az osztrák VTP közöttiárak kiegyenlítődésével magyarázható.M ivel a kereskedőknek a szál l ítási költ-ségekkel együtt drágábbá vált osztrákimport helyett jobban megérte a magyartőzsdén vásárolni , annak forgalmanovemberben rekordszintre, 394 GWh-ra emelkedett. Az ebben a hónapban 1 3mil l ió m 3-rel , 39 mil l ió m 3-re nőtt hazaifogyasztást jelentős részben a tárolóikészletek felhasználásával elégítették ki;a kitárolás napi 1 2 mil l ió m 3-rel , 1 5 mil l ióm 3-re nőtt októberhez képest, és ez amennyiség részben a CEEGEX-en cseréltgazdát.

U krajna tavaly október-decemberi im-portja mintegy 1 ,3 mil l iárd m 3-rel maradtel az egy évvel korábbitól , köszönhetőena nagyobb arányú nyári tárolói feltöltés-nek és a kevésbé hideg télnek. AM agyarországról U krajnába irányulókivitel azonban a 9. ábra tanúsága sze-rint ennek el lenére is közel 70%-kal nőtt,és megközelítette a 860 mil l ió m 3-t. Ezannak köszönhető, hogy tavaly januártóla M EKH döntése nyomán a határkeresz-tező kiadási pontokon fizetendő forgalmidíj közel 70%-kal csökkent, így az ukránimport számára vonzóbbá vált a magyarútvonal . A tavalyi egész évet tekintve 2,8mil l iárd m 3 hagyta el Beregdarócnál M a-gyarországot, ami 201 6-hoz képest többmint kétszeres mennyiség volt, és atel jes ukrán import 20%-át jelentette(szemben a 201 6-os 9%-kal).

19

24

29

34

39

44

49

54

Jövő

évi

zsi

nó

r á

rfo

lya

m (

€/M

Wh

)

Forrás: EEX, PXE

DE

SK

CZ

HU

RO

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

január és december között

20

30

40

50

60

Ár

(€/M

Wh

)

Forrás: EEX, OPCOM, OTE, HUPX

EEX

OPCOM

HUPX

OTE

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

alakulása a havi átlagok alapján, 201 7. január–december

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

alakulása a 1 2 havi mozgóátlagok alapján, 201 7. január–december

20

30

40

50

60

70

80

90

Ár

(€/M

Wh

)

Forrás: EEX, OPCOM, OTE, HUPX

EEX

OPCOM

HUPX

OTE

7



M iután a hazai tarifacsökkentés nyomána H orvátországba irányuló tranzitjelentős része is M agyarországra tevő-dött (Szlovéniából), a horvát kivitel amegelőző évi ki lencszeresére, közel 400mil l ió m 3-re nőtt a tavalyi utolsó negyed -évben. H a csak 1 %-kal , de a Szerbiábairányuló magyar export is emelkedett.Összességében így a kivitel közel 60%-kal , majdnem 2 mil l iárd m 3-re bővült, ésa tel jes mennyiség 44%-a irányultU krajnába, 36%-a Szerbiába, a fennma-radó 20% pedig H orvátországba.

A 1 0. ábra tanúsága szerint a tavalyaugusztusban még jelentősen a TTF ár-szint alatt tartózkodó orosz importár akövetkező hónapokban meredekenemelkedett, és novemberben – forintbanszámított értéke – már csak al ig 5 Ft/m 3-rel (1 0%-kal) maradt el a hol land tőzsdeiártól , majd az ol ló decemberben továbbszűkült (3 Ft/m 3, 5%). Ez egyúttal azt isjelenti , hogy az egyetemes szolgáltatókel ismert beszerzési ára becslésünkszerint az október-decemberi időszak-ban a hol land tőzsdei és az oroszimportártól egyaránt végig elmaradt,vagyis a szabályozott ár nem fedeztetényleges beszerzési költségeiket.

0

10

20

30

40

50

60

mill

ióm

3/n

ap

(1

5°C

)

Forrás: FGSZ

AT-HU

UA-HU

8. ábra A mosonmagyaróvári (osztrák) és a beregdaróci (ukrán) betáplálási pont

forgalma 201 6. október és 201 7. december között

9. ábra Az ukrán, horvát és szerb irányba exportált gáz mennyisége 201 6. október és

201 7. december között

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

mill

ió m

3/n

ap

(1

5°C

)

Forrás: FGSZ

HU>UA

HU>RS

HU>HR

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

Ft/m

3(N

CV

, 15°C

)

Forrás: REKK számítás EIA, Gaspool és Eurostat adatok alapján

Elismert földgázár

Orosz import

TTF

Kevert import

1 0. ábra Egyetemes szolgáltatók elismert földgázára és a tényleges beszerzési költségek

alakulásának becslése 201 6. október – 201 7. december között

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.

8

Energiapiaci elemzések


A vil lamosenergia-rendszer bruttó fogyasztása 201 7-ben 2,9%-kal növekedett az egy évvel korábbi értékhezviszonyítva, amely nem tekinthető ugyan kiugrónak azeurópai országokat vizsgálva, de az elmúlt évtizedegyik legmagasabb hazai értéke. A bruttó fogyasztás42,26 TWh volt. A növekedés részben az extrém januá-ri és augusztusi időjárásnak, részben a tavalyi évekátlagát jóval meghaladó mértékű gazdasági növeke-désnek tulajdonítható. Annak ellenére, hogy201 6/201 7 tele igen hideg volt, és viszonylag magas fo-gyasztással bírt, az abszolút órás csúcsfogyasztás 6796MW-os értéke csupán 0,6%-kal haladta meg az egy év-vel korábbit. Továbbra is elmondható, hogy a télicsúcsfogyasztás jelentősen, mintegy 6 (201 7), il letve7%-kal (201 6) meghaladja a nyári csúcsfogyasztást.Fontos azonban hangsúlyozni, hogy a MAVIR bruttó fo-gyasztásra vonatkozó előrejelzésében a Háztartási Mé-retű Kiserőművek (HMKE) termelése nem a kínálatioldalon jelenik meg, hanem a fogyasztást csökkenti,ezáltal enyhítve a nyári csúcsfogyasztási értéket.

Az erőművi kapacitás kismértékben bővült 201 7 elsőhárom negyedévében, köszönhetően elsősorban anaperőművi beruházásoknak (80 M W növekmény),i l letve kisebb mértékben a biomassza alapú kapaci-tásoknak (1 6 M W). A PV kapacitásbővülésnek közelfelét, 37,27 M W-ot a háztartási méretű kiserőművek(H M KE) teszik ki . Érdekes fej lemény, hogy a naperő-művi beruházások révén várhatóan 201 7 év végérea napelem a legnagyobb beépített kapacitással ren-delkező megújuló alapú technológiává lép elő, meg-előzve a szelet és a biomassza/biogáz alapútermelőkapacitásokat.

2 017-ben a következő főbb folyamatok zajlottak a magyar nagykereskedelmi árampiacon:

A villamosenergia-rendszer bruttó fogyasztása 2017-ben 2,9%-kal növekedett az egy évvel korábbiértékhez viszonyítva, amely nem tekinthető ugyan kiugrónak az európai országokat vizsgálva, de azelmúlt évtized egyik legmagasabb hazai értéke.

Az erőművi kapacitás kismértékben bővült 2017 első három negyedévében, köszönhetően elsősorbana naperőművi beruházásoknak (80 MWnövekmény), illetve kisebb mértékben a biomassza alapú ka-pacitásoknak (16 MW).

A gázbázisú termelés 26%-kal nőtt 2017-ben a 2016-oshoz képest, miközben a szén alapú termelés11%-kal csökkent.

Az import- és exportkapacitások (NTC) értékei 2016-ról 2017-re nem változtak jelentősen az egyeshatárokon. Az osztrák import irányú kapacitás átlagos kihasználtsága 2017-ben 97%-os volt, és et-től csak néhány százalékponttal maradt el a szlovák irányú importkapacitások kihasználtsága(92%).

Az elmúlt két esztendőben mind a hazai, mind pedig a régiós másnapi piacokon folyamatos drágu-lásnak vagyunk szemtanúi, ugyanakkor a régió országai közül hazánk esetében tapasztalhattuk alegnagyobb áremelkedést.

A német és a magyar spot zsinórárak különbsége is jelentősen megnőtt: míg ez 2016-ban csupán 6,4€/MWh volt, 2017-re 16,2 €/MWh-ra növekedett.

1 . táblázat: A fogyasztás jellemző mutatószámai 2016-ban és 2017-ben

2016 2017 Változás

Abszolút csúcs 6 757 6 796 0.6%

99% 6 345 6 566 3.5%

95% 6 091 6 293 3.3%

Átlag 5 025 5 152 2.5%

5% 3 857 3 949 2.4%

1% 3 570 3 643 2.0%

Abszolút minimum 3 222 3 314 2.9%

Forrás: MAVIR

2016 2017Q3 Változás

Atom 2 000 2 000 0

Szén 939 939 0

Gáz 3 424 3 424 0

Nap 231 311 80

Biomassza és biogáz 268 284 16

Szél 329 329 0

Víz 60 60 0

Összesen 7 250 7 346 96

2. táblázat: A beépített erőművi kapacitás alakulása 201 6-ban és

201 7 október végén, *

* Az állandó hiányban lévő erőműveket nem számítottuk bele

Forrás: MAVIR, MEKH

9



A vil lamosenergia-termelés összetételé-ben igen jelentős változások zaj lottak201 7-ben. A gázbázisú termelés 26%-kalnőtt 201 7-ben a 201 6-oshoz képest, mi-közben a szén alapú termelés 1 1 %-kalcsökkent. A legmarkánsabban a GönyűiErőmű kihasználtsága nőtt: a késő tava-szi hónapokban (ápri l is-június között)kimagasló, 75% közel i kihasználtsággaljárt az erőmű. Ennek hátterében rész-ben a gáztüzelésű erőművek javuló jö-vedelmezősége, részben a M átraiErőmű szokatlanul hosszan (három hó-napig) tartó tavaszi karbantartása, i l let-ve az év elej i hidegben tapasztalt,átlagosnál alacsonyabb rendelkezésreál lása/kihasználtsága húzódott meg.

Az év egészében a nettó import átlago-san 0,7%-kal növekedett, így mivel afogyasztás ennél nagyobb ütemben bő-vült, ez a nettó importarány kismértékűcsökkenését eredményezte (32,4%-ról31 ,8%-ra). A nettó import korábbanmegszokottnak tekinthető szezonal itása201 6 óta csökkenni látszik: a késő tava-szi-kora nyári hónapokban a korábbiévekben 40% fölé emelkedő import-arány immár második éve 35% alattmarad. A havi importarány azonbanigen nagy volati l itást mutat: míg febru-árban a nettó importarány mind abszo-lút értékben (2395 M W átlagos órásimport), mind pedig arányban (41 ,4%)kiugróan magas értéket mutatott, addiga nyári hónapokban a megszokottnál jóval alacso-nyabb szinten mozgott. A nettó import aránya 201 7decemberében volt a legalacsonyabb (26,1 %).

A hazai erőművi termelés immár harmadik éve stabilnövekedést mutat, jól lehet még mindig messze elma-rad a 2008. évi, 40 TWh-t meghaladó csúcstól. A leg-nagyobb növekedést idén is a gázbázisú erőművekkihasználtságában tapasztalhatjuk: míg 201 6-ban ezaz érték 1 8,1 %-os volt, addig ez a tavalyi év során22,9%-ra nőtt. A földgázalapú termelés éven belül i vo-lati l itása ugyanakkor továbbra is igen nagy: mígnovemberben a fogyasztás 22%-át a gáztüzelésű erő-művek adták (36,7%-os kihasználtsággal), addig már-ciusban mindössze 8,6%-át (ekkor a kihasználtságcsupán 1 3,7%-os volt). Az utóbbi két év adataiból le-szűrhetjük, hogy a legnagyobb havi kihasználtsági ér-tékkel jel lemzően télen, míg a legalacsonyabbaltavasszal szembesülhetünk. Ez a szezonalitás azon-ban alapvetően a távhő-termelést végző erőművekreérvényes: a vil lamosenergia-termelésre koncentráló

erőművek a tavaszi és nyári hónapokban magasabbkihasználtsággal jártak, mint januárban. A PaksiAtomerőmű kihasználtsága kismértékben, 0,5 száza-lékponttal növekedett. A szénerőművi kapacitások ki-használtsága a késő tavaszi három hónapos időszakotleszámítva viszonylag stabilnak mondható, az átlagoskihasználtság 70% körül alakult.

A tüzelőanyag-összetétel tartamdiagramja szemléle-tesen mutatja be, hogy a növekvő fogyasztást milyenforrásokból elégítik ki. A három alaperőműtípus –atom, szén és egyéb, jel lemzően megújuló – termelé-se független a fogyasztástól , azok termelése legin-kább az adott erőmű rendelkezésre ál lásán múlik.Ezzel szemben az import, i l letve a gázbázisú termeléserősen követi a fogyasztás változásait. Alacsony fo-gyasztás mellett a nettó import aránya mindössze 1 6-1 7%, amely folyamatosan növekszik 40%-ig. Ugyan-akkor egy idő után ez a növekedés megáll , amikor azolcsóbb importforrások behozhatósága korlátokbaütközik. Az import tetőzése után a növekvő

1 7382 395

1 746 1 651 1 731 1 820 1 565 1 840 1 790 1 533 1 647 1 473

1 884

1 437

1 872 1 907 1 876 1 8501 751 1 375 1 549 1 883 1 450 1 913

591624

708359 378 324

553 692 716 694704

649

1 216 759467

564 525 707 752 837 688 674 1 257 954

317286

330367 325

311 295 302 280 325323 327

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

Átl

ago

s te

rmel

és, M

W

Nettó import Atomerőmű Szén Gáz Egyéb

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

20

16-1

20

16-2

20

16-3

20

16-4

20

16-5

20

16-6

20

16-7

20

16-8

20

16-9

20

16-1

0

20

16-1

1

20

16-1

2

20

17-1

20

17-2

20

17-3

20

17-4

20

17-5

20

17-6

20

17-7

20

17-8

20

17-9

20

17-1

0

20

17-1

1

20

17-1

2

Beé

pít

ett

kap

acit

ásra

vet

ítet

t h

avi á

tlag

os

kih

aszn

álts

ág, %

Atom Szén Gáz

1 . ábra: A havi hazai tüzelőanyag-összetétel alakulása 201 7-ban, átlagos órás termelés

2. ábra: Atom-, szén- és gáztüzelésű erőművek havi kihasználtságának alakulása, 201 6.

január - 201 7. december között

Forrás: MAVIR

Forrás: MAVIR

1 0



fogyasztást a hazai gázbázisú termeléselégíti ki. Ebből is leszűrhetjük, hogy azimport még mindig lényegesen olcsóbb,mint a hazai gázbázisú termelés,ugyanakkor annak mértéke korlátos.

A vi l lamosenergia-rendszer el látásbiz-tonsági képességének bevett mérőszá-ma a maradó erőművi kapacitás. 1 J elenelemzésben alkalmazott maradó kapa-citás megmutatja, hogy adott órában afogyasztói igények kielégítéséhez szük-séges kapacitásokon felül mennyi hazaierőművi tartalék ál lt volna rendelkezés-re az esetleges többletfogyasztás és arendszerirányító tartaléktartási igényei-nek kielégítésére, ha tel jesen szigetsze-rűen működne a hazai vi l lamosenergia-rendszer, azaz sem importra, semexportra nem lenne lehetőség. 2 Látható,hogy az órák döntő többségében a ren-delkezésre ál ló hazai erőművi kapacitásképes lenne kielégíteni a keresletet,azonban az elmúlt két évben számosolyan rövidebb-hosszabb időtávot lát-hatunk, ahol ennek a mutatónak az ér-téke negatívba fordul : ezen idő-szakokban csak megfelelő nagyságúimportkapacitásokkal biztosítható a fo-gyasztói igények kielégítése. Ezek közülmindenképpen kiemelendő a 201 6 évvége-201 7 elej i időszak, amikor ezenmutató értéke tartósan negatív tarto-mányban mozgott, néhány órábanmegközelítve a -1 000 M W-os értéket is.Ezen kiugró értékben közrejátszott azigen magas fogyasztás, amely a tartósanelhúzódó, a sokéves átlagnál alacso-nyabb hőmérsékletnek tudható be, i l -letve számos erőművi kiesés. J anuárfolyamán többek között a paksi atom-erőmű egyik blokkja, a mátrai erőmű, i l -letve a Dunamenti Erőmű G3-as blokkjais kiesett a rendszerből . Ezek együttesenjárultak hozzá, hogy ennek a mutatónakaz év elej i értéke negatív legyen.

Forrás: MAVIR

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

20

16-1

20

16-1

20

16-2

20

16-3

20

16-4

20

16-5

20

16-6

20

16-7

20

16-8

20

16-9

20

16-1

02

016

-11

20

16-1

22

017

-12

017

-22

017

-32

017

-42

017

-52

017

-62

017

-72

017

-82

017

-92

017

-10

20

17-1

12

017

-12

Mar

adó

kap

acit

ás, M

W

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

20

16-1

20

16-1

20

16-2

20

16-3

20

16-4

20

16-5

20

16-6

20

16-7

20

16-8

20

16-9

20

16-1

0

20

16-1

1

20

16-1

2

20

17-1

20

17-2

20

17-3

20

17-4

20

17-5

20

17-6

20

17-7

20

17-8

20

17-9

20

17-1

0

20

17-1

1

20

17-1

2

Mar

adó

kap

acit

ás, M

W

4. ábra: Maradó erőművi kapacitás 201 6-201 7-ben

5. ábra: Maradó rendszerkapacitás 201 6-201 7-ben

3. ábra: A hazai tüzelőanyag-összetétel 201 7-es tartamdiagramja

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

1

35

1

70

1

10

51

14

01

17

51

21

01

24

51

28

01

31

51

35

01

38

51

42

01

45

51

49

01

52

51

56

01

59

51

63

01

66

51

70

01

73

51

77

01

80

51

84

01

Átl

ago

s te

rmel

és, M

W

Atom Szén Egyéb Import Gáz

Forrás: MAVIR, ENTSO-E

Forrás: MAVIR, ENTSO-E

1 A maradó kapacitás = fogyasztás – (beépített kapacitás – erőművi önfogyasztás - erőművi kieső kapacitás)

2 Ez a számítási mód eltér a MAVIR által használt módszertől, amikor is a rendszerszintű tartaléktartási igények levonásra kerülnek a rendelkezésre álló erőművi

kapacitásokból.

1 1



Fontos megjegyezni , hogy a M AVI R általhasznált számítási mód, amikor is arendszerszintű tartalékokat levonják arendelkezésre ál ló kapacitásokból , sok-kal gyakoribb negatív értéket eredmé-nyez, ezáltal némiképp sötétebb képetfest a hazai vi l lamosenergia-rendszerel látásbiztonságáról . Az EN TSOE általrendszeresen publ ikált tél i és nyári ka-pacitásmegfelelőségi előrejelzések en-nek megfelelően rendre kiemel ik, hogya magyar rendszer a nyári hónapokbanjel lemzően csak importkapacitások se-gítségével képes a mindenkori el látás-biztonsági szint megőrzésére.

Tel jesebb képet kapunk a rendszer el lá-tásbiztonsági szintjéről , ha a maradóerőművi kapacitásokhoz a rendelkezésre ál ló im-portkapacitásokat is hozzávesszük. A maradó rend-szerkapacitás megmutatja, mennyi többletkapacitás– akár erőművi, akár import – ál l t még rendelkezés-re, hogy az esetleges többletfogyasztást és a rend-szerirányító tartaléktartási igényeit kielégítse. Arendszerkapacitás számítása során a rendszerirányí-tók általában az összes import irányú kapacitásthozzá szokták számolni , azonban jelen elemzésnélcsak azokat vettük számításba, amely határ „mögött”biztosan vannak elérhető kapacitások. A maradóerőművi kapacitáshoz ezért csak a szlovák és azosztrák határon elérhető (N TC) importkapacitástszámítottuk hozzá, így kaptuk meg a – konzervatívanértelmezett – hazai maradó rendszerkapacitást. En-nek értéke 201 6 végén, 201 7 elején volt a legalacso-nyabb, egyes órákban mindössze 600-700 M W ál ltcsak rendelkezésre. Fontos megismételni , hogy azígy számított maradó rendszerkapacitások szolgál-nak arra is, hogy akár szekunder, akár tercier felsza-bályozási tartalékok legyenek a rendszerben, így akereskedelmi célokra elérhető kapacitás ennél lé-nyegesen alacsonyabb volt.

Az import- és exportkapacitások (N TC) értékei 201 6-ról 201 7-re nem változtak jelentősen az egyes hatá-rokon. M agyarország szempontjából a két legfonto-sabb– a szlovák és osztrák – határon nőtt az N TCértéke, az előbbi esetben 68 M W-tal , míg az utóbbiesetben 54 M W-tal . Kisebb növekedést tapasztalha-tunk a szerb importkapacitásokban, és hasonlómértékű csökkenést a román imporirányból . Az ex-portkapacitások dél felé szintén kismértékben nőt-tek. Érdekes változás, hogy az N TC órás értékeinekvolati l itása csökkent az osztrák, szerb és szlovák im-portirányból , és nőtt a szerb irányból . H asonló ten-denciákat figyelhetünk meg az exportkapacitásoktekintetében is.

Az ACER 201 6-os piacmonitoring jelentésében min-den egyes belső határra vonatkozóan kiszámította,hogy mekkora lenne az ún. benchmark kapacitás,amely az ajánlati zónák (árzónák) belső szűkületeknekmegfelelően történő újradefiniálása esetén ál lna ren-delkezésre. A ténylegesen rendelkezésre bocsátottkapacitások (NTC) és a fenti benchmark értékek há-nyadosa európai átlaga 47%: ezek szerint a határokon

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Nap

i átl

agtó

l vet

t ó

rás

elté

rés,

MW

AT-HU SK-HU Ro-HU

6. ábra: Osztrák és szlovák metszék átlagos órás import-kapacitás eltérése a napi

átlagostól 201 6-201 7,

Import Export

AT HR RS RO SK AT HR RS RO SK

NTC átlag, MW

2016 472 1 000 939 615 1 049 605 1 000 932 654 811

2017 526 1 000 976 582 1 117 597 1 000 972 678 792

Változás 54 0 37 -34 68 -8 0 40 24 -19

NTC szórás, MW

2016 150 0 123 65 161 58 0 130 87 71

2017 98 0 80 119 142 15 0 92 108 50

Változás -53 0 -43 54 -19 -43 0 -38 20 -22

NTC/Benchmark érték

2016 32% 40% n.a. 56% 62% 41% 40% n.a. 59% 48%

2017 36% 40% n.a. 53% 66% 41% 40% n.a. 62% 47%

Változás 4% 0% n.a. -3% 4% -1% 0% n.a. 2% -1%

Kihasználtság, %

2016 91% 11% 64% 63% 84% 15% 23% 65% 42% 16%

2017 97% 5% 57% 57% 92% 6% 33% 77% 36% 4%

Változás 6% -7% -7% -6% 9% -8% 10% 11% -6% -12%

3. táblázat: Az import és export kapacitások jellemző értékei 201 6-ban és 201 7-ben

Forrás: ENTSO-E és ACER

1 2



al lokált kapacitások az árzónák racional izálásával a je-lenlegi értékek duplájára nőhetnének. Az osztrák ha-táron al lokált importkapacitások aránya 201 6-banmég ennél az átlagos benchmark értéknél is lényege-sen alacsonyabb, csupán 36% volt: ez az egyik leg-rosszabb mutató Európában.

Érdekes az órás átlagos import N TC-ket is megvizs-gálni ezen határ esetében, mivel egy igen érdekesmintázattal találkozhatunk. M íg az éjszakai órákban201 6-ban és 201 7-ben az átlagos N TC érték 520 M Wvolt, addig a napközbeni órákban ez lecsökken 480M W-ra, amely azért is lényeges, mert pontosanezekben az órákban figyelhető meg nagy árkülönb-ség a két ország órás áraiban.

A kihasználtságok vizsgálata rámutat arra, hogy me-lyek a legfontosabb határok. Az osztrák import irányúkapacitás átlagos kihasználtsága 201 7-ben 97%-osvolt, és ettől csak néhány százalékponttal maradt el aszlovák irányú importkapacitások kihasználtsága

(92%). A magas kihasználtság egybenszámottevő importnövekedést takar: azosztrák, szlovák és ukrán importvolumen2 TWh-t meghaladó mértékű emelkedéstmutatott, amit a dél i határokon lebo-nyolított export hasonló mértékű növe-kedése kísért. A legkevésbé kihasználtimportkapacitás látszólag a horvát irányúmetszék (5%); fontos azonban hangsú-lyozni, hogy a kereskedelmi forgalom,ezen belül is a menetrendi adatok alap-ján lebonyolított import a déli határokon201 7-ben is messze meghaladta a fizikaiáramlásokat. Szerb és horvát irányból 9TWh-t meghaladó kereskedelmi import-ra került sor, jól lehet a menetrendi ex-portvolumenek ennél is nagyobbakvoltak (közel 1 5 TWh). Az exportkapaci-tások tekintetében a szerb határ tekint-hető a legfontosabbnak, ahol a kihasz-náltság átlagosan 77% volt 201 7-ben,1 1 % ponttal magasabb, mint egy évvelkorábban.

Az elmúlt két esztendőben mind a hazai,mind pedig a régiós másnapi piacokonfolyamatos drágulásnak vagyunk szem-tanúi. Ebben részben a csapadékszegényidőszak játszik közre, i l letve a szénárdrasztikus, és a földgáz mérsékelt euró-pai áremelkedése. A régió országai közül

hazánk esetében tapasztalhattuk a legnagyobb ár-emelkedést. Míg 201 6-ban a spot árak átlaga 35,4€/MWh volt, addig ez az érték egy év leforgása alatt42%-kal (1 5 €/MWh-val), mintegy 50,4 €/MWh-ra nö-vekedett. Hasonló mértékű emelkedést tapasztalha-tunk Romániában is, habár a 201 7-es román másnapiárak átlaga még mindig 2 €/MWh-val alacsonyabb,mint a magyar. Ezzel szemben Magyarországtól nyu-gatra haladva egyre kisebb az áremelkedés mértéke,ami azt eredményezi, hogy a korábban erősen kon-vergáló piacok kezdenek eltávolodni egymástól. Míg201 6-ban a cseh és a szlovák árak szinte tel jesenmegegyeztek, átlagosan 31 €/MWh körüli értéken,201 7-re szétváltak: a szlovák spot ár 41 €/MWh-ra,míg a cseh ár mindössze 36,5 €/MWh-ra drágult. Ha-bár a német piacon hasonló áremelkedés volt – mint-egy 5,2 €/MWh -, mint a cseh piacon, ugyanakkor a201 7-es átlagár 2 €/MWh-val alacsonyabb volt, mintCsehországban.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

jan

.16

feb

r.16

már

c.1

6

ápr.

16

máj

.16

jún

.16

júl.1

6

aug.

16

sze

pt.

16

okt

.16

no

v.1

6

dec

.16

jan

.17

feb

r.17

már

c.1

7

ápr.

17

máj

.17

jún

.17

júl.1

7

aug.

17

sze

pt.

17

okt

.17

no

v.1

7

dec

.17

€/M

Wh

CZ SK HU RO DE

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

jan

.16

feb

r.16

már

c.1

6

ápr.

16

máj

.16

jún

.16

júl.1

6

aug.

16

sze

pt.

16

okt

.16

no

v.1

6

dec

.16

jan

.17

feb

r.17

már

c.1

7

ápr.

17

máj

.17

jún

.17

júl.1

7

aug.

17

sze

pt.

17

okt

.17

no

v.1

7

dec

.17

€/M

Wh

HU-DE HU-SK HU-RO

7. ábra: A havi átlagos másnapi zsinór nagykereskedelmi villamosenergia-ár alakulása

Magyarországon és a régióban, €/MWh, 201 6-201 7

8. ábra: Havi átlagos magyar spread a német, szlovák és román árakhoz képest, €/MWh,

201 6-201 7

Forrás: OTE és ENTSO-E


1 3



Az egyes piacok havi átlagárait vizsgálvajól látható, hogy 201 7-ben a havi szezo-nalitás is jelentősen nőtt, mindenek előtta magyar, román és szlovák piacokon. Azév során több kiemelkedő időszakkal istalálkozhatunk: egyrészt az év elején arégió majd minden országában rég nemlátott ártüskéket eredményezett a hideg,il letve csapadékszegény időjárás, amittöbb ország piacán erőművi kiesések kí-sértek, másrészt kisebb mértékű, de közel60 €/MWh-s havi átlagárat eredményezettHUPX-en az augusztusi meleg időjárás ésa novemberi hidegek is. A hazai piacontapasztalt árcsúcsok azonban ritkábbanés lényegesen tompítottan jelentek megakár a cseh, akár a német piacokon.

A január második felében Európa szá-mos országában tapasztalt, 80 €/MWhfeletti ártüskék hátterében mindenekelőtt időjárási okok húzódnak meg: arendkívül i (a kontinensen 201 2 februárjaóta nem tapasztalt) hidegek, az ennek isbetudható erőművi kiesések (pl. a folya-mi szénszál lításban bekövetkező zava-rok), a korábbi csapadékszegény időjárásmiatt alacsony vízierőművi termelés, aszélcsendes időjárás, i l letve nem terve-zett nukleáris erőművi karbantartások. AHUPX-en sűrűbben jelentkező és maga-sabb januári ártüskékhez a határkeresz-tező kapacitások telítettsége, az erőművikiesések nagy száma és a hazai piaciműködés tökéletlenségei egyaránt hoz-zájárultak. Fontos azonban megjegyezni, hogy január1 1 -i 1 50 €/MWh-s HUPX-csúcs egyedi esemény volt,melyet erőművi kiesések és az osztrák importkapaci-tások 200 MW-os csökkenése okoztak.

Az augusztusi , mérsékeltebb ártüskék már sokkaljobban körülhatárolható régiót érintettek: azok első-sorban a magyar, román, szlovák és szerb (és vélhe-tően a horvát) piacokon jelentkeztek (N yugat-Európában, i l letve a Balkán délkeleti csücskén nemvoltak érzékelhetőek). A délkelet-európai régiót súj-tó hőhul lám miatt bekövetkező keresletnövekedésés a szárazság miatt csökkenő vízerőművi termelésárfelhajtó hatása a magyar piacon egybeesett a pak-si erőmű karbantartásával és az osztrák importkapa -citások korlátozott rendelkezésre ál lásával . Ahogy aM EKH az osztrák importkapacitások korlátozott ren-delkezésre ál lását azonosította a 201 7-es ártűk egyiklényeges okának, úgy a M AVI R is azt a megjegyzéstfűzte az EN TSOE 201 7/1 8 tél i szezonál is kitekintésé-hez, hogy „az érintett határkeresztező kapacitásokrendelkezésre ál lása lényeges kérdés lehet”.

Az éven belül i szezonal itás mel lett az elmúlt évbenaz órás árak szórása is jelentősen növekedett. M íg avizsgált öt régiós piacon a 201 6-os órás árak szórásanagyon szűk sávban – 1 2,5–1 3,5 €/M Wh között –mozgott, addig 201 7-re ez a mutató igen drasztiku-san, 24 €/M Wh-ra emelkedett M agyarországon ésRomániában. Szlovákiában ez a szórás 201 7-ben22€/M Wh, míg a német és a cseh piacon 1 7,5 €/M Whkörül alakult. Ebből is látható, hogy nem csak abszo-lút értékben drágult a hazai piac, de egyre távolodika német árszinttől , i l letve egyre volati l isabbá vál ik.

A csúcsidőszaki áremelkedések még jelentősebbek,M agyarországon 42,2 €/M Wh-ról , 63 €/M Wh-ra drá-gult a csúcsidőszaki órák átlagos ára. H asonló növe-kedést tapasztalhatunk Romániában is (39-ről 61€/M W-ra növekedett), és hasonlóan a zsinóridőszakiárakhoz minél inkább nyugatra haladunk, annál ala-csonyabb az árnövekedés. Szlovákiában 1 5 €/M Wh-val , míg a cseh és német piacon 7-8 €/M Wh-val drá-gultak a csúcsidei árak. A német piacon a 201 7-esátlagos csúcsidőszaki ár 42 €/M Wh volt.

0

10

20

30

40

50

60

70

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23€

/MW

h

CZ SK HU RO DE

9. ábra: A napon belüli órák átlagos árai 201 7-ben a régióban, €/MWh,

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Eset

szám

, db

€/MWh

CZ SK HU RO DE

1 0. ábra: A régiós órás árak alakulásának hisztogramja 201 6-ban



1 4



Az eltérő árdinamikának köszönhetően a német és amagyar spot zsinórárak különbsége is jelentősenmegnőtt: míg ez 201 6-ban csupán 6,4 €/MWh volt,201 7-re 1 6,2 €/MWh-ra növekedett. Ebben nagybanközrejátszott három kiugró hónap – a januári, februá-ri, i l letve augusztusi –, amikor a havi átlagos spreadmértéke meghaladta a 25 €/MWh-t. Ugyanakkor fon-tos azt is látni, hogy mindössze három olyan hónap-pal találkozhatunk, amikor a spread mértéke 1 0€/MWh alatt volt. A szlovák piachoz viszonyított spre-ad mértéke nem ilyen kiemelkedő mértékű, mivelSzlovákia is egyre jobban elszakad a cseh piactól , ésközelíti a magyar árakat, de ezen két ország viszony-latában is jelentősen nőtt a spread mértéke (a 201 6-os 3,8 €/MWh-ról 9,4 €/MWh-ra). Ugyanakkor a ro-mán piaccal szinte tel jesen együtt mozog a magyar,habár az előbbi továbbra is mintegy 2 €/MWh-val ol-csóbbnak tekinthető, mint a magyar piac. Fontosazonban látni, hogy az elmúlt két évben egyetlen egyolyan hónap sem volt, amikor az átlagár a magyar pi-acon alacsonyabb lett volna, mint a román piacon.

A magyar piaci relatív „drágasága”azonban nem csak éven belül mutat je-lentős volati l itást. A napon belül i órásárak rávi lágítanak arra, hogy mely jel-lemzően órák esetében tapasztalhatunkjelentős árkülönbséget a magyar és akörnyező országok áraiban. M íg a haj-nal i órákban az árkülönbség 5 €/M Whalatt volt, addig a reggel 9 órától a későéjszakai órákig terjedő időszakban azegyes piacok nagymértékben eltávolod -nak egymástól : csúcsidőben a német-magyar spread 20 €/M Wh körül alakult.

A hisztogramok vizsgálata révén képetkaphatunk arról , hogy az egyes órák áraimilyen ártartományban mozogtak a ré-giós tőzsdéken. 201 6-ban nagyjából ha-sonló mintázatokat láthatunk a régióstőzsdéken. Míg a német–cseh–szlovákleggyakoribb árak a 24-32 €/MWh-s sáv-ban mozogtak, addig a román és a ma-gyar árak a 34-40 €/MWh-s sávban.201 7-ben azonban nagyot változott akép. Míg a két legdrágább árú országhisztogramja sokkal laposabbá vált, ésugyanolyan valószínűséggel alakultak ki50 €/MWh-s árak, mint 30 €/MWh-s árak,addig ez a többi régiós tőzsdére nem jel -lemző, azok eloszlása sokkal csúcsosabb,34 €/MWh-s árszint mellett érve el a ma-ximumát. További érdekessége a hisz-togramnak, hogy Magyarországon ésRomániában 1 00 €/MWh feletti árak kö-zel 400 órában, az idők közel 5%-banfordultak elő, ami a tőlünk nyugatabbralévő piacokon nem volt jel lemző.

Az éves határidős zsinórárak 201 7-ben folyamatosannőttek mind hazánkban, mind pedig a régió többiországában. M íg az év elején a magyar 201 8-ra szó-ló határidős zsinóráram ára 37 €/M Wh környékénmozgott, ez az év végére közel 50 €/M Wh-ra emel-kedett. Az árdrágulás 201 7 május-júniusában kezdő-dött, és elsősorban a szén- és gázárak növekvőárpályájával indokoltható. Az árnövekedés a vizsgáltországokat hasonlóan érintette, az árkülönbségekazonban nem maradtak változatlanok. A német-ma-gyar spread az év elején 8 €/M Wh körül alakult, aminovember elejére másfélszeresére, 1 3 €/M Wh szint-re emelkedett, majd az év végén újra visszaesett a 8€/M Wh szintre. A szlovák-magyar spread jel lemzően6 €/M Wh környékén mozgott, Romániával szembenpedig 2 €/M Wh-s felárat tapasztalhattunk.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800Es

etsz

ám, d

b

€/MWh

CZ SK HU RO DE

1 1 . ábra: A régiós órás árak alakulásának hisztogramja 201 7-ben

20

25

30

35

40

45

50

55

€/M

Wh

CZ SK HU RO DE

1 2. ábra: 201 8-ra szóló határidős zsinóráram ára a régióban, €/MWh


Forrás: EEX és PXE

1 5

Műhelytanulmányok


A környezeti levegőminőség folyamatos javításánakegyik fontos szabályozói eszköze a nagy tüzelő-berendezésekből származó szennyezők kibocsátá-sának csökkentése, melyek 201 3-as adatok alapján alevegőbe kerülő kén-dioxid 46, a nitrogén-oxid 1 8 ésa higanyszennyezés 39 százalékáért felelősek azEurópai U nióban. 1

A nagy tüzelőberendezések (large combustionplants, LCP) körébe a legalább 50 M Wth névlegesbemenő hőtel jesítménnyel rendelkező berendezé-sek – főként erőművek és nagy ipari létesítmények -tartoznak, a rájuk vonatkozó környezetvédelmi felté-teleket pedig az I pari kibocsátásokról szóló irányelv(I ED - 201 0/75/EU ) szabályozza, mely 201 6 január 1 -től átvette a korábban speciál isan erre az erőművikörre vonatkozó LCP irányelv szerepét. 2 Az I ED in-tegrált megközelítést alkalmaz, vagyis a létesítménykörnyezeti tel jesítményének szabályozásakor együt-tesen veszi figyelembe a levegő-, víz- és talaj-szennyezést, a keletkező hul ladékot, az alapanyag-felhasználást, energiahatékonyságot, zajzennyezést,a baleset-megelőzést és a létesítmények telephelye-inek felszámolás utáni helyreál l ítását. Az irányelvalapján a tagál lamokban működő ipari létesítmé-nyek abban az esetben kaphatnak egységes környe-zethasználati engedélyt, ha kibocsátási határértékeikmegfelelnek az ún. elérhető legjobb technikák (BAT)3

alapján meghatározott értékeknek. Ennek híján a lé-tesítmények nem működhetnek tovább.

A szabályozás úgy történik, hogy az ún. ’sevi l la i folya -mat’ során a tagországok szakértőivel , iparági képvi-selőkkel és környezetvédelmi érdekvédő szerve-zetekkel együttműködésben feltérképezik azokat amind műszaki lag, mind gazdasági lag megvalósítha-tó, már alkalmazott megoldásokat (BAT-okat), me-lyek tükrözik az adott technológia aktuál is fej lettségiszintjének megfelelő környezeti tel jesítményt.

A munkát az EU Joint Research Centre kutatócsoport-ja által működtetett európai IPPC4 iroda koordinál ja.A folyamat általában több éven át zajl ik, számos szak-értő és iparági szereplő bevonásával. A legjobb elér-hető technikák összesítése és elemzése révén ál lnakössze a „BAT referenciadokumentumok” és „BAT kö-vetkeztetések”. Ez utóbbit az EU Bizottság - annak el-fogadása után - végrehajtási határozatként tesziközzé, majd a tagországok az érintett létesítményekengedélyeinek kiál l ításakor kötelesek az abban sze-replő határértékeket figyelembe venni. A kompetenshatóságok speciál is esetben megállapíthatnak kevés-bé szigorú kibocsátási határértékeket is, ha igazolnitudják, hogy a BAT következtetésekben előírt követel -mények betartása aránytalanul magas költségekkeljárna egy adott létesítmény esetén az elérhető kör-nyezeti hasznokkal összevetve. Léteznek ezen kívülolyan mechanizmusok is, melyek rugalmasságot biz-tosítanak a szigorodó normákra való áttérés folyama -ta során, pl . átmeneti nemzeti terv (lassítottcsökkentési ütem), i l letve a létesítmény korlátozottélettartama esetén igénybe vehető derogáció.5 Az IEDirányelv alapján a Bizottságnak a BREF-ek frissítésétlegalább nyolc évente kel l szorgalmaznia.

A legújabb BAT következtetéseket 201 6 ápri l isábanfogadták el , és 201 7 augusztusában tette közzé ren-deletben az Európai Bizottság. Előzetes felmérésekalapján a szabályozás kb. 3500 létesítményt érint azEU -ban. Ezen létesítmények engedélyeit 4 éven belülfelül kel l vizsgálni , és szükség szerint módosítani , ésamennyiben legkésőbb 2021 augusztus 1 7-ig nemképesek az előírásoknak megfelelni , leál l íthatjákőket, hacsak nem csökkentik üzemóráik számát évi1 500 óra alá.

A széntüzelésű erőművek szennyezőanyag-kibocsátásának korlátozására az Európai Unió számosszabályozói eszközt alkalmaz. A légszennyezésre vonatkozóan a közvetlen egészségkárosító hatással

járó emissziók csökkentésére és a levegőminőség javítására 2001, az üvegházhatású gázok (szén-dioxid)kibocsátásának visszaszorítására és a szennyezési jogok kereskedelmére pedig 2003 óta van hatálybanuniós irányelv. A fenti szabályozások fokozatos szigorítása és a megújuló támogatási rendszerekelterjedése eddig elsősorban az új beruházások elé gördített nehezen leküzdhető akadályokat, de alegújabb szigorítások a meglévő szenes kapacitások idő előtti bezárására késztethetik az üzemeltetőket,ami a levegőszennyezés szempontjából pozitív változást jelent, viszont komoly árhatással járhat az európaivillamosenergia-piacokon.

1 https://ec.europa.eu/jrc/en/news/new-eu-environmental-standards-large-combustion-plants

2 2001/80/EC

3 Best Available Techniques

4 IPPC, Integrated Pollution Prevention Control, a környezetszennyezés integrált megelőzésére és csökkentésére irányuló rendszer.

5 Ld. IED irányelv (2010/75/EU) III. fejezete.

1 6

Műhelytanulmányok


A legfontosabb szennyezőkre vonatkozó határértéke-ket a fenti táblázatban foglaltuk össze a szemléltetéskedvéért. A részletes emissziós normák a forráskéntmegjelölt végrehajtási határozatban találhatóak.

A legújabb BAT dokumentum határoz meg előszörhatárértékeket higany, hidrogén-klorid és hidrogén-fluorid kibocsátására vonatkozóan. Egy vonatkozótanulmány szerint – amennyiben a szándékolt hatá-sát eléri – a szabályozás következményeként az Eu-rópai U nióban évente 22900-ról 2600-ra csökkenheta fosszi l is tüzelőanyagok égetésével összefüggésbehozható idő előtti halálozások száma. 7

A szabályozás lehetséges hatásait elemző írásokegyetértenek abban, hogy a szabályozás a szenet ésl ignitet tüzelő erőművek körére lesz jelentős hatás-sal . A DN V GL ezen az erőművek kén-dioxid-, nitro-gén-oxid- és szál lópor-kibocsátásainak vizsgálatávalarra jutott, hogy a 2021 -ben várhatóan üzemben lé-vő, feketeszenet égető, közel 85 GW kapacitásból 1 9GW, az 53,5 GW lignites kapacitásból pedig mind-össze kb. 6 GW felel meg az új kibocsátási normák-nak. 8 A következő táblázatban összesítettük, hogybecslésük szerint az egyes tagál lamokban mekkoraaz 1 M Wh-ra eső, súlyozott faj lagos költsége azoknaka beruházásoknak, melyek révén a szén- és l ignittü-zelésű létesítményeik megfelelhetnek az új szabályo-zás által elvárt nitrogén-oxidra, kén-dioxidra ésszál lóporra vonatkozó kibocsátási határértékeknek.A táblázatban feltüntettük a költségek interval lumátmind a kiugró értékek figyelembevételével , mindazok kihagyásával . Az országokra vonatkozó értéke-ket a hivatkozott tanulmány tartalmazza.

Mint látható, a plusz költség igen tág határok közöttváltozik, és néhány kiugró értéktől eltekintve a tanul-mány szerint leginkább a kelet-közép-európai orszá-gokban lesz szükség magasabb értékű beruházásokra,amennyiben a szenes és lignites erőműveket 2021után is üzemeltetni szeretnék. A Platts elemzői szerintis ebben a régióban a legmagasabb a bezárások koc-kázata. A legnagyobb költségek Lengyelországban,Csehországban, Görögországban, Romániában és Bul -gáriában várhatóak. Ez alapján érthető, hogy ezek atagállamok – élükön Lengyelországgal – voltak legin-kább elégedetlenek az új szabályozással, a jelentősszenes kapacitással rendelkező Németország mellett.

A környezetvédelmi szervezetek máris kinyilvánítottákaggodalmukat a várhatóan nagy számú derogációskérelem miatt, melyek veszélyeztethetik a szabályozáshatékonyságát. A jelenleg hatályos IED alapján a márfent említett kivételezési lehetőségek közé tartozik pl.,hogy kifejezetten hazai l ignitforrásra épülő erőművekesetén derogáció kérhető a kéndioxid-kibocsátásinorma betartása alól , olyan egyedi határérték előírá-sával , amely a legjobb elérhető technika emisszióstel jesítménye mellett a tüzelőanyag jel legzetességeitis figyelembe veszi. A kiugróan magas beruházásiköltséggel járó esetekben pedig arra lehet hivatkozni,hogy aránytalanul magas költséggel hárítható csak elaz adott mennyiségű kibocsátás. Kivételt élveznek akapcsolt erőművek 200 MW hőtel jesítmény alatt, va-lamint a l imitált élettartamuk miatt derogációban ré-szesülő létesítmények is, melyek 1 7 500 órátüzemelhetnek 2024-ig bezárólag.9 Az elszigetelt elekt-romos rendszerrel rendelkező kisebb szigetek eseté-ben is fennál l a derogáció lehetősége.

NOx mg/Nm3 SO2, mg/Nm3 szálló por, mg/Nm3

Névleges bemenő hőteljesítmény

MWth

meglévő berendezés

új berendezésmeglévő

berendezésúj berendezés

meglévő berendezés

új berendezés

<100 270 150 360 200 18 5

100-300 180 100 200 150 14 5

>300 FBC1 150 – 1753 85 180 75

>300 PC2 150 85 130 75

300 - 1000 10-124 5

>1000 8 5

1 . táblázat: A NOx, SO

2és szálló por szennyezőkre vonatkozó BAT-hoz kapcsolódó kibocsátási szintek

Forrás: Az Európai Bizottság (EU) 2017/1442 Végrehajtási Határozata, melléklet6

Megjegyzések: A határértékek nem vonatkoznak az évente kevesebb mint 1500 órát üzemeltetett berendezésekre. 1 FBC: fluidágyas tüzelés, 2 PC: szénportüzelés, 3,4 A

magasabb határérték a 2014. január 7. előtt üzembe helyezett berendezések esetén érvényes.

6 http://eur-lex.europa.eu/legal-content/HU/TXT/PDF/?uri=CELEX:32017D1442&from=EN

7 European Environmental Bureau (EEB), the Health and Environment Alliance (HEAL), Climate Action Network (CAN) Europe, WWF és Sandbag (2016) Lifting Europe’s

Dark Cloud: How cutting coal saves lives’, http://eebtestsite.oldcontinent.eu/wpfd_file/lifting-europes-dark-cloud-how-cutting-coal-saves-lives/

8 A tanulmány az ECFmegbízásából készült, https://europeanclimate.org/wp-content/uploads/2017/06/16-1213-rev2-DNV-GL-report-ECF-BREF-LCP2.pdf.

9 Platts Power in Europe, PIE 28 08 2017

1 7

Műhelytanulmányok


Szintén lehetséges reakció a tagál lamok részéről,hogy a kapacitáspiacon próbálnak lehetőséget kínálnia szokásos üzemeltetési módban tovább nem mű-ködtethető erőműveknek. Lengyelországban az el-múlt év végén véglegesítettek egy kapacitáspiacbevezetésére vonatkozó törvénytervezetet, ami az el-látásbiztonság fokozásának jelszavával főként azok-nak a meglévő szenes erőműveknek kedvezne,melyek esetében jelentős modernizációt igényelne azúj kibocsátási normák betartása. Becslések szerint kb.23 GW szenes kapacitásnak van szüksége retrofitra,2,5 mil l ió euró értékben. Ennek el lenértékét a kapaci-táspiacról szeretnék biztosítani. Az első kapacitáspia-ci aukciót 201 8 decemberében tartanák.1 0

Észtország, Lettország, Litvánia, Ciprus, Luxemburg,M álta mel lett Belgium is felhagyott mára a széntüze-léssel Európában. Emel lett szenes kapacitásai leál l í-tása mel lett kötelezte el magát Franciaország2023-ig, az Egyesült Királyság, Ausztria és Olaszor-szág 2025-ig, H ol landia, Dánia, Finnország, Portugá-l ia és Svédország pedig 2030-ig. A spanyol kormányviszont – melyet az EU azzal vádol , hogy ti l tott ál lamitámogatást nyújtott a szenes erőművek környezet-védelmi korszerűsítésére - megti l taná a jelenlegi tu -lajdonosoknak, hogy bezárják erőműveiket, szinténel látásbiztonsági okokra hivatkozva. 1 1

Szakértők szerint a M átrai Erőmű sem felel meg azelőírt határértékeknek, ezért jövője egyelőre kérdé-ses. Bár 2025-ig rendelkezik működési engedél lyel ,az új végrehajtási határozat értelmében azt felül kel lvizsgálni . Valaska J ózsef nyi latkozata szerint az erő-mű a két 1 00 M W-os blokk kivételével megfelel azelőírásoknak, ezért 2025-ig működni fognak. 1 2 Anemrégiben tulajdonost váltott Bakonyi Erőmű je-lenleg is felmentést élvez az aktuál is BAT határérté-kek betartása alól , átmeneti nemzeti terv keretében.

Az új határértékek két lehetőséget kínálnak a szén-tüzelésű erőművek számára: vagy bezárják a létesít-ményt, vagy pedig olyan beruházást hajtanak végre,amely révén képesek tovább üzemelni . Ezt azonbancsak abban az esetben érdemes meglépni, ha mégviszonylag hosszú ideig tudnak működni ahhoz, hogyadott piaci árszint mel lett a beruházás megtérül jön.

A REKK által kifej lesztett Európai Árampiaci M odel lsegítségével megvizsgáltuk, hogy a BREF bevezetésemilyen hatással jár az európai nagykereskedelmi vi l -lamosenergia-árakra. A szimuláció lehetőséget te-remt arra, hogy a 2022-es vi l lamosenergia-nagykereskedelmi piacot model lezzünk különbözőerőműbezárási forgatókönyvek mel lett. A legeny-hébb forgatókönyv szerint csupán azok az erőművekzárnak be, melyek engedélye egy évvel az új normák2022-ben bekövetkező életbe lépését követően le-járna: a többi erőmű vál la lná a szükséges beruházá-sokat és tovább üzemelne. A legdrasztikusabbforgatókönyv szerint ezzel szemben valamennyi erő-mű, melynek engedélye 2032-ig lejár, a megfeleléshelyett a bezárást választja.

A következő ábra szemlélteti , hogy a BREF szabályo-zás hatására a 2022-ben várható vi l lamosenergia-árak mennyivel haladnák meg a szabályozás nélkülvárható árszintet. Az eredmények azt mutatják, hogyminél több időre van szüksége az érintett erőmű-veknek ahhoz, hogy az új normák betartásáhozszükséges beruházások megtérül jenek, annál kevés-bé vál la l ják ezen beruházásokat, és annál több erő-mű zár be, ami 5 euróig terjedő áremelkedésseljárhat az európai nagykereskedelmi piacokon.

NOx SO2 Por

feketeszén lignit feketeszén lignit feketeszén lignit

EU28 min-max 0,6 – 7,7 0,3 - 5,5 0,4 - 221 1,3 - 21 0,3 – 77 0,2 – 0,9

EU28 min-max* 0,6 – 7,7 0,3 - 5,5 0,4 - 22,1 1,3 – 9,8 0,3 - 3,3 0,2 – 0,9

2. Táblázat: A kibocsátási határértékek eléréséhez szükséges beruházások súlyozott, fajlagos költségének becsült intervalluma az EU

tagállamaiban, a kiugró értékek figyelembevételével és azok nélkül (€/MWh)

Forrás: DNVGL (2016) Fact-based scenario to meet commitments under the LCP BREF, European Climate Foundation

*A kiugró maximum értékek figyelembevétele nélkül



12 http://nepszava.hu/cikk/1136475-leall-a-matrai-eromu-negyede

1 8

Műhelytanulmányok


Fontos hangsúlyozni , hogy a többletberuházásokönmagukban nem okoznak áremelkedést, hiszen aszenes erőművek jel lemzően árelfogadóak. A vi l la-mosenergia-piacokon csak akkor következik beáremelkedés, ha az érintettek a többletberuházáshelyett az erőmű bezárását választják, ami a kínálatszűkülésén keresztül okozhatnak kisebb-nagyobbárnövekedést.

Az árhatás azonban nagyon eltérő az egyes országok-ban. Németországban 1 ,4 €/MWh-val drágul a vil la-mosenergia-ár, ha azon erőművek is bezárnak,amelyeknek egyébként 1 0 év még hátra lenne az élet-tartalmukból. Ugyanakkor ez a növekedés Lengyelor-szág esetében 3,2€/MW, Görögország és Romániaesetében pedig meghaladja az 5 €/MWh-t.

Ezzel szemben Spanyolországban egyál-talán nem tapasztalhatunk árhatást, kö-szönhetően annak, hogy egyrésztviszonylagos szigetüzemmódban műkö-dik az Ibériai-félsziget a kontinens többirészéhez viszonyítva, másrészt pedig aszenes kapacitások aránya is alacsony-nak mondható ebben a régióban. Ma-gyarországon az árnövekedés inkább anémethez ál l közel (2,2€/MWh), amelynem kizárólag a Mátrai Erőmű esetlegeskorábbi bezárásának köszönhető, ha-nem a régió más országaiban történtváltozások is kihatnak hazánk nagyke-reskedelmi vil lamosenergia-árára.

A szigorodó szabályozásnak köszönhe-tően a szénalapú termelés jelentősen

csökken, európai szinten mintegy 8%-kal , a kiesőtermelést a gáztüzelésű erőművek veszik át. Összes-ségében elmondható, hogy az új erőművi kibocsátá-si határértékek jelentős hatással járhatnak azeurópai vi l lamosenergia-piacra. Egyrészt az üzemelőerőművek döntő többségének jelentős mértékű be-ruházást kel l végrehajtania annak érdekében, hogy aszigorúbb környezetei feltételeknek meg tudjonfelelni , így tovább működhessen. A kieső erőművekviszont áremelkedést okoznak az európai piacon,amely igen eltérő mértékben jelentkezik a kontinenskülönböző országaiban. A legnagyobb hatás a balká -ni országokban várható, ahol az árhatás meghalad-hatja az 5 €/M Wh-t, míg M agyarországon ésN émetországban 1 -2 €/M Wh közötti árnövekedéssellehet kalkulálni .

40,0

42,0

44,0

46,0

48,0

50,0

52,0

54,0

56,0

DE GR HU RO PL ES

Na

gyk

ere

ske

de

lmi

villa

mo

sen

erg

ia-á

r,

€/M

Wh

1 . ábra: A kialakuló nagykereskedelmi villamosenergia-ár néhány európai országban 2022-

ben, a BREF bevezetése nélkül, illetve az új határértékekkeltechnológiánként 2016-ban, GW

Forrás: EWEA (2017)

1 9

Műhelytanulmányok


A projektről a kezdetektől fogva megoszlanak a véle-mények. Vannak, akik tel jes mel lszélességgel támo-gatják hangsúlyozva a megvalósulástól várhatószámos pozitív hatást, és vannak, akik kongatják avészharangot elsősorban arra hivatkozva, hogy aprojekt pénzügyi megtérülése igencsak kérdéses.

Kétségtelen, hogy a terminál megépülésének szá-mos pozitív hatása lenne nem csupán H orvátország,de a tágabb régió, így M agyarország számára is, hi-szen segíthet diverzifikálni a térség gázel látását. Aprojekt megvalósulása egy lépést jelentene az észak-dél i gázfolyosó létrejöttének irányában, amely a Bal-ti- és Adriai-tenger partjain épült/épülő LN G-termi-nálokat összekötve a térségbel i á l lamoknak, többekközött M agyarországnak is alternatív gázel látást biz-tosíthat az orosz gázzal szemben. Ezáltal a régió ver-senyképessége és gázel látás-biztonsága isjelentősen növekedhet. M indezen hatások miatt azadriai LN G-terminált az Európai U nió is kiemelt fon-tosságú, közös érdekű projektként tartja számon.

Az eredeti terveket olyan nagy európai cégek jegyez-ték, mint az E.ON , az RWE, az OM V és a Total , s ezeka válság előtt még évi 1 0 mil l iárd köbméteres kapa-citásról és 800 mil l iós költségről szóltak. Sok halasz-tás és tulajdonosváltás után a kapacitás is többlépcsőben csökkent a real itásokkal szembesülve.201 4 után még egy nagy, 6 mil l iárd köbméter kapa-citással rendelkező szárazföldi cseppfolyósító termi-nál megépítéséről volt szó, amelynek 630 mil l ióeurós beruházás révén 201 9-re kel lett volna elké-szülnie. Később azonban az erre vonatkozó terveketelsősorban financiál is okok miatt határozatlan időrefélretették. Az utóbbi időkben azonban a projekt –eltérő technológiai megoldás és az eredeti leg terve-zettnél jóval kisebb kapacitás megépülése mel lett –új erőre kapott, és immáron LN G H rvatska néven,horvát tulajdonosi háttérrel keresi az intézményi éspénzügyi támogatókat. Ez az új lendület vélhetőentöbb tényező együttes hatásának köszönhető: egy-részt a jelentős EU -támogatásnak (201 4-ben a pro-jekt 4,5 mil l ió eurót kapott az előkészítőtanulmányokra), másrészt az úszó cseppfolyósítóterminálok (FSRU , Floating Storage RegasificationU nit) fej lesztésében megfigyelhető jelentős technikaifej lődésnek, amely lehetővé teszi a projekt megvaló-sulását a korábbinál jóval alacsonyabb beruházásiköltség mel lett. Emel lett ennek a technológiának egymásik fontos előnye, hogy ha a piaci körülmények

megváltoznak, könnyen áttelepíthető egy magasabbprofittal kecsegtető másik területre. A jelenlegi el-képzelés szerint a projekt első fázisában egy 2 mil l i -árd köbméter kapacitással rendelkező úszócseppfolyósgáz-terminál épülne meg, amely várha-tóan 201 9 végére lesz működőképes, és 363 mil l ióeuróba kerül . Ezt követően egy későbbi, második fá-zis során valósulna meg a szárazföldi terminál azeredeti leg tervezett nagyobb kapacitással .

A terminál megvalósulásának egy újabb lökést ad-hatott, amikor tavaly ápri l isban az első amerikaiLN G-szál l ítmány megérkezett Európába. Ezt követő-en több, a projekt szempontjából pozitív fej leménytfigyelhettünk meg. A horvát kormány nemrégiben aterminál mindkét tervezett fázisát H orvátország szá-mára stratégiai jelentőségűvé nyi lvánította, hogy így,az egyszerűsített és gyorsított engedélyezési folya-mat révén segítse a projekt megvalósulását. Emel lettaz Egyesült Ál lamok is kinyi lvánította, hogy stratégiaifontosságúnak tartja a projektet, az Európai U niópedig a közös érdekű projektté nyi lvánítás mel lettanyagi támogatás megítéléséről is döntött. M últ évdecemberében az Európai H álózatfej lesztési Eszköz(Connecting Europe Faci l ity) keretében 1 01 ,4 mil l ióeuró vissza nem térítendő támogatást ítéltek meg aprojektnek, ami a projekt becsült összértékénekcsaknem 30 százaléka, és két évig ál l fenn a lehető-ség a lehívására. Emel lett a horvát kormány kinyi lvá -nította, hogy a projekt maximum 25%-át haj landófinanszírozni. A fennmaradó beruházási költség fe-dezése továbbra is akadályokat gördíthet a terminálmegépülése elé.

A hiányzó összeg fedezéséhez járulna hozzá az a kö-telező Open Season el járás, amelyet a terminál lét-rehozásáért és működtetéséért felelős projektcég, azLN G H rvatska írt ki a terminál kapacitásainak érté-kesítésére. A kereskedőknek jelen – 201 8. februári –ál lás szerint március 1 9-től lesz lehetőségük a kapa-citásfoglalásra, a végső beruházási döntést pedig azérdeklődés mértékétől függően fogják majd meg-hozni. A várakozások azonban azt mutatják, hogy apiaci szereplők mérsékelt érdeklődést mutatnak akapacitások lekötése iránt. A hosszú távú szerződé-sek tulajdonosainak szempontjából ez részben ért-hető, hiszen a terminál felől érkező szál l ításoknakköszönhetően a piaci ár csökkenése várható, amely-

Habár a horvátországi Krk sziget partjainál tervezett cseppfolyósított földgáz (LNG) terminál létreho-zásának előkészülete már több mint tíz éve tart, és a projektterv ezalatt az időszak alatt számos át-

alakuláson ment át, a megvalósulása még napjainkban is kérdéses. Cikkünkben azt járjuk körül, hogyhogyan áll jelenleg a projekt, milyen fejlemények vezettek el idáig, milyen fő akadályok állnak a megvaló-sulás előtt, és mi szól mégis a megvalósulás mellett.

20

Műhelytanulmányok


nek köszönhetően vélhetően csökken a hosszú távúszerződések tulajdonosainak a profitja. M ásrészrőlugyanakkor elképzelhető, hogy egy, az oroszokkalvaló esetleges újratárgyalás során érvényesíteni le-het a Krk LN G-terminál következtében javuló tárgya-lási pozíciót. Ez a lehetséges hatás azonbanmeglehetősen bizonytalan és igen nehezen szám-szerűsíthető, így a kapacitáslekötéstől való vonako-dás végső soron érthető. Szintén okozhatja akapacitáslekötéstől való távolmaradást, hogy a piaciszereplők úgy vél ik, hogy egy esetleges horvát LN G-terminál irányából érkező cseppfolyósított földgázára nem lesz versenyképes a többi (elsősorbanorosz) forrással . Emel lett a terminál el látásbiztonsá-gi haszna is kevésbé hangsúlyos, hiszen a projekthosszú előtörténete alatt a „first mover” előnyt biz-tosan elveszítette. A korábban kizárólag orosz gáztelérő Balkán ugyanis karnyújtásnyi távolságra kerültmás, nem orosz gázforrásoktól is: a TAP vezetékenkeresztül 201 9 végétől hozzáférhet az azeri gázhoz,továbbá – viszonylag nagy valószínűséggel – 2020után Románia felől a Fekete-tenger alatti offshoreforrásokhoz is.

A lekötés körül i bizonytalanságot növel i az is, hogyjelenleg csak M agyarország irányából H orvátországfelé lehet gázt szál l ítani a magyar-horvát gázvezeté-ken. Az is igaz ugyanakkor, hogy a kétirányúsítás jóesél lyel megvalósulhat az LN G-terminál felépüléséig,miután június végén a két ország képviselői aláírtáka tartós kétirányú földgázkapcsolat megteremtésé-ről szóló szándéknyi latkozatot, amelynek alapjánM agyarország 201 9 első negyedévétől vásárolhatmajd gázt H orvátországból .

Az Open Season el járás szabályaiból származó bi-zonytalanságok szintén nem ösztönzik igazán azajánlatadást. M ivel a terminál esetében alkalmazan-dó tarifák mértéke attól függ, hogy összesen mennyikapacitást kötnek le az el járás során, a magas tarifá-tól való félelmük miatt tartózkodhatnak az ajánlat-adástól a piaci szereplők abban az esetben, ha arraszámítanak, hogy mások nem, vagy csak alacsonymennyiségű kapacitást kötnek le.

Bár a fentiek alapján a kereskedők vonakodása ért-hető, fontos hangsúlyozni , hogy a REKK közelmúlt-ban végzett model lezési eredményei szerint,akárcsak korábbi elemzéseinkben – egy mérsékeltvisszagázosítási tarifát és az EU -ban átlagos határke-resztező tarifát feltételezve – a horvát LN G-terminálkihasználtsága minden vizsgált jövőbeni szcenárió-ban jelentős, és a projekt nettó társadalmi haszna isrobusztusan pozitív regionál is szinten. M indez azt je-lenti , hogy az új forrásnak köszönhető árcsökkenésmiatt az érintett országok fogyasztói nemcsak töb-

bet nyernek, mint amennyit a hosszú távú szerződé-sek tulajdonosai és – a más irányból csökkenőszál l ítások miatt – bizonyos esetekben a TSO-k ve-szítenek, de ez a nettó jólétnövekedés a felmerülőberuházási költségeknél is nagyobb. A pozitív nettótársadalmi haszon egyben azt is jelenti , hogy a pro-jekt társadalmi szempontból kívánatos. M agyaror-szágot tekintve a piaci ár várhatóan csökken, így afogyasztói jólét növekszik. A fogyasztói többlet nö-vekedése persze a hosszú távú szerződéseken real i-zált profit csökkenésével jár a nagykereskedőszámára. Az, hogy társadalmi szempontból merrebi l len a mérleg, sok külső tényezőtől is függ, amire aterminál beruházóinak és reménybel i használóinaknagyon kevés ráhatása van. Vegyük sorra ezeket atényezőket és megvalósulásuk valószínűségeit:

H a például azt gondol juk, hogy a már építés alatt lé-vő Török Áramlatnak megépül egy második ága is, ésaz az egész Balkánt el látja orosz gázzal , akkor a hor-vát LN G-nek nem sok piaca marad. U gyanakkor en-nek a forgatókönyvnek az értékelésekor azzal isszámolnunk kel l , hogy vajon mekkora az esély arra,hogy Bulgária és Szerbia hatalmas összegeket fek-tessen egy olyan csővezetékbe, ami az eddigi U kraj-nán keresztül i egyoldalú orosz importfüggőségüketegy Törökországon keresztül i orosz importfüggőség-re akarná felcserélni . A Török Áramlat 2 és a hozzákapcsolódó vezetékrendszer 2020-ra történő meg-valósulására szakértői szinten nagyon kicsi esélytadnak, a távolabbi jövő pedig inkább az ukrán-oroszviszonytól és az Északi Áramlattól függ, mint bármi-lyen EU -s közös érdekű (Project of Common I nterest,PCI ) projekttől .

Az Északi Áramlat 2 megépülése szintén hatással le-het a terminál megtérülésére. Ezt a projektet komolyvita övezi , és sok támadás éri , nem csak Kelet-Euró-pa részéről . Ez az egyetlen projekt, amit az U SA a201 7. augusztusi szankciós rendeletében konkrétannevesített mint nem kívánatost. H a mégis megvaló-sul , akkor az orosz gázszál l ításnak lehetősége vanU krajna elkerülésére, amelynek következtében anyugat-keleti irányú vezetékrendszer akár szűkösnekis bizonyulhat, és kiszorulhat a csőből minden olyangáz, ami jelenleg versenyt kényszerít az oroszokraKelet-Európában. Ebben az esetben egy alternatívforrás és útvonal M agyarország számára is felérté-kelődhet. Az Északi Áramlat 2 megvalósításának –már csak ha az oroszok szempontjából a projekthezköthető hasznokat nézzük is – jóval nagyobb valószí-nűséget adhatunk, mint a Török Áramlat 2-nek.

Egyértelműen pozitív a horvát LN G-terminálnak tu-lajdonítható jólétváltozás akkor, ha a magyar és/vagya régiós gázkereslet emelkedik. Erre az elmúlt kétévben nyílt némi remény, elsősorban a gázárak je-lentős esésének köszönhetően, ami a gáztüzelésű

21

Műhelytanulmányok


erőműveket újra helyzetbe hozta. Tehát ha azt gon-dol juk, hogy a gáztüzelésű erőművek tovább növel-hetik a gázkeresletet, akkor a Krk LN G-nekbizonyosan van létjogosultsága. Ennek a lehetőség-nek a valószínűsége sajnos nehezebben megítélhe-tő, hiszen további tényezőket (például a megújulóktérnyerését, Paks 2 megvalósulását vagy a széndi-oxid-árakat) is figyelembe kel l venni.

A globál is LNG-piacon nem kérdéses, hogy aszámottevő ausztrál és amerikai kapacitás megjelené-sével középtávon túlkínálatos helyzet alakul ki, ami aKrk terminál szempontjából előnyös. Annak a valószí-nűsége, hogy ez a túlkínálatos helyzet hirtelen LNG-szűkösségbe forduljon, minimális. Bátran tekinthetjükúgy, hogy a Krk LNG-terminál – kapacitásainak korlá-tait fenntartva is – ajtót nyit egy gyakorlati lag végtelenmennyiségű, és egyre inkább versenyzői upstream pi-acra. Ezt egyetlen, a Krk terminál lal a régióban ver-senyző alternatív projekt (még a román offshoremezők) sem tudja elmondani magáról.

Szintén fontos tényező a horvát LNG-terminál szüksé-gességének megítélése során, hogy a hasonló FSRUterminálok esetében a hasznok jelentős része abbólfakad, hogy a versenyző alternatív forrás megjelené-se a domináns beszál lítót versenyzői árazásra készte-ti . Ezt a folyamatot figyelhettük meg a litvánLNG-terminál megépítése után a balti országok gázá-ra esetében. A magyar gázárak esetében is megál la-pítható, hogy az elmúlt időszakban az olajáresésnéljelentősebb áresés volt tapasztalható, amiben való-színűleg szerepet játszhatott az is, hogy a magyar tár-gyalási pozíció az infrastruktúrafejlesztések(elsősorban a szlovák–magyar határkeresztező veze-ték megépülése) következtében jelentősen javult(REKK Policy Brief 201 6/06). Ennek a tárgyalási pozíci-ónak az erősítéséhez, i l letve fenntartásához jelentő-sen hozzájárulhat a horvát LNG-terminál megléte.

Az orosz stratégia cél ja a domináns pozíció fenntar-tása, így nem meglepő, hogy megelőző lépésekettesz a versenyzői forrás megjelenésének megakadá-lyozására. Alexey M il ler, a Gazprom vezérigazgatójalátogatást tett a Balkánon 201 7 őszén, közvetlenül aKrk terminál Open Season el járásának kezdetekor. Abi laterál is tárgyalások során a nagy orosz csővezeté-kes gázprojekttervek mel lett a hosszú távú gázvásár-lási szerződések meghosszabbításáról is tárgyaltSzerbiában, Szlovéniában és Ausztriában. U gyanak-kor figyelemre méltó, hogy tényleges szerződéskö-tésre csak H orvátországgal került sor: évi 1 mil l iárdköbméter szál l ításában ál lapodtak meg a 201 8-28közötti időszakra, ami a horvát importigényt tel jesmértékben fedezi . Emel lett az LN G bajosan, vagy se-hogy sem férhet be a horvát mixbe. Vélhetően na-gyon kedvező árajánlatot tett a horvátoknak az

orosz szál l ító. U gyanakkor az is nyi lvánvaló, hogy azorosz beszál l ító hosszú távon csak akkor fogja ver-senyképes áron adni a gázt, ha rá van kényszerítve aversenyre, ehhez pedig mégis szükséges a Krk ter-minál megépítése. M indezek alapján valószínűsíthe-tő, hogy a projekt megvalósulása a társadalmi jólétszempontjából kívánatos lenne, ugyanakkor komoly,elsősorban finanszírozási jel legű kockázatot is ma-gában hordoz. Kérdés, hogy milyen tényezők csök-kenthetnék ezt a kockázatot, ezáltal ösztönözve aprojekt megvalósulását.

M ivel ezen ál l vagy bukik a végső beruházási döntésmegszületése, a projekt megvalósulásához elsősor-ban az Open Season el járásban való részvétel ösz-tönzése járulhatna hozzá. Ennek egy nyi lvánvalómódja a kiszámítható, moderált szintű tarifák meg-határozása lenne, az azonban nem valószínű, hogy akiírás ezen szakaszában ez megtörténik. Így az a bi-zonytalanság, hogy mekkora díjat kel l majd fizetni ,ha az ajánlattevő nyer, továbbra is fennál l . A jelenle-gi , az összes lekötés arányában meghatározott tari-fák megnehezítik a piaci szereplők számára atervezést, mivel a többi piaci szereplő magatartásá-nak ismerete nélkül nem tudják felmérni a tarifákmértékét. A kapacitáslekötés iránt érdeklődő piaciszereplők esetleges összehangolt magatartása tehát– a közgazdasági elméletnek némileg el lentmondómódon – jólétnövelő lehet, amennyiben ugyanis egyadott szereplő tudja, hogy a többiek várhatóan mek-kora kapacitást igényelnek, bátrabban fog kapacitástlekötni az alacsonyabb tarifa reményében. Ezekalapján az érintett országok döntéshozóinak szintjéna tárgyalások ösztönzése és az esetleges szabályozóikockázatok csökkentése segíthet a kapacitások érté-kesítésében. Érdemes lehet azt is ösztönözni , hogyne csak az importőrök, hanem a beszál l ítók is kösse-nek le kapacitást.

Egy másik lehetőség a pénzügyi kockázatok csök-kentésére, hogy a hasznot real izáló országok járul ja-nak hozzá a beruházási költségekhez. Tekintve, hogya projekt várható nettó társadalmi haszna pozitívnaktűnik, és a hasznok egy jelentős része H orvátorszá-gon kívül real izálódik, lehetőség lenne határkeresz-tező költségal lokációra, amelynek során a hasznotreal izáló országok visel ik a beruházási költségek egyrészét. Az ez irányú tárgyalások azonban eddig nemjártak sikerrel . A megál lapodást akadályozó egyiklegfontosabb tényező vélhetően az, hogy a hasznoknem elhanyagolható része EU -n kívül i országokban(Szerbia, U krajna) real izálódik, akik esetében nemlehet kikényszeríteni egy i lyen megál lapodást, csu-pán önkéntes alapon pedig eddig nem jelezték, hogyvál la lnának költséget a terminálból . 1

1 Az EU 347/2013 ún. infrastruktúrarendelete a költségmegosztásra vonatkozóan részletesen szabályozza az eljárást is, melynek végrehajtására már volt is példa a

litván–lengyel gázösszekötő vezeték esetében.

22

Műhelytanulmányok


Ez pedig azzal a következménnyel járhat, hogy aköltségeket kevesebb ország visel i , mint ahányanhasznot real izálnak, így arányaiban nagyobb teherhárulna az EU -tag haszonélvező országokra.

A kiszámíthatóság és a garantált szolgáltatás mindenvevő számára fontos. Amennyiben például Ukrajnakötne le kapacitást az orosz szál lítások kiesésénekpótlására, biztosnak kel l lennie abban, hogy a magyarrendszeren nem csupán megszakítható kapacitásokál lnak majd rendelkezésre a gáz fizikai kiszál lítására.Ennek hiányában Ukrajnától nem elvárható az OpenSeason eljárásban való elköteleződés.

H a az érdekelt országok között belátható időn belülnem alakul ki konstruktív együttműködés, akkorkönnyen lehet, hogy ez a jó projekt meghiúsul . Akonstruktivitásnak elsősorban a pénzügyi kiszámít-hatóság és a fizikai szál l ítás garanciájában kel lenemegtestesülnie.

M ilyen intézkedésekre van még szükség az európaigázpiac megvalósításnak érdekében a H armadikCsomag tel jeskörű megvalósítása után? A következőBizottság várhatóan milyen szabályozási eszközöketfog megfontolni ezeknek a céloknak a megvalósítá-sához? Többek között ezekre a kérdésekre válaszol aQuo Vadis tanulmány, amelyet a REKK és az EY ké-szített az Európai Bizottság számára. Az elemzés ér-tékel i az Európai U nió belső gázpiacának aktuál isműködését, azonosítja a további gázpiaci integrációfennmaradó akadályait, valamint meghatároz és ér-tékel egy sor alternatív szabályozási intézkedést,amelyek támogatják a gázpiaci integrációt a jólét ja-vítása érdekében.

23

Műhelytanulmányok


The 3rd REKK Energy Pol icy Forum deals with adel icate topic: The chal lenges and opportunities ofEurope-U kraine gas market integration upcoming on30-31 M ay in Budapest, H ungary. The speakers fromN aftogaz, the Energy Community, the World Bankand the neighbouring TSOs wil l d iscuss how far therestructuring of the U krainian gas market got due tothe recent legislative reforms and the Stockholmdecision in the fol lowing sessions:

Keynotes: The geopol itical context of thegas sector reforms in U kraine

U pstream gas market Structural changes in the transmission

sector Storage Wholesale market functioning Regional gas market integration issues:

how the neighbors could contribute?

2018. Évi i. szÁm

Documents