MAGY ARmagyarenergetika.hu/wp-content/uploads/me/ME_2017-5-6.pdf · melnek a világon. Az 1....

1

Magyar, energetikai, társaságA Magyar Energetikai Társaság 2017. október 19-i közgyűlése új tisztségviselőket választott. A válasz-tók bizalmából három évig én lehetek a Társaság el-nöke. A tisztség felelősséggel jár, amit azzal a hittel vállaltam el, hogy Társaságunk értékeit és céljait il-letően tagságunkkal egyetértünk, azok képviseleté-ben, illetve elérése érdekében egymást támogatjuk.

Huszonhat éves története során a MET tagsá-ga sokat – gyakran szenvedélyesen – vitatkozott a Társaság küldetéséről. A jelenlegi értelmezés kere-teit formálisan az Alapszabály rögzíti. Tagtársaim irántam megnyilvánuló bizalma szükségessé tette, hogy a MET létének, létezése értelmének alapjait a jogi dokumentumokban rögzítetteken túlmenően is átgondoljam. Jelen írásommal szeretném felkérni a Magyar Energetika olvasóit az együtt gondolkodásra és a közös cselekvésre.

Társaságunk nevében rögzítetten „magyar”. Ér-telmezésem szerint ez azt jelenti, hogy a szakpoli-tikai kérdéseket a magyar nemzeti érdekek szem-pontjait előtérbe helyezve kell megválaszolnunk, a válaszokat ilyen értelemben kell keresnünk, vetőd-jék fel a kérdés technológiai (pl. energiahordozó, erőműtípus), tudományos-ideológiai (pl. klímavál-tozás, piac) vagy energetikai külpolitikai (EU, glo-bális egyezmények) környezetben. Természetes, hogy a „magyar érdek” értelmezése is viták tárgya lesz, de bízom tagtársaim – ha szabad ezt a szót használnom – erkölcsi elkötelezettségében a nem-zeti energetikai „közjó” keresése iránt. Fontosnak tartom Társaságunk értékei között a „magyar” szó-nak a politikai határoktól független értelmezését is: a magyar szakmai nyelv lehetővé teszi, megköny-nyíti, mi több, szükségszerűvé is teszi a szakmai kapcsolatok ápolását az országhatárainkon kívül

élő és tevékenykedő szakemberekkel, diákokkal és szervezeteikkel.

Nevünkben az „energetikai” szónak szakmai, tu-dományos tartalmat tulajdonítok. Személyesen el-kötelezett vagyok az energetika sokszínűsége iránt. Szükségesnek tartom, többek között, az atomener-gia hosszú távú fenntartását Magyarországon, de azt is, hogy nyitottak legyünk a feltörekvő új tech-nológiák befogadására is. A szakmai, tudományos tartalom legyen egyfajta elkötelezettség a minőség iránt: érveink legyenek szakszerűek, tudományo-san megalapozottak, mérlegeljük a lehető legszé-lesebb körben az összefüggéseket és hatásokat. A „szakma” nem független a politikai, társadalmi környezettől, különösen nem, ha igényt tartunk an-nak befolyásolására. Szeretném elérni, hogy szak-politikai megnyilvánulásaink tartalma és minősége független legyen attól, hogy egy-egy adott helyzet-ben egyébként személyesen melyikünk hogyan vi-szonyul a pillanatnyi politikai helyzethez.

Szeretném, ha a „társaság” szó a közösségben való részvételre hívna minél többünket. Szükséges ez már csak azért is, hogy Társaságunk működését fenntarthassuk, de főleg azért, mert kifelé csak ak-kor mutathatunk erőt, akkor remélhetjük, hogy ko-molyan vesznek minket, ha mi magunk is komolyan vesszük magunkat. Szóljunk egymáshoz, figyeljünk egymásra. Jó, ha van néhány „szólistánk”, de le-gyen minél több „zenészünk”. Az összhang megte-remtése – amely feltehetőleg nem alakul ki magától – az elnökség és az elnök legfontosabb és legszebb feladata lesz.

Zarándy Pál

MAGYAR ENERGETIKA 2017/5−6

Aszódi Attila:Miért a VVER-1200 technológia? 2

Buzea Klaudia:Ösztönző árszabályozás Nagy-Britanniában 8

Makai Zoltán:Románia szénbányászatáról 16

Hírek 19

Aszódi Attila, Hugyecz Attila: A Paks II. projektre vonatkozó uniós versenypolitikai döntés 22

Olvasóink írják 26

M A G Y A R

ENERGETIKA Együttműködő szervezetek:Magyar Atomfórum Egyesület, Magyar Kapcsolt Energia Társaság, Magyar

Napenergia Társaság, Magyar Távhőszolgáltatók Szakmai Szövetsége

XXIV. évfolyam, 5-6. szám 2017. november

Alapította a Magyar Energetikai Társaság

www.e-met.hu

Felelős szerkesztő:Civin VilmosMobil: 06-20/945-3568E-mail: [email protected]

Szerkesztőbizottság:Buzea Klaudia, Civin Vilmos, dr. Czibolya László, dr. Emhő László, dr. Farkas István,dr. Garbai László, dr. Gács Iván, Kozmáné Pocsai Zsófia, Sebestyénné dr. Szép Tekla, Ujhelyi Géza, Zarándy Pál

Szerkesztőség:Kiadó: Mérnök Média Kft. 1134 Budapest, Róbert Károly krt. 90.Telefon: 1-450-0868Fax: 1-236-0899

Laptulajdonos:Magyar Energetikai Társaság1094 Budapest, Ferenc krt. 23. II. em. 2.Telefon/fax: 1-201-7937

Tervezőszerkesztő: Büki András

Borítóterv: Metzker Gábor

Nyomda:Prospektus Kft.Felelős vezető: Szentendrei Zoltán ügyvezető igazgató

ISSN: 1216-8599

Stróbl Alajos:Vitatható gondolatok az erőműépítésről 28

Tihanyi László, Szunyog István:A végfelhasználói gázárak változása néhány EU-tagországban 39

Tihanyi László, Zsuga János: A földgáz- és villamosenergia-felhasználás változása az EU nyolc tagállamában 46

IIR GasCon konferencia 53

tartalom

A Magyar Energetikában a tudományos és szakmai cik-keket lektorálást követően tesszük közzé. Szerzőink nem kötelesek a szakmai és a nyelvi lektor által tett javaslato-kat elfogadni; ugyanakkor a közlemények tartalmáért, a közölt adatokért, az azokban nyilvánosságra hozott állás-pontjukért és véleményükért – amelyek a lap Szerkesz-tőbizottságának álláspontjától akár jelentős mértékben eltérhetnek – egyedül és kizárólag a szerzők felelősek.

E-NERGIA.HU GEOTERMIA

2 MAGYAR ENERGETIKA 2017/5−6

E-MET.HU ATOMERŐMŰATOMERŐMŰ E-MET.HU

Aszódi Attila

Miért a VVER-1200 technológia?

A cikk bemutatja, hogy a piacon elérhető reaktortechnológi-ák tulajdonságainak és az európai, valamint a hazai követel-ményeknek az ismeretében a Roszatom konszern által kínált atomerőművi technológia a legmegfelelőbb a Paks II. projekt megvalósítására, továbbá ez az egyetlen, amely a hazai műsza-ki és nukleáris biztonsági követelményeket képes teljesíteni.

Atomerőmű-létesítési projektek során fontos, hogy a beruházó olyan – a biztonságot a középpontba helyező – követelményrend-szert tartson szem előtt, amelynek kialakítása során a nukleáris energia alkalmazására vonatkozó jogszabályi követelményeket és előírásokat, valamint a befogadó ország sajátosságait is figyelembe veszi. Magyarországon az 1996. évi CXVI. törvény (Atomtörvény) rendelkezik az atomenergia használatának egyértelmű feltételeiről [1]. Az egyik alapelv, hogy „az atomenergia alkalmazása által oko-zott kockázat ne legyen nagyobb, mint más tevékenységek társa-dalmilag elfogadott kockázata”. Az Atomtörvény előírja a nemzetkö-zi előírásokkal is összhangban levő hazai szabályozás kialakítását, amivel az atomerőművekre vonatkozó biztonsági követelmények betartathatóak. A törvényben előírtakkal összhangban kiadásra ke-rült a 118/2011. Korm. rendelet [2], valamint ennek melléklete-ként a Nukleáris Biztonsági Szabályzatok (a továbbiakban NBSZ) [3], amelynek hatálya a „Magyarország területén létesíteni kívánt, valamint a már üzemelő nukleáris létesítményekre, azok rendsze-reire és rendszerelemeire, a nukleáris létesítménnyel kapcsolatos tevékenységekre és az e tevékenységet végzőkre terjed ki”, célja a nukleáris energia biztonságos használatának biztosítása.

Atomerőmű létesítése esetén a hazai vonatkozó jogszabályok mellett az iparágra jellemző módon figyelembe kell venni a nem-zetközi szervezetek ajánlásait, valamint az atomerőművek üze-meltetése során világszerte felhalmozott tapasztalatot, tudást is. Napjainkban a japán Fukushima Dai ichi atomerőmű blokkjainak balesetéből származó tapasztalatok figyelembevétele szintén alap-vető követelmény.

Ha kialakítjuk a műszaki és nukleáris biztonsági követelmény-rendszert, ennek fényében értékelhetjük az egyes potenciális reaktorszállítók által kínált technológiákat és vethetjük össze ezek jellemzőit.

Az atomerőmű típusa, generációjaA jelenleg üzemelő atomerőművi blokkok döntő többsége könnyű-vízhűtésű, könnyűvíz moderátoros reaktorral szerelt, ezen belül is legnépszerűbbek (több mint 60% részesedéssel) a nyomottvizes (PWR – Pressurized Water Reactor) típusok. A második legelterjed-tebb a forralóvizes reaktor (BWR – Boiling Water Reactor) techno-lógiájú atomerőmű, ennek az elfogadottsága azonban a fukushimai atomerőmű-baleset következtében jelentősen csökkent.

A jelenleg építés alatt álló reaktorok esetében még tovább nőtt a PWR-ek dominanciája, immár 80%-nyi részesedést is meghalad-va, miközben a BWR-ek részesedése 10% alá csökkent. Hasonlóan csekély az egyéb reaktortípusok (pl. nehézvizes blokkok) részese-dése a most épülő egységek között, ezek az erőműtípusok ráadásul

A PWR és BWR technológiákról röviden A BWR reaktorokban a reaktor aktív zónájában a hűtőközegként használt víz (normál üzemvitel során) felforr, majd az így kelet-kezett gőz hajtja meg a gőzturbinát. A turbina által előállított mechanikai energiát a generátor alakítja át villamos energiává. A turbinából távozó fáradt gőzt kondenzáltatják, majd vissza-vezetik a reaktorba. A BWR erőművekben emiatt nincs szükség gőzfejlesztőre, kétkörös hűtőrendszert alkalmaznak.

A PWR reaktorokban a fent leírtakkal szemben a reaktor ak-tív zónájában nagy nyomású víz hűti a fűtőelemeket, a turbinát meghajtó gőz egy speciális hőcserélőben, a gőzfejlesztőben ke-letkezik. A gőzfejlesztő közbeiktatásával elérhető, hogy a zónát hűtő radioaktív közeg ne érintkezzen a turbinával. A PWR erő-művek ezért háromkörös hűtőrendszert alkalmaznak.

Containment Structure


ReactorVessel

ReactorVessel

Generator

Generator

Condenser

Condenser

Control Rods

Pressurizer

Controlrods

1. ábra. A BWR és PWR reaktortípusok elvi felépítése (Forrás: NRC)

A PWR és BWR technológiákról rövidenA BWR reaktorokban a reaktor aktív zónájában a hűtőközegként használt víz (normál üzemvitel során) felforr, majd az így kelet-kezett gőz hajtja meg a gőzturbinát. A turbina által előállított mechanikai energiát a generátor alakítja át villamos energiává. A turbinából távozó fáradt gőzt kondenzáltatják, majd vissza-vezetik a reaktorba. A BWR erőművekben emiatt nincs szükség gőzfejlesztőre, kétkörös hűtőrendszert alkalmaznak.

A PWR reaktorokban a fent leírtakkal szemben a reaktor ak-tív zónájában nagy nyomású víz hűti a fűtőelemeket, a turbinát meghajtó gőz egy speciális hőcserélőben, a gőzfejlesztőben ke-letkezik. A gőzfejlesztő közbeiktatásával elérhető, hogy a zónát hűtő radioaktív közeg ne érintkezzen a turbinával. A PWR erő-művek ezért háromkörös hűtőrendszert alkalmaznak.



ReactorVessel

ReactorVessel

Generator

Generator

Condenser

Condenser

Control Rods

Pressurizer

Controlrods

1. ábra. A BWR és PWR reaktortípusok elvi felépítése(Forrás: NRC)


3MAGYAR ENERGETIKA 2017/5−6

E-MET.HU ATOMERŐMŰATOMERŐMŰ E-MET.HU

olyan további technológiákat is igényelnek az üzemeltetésük so-rán (pl. nehézvízüzem), amelyekkel kapcsolatban Magyarországon nincsen sem tapasztalat, sem infrastruktúra. A keletkező kiégett üzemanyag sokkal kisebb mennyisége is a PWR technológia mellett szól, szemben a nehézvizes reaktortechnológiával.

Figyelembe véve a technológiai jellemzőket és a piaci tendenciá-kat, valamint azt a tényt, hogy nyomottvizes reaktorok építésére, üzemeltetésére és karbantartására hazánkban jelentős szakértelem gyűlt össze a Paksi Atomerőmű jelenlegi blokkjainak üzeme alatt, a szóba jövő reaktortípusok PWR-ekre korlátozása teljes mértékben megalapozott és szükségszerű hazánk esetében.

Jelenleg a piacon elérhető nyomottvizes reaktorok közül csupán néhány olyan típus van, amely a jelenleg legkorszerűbbnek számító 3. vagy a még fejlettebb, ún. 3+ generációba tartozik. Mivel csak a 3., illetve 3+ generációs reaktorok képesek a jelenleg érvényes szi-gorú hazai nukleáris biztonsági követelményrendszer teljesítésére, csak ezek kerülhettek szóba az új paksi blokkok esetén, előnyben

részesítve a 3+ generációt, amely még fejlettebb biztonsági meg-oldásokkal rendelkezik.

A jelenleg elérhető, legalább építési fázisban levő 3. vagy 3+ generációs nyomottvizes reaktorok az alábbiak: AP1000 (Westing-house), APR-1400 (KEPCO), EPR (Areva), VVER-1200 (Rosatom). Az Atmea-1 (MHI-Areva) típus építése még nem kezdődött meg sehol, a tervek szerint a törökországi Sinop telephelyen épülhetnek a jövőben ilyen blokkok. Ennek a típusnak a készültségi szintje és referenciái ugyanakkor jelentősen elmaradnak a többi felsorolt tí-pusétól, így ez nem tárgya a további vizsgálatoknak.

Blokkméret, hálózatba illeszthetőségA jelenleg érvényes energiastratégia (Nemzeti Energiastratégia 2030) [4] az atomenergia kb. 40%-os részesedésének fenntartását célozza meg hosszú távon a hazai villamosenergia-termelésben. Ez a jelenleg üzemelő paksi blokkok 2032−2037 között várható leál-lítását követően – a hazai villamosenergia-fogyasztás előre jelzett

Dióhéjban az atomerőművek generációiról A nukleáris energia hasznosítása viszonylag fiatal energiaterme-lési mód. Az első, főként prototípus reaktorokat az 50-es évek második felében és a 60-as években építették, ezeket nevezzük 1. generációs atomerőműveknek, ilyenek jelenleg már nem üze-melnek a világon.

Az 1. generációs erőművek üzemeltetése során összegyűjtött tapasztalatok alapján fejlesztették ki a 2. generációs típusokat, amelyek főként a 70-es, 80-as, kisebb részben a 90-es években épültek. A jelenleg üzemelő atomerőművek döntő többsége 2. ge-nerációs atomerőmű, köztük a paksi blokkok is.

A 2. generációs atomerőművek üzemeltetési és biztonsági ta-pasztalatainak felhasználásával, az eltelt időben fejlesztett elem-zési, tervezési módszerek segítségével születtek meg a 3. gene-rációs reaktortípusok a 90-es években. A fejlesztés fő irányvonalai

a biztonság növelése, a gazdasági versenyképesség javítása, a nukleáris védettségi szempontok és a fenntarthatósági követel-mények figyelembevétele voltak.

A 3. generációs reaktorok további optimalizálása a kétezres években a 3+ generáció létrejöttét eredményezte – ezek a tech-nológiai alapon nem élesen elkülönülő típusok főként biztonsági szempontból tekinthetők sokkal fejlettebbnek. A 3+ generációs reaktorok többségében a tervezési alapon túli események keze-lése és a passzív működésű biztonsági rendszerek kiemelt hasz-nálata már alapvető követelmény. Ezen típusok tervezésekor a korábbinál jóval nagyobb figyelmet fordítottak a külső eredetű veszélyforrásokkal szembeni ellenálló képesség kialakítására, egyes blokkok például már egy nagy utasszállító repülőgép-rázu-hanásának is képesek ellenállni.

I. Generáció II. Generáció

III. Generáció

III+ Generáció

IV. Generáció

Korai prototípusreaktorok

Kereskedelmi atomerőműviblokkok

Továbbfejlesztettkönnyűvizes reaktorok

- Evolúciós- Megnövelt hatékonyság- Gazdaságosságilag optimalizált

- Nagyfokú gazdaságosság- Megnövelt biztonság- Minimális radioakrív hulladék- Proliferáció-állóság

- Shippingport- Dresden, Fermi I- Magnox

- LWR-PWR, BWR- CANOU- AGR

GenI GenII GenIII GenIII+ GenIV1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

US DOE, Gen IV International Forum: A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems, 2002

2. ábra. Az atomerőművek generációi

Dióhéjban az atomerőművek generációirólA nukleáris energia hasznosítása viszonylag fiatal energiaterme-lési mód. Az első, főként prototípus reaktorokat az 50-es évek második felében és a 60-as években építették, ezeket nevezzük 1. generációs atomerőműveknek, ilyenek jelenleg már nem üze-melnek a világon.

Az 1. generációs erőművek üzemeltetése során összegyűjtött tapasztalatok alapján fejlesztették ki a 2. generációs típusokat, amelyek főként a 70-es, 80-as, kisebb részben a 90-es években épültek. A jelenleg üzemelő atomerőművek döntő többsége 2. ge-nerációs atomerőmű, köztük a paksi blokkok is.

A 2. generációs atomerőművek üzemeltetési és biztonsági ta-pasztalatainak felhasználásával, az eltelt időben fejlesztett elem-zési, tervezési módszerek segítségével születtek meg a 3. gene-rációs reaktortípusok a 90-es években. A fejlesztés fő irányvonalai

a biztonság növelése, a gazdasági versenyképesség javítása, a nukleáris védettségi szempontok és a fenntarthatósági követel-mények figyelembevétele voltak.

A 3. generációs reaktorok további optimalizálása a kétezres években a 3+ generáció létrejöttét eredményezte – ezek a tech-nológiai alapon nem élesen elkülönülő típusok főként biztonsági szempontból tekinthetők sokkal fejlettebbnek. A 3+ generációs reaktorok többségében a tervezési alapon túli események keze-lése és a passzív működésű biztonsági rendszerek kiemelt hasz-nálata már alapvető követelmény. Ezen típusok tervezésekor a korábbinál jóval nagyobb figyelmet fordítottak a külső eredetű veszélyforrásokkal szembeni ellenálló képesség kialakítására, egyes blokkok például már egy nagy utasszállító repülőgép-rázu-hanásának is képesek ellenállni.

I. Generáció II. Generáció

III. Generáció

III+ GenerációIII+ Generáció

IV. GenerációIV. Generáció

Korai prototípusreaktorok

Kereskedelmi atomerőműviblokkok

Továbbfejlesztettkönnyűvizes reaktorok

- Evolúciós- Megnövelt hatékonyság- Gazdaságosságilag optimalizált

- Nagyfokú gazdaságosság- Megnövelt biztonság- Minimális radioakrív hulladék- Proliferáció-állóság

- Shippingport- Dresden, Fermi I- Magnox

- LWR-PWR, BWR- CANOU- AGR

GenIGenI GenII GenIII GenIII+ GenIVGenIV1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

US DOE, Gen IV International Forum: A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems, 2002

2. ábra. Az atomerőművek generációi

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-MET.HU ATOMERŐMŰ


ATOMERŐMŰ E-MET.HU

növekedését is figyelembe véve – legalább 2000 MW atomerőművi kapacitás hosszú távú üzemeltetését igényli.

A piacon elérhető, a nukleáris biztonsági követelmények-nek megfelelő nyomottvizes blokkok bruttó egységteljesítménye 1100−1700 MW között változik. A hazai villamosenergia-rendszer adottságait (energiaellátás biztonsága, üzembiztonság, rendszer-szabályozás, tartalékok), az egyes típusok rendszerbe illesztésének költségeit figyelembe véve az extrém nagy reaktorméret (azaz az EPR 1600−1700 MW nettó teljesítményű blokkja) nem megfelelő a hazai villamosenergia-rendszer számára.

Nukleáris biztonsági jellemzők, követelményeknek való megfelelésA hazai nukleáris biztonsági szabályozás kiindulópontja a Nemzet-közi Atomenergia Ügynökség égisze alatt elfogadott, hazánk által is ratifikált Nukleáris Biztonsági Konvenció (CNS – Convention on Nuclear Safety) [5], valamint az Európai Unió közös nukleáris biz-tonsági alapdokumentuma, a Nukleáris Biztonsági Direktíva (EURA-TOM 2014/87 direktíva) [6]. Ezen alapdokumentumok követelmé-nyei jelennek meg a hazai Atomtörvényben és az NBSZ-ben.

Általános biztonsági elvárásokA hazai szabályozás – a fent bemutatott nemzetközi szabályozással összhangban – nem kizáró jellegű, vagyis nem ad kizárólagossá-got egy adott atomerőmű-típusnak, meghatározza azonban azokat a minimum követelményeket, amelyeket egy új építésű atomerő-műnek feltétlenül teljesítenie kell. Ezek a minimumkövetelmények az elmúlt időszakban – részben a fukushimai atomerőmű-baleset következtében, részben a már korábban is felmerült biztonsági kérdések kezelésére – jelentősen szigorodtak. A szigorítások közül érdemes kiemelni az NBSZ által meghatározott követelményeket új atomerőművi blokkok esetére. Az új blokkoknál az ún. zónaolvadási gyakoriság kritériuma szigorodott a most üzemelő reaktorokhoz ké-pest (10-5/év a korábbi 10-4/év értékkel szemben), továbbá ezek-nél az új reaktoroknál az engedélyesnek igazolnia kell azt, hogy a jelentős vagy korai radioaktív-kibocsátás a balesetek során gya-korlatilag kizárható („practically eliminated”). (Az NBSZ 10-6/évben korlátozza a nagy vagy korai kibocsátással járó eseményláncok ösz-szegzett gyakoriságát.)

Szigorításokra a jövőben is számítani kell, hiszen a nukleáris biz-tonság folyamatos fejlesztése az iparág egyik fő elvárása. A tudo-mány fejlődésével meghatározott új eredményeket és az üzemeltetési tapasztalatokat úgy csatolják vissza a tervezés folyamatába, hogy a szabályzatok előírják az atomerőművek biztonsági szintjének folyamatos felülvizsgálatát, és szükség esetén további növelését. A fentieket figyelembe véve olyan megoldások vá-lasztása a célszerű, amelyek kellő tartalékokkal bír-nak. Mindezek alapján belátható, hogy a Magyar-országnak megfelelő reaktortípus kiválasztásának egyik legfontosabb szempontja a szigorú biztonsági követelményeknek való megfelelés, azzal a kitétellel, hogy amennyiben lehetséges, adott esetben a jelen-legi követelményeken is túlmutató biztonsági para-méterek álljanak fenn.

A legfontosabb és legösszetettebb szempontrend-szer a nukleáris biztonságé. A fukushimai tapasztala-tok figyelembe vétele (amely már a hazai szabályo-

zásba is bekerült) mindenképp azt indokolta, hogy kimondottan 3+ generációs atomerőművi blokktípus kerüljön kiválasztásra, ami a fukushimai tapasztalatok hasznosítása mellett a külső (természe-ti és emberi eredetű) veszélyforrásoknak való ellenálló képesség növelését és a súlyos balesetek kezelésére beépített rendszerek te-lepítését is jelenti. Magyarország egyértelmű érdeke „Fukushima-álló” reaktortípus beszerzése, amely a komplex üzemzavarok és súlyos balesetek megfelelő kezelhetősége mellett egy nagy utas-szállító repülőgép-rázuhanásával szemben is kellő mértékben el-lenálló. Ez utóbbi elvárás csak robusztus, kettős falú konténmenttel (kettős falú hermetikus reaktor védőépülettel) teljesíthető. A sú-lyos balesetek kezeléséhez az olvadt üzemanyag megbízható lo-kalizációja és hűtése szükséges, ami az olvadékkezelő rendszerek meglétét feltételezi. Alapvető követelmény az ún. mélységi véde-lem elvének alkalmazása, és a különböző mélységi védelmi szintek megfelelő elválasztása is. Emellett a kiégett üzemanyag tárolóme-dencéit is méretezni kell különböző súlyosságú üzemzavarokra és külső veszélyeztető tényezőkre. A hatályos jogszabályi előírások mellett a magyar fél által megfogalmazott követelmények az ún. EUR (European Utility Requirements) követelményrendszert [7] is alapul vették.

A koreai fejlesztésű APR-1400 reaktortípus – noha bizonyos fej-lett biztonsági megoldásokat is tartalmaz – nem felel meg több alapvető, fent említett követelménynek (pl. hiányzik a kettős falú konténment, négyszeres helyett csak kétszeres redundancia adott a biztonsági villamosenergia-betáplálásban stb.), emiatt nem ke-zelhető 3+ generációs típusként, így nem tárgya a további vizsgá-latoknak.

A magyar NBSZ 3/A kötetének 3a.2.1.2400. pontja szerint „A biztonság szempontjából fontos rendszereket, rendszerelemeket hasonló feltételek között kipróbált, bevált konstrukciós megoldá-sokat alkalmazva kell tervezni. Ettől eltérő esetben olyan technoló-giákat és termékeket kell alkalmazni, amelyek alkalmazhatóságát megvizsgálták és igazolták. Az új tervezési megoldások esetében, amelyek eltérnek a műszaki gyakorlatban bevett megoldásoktól, az alkalmazhatóságot adekvát kutatásokkal, tesztekkel, más alkalma-zásokban szerzett tapasztalatok elemzésével biztonsági szempont-ból igazolni kell.”

A kipróbált rendszerek szempontjából az evolúciós reaktor-típusoknak (EPR, VVER-1200) nyilvánvaló előnye van az innova-tív (radikálisan új műszaki megoldásokat alkalmazó) típusokkal

3. ábra. A Paks II. atomerőmű 5-ös és 6-os blokkjának látványterve

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-MET.HU ATOMERŐMŰATOMERŐMŰ E-MET.HU


(pl. AP1000) szemben, hiszen előbbieknek a tervezési üzemzavarok kezeléséhez szükséges rendszerei alapvetően már üzemelő atom-erőművekben is alkalmazott, bevált, kipróbált berendezéseken alapulnak. A VVER-1200 esetében ilyen referencia – a kettős falú konténment vagy az olvadékcsapda szempontjából – a megépült és azóta már üzemelő kínai Tianwan atomerőmű AES-91 típusú blokk-jai, valamint az orosz Novovoronyezs-II atomerőmű első üzemelő blokkja. További ilyen blokkok építése, illetve üzembe helyezése is zajlik több országban.

Kettős falú hermetikus védőépületA biztonsági rendszerek között feltétlenül kiemelendő a kettős falú konténment (4. ábra) követelménye, amely a magyar fél konkrét előírásai közt is szerepel. Általánosan elmondható, hogy kettős falú konténment esetén a belső konténmentfal alapvetően a radioak-tív anyagok lokalizálásában, létesítményen belül tartásában játszik szerepet, míg a külső fal a külső eredetű veszélyforrások (pl. re-pülőgép-rázuhanás, meteorológiai hatások stb.) ellen biztosít vé-delmet. Teljes értékű kettős konténment esetében – azaz amikor a külső fal a teljes belső konténmentet körülveszi és hermetikusan lezárja – a két fal közötti zárt térrész, az ún. annulus további vé-delmi szintet jelent, hiszen ebben az esetben az annulus légtere depresszió alatt tartható, az ott lévő közeg elszívható és szűrhető, azaz a belső fal esetleges szivárgása esetén is megakadályozható a radioaktív anyagok környezetbe jutása. Ezt – a két konténmentfal közötti zárt térrészből való elszívást, az erre szolgáló szellőztető- és szűrőrendszer meglétét – az NBSZ is előírja.

A robusztus konténment jelentősége és a konténment hűthető-sége a fukushimai baleset egyik fontos tanulsága is, a konténment üzemzavari nyomáscsökkentésre tervezett rendszere, az ún. szűrt leeresztés ugyanis gyakorlatilag használhatatlan volt a cunami által sújtott japán blokkokban.

Egyértelmű, hogy a kettős falú konténment nagyobb védelmet nyújt a környezetnek (és a reaktornak), mint a régebbi típusoknál alkalmazott egyszeres falú védőépület. A VVER-1200 – az EPR-hez

hasonlóan – két teljes értékű különálló, zárt védőépülettel ren-delkezik, az annulus a két fal közötti teljes térrészben zárt, így a belső fal egészét körülveszi a szekunder (külső) konténment. A konténment hűtése kellő redundanciával bíró hűtőrendszerekkel minden üzemállapotban biztosított.

Az AP1000 típus ezzel szemben csak ún. részleges kettős konténmenttel rendelkezik, a belső teljes konténment hermetiku-san zárt, kb. 5 cm vastag acélfalból készült, míg a külső, vasbeton fal (védőépület) nem hermetikusan zárt, azon nyílások találhatóak a belső konténment passzív hűtéséhez szükséges levegőáramlás biztosítására. Az annulusnak ebben az esetben csak az alsó része zárt, innen biztosított az elszívás. Az EUR követelményrendszere az annulus térrészeinek minél jelentősebb összeköttetését ajánlja az elszívás biztosításának érdekében.

Az EPR és a VVER-1200 konténment rendszere két, teljes érté-kű hengeres falból és az azt lezáró kupolákból áll, amelyek egyen-ként kb. 1 m vastagságú nagy szilárdságú vasbeton szerkezetek (a belső fal előfeszített vasbeton). A teljes szekunder konténment nyilvánvalóan lényegesen jobb védelmet tud nyújtani a külső ha-tások (pl. tűz, robbanás, vegyi anyagok, repülő tárgyak) ellen, emellett lehetővé teszi a teljes annulus atmoszférájának ellenőrzé-sét és tisztítását a primer konténment esetleges sérülése esetén. A teljes kettős konténment – a külső konténmentfal zártsága és a belső konténment vastag vasbeton fala miatt – a repülőgép-rázu-hanás esetén is jobban védett mind a repülőgép mechanikai ha-tásai, mind pedig a becsapódást követő kerozintűz elleni védelem tekintetében.

Az AP1000 esetében a részleges kettős konténment felvet biz-tonsági aggályokat, ebben az esetben ugyanis a külső védőépület nem szivárgásmentes, az annulus felső része pedig közvetlen ösz-szeköttetésben áll a környezettel, onnan az elszívás, az esetlegesen megjelenő radioaktív anyagok kiszűrése nem lehetséges. Ennek kö-vetkeztében az AP1000 külső védőépületének nincs nyomástartó vagy lokalizációs funkciója. Komplex üzemzavarok és súlyos bal-esetek (TAK – tervezési alap kiterjesztésébe tartozó üzemállapo-tok) esetén az AP1000 konténment nyomáscsökkentésére a belső konténmenttartály falán keresztüli hőelvonás alkalmazható, amely-hez a külső védőépület nyílásain keresztül kialakuló természetes levegőáramlásra és a védőépület tetején elhelyezkedő víztartályok-ból történő passzív befecskendezésre is szükség van. Ez a megoldás biztonsági szempontból kevésbé robusztus, mint a teljes kettős falú konténment, a gyengébb lokalizációs funkció mellett bizonyos külső hatások is jelentősebben érinthetik a típust. Kérdéses például repü-lőgép-rázuhanás vagy külső tűz esetén a belső konténment meg-felelő védettsége, illetve a passzív konténmenthűtés rendelkezésre állása. A víztartályok sérülése vagy a természetes levegőáramlási útvonal károsodása esetében az AP1000 csak a konténment szűrt leeresztésével képes a konténment nyomás csökkentésére, ez azonban – a Paks II. projektben előírt követelmények alapján – el-kerülendő TAK üzemállapotokban.

A pihentetőmedence elhelyezéseFontos kérdés – a fukushimai baleset tapasztalatai alapján is – a kiégett üzemanyag védelme a külső hatásokkal szemben, valamint a kiégett üzemanyag hőelvonásának biztosítása komplex üzem-zavarok esetében. A Paks II. projektben megfogalmazott követel-mények a fent említett tapasztalatokra alapozva (és a biztonságot szem előtt tartva) minden besugárzott üzemanyagra ugyanolyan

4. ábra. A VVER-1200 reaktor kettős falú konténmentjének sematikus ábrája



védelmi szintet írnak elő a külső veszélyeztető tényezőkkel szem-ben, függetlenül attól, hogy az adott üzemanyag a reaktorban vagy a pihentetőmedencében található-e. A kiégett üzemanyag tárolásá-ra szolgáló pihentetőmedence lényegesen jobb védettséggel ren-delkezik a külső veszélyeztető tényezőkkel szemben, amennyiben azt a konténmenten belül helyezik el (és természetesen még jobb a környezet védelmének szintje, ha a konténment kettős falú). Ezt a megoldást alkalmazzák a VVER-1200 esetében, míg az EPR és az AP1000 típusoknál a kiégett üzemanyagok pihentetőmedencéje a konténmenten kívül található. Ez szintén a VVER nagyobb biztonsá-gi tartalékát eredményezi. (Az EPR esetében az üzemanyag-kezelő épület külső védelme megegyezik a konténmentével, az AP1000 esetében azonban ez a védelmi szint kérdéses például a repülőgép-rázuhanással szembeni védelem tekintetében.)

A zónaolvadék kezelése súlyos balesetek eseténSzintén fontos kérdés a zónaolvadással járó súlyos balesetek ke-zelése a különböző reaktortípusoknál. A Paks II. projektben meg-fogalmazott követelményrendszer szerint a radioaktív anyagok lokalizációjában szerepet játszó fizikai gátak tervezésénél konzer-vatív elveket kell alkalmazni az ún. szakadékszélhatás elkerülése céljából, azaz ezeket a gátakat jelentős biztonsági tartalékokkal kell megtervezni. (Ezt az ajánlást egyébként a Nemzetközi Atomenergia Ügynökség biztonsági útmutatói [No. SSG-2] is tartalmazzák [8].)

Fejlett biztonsági szintet jelent a zónaolvadással járó súlyos bal-esetek esetére a VVER-1200-ban és az EPR-ben is alkalmazott zó-naolvadék-csapda (6. ábra). Ez a biztonsági rendszer – a nukleáris üzemanyag megolvadásával járó, a tervezési alap kiterjesztésébe tartozó – súlyos baleset esetén is képes az olvadt üzemanyag befo-gadására és lehűtésére az ún. ex-vessel fázisban (a reaktortartály falának prognosztizált sérülése után). Ennek az EPR és a VVER-1200 reaktoroknál alkalmazott zónaolvadékcsapda-rendszernek a megbízhatósága lényegesen nagyobb, mint az AP1000 típusban alkalmazott ún. IVR stratégia (in-vessel retention – a zónaolvadék

reaktortartályon belüli megtartása a reaktortartály falának külső hűtésével) megbízhatósága, utóbbinál a reaktortartály esetleges sérülése esetén ugyanis általában nincs további telepített rendszer az üzemanyag-olvadék kezelésére. Az amerikai nukleáris bizton-sági hatóság számításai szerint a reaktortartály falának sérülése a tartály külső hűtése esetén is viszonylag nagy valószínűséggel elő-fordulhat nagyobb teljesítményű reaktorok, így az AP1000 esetén, ami a szükséges tartalékok meglétét kérdőjelezi meg az AP1000 reaktor esetében.

A fenti – és további, itt nem részletezett – szempontok alapján egyértelmű, hogy a Paks II. projekttársaság által megfogalmazott, a fukushimai tapasztalatokat is figyelembe vevő szigorú nukleáris biztonsági és műszaki követelményrendszernek csak a VVER-1200 technológia felel meg.

5. ábra. A VVER-1200 technológiát alkalmazó Leningrád-II. atomerőmű konténmentje építés alatt (Forrás: rosatom.hu)

6. ábra. A VVER-1200 zónaolvadék-csapdájának 3D modellje


Egyéb (üzemeltetési és engedélyezési) tapasztalatokA típusok értékelésekor mindenképp figyelembe kell venni azt is, hogy a jelenlegi paksi blokkok szintén orosz (szovjet) tervezésűek, ennek következtében hazánkban az elmúlt három évtizedben több mint 120 reaktorévnyi üzemeltetési, karbantartási, engedélyezési és oktatási tapasztalat halmozódott fel az orosz nyomottvizes re-aktorokkal kapcsolatban, továbbá szoros együttműködés alakult ki az orosz tervezőkkel, kivitelezőkkel, kutatókkal, valamint a hasonló erőműveket üzemeltető társaságokkal. (Meg kell jegyezni, hogy a mostani paksi blokkok még 2. generációs, a hetvenes években ter-vezett típus tagjai, így természetesen attól jelentősen eltér a VVER-1200 blokkok kialakítása, sok ponton – pl. szerkezeti anyagok, szerelvények, rendszerek felépítése – azonban nagyban hasonlít a VVER-440-éhez). Ez a tapasztalat a projekt megvalósítása, majd az üzemeltetés időszakában a működtetés, a karbantartás és adott esetben az üzemzavarok kezelése területén nagyon komoly elő-nyökkel jár, amit szintén figyelembe kell venni az értékelés során.

Az új blokkok kapcsán felállított követelményrendszerrel kap-csolatban elmondható, hogy kiemelt szerepet kapott a fukushimai tapasztalatoknak való megfelelés, illetve a „Fukushima-állóság” követelménye. Ennek a követelménynek a teljesülését a szállító-nak igazolnia kell. A fent említett rendszerek – és egyéb biztonsá-gi megoldások – garantálják a VVER-1200 ellenálló képességét a fukushimaihoz hasonló kezdeti eseményekkel és egyéb külső hatá-sokkal szemben.

Hivatkozások[1] 1996. évi CXVI. törvény az atomenergiáról http://net.jogtar.hu/jr/

gen/hjegy_doc.cgi?dbnum=1&docid=99600116.TV[2] 118/2011. (VII. 11) Korm. rendelet a nukleáris létesítmények nuk-

leáris biztonsági követelményeiről és az ezzel összefüggő hatósági tevékenységről

[3] A NBSZ és mellékleteit ld. az Országos Atomenergia Hivatal honlap-ján: http://www.haea.gov.hu/web/v3/OAHPortal.nsf/web?openagent&menu=04&submenu=4_1

[4] Nemzeti Energiastratégia 2030, NFM 2012. http://2010-2014.kormany.hu/download/4/f8/70000/Nemzeti%20Energiastrat%C3%A9gia%202030%20teljes%20v%C3%A1ltozat.pdf

[5] IAEA Convention on Nuclear Safety, 1994-07-05, https://www.iaea.org/sites/default/files/infcirc449.pdf

[6] A Tanács 2014/87/Euratom irányelve (2014. július 8.) a nukleáris létesítmények nukleáris biztonsági keretrendszerének létrehozásáról szóló 2009/71/Euratom irányelv módosításáról https://publications.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/14d69d3c-13cd-11e4-933d-01aa75ed71a1/language-hu

[7] http://www.europeanutilityrequirements.org/Welcome.aspx[8] IAEA Safety Standards, Deterministic Safety Analysis for Nuclear

Power Plants, Specific Safety Guides No. SSG-2 http://www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/Pub1428_web.pdf

A cikk először a szerző blogján, a http://www.aszodiattila.blog.hu oldalon jelent meg 2017. szeptember 25-én. A Magyar Ener-getika szerkesztőbizottsága a téma fontosságára tekintettel já-rult hozzá az utánközléshez.



E-MET.HU ÁRAKÁRAK E-MET.HU

Buzea Klaudia

Ösztönző árszabályozás Nagy-Britanniában

A centralizált termelőkön és passzív fogyasztókon alapuló hagyományos villamosenergia-rendszer folyamatos átala-kulása, a megújuló energiaforrások integrálása és a fogyasz-tók aktív bevonása révén az elmúlt évek során több európai ország árszabályozási rendszerének megújítását, újragon-dolását eredményezte. Ezen a téren úttörő és kiemelkedő a brit hálózatos társaságokra kialakított, RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs [1]) névre keresztelt új ösztönző árszabályozási mechanizmus. Jelen cikk az angol szabályozó hatóság, az OFGEM [2] honlapján publikált ren-geteg információ alapján a RIIO modell alapjait, és ezen a komplex rendszeren belül a villamos energia átviteli és el-osztói hálózat szabályozásának alapelveit mutatja be, majd részletesen kitér a rendszer működésének jelenleg szám-szerűsíthető eredményeire és a fogyasztói tarifákra gyako-rolt hatásokra.

A villamosenergia-átviteli és -elosztói hálózat átalakítása és fej-lesztése a decentralizált, sokszor időjárásfüggő termeléshez és az aktív(abb) fogyasztói magatartáshoz egy lassú folyamatként indult meg a kis CO2-kibocsátású energiarendszer felé történő átmenet keretében. Az azonban már a folyamat elején látható, hogy ez az átmenet csak akkor biztosítható, ha a hálózatos társaságok beru-házásai, átalakításai reális korlátokat tartalmazó, ugyanakkor a fel-merülő költséget fedező finanszírozási rendszerben valósulhatnak meg.

Az angol szabályozóhatóság által kidolgozott RIIO (Revenue = Incentives + Innovation + Outputs) névre ke-resztelt árszabályozási rendszer a hálózatok fen-tiekben leírt fejlesztéséhez, alkalmazkodásához kíván – természetes monopólium révén szabá-lyozott keretek között – ösztönzést nyújtani.

A RIIO egy új típusú, ösztönző teljesít-mény alapú árszabályozási rendszer, amely a hagyományos, ún. RPI-X jövedelemsapka tí-pusú szabályozást váltja fel. A hagyományos jövedelemsapka típusú szabályozás a társa-ságok bevételét úgy szabályozza, hogy az ál-talában 4-5 éves árszabályozási ciklus során a társaságok bevétele évente az inflációnál (Retail Price Index, RPI [3]) egy hatékony-ságjavítási tényezővel (X) kisebb mértékben növekedhet. A jövedelemsapka típusú szabá-lyozás az éves felülvizsgálatok során kiszűri a mennyiségi változásból adódó kockázato-kat és ösztönzi a költségek csökkentését, de csak megfelelő szolgáltatásminőségi előírások

mellett biztosítja az elvárt szolgáltatási színvonal fennmaradását. A teljesítményalapú szabályozás során megállapított alap árbevétel a szolgáltatás minőségének javítása esetén nőhet, romlása esetén viszont csökkenhet.

Az angol árszabályozási rendszer megújítását hosszú előkészí-tési időszak előzte meg, a RIIO rendkívül komplex szabályrendsze-re hivatott a költségeket reális szinten tartani és a legkisebb költség elvét érvényesíteni.

A szabályozott társaságok és az új ciklusokA villamosenergia-átvitel árszabályozásának első új ciklusa a RIIO-T1 2013. április 1. és 2021. március 31 között tart, és három átviteli engedélyesre vonatkozóan állapít meg szabályokat. A villa-mosenergia-elosztás árszabályozásának első új ciklusa a RIIO-ED1 pedig 2015. április 1 és 2023. március 31 között folyik, és 14 elosz-tói engedélyesre vonatkozóan állapít meg szabályokat. Szemlélete-sen az 1. ábra mutatja be a szabályozott engedélyes társaságokhoz tartozó területeket.

A RIIO-árszabályozás alapelveiA RIIO-árszabályozás tiszta lappal indít, a maximális árbevétel nem a megelőző évek tételes költség-felülvizsgálatán alapul, hanem az engedélyesek által alaposan kidolgozott, 8-11 évre előremutató üz-leti tervek és azok akár többkörös finomítása során alakul ki a sza-bályozó hatóság (a továbbiakban: OFGEM) által indokoltnak tartott árbevétel szintje.

Az OFGEM az üzleti tervek alapján két csoportra osztja az en-gedélyeseket: „fast-track” minősítést kapnak azok, akiknek az első

Scottish Hydro Electricity Transmission (SHE)Scottish Power Transmission (SPT)National Grid Electricity Transmission (NGET)

Scottish and Southern Energy Power DistributionSP Energy Networks

Electricity North West

Northern Powergrid

UK Power Networks

Western Power Distribution

1. ábra. A RIIO keretében szabályozott társaságok (bal: átviteli hálózat, jobb: elosztói hálózat)

Scottish Hydro Electricity Transmission Scottish Hydro Electricity Transmission Scottish Hydro Electricity Transmission Scottish Hydro Electricity Transmission (SHE)Scottish Power Transmission (SPT)National Grid Electricity Transmission National Grid Electricity Transmission National Grid Electricity Transmission National Grid Electricity Transmission (NGET)

Scottish and Southern Energy Power Scottish and Southern Energy Power DistributionSP Energy Networks

Electricity North West

Northern Powergrid

UK Power Networks

Western Power Distribution

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-MET.HU ÁRAKÁRAK E-MET.HU


körben beadott üzleti tervei a kidolgozottság és célok szempontjá-ból elfogadhatóak, míg „slow-track” minősítést pedig azok, akiknek az első körben beadott üzleti terveiben akadnak még újragondo-landó, részletezendő területek. A „fast-track” minősítésű, alaposan alátámasztott üzleti terveket kevésbé tüzetesen vizsgálja át az OFGEM és kevesebb módosítási javaslattal él. Az üzleti tervek mi-nőségének javulását egy pénzügyi ösztönző rendszer [4] keretében is támogatják, amelyet már az előző ciklusban is használtak a jobb adatminőség biztosítása érdekében.

Az üzleti tervek alapján végül az OFGEM javaslatot tesz az en-gedélyesek árszabályozási kulcsparamétereire a 8 éves (!) árcik-lus egyes éveire. Ezeket a kulcsparamétereket a hosszú árszabá-lyozási ciklus első négy évének elteltével felülvizsgálják. Az angol rendszerben az árszabályozás kulcsparamétereit és a szabályozás mechanizmusát a hálózatos társaságokra vonatkozó engedélyek és azok kiegészítő feltételei tartalmazzák.

Az adott évi alap árbevétel-meghatározásának folyamataA szabályozási periódus egyes éveinek alap (átviteli/elosztási) ár-bevétele [5]:

• a működési kiadásokat, • az értékcsökkenést, • az adókat és • a szabályozási, vagyis befektetett eszközérték (Regulatory

Asset Base, továbbiakban: RAB[6]) OFGEM által indokoltnak tartott megtérülési ráta szerinti megtérülését fedezi.

A RIIO-ciklus kiinduló paramétereként a RAB értékét az előző szabályozási ciklusból vezették át.

A RIIO egy teljes költség (a továbbiakban: TOTEX [7]) alapú szabályozás, mely azt jelenti, hogy a beruházási költségen (a to-vábbiakban: CAPEX [8]) kívül bizonyos üzemeltetési (a továbbiak-ban: OPEX [9]) költségelemek is bekerülhetnek a RAB-ba. Emellett bizonyos beruházási költségeket szinte azonnal (egy éven belül) elismernek, növelve az engedélyesek beruházási hajlandóságát és csökkentve kockázataikat. A gyakorlatban ez azt jelenti, hogy a TOTEX-et egy előre meghatározott tőkésítési aránnyal osztják fel a RAB-ba beépülő („slow money”) és az azonnal elismerhető („fast money”) hányadra.

Mivel a hagyományos jövedelemsapka típusú szabályozás so-rán a RAB-ban és annak megtérülésében csak a CAPEX-et vették figyelembe, a hálózati engedélyesek a problémákat inkább beruhá-zásokkal és nem karbantartásokkal oldották meg (mely utóbbiak a teljes életciklus tekintetében költséghatékonyabbak lehetnek). A teljes költségalapú módszer árnyalja ugyan a hálózati engedé-lyesek beruházás kontra karbantartás filozófiáját, de nem szünteti meg azt a hátrányt, hogy csak a CAPEX eredményez a teljes gazda-sági élettartam alatt bevételt.

Egy adott évre vonatkozó alap árbevétel „karbantartása” több-lépcsős folyamat (2. ábra), amelynek első lépése az üzleti tervek alapján hatékonynak ítélt TOTEX frissítése, hiszen a ténylegesen felmerült költségek eltérhetnek az engedélyben előzetesen elismert költségektől.

A hálózati engedélyesek adott, t-ik évi alap (átviteli/elosztási) árbevételét évente egy iterációs folyamat [10] keretében az előre meghatározott paramétereket tartalmazó modell [11] frissítésével határozzák meg. Az OFGEM a transzparencia jegyében a fenti MS Excel formátumú modellt a honlapján is közzétette. A t-ik évi (az engedélyekben is szereplő) nyitó alap árbevételt [12] az iterációs folyamat végén a t-ik évi módosító tényezővel (MODt) igazítják ki. Ebben a t-ik évi módosító tényezőben a 2 évvel korábbi (t-2-ik évi) állapot tükröződik: egy adott évben ténylegesen felmerülő költségek és az arra az évre vonatkozó, az engedélyekben sze-replő költségek különbségét a 2 évvel későbbi eredményekben számolják el.

Ez a módosító tényező kezeli:• az engedélyezett TOTEX és a tényleges (elköltött) TOTEX

különbségének arányos megosztását (ún. sharing factor, a továbbiakban megosztási arány) a fogyasztók és a hálózati engedélyes között [13],

• a tényleges (elköltött) TOTEX tőkésítését (slow/fast money-ra való szétosztását),

• a szükséges pénzügyi kiigazításokat (adók, nyugdíjak, hitel-kamatok tekintetében),

• az ún. bizonytalansági mechanizmusok keretében kezeli a mennyiségi, illetve nem tervezhető költségek okozta bizony-talanságokat,

2. ábra. Adott évre vonatkozó alap árbevétel frissítésének folyamata

Tényleges és engedélyezettTOTEX különbsége

Megosztásiarány×

×

=

=

=

+

+

+

+

+

±

–

×

EngedélyezettTOTEX

Költségmegosztáseredménye (TIM)

„Fast money” hányad(%)

ZáróRAB

NyitóRAB

„Slow money” Nyitó RAB értékcsökkenése

Elismert RAB értékcsökkenése

ÁtlagRAB

Tőkeköltséghozamtényező (WACC) RAB megtérülés

Ex-ante jutalmak/büntetések, egyéb kiigazítások

Elismert adók

„Fast money”

RAB megtérülés

Egyéb bevétel

Alap árbevétel




• az indexálásokat (mivel az árszabályozási pénzügyi modell (PCFM) konstans árszinten számol, például a RIIO-T1 esetén 2009/2010-es árszinten), és

• figyelembe veszi a további szabályozásból adódó kiigazításo-kat (például az előző ciklus kivezetéséből adódó korrekció-kat).

A National Grid (a továbbiakban: NGET) átviteli engedélyes társaság esetén például a t−2-ik évi elismert és tényleges TOTEX különbségének 53,11%-a beépül a t. évi alap átviteli árbevétel-be („sharing factor”). A TOTEX azonnal elismert „fast money” ará-nya 15%, a maradék 85% a szabályozási eszközértékhez „slow money”-ként adódik hozzá.

Nem tervezhető költségeken például olyanok értendők, mint tenger alatti kábelek meghibásodásának javítási költsége vagy az energiapiaci jogszabályi változásokból következő többletköltségek.

ÖsztönzésA hálózati engedélyesek t-ik évi alap (átviteli/elosztási) árbevételét módosítja a különböző ösztönzők alapján kapott büntetések/jutal-mak összege. Az ösztönzők alapját a hálózati engedélyesek által az üzleti terveikben a teljes ciklusra kitűzött célok jelentik. A célokat az alábbi kategóriákban jelölték ki:

• a biztonság, • a megbízhatóság és rendelkezésre állás, • az ügyfélszolgálat, • a csatlakozási feltételek, • a környezeti hatások, • a szociális elkötelezettség.Az OFGEM a célok elérését pénzügyi eszközökkel és „reklámér-

tékű” elismeréssel is ösztönzi (például vezető szerep megítélése a környezetvédelemben). Az átviteli és elosztói engedélyesek telje-sítményét a különböző mérőszámokon keresztül ítélik meg, a célok elérése esetén érhető el jutalom, vagy alulteljesítés esetén kapható büntetés.

Az átviteli hálózati engedélyesek esetében a biztonság ösztön-zésére a hálózati eszközök koordinált cseréje és ennek nyomon követése szolgál (Network Output Measures, NOMs [14]). Az esz-közcserék ütemezett végrehajtásához az engedélyesek eszközeiket 7 kategóriában és 3 feszültségszinten (400 kV, 275 kV és 132 kV) fontossági sorrendbe állítják (Replacement Priority, RP [15]). Egy eszköz RP-értéke annak állapotától (asset health, AH) és meghi-básodásának kritikusságától (criticality, C) függ, a 3. ábra mátrixa szerint. Ez az RP-érték egyben meghatározza az eszköz cseréjé-nek határidejét is. Az átviteli hálózati eszközök cseréjére az első RIIO-ciklus közel 6,5 milliárd GBP keretet biztosít. A ciklus végére meghatározott NOMs célok alul/felülteljesítése esetén a következő RIIO-ciklusban az engedélyesek büntetést vagy jutalmat kapnak.

Az átviteli hálózat megbízhatóságának és rendelkezésre állá-sának mérésére a nem szolgáltatott villamos energia (ENS [16])

mértéke szolgál. A kitűzött célérték alul- vagy felülteljesítése ese-tén a különbözet (MWh) és a nem szolgáltatott energia előre meg-határozott árának (GBP/MWh) szorzata adja a jutalom/büntetés mértékét.

Az elosztói engedélyesek megbízhatóságának és rendelkezésre állásának mérésére a villamosenergia-ellátás hosszú idejű, nem ter-vezett megszakadásainak átlagos gyakorisága (SAIFI [17]) és a vil-lamosenergia-ellátás hosszú idejű nem tervezett megszakadásainak átlagos időtartama (SAIDI [18]) az két mutató, amelyekhez célérté-ket és pénzügyi ösztönzőt határoztak meg. Az adott évi eredmények és a kitűzött célok különbségét megszorozzák a megszakadásokhoz rendelt fajlagos értékkel (lásd 1. táblázat), de a kapott eredménye-ket arányosan megosztják a fogyasztók és a hálózati engedélyes között (a korábban leírt teljes költség megosztási mechanizmushoz hasonlóan). A jutalmak/büntetések összege esetén maximális korlá-tot is megállapított a szabályozó, a konkrét mértékekre egy elosztói engedélyes példáját az 1. táblázat mutatja be.

Az ügyfélszolgálat kategória a fogyasztók és az érdekeltek („stakeholderek”) véleményének mérésére szolgál. Ebben a kate-góriában az átviteli hálózati engedélyesek esetén a kitűzött célok-hoz képest elért adott évi fogyasztói és „stakeholder” elégedettségi felmérések eredménye, illetve bizonyos teljesítménymutatók (KPI [20]) aktuális értékei alapján egészítik ki a t-ik évi alap átviteli ár-bevételt adott (±1%) százalékkal. Az elosztó hálózati engedélyesek esetében a reklamációk adott időtartamon (1 vagy 5 napon) belüli kezelésével kapcsolatban határoztak meg célértékeket és ezekhez kapcsolódó pénzügyi ösztönzőket. Ezen kívül az engedélyesek egy különdíjért versenyeznek, amelynek keretében az érdekeltekkel kapcsolatos elkötelezettségüket, stratégiájukat és az elért eredmé-nyeket mutatják be, amit egy független szakértői csoport értékel 10-es skálán.

A csatlakozási feltételek kategóriájában a termelői és helyi fo-gyasztói csatlakozások időtartamára kijelölt célérték alulteljesítése esetén az átviteli engedélyesek büntetést kapnak. Ugyanebben a kategóriában az üzleti tervek alapján hálózatfejlesztési „baseline” alapcélokat [21], ill. nagyobb, de még bizonytalan – stratégiai – be-ruházási igényeket [22] határoztak meg. A rendszerirányító esetén a hálózatfejlesztési terv finanszírozására további külön kategóriát is létrehoztak [23]. Az engedélyesek számára (az engedélyekben számszerűsített) rendelkezésre álló „baseline” pénzügyi keret kor-rigálható az igények változása esetén. Ezeket a „baseline” hálózat-fejlesztéseket a rendszerhatárok átviteli kapacitásának növekedé-sének mértékével mérik. A stratégiai hálózatfejlesztések az OFGEM külön ciklusközi megítélése alá esnek, azokról stratégiai hálózatfej-lesztési projektekről, amelyek szükségességét a ciklus elején nem lehet teljes biztonsággal megítélni, a ciklus folyamán az OFGEM dönt.

Mutató Kitűzött cél 2015/2016-ra Pénzügyi ösztönző Maximális

jutalom/büntetés

SAIFI 86,70,38 millió

GBP/megszakadás darabszáma

17,7 millió GBP

SAIDI 51,10,93 millió

GBP/megszakadás időtartama percben

29,2 millió GBP

1. táblázat. Példa a megbízhatósági és rendelkezésre állási célok és ösztönzők mértékére (WMID [19] elosztói engedélyes, 2012/2013-as árszinten)

Eszköz állapota EszközcserehatáridejeAH1 AH2 AH3 AH4 AH5

Meg

hibá

sodá

s kr

itikus

sága

C4 RP4 RP4 RP4 RP3 RP2 RP1 0−2 év



C1 RP4 RP4 RP4 RP1 RP1 RP1 10+ év3. ábra. Az RP mátrix




Az elosztóhálózati engedélyesek esetén a csatlakozási feltéte-lek ösztönzői között az árajánlat-készítés munkanapjaihoz, illetve a csatlakozás kiépítésének munkanapjaihoz rendeltek célértékeket. Ezek alul/felülteljesítése alapján egészítik ki a t-ik évi alap elosztói árbevételt annak adott (−0,4% és 0,9% közötti) százalékával. Az elosztókat ezenkívül egy büntető jellegű tétellel [24] ösztönzik arra, hogy egymással versenyezve aktívan segítsék a nagyobb fogyasz-tók és az elosztott termelés csatlakozásainak megvalósulását. A cél az, hogy az ilyen jellegű csatlakozások esetén legyen megfelelő és hatékony a tájékoztatás és az ügykezelés, újszerű üzleti ajánlatok és akár új technológiák is a fogyasztók rendelkezésére álljanak. A nem kellőképp elkötelezett elosztók a t-ik évi alap árbevételük adott (maximum 0,9%) százalékától eshetnek el.

A környezetvédelmi célok és a hozzájuk kapcsolódó ösztönzők tekintetében a RIIO célja bátorítani a hálózatos társaságokat az alacsony CO2-kibocsátású energiatermelés segítésére, de nem őket teszi felelőssé az átállás megvalósításában. A környezetvédelmet négy (egymással átfedésben lévő) kategóriában különböző eszkö-zökkel próbálja ösztönözni a szabályozás:

• A vállalkozás ökológiai lábnyomának csökkentése: Reputáci-ós ösztönzés az évenként kötelezően közzéteendő beszámo-ló révén.

• Az infrastruktúra emissziójának csökkentése: Pénzügyi ösz-tönzés (pozitív és negatív is) az átviteli hálózat esetén az SF6 (kapcsoló berendezéseknél alkalmazott, üvegházhatású szi-getelő gáz) kibocsátás csökkentésére, az elosztó társaságok esetén a hálózati veszteség csökkentésére.

• Infrastruktúra-létesítés vizuális hatásainak csökkentése: A természeti szépség megőrzése érdekében (például nemzeti parkok esetén) a földkábelek létesítésének költsége lehívha-tó az erre a célra létrehozott alapból.

• Kis CO2-kibocsátású energiatermelés integrálása: Az előre nem jelezhető, bizonytalan mértékű beruházások (pl. elosz-tott termelők csatlakoztatása) költségének árszabályozáson keresztül történő biztosítása az ún. „bizonytalansági mecha-nizmusokon” keresztül történik.

Az átviteli engedélyesek a fentieken túl jutalomban [25] része-sülhetnek, ha környezetvédelmi elhivatottságukat példaértékűnek ítélik meg.

Az innováció ösztönzéseAz innováció (K&F tevékenység) előremozdítása érdekében a RIIO-T1 és a RIIO-ED1 ciklus során létrehozták a „Network Innovation Stimulus” programot, melynek keretében az engedélye-sek további forrásokra tehetnek szert:

• Network Innovation Allowance (NIA [26]): az adott évi alap (átviteli/elosztási) árbevétel +0,5−1%-át biztosítja kisebb pro-jektek megvalósítására és a Network Innovation Competition [27] kritériumainak megfelelő projektek előkészítésére.

• Network Innovation Competition (NIC): 81 millió GBP/év költségvetésű verseny, melyből ez engedélyesek nagyobb környezetvédelmi projektjeik költségeinek maximum 90%-át fedezhetik.

A RIIO közvetlen eredménye az innováció terén, hogy az en-gedélyesek külön „future networks” [28] részlegeket állítottak fel.

Ezenkívül az ún. Innovation Rollout Mechanism célja a hosszú távon a fogyasztók számára haszonnal járó innovációk előfinanszí-rozása már a RIIO-T1 ciklus során.

Az elért eredmények az átviteli engedélyesek példáján keresztülAz OFGEM évente jelentést tesz közzé, amelyben összefoglalja a TOTEX alakulását, az engedélyesek teljesítményét és az elért inno-vációs eredményeket.

A TOTEX alakulását a ciklus elején megállapított és az engedé-lyekben is szereplő értékekhez viszonyítva elemzik évről évre. Az elmúlt három év távlatában elmondható, hogy az eredeti tervekhez képest az engedélyesek kevesebbet költenek. Az OFGEM „jósla-tát” az eddigi tényleges TOTEX alapján a 2. táblázat foglalja össze. A 2015/2016-os év számadatai alapján a ciklus végéig az OFGEM összesen 16,7 milliárd GBP-re becsüli az átviteli engedélyesek tel-jes költségét (a ciklus elején meghatározott 18,5 milliárdhoz képest ez jelentős „alulköltekezést” jelent).

Az eltérést elsősorban a csatlakozási igények felülbecslése okoz-ta, például a NGET esetében a ciklus elején közel 33 GW termelői kapacitás csatlakoztatásával számoltak, amely a ciklus harmadik évére 14 GW-ra csökkent, így mérsékelve a szükséges beruházási és hálózatfejlesztési igényeket. Ehhez hasonlóan a fogyasztói csat-lakozási igények is visszaestek, a tervezett 72 helyett már csak 48 új transzformátor beruházással számolnak. (A mennyiségi hatáso-kat az éves felülvizsgálat módosító tényezőinek (MODt) keretében kezelik.) További eltérést okoz a munkák időbeli eltolódása is, ez jelenik meg az átviteli engedélyesek – az árszabályozási ciklus hát-ralevő éveire vonatkozó – „jóslataiban” is. Ahogy a 4. ábra, 5. ábra és 6. ábra szemlélteti, az eredeti üzleti tervekkel ellentétben a költ-ségek a ciklus elejéről inkább a ciklus vége felé tolódtak.

A 2017/2018-as évre levezetett maximális árbevételt a 3. táblá-zat foglalja össze. Az átviteli engedélyesek t-ik évi maximális árbe-vételének mértéke leegyszerűsítve az alábbiaktól függ:

2. táblázat. Az engedélyekben szereplő és tényleges TOTEX 2015−2016-os árszinten

Kumulatív TOTEX eredmények 2013-2016Engedélyekben

szereplő Tényleges Különbözet

millió GBP millió GBP millió GBP %NGET 4791 3683 −1108 −23%

SHE 1406 1046 −361 −26%

SPT 1190 891 −299 −25%

Összesen 7387 5620 −1767 −24%

Tényleges TOTEX Engedélyes TOTEX előrejelzéseEngedélyes által előrejelzett maximális bevétel(ösztönzőkkel, innovációval stb.)

Üzleti tervekben meghatározottmaximális bevétel

2013-14 2014-15 2015-16 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-210

500

1,000

1,500

2,000

2,500£m

4. ábra. A NGET tényleges, tervezett és engedélyekben szereplő TOTEX értékei



ÁRAK E-MET.HU E-MET.HU ÁRAK

• Átviteli alap árbevétel: Ez az engedélyesek üzleti tervei alap-ján meghatározott alap nyitó árbevétel értékétől és a tény-leges és engedélyekben szereplő TOTEX felülvizsgálatának eredményétől (MODt) függ.

• Közvetlenül áthárítható (pass-through) tételek: Nehezen megbecsülhető és az engedélyes által nem befolyásolható tételek, amelyek közvetlenül a fogyasztókra háríthatók (pél-dául engedélyezési költségek).

• Ösztönzőkben elért eredmények: Az engedélyben meghatá-rozott mechanizmus alapján az engedélyesek eredményei-nek függvényében elért jutalmak vagy kapott büntetések.

• Innováció: A NIA és a NIC függvényében kialakuló bevételek. • Átviteli hálózati beruházás megújuló energiaforrások integ-

rálása érdekében (TIRG [29]): Az előző ciklus mechanizmu-sa, amely a megújuló energiaforrások átviteli hálózatra csat-lakoztatását segítette elő.

• Korrekciós tényező: Az átviteli díjakból beszedett bevétel és az engedélyezett maximális bevétel korrekciója a t−2-ik évi tényadatok alapján, amely csökkenti vagy növeli a t-ik évi maximális árbevételt.

Az ösztönzők számokbanAz átviteli engedélyesek kitűzött céljait, a hozzá tartozó ösztönző-ket és az elért eredményeket kategóriánként külön foglaljuk össze.

A biztonság kategóriában a hálózati eszközök koordinált cseréje és ennek nyomon követése (az ún. NOMs) biztosítja majd a teljesít-mény mérését, amelynek értékelésére a RIIO-T2-ciklus során kerül sor. Jelen ciklusban az OFGEM a munkavédelmi követelményeknek való megfelelést értékeli (pénzügyi hatás nélkül), amelyet minden engedélyesnél megfelelőnek talált a ciklus eddigi éveiben.

A megbízhatóság kategóriában a nem szolgáltatott villamos energia mennyiségét mérik (4. táblázat). A kitűzött cél alultel-jesítése esetén az alap árbevétel maximum 3%-ától eshetnek el az engedélyesek. Ha a kitűzött célhoz képest csökkentik a nem szolgáltatott energia mennyiségét, akkor a kiesett villamos ener-gia értékének (VOLL) [30] és a csökkentés szorzatának megfelelő összeget nyerhetik el. A VOLL értékét (2009/2010-es árfolyamon) 16 000 GBP/MWh-ban állapították meg. A ciklus eddig eltelt éve-iben jelentős megtakarításokat értek el az engedélyesek ebben a kategóriában, így sorra jutalomban részesültek.

Az ügyfélszolgálat kategóriában az engedélyesek az elége-dettségi felmérések eredményei alapján részesülnek jutalomban vagy büntetésben. 2013 óta a fogyasztók és a „stakeholderek” a pontszámok alapján (5. táblázat) meg voltak elégedve a hálóza-tos társaságokkal, így ők jutalomban részesültek. Az elégedettsé-gi felméréseket kiegészíti még az elkötelezettségi különdíj is, ahol szakemberek értékelik az engedélyesek iparággal való együttmű-ködését. Az értékelő szakemberek mindhárom engedélyesnek ju-talmat ítéltek meg ebben a kategóriában, azonban megállapították, hogy a cégek még erősíthetik az iparággal való kapcsolatukat, főleg a mindennapi munkába történő bevonás révén.

A csatlakozási feltételek kategóriában a társaságok feladata, hogy az engedélyekben meghatározott „határidőkön” belül elégít-sék ki a csatlakozási igényeket mind a termelők, mind a fogyasztók esetén (az NGET-re időkorlát nem vonatkozik). A 2013/2014-es és 2014/2015-ös év során az SPT alulteljesített néhány csatlakozás esetén, a büntetés 2 év késleltetéssel jelenik meg a maximális bevételében. A szabályozó hatóság 2016-os jelentésében felhívta továbbá a figyelmet arra, hogy a szárazföldi szélerőművek támo-gatásának változása jelentősen csökkenteni fogja az ilyen típusú csatlakozási igényeket a ciklus hátralevő részében.

A csatlakozások kapcsán a „baseline” hálózatfejlesztések kere-tében a NGET négy projektet határozott meg üzleti tervében. Ebből három, összesen 2,8 GW átviteli kapacitásnövekedés mellett már megvalósult. A negyedik – egy nagyfeszültségű egyenáramú ten-geralatti kábel – kivitelezése 2017/2018 során várható. Az SPT öt projektre rendelkezik „baseline” kerettel, amelyekből egyet valósí-tott meg eddig, összesen 240 MVA új kapacitás kiépítésével. A többi projekt esetében – az igények bizonytalanságából adódóan – ki-sebb csúszások mellett fejlesztik a hálózatot. Az SHE „baseline” ke-rete két projektet fedezett, mindkettő befejeződött a 2015/2016-os év során. Az alapvető hálózatfejlesztésen túl csak az SHE igényelt keretet további három projektjére, melyek 2015/2016 során meg is valósultak, a tervezettnél alacsonyabb költségen.



2013-140

100

200

300

400

500

600

700

2014-15 2015-16 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-21

£m

6. ábra. A SPT tényleges, tervezett és engedélyekben szereplő TOTEX értékei

Tétel NGET SHE SPTNyitó alap árbevétel 1976 152 317

MOD −322 67 −17

Inflációs korrekció −40 −7 −7

Közvetlenül áthárítható tételek 7 −7 −4

Ösztönzők 15 2 8

Innováció 21 1 17

TIRG − 84 31

Korrekciós tényező 97 −2 4

Maximális árbevétel 1754 290 348

3. táblázat. A 2017/2018-as év maximális árbevételei, millió GBP



2013-14 2014-15 2015-16 2016-17 2017-18 2018-19 2019-20 2020-210

200

400

600

800

1000£m

5. ábra. A SHE tényleges, tervezett és engedélyekben szereplő TOTEX értékei

E-NERGIA.HU GEOTERMIA ÁRAK E-MET.HU E-MET.HU ÁRAK


Engedélyes Mutató Pénzügyi ösztönző Célok (MWh)

Különbözet a célhoz képest (MWh)

Pénzügyi eredmények (millió GBP*)

2013/2014

2013/2015

2015/2016

2013/2014

2014/2015

2015/2016

NGETNem szolgáltatott vil-

lamos energia

különbözet × VOLL vagy büntetés esetén az alap

árbevétel maximum 3%-a

316 181 307,3 312 2,44 3,91 3,96

SHE 120 84,4 13,9 120 1,22 0,19 1,62

SPT 225 182,8 222,2 211 2,64 3,03 2,87

*2015/2016-os árszinten

5. táblázat. Az ügyfélszolgálat kategóriában elért eredmények




2013/2014

2013/2015

2015/2016

2013/2014

2014/2015

2015/2016

NGET

Fogyasztói elégedett-ségi felmérés ±0,9% alap árbevétel 6,9/10 7,41 7,40 7,54

6,55 7,39 8,43Stakeholder elége-dettségi felmérés ±0,1% alap árbevétel 5/10 7,53 7,74 7,53

Elkötelezettségi különdíj 0−0,5% alap árbevétel − 5,75 6 6,25

SHE

Key performance indicators (KPI)

±1% alap árbevétel50/100 91 86 76

0,35 0,66 0,58Stakeholder elége-dettségi felmérés 5/10 6,50 7,70 8,20

Elkötelezettségi különdíj 0−0,5% alap árbevétel − 5,4 6 6

SPT

Key performance indicators (KPI)

±1% alap árbevétel50/100 68,00 69,16 73,10

0,42 0,65 0,74Stakeholder elége-dettségi felmérés 5/10 7,40 7,10 6,90

Elkötelezettségi különdíj 0−0,5% alap árbevétel − 4,9 5,5 6,25


6. táblázat. A csatlakozási feltételek kategóriában elért eredmények




2013/2014

2013/2015

2015/2016

2013/2014

2014/2015

2015/2016

NGET Termelői és helyi fogyasztói csatlako-

zások időtartama

Alulteljesítés esetén büntetés engedélyek-ben megha-

tározott

n. a. 235/235 280/280 0 0 0

SHE−0,5−0% alap árbevétel

47/47 98/98 100% 0 0 0

SPT 48/50 86/88 100% −0,06 −0,04 0

NGET Alapvető hálózatfej-lesztések

(Baseline Wider Works)

engedélyben meghatározott hálózatbővítés finanszírozása

engedélyek-ben megha-

tározott

ütemterv vagy kisebb csúszá-sokkal haladnak

engedélyekben meghatározott keret

SHE

SPT

NGET Stratégiai hálózatfej-lesztések

(Strategic Wider Works)

külön elbírálás alá tartozó nagyobb hálózatbővítés

finanszírozása

még nem történt igénylés ebben a kategóriában − − −

SHE 3 projekt [31] − 1,5 − −

SPT még nem történt igénylés ebben a kategóriában − − −

NGET

Járulékos hálózatfej-lesztések

(Incremental Wider Works)

a rendszerirányító hálózat-fejlesztési terv szerinti

beruházások finanszírozása

még nem történt igénylés ebben a kategóriában − − −





A környezeti hatások kategória elsősorban az átviteli engedélyesek SF6-szivárgásának csökkentését méri. A célok teljesítése egy év-ben sem sikerült maradéktalanul, a NGET kivételével az engedélye-sek alulteljesítettek több évben is.

Az innováció számokbanA Network Innovation Allowance (NIA) keretében az engedélyesek a „use-it or lose it” elv alapján maximum az adott évi alap árbe-vételük meghatározott százalékának megfelelő bónuszt innovációs projektekre költhetik (NGET, SHE a 70%-át, SPT az 50%-át).

Az eddig megkezdett fejlesztéseket a http://www.smarternetworks.org/ oldalon lehet követni, mely alapján:

• a NGET összesen 131 projektet indított 2013 óta, 2013−2014 során 6,1 millió, 2014−2015 során 9,1 millió, 2015−2016 so-rán pedig 8,8 millió GBP értékben;

• az SPT összesen 22 projektet indított 2013 óta, 2013−2014 során 0,6 millió, 2014−2015 során 0,7 millió, 2015−2016 so-rán pedig 0,8 millió GBP értékben,

• az SHE összesen 14 projektet indított 2013 óta, 2013−2014 során 1,2 millió, 2014−2015 során 1,3 millió, 2015−2016 so-rán pedig 1,6 millió GBP értékben.

A Network Innovation Competition keretében a 8. táblázat sze-rinti változatos tartalmú projektek nyertek el támogatást.

Az ún. „Innovation Rollout Mechanism” keretében az SPT 2015 májusában 24,28 millió GBP támogatást nyert HTLS [33] (magas hőmérsékleten alacsony belógású) vezetők telepítésére.

Hatás a fogyasztói számlákraA fentiekben leírtak közel sem teljes körű részletességgel próbálnak rávilágítani a brit árszabályozás újításaira és ösztönző elemeire. Az engedélyesek aktivitása nem kérdőjelezhető meg, ugyanúgy ahogy a szabályozó hatóság igyekezete és újító szellemisége sem. Arról viszont semmiképp nem szabad megfeledkezni, hogy a fentiekben leírtak a fogyasztóknál „csapódnak le”, hiszen ők azok, akik a rend-szerhasználati díjakban megfizetik a hálózat használatán túl annak fejlesztési költségeit is.

Az angol árszabályozási rendszerben a hálózathasználati díjak-kal és a csatlakozási díjakkal kapcsolatos módszertant és a konkrét számokat is az engedélyesek dolgozzák ki, nem a szabályozó ható-ság. Az átviteli hálózat üzemeltetőinek indokolt árbevételét a NGET (mint rendszerirányító) szedi be az átviteli hálózat használóitól az átviteli hálózat használati díjaként [34]. A költségeket közvetlenül a villamosenergia-termelők és szolgáltatók (kereskedők) fizetik meg, majd számláikon továbbhárítják a fogyasztókra (a továbbhárítás mértékéről a termelők és a szolgáltatók döntenek).

A RIIO-T1 árszabályozási ciklus alatt az átviteli engedélyesek várható kiadását 18 milliárd GBP-ra becsülték. Amennyiben az

ÉV Enge-délyes Projekt célja

Támo-gatás(millió GBP)

Határidő

2015

SHE

Teszt és fejlesztési üzem HVDC (nagyfeszültségű egyenáramú egyanáramú átvitel) rendszerekre 11

2014. január – 2021. március

SPT

Az angol−skót interkonnektor kapacitás optimalizálásának fejlesztése új adatelemzési mód-szertan révén

6,5

2013. decem-ber –2017.

március

2016

NGET

Monitoring és szabályozási rendszer fejlesztése, elősegít-ve a termelők és fogyasztók frekvenciaszabályozásban való részvételét

6,9 2018-ig

SHEModuláris megközelítésű alállomás építési technika fej-lesztése

2,8 2020-ig

2017

NGET Létező alállomás átalakítása inno-vációs tesztelési központtá 12,0 2020-ig

SHE Új típusú távvezetékoszlop fejlesztése 6,6 2020-ig

SPT Intelligens átviteli alállomás fejlesztése 8,3 2020-ig

8. táblázat. A Network Innovation Competition nyertes projektjei

7. táblázat. A környezeti hatások kategóriában elért eredmények

Engedé-lyes Mutató Pénzügyi ösztönző Célok (MWh)

Elért eredmények (kg)Pénzügyi

eredmények (millió GBP*)

2013/2014

2013/2015

2015/2016

2013/2014

2014/2015

2015/2016

NGET

SF6 szivárgás

az alapcélokhoz képest elért eredmények

jutalma/büntetése a non-traded CO2-árak alapján

11933 12035 12097 10110 9544 9052 1,84 2,42 2,56

SHE 151 173 224 335 339 272 −0,2 −0,17 −0,05

SPT 573 592 619 730 495 441 −0,17 0,1 0,19

NGET Környezetvé-delmi

elhivatottsági különdíj

32 millió GBP keret a RIIO-T1-ciklusban, a pédaértékű kategória

jutalmat kap

proaktív példaértékű proaktív − 2 −

SHE elkötelezett proaktív elkötelezett − − −

SPT proaktív elkötelezett példaértékű − − 4

NGET

Infrastruktúra létesítés vizuális

hatásának csökkentése (pl. nemzeti

parkok)

600 millió GBP keret a RIIO-T1-ciklusban még nem történt igénylés ebben a kategóriában





előre meghatározott beruházások teljesülnek, az az átviteli háló-zat használati díját (így a fogyasztói számla ezen tételét) a ciklus kezdetéhez képest előreláthatólag 21%-kal fogja megnövelni a cik-lus végére. Egy átlagos fogyasztói számlán a ciklus kezdetén az átviteli díjak közel 4%-ot tettek ki. Az OFGEM becslése szerint a RIIO-T1-ciklust megelőzően egy átlagos fogyasztó nominálértéken évi 21,8 GBP-t fizetett az átviteli hálózat használatáért. Ugyanezért 2013/2014 során évi 22,5 GBP-t fizetett, 2015/2016 során már évi 32 GBP-t, amely 2017/2018-ra várhatóan 38 GBP-ra fog nőni.

Az elosztóhálózat fejlesztésével kapcsolatos költségeket te-kintve egy átlagos fogyasztói számlán a RIIO-ED1-ciklus kezdetén az elosztói díjak közel 8%-ot tettek ki. Az elosztói tarifákban az OFGEM költségcsökkenést vár a RIIO-ED1 során. Honlapján azt hirdeti, hogy a 24,6 milliárd GBP árbevételi keret 2015 és 2023 között 30%-kal fogja javítani a hálózat megbízhatóságát, miközben a fogyasztói számlák átlagosan évi 10 GBP-tal fognak csökkeni. Az első felülvizsgált év eredményei alapján az elosztói engedélyesek összesen 3,2 milliárd GBP-t költöttek el (9%-kal kevesebbet, mint az engedélyeikben szereplő összeg). Az ez évi teljesítményük a 2017/2018-as tarifákat fogja befolyásolni, az OFGEM becslése alap-ján akkor egy átlagos fogyasztó évi 86 GBP-t fog az elosztóhálózat használatáért fizetni. Ez a 2015/2016-ra számított átlagos 87 GBP-nál és a 2016/2017-re becsült átlagos 93 GBP-nál is alacsonyabb, tehát egyelőre teljesülnek az OFGEM várakozásai.

A RIIO eddigi eredményei alapján tehát az 1950−1960-as évek-ben épült átviteli és elosztói hálózat megújítása ösztönző, de sza-bályozott keretek között valóban a szigetország fogyasztóinak ér-dekeit képviselheti.

ÖsszefoglalásJelen cikk a brit hálózatos társaságokra kialakított, RIIO névre keresztelt ösztönző árszabályozási rendszer alapelveit és újításait tekinti át. Az angol szabályozó hatóság által hosszú idő alatt elő-készített szabályozási rendszer az átviteli és elosztói társaságokat a teljes költségük (TOTEX) indokolt szintjének fedezése mellett bónusz-málusz rendszerben ösztönzi a hálózatok fejlesztésére és átalakítására. A RIIO talán legnagyobb újdonsága az, hogy konk-rét célok eléréséért „munkára fogta” a hálózatos társaságokat. A megfogalmazott kategóriák a megbízhatóság javítását, a fogyasz-tók igényeit és a környezeti hatások minimalizálását is középpont-ba állították. A fogyasztói számlákra gyakorolt hatás tekintetében az elmúlt évek számadatai alapján az átviteli tarifák növekedtek, ugyanakkor az elosztási tarifák csökkentek, mégis vélhetően a fo-gyasztók „többet kaptak a pénzükért”.

Hivatkozások• Dr. Gerse Károly (2014): Villamosenergia-piacok. BME Ener-

getikai Gépek és Rendszerek Tanszék.• D. Spiegel-Feld, B. Mandel (2015): Reforming Electricity

Regulation in New York State: Lessons from the United Kingdom. Frank J. Guarini Center on Environmental, Energy and Land Use Law New York University School of Law.

• OFGEM (2010): Handbook for implementing the RIIO model.• OFGEM (2014): ET1 Price Control Financial Handbook.• OFGEM (2015): RIIO Transmission Annual Report 2013−14.• OFGEM (2016): RIIO Electricity Transmission Annual Report

2014−15.

• OFGEM (2017): RIIO-T1 Annual Report 2015−16.• OFGEM (2017): RIIO-ED1 Annual Report 2015−16.• OFGEM (2016): National Grid Electricity Transmission Plc −

Electricity transmission licence − Special Conditions.

Jegyzetek[1] Árbevétel = Ösztönzők + Innováció + Termékek[2] OFGEM: Office of Gas and Electricity Markets = Gáz- és villa-

mosenergia-piaci Hivatal – Nagy-Britannia kormányzati piac-szabályozó hatóságát (GEMA) támogató hivatal. Legfontosabb feladata a fogyasztóvédelem, amelyet elsősorban a piaci ver-seny ösztönzése útján igyekszik ellátni.

[3] Retail Price Index = kiskereskedelmi árindex[4] Information Quality Incentive, IQI = Az információ minőségé-

nek ösztönző rendszere[5] Base Revenue for year t = A t-ik év alap árbevétele[6] RAB: Regulatory Asset Base = A hatóság által elismert eszköz-

érték[7] TOTEX: Total Expenditures = Teljes/összes költségek[8] CAPEX: Capital Expenditures = tőkeköltség, beruházási költsé-

gek[9] OPEX: Operation Expenditures = működési/üzemeltetési költ-

ségek[10] Annual Iteration Process, AIP = Éves iterációs folyamat[11] Price Controls Financial Model, PCFM = Árszabályozási pénz-

ügyi modell[12] Opening Base Revenue Allowance for year t = A t-ik évre vo-

natkozó nyitó alap árbevétel[13] TOTEX Incentive Mechanism, TIM[14] NOMs: Network Output Measures = Hálózati eszközök koordi-

nált cseréjének nyomonkövetése[15] RP: Replacement Priority = Cseresorrend, csereprioritás[16] ENS: Energy Not Supplied = nem szolgáltatott villamos energia[17] SAIFI: System Average Interruption Fraquency Index = Átla-

gos rendszermegszakadási gyakoriság[18] SAIDI: System Average Interruption Duration Index = A rend-

szermegszakadás átlagos időtartama[19] Western Power Distribution (West Midlands) plc[20] KPI: Key Performance Indicator = Teljesítménykulcs-indikátor[21] baseline wider works[22] strategic wider works[23] incremental wider works[24] Incentive on Connections Engagement, ICE[25] Environmental Discretionary Reward[26] NIA: Network Innovation Allowance = Hálózati Innovációs Tá-

mogatás[27] NIC: Network Innovation Competition = Hálózati Innovációs

Verseny[28] future networks = a jövő hálózatai[29] TIRG: Transmission Investment for Renewable Generation [30] VOLL: Value of Lost Load = A nem szolgáltatott villamos energia

értéke[31] Kintyre-Hunterston, Beuly-Mossford, Caithness-Morey projek-

tek[32] EU ETS rendszeren kívül kereskedett CO2-árak[33] High Temperature Low Sag Conductor[34] Transmission Network Use of System (TNUoS) charges


16

E-MET.HU BÁNYÁSZATBÁNYÁSZAT E-MET.HU


Makai Zoltán

Románia szénbányászatáról

A cikk Románia szénbányászatának múltját és jelenét fog-lalja össze, a három legjelentősebb központot, a Bánság, a Zsil-völgy és Olténia széntelepeinek helyzetét kiemelve. A szerző nézete szerint, bár a mai Románia szénbányászata és az arra épülő energiaipar nehézségeken megy át, abból kiindulva, hogy a romániai energiaellátás nélkülözhetetlen láncszeme a szénre alapozó villamosenergia-termelés, an-nak ellenére, hogy sokan az energetikai szénbányászat jö-vőjét megkérdőjelezik, e szomszédos országban belátható időn belül erre a nyersanyagforrásra szükség lesz.

A szénbányászat fejlődése a mai Románia területénA szénbányászatnak Romániában komoly hagyományai vannak. Az első ipari jellegű kitermelés a Bánságban kezdődött el, mi-után 1790-ben ott szenet találtak. 1830-ban a Brassó megyei Feketehalom (Codlea) mellett, majd 1839-ben Baróton (Baraolt) kezdődött el a szénbányászat. 1835-ben a moldovai Kománfalván (Comăneşti) nyílt meg egy szénbánya. 1840 után váltak ismertté a Petrozsényi-medence (Bazinul Petroşani) széntartalékai, ezt köve-tőn indultak a zsil-völgyi bányák, majd 1860-ban Egeres (Aghireş) környékén nyíltak újabb szénbányák.

A vasúti közlekedés beindulásával a széntermelés óriási mér-tékben fejlődni kezdett. 1890-ben Gorj megyében, azaz Olténiá-ban 4 m vastagságú antracitrétegeket tártak fel. A Bánságban és a Petrozsényi-medencében feltárt szén is kokszolhatónak bizonyult. Az Olténiai-medencében a lignitbányászat lett híres. 1906-ban a széntermelés példátlanul felszökött. Ezt követően, még a XX. szá-zad elején, mind az akkori Magyarország, mind Románia területén a bányák modernizálódtak, a gépi berendezések a kor színvonalára emelkedtek az aknaszállításban, a vízkiemelésben és a szellőzte-tésben is. A villamos meghajtású gépek lassan átvették a gőzgépek szerepét.

A következőkben a három legfontosabb szénbányászati régiót mutatjuk be, mégpedig a bánsági, a zsil-völgyi és az olténiai szén-bányászatot.

A bánsági szénbányászatMint tudott, 1790-ben Mathias Nicolaus Hammer fakitermelő mun-kás Stájerlakanina (Anina) közelében, az András-völgyben jelentős mennyiségű antracitos barnaszenet talált. Ezt követően 1792-ben megkezdődött a rendszeres szénbányászat ezen a vidéken. A szén-kitermelés mind jobban bővült és egyre gazdaságosabb lett. A Bán-ság másik nevezetes szénvidékének a berzászkainak (Berzasca) a felkutatása, kiaknázása és beindítása az 1840-es években kezdő-dött el. A bánsági széntelepeket 1855-ben megvásárolta a StEG (Staatseisenbahngesellschaft), azaz az Osztrák Állami Vasúttársa-ság, aminek következtében ezek a bányák a régió legfejlettebb bá-

nyái lettek. A kezdeti években 2000–2200 tonna szenet bányásztak. 1846-ban megnyitották az első mélyművelésű szénbányaaknát. A legmélyebb akna 1107 m mély volt, Európa akkori legmélyebb ak-nája. Közben az osztrák hatóság rájött arra, hogy a szenet érdemes külföldön is eladni. Ezért a császári kamara szerződést kötött egy osztrák dunai hajózási céggel nagy mennyiségű szén szállítására. Ez viszont egy vasútvonal megépítését feltételezte Oravicabánya (Oraviţa) és Báziás (Baziaş) – dunai kikötő – között. A vasútépítés 1854. augusztus 30-án befejeződött, és megindult a szénszállítás ezen a vasútvonalon. Ennek következtében a bánsági bányák a ké-sőbb Romániához csatolt részek legfejlettebb bányái lettek. 1867 és 1873 között itt 46 000 t szenet bányásztak. 1908 és 1912 között a stájerlakaninai bányákat felújították, és modern gépi berendezé-seket helyeztek üzembe.

A szocializmusban pazarlóan működtetett bányák 1990 után gazdaságtalanná váltak, termelésük fokozatosan visszaesett, végül felszámolták őket.

A zsil-völgyi szénbányászatA Zsil-völgye altalajában a XIX. század elején gazdag, kokszolha-tó és nagy fűtőértékű kőszenet találtak. Az első szénkitermelés itt 1840-ben kezdődött el, Petrozsény (Petroşani), Petrilla (Petrila) és Zsilyvajdejvulkány (Vulkan) környékén. A szénkitermelés kez-detei a Hoffman és a Madespach családok nevéhez kötődnek. 1854-ben megalakult a Nyugat-erdélyi Széntársaság, majd 1857-ben a bányákat megvásárolta egy brassói vasgyár. 1867-ben megjelent egy konkurens, az Árpád–Teréz-bányavállalat, amely Zsilyvajdejvulkányon kezdte meg működését mélyműveléssel. A Petrozsény–Piski (Petroşani–Simeria) vasútvonal megépítésével, 1870-ben Petrozsény lett a bányászat központja. Csak ez után kezd-tek fejlődni a hobicaurikányi (Uricani) és lupényi (Lupeni) bányák. 1895 és 1910 között a zsil-völgyi bányák a történelmi Magyarország szénkitermelésének 12–20%-át adták. Korszerű bányászat indult be. Minden téren komoly műszaki fejlesztésekre került sor. Modern aknafejtés jellemezte a bányákat. Függőleges emelőberendezések, szivattyúk, szellőztetőberendezések, osztályozók és modern szál-lítóberendezések működtek. Mindenütt jelen volt a villamos meg-hajtás. Ebben az időszakban itt a következő társaságok működtek: Salgótarjáni társaság, Urikány–Zsilvölgye társulat, Felső Zsil-völgye társulat és a lónyatelepi (Lonea) kincstári bányák. Mind a négy tár-saság jelentősen hozzájárult a szénbányászat fejlődéséhez. 1910-ben Zsilyvajdejvulkány körzetében egy villanytelepet helyeztek üzembe, amely szintén fontos lépés volt a fejlődésben.

A szénbányászat fejlődésében egyedi technológiai újdonságokat valósítottak meg. 1880 és 1909 között sűrített levegős, ütve működő fúrókalapácsot használtak. Ekkor kezdték használni az első tárcsás réselőgépeket is. Elterjedt a villanyvilágítás, a jelző- és kommuni-kációs berendezések. 1926–1927-ben, a lupényi bányában teljes


17

E-MET.HU BÁNYÁSZATBÁNYÁSZAT E-MET.HU


fémbiztosítással ellátott frontfejtés működött. 1941-ben a petrillai bányában már működött az első pajzstípusú lépegető biztosítás. Az 1929-es gazdasági válság idején sajnos több bányát is bezártak.

A szocialista államosítás után a zsil-völgyi bányák szerepe megnőtt, fokozatosan fejlődtek. A Zsil-völgy keleti részén talál-ható, nem kokszolható szén kitermelésére alapozva megépült a zsilymacesdparoseni (Jiu-Paroşeni) és a Déva melletti Marosnémeti (Mintia) hőerőmű. 1989-ben a Zsil-völgyében 60 000 bányász dol-gozott 15 bányában. Ezekből a bányákból évente 11 millió tonna szenet bányásztak ki.

Sajnos az erőltetett szénbányászat sorra szedte áldozatait a Zsil-völgyében. A biztonsági rendszer hiányosságai miatt a sújtó-lég okozta a legtöbb halálesetet. A Petrozsénytől 30 km-re lévő Kimpulunyág (Câmpul lui Neag) nevű falu háromnegyed részét le-radírozták, mert szenet találtak a falu alatt. Ma egy 30 m mély kráter emlékeztet a pusztításra.

1990 után a zsil-völgyi szén iránt csökkent az érdeklődés, a termelés visszaesett évi 6 millió tonnára, majd a társadalmi nyo-más hatására a zsil-völgyi bányászat komoly állami támogatásban részesült. 1992 és 1993 között 230 millió dollárt kaptak a román államtól. Mindezek ellenére 1997-ben több mint 20 000 bányászt nyugdíjaztak, ami komoly feszültségekkel és óriási költséggel járt. 2000 és 2003 között 70 millió dollárral támogatták a zsil-völgyi

bányászatot. 2004 után, az EU-hoz való csatlakozás jegyében, az állami támogatás jelentősen csökkent. A bányaüzemek, illetve az említett két erőmű összevonásával próbálták a bányászatot jöve-delmezővé tenni.

Néhány szó az említett két erőműrőlA zsilymacesdparoseni hőerőmű az említett település és Lupény bányáinak közelében fekszik. A két szakaszban – 1956 és1959 kö-zött – épült erőmű Lupény, Zsilyvajdejvulkány, Aninósza bányate-lep (Aninoasa) és Petrozsény városok távfűtőrendszerét látja el, és villamos energiát termel az országos villamos energetikai rendszer-nek. Beépített teljesítménye 300 MW. Az erőmű az elmúlt években fokozatosan modernizálódott, és folyamatban van egy füstgáz-kén-telenítő berendezés kivitelezése is.

A Marosnémeti hőerőmű Déva mellett, a Maros-folyó partján fekszik. Beépített teljesítménye 1285 MW (5×235 MW). Az erőmű gyorsindítású gépei jelentősen hozzájárulnak az országos villamos-energia-rendszer biztonságos működéséhez.

Az olténiai lignitbányászatrólA Duna és az Olt folyók között, három megye kb. 4500 km2 terü-letén található Románia legjelentősebb lignitkitermelése az olténiai szénmedencében. Az itt lévő lignittartalékot 3,9 milliárd tonnára

1. ábra. Románia fontosabb szénbányái

1 Keketehalom2 Baraolt3 Comânesti4 Petrozsényi medence (Petrila, Lupeni, Vulcan, Uricani, Paroseni)5 Egres Patak6 Stájerlakanina7 Oravicabánya8 Piski (Simeria)9 Déva (Marosnémeti)10 Rovinari11 Turceni12 Berzácska13 Dognácska

FONTOSABB SZÉNBÁNYÁKROMÁNIÁBAN

1 Keketehalom2 Baraolt3 Comânesti4 Petrozsényi medence (Petrila, Lupeni, Vulcan, Uricani, Paroseni)5 Egres Patak6 Stájerlakanina7 Oravicabánya8 Piski (Simeria)9 Déva (Marosnémeti)10 Rovinari11 Turceni12 Berzácska13 Dognácska

FONTOSABB SZÉNBÁNYÁKFONTOSABB SZÉNBÁNYÁKROMÁNIÁBAN


18

BÁNYÁSZAT E-MET.HU


E-MET.HU HÍREK

becsülik. A kitermelt szénmennyiség 80%-a felszíni, míg 20%-a mélyművelésű bányászat eredménye.

Az olténiai szénbányászat az 1916–1917-es években kezdő-dött. 1924-ben nyílt meg Rovinaron az első mélyművelésű bánya, ahol 1924 és 1929 között 3200 tonna szenet bányásztak. Ebben az időszakban tárták fel a külszíni fejtésre alkalmas területe-ket Rovinaron. A külszíni fejtés 40 m mélységtől 180 m-ig terjed. A külszíni fejtés speciális markolókkal, a felszíni bányászat szabá-lyainak betartásával folyik. A markolók kapacitása 1200–4500 m3 óránként. A szénbányászat Olténiában folytonos ütemben, állan-dó fluxusban történik, futószalag-szállítórendszer segítségével. A meddő lerakása speciális gépekkel, külön vagy belterületen tör-ténik. Van olyan kitermelés, ahol vegyes módszert alkalmaznak. Az olténiai-szénmedencében – becslések szerint – a kezdetektől fogva 850 millió tonna szenet külszíni fejtéssel, míg 200 milliót mély-műveléssel bányásztak. A meddő mennyisége 5000 millió m3-re tehető. Jelenleg külszíni fejtés 16 nagy kiterjedésű területen folyik. Az olténiai szenet több hőerőműben is hasznosítják. A legjelentő-sebbek a Gorj megyében működő turceni és rovinari hőerőművek. Ezeket alább röviden bemutatjuk.

Bár a felszíni bányagépek bemutatása külön fejezetet érdemel-ne, csupán néhányat említünk meg itt: forgótárcsás kotrógépek, lignitlerakodó gépek, speciális nagy teljesítményű meddőtárolók, nagy kapacitású futószalagok, kompakt kotrógépek stb.

A Turceni Energetikai KomplexumA Turceni Hőerőmű Románia legnagyobb hőerőműve 2310 MW be-épített teljesítménnyel. 7 darab 330 MW-os gépegységeivel csak villamos energiát termel. Románia villamosenergia-szükségletének 10%-át biztosítja. A szenet a hőerőműbe 20-25 km-ről szállítják. 2005-ben felújították, és egy füstgáz-kéntelenítő berendezést he-lyeztek üzembe. 2015-ben az erőmű mellett elterülő 1200 hektár-nyi területen egy gipszkarton gyárat létesítettek.

A Rovinari HőerőműA Rovinari Hőerőmű építése 1968-ban kezdődött el, és 1972-ben üzembe helyezték az első 200 MW-os csehszlovák gyártmányú gép-egységet. A szenet az erőműbe 7 km-ről szállítják. Beépített telje-sítménye 1720 MW.

Hogyan lehet jellemezni napjainkban a romániai szénbányászatot?A Bánságban a kitermelés, mint fentebb említettük, megszűnt, akárcsak Egeres és Barót környéke esetében. A Zsil-völgyé-ben a termelés visszaesett, sok bányát bezártak. Csak a Lupény, Zsilyvajdejvulkány, Livazény (Livezeni) és Lónyatelep bányái mű-ködnek.

Románia széntartalékát 900 millió tonna kőszénre és 2500 mil-lió tonna lignitre értékelik. Maga a Zsil-völgye tartaléka 430 millió tonnára tehető.

Romániában a széntartalék kitermelése igen nehéz a bonyo-lult tektonikai szerkezet és a nehéz hidrogeológiai viszonyok miatt. A mélyművelés 1000 m mélységben nehézkes a bányagépek és a biztonsági berendezések siralmas állapota miatt. A meggondolatlan átszervezések is rontottak a helyzeten.

Komoly problémát jelentenek a magas termelési költségek. A számítások szerint csak azokban a régiókban gazdaságos a kiter-melés, ahol egy tonna szén kitermelésének költsége 12 dollárnál ki-

sebb. A költségeket negatívan befolyásolja az a tény, hogy a román bányagépgyártás visszaesett.

Nem titok senki előtt, hogy Románia szénbányászata nem ha-tékony és nem gazdaságos. Ugyanakkor Románia nem engedhe-ti meg, hogy lemondjon a szénbányászatról akkor, amikor a szén biztosítja a villamosenergia-szükséglet 30%-át. Fontos körülmény továbbá, hogy a széntartalék elegendő akár 300 évre is. A helyze-tet súlyosbítja az a tény, hogy a széntüzelésű hőerőművek a csőd szélén állnak. A bankok mind jobban fenyegetik a hitelt felvevő hőerőműveket. A másik gondot a zöldigazolványok kérdése jelenti. (A zöldigazolvány az a bizonylat, amely újrahasznosítható források-ból, 1 MWh villamos energia előállítását igazolja.) Abban az eset-ben, ha az erőművek nem tudják eladni a zöldigazolványokat, azok pár éven belül érték nélküli papírokká válnak. Egyébiránt a román kormány a napokban 15 évre meghosszabbította a zöldigazolvány-rendszer működését.

A szénbányászatot az is negatívan érinti, hogy a villamosener-gia-termelő szektor nehezen tudja egyensúlyban tartani a villamos energia termelői árát a fogyasztók igényeivel, azaz az olcsóbb árak-kal. Ugyanakkor nagy nyomás nehezedik az iparágra az EU környe-zetvédelmi és egészségvédelmi előírásai miatt is.

Milyen jövő vár a román szénbányászatra?Románia szénbányászatának a jövője több tényezőtől is függ. Elő-ször is az ország villamosenergia-szükségletétől, a megújuló ener-giaforrások fejlesztésétől, és az EU energiapolitikájától. Ugyanakkor Romániában a villamosenergia-rendszer egyensúlyát minden eset-ben a széntüzelésű hőerőművek biztosítják. Ezért okvetlen működ-nie kell az olténiai és a zsil-völgyi szénbányáknak, illetve rovinari, turceni, paroşeni és marosnémeti hőerőműveknek. Serkentőleg hathat majd a szénbányászatra a tervbe vett új, modern széntü-zelésű hőerőmű megjelenése is. Bár egyes pénzintézeti szakértők szerint „a szén meghalt”, több tekintélyes vállalkozás tervez mo-dern, széntüzelésű hőerőművet építeni Romániában, kb. 4000 MW összteljesítménnyel. Az EURELECTRIC ugyancsak a szén halálát jó-solja, de ezt egyelőre nagyon halkan mondja. Ugyanakkor felhívja a figyelmet arra, hogy a szén haláltusája sokkal tovább fog tartani, mint ahogy sokan jósolják. A meglévő szénbányák és hőerőművek jövője komoly beruházásokat igényel: szükséges a modernizálás, a fejlesztés, a CO2-kibocsátásának a csökkentése, a meddőhányók rekultiválása, az energiahatékonyság növelése, a román bányagép-ipar fellendítése és a megfelelő jogszabályi keretek megteremtése. Mindez természetesen nagy kockázatokkal is jár. Úgy gondolom, hogy az iparág jövője érdekében a szénbányászatnak és az őket kiszolgáló hőerőműveknek még szorosabban együtt kell működni. A szén problémája hasonlít egy többismeretlenes egyenlethez – de én hiszek a szén jövőjében!

Forrásmunkák [1] Kladiva, O.: A hegyi Bánság ipartörténete. Régi (j)óvilág, Hon-

ismereti Szemle, X/2. 14–25., Temesvár, 2016.[2] András J., Kovács J.: A zsil-völgyi szénbányászat a XX. század

elején. A korát meghaladó technológiai újítások. Műszaki Tudo-mányos Közlemények, 2. 39–46., Kolozsvár, 2014.

[3] Fodor, D., Predoiu, I.: Dezvoltarea exploatării zăcămintelor de lignit din Oltenia prin inovare şi modernizarea tehnologiilor de lucru. Lucrările celei de-a X-a ediţii a Conferinţei anuale a Academiei de Ştiinţe Tehnice din România, 94–101., Galaţi.



BÁNYÁSZAT E-MET.HU E-MET.HU HÍREK

19

HírekHírekHírekHírekHírekHírekAz EURELECTRIC új elnöke szerint „… a szénnek vége”

Francesco Starace, az ENEL vezérigazga-tója (képünkön), akit az EURELECTRIC ez évi közgyűlésén a szervezet elnökévé vá-lasztottak, a szén haláláról is beszélt egy, az Euractive-nak adott interjújában. Azzal kapcsolatban, hogy az európai villamos-energia-szektor vezető szervezete köte-lezettséget vállalt arra, hogy az ágazatot 2050-ig dekarbonizálja, némi időveszte-ségről tett említést, de hozzátette, meg-felelő intézkedésekkel akár még korábban is elérhető ez a cél. Elsősorban a megújuló energiaforrások vártnál gyorsabb és na-gyobb mértékű térnyerését hangsúlyozta, amit megerősít az a tény, hogy a megúju-lók egy része mára versenyképessé vált. Második helyre az e-mobilitást sorolta, és kiemelte a digitális technika ugrásszerű fej-lődését, aminek eredményeképpen a háló-zatok is digitalizálhatóvá válhatnak.

A sikertelen technikák közül a CCS-t emelte ki, amely megítélése szerint túl-ságosan drága, nehézkes és alig fejlődik. Hasonlóképpen lelassult a szolár-termál technológia fejlődése is. A szükségesnél lassabban alakul az egységes európai ener-giapiac is, aminek egyik oka, hogy ebben az esetben olyan piacról van szó, amelyet hosszú évtizedeken át kifejezetten óvtak a versenytől.

A nukleáris erőművek jövőjével kap-csolatban nem foglalt határozottan állást. Valószínűnek tartja, hogy 2040-ig még biz-tosan működnek az európai országokban is atomerőművek, de – megítélése szerint – ezek helyettesíthetők lehetnek. A franciaor-szági üzemidő-hosszabbítások eredménye-képpen az atomerőművek akár a korábban tervezettnél jóval tovább is termelhetnek villamos energiát. Sok függ a Hinkley Point erőmű sorsának alakulásától is.

Jóllehet az EURELECTRIC idén április-ban arra (is) kötelezettséget vállalt, hogy

2020 után nem építenek széntüzelésű erő-műveket, fontos körülmény, hogy ehhez a lengyel és a görög szervezet nem adta a nevét. (Nehezen becsülhető, hogy az EURELECTRIC által vállalt kötelezettségek milyen mértékben kötik az egyes államo-kat. A szerk.). Ezzel kapcsolatban az elnök annak a meggyőződésének adott hangot, hogy a görögök később valószínűleg csat-lakozni fognak a vállaláshoz, míg a lengye-lek esete attól függetlenül is bonyolultabb, hogy energetikai miniszterük nemrég ki-jelentette, miután befejezik a három nagy szénerőmű építését (Jaworznóban már három éve folyik az építés – állami támo-gatással), több ilyen beruházást már nem terveznek. Európában senki más nem épít szenes erőművet – ennél sokkal fontosabb Starace szerint, hogy gáztüzelésű erőmű-vet sem.

Az Európai Bizottság azon javaslatát, amely megtiltaná az állami támogatás nyúj-tását olyan erőművek építéséhez, amelyek CO2-kibocsátása nagyobb mint 550 g/kWh, az EURELECTRIC nem támogatja. Az elnök szerint ennek az az oka, hogy bár le lehet állítani az elkövetkező évek során a feltételt nem teljesítő erőműveket, de nem látszik semminemű biztosíték arra nézve, hogy

a határértéket később nem szigorítják. Ez pedig a lehető legmagasabb gátat emeli az üzleti döntések elé. Túl ezen az egyébként igen fontos szemponton, az energetikai egységekkel szemben támasztott szám-szerű határérték teljesen felesleges akkor, ha az ETS (az európai kibocsátási egység kereskedelmi rendszer) működik és betölti feladatát. Ha a CO2-kvóta ára elég magas, az erről folyó vita felesleges és parttalan.

Forrás: http://www.euractiv.com/section/electricity/interview/eu-power-utility-boss-coal-is-finished-the-hard-question-now-is-gas/

A MET közgyűlése2017. október 19-én került sor a Magyar Energetikai Társaság tisztújító közgyű-lésére. Miután a jelenlévők elfogadták az elnökség beszámolóját, a 2016. évi pénzügyi beszámolót és a 2017. évi pénzügyi tervet, megvitatták az elmúlt évek legfontosabb, a társaságot is érin-tő eseményeit. A MET új elnökévé vá-lasztották Zarándy Pált, az elnökség tagjaivá Kozmáné Pocsai Zsófiát, Civin Vilmost, Jászay Tamást és dr. Tóth Má-tét. A felügyelőbizottság elnöke lett Csallóközi Zoltán; tagjai: Dudás Ger-gely, dr. Gács Iván, ’Sigmond György és Váncza József.

A közgyűlésen a leköszönő el-nök, prof. dr. Garbai László „A magyar energetikáért” emlékérmet adta át dr. Ronkay Ferencnek, a felügyelőbizottság leköszönő elnökének és Civin Vilmos-nak, a Magyar Energetika felelős szer-kesztőjének.



E-MET.HU HÍREKHÍREK E-MET.HU

Az NKM megvásárolja az ÉGÁZ-DÉGÁZ Földgázelosztót

Az NKM Nemzeti Közművek Zrt. és az ENGIE International Holding B.V. (korábban GDF Suez) adásvételi szerződést írt alá az ÉGÁZ-DÉGÁZ Földgázelosztó Zrt. 100%-os rész-vénycsomagjának megvásárlásáról. A közel 500 főt foglalkoztató társaság Magyarország észak-nyugati és dél-keleti részén több mint 775 ezer lakossági és versenypiaci ügyfél részére biztosítja a biztonságos földgázel-osztást. A tranzakció lezárását követően az ország déli részén valósul meg először tel-jes egészében az, hogy a földgáz- és áram-szolgáltatást, ideértve a biztonságos és fo-lyamatos ellátáshoz szükséges földgáz- és áramhálózatot és az ezzel kapcsolatos ügy-félszolgálati hálózatot is a Nemzeti Közmű-vek biztosítja az ügyfelek számára.

Az ENGIE korábban pert indított a ma-gyar állam ellen, azt róva fel neki, hogy az állami szabályozást úgy alakították, hogy ez-zel sérültek volna a befektetővédelmi elvek, miután ellehetetlenült a mostani adásvétel-ben érintett közműhálózatok gazdaságos működése. Miután a társaság alapvetően a jövőbeli elmaradt nyereség miatt perelt, a jogi eljárástól nagy valószínűséggel vissza-lép. Mindez felveti annak gyanúját, hogy az eljárás célja nem volt más, mint az alkupozí-ciók javítása az adásvételt megelőzően.

A tranzakció a hatósági jóváhagyásokat követően zárulhat. Az üzlet Kóbor György (képünkön), az NKM Zrt. elnök-vezérigaz-

gatója szerint „…kiváló lehetőség a Nemzeti Közművek számára, hiszen az ÉGÁZ-DÉGÁZ tartósan nyereséges elosztó társaság-ként tökéletesen illeszkedni fog a nemzeti közműszolgáltatási rendszerbe, ahol ezzel az adásvétellel a szinergia lehetőségek ki-

aknázása a költségek csökkentését ered-ményezheti nemcsak a gázüzletágban, ha-nem területi alapon is.”

A Nemzeti Közművek saját rendelkezé-sére álló forrásaiból finanszírozza a tranz-akciót tulajdonosi (állami) forrásbevonás nélkül.Forrás: http://nemzetikozmuvek.hu/Hirek/2017/10-17; http://www.portfolio.hu/; http://index.hu

A Nemzetközi Atomenergia Ügynökség éves közgyűlése

Szeptember 18−22-én tartották a NAÜ (IAEA) éves rendes közgyűlését Bécs-ben, a szervezet székhelyén, amelyen a 168 tagállam közül 157 képviseltette magát. A magyar delegációt dr. Aradszki András államtitkár vezette. Felszólalásá-ban a magyar államtitkár tájékoztatást adott a Paks II. projektről, továbbá ar-ról is, hogy az év végéig megszülethet a döntés a Paksi Atomerőmű negyedik egységének üzemidő-hosszabbításáról.

A 61. közgyűlésen újraválasztották Yukiya Amano urat az IAEA főigazgató-jává (képünkön). A konferencia határo-zatai elsősorban a nukleáris biztonság további erősítésének, valamint a tagál-lamok szervezetei szakmai-tudományos együttműködésének kérdéseivel foglal-koznak. Ez utóbbi kiemeli a tagorszá-gok sajátos igényei figyelembevételének szükségességét, különös tekintettel a kevésbé fejlett államokra.

Az egy hétig tartott közgyűlés plená-ris ülései mellett számos szakmai talál-kozót is tartottak, amelyek közül a Tu-dományos Fórum fő témája a nukleáris technológiák egészségügyi, diagnoszti-kai és kezelési, valamint megelőzési célú alkalmazása volt.

Magyarország a megalapítása, 1957 óta tagja a Nemzetközi Atomenergia Ügynökségnek.Forrás: https://www.iaea.org/newscenter/news/ , http://www.kormany.hu/hu/nemzeti-fejlesztesi-miniszterium/energiaugyert-felelos-allamtitkarsag/hirek

Dr. Zsuga János az MVM Magyar Villamos Művek Zrt.

vezérigazgatójaAz MVM Csoport stratégiájának hatéko-nyabb megvalósítása érdekében szétvá-lik az MVM Zrt. elnök-vezérigazgatói po-zíciója. 2017 októberétől Csiba Péter az MVM Zrt. Igazgatóságának elnökeként folytatja munkáját, míg dr. Zsuga János (képünkön) korábbi termelési és mű-szaki vezérigazgató-helyettes az MVM Zrt. vezérigazgatójaként felel a társaság operatív irányításáért.

Ezzel a változással Csiba Péter elnöki pozíciójában minden eddiginél nagyobb figyelmet tud szentelni az MVM Csoport nemzetközi terjeszkedésére, a társaság-csoport nemzetközi szerződéseinek to-vábbfejlesztésére, ugyanakkor továbbra is ő képviseli az MVM-et a legfontosabb hazai és külföldi szakmai szervezetekben.

A vezérigazgatói pozícióban Zsuga János felügyeli az MVM Csoport egyre bővülő portfólióját, és gondoskodik a társaságcsoport hatékony működéséről. Mindkét feladatkör kulcsfontosságú az MVM stratégiai céljainak megvalósítása szempontjából. A 2020-ra kitűzött ered-ményeket a társaságcsoport különböző akvizíciókkal és a költségek optimalizá-lásával kívánja elérni.Forrás: http://mvm.hu/bemutatkozas/




Magyar Energetikus Hallgatók Harmadik TalálkozójaA jövő minden téren számtalan olyan ki-hívást tartogat, melyek megoldása a jelen generációk feladata lesz. Ezért kiemelten fontos a fiatalok számára a világ sokszínű-ségének, folyamatainak megismerése, és megértése.

A Magyar Energetikai Társaság Ifjúsági Tagozata (MET IT) a 2017-2018-as tanév-ben harmadszorra rendezi meg a Magyar Energetikus Hallgatók Találkozóját – bece-nevén N6.3-mat –, mely rendezvény lehe-tőséget nyújt az energetikát tanuló, vagy a tudományterület iránt érdeklődő egyetemi hallgatók számára a szakmai fejlődésben, kapcsolat-teremtésben, ismeret-bővítésben egy több napos igényes, kreatív és gyakorlatias program-repertoár által.

A találkozó során a résztvevő csapa-tok előadásokat hallgathatnak a szakma jeles akadémiai és vállalati képviselőitől, üzemlátogatásokon vesznek részt, ahol a gyakorlatban is megfigyelhetik az ener-getikához köthető legfontosabb ipari te-vékenységeket, valamint bemutatják sa-ját tudományos munkáikat, mellyel saját készségeiket, valamint résztvevő társaik szakmai tudásspektrumát is bővítik.

A mély szakmai tartalom mellett a program kiemelt figyelmet fordít baráti kapcsolatok kialakítására, így minden nap jut idő izgalmas, érdekes társas és kulturá-lis programokra, egymás megismerésére, közösségépítésre.

A találkozó 2018. február 1−4-ig kerül megrendezésre Budapesten. A szervezők várják minden érdeklődő hallgató jelentke-zését, aki szeretne egy színvonalas rendez-vény által gazdagodni. További informáci-ók: metit.hu

Paks II: Új név, új logó

Paks II. Atomerőmű Zrt. néven működik tovább a két új blokk megvalósításért fele-lős projekttársaság. Az Európai Bizottság 2017. március 6-án meghozott, részleteiben 2017. október 6-án publikált határozata alátámasztja, hogy a kapacitásfenntartási pro-jekt Magyarország számára energiapolitikai szempontból stratégiai fontosságú beruhá-zás, amely nyereséget is termel majd, ugyanakkor – többek között – előírja, hogy Paks II. funkcionálisan és jogilag is legyen független a paksi atomerőmű üzemeltetőjétől. Bár ez az MVM Csoportból történő 2014. évi kiválással megvalósult, fontos, hogy az elkülö-nülés a cég nevében is egyértelműen tükröződjön.

Az új név jelzi, hogy a két új atomerőművi egység nemcsak megépül, hanem leg-alább 60 évig a magyar lakosság és gazdaság szolgálatában biztosítja az olcsó, bizton-ságos, klímabarát villamosenergia-termelést. Az új, P betű és a római kettes összevont betűpárból kirajzolódó logó is ennek a szellemiségét tükrözi, megidézi a Play/Start gom-bot, ami az elindulás, kezdés, haladás, előremutatás jele. Forrás: http://www.paks2.hu/hu/hirek/SitePages/newsDetails.aspx?NewsID=248;

A megújuló energia irányelv felülvizsgálataAz Európai Parlament Környezetvédelmi, Közegészségügyi és Élelmiszerbiztonsági Bi-zottsága (ENVI) 2017. október 23-án kis többséggel (32 igen, 29 nem, 4 tartózkodás) elfogadta a holland zöldpárti képviselő Bas Eickhout, mint témafelelős (rapportőr) ál-tal jegyzett jelentést a megújuló energia irányelv felülvizsgálatáról. A jelentés szerint a bizottság támogatja a bioüzemanyagok kivezetését az irányelv hatálya alól, mert ezek nem hatékony eszközei a fenntartható energiagazdaságra való áttérésnek. Egy nemrégiben megjelent elemzés szerint az EU-ban felhasznált biodízel 53%-át az unión kívülről importálják, pl. az esőerdők irtásával szoros összefüggést mutató trópusi pál-maolaj-termelésből fedezve az igényeket. Számos környezetvédő szervezet ugyanakkor azért támadja a jelentést, mert az – bár konkrét célokat tűz ki az EU elé 2030-ra – nem változtatna a biomasszák használatára vonatkozó szabályozáson és emiatt attól tar-tanak, hogy a célok elérése érdekében az erdőket és más védett élőhelyeket az egyre fokozottabb kitermelés károsíthatja.Forrás: http://www.euractiv.com/ 2017-10-24

-



E-MET.HU HÍR HÍR E-MET.HU

Aszódi Attila, Hugyecz Attila

A Paks II. projektre vonatkozó uniós versenypolitikai döntés

2017. október 6-án az Európai Bizottság versenypolitikai fő-igazgatósága nyilvánosságra hozta a Paks II. projekt állami támogatására vonatkozó vizsgálatának részletes eredmé-nyét. Cikkünkben a bizottsági eljárás menetét, s annak az ér-velésnek a lényegét foglaljuk össze, amely a Bizottság azon döntéséhez vezetett, hogy a Paks II. projekt megvalósítása és annak állami finanszírozása az európai uniós joggal össz-hangban történik.

Vita az állami támogatás létérőlA Bizottság az ún. mélyreható vizsgálatot – több hónapos előzetes egyeztetéseket követően és a magyar kormány bejelentése nyo-mán – 2015. november 23-án indította meg [1]. 2016. január 12-én nyílt meg az az egy hónapos konzultációs időszak, amelyben az eljárással kapcsolatban harmadik felek (értsd: tulajdonképpen bárki) elmondhatták véleményüket [2].

A Bizottság a mélyreható vizsgálat során a magyar kormány álláspontja, a harmadik felektől beérkezett vélemények és saját, hosszas értékelése és további konzultációk alapján hozta meg vég-leges döntését.

Az állami támogatási vizsgálat során a Bizottság versenypoli-tikáért felelős főigazgatósága első körben azt vizsgálja, hogy az adott intézkedés állami támogatásnak minősül-e. Az Európai Unió működéséről szóló szerződés 107. cikke értelmében akkor minősül egy intézkedés állami támogatásnak, ha a következő négy feltétel egyszerre teljesül:

1) állami forrásról van szó,2) az intézkedés szelektív, tehát bizonyos vállalkozás kapja,3) az intézkedés érintheti a tagállamok közötti kereskedelmet

és torzíthatja a versenyt,4) gazdasági előnyt nyújt az adott vállalkozásnak.

A Bizottság a fenti feltételek vizsgálatán túl azt elemzi, hogy a pro-jekt termel-e annyi profitot, azaz lesz-e olyan nagy a megtérülése,

mint amennyit egy piaci magánbefektető egy ilyen projekttől elvár-na. A megtérülést a belső megtérülési ráta (internal rate of return, IRR) jellemzi, az elvárt hozamot pedig az ún. súlyozott átlagos tőke-költség jelzi (weighted average cost of capital, WACC). Amennyiben IRR ≥ WACC, azaz a projekt a magánbefektető által elvárt hozamot kitermeli, úgy a projekt állami finanszírozása nem jelent állami tá-mogatást, azaz az állam nem nyújt gazdasági előnyt az adott tár-saságnak. Ellenkező esetben a projekt állami támogatást tartalmaz.

Az Európai Bizottság e kérdés eldöntésének kiemelt figyelmet szentelt, az IRR és a WACC részletes számításai a 87 oldalas hatá-rozatban több mint 20 oldalt tesznek ki [3].

Az IRR számításához a beruházási költségeket, azok időbeli le-futását, az üzemeltetési költségeket (benne üzemanyag, munkaerő, karbantartás, hulladékkezelés stb.), a megtermelt villamos energia mennyiségét és a várható értékesítési árat kell megbecsülni. Ebből számolható az a diszkontráta, amely mellett a projekt nettó jelen-értéke zérus. Ez a diszkontráta az ún. belső megtérülési ráta.

Az elvárt hozam, vagy más oldalról közelítve a tőkeköltség (WACC) számításához a saját tőkére elvárt hozamot, az idegen tőke elvárt hozamát és a teljes életciklusra számított tőkeáttételt szükséges kiszámolni, valamint a társasági adó kulcsára vonatkozó feltételezéssel is kell élni.

A jövőre vonatkozó becslések bizonytalanságát a Bizottság Monte Carlo szimulációk segítségével próbálta meg számszerűsí-teni, melynek során bizonyos bemenő paraméterek változására feltételezett egy paramétertartományt, és ebben a tartományban variálta a bemenő paramétereket. A brüsszeli testület szimmetri-kusan, azaz a kiindulási adattól pozitív és negatív irányba azonos mértékkel eltérített feltételezésekkel élt az inflációra, az üzemelte-tési és karbantartási költségekre, a hulladékkezelési és leszerelési költségekre, a karbantartásra vonatkozó beruházási költségekre, az erőmű várható élettartamára és természetesen a villamos ener-gia árára vonatkozóan is, míg aszimmetrikus eltérítést alkalmazott az állásidőre (ezáltal implicite a kapacitáskihasználási tényezőre) vonatkozóan: a nagyobb állásidő felé nagyobb volt az eltérítés.

A Bizottság összességében kétszer 10 000 szimuláció lefutta-tásával becsülte meg a projekt várható megtérülését. A testület 2017. februári adatokon alapuló részletes vizsgálata szerint a pro-jekt várható hozama (belső megtérülési rátája) évi 6,79−7,90%, míg egy piaci magánbefektető 7,40−8,35%-ot várna el egy hasonló projekttől (ez az érték a WACC).

Mielőtt a lényeg értelmezésére rátérnénk, figyeljük meg, hogy a Bizottság számításai alapján a bemenő paraméterkombiná- ciók egyike sem eredményez olyan IRR-t, amelynek értéke negatív lenne, vagyis a Bizottság által készített érzékenységvizsgálatban a legkedvezőtlenebb paraméterkombinációk is azt tükrözik, hogy a projekt visszahozza a bele fektetett tőkét.

Az Európai Unió működéséről szóló szerződés„107. cikk (1) Ha a Szerződések másként nem rendelkeznek, a belső pi-accal összeegyeztethetetlen a tagállamok által vagy állami for-rásból bármilyen formában nyújtott olyan támogatás, amely bizonyos vállalkozásoknak vagy bizonyos áruk termelésének előnyben részesítése által torzítja a versenyt, vagy azzal fenye-get, amennyiben ez érinti a tagállamok közötti kereskedelmet.”




Az Európai Bizottság IRR-re vonatkozó szimulációinak középér-téke azt mutatja, hogy a Paks II. projekt évi 7,35% hozamot hoz (az IRR számított értékeinek 90%-a a 6,79−7,90%-os tartományba esik, középértéke 7,35%). Egy piaci magánbefektető a Bizottság szerint évi 7,88% hozamot várna el egy ilyen beruházástól (ez a számított WACC középértéke), ami mintegy fél százalékkal maga-sabb hozamelvárás, mint a projektben várható hozam. Az Európai Bizottság értékelésében ezen fél százalékpontnyi hozameltérés mi-att minősül a Paks II. projekt állami finanszírozása állami támoga-tásnak.

A 7,35%-os IRR középértékkel a Bizottság azt állapította meg, hogy a Paks II. projekt a változó költségeken felül, így az üze-meltetési és karbantartási költségeken, az üzemanyagköltségen, a megfizetendő adókon, a radioaktív hulladék kezelésére és az erő-mű leszerelésére előirányzott (és az üzemelési időszakban folya-matosan megfizetett) összegen felül visszahozza a megvalósítására fordított beruházási összeget, valamint a projekt mindezeken felül évi 7,35% hozamot termel. Ez az évenkénti hozam a projekt teljes életciklusára, vagyis a 10 év előkészítési-építési idő és a 60 éves üzemeltetési időszak együttes, összesen 70 évére értendő. A ma-gyar állam számára a beruházási összeg természetesen nem ingyen áll rendelkezésre: ha ennek finanszírozásához hitelt vesz fel, akkor a hitel kamatait e hozamból fizeti ki. Szintén fontos megjegyzés e hozamhoz, hogy ez mindössze azokat az előnyöket számszerűsí-ti, amelyek egy befektető számára gazdasági értéket képviselnek, ezek pedig szigorúan csak a piaci hozamok. A magyar állam szá-mára a szűk piaci értelemben vett hozamon felül a projekt további nemzetgazdasági előnyökkel is jár: növeli a villamosenergia-ellátás biztonságát, munkahelyeket teremt, multiplikátorhatásokkal jár, hosszú távon fenntartja a hazai, magas hozzáadott értéket teremtő nukleáris szakmakultúrát, valamint innovációs és kutatás-fejleszté-si képességet, továbbá hozzájárul az ország üvegházgáz-kibocsátá-sának csökkentéséhez is. Mindezeket az előnyöket az évi 7,35%-os hozam nem tartalmazza.

Mindazonáltal a Bizottság megállapította, hogy mivel szigorúan piaci értelemben az IRR nem éri el a WACC értékét, a projekt állami finanszírozása állami támogatásnak minősül.

Az állami támogatás jogszerűségeA vizsgálat ezzel természetesen nem ért véget, hiszen az uniós jog szerint létezhetnek olyan indokok, amelyek alapján egy adott projekt állami támogatása megen-gedhető, mivel az általa okozott sérelmek eltörpülnek a projekt megvalósításával elérhető előnyök mellett. Az uniós joggal kompatibilis, azaz jogszerű az állami tá-mogatás, ha közös cél eléréséhez járul hozzá, a cél el-éréséhez szükséges, azzal arányos és nem befolyásolja hátrányosan a kereskedelmi feltételeket a közös érdek-kel ellentétes mértékben. A kompatibilitás megállapítá-sához a következő feltételek teljesülésére volt szükség:

Az intézkedés1) közös érdekű cél elérését szolgáló tevékenysé-

get tesz lehetővé,2) piaci hibát küszöböl ki,3) a közös érdek eléréséhez megfelelő eszköz,4) ösztönző hatású,5) arányos,6) nem torzítja aránytalanul a versenyt.

Közös érdekAz Euratom szerződés 1. cikke kimondja: „[…] A Közösség feladata, hogy az atomenergia-ipar gyors létrehozásához és növekedéséhez szükséges feltételek megteremtésével hozzájáruljon a tagállamok-ban az életszínvonal emeléséhez és a többi országhoz fűződő kap-csolatok fejlesztéséhez.”

Határozatában a Bizottság utal az Euratom szerződés 2. cikkének (c) pontjára, miszerint:

„2. cikkFeladatának teljesítése érdekében a Közösség, e szerződés ren-

delkezései szerint(…)(c) elősegíti a beruházásokat, és − különösen a vállalkozások

kezdeményezéseinek támogatásával − biztosítja a Közösségben az atomenergia alkalmazásának fejlesztéséhez szükséges alapvető lé-tesítmények megteremtését.”

A Bizottság úgy véli, a Paks II. projekt létesítése és az ahhoz kapcsolódó hazai intézkedés, nevezetesen a beruházás pénzügyi fedezetének biztosítása új nukleáris beruházás előmozdítását cé-lozza, így az Euratom szerződésben megfogalmazott közös célkitű-zés eléréséhez járul hozzá.

A támogatás szükségessége és a piaci hiányosságEgy, a Bizottság számára készített tanulmány arra a következtetés-re jutott, hogy az atomenergetikai projektek egyedi, olyan sajátsá-gos jellemzőkkel bírnak, amelyek azok finanszírozását különösen nehézkessé teszik. Ilyen sajátosságok a rendkívüli tőkeigény, az erőművek műszaki értelemben vett komplexitása, melyek kocká-zatokat jelentenek mind az engedélyezés, mind a létesítés, mind az üzemeltetés időszakában. Ilyen továbbá az atomerőművekkel kapcsolatban megoszló társadalmi megítélés, mely további poli-tikai, szabályozási és társadalmi kockázatokat hoz létre. A tanul-mány szerint atomerőművek finanszírozása a piaci magánbefek-tetők számára nem vonzó, s ez ahhoz vezet, hogy a piac által megvalósított atomerőművi beruházások szintje elmarad a szük-séges mértéktől.

0.05

70 :

0.05

730.

0576

: 0.

0579

0.05

82 :

0.05

850.

0588

: 0.

0591

0.05

94 :

0.05

970.

0600

: 0.

0603

0.06

06 :

0.06

090.

0612

: 0.

0615

0.06

18 :

0.06

210.

0624

: 0.

0627

0.06

30 :

0.06

330.

0636

: 0.

0639

0.06

42 :

0.06

450.

0648

: 0.

0651

0.06

54 :

0.06

570.

0660

: 0.

0663

0.06

66 :

0.06

690.

0672

: 0.

0675

0.06

78 :

0.06

810.

0684

: 0.

0687

0.06

90 :

0.06

930.

0696

: 0.

0699

0.07

02 :

0.07

050.

0708

: 0.

0711

0.07

14 :

0.07

170.

0720

: 0.

0723

0.07

26 :

0.07

290.

0732

: 0.

0735

0.07

38 :

0.07

410.

0744

: 0.

0747

0.07

50 :

0.07

530.

0756

: 0.

0759

0.07

62 :

0.07

650.

0768

: 0.

0771

0.07

74 :

0.07

770.

0780

: 0.

0783

0.07

86 :

0.07

890.

0792

: 0.

0795

0.07

98 :

0.08

010.

0804

: 0.

0807

0.08

10 :

0.08

130.

0816

: 0.

0819

0.08

22 :

0.08

250.

0828

: 0.

0831

0.08

34 :

0.08

370.

0840

: 0.

0843

0.08

46 :

0.08

490.

0852

: 0.

0855

0.08

58 :

0.08

610.

0864

: 0.

0867

Project IRR

0.00%

0.50%

1.00%

1.50%

2.00%

2.50%

3.00%

3.50%

4.00%

4.50%

Freq

uenc

y

1. ábra. A Paks II. projekt 2017. februári adatok alapján várt hozama (IRR) [3]




A Bizottság érvelése szerint az atomerőművi beruházásokat számos olyan piaci kockázat terheli, amelyek gátolják az atomerő-művekbe történő beruházásokat. Ilyen a más erőművi beruházá-sokhoz képest is igen hosszú előkészítési és építési idő, a rendkívül komplex engedélyezési feladatok, ilyen az atomerőművek hosszú élettartama, a részben politikailag meghatározott szén-dioxid-kvó-taár (jelenleg alacsony) szintje, de ilyen önmagában a villamos energia árára vonatkozó hosszú távú előrejelzéseket övező bizony-talanság is. További, a piac által nehezen kezelhető kockázat a sza-bályozás esetleges változásából eredő bizonytalanság.

Mindezek alapján határozatában a Bizottság úgy véli, valóban létezik egy, az új atomerőművi beruházásokat érintő piaci hiányos-ság, mely Magyarországon is fennáll. Ezen hiányosság léte okán és a Bizottság szerint a Paks II. projekt magyar állam által történő finanszírozása az új nukleáris beruházás előmozdítására vonatkozó közös európai cél szellemében valóban szükséges intézkedés.

Az intézkedés megfelelősége, ösztönző hatása és arányosságaA Bizottság szerint a magyar állam által választott módszer, neve-zetesen a beruházás állami forrásból való finanszírozása megfelelő eszköz a projekt megvalósítására, hisz vélekedése szerint más esz-közök, így például kedvezményes hitelek vagy adókedvezmények az új atomerőmű létesítéséhez szükséges pénzügyi és más erőfor-rások nagyságrendje és a beazonosított piaci hiányosság miatt nem lettek volna elegendőek a projekt megvalósításához.

Az állami intézkedés ösztönző hatásáról szólva a Bizottság ki-mondja, hogy az ösztönző hatás érvényesült, hisz a finanszírozás állami megteremtése nélkül a projekt nem indulhatott volna meg, a finanszírozás rendelkezésre bocsátásával viszont valóban kezdetét vette.

Az intézkedés arányosságával és a túlkompenzáció elkerülésé-vel kapcsolatban a Bizottság arra a határozott álláspontra helyezke-dett, hogy mivel a projekt tőkeköltsége (WACC) nagyobb, mint an-nak belső megtérülési rátája, a projekttársaság túlkompenzációja kizárható. Az állami finanszírozás teljességének odaítélése ezért a magyar állam részéről szükséges és arányos intézkedés.

Potenciális versenytorzítás és kereskedelmi hatásokE téren a Bizottság három potenciálisan előálló versenytorzító ha-tást azonosított, melyekkel kapcsolatosan vizsgálatokat végzett. Ezek: (i) piaci koncentráció növekedése, (ii) új belépők számára piaci belépési korlát jön létre, (iii) nagykereskedelmi piaci likviditási kockázat.

(i) Piaci koncentrációA Bizottság szerint potenciális versenytorzító hatása lehet annak, ha a Pakson jelenleg működő négy blokk (Paks I.) és a megépíten-dő két új blokk (Paks II.) tulajdonosa és üzemeltetője a jövőben egyesülne, és emiatt a piaci koncentráció növekedne. Erre vonat-kozóan a Bizottság a magyar féltől garanciákat kért és kapott. Ezek szerint

1) Paks I. és Paks II. tulajdonosi jogainak gyakorlását két kü-lönböző kormányzati szerv végzi,

2) a két társaság nem üzemeltet közös igazgatóságokat,3) garanciák vannak arra vonatkozóan, hogy a társaságok nem

osztják meg egymással az üzletileg érzékeny és bizalmas in-formációkat,

4) a társaságok döntéshozó szervei egymástól elkülönülve, el-választva működnek.

E garanciák alapján a Bizottság biztosítottnak látja, hogy a je-lenleg üzemelő paksi blokkok működési ideje alatt és azon túl a Paks II. projekttársaság piaci befolyása nem növekedhet. A Bizott-ság kimondta, hogy a piaci koncentráció túlzott növekedésének ve-szélye e garanciák révén elhárult.

(ii) Új belépők számára piaci belépési korlát jöhet létreEgy másik potenciális versenytorzító hatást abban azonosított a Bi-zottság, hogy fennállhat a veszélye annak, hogy az új atomerőművi blokkok mint zsinórtermelő kapacitások további új piaci szereplők számára piaci belépési korlátot jelentenek, és hogy az új blokkok kiszorítják a piacról (az ún. merit orderből) a már meglévő, ma-gasabb költségű termelőket. Ezt a kérdéskört a Bizottság három alpont mentén vizsgálja: (1) hazai piaci hatások, (2) határon át-ívelő hatások, (3) Paks I. és Paks II. együttes üzeme idején várt hatások.

1) A magyar piacra vonatkozó hatásként a határozat megjegy-zi, hogy a kapacitásfenntartási projekt célja valóban a meg-lévő nukleáris kapacitások fenntartása, hisz az új blokkok megépülését követően a régi blokkok leállásával a magyar nukleáris kapacitások visszatérnek eredeti szintjük közelébe, és a MAVIR által is beazonosított kapacitáshiány a jelenleg üzemelő paksi blokkok leállításával újra kritikussá válik. A Bizottság szerint a beépített nukleáris kapacitások szintje tehát hosszú távon hazánkban nem növekszik. A Bizottság megjegyzi továbbá, hogy hazánkban az építés alatt álló vagy a befektetők által jóváhagyott erőművi beruházások szintje igen alacsony és a négy ma működő paksi blokk leállítása után hazánk továbbra is jelentős nettó villamosenergia-im-portőr marad. A brüsszeli testület hozzáteszi továbbá, hogy a hazai széntüzelésű kapacitások kiöregedése miatt továbbra is marad hely a piacon addicionális villamosenergia-termelő kapacitások létesítésére, különösen azért, mert a megújuló energiaforrások előretörése miatt úgyis szükség lesz további kiegészítő, rugalmas háttérkapacitásokra is.

2) A határon átívelő hatásokkal kapcsolatban a Bizottság felhív-ta a figyelmet arra, hogy Magyarország külkereskedelmi po-zíciója a villamos energia tekintetében negatív, hazánk nettó egyenlege évek óta a hazai fogyasztás 30%-ának megfelelő import, valamint arra is, hogy a hazai határkeresztező ka-pacitások a hazai beépített erőművi teljesítőképesség 75%-ának felelnek meg, amivel hazánk az európai villamosener-gia-rendszerbe jól integrálódott. A tágabban vett, több régiós országot magába foglaló piac tekintetében elmondható, hogy az új atomerőmű árelfogadó szereplő lesz, a piaci árat nem ő, hanem a nála magasabb költségű termelők fogják meg-határozni, így a Magyarországra irányuló villamosenergia- export továbbra is jövedelmező tevékenység marad. Rögzí-tésre került továbbá az is, hogy a magyar−szlovák−román piacon az MVM Csoport és Paks II. összegzett piaci része-sedése sem fogja meghaladni a 20%-ot, így az önmagában vett Paks II. sem bírhat érdemi, határokon átívelő hatással. A határozat szerint a többi szomszédos országra kifejtett esetleges hatások a piac-összekapcsoltság hiánya és a sok-kal alacsonyabb fokú fizikai összeköttetés miatt még ennél is kevésbé lesznek érzékelhetők.




3) A Paks I. és Paks II. együttes üzeme idején fellépő potenci-ális hatásokkal kapcsolatban a határozat megjegyzi, hogy az együttes üzem ideje igen rövid lesz, s noha ennek a magyar piacon nyilvánvalóan lesz piaci hatása, az ellátásbiztonsági célkitűzés és a régi blokkok leszerelésének gondos tervezé-se miatt ez a hatás mindenképpen arányosnak tekinthető, különösen annak fényében, hogy a jelenleg működő blok-kok a magyar villamosenergia-termelés több mint 50%-át adják. A Bizottság megjegyzi továbbá, hogy a magyar piac igényeit a folyamatosan növekvő villamosenergia-igények és a kiöregedő erőművek miatt Paks I. és Paks II. együttes üze-mük idején a további megújuló és gáztüzelésű erőművekkel együttesen sem lesznek képesek önmaguk kielégíteni. Ebből fakadóan a hazai rendszernek továbbra is addicionális hazai vagy import villamosenergia-forrásokra lesz szüksége, me-lyek indokoltságát az ENTSO-E előírásai tovább erősítik.

A Bizottság értékelése szerint a fentiek alapján nem indokolt arra számítani, hogy az új paksi blokkok új belépők számára piaci belépési korlátot jelentenek majd, vagy hogy a jelenlegi termelők kiszorulnának a piacról.

(iii) Nagykereskedelmi piaci likviditási kockázatA Bizottság szerinti harmadik potenciális versenytorzító kockázat az, hogy a piaci ajánlatok számának korlátozásával Paks II. egy bizonyos szintű nagykereskedelmi piaci likviditási kockázatot kelet-keztethet. Ennek kiküszöbölésére a Bizottság szintén garanciákat kért. Azt, hogy a Paks II. projekttársaság valós piaci szereplőként, tisztán piaci alapon értékesíti majd az általa megtermelt villanyt, a következő garanciák léte szavatolja:

a) A Paks II. projekttársaság az új erőműben megtermelt, ér-tékesítésre szánt villany legalább 30%-át a HUPX, vagy más hasonló, a Bizottság által előzetesen jóváhagyott áramtőzsde napi, napon belüli vagy futures piacain értékesíti.

b) Az erőműben termelt villany fennmaradó részének értéke-sítését a Paks II. projekttársaság objektív, transzparens és diszkriminációmentes feltételeket biztosító aukciókon ér-tékesíti. Az aukciók feltételeit a magyar energiaszabályozó hatóság határozza meg, s az aukciók lebonyolítását is ez a hatóság felügyeli.

Magyarország biztosítja továbbá, hogy az aukciókon a vételi és eladási ajánlatok minden regisztrált piaci szereplő számára azonos feltételek mellett lesznek elérhetőek, a megvásárolt villamos ener-gia végső felhasználására semmiféle korlátozás nem lesz érvény-ben.

A Bizottság ezzel biztosítottnak látja, hogy a Paks II. által érté-kesített villamos energia a nagykereskedelmi piacon minden piaci szereplő számára átlátható módon elérhető lesz, s hogy nem áll fenn a veszélye annak, hogy a Paks II. által termelt villany kizárólag piaci likviditási kockázatot felvető hosszú távú szerződések keretei közt kerülne értékesítésre.

Ezzel a Bizottság megállapította, hogy a potenciálisan előálló versenytorzító hatások szintje a lehető legkisebbre csökkent.

ÖsszefoglalásAz Európai Bizottság határozatában megállapította, hogy az általa alkalmazott feltételezések (a projekttől egy magánbefektető által feltételezhetően elvárt hozam, gazdasági, pénzügyi és piaci para-méterek, jövőben várt villamosenergia-árak stb.) alapján a projekt

a magyar állam számára egy kicsivel kevesebb profitot termel, mint amit egy magánbefektető egy új hazai atomerőműtől elvárna. A Bizottsági értelmezés szerint ez azt jelenti, hogy a projekt állami támogatást tartalmaz.

Részletes vizsgálata alapján a Bizottság megállapította, hogy a Paks II. projekt megvalósítása és annak állami finanszírozása közös európai érdekeket szolgál, az Euratom szerződésben lerögzített kö-zös európai célkitűzés eléréséhez járul hozzá, és az energiaellátás biztonságát is növeli. A brüsszeli testület jelezte, hogy az erőmű állami forrásokból történő finanszírozása az állam részéről arányos intézkedés, továbbá Magyarország biztosítja, hogy a Paks II. pro-jekttársaság kárpótolja az államot az új termelőegységekért, és nem tart vissza profitot azon felül, mint ami gazdaságos működé-séhez feltétlenül szükséges.

A brüsszeli testület azt is részletesen vizsgálta, hogy az új blok-kok – különösen a ma üzemelő és az újonnan építendő új blokkok együttes üzeme idején – piaci belépési korlátot jelentenek-e más erőművi technológiák számára. A Bizottság megállapította, hogy az esetlegesen létrejövő belépési korlát alacsony, hiszen a MAVIR által beazonosított jövőbeli erőműhiány miatt minden más, akár megújuló, akár más, konvencionális erőművi technológia számára lehetséges lesz a piacra történő belépés. A Bizottság a határon át-ívelő hatásokkal kapcsolatosan rögzítette, hogy a ma működő paksi atomerőműhöz hasonló méretű új erőmű érdemi határon átívelő hatást nem fejt ki, Magyarország kifejezetten jó villamosenergia-hálózati összeköttetései ellenére sem. Hazánk Paks II. megépítése ellenére továbbra is nettó villamosenergia-importőr pozícióban ma-rad. A Magyarországgal szomszédos országokon túli régiókra való árhatás a Bizottság vélekedése szerint a nagy távolságok és a háló-zati korlátok miatt legfeljebb korlátozott mértékű lehet.

Az Európai Bizottság a határozata meghozatalakor figyelembe vette, hogy a hazai erőműpark önmagában a régi és az új paksi blokkok együttes üzeme idején sem fogja tudni kielégíteni a növek-vő hazai villamosenergia-igényeket, ehhez további új erőművekre vagy külföldi forrásokra is szükség lesz.

Határozata végén a Bizottság ismételten megerősítette, hogy a további esetlegesen fellépő versenytorzító hatásokat (piaci kon-centráció növekedése vagy a piaci likviditás hiánya) a magyar fél vállalásai a lehető legalacsonyabb szintre csökkentik. A brüsszeli testület ezek alapján rögzíti, hogy a Paks II. erőmű által okozott potenciális versenytorzító hatások legfeljebb korlátozottak lehet-nek, és azokat arányosan ellensúlyozzák a közös uniós célkitűzés elérésével nyert hasznok.

Mindezen következtetések alapján az Európai Bizottság dekla-rálta, hogy a Paks II. projekt állami forrásból történő finanszírozása az európai uniós szabályokkal összhangban lévő intézkedés.

Hivatkozások[1] Sajtóközlemény: http://europa.eu/rapid/press-release_IP-15-

6140_en.htm és háttéranyag: http://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/261529/261529_1713907_27_2.pdf )

[2] http://eur-lex.europa.eu/legal-content/HU/TXT/PDF/?uri=OJ:C:2016:008:FULL&from=EN

[3] COMMISSION DECISION of 6.3.2017 ON THE MEASURE / AID SCHEME / STATE AID SA.38454 - 2015/C (ex 2015/N) which Hungary is planning to implement for supporting the development of two new nuclear reactors at Paks II nuclear power station European Commission: C(2017) 1486 final, p. 62.



E-NERGIA.HU OLVASÓINK ÍRJÁK OLVASÓINK ÍRJÁK E-NERGIA.HU

Gondolatok az MTA Energetikai Tudományos Bizottság állásfoglalása kapcsán

2017. évi 4. számunkban jelent meg az MTA Műszaki Tu-dományok Osztály Energetikai Tudományos Bizottsága ál-tal jegyzett állásfoglalás, amelyhez az alábbi hozzászólás érkezett.

A Magyar Tudományos Akadémia Energetikai Tudományos Bizott-sága Magyarország biztonságos energiaellátását helyezi állásfogla-lásának középpontjába. Csak egyetérteni lehet azzal a megállapí-tással, hogy alapvető kérdés azon termelő kapacitások mindenkori rendelkezésre állása, amelyek egy jelentős átalakuláson átmenő európai, közép-európai és hazai erőművi mix mellett garantálják az ellátásbiztonságot. Az időjárásfüggő megújuló villamosenergia-termelésnek a korábbi várakozásokat messze felülmúló fejlődési üteme napjaink meghatározó tendenciája. Ennek hatásai új kérdé-seket vetnek fel, amelyek újszerű válaszokat igényelnek. Napjaink kérdéseire hiába keressük a választ hajdani tankönyveinkben és jegyzeteinkben. A helyzet megértésére és értékelésére, az opti-mális megoldáshoz vezető kreatív mérnöki gondolkodásra azonban felkészítettek bennünket kiváló elődeink. Hogy csak néhány meg-határozó nevet említsek egyetemi éveimből: dr. Lévai András, dr. Heller László és dr. Jászay Tamás professzor urak.

Az MTA állásfoglalás alaptéziseivel nem tudok minden esetben egyetérteni. Ezek közül a legfontosabb, hogy a 2400 MW kapaci-tású Paks II. atomerőművi projekt megvalósítását kész tényként kezeli, azzal kapcsolatosan – e tekintetben feladva ezzel a tudomá-nyokban elengedhetetlen kritikai szemléletet – nem lát megfonto-landó és megvitatandó kérdést.

A bevezető gondolatokat követően a hazai kapacitásfejleszté-sek és az import célszerű arányának meghatározásánál figyelembe veendő szempontokat sorolja fel az állásfoglalás.

Az elmúlt években látható volt – és semmi nem vetíti előre ennek változását –, hogy a fizikai korlátokon (határkeresztező ka-pacitások) túl a piac határozza meg és tartja egyre alacsonyabban az árakat, illetve állítja be az import részarányát. Nem azért nőtt Magyarországon az import, mert nem volt elegendő termelőka-pacitás a rendszerben, hanem azért, mert az importált villamos energia, ahogy azt az állásfoglalás is megemlíti, lényegesen ol-csóbb, mint a legtöbb hazai erőművel előállított. Ennek jótékony hatása Magyarországon az volt, hogy kiszorultak a régi kis ha-tékonyságú kapacitások. Itt a nagyságrendjük miatt elsősorban a Dunamenti és Tiszai erőművek hagyományos gáztüzelésű kon-denzációs blokkjaira gondolok. Sajnos a korszerű, egyes esetek-ben vadonatúj kapacitások kihasználása is jelentősen elmarad a gazdasági optimumtól. A kivont kapacitások helyett, ha a piac ezt

az árakban elismerné, a befektetők biztosan építenének újabb modern, magas hatásfokú erőműveket. Az állásfoglalásban is elő-térbe helyezett gázos (CCGT) fejlesztések várnak megvalósításra Csepelen, Szegeden, Almásfüzitőn (ld. a MAVIR kapacitásfejlesz-tési tervét). A gazdaságos létesítésük egyik feltétele, a földgáz árának csökkenése már többé kevésbé megvalósult, de a piaci villanyárak jelenlegi szintje egyéb kompenzációs rendszerek hi-ányában még nem biztosítja a megtérülést, és így nincs meg a feltétele a pozitív befektetői döntésnek. Fontos szempont lehet, hogy a CCGT erőművek amellett, hogy rugalmas teljesítményvál-toztatásra képesek, alaperőművi üzemmódban is kiválóan tudnak üzemelni. Fajlagos beruházási költségük ugyanakkor lényegesen alacsonyabb, mint az alaperőműként számon tartott lignit-, szén- vagy atomerőműveké.

Ami a fizikai (határkeresztező kapacitás) korlátokat illeti, a je-lenlegi 30% körüli átlagos import részarány mellett vannak/voltak időszakok, amikor aktuálisan 60%-ot megközelítő importot is ki tudott szolgálni az átviteli hálózatunk. Néhány hónapja jelentették be, hogy 2019–2020-ig megvalósul két további távvezeték Szlová-kia és Magyarország között. A fizikai korlátok tekintetében tehát nincs aggodalomra ok. Ezt az állásfoglalás sem említi figyelembe veendő korlátként.

A 2019–2020-as időtávban várhatóan üzembe helyezésre ke-rül Szlovákiában a Mohi atomerőmű két új 500 MW-os blokkja. Ha körülnézünk, akkor a megújulók – elsősorban a nap és a szél – térnyerése feltartóztathatatlan. Vagyis a rendelkezésre álló im-portforrások szűkösségétől és az emiatt esetlegesen előálló ellátási problémáktól sem kell tartanunk.

Természetesen rendszer-üzemeltetési, rendszerszabályozási gondjaink lehetnek, ha e tekintetben nem alkalmazkodunk és ké-szülünk fel az adott régiós és európai – általunk szerényen befolyá-solható – peremfeltételek mellett. Az Európai Unió – véleményem szerint teljesen logikusan és észszerűen – itt is arra ösztönöz, hogy a szabályozási piac is regionalizálódjon Közép-Európában. A körülöttünk lévő országok e tekintetben – gondoljunk például Ausztriára, ahol számos szivattyús-tározós és egyéb vízerőmű van – nálunk jobb lehetőségekkel rendelkeznek, amelyek az erős táv-vezetéki összeköttetések mellett igénybe vehetők általunk is.

Az alábbiakban röviden az állásfoglalás pontjairól:• Az első pontban a megújuló termelés egyéb kapacitásokat

kiszorító hatásáról, az időjárásfüggő importforrások ren-delkezésre állásának korlátairól, az erre való felkészülésről van szó. Ha a felkészülést nem szűken a határainkon be-lül, hanem régiósan értelmezzük, akkor a megállapítások



E-NERGIA.HU OLVASÓINK ÍRJÁK OLVASÓINK ÍRJÁK E-NERGIA.HU

helytállóak. És persze bíznunk kell abban, hogy a piac és a villamosenergia-kereskedelem alapvetően jól betölti a funk-cióját. Ha nem így lenne, akkor a piac nem biztosítaná a rezsicsökkentés fenntarthatóságát.

• A második pont megállapítja, hogy a megújulók mellett csak az atomerőmű maradhat meg alaperőműként. Hadd ismé-teljem meg itt azt a korábbi megállapítást, hogy a rugalma-san változó terhelésre alkalmas CCGT erőművek gond nélkül tudnak alaperőművi üzemmódban is járni. Az, hogy a vál-tozó igények kiszolgálására tipikusan kisebb kihasználással, úgynevezett mid-merit üzemmódban járnak, vagy csúcsigé-nyek kielégítését szolgálják, az a technikai képességek és az éppen adott üzemanyagárak mellett gazdaságossági, piaci kérdés. Hiába képes egy új generációs atomerőmű rugal-masabb terhelés változtatásra, mint a korábbi típusok, ha a kihasználási óraszámának csökkenése negatívan hat az egyébként is kérdéses megtérülésére.

• Csak egyetérteni lehet a harmadik ponttal, miszerint célsze-rű mielőbb előkészíteni és elindítani egy „megfelelő támo-gatási mechanizmust”, ha a piac valamilyen okból nem tö-kéletesen tölti be azt a funkcióját, hogy megfelelő árjelzést adjon új beruházások indítására.

Szerintem egyébként betölti azzal, hogy kapacitáshiányos időszakban akár több száz EUR/MWh értékű árak is kiala-kulnak. A hosszú távú szerződéseket preferáló banki finan-szírozás azonban ezt még nem tudja kezelni a hagyományos 20–30% saját tőke, 70–80% bankkölcsön projektfinanszí-rozási szemléletben. Itt, ha a befektetők nagyobb, de még elviselhető kockázatvállalása mellett a pénzügyi innováció is lépést tudna tartani a piaci körülmények változásával, akkor az segíthetné a piaci mechanizmusok érvényesülését. De egy pénzügyi válság után néhány évvel a bankok érthetően nagyon óvatosak.

• „Magyarországnak a megújuló energia felhasználására és az atomenergiára egyaránt szüksége van. Az erőműrendszer fejlesztésében ezek egymás kiegészítői, nem pedig riváli-sai.” – Ezen megállapítás második felével nem értek egyet. Egy atomerőművet elsősorban gazdasági okokból a lehető legnagyobb kihasználással, maximális terhelésen kell üze-meltetni. Az időjárásfüggő megújuló villanytermelés sem igazodik az aktuális rendszerterheléshez. A kettő tehát nem kiegészíti egymást, hanem termelésük sok esetben éppen konfliktusba kerül.

Jelenleg – és most az új építésű kapacitásokra gondolok – mindkettő csak kötelező átvétel melletti támogatásból tud gazdaságilag értelmezhető módon működni. A különbség az, hogy míg a megújulók egyre kevesebb, az atomerőmű egyre több támogatást igényel. A megújulók ezt MWh-nként kapják, egyes atomerőművek, pl. Angliában a Hinkley Point, ahol garantált a megtérüléséhez szükséges átvételi ár, szin-tén. Magyarországon pedig úgy, hogy az adófizetők pénzé-ből, állami támogatással megvalósításra kerülő hatalmas befektetés e nélkül, a nyilvánosságra hozott gazdaságossá-gi értékelésekben remélt piaci villamosenergia-árak mellett nem térülne meg. Más kérdés, hogy jó néhány szakmai mű-hely kritikákat fogalmaz meg ezekkel a számításokkal szem-ben, és attól lényegesen eltérő következtetésekre jut. Ettől függetlenül még igaz lehet az az állítás, hogy ha megépül az

erőmű, akkor annak termelése még a régi blokkok párhuza-mos üzeme mellett is értékesíthető. De milyen áron?

• Az ötödik pont, a hatalmas költséggel létrehozott új atomerőművi blokkok építése mellett szintén magas költ-séggel megépített további kis kihasználású tartalék kapa-citások építésének szükségességét említi. Ez elkerülhető lenne, ha nem épülnének meg ezek a nagy egységtelje-sítményű atomerőművi blokkok. Másrészt, ha hiszünk az (energia)unióban, akkor építés helyett részben vagy egé-szében élhetünk a régiónkban meglévő ilyen kapacitások igénybevételével.

• Az utolsó pont azt javasolja, hogy a jövő évtized közepén el kell gondolkodnunk azon, hogy milyen további alaperő-művekre lesz szükségünk. Az egyre növekvő időjárásfüg-gő megújuló termelés a napsütéses és szeles időszakokban egyre nagyobb mértékben veszi el a teret az alaperőművi terheléstől. Ezért azt vetném fel már most, hogy egyálta-lán szükség van-e, és ha igen, mekkora kapacitással, magas tőkeköltséggel megvalósuló alaperőművekre a jövőben? Az atomerőmű és a nagy szén- vagy ligniterőmű tipikusan ilyen. Ráadásul gazdaságosságuk – ha a tervezett atomerőművi bővítés esetén egyáltalán beszélhetünk erről – alapvetően azon múlik, hogy jó sztahanovistaként teljesíteni tudják-e az elvárt magas kihasználtságot, Paks II. esetében a 92%-ot. És ezt nemcsak technikai képességük, hanem a piaci körül-mények is befolyásolják.

Azt gondolom, hogy észszerűbb lenne kivárni; megvárni, hogy milyen meghatározó tendenciák mentén és hová fejlődik rö-vid és középtávon a nagyon izgalmasan és az előrejelzéseket újra és újra meghaladó gyorsasággal változó energiaellátás a világban, Európában és Magyarországon. Ennek függvényé-ben lenne célszerű eldönteni azt, hogy egyáltalán szükség lesz-e majd a 30-as években Pakson újabb élettartam-hosz-szabbításra, új nukleáris alaperőművi blokkok létesítésére.

Ma ehelyett az egyre olcsóbb és egyre nagyobb mértékben rendelkezésre álló gázra alapozott, lényegesen alacsonyabb fajlagos beruházási költséggel megépíthető rugalmas ter-melőkapacitások fejlesztését helyezném előtérbe.

Az állásfoglalás befejező gondolataihoz annyit fűzök hozzá, hogy az állam elsőrendű feladata jó szabályozási környezetet teremte-ni, és ezzel irányt adni a piac olyan érvényesülésének, amely az állampolgárai érdekeit szolgálja. A tapasztalatok alapján piaci sze-replőként – tisztelet a ritka kivételnek – az állam nem mindig a racionális piaci döntések meghozatalával jeleskedik.

Végül örülök annak, hogy az MTA Energetikai Tudományos Bi-zottsága szorgalmazza az általa felvetett kérdések megvitatását. Ezeknek a véleménycseréknek azonban széles körben kellene le-zajlaniuk. A Paks II. projekt éppen ennek az ellenkezőjére kiváló példa, ahol nemhogy társadalmi, de érdemi szakmai vitáknak sem adtak/adnak teret a döntéshozók.

Kár, hogy a mérnökszervezetek – köztük sajnos a MET is – an-nak ellenére, hogy őket és az általuk képviselt mérnököket kihagy-ták a döntés előkészítéséből, kritikátlanul üdvözölték azt. Azóta sem nyitottak vitát, hanem kifejezetten kerülték azt.

Szőcs Mihály gépészmérnöka Magyar Energetikai Társaság tagja



ERŐMŰVEK E-MET.HU E-MET.HU ERŐMŰVEK

Stróbl Alajos

Vitatható gondolatok az erőműépítésről

A Magyar Energetika idei, augusztusi számát olvasva kész-tetést érzett a nyugdíjas arra, hogy összeszedje gondolatait a magyarországi erőműépítésről. Mivel ötvenöt évig foglal-kozott e témával, nagy volt a kísértés: hozzászólni a cikk-hez. Ha valaki úgy érez, mint egy gyerek, akinek elvették a játékát, és nem talált még újat, akkor örömmel üdvözli, ha felkérik arra, hogy még egyszer térjen vissza a pályára. Nem akar erőmű-létesítési tervet összeállítani, ki is jött a tervezési gyakorlatból, és irigyli azokat, akik ma még itthon ilyennel foglalkozhatnak. Hiányt érez, mert nem tudja még a hazai erőműépítés közeli jövőjét sem felvázolni, annyira bonyolult lett a helyzet. Követi még azonban a hálózaton az irányokat a világban, de már felhagyott azok terjesztésével. Tévedhet, amikor azt gondolja, hogy a tudomány ma nem a legjobb úton halad, vagy amikor bízik az emberi cselekvő-készségben, és nem vágyik vissza az állami mindenhatóság-hoz. Elszomorodik, amikor azt látja, hogy mindenki valakitől valamilyen döntést vár, központi elhatározást, újabb cse-lekvési terveket, amikor Európa az energiaunió gondolatát ízlelgeti anélkül, hogy tudná, merre vezet ez, és egyáltalán meddig tart a földrészünk. Tenni akar, ezért ír, mást nem tehet. Hiába adott elő konferenciákon, egyetemeken, társa-ságokban, úgy látja, nem értették meg. Olvasóim, küzdjétek át magatokat ezen a hosszú íráson, hátha még nem késő!

A helyzet ismert: atomerőműves egységeket helyezünk üzembe Pakson tíz éven belül, épülnek a napelemes kis- és törpeerőművek, ugyanakkor elég sok, ma még üzemelő erőmű nemsokára leállhat, hiszen a meglévő hazai névleges teljesítőképesség egyötöde úgy-is csak papíron van. A villamos energia behozatala eléri a bruttó fogyasztás harmadát, és behozatalra a teljesítőképesség miatt is szükség van. A hideg tél és a forró nyár hatására az igények meg-növekedtek, ugyanakkor jön a választási év, amely főleg vitákat szül, nem annyira jó határozatokat. Mindenki igyekszik valamivel kecsegtetni, óvatosan bánik a helyzettel, bár – alighanem – félig tisztában lehet vele. A költségek és az árak aránya ma nem zárható értékelő mátrixok halmazába, a tényleges üzemeltetés lehetősége és a piaci hatások követése nem hagyható figyelmen kívül. Akit a németek megtanítottak arra, hogy a funkcióanalízis és a kockázat-elemzés a két legfontosabb dolog a tervek megvalósításához, annak a legfontosabb a tények ismerete és a többféle jövő lehetőségének felvázolása. A hivatalos állásfoglalásokat mindenki ismeri, azokra nem kell kitérni, de venni kell a bátorságot a bírálathoz a javítás érdekében. Nem várható, hogy mérnöki pontossággal tervezzenek az aktív alkotók, de az igen, hogy az évtizedünk végére kialakult európai és világméretű fordulatok halmazában kiigazodjanak.

Igénynövekedés A villamosenergia-felhasználásunk növekedik, bár egy éve csak 0,65%-kal lett nagyobb, sőt, ha a tavalyit szökőévként vesszük te-kintetbe, akkor 2015-höz képest csak 0,38%-kal volt több. Idén más a helyzet, bár még nincs vége az évnek, ám az átlagostól el-térő időjárás hatására +2%-ot elérhetünk vagy még többet. Ebben persze a GDP-növekedésnek is lehet szerepe.

Előzetes kimutatások alapján 2016-ban kereken 44 TWh volt a felhasználásunk. Ez például 2009-hez képest évente közel 0,9%-os emelkedésnek felel meg, de 2008-hoz, a 43,9 TWh-hoz képest el-hanyagolhatónak látszó kis növekedési ütemet jelez. Bizony vannak visszaesések, és várhatóan lesznek is. Ha jobban szeretik a teljesít-mény fogalmát, akkor bemutathatom, hogy a tavalyi felhasználás átlagosan kereken 5000 MW bruttó villamos teljesítményt jelentett.

Legalább másfél évtizedre előre kell tekinteni a jövőbe, de sze-retjük a kerek éveket, így inkább 2030-ra kellene számokat adni. Általában három értéket szokás felvenni: a legnagyobb évi növeke-dési ütemet, például 1,3%-ot (ebből 52,7 TWh jön ki 2030-ra), az átlagosnak tekinthető 1%-ot (50,6 TWh) és egy kisebbet, például 0,7%-ot (48,5 TWh). Ez a legkisebb is több mint kétszer akkora növekedési ütem lenne, mint amellyel az EU-ban mostanában szá-molnak. Nyugat-Európában a hatékonyság gyorsabb növekedését tételezik fel, tehát inkább az értéknövekedés üteme a nagyobb, nem a fogyasztásé. Remélhetően nálunk is rájönnek, hogy olcsóbb a felhasználást csökkenteni, mint a termelést növelni. A villamos-energia-felhasználásunk tehát 2030-ban 10-20%-kal lesz – vagy inkább lehet – nagyobb, mint tavaly volt. Nagy a valószínűsége, hogy e két szélső érték között maradunk majd mintegy másfél év-tized múlva.

Ennél a számnál azonban fontosabb, hogy mennyire növekedik meg az éves bruttó csúcsterhelés. Jobb lenne persze, ha nettó ér-tékekkel számolnánk, azaz a hálózaton jelentkező számokkal, mint a földrészünkön általában, de a hagyományt követve, mi szeretjük a nagyobb mutatókat. A csúcs idén januárban elérte a 6780 MW-ot, ami az eddigi legnagyobbhoz, a 2007. évihez (6602 MW) ké-pest nem túl nagy emelkedés, hiszen tíz év alatt ez kevesebb, mint +180 MW (átlagos ütem 0,27%/a). Meg kell jegyezni, hogy az ez-redfordulón a csúcs még csak 5742 MW volt, tehát az évszázadunk első hét évében a növekedési tempó évi 2% volt. Kedvező, hogy a csúcsterhelés mostanában kisebb ütemben nő, mint a villamos-energia-felhasználás. Várható ez a jövőben is, ha megfelelő lesz a csúcsgazdálkodásunk – bevonva a fogyasztót is. Feltételezhető, hogy 2030-ra legalább 7200 MW-ra változik a csúcsterhelés, azaz csak mintegy 6%-kal (420 MW-tal) többre a jelenlegi januárinál. Nincs kizárva, hogy idén a december is nagyon hideg lesz, és így elérjük a 6800 MW-ot. Szélsőségesen nagy növekedésre gondolva sem kelle-ne azonban 7500 MW-nál többet feltételezni tizenhárom év múlva.



ERŐMŰVEK E-MET.HU E-MET.HU ERŐMŰVEK

Célszerű megnézni a nettó villamosenergia-fogyasztásunkat, amely az erőművek önfogyasztásával és a villamos hálózat vesz-teségével kevesebb, mint a villamos felhasználás. Ez az igazi ener-gianövekménynek a mutatója. Az ezredfordulón 31,2 TWh volt ez a mérőszám, tavaly 38,3 TWh-ra nőtt. Az évi átlagos emelkedés 1,3% volt ugyan, de 2008-ig sokkal nagyobb volt (2,2%/a), azóta pedig jóval kisebb (0,4% évente). Nagy kérdés, hogy a szénerőművek helyett a szélerőművek mennyivel mérsékelik az önfogyasztást, és a decentralizált termelés túlsúlyba kerülése milyen változást okoz a hálózati veszteségben. Mindez ugyanis az erőműépítés kérdése – a leállításoké és az újak építéséé, továbbá az import kiváltásáé vagy növeléséé.

Az importszaldó aránya az összes villamosenergia-felhaszná-lásból 1990-ben 28%-ot tett ki, tavaly 29%. Volt már 31,3% is 2014-ben. Idén, az eddigi hónapok során megint meghaladtuk a 30%-ot. Korábban, a politikai váltás után az importszaldó 1998-ra egészen 2%-ig mérséklődött, majd a piacnyitás után 9%-ról növe-kedett meg tetemes tempóban. A kereskedők – ma mintegy 120 mérlegkörünk van – előnyben részesítik az olcsóbb behozatalt, mint a hazai erőművek termelését. Ez természetes, mert ez az ő érde-kük, és főleg a fogyasztóké. Más kérdés, hogy politikai szempontból talán a hazai termelés nagyobb biztonságot jelenthetne, de azért a hazainak olcsóbbnak kellene lennie, mint a külföldről megvásárol-hatónak. Az Európai Unióban csak Luxemburgban, Litvániában (a leállított atomerőműve miatt) és Horvátországban (a Szlovéniában lévő „fél” atomerőműve okán) volt tavaly nagyobb az importszal-dó aránya, mint Magyarországon. Nem ördögtől való a behozatali többlet, de azért nyugodtabb lennék, ha kevesebb villanyt kellene vásárolnunk és többet lehetne termelnünk.

A hazai erőművek bruttó villamosenergia-termelése 2016-ban 31,3 TWh-t tett ki, ugyanannyit, mint 1992-ben. Gyakorlatilag ta-valy annyi villamos energiát állítottunk itthon elő, mint negyed év-századdal korábban. Az évi átlagos erőműves teljesítmény 3560 MW-ot tett ki, ami nem túl sok. Természetesen voltunk már 40 TWh felett (2008-ban), bár 30 TWh alatt is (2014-ben). Elég szélsősége-sen és gyorsan változott tehát évente az erőműparkunk kiterhelé-se, ami a gazdaságosság tekintetében nem a legkedvezőbb jelen-ség. A biztonságot nézve sem. A jövő elsősorban attól függ, hogy a nemzetközi nagykereskedés adottságai, árai miként alakulnak az új erőműveink termelési költségéhez képest. Lehet, hogy észszerű marad a behozatal, ha nem tudunk itthon kedvező áron értékesíteni saját termelésből a piacunkon.

TeljesítőképességA következő kérdés, hogy miként néz ki a hazai erőműparkunk névleges és tényleges villamos teljesítőképessége az évi csúcster-heléshez képest. Nem túl jól. Mostanában, 2017 közepén a beépí-tett névleges villamos teljesítőképesség a 8600 MW-hoz van közel. Hat éve még 10 100 MW felett voltunk, tehát elég rövid idő alatt 1500 MW-tal csökkent az erőműparkunk megnevezhető nagysága. Pontos „mai” érték nem adható, hiszen apró, háztartási méretű és üzemi kiserőművet többen építenek mostanában, bár sokat le is állítanak.

Jobban becsülhető a nagyerőművek kapacitása, amely most 6925 MW-ot tesz ki. Jelenleg tizennégy nagyerőmű üzemeltethető (5690 MW), három állandó hiányban van (1235 MW), azaz csak papíron létezik. Az atomerőművünk 2000 MW-os, egyetlen lignit-tüzelésű erőművünk 966 MW névleges teljesítőképességű (ebből

66 MW gázturbina földgázzal, 16 MW napelemmel). Három nagy, földgázüzemű, menetrendet tartó erőművünk van – Dunamenti, Gönyű, Csepel – összesen 1637 MW-tal. Budapesten három nagy fűtőerőmű működik szintén földgázzal (összesen 396 MW). Van öt, perces tartalékot adó, nyílt ciklusú gázturbinánk olajjal üzemeltetve (526 MW) és végül két régi ipari nagyerőművünk (Ajkán, Dunaúj-városban).

A nagyerőműveinknek a teljesítőképességre átlagolt életkora már elérte a harminc évet. Az egyes nagyerőművek részeinek élet-tartama külön is bemutatható (1. ábra). Látható, hogy Paks után csak gázturbinás nagyerőművek épültek hazánkban. Gyakorlatilag 2011 óta nem helyeztek üzembe új nagyerőművet, és a következő öt évben ez nem is várható, sőt feltehetően tovább kell várni. Az állam új nagyerőművet ebben az évszázadban még nem épített.

A kiserőművek az összes hazai névleges bruttó villamos telje-sítőképességnek közel az egyötödét teszik ma már ki (1675 MW). Két csoportra oszthatók: a csökkenő földgáztüzelésű erőműparkra gázturbinákkal és gázmotorokkal (850 MW) és a megújuló forrás-sal, széllel, nappal, biomasszával és vízzel üzemelő kiserőműparkra (825 MW). Szélerőművek évek óta nem gyarapodnak, a víz- és bio-massza-erőművek is alig. Egyedül a napelemes erőművekből van egyre több, és már 237 MW üzemelt az év közepén, bár ebből csak 64 MW volt mért, a többi főleg háztetőn lévő, háztartási méretű kiserőművet jelent. Ez az erőműpark szinte exponenciálisan növe-kedik, ami a nyári időszakban kedvező, de télen nem sokat segít – a kapacitását tekintve semmit. Csúcsidőben nem süt a nap. Mi-vel a kapcsolt termelés támogatása megszűnt, a földgáztüzelésű kiserőműpark kapacitása csökken, az üzemeltetésük csak a szabá-lyozás terén lehet átmenetileg még évekig gazdaságos. Közcélú új, kapcsolt termelésű erőmű nem épült 2010 óta, de üzemi, ipari saját termelésű igen. Nem túl sok. Természetesen a kiserőművek között is sok egység már állandó hiányban van – például Nyíregyházán.

A villamosenergia-ipari statisztikákból kiderül, hogy a 0,5 és 50 MW közötti kiserőműveknél 2014-ben még 233 társaság 334 erőműegységének volt működési engedélye, ám ezek közül 2015-ben már csak 154 társaság 225 erőműegysége volt aktív. Nincs tavalyi és idei adatom, de a számok jól jelzik, hogy ezen irányzat szerint sok régi kiserőmű leállt, és le fog állni. Főleg a múlt évszá-

10

200

400

600

800

1000

MW

5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 év

Paks Dunamenti Mátra TiszaÚjpestLőrinciISD Power

KelenföldBakonyDKCE

GönyűOroszlánySajószöged

CsepelKispestLitér

1. ábra. A nagyerőműveink élettartama



E-MET.HU ERŐMŰVEKERŐMŰVEK E-MET.HU

zadban a támogatások hatására üzembe helyezett kis, kapcsolt ter-melésű erőművek, gázmotorok vagy gázturbinák fognak hiányozni. Nem lehet figyelmen kívül hagyni, hogy nincs kellő ösztönzés ma még arra, hogy ez az irányzat megforduljon.

BiztonságKérdés, hogy idén a 8600 MW-os magyarországi erőműpark kellő biztonságot nyújt-e a télen várható mintegy 6800 MW csúcster-helés ellátására. Elegendő lenne-e csak a hazai teljesítőképesség behozatali többlet nélkül? Elárulom: nem.

A jelzett 8600 MW csak névleges, papíron jegyzett bruttó villa-mos teljesítőképesség, amely a fogyasztói csúcsidőben valójában nem áll rendelkezése. Van rengeteg hiány – állandó és változó –, továbbá javítások is kellenek a tervszerű leállások és kiesések so-rán. Aztán kell még tartalék a rendszer szabályozásához, sőt elvár-nak biztonsági többleteket. Ez utóbbit mostanában maradó teljesít-ménynek nevezik, és ez alapján ítélkezhetnek, ha akarnak. Inkább csak jelzésként használható mostanában ez a mutató.

Az ENTSO-E, azaz az európai villamos átviteli hálózati rendszer-irányítók (TSO-k) közössége meghatározta a maradó teljesítmény fogalmát (2. ábra). ENTSO-E ma, 2017 közepén 37 ország 44 TSO-ját fogja össze. Idén már Albánia is tag, Törökország pedig meg-figyelő. Tágabb ez a közösség, mint az EU, bár Málta nem tartozik hozzá.

A maradó teljesítmény lényegében egy adott referenciapontban a ténylegesen rendelkezésre álló teljesítőképesség és a csúcster-helés különbsége. Nettó értékek, bár mi a bruttókkal számolunk inkább, hiszen azokra van nyilvános adatunk. A névleges teljesítő-képességből sok mindent le kell vonni. Az állandó és a változó hiá-nyok miatt igénybe nem vehető kapacitásokat, a kiesési és a kar-bantartási értékeket, a rendszerszintű szolgáltatásokhoz szükséges tartalékokat. Figyelembe lehet azonban venni, hogy a fogyasztó is befolyásolható azzal, hogy szükség esetén – megfelelő ellenszolgál-tatás fejében – csökkentse a terhelését.

Korábban azt tartották megfelelőnek, ha a maradó teljesítmény nagyobb a névleges beépített teljesítőképesség 5%-ánál. Ezt mint biztonsági kritériumot fogadták el. Nem egészen érthető, hogy miért kell a névlegeshez viszonyítani. Jobb lenne a ténylegeshez. Manapság a nemzetközi áramkereskedésben tekintettel vannak a

határokat keresztező távvezetékek átviteli képességére, tehát lehet az ellátás biztonságos a vásárlásokkal is, nem csak a termeléssel. Elég nagy lett a határokat keresztező villamosenergia-forgalom, és ezzel a biztonság is növekedett a kisegítési lehetőségek következ-tében.

Nézzük a 2017-ben meglévő és ez év végére várható értékeket!Az állandó hiányok megközelíthetik az 1600 MW-ot. A nagyerő-

műveknél a Tisza II. Erőmű, az Oroszlányi Erőmű, a Debreceni Erő-mű már teljes mértékben hiányzik, még ha reménykednek is néhá-nyan a visszatérésükben. A Mátrai, a Dunamenti, a Pécsi, az Ajkai és a Dunaújvárosi Erőműnél is vannak kisebb-nagyobb hiányok, így összesen mintegy 1400 MW hiányzik a nagyerőműveknél és kb. 200 MW a kicsiknél. Ha levonjuk ezt a névleges 8600 MW-ból, akkor már csak 7000 MW-ra számíthatunk a fogyasztói csúcsidőben.

Vannak azonban változó hiányok is az időjárási hatások miatt. Az idei télen ez 600 MW körül volt, ám nyárra megközelítette az 1000 MW-ot, mert a hőt szolgáltató egységek nagy része ekkor nem üzemelt. Télre téve a referenciapontot, ezt azt jelenti, hogy az előbbi 7000 MW-ból csak 6400 MW marad meg, amely már keve-sebb a várható decemberi csúcsterhelésnél.

Továbbhaladva, először a tervszerű megelőző karbantartást (TMK-t) kell elemezni. Tervszerűen el kell dönteni, mikor a legcél-szerűbb egy termelőegységet karban tartani – gondolhatnánk. Ma már azonban nem csak a központi döntés a meghatározó. Három okból: az atomerőműnél áttértek a 15 hónapos ciklusra, a gázturbi-náknál számítógép jelzi az üzem függvényében a szükséges karban-tartásokat, végül bevezetik lassan az állapottól függő javításokat, amint a megfelelő jelzőrendszer kiépül. Ma már nem tervezhető a TMK a legkisebb terhelésű hónapokra. Például idén februárban 980 MW volt TMK-n, alig két-három héttel a leghidegebb téli időszak zavara után. Most, hogy augusztusban, szeptemberben hiányozhat egy paksi blokk, az várható, hogy 2018 novemberében vagy de-cemberében áll le majd megint egy blokk, azaz csúcsidőben. Egyre több a gázturbinás erőművünk, ahol szintén kiadódik, hogy mikor és mit kell csinálni. Legyünk optimisták, tételezzük fel, hogy a hideg decemberben legfeljebb 200 MW-ot tartanak majd karban. A 6400 MW-ból azonban már így is csak 6200 MW maradt.

Nehezebb meghatározni a kieséseket, különösen azok idejét. Idén januárban például az egész ligniterőművünk kiesett a tartós

Nem igNem igéénybe vehetnybe vehetőőteljesteljesííttőőkkéépesspesséég a g a referenciapontbanreferenciapontban

Nem igNNNNeeeemmmm iiiiggggééééénybe vehetnnnnyyyybbbbeeee vvvveveveeehhhheeeettttőőőőőteljestttteeeelllljljljjjeeeessssíííííttítítttőőőőőkkkkkééééépessppppeeeessssssssééééég agggg aaaarefefef renciapontbanrrrrerereeeffffefefeeefefefeffffefff rrrrerereeennnncccciiiiaaaappppoooonnnnttttbbbbaaaannnn

Nem igNem igéénybe vehetnybe vehetőőteljesteljesííttőőkkéépesspesséég a g a referenciapontbanreferenciapontban

RendszerszolgRendszerszolgáálati lati tartaltartaléékk

RendszerszolgRRRReReReeennnnddddsssszzzzeeeerrrrsrsrssszzzzoooollllggggááááálatillllaaaattttiiiitartalttttaaaarrrrtrtrtttaaaallllééééékkkkk

RendszerszolgRendszerszolgáálati lati tartaltartaléékk

KiesKiesééseksekKiesKKKKiiiieeeesssséééééseksssseeeekkkkKiesKiesééseksekTervszerTervszerűűmegelmegelőőzzőő

karbantartkarbantartááss

TervszerTTTTeeeerrrrvrvrvvvsvsvssszzzzeeeerrrrűűűűűmegelmmmmeeeeggggeeeellllőőőőőzzzzzőőőőő

karbantartkkkkaaaarrrrbbbbaaaannnnttttaaaarrrrtrtrtttááááásssss

TervszerTervszerűűmegelmegelőőzzőő

karbantartkarbantartááss

RendelkezRendelkezéésre sre áállllóó teljesteljesííttőő--kkéépesspesséég a g a referenciareferencia--

pontbanpontban

RendelkezRRRReeeennnnddddeeeellllkkkkeeeezzzzééééésressssrrrrerereeeááááállllllllllóóóóó teljestttteeeelllljljljjjeeeessssíííííttítítttőőőőő-----kkkkkééééépessppppeeeessssssssééééég agggg aaaareferenciarrrrerereeeffffefefeeerrrrerereeennnncccciiiiaaaa-----

pontbanppppoooonnnnttttbbbbaaaannnn

RendelkezRendelkezéésre sre áállllóó teljesteljesííttőő--kkéépesspesséég a g a referenciareferencia--

pontbanpontban

CsCsúúcscs--terhelterhelééssCsCCCCssssúúúúúcsccccssss-----terheltttteeeerrrrhhhheeeellllééééésssssCsCsúúcscs--terhelterhelééss

MaradMaradóóteljesteljesíítmtméényny

MaradMMMMaaaarrrrararaaaddddóóóóóteljestttteeeelllljljljjjeeeessssííííítmtítítttmmmmééééénynnnnyyyy

MaradMaradóóteljesteljesíítmtméényny FogyasztFogyasztóóhathatáásoksokFogyasztFFFFooooggggyyyyaaaasssszzzztztztttóóóóóóóóóóhathhhhaaaattttááááásokssssooookkkkFogyasztFogyasztóóhathatáásoksok

Igén

ybe

nem

veh

ető

telje

sítő

képe

sség

Net

tóné

vleg

es te

ljesí

tőké

pess

ég

Célfüggvény (korábbi):Maradó teljesítmény ≥

Nettó beépített névleges teljesítőképesség 5%-a


Nettó beépített névlegesteljesítőképesség 5%-a


Nettó beépített névleges teljesítőképesség 5%-a

2015 2016 2017

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX. X. XI.

XII. I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX. X. XI.

XII. I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX. X. XI.

XII.

2. ábra. A maradó teljesítmény meghatározása [1] 3. ábra. Kiesési arányok a beépítetthez képest hazánkban [2]




fagy hatására, tehát volt nap 900 MW-nál nagyobb váratlan hiány-nyal. Az ENTSO-E minden hónap harmadik szerdáján a 11 órakor tapasztalt kiesésekről kér tájékoztatást. Az elmúlt időszak adatai (3. ábra) a kiesési arányokat a beépített névlegeshez képest jelzik, és az arány növekedik. Erőműveink öregednek.

Legyünk itt is optimisták, és ne legyen a váratlan kiesés 200 MW-nál nagyobb (2,3%) az idei csúcsterhelés idején! Ne fagyjon be a lignit! Végül tehát 6200 MW-ból mintegy 6000 MW igénybe vehe-tő teljesítőképesség maradna, ami nekem nagyon kevésnek tűnik.

Most jön a rendszerirányításához szükséges tartalék. A primer szabályozási tartalék legyen ±30 MW (tán ±28 MW is elég nettóban)! A szekunder szabályozáshoz, a csereteljesítmény beállításához kell legalább ±270 MW (egyesek szerint ±200 MW nettó is elég lenne, bár ez kritikusnak tekinthető). A legnagyobb termelőegység hazánk-ban ma névlegesen bruttó 500 MW, így ennek megfelelően kelle-ne +500 MW perces (tercier) tartalék. Ez összesen 800 MW pozitív bruttó tartalékot jelent. Az előbbi 6000 MW-ból immár 5200 MW-ra jutottunk.

Amennyiben 5%-os maradó teljesítményt, azaz 430 MW-ot sze-retnénk a biztonsághoz, akkor csak 5200–430 = 4770 MW csúcs-terhelést tudnánk a hazai erőműparkunkkal idén elfogadható biz-tonsággal kielégíteni. Ennél azonban biztosan jóval több lesz a csúcsterhelés.

Hazánkban még nem terjedt el, hogy a fogyasztó is felajánl-hat tartalékot, azaz csúcsidőben csökkentheti a terhelését. Kevés a nagyfogyasztónk, akivel ilyen irányú szerződés köthető, bár lehet, hogy később a fogyasztók jobban aktiválhatók lesznek.

Végül oda jutottunk, hogy a 6800 MW-os csúcsterheléshez szük-séges még 2030 MW, amelyet importból kell beszerezni. Ez pedig a hazai beépített kapacitásnak közel a negyede. Most ez még be-szerezhető, sőt néha 2500−3000 MW között vagy felette vagyunk, mert a kereskedők elég éberek, kihasználják a lehetőségeket. Kér-dés, hogy a jövőben lehet-e nagy hidegben a környékről jelentős kapacitást megvásárolni. Hálózatunk elég nagy, sőt tovább épül, nem is ezzel van gond. Az import most északról jön Németország-ból és a Cseh Köztársaságból. Lengyelország már tavaly importra szorult. A másik forrásunk az ukrán „sziget”, ahol egy régi, a múlt század hatvanas éveiben épült tizenkét blokkos feketeszén-tüze-lésű erőmű, a Bursztin Erőmű (2334 MW) a forrás. Gondot okoz-

hat ennek a régi és szennyező erőmű távlati létének bizonyossága, ezért 2030 körül vagy közvetlen utána ne nagyon számoljunk már teljesen vele. Az ukrán helyzet ma egyébként sem túl biztató.

E fejezet azzal zárul, hogy hangsúlyozható: a biztonsághoz ma kell a behozatali többlet, nem elég a meglévő hazai erőműpark. A maradó teljesítmény csökkent az elmúlt években (4. ábra), akár a hazait, akár az importot nézzük. Csak ritkán értük el a hazaival az 5%-ot, például 2017. március 15-én, az ünnep alkalmából, amikor ez a nap volt a harmadik szerda a hónapban.

Nem kellene azonban pánikot kelteni, mert az ellátásunk biz-tonságosnak ítélhető, bár, ha nem csinálunk semmit, akkor ez las-san megkérdőjelezhető lesz. Ezt jelzi a 2017. január 7−8-i helyzet, amely kritikus volt, de 590 MW perces és 420 MW szekunder tar-talékkal sikerült elkerülni a fogyasztás korlátozását. Vannak tarta-lékjaink, de azért még építeni kell. Nem elég egy 2000 MW-os régi erőművet egy 2500 MW teljesítőképességűvel pótolni tíz év alatt, ennél sokkal-sokkal több létesítés, pótlás kellene.

ÜzemvitelJelenleg van két nagy alaperőművünk: Paks és Mátra közel 2900 MW-tal, van több földgáztüzelésű nagy- és kiserőművünk mintegy 4100 MW-tal, számolhatunk a többnyire olajtüzelésű több mint 800 MW perces tartalékkal, és már üzemel legalább 800 MW-ot kitevő bruttó teljesítőképességünk megújuló forrással. Importból besze-rezhető egy nap során akár 2500 MW is. Kérdés, hogy miként üze-meltetik ezt a forrást a hazai igények kielégítéséhez.

A villamos terhelés a szokott módon változik naponta, heten-te és havonta. Megnézhető például az elmúlt másfél évben a heti legnagyobb (5. ábra) és a legkisebb (6. ábra) villamos terhelés. E kettő között kell optimális üzemvitelt kialakítani a költségek, a biztonság és a környezetvédelem célfüggvényei szerint, ami nem túl egyszerű, de fontos feladat.

Látható, hogy az idei tél az átlagosnál hidegebb, a mostani nyár a melegebb miatt okozott nagyobb igénybevételt a villamos háló-zaton.

A heti legnagyobb terhelés egy év során láthatóan mintegy 5500 és 6750 MW között változik, tehát közel a negyedével. Ugyan-akkor a rendszer teljesítőképességét az éves csúcshoz kell igazíta-ni. Van egy nyári csúcs is, amely csak néhány hétig lehet veszélyes.

5% BT

2015 2016 2017

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000MW

importtal hazai erőművekkel

Maradó teljesítmény = összes tartalék – rendszerirányításitartalék; minden hónapnak harmadik szerdáján 11:00-kor

I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX

.X. XI

.XI

I. I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX

.X. XI

.XI

I. I. II. III.

IV. V. VI.

VII.

VIII. IX

.X. XI

.XI

I.

2016 2017

14000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

MW

6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 4 9 14 19 24 29 34 39 44 49hét

4. ábra. A maradó teljesítmény változása 5. ábra. Heti legnagyobb villamos rendszerterhelés [2]




Kivételt képez a 2015. év, amikor az esztendő legnagyobb terhelése éppen nyárra esett. Először és utoljára a magyar történelemben. Azért lehet az utoljára szót megengedni, mert ma napelemek épül-nek, sőt egyesek szerint több ezer megawattot kitevő erőműparkot akarnak a lakók a háztetőkre szereltetni saját hasznukra. Így aztán a legnagyobb nyári melegben ezek adják a többséget, tehermente-síthetik a közcélú erőműveket.

A heti legkisebb terhelésre gondolni kell az üzemvitel optimá-lásakor, hiszen ekkor is kell szabályozni – akár még lefelé is. Nagy alaperőművek tehát visszaszorulhatnak. Látható, hogy tavaly 3200 és 4000 között volt a heti minimum, idén viszont a hideg január-ban jóval több. Nem lesz talán nagy gond, ha tíz éven belül egy 4500 MW-os atomerőmű fog hazánkban üzemelni mintegy 10%-os igénynövekedés után, de csak akkor, ha ez erősen visszaterhelhető lesz, és jól lehet szabályozni vele. Igaz, hogy ekkor viszont csökken a bevétel, azaz nehezül a hitel visszafizetése, de ez minden alap-erőműnél előfordulhat, még a ligniterőműnél is. Az sem növelné a biztonságot, ha lenne időszak, amelyben egy erőmű lát el egy országot egy helyről.

Általában a legkisebb változó – növekmény – költség alapján választ a vevő, a kereskedő, tehát a felkínált energia Ft/kWh-ban kifejezett egységára alapján. Eltekintve a kötelező átvételtől, a leg-kisebb növekményköltsége általában a megújulóknak van (de csak a szél-, a nap- és a vízerőműveknek, a biomasszánál már nem, azt meg kell fizetni), aztán jön az atomerőmű, majd a lignittüzelésű, utánuk a földgáztüzelésűek, végül az olajtüzelésű tartalékok. Az importot a nemzetközi tőzsdei áron szerezhetik be. Ez általában kisebb, mint a földgáztüzelés növekményköltsége, sőt gyakran a ligniténél is, ha a szén-dioxid-árat tekintetbe veszik.

A jelenlegi üzemvitelre nézzünk idei példát, egy júliusi hétköznap délelőttjét! Először a rendszerterhelés változását kell megszemlélni nulla órá-tól 14 óráig (7. ábra). Nyáron délben van a csúcsterhelés, télen este. Hajnalban ébred a minimum 4250 MW körül, majd hatkor növekedni kezd a terhelés, és egy órára eléri a 6150 MW-ot. A napi növekedés kb. 1900 MW, azaz közel 45%. A legnagyobb változási sebesség hat és hét óra között van: 700 MW/h. Ehhez kell igazodni az erőműves terheléssel és a külföldről való vásárlással.

Említettem, hogy a forrásoldal egyharmadát a kereskedő im-portból beszerezhetőnek látja jónak. Pontosabban ez a külföldről vásárolt és eladott energia különbsége, hiszen egyszerre vehetnek egy irányból és eladhatnak másik szomszédnak. Ezen a napon, az átlagos nyári hétköznapon ez az importszaldó a szokásos volt (8. ábra). Hajnalban mintegy 550 MW-ot tett ki, délben 2350 MW-ot, tehát a változás az adott délelőttön 1800 MW, azaz majdnem akko-ra, mint a rendszerterhelés módosulása ezen időszak alatt. A keres-kedők annak ellenére vettek hajnalban nagyon keveset, hogy ekkor a piaci ár feltehetően olcsóbb lehetett, mint délben, a fogyasztói csúcsidőben.

A kereskedő a másnapi piachoz az előző nap megadja a rend-szerirányítónak, hogy a következő nap minden negyedórájában mennyit fog venni és eladni külföldről, mekkora lesz a negyedórás csereteljesítmény. Ezt a 96 adatot a rendszerirányító feldolgozza mind a 120 mérlegkörnél, mert ha eltérnek az értékek a jelzettől, azt ki kell egyenlítenie. A kereskedő érdeke, hogy pontosan jelez-zen előre, hiszen gazdaságilag előnyös neki a kiegyenlítés mini-málása.

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 4 9 14 19 24 29 34 39 44 49hét

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

MW

2016 2017

0:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

4 2004 3004 4004 5004 6004 7004 8004 9005 0005 1005 2005 3005 4005 5005 6005 7005 8005 9006 0006 1006 200

MW

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

500

600

700

800

900

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100

2 200

2 300

2 400

2 500

6. ábra. Heti legkisebb villamos rendszerterhelés [2] 7. ábra. A rendszer terhelésváltozása egy nyári hétköznapon [2]

8. ábra. Az importszaldó alakulása egy nyári hétköznapon [2]

0:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

4 2004 3004 4004 5004 6004 7004 8004 9005 0005 1005 2005 3005 4005 5005 6005 7005 8005 9006 0006 1006 200

MW

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

500

600

700

800

900

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100

2 200

2 300

2 400

2 500




A rendszerirányító szabályoz, mint tudjuk, és a csereteljesít-mény-szabályozás nem más, mint a szekunderszabályozás. A sza-bályozónak viszont parancsolt értékeket kell adni, és ez órás érték, nem negyedórás, ahogyan a nemzetközi szabályok azt mostaná-ban előírják. Így aztán az átviteli hálózatirendszer-irányító, nálunk a MAVIR, meghatároz a 96 adatból 24-et egy napra, és ez lesz a szabályozó parancsolt értéke. Az ábrán ezt piros szögletes vonal jelzi, a tényt pedig az ehhez igazodó zöld. Látható, hogy a szabá-lyozó elég jól működik, hiszen a zöld vonal nagyon jól követi a piros parancsot.

Mivel szabályoz a rendszerirányító? Természetesen azokkal az erőművekkel, amelyeket a szabályozási energia piacán előre lekö-tött – például negyedévre. A primer szabályozási tartalék ±28 MW nettó értéke itt nem játszik nagy szerepet (az egész szinkronzó-nában ez szolidaritási kérdés, azaz több szabályozási zóna együtt gondoskodik a frekvenciáról), de a szekunderszabályozás közel tíz-szer ekkora értéke igen. Az igénybe vett szekunderszabályozásért a rendszerirányító kapacitásdíjat és energiadíjat fizet, és általában az előbbi alapján teszi sorba a felajánlott értékeket (előnysorrend, merit order). Mivel kiesés ezen a napon nem volt, jól tudott szabá-lyozni, vezérlésre nem került sor, nem volt szükség a perces – ter-cier – tartalékokra.

Nézzük meg tehát, hogy ezen a napon hogyan működött az erő-műparkunk (9. ábra)! Bizony, ezen az ábrán a kiemelt piros vonal a zaklatottság érzését keltheti. Egy-egy órán belül erősen változik a hazai erőműpark együttes nettó teljesítménye. Éjfél után már 3900 MW-nál tartott erőműveink összes teljesítménye, míg a déli csúcsban alig volt 3800 MW felett. Az atomerőmű és a ligniterő-mű ekkor ugyan akár teljes teljesítménnyel zsinórban járhatott (pl. 1850+850 = 2700 MW), és a kötelező átvételek sem zavartak, sőt a megújulók hatása sem lehetett 200 MW-nál több. Viszont a menet-rendet tartó földgáztüzelésű nagyblokkokra nagy feladat, jelentős teher hárult a változó teljesítmény beállításával.

Reggel hatkor a szabályozó visszaparancsolta őket 3800 MW-ról 3500 MW-ra, hogy aztán egy óra múlva már megint 3900 MW felett teljesítsenek. Egy óra alatt kellett +400 MW-ot adni reggel, és aztán egész nap fel-le terhelni a gázturbinás egységeket. A hazai erőmű-teljesítmény átlaga ezen a napon 3750 MW körül volt, így az átlagos ingadozás mintegy ±5% körüli (kb. ±200 MW) lehetett.

Jól látszik, hogy milyen hatása volt az importnak (10. ábra), valamint az órás és negyedórás beállítások különbségének. Az im-portszaldó napi átlagos változása sokkal nagyobb (kb. 70-80%), mint a rendszerterhelésé, amely a statisztika szerint hónapokon át mintegy 30%-ra adódott. Ebből következik, hogy jelenleg a hazai erőműpark napi átlagos teljesítményváltozása csak 13-15%. A ke-reskedők kisegítették az erőműveket üzemeltetőket a napi átlagos módosulás tekintetében, de nem lett kisebb az erőművek gyors tel-jesítményváltoztatási igénye.

Mindezt csak azért jelzem, hogy felismerhető legyen: nem ele-gendő alaperőműveket építeni, kellenek a menetrendet tartani tu-dók, a gyors változtatásra képesek – na meg a tartalékok. Gondol-ják el, hogy tíz év múlva lesz egy hasonló alakú, csak kb. 10%-kal feljebb futó rendszerterhelési görbe, és a kereskedőknek, a rend-szerirányítónak figyelembe kell venniük egy 4500 MW-os atomerő-művet. Könnyű belátni, hogy egy ilyen nagy alaperőmű mellett egy másik, közel 1000 MW-os lignittüzelésű aligha kaphat olyan nagy szerepet, amely a gazdaságos üzemeltetéshez tartósan elegendő lenne.

Még nem szóltam itt a megújuló forrással üzemelő, változó kí-nálatú erőművekről, a kapcsolt termelésekről, a kötelező átvéte-lekről és a tárolási lehetőségekről. Mindezek jövőbeni szerepe csak részletes rendszerelemzéssel vázolható fel – igen nagy bizonyta-lanságok mellett. Különösen a tüzelőanyagok árait lesz nehéz előre jelezni, pedig a rugalmasság miatt a földgázra feltétlenül szükség lesz.

LeállásokAz erőműparkunk – mint láttuk – elöregedett, a ligniterőművünk például másfél évtizeddel idősebb, mint az atomerőművünk. Mégis most főleg Paksról folyik a politika vita. Talán többet kellene a lignit-tel foglalkozni. A tulajdonos ugyanis leállíthatja a termelőegységét, ha az üzemeltetésére tartósan ráfizet, vagy mert változnak a mű-ködési feltételek, a szabályok.

A MAVIR a tavalyi kapacitáselemzésében úgy számolt, hogy a húszas évek közepére csak 5600 MW maradhat meg a mai erőmű-vek bruttó névleges teljesítőképességéből, tehát egy évtized alatt mintegy 3000 MW-ot leállíthatnak a tulajdonosai. Aztán 2031-re már csak 5300 MW maradna meg, tehát gyakorlatilag 3300 MW-ot

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

3 500

3 600

3 700

3 800

3 900

4 000

MW

január február

rendszer erőmű importszaldó

március április május június július0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

max

. nap

i ter

helé

svál

tozá

s: 1

00∙(P

max

–Pm

in)/P

max

9. ábra. Az erőmű-teljesítmény alakulása egy nyári hétköznapon [2] 10. ábra. A napi terhelések átlagos havi változásai [2]

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00

3 500

3 600

3 700

3 800

3 900

4 000

MW


34



kellene pótolni másfél évtized alatt. Elsősorban nagyerőműveket, amelyeknél tán kicsit pontosabban jelezni lehet, hogy miről van szó.

Feltehetően a ma állandó hiányban lévő erőművekről kell le-mondanunk, tehát a mintegy 1600 MW-ról. Nyilvánvaló, hogy sem a Tiszai, sem az Oroszlányi Erőművet nem fogják újból üzembe helyezni. A Debreceni és a Nyíregyházi Erőművet talán, hiszen ezek viszonylag újak és jók, ám az új tulajdonosok évek óta nem helyez-ték kilátásba a visszatérést.

A nagyerőművek közül a régi széntüzelésűek már mind leálltak, egyedül a ligniterőmű maradt meg, de következő évtized végére az is hatvanéves lesz. Lehetséges, hogy leáll a húszas években az utolsó magyarországi szénerőmű? A kereken 900 MW névleges tel-jesítőképességű ligniterőmű többségében német tulajdonban van, és a magyar bővítési, helyettesítési igyekezetek a századunk első évtizedének végére elhaltak. A németek otthon le akarják állítani a szénerőműveiket, és nálunk is feltehetően csak addig tartják üzem-ben, amíg az haszonnal jár. Márpedig egy másik óriás alaperőmű annyira lecsökkentheti a húszas években a kihasználását, hogy a gazdaságos üzemeltetésnek a tulajdonosok búcsút mondhatnak. A helyettesítési igény aligha merülhet náluk fel – főleg a szén-dioxid-kibocsátás terheinek bizonytalansága miatt.

Sok földgáztüzelésű gázturbinás erőművet még a múlt század-ban építettek hazánkban, és a gázturbinák élettartama ritkán több harminc-harmincöt évnél. Időközben jobb hatásfokúakat is kifej-lesztettek a világon, tehát előtérbe kerülhet a csere, a helyette-sítés. Ha nagyon kis kihasználásra szorulnak, akkor a tulajdonos valószínűleg leállítja őket, hiszen semmi sem fogja fedezni az állan-dó költségeket. Nem lehet kizárni, hogy a több tulajdonosváltáson átesett mai Csepeli Erőművet másfél évtized múlva már nem fogjuk üzemben látni. A kapcsolt termelés támogatásának megszüntetése a fűtőerőműveket kedvezőtlenül érintette. A legrégibb gázturbinás fűtőegység Kelenföldön pótlásra szorulhat. Százhalombattán, a legnagyobb hőt szolgáltató erőműben is megszüntették a kapcsolt termelést, így a két nagy gázturbina sorsáról sem lehet biztos jövőt festeni. A kis kapcsolt termelésű gázturbinás és gázmotoros erőmű-vek nem mind tudnak majd megélni a szabályozási energia piacán, és a földgázt egyéb energiahordozóval kiváltva képzelik el néhol a jövőt – például Tatabányán. A gáztüzelésű villamosenergia-terme-lésből is hiányozhat másfél évtized múlva legalább 700-800 MW, de valószínűleg jóval több.

A tartaléknak megépített gázturbinás, olajtüzelésű egységek többségének élettartama túl lesz a következő évtized végére a harminc éven. A kis kihasználás miatt ugyan ezek működési en-gedélyét meg lehetne hosszabbítani, ám egy-egy gép helyett fel-tehetően korszerűbbet üzemeltetnek majd, ha a szükséges tercier tartalék nagysága egy évtizeden belül a többszörösére növekedik. A szekunder tartaléknak épített, de tercier tartalékként üzemelte-tett gázturbináinkból is hiányozhat legalább 120-170 MW a vizsgált időszak végére, még talán sokkal több is.

Az ötven-hatvan éves üzemi, ipari nagy- és kiserőműveket pó-tolni fogják a tulajdonosok attól függően, hogy a kiszolgált techno-lógia jövője miként alakul. Dunaújvárosban vagy Ajkán a régi erő-műveket újak helyettesíthetik, ha a gőz-, hő- és préslevegő-ellátás feladata megmarad.

Végül a legrégibb megújuló forrással üzemelő erőművek közül is leállhat jó néhány.

Összességében feltételezhető, hogy tizenhárom év alatt való-ban leállhat 3000 MW, tehát csak mintegy 5600 MW maradhat meg

a mai hazai erőműparkból 2030-ban. Lehet persze, hogy 6000 MW, de az is, hogy csak 5000 MW vagy még kevesebb. A mondanivaló szempontjából ennek azonban nincs nagy jelentősége, a lényeg az, hogy építeni kellene.

A szükséges teljesítőképességEddig bemutattam, hogy másfél évtizeden belül 7200-7500 MW-ra növekedhet a hazai villamosenergia-rendszer éves bruttó csúcs-terhelése, miközben a magyarországi erőműpark bruttó névleges villamos teljesítőképessége 8600 MW-ról 5000-6000 MW-ra csök-kenhet. A következő kérdés, hogy mekkora lesz a harmincas évek elején a szükséges teljesítőképesség.

A MAVIR jelzett tanulmányában az összes hazai erőmű bruttó beépített teljesítőképességére négy év múlva közel 11 000 MW-ot, majd 2031-re kb. 15 300 MW-ot tételezett fel az optimista for-rásoldali változatában. Ezek nagyon nagy értékek, és gyors ütemű fejlesztést feltételeznek. Igazuk van, lehet, sőt kell is ennyi, de két szempontot azért figyelembe kell venni.

• Milyen típusú erőműből mennyi kerülhet majd üzembe más-fél évtized alatt?

• Teljesen a hazai erőműparkra akarunk-e támaszkodni, vagy kell még az import is?

Nem mindegy, hogy a hagyományos technológiájú erőművek épülnek inkább vagy a változó kínálatú megújuló forrásra támasz-kodók. Említettem, hogy a naperőműveknek télen nincs kapaci-tásértékük, és bizonytalan, hogy mikor fúj a szél. Ezt Európában mostanában úgy veszik figyelembe, hogy csúcsidőben a naperő-művek nem működnek, a szélerőműveknek pedig csak az egyötö-de. Ez lehet átlagérték egy földrészre, de nem egy országra. Az biztos, hogy a változó kínálat változó hiányt is jelent a teljesítő-képesség-mérlegben. A kevéssé napsütötte Európa jobban számít a szeles északi vidékeken telepített szélerőművekre, mint a déli napelemekre.

Meg lehet nézni a tavalyi tényeket. Az ENTSO-E-ben a beépített nettó teljesítőképesség tavaly 1136,8 GW volt, miközben az egyide-jű csúcsterhelés (január 19-én) 586,1 GW. Közel kétszer annyi erő-mű volt, mint a legnagyobb terhelésük. Németországban 203,1 GW nettó kapacitás mellett a csúcs decemberben 81,9 GW volt. Sok ott a változó megújuló. Második helyen Olaszország állt 133,3 GW beépített nettó teljesítőképességgel, és a csúcsterhelés januárban volt 53,7 GW-tal. Majd Franciaország következett 130,9 GW beépí-tettel, míg a csúcs a hideg januárban elérte a 88,6 GW-ot. Itt volt tavaly a legnagyobb csúcsterhelés az ENTSO-E-ben.

Látható tehát, hogy míg a megújulókra szavazó németeknél közel 2,5-ször akkora volt a hazai erőműpark, mint a csúcsterhe-lés, addig az atomerőművekre elkötelezett franciáknál 1,5-nél is kevesebb. Mi is alaperőműves többségű, főleg hagyományos típu-sú erőműparkra támaszkodunk, és nálunk ez az említett hányados tavaly 1,3 volt. Igaz, hogy a legtöbb villamos energiát a németek és a franciák exportálták, mi pedig élen jártunk a behozatal rész-arányával.

A politika a függetlenséget szereti, a gazdaság az optimumot. Kitűzhetjük, hogy önellátók legyünk, és minden villanyt itthon ter-meljünk, csak ez drága. Ugyanakkor az energetikai importfüggősé-günk a primer energiát tekintve a mai 75%-ról növekedhet, hiszen az itthoni erőművek is igényelnek energiahordozót az átalakítás-hoz. A gazdaságkutatók tudják, hogy az igaz függetlenséget az ér-tékteremtés teremti meg. Többet exportáljunk, mint importáljunk.


35



Ők nem azt jelzik, hogy termeljünk mindent itthon a hazai nyers-anyagból, hanem azt, hogy lehetőségeinkhez képest vegyünk részt a nemzetközi anyag- és energiaforgalomban. Bemutathatnám, hogy a tisztán belföldi termeléshez mekkora teljesítőképességre lenne szükségünk – az erőműépítési irányzat függvényében. Nem sokra mennénk vele. Egy tudományos társaság meghatározhatná az import célszerű arányát – még több független változót felvonul-tató mátrixok halmazával. Ebből sem kaphatnának kellő ösztönzést a befektetők az erőműves beruházásokhoz.

A legjobb, ha tájékoztató nagyságokat jelzek. A harmincas évek elejére a nem túl nagy változó megújuló forrású részarány mellett mintegy 11 500-12 000 MW-ra lenne szükség, de már nagyobb arányú megújulókhoz akár 14 000-15 000 MW is kellene. Mindez importszaldó nélkül. Nagyobb behozatallal persze a hazai teljesítő-képesség csökkenthető.

Amennyiben olvasóim igénylik a számokat, akkor igen bizony-talan értékeket jelezhetek. Célszerűnek látszana legalább kereken 6000 MW új erőműpark létesítése 2030-ig, de nem lenne nagy baj felkészülni 7000 MW építésére sem. A rövid idő miatt ez igen nagy feladat, hiszen ez évi átlagban közel ötszáz megawattot jelentene.

ErőműépítésAz erőműépítés régen teljesen állami feladat volt, és csak néhány nagyipari cég épített magának erőművet. Aztán a privatizáció után megjelentek a külföldi befektetők, majd jelentkezett több hazai ma-gánbefektető. Divat lett szidni a magánosítást, a külföldieket, pedig ők elég sokat építettek. Csepelen, Kispesten, Újpesten, Gönyűn, Debrecenben, Dunaújvárosban és másutt, továbbá Százhalombat-tán és a Mátrában erőművet bővítettek. Magyar magánkezdemé-nyezésre építették a legkorszerűbb gázturbinákból az ajkai tartalé-kot. A jelentős erőmű-létesítés azonban a század első évtizedének végén leállt. A pangást most a napelemes háztetők szaporodó tük-rözése tompítja. Ipari üzemek is építenek kisebb erőműveket ma-guknak. Nagyerőműre – Pakson kívül – feltehetően várni kell még vagy tíz évet, talán többet is. Ez nem jó.

Egy „biztos” pont van, az atomerőmű. Pakson tíz éven belül – de 2030-ig elég nagy valószínűséggel – üzembe kerül két nagy atomerőműves egység. Ezt általában 2x1200 MW-nak nevezik, bár a MAVIR említett tanulmányában 2x1262 MW szerepel, tehát 2400 MW helyett 2524 MW-ról van szó. Nem vitatom ennek elfogad-hatóságát, sőt örülök, hogy végre vannak valódi erőmű-létesítési tervek. Az állam nemcsak atomerőművet épít persze, hanem ki-sebb napelemes telepeket is, de a meghatározó elv az alaperőmű-létesítés. Egy ismerős „nagy” ember a szakmából ugyan nemrég fogadást ajánlott, hogy nem lesz meg ez a fejlesztés sem, de én ellenálltam, mert bíztam. Nem lehet a hazai termelés több mint felét kitevő forrást más típussal helyettesíteni másfél évtized alatt, és még importból sem lenne beszerezhető annyi. A fő kérdés ma nem az, hogy kell-e Paks II., hanem az, hogy mi kell még mellette. Messze vezetne, ha olyan hazai erőműparkot vázolnék fel, amely atomerőmű nélkül biztonságossá tenné a hazai villamosenergia-ellátást tizenhárom éven belül. Nagyon sok függ az építési időtől, a kétrészes atomerőmű együttes üzemétől, hiszen a többi meglévő és épülő erőmű tulajdonosát vagy beruházóját ez érdekli a legin-kább – nem is szólva a szabályozásról.

Amennyiben a 2000+2524 = 4524 MW-os – kereken 4,5 GW-os – erőművet már a húszas évtized közepétől ki akarják terhelni, akkor bizony sok régi erőmű leállhat, és új nem épülhet. Ameny-

nyiben nem 2024−2026 között kerülne üzembe a két nagy blokk, hanem például 2030−32 között, akkor egészen más a helyzet. Le-het, hogy nem 5-6, hanem csak 2-3 évig vagy még rövidebb ideig üzemel 4,5 GW Pakson, és utána csak 2,5 GW marad a harmincas évek közepére. A finn és a francia tapasztalatok alapján az atom-erőmű-létesítés tervezett menetrendjét nem nagyon tudják tartani, a létesítés késik, a költségek nőnek. Nem tudom, hogy az orosz atomerőműveknél mi a helyzet, de remélem, hogy náluk nem lesz késés vagy csak jóval kisebb.

Akartak 2004−2011 között a Mátrában egy új 450 MW-os lig-nitegységet építeni, de a magyar tulajdonos a hosszú és drága előkészítő munka után az utolsó órában elvetette a tervet. Import feketeszénre huszonöt éve akartak Mohács térségében új nagyerő-művet építeni, de ez a terv is gyorsan a fiókba került. Most az a kérdés, mi legyen a Mátrai Erőművel. Ha kell hazai energiaforrásra mértékadó kapacitás, akkor itt új egységeket kellene építeni, pél-dául 2×600 MW-ot mintegy 43%-os hatásfokkal. A meglévő erőmű első két egysége még ebben az évtizedben leállhat, mert üzem-készsége nem megfelelő, a hatásfoka 25% körüli. A három nagy egysége közül legfeljebb a IV. és az V. helyszámú üzemelhetne hat-van éven át. Nem volt szerencsés a gázturbinás kiegészítés, hiszen nagy különbség van a növekményköltségben, így ritkán jár együtt a gáz- és a gőzturbina. A tavalyi kihasználás még meghaladta a 70%-ot, de az egész erőmű nettó hatásfoka 30% alá csökkent. Ha például 2028-ban üzembe kerülne 2,5 GW Pakson, a ligniterőmű kihasználása 50% alá csökkenne (idén, az első félévben sem volt ennél sokkal nagyobb). Kisebb erőmű mérsékeltebb kihasználással pedig kevesebb szenet igényel. Még 2015-ben 56 PJ lignitet hasz-náltak fel két bányából, de a paksi nagyblokkok üzembe állása után ennek a felére sem lesz szükségük. Előbb leállhat az egyik bánya, majd a második, és az egész erőmű működése veszteségessé vál-hat. Új tulajdonos aligha akad bezárni való erőműre és bányára. A hazai ellátás biztonsága érdekében azonban az állami nagycég megvásárolhatja az erőművet, majd építhet pl. 2×600 MW-os új erőművet, ha azt ki is tudja terhelni már a harmincas évek elején. Majd, ha leáll Paks I., akkor erre van esély, de sokan úgy gondolják, hogy a régi Paks tovább üzemeltethető (belga és francia példákra hivatkozva).

Ma egész Európában nehéz új szénerőművet építeni – töb-bek között például azért, mert előtérbe került a földgáz. Eb-ből egyre több a kínálat, és az ára sem nagyon emelkedik, sőt. A gázturbinás összetett körfolyamatú erőmű könnyen elfogadható, gyorsan megépíthető, kedvezően üzemeltethető, jó a hatásfoka és kicsi a károsanyag-kibocsátása. Egy hátránya van: kell hozzá a földgáz. Ez odavezethető csővezetéken, de ma elég bizonytalan a forrásoldal. Az orosz elnök megígérte, hogy nem 2019-ben, ha-nem csak 2021-ben állítja le az Ukrajnán átvezető gázvezetéket. A déli áramlatokról évtizedek óta beszélnek, de a bíztatás sokszor rövid életű. Politikusoknak tetszik az új irány, az észak−dél, de a mérnökök tudják, hogy nem sokra megyünk a lengyel kigázosító évi 5 milliárd m3-es kapacitásával, amikor délen egyáltalán nem épül még semmi. Nehéz ma olyan magánbefektetőt találni, aki bátran épít földgázra nagyerőművet hazánkban. Vannak keserű tapasztalataik is. Pedig nincs más, mint rugalmas gázerőművet építeni az atomerőmű és a megújulók mellé. Ha nem épül új lignit-erőmű, de atom- igen, akkor földgázra kellene a harmincas évekig 1300−1500 MW bruttó névleges teljesítőképességet létrehozni. Voltak tervek, és talán vannak is: Almásfüzitő, Ercsi, Szeged, Cse-


36



pel III., Dunamenti G4, Gönyű II, Tisza III., nem is szólva a nagy és kis fűtőerőművekről. Ha késik az építésük, akkor importból kell több. Egyelőre – úgy sejtem – az állami nagycég még nem fontol-gat túl sok ilyen földgázos erőműtervet, de előbb-utóbb szükség lesz rá. Persze ő is bizonytalan a beszerzési forrást és az áralaku-lást illetően, ami nem csodálható.

Tartalékként maradhat a nyílt ciklusú gázturbinákhoz szükséges olaj. Itt a perces tartalékoknál legalább 700-800 MW többlet kel-lene, hogy az esetleg leálló régiek mellett legyen biztosíték a nagy egység-teljesítőképességű új blokk esetleges kiesésére. Nem olyan nagy gond 4-6 új gázturbinás egységet beszerezni és a legalkal-masabb helyekre felállítani. Ezen a területen látható a legkisebb bizonytalanság. Kell a tartalék a megújulók miatt, a régi erőművek növekvő gyakoriságú kiesések pótlására, és a tartalék viszonylag olcsó.

Végül a megújuló forrásokra kell erőműveket építeni. Gyakor-latilag mindegyikre lehet, de a legolcsóbb a nap- és a szélerőmű. A legdrágább a biomassza-tüzelésű, a geotermikus és a vízerőmű. A legolcsóbbak gondja a kapacitásérték a változó kínálat miatt. A ma meglévő mintegy 800-850 MW-ból 2030-ig legalább 700 MW megmaradhat, és ezt kellene másfél évtized alapján talán a há-romszorosára növelni. Szégyen, hogy évek óta 330 MW alatt van a szélerőműparkunk teljesítőképessége, miközben tavaly az oszt-rákoknál – nem messze a határtól – már közel 2500 MW üzemelt. Biztató, hogy akár 2100 MW napelemes erőművet is fel akarnak építeni a vállalkozók, bár ez gondot okozhat az alaperőművek üze-mében, és persze a téli csúcsidőben nem áll rendelkezésre. Nagyon drága fára, szalmára és egyéb biomasszára erőművet építeni, bár mi ezt tettük, illetve nálunk főleg a külföldiek (pl. Pécsett), és nem is nagyon szeretik a hazai tudósaink a fát erőművekben eltüzeltet-ni. A mintegy 200 MW-os biomassza-erőműpark azonban fejlődhet. Nagy vízerőművet aligha építenek másfél évtized alatt, de több ki-csi azért még üzembe kerülhet.

Tárolós nagyerőművet nemigen lehet annak megtekintenie ha-zánkban, aki már csak tizenhárom évig él. A szivattyús, tárolós víz-erőmű drága, és elsősorban nem a megújulóknak használ, hanem a nagy alaperőművek kiterhelhetőségének. Gond a teljesítőképesség hiánya a kisütés végén, és nem kedvező, hogy feltöltve nem fo-gadhat be új energiát – pl. szélből. A 8-10 órás tárolási képesség helyett a megújulókhoz inkább a hegyes vidékeken épített idényjel-legű tárolásokat használják. Például Skandináviában vagy az Alpok országaiban. Az akkumulátoros tárolás azonban terjed. Nemcsak a távközlésben és a közlekedésben, hanem a villamosenergia-ellátás-ban is. Vannak, üzemelnek már 15 MW kisütési teljesítményt tudó kis, konténeres tárolók. Ezek egyre olcsóbbak lesznek az elterjedés és a technikai fejlődés hatására.

Össze lehet foglalni egy egyszerű, bár igen bizonytalan szá-mokat tartalmazó képen (11. ábra), hogy 2030-ra az egyes ener-giahordozók szerint részletezve hogyan alakulhat a magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképessége. Szívem szerint betettem volna egy új, 1200 MW-os ligniterőművet, de so-kan lebeszéltek annak realitásáról.

Látható, hogy a megmaradó mintegy 5600 MW és az újonnan építhető, legalább 5900 MW bruttó teljesítőképesség a követke-ző évtized végére vagy a harmincas évek elejére együtt mintegy 11 500 MW-ot tehet ki, ami a maihoz képest 33%-kal több. Ha nem épül ennyi, vagy ha több leáll, akkor nagyobb mértékű importszaldó kell.

A gond majd a harmincas években kezdődik, amikor leáll a Paks I., tehát újabb alaperőművet kellene üzembe helyezni úgy, hogy a ligniterőművünket korábban esetleg leállították, a külfejtésű bányá-it bezárták és a terepet rendbe hozták. Már csak a naperőműtele-pek jelezhetik, hogy itt valaha évtizedekig emberek ezrei dolgoztak.

FüggetlenségGyakran hallani, hogy az a jó, amelyik a hazai, amely megoldás például energetikai függetlenséget jelent egy államnak. Kevés or-szág engedheti meg magának az energetikai függetlenséget, és aki megengedi, annak sem megy feltétlenül a legjobban. A villamos energiára vagy egyéb energiaformára átalakítható primer és sze-kunder energiahordozókat be lehet szerezni belföldről vagy külföld-ről, de fontos, hogy mennyiért, meddig és milyen biztonsággal.

A hasadóanyag nálunk és sok országban a világon külföldi, mert csak néhány államban dúsítanak uránt, és kevés helyen gyártanak atomerőműves üzemanyaggal ellátott kazettákat. Ennek ellenére gyakran belföldi energiaforrásnak tekintik a hasadóanyagot, mert ez évekig tárolható. Ám az importfeketeszén is minőségromlás nél-kül. A földgáz is, az olaj is tárolható, mint tudjuk. A tárolási lehető-ség még nem energiaforrás, csak a biztonságot növeli.

A magyarországi belföldi primerenergia-hordozók nagyságát és összetételét össze lehet hasonlítani a németországival (12. ábra). Az összes energiahordozó-felhasználásból nálunk a hazai kb. 25%-ot tett ki két éve, míg a németeknél tavaly 30%-ot. A mi ener-getikai importfüggőségünk 75%, a németeké 70% volt. És mégis egyformán jól és biztonságban éltünk. Bár a németek kb. nyolcszor többen vannak, mint mi, saját energiatermelésük mégis tizenhat-szoros.

A barnaszén – gyakorlatilag a lignit – itt is, ott is a legfon-tosabb belföldi primer energiahordozó. Nálunk még nagy a kőolaj és a földgáz aránya, de a hazai termelés csökkenő irányzatú. Lé-nyegében mindkét országban a megújuló energiaforrások jelentik a legnagyobb belföldi készletet. A lignitbányászatot – környezet-védelmi okokból – a németek a negyvenes években le akarják ál-lítani. Nálunk talán már a harmincas évek előtt megszűnhet, mint kifejtettem.

Nem véletlen, hogy a megújuló forrásokat talán azért is támo-gatják, mert azok belföldiek, és így nagyobb biztonságot adnak,

2000 2500 4500

1200

2400 1300 3700

500 700 1200

700 1400 2100

0 1000 2000 3000 4000 MW 5000

meglévőkből megmarad új épül lehetőség

megújulók

olaj ésegyéb

földgáz

szén

atom

11. ábra. A 2030-ra várható egyik erőműpark-összetétel


37

E-MET.HU ERŐMŰVEK


ERŐMŰVEK E-MET.HU

mint a külpiaci kereskedelemben beszerezhetők. Függetlenül attól például, hogy egy folyó honnan ered, és persze lehetne a fát is im-portálni. A megújulóknál az adottságok lényegesek. Norvégiában a villamos energia 96%-át vízből állítják elő, Albániában pedig 98%-ban. Nem a víz tette az egyik országot gazdagabbá.

Nálunk a fával és a széllel kezdődött a megújulók nagyobb mér-tékű hasznosítása, most pedig a napenergia van előtérben. Geoter-mikus nagyhatalom vagyunk, de a forró vagy meleg vizet, netán a talajhőt jobb a hő piacán hasznosítani, nem a villamosenergia-ter-melésben. Elég érthetetlen módon a szélerőmű-telepítés mintegy fél évtizede leállt, pedig lehetőségeink vannak. Talán észrevették, hogy a szélerőműves termelés mérséklően hat az alaperőművek terhelésére és ezzel azok nyereségére. Nem tudom, de remélem, hogy a helyzet változik.

Teljesen érthetetlen, hogy miért nem akarják a fát erőművek-ben hasznosítani. Sok ilyen erőmű van már, ám ezeket le akarják állítani. Az erdőállományunk Trianon óta megkétszereződött, és ma mintegy 330-350 millió erdei m3-t tesz ki. Ez évente az időjárás függvényében 12-13 millió m3-rel gyarapodik. Ebből kb. 6 milliót ki kell vágni. Az erőművek a csúcskorszak idején évente kevesebb, mint 1 millió m3-t tüzeltek el. Mi lett a többivel? Az egyedi fatüze-lés visszaszorul, így kevesebb porral szennyez, ami jó. Erőműben kedvezőbben lehet fát elégetni, van például porleválasztó. Igaz, hogy a napenergia-hasznosításnak ez a módja talán a legrosszabb hatásfokú és a legdrágább, de azért a meglévőket ne állítsuk mind-járt le. A franciák mintegy 50 milliárd Ft-ért üzembe helyeztek egy 130 t/h-s szalmatüzelésű kazánt a kiegészítésekkel együtt Pécsett. Kíváncsi lennék, hogy ki gondolkodik itthon ekkora vállalkozásban egy ilyen mű létesítésére, mert az állam aligha.

Végül a földgázról is szólni kell, hiszen itt látnak ma sokan függetlenségi kérdéseket, itt akarnak több lábra állni – megsza-badulva az orosz egyeduralomtól. Ez valóban mai kérdés, és sok

mindennel összefügg. Említhetném a fehérorosz példát – Litvániával együtt. Fehéroroszországban a villamos ener-giát 98%-ban orosz földgázból állítják elő (kb. 34 TWh/a). Az ország példá-ul 2012-ben 22,5 milliárd m3 földgázt vásárolt az oroszoktól, több mint há-romszor annyit, mint mi. A függőségük tehát nem kérdés, hanem közismert. Orosz atomerőművet (2×1200 MW) építenek most a litván határtól 23 km-re (Ostrovets Atomerőmű), és a kb. 10 milliárd USD hitelből épülő atomerő-mű várhatóan 2020-ra kész lesz, így a földgázigény évi ötmilliárd köbméterrel csökkenhet. A litvánoknak ugyanakkor az EU csatlakozáshoz le kellett állítani a Csernobil-típusú atomerőművüket, bár ahhoz évtizedeken át szivattyús, táro-lós vízerőművet építettek (négy egység, összesen 900 MW, 100 m eséssel). A lit-ván rendszer az orosz szinkronzónához csatlakozik, és rajtuk keresztül látható el villannyal Kalinyingrád térsége. Nem csoda, hogy a litvánok féltik a függet-lenségüket.

Elnézést, hogy ennyire politikai síkra tévedtem, de sajnos foglal-kozni kell vele. Mint Brüsszellel is, ahol az energiauniót, a regionális biztonsági és operatív irányítási csoportokat (RSC, ROC stb.) ké-szítik elő. Figyeljünk oda! Nem csak a függetlenségünk érdekében.

TudományosE neves folyóirat idei augusztusi számában olvasni lehetett egy állásfoglalást a biztonságos villamosenergia-ellátásról. A hazairól. A Magyar Tudományos Akadémia Műszaki Tudományok Osztá-lyának Energetikai Tudományos Bizottsága (MTA-MTO-ETB) végre megjelentette, hogy mit gondol. Az Energiagazdálkodási Tudomá-nyos Egyesület (ETE) elnökhelyetteseként itt nem szeretnék tudo-mányos elkötelezettséggel lelkesen helyeselni, de észrevételeim – nem teljeskörűen – azért akadnak a jobbítás céljából.

A hazai kapacitások fejlesztésénél és az import célszerű arányá-nak meghatározásánál hat pontba szedték állásfoglalásukat. Nem egészen értve ugyan, hogy ki és milyen módon határozza meg min-dig az import célszerű arányát, ám rövid megjegyzéseim e pontokra lennének.

a) A megújulókkal olcsóvá tett nagykereskedelmi villanyt nem kiszorítani kellene, hanem felhasználni. A határt keresztező vezetékek kapacitásának növelésével több olcsó energia en-gedhető be az országba, biztonságosabbá tehető az ellátás, tehát a külföldi kapcsolat növelése nem hátrány, hanem in-kább előny. Tessék itthon jó, biztonságos és olcsón termelő erőműveket építeni, amelyek versenyképesek, és akkor itt-honról veszünk többet! Főleg azért, hogy kíméljük a fogyasz-tóink pénztárcáját.

b) Az időjárásfüggő megújuló erőművek részarányának növe-lése kihathat az atomerőmű alapterheléses üzemére. Ront-hatja azt. Nemcsak az egyéb erőművek fognak változó tel-jesítménnyel üzemelni, hanem az alaperőműnek tervezettek

barnaszén25,7%

megújulók43,6%

földgáz23,1%

földgáz7,0%

feketeszén2,9%

megújulók32,4%

barnaszén39,5%

egyebek3,6%

egyebek6,1%

ásványolaj15,1% ásványolaj

0,9%

Ezzel az ország összesprimerenergia-igényének

a 25%-át fedeztük

Ezzel az ország összesprimerenergia-igényének

a 30%-át fedezték

Magyarország2015-ben 247 PJ

Németország2016-ban 4017 PJ

12. ábra. A belföldi primerenergia-források nagysága és összetétele


38

E-MET.HU ÁRAKERŐMŰVEK E-MET.HU


is, főleg akkor, ha sokan lesznek. Nem minden egyéb erőmű lesz viszont tartalékban.

c) A jelenlegi árak valóban nem fedezik teljes mértékben a meglévő erőművek költségeit, ezért is állnak például néhá-nyan le. Lényegében a fogyasztóknak kellene megfizetniük az általuk okozott költségeket. Nem feltétlenül valamilyen támogatási rendszer bevezetésére kellene gondolni, inkább észszerűbben kellene gazdálkodni – állandósuló szabályok és célfüggvények mellett.

d) Nem biztos, hogy a megújuló energia és az atomenergia a villamosenergia-ellátásban egymást kiegészíti. Működhet mind a két típusú erőmű, de nem egészen segíti az egyik a másikat, sőt. Ha erősen fúj a szél, az atomerőművet vissza kell terhelni, ami nem jó. Tárolások persze kellenek, de nem feltétlenül szivattyús, tárolós vízerőmű. Vannak jobb megol-dások is. Nem érthető, hogy miért akarja az MTA-MTO-ETB megszüntetni a fatüzelésű erőműveket az országunkban. Az sem, hogy miért akarják újra kezdeni a vízerőművel kapcso-latos vitákat. Talán nem kellene feleleveníteni a harmincéves küzdelmeket. Nincs itt az ideje.

e) Természetes, hogy egy 1262 MW-os egység-teljesítőképes-ségű blokkhoz több perces tartalék kell, mint a jelenlegi 500 MW-oshoz. Nem helyeselhető viszont, hogy itt részben im-portra gondolnak, bár arra is van lehetőség. Egy-egy nyílt ciklusú gázturbinás egység létesítése a szomszédban sem lehet sokkal olcsóbb, mint idehaza, ugyanakkor pedig ki kell fizetni a határt keresztező kapacitást a behozatalhoz. Na-gyobb biztonságot érzek a hazai tartalékokban.

f) Valóban új erőművek építésére lesz szükség. Pontosabban: van máris szükség. Ám nem tudom, hogy miért kellene várni 2022−2025-ig, és különösen azt nem értem, hogy kitől vár-nak döntést. Kire várunk? Nem feltétlenül kell a kormánynak, a minisztériumnak vagy egyéb hatóságnak erőművek építé-séről dönteni. Építs magad, menj hitelért a bankba, és ha jól számolsz, gazdaságos lesz a vállalkozásod a térségben! – ez lehet a jelszó, ha a piacra akarunk támaszkodni, az egyénre és azok csoportjára.

Egyébként üdvözlöm az állásfoglalást, a bátorságot a leírásáért. Végre van, aki foglalkozik a kérdéssel. Ebből több kellene, még több, nem csak tudományos. Sajnos egyre kevesebben jelennek meg a konferenciákon, a média sem nagyon tűzi napirendre a kér-dést. Ritkul a vitafórum-gyakoriság. Majd 2018 után? Ugyan már, politikai váltásoktól nem leszünk okosabbak. Tudósok, akadémiku-sok a múlt század hetvenes és nyolcvanas éveiben megmondták, mit kell csinálni, és terveket dolgoztak ki vagy támogatták azokat. Aztán lett Bükkábrány, Bicske, Bős-Nagymaros, az akkor tervezett Paks II., eocén- és liászprogram és sok egyéb – akkori értéken tízmilliárdos veszteségeket okozva az országnak. Túléltük, de nem lettünk gazdagabbak, talán még okosabbak sem. Lehet, hogy nem a téves erőmű-létesítési és energetikai megoldások erőltetése ve-zetett akkor a politikai fordulathoz. Ebben azért persze nem vagyok egészen biztos.

Meg kell még mondanom, úgy érzem, hogy mára az energetika is a „káosztudomány” részévé vált. „A káosz egyszerűen arra vo-natkozik, amit nem értünk” – írja egy amerikai lelkész. Egyszerű mérnökként távol kerültem a tudományoktól. Nem bánom, mert nem szeretem a zűrzavart.

ÖsszefoglalásA villamosenergia-igények változó tempóval, de növekednek Ma-gyarországon, ugyanakkor az erőmű-létesítés mértéke ezzel nem tart lépést. Új erőművekre elsősorban azonban nem az igény-növekedés, az éves csúcsterhelés egyre nagyobb értéke miatt van szükség, hanem a régi erőművek pótlási igénye miatt. Ez nagyobb feladat, mint a növekvő terhelésekhez való igazodás. Idejében eldöntötték ezelőtt három évvel, hogy helyettesíteni fogják fél évszázados üzemidő után az atomerőművet. Ez jó és szükséges. Nem az a fő indok, hogy ez a legolcsóbb megoldás, hiszen, ha ez így lenne, akkor a földrészünk több mint ötven or-szága, de legalább a legnagyobb tizenöt-húsz is így határozna. Mivel a hazai villamosenergia-termelésnek több mint a felét egy atomerőmű adja, azt nehéz egyéb forrásokkal pótolni, ha nem is lehetetlen. Nem az a fő kérdés, hogy kell-e egy 2 GW-os erőmű-vet pótolni egy 2,5 GW teljesítőképességűvel, hanem az, hogy a következő másfél évtizedben milyen egyéb erőművet építsünk. Fosszilis vagy megújuló forrással működőket? Nehéz új építésre rábírni a ligniterőmű tulajdonosát, hogy helyettesítse az ötven-hatvan éves erőművét, amikor egy másik nagy alaperőmű hosszú éveken át lehetetlenné teheti a meglévő erőművének gazdaságos üzemeltetését, sőt a szén-dioxid-kibocsátás gondjainak pénzügyi terheit sem láthatja előre. Földgázra építenek ma sok erőművet, például az USA-ban tavaly az összes új erőmű közel egyharmadát erre építették, míg a többit főleg nap- és szélerőműként. Euró-pában egyre inkább a megújuló energiaforrásokkal foglalkoznak. Természetesen hazánkban is, de egyelőre mi nem vagyunk még annyira gazdagok, hogy a tanulópénzt a fogyasztóinkra terhel-hessük.

Nem kell félni attól, hogy nem lesz villanyuk a fogyasztóink-nak, mert nagy a nemzetközi kisegítési lehetőség, és a szinkron-zónánkban közel kétszer annyi erőműves kapacitás van, mint az éves csúcsterhelés. A villamos importszaldó tekintetében élen já-runk, és valószínűleg még hosszú ideig nem rendelkezhetünk be önellátásra. Ez nem új baj, ha baj, hiszen már most is elég nagy az energiafüggőségünk. Megfelelő értékteremtéssel azonban a nem-zetközi munkamegosztásban biztonságos helyet foglalhatunk el, és a kivitel pótolhatja a behozatalt.

Az atomerőművön kívül építeni kell fosszilis energiahordozóra és megújulókra is. Ha lignitre nem megy, akkor földgázra. Ha szélre nem megy, akkor napra. Sajnos nem láttam még olyan elemzést, amely bemutatja, hogy a harmincas évek elején milyen lenne a hazai villamosenergia-ellátás üzemmenete különféle feltételek ese-tén. Ezért aztán bizonytalanságot érzek, és nem vagyok nyugodt. Leírhatom vitatható gondolataimat többször az erőműépítésről, és abban reménykedem, hogy a jövő évi választás után valódi szakmai vita alakulhat ki – mentesen a versenyző pártok ismétlődő szóla-maitól.

Olvasóim! Amennyiben végigszenvedtétek cikkem logikai ho-mályait, ne legyetek restek, és jelezzétek, miben tévedtem! Való-színűleg sokban, de még fejlődni szeretnék.

Hivatkozások[1] ENTSO-E: 2017 Summer Outlook Winter Review 2016−2017 –

1. June 2017.[2] MAVIR, www.mavir.hu/adatpublikacio


39

E-MET.HU ÁRAKERŐMŰVEK E-MET.HU


Tihanyi László, Szunyog István

A végfelhasználói gázárak változása néhány EU-tagországban

A közös európai energiapolitika minél jobb megalapozá-sa érdekében az EU hosszú évek óta kiemelt figyelmet for-dít arra, hogy ne csak az egyes energiahordozókra és ener-gia-fajtákra vonatkozó adatokat gyűjtse és tegye közkinccsé. A végfelhasználói gáz- és villamosenergia-árak nagysága és időbeni trendjei segítséget nyújtanak ahhoz, hogy hitelesen nyomon követhetők legyenek a tagországok energetikával kapcsolatos döntései is. A nyilvánosan hozzáférhető adatok megfelelő hátteret biztosítanak az összehasonlító elemzések-hez, továbbá a közös és a nemzeti energiapolitika kidolgozá-sához, értékeléséhez. Az előző célok érdekében az EUROSTAT rendszeresen elkészíti és közzéteszi a gáz- és villamosenergia-árakra vonatkozó elemzését is a megelőző évre, a végfelhasz-nálói kategóriákra vonatkozóan. Ezekre támaszkodva az EU illetékes szakbizottsága ajánlásokat fogalmaz meg az egyes tagországok részére az árképzéssel kapcsolatban. Ugyanakkor hangsúlyozni kell, hogy az adatbázisban hozzáférhető – fél-éves időszakokra vonatkozó – végfelhasználói átlagárak nem tükrözik teljeskörűen az energiapiac bonyolult mozgásait.

A szerzők az EUROSTAT-ban közzétett, a háztartási és a nagyfogyasztói referenciakategóriára vonatkozó földgáz-árak változását vizsgálták néhány kiválasztott országra, a 2009−2016 közötti időszakra vonatkozóan. A vizsgált orszá-gok közötti gázáreltérések egyrészt az adott ország belföl-di termelési és európai/nemzetközi gázpiaci lehetőségeitől, másrészt az egyes országok által alkalmazott rendszerhasz-nálati díjaktól, illetve az egyes országok által kirótt adóktól és adójellegű elvonásoktól függenek. Az összehasonlító elemzé-sek rávilágítanak a piaci hatásokon túl érvényesített nemzeti szempontokra is.

A végfelhasználói földgázárakra vonatkozó statisztikákrólAz Európai Unió belső energiapiacának fejlődését bemutató doku-mentum rövid összefoglalását adja annak a jogalkotási folyamat-nak, amely a napjainkra kialakult törvényi kereteket és működési szabályokat jellemzi [1]. A dokumentumban az alábbi fő fejlődési lépcsőket emelték ki:

• a gáz- és villamosenergia-piacok liberalizálásának a folyamatát;• az energiapiac szabályozásának az előrehaladását;• a villamosenergia-, földgáz- és kőolajellátás biztonságának

megalapozása érdekében tett erőfeszítéseket;• a transzeurópai energiahálózat (TEN-E) kialakítását célzó

iránymutatásokat, amelyek meghatározzák a transzeurópai villamosenergia- és gázhálózatok közérdekű és elsőbbséget élvező projektjeit.

Az Európai Parlament „Útban az energiapiac újratervezése felé” című, 2016. szeptember 13-i állásfoglalása a likvid rövid távú pia-cok és a hosszú távú árjelzések kombinációja mellett szólt [2]. A do-kumentum hangsúlyozta a regionális együttműködések fontosságát, a megújuló energiaforrások piaci integrálását, az „érett” megújuló források támogatás megszüntetésének a szükségességét, továbbá meghatározta azokat a kapacitásmechanizmusokat, amelyeknek pi-aci alapúaknak és működőképesnek kell lenniük a határokon átnyúló esetekben is.

A közelmúltban jelent meg az Európai Parlament és a Tanács 2016/1952/EK rendelete a földgáz- és villamosenergia-árakra vo-natkozó európai statisztikákról és a korábbi, a 2008/92/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről [3]. Az új jogszabály legfontosabb célja az alábbiak szerint foglalható össze:

• A végső fogyasztók/felhasználók által fizetendő földgáz- és villamosenergia-árakra vonatkozó összehasonlítható, napra-kész, megbízható és harmonizált adatokra azért van szük-ség, hogy meg lehessen tervezni az energiaunióval kapcso-latos szakpolitikát, és nyomon lehessen követni a tagállamok energiapiacait.

• A piaci integráció javítása érdekében biztosítani kell az ener-giaköltségekkel és -árakkal, valamint az állami támogatás szintjével kapcsolatos nagyobb átláthatóságot. Ugyanakkor a hivatkozott rendelet nem vonja maga után az árak vagy terhek struktúrájának harmonizálását a tagállamok között.

• Korábban a 2008/92/EK európai parlamenti és tanácsi irány-elv közös keretet biztosított az ipari fogyasztók által fizeten-dő földgáz- és villamosenergia-árról szóló összehasonlítható statisztika készítéséhez és terjesztéséhez.

• A fent hivatkozott jogszabály hatálybalépése előtt a lakossá-gi ágazatban a végső fogyasztók által fizetendő földgáz- és villamosenergia-árról szóló adatgyűjtésre önkéntes megálla-podás alapján került sor.

• Az egyre bonyolultabbá váló belső energiapiac miatt az adat-szolgáltatásra vonatkozó, kötelező jogi erővel bíró szabályok hiánya egyre inkább megnehezítette a földgáz- és villamos-energia-árakkal kapcsolatos megbízható és naprakész adatok összegyűjtését, különösen a lakossági csoport tekintetében.

• A tapasztalatok alapján szükségessé vált, hogy a lakossági- és a nem lakossági csoportra vonatkozó áradatok gyűjtése és feldolgozása jogi aktus hatálya alá tartozzon az éves jelenté-sek határidőre történő elkészítése érdekében.

• Az EUROSTAT által az árak közzétételében alkalmazott fo-gyasztási sávok rendszerének biztosítania kell a piaci átlát-hatóságot és a nem bizalmas áradatok széles körű terjeszté-sét, valamint lehetővé kell tennie az európai aggregátumok kiszámítását.


40

E-MET.HU ÁRAK


ÁRAK E-MET.HU

A 223/2009/EK európai parlamenti és tanácsi rendelet jelen-ti a referenciakeretet az európai statisztikákhoz [4]. Az említett rendelet értelmében az adatokat a pártatlanság, az átláthatóság, a megbízhatóság, a tárgyszerűség, a szakmai függetlenség és a költséghatékonyság elveivel összhangban, a statisztikai adatok bi-zalmas kezelése mellett kell gyűjteni az alábbi ajánlások figyelem-bevételével:

• A tagállamoknak a legmegfelelőbb források és módszerek segítségével kell összegyűjteniük a földgáz- és villamosener-gia-árakra vonatkozó adatokat a szükséges információk biz-tosítása érdekében.

• A végső fogyasztók/felhasználók által fizetendő földgáz- és villamosenergia-árakra vonatkozó adatoknak más energeti-kai árutőzsdei termékek áraival összehasonlíthatóaknak kell lenniük.

• Árelemzést csak akkor lehet végezni, ha a tagállamok hi-vatalos statisztikát bocsátanak rendelkezésre a földgáz- és villamosenergia-árak különböző összetevői és részösszetevői tekintetében. A végső fogyasztók/felhasználók által fizeten-dő földgáz- és villamosenergia-árak különböző összetevőinek és részösszetevőinek részletes lebontását megvalósító felül-vizsgálati módszertan lehetővé teszi a különféle szempontok végső árakra gyakorolt hatásának elemzését.

Az EUROSTAT számára a végső fogyasztók által fizetendő árak-ról és a számukra történő értékesítés feltételeiről szolgáltatott adatoknak, és a végső fogyasztók számára vonatkozó, valamennyi fogyasztási sávban megfigyelhető fogyasztás szerinti lebontásnak minden szükséges információt tartalmaznia kell ahhoz, hogy a Bi-zottság képes legyen dönteni az energiapolitikára vonatkozó meg-felelő intézkedésekről vagy javaslatokról. Az adatgyűjtés és az éves jelentés elkészítésének megkönnyítése érdekében az EUROSTAT új kézikönyvet adott ki 2016-ban, amely nagymértékben segíti az ér-dekelt felek együttműködését [5].

Az EUROSTAT – jogszabályi kötelezettségének megfelelően – legkésőbb minden referencia-időszak végét követő öt hónapon be-lül közzéteszi az utolsó évre vonatkozó földgáz- és villamosenergia-árak statisztikáját [6].

Hangsúlyozni kell, hogy a hivatkozott jogszabályok nem egy folyamat kezdetét, hanem a 2007 első féléve óta gyűjtött és az EUROSTAT által rendszeresen feldolgozott, illetve évente a Bizott-ság elé terjesztett jelentések gyakorlatának a finomítását jelenti.

A továbbiakban a szerzők az EUROSTAT adatok felhasználásával mutatják be és elemzik a kiválasztott EU tagországok gázárképzési gyakorlatát.

Mit mutatnak a gázártrendek az Európai Unióban?Az egyes országok gázártrendjeinek az összehasonlíthatósága ér-dekében az EUROSTAT-adatbázisban nyilvánosan hozzáférhető, és az EU tagországaira egységes és nyilvános szabályoknak megfelelő féléves átlagos gázárak képezték a vizsgálat alapadatait. A szerzők aktuális gáz- és villamosenergia-piaci információkat nem használ-tak fel a vizsgálat során. A vizsgált „referenciakategóriák” az 1. táblázatban láthatók.

Az EUROSTAT-adatbázisban a féléves átlagos gázárak minden ország esetében rendelkezésre állnak EUR/kWh-ban, vásárlóerő paritáson (Purchasing Power Standard) és az ország nemzeti valu-tájában. Nemzetközi összehasonlítás esetén a nemzeti valutákban

megadott gázárak nem, vagy csak nehézkesen használhatók. Az összehasonlító elemzéshez vagy az első, vagy a második lehetősé-get célszerű választani. Jelen cikkben a szerzők az egyes országok összehasonlításához az EUR/kWh mértékegységben megadott ára-kat használták. Az EUROSTAT is ezt az adatot használja az általa évente készített összehasonlító elemzés során.

A feldolgozott adatok – a könnyű összehasonlíthatóság érde-kében – azonos formájú diagramokon láthatók. A vizsgált orszá-gok adatsorait bemutató ábrákon oszlopdiagram szemlélteti a nettó árat, továbbá a nemzeti hatáskörben kirótt áfa és az egyéb adók nagyságát. A nettó ár minden országra vonatkozóan a molekula-árat és a rendszerhasználati díjakat tartalmazza. Az ábrákon foly-tonos vonal szemlélteti az adóterhek százalékos mértékét, amely a jobb oldali skálán olvasható le. Végül egy szaggatott vonal ösz-szehasonlítási célból szemlélteti a vizsgált fogyasztói kategóriában érvényes magyarországi gázár változását a vizsgált időszakban.

A gáz- és villamos-energia árak alakítása – jelenleg – döntő mértékben nemzeti hatáskörbe tartozik. Ha az EUROSTAT adatai alapján az egyes országok gázárszabályozási gyakorlatát vizsgál-juk, megállapítható, hogy Nyugat- és Kelet-Európa között nem hú-zódik elválasztó vonal. Az egyes országok által követett gyakorlat nem globális vagy regionális, hanem országspecifikus szemponto-kat tükröz.

Az 1. ábrán a magyarországi háztartási fogyasztók nettó és bruttó féléves átlagos gázárai láthatók. A nettó ár 2009/1 és 2011/2 között növekedett, majd csökkent, 2014/1-től 2016/2-ig pedig szűk sávban változott. A nettó árat a nem visszaigényelhető adók növelték, amelyek 20–30%-os sávban változtak. Az ábrából látható, hogy Magyarországon nem alkalmazták az adók féléven-kénti változtatását.

A 2. ábra görbéi a referenciakategóriának megfelelő ipari fo-gyasztóra vonatkozóan szemléltetik a földgáz nettó árát, továb-bá a nem visszaigényelhető, illetve az áfa és a visszaigényelhető adók nagyságát. Az ábra tanúsága szerint a vizsgált időszakban

1. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Magyarországon (Forrás: EUROSTAT, 2017)

MagyarországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)

Nettó ár (HU)ÁFA+visszaigényelhető adókAdóterhek %-os értéke

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Földgáz – háztartási fogyasztók részére

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

Vezetékes energiahordozó Fogyasztási kategória, GJFöldgáz – háztartási 20 < 200

Földgáz – nagyfogyasztói 10 000 < 100 000

1. táblázat. A vizsgált referenciakategóriák


41

E-MET.HU ÁRAK


ÁRAK E-MET.HU

elsősorban a nettó ár változása volt jelentős, ami erőteljesen be-folyásolta a különböző adóterhek arányát a nettó gázárhoz viszo-nyítva.

A 3. ábrán Ausztria esetében láthatók a háztartási fogyasz-tókra vonatkozó nettó és bruttó féléves átlagos gázárak. A nettó ár 2011 első félév és 2016 második félév között csak minimálisan változott. A vizsgált időszakban a nettó gázárat 34−39% közöt-ti adóterhek növelték. Az ábrán összehasonlítási célból látható a magyarországi bruttó gázár változása is a vizsgált időszakban. Ez utóbbi alapján látható, hogy Magyarországon a kategóriának megfelelő bruttó gázár 2011 után lényegesen kisebb volt, mint Ausztriában.

A 4. ábrán a nagyfogyasztói kategória nettó és bruttó gázárai láthatók. A szaggatott görbe – összehasonlítás céljából – a magyar-országi féléves bruttó gázárat szemlélteti a vizsgált kategóriának megfelelően. Az „Adóterhek” görbe tanúsága szerint a vizsgált ka-tegóriában 2009−2014 között a jellemző adóteher 50% volt, ami 2015/1-től 60%-ot elérő, illetve meghaladó mértékre nőtt. Meg-állapítható továbbá, hogy ebben a kategóriában az ausztriai és a magyarországi bruttó gázárak között nem volt jelentős az eltérés. A 2011/2 és a 2014/2 időszakban a magyarországi bruttó gázárak voltak a nagyobbak.

Az 5. ábrán a háztartási fogyasztói kategória féléves átlagos gázárai láthatók 2009/1−2016/2 időszakra vonatkozóan Románia esetében. Szembetűnő, hogy a vizsgált kategóriában mind a brut-tó, mind pedig a nettó gázárak viszonylag szűk sávban változtak. Romániával kapcsolatban indokolt megemlíteni, hogy az utóbbi években az importföldgáz mennyisége minimálisra csökkent, emi-att valószínűsíthető, hogy a gázárképzésben a nemzetközi gázpiaci hatások minimális szerepet játszottak. Összehasonlítva a románi-ai és magyarországi bruttó háztartási gázárakat, megállapítható, hogy a vizsgált időszak első részében Romániában lényegesen ki-sebbek voltak a gázárak, mint Magyarországon, de 2014/2-től a különbség minimális mértékűre csökkent. Az „Adóterhek” görbéből az is látható, hogy Romániában a háztartási kategóriában az adó-terhek 70–110% között változtak a vizsgált időszakban.

A 6. ábra a nagyfogyasztói kategória nettó és bruttó gázárainak a változását szemlélteti Romániában. Összehasonlítás céljából itt is látható a vizsgált kategóriának megfelelő magyarországi féléves gázárak időbeni változása 2009/1–2016/2 között. Az időbeni jelleg-

zetességek ebben a kategóriában is hasonlóak, azaz nincsenek je-lentős változások a féléves adatok között. Az ábrából látható, hogy a „Bruttó ár (HU)” görbe értékei minden fél évben nagyobbak, mint

MagyarországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)

Nettó ár (HU)ÁFA + visszaigényelhető adókAdóterhek %-os értéke

2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Földgáz – ipari fogyasztók részére

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

RomániaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%Földgáz – háztartási fogyasztók részére

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

2. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Magyarországon (Forrás: EUROSTAT, 2017)

5. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Romániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

3. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Ausztriában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

4. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Ausztriában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

AusztriaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

32%

33%

34%

35%

36%

37%

38%

39%

40%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09Földgáz – háztartási fogyasztók részére

AusztriaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2


Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07


42



a romániai gázár értékek, bár a különbség 2014-től fokozatosan csökkent. Ebben a kategóriában a vizsgált időszakban az adóterhek 65–90% között változtak a nettó gázárra vonatkoztatva.

Lengyelországra vonatkozóan a 7. ábrán láthatók a háztartási fogyasztói kategóriára vonatkozó féléves nettó és bruttó gázárak. Az ábra tanúsága szerint a nettó és a bruttó gázár közötti különb-ség 22–24% között változott, de ebben a kategóriában visszaigé-nyelhető adókat nem érvényesítettek. Lengyelországban 2009/1 és 2012/1 között a bruttó féléves átlagos gázár kisebb, azt követően viszont nagyobb volt a magyarországi bruttó gázárnál. A vizsgált időszak első felében a nettó árak félévenkénti változása figyelhető meg, ami 2013 után már nem volt jellemző.

A 8. ábrán a referenciakategóriába tartozó ipari fogyasztók féléves nettó és bruttó gázárának időbeni változása látható Len-gyelországban. A szaggatott harmadik görbe – az előző ábrákhoz hasonlóan – a magyarországi féléves bruttó gázárakat szemlélteti. Az ábrából látható, hogy a nagyfogyasztói kategóriában a féléves bruttó gázárak 2009/1 és 2016/2 időszakban 22–26%-kal voltak nagyobbak a nettó gázárnál, a kettő közötti különbséget az adók és illetékek változása eredményezte. A vizsgált nagyfogyasztói kate-góriában 2009/1 és 2016/2 között egy áremelkedési, majd árcsök-kenési trend figyelhető meg. A 2011/1 félévtől eltekintve a magyar-országi nagyfogyasztói bruttó gázárak minden fél évben nagyobbak voltak a lengyelországi gázáraknál. Megállapítható továbbá, hogy Lengyelországban sem volt jellemző az adóterhek félévenkénti cik-likus változtatása.

A 9. ábrán a háztartási fogyasztók nettó és bruttó féléves gáz-árai láthatók 2009/1 és 2016/2 közötti időszakra vonatkozóan Hol-landiában. Indokolt megemlíteni, hogy az ország jelentős földgáz-készlete és az import szempontjából kedvező földrajzi helyzete a földgázellátás szempontjából nagyon előnyös helyzetet jelent. Az előzőek tükrében figyelemre méltó, hogy a nettó és a bruttó gázár közötti különbség 60–110% között változott a vizsgált időszakban. 2011 után Hollandia esetében megfigyelhető a nettó és a bruttó árak félévenkénti ciklikus változása. A 9. ábrából az is látható, hogy Hollandiában a nettó gázár 2009 és 2016 közötti változási trendje jelentősen eltért a magyarországi bruttógázár-trendtől. A vizsgált időszakban az adók és illetékek lényegesen nagyobbak voltak a Ma-gyarországon érvényesített hasonló elvonások mértékénél. Mivel a régióban van a legnagyobb forgalmú európai gáztőzsde és az EU-n belül itt a legkedvezőbbek a feltételek alternatív gázforrásokhoz jutni, feltételezhető, hogy az adók és illetékek 60–110% között vál-tozó részaránya nem piaci okokkal magyarázható.

RomániaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

LengyelországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h


21%

22%

23%

24%

25%

26%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

LengyelországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)

Nettó ár (HU)ÁFA+visszaigényelhető adókAdóterhek %-os értéke A

dóte

rhek

a n

ettó

árr

a vo

natk

ozta

tva

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2


19%

20%

21%

22%

23%

24%

25%

26%

27%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

HollandiaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h


0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,1

6. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Romániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

7. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Lengyelországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

8. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Lengyelországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

9. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Hollandiában (Forrás: EUROSTAT, 2017)


43



A 10. ábrán a referenciakategóriába tartozó ipari fogyasztók féléves nettó és bruttó gázárainak időbeni változása látható 2009–2016 időszakra vonatkozóan. A szaggatott vonalú görbe − össze-hasonlítási célból − itt is a magyarországi féléves bruttó gázárakat szemlélteti a vizsgált kategóriának megfelelően.

A holland adatok alapján megállapítható, hogy a nagyfogyasz-tói kategóriában a bruttó féléves gázárak 35–105%-kal voltak na-gyobbak a nettó gázárnál, a kettő közötti különbséget az adóterhek változása eredményezte. A vizsgált nagyfogyasztói kategóriában a magyarországi és a hollandiai féléves bruttó gázárak között nem volt jelentős eltérés. Látható továbbá, hogy a nagyfogyasztói ka-tegóriában markáns jellegzetesség az adóterhek jelentős mértékű félévenkénti ciklikus ingadozása.

A 11. ábrán a háztartási fogyasztókra vonatkozó nettó és bruttó féléves átlagos gázárak láthatók 2009/1–2016/2 időszakra vonat-kozóan Dániában. Az országgal kapcsolatban indokolt megjegyez-ni, hogy a belföldi földgáztermelése jelentős, és földrajzi elhelyez-kedése is kedvező az importföldgázforrásokhoz való hozzáférés szempontjából. Az előzőek tükrében nem kézenfekvő a jelentős különbség a bruttó és a nettó árak között. A vizsgált háztartási kategóriában a dán nettó gázárak több fél éven keresztül azonos nagyságúak voltak a magyar bruttó háztartási gázárakkal, ugyan-akkor a dán bruttó gázárak 90–160%-kal nagyobbak voltak a net-tó gázárnál. Dánia vezető szerepet játszik Európában a megújuló energiák hasznosítása területén. Valószínűsíthető, hogy ez utóbbi miatt tartalmaz más országokénál nagyobb mértékű adóterheket a végfogyasztói földgázár.

A 12. ábrán a nagyfogyasztók referenciakategóriájára vonat-kozó féléves nettó és bruttó gázárak időbeni változása látható Dá-niában. A dán nagyfogyasztói adatokból megállapítható, hogy a bruttó gázár több mint kétszerese a nettó gázárnak, a kettő közötti különbséget az „adóterhek” 140–250% közötti változása eredmé-nyezi. Az ábrából az is látható, hogy kiemelkedően nagy a nem visszaigényelhető adóterhek nagysága. Az ábra alapján megálla-pítható, hogy a két ország, Dánia és Magyarország nagyfogyasztói kategóriájában a változások iránya és nagysága nagyon hasonló, de a dániai bruttó gázárak jelentősen nagyobbak a magyarországi hasonló áraknál.

A 13. ábrán az olaszországi háztartási fogyasztói kategória nettó és bruttó féléves átlagos gázárai láthatók a 2009–2016 időszakra

vonatkozóan. A különböző jogcímű adóterhek együttesen 48–64% között változtak a vizsgált időszakban. Az ábrából látható, hogy Olaszországban a vizsgált kategóriára vonatkozó bruttó gázár lénye-

HollandiaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S20%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07Földgáz – ipari fogyasztók részére

OlaszországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12Földgáz – háztartási fogyasztók részére

10. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Hollandiában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

13. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Olaszországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

11. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Dániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

12. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2008−2016 időszakban Dániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

DániaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

DániaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%Földgáz – ipari fogyasztók részére

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09




gesen nagyobb volt a magyar bruttó gázárnál. Figyelemre méltó jel-legzetesség a nettó árak félévenkénti ciklikus változása 2010 után.

A 14. ábrán a referencia kategóriába tartozó ipari fogyasztók féléves nettó és bruttó gázárainak időbeni változása látható. Az olasz adatok alapján megállapítható, hogy a bruttó gázár 15–25%-kal nagyobb a nettó gázárnál. Az ábrából az is látható, hogy mind Olaszországban, mind pedig Magyarországon a vizsgált nagyfo-gyasztói kategóriában a változások iránya és nagysága hasonló volt, és a bruttó értékek között nem volt jelentős eltérés. 2011 után Olaszországban is jellemző volt az adók és illetékek félévenkénti ciklikus ingadozása.

Végül Nagy-Britannia esetében hangsúlyozni kell, hogy sajátos helyzetben van az európai országok között, egyrészt az északi-ten-geri gázforrások közelsége, másrészt az országnak a nemzetközi gázpiacok iránti nyitottsága miatt. Nagy-Britannia elsőként indult el a földgázellátásban azon az úton, amely napjainkra a hatékony rendszerirányításhoz vezetett.

A 15. ábrán a háztartási gázfogyasztói kategória nettó és bruttó féléves átlagos árai láthatók. A nettó és a bruttó ár közötti különb-ség 5–8% között változott a vizsgált időszakban, ami figyelemre méltóan kis érték az európai országok között. Látható továbbá,

hogy Nagy-Britanniában nem volt jellemző a nettó és a bruttó árak félévenkénti ciklikus változása. A nettó gázár 2009 és 2011 között kisebb volt a magyar bruttó gázárnál, azt követően a trend meg-fordult. A vizsgált időszakban az adóterhek 5–7% között változtak, azaz lényegesen kisebbek voltak, mint Magyarországon és az EU tagországok többségében.

A 16. ábrán a referenciakategóriába tartozó nagyfogyasztók ré-szére érvényes féléves nettó és bruttó gázárak időbeni változása látható. A szaggatott harmadik görbe ebben az esetben is a ma-gyarországi féléves bruttó gázárakat szemlélteti a vizsgált kate-góriának megfelelően. Az ábrából látható, hogy a nagyfogyasztók bruttó féléves gázárai 20–25%-kal voltak nagyobbak a nettó gáz-árnál, a kettő közötti különbséget az adóterhek változása eredmé-nyezte. A vizsgált nagyfogyasztói kategóriában a változások iránya és mértéke hasonló volt Nagy-Britanniában és Magyarországon, a bruttó értékek közötti eltérés 2013/2 után folyamatosan csökkent. Megállapítható továbbá, hogy Nagy-Britanniában sem volt jellemző az adóterhek félévenkénti ciklikus változtatása.

Összefoglalás, megállapításokA szerzők Magyarország és hét másik európai ország földgáz vég-felhasználói árainak alakulását hasonlították össze és elemezték 2009 és 2016 közötti időszakra vonatkozóan. Az elemzéshez az EUROSTAT-ban publikált háztartási és nagyfogyasztói referencia kategóriák adatait használták.

Az összehasonlító elemzésekből az alábbi következtetések von-hatók le:

• az egyes országoknak a vizsgált időszakra vonatkozó gázárszabályozási gyakorlatának elemzése alapján meg-állapítható, hogy Nyugat- és Kelet-Európa között nem hú-zódik karakteres elválasztó vonal. Az egyes országok által követett gyakorlat nem globális vagy regionális, hanem országspecifikus szempontokat tükröz;

• a vizsgált időszakban és a vizsgált országokban a nagyfo-gyasztói célra használt földgáz ára jelentősen kisebb volt a háztartási célra használt földgáz áránál;

• több országban alkalmazták azt a gyakorlatot, hogy féléven-te ciklikusan változtak felfelé, majd lefelé a gázárak;

• a vizsgált országok közül Dániában és Hollandiában kiemel-kedően nagy volt az adóterhek részaránya a gázárban,

OlaszországNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

Nagy-BritanniaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)



0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2

14. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Olaszországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

15. ábra. A háztartási gázár alakulása 2009−2016 időszakban Nagy-Britanniában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

16. ábra. A nagyfogyasztói gázár alakulása 2009−2016 időszakban Nagy-Britanniában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

Nagy-BritanniaNem visszaigényelhető adókBruttó ár (HU)


Adó

terh

ek a

net

tó á

rra

vona

tkoz

tatv

a

Ener

gia-

ár E

UR

/kW

h

2009

S1

2009

S2

2010

S1

2010

S2

2011

S1

2011

S2

2012

S1

2012

S2

2013

S1

2013

S2

2014

S1

2014

S2

2015

S1

2015

S2

2016

S1

2016

S2


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07


45


esetenként megközelítette vagy meghaladta a 100%-ot. Feltételezhető, hogy ez összefüggésben van ezeknek az or-szágoknak a megújuló energiák hasznosítása iránti elkötele-zettségével;

• a vizsgált országok közül Ausztriában és Hollandiában nem-zetközi gáztőzsde működik (CEGH, TTF), ennek ellenére mégsem „külön-utasak”, a féléves gázármozgások hasonlóak más országokéihoz;

• Magyarországon a gázárváltozások hasonlóak, mint az EU- tagállamok többségében, „külön-utas” megoldást az adatok nem tükröznek;

• sajátos „utat” tükröz Nagy-Britannia esetében az adóterhek nagyon alacsony mértéke;

• a vizsgált országok közül Romániában volt a legkisebb a föld-gáz ára a vizsgált kategóriákban és a vizsgált időszakban annak ellenére, hogy az adóterhek a háztartási kategóriában 90%, a nagyfogyasztói kategóriában pedig 75% körül változ-tak.

A kiválasztott EU tagországokra elvégzett gázárelemzések rávilá-gítottak arra, hogy az egyes országokban eltérő árpolitika érvé-nyesül. Az eltérésekből, amelyek esetenként jelentősek, látható, hogy a tagországok egymástól eltérő szempontokat érvényesítenek a vizsgált háztartási és nagyfogyasztói kategóriákban. A földgáz nettó árát az egyes országokban eltérő mértékű adóterhek növel-

ték meg. A vizsgálat alapján úgy tűnik, hogy az adóterhek mértéke nincs összefüggésben az ország piaci helyzetével, fejlettségével és gazdasági erejével.

Hivatkozások[1] A belső energiapiac, Brüsszel, 2017. június 6. http://www.europarl.europa.eu/ftu/pdf/hu/FTU_5.7.2.pdf[2] Jelentés az „Útban az energiapiac újratervezése felé” témáról,

2015/2322(INI) Ipari, Kutatási és Energiaügyi Bizottság http://www.europarl.europa.eu/sides/getDoc.do?pubRef=-//

EP//TEXT+REPORT+A8-2016-0214+0+DOC+XML+V0//HU[3] Az Európai Parlament és a Tanács 2016/1952. rendelete a

földgáz- és villamosenergia-árakra vonatkozó európai statisz-tikákról és a 2008/92/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, Brüsszel, 2016. október 26.

[4] Az Európai Parlament és a Tanács 2015/759. rendelete az euró-pai statisztikákról szóló 223/2009/EK rendelet módosításáról, Brüsszel, 2015. április 29.

[5] Compilers guide on European statistics on natural gas and electricity prices

EUROSTAT, 2017, KS-GQ-16-106-EN-N [6] Natural gas price statistics, EUROSTAT, 2017. május hó, http://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/

Natural_gas_price_statistics



E-MET.HU ENERGIAFELHASZNÁLÁSENERGIAFELHASZNÁLÁS E-MET.HU

Tihanyi László, Zsuga János

A földgáz- és villamosenergia-felhasználás változása az EU nyolc tagállamában

A cikkben az elmúlt 25 év adatai alapján vizsgáltuk a két nagy vezetékes energiaellátó-rendszer szerepét az Európai Unió nyolc tagországában. A földgáz- és a villamosenergia-ellátó rendszerek előnye a kényelem, az a lehetőség, hogy a fel-használók tág határok között, tetszőleges ütemben vételez-hetnek energiát ezekből a rendszerekből. A felhasználónak nem kell a felhasználási helyen energiatároló egységet léte-síteni és üzemeltetni. Nemzetgazdasági szinten is előnyös, hogy a vezetékes rendszerek felfűzik a fogyasztókat, közben „összegzik” az egyes fogyasztók időben változó felhasználá-sát. A folyamat során a fogyasztói igények időbeni eltolódásai miatt jelentős mértékű terheléskiegyenlítődés megy végbe. Arra kerestük a választ, hogy az elmúlt 25 év trendjei alap-ján milyen mértékű és irányú változások következtek be a két nagy vezetékes energiaellátó rendszer forgalmában.

Vezetékes energiaellátási trendek az Európai UnióbanA vezetékes energiaellátást biztosító rendszerek kiépítése már a 19. század második felében elkezdődött, de ugrásszerű és látvá-nyos fejlődés Európában a 20. század közepétől következett be. Az elmúlt évtizedekben a villamosenergia- és a földgázigények látvá-nyos növekedéséhez nagymértékben hozzájárult, hogy mindkettő „tiszta” energiahordozó, amely közüzemi hálózaton keresztül jut el a felhasználóhoz, és nincs szükség a felhasználás helyén az ener-giahordozó készletezésére. A felhasználási folyamat során lehető-ség van precíz szabályozásra, ami a felhasználás hatékonyságát javítja. A 20. század utolsó évtizedeiben egyértelműen látható volt,

hogy a felhasználók részéről egyre inkább előtérbe került a két ve-zetékes energiaellátó rendszer.

A szerzők arra keresték a választ, hogy 1990-től hogyan oszlott meg a szolgáltatott energia mennyisége a két nagy vezetékes ener-giaellátó rendszer között az EU egyes országaiban. A jövőre vonat-kozóan felmerül a kérdés, hogy közép- és hosszú távon fenntartha-tó-e a két rendszer párhuzamos üzemeltetése, vagy az elkövetkező évtizedekben valamelyik rendszer súlya és fontossága csökkenni fog.

Az 1. ábrán az EU-tagországok 2011–2015 időszakra vonatkozó 5 éves átlagos földgáz- és villamosenergia-felhasználása látható. Az ábra alapján megállapítható, hogy az utolsó 5 évben átlago-san 20 TWh-nál több földgázt fogyasztó országok közül csak négy ország, Írország, Lengyelország, Spanyolország és Franciaország esetében nagyobb az éves átlagos villamosenergia-fogyasztás az éves átlagos földgázfogyasztásnál. A továbbiakban nyolc ország fel-használásának szerkezetét részletesebben is elemezzük.

A kiválasztott országokat bemutató ábrákon oszlopdiagram szemlélteti a 1990–2015 időszakra vonatkozó, az egyes felhaszná-lási kategóriába eső mennyiségeket az EUROSTAT adatainak meg-felelően. Az összehasonlíthatóság érdekében a földgáz-, illetve a villamosenergia-adatokat egyaránt TWh mértékegységre számítot-tuk át. Mindkét adatcsoport esetén nemcsak a „végső felhasználás” kategóriába eső adatok, hanem tájékoztató-kiegészítő adatok is lát-hatók az ábrákon. Ez utóbbi kategóriába tartozik a földgáz esetében a „hálózati veszteség”, a villamos energia esetében pedig a „há-lózati veszteség” és az „önfogyasztás”, amelyek szorosan kapcso-lódnak a vizsgált vezetékes energiaellátó rendszerek működéséhez.

A közelmúltban számos tanulmány jelent meg neves nemzet-közi tanácsadó cégek gondozásában, de a vázolt energetikai jö-

1. ábra. A földgáz- és a villamosenergia-felhasználás utolsó 5 éves átlaga az EU-tagországokban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

Észt

orsz

ág

Letto

rszá

g

Nor

végi

a

Szlo

véni

a

Litv

ánia

Luxe

mbu

rg

Svéd

orsz

ág

Finn

orsz

ág

Szer

bia

Gör

ögor

szág

Hor

váto

rszá

g

Bul

gária

Dán

ia

Port

ugál

ia

Írors

zág

Szlo

váki

a

Aus

ztria

Mag

yaro

rszá

g

Cse

hors

zág

Rom

ánia

Leng

yelo

rszá

g

Bel

gium

Span

yolo

rszá

g

Hol

land

ia

Fran

ciao

rszá

g

Ola

szor

szág

Nag

y-B

ritan

nia

Ném

etor

szág

0

100

200

300

400

500

600

700

800TWhTWh

2011-2015 átlag2011-2015 átlag

0

20

40

60

80

100

120

140Földgáz Villamos energia Földgáz Villamos energia




vőképek széles tartományban szórtak [1−7]. Több tanulmány a földgázfelhasználás jelentős csökkenését prognosztizálta. Ezeknek ellentmond az ENTSO-G keretében a tagállamok által készített és kétévente aktualizált, tíz évre előretekintő „gördülő” európai infra-struktúra-fejlesztési terv, a TYNDP [8]. A közelmúltban az Északi-áramlat II. távvezeték építésének az elkezdésére vonatkozó német-orosz döntés is a földgáz hosszú távú szerepét látszik erősíteni.

Nem vizsgáltuk, hogy a kiválasztott országokban mennyi föld-gázt használtak fel villamos energia előállítására. Az előzőek miatt nem elemeztük azt sem, hogy a villamosenergia-felhasználás vál-tozása befolyásolta-e a földgázigényeket. Hasonlóan, a villamos-energia-felhasználás változásának megítélésénél bizonytalanságot okozhat, hogy a statisztika tartalmazza-e a háztartási méretű, há-lózatra nem kerülő villamos energia mennyiségét.

A kelet-európai országok csoportjaMagyarországon (2. ábra) a földgázfelhasználást 1990-től 2005-ig növekedési, azt követően 2015-ig csökkenési trend jellemezte. Az ábrán jól látható, hogy a földgáz döntő részét a háztartási, az ipari és a szolgáltatási szektorban használták fel.

A sarokévekre az 1. táblázatba kigyűjtött adatokból látható, hogy az elmúlt 25 évben jelentős arányváltozás következett be a vizsgált felhasználási területek között. Az ipari szektor részesedése az 1990-es 58,7%-ról 2015-re 26,0%-ra csökkent. Ugyanebben az időszakban a háztartási szektor részesedése viszont 27,8%-ról 48,2%-ra nőtt. A szolgáltatások területén is látványos növekedés következett be.

Magyarországon (3. ábra) a villamosenergia-felhasználás 1990–1992 között csökkent, majd azt követően egy új fejlődési pályán 2008-ig folyamatosan nőtt. 2010–2015 között további mérsékelt

növekedés figyelhető meg. A vizsgált időszakban jelentős volt az önfogyasztás és a hálózati veszteség nagysága is.

A kelet-európai régió országaiban a rendszerváltás miatt 1990–1992 között átmeneti visszaesés következett be. Ezt követően egy új fejlődési pályán a villamosenergia-felhasználás növekedett. A felhasználás döntő része – a földgázfelhasználáshoz hasonlóan – három szektorban, az ipari, a háztartási és a szolgáltatási szek-torban jelentkezett, de nem elhanyagolható a közlekedés-szállítás és az egyéb szektorok felhasználása sem.

Magyarország esetében a vezetékes energiaellátó infrastruk-túrák nagyon kiterjedtek, a települések döntő részében mind a vezetékes földgázhoz, mind pedig a villamos energiához biztosí-tott a hozzáférés. Az EUROSTAT adatai szerint Magyarországon a 2011−2015 időszakban, éves átlagban a vezetékes földgázból évi 70,3 TWh-t, a vezetékes villamos energiából pedig 35,1 TWh-t használtak fel.

Ausztriában (4. ábra) a földgázfelhasználásban 1990 és 2005 között folyamatos növekedés, azt követően stagnálás látható. A növekedés döntően az ipari szektorokban következett be. Ki kell emelni a közlekedés-szállítási szektor földgázfelhasználásának fo-lyamatos növekedését. A földgázfelhasználás szektorok szerinti vál-tozását a 3. táblázat szemlélteti. Az adatok alapján megállapítható, hogy Ausztriában a szektorok közötti felhasználási arányok csak kismértékben változtak a vizsgált időszakban.

Ausztriában (5. ábra) a villamosenergia-felhasználás 1990−2007 között egyenletesen növekedett, majd a 2008−2009-ben a szek-torok többségét érintő visszaesés következett. Ezt követően 2011−2012-re visszaállt a 2007-es felhasználási szint, amely 2015-ig minimális mértékben változott.

2. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 között Magyarországon(Forrás: EUROSTAT, 2017)

3. ábra. Villamosenergiafelhasználás az 1990−2015 között Magyarországon (Forrás: EUROSTAT, 2017)

MagyarországHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

19900

20

40

60

80

100

120

TWh

(GC

V)

1995 2000 2005 2010 2015

Földgáz felhasználás

1995 2000 2005 2010 201519900

5

10

15

20

25

30

TWh

35

40

45

50Villamosenergia- felhasználás

Magyarország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

Magyarország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 58,7 32,5 23,1 17,9 18,3 26,0

Közlekedés-szállítás 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 0,6

Háztartások 27,8 45,5 46,6 50,1 52,0 48,2

Szolgáltatások 10,4 19,7 27,3 29,1 27,3 23,2

Egyéb szektorok 3,1 2,3 3,0 2,8 2,0 2,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Magyarország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 43,5 30,2 29,9 28,7 28,6 42,5


Háztartások 29,1 35,3 33,3 34,4 32,7 29,9

Szolgáltatások 17,5 26,4 30,2 30,7 33,2 21,9

Egyéb szektorok 6,1 4,4 3,2 2,9 2,2 2,4

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

1. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Magyarországon, %2. táblázat. A villamosenergia-fogyasztás megoszlása Magyarországon 1990−2015, %

1995 2000 2005 2010 201519900

5

10

15

20

25

30

TWh

35

40

45

50Villamosenergia- felhasználásVillamosenergia- felhasználás

Magyarország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.




A 4. táblázatból látható, hogy az 1990−2015 közötti időszakban a szektorok részaránya 2-4%-os sávban változott. A legtöbb villa-mos energiát az ipari szektor használta fel, ezt követte a háztartási, majd a szolgáltatási szektor. A vizsgált időszakban a közlekedés-szállítási szektor részesedése 5,1−6,9% között alakult.

Az EUROSTAT adatai alapján Ausztriában, a 2011−2015 időszak-ban a vezetékes földgázellátásban 65,0 TWh, a vezetékes villamos-energia-ellátásban pedig 60,8 TWh volt az átlagos éves felhasználás.

Romániában (6. ábra) a földgázfelhasználás területén kiemelke-dően nagy változás következett be a vizsgált időszakban. 2015-ben a földgázfelhasználás az 1990-es értéknek mindössze a 26%-a volt.

A vizsgált időszak sarokéveire vonatkozó adatokból (5. táblá-zat) látható, hogy az ipari szektor részaránya az 1990-es 85,3%-ról 2015-re 43,8%-ra csökkent, ugyanakkor a háztartási szektor rész-aránya látványosan 10,7%-ról 41,1%-ra növekedett.

Romániában (7. ábra) a nemzetgazdaság új pályára állása 2000-re valósult meg. Ezt követően 2008-ig egy kiegyensúlyozott növekedési időszak alakult ki. 2009-ben a régió országaihoz ha-sonlóan volt egy visszaesés, azt követően viszont ismét növekedett a villamosenergia-felhasználás. Az ábrából látható, hogy az önfo-gyasztás és a hálózati veszteség jelentős nagyságú, aminek oka vélhetően a kevésbé korszerű szénerőművek jelentős részaránya a villamosenergia-termelésben.

A 7. ábrán és a 6. táblázatban szereplő adatok jól szemlélte-tik, hogy Romániában, a villamosenergia-felhasználás arányaiban, az 1990−2015 közötti időszakban jelentős változás következett be. 2010-től azonban a szektorok közötti arányok nagyon hasonlóak a régió többi országára jellemző arányokhoz. Az EUROSTAT adatai alapján a 2011–2015 időszakban Romániában a vezetékes földgáz-

4. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 között Ausztriában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

5. ábra. Villamosenergia-felhasználás 1990-2015 között Ausztriában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

6. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 között Romániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

AusztriaHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

40

50

60

70

80

TWh

(GC

V)


Ausztria

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

Villamosenergia-felhasználás

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

4040

Twh

50

60

70

80

RomániaHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

19900

50

100

150

200

250

300

1995 2000 2005 2010 2015


TWh

(GC

V)

Ausztria 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 65,4 54,8 57,7 56,9 58,6 61,9


Háztartások 25,9 27,4 25,4 22,1 22,4 22,7

Szolgáltatások 5,3 14,8 13,4 17,8 14,8 9,6

Egyéb szektorok 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Ausztria 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 42,0 40,5 40,1 43,3 42,8 44,8


Háztartások 27,8 29,1 29,0 30,1 30,3 27,9

Szolgáltatások 21,2 21,0 22,5 19,1 19,8 20,4

Egyéb szektorok 2,5 2,5 1,6 1,5 1,3 1,8

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Románia 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 85,3 78,2 63,7 59,1 47,7 43,8


Háztartások 10,7 17,4 32,2 29,8 35,7 41,1

Szolgáltatások 0,0 3,3 3,4 10,1 15,2 13,8

Egyéb szektorok 3,9 1,1 0,3 0,5 1,2 1,2

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

3. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Ausztriában, %

4. táblázat. A villamosenergia-fogyasztás megoszlása Ausztriában 1990-2015, % 5. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Romániában, %

AusztriaHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

40

50

60

70

80

TWh

(GC

V)


AusztriaAusztria

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

Villamosenergia-felhasználásVillamosenergia-felhasználás

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

4040404040

Twh

50

60

70

80




ellátó-rendszeren keresztül 75,7 TWh, a vezetékes villamosener-gia-ellátó rendszeren keresztül pedig 42,1 TWh volt az éves átlagos felhasználás.

Lengyelországban (8. ábra) a földgázfelhasználást növekvő trend jellemezte a vizsgált időszakban. Legnagyobb mértékű nö-vekedés a szolgáltatási szektorban jelentkezett. Figyelemre méltó, hogy a közlekedés-szállítás szektorban 2000-től folyamatos és di-namikus növekedés következett be.

A vizsgált időszakban a földgázfelhasználás az ipari szektor-ban 52,9%-ról 41,2%-ra, a háztartási szektorban pedig 42,3%-ról 35,3%-ra csökkent. A szolgáltatások területén viszont látványos volt a növekedés, az 1990-es 4,6%-os részarány 2015-re 19,2%-ra nőtt. Lengyelországban (9. ábra) a régió országaihoz hasonlóan az 1990–1995 közötti időszakban a villamos energia végső felhasz-nálása tükrözte a rendszerváltást követő gazdasági átalakulást. Az első időszakban mérsékelt, majd 2002 után erőteljesebb nö-vekedési ütem alakult ki. A villamosenergia-ellátáshoz kapcsolódó önfogyasztás és a hálózati veszteség Lengyelországban is jelentős nagyságú, aminek oka a szénerőművek viszonylag nagy részaránya a villamosenergia-termelésben.

Az EUROSTAT adatai alapján Lengyelországban a 2011−2015 időszakban a vezetékes földgázellátásban 117,9 TWh, a vezetékes villamosenergia-ellátásban pedig 124,1 TWh volt az éves átlagos felhasználás.

Csehországban (10. ábra) 1990−2003 között a földgázfelhasz-nálás dinamikusan nőtt, majd néhány éves ingadozás után mérsé-kelt, de tartós csökkenés következett be. Az egyes szektorokban a változásokat a 8. táblázat szemlélteti. Az ipari szektor részese-désének csökkenésével párhuzamosan a háztartási és a szolgál-

8. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 között Lengyelországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

9. ábra. Villamosenergia-felhasználás 1990−2015 között Lengyelországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

7. ábra. Villamosenergia-felhasználás 1990-2015 között Romániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

LengyelországHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

20

40

60

80

TWh

(GC

V)

100

120

140Földgáz felhasználás

Lengyelország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

20

40

60

80

100

120

TWh

140

160

180Villamosenergia-felhasználás

Románia

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 2015


0

10

20

30

40

50

60

70

80

TWh

Lengyelország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 52,9 45,5 46,0 41,2 38,5 41,2


Háztartások 42,3 50,3 40,7 37,0 37,6 35,3

Szolgáltatások 4,6 4,1 12,3 18,7 21,1 19,2

Egyéb szektorok 0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 0,3

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Ausztria 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 44,4 49,1 40,7 39,0 34,9 38,7


Háztartások 21,0 20,2 21,4 24,0 24,1 22,1

Szolgáltatások 20,0 19,4 28,3 31,8 36,8 35,6

Egyéb szektorok 8,8 6,2 4,8 1,4 1,4 1,2

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Románia 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 71,1 64,2 58,7 60,9 49,3 47,7


Háztartások 9,9 19,6 22,5 23,8 27,4 28,1

Szolgáltatások 8,4 5,4 11,5 10,3 18,3 19,5

Egyéb szektorok 5,9 4,8 1,8 0,9 1,6 2,1

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

7. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Lengyelországban, %

8. táblázat. A villamosenergia-fogyasztás megoszlása Lengyelországban 1990−2015, %

6. táblázat. A villamosenergia-fogyasztás megoszlása Romániában 1990−2015, %

Románia

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 2015


0

10

20

30

40

50

60

70

80

TWh

LengyelországHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

20

40

60

80

TWh

(GC

V)

100

120

140Földgáz felhasználás

LengyelországLengyelország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

20

40

60

80

100

120

TWh

140

160



50



tatási szektor részesedésének lassú növekedése következett be. A földgázfelhasználás lassú növekedést mutat a közlekedés-szállí-tási szektorban. Az egyéb szektorok részesedése és a változás mér-téke nem volt számottevő.

Csehországban a villamosenergia-felhasználásban az 1990−2000 közötti időszakban jelentős átrendeződés, arányeltolódás követke-zett be (10. ábra). A táblázatban a sarokévekre vonatkozó adatokból látható, hogy a szolgáltatások és az egyéb szektorok részaránya még 2005-re sem állt be. Végül 2010 és 2015 között a szektorok közötti felhasználási arányok már csak minimálisan változtak.

Az EUROSTAT adatai alapján Csehországban a 2011−2015 időszak-ban az évi átlagos energiafelhasználás a vezetékes földgázellátásban 72,5 TWh, a vezetékes villamosenergia-ellátásban pedig 53,9 TWh volt.

A nyugat-európai országok csoportjaNémetországban (12. ábra) a földgázfelhasználás 1990–1996 kö-zött dinamikusan növekedett, azt követően szűk sávban ingadozott 2008-ig. A háztartási szektorban 2008 után rövid ciklusidejű inga-dozások jelentkeztek.

A szektorok arányait vizsgálva az 1990–1995 időszakban je-lentős arányváltozások következtek be, de azt követően a szekto-rok többségében az arányok szűk sávban változtak. Kivételt képez a szolgáltatási szektor, amelyben 1990–2000 között kismértékű csökkenés, majd 2000–2015 között jelentős mértékű növekedés következett be. Ez utóbbi változással kapcsolatban meg kell jegyez-ni, hogy – amint az a 12. ábra és a 10. táblázat alapján látható – az egyéb szektorokból a szolgáltatási szektorba átsorolásra került sor.

Németországban (13. ábra) a villamosenergia-felhasználás 1990–1994 között kismértékben csökkent, majd egyenletesen

10. ábra. Földgázfelhasználás az 1990−2015 időszakban Csehországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

11. ábra. Villamosenergia-felhasználás az 1990−2015 időszakban Csehországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

Csehország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

40

TWh

50

60

70


Csehország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 61,6 56,3 48,7 43,8 41,8 45,5


Háztartások 19,2 26,7 31,7 34,5 36,7 33,1

Szolgáltatások 15,9 13,0 17,1 19,0 18,5 18,2

Egyéb szektorok 3,3 3,7 2,0 2,1 1,9 2,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Csehország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 55,9 38,3 38,4 41,9 40,2 42,1


Háztartások 20,0 30,9 28,0 26,6 27,7 26,1

Szolgáltatások 7,6 19,1 23,4 22,7 27,4 27,0

Egyéb szektorok 10,0 6,8 5,5 4,9 1,7 1,8

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

9. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Csehországban, %

10. táblázat. A villamosenergia-felhasználás megoszlása Csehország-ban, %

12. ábra. Földgázfelhasználás az 1990−2015 időszakban Németországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

Németország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 49,9 41,1 39,6 39,3 38,9 40,7


Háztartások 33,9 40,8 41,9 42,4 42,5 38,3

Szolgáltatások 12,2 11,4 10,4 16,8 17,7 20,2

Egyéb szektorok 4,0 6,8 8,0 0,0 0,0 0,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

11. táblázat. A földgáz-felhasználás megoszlása Németországban, %

Csehország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

10

20

30

40

TWh

50

60

70



51



növekedett 2008-ig. 2009-ben, több más európai országhoz ha-sonlóan, csökkenés következett be, de 2010-ben a felhasználás nagysága a korábbi szintre állt vissza, majd kismértékű csökkenés következett be 2015-ig.

Az ipari szektor részesedése az 1990-es 47,6%-ról 42-44%-ra csökkent a későbbi időszakban. A háztartások részesedése 1990–2015 között 30,1%-ról 25,0%-ra csökkent, a szolgáltatási szektoré viszont 19,3%-ról 29,1%-ra nőtt. A közlekedés-szállítási szektor-ban 1990–2005 között növekedés, azt követően lassú csökkenés következett be. Az EUROSTAT adatai alapján a 2011–2015 időszak-ban Németországban az évi átlagos energiafelhasználás a veze-tékes földgázellátásban 670,6 TWh, a vezetékes villamosenergia- ellátásban pedig 520,4 TWh volt.

Olaszország (14. ábra) esetében a földgázfelhasználás 1990-től 2003–2005-ig növekedett, azt követően 2-3 éves időszakokban csökkenés, majd stagnálás követte egymást.

Az előzőleg vizsgált országokhoz hasonlóan Olaszország eseté-ben is az ipari, a háztartási és a szolgáltatási szektorokban hasz-nálták fel a földgáz döntő részét. 1990–2015 között az ipari szektor részesedése 46,4%-ról 25,5%-ra csökkent, ezzel szemben a ház-tartási szektor részesedése 38,6%-ról 51,2%-ra nőtt. A szolgálta-tási szektor részesedése mérsékeltebben 14,1%-ról 19,6%-ra nőtt. Figyelemre méltó sajátosság, hogy a közlekedés-szállítási szektor-ban 1990-től folyamatosan használtak földgázt, aminek az üteme 2005 után felgyorsult.

Olaszországban (15. ábra) a villamosenergia-felhasználás egyenletesen növekedett 1990-től 2008-ig. A többi európai ország-hoz hasonlóan 2009-ben az energiafelhasználás csökkent, majd ezt követően 2015-ig lassú változás volt a jellemző. Az EUROSTAT

adatai alapján Olaszországban a 2011–2015 időszakban az átlagos éves energiafelhasználás 441,5 TWh volt a vezetékes földgáz-ellá-tásban, és 291,0 TWh a vezetékes villamosenergia-ellátásban.

Dániában (16. ábra) a földgázfelhasználás 1990-1996 között dinamikusan nőtt, azt követően lassú csökkenési trend figyelhető meg. Dániával kapcsolatban indokolt megemlíteni, hogy egyrészt jelentős nagyságú a belföldi földgáztermelése, másrészt az EU-n belül vezető szerepet játszik a megújuló energiák hasznosítása és a kapcsolódó technológiák kutatása területén.

A vizsgált időszak sarokéveire vonatkozó adatok alapján meg-állapítható, hogy jelentős arányeltolódások nem következtek be. A földgázfelhasználás döntő része az ipari- és a háztartási szektorra

13. ábra. Villamosenergia-felhasználás az 1990-2015 időszakban Németországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

Németország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

100

200

300

400

TWh

500

600


Németország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 47,6 45,4 43,8 44,1 42,2 43,7


Háztartások 30,1 28,2 27,0 27,1 26,6 25,0

Szolgáltatások 19,3 22,9 25,9 26,3 28,9 29,1

Egyéb szektorok 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

12. táblázat. A villamosenergia-felhasználás megoszlása Németország-ban, %

14. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 időszakban Olaszországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)

15. ábra. Villamosenergia-felhasználás az 1990−2015 időszakban Olaszországban (Forrás: EUROSTAT, 2017)


OlaszországHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 2015

500

1000

1500

PJ (G

CV)

2000

2500

0

1990 1995 2000 2005 2010 20150

50

100

150

200

250

300

350

400

TWh

Villamosenergia- felhasználás

Olaszország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

Olaszország 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 46,4 44,9 44,8 34,2 26,9 25,5


Háztartások 38,6 39,6 39,4 46,2 48,6 51,2

Szolgáltatások 14,1 14,5 14,7 18,3 22,4 19,6

Egyéb szektorok 0,1 0,3 0,3 0,4 0,4 0,4

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

13. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Olaszországban, %

Németország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 20150

100

200

300

400

TWh

500

600



OlaszországHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

1990 1995 2000 2005 2010 2015

500

1000

1500

PJ (G

CV)

PJ (G

CV)

2000

2500

0

1990 1995 2000 2005 2010 20150

50

100

150

200

250

300

350

400

TWh

TWh

Villamosenergia- felhasználásVillamosenergia- felhasználás

Olaszország

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.


52

E-MET.HU HÍREKENERGIAFELHASZNÁLÁS E-MET.HU


esik. Figyelemre méltó, hogy Dánia a közlekedés-szállítási szektor-ban nem használ földgázt.

A 17. ábra tanúsága szerint Dánia villamosenergia-felhaszná-lása nagyon kiegyensúlyozott volt az 1990–2015 közötti negyed- század alatt. Az ország villamosenergia-felhasználásában a csúcsév a 2006-os volt, azt követően lassú csökkenés következett be.

Dánia esetében megállapítható, hogy az egyes szektorok rész-aránya szűk sávban ingadozott, érdemi arányeltolódás nem követke-zett be. A közlekedés-szállítási szektorban is mérsékelt a növekedés.

Az EUROSTAT adatai alapján Dániában 2011–2015 időszakban a vezetékes földgázellátó rendszeren keresztül 19,8 TWh, a vezeté-kes villamosenergia-ellátó rendszeren keresztül pedig 31,0 TWh évi átlagos energiamennyiséget értékesítettek.

Összefoglalás, megállapításokA szerzők Magyarország és hét másik európai ország földgáz- és vil-lamosenergia-felhasználásának szektoronkénti alakulását mutatták be és elemezték 1990 és 2015 közötti időszakra vonatkozóan.

Az összehasonlító elemzésekből az alábbi következtetések von-hatók le:

• a vizsgált országokban a komfortos vezetékes energiaellátó rendszerek alapvető szerepet játszanak az energiaellátásban;

• a kelet-európai országokban 1990 után bekövetkezett struk-turális gazdasági változások hatása az energetikában is je-lentkezett, de 1995-től a legtöbb országban új fejlődési pálya alakult ki;

• az előzőek szerinti átmeneti időszak Németország esetében is látható, feltételezhetően az NDK csatlakozása miatt;

• a vizsgált országokban különböző időpontokban/időszakok-ban az energiafelhasználásban növekedések, stagnálások és csökkenések is bekövetkeztek. A felhasználási területek ará-nyai azonban arra engednek következtetni, hogy 2000 után az előzőek szerinti változások elsősorban mennyiségi és nem strukturális változások voltak;

• a vizsgált országok többségében a vezetékes földgázellátó rendszeren keresztül értékesített energiamennyiség volt a nagyobb, és a villamosenergia-ellátó rendszeren keresztül értékesített a kisebb.

A vizsgált EU tagországok vezetékes földgáz- és villamosener-gia-ellátására vonatkozó elemzés rávilágított arra, hogy az 1990–2015 közötti időszakban ezek a rendszerek kiemelt szerepet ját-szottak a vizsgált országok energiaellátásában.

Hivatkozások[1] The Future of Gas in Decarbonising European Energy Markets: the

need for a new approach. Oxford Institute for Energy Studies, pp. 31, 2017.

[2] The Future of Electricity − New Technologies Transforming the Grid Edge. World Economic Forum, pp. 28, 2017.

[3] 2050 Energy Scenarios − The UK Gas Networks role in a 2050 whole energy system. KPMG, pp. 73, 2016.

[4] The Future of Electricity − Attracting investment to build tomorrow’s electricity sector. World Economic Forum, pp. 32, 2015.

[5] The Natural Gas Gamble − A Risky Bet on America’s Clean Energy Future. Union of Concerned Scientists, pp. 46, 2015.

[6] Dodds, P. – McDowall, W.: The future of the UK gas network Energy Policy, pp.305-316, 2013.[7] Evans, P.-Farina, M.: The Age of Gas & the Power of Network General Electric Company, pp. 93, 2013.[8] Ten-Year Network Development Plan 2016 https://www.entsoe.

eu/major-projects/ten-year-network-development-plan/ten%20year%20network%20development%20plan%202016/Pages/default.aspx

16. ábra. Földgázfelhasználás 1990−2015 időszakban Dániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

17. ábra. Villamosenergia-felhasználás 1990−2015 időszakban Dániában (Forrás: EUROSTAT, 2017)

DániaHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.


1990 1995 2000 2005 2010 20150

5

10

15

20

25

TWh

(GC

V)

Dánia

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.


1990 1995 2000 2005 2010 20150

5

10

15

20

25

30

35

40

45

TWh

Dánia 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 46,4 46,3 46,7 41,8 40,8 44,8


Háztartások 35,8 38,1 39,5 41,3 43,0 40,4

Szolgáltatások 12,3 11,1 9,6 13,0 13,0 12,0

Egyéb szektorok 5,5 4,5 4,2 3,9 3,1 2,9

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

Dánia 1990 1995 2000 2005 2010 2015Ipar 29,6 30,4 30,8 30,7 26,6 27,4


Háztartások 34,1 33,3 31,5 31,2 32,4 33,1

Szolgáltatások 29,6 29,7 30,7 31,3 33,8 32,4

Egyéb szektorok 6,0 5,8 6,0 5,7 6,0 5,8

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

14. táblázat. A földgázfelhasználás megoszlása Dániában, %

15. táblázat. A villamosenergia-felhasználás megoszlása Dániában, %

DániaHálóz. veszt.

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.


1990 1995 2000 2005 2010 20150

5

10

15

20

25

TWh

(GC

V)

Dánia

Hálóz. veszt.

Önfogyasztás

Egyéb szekt.

Szolgáltatások

Háztartások

Közl.-szállítás

Egyéb ipar

Vegyipar

Gépipar

Vas- és acélip.

Végső felh.

Villamosenergia-felhasználásVillamosenergia-felhasználás

19901990 19951995 20002000 20052005 20102010 201520150

5

10

15

20

25

30

35

40

45

TWh


53

E-MET.HU HÍREKENERGIAFELHASZNÁLÁS E-MET.HU


Katona Mihály, Fülep Andrea, Welsz Ágnes

IIR GasCon konferencia

A 2017. évi GasCon konferenciára május 31. és június 1. kö-zött került sor Budapesten, a Novotel Budapest Centrumban. Az IIR Magyarország által szervezett színvonalas konferen-cián a szakma aktuális témáiról hallhattunk előadásokat.

Az első nap elnöke Bali Gábor, az EnergiQ Kft. és a BAL IQ Bt. cég-vezetője volt.

A nap első előadója Horváth Zoltán, a Nemzeti Fejlesztési Mi-nisztérium Energiagazdálkodási és Bányászati Főosztályának ve-zetője a magyar energiapolitika prioritásait és stratégiai kérdéseit tekintette át.

A Nemzeti Energiastratégiának három fő célkitűzése az ellá-tásbiztonság, a fenntarthatóság, valamint a versenyképesség. E három célkitűzés között úgy kell megtalálni az egyensúlyt, hogy mindhárom érvényesüljön. A stratégia a célok eléréséhez öt esz-közt rendel, amelyek:

• az energiahatékonyság és az energiatakarékosság fokozása, • a megújulóenergia-felhasználás részarányának növelése, • az atomenergia hosszú távú, békés célú alkalmazása, • a regionális energetikai infrastruktúrához való kapcsolódása

és • az állam energiapiaci szerepvállalásának erősítése.Az Európai Unió tagállamainak közös energiapolitikája, az Ener-

giaunió öt alappilléren nyugszik. Az első az energiabiztonság, szo-lidaritás és bizalom pillére, amely alapvető fontosságú, és az Unió importfüggősége miatt igen fontos kérdés. A második pillér a tel-jesen integrált európai energiapiac, amely szorgalmazza az infra-struktúra-projektek gyorsítását és a regionális rendszerirányítási központok létrehozását. A harmadik pillér a kereslet csökkentését elősegítő energiahatékonyság, amelyből jelentős részt képvisel az épületek energiahatékony felújítása. Negyedik pillér a gazda-ság dekarbonizációja, amelynek eléréséhez a korábban kitűzött kibocsátáscsökkentési célok járulnak hozzá. Ilyen volt például az Európa 2020, vagy a 2030-as klíma- és energiapolitikai keret. Az utolsó pillér a kutatás, innováció és versenyképesség, amelynek fókuszpontjában a K+F+I projektek támogatása, erősítése áll, és amelynek egyik fő célja a szén-dioxid-kibocsátás csökkentése, a -le-választás és -tárolás technológiájának költséghatékonyabbá tétele.

A Clean Energy for All Europeans, vagyis a Tiszta Energiát Minden Európainak csomag prioritásai az energiahatékonyság, a fogyasz-tók, valamint a megújuló energiaforrások. A cél elérése érdekében az energiahatékonyságot jelentősen növelni kell, ami EU-szinten 2030-ig 30%-os javulást jelent. Fontos továbbá a megújulók al-kalmazása, amelynek az Unióban 2030-ig 27%-os részarányt kell kitennie. Emellett a fogyasztók bevonása is egyre fontosabbá válik, szükséges a fogyasztók aktivitása, az intelligens fogyasztásmérők alkalmazása, amelyek segítségével lehetőség nyílik dinamikus piaci

árazásra is az energiapiacon. Az Energiaunió irányítási rendszere azt is megköveteli, hogy az EU-s országok kétévente jelentést te-gyenek a tagállami energia- és klímatervekről.

Az egységes energiapolitika értelmében a villamos energiára pi-aci alapú energiaszolgáltatási árazást kell bevezetni, a kormányzati állapot azonban ezzel ellentétes, miszerint hatósági árszabályozás szükséges. Így − az előadó szerint − várhatóan ez lesz a legnagyobb vitát kiváltó terület.

Magyarországon a földgázellátás biztonságát három pillér sze-rint érdemes megvizsgálni. Az első a határkeresztező kapacitások. Az Észak-Dél Energiafolyosó részeként megépült a szlovák-magyar határkeresztező gázvezeték, amely jelentős mértékben hozzájárult az ellátásbiztonság megteremtéséhez, valamint további diverzifi-kációs lehetőséget teremtett. Az alacsony kihasználtsága ellené-re a REKK becslése szerint a beruházás az árkonvergenciának kö-szönhetően fél év alatt visszahozta az árát a magyar fogyasztók számára. A második pillér a gáztárolók jelenléte. Hazánkban 2009 óta vannak stratégiai gáztárolók, és az elmúlt 10 évben a hazai tárolókapacitások megduplázódtak. A hazai földgázfelhasználás je-lentősen csökkent 2014-ig, és bár az elmúlt két évben újra növeke-dett az igény, összességében nőtt az ellátásbiztonság hazánkban. Miközben a betárolt gáz a mérséklődő téli fogyasztáshoz igazodik – amely mennyiség ugyanakkor nagyságrendileg megegyezik a ré-gió más hasonló helyzetű (terület, lakosság) országai által aktu-álisan betárolt mennyiséggel –, a hazai tárolók kihasználtsága is csökkent az elmúlt években. A jövőben így akár lehetőség adódhat bértárolásra is más országok számára. A harmadik pillér a hazai szénhidrogén-termelés.

Hazánkban az Energiastratégia fontos részét teszi ki az atom-energia. Hazánkban ez az egyetlen olyan villamosenergia-terme-lő technológia, amely alaperőműként üzemel, megbízhatóan, ala-csony szén-dioxid-kibocsátással működtethető, versenyképes áron termel villamos energiát, és jelentős szerepe van a hosszú távú ellátásbiztonságban. Az új blokkok létesítése így Magyarország energiapolitikájának fontos eleme. Az előadó hangsúlyozta, hogy az új blokkok létesítése valójában nem kapacitásbővítést jelent, hanem kapacitásfenntartást, hiszen az újak a régi blokkok helyébe fognak lépni.

Sándor Balázs Benedek, a Magyar Energetikai és Közmű-sza-bályozási Hivatal főosztályvezető-helyettese az ellátásbiztonság témakörébe tartozó krízishelyzet kezeléséről tartott előadást. Töb-bek között a még el nem fogadott SOS rendeletről, amely a gaz-dasági, társadalmi és technológiai kérdésekre együttesen keresi a választ. A rendelet célja az ellátásbiztonság növelése. Az Európai Uniós piacok összekapcsolásának kiszélesedésével és a szolidaritási mechanizmusok megerősödésével szükségessé vált, hogy rendeleti szinten szabályozzák a tagállamok kötelezettségeit és feladatait el-


54

E-MET.HU HÍREK HÍREK E-MET.HU


látási zavar vagy kivételesen magas gázigény jelentkezése esetén. Az SOS rendelet a jelenlegi kockázatkezelési stratégiával abban egyezik meg, hogy a hazai szerepkörök változatlanok, a válság-helyzeti események kezelése továbbra is kormányzati kötelezettség marad. A minisztériumnak és a miniszternek van jogköre a MEKH bevonásával döntéseket hozni. Az ellátási vonalak mentén kocká-zati csoportokat hoztak létre, amelyek működtetésében a MEKH részvétele elengedhetetlen. Magyarország két ilyen kockázati cso-portban is szerepel, egyrészt a keleti gázellátás kockázati csoport-ban, ahol többek között Olaszországgal, Horvátországgal és Auszt-riával együtt szerepel, és a délkeleti ellátási kockázati csoportban, amely a Déli Gázfolyosó−Kaszpi-térséget foglalja magában. Az egy csoportba tartozó országok között nagy eltérések vannak. Jelen-leg nincs meghatározva, hogy ki kinek segítsen, illetve hogy eh-hez milyen eszközöket használhatnak fel. A csoportok nagysága miatt kérdéses az is, hogy reális időn belül megegyezésre jutnak-e a tagok egymással. A jövő nagy kihívása lesz az EU-s szolidaritási alapelv átültetése a tagországok saját rendeleteibe, azaz a belső célok és a külső elvárások összehangolása. Belső cél ugyanis, hogy minden tagállam a saját fogyasztóit helyezi előtérbe, azonban a külső elvárások miatt szükségessé válik a tagállamokkal vállalt szo-lidaritás is. Ennek következtében változni fognak a hazai korlátozási elvek, valamint a hazai tárolók szerepe is, hiszen ezek valószínűleg regionális célokat is szolgálni fognak majd. A szolidaritási rendelet benyújtásának határideje 2018. december 1.

Bali Gábor első előadásában elmondta, hogy egy 2010-es EU rendelet alapján a tagállamoknak kétévente teljes körű kockázat-értékelést kell benyújtaniuk a gázellátás biztonságáról. Ennek Ma-gyarország jelenleg is eleget tesz, így 2016 őszén is elkészült a Megelőzési Cselekvési Terv és a Vészhelyzeti Terv legújabb verziója.

A Nemzeti Energiastratégia egyik alappillére az ellátásbizton-ság. Amikor az ellátásbiztonságot szeretnénk meghatározni, két feltételnek is eleget kell tenni. Egyik a megfelelő mennyiségű föld-gáz rendelkezésre állása, másik pedig a földgázrendszer zavartalan működése műszaki szempontból. Rövid és hosszú távon is szüksé-ges értelmezni ezt a fogalmat. Így az ellátásbiztonsághoz a földgáz-mérleg éves és napi egyensúlya, továbbá a földgázellátó rendszer elemeinek folyamatos és zavartalan működése egyaránt és egy-idejűleg szükséges. A várható földgázkeresleti trendek elemzésével közelítően megállapítható az éves gázigény és a napi csúcsigény, azonban külső befolyásoló tényezők, mint például az idő-járás, hatással lehetnek a felhasználás valós alakulásá-ra. Erre példa volt a 2014-es év, amikor a napfokszám jelentősen kisebb volt a 10 éves átlagnál, így a földgáz-felhasználás is kiugróan kisebb volt abban az évben. A trendeket figyelembe véve azonban jó közelítő megálla-pításokat lehet tenni. Rendkívüli hideg időjárás esetén sem lesz hazánkban az éves gázigény több mint 12 mil-liárd m3, a várható fogyasztás pedig 8-10 milliárd m3 körül ingadozik 2025-ig. A napi csúcsigény, amely az ellátásbiztonság szempontjából az egyik legfontosabb mutató, maximum 80 millió m3/nap lesz 2025-ig. Az előadó kitekintést tett az Északi Áramlat két lehetséges következményeire. E szerint elképzelhető, hogy jelentő-sen csökken vagy teljes mértékben leáll az Ukrajnán ke-resztül Oroszországból Európába érkező földgáztranzit, a Közép-Európába irányuló orosz szállítások adásvételi pontja áthelyeződik a baumgarteni Central European Gas

Hub-ba, hazánk elsődleges behozatali pontja átkerül az osztrák−magyar betáplálási pontra, valamint a szlovák−magyar vezetékre. A szerb−bosnyák tranzit behozatali pontja is várhatóan az osztrák−magyar, és szlovák−magyar határbelépési pontra helyeződik át. Kitekintést kaphattunk egyéb importdiverzifikációs lehetőségekről is. A román offshore termelés kihasználásához szükséges a román−magyar kapcsolódási pont kétirányúsítása, valamint további beru-házások a két ország földgázrendszerében. A horvát LNG-terminál Magyarország szempontjából kiemelt fontosságú a közelsége mi-att. A végleges beruházási döntést 2017 elejére valószínűsítették, a terminál indítását pedig 2018-tól tervezték, azonban a megva-lósítás még nem vette kezdetét. A lengyel LNG-terminál 2016 áp-rilisában megkapta a működési engedélyét, azonban a megfelelő kihasználásához az észak-déli gázfolyosó fejlesztése is szükséges.

Bali Gábor beszámolt az országra végzett ún. N-1 számítások eredményéről, ugyanis egy 2010-es EU rendelet előírja egy ilyen elemzés elkészítését a szűkületi kockázatok feltárása érdekében. A számításoknál a negatív alternatív verzió az ukrán betáplálás ki-esése volt 2019 után. Az eredmények alapján az elérhető kapacitás még a tárolók kisebb töltöttsége mellett is bőven meghaladja az igényeket, mivel az EU aktuális rendeletében előírt számítások sze-rint az ország N-1 értéke 129%.

A kérdések és hozzászólások után Bali Gábor megtartotta má-sodik előadását is, amelynek fő témája a földgázárak alakulása volt. A földgáz tőzsdei áráról általánosságban elmondható, hogy az olaj árához hasonlóan változik. Előrejelzéseket adni igen nehéz fel-adat, hiszen meglepő lehet az árak változása, így nagy különbségek lehetnek az előre jelzett, illetve a tényadatok között. Erre jó példa az 1. ábrán látható időszak. 2015 utolsó negyedévében drasztikus csökkenésnek indult a gázár, amely nem a megszokott változási mintát követte, miszerint a téli időszakban általában növekedni szokott az ár. Az előrejelzésekkel tehát ellentétes volt a változás. A következő év utolsó negyedévében azonban jelentős növekedés következett be a gáz árában, és bár az előrejelzés is növekedést jósolt, annak mértéke nagyban eltért a valós ártól.

A kereskedők kétféleképpen tudnak vásárolni, egyrészt fixen meghatározott áron vagy tőzsdei áron. Mivel a piac alakulása látha-tóan kiszámíthatatlan, így mindkét mód jelenthet kockázatot.

Ahhoz, hogy jobban meg tudjuk vizsgálni a gáz árát, azt kom-ponenseire kell bontani. Az ár három részből áll össze, a molekula-

Az árelőrejelzések és a tény árak viszonya 2015-2017

Előrejelzések kontra tények

TÉNY

TÉNY

2015

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2016 2017 2018

Forwardok 2015. április

Tények és forwardok 2016. április

Tények és forwardok 2017. április

július

augusz

tus

szep

tember

október

november

decem

ber

január

febru

ár

márciusáp

rilismáju

s

júniusjúliu

s

augusz

tus

szep

tember

október

november

decem

ber

január

febru

ár

márciusáp

rilismáju

s

júniusjúliu

sjúliu

s

augusz

tus

szep

tember

október

november

decem

ber

január

febru

ár

márciusáp

rilismáju

s

június

1.ábra. Előrejelzések és tények


55

E-MET.HU HÍREK HÍREK E-MET.HU


árból, a rendszerhasználati díjakból (RHD) és az adókból, adójelle-gű tételekből. Ezek aránya változó, azonban a molekulaár jelenlegi csökkenő tendenciája mellett az RHD felértékelődött, nagyobb ará-nyát teszi ki a teljes gázárnak. Ennek oka, hogy a rendszer fenntar-tásának költségei – a molekulaárral ellentétben – nem változnak.

A 2015/2016 telén bekövetkezett gázárcsökkenés oka legfő-képp az volt, hogy a kínálat nőtt, a kereslet pedig csökkent, hiszen 2014 az elmúlt 20 év legmelegebb éve volt. Arra a kérdésre azon-ban, hogy milyen tartós lesz az alacsony gázár, nem könnyű választ adni, hiszen az elmúlt évek éppen azt bizonyították, hogy mennyire kiszámíthatatlan a változás tendenciája.

Farkas Zoltánné, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozá-si Hivatal Földgáz-felügyeleti és Árszabályozási Főosztályának fő-osztályvezetője a 2017. január 1-jétől érvényes új árszabályozási periódus rendszerhasználati díjainak számítási hátteréről és válto-zásáról tartott előadást. Az új árszabályozási periódus 2020. de-cember 31-ig lesz érvényben. A 2017. október 1-jétől a díjakban várható változások egyrészt abból fakadnak, hogy az elosztók ese-tében módosították a fix-változó arányt, továbbá az infláció és a gázár változása is hatással van az árak változására, valamint hogy a módszertanban talált hibákat is kijavították. Új javaslat született az értékesítési kategóriába való sorolás módszerére vonatkozóan is, amely szerint a kategóriákba való besorolás a gázmérő névleges (össz)kapacitása alapján történik. A 20 m3/h vagy annál nagyobb (össz)kapacitású gázmérővel rendelkező felhasználókra érvényes értékesítési kategóriák: 20 m3/h vagy annál nagyobb, de 100 m3/h-nál kisebb, 100 m3/h vagy annál nagyobb, de 500 m3/h-nál kisebb, valamint 500 m3/h vagy annál nagyobb névleges (össz)kapacitású gázmérővel rendelkező fogyasztók. Ezzel a besorolással megszűnik a korábbi, a felhasználók választásán alapuló kettősség. A díjstruk-túra módosulása alapján a távadós gázmérővel nem rendelkező fo-gyasztók a gázmérőjük névleges (össz)kapacitása alapján alapdíjat fizetnek, a távadós telemechanikai rendszerrel vagy korrektorral felszerelt gázmérővel rendelkező fogyasztók esetében pedig kapa-citást kell lekötniük, amelynek alapján kapacitásdíjat fizetnek. Mó-dosult a kapacitás-túllépési pótdíj alkalmazása is. Ezek szerint a 20 m3/h vagy annál nagyobb, de 100 m3/h-nál kisebb névleges (össz)kapacitású gázmérővel rendelkező fogyasztó esetén, amennyiben a felhasználó éves kapacitástermékben köti le a gázmérő névleges (össz)kapacitásának megfelelő mérték 10,5-szeresét kWh/h-ban, akkor nem kell kapacitás-túllépés esetén pótdíjat fizetnie. Egyéb esetben a javaslat szerint a kapacitás-túllépési pótdíj mértéke a napi kapacitásdíj négyszeresével egyezik meg. Továbbá, bármely értékesítési kategóriában, kapacitáslekötés esetén teljesülnie kell a minimális kapacitáslekötési feltételnek a téli fogyasztási időszakra eső valamely nap esetén. A rövid távú kapacitás termékekre vonat-kozóan a Hivatal csökkenteni fogja az évesített arányokat. A Hivatal iparági egyeztetésre küldte a MEKH rendeletet, amellyel kapcsolat-ban az iparági véleményeket június 7-ig várták.

Mörcz Andrea, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal Földgáz-felügyeleti és Árszabályozási Főosztályának főosz-tályvezető-helyettese előadásában a különdíjas és a választható szolgáltatások témakörét fejtette ki.

A szolgáltatásoknak négy típusa van, az alapszolgáltatás, a kü-löndíjas szolgáltatás, a választható szolgáltatás, valamint az egyéb, nem engedélyköteles tevékenységhez kapcsolódó szolgáltatás.

A rendszer-üzemeltető által nyújtott alapszolgáltatásokat és választható szolgáltatásokat a Magyar Földgázrendszer Üzemi és

Kereskedelmi Szabályzata (ÜKSZ) tartalmazza. A választható szol-gáltatások esetében a szerződéses feltételeket üzletszabályzatban rögzítik. A rendszer-üzemeltetők által ajánlott választható szolgál-tatások díját a Hivatal hagyja jóvá, összehasonlítva azt az Európai Unióban ajánlott hasonló szolgáltatások díjával, valamint figyelem-be véve a szolgáltatások indokolt költségeit. A jóváhagyáshoz az engedélyesnek be kell mutatnia a díjmeghatározást, valamint az Unió tagállamainak gyakorlatát.

A külön díj ellenében nyújtott szolgáltatások szabályozásával a keretrendelet felsorolja az ilyen típusú szolgáltatásokat, az ár-alkalmazási rendeletben meghatározták a külön díj alkalmazási körét, a rendszer-üzemeltetők közös alkalmazási szabályait és tá-jékoztatási kötelezettségeit, valamint a földgázelosztó és szállítási rendszerüzemeltető speciális alkalmazási szabályait. A díjrendelet szerint meghatározták továbbá az elosztó kötelezettségeit a kü-lön díj elszámolására és dokumentálására, a rendszer-üzemeltetők esetében pedig a külön díj meghatározására. A 4/2017. (IV. 26.) MEKH módosító rendeletben pontosították ezeket a szabályozáso-kat, amelyek 2017. június 10-étől hatályosak.

Az Üzletszabályzatban a MEKH rendeletekben szereplő és a kü-lön díjhoz kapcsolódó közös szabályok jelennek meg. E szerint a MEKH rendeletekben szereplő speciális szabályoknak meg kell je-lenniük, és az ezek alkalmazásából fakadó tájékoztatási kötelezett-ségeket ki kell emelni, illetve minden, külön díj ellenében nyújtott szolgáltatás esetén be kell mutatni a keretrendeletnek való meg-feleltetést, valamint a díjrendeletben szereplő képletet részletesen ismertetni kell.

Jelenleg az Üzletszabályzatban szereplő, de a külön díj ellené-ben nyújtható szolgáltatások közé nem besorolható szolgáltatá-sokat az engedélyes legkésőbb 2017. december 31-ig nyújthat a felhasználók részére, ezután az Üzletszabályzat nem tartalmazhat olyan engedélyköteles szolgáltatást, amely nem külön díj ellenében nyújtott és nem jóváhagyott választható szolgáltatás.

Zanatyné Uitz Zsuzsanna, a Kaposvári Vagyonkezelő Zrt. távfű-tési műszaki vezetője előadásában bemutatta, hogy a földgáznak milyen alternatívái lehetségesek. Kaposvár esetében a Kaposvári Cukorgyár a melléktermékeként keletkező cukorrépaszeletből ál-lít elő fermentációval biogázt 2007 óta, évente mintegy 10 millió m3-t. Ennek felhasználása elsődlegesen helyileg történik, azonban megfelelő tisztítás után a földgázhálózatba is betáplálhatóvá válik. A biogáz közvetlen csővezetéken a Virágfürdővel van összekötte-tésben, a fűtőműbe a földgázhálózaton keresztül jut el, ahol a te-lephelyen elhelyezett CNG busztöltőállomások számára növelik a nyomását 230 barra. A városvezetés 2015-ben teljesen lecserélte a városi dízelüzemű buszokat CNG (földgázüzemű) buszokra, ami-nek számos előnye van. A legfontosabb a város levegőminőségének védelme és az elhasználódott környezetszennyező gépjárműpark lecserélése. Továbbá olcsóbb az üzemeltetésük, primerenergiát le-het vele megtakarítani, a beruházási költségek is alacsonyabbak maradtak, hiszen a fűtőmű területén rendelkezésre álló infrastruk-túrát is fel lehetett használni. A kapcsoltan termelt villamos ener-gia felhasználható a kompresszorok működtetésére, és a fűtőmű földgáz lekötése teljesítménygazdálkodásra is lehetőséget biztosít. A fűtőműnél kialakított töltőállomásnál ugyanakkor többletfelada-tok jelentkeztek. Módosítani kellett az engedélyeket, a földgáz-ke-reskedelmi szerződést is ki kellett terjeszteni a biogáz leszállításá-ra, amire még nem volt kialakult gyakorlat. A kút napi üzemeltetése többletfeladat, de a fűtőművi szakemberek kellő gondossággal vég-


56



zik, és sajnos megnövekedtek a kút üzemeltetésével kapcsolatos adatszolgáltatási kötelezettségek. A biogáz megújuló jellegét a CO2-kibocsátás csökkentése szempontjából nem ismerik el, mert még nem működik olyan hivatalos regiszter, amelyben a gáz for-rását nyomon lehetne követni. Ez komoly lehetőség lenne más fű-tőművek vagy erőművek esetében, hogy a földgáz helyett biogázt vételezzenek a földgázhálózati rendszeren keresztül, és ezzel CO2-kibocsátásukat csökkenthessék.

A távfűtés hőkiadása az elmúlt években folyamatosan nőtt, en-nek oka az újabb és újabb belépők az új távfűtési körzetek kialakí-tása miatt. A jövőben is terveznek bővítéseket, új távhővezetékek épülnek és új fogyasztókat kötnek be a távfűtési rendszerbe.

Az előadó bemutatta Kaposvár városi energiapolitikáját, amely „Zöld város Kaposvár” néven ismert. Ennek keretén belül fontos szereplővé válik a távhőtermelés és -szolgáltatás. A helyi igények ellátásában kiemelkedő szerepe van a kapcsolt energiatermelés-nek is. A levegőtisztaság-védelem, a CO2-kibocsátás csökkentése is a város fejlesztésének fókuszpontjában áll. A városi közleke-dés környezetkímélő alternatív formáját már elindították a CNG buszok üzembe helyezésével, emellett villamos hajtású járművek elterjesztését is szorgalmazza a város. A fűtőmű a munkahelyi gépkocsiflottájának jelentős részét villamos autókra cserélte, ame-lyek töltését a telephelyen található, helyben megtermelt villamos energiát szolgáltató töltőkkel lehet megvalósítani.

Takácsné Tóth Borbála, a Regionális Energiagazdasági Ku-tatóközpont (REKK) vezető kutatója a Nord Stream 2 hatásairól, valamint az európai kapacitáslekötésekről számolt be. Egyre egy-ségesebb képet mutat az európai földgázpiac, a keleti és nyugati árkülönbségek egyre kisebbek, az árak pedig globálisan csökken-nek. A térségek között javulnak az infrastrukturális összekötteté-sek, a tarifák is egyre inkább egységesek. A piacon egyre népsze-rűbb, hogy rövidebb távra kötnek le kapacitást a fogyasztók. Ezt jól mutatja a 2017. március 6-i PRISMA aukció, ahol a nem megszakít-ható kapacitásokra több mint 2000 egyedi ajánlat érkezett, azon-ban ezekből csak 345 esetben történt kapacitáslekötés. 2017-ben a fogyasztás körülbelül 10%-ára érkezett kapacitáslekötés, a többit ezek alapján valószínűleg rövid távon kívánják majd lekötni.

A REKK modellezési szimulációt végzett a Nord Stream 2 hatá-sairól [1], amelynek eredményeit az előadó be is mutatta. A szimu-lációhoz felvett paraméterek szerint az összes, jelenleg Ukrajnán áthaladó orosz szerződés útvonala átkerül a Nord Stream 2-re, a Transz-Balkáni folyosó (Románia, Bulgária, Görögország, illetve Tö-rökország) kivételével, valamint az orosz gáz ára a vásárló hatá-rára szállítva nem változik a jelenlegi szerződésekben foglaltakhoz képest. Ezek alapján a 2025-ös referencián a kelet-közép-európai régiót jobban sújtja a Nord Stream 2 megépülése, a nyugat-európai országokban pedig minimális haszon várható az LNG megnöveke-dett kínálata miatt. A minimális haszon elsősorban a német szállí-tói infrastruktúra üzemeltetőknél csapódik le. A bővítés a kialakuló szűk keresztmetszetek következtében növeli a jelenleg is fennál-ló árkülönbséget Európa keleti és nyugati régiói között, emellett rontja a kelet-közép-európai régió hozzáférését az olcsóbb nyugat-európai gázpiacokhoz, ezáltal hátráltatja az integrációt. A bővítés tehát összességében negatív jóléti hatású Európa számára. A mes-terségesen előállított nyugat-keleti szűkületek feloldása további ka-pacitások megépítését teszi indokolttá, amely mintegy egy milliárd EUR többletberuházási igényt indukálna a régióban. Hosszú távon ezért az új ellátási források, főként az LNG régióba juttatása, illetve

a harmonizált szabályozás megteremtése lenne kulcsfontosságú a piaci verseny kialakulásához.

A napot kerekasztal-beszélgetés zárta, amelyhez a kiindulá-si témát Kovács Kornél, a CEEGEX vezérigazgatója vázolta fel. (A CEEGEX a HUPEX által alapított szervezett földgázpiac és keres-kedelmi platform). 2013. január 2-án indult el Magyarországon a CEEGEX Közép-Kelet-Európai Szervezett Földgázpiaca. A keres-kedést a nemzetközi likvid piacok mintájára alakították ki. A pia-ci résztvevők a CEEGEX-en másnapi, illetve havi és negyedéves hosszú tavú fizikai szállítású termékeket érhetnek el. A kereskedés fizikai teljesítése a Magyar Gázkiegyenlítő Pontra (MGP) történik. A szállítást a Földgázszállító Zrt. (FGSZ Zrt.) garantálja, míg az ügyletek elszámolását a KELER KSZF Zrt. biztosítja. A CEEGEX-nél gyorsabb, valós idejű visszaigazolást lehet kapni egy ügylet meg-kötéséről vagy elutasításáról. A limitekről a CEEGEX SFTP-n biztosít információt a tagjainak, ez az az érték, amelynek mértékéig vásá-rolhatnak a tagok a KELER KSZF szabályzata alapján. A CEEGEX 2015. október 7-től vállalja a piacain és egyéb szervezett keres-kedési helyeken kötött ügyletek továbbítását közvetlenül az ACER felé, 2016. április 7-től pedig a szervezett piacokon kívüli standard ügyletek és nem standard ügyletek adattovábbítását az ACER felé. Az adatszolgáltatást az ACER által jóváhagyott RRM státusza alap-ján végzi, mely a tagok számára ingyenes.

A CEEGEX a 2013-as indulása óta lendületesen fejlődik, az idei évre kitűzött 2,2 TWh energiamennyiségből már teljesítették a fe-lét, így az év végére várhatóan meg is haladják majd a célkitűzést. A kereskedők belépését különböző kedvezményekkel próbálják ösz-tönözni. A növekedési célok között szerepel még az eurós kereske-delmi rendszer, melynek fő előnye, hogy nincs árfolyamkockázat. A 2017-es fejlesztések közül kiemelendő a díjstruktúrában történt változás, amely szerint belépési díjkedvezményre jogosultak azok a tagok, akik 2017 május és július közötti időszakban lépnek be, valamint a klasszikus csomag tranzakciós díjait csökkentik. Az eu-rós kereskedési rendszer tervezett indulása 2017. október 1-jére tehető.

A konferencia második napját dr. Korényi Zoltán, a nap levezető elnöke nyitotta meg.

A második nap első előadója Kriston Ákos, a Magyar Földgáztároló Zrt. vezérigazgató-helyettese volt, aki előadásában a tárolói aktu-alitásokról beszélt. Magyarország fogyasztása 400–500 milliárd m3 között alakul. Ehhez rendelkezésre áll mintegy 107 milliárd m3 tároló-kapacitás. Az adatelemzések alapján a 2016/17. évi tél hidegebb volt az előzőnél, hiszen a felhasznált gázmennyiség 20%-kal több volt, mint az előző 3 évi átlag. Ez a kontinens több országára is jellemző volt. Görögországban például, december 20. és február 12. között riasztási szintet vezettek be a megnövekedett felhasználási igények okán. Azt nevezik riasztási szintnek, amikor ellátási zavar támad vagy rendkívül magas a gázkereslet, amely jelentős mértékben az ellátás romlását eredményezi, de a piac még képes a zavar vagy a keres-letemelkedés kezelésére anélkül, hogy nem piaci intézkedésekhez kellene folyamodni. Ekkor az erőműveket visszaterhelték, valamint a fűtőolajat és lignitet tüzelő erőművek kerültek üzembe. Olaszország-ban január 1.–február 9. között is hasonló folyamatok játszódtak le. Több napon keresztül az ország tárolói kapacitásának 100%-át kel-lett igénybe venni. Ekkor az illetékes szervek az import növelésére szólították fel a kereskedőket. Franciaországban csőszűkület miatt az Ibériai-félszigetet megkerülve, hajók segítségével cseppfolyósí-


57



tott formában (LNG) szállítottak földgázt az ország északi részéről a déli rész felé.

Magyarországon két tárolói engedélyes, a Magyar Földgáztároló Zrt. (MFGT) és a MMBF Földgáztároló Zrt. (MMBF) látja el az igé-nyeket. Az MFGT 4,4 milliárd m3 mobil, 34 millió m3/nap kitárolási és 32 millió m3/nap betárolási kapacitással rendelkezik.

A 2016/2017. évi kitárolási időszak március 31-ig tartott. A ko-rábbi évek módszerétől eltérve az elérhető kitárolási kapacitás 90%-ról 30%-ra csökkent, ezzel könnyítve az elosztást és előse-gítve a gazdaságosságot. A kérdés azonban az, hogy meddig elég a gáz? Hosszú távú előrejelzések nem lehetségesek, csak becslés-sel lehet közelíteni a tél folyamán szükséges gázmennyiséget. Az MFGT több tárolóval is rendelkezik, ami lehetővé teszi az egyesített tárolóhasználatot. Ez rugalmasságot ad a rendszer számára, hiszen így a betárolás és a kitárolás egyszerre lehetséges. 2015. október elsejétől a Balancing Network Code (BNC) megjelenésével bevezet-ték az órás újranominálást, aminek következtében a napi terhelés intenzív változásokon mehet keresztül. Végül Kriston Ákos megem-lítette, hogy a tároló üzemeltetése keresletipiac-alapú, vagyis a ke-reskedőt meg kell győzni, hogy hol kössön le kapacitást. Terméke-ket szükséges létrehozni, hiszen a „piacon a tárolóknak nincs ára”.

A nap második előadását dr. Rajkai Szonja, a Magyar Energe-tikai és Közmű-szabályozási Hivatal Piacfelügyeleti és Ellenőrzési főosztály főosztályvezető-helyettese tartotta, amelynek címe: „RE-MIT a gyakorlatban – REMIT és MIFID II. kapcsolódása”. Az előadó szerint a gázpiac jogi szabályozási rendszere nehezen átlátható, de ez a komplexitás mögöttes célokat hordoz magában, mint pél-dául a jól átlátható és visszaélésektől mentes piac kialakítását. A REMIT, vagyis az Európai Parlament és a Tanács 1227/2011/EU rendelete a nagykereskedelmi energiapiacok integritásáról és át-láthatóságáról a következőket tartalmazza: A piaci manipuláció és a bennfentes kereskedelem tiltása, emellett részletszabályozások az adatszabályozással és az adatszolgáltatással kapcsolatban. A piaci szereplők kötelesek az ACER rendszere felé adatokat biztosí-tani, amely európai adatbázis az előbb felsorolt tiltások ellen vétő szereplők kiszűrésére szolgál. Amennyiben a rendszer az adatok között anomáliát észlel, akkor az illetékes szervek értesítik az adott ország kormányát, hiszen az országon belül csak annak áll jogában

intézkedéseket foganatosítani. A REMIT mint sza-bályozási környezet az energiapiaci adatok alapján érvényes. Ezen rendszer kiegészítésére szolgál a MIFID II., amely a tőkepiaci termékekre vonatkozó szabályozási forma.

A két szabályozás között átfedések tapasztalha-tók, így a termékek között is. Azok besorolása nem egyértelmű. A kettő közötti marginális határvonalat az RTS fogja magában foglalni, amely egy, a termé-kek kategorizálását definiáló melléklet. A végső cél a két adatbázis – ACER és ESMA – közös használata feltételeinek megteremtése. A REMIT kötelezi a cé-geket, kereskedőket stb. a bennfentes információk közzétételére, így csökkentve a piaci visszaélések számát. A meglévő adatbázis és a folytonos adat-elemzés ellenére a piaci visszaélések ellen folytatott vizsgálatok csak 44%-a származik a gépesített el-lenőrzésből, a maradék anonim bejelentésekre tá-maszkodik. Egy vizsgálat során az illetékes hatóság

üzleti titkok alapján dolgozik, ezért fontos a diszkréció. Ennek biz-tosítására vezették be az ISO 27001 szabványt.

Farkas Zoltánné, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal Földgáz-felügyeleti és Árszabályozási Főosztályának veze-tője a Balancing Network Code I. modell bevezetésének hivatali szempontból számottevő részleteiről tartott előadást. A Network Code (NC) egy, az Európai Unió által kiadott rendelet, amely a ma-gyar szabályozásnál magasabb szabályozási forma, így az mind a kormányra, mind a piaci szereplőkre nézve kötelező. 2016. október 1-jére az alábbi változásokat vezették be:

• A napon belüli legalább kétszeri adatszolgáltatás (allokálás) kötelezővé vált.

• Az elszámolás alapját szolgáló, az eladott földgázt jellemző mértékegység kWh-ra változott az elosztói rendszerben is, valamint

• megjelent az újranominálás lehetősége adott gáznapon belül is.

2017. április elsején újabb változtatások léptek hatályba. Egyér-telmű szabályozást vezettek be az elosztói HMK kezelésére az al-lokálás során (a hálózati mérési különbség, amely a veszteségek meghatározására szolgál, és amelyet az elosztók határoznak meg). A gáznap után az allokálásnál alkalmazott HMK-t közzé kell tenni. Emellett a profilos fogyasztók fogyasztását is a HMK segítségével számítják. A HMK egy fix százalékos vagy mennyiségi adat, amely-nek átlagértéke 1,5%-ra tehető. A 4501/2016. MEKH határozat 2017. október 1-jére vonatkozó rendelkezései alapján a mérésen alapuló gáznapon belüli profil az egyedi fogyasztók adatai alapján meghatározandó. Emellett a határozat célja az adatfeldolgozási idő csökkentése.

Emellett lehetőség van elosztói rövid távú termékek kialakításá-ra is a Gáztörvény (GET) alapján, vagyis „…a földgázelosztó szabad kapacitásait … gázév napjára és a gáznapon belül a gáznap hátralé-vő részére vonatkozóan, egész órában meghatározott időtartamok-ra ajánlja fel lekötésre.”

Farkas Zoltánné kitért a fogyasztók felé történő elszámolás alapját szolgáló mértékegység megváltozására is. Az egyetemes felhasználók, vagyis lakossági fogyasztók esetén a fűtőérték alapú Ft/MJ, a nem egyetemes felhasználók felé az égéshő alapú Ft/kWh

Kitárolás Elérhető kitárolási kapacitás Töltöttségi szint

Eladott firm

kapacitás

0%

10%

20%

30%

40%

50%

-20

-10

0

10

20

Millió m3

30

40

50

60

2016

.10.16

.

2016

.10.01

.

2016

.10.31

.

2016

.11.15

.

2016

.11.30

.

2016

.12.15

.

2016

.12.30

.

2017

.01.14

.

2017

.01.29

.

2017

.02.13

.

2017

.02.28

.

2017

.03.15

.

2.ábra. Tárolási kapacitás és töltöttségi szint


58



mértékegység alkalmazandó. Az utóbbi kötelező a szállítói és elosz-tói rendszerre, de a szabad piacra nem. Végül a rövid távú termékek kiinduló árának meghatározásáról volt szó, amelyből kiemelendő, hogy az éven belüli, nem megszakítható kapacitástermékek kiindu-ló árának számítása szezonális faktorok alkalmazásával lehetséges. Ezen faktorokat az eddig használatos kapacitás alapján történő szá-mítások helyett az áramlások alapján kell meghatározni.

Dabóczi Tamás, az FGSZ Zrt. elszámolás vezetője a Balancing NC I. (BNC) modelljével kapcsolatos, szállítói szempontból szer-zett tapasztalatait osztotta meg a jelenlévőkkel. Első körben egy rövid visszatekintést tett a szabályozásban történt változásokról. Balancing, vagyis egyensúlytartási zónaként a nemzeti szabályozó hatóság egy, az adatszolgáltatási modellek valamelyikét alkalmazó területről határoz. A BNC három lehetséges gázforgalmi adatszol-gáltatási modellt határoz meg, amelynek alapesete, hogy a napi méréssel nem rendelkező kiadási pontokra vonatkozó adatok az előző napi és a napon belül előre jelzett adatokat tartalmazzák. Ezen szabályozási forma bevezetése sok tennivalót vont maga után, többek között jogszabályok és szerződések módosítását. Az átmeneti intézkedések bevezetése és a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal, valamint a gázpiaci szereplők közötti egyeztetés után 2017. április 1-jétől MEKH határozat pontosította a helyzetet. A hivatal az 1. számú adatmodell bevezetését írta elő az-zal, hogy adott napon belül két alkalommal a rendszerhasználók a gáznapon belül eltelt időszakra vonatkozó allokált adatokról, ezáltal egyensúlyukról információt kapnak a szállítási rendszer-üzemelte-tőtől. Azóta egy hónap elszámolása már megtörtént, de Dabóczi Tamás szerint a módszer alkalmazásából eredő előnyök és hátrá-nyok értékelése során még túl korai lenne messzemenő következ-tetéseket levonni. A kismértékű korrekciók között szerepel többek között, hogy az „áreltérítés” a kiegyensúlyozó gáz napi elszámoló árát változtatja, amely ösztönző eszköz a rendszerhasználó egyen-súlyi pozíciójának megtartására. A rendelet szerint egyensúlyozás szempontjából a gáznapot követő allokációt végleges allokációnak kell tekinteni, amelynek következménye, hogy a gázhavi korrekci-ós elszámolás a rendszerhasználó egyensúlyi pozícióját már nem befolyásolhatja. Ezzel szemben a korrekciós elszámolásból eredő mennyiségi változásokat a szállítási rendszer-üzemeltető saját gáz-készletével szemben kell elszámolni a kiegyensúlyozó gáz napi át-lagárán. A korrekciós gázmennyiség átlagáron történő elszámolása új kockázatot jelent a rendszerhasználók számára (és persze a szál-lítási rendszer-üzemeltető számára is), mert a rendszerhasználó egyensúlyi pozíciójától függően például a rendszerben maradt több-let gázmennyiség elszámolása veszteséggel (vagy nyereséggel) jár az eladó számára. Emellett a napi, kiegyensúlyozás szempontjából végleges allokáció fontos, mert ezen adatok alapján történik szük-

ség esetén a nominálás eltérési és kiegyensúlyozási pótdíj meg-határozása is. Végül az előadó kitért az elszámolás nehézségeire, miszerint a mérőeszközök hibáját csökkentő ultrahangos műszerek alkalmazását szorgalmazzák, mert a korrigált mérési hibák veszte-séget okoztak. A hallgatóközönség kérdései alapján szóba került a „CAPEX probléma”, miszerint a bevételből a fenntartásra és a fej-lesztésre felhasznált összeg növelése nem lehet indok a tarifák nö-velésére. A szolgáltatások minőségének növeléséhez szükséges az informatikai rendszer folyamatos karbantartása és fejlesztése, amit elsősorban a nagy mennyiségű távszolgáltatott adat feldolgozása tesz szükségessé. Ezek a beruházások csak abban az esetben fog-nak megvalósulni, amennyiben azok megtérülése biztosított, vagy-is a beruházások költsége nagy valószínűséggel meg fog jelenni a tarifákban is.

A második nap utolsó előadója Sárosdi György, a Global NRG Zrt. cégvezetője volt. Az előadás történelmi áttekintéssel kezdődött, amely bemutatta, hogy a magyarországi vásárolt kapacitás fogalma milyen változásokon ment keresztül a 1995. évi HFH (hálózatfej-lesztési hozzájárulás) rendelet óta. Kezdetben a vásárolt kapacitás adott földrajzi ponton hozzáférést biztosított a befizető (gázigénylő − leendő felhasználó) részére a teljes együttműködő magyar föld-gázrendszerhez. Akkoriban a földgáz felhasználásának elterjedését szorgalmazták, hiszen olcsó volt és politikailag előnyös. A kormány határozta meg a vételi árat, amely nem volt elég a fejlesztésekre, így külső pénzforrásokat is be kellett vonni, ez volt a HFH. A szabad kereskedelem megjelenésével a „hátizsák elv” alakult ki, vagyis a felhasználó vagy a nevében eljáró kereskedő a vásárolt kapacitások alapján hozzáfért minden kapacitáslekötési ponthoz (szállítói entry, exit, elosztói) alanyi jogon. 2015-ben a Network Code on Capacity Allocation Mechanisms (CAM NC) megjelenésével több változás is bekövetkezett. A „hátizsák elv” eltűnt, a vásárolt kapacitások any-nyiban változtak, hogy csak az elosztói kapacitásokat kötötték a felhasználóhoz. Nincs kötelező lekötés, illetve a kereskedő a fo-gyasztóval kötött szerződés és felhatalmazás alapján köt le kapa-citásokat, nem pedig jogszabály kötelezi a lekötésre. Ezeken felül Sárosdi György kiemelte, hogy az elosztóknak ellenőrizniük kellene a kereskedő jogát arra, hogy leköthessen kapacitásokat a további jogi viták elkerülése érdekében. A Balancing NC I. modell (BNC) bevezetésével új fogalmak jelentek meg a fölgáz-kereskedelem területén. Az előadó egy fogalmi zavarra is felhívta a figyelmet, miszerint az allokálás a magyar gázkereskedelmi gyakorlatban fel-osztást, amíg az EU rendeletben az egyensúlytalanság mértékének megállapítását jelenti. Ennek az ütközésnek a kikerülésére vezet-ték be az „újra felosztás” fogalmát, ez azonban még így sem elég pontos. Továbbá említést tett az egyensúlytartásnál a pozitív és negatív ösztönzők mibenlétéről. Az egyensúly fenntartása napi ada-tok szolgáltatásának kötelezettségével a kereskedők felé megköny-nyíti a számítások és előrejelzések menetét. A rendelet a nominált napi mennyiségeken felüli-aluli vételezést „áreltérítéssel” bünteti, vagyis a vétel drágábban, míg az eladás csak olcsóbban történhet, mint a kialakult napi átlag egyensúlyozó ár. Sárosdi György szerint a kezdeményezés jól hangzik, de nem működik, hiszen a pontos nominálás előfeltétele a napon belüli és nap végi pontos mennyiségi adatszolgáltatás, ami még nem kielégítő pontosságú. A 20 m3/h méret felett lévő mérőeszközök által biztosított adatok alapján vég-zett órás újra felosztás pontosabb adatok biztosítására szolgál, de az előadó szerint ez az egyensúlytartás szempontjából nem jelent semmit, elszámolásra pedig nem alkalmas, hiszen az elszámolás

AdatszolgáltatásBeérkezési időpont

a rendszer-használóhoz

Adattartalom

Gáznapi első adatszolgáltatás gáznapon 14:00-ig

A gáznapra vonatkozó allo-káció óránkénti bontásban 06:00−12:00 közötti idő-szakra vonatkozóan.

Gáznapi második adatszolgáltatás gáznapon 18:00-ig

A gáznapra vonatkozó allo-káció óránkénti bontásban 06:00−16:00 közötti idő-szakra vonatkozóan.

1. táblázat. A gáznapi adatszolgáltatás rendje


59



csak joghatállyal járó – a mérésügyi törvény ál-tal szabályozott – mérés alapján végezhető. A 20 m3/h-nál kisebb mérőeszközök alapján tör-ténő egyensúlytartási adatszolgáltatás profilos, amelynek hibáját mérések alapján 8%-ban álla-pították meg az elosztók, míg régebben sokkal kisebb értéket (1% alatt) jósoltak. Végezetül összefoglalta, hogy az egyensúlyi adatszolgálta-tás nem szolgálhat elszámolás alapjául, és nem szabad az „újra felosztást” sem az elszámolás-sal összekeverni.

A 45 perces kerekasztal-beszélgetést (ame-lyet dr. Korényi Zoltán vezetett) 9 előre kiadott kérdés segítette, amelyek közül az első az el-osztók mérőeszközei felszerelésének menetére vonatkozott. Bali Gábor példával szemléltet-te a földgázpiaci körülmények megváltozását, miszerint a szerződéskötések korábban három napig tartottak, ahol minden szóba került a gáz árán kívül, hiszen azt a kormány határozta meg. Manapság órai szintű adatok segítségével történik a költségoptimalizálás. Ehhez szükségesek a mérőeszkö-zök, amelyek telepítése az elvártak szerint nagy számban törté-nik, bár a minőség esetenként nem megfelelő. Sárosdi György a méréstechnikai hátérre hívta fel a figyelmet. A villamos energia méréséhez egyértelmű mérőszámmal rendelkezünk, míg a földgáz tulajdonságainak számszerűsítése nehézkes folyamat. Az égéshő, fűtőérték stb. számításához különböző vonatkoztatási rendszerek használatosak, és a számértékeket az átváltás torzítja. Ezen prob-léma kiküszöbölésére szolgál a paraméterezéssel történő korrekció, amely után is kisebb-nagyobb eltérések tapasztalhatók a számítási módszer végeredménye és a ténylegesen mért adatok között. Az is problémát okozhat, hogy a piaci kereskedelem égéshő alapján, amíg a lakossági kereskedelem fűtőérték alapján történik. Közön-ségi hozzászólás alapján terelődött a beszélgetés az „okos” mérők alkalmazására, hiszen a korábban említett számítási problémák alapján kialakuló elszámolási nehézségek megoldhatók lennének. Ez a technológia alkalmas lenne a lakosság felé történő elszámo-lás automatizálására. A jelenlévők megegyeztek abban, hogy az „okos” rendszer kiépítése költséges, így annak elterjedésére még várni kell. Sárosdi György felvetette, hogy a távadat-szolgáltatás ne a mérő nagysága szerint történjen, hiszen így egy telephelyen történő felhasználás nem nyomon követhető az elvártak szerint. Amennyiben kisebb méretű mérőeszközöket is telepítenek, azok távadat-szolgáltatása nem kötelező. Az elosztók mégis ebbe az irányba indultak el, ami véleménye szerint helytelen. Később a kö-zönség soraiból érkezett a kérdés: „Vizsgálták-e már az országba érkező földgáz tömegmérlegét?” Sárosdi György válasza alapján ez egy igen kritikus kérdés, amellyel a szakemberek sokat foglalkoz-nak, így több vizsgálat és beszámoló is készült róla. Az időbeliség mégis óriási problémát jelent, hiszen az országba érkező földgáz minősége változó. Végül a résztvevők arra a kérdésre kerestek vá-laszt, hogy a fogyasztók hogyan fognak az órás adatszolgáltatásból származó adatokból információhoz jutni. Bali Gábor szerint a fo-gyasztók már hozzáférhetnek fogyasztási adataikhoz az interneten keresztül, de azok feldolgozása és a fogyasztó részére való megjele-nés között nagyobb időbeli eltérés tapasztalható. „Kinek is jó, hogy az adataihoz hozzáfér?” A felhasználó részére a lényeget az foglalja

magában, hogy a gázköltség a teljes költség mekkora hányadát teszi ki. Amennyiben az nem számottevő, akkor a minőség lesz a fontosabb. Véleménye szerint ez a magatartás teljesen elfogadható a vállalatok esetén. Az órás adatszolgáltatás a kereskedő számára fontos, hiszen a jobb minőségű szolgáltatás hatékonyabb kereske-dést eredményez, vagyis megtakarítások érhetőek el. A közönség soraiból érkezett a következő gyakorlati példa, amelyre már koráb-ban utaltunk, vagyis a kisebb mérőeszközök profilos számítása által kapott érték, a gyakorlatban elfogadott allokálás eredménye nagy-ban eltérhet a ténylegesen mérhető adatoktól. Kriston Ákos szerint ez azt eredményezi, hogy a kereskedők nem lehetnek tisztában az órás igények változásával, ami a tárolók terhelésének váratlan és kiugró változásaival járhat. Amennyiben pontosabb igények áll-nának rendelkezésre, akkor a tárolók kihasználtságának elosztása egyenletesebb lehetne. Sárosdi György szerint jelenleg nem létezik a piacon olyan likvid termék, amelynek segítségével a kereskedők által igényelt kapacitás rugalmasan változtatható lenne. Ennek el-lenére ez pozitívum is, hiszen ebben az esetben a tárolóban min-dig rendelkezésre fog állni megfelelő mennyiségű földgáz, illetve tartalék is, hiszen csak így lehetséges az igények váratlan válto-zásának kielégítése. A kerekasztal-beszélgetés utolsó kérdése az ügyfélelvárások és szolgáltatási igények jelen helyzetére irányult. Bali Gábor röviden és tömören fogalmazta meg, hogy a fogyasz-tók számára az „olcsó, biztos, komplex” szolgáltatások felelnének meg, de az elvárások teljesítése sokszor lehetetlen. Sárosdi György szerint a fogyasztókkal azt lenne szükséges megérteni, hogy minél egyszerűbb elszámolási formát választanak, annál nagyobb össze-get kell fizetniük. A komplex számítási módszerek, vagyis az órás adatszolgáltatás alapján történő költségoptimalizáció mindig ked-vezőbb számokat fog eredményezni.

Hivatkozás[1] Kotek Péter–Selei Adrienn–Takácsné Tóth Borbála: Az Észa-

ki Áramlat-2 gázvezeték megépítésének hatása a gázárakra és a versenyre in: Verseny és Szabályozás 2016, szerkesztette: Valentiny Pál, Kiss Ferenc László, Nagy Csongor István, letölthe-tő: http://econ.core.hu/file/download/vesz2016/aramlat.pdf

Az

IIR M

agya

rors

zágt

ól k

apot

t fe

lvét

el


60



E számunk szerzői: E számunk lektorai:

Aszódi Attila dr.egyetemi tanár BMEa Paksi Atomerőmű kapacitásának fenntartásáért felelős államtitká[email protected]

Buzea Klaudiaműszaki-gazdasági elemző Magyar Energetikai és Közműszabályozási [email protected]

Hugyecz Attila dr.főosztályvezetőa Paksi Atomerőmű kapacitásának fenntartásáért felelős államtitkársá[email protected]

Makai Zoltánny. műszaki igazgatóNagyváradi Áramszolgáltató Vá[email protected]

Stróbl Alajos dr.főmérnök Pyöry Erőterv [email protected]

Tihanyi László dr.professzor emeritus Miskolci Egyetem [email protected]

Szunyog István dr.egyetemi docens Miskolci [email protected]

Zsuga János dr.termelési és műszaki vezérigazgató-helyettesMVM Zrt., [email protected]

Beöthy Ákoskutató munkatársRegionális Energiagazdálkodási Kutatókö[email protected]

Civin Vilmosokl. vegyészmérnök [email protected]

Gerse Károly dr.c. egyetemi tanárBudapesti Műszaki [email protected]

Holoda Attilaügyvezető igazgatóAurora Energy [email protected]

Wanek Ferencny. egyetemi adjunktusSapientia, Erdélyi Magyar Tudomá[email protected]

e-met.hu

MAGY ARmagyarenergetika.hu/wp-content/uploads/me/ME_2017-5-6.pdf · melnek a világon. Az 1....

Documents

Transcript of MAGY ARmagyarenergetika.hu/wp-content/uploads/me/ME_2017-5-6.pdf · melnek a világon. Az 1....