ENERGIATERMELÉS, -ÁTALAKÍTÁS, -SZÁLLÍTÁS ÉS -SZOLGÁLTATÁS 2.5 1.3
A szabályozási és kiegyenlítési villamos energia piaca Európában Tárgyszavak: villamosenergia-ellátás; szabályozás; kiegyenlítés; elszámolás; mérlegkörök; energiapiac.
A szabályozási és tartalék teljesítmény piaci beszerzése a villamosenergia-ellátás liberalizálási folyamatában sok országban egyre nagyobb érdeklődést vált ki. Az Európai Unió több tagországában különféle megoldások alakultak ki a szabályozási teljesítmény piacának szervezetére. Az egyes nagy hálózatüzemeltető társaságok (az ún. átvételi hálózatokat üzemeltetők, az ÁHÜ-k) Németországban például 2001-ben megalkották azokat a „kiírási” rendszerüket, amelyek segítségével megkülönböztetés nélkül beszerezhetik a szükséges szabályozási és tartalék villamos teljesítményeket hálózatuk üzemeltetéséhez. Az Európában kialakult piaci rendszerek összehasonlítása előtt ki kell emelni néhány fontos fogalmat. Meg kell például különböztetni egymástól a szabályozási és a kiegyenlítési villamos energia fogalmát. Mivel a villamos energia nagyobb mennyiségben gazdaságosan nem tárolható, ezért megfelelő szabályozással gondoskodni kell arról, hogy minden időpillanatban megfelelő egyensúly álljon elő a betáplálás (termelés) és az elvétel (fogyasztás) között. Az együttműködő villamosenergia-rendszerben az európai UCTE-ben háromfokozatú szabályozási folyamatot alakítottak ki (1. ábra). A termelés és a fogyasztás megbomlása – pl. egy erőmű kiesése – az előírt frekvencia (50 Hz) megváltozásához vezet. Ezt a megváltozást először tompítja a frekvenciától függő terhelések önszabályozó hatása, és korlátozza az azonnal beinduló primer szabályozás. Ez a szabályozás az egész UCTEben a működő erőművi egységben rendelkezésre áll. Ennek a szabályozásnak az aktivizálása után marad egy ún. kvázistacioner frekvenciaeltérés, amelynek eltüntetésére (korrigálására) és az aktivált primer szabályozás felszabadítására szolgál a szintén automatikusan üzembe lépő szekunder szabályozás. Az UCTE jelenlegi alapelvei szerint e szabályozás rendelkezésre állásához minden szabályozási zónában vannak erőművi egységek. A harmadik lépésben – a tercier szabályozásban – további tartalék teljesítőképessége 1
ket mobilizálnak, hogy az igénybe vett primer és szekunder tartalékokat ismét felszabadítsák. Ennek a perces tartaléknak is nevezett kapacitásnak a rendelkezésre állását nem kötik egy szabályozási zónához, és már a múltban is ezt cserével igénybe lehetett venni. teljesítmény
Pkell
Pprimer
Pszekunder
Pperces
frekvencia- és teljesítményszabályozás kiegyenlítő energia t0
t0+ 6 s
t0+ 30 s
t0+ 120 s
t0+ 15 min
1. ábra A szabályozási folyamat ideális lefutása Ez a fizikai szabályozási mechanizmus átfogja az egész együttműködő villamosenergia-rendszert: az UCTE-t és az ahhoz tartozó szabályozási zónákat. A „piacon” a szabályozási energia rendelkezésre állását egyedüli igénylőként az illetékes mérlegkoordinátor, rendszerirányító (ill. ÁHÜ) kéri. Jelenleg a szabályozási energiánál az ÁHÜ-k, ill. a konszernekben összefogott erőművek gyakorlatilag kínálati monopóliummal rendelkeznek az egyes szabályozási zónákban, hiszen a kisebb cégeknek általában nincs elegendő szabályozható erőművi teljesítőképességük. Itt kell szakszerűen lehatárolni a szabályozási energia beszerzési piacától az ún. kiegyenlítési energia elszámolásának részpiacát (2. ábra). Kiegyenlítési energia alatt azt az energiamennyiséget értik, amelyet a mérlegkoordinátor (ÁHÜ) azért számol el, hogy a mérlegekért felelős piaci résztvevők szállítási és vásárlási programjai közötti eltéréseket értékelje. Itt az ÁHÜ az egyedüli kínálója a kiegyenlítési energiának a mérlegekért felelős kereskedők (az ún. mérlegkörfelelősök, MKF-ek) részére. Az MKF-ek berendezkedhetnek arra, hogy a prognosztizálható, egyedi eltéréseket rövid távon a napi piacon való kereskedéssel mérsékeljék. A minimálásra ugyan lehetőség van, de gyakorlatilag elkerülhetetlen, hogy az egyensúlyt az ÁHÜ-ktől vett kiegyenlítési energi 2
ával állítsák be. A kereskedőkhöz tartozó mérlegkörökben időnként jelentkeznek pozitív vagy negatív mérlegeltérések. Az egyes mérlegkörökre vonatkozó kiegyenlítési energiák kölcsönösen kompenzálhatják egymást, ezért a szabályozási energia az egész rendszerben sokkal kisebb, mint a kiegyenlítési. Így az elszámolási piacon forgalmazott mennyiség sokszorosa lehet a szabályozási energia beszerzési piacán jelentkezőnek.
beszerzési piac
elszámolási piac mérlegkoordinátor
felajánló
szabályozási energia
kiegyenlítő vagy mérlegenergia
mérlegfelelős
mérlegszolgálat mérlegszabályozás
mérlegelszámolás
2. ábra A szabályozási és a kiegyenlítési energia elválasztása Az ún. napi – egy napon belüli – piacok megtalálhatók Svédországban vagy Spanyolországban, de például Németországban eddig a MKF-eknek nem volt lehetőségük ilyen rövid távú kereskedésre. A legújabb szövetségi megállapodás (VV II+∗) alapján azonban két német ÁHÜ kísérletképpen bevezethette a három pótlólagos kereskedési időszakot az előző napi 14:30 után. Az európai megoldásokat hét nyugat- és észak-európai ország példájával lehet bemutatni. Ausztria és Németország kivételével minden országos villamosenergiaellátásban csak egy zóna van (1. táblázat). Minden zónához tartozik egy rendszerirányító, egy ÁHÜ. Ausztriában három, Németországban hat szabályozási zóna van. A szabályozási energia piaca a rendszerirányító piaca, amelyen ő az egyedüli vevő.
∗
3
VV II+ = Verbändevereinbarung II plus, a második, javított német szövetségi megállapodás
1. táblázat Az átvételi hálózatot üzemeltető (ÁHÜ) rendszerirányítók Svédország
Svenska Krafznät
Norvégia
Statnett
Nagy-Britannia National Grid Company (NGC) Spanyolország Red Eléctrica de Espaňa (REE) Ausztria
Verbund APG, TIWAG, VKW
Hollandia
TenneT
Németország
BEWAG, RWE Net, E.ON Netz, EnBW Transportnetze, HEW, VEAG
A szabályozási villamos energia piaca Minden villamosenergia-rendszerben alapvető jelentősége van a primer szabályozásnak, ami általában minden termelőegységre kötelező egy meghatározott teljesítőképesség felett. Ennek megfelelően erre nem is készítenek kiírásokat. Csak Svédországban van a primer szabályozási teljesítményre heti kiírási mechanizmus. Németországban a két legnagyobb ÁHÜ, az RWE Net AG és az E.ON Netz GmbH hat hónapra vonatkozó kiírási ciklusokat választott. A primer szabályozás erőművekben jelentkező költségei lényegében teljesítményköltségek. Automatikusan működő szekunder szabályozás – mint pl. Németországban – nincs minden rendszerben. A NORDEL-rendszerhez tartozó Norvégiában és Svédországban például kézi beavatkozással aktiválják a másodlagos szabályozást („secondary regulation”), amely inkább a német „perces” tartalék fogalmához áll közel. Mindezt a gyorsan indítható és szabályozható vízerőművek teszik lehetővé. Angliában és Walesben a szekunder szabályozási teljesítmény minden termelőre kötelező. Spanyolországban naponta kiírják a szekunder szabályozást. A rendszerirányító (REE = Red Eléctrica de Espaňa) a napi piac végén nyilvánosságra hozza a következő napra vonatkozó igényét a szekunder szabályozási teljesítményre, és megnyit egy ajánlati időszakot. A termelők önkéntes alapon ajánlatokat tesznek pozitív és negatív irányban megfelelő teljesítménydíjakkal (TD). Az árak alapján a rendszerirányító sorrendet állapít meg az ajánlattevők között, hogy az igényét a legkisebb költséggel elégíthesse ki. A sorrend szerint legkedvezőbbnek fizet. Tényleges igénybevétel esetén elszámolják az energiadíjat (ED) is a tercier szabályozás piacán kialakult maximális áron. Ausztriában a szekunder szabályozási energia kiírásához új alapelvet alkottak. A múltban megszokotthoz hasonlóan az egykor vertikálisan integrált ÁHÜ-k erőműveit veszik igénybe a frekvencia és teljesítmény szabályozásához. A szabályozás tehát nem változik. A hetenként (hétfőtől vasárnapig) szállított szekunder szabályozási energiát – a pozitív és negatív szabályozási 4
irány szerint elkülönítve – összegezik (3. ábra), majd a következő hétre (szerdától keddig) kompenzációs programot állítanak össze sávos szállítással. Itt tehát természetes cseréről van szó. A pozitív szabályozási energiát (a szabályozó erőművek többlet beszállítását) a munkanapokon reggel 8-tól este 8-ig teljes egészében szállítani kell. A negatív szabályozási energiánál a szivattyúzási munkához tekintetbe vesznek egy 0,5-ös tényezőt, és ezt egy héten át állandóan szállítani kell. A legjobb ajánlattevő az egész mennyiségre (nem a részmennyiségekre) felárat kap, és negatív szabályozási irány esetén energiát szállít a szekunder szabályozásért felelős ÁHÜ-nek. A szekunder szabályozás pénzügyi értékelésére csak a következő héten kerül sor – a kompenzációs program kiírásával.
P P
Sze Cs P Szo V H K munkanapokon: 8:00 – 20:00
t Hétfő
Vasárnap
P
visszaadás 0,5-ös tényezővel
pozitív szabályozási energia negatív szabályozási energia
Sze Cs P Szo V H K minden nap: 0:00 – 24:00
3. ábra A szekunder szabályozási energia kompenzációja Ausztriában Hollandiában az ottani ÁHÜ (TenneT) hosszú távon szerződik a nagy termelő társaságokkal ± 250 MW szekunder szabályozási teljesítmény biztosítására. A leszerződött teljesítményt kötelező naponta felkínálni. Ezen felül a többi piaci szereplő is tehet naponta ajánlatokat. (minimum 5 MW-ot, maximum 100 MW-ot). A napi ajánlatokat az energiadíjjal (EUR/MWh) az előző nap 13:00-ig megküldik a TenneT-nek. Az ajánlati árat 16:00-tól két órával a szállítás előttig módosíthatják. Az ajánlatokból előnysorrend („merit order”) alapján választanak. A legnagyobb piaci lehetőségek a tercier szabályozásnál vannak. Ezt kézzel aktiválják, ezért a szállítóknak nem kell a szabályozási körhöz illeszkedniük. Ez lényegében megfelel egy menetrend szerinti szállításnak. A szükséges teljesítményt minden rendszerben kiírják a megfelelő minőségek, időosztások, felhasználási követelmények alapján. A kiírások egy része általános, másik része a piacra vonatkozik (2. táblázat). A kiírás általában rövid táv 5
ra vonatkozik, és az időszakaszok nagyon eltérőek lehetnek: negyedórás (Hollandia), félórás (Anglia és Wales), órás (Spanyolország, Skandinávia) és többórás (Németország, Ausztria). A rövid időszak miatt minden rendszerben elektronikus kereskedelmi platformokat fejlesztettek ki „szabványosított” termékekkel. Gyakran igazodik az időterv ebben a kereskedésben az azonnali (spot) piacokhoz. 2. táblázat A szabályozási minőségek (általában és a piacon) Svédország Norvégia
Nagy-Britannia
Automata: Kézi: Automata: Kézi:
Spanyolország
Automata: Kézi: Automata:
Ausztria
Kézi: Automata:
Hollandia
Kézi: Automata:
Németország
Kézi: Automata: Kézi:
primer szabályozás (vízerőművekkel, heti kiírások, órás ajánlatok) szekunder szabályozás (ajánlatok legkésőbb 30 perccel a szállítás előtt) frekvenciatartás (kötelező minden >50 MW vízerőműre), szerződés szekunder szabályozás (ajánlatok legkésőbb 3 órával a szállítás előtt) operatív tartalékok (szükségtartalékok) primer, szekunder, nagyfrekvenciás szabályozás (kötelező) szükség-, szabályozási (napi), álló (évi), és forgó tartalékok (havi) primer szabályozás (kötelező) szekunder szabályozás (önkéntes, díjazott) tercier szabályozás (kötelező, díjazott), eltérésirányítás (önkéntes, díjazott) primer szabályozás (kötelező minden >5 MW erőműre) szekunder szabályozás perces tartalékok (kiegyenlítő energia), nem tervezett csere primer szabályozás (kötelező minden >5 MW erőműre) szekunder szabályozás (évi/napi részleges előretartás) tercier tartalék (évi/napi részleges előretartás) szükségtartalékok primer szabályozás szekunder szabályozás perces tartalékok
Az időbeni kapcsolódás a spotpiachoz azt is jelenti, hogy sok rendszerben csak az energiadíjra korlátozódnak, mivel a rövid távú kínálati adatokban nem kell eladható teljesítményt jelezni. Így csak a felesleget kínálhatják, ami nyilván nem elég ösztönző a potenciális kínálók részére. Norvégiában például ezért a szabályozási teljesítmény kevésnek bizonyult. Opciós ár fizetésével hosszabb távra kellett erőművi kapacitások rendelkezésre állását biztosítani a tercier szabályozáshoz. Hasonló intézkedések következtében jöttek létre Ausztriában például az ún. „piaccsinálók”, akik a mérlegkoordinátornak megfelelő teljesítményáron háromhavi lekötésre 25 MW-os blokkokat kínálnak. Az ÁHÜ az ajánlatokból választ, majd szerződést köt. A tercier szabályozáshoz a legtöbb rendszerben a kínálati teljesítmény 10-25 MW között van, a lehívási idő pedig 10–15 perc. Kivétel az angol NETAmodell (New Electricity Trading Arrangements), amely a szerződött és a ténylegesen igénybe vett piaci pozíciók eltéréseinek kiegyenlítését szolgálja. Ehhez szolgálnak a szabályozó, az ún. BM-egységek (balancing mechanism units), amelyek a rendszerirányító rendelkezésére állnak, és amelyeket három és fél órával az igénybevétel előtt megfelelő menetrenddel lehet ellátni. A 6
NETA kezeli a rövid ideig fellépő hálózati problémákat is. Skandináviában is igénybe veszik a tercier szabályozási teljesítmények kínálatainál a hálózat szűk kapacitásaira vonatkozó irányítást (NEM = Netzengpassmanagement). A tercier szabályozás ajánlati struktúrája a vizsgált hét országban ilyen szempontok alapján összehasonlítható (3. táblázat). 3. táblázat Az ajánlati szerkezet a tercier szabályozási energiára (TD = teljesítménydíj; ED = energiadíj; 9: van, x: nincs) Árképzés Svédország
ED (SEK/MWh)
Norvégia
ED (NOK/MWh) + opciós ár ED (GBP/MWh) (menetrendi) ED (EUR/MWh) ED (EUR/MWh) APG*: TD ED (EUR/MWh) + opciós ár RWE TD/ED E.ON TD/ED
Nagy-Britannia Spanyolország Ausztria Hollandia Németország
Lehívási határ 10 MW (max. 500 MW) 25 MW – (menertend) – 10–20/50 MW több 25–50 MW 5 MW (max. 10 MW) 30 MW 100 MW
Lehívási idő 10 min
Zónaátlépés 9
Hálózat szerint 9
15 min
9
9
menetrend szerint 15 min 10 min
x
9 x x
15 min
9 9 x 9
9
15 min 15 min
9 9
x x
* APG = Austrian Power Grid
Az ajánlatok kiválasztásánál a legtöbb országban az előnysorrend módszerét használják. Előlegként opciós árakat vagy teljesítménydíjat (TD) fizetnek, a ténylegesen igénybe vett energiát pedig energiadíjjal (ED) számolják el. Itt kétféle ármodellt használnak: a legnagyobb áras rendszert és az ún. „számla szerinti fizetés” (pay as bid) modellt (4. táblázat). A kiegyenlítési energia elszámolása Ismerve a Németországban kialakult helyzetet – a vertikálisan integrált nagy szövetségi társaságokat a hozzájuk tartozó ÁHÜ-kel és rendszerirányítóval – fel kell hívni a figyelmet arra, hogy a skandináv ÁHÜ-k tökéletesen elkülönített, állami irányítás alatt levő cégek, akiknek nincs sem termelési, sem értékesítési érdekeltségük. Norvégiában minden cég, amely végső felhasználónak szállít, önmagában mérlegfelelős. Svédországban és Finnországban ezzel szemben a jelenlegi szabályozás hasonlít a némethez, tehát megfelelő mérlegkörök, ill. almérlegkörök is vannak.
7
4. táblázat Az elszámolási rendszerek a szabályozási energiára Előleg
Fizetés
–
legnagyobb ár
opciós ár
legnagyobb ár
Nagy-Britannia
–
számla
Spanyolország
–
legnagyobb ár
Ausztria
TD a „piaccsinálóknak” (számla)
számla
Hollandia
opciós ár
legnagyobb ár
RWE
opciós ár
számla
E.ON
opciós ár
legnagyobb ár
Svédország Norvégia
Németország
A kereskedelmi üzleteket a skandináv országokban az ún. NordPool azonnali, spot piacán bonyolítják le az előző nap 12:00-ig. Ez a tőzsde az ún. „day ahead market”. Svédország és Finnország között a napi menetrendkereskedésre van egy tőzsde (Elbas, EL-EX), ahol az előző nap 15:00-tól a szállítás megkezdése előtti két óráig folyamatosan lehet üzletet kötni („hour ahead market”). Folyamatosan lehetőség van kétoldalú, hagyományos (nem tőzsdei) menetrend-kereskedésre is (4. ábra).
szállítás előtti nap
szállítás napja
szállítás órája
szállítás utáni nap
12:00 15:00
12:00
tőzsde napi NordPool
tőzsde azonnali (órás) Elbas(EL-EX)
menetrendváltozások,
mérlegkiegyenlítés az átviteli hálózaton
mérlegelszámolás
bilaterális üzletekkel
4. ábra A kereskedelmi üzletek időbeni lefolyása Svédországban és Finnországban A szabályozási energia felhasználásából eredő költségeket „ex-post” kiszámítják, és a hálózatot használókkal elszámolják. A kiegyenlítési energia 8
elszámolásának modelljeit is össze lehet hasonlítani (5. táblázat). A kiegyenlítési energia számlázásakor az egyes hálózathasználók programeltéréseit általában egyénileg számolják el. Németországban átvették a skandináv mérlegfelelősi modellt. Ausztriában és Hollandiában is bevezették a mérlegcsoportos rendszert. Angliában és Walesben individualizálták a szabályozási energia felhasználásának költségeit az egy mérési ponthoz rendelt vevőkre, és a kiegyenlítési energia elszámolása a szabályozási energia piacát követi. Néhány rendszerben eltér a kiegyenlítési energia ára a piaci ártól. Hollandiában például a piaci árra egy ösztönző elemet raknak. Ez pönáléként tekinthető a menetrendtől való eltérésre. Hetente elszámolják ezt, és ezzel ösztönzik az előre jelzett igények pontosítását. 5. táblázat Az elszámolási rendszerek a szabályozási energiára (9: van, x: nincs)
Svédország Norvégia Nagy-Britannia Spanyolország Ausztria Hollandia Németország
RWE EON
Mérlegkör 9 9 x x 9 9 9 9
Költségviselés egyedi (mérlegkörfelelős) egyedi (mérlegkörfelelős) egyedi (mérlegkészítő blokk) szocializált egyedi (mérlegcsoport) egyedi (mérlegkörfelelős) egyedi egyedi
Piaci csatlakozás 9 9 x x x x x x
Svédországban és Finnországban is egy bizonyos árkülönbözetet vesznek figyelembe a spotpiaci árakhoz képest (5. ábra). A pozitív és a negatív kiegyenlítési energiára (több vagy kevesebb betáplálásra) vonatkozó különbözetek ösztönöznek mind a beszerzési piac igénybevételére, mind a mérlegek lehető legjobb kiegyenlítésére. Spanyolországban nincs egyéni elszámolás. Minden frekvenciatartással és szabályozási energiával összekapcsolt költséget „szocializáltak”, és beépítették a hálózathasználati díjba. Németországban figyelembe vesznek egy szűk tűrési sávot is, amelyen belül természetes kiegyenlítésre van lehetőség (két tarifaidő szerint). Egyébként a mérlegeltéréseket – a többlet vagy kevesebb betáplálásokat – közvetlenül elszámolják. Minden német ÁHÜ nyilvánosságra hozza árait a kiegyenlítési energiára (6. táblázat). Ezek ún. prohibitív (védő) árak, amelyekkel a szabályozási energia beszerzésének költségét igyekeznek fedezni. Jelentős árkülönbségek vannak ezért a napi vagy a havi teljesítménydíjak, ill. a vételi vagy eladási energiadíjak között.
9
mindenkoriárkülönbözet árkülönbözetaz az ++aamindenkori azonnali, a spotpiaci árakhoz képest azonnali, a spotpiaci árakhoz képest
pozitív ár
vétel
pozitív perces tartalék felhasználásakor
negatív ár
eladás
(kisebb betáplálás) (több betáplálás)
negatív perces tartalék felhasznáfelhasználásakor
pozitív ár
negatív ár
vétel
eladás
(kisebb betáplálás) (több betáplálás)
pozitív ár pozitív ár
negatív ár negatív ár
vétel
eladás
(kisebb betáplálás) (több betáplálás)
vétel
eladás
(kisebb betáplálás) (több betáplálás)
5. ábra A kiegyenlítő energia elszámolása Svédországban és Finnországban 6. táblázat A kiegyenlítő energia árai négy német ÁHÜ-nél RWE
N-TD 4,00 DEM/kW; max. H-TD 30,00 DEM/kW; ED vétel 6 Pfg/kWh; eladás 1,5 Pfg/kWh
E.ON
N-TD 4,00 DEM/kW; max. H-TD 25,00 DEM/kW; ED vétel 6,5/4 Pfg/kWh; eladás 2/1/0,5 Pfg/kWh*
EnBW
N-TD 2,70 DEM/kW; max. H-TD 18,35 DEM/kW; ED vétel 6,6 Pfg/kWh; eladás 1,5 Pfg/kWh
HEW
N-TD 3,00 DEM/kW; max. H-TD 20,00 DEM/kW; ED vétel 10/6 Pfg/kWh; eladás 3/2 Pfg/kWh
N-TD = napi teljesítménydíj, H-TD = havi teljesítménydíj, ED = energiadíj * a törtjelekkel elválasztott különböző árak (itt 2/1/0,5 Pfg/kWh) az árak időszaki eltéréseit tükrözik
(Dr. Stróbl Alajos) Müller-Kirchenbauer, J.; Zenke, I.: Wettbewerbsmarkt für Regel- und Ausgleichenergie. = Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 51. k. 11. sz. 2001. p. 696–701. Müller, L.; Handschin, E.: Regelenergiemärkte in Europa und die Entwicklung in Deutschland. = Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 52. k. 3. sz. 2002. p. 152–157.
10
