GERSE KÁROLY VILLAMOSENERGIA-PIACOK

GERSE KÁROLY VILLAMOSENERGIA-PIACOK

Gerse Károly

Villamosenergia-piacok

Gerse Károly: Villamosenergia-piacok

Első kiadás Szerzői jog © Gerse Károly, 2014

Tartalomjegyzék

Előszó 1. Villamosenergia-szolgáltatás fejlődése 2. A szabályozás változása, a villamos energia piac megnyitása 3. A villamosenergia-rendszer üzemeltetése 3.1. Néhány jellemző 3.2. Források és kínálat egyensúlyának biztosítása 3.3. Operatív rendszer-szabályozás, rendszerszintű szolgáltatások 3.4. Távvezetékek átviteli képessége, átviteli hálózatok, határkeresztező összeköttetések. 3.5. Ellátásbiztonság, szolgáltatás kimaradás, jelentős zavar, válság 3.6. Nagy üzemzavarok 4. Piacok működésére vonatkozó szabályozás 4.1. Értékláncok, piacok, piaci szereplők 4.2. A piacnyitási elvárások, standard modell jellemzői 4.3. Hozzáférés a hálózatokhoz 4.4. Szétválasztás 4.5. Fogyasztók piacra lépése, közérdekű szolgáltatás, verseny a forrásokért, fogyasztókért 4.6. Ellátásbiztonság és piacnyitás 4.7. Állam szerepe, piacszabályozás 5. Közgazdasági alapok 5.1. Árelemek, költségszerkezet, határköltségek 5.2. Piacok működése, energia-, kapacitás piacok 5.3. Piaci árak manipulálhatósága, versenytorzítás 5.4. Kapacitás aukció 5.5. Befagyott költségek 5.6. Árszabályozás alapelvei 5.7. Rendszerhasználati díjelemek 5.8. Közüzemi, szociális tarifa 5.9. Magánbefektetői teszt 6. Energiakereskedelem 6.1. Termékek, áruk, piac típusok, piaci modellek 6.2. Energiapiacok működése 6.3. Fogyasztók beszerzése, profilos fogyasztás 6.4. Piacok átláthatósága 7. Kockázatok, kockázatkezelés 7.1. Piaci árak jellemzői, jövőbeli árak előrejelzése, kockáztatott érték 7.2. Kockázatkezelés 7.3. Villamos energia ügyletek kockázatkezelése 7.3.1. Határidős (fedezeti) ügyletek 7.3.2. Opciós ügyletek 7.3.3. Időjárás ügyletek 7.1. függelék 7.2. függelék 8. Kereskedelem nyilvántartása, követése, elszámolása 8.1. Mérlegkör, menetrendadás 8.2. Mérés, elszámolás 8.3. Okos mérés, okos hálózatok 9. Rendszerfejlesztés, erőművek létesítése, hálózatok bővítése 9.1. Szabályozás 9.2. Hazai helyzetkép, kilátások 9.3. Kiútkeresés 9.4. Erőműtípusok értékelése, van-e jó megoldás 9.5. Erőmű beruházások finanszírozása 9.6. Etikai szempontok 9.7. Átviteli hálózat fejlesztése

1

Oldalszám 3 5 23 39 39 43 53 71 77 85 93 93 94 98 104 108 111 113 117 117 123 149 159 161 164 167 171 175 179 179 192 201 206 211 211 220 223 226 234 240 244 246 251 251 255 266 277 277 282 287 296 306 310 312

10. Megújuló és kapcsolt villamosenergia-termelés 10.1. Megújuló villamosenergia-termelés 10.2. Kapcsolt villamosenergia-termelés

2

319 320 336

Előszó A mai hétköznapi élet elképzelhetetlen folyamatos, megfizethető energiaellátás nélkül, így az ellátás biztonsága, versenyképessége megkerülhetetlen. Az Európai Unión belül az energiaellátás liberalizált piacokon történik, és a vonatkozó jogszabályokat áttekintve úgy tűnik, hogy nincsenek kijelölt felelősök sem az ellátásbiztonságért, sem a versenyképességért. Ezeket a hatékonyan működő piacoknak kellene garantálni. Jelenleg elsősorban nemzeti, esetleg regionális piacok működnek, az egységes európai piac kialakulására a technikai és regulációs feltételek hiányában még várni kell. A piaci liberalizáció hátterében, az új típusú termelő berendezések (megújuló erőművek, mini-mikró erőművek), új technológiák (energiatárolók, villamos autók, okos mérés, okos rendszer elemei), modern információs rendszerek (mobil eszközök) megjelenése, a felügyelet és az ellenőrzés lehetőségeinek bővülése, valamint az aktívvá váló fogyasztók hatására, a villamos energetika környezete teljesen megváltozott és további változásban van. A megújuló energia források gyorsuló terjedése, az ezzel összefüggő mentalitásváltozás átformálja az egész energia szektort. Jelenleg még nem látszik, hogy milyen lesz a végső állapot. Több megfigyelő véleménye alapján egy nagyléptékű kísérlet részesei vagyunk, amely remélhetően sikerrel jár. A folyamatos változás ellenére a szektornak kifogástalanul, közmegelégedésre kell működni. A működés értelmezhető és biztosítandó:  Technikailag, hogy a biztonságos ellátáshoz, zavarok elhárításához szükséges berendezések, hálózatok, egyéb infrastruktúra, kezelőszemélyzet, engedélyek, energiahordozók és más feltételek folyamatosan rendelkezésre álljanak.  Közgazdaságilag, hogy egyrészt a berendezések üzemeltetői hozzájussanak a folyó működéshez és a berendezések állapotának megőrzéséhez szükséges kiadásaik fedezetéhez, tulajdonosaik befektetett tőkéjük méltányos hozamához, másrészt az előbbiek térítése − a fogyasztók számára − csak méltányos, megfizethető kiadást jelentsen.  Politikailag, hogy az energiaellátás a társadalom számára mind minőségét, mind költségeit tekintve elfogadható, fenntartható, a gazdaságpolitikai célok megvalósítását elősegítő legyen. A három szempont részben ellentétes követelményeket támaszt, egyik-másik előnyben részesítése működési zavarokat eredményezhet. Ezért a felelősöknek döntéseiknél a következményeket mérlegelve, mások tapasztalatait, a jó gyakorlatot figyelembe véve kell eljárniuk. A feltételrendszert bőséges műszaki, közgazdasági és jogi szabályozás határozza meg, amely a gyakorlati tapasztalatok − a kísérlet közbenső eredményei − alapján folyamatosan változik. Így a gyakorlott szereplőknek is folyamatos tanulásra van szüksége.

3

A szabályozás, beavatkozás egyre inkább kikerül nemzeti hatáskörből mivel, mint azt a Bizottság munkaanyaga1 megállapítja: a kiteljesedő, belső energia piacon egyetlen entitás sem tudja saját maga garantálni a továbbiakban a villamos energia rendszer biztonságát, következésképpen az állami hatóságok megfigyelő és ellátásbiztonságot biztosító szerepe fontosabbá válik, ugyanakkor az energiapiacok integrációja következtében az ellátásbiztonságot, beleértve a termelő kapacitások megfelelőségét, a továbbiakban nem lehet tisztán nemzeti alapon biztosítani. Jelen könyv célja, hogy az Energiapiacok tárgy hallgatói számára, az előadások kiegészítéseként, összefoglalja az alapvető kérdéseket. Az ismeretek egy része a folyamatos változások, fejlődés következtében elavulhat, így a szerző elsősorban a folyamatok, a gondolkodás bemutatására törekszik, de esetenként nem nélkülözheti az aktuális elemek leírását sem. Fontos, hogy a felhasználók elsősorban az elvárásokat, gondolkodásmódot sajátítsák el, és ennek birtokában mindig értékelni tudják a feladataik ellátásához rendelkezésre álló, aktuális lehetőségeket. A könyv összeállításához a szerző a megjelölt hivatkozások mellett számos más, saját közleményt, nem publikált dolgozatot is felhasznált, esetenként szöveghű átvételekkel, ezekre azonban külön nem hivatkozik. A rendszer fejlődésének, szabályozásának ismertetésénél csak az aktuális helyzet, folyamatok megértése szempontjából fontosabb részletek szerepelnek. Az ismertetés, terjedelmi okokból, helyenként más témaköröknél is vázlatosnak tűnhet, a bővebb kifejtésre az előadások keretében kerül sor.

1

Generation Adequacy in the internal electricity market – quidance on public interventions, Commission Staff Working Document, Brussels,5.11.2013, SWD(2013) 438 final

4

1. Villamosenergia-szolgáltatás fejlődése A villamos energia hazai felhasználása a Ganz és Társa Vasöntő és Gépgyárban, 1878-ban felgyulladó ívlámpákkal kezdődött. Az ország akkori területén, először, 1884-ben Temesvárott került üzembe áramfejlesztő telep, utcai közvilágítás ellátására. Ezzel megelőztük Párizst, Berlint, és csak két évvel maradtunk le NewYork-tól vagy Londontól. Az ország mai területén, 1888-ban, Mátészalkán kezdődött meg a közcélú ellátás, amely elsősorban világítási célokat szolgált. A szolgáltatás egyenárammal történt, a dinamókat gőzgépek, kisebb vízfolyásokra telepített vízturbinák hajtották [1.1]. A világítás mellett hamarosan megjelentek felhasználóként a villamos hajtású motorok, városi villamos vasutak is. A lakossági felhasználás növekedése a szénszálas izzólámpa szélesebb elterjedését követően kezdődött. Helyi érdekeltségű ellátás: Az ellátás szigetüzemben történt, az egyes erőtelepek az érdekeltségi körbe tartozó ipari fogyasztókat, településeket látták el energiával, esetenként hosszabb távvezetékeken keresztül. Kezdetben egyenáramú szolgáltatás történt, majd az 1900-as évektől a háromfázisú váltakozó áram vált uralkodóvá, de még az 1960-as évek elején is léteztek párhuzamosan kiépített, egyen és váltakozó áramú hálózatok. Erőtelepek, hálózatok létesítését kezdetben az általános építészeti, műszaki biztonsági előírások szabályozták. A technológia újszerű jellegére tekintettel a hazai iparnak állami kedvezményekben való részesítéséről szóló 1899. évi XLIX. Törvénycikk [1.2] állami kedvezményekben részesítette a villamosságot előállító ipartelepeknek azokat az üzemeit, melyek ipari célokra hajtóerőt szolgáltatnak. Az állami kedvezmény különféle adók, más közterhek alóli mentességet, az adminisztratív eljárások (például kisajátítás) elősegítését jelentette. A kedvezményeket a hazai ipar fejlesztéséről szóló 1907. évi III. és az annak hatályát meghosszabbító 1916. évi III. törvénycikkek [1.3-1.4] is fenntartották, ha azt a villamos energiával való ellátás és az energiagazdaság szempontjából jelentős gazdasági és fogyasztási érdek indokolttá tette. Az 1907 évi III. törvénycikk ugyanakkor a kedvezmény feltételeként szabta: „ha magukat a helyiség-bérletek és áramszolgáltatás árai tekintetében a kereskedelemügyi minister által megállapitott feltételeknek alávetik.” A világítás céljaira szolgáltatott áram nem volt kedvezményben részesíthető. Valószínűsíthető, hogy már ekkor is előfordulhatott villamosenergia lopás, ugyanis az 1907 évi III. törvénycikk rögzítette: „Az előállitott villamos áram és technikai czélokra értékesithető minden egyéb erő (energia) ugyanazon büntetőjogi védelem alá helyeztetik, mely az ingó dolgokra nézve fennáll. Ennek megfelelőleg az emlitett erők bármely módon való jogtalan eltulajdonitása, ugyszintén szándékos és jogtalan megrongálására, vagy megsemmisitése … az idegen ingó vagyon megrongálására, illetőleg a lopásra vonatkozó rendelkezések, … szerint büntetendő.” A kezdeti időszakban a befektetők között nagy verseny folyt a fogyasztók megnyerésére. Mint Stoft [1.5] ismerteti, Chicagóban például, 1887-1993 között, 24 erőtelep létesült, párhuzamos elosztó vezetékekkel. A fogyasztói költségek a verseny ellenére magasak voltak. Jellemző volt, hogy nem elektromosságot, hanem az izzólámpák felszerelését követően, a villanyvilágítást értékesítették. A helyzet a

5

közösségi ellenőrzés, árszabályozás bevezetését igényelte. Már ekkor megjelent: az áraknak a költségeken, plusz ésszerű profiton kell alapulni. Az intenzívebb hazai fejlődés az első világháború után kezdődött, az 1930-as évekre a villamosenergia-szolgáltatás önálló üzletággá vált. 1935-re az összes város (56 db), és a községek mintegy 30%-a (1020 db) volt villamosítva, de ez nem jelentette minden lakóépület ellátásba történő bekapcsolását. 1945-ig az ország 3197 közigazgatási helységéből 1255, vagyis csaknem 40% villamosítása történt meg [1.6]. A hálózatok hosszáról nincsenek megbízható adatok.

1.1. ábra Országos hálózat 1949 előtt Ebben az időszakban az ipari-, bányaerőművek és a budapesti erőművek mellett csak a nagyobb városokban (Például Debrecen, Békéscsaba, Kecskemét, Szeged, Sopron, Nyíregyháza, Székesfehérvár) létesültek városi hőerőművek, a kisebb városokban, nagyközségekben, környékbeli vízerőmű hiányában, stabil dízelmotorok biztosították az ellátást. Utóbbiak adták a vízerőművek tartalékát is. A korszak (1943) legnagyobb erőműve az 1914-től működő Kelenföldi (BSzEM2) Erőmű volt, 192700 LE (141,6 MW) névleges teljesítménnyel. A növekvő igények kielégítésére 1930-ban üzembe került a 80 MW névleges teljesítményű Bánhidai Erőmű, az 1940-es évek elején megkezdődött az ajkai és a mátravidéki (Lőrinci) erőmű építése. Ezek jelezték, hogy a kisebb, helyi erőműveket felváltják a nagyobb, fajlagosan kisebb beruházási költségű, olcsóbb tüzelőanyagot felhasználó erőművek. Országosnak tekinthető hálózatrész, 100 kV feszültségszinten a Bánhidai Erőműből Budapest és Horvátkimle irányába, a Budapest-Hegyeshalom villamosított vasútvonal, a környező áramszolgáltatok és Budapest ellátására létesült (1.1. ábra). E mellett 60 kV feszültségszinten voltak nagyobb távolságú összeköttetések. A fejlődésről összefoglaló ismertetés az irodalomban [1.7] található. Első villamos energia törvény: Magyarországon a helyzet 1931-re érett meg az iparág önálló szabályozására, amely az 1931. évi XVI. törvénycikk a villamos energia fejlesztéséről, vezetéséről és szolgáltatásáról [1.8] elfogadásával valósult meg. Általánosan elfogadott biztonsági szabályzat kidolgozására a Magyar Elektrotechnikai Egyesület kezdeményezésére már korábban sor került [1.9]. Az

2

Budapest Székesfőváros Elektromos Művei, az ELMŰ jogelődje, a főváros tulajdonában állt, integrált villamos társaság.

6

1931. évi XVI törvénycikk olyan, részben még ma is aktuális kérdéseket szabályozott3, mint: • Engedélyezés: ellenérték fejében való szolgáltatás céljára csak az fejleszthetett és vezethetett villamos energiát, akinek volt közhasználatú villamosmű (vállalat) létesítésére és fenntartására engedélye. Az engedélyezés kiterjedt az előmunkálatokra, építésre, üzembe helyezésre. Utóbbi csak műszaki felülvizsgálatot követően volt kiadható. Az engedélyokiratban fel kellett tüntetni az energiaszolgáltatás általános és részletes feltételeit, az árszabást4. • Egy adott terület ellátási joga versenytárgyalás alapján volt csak megszerezhető. • Kizárólagossági jog: az engedélyes beleegyezése nélkül egy adott terület ellátására további engedély nem volt kiadható. • A létesítést a vonatkozó, külön törvényeknek megfelelő feltételek teljesülése esetén, kisajátítás, vezetékjog, vízhasználati jog lehetősége segítette elő. • Az építés befejezését követően leszámolási műveletet kellett végrehajtani, a létesítmények tervszerűség, számszerűség szempontjából felülvizsgálhatók voltak. • Közhasználatú villamosmű műszaki vezetését csak az láthatta el, akinek előírt szakképzettsége volt. A működésről az előírt módon rendszeresen adatokat kellett szolgáltatni. • Villamosművek együttműködésére az érintettek kezdeményezése vagy (közérdekből történő) államigazgatási beavatkozás alapján volt mód. • Megváltás: A mű üzembe helyezésétől számított harminc év eltelte után az állam a közhasználatú villamosműnek a villamos energia távolsági vezetésére szolgáló berendezését, a község vagy a város a villamos energia elosztására szolgáló berendezéseknek a területén levő részét megválthatta. A megváltás tárgyául az említett berendezések az elhelyezésükre szolgáló ingatlanokkal és ingatlanon fennálló dologi jogokkal, valamint minden tartozékukkal együtt szolgáltak. Megváltás esetében a megváltott berendezésekért, ingatlanokért és azok tartozékaiért kártalanításul a megváltás tárgyának tényleges értékén felül annak az adóalapul bevallott tiszta jövedelem tőkésített értékének felét is meg kellett téríteni, amelyet az engedélyes a megváltás időpontjától a háramlás bekövetkeztéig elért volna. A tényleges érték megállapításánál a létesítésére felhasznált tőkének a használattal ki nem egyenlített részét, a tiszta jövedelem kiszámításánál a megváltást megelőző öt üzleti évben elért tiszta jövedelem átlagát kellett alapul venni. • Háramlás (kártalanítás): Az engedélyokirat eredeti, illetve meghosszabbított hatályának elteltével a közhasználatú villamosműnek az energia távolsági vezetésére szolgáló berendezései és a villamos energia elosztására szolgáló berendezései az államra, illetőleg az illetékes önkormányzatra háramlottak. A háramlás alá eső azon vagyontárgyak, amelyeket a vállalat az üzembe 3

A vázlatos ismertetés a technikai fejlődés elősegítésére, fogyasztói, befektetői, közösségi, nemzeti érdekek egyidejű védelmére irányuló, racionális, kapitalista gondolkodásmód lényegének megismerését célozza. Néhány elem alkalmas átvétele elősegíthetné mai gondok megoldását is. 4 „37. § (2) Az árszabást általában a fogyasztók, különösen a termelési célokra fogyasztók érdekeinek figyelembevételével úgy kell megállapítani, hogy az energiafogyasztás várható mértékéhez képest az üzemi, az üzleti és a karbantartási kiadások rendes mértékének és a befektetett tőke tekintetében a háramlásra figyelemmel szükséges vagy egyébként helyénvaló tőketörlesztésnek fedezésén felül a befektetett tőke megfelelő gyümölcsöztetése is biztosítva legyen.”

7

•

• • •

helyezéstől számított harminc év alatt létesített vagy szerzett meg, ellenszolgáltatás nélkül és tehermentesen, az engedélyokirat hatályosságának hátralevő időtartama alatt felállított vagy megszerzett oly tárgyak pedig, amelyek létesítésébe vagy megszerzésébe az a jogi személy, amelyre háramlanak, előzetesen beleegyezett, teljes kártalanítás fizetésének kötelezettségével szálltak át. Kivitel, behozatal: A villamos energia külföldre történő kivitele, onnan történő behozatala engedélyköteles tevékenység volt. Országos érdekű tevékenységekre a törvényhozás, helyi vonatkozású, határszéli forgalomra (huszonöt évnél nem hosszabb meghatározott időre, ötévenkénti felmondási jog kikötésével) az illetékes miniszterek adhattak engedélyt. Az ország energiaellátásának fejlesztésére Országos Energiagazdasági Alapot hoztak létre. Forrását a törvény megsértése miatt kivetett bírságok, illetve az állami költségvetés hozzájárulása biztosította. A törvény végrehajtásával és általában az ország energiagazdaságával kapcsolatos kérdésekben történő véleményadás céljából, szakférfiakból, 14 tagú Országos Energiagazdasági Tanácsot alapítottak. A törvényben szabályozott kérdésekben kialakult jogvita kérdésében külön kúriai bíróságIgények járt el. változása 100000

Nettó fogyasztás (GWh/év)

~8,2 %

~3,1 %

10000

~2,3 %

Fajlagos fogyasztásban elmaradás Európától! 1000

100 1920

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

1.2. ábra Villamos energia igények növekedése [1.14] Államosítás: A második világháború mind a villamosenergia-iparban, mind a felhasználó berendezésekben nagy kárt okozott. A fogyasztás az 1943-as 1750 GWh-ról, 1945-ben 600 GWh alá esett vissza (1.2. ábra). A nemzetgazdaság talpra állításához, termelés beindításához, lakosság életkörülményeinek javításához a szolgáltatás mielőbbi helyreállítására volt szükség. A villamos művek tulajdonosainak gazdasági helyzete azonban a gyors helyreállítást nem tette lehetővé. Erre tekintettel került sor 1946-ban az első államosításra [1.10]: • Államosítás az erőművek közül a 20 MVA beépített teljesítőképesség felettieket érintette, ha termelésük több mint 50%-a közcélra került értékesítésre, de az illetékes miniszter döntése alapján az ország villamos energiagazdálkodásának érdekeit figyelembe véve, az 5 MVA-nél nagyobb teljesítőképességű erőművek is állami tulajdonba kerülhettek. • Állami tulajdonba kerültek a 60 kV-os vagy nagyobb feszültségszintű távvezetékek, valamint miniszteri döntés alapján a két energiatelepet összekötő távvezetékek is. • Az egyéb villamos művekre az államot elővételi jog illette meg. 8

• • • • • •

20 MVA teljesítőképesség feletti erőművet, 60 kV feletti távvezetéket csak az állam létesíthetett. Az illetékes miniszter az ország energiagazdálkodása érdekében üzembe helyezési, szolgáltatási, bővítési, korszerűsítési kötelezettséget írhatott elő bármely villamosmű részére. Az 1931. évi XVI törvénycikkben szabályozott megváltási, háramlási jog az államot illette meg. A köztulajdonba vett létesítményekért, valamint az önkormányzatoktól elvont megváltási, háramlási jogosultságokért kártalanítás járt. Módosult az Országos Villamos Energiagazdasági Tanács összetétele.

Az intézkedés lehetővé tette a szolgáltatás gyors beindítását. Az állami tulajdonba vétel nem terjedt ki a BSzEM erőműveire, vezetékeire. Az államosítás 1948-ban válik teljessé [1.11]. Az állami tulajdonba került vagyon felügyeletét, szakmai irányítását, az erre a célra, az 1946. évi XX. törvény alapján, alapított, Állami Villamossági Rt. végezte. A gyakori átszervezések következtében, a felügyeletet ellátó szervezet a későbbiekben gyakran változott [1.7] Az állami, közösségi társaságok létrehozása általános európai jelenség. A közösségi tulajdonba vételt a háborús károk helyreállítása, a nagyobb léptékű beruházásokhoz szükséges tőkekoncentráció indokolta. A háború után jönnek létre a mai is meghatározó, vagy később átalakult nemzeti társaságok: EdF (Franciaország), ENEL (Olaszország), CEGB (Egyesült Királyság), RWE, Bayernwerk, Preusen Elektra, EnBW (Németország nyugati megszállás alatti területei), EDP (Portugália), Verbund (Ausztria), Statkraft (Norvégia), Electrabel (Belgium) stb. Villamos energia rendszer kialakulása: Az 1.1. ábrán látható, Ajkai, Mátravidéki Hőerőművek távvezetéki bekapcsolásával kibővülő rendszer operatív irányítására, az 1949-ben megszervezett Erőművek Ipari Központja szervezetén belül, 1949 szeptemberében (az első erőművi menetrend október végi kiadásával) megkezdi működését az Országos Villamos Teherelosztó (OVT) [1.6]. Ténylegesen ezzel jön létre a magyar villamos energia rendszer (VER). 1950-ben a beépített teljesítőképesség 675 MW, a maximális csúcsterhelés 486 MW volt.

1.3. ábra Országos hálózat 1960-ban

9

Az 1950-es éveket az erőltetett iparosítás, villamosítás, a fogyasztók kiszolgálásához további erőművek, ezeket összekapcsoló hálózatok létesítése jellemzi. Döntés születik a 100 kV-os feszültségszint 120 kV-ra növeléséről, nemzetközi összeköttetések épülnek ki (1952 Csehszlovákia, 1958 Jugoszlávia). Csehszlovákiával párhuzamos üzem folyt, Jugoszláviával szigetüzemben (fogyasztói területek átkapcsolásával) bonyolódtak az energiaszállítások. Az erőmű létesítések üteme elmaradt az igények növekedésétől, a teljesítményhiány következtében rendszeresek voltak a fogyasztói korlátozások. Az 1956-os forradalom a berendezésekben károkat nem okozott, az igényekben csak átmeneti visszaesést eredményezett (1.2. ábra). 1960-ra az országos hálózat (1.3. ábra) számos részletében hurkolttá vált, egy-egy vezetékszakasz kiesése nem eredményezett korlátozást, a Zugló-Bystričány összeköttetésnél megjelent a 220 kV-os feszültségszint. Az 1950-es évekre jellemző teljesítményhiány csökkentésére számos erőműépítés (200 MW-os Oroszlányi Erőmű, 100 MW-os pécsi bővítés, 100 MW-os Bánhidai Erőmű, 600 MW-os Gyöngyösi (Gagarin, jelenleg Mátrai) Erőmű, Dunamenti Erőmű I. kiépítés) fejeződött be, volt folyamatban vagy engedélyezési fázisban. 1962-63-ban formálisan befejeződött a falu-villamosítás, az utolsó 16 falut, ütemezetten, 1963. augusztus 20-ra kapcsolták be. A falu-villamosítás 1963-ban történt formális befejezése csak lehetőséget teremtett a falusi lakosság számára, de az épületeken belüli hálózatok, illetve az idősebbeknél vállalkozó kedv és anyagi lehetőségek hiányában, a tényleges villamosításra csak lassan került sor. Abban az időszakban ez a 15-25 W-os villanyégőket, a telepes rádiót felváltó Néprádiót, esetleg az új villanyvasalót jelentette [1.12]. A vidéki fogyasztók száma (1.4. ábra) az 1990-es évekig folyamatosan, egyenletes ütemben nőtt. Az ország tényleges, teljes villamosítása azonban a könyv összeállításának időpontjáig sem fejeződött be, még mintegy 50-60000 tanya lehet hálózatról történő ellátás nélkül. 5 500 000 5 000 000

Nem háztartási fogy Vidék Budapest

Fogyasztók száma (db)

4 500 000 4 000 000 3 500 000 3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 0 1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

1.4. ábra Fogyasztók számának alakulása [1.14] Második villamos energia törvény: 1962-re megérett a helyzet új villamos energia törvény [1.12] elfogadására. Ez amellett, hogy meghatározta az iparág szervezetének, működésének alapvető feltételeit, néhány, a szocialista tervgazdaságra jellemző, a mai liberalizált energiapiacon furcsának tűnő rendelkezést is tartalmazott. Például: • „A villamosmű és a benne fejlesztett, illetve az általa átvitt villamos energia – ha a Minisztertanács kivételt nem tesz – társadalmi tulajdonban, közcélú villamos mű csak állami tulajdonban állhat.” (3. §) 10

•

„Villamos energiának külföldről az ország területére való behozatalát az ország területén való átvitelét és külföldre történő kivitelét a Minisztertanács engedélyezi.” (21. §)

A törvény nem foglalkozott az 1931-es törvényben részletesen szabályozott engedélyezéssel, árszabályozással, kártalanítással, háramlással, miután az erőművek létesítésére államigazgatási tervezési folyamatra alapozó döntések alapján, állami forrásokból került sor, a berendezések állami tulajdonban voltak, az árakat az illetékes államigazgatási szervezetek szabályozták. Rendelkezett viszont az együttműködő villamos energia-rendszerben történő üzemben tartásról. Szigorú villamos energia- és teljesítménygazdálkodást vezetett be. A szabályozás a tervgazdasági rendszerben természetesnek tűnő módon, a törvényhez kapcsolódó végrehajtási rendelettel [1.13], a működéssel összefüggő lényeges döntéseket − például: „Az együttműködő villamosenergia-rendszer üzembiztosan igénybe vehető teljesítményének éves tervét…az ipari miniszter állapítja meg és az Országos Tervhivatal elnöke hagyja jóvá.” , illetve „Az együttműködésben részt vevő erőművek mindenkori hatásos és meddő terhelését (napi fejlesztési menetrendjét) a népgazdasági terv alapján az ipari miniszter állapítja meg.” − központi kézben tartotta. A központosítás összefüggésben lehetett a korra jellemző tervgazdálkodással, forráshiánnyal. Magyar Villamos Művek Tröszt: Az új szabályozási rendhez kapcsolódóan került sor a teljes iparágat egységes szervezetbe foglaló Magyar Villamos Művek Tröszt (MVMT), 1963. szeptemberi, megalapítására a francia, állami EdF szervezetének mintájára. Az új szervezet az erőművek és a hálózati társaságok mellett magába olvasztotta a villamos ipari beruházó, tervező, szerelő, tatarozó és építő tevékenységet ellátó vállalatokat, valamint a villamos energiagazdálkodás felügyeletét is. Az újonnan megalapított trösztnek erőművek és átviteli hálózatelemek létesítésével meg kellett teremteni a biztonságos és gazdaságos villamos energia ellátás hátterét.

Fogyasztás (kWh/év, háztartás)

2500

2000

1500 Budapest Vidék 1000

500

0 1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

1.5. ábra Háztartásonkénti fogyasztás alakulása [1.14] A fogyasztás 8-9%-kal nőtt évente. Ezen belül a háztartási fogyasztás szerkezetében nagy különbségek jelentkeztek [1.14]. A fővárosi fogyasztás a televíziók, mosógépek, villamos hűtőszekrények használatának általánossá válásával már a ’70-es évek második felében telítődött (1.5. ábra). A vidéki lakosság fogyasztása az alacsonyabb életszínvonal, ennek lassúbb növekedése következtében csak az 1990-es évek

11

elejére érte el a Budapesti háztartások átlagos fogyasztását. Az utolsó évek növekedésében a szokásos háztartási készülékek, kisgépek beszerzése mellett nagy szerepe lehetett a hagyományos füstöléses tartósítást felváltó, fagyasztásos tartósításhoz szükséges, mélyhűtő láda beszerzések ütemének is. Az egy főre eső, 1100 kWh/év körüli hazai háztartási felhasználás azonban még jelenleg is csak mintegy fele az ausztriai értéknek. Növekedésre csak a gazdasági fellendülést, a lakosság életszínvonalának, a családok létszámának növekedését, és ezek következtében a lakásépítések beindulását követően lehet számítani. A gyorsan növekvő igények kiszolgálása, kellő tartalékok biztosítása jelentős erőműfejlesztést igényelt. A szocialista gazdasági rendszer lehetőségeit kihasználva azonban a gazdaságpolitika nem törekedett teljes mértékű hazai ellátásra, hanem az igények egyre nagyobb részét elégítette ki importból. Az 1960-as évek elején kezdődött 60 MW-os szovjet import az 1970-es évtized elejére csaknem 1000 MWra, az 1980-as évtized első felére 1500 MW-ra, az évtized végére közel 2000 MW-ra növekedett. Az együttműködés, a szállításokhoz kiépített nagy szállítóképességű 750 kV-os összeköttetés előnyös volt számunkra. A frekvenciát a Szovjetunió (Oroszország) szabályozta. Miután a szovjet rendszer is teljesítményhiányos volt, a tényleges frekvencia rendszeresen elmaradt a névleges értéktől, a szinkron órák esetenként akár napi 20 percet is késtek. 1.1. táblázat [1.14] Ajkai

Pécsi

3*32

1*32 1*32

Oroszlányi

Bánhidai

Dunamenti Mátrai

Tiszai

Paksi Atom

Inotai GT

Dunamenti GT

Kelenföldi GT

1*145 1*156 1*80+24

1*136

Erőmű 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1983 1984 1986 1987 1994 1996 1998

1*50 3*50 2*50 1*22,5 1*50 1*50

1*40

1*100

1*150 2*150 1*24

2*100 1*200 1*200 1*200

2*215 3*215 1*215

1*85 1*85 2*215 2*215 1*440 1*440 1*440 1*440

Az MVMT időszakában megszületett döntések alapján, 1960-1998 között, megvalósított nagyobb erőműveket, az egyes években üzembe helyezett teljesítőképességekkel az 1.1. táblázat mutatja. Megfigyelhető, hogy a ’60-es évtizedben átlagosan 150 MW, az 1970-es években 200 MW volt a beépített teljesítőképesség éves növekedése. Az 1980-as évtizedben az import erőteljes növelése mellett az erőműfejlesztés üteme lelassult, csupán a 4 paksi blokk üzembe helyezésére került sor. 12

A szocialista országok közötti nemzetközi kooperáció elősegítésére még 1962-ben, az MVMT alapítása előtt létrejött az európai KGST5 tagállamok villamosenergiarendszereinek egyesülése (KGST VERE), melynek központi teherelosztója, a CDU (Centralnoje Diszpecserszkoje Upravlényije, más rövidítéssel CDO) állandó magyar munkatársakkal is, Prágában működött. A magyar villamosenergia-rendszer két villamos energia-rendszeregyüttműködés (KGST VERE, illetve UCPTE6) határán működött, villamos energia-kereskedelemre csak fogyasztói területek, erőművek átkapcsolásával (irány- vagy szigetüzemben) volt mód. Később (az 1980-as években) a két együttműködés közötti villamos energia kereskedelem elősegítésére Etzenricht-ben (Németország), Dürnrohr-ban és a Wien-Südost-i alállomáson (Ausztria) egyenáramú betétek létesültek. Magyar Villamos Művek Részvénytársaság: A rendszerváltást követően a tröszti szervezetet, formálisan, 1991. december 31-vel, az 1989. évi XIII. törvény [1.15] alapján létrehozott, kétszintű részvénytársasági szervezet váltotta fel. A szervezeti átalakulás vagyonmozgással is járt: egyrészt az áramszolgáltató társaságok tulajdonába kerültek a főelosztó hálózatok, másrészt az OVIT-tól az MVM tulajdonába került az „alaphálózat” (átviteli hálózat). Az MVM Rt., mint holdingtársaság hálózatüzemeltetési, rendszerirányítási, nagykereskedelmi tevékenységet végzett. Az egyes társaságokban 50% tulajdoni részesedése volt, a másik 50%-on az Állami Vagyonügynökség (ÁVÜ) és néhány százalék erejéig, az önkormányzatok osztoztak. Megbízás alapján az Állami Vagyonügynökség részvényesi jogosítványait is az MVM Rt. gyakorolta. Az MVM Rt. közgyűlésén a többségi részvényesi joggyakorló az Ipari- és Kereskedelmi Minisztérium lett. A szervezeti változás a belső működési modell lényeges változtatását igényelte [1.14]. Közvetlen utasítási jog hiányában Alapszerződés szabályozta a kétoldalú kereskedelmi szerződéseket, az ezekben alkalmazandó belső árakat, az árak és a tényleges működési költségek eltéréseit kiegyenlítő járadékrendszert. A nagykereskedelmi ár teljesítménydíjat és zónaidős áramdíjat tartalmazott. A szabályozható (kondenzációs egységekre) egy áramdíjas, a nem szabályozható, ellennyomású egységekre zónaidős árszabályozás volt érvényben. Járadékrendszer működött az értékesítési oldalon is, az áramszolgáltatók eltérő értékesítési és költségstruktúrájának figyelembevételével, a lehetőleg azonos nyereségtermelési képesség elérése érdekében. Az együttműködés érdekében kétoldalú szerződések: • erőművi üzemviteli szerződés, az erőművek rendszerigényeknek megfelelő üzembiztos, gazdaságos működtetésére, • erőművi kereskedelmi szerződés, a tényleges kereskedelmi paraméterek (lekötött kapacitás, szállítandó villamos energia mennyiség és ezek tűrései, valamint ellenértéke) rögzítésére, • alaphálózati-üzemeltetési szerződés, az MVM tulajdonában lévő alaphálózat üzemeltetésével kapcsolatos együttműködés kereteinek, illetve a berendezések és eszközök működtetésére vonatkozó követelmények meghatározására, 5

KGST: Kölcsönös Gazdasági Segítség Tanácsa, a volt szocialista országok, 1949 januárjától tevékenykedő, gazdasági együttműködése. 1991. június 28-án a volt tagállamok feloszlatták. 6 UCPTE: Union for the Coordination of Production and Transmission of Electricity, 1951-ben létrehozott, nevét 1999-ben, a Production elhagyásával, UCTE-re rövidítő szervezet a nyugat európai országok villamos energia rendszerei szinkron üzemének koordinálására. 2009 július 1-től tevékenységét megszüntette, utódszervezete az ENTSO-E

13

elosztó hálózati üzemviteli szerződés, a műszaki jellemzők, működés terület rögzítésére, a villamos energia szolgáltatás paramétereire, • elosztó hálózati kereskedelmi szerződés, a tényleges kereskedelmi paraméterek (lekötött kapacitás igény, szállítandó villamos energia mennyiség és ezek tűrései, valamint ellenértéke) rögzítésére, • rendszerérdekű fejlesztési szerződés, az esetleges rendszerérdekű fejlesztéssel kapcsolatos jogok és kötelezettségek meghatározására megkötésére került sor. •

A korábbi, KGST gazdasági együttműködésen belüli kereskedelmi kapcsolatok politikai rendszerváltással együtt járó szétesése, a hazai villamosenergia-igények mintegy 5 TWh/év értékkel történő csökkenését eredményezte, ugyanakkor az import árak is jelentősen módosultak. Ennek eredményeként az importált villamos energia mennyiség néhány év alatt a korábbi töredékére esett vissza (1.6. ábra). 40000

Nettó fogyasztás (GWh/év)

35000

30000

25000

20000

15000

10000 Import Hazai forrás

5000

0 1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

1.6. ábra Hazai források és az import változása [1.14] UCPTE csatlakozás: Szovjetunió felbomlása, az utódállamok gazdasági problémái, a KGST megszűnése, a magyar gazdaság Európai Unió felé irányuló politikai, gazdasági nyitása azonban indokolttá tette a rendszer együttműködés felülvizsgálatát is. Erre tekintettel már 1989 telén megkezdődött annak vizsgálata, hogy hogyan lehet párhuzamos üzemet kialakítani az UCPTE-vel, és 1990 tavaszán az MVM Rt. bejelentette csatlakozási szándékát. Ennek gyakorlati előkészítésére 1990. december 12-én aláírásra került a magyar rendszer csatlakozására vonatkozó követelményrendszer (Maßnahmenkatalog) a szomszédos osztrák, jugoszláv társaságokkal. 1991 elején a szlovák, cseh és lengyel társaságok is bejelentették csatlakozási szándékukat. A négy ország együttműködésének elősegítésére 1992. október 11-én létrejött a CENTREL szervezet. Az UCTPE filozófiájának (minden rendszer felelős a saját ellátásbiztonságáért, mindenki segít mindenkit, de kisegítésre csak átmenetileg lehet számítani) megfelelően, a jobb minőségű és megbízhatóbb villamosenergia-ellátás érdekében meg kellett oldani • a termelés és fogyasztás mindenkori egyensúlyának biztosítását, • az egyes turbinákba beépített primer szabályozók üzembe helyezését, az elvárt primer tartalék aktiválását, • az előírásoknak megfelelő szekunder teljesítmény biztosítását, 14

rendszer lengéscsillapító (PSS) berendezések felszerelését, a rendszerirányítási és távközlési rendszer korszerűsítését (EMS-SCADA7 rendszer üzembe helyezését), valamint új védelmi és rendszer újra-felépítési tervet kellett kidolgozni. • •

A követelményrendszer alapján, az együttműködés előfeltételeként, Magyarországon tározós erőmű hiányában az üzemzavari események gyors kezelésére alkalmas, gyorsan indítható tartalék gázturbinákat kellett létesíteni. A Litéri és Sajószögedi, 120 MW névleges teljesítményű gázturbinák 1998 decemberében, a Lőrinci 170 MW-os gázturbina 2000 márciusában kerültek üzembe. Beruházásuk részben világbanki hitelből történt. A fejlesztések megvalósítását a PHARE8 programmal az Európai Közösség is támogatta. A CDU rendszer végül nem tervezett, nem egyeztetett módon, 1993. november 18án, 11 óra 38 perckor, orosz-ukrán elszámolási viták miatt bomlott három (orosz, ukrán-bolgár és CENTREL) részre. Ennek következtében a CENTREL együttműködés, a vele párhuzamosan járó kelet-német VEAG rendszerrel és egy kis ukrán szigettel, az UCPTE-vel történő csatlakozásig, közel két éven át önálló, mintegy 50000 MW nagyságú szigetüzemben működött (1.7. ábra). A próbaüzem jellegű, párhuzamos működés az UCPTE rendszerrel 1995. október 18-án kezdődött. A társaságok közötti elszámolást átmeneti jelleggel még a CDU szabályozóközpont végezte, feladatát 1996 második felétől a varsói elszámoló és szabályozó központ vette át. Az MVM Rt. 1999. január 1-től lett az időközben nevet változtatott UCTE társult tagja, amelyet 2001. május 17-től a teljes jogú tagság váltott fel. Miután feladatát elvégezte, 2006. december 31-el megszűnt a CENTREL együttműködés. A CDU tagság formálisan 2004. december 31-én szűnt meg.

1.7. ábra CENTREL együttműködés [1.14]

7

EMS-SCADA: Energy Management System-Supervisory Control and Data Acquisition System PHARE: Poland-Hungary: Assistance for Restructuring the Economy - Az Európai Közösség kezdeményezése, célja Lengyelország és Magyarország gazdaságának felzárkóztatása volt a fejlett nyugati államok szintjére. 8

15

A párhuzamos működésessel szükségtelenné váltak a korábbi kereskedelmi lehetőségeket biztosító egyenáramú betétek. Ezek hasznosítására, az ukrán, illetve orosz villamosenergia-rendszerrel történő kereskedelmi kapcsolatok biztosítására több elemzés [1.16], megvalósíthatósági tanulmány készült, a legutóbbi inkább a közvetlen együttműködést javasolja. Privatizáció előkészítése, harmadik villamos energia törvény: A rendszerváltást követően napirendre került az energetikai privatizáció. Ennek előfeltétele volt egy olyan működési modell kialakítása, amely egymástól elkülönülő tulajdonosi érdekek esetén is biztosítani tudja a fogyasztók biztonságos, legkisebb költségű ellátását. Többszöri előkészület után, 1993 tavaszán született meg a lényegében az un. kizárólagos vásárló modellt (4.2. ábra) létrehozó és szabályozó törvénytervezet, amelyet az Országgyűlés végül 1994-ben, utolsó ülésszakán fogadott el [1.17]. A törvény • Létrehozta a Magyar Energia Hivatalt, • Bevezette az engedélyezést az erőművek létesítésére, üzembe helyezésére, megszüntetésére, a villamos energia termelésére, szállítására és szolgáltatására. Utóbbiak kizárólagossági jogot biztosítottak és ezzel arányos kötelezettségeket írtak elő. • Fenntartotta a hatósági árszabályozást. Az ellátás biztonságért − az átviteli hálózat, rendszerirányítás, rendszerszintű mérés területén monopóliumot élvező− szállító engedélyes volt felelős, az általa a többi engedélyessel együttműködve kidolgozott Üzemi Szabályzat szerint. Az ellátás biztonság garantálását elősegítette a szállító engedélyes kizárólagos export-import jogosultsága, valamint az engedélyesek közötti szerződéskötési kötelezettség, a termelő engedélyesek termelő kapacitás felajánlási kötelezettsége. A hosszú távú ellátásbiztonságot az országos erőmű létesítési terv két évenkénti elkészítése támogatta, amely alapján a 200-600 MW teljesítményű erőmű létesítéséről a Kormány, a 600 MW-nál nagyobb teljesítményű erőmű létesítéséről az Országgyűlés dönthetett. A legkisebb költség elvének teljesülését a legalacsonyabb árú villamos energia beszerzési kötelezettsége biztosította. Az árszabályozás költségalapú maradt, a törvény rögzítette „A villamos energia termelői, átviteli, elosztási, szolgáltatási árának (díjának) tartalmaznia kell az indokolt befektetések és a hatékonyan működő engedélyesek költségeinek megtérülését, valamint a tartós működéshez szükséges nyereséget.” A díjak megállapításánál figyelembe kellett venni a tartalék kapacitások, továbbá a villamos mű bezárásával, elbontásával kapcsolatos környezetvédelmi kötelezettségek teljesítésének garanciális költségeit, illetve a gazdaságpolitikai, energiapolitikai, ellátás biztonsági, környezetvédelmi, nemzetközi gazdasági követelményeket, tényezőket is. Privatizáció: Az első privatizációs kísérletre, az áramszolgáltató társaságok kisebbségi részesedésének értékesítésére, 1993 őszén került sor. A megajánlott vásárlási ár lényegesen elmaradt a társaságok valós értékétől, így az eladásra nem került sor. Ezt követően került felkérésre a Schroders angol tanácsadó cég 9 a privatizáció koncepciójának kidolgozására, végrehajtásának elősegítésére. A privatizáció jogi alapját az állam tulajdonában lévő vállalkozói vagyon értékesítéséről 9

J. Henry Schroder & Co. Limited

16

szóló törvény [1.18] teremtette meg. Ez alapján tartósan állami tulajdonban csak az országos közüzemi szolgáltató, a nemzetgazdasági szempontból stratégiai jelentőségűnek minősülő, illetve honvédelmi vagy más különleges feladatot megvalósító, szolgáló vagyon, ilyen vagyont működtető társaság maradhatott. Az iparágból az MVM Rt. az OVIT Rt. és a Paksi Atomerőmű Rt. tartozott ebbe a körbe, 50%+1 szavazat legalacsonyabb tartós állami részesedéssel. Alig 1 hónappal később [1.19], az OVIT Rt. és a Paksi Atomerőmű Rt. kikerült a tartósan állami tulajdonban maradó társaságok köréből, ugyanakkor minden erőmű és áramszolgáltató társaságnál 1 db szavazatelsőbbséget biztosító részvény került bevezetésre. A jogalap megteremtését követően a privatizáció előkészítése felgyorsult, ennek részeként: • júliusban előkészítésre és kihirdetésre kerültek a villamos energia törvényben meghatározott jogszabályok, • a Stikeman, Elliott ügyvédi iroda közreműködésével hosszú távú villamos energia vásárlási (HTM) és értékesítési (VEASZ) szerződések készültek, • megtörtént az Üzemi Szabályzat kidolgozása, MEH általi jóváhagyása, • a Kormány határozatot hozott a villamos energia árszabályozásáról és 1997. január 1-jéig terjedő árkiigazításáról [1.20]. A kereskedelmi szerződések társaságok általi aláírását követően, október közepén közzétételre került a privatizációs felhívás, november végi beadási határidővel. A 2005. december elején kihirdetett eredmények alapján: • a Dunamenti Erőmű Rt. az Electrabel, • a Mátrai Erőmű Rt. az RWE, EnBW konzorcium, • a Budapesti Elektromos Művek Rt. és az Észak-magyarországi Áramszolgáltató Rt. az RWE, EnBW konzorcium, • a Dél-dunántúli Áramszolgáltató Rt. a Bayernwerk, • a Tiszántúli Áramszolgáltató Rt. az Isar Amperwerke, • a Dél-magyarországi Áramszolgáltató Rt. az EdF, • az Észak-dunántúli Áramszolgáltató Rt. a Bayernwerk és az EdF tulajdonába került, a menedzsment jogok teljes átengedésével. A későbbiekben további privatizációkra (Budapesti Erőmű Rt. [IVO-Tomen], Tiszai Erőmű Rt. [AES], Bakonyi Erőmű Rt. [Transelektro csoport], Pécsi Erőmű Rt. [Crosus]) is sor került. Vásárlási ajánlatok az MVM Rt. kisebbségi részesedésére, illetve a Paksi Atomerőmű Rt.-re is érkeztek, ezek azonban nem voltak elfogadhatók. A privatizációt követő konszolidáció során, az Észak-dunántúli Áramszolgáltató Rt. és a Tiszántúli Áramszolgáltató Rt. is teljesen az időközben a E.ON-ná átalakuló Bayernwerk, a Budapesti Erőmű Rt. az EdF, a Pécsi Erőmű Rt. a Dalkia csoport tulajdonába került. Diszkriminatív árszabályozási gyakorlat: A villamos energia árszabályozására vonatkozó kormányhatározat [1.20] 8%-os tőkearányos nyereséget ígért. Míg az áramszolgáltató társaságoknak átlagosan kellett a 8% nyereséget biztosítani, addig az erőműveknél, eltérő árak megállapításával, egyedileg volt lehetőség a nyereség beállítására. Nyilvánvaló volt, hogy a befektetők által alkalmazott irányítási módszerek jelentős hatékonyságjavulásra vezethettek, ennek egy részét az árszabályozás a befektetők ösztönzésére vissza kívánta hagyni, így az árak ármegállapítást követő, évenkénti emelésére az inflációnál kisebb mértékben került csak sor (Price Cap árszabályozás, 5.6. szakasz). A tényleges nyereségekben (1.8. ábra) az egyes tulajdonosi csoportok között lényeges eltérés volt. Egyrészt az első árszabályozási időszakban (1997-2000 között) az induló árak beállítása a privatizált

17

társaságoknál biztosította az ígért 8%-os szintet, amely a hatékonyság növekedés eredményeként az időszak végére közel 15%-ra nőtt. A második árszabályozási időszakban (2001-2004 között) azonban a privatizált erőműveknél már az induló évben sem került sor a 8%-os nyereség beállítására, a nyereségszint az előző időszak végén lévő átlagos 15%-os értékről mintegy 23%-ra nőtt, és az egész árszabályozási időszakban magas értéken maradt. Az áramszolgáltató társaságoknál a 8%-os kezdő értékre csökkentés megtörtént, amely a hatékonyság növekedés eredményeként az időszak végére ismét 15% körüli értékre nőtt. A következő árszabályozási időszakban a nyereségek a megelőző időszak végének szintjén maradtak. Az állami tulajdonú társaságok nyeresége elmaradt a 8%-os tőkearányos szinttől. Az első árszabályozási időszakban a kezdeti negatív érték után a nyereség kis mértékben emelkedett, a második időszakban azonban átlagosan negatív maradt, így folyamatos vagyonvesztés jelentkezett. Ennek következményei elsősorban abban jelentkeznek, hogy nem akkumulálódott az állami vagyon (elsősorban a Paksi Atomerőmű) megújításához szükséges tőke. Elosztói és közüzemi szolgáltatói engedélyesek Állami vállalatok Termelői engedélyesek

30%

Saját tőke arányos nyereség

25%

20%

15%

8%

10%

5%

0% 1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

-5%

-10%

1.8. ábra Nyereségek alakulása Kapacitástender: A kizárólagos vásárlói modell az ellátási kötelezettség érdekében szükséges erőmű kapacitások létesítésére lehetővé tette kapacitáslétesítési pályázat kiírását, amelyre egyszer került sor. Az MVM Rt. által elkészített, és a Kormány által jóváhagyott „A magyar erőműrendszer létesítési terve és kitekintés a 2010-ig terjedő időszakra” alapján, 1997-ben két lépcsős erőmű létesítési pályázat került kiírására, két kategóriában: 200 MW-nál kisebb és azt meghaladó névleges teljesítményű, menetrendtartó, közcélú erőműegységek létesítésére. A pályázatot az indokolta, hogy a 90-es években a dunamenti és a kelenföldi hőszolgáltatás kombinált ciklusú gázturbinás erőművekkel történő megújítását (valamint az évtized végén a gyorsindítású gázturbinákat) kivéve, nem léptek üzembe új egységek, és az import lehetőségek is csökkentek, miközben az évtized második felében meginduló gazdasági fejlődés az igények gyorsuló növekedését eredményezte (1.2. ábra). A kapacitás tender mellett, részben azt megelőzően döntés született a privatizált Csepeli Erőmű 395 MW teljesítőképességű bővítésének hosszú távú lekötéséről, illetve 600 MW hosszú távú villamos energia import szerződés előkészítéséről. A pályázatot nagy érdeklődés kísérte, minden hagyományos erőműtípusban érkezett ajánlat, végül azonban 1999 februárjában, az európai villamosenergia-piac megkezdett liberalizációjára is tekintettel, csak a kisebb kategóriában került sor eredményhirdetésre, a Kispesti Erőmű és a Főnix projekt kapacitásának lekötésére, 18

amelyek közül csak az előbbi került megvalósításra. A nagy erőmű kategóriában import kőszénre alapozott projekt látszott a legkedvezőbbnek. A pályázati kiírás lehetőséget adott volna a meglévő erőművek megújítására, az erre beérkezett ajánlatok azonban nem voltak versenyképesek. A későbbiekben erőművek csak az érintett befektetők üzleti döntései alapján létesültek. Az újabb erőművek három kategóriába sorolhatók: • A kapcsolt villamos energia termelés ösztönzésére bevezetett támogatási rendszer alapján épített gázmotorok, kisebb gázturbinák. • A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia részarányának növelésére bevezetett támogatási rendszer alapján épített szélerőművek, biomassza hasznosító berendezések (utóbbiak részben régebbi széntüzelésű kazánok átalakításával). • Növekvő piaci igényre, versenyre alapozó erőművek (Gönyű, Dunamenti G3, ajkai Bakonyi GT). Leállításokra elsősorban a régebbi széntüzelésű erőműveknél került sor, de versenyképtelenség miatt újabb, földgáz tüzelésű egységek is kiszorulnak a piacról. A MAVIR ZRt. és az Energia és Közműszabályozási Hivatal által kiadott Statisztikai Évkönyv [1.21] alapján a rendszerszintű koordinációban résztvevő erőműveket az 1.9. ábra mutatja. A fontosabb erőművek, illetve egyes jellemző erőműcsoportok, piaci szempontból jellemző 2012. évi adatai (energiaforrás, rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség, szabályozhatósági tartomány) az 1.2. táblázatban láthatók [1.21].

1.9. ábra Rendszerszintű koordinációban résztvevő erőművek, 2012 végén [1.21] Hálózatfejlesztés: Az MVM Rt. által a rendszerváltás után elfogadott hálózatfejlesztési, illetve infrastruktúra stratégiák alapján 1994-től kezdődően sor került az átviteli hálózat és az üzemirányítás korszerűsítésére. Ennek eredményeként a kor követelményeinek megfelelő, a fogyasztói csomópontokat lefedő, hurkolt, távvezérelt, Szlovénia kivételével minden szomszédos országgal összekapcsolt, átviteli hálózat (1.10. ábra) jött létre. Az üzemirányító infrastruktúra, vezénylő központok lehetővé teszik a rendszer, rendszerirányítás üzembiztonságának javítását, a szolgáltatás minőségi színvonalának emelését. A rendszer alkalmas a piacnyitást követően megnövekedett nemzetközi kereskedelmi forgalom biztonságos lebonyolítására.

19

1.10. ábra Átviteli hálózat, 2012 végén [1.21] 1.2. táblázat [1.21] Paks Tisza II. Dunamenti F Dunamenti GT1 Dunamenti GT2 Dunamenti GT3 Mátra Gönyű Csepel Kelenföld GT Kispest GT Újpest GT Debrecen Oroszlány Pécs (Pannon) (Pannongreen) Ajka (Bakony) (Bakony Bio) Bakony GT Lőrinci GT Litéri GT Sajószögedi GT Kis gázturbinák Gázmotorok Virtuális erőmű ISD Power Gázmotorok Kis gőzturbinák Kis gázturbinák Megújulók

Energiaforrás

Típus

nukleáris szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén lignit szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szén+biomassza biomassza+szh. biomassza szén+biomassza biomassza szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén szénhidrogén

PWR gőz gőz GT+gőzt. GT+gőzt. GT+gőzt. gözt. GT GT+gőzt. GT+gőzt. GT+gőzt. GT+gőzt. GT+gőzt. GT+gőzt. gőz gőz gőz gőz gőz GT GT GT GT GT+hősz. GM+hősz. GM+hősz. gőz GM+hősz. Gőzt. GT+hősz. GM Gőzt.

Biogáz Biomassza Nap Szél Víz

Gépegységek Db*MW 8*250 4*225 5*215 145+60 156+25+60 275,2+132,5 2*100+200+2*232 2*33 433 2*146+118 136+49,9 79+36 74+36 95 4*60 37,5+35+60 49,9 101,6 30 2*58 170 120 120

Összesen

20

RTA MW 2000 0 860 205 241 407,7 854 66 433 395,1 177,8 113,3 105,3 95 240 35 49,9 48 30 116 170 120 120 164,9 250 120,5 69 215,1 44,5 99,6 34,9 43,4 0,4 329,3 53,3 8307

Szabályozhatóság MW 100 0 660 100 138 292 410 0 188 231 135 75 75 25 66 64 0 0 19 64 110 70 70 81 156,9 134 0 0 0 0 0 0 0 23 0 3286,9

Hosszú távú szerződések megszűnése: A privatizáció érdekében kötött hosszú távú villamos energia vásárlási szerződések az állami ármegállapításból adódóan garantálták az erőművek költségeket és indokolt nyereséget tartalmazó árbevételét, a szerződéses vevőt kivéve, a kereskedőket elzárták az erőművektől történő vásárlástól, a piacitól eltérő árak alkalmazása tiltott állami támogatást10 jelenthetett. Utóbbira tekintettel az Európai Bizottság C 41/2005 szám alatt [1.22] vizsgálatot indított Magyarország ellen. A vizsgálat alapján megállapításra került [1.23], hogy a szerződések tiltott állami támogatást jelentenek, a Bizottság elrendelte a szerződések felbontását, az esetleges tiltott állami támogatás összegének visszafizetését. Erre tekintettel a szerződések újratárgyalásra, illetve az erre vonatkozóan elfogadott törvény [1.24] alapján 2008. december 31-el felbontásra kerültek. A külföldi tanácsadók által elvégzett és a Bizottság által jóváhagyott számítások alapján visszafizetésre nem került sor. A döntéssel elégedetlen befektetők nemzetközi eljárásokat indítottak Magyarország ellen a Washingtoni ICSID11 bíróságnál, illetve az Európai Bíróságnál. Az eljárások a könyv összeállításának időpontjáig nem fejeződtek be. Az újratárgyalásokat követően az MVM Rt. csoport beszerzési portfóliója csak a Paksi Atomerőmű, a Mátrai Erőmű, a Csepeli Erőmű termelő egységeiből, valamint a Kelenföldi, Újpesti és Kispesti Erőművek kombinált ciklusú gázturbinás egységeiből meghatározott időszakokban értékesített villamos energiából áll, a hosszú távú import szerződések kifutottak, illetve megszüntetésre kerültek. A szerződések alapján beszerzett villamos energia az úgynevezett egyetemes szolgáltatás (4.5. szakasz) ellátását biztosítja, vagy kapacitásaukcióval (5.4. fejezet), illetve más módon továbbértékesítésre kerül. A többi hazai erőműnek a versenypiacon kell a termelését értékesíteni.

Irodalom 1.1 Turán Gy.: Az ikervári, 1896-ban létesített, egyenáramú soros elosztórendszer, Elektrotechnika 56. évf. 1963. 5. sz. 215- 226. old. 1.2 1899. évi XLIX. Törvénycikk a hazai iparnak állami kedvezményekben való részesitéséről; 1.3 1907. évi III. törvénycikk a hazai ipar fejlesztéséről 1.4 1916. évi III. törvénycikk a hazai ipar fejlesztéséről szóló 1907. évi III. törvénycikk I. fejezete hatályának meghosszabbításáról 10

107. cikk (az EKSz. korábbi 87. cikke) (1) Ha a Szerződések másként nem rendelkeznek, a belső piaccal összeegyeztethetetlen a tagállamok által vagy állami forrásból bármilyen formában nyújtott olyan támogatás, amely bizonyos vállalkozásoknak vagy bizonyos áruk termelésének előnyben részesítése által torzítja a versenyt, vagy azzal fenyeget, amennyiben ez érinti a tagállamok közötti kereskedelmet. Tiltott állami támogatás gyanúja esetén, az előbbi szabályozás alapján, azt vizsgálják a gyakorlatban, hogy a támogatás közvetlenül vagy közvetve az államtól származott-e, szelektív-e, versenyelőnyt jelent-e a kedvezményezettnek, torzít(hat)ja-e a piacot és befolyásolja-e a tagállamok közötti kereskedelmet. 11 ICSID: International Centre for Settlement of Investment Disputes egy a Világbank csoporthoz tartozó, de működésében attól független, 1966-ban alapított, nemzetközi választott bíróság befektetők jogvitáinak rendezésére.

21

1.5 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002 1.6 A rendszerirányítás 60 éves története, MAVIR ZRT. BUDAPEST – 2009 1.7 Kerényi A. Ö: A magyar villamosenergia-ipar története 1888-2005, Budapest, 2006 1.8 1931. évi XVI. törvénycikk a villamos energia fejlesztéséről, vezetéséről és szolgáltatásáról 1.9 Biztonsági szabályzat erősáramú villamos berendezések számára, Magyar Elektrotechnikai Egyesület, 1929. augusztus 15. 1.10 1946. évi XX. törvény egyes villamosművek energiatelepeinek és távvezetékeinek állami tulajdonba vételéről és a villamosenergiagazdálkodással kapcsolatos egyes rendelkezésekről. 1.11 1948. évi XXV. törvény egyes ipari vállalatok állami tulajdonba vételéről 1.12 1962. évi IV. törvény a villamosenergia fejlesztéséről, átviteléről, elosztásáról. 1.13 40/1962 (XI. 11.) korm rendelet a villamos energia fejlesztéséről és elosztásáról szóló 1962. évi IV. törvény végrehajtásáról 1.14 Gerse K: Visszatekintés, MVM Közleményei, L. évfolyam, 2013. 3-4. szám, 639. old. 1.15 1989. évi XIII. (VI. 13.) törvény a gazdasági szervezetek és gazdasági társaságok átalakulásáról 1.16 European, CIS and Mediterranean Interconnection: State of Play 2006, 3rd SYSTINT Report Joint EURELECTRIC-UCTE WG SYSTINT 1.17 1994. évi XLVIII. (április 6.) törvény a villamos energia termeléséről, szállításáról és szolgáltatásáról. 1.18 1995. évi XXXIX. törvény (V. 09.) az állam tulajdonában lévő vállalkozói vagyon értékesítéséről 1.19 1995. évi LXIX. törvény (06. 30) az állam tulajdonában lévő vállalkozói vagyon értékesítéséről szóló 1995. évi XXXIX. törvény módosításáról 1.20 A Kormány 1074/1995. (VIII. 4.) Korm. Határozata 1.21 A magyar villamosenergia-rendszer (VER) 2012. évi statisztikai adatai, http://www.mavir.hu/web/mavir/a-magyar-villamosenergia-rendszer-statisztikaiadatai 1.22 Állami támogatás – Magyarország, Az Európai Unió Hivatalos Lapja, C 324/12, 2005.12.21. 1.23 Bizottság C(2008)2223 számú, 2008. június 5-én kézbesített határozata 1.24 2008. évi LXX. Törvény a villamos energiával összefüggő egyes kérdésekről

22

2. A szabályozás változása, a villamos energia piac megnyitása Az európai Szén és acélközösség megalapításától hosszú út vezet a közös piac teljes megvalósításáig (2.1. táblázat). A folyamatban döntés született a szolgáltatási piacok • telekommunikáció • energiapiacok • vasúti közlekedés • postai szolgáltatások megnyitásáról is. Ezek közül legelőször, az 1990-es évek elejétől kezdődően, a telekommunikációs piac nyílt meg. Az energiapiacok megnyitásáról 1996 decemberében, a postai szolgáltatásokról 1997-ben [2.1], a vasúti közlekedés liberalizálásáról 2001 novemberében [2.2] döntöttek. A liberalizáció még a legelőször megnyitott telekommunikációs piacokon sem fejeződött be teljesen. 2.1. táblázat 1951

1957 1968

1980-as évek eleje 1985 1986 19861992

1993 1993-

Franciaország, Németország, Belgium, Olaszország, Luxemburg és Hollandia megállapodást írnak alá a Szén és acélközösségről, amellyel szén- és acéliparaikat úgy kapcsolják össze, hogy többé ne tudjanak egymás ellen háborút kezdeni. A Szén és acélközösség tagjai aláírják a Római Szerződést, az Európai Gazdasági Közösség (később Európai Unió) megalapításáról, létrehozva a közös piacot. Megszüntetik a Közösségen belüli importált áruk mennyiségi korlátozását, vámjait, (Vámunió) de az eltérő biztonsági, csomagolási követelmények, adminisztratív eljárások piacra lépési akadályokat jelentenek. Még nem lehet egész Európában azonos termékeket piacra vinni. Az egységes közös piac nem fejlődik, mivel az egyre versenyképtelenebb nemzeti gazdaságok túl merevek és szétaprózottak, és a tagállamok nem tudnak egyhangúlag megállapodni a helyzet megváltoztatásáról. Az Európai Bizottság javaslatot tesz közzé a szétaprózott nemzeti piacok összeolvasztására, egy határok nélküli egységes piac 1992 végéig történő létrehozására. Elfogadják az EU Alaptörvényét, amely lehetővé teszi bizonyos kérdések többségi szavazattal történő eldöntését a Miniszterek Tanácsában. Közel 280 belső piaci szabályozás kerül elfogadásra, a zárt nemzeti piacok megnyitására, az egységes piac létrehozására. Több területen, az ekkor már 12 tagállami szabályozást egyetlen közös európai szabályozás váltja fel, amely lényegesen csökkenti egy termék unión belüli piacra juttatásának bonyolultságát és költségeit. Más területeken a törvények és müszaki szabványok kölcsönös elismerésére kerül sor. Létrejön a közös piac Folyik a közös piac kiszélesítése, működésének tökéletesítése.

Villamos energia: termék, közjó, áru: A piaci liberalizáció folyamatának ismertetése előtt indokolt áttekinteni, hogy mi jellemzi a villamos energia szolgáltatást. Más értékláncoktól eltérően, ahol az előállítási folyamat vagy szolgáltatás eredménye (terméke), minősége az érzékszervekkel ellenőrizhető, a villamos energia esetében csak műszerekkel vagy a hasznosítás eredményét (például világítás stb.) érzékelve tehetünk megállapításokat. A villamos energia természeténél és minőségénél fogva unikális, ugyanis: • előállítása pillanatában felhasználásra kerül, • minősége a szállítás előtt nem ellenőrizhető és nem korrigálható, • jellemzői (feszültsége, fázisszöge) a hálózatban folyamatosan változnak, így • a hálózat minden pontján más termék létezik, • a vevő is ronthatja vagy javíthatja minőségét (hullámalakját, fázisszögét), • a fogyasztói minőség a szolgáltatók és fogyasztók egyidejű (determinisztikus, illetve sztochasztikus) beavatkozásainak hatására alakul ki, 23

•

csak a fogyasztói csatlakozási pontra írják elő a minőséget (MSZ EN 50160).

A fogyasztók a szolgáltatástól, villamos energia esetében, vételezési lehetőséget várnak • aktuális igény szerinti teljesítménnyel, • ígért minőséggel (szabványos – 50 Hz – frekvenciával, névleges – csatlakozási feszültségszinttől függő – feszültséggel, szinuszos hullámalakkal, a fogyasztó felhasználását nem, vagy csak elfogadható mértékben korlátozó rendelkezésre állással) • kiszámítható áron. A villamos energiát, mint terméket az előbbieken túlmenően jellemzi, hogy: • a mai életminőséghez nélkülözhetetlen, • előállítása egyesített európai rendszerben történik, közös (egységes) és helyi (különös) szabályozás alapján, • befolyásolja a társadalom működését, így • a politika számára is megkerülhetetlen. Az energia piacok megnyitását megelőzően működött, hagyományos, szabályozott piaci villamos energia ellátás a végfelhasználók igényének teljes kielégítését jelentette, szabályozott áron, kijelölt szolgáltatótól (4.1. táblázat). A fogyasztók mintegy közjóként12 élvezték a szolgáltatást, a szabályozás által meghatározott, mindenki számára azonos feltételekkel, minőséggel, megfizethető áron. Az egyedi szolgáltatás nem függött a fogyasztó minőségi elvárásaitól, árérzékenységétől, az aktuális (használat időpontjában, helyén felmerülő) költségektől. A fogyasztókhoz eljuttatott termék a teljes értéklánc tevékenységének eredménye volt, a fogyasztóknak nem kellett tudniuk az értéklánc elemeiről, belső folyamatokról. Az előbbi, „szabályozott” piacokon a szabályozók pontosan meghatározták a szolgáltatók feladatait, ezek teljesítéséért, ellenértékként, az árszabályozási mechanizmusnak megfelelően, az árakat a hosszú távú határköltségek alapján állapították meg. A makrogazdasági folyamatok hatásainak érvényesülését általában ársapkával (Price Cap) korlátozták. A rendszeren végrehajtott fejlesztésekből adódó költségnövekményeket beépítették az árakba. A gyakorlatban a szabályozó információs hátrányban van. Egyrészt nehezen tudja megítélni, hogy egy adott fejlesztés ténylegesen indokolt-e (emiatt a rendszer túlépítetté válhat), másrészt a működés, a költségek indokoltsága, nagysága tekintetében is a szolgáltatóknál kevesebb információval rendelkezik. Ebből az információs aszimmetriából adódóan az árak általában nagyobbak az optimális működéshez szükséges hosszú távú határköltségeknél. Az értéklánc versenyzőképes és természetes monopólium elemekre történő, megfelelő felbontása esetén a versenyre kényszerített tevékenységek (villamos energia esetén elsősorban a termelés) árszabályozását (árminimalizálását) a jól működő piac megoldhatja, így az információs aszimmetriából adódó, előbbi hátrány csak a költségek egy részénél jelentkezik. 12

Közjó: „anyagi és szellemi javak és lehetőségek összessége, amelyek szükségesek ahhoz, hogy egy közösség tagjai boldogulásukat szabadon és hathatósan munkálhassák, de előállításukra önmagukban, egyenként nem képesek.” (Magyar Katolikus Lexikon) Más megfogalmazásban: „A közjó azoknak a társadalmi életföltételeknek az összessége, amelyek mind a csoportoknak, mind az egyes tagoknak lehetővé teszik, hogy teljesebben és könnyebben elérjék tökéletességüket” (II. Vatikáni Zsinat, Gaudium et spes)

24

A szolgáltatási piacok megnyitása, a termékek áruvá válása általánosságban: • a fogyasztók szabad választási lehetőségét (kitől veszi igénybe a szolgáltatást), • az árak felszabadítását (az árak versenyben alakulnak ki, hatósági árszabályozás, árellenőrzés csak a természetes monopólium jellegű tevékenységekre marad fenn), • termékek megváltozását (a fogyasztók igényeinek megfelelő új termékek megjelenését, nem keresett termékek elhagyását), • a szolgáltatási minőség felszabadítását (az egyes szolgáltatók eltérő minőségű szolgáltatást kínálhatnak, amelyek közül a fogyasztók igényeik és fizetőképességük alapján választhatnak), • a (szolgáltatástípusok, fogyasztói csoportok stb. közötti) keresztfinanszírozások megszüntetését, • védőmechanizmusok kialakítását az érdekérvényesítésre kevésbé képes vagy képtelen fogyasztók szolgáltatási színvonalának, megfizethető árazásának megőrzésére jelenti. Az egyes szolgáltatások körében további változások is bekövetkezhetnek, illetve az előbbiek tartalma is módosulhat. A változások részleteire a későbbiekben bővebben is kitérünk. A villamosenergia-ipari liberalizáció lehetőségének megfontolásához az is hozzájárulhatott, hogy: • a gázturbinás termelési technológia kisebb egység-teljesítményű berendezések esetén is versenyképes lehet (csökkent a hatékony méret), így a piacra lépéshez kisebb tőkére lehet szükség, másrészt • az informatika fejlődésével lehetővé vált a megnövekedett számú piaci szereplő sokkal bonyolultabbá váló kapcsolatrendszerének adminisztrációja, elszámolása. A piacra lépéshez szükséges tőkeigény csökkenése érvényes a megújuló termelő berendezések létesítésére vagy a kereskedőként történő megjelenésre is. Első irányelv: A részleteket nem ismerők számára a villamos energia piac nem különbözhet más piacoktól, így létrehozása nem jelenthet nagyobb nehézséget. Ennek ellenére az „Európai Parlament és a Tanács 96/92/EK irányelve (1996. december 19.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról” [2.3] elfogadására csak több éves egyeztetést követően került sor. Az irányelv az alábbi lényeges kérdéseket szabályozta: • Új termelő kapacitás létesítését. A tagállam döntésétől függően engedélyezési, vagy versenyeztetési eljárás volt választható. Az engedélyezési eljárásnál a teljesítendő feltételeket, a versenyeztetési eljárásnál a szerződéses feltételeket előzetesen rögzíteni kellett. • Szállító rendszer üzemeltető kijelölését, feladatainak meghatározását. Feladata volt – többek között – a csatlakozási, üzemeltetési előírások kidolgozása, az energiaáramlás irányítása, a biztonságos, megbízható és hatékony rendszerhez szükséges összes kiegészítő szolgáltatás biztosítása, a termelő berendezések teherelosztása, rendszerösszekötő vezetékek használatának diszkriminációmentes szabályozása. • A megújuló erőforrásokkal, valamint biztonsági okokból a hazai tüzelőanyaggal fejlesztett villamos energia termelésének előnyben részesítését a teherelosztás során.

25

• • • • • • • •

Elosztó rendszer üzemeltetők kijelölését, feladatainak – diszkriminációmentes, biztonságos, megbízható és hatékony működés – meghatározását. Tevékenységek szétválasztását, könyvvitel átláthatóságát (4.4. szakasz). A rendszerhez való hozzáférés szervezését (4.3. szakasz). A fogyasztók fokozatos feljogosítását, >40, >20, >9 GWh/év fogyasztási küszöbértékek meghatározását az azonnali (1999. február 19-ig esedékes) piacnyitásra, illetve a három, hat év múlva esedékes következő lépcsőkre. A viszonosság elvét, amely kimondta, hogy az egyes tagállamok kereskedői csak a saját tagállami piacaik megnyitásának mértékéig láthatnak el fogyasztókat más tagállamokban. Közvetlen vezeték létesíthetőségének szabályait. Válsághelyzetek kezelésére vonatkozó előírásokat. A piac működésének felülvizsgálatát, a liberalizáció kiterjesztése érdekében.

Az irányelv elfogadását követően, Magyarország Európai Unióhoz való tervezett csatlakozására is tekintettel megkezdődött a hazai szabályozási környezet átalakításának előkészítése. Az alapelveket a Gazdasági Minisztérium által 1999 júliusában elkészített kormány előterjesztés [2.4] foglalta össze. A villamosenergiaiparban célként tűzte ki, többek között, a versenypiac létrehozását, ennek részeként az átlátható piaci viszonyok megteremtését, a villamos energia export-import monopóliumának megszüntetését, a hosszú távú szerződések újratárgyalását, a versenyképtelenné váló erőművek befagyott költségeinek kezelését, a villamos energia árszabályozás módosítását. Az MVM Rt. az érintett intézmények, társaságok szakértőivel folytatott egyeztetések alapján, az előbbi dokumentum elfogadását megelőzően, felvetette a portfoliójában lekötött mennyiségre vonatkozóan, az erőművek által tőzsdén történő transzparens értékesítést, amely a viszonteladók számára is elfogadhatónak tűnt. A javasolt eljárásrend alkalmazása esetén a piacnyitás kezdetétől fogva transzparens árak alakulhattak volna ki, és mérhető lett volna a befagyott költség nagysága. Negyedik villamos energia törvény: Az alapelvek alapján, 2001-ben elfogadott villamos energia törvény [2.5] számos változást eredményezett [2.6]: • Részletesen rögzítésre kerültek a Magyar Állam és a Magyar Energia Hivatal feladatai, utóbbi hatásköre jelentősen bővült. • A feljogosított fogyasztók számára (a piacnyitást követően) lehetővé vált a piaci alapú megállapodások megkötése, a közüzemi szolgáltatásban részesítendő fogyasztókat kivéve, megszűnt az ellátási kötelezettség. • A hatósági árszabályozás csak a közüzemi szolgáltatásra, illetve a természetes monopólium jellegű (hálózati, rendszerirányítási, stb.) tevékenységekre maradt fenn. • A hosszú távú szerződések alapján igénybe nem vett teljesítőképesség az átvevő kellő időben történő lemondása esetén értékesíthetővé vált a szabad piacon. • A piaci szereplők kötelesek voltak megfelelő arányú megújuló energiaforrásból származó villamos energia átvételére. • A korábbi szállító engedélyesből közüzemi nagykereskedelmi engedélyes lett, mellette megjelentek a kereskedő engedélyesek. Az átviteli engedély mellett külön engedélytípusként megjelent a rendszerirányító engedély. További engedélytípusok kerültek kiadásra, mint például közüzemi szolgáltató,

26

• • • • • • • • •

szervezett villamosenergia-piac működtetése, villamos energia határon keresztül történő szállítása. A hálózatokhoz történő hozzáférés szabályozott szabad hozzáférés keretében történhetett. A villamosenergia-rendszer irányításáért és üzemvitelének biztonságáért, szabályzatok, erőműlétesítési-, hálózatfejlesztési terv kidolgozásáért a rendszerirányító engedélyes vált felelőssé. A rendszertervezés elősegítésére és a kereskedelmi forgalom elszámolhatósága érdekében bevezetésre került a mérlegkör rendszer. A feljogosítás fokozatosan történt, először a legnagyobb fogyasztók, eredeti tervek szerint 2007. július 1-től minden fogyasztó részére. A kiserőművek engedélyezése egyszerűbbé vált. A közüzemi nagykereskedő kizárólagossági jogosultsága megmaradt a közüzemi célra lekötött forrásokra, nagykereskedelemre, közüzemi szolgáltatók kiszolgálására. A különféle engedélyesi tevékenységek szétválasztására legalább a számviteli szétválasztást kellett alkalmazni. A hosszú távú szerződéseket évente újra kellett tárgyalni, ezek eredményéről a Hivatalt tájékoztatni kellett. A befagyott (átállási) költségek (5.5. szakasz) finanszírozására a rendszerirányító elkülönített számláján kezelt alap, ennek megfelelő feltöltésére átállási díjelem került bevezetésre, kifizetésről a Hivatal javaslata alapján az illetékes miniszter döntött.

Az MVM Rt. a piacnyitásra készülve, 2000. október 19-én, a rendszerüzemeltetési feladatok ellátására, megalapította a MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Rendszerirányító Rt.-t, amely 2000. november 9-én megkezdte működését. Feladatát kezdetben szerződéses jogviszonyban, az MVM Rt. szállítói engedélye alapján látta el, tulajdonképpen az MVM Rt. tulajdonában álló hálózatot „üzemeltette”, részben más társaság állományában lévő munkatársakkal, a rendszer forrásegyensúlyának, szabályozásának biztosítását az MVM Rt. beszerzési portfóliójában lekötött kapacitásokkal végezte. A hálózat karbantartása, fejlesztése MVM Rt. hatáskörben maradt. Az átviteli hálózat és rendszerüzemeltetés külön vállalatban történő, szétválasztott működése számos problémát vetett fel, ezért 2006. január 1-el, a hálózati eszközök apportálásra kerültek a MAVIR Rt.-be, az annak karbantartását, fejlesztését végző és a tényleges kezelést, karbantartást ellátó munkavállalók átvételével. Így az átviteli engedélyesi tevékenység jogi szétválasztása teljes körűen megtörtént. Itt kell megemlíteni, hogy a piaci transzparencia, likviditás növelésére a rendszerüzemeltető leányvállalataként indult el 2010 júliusában a Magyar Szervezett Villamosenergia-piac működése, amelynek forgalma folyamatosan növekszik. A hazai piacnyitásra, a legnagyobb (>40 GWh/év) fogyasztók részére 2003. január 1én került sor. Az első évben a versenypiaci részarány az összes fogyasztás mintegy 10%-a volt. 2013 végére a versenypiaci részarány elérte a hazai fogyasztás kétharmadát (a hazai piac fejlődését részletesebben a 6.2. szakaszban vázoljuk). A kereskedelmi engedélyesek száma 2011-ben meghaladta a 130-at. Liberalizált piac működésének első felülvizsgálata: A piac működésének 96/92/EK irányelv alapján elvégzett vizsgálatáról elkészített jelentést 2001-ben hozták nyilvánosságra. A megállapítások alapján egységes, teljesen liberalizált

27

villamos energia piac létrehozását célozták meg, a lakossági és egyéb sérülékeny fogyasztók részére nyújtható védelem biztosítása mellett, ez utóbbit a tagországok kompetenciájában hagyva. Ennek érdekében szükségesnek tűnt a: • határkeresztező kereskedelem, regionális piac, ezek elősegítésére a határkeresztező vezetékek kapacitásának fejlesztése, • választási (váltási) lehetőség és általános szolgáltatás biztosítása, • termelés megfelelőségének folyamatos nyomon követése, • konzisztens támogatási rendszer kialakítása, • piactorzító elemek megszüntetése, • harmadik országokkal való kapcsolatok javítása. Második irányelv: Az előbbi célok elérését szolgálta a korábbi irányelvet felváltó 2003/54/EC irányelv [2.7], amely a következő lényegesebb változásokat eredményezte: • közszolgáltatói kötelezettségek (általános gazdasági érdekből vonatkoztatva biztonságra, ellátás folyamatosságára, minőségére, árára és a környezetvédelemre) és fogyasztóvédelem (általános szolgáltatás méltányos, átlátható áron) előírása, • a hálózatokhoz történő szabályozott szabad hozzáférés általános előírása, • ellátásbiztonság megfigyelésének előírása, új kapacitások engedélyezésének, tendereztetés szabályainak pontosítása, • rendszerüzemeltetők kijelölése, szétválasztása, információk bizalmasságának óvása, • elosztóhálózati üzemeltetők kijelölése, szétválasztása, • szétválasztás, könyvvitel átláthatósága, • teljes piacnyitás időpontjának előírása: 2004. július 1-től minden nem lakossági fogyasztó, 2007. július 1-től minden fogyasztó feljogosított fogyasztóvá válhat, • szabályozó hatóságok feladatainak meghatározása. Negyedik villamos energia törvény módosításai: A módosítások [2.8-2.9] a részleges piacnyitás tapasztalatai alapján a MEH, engedélyesek feladatainak pontosítását, a kötelező átvétel (különös tekintettel a kapcsolt villamos energia termelés piacra lépésének támogatására), engedélyezés, szétválasztás szabályainak módosítását eredményezték, és beépültek a Bizottság által az Oroszlányi Erőmű Rt. részére jóváhagyott szénipari szerkezetátalakítási támogatással összefüggő rendelkezések is. Liberalizált piac működésének második felülvizsgálata: A második irányelvvel elérni tervezett célok azonban csak részben teljesültek, a 2005-ben elvégzett vizsgálat során előtérbe kerültek a piacműködés hiányosságai: • nagy a piaci koncentráció (a nemzeti jellegű nagykereskedelmi piacokon erőfölény érvényesül, melynek következménye az árak eltérítése), • vertikális piaclezárás érvényesül (az integrált társaságok nem a piacon kereskednek, így kicsi a likviditás), • hiányzik a piaci integráció (kis határkeresztező forgalom miatt a domináns inkumbensek13 érvényesülhetnek, nincs ösztönzés a szűk összekötő vezetékek bővítésére), 13

Inkumbens: Itt az adott piacon tevékenykedő, integrált társaság.

28

• •

•

hiányzik a piaci transzparencia (nincs elég információ a kereskedelmi döntésekhez, ebből adódóan nagy a piacra lépés kockázata), árképzés átláthatatlan (a tüzelőanyag árak, emisszió kereskedelmi rendszer befolyása látható, de a szabályozott és szabad piaci árak egymásra hatása, nagyfogyasztók támogatása hátrányos a versenypiac fejlődése szempontjából), a piaci szereplők a hálózati és szolgáltatási tevékenységek szétválasztásának elégtelenségére panaszkodnak.

Ellátásbiztonság: A piacnyitás első időszakában a korábban elkülönült nemzeti piacokon lévő tartalékkapacitások közös használatából adódóan kapacitásfelesleg jelentkezett, az árak nagyon lecsökkentek (6.12. ábra), emiatt a 10000 MW-ot meghaladó erőmű kapacitás került leállításra. Az időközben növekvő igények mellett a még meglévő többletek eltűntek, forrásszűke kialakulása fenyegethetett. Ennek megelőzésére indokoltnak tűnt egy olyan irányelv [2.10] elfogadása, amely elősegítheti a termelési kapacitások megfelelő szintjét, a kínálat és kereslet közötti megfelelő egyensúlyt, figyelembe véve a meglévő és új rendszerösszekötő vezetékek leghatékonyabb kihasználását is. A működés biztonságának elősegítésére minimálisan kötelező üzemi szabályok és kötelezettségek írhatók elő, beleértve az esetleges veszélyhelyzetek kezelését, szomszédos rendszerüzemeltetőkkel történő együttműködést is. A rendszer megfelelőségéről (3.2. szakasz), az ezt jellemző információkról jelentést kell tenni a Bizottság részére. Ötödik villamos energia törvény: A 2003/54/EK irányelv hazai jogrendbe történő átültetése a 2007. évi LXXXVI. törvénnyel [2.11] történt. A törvény: • bevezette a végső menedékes, illetve a védendő fogyasztók fogalmát, • a verseny elősegítésére előírta a le nem kötött kapacitások árverését, • új szabályokat alkotott a piaci erőfölénnyel való visszaélés megelőzésére, a domináns piaci szereplők kiszűrésére, valamint a jelentős piaci erő érvényesülésének kizárására vonatkozó eljárás rendre (JPE szabályozás, 5.3. szakasz), • újraszabályozta a MEH jogállását, feladatkörét, hatáskörét, • új szabályokat alkotott az EU szerveivel történő együttműködésre, illetve • az Energetikai Állandó Választott-bíróságra vonatkozóan. A teljes piacnyitásra – háztartási fogyasztókat is beleértve – 2008. január 1-el, az uniós céldátumhoz képest fél éves késedelemmel, került sor. Harmadik irányelv: A második felülvizsgálat alapján kidogozott új irányelv tervezet – elsősorban a szétválasztással, fogyasztók védelmével összefüggő kérdések nehézkes egyeztetése miatt – csak 2009 nyarán került elfogadásra [2.12]. A korábbiakhoz képest: • Pontosításra kerültek a közszolgáltatói kötelezettségek (általános gazdasági érdekből vonatkoztatva biztonságra, ellátás folyamatosságára, minőségére, árára és a környezet védelmére) és fogyasztóvédelem (általános szolgáltatás méltányos, átlátható áron) szabályai. • Előírásra került az ellátás biztonságának figyelemmel kísérése, erről kétévente jelentések közzététele. • Előírásra került a regionális együttműködés előmozdítása, az elszigetelten működő regionális piacok integrációja.

29

• • • • •

•

Előírásra került az átviteli rendszer üzemeltetés szétválasztása (4.4. szakasz, TSO, ISO, ITO modellek), a feladatok és a független működéshez szükséges feltételek biztosítása. Pontosításra kerültek az elosztórendszer üzemeltetőkre vonatkozó szabályok Pontosításra került a szabályozó hatóságok feladat és hatásköre, tevékenységük céljának szabályozása, regionális együttműködésük a határokon átnyúló ügyek tekintetében. Előírásra került a kereskedelmi ügyletek nyilvántartására, adatok megőrzésére vonatkozó kötelezettség. Előírásra kerültek a kiskereskedelmi piacok működésének elősegítésére vonatkozó szabályok, a személyi és tárgyi biztonságot fenyegető piaci folyamatok esetén szükséges biztonsági intézkedésekkel összefüggő elvárások. Pontosításra került a jelentésekre vonatkozó szabályozás.

Az erőművek létesítésére, műszaki előírásokra, hálózatokhoz történő, nyilvános tarifákon alapuló, szabad hozzáférésre, számviteli szétválasztásra, titoktartásra, viszonosságra, közvetlen vezetékek létesítésére vonatkozó szabályok érdemben nem változtak. Az irányelvvel egyidejűleg került nyilvánosságra az Energiaszabályozók Együttműködési Ügynöksége14 létrehozásáról [2.13], valamint a villamos energia határokon keresztül történő kereskedelme esetén alkalmazandó hozzáférési feltételekről és az 1228/2003 rendelet hatályon kívül helyezéséről [2.14] szóló rendelet. Ezek az egységes piac mielőbbi létrehozása és zavartalan működése érdekében fontos kérdéseket szabályoznak. A [2.14] rendelet a villamosenergia-piaci átvitelirendszer-üzemeltetők európai hálózatának (ENTSO-E15) létrehozását is előírja. Az Ügynökség a [2.13] alapján többek között: • Nyomon követi a belső piacot, különösen a kiskereskedelmi árakat, hálózati hozzáférést, megújuló energiaforrások piacra jutását, fogyasztói jogok érvényesülését, ENTSO-E feladatainak végrehajtását, amelyről éves jelentést tesz közzé, kiemelve a belső piac előtti akadályokat. Az utóbbiak megszüntetésére lehetséges intézkedésekről véleményeket, ajánlásokat terjeszt elő az ENTSO-E, a Parlament, illetve a Bizottság részére. • Részvétel az üzemi és kereskedelmi szabályzatok kidolgozásában, indoklással ellátott vélemény készítése az ENTSO-E részére az üzemi és kereskedelmi szabályzatokról. • Figyelemmel kíséri és elemzi a vonatkozó [2.14] rendelettel összhangban elfogadott keretjellegű iránymutatások végrehajtását. • Ellenőrzi a hálózatfejlesztési tervek, rendszerösszekötő projektek végrehajtását. • Egyedi műszaki kérdésekben határozatot fogadhat el. • Kialakítja a nemzeti szabályozó hatóságok együttműködésének kereteit.

14

Angol rövidítéssel: ACER: Agency for the Cooperation of Energy Regulators, Ljubljanai székhellyel működik 15 ENTSO-E: European Network of Transmission System Operators, Brüsszeli székhellyel működik, az UCPTE (UCTE) jogutódja

30

•

Véleményezheti a nemzeti szabályozó hatóságok intézkedéseit, tanúsítási határozatait (4.4. szakasz).

Feladatainak ellátása során átfogó, korai, nyílt és átlátható konzultációt kell folytatnia minden érdekelttel. Működési költségeit elsősorban az Európai Közösségek költségvetésében előirányzott közösségi támogatás fedezi. E mellett a tanúsítási határozatok véleményezéséért szedett díjak, valamint az ügynökség által elfogadott adományok, hagyatékok, támogatások képezhetnek forrást.

2.1. ábra ENTSO-E elődszervezetei (Forrás: ENTSO-E honlap) A korábbi rendszeregyesüléseket (VERE) tömörítő (2.1. ábra), ENTSO-E legfontosabb feladata üzemi és kereskedelmi szabályzatok (csak a határokon átnyúló hálózatokkal, piaci integrációval összefüggésben) kidolgozása. Az Ügynökséggel és az érdekeltekkel folytatott konzultáció alapján felállított prioritási lista alapján kell sort kerítenie a [2.14] rendeletben felsorolt • hálózatbiztonsági és megbízhatósági szabályok, • hálózatra kapcsolás szabályai, • harmadik felekre vonatkozó hozzáférési szabályok, • adatcsere, elszámolási szabályok, • interoperabilitás szabályai, • szükséghelyzeti operatív szabályok, • kapacitásallokáció, szűk keresztmetszetek kezelése, • rendszerszintű szolgáltatások műszaki és operatív biztosításával, kiegyenlítő szabályozással kapcsolatos kereskedelmi szabályok, • átláthatósági szabályok, • kiegyenlítés szabályai, hálózattal kapcsolatos tartalékenergiára vonatkozó szabályok, 31

átviteli tarifákkal kapcsolatos szabályok, területi jelzések (területi árazás), rendszerüzemeltetők közötti ellentételezések, • hálózatok energiahatékonysága témakörökben. •

Az egységes európai szabályzatok kidolgozása mellett az ENTSO-E feladatát képezi: • A normál és rendkívüli körülmények közötti üzemeltetés koordinálását biztosító közös eszközök, minősítő skála, kutatási tervek elfogadása. • Két évente, nem kötelező érvényű, 10 éves, termelés megfelelőségére előrejelzést tartalmazó hálózatfejlesztési terv (integrált hálózat modellje, forgatókönyvek, rendszer rugalmasságának felmérése) elfogadása: o a nemzeti beruházási tervek, o a transzeurópai tervek o a rendszerhasználók ésszerű igényei o az erőművi és átviteli engedélyesek hosszú távú kötelezettségvállalásai figyelembevételével, megjelölve a beruházási hiányterületeket. A szabályzatok, hálózatfejlesztési tervek kidolgozása, prioritási lista összeállítása során valamennyi érdekelttel kellő időben, nyitott és átlátható módon kell konzultálni. Az átvitelirendszer-üzemeltetőknek koordinációs és információcserére vonatkozó eljárásokat kell alkalmazni, különös tekintettel a szűk keresztmetszetek kezelésére. Nyilvánosságra kell hozni: • a szabályzatokat • a szabad hálózati kapacitások becslését minden napra, • az összesített igény-forrás adatokat • a 250 MW beépített teljesítménynél nagyobb teljesítményű egységekkel rendelkező termelőknek a kereskedelmi döntéseikre jellemző adatokat, beleértve az rendelkezésre álló teljesítőképesség és lekötött tartalék értékét is, öt évre visszamenőleg óránkénti bontásban Az ENTSO-E működési költségeit az átvitelirendszer-üzemeltetők viselik. Jelen könyv összeállításának idején a következő szabályzat tervezetek készültek el: • Hálózati szabályzat kapacitás lekötésről, szűkület kezelésről • Hálózati szabályzat erőművek hálózati csatlakozási követelményeiről • Hálózati szabályzat villamos energia kiegyenlítésről • Hálózati szabályzat forward kapacitás lekötésről • Hálózati szabályzat fogyasztók csatlakozásáról • Hálózati szabályzat üzembiztonságról • Hálózati szabályzat üzemviteli tervezésről, menetrendezésről • Hálózati szabályzat teljesítmény-frekvencia szabályozásról és tartalékokról • Hálózati szabályzat nagy feszültségű egyenáramról Ezek konzultációja, véglegesítése, jóváhagyása különböző fázisban van. Várakozások alapján 2014 első felében néhány szabályzat bevezetésre kerülhet. A korábbi UCTE (kontinentális) illetékességi területen még az UCTE által alkalmazott szabályzatok vannak érvényben, ennek ellenére a későbbiekben, az egyes témakörök ismertetésénél a tervezett szabályzati előírásokat is vázoljuk.

32

Ötödik villamos energia törvény módosításai: A harmadik irányelv hazai bevezetésére nem új villamos energia törvény elfogadásával, hanem az 1997-ben elfogadott törvény módosításaival került sor. A módosítások közül ki kell emelni a rendszerüzemeltetés szétválasztási modelljét szabályozó 2010. évi VII. törvényt [2.15], valamint a szétválasztási szabályokat az irányelvvel teljes összhangba hozó 2011. évi XXIX. törvényt [2.16]. Utóbbi a kötelező átvételi rendszert is újraszabályozta. Ezeken túlmenően is nagyszámú változás történt a törvény hatályos szövegében (2.2. táblázat). Ebből is megállapítható, hogy a hazai jogszabályi környezet folyamatosan változik, még azt figyelembe véve is, hogy a táblázatban összefoglalt változások nem minden esetben jelentenek új parlamenti döntést, csupán a parlamenti döntések több ütemben történő hatálybaléptetését. A gyakran változó szabályozás bizonytalanságot teremt, mivel a villamosenergia-iparágban 3040 év alatt megtérülő beruházásokról kellene döntéseket hozni, amelyekhez elengedhetetlen előfeltétel a kiszámítható stabil szabályozási, gazdasági környezet. 2.2. táblázat 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Szövegváltozások 7 3 5 12 6 9

Piacok integritása, átláthatósága: A szabályozási környezetből még említést kell tenni az úgynevezett REMIT rendeletről [2.17]. Ennek célja a 2005-ben elvégzett második felülvizsgálat során feltárt hiányzó piaci transzparencia megteremtése, a nagykereskedelmi energiapiacokon kialakuló verseny tisztességének biztosítása, a piaci visszaélések megelőzése. Az egyre nagyobb kiterjedésű piacok, sorba kapcsolt, összefüggő, bonyolult, fizikai és származékos ügyletek (6.1 szakasz) kedvező lehetőséget kínálnak a piaci visszaélésekre. Ezek minimalizálására a bennfentes (mások által nem ismert információk felhasználásával végzett) kereskedelem, piaci manipuláció (versenytársak megtévesztése, vagy ennek kísérlete) lehetőségének ellehetetlenítése jelenthet megoldást. Ehhez a piaci szereplők számára rendelkezésre álló, kereskedelmet, árakat potenciálisan befolyásoló információk lehető legkorábbi nyilvánosságra hozatala, a megkötött ügyletetek adatainak megismerhetősége és gyanú esetén ezek módszeres vizsgálata szükséges. Magyarországon a nyilvánosságra hozatalra a szervezett villamosenergia-piaci engedélyes (HUPX) közzétételi honlapján van mód. A szabályozás részleteit a 6.4. szakaszban ismertetjük. Szabályozási hatáskörök: Az Európai Unió közös piacának kiszélesítésével, tökéletesítésével további szabályozások elfogadása várható. A kompetenciákat az Európai Unióról szóló szerződés és az Európai Unió működéséről szóló szerződés [2.18] szabályozzák. Utóbbi szerint az EU jogkörét képezik: • Belső piacok harmonizációja (114. cikk (1) bekezdés), • Transzeurópai hálózatok (170-172. cikkek), • Környezetvédelem (191-193. cikkek), • Energia (194. cikk), ezen belül a „belső piac létrehozása, illetve működése keretében, valamint a környezet megőrzésének és javításának

33

szükségességére tekintettel az Unió energiapolitikájának céljai – a tagállamok közötti szolidaritás szellemében – a következők: a) az energiapiac működésének biztosítása, b) az energiaellátás biztonságának garantálása az Unión belül, c) az energiahatékonyság és az energiatakarékosság, valamint az új és megújuló energiaforrások kifejlesztésének előmozdítása; és d) az energiahálózatok összekapcsolásának előmozdítása.” Az energiával kapcsolatos kérdésekben „az Európai Parlament és a Tanács rendes jogalkotási eljárás keretében megállapítja” az előbbi célkitűzések eléréséhez szükséges intézkedéseket. Ezek az intézkedések – a környezet védelme érdekében szükséges korlátozásokat kivéve – „nem befolyásolhatják a tagállamok jogát az energiaforrások kiaknázására vonatkozó feltételek meghatározására, továbbá nem befolyásolhatják a tagállamok különböző energiaforrások közötti választását és energiaellátásuk általános szerkezetét.” (194. cikk (2) bekezdés). Az Európai Unióról szóló szerződés 5. cikk (2) bekezdése alapján minden más (át nem ruházott) hatáskör a tagállamoknál marad. Ugyanis: „Az Unió hatásköreinek elhatárolására a hatáskör-átruházás elve az irányadó. Az uniós hatáskörök gyakorlására a szubszidiaritás16 és az arányosság elve az irányadó.” (5. cikk (1) bekezdés). Az uniós hatáskörben lévő belső piaci harmonizációra, környezetvédelemre, transzeurópai hálózatokra tekintettel azonban egyre bővebb lesz a közös joganyag, és csökken a nemzeti döntési lehetőség. Várható, hogy beruházási, árszabályozási, használati jog elosztási kérdések is központosításra kerülnek. Reguláció vagy dereguláció: Az előzőekből látható, hogy az európai „kísérletben” a fokozatosság elvét alkalmazzák. Változtatják a szabályozást, majd megfigyelik az eredményt, a tapasztalatok alapján módosítják a szabályozást és így tovább. A folyamatos változtatás, mint arra az ötödik magyar villamos energia törvénnyel kapcsolatban utaltunk, a nemzeti szabályozásokra is érvényes. A liberalizáció vagy, ahogy az angolszász irodalomban nevezik, dereguláció nem jelenti azt, hogy kevesebb szabályozás lesz. A valóságban a bonyolultabb működési modellből, több szereplőből adódóan több szabályozásra van szükség. A szabályozói, befektetői tévedéseket (rossz beruházási döntéseket) ez esetben is a fogyasztók fizetik meg [2.19]. A versenypiacnak két feladatot kell egyszerre teljesíteni: az árakat a határköltségre kell lecsökkenteni, másrészt a költségeket minimalizálni kell. A szabályozás vagy az egyiket, vagy a másikat tudja elérni, mindkettőt nem. Kompromisszumot kell kötnie: a szokásos árszabályozásnál (indokolt költségek+méltányos megtérülés) az árak a hosszú távú határköltségekre csökkennek, de nem ösztönöz a költségek minimalizálására. Ugyanis az iparági hatékonyságjavulásból adódó megtakarításokat a szabályozás elvonja, és a fogyasztóknak adja. A befektetések futamidejére érvényes ársapka szabályozásnál a hatékonyságjavulás haszna az iparágban marad, de így a költségek a hosszú távú határköltségek felett lesznek. A szabályozó a két lehetőség közötti megoldásoknál 16

A szubszidiaritás lényege XI. Pius pápa, Quadragesimo anno kezdetű, 1931-ben közzétett enciklikája alapján „Amit az egyes ember önmaga a saját erejével elvégezhet, nem szabad elragadni tőle és a társadalmi tevékenység körébe utalni; hasonlóképpen, amit kisebb és alacsonyabb rangú közületek jogosan elintézhetnek, azt nagyobb és magasabb közület jogosan nem vonhatja a maga hatáskörébe, mert nagy kárral jár, és a helyes rendnek teljes fölborítása. Hiszen a társadalmi beavatkozásnak mindig az a természetes célkitűzése, hogy kisegíteni akarja a társadalmi test egyes tagjait, nem pedig tönkretenni vagy fölszívni.”

34

(például az ársapka érvényességi idejének rövidítése) csökkentheti a fogyasztói költségeket, de a tökéletes verseny esetén elérhető optimumot nem tudja kikényszeríteni. A jobb eredményhez jól képzett szabályozók kellenének. Stoft szerint az Egyesült Államokban jobb lett volna, ha a deregulációra fordított erőfeszítést a szabályozás tökéletesítésére használták volna [2.19] Piac gyengeségei: Az előbbi szabályokkal kialakított és folyamatosan javított villamosenergia-piac, az első irányelv ismertetésénél említett vélekedéssel szemben, lényegesen különbözik az egyéb piacoktól. A legfontosabb eltérések: • Valós idejű mérés (árinformáció) elszámolás hiánya. Az egyéb piacoktól eltérően, a piaci szereplők jelenleg nem rendelkeznek információkkal az aktuális árakról, így piaci döntéseiket nem az aktuális árinformációk birtokában hozzák meg. • Valós idejű fogyasztói ellenőrzési, beavatkozási lehetőség (igényoldali rugalmasság) hiánya. A fogyasztók nem ismerik aktuális fogyasztásuk számszerű értékét, árát, így költségét, esetleges beavatkozásaik gazdasági hatását. Fogyasztásuk esetleges takarékossági okokból történő visszafogásán túlmenően, nem érdekeltek a fogyasztás egy adott időpontban történő csökkentésében vagy növelésében. • Komplexitás (közjó + magán érdekek). A villamos energia a mai életminőséghez nélkülözhetetlen. Szolgáltatása gazdaságosan, megbízhatóan csak közösségi rendszerekben lehetséges. Ugyanakkor a piaci szereplők gazdasági vállalkozások (a háztartási fogyasztók viselkedését is kiterjesztően értelmezve), amelyek érdekeik mentén tevékenykednek. A szabályozásnak és a működésnek az egyéneket boldogító közösségi és a magán érdekeket is szolgálni kell. • Helyi piaci erő (termelő technikai korlátai). A villamos erőművek termelésüket csak adott helyen tudják hálózatra adni. Így a csatlakozó hálózatok szállítási kapacitásától függ, hogy az értékesítésre csak az erőmű környezetében vagy távolabb is sor kerülhet-e. Hasonlóan a hálózatok szállítási kapacitásától függ, hogy az adott erőmű környezetébe más forrásból érkezhet-e villamos energia. Kellő nagyságú beszállítási kapacitás hiányában az erőmű monopolárazást alkalmazhat. Önellátástól a liberalizált piacig

Beleszólási lehetőség

Kiszolgá Kiszolgáltatottsá ltatottság → Szolgáltatás igény Idő

önellátás (elosztott kiserőművek) válása 2.2. ábra Megoldás: Felhasználók kiszolgáltatottá Mi lesz a költségekkel???

A villamos energia ellátás fejlődését, szabályozásának változását értékelve megállapítható, hogy a technikailag és kapcsolataiban is egyre bonyolultabb rendszerek kialakulásával a helyi közösségek, egyének beleszólási lehetősége folyamatosan csökken. A kisebb szolgáltatási igények idején létező, helyi érdekeltségű szolgáltatást, illetve a közjót szolgáló közösségi társaságokat, amelyek a közösségek ellenőrzése alatt álltak, amelyek létesítéséről, működéséről és más közösséget érintő kérdéseiről a közösségek véleményt formálhattak, egyre inkább 35

nagy, „távoli” szereplők váltják fel, amelyek működésébe az egyes fogyasztók, közösségek nem látnak bele, szabályozásukat nem befolyásolhatják, így egyre kiszolgáltatottabbak lesznek, miközben igényeik a korábbi többszörösére növekedtek (2.2. ábra).

Irodalom 2.1 Directive 97/67/EC of the European Parliament and of the Council of 15 December 1997 on common rules for the development of the internal market of Community postal services and the improvement of quality of service 2.2 Directive 2007/58/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2007 amending Council Directive 91/440/EEC on the development of the Community's railways and Directive 2001/14/EC on the allocation of railway infrastructure capacity and the levying of charges for the use of railway infrastructure (OJEU L315, 3.12.2007). 2.3 Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity, (OJ L 27, 30.1.1997, p. 20–29) 2.4 A magyar energiapolitika alapjai, az energetika üzleti modellje, Gazdasági Minisztérium 1999. július 2.5 2001. évi CX. törvény a villamos energiáról 2.6 Gerse K: Visszatekintés, MVM Közleményei, L. évfolyam, 2013. 3-4. szám, 639. old. 2.7 Az európai Parlament és Tanács 2003/54/EK irányelve (2003. 06.26.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályaira és a 96/92/EC Direktíva hatályon kívül helyezésére (OJ L 176, 15.7.2003, p. 37–53) 2.8 2005. évi LXXIX. törvény a villamos energiáról szóló 2001. évi CX. törvény módosításáról, 2.9 2005. évi CLXXXV. törvény a villamos energiáról szóló 2001. évi CX. törvény módosításáról 2.10 Az európai Parlament és Tanács 2005/89/EK irányelve (2006. január 18.) a villamos energia biztonságát és az infrastrukturális beruházások védelmét célzó intézkedésekről, (OJ L32, 4.2.2006, p. 22-27) 2.11 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról 2.12 Az európai Parlament és Tanács 2009/72/EK irányelve (2009. július 13.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, (OJ L211, 14.8.2009, p. 55-93) 2.13 Az európai Parlament és Tanács 713/2009/EK rendelete (2009. július 13.) az Energiaszabályozók Együttműködési Ügynöksége létrehozásáról (OJ L211, 14.8.2009, p. 1-14) 2.14 Az európai Parlament és Tanács 714/2009/EK rendelete (2009. július 13.) a villamos energia határokon keresztül történő kereskedelme esetén alkalmazandó hálózati hozzáférési feltételekről és az 1228/2003 rendelet hatályon kívül helyezéséről (OJ L211, 14.8.2009, p. 15-35) 2.15 2010. évi VII. törvény egyes energetikai tárgyú törvények módosításáról 2.16 2011. évi XXIX. törvény az energetikai tárgyú törvények módosításáról

36

2.17 Az Európai Parlament és a Tanács 1227/2011/EU rendelete (2011. október 25.) a nagykereskedelmi energiapiacok integritásáról és átláthatóságáról (OJ L326, 8.12.2011, p. 1-16) 2.18 Az Európai Unióról szóló szerződés és az Európai Unió működéséről szóló szerződés egységes szerkezetbe foglalt változata (OJ 2012/C 326/01, 55. évfolyam, 2012. október 26.) 2.19 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002

37

38

3. A villamosenergia-rendszer működése A villamosenergia, mint említettük olyan termék, amely előállítása pillanatában felhasználásra kerül és a mai életminőséghez nélkülözhetetlen. Ezért olyan rendszert kell működtetni, amely megbízhatóan (a lehető legnagyobb rendelkezésre állással) és az adott feltételrendszerben legkisebb költséggel biztosítani tudja a termelés és fogyasztás mindenkori egyensúlyát. Az együttműködő rendszer átnyúlik az országhatárokon, egyes részei különböző joghatóság alatt állnak, működését azonban az azonos, közös cél érdekében kell irányítani. Sajátosságai, működése, követelményei a villamosenergia-piacra is kihatnak, a következőkben erre tekintettel vázoljuk a piac működése, termék minősége szempontjából legfontosabb kérdéseket. 3.1.

Villamosenergia-rendszer néhány jellemzője

A háromfázisú, váltakozó áramú rendszer a feladatokat tekintve átviteli és elosztó hálózatból áll. Az átviteli hálózat feladata a nagyobb távolságú villamosenergia szállítás a forrásoktól az elosztó hálózati táppontokig (alállomásokig). A határkeresztező összeköttetések is az átviteli hálózat részét képezik. Kialakítása mindig hurkolt, hogy egy hálózati elem esetleges kiesése ne okozzon zavart a biztonságos működésben (n-1 elv). A nemzeti rendszerek csomópontjai (átviteli hálózat alállomásai) határkeresztező vezetékeken, szomszédos rendszerek átviteli hálózati elemein keresztül is összeköttetésben állnak, így egy elem kiesése esetén a szomszéd rendszerek is hozzájárulnak az ellátás biztonságának megőrzéséhez. A szokásos feszültségszint 400 kV. Magyarországon a történeti fejlődésből adódóan 120, 220 és 750 kV-os feszültségszintű átviteli vezetékek is vannak (1.10. ábra). Egyes országokban n-2 elvet követnek, így két vezetékág kiesése sem okoz zavart a biztonságos ellátásban. Az elosztó hálózatok elsősorban a fogyasztók kiszolgálását biztosítják. A szokásos feszültségszintek 120 kV nagyfeszültség, 10 kV középfeszültség, 400 V kisfeszültség. Középfeszültségen a 10 kV mellett 35, 20 kVos feszültségszintek is előfordulnak. Kialakításuk 120 kV-on általában hurkolt (egyes vezetékek az átviteli hálózat elemeinek tartalékát képezhetik), középfeszültségen, kisfeszültségen általában sugaras, városokon belül esetenként gyűrűs, hurkolt. 6000 5800

Teljesítményigény (MW)

5600 5400 5200 5000 4800 4600 4400 4200 4000 3800 3600

dec. 8. szombat dec. 10. hétfő dec. 9. vasárnap

3400 3200 3000 0:00

6:00

12:00

18:00

Idő

0:00

3.1. ábra Fogyasztói igények változása (2007. december) A fogyasztói igények az életritmustól, tevékenységektől, időjárástól és más befolyásoló paraméterektől függően folyamatosan változnak. A 2007 decemberének néhány napi lefutását bemutató, 3.1. ábrán a 15 perces mérési időintervallumokra vonatkozó átlagértékek láthatók, de a mérési időintervallumokon belül is jelentős

39

igényváltozások lehetségesek. Ennek megfelelően a villamos energia termelését is folyamatosan változtatni kell. A fogyasztás, termelés egyensúlyának változását a hálózat frekvenciájának változása jelzi (3.2. ábra). Egy adott, állandósult frekvenciánál az erőművek által termelt és a fogyasztó berendezések által felhasznált energia egyensúlyban van. Nagyobb frekvenciánál a fogyasztó berendezések teljesítményigénye nő, az erőművek teljesítménye (a turbinaszabályozók állásán nem változtatva) csökken, így a fogyasztói terhelés növekedése esetén a frekvencia, az új egyensúlyi frekvencia beállásáig, csökken. A frekvenciaváltozás hatására bekövetkező fogyasztói teljesítményigény változást a hálózati frekvenciatényező jellemzi. Háromfázisú ellátás

f , P termelt 

f , P fogyasztott 

P termelt

~



P fogyasztott

f frekvencia nő, vagy csökken ? Beáll! P termelt = P fogyasztott

V feszültség

3.2. ábra Fogyasztás, termelés egyensúlya A hálózatra kapcsolt, hagyományos háromfázisú szinkron generátorok között mágneses tengelykapcsolat működik, a lengésektől, fázisszög eltérésektől eltekintve a forgórészek forgásszöge megegyezik. Így a frekvencia változása esetén fordulatszámuk azonosan nő vagy csökken (3.3. ábra). Teljesítményük azonban az egyedileg beállított arányossági tényezőjüktől függően változik. Háromfázisú generátorok együttműködése

R, S, T fázisok

Azonos forgásszög

3.3. ábra Háromfázisú szinkron generátorok együttműködése Hálózati frekvenciatényező: a hálózatra kapcsolt fogyasztók teljesítményigényének változása egységnyi frekvenciaváltozás hatására. Miután megállapítására az erőmű teljesítmények ugrásszerű változásából kerül sor, a vonatkozó [3.1] szabályzat meghatározása alapján: egy szabályozó blokkban vagy az európai villamosenergiarendszer egyesülésben kieső vagy belépő P [MW] teljesítmény és az általa előidézett f [Hz] frekvenciaváltozás hányadosa [MW/Hz]:

h 

P f

40

3.1

Megállapítható az európai villamosenergia-rendszer egyesülésre vagy annak egy adott szabályozási területére, (vagy blokkjára). Utóbbi esetben, az adott területre vonatkozó i [MW/Hz] értékét a szabályozási területen (vagy blokkon) belüli üzemi eseményből bekövetkező, összesített P i csereteljesítmény-eltérés17 és az üzemi esemény hatására az adott szabályozási területen (vagy blokkon) belül bekövetkező f frekvenciaváltozás hányadosaként lehet számítani:

 Pi 3.2 f A P i csereteljesítmény előjele import esetén pozitív, export estén negatív.

i 

Hálózati frekvencia (Hz)

Frekvenciatényezők meghatározása: Az európai villamosenergia-rendszer egyesülésre vonatkozó h , illetve egy az adott szabályozási területre (vagy blokkra) vonatkozó i frekvenciatényezők megállapítására az üzemzavarok kínálnak lehetőséget. Egy üzemzavar esetén. a kiesett P [MW] teljesítményváltozás hatására bekövetkezett frekvenciaváltozás lefutásából az eseményt követő 20. másodpercben megfigyelhető átlagos frekvenciaváltozást (3.16. ábra) megállapítva, a teljesítményváltozás és a frekvenciaváltozás hányadosa adja az h frekvenciatényező értékét. Az üzemzavarral érintett szabályozási terület (vagy blokk) i értékének számításához P i értékét a csereteljesítmény üzemzavar hatására bekövetkező változásával kell figyelembe venni, míg a frekvenciaváltozás azonos az előző módon számított értékkel. A h , i értékek függnek a tényleges fogyasztói összetételtől, ezért rendszeres ellenőrzésre szorulnak. Ennek elősegítésére minden nagyobb üzemzavart megfelelően dokumentálni kell és a mért értékeket közzé kell tenni. P1 f

P2

Teljesítmény csökkentés

Turbina teljesítmény (MW)

3.4. ábra Frekvenciaváltozás hatása a turbinateljesítményre [3.2] Generátor arányossági tényezője: az egységnyi P [MW] teljesítményváltozásra bekövetkező fordulatszám változás dimenziónélküli alakban [% ford/% MW] a szabályozó szerelvények változatlan állása esetén. Miután az f hálózati frekvencia a fordulatszámmal arányos, értéke megegyezik a f [Hz] frekvenciaváltozással és névleges frekvenciával felírt dimenziónélküli [% Hz/% MW] alakkal. Számértéke a gyakorlatban 2-6 % között van, egyes géptípusoknál üzem közben is állítható. 17

Csereteljesítmény: a szabályozási terület (vagy blokk) határán áthaladó határkeresztező vezetékeken mérhető export, import teljesítmények eredője.

41

s

 n P  f P  P n P f

3.3

A rendszer frekvenciájának változásánál a nagyobb arányossági tényezőjű berendezés teljesítménye kevesebbet változik (3.4. ábra). 6000

5347 MW

Teljesítményigény (MW)

5000

4000

3000

2000

1000

6392 h 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Idő (h)

3.5. ábra Éves tartamdiagram (2004.) Tartamdiagram: A 3.1. ábrán bemutatott változó teljesítményigények órás átlagértékeit sorba rendezve az éves tartamdiagram (3.5. ábra) adódik, amelynek görbe alatti területe az éves villamos energia fogyasztás. Ezt az éves csúcsteljesítménnyel osztva az éves csúcskihasználási óraszám adódik. A napi üzemmenet tervezésnél, kereskedelmi vizsgálatoknál az igények várható napi lefutását, az üzleti lehetőségek vizsgálatánál a tartamdiagramot lehet felhasználni. Rendszer üzemeltetés: A villamosenergia-rendszerek üzemeltetését az átviteli és elosztó hálózati rendszer üzemeltetők látják el. Feladataikat a hatályos irányelv [3.3] (4.4. szakasz), ez alapján a hatályos villamos energia törvény [3.4] és a kapcsolódó rendeletek, valamint az Üzemi Szabályzat [3.5] írják elő. A magyar villamosenergiarendszer része a kontinentális villamosenergia-rendszer egyesülésnek. Az együttműködésre vonatkozó, [3.3] alapján készülő új, ENTSO-E szabályozás – mint arra a 2. fejezetben utaltunk – még nem került véglegesítésre, így jelenleg a kontinentális területre az elődszervezet UCTE szabályzatai (UCTE Operation Handbook (OH) [3.6]) vannak érvényben. Az együttműködés filozófiája megfelel az alapvető elvárásoknak: • Megbízhatóság, ennek érdekében o a kereslet (igény) és kínálat (források) egyensúlyának mindenkori biztosítása, o a biztonságos tranzitálás elősegítése, o a rendszer rendelkezésre állásának és stabilitásának elősegítése, o feszültség stabilizálása. • Legkisebb fogyasztói költség, ennek érdekében o a beépített források kihasználásának optimalizálása, o a kiesések költségkihatásainak minimalizálása, o a tartalék kapacitások gazdaságilag hatékony közös használata, így az összes tartalékigény csökkentése, o kölcsönös segítségnyújtás szükséghelyzetben.

42

UCTE szabályozási szinkroncsoportok, zónák

3.6. ábra Szinkronzóna, szinkroncsoportok, szabályozási területek [3.6] A kontinentális villamosenergia-rendszer egyesülésen (szinkronzónán, 3.6. ábra) belül két szinkroncsoport (Észak Brauweiler [RWE], Dél Laufenburg [swissgrid] üzemeltető központokkal), egy (például Németország) vagy több országot (például Ibériai félsziget) lefedő szabályozási blokkok, és többségében egy államra kiterjedő szabályozási területek vannak. Az európai országok közül Albánia nem tagja az egyesülésnek, az EU tagállamok közül pedig a balti országokkal még nincs szinkron hálózati összeköttetés, így ők sem vesznek részt az együttműködésben. 3.2.

Források és kínálat egyensúlyának biztosítása

Az európai gazdaság versenyképessége szempontjából elengedhetetlen, hogy az igények kielégítéséhez mindig elegendő, az adott világpiaci körülmények között versenyképesen termelő, forrás álljon rendelkezésre. A piac kiszolgálása, biztonság, megfelelőség, fenntarthatóság a villamosenergia-piaci átvitelirendszer-üzemeltetők európai hálózatának (ENTSO-E) céljai [3.7] között is szerepel. Az UCTE az ellátás megbízhatóságát a megfelelőséggel és biztonsággal jellemezte [3.35, 3.36]: • Megbízhatóság (reliability): általános fogalom, amely magába foglalja a rendszer minden felhasználási pontra elfogadható jellemzőkkel és kívánt mennyiségbeli – általában számszerű indexekkel megadott – szállítási képességének minden jellemzőjét. Leírható: megfelelőséggel és biztonsággal. • Megfelelőség (adequacy): a rendszer összesített fogyasztói teljesítmény és energiaigény – terhelhetőségi és feszültséghatárokon belüli, a rendszerelemek tervezett és kényszerkiesését figyelembe vevő – szolgáltatási képességének mértéke (minden állandó állapotban, amelyben a rendszer létezhet). • Biztonság (security): a rendszer váratlanul jelentkező zavarok – rövidzárlat, előrejelezhetetlen elemveszteség üzemviteli korlátokkal – elleni ellenálló képességének mértéke. A biztonság körébe tartozik a rendszer integritása (együttműködés megőrzése, ellenőrzésnélküli szétválás megelőzése), az együttműködő üzem fenntartásának képessége is. A forrásoldali megfelelőséget az elegendő nagyságú erőmű kapacitás biztosítja. Ennek érdekében a nemzeti jogszabályok, szabályzatok általában rögzítik az illetékes rendszer-üzemeltetők feladatait. A MAVIR ZRt. rendszertervezési, rendszerfejlesztési feladatai [3.5]: • A rendszerszintű mérlegek, az erőművi teljesítőképességek és a felhasználói terhelések, a hálózatkapacitások várható alakulásának figyelemmel kísérése és a rendszerfejlesztések szükség szerinti kezdeményezése. 43

•

•

•

Az országos villamosenergia-igényekkel, az átviteli és elosztó hálózatok szükséges bővítésével kapcsolatos elemzések elkészítése az érdekeltek bevonásával, az Üzemi Szabályzatban rögzített együttműködés és adatszolgáltatása alapján. Legalább félévente állapotjelentés elkészítése és megküldése a szabályozó hatóság és az illetékes miniszter részére, amely bemutatja a magyar villamosenergia-rendszer rendszerszintű teljesítmény- és energiamérlegét, primer energiaforrás felhasználását, az erőművi kapacitások különböző időtávú rendelkezésre állását, az átviteli és elosztó hálózatok fejlesztését, valamint a fogyasztás alakulását. Az átviteli hálózati fejlesztéseiről készült saját és az elosztó engedélyesek tárgyévre vonatkozó fejlesztési feladatainak aktuális állapotáról, a várható üzembe helyezési időpontokról részére adott tájékoztató jelentéseinek, évente kétszeri megküldése a szabályozó hatóság részére. 3.1. táblázat

Elnevezés Beépített teljesítőképesség (generátorkapcson) Állandó jellegű teljesítőképesség hiányok és többletek eredője Rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség Változó teljesítmény hiány Hőszolgáltatás miatti változó teljesítményhiány Időjárás miatti változó teljesítményhiány Környezetvédelem miatti változó teljesítményhiány Rendelkezésre álló változó teljesítőképesség Tervszerű megelőző karbantartás miatti teljesítőképesség csökkenés Igénybevehető teljesítőképesség Kényszerkiesés Egyéb teljesítőképesség változás (megfelelő előjellel) Ténylegesen igénybevehető teljesítőképesség Önfogyasztás Kiadható teljesítmény Ténylegesen igénybevehető import teljesítmény Villamosenergia-rendszer ténylegesen igénybevehető teljesítőképessége Forgótartalék Üzemviteli tartalék Üzembiztonsági tartalék teljesítmény (Üzembiztonsági tartalék) Villamosenergia-rendszer üzembiztosan igénybevehető teljesítőképessége Átlagos felhasználói csúcsterhelés Hiány vagy felhasználói tartalék teljesítmény

Jelölés BT ÁH RTA VH HH IH KH RTV TMK

Számítási összefüggés

IT KK E TIT ÖNF TITki IMPORT TIT VER TIT

IT=RTV-TMK

RTA=BT-ÁH VH=HH+IH+KH

RTV=RTA-HH-IH-KH

TIT=IT-KK+E TITki=TIT-ÖNF

VER TIT=TIT+IMPORT TIT

FT ÜT ÜBT ÜIT

ÜIT=VER TIT-ÜT

ÁFCS H FTT

ÜITki-ÁFCS

A források megfelelősége a teljesítőképesség mérleg alapján ítélhető meg. A teljesítőképesség mérleg [3.5]: „az erőművi beépített teljesítményekből kiinduló, az erőművi, a szolgáltatói vagy a VER szinten készített összeállítás (éves, havi, heti, napi, órás, pillanatnyi bontásban), amely a gépegységek üzemállapotának függvényében megadja az igénybe vehető, illetve igénybevett teljesítményt, vagy ezeknek a bontásoknak megfelelő időszakra vonatkoztatott átlagát, összehasonlítva a teljesítőképesség igénnyel.” Az összeállításánál felhasznált jellemzőket, szokásos

44

felépítését a 3.1. táblázat mutatja. A tervezés során a MAVIR ZRt. köteles arra törekedni [3.5], hogy a magyarországi villamosenergia-ellátáshoz szükséges szabályozási és üzembiztonsági tartalékok – tartaléktartási előírások és kötelezettségek szerinti – teljesítőképessége közép és hosszútávon rendelkezésre álljon. A terv elkészítéséhez a termelők minden év január 31-ig, legjobb tudásuk szerint kötelesek a MAVIR ZRt.-t tájékoztatni a termelői kapacitásuk várható alakulásáról legalább 15 évre előretekintve. Ez magába kell, hogy foglalja a selejtezésük várható ütemezését valamint az új termelő berendezések várható üzembelépését, a termelő berendezések beépített teljesítőképességének változását. A terv megalapozása érdekében, gazdaságkutatói, valamint saját vizsgálatok alapján, elemzést kell készíteni a várható fogyasztói (villamos energia- és teljesítmény-) igények előrejelzéséről. Az éves teljesítőképesség mérleg fontosabb jellemzőit a MAVIR Zrt. a honlapján [3.8] közzéteszi, és a tényadatokkal folyamatosan kiegészíti. Ellátás biztonságát jellemző mutatószámok: Az ellátás forrásoldali biztonságának jellemzésére általában az alábbi mutatószámokat alkalmazzák [3.9]: • Tartalék nagysága: a fogyasztói csúcs időpontjában üzemelő beépített teljesítmény és a csúcsigény különbségének, csúcsigényre vonatkoztatott aránya. • Termelő kapacitás aránya: a csúcsigény időpontjában üzemelő beépített teljesítmény és a csúcsigény különbségének a csúcsigény időpontjában üzemelő beépített teljesítményre vonatkoztatott aránya. • Hiányvalószínűség (Loss of load probability, LOLP): Annak valószínűsége, hogy egy adott időpontban jelentkező villamosenergia-igényt nem lehet kielégíteni. Meghatározható az éves csúcsterhelésre, a heti, havi, napi csúcsokra, de akár a terhelési tartamdiagramra is. A termelő berendezések egyidejű kiesését vizsgálva a napi csúcsok időpontjában, a valószínűnek tartott teljesítmény hiányos napok számát adja. Az éves LOLP index a napi valószínűségek összege az egész évre vonatkoztatva. [3.14] • Várható hiány gyakoriság (Loss of load expectation, LOLE(D)): Az év azon napjainak száma, amelyeken egy előre meghatározott valószínűségű (legalább egy időpontban, ami lehet a csúcsterhelés időpontja is) teljesítményhiánnyal kell számolni. Az év helyett vagy mellett rövidebb időszakokra is meghatározható. • Várható hiányidőtartam (Loss of load expectation, LOLE(H)): Az év azon óráinak száma, amelyekben egy előre meghatározott valószínűséggel teljesítmény hiánnyal kell számolni. Az év helyett vagy mellett rövidebb időszakokra is meghatározható. • Nem szolgáltatott energia várható értéke (Expected unserved energy, EUE): Azon energiamennyiség, amely egy előre meghatározott valószínűséggel a fogyasztóknak várhatóan nem áll rendelkezésre. Meghatározható az egész évre, vagy annak egyes időszakaira is. Optimális beépített teljesítmény: Az integrált rendszerekben, a piacnyitás előtt a gyakorlati tapasztalatok alapján 20-25% tartalék nagyságra törekedtek, a csúcs és más időszaki termelő kapacitás arányt is − a karbantartások megfelelő ütemezésével − hasonló nagyságrendben igyekeztek tartani [3.9]. A piaci liberalizációval a szemlélet változott (mint az előszóban is jeleztük, és a 4.6. szakaszban részletesebben is vázoljuk), az ellátás megfelelőségét, biztonságát nem egyes piaci

45

szereplőknek, hanem a piac működésének kellene megoldani. A tisztán energiapiacok hívei a szűkösség (forráshiány) esetén kialakuló többletbevételektől várják az állandó költségek megtérülését (5.2. szakasz). A társadalmi összköltségeket tekintve mind a hagyományos statikus [3.10], mind az új, kockázatokat is mérlegelő gondolkodás [3.11] a csúcsigényeknél nagyobb kapacitások rendszerben tartását indokolja. Mekkora kapacitás szükséges

Kiesések miatti társadalmi veszteség

Éves költség

Társadalmi költségek valószínűség eloszlása a költségminimum körül

Társadalmi összköltség Villamos energia ellátás költsége Valószínűség eloszlás az optimum körül Optimális arány Költségminimumhoz tartozó arány

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

Beépített teljesítőképesség/csúcsigény

3.7. ábra Optimális tartalék nagysága [3.11] De Vries, L., Heinen, P., the impact of electricity market design upon investment under uncertainty: The effectiveness of capacity mechanisms, Utilities Policy (2008), doi:10.1016/j.jup.2007.12.002

25 Korlátozási kár: 2300 Ft/kWh Korlátozási kár: 2000 Ft/kWh Korlátozási kár: 1500 Ft/kWh Korlátozási kár: 1000 Ft/kWh Tartalékkapacitások költsége

24 23 22

1280

Optimális ÜBT (MW)

Tartalékkapacitások és a fogyasztói kár összege (MrdFt/év)

A kiesések miatti társadalmi veszteség és a rendszerben tartott erőművek összköltségének minimuma a csúcsigénynél nagyobb beépített teljesítőképességnél adódik, mivel a fogyasztói korlátozásból adódó veszteség általában nagyobb, mint az ellátásbiztonság érdekében rendszerben tartandó többletkapacitások költsége (3.7. ábra), ebből adódóan célszerűen a fogyasztói igényeket meghaladó kapacitást kell a rendszerben tartani [3.11]. A hazai rendszerre elvégzett korábbi statikus vizsgálatokból [3.10], a feltételezett korlátozási kár függvényében, a 3.8. ábrán látható, költséggörbék és optimális üzembiztonsági tartalék értékek adódtak.

21 20 19 18 17 16 15 1000

1240

1200

1160

1120

1080 1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1500

2000

Korlátozási kár (Ft/kWh)

1350

ÜBT (MW)

3.8. ábra Optimális ÜBT nagysága [3.10] A gyakorlatban a piac gyengeségei (2. fejezet) miatt kockázatok (például a tényleges igények nagysága, erőmű létesítési döntések időpontja stb.) jelentkeznek, amelyek eloszlását szimmetrikusnak lehet feltételezni. A 3.7. ábrán vázolt társadalmi költség eloszlás a teljes társadalmi költség függvény és a normálisnak feltételezett kockázateloszlás szorzataként adódik, alakja nem szimmetrikus. A társadalmi költségeloszlás hatását is figyelembe vevő, beépített teljesítőképesség optimum a statikus számítással megállapított értéknél kevéssel nagyobbra adódik, mivel a többletkapacitás kockázata kisebb társadalmi költséget eredményez, mint a nagyobb kiesés kockázata [3.11].

46

Rendelkezésre állás ΔP

RIT

Hiányzó források

IT

MT n >5% BT

Beépített teljesítőképesség +import

Igény

1 0,9 0,8 KK Eloszlás 0,7

Igény sűrűségfüggvénye

0,6 0,5

Becsült igény

0,4 0,3 0,2 0,1 0 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900

800

700 600

Forgó Perces

500 400

Órás

300 200

100

KK

0

TMK

VH AH

Tartalékok

3.9. ábra Biztonság megítélése Biztonság minősítése az együttműködésben: A jelenlegi kontinentális gyakorlat a biztonságot az úgynevezett mérési napokon (minden hónap harmadik szerdai napja) 11:00 órakor rendelkezésre álló maradó teljesítőképesség (MT n [MW]) alapján minősíti (3.9. ábra felső rész). Ennek számítása az igények kielégítéséhez rendelkezésre álló források és a fogyasztói igények különbségeként történik és a kiadódó értéknek meg kell haladni a beépített teljesítmény 5%-át. A rendelkezésre álló teljesítőképesség a beépített teljesítő-képességből a különféle okokból hiányzó forrásokat és a rendszerüzemeltetéshez szükséges tartalékok összegét (RIT) levonva adódik. Tervezésnél a várható csúcsigények (bejelentett menetrendek) bizonytalanságát ΔP többlettel lehet figyelembe venni. A hazai rendszer, az erőmű leállítások következtében, csak hazai forrásokból, néhány éve már több hónapban, nem tudja teljesíteni az elvárásokat.

3.10. ábra A magyar rendszer maradó teljesítőképesség (RC) és a megfelelőséghez szükséges teljesítőképesség (ARM) különbségének18 változása [3.12] 18

[3.12] alapján: RC (Remaining Capacity) a maradó teljesítőképesség, a rendelkezésre álló teljesítőképesség és a csúcsterhelés különbsége; ARM (Adequacy Reference Margin) megfelelőséghez szükséges tartalék teljesítőképesség, az 1 % LOLP biztosításához szükséges tartalék kapacitás (közelítőleg a TITki 5%-a) és a szezonális eltérés (az adott, nyári vagy téli időszakra jellemző csúcsterhelés és a tényleges csúcsterhelés különbsége) összege; Amennyiben • RC>0, normál üzemi körülmények között valamennyi tartalék kapacitás valószínűleg rendelkezésre áll; • RC<0, normál üzemi körülmények között valószínűleg forráshiány áll fenn; • RC≥ARM, valamennyi forrás valószínűleg rendelkezésre áll export céljára; • RC≤ARM, nehezebb körülmények esetén a rendszer valószínűleg importra szorul;

47

Megfelelőségi előrejelzés: Az egyes tagországok, régiók megfelelőségét közép és hosszú távon az ENTSO-E Scenario Outlook and Adequacy Forecast (SO&AF) elemzései értékelik és összesítik. A legutóbbi jelentés [3.12] két változatot vizsgál. Az A változatban csak a biztosan elkészülő új erőműveket, a B változatban a bejelentett, valószínűleg elkészülő új erőműveket vették figyelembe a nemzeti megújuló cselekvési tervekben szereplő új kapacitások és a meglévő, megmaradó források mellett. Az elemzés a január harmadik szerdáján, 19:00 órakor várhatóan rendelkezésre álló, előzőek szerint számított maradék teljesítőképességek változását értékeli. A [3.12] dokumentum Magyarországra vonatkozó lényegi megállapításait a 3.10. ábra mutatja. Ezek szerint – reális feltételezések mellett – az évtized végére a hazai rendszer forráshiányossá válhat, 2023 után olyan mértékben, hogy a hazai villamos energia igényeket, elégséges vezeték kapacitások hiányában, importból sem lehet majd kielégíteni. Üzemzavarok eloszlása

3.11. ábra Egyidejű erőműkiesések gyakorisága és eloszlása [3.9] LOLP számítása: A megfelelőséghez szükséges tartalék nagyságát az LOLP irányértéke alapján kell megállapítani. Az LOLP számítása [3.13] az aktuálisan működő erőművek göngyölt kiesési valószínűségének meghatározását, és ez alapján egy adott nagyságúnál nagyobb erőműkiesés valószínűségének megállapítását jelenti. Miután a várható fogyasztói terhelés sem állapítható meg pontosan, adott esetben az LOLP csak a kiesések valószínűségének és a várható igény eloszlásának együttes figyelembevételével számítható (3.9. ábra középső rész). Az erőmű kiesések valószínűsége megállapítható statisztikai adatok alapján, vagy az aktuális rendszerösszetételt és az egyes berendezések kiesési arányát (KK), illetve rendelkezésre állását (RA=1-KK) figyelembe vevő számításokkal. Az előbbire a hazai villamosenergia-rendszer 1996-2000 közötti tényadatai alapján, a 3.11. ábra mutat példát. A kiesési valószínűség számítható: • Hagyományos módon [3.14], az erőmű egységeket a gazdasági teherelosztásban elfoglalt sorrendbe állítva és az első egységtől kezdve valamennyi szóba jöhető egység kombinációra meghatározva annak • • • •

RC>0 és kisebb, mint az export kapacitás a rendelkezésre álló tartalék kapacitást normál üzemi körülmények között valószínűleg lehet exportálni; RC<0 és abszolút értéke kisebb, mint az import kapacitás, az igények kielégítéséhez szükséges importot normál üzemi körülmények között valószínűleg be lehet szállítani; RC-ARM>0 és kisebb, mint az export kapacitás a különbséget általában lehet exportálni; RC-ARM<0 és abszolút értéke kisebb, mint az import kapacitás a hiányt általában lehet importálni.

48

valószínűségét, hogy bármely egység kombináció (és az annak megfelelő teljesítőképesség) milyen értékkel áll (vagy nem áll) rendelkezésre 19. Az egyes kombinációk kumulált valószínűségeinek összege a göngyölt kiesési valószínűség eloszlás függvény (CKK) pontjainak értékét adja. Egy példaként feltételezett erőmű összetételre a számításokat a 3.2. táblázat mutatja. Az ilyen módon végzett számítás időigénye nagyobb gépszám esetén igen nagy. 3.2. táblázat [3.14] 1. blokk

2. blokk

3. blokk

Összesen 192 MW 210 MW 436 MW RA=0,970 RA=0,948 RA=0,983 MW KK=0,030 KK=0,052 KK=0,017 192 210 436 838 0 210 436 646 192 0 436 628 192 210 0 402 0 0 436 436 0 210 0 210 192 0 0 192 0 0 0 0

•

Változatok

Kumulált valószínűség

KK1*KK2*KK3= RA1*KK2*KK3= KK1*RA2*KK3= KK1*KK2*RA3= RA1*RA2*KK3= RA1*KK2*RA3= KK1*RA2*RA3= RA1*RA2*RA3=

0,000027 0,000857 0,000483 0,001533 0,015633 0,049583 0,027957 0,903927

Összesen CKK 0,000027 0,000884 0,001367 0,002901 0,018533 0,068116 0,096073 1,000000

A Stoll által javasolt módszerrel [3.13], ahol egy adott X [MW] teljesítményhez tartozó CKKere det i ( X ) göngyölt kiesési valószínűség értékből egy C [MW] teljesítményű KK kiesési aránnyal jellemezhető egység hozzáadása esetén az új CKKúj ( X ) göngyölt kiesési valószínűség a: CKKúj ( X )  ( 1  KK )* CKKere deti ( X )  KK * CKKere deti ( X  C )

3.4

összefüggéssel számítható. Három (A, B, C) egység feltételezésével, az előbbi kifejezés felhasználásával, elvégzett számításra a 3.3. táblázat mutat példát. (A kieső teljesítmény a táblázatban növekvő sorrendben szerepel, míg a másik módszert bemutató, 3.2. táblázatban csökkenő sorrendben volt.) 3.3. táblázat [3.9] Kiesett Kiinduló teljesítmény adatsor MW 0 50 100 150 200 250 300 350 400

A egység hozzáadása 50 MW RA=0,96, KK=0,04 CKK 1,0 1*0,96+1*0,04 1,00 0 0*0,96+1*0,04 0,04 0 0*0,96+0*0,04 0,00 0 0 0 0 0 0

B egység hozzáadása 100 MW RA=0,94, KK=0,06 CKK 1*0,94+1*0,06 1,0000 0,04*0,94+1*0,06 0,0984 0*0,94+1*0,06 0,0600 0*0,94+0,04*0,06 0,0024 0*0,94+0*0,06 0,0000

C egység hozzáadása 200 MW RA=0,90, KK=0,10 CKK 1*0,90+1*0,10 1,00000 0,0984*0,90+1*0,10 0,18856 0,06*0,90+1*0,10 0,15400 0,0024*0,90+1*0,10 0,10216 0*0,90+1*0,10 0,10000 0*0,90+0,0984*0,10 0,00984 0*0,90+0,0600*0,10 0,00600 0*0,90+0,0024*0,10 0,00024 0*0,90+0*0,10 0,00000

Az esetben, ha egy B [MW] teljesítményű KK B kiesési aránnyal jellemezhető egységet kiveszünk a rendszerből az általános egyenlet átrendezésével:

CKKúj  X  

CKKere det i ( X ) KK B  CKKere det i  X  B * 1  KK B 1  KK B

3.5

Egy adott gépegység tartományában, a kiesés valószínűsége megegyezik az adott teljesítmény tartományban jellemzően működő gépegység kiesési valószínűségével. 19

49

kiszámítható B egység beépítése előtti állapotra vonatkozó göngyölt kiesési valószínűség, amelyre az előbbi, 3.3. táblázatbeli C egység levonásával, a 3.4. táblázatban látható számítási példa. 3.4. táblázat [3.9] Kiesett Kiinduló teljesítmény adatsor

C egység levonása 200 MW RA=0,90, KK=0,10

MW 0 50 100 150 200 250 300 350 400

• •

1,00000 0,18856 0,15400 0,10216 0,10000 0,00984 0,00600 0,00024 0,00000

1/0,90-1*0,10/0,90 0,18856/0,90-1*0,10/0,90 0,15400/0,90-1*0,10/0,90 0,10216/0,90-1*0,10/0,90 0,10000/0,90-1*0,10/0,90 0,00984/0,90-0,0984*0,10/0,90 0,00600/0,90-0,0600*0,10/0,90 0,00024/0,90-0,0024*0,10/0,90

CKK 1,00000 0,09840 0,06000 0,00240 0 0 0 0 0

Monte Carlo szimulációval, az egyes egységek lehetséges állapotainak valószínűségi alapú közelítésével, kellően nagy számú eset vizsgálatával. A göngyölt kiesési valószínűség regressziós függvénnyel történő közelítésével [3.13]:

CKK P X  a0 e  X / M 3.6 ahol a nulla MW kieséshez tartozó göngyölt kiesési valószínűség, a0 a „logaritmikus meredekség” [MW]. M A hazai rendszerre, a 2000-e évek elején fennállt rendszerösszetétel alapján, az éves átlagokból20 számítva a 0 =1, LOLP=1%-ra M =169,8 MW, LOLP=0,1%-ra, M =156,8 MW adódott. A gyakorlati számítást nehezítheti a megbízható KK értékek hiánya, mivel az egyes évek, időszakok KK értékei között nagy eltérés lehetséges. Ennek alátámasztására az üzemben lévő gépekre számított KK [%] értékeket mutatjuk be, négy hazai erőműre (3.5. táblázat). 3.5. táblázat [3.9] 1997 1998 1999 2000 2001

A 3,92 4,54 2,45 4,18 10,33

B 4,30 1,58 1,79 3,28 2,86

C 2,89 3,57 1,20 3,93 1,09

D 1,91 1,83 2,50 2,22 1,47

Az előbbi göngyölt CKK kiesési valószínűség értékekből egy adott FCS [MW] felhasználói csúcsterhelés kielégítésénél LOLP értéke az IT [MW] igénybevehető teljesítőképesség és a felhasználói csúcsterhelés IT-FCS különbségének megfelelő kiesett teljesítményhez tartozó göngyölt kiesési valószínűség [3.13]. A 3.3. táblázat szerinti példa adataival: IT=400 MW, és FCS=250 MW feltételezésével, az ITA napi tartalék összetételt, nagyságot a különböző hiány valószínűségekhez tartozó értékek arányát az egyes napokra figyelembe vett egységek tény kiesési valószínűsége is befolyásolja, így az átlagos rendszert talán jobban jellemzi az átlagokból végzett számítás. 20

50

FCS=400-250=150 MW vagy nagyobb kiesés esetén nem lehetne az igényeket kielégíteni. Így annak valószínűsége, hogy az igények nem lesznek kielégíthetők: LOLP=0,10216. Gyakorlati számításoknál a 3.9. ábra középső részén vázolt módon lehet eljárni: az IT igénybevehető teljesítőképességből a kiesett teljesítőképességet (hiányzó teljesítményt) levonva, és göngyölt CKK kiesési valószínűség eloszlást ábrázolva, a 3.11. ábra szerinti eloszlás, függő változó tengelyre, tükrözött képét kapjuk. A várható felhasználói Tartalék csúcsigénynél a függőleges tengelyről nagyságának meghatározása (2.)LOLP értéke leolvasható.

Becsült terhelés LOLP = 0,012895

3.12. ábra Felhasználói igény várható eloszlásának figyelembevétele [3.9] Amennyiben a felhasználói igény nem egy adott értékkel, hanem a becsült terhelésre illeszkedő, várható sűrűségfüggvénnyel adott (3.12. ábra), az eredő sűrűségfüggvény az igény előrejelzés sűrűségfüggvényének és a kiesés sűrűségfüggvényének szorzataként adódik. A hiányvalószínűséget az eredő sűrűségfüggvény integrálja adja. Az elvárt hiányvalószínűség kielégítéséhez szükséges tartalék teljesítmény az elvárt LOLP-hez tartozó, megengedett kiesett teljesítmény összes (kiesett) teljesítményből való levonásával adódik

Hőmérséklet érzékenység (MW/°C)

100

0

-100 I.

II.

III.

IV.

V.

VI.

VII.

VIII.

IX.

X.

XI.

XII.

Hónap

3.13. ábra Hőmérséklet érzékenység jellege Felhasználói igény előrejelzés szórása: A felhasználói igény előrejelzés pontosságát elsősorban az időjárás hatása befolyásolja. Olyan eseményekre, mint egy érdekes sportközvetítés közbeni szünet vagy szenzációs hírek hatására bekövetkező nézettségnövekedés, csak ritkán lehet számítani, és a szokásos napi üzem előkészítés során nem lehet felkészülni. Az időjáráson belül a napi középhőmérséklet alakulása mérvadó. A tényadatok alapján megállapítható a teljesítményigény hőmérsékletfüggése, az egységnyi hőmérsékletváltozásra bekövetkező átlagos teljesítményigény változás, az úgynevezett hőmérséklet 51

érzékenység [MW/°C], amely az évszakoktól, naptípusoktól, napszakoktól függően különböző értékű. Télen a hőmérséklet csökkenésével nő az igény, nyáron a hőmérséklet növekedésével. Nagysága a külső hőmérséklet alakulásától függően használt fogyasztói berendezések (klímák, hőszivattyúk stb.) elterjedésével is változik. Télen -60 MW/°C, nyáron (többnapos kánikula esetén) akár 100 MW/°C felhasználói igényváltozás is előfordulhat (3.13. ábra). Az igény előrejelzések megítélésénél a meteorológiai előrejelzések pontosságát is figyelembe kell venni. Ezek beválásának sűrűségfüggvényéből, és a teljesítményigény hőmérsékletfüggésének aktuális értékéből adódik a felhasználói igény sűrűségfüggvénye. Tartalék a hiányvalószínűség függvényében 1300 1200

Teljesítőképesség (MW)

1100 1000 900 800 700 600 500 400 1

29

57

85

113

141

169

197

225

253

281

309

337

365

Napok Összes tartalékigény 1 % LOLP mellett

Összes tartalékigény 0,1 % LOLP mellett

3.14. ábra LOLP elvárás hatása a tartalékigényre [3.9] 2400

Forrás: Paveszka László) 2200

A megfelelőség elvárt színvonala befolyásolja a rendszerben tartandó tartalékok nagyságát, ezáltal a fogyasztói költségeket. A 2001. évre, Paveszka László által elvégzett vizsgálatok alapján, a LOLP értékének 1%-ról 0,1%-ra csökkentése mintegy 300 MW-nyi tartalék teljesítőképesség növelés igényelt volna (3.14. ábra). l 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800

Üzemvitel tervezése: Az üzemvitel tervezésére bevezetésre kerülő új szabályozás [3.17], tekintettel a piacnyitást követően megváltozott körülményekre, felelőségekre, a korábbiaknál nagyobb hangsúlyt helyez az ellátásbiztonság feltételrendszerének ellenőrzésére, a szükséges beavatkozások kellő időben történő kezdeményezésére. A tervezett előírások alapján: • Kiesés koordináló régiókat (olyan területek, ahol közösen ellenőrzik, és szükség esetén koordinálják a kiválasztott, releváns hálózati elemek rendelkezésre állását) kell létrehozni. Minden rendszerüzemeltetőnek legalább egy régióba kell tartozni. • Minden rendszerüzemeltetőnek egy, a közös hálózati modellbe beilleszthető, saját hálózati modellt kell kialakítani, amellyel az éves, heti, megelőző napi és napon belüli hálózati vizsgálatok elvégezhetők. • A modellekkel az egyes elemek várható rendelkezésre állását figyelembe véve, éves, heti, megelőző napi, napon belüli üzemviteli biztonsági elemzéseket kell végezni, lehetséges üzemállapot változatok feltételezésével. Üzembiztonsági kockázatok esetén kezdeményezni kell az indokolt helyesbítő akciókat. • Megfelelőségi elemzést és előrejelzést kell készíteni – az érdekeltek bevonásával közösen elfogadott, szabályozó hatóságok által jóváhagyott módszertan alapján – a nyári, téli időszakokra: o az erőművek aktuális információk alapján várható rendelkezésre állását, o a határkeresztező kapacitásokat, 600 400 200

0

1

29

57

85

113

141

169

197

52

225

253

281

309

337

365

o a megújuló energia forrásokból várható termelést, o igényeket figyelembe véve, az LOLP és LOLE kiszámításával. Az eredményekről a szabályozó hatóságot, elégtelen források esetén, az ENTSO-E-n keresztül a szomszédos rendszerirányítókat tájékoztatni kell. A megfelelőséget a változásokat átvezetve folyamatosan, legalább megelőző heti szinten figyelemmel kell kísérni. A megfelelőséget folyamatosan, megelőző napon és napon belül is, a várható és tényleges jellemző értékek (menetrendek, előre jelzett igények, becsült megújuló termelés, aktív szabályozó tartalékok, határkeresztező kapacitások, felhasználó oldali beavatkozási lehetőségek, rendelkezésre álló erőművek) figyelembevételével ellenőrizni kell. Meg kell határozni a maximális import, export kapacitásokat, a megfelelőség lehetséges hiányának időtartamát, a megfelelőség hiányában nem szolgáltatható energia nagyságát. Utóbbiakról és az okokról a nemzeti szabályozó hatóságokat a lehető leghamarabb tájékoztatni kell. Hálózatok megfelelősége: A megfelelőséggel összefüggésben az előzőekben nem foglalkoztunk részletesen a hálózatok megfelelőségével, amelyet a várható igényeket kielégítő hálózatok biztosítanak. Ennek magyarázata, hogy a hálózatok szükségességét általában kevésbé vitatják, rendelkezésre állásuk nagyobb az erőművek rendelkezésre állásánál, és (a folyamatos szinten tartáshoz szükséges pénzáramok, hatósági árszabályozás által biztosított garantált, rendelkezésre állását feltételezve) nem függ a piaci viszonyoktól. Ugyanakkor a forrásoldali súlypontok áthelyeződésével (meglévő erőművek leállítása, új, fogyasztói centrumoktól távoli erőművek létesítése, határkeresztező forgalom növekedése), új felhasználói igények megjelenésével, a megfelelőség fenntartása folyamatos fejlesztést igényel, amellyel bővebben a 9. fejezetben foglalkozunk. 3.3.

Operatív rendszer-szabályozás, rendszerszintű szolgáltatások

A terhelés változásával, generátorok ki-, bekapcsolásával, termelésük ingadozásával, változtatásával stb. a forrás-igény egyensúly és ezzel a frekvencia folyamatosan változik, eltér a névleges, a felhasználók számára ígért értéktől. Az eltérések minimalizálására, a frekvencia lehetőség szerinti állandó értéken tartására a rendszer frekvenciáját szabályozni kell. Az egyes zavaró eseményeket, a szabályozás jóságát (a zavarás hatása a lehető legkisebb eltérést okozza és a lehető legrövidebb ideig tartson) és a szabályozási költségek minimalizálását figyelembe véve háromféle beavatkozási típus terjedt el (3.15. ábra): • primer (gépenkénti) beavatkozás21 – kölcsönös kisegítés az üzemzavar hatásának azonnali megszüntetésére,

21

UCTE Üzemviteli Kézikönyv (OH): Primer szabályozás (Primary Control/Frequency Control): Gépegységhez rendelt automatikus turbinaszabályozás, amelynek célja a turbinateljesítmény változtatása a frekvenciának az alapjeltől való eltérése esetén az eltérés minimálása érdekében. MAVIR ZRT Üzemi szabályzat (ÜSZ): A primer szabályozás az erőművi gépegységnél rendelkezésre álló forgótartalék olyan aktiválása, amely a névleges frekvenciától eltérő üzemi frekvencián, a frekvencia-eltérés mértékétől és előjelétől függő (névlegesnél kisebb frekvencián növelő, névlegesnél nagyobb frekvencián csökkenő) irányban automatikusan, legfeljebb 30 sec válaszidővel módosítja a kiadott teljesítményt és amely által a rendszerszintű szabályozás célja a kismértékű frekvenciaingadozások, eltérések folyamatos minimálása.

53

• •

szekunder (újabban más szabályozási zónából is igénybe vehető, szabályozó területenkénti, blokkonkénti) beavatkozás22 - a szabályozó területen, blokkon belüli igény-forrás egyensúly gyors helyreállítására, tercier (kereskedelmi jellegű) beavatkozás23 a szabályozó területen, blokkon belüli optimális üzemállapot beállítására. Helyreállítja az átlagos értéket

Hálózati frekvencia

Aktiválás

Helyreállítja a névleges értéket Korlátozza az eltérést

Primer szabályozás

Illetékesség esetén aktiválás

Felszabadítja a primer tartalékot

Átveszi a szabályozást

Kiesést követően felszabadítja a tartalékot

Szekunder szabályozás

Elállítás Felszabadítja a tartalékot

Átveszi a szabályozást

Tercier szabályozás

Szinkronidő beállítás

3.15. ábra Szabályozás vázlata [3.6] Az európai kontinentális területen az UCTE Üzemviteli Kézikönyve (OH) alapján az előbbi szabályozásokon túlmenően szinkronidő szabályozás (Time Control) is működik, amelynek célja a szinkronidő és a koordinált nemzetközi világidő (UCT) közötti eltérés megszüntetése a szinkronterületen, amely szabályozás során minden szabályozási terület rendszerüzemeltetője a csereteljesítmény-frekvencia szabályozás frekvencia célértékét egységesen és meghatározott időtartamra átállítja, a primer szabályozásba bevont gépegységek frekvencia-alapjelének változatlanul 22

OH: Szekunder szabályozás (Secondary Control/Load-Frequency Control): Központi automatizált (1-5 sec ciklusidejű, arányos-integráló típusú) szabályozási funkció a területi szabályozási hibának (amelynek komponensei a csereteljesítmény és a frekvencia menetrendtől való eltérése) a felelősségi elv alapján történő minimálása (illetve megszüntetése) és a primer szabályozási tartalék visszaállításának a céljából. ÜSZ: A szekunder szabályozás az erőművi gépegységnél rendelkezésre álló forgótartalék olyan aktiválása, amelynél a gépegység képes a rendszerirányító által küldött gyakori (elszámolási mérési időintervallumtól független) fel – vagy le irányú teljesítmény célérték-parancs fogadására, 0.5-5 perces válaszidejű követésére, és amely által a rendszerszintű szabályozás célja a frekvencia-eltérés megszüntetése és a határkeresztező export-import teljesítmény, illetve villamos energia szaldó menetrendi értéktől való eltérésének minimálása. 23 OH: Tercier szabályozás (Tertiary Control) Központi irányítású szabályozási funkció a szükséges szekunder szabályozási tartalék visszaállításának és optimális megosztásának céljából, a gépegységek, illetve felhasználók menetrendjének (termelési célértékek, illetve felhasználói vételezések) automatikus vagy kézi megváltoztatásával, gépegységek indításával, illetve leállításával, csereteljesítmény-menetrend változtatásával, felhasználók lekapcsolásával. ÜSZ: A tercier szabályozás – üzemelő termelőegységnél, felhasználónál vagy üzemkész, indítható termelőegységnél, kikapcsolható felhasználónál rendelkezésre álló, legalább 5 MW/15 perc változási sebességgel megvalósuló legalább 5 MW-ot elérő – tartalék igénybevétele. A rendszerüzemeltető az igénybevétel tényleges megkezdése előtt legalább 15 perccel (megállapodás esetén ennél kisebb előretartással) értesíti az üzemeltetőt. A fel- vagy leirányú szabályozási igénybevétel egy vagy több elszámolási mérési időintervallumra vonatkozik (elszámolási mérési időintervallumonként egy-egy átlag teljesítménnyel megadott energiamennyiség). A tercier szabályozás rendszerszinten a szekunder szabályozást támogatja, a szekunder szabályozási tartalékot növeli, esetenként az előrelátható nagyobb mértékű teljesítményhiányt vagy többletet kiküszöböli és mérsékli.

54

hagyása mellett. A koordinált nemzetközi világidő és a szinkron idő közötti eltérés nem haladhatja meg a 30 másodpercet. Eltérés esetén a Laufenburgi vezénylő központ feladata a korrekció kezdeményezése, az együttműködő rendszer minden szabályozási területén a névleges frekvenciaérték, 0:00-24:00 óra közötti, egész napokra történő 49,99 vagy 50,01 Hz értékű beállításával. A hatályos irányelv alapján készülő új szabályozásban [3.15] az egyes beavatkozások, tartalékok elnevezése megváltozik, a primer tartalék helyett frekvencia megtartó tartalék (Frequency Containment Reserve, FCR), a szekunder tartalék helyett frekvencia helyreállító tartalék (Frequency Restoration Reserve, FRR), a tercier tartalék helyett helyettesítő tartalék (Replacement Reserve, RR) lesz a hivatalos elnevezés. Frekvencia megtartó (primer) szabályozás: A frekvencia generátor kiesésből, fogyasztói terület lekapcsolódásából, vagy más hasonló ugrásszerű teljesítményváltozásból bekövetkező érzéketlenségi sávot meghaladó megváltozása esetén, az európai kontinentális villamosenergia-rendszer egyesülésben aktivált összes primer szabályozó gépegység szabályozása automatikusa működésbe lép és beállított felfutási idővel megkezdi a teljesítmény növelését vagy csökkentését. Kisebb (a primer szabályozás érzéketlenségi sávjába eső frekvenciaváltozást előidéző) forrás vagy igény változás esetén az eltérést az együttműködő rendszer tehetetlensége (önszabályozása) csökkenti, teljes kiszabályozás a frekvencia és csereteljesítmény szabályozással lehetséges. Miután zavarások folyamatosan jelentkeznek, a rendszer soha sem kerül egyensúlyi állapotba, a frekvencia folyamatosan változik, így a szabályozások folyamatosan beavatkoznak.

3.16. ábra Frekvencia megtartó (primer) szabályozás, frekvenciatényező meghatározás üzemzavar alapján [3.1] Egy f [Hz] frekvenciaváltozás következtében aktivált Ppr szabályozási teljesítmény a 3.1 képlet átrendezésével számítható: Ppr  h f

55

3.1a

[MW] primer

Ennek hatására, normál esetben, a hálózati frekvencia a megengedett ±0,2 Hz határokon belül marad. A primer szabályozók addig növelik vagy csökkentik a generátorok teljesítményét, amíg a termelés-fogyasztás egyensúlya be nem áll. A folyamatban az egyes generátorok saját arányossági tényezőjüknek megfelelően vesznek részt, a szabályozás arányos, így a folyamat végén a frekvencia eltér az eseményt megelőző, névleges értéktől (3.16. ábra). Generátor kiesése esetén a folyamat közben bekövetkező minimális frekvencia: • az ugrásszerű teljesítményváltozás mértékétől és lefutásától, • a terhelés önszabályozásától (csökkenő frekvenciával csökkenő teljesítményigénytől), • a primer szabályozásban résztvevő berendezések dinamikai tulajdonságaitól függ. A maradó eltérés nagyságát a generátorok arányossági tényezője mellett a terhelés önszabályozásából adódó igénycsökkenés határozza meg. Amennyiben a frekvencia a primer szabályozással nem tartható a megengedett határokon belül egyéb intézkedések (fogyasztók, generátorok kikapcsolása) szükségesek. 3.6. táblázat [3.6] Terhelés önszabályozás arányossági tényezője A primer szabályozás minimális hálózati frekvencia tényezője Mértékadó legnagyobb terhelés (2009) Arányosság (2009) A primer szabályozás átlagos hálózati frekvencia tényezője (2009) Rendszer átlagos teljesítménye (2009) Többlet arányosság a termelő berendezésektől (a rendszer 50%-os átlagos teljesítménye/50 Hz) Összesített átlagos hálózati frekvencia tényező (2009)

Jellemző értékek 1%/1 Hz 15000 MW/Hz 412000 MW 4120 MW 19500 MW/Hz 306000 3060 Hz

26680 MW/Hz

Az együttműködő UCTE rendszerben várható legnagyobb üzemzavart két generátor egyidejű kiesésére, egy távvezeték vagy egy alállomás kiesésére tételezték fel. A gyakorlati tapasztalatok alapján az ennél nagyobb teljesítménycsökkenést okozó üzemzavarok nagyon ritkák. Amennyiben az európai villamosenergia-rendszer egyesülést az utóbbiakra készítenék fel, a nagyobb szabályozó teljesítmény zavarokat okozhatna a rendszerben. Ezt figyelembe véve, a referencia kiesés nagyságát 3000 MW-ra állapították meg. A primer szabályozást úgy kell kialakítani, hogy a rendszer „1% teljesítményváltozás/1 Hz frekvenciaváltozás” önszabályozásának hatását beszámítva, a frekvencia eltérés nem haladhatja meg a ±180 mHz értéket. Önszabályozás nélkül az eltérésnek ±200 mHz-en belül kell maradni. Mivel a tartósan megengedhető minimális frekvencia értéke nem lehet kisebb, mint 49,2 Hz, a tartósan megengedhető maximális frekvencia értéke pedig nem lehet nagyobb 50,8 Hz-nél, a dinamikus (legnagyobb) frekvencia eltérés sem haladhatja meg a ±800 mHz értéket. Az egy gépegységre kiosztott primer tartalék nem haladhatja meg a 90 MW-ot, vagy a referencia kiesés 3%-át. Az együttműködő európai villamosenergia-rendszer egyesülésre elvégzett szimulációs vizsgálatok alapján, a könyv összeállításának idején, a szabályozás megfelelő minőségének biztosítására P pr =3000 MW primer tartalék teljesítményt kellett bekapcsolt állapotban tartani. A kontinentális területre jellemző értékeket a 3.6. táblázat

56

tartalmazza [3.6]. A rendszer jellemzőinek megváltozása szükségessé teheti az előbbi érték felülvizsgálatát. További részletek az Üzemviteli Kézikönyv 1. függelékében találhatók [3.6]. Az egyes szabályozási területek (vagy blokkok) primer szabályozáshoz beállítandó hi hálózati frekvencia tényezőjét a teljes együttműködő rendszer h 0 hálózati frekvenciatényezőjéből az egyes szabályozási területek (vagy blokkok) C i hozzájárulási tényezőjével lehet meghatározni:

hi  Ci h0

3.7

Az Üzemviteli Kézikönyv [3.1] a C i hozzájárulási tényező megállapítását az adott szabályozási terület (vagy blokk) E i [GWh/év] energiatermelésének az együttműködő viszonyított

rendszeregyesülés

összes

Ee

[GWh/év]

energiatermeléséhez

Ei 3.8 Ee aránya alapján írja elő. Az egyes szabályozási területek (vagy blokkok) által tartandó Pi [MW] primer tartalékot a C i hozzájárulási tényezők felhasználásával a: Ci 

Pi  Ci Ppr

3.9 képlettel lehet kiszámítani. A magyar rendszer aktuális részaránya alapján 40 MW primer tartalékot kell tartani, több gépegységre elosztva.

Hálózat frekvenciája (Hz)

50,10

50,00

Névleges frekvencia Eredeti frekvencia

49,90

Idő (s)

Erőmű kiesés

3.17. ábra A frekvencia helyreállítása Frekvencia helyreállító (szekunder) szabályozás: A szekunder szabályozás, lényegét tekintve, frekvencia és csereteljesítmény szabályozás, ugyanis a frekvencia parancsolt értékének helyreállítása mellett feladata a csereteljesítmény parancsolt értéktől való eltérésének, ezzel a termelés és fogyasztás adott szabályozási területen (vagy blokkon) belüli egyensúlyának helyreállítása is. A két feladatot, normál üzemállapotban, egyidejűleg végzi és arányos integráló jellegéből adódóan alkalmas a parancsolt értékek helyreállítására (3.17. ábra). Beavatkozására az üzemi eseménnyel érintett, illetékes rendszerüzemeltető hatáskörében, a jellegéből adódóan (beavatkozása a zárthurkú szabályozásba bevont generátorok teljesítményének növelését vagy csökkentését igényli, amely csak az egyes gépegységek megengedett [MW/min] terhelésváltoztatási sebességével lehetséges)

57

a primer szabályozáshoz viszonyítva, késedelemmel és lassabban kerül sor (3.19. ábra). Miután a termelés és fogyasztás egyensúlyának helyreállítása az üzemi eseménnyel érintett szabályozási terület (vagy blokk) feladata, a szabályozó paramétereit úgy kell beállítani, hogy a szekunder szabályozás aktiválására lehetőleg csak az érintett területen (blokkon) kerüljön sor. Ideális esetben az érintett terület (blokk) szekunder szabályozásával szabályozott generátorok átveszik az együttműködő rendszerben primer szabályozással aktivált generátorok teljesítményét, azok visszatérhetnek beállított alap üzemállapotukba. Amennyiben a generátorok teljesítménye elégtelen a csereteljesítmény parancsolt értékének helyreállítására, aktiválni kell a fogyasztásoldali beavatkozási lehetőségeket (például feszültség csökkentés, fogyasztók részleges vagy teljes lekapcsolása stb.). Egy adott szabályozási területen (vagy blokkon) belül a forrás-fogyasztás egyensúly Gi [MW] eltérése (területi hiba) a frekvencia eltéréséből és a terület (vagy blokk) határán tervezett csereteljesítmény parancsolt értéktől való eltéréséből adódik:

Gi  Pmért  Pmenetrend  Ki ( f mért  f0 )

3.10

ahol Pmért mért csereteljesítmény [MW], tervezett csereteljesítmény [MW], Pmenetrend f mért mért frekvencia [Hz] frekvencia névleges értéke [Hz], általában f 0 =50 Hz, kivéve a szinkronidő f0 beállítás időtartamát, a szabályozási terület, vagy blokk arányossági tényezője [MW/Hz], a hazai Ki rendszerre, az 1995 szeptemberében elvégzett kísérlet alapján (a burstini turbinákkal együtt) számított értéke 1340 MW/Hz volt [3.45]. A Gi területi szabályozási hiba értékét nullához közeli értéken kell tartani, egyrészt a csereteljesítmény parancsolt értéktől való eltérésének minimalizálására ( f  f mért  f 0 =0 frekvencia eltérés esetén Gi a csereteljesítmény eltéréssel lesz azonos), másrészt a primer szabályozás gyengítésének elkerülésére. A primer és szekunder szabályozás együttes hatását egy két szabályozási területből adódó rendszerre mutatjuk be, a [3.1] alapján. A kiindulási állapotban mindkét szabályozási terület egyensúlyi állapotban van, azaz f =0 és a két szabályozási terület közötti P1 2 = P21 csereteljesítmény eltérések is nulla értékűek. Tételezzük fel, hogy a 2 jelű szabályozási területen egy P2 k teljesítménnyel üzemelő generátor kiesik. A mindkét területen, egyidejűleg aktiválódó primer szabályozás működésének hatására a frekvencia P f  f 0  2 k 3.11

h

értéken stabilizálódik. Így a frekvencia eltérése (miután P2 k negatív) f  f  f 0 negatív. Az aktiválódott primer szabályozási teljesítmény a két terület között, az egyes szabályozási területek területi hálózati frekvenciatényezőjének megfelelően oszlik meg: az 1 jelű szabályozási területen: P1  1 f a 2 jelű szabályozási területen: P2  2 f 58

lesz. Ezek összege

P1  P2  (1  2 ) f  h f   P2k egyenlő lesz a teljes kiesett teljesítménnyel.

3.12

Miután az üzemi hibával nem érintett 1 jelű szabályozási területen is aktiválódott primer szabályozási teljesítmény, a P1 2 csereteljesítmény eltérés: 3.13a P1 2 = P1 azaz az 1 jelű szabályozási terület exportál, így a 2 jelű szabályozási terület azonos teljesítményt importál, tehát:

P21 =  P1 azaz az 1 jelű szabályozási terület exportál. A területi szabályozási hiba: az 1 jelű rendszerben a 2 jelű rendszerben

3.13b

G1  P1 2  K1 f G2  P2 1  K 2 f

Amennyiben K1 értékét 1 értékével azonosra állítják be, az 1 jelű szabályozási területen a G1 területi szabályozási hiba értéke nullára adódik, így a frekvencia és csereteljesítmény szabályozás nem fog aktiválódni. A 2 jelű szabályozási területen K 2 értékének 2 értékre történő beállítása esetén, a területi szabályozási hiba 3.10a G2  P1  (P2 )  P2k a szabályozási területen kiesett teljesítménnyel lesz egyenlő, így a frekvencia és csereteljesítmény szabályozás aktiválódik a kiesett teljesítménnyel azonos nagyságú felszabályozás elvégzésére. A folyamatok − a K i arányossági tényezők megfelelő beállítása esetén − több szabályozási területből álló együttműködő rendszer esetén is azonos eredményre vezetnének. Az előzőekből belátható, hogy annak érdekében, hogy a frekvencia és csereteljesítmény szabályozás ne adjon a primer szabályozás hatásának kiváltását megzavaró nagyságú Gi beavatkozási utasítást, egy adott szabályozási területre, (vagy blokkra) vonatkozó K i -nek egyenlőnek kell lenni a terület, (vagy blokk) i értékével. Miután i értéke függ az üzemelő géppark összetételétől K i értékét rendszeresen változtatni kellene. Ez a gyakori változtatás nagyobb összehangolatlanságot eredményezne, mint az állandó érték használata. Erre tekintettel a rendszer önszabályozó képességének bizonytalansága miatt [3.1] javasolja, hogy K i értéke kissé nagyobb legyen i -nél, amely erősíti a primer szabályozás hatását. Az arányos-integráló jellegű frekvencia és csereteljesítmény szabályozó által kiadott beavatkozási utasítás Pdi    i Gi 

1 Gi d Tri 

59

3.14

ahol

i

a szekunder szabályozó arányossági tényezője, az adott i szabályozási területre, (0-50%), időállandó [s], (50-200 s). Tri A  i és Tri értékét úgy kell megválasztani, hogy a beavatkozás 30 másodpercen belül megkezdődjön és 900 másodpercen (15 percen) belül befejeződjön. Túlságosan nagy arányossági tényező hátrányosan érintheti az együttműködő rendszer stabilitását. A rendszerben 3-5 s periódusidejű teljesítménylengések alakulhatnak ki [3.21]. A szekunder szabályozás az egyes szabályozási területek és az őket összefogó szabályozási blokk24 hatáskörétől függően lehet: • központosított, ahol a szabályozási blokk egyedül (szabályozási területként működve) végzi a blokkba tartozó szabályozási területek szekunder szabályozását, • pluralista, ahol a szabályozási blokk végzi a szekunder szabályozását a blokkba tartozó szabályozási területek szomszédjai felé, míg a szabályozási területek decentralizáltan végzik a saját területük szekunder szabályozását, • hierarchikus, ahol a szabályozási blokk központi, fölérendelt szabályozást üzemeltet, amellyel a blokkba tartozó szabályozási területek szabályozóit irányítja, esetleg anélkül, hogy saját szabályozó kapacitása lenne. A szekunder szabályozó teljesítmény minimális Psz [MW] értékét a teljesítmény igény, menetrendi változások, üzemelő legnagyobb blokk teljesítménye határozzák meg. Elvárt minimális értéke

Psz  a Pcs  b2  b 3.15 ahol a feltételezett maximális fogyasztói igény [MW], Pcs a , b tapasztalati állandók, a könyv összeállításakor: a =10, b =150 MW. A ténylegesen szükséges szekunder tartalék nagyságának megállapításánál, figyelembe kell venni a működő legnagyobb egység névleges teljesítményét, a legnagyobb teljesítményű határkeresztező vezeték kiesése esetén bekövetkező importcsökkenést, esetleges alállomás kiesést, fogyasztói igények időjárási vagy más okok hatására bekövetkező változását, továbbá az esetleges tervezett, vagy egyedi, különleges, átmeneti állapotok, tervezett sztrájkok hatását. A szükséges szekunder teljesítmény a rendelkezésre álló gépegységek megengedett terhelésváltoztatási sebességétől is függ, kisebb fel-, leterhelési sebességek esetén több egységet kell rendszerben tartani, hogy az esetleges üzemi hibák hatását az elvárt 15 percen belül kompenzálni lehessen. A rendszerben lévő egységek tényleges rendelkezésre állási jellemzőinek, valamint a csúcsigények várható eloszlásának figyelembe vételével valószínűség alapú (például LOLP≈0,1%, LOLE<9

A jelenleg működő szabályozási blokkok a 3.6. ábrán láthatók. Megjegyezzük, hogy UCPTE csatlakozásunkat követően az egyes CENTREL tagállamok szabályozási területként működtek, a lengyel rendszerirányító szabályozási blokként tevékenykedett. 24

60

h elvárásával) számítás (lásd 3.12. ábra és a kapcsolódó magyarázat) végezhető a szükséges szekunder és tercier tartalék indokolt nagyságára. A szekunder szabályozás − kivételes esetben − a normál frekvencia és csereteljesítmény szabályozástól eltérő üzemmódba is állítható: • Frekvencia szabályozó üzemmód: sziget üzemben, csereteljesítmény hiányában a 3.10 egyenletben a területi hiba megállapításánál csak a frekvencia eltérés hatását számító ( Ki ( f mért  f0 ) ) tagot kell figyelembe venni. • Csereteljesítmény szabályozó üzemmód: hibás frekvencia mérés esetén a szabályozó átkapcsolható ebbe az üzemmódba. A területi hiba megállapításához a 3.10 egyenletben csak a ( Pmért  Pmenetrend ) csereteljesítmény eltérés hatását kell figyelembe venni. • Befagyasztott szabályozó állapot: Bizonytalan üzemviteli állapot esetén a szabályozó a helyzet tisztázásának időtartamára befagyasztható. A beállítások változatlanok maradnak, a területi hiba nem kerül kiszámításra. • Leállított szabályozó állapot: a szekunder szabályozás számára kezelhetetlennek tűnő üzemi helyzetekben (például rendszerbomlás) a szabályozó kikapcsolható. Szabályozási területek közötti teljesítményáramlások menetrendeknek megfelelő változtatásánál, a szabályozók új parancsolt csereteljesítmény beállításait úgy kell elvégezni, hogy az átmenetre ne a menetrendváltozásnak megfelelően ugrásszerűen, hanem a tervezett menetrendváltozás előtt 5 perccel kezdődő és 5 perccel végződő, egyenletes sebességű, csúszó paraméteres átmenettel kerüljön sor. A szekunder szabályozás minőségének ellenőrzése: A szekunder szabályozás minőségét állandósult állapotban a hálózati frekvencia megfigyelt értékének névleges értékkel történő összehasonlításával, ez alapján a  szórás kiszámításával lehet ellenőrizni:

 ahol fi n

1 n   fi  f0 2 3.16 n i 1

a hálózati frekvencia 15 perces időszakokban megfigyelt átlagértéke [Hz], ellenőrzött időszakok száma [db].

A szórás kiszámítása mellett rögzíteni kell a f >50 mHz frekvencia eltérések számát és az ilyen eltérések időtartamának összesített részarányát a teljes ellenőrzött időszakhoz viszonyítva. A rendszer frekvencia akkor tekinthető kielégítőnek, ha a sztenderd eltérés a mérési időszakok 90%-ában nem nagyobb 40 MHz-nál és a mérési időszakok 99%-ában nem nagyobb 60 mHz-nál, valamint az időeltérés korrigálására szükséges napok száma, havonta, nem haladja meg a 8 napot. Nagy (1000 MW-ot meghaladó) Pa [MW] teljesítmény változást okozó üzemi események, és ebből adódó frekvencia eltérések esetén a frekvencia megfigyelt értékének lefutását az úgynevezett trombita görbe párral kell összehasonlítani. A szabályozás minősége akkor tekinthető elfogadhatónak, ha a frekvencia parancsolt

61

értékének helyreállítására a görbék közötti frekvencia lefutással kerül sor (3.18. ábra). A trombitagörbét leíró függvény általános alakja [3.1]: F ( t )  f 0  A et / T

3.17

ahol

  P A  1,2 a  0,030  a Pa teljesítmény változás nagyságától függő állandó [Hz],  h  900 a 15 perces helyreállítási időtartam végén max ±20 mHz maradó T  A  ln    0,020  frekvencia eltérést figyelembe véve számított időállandó [s]. Az A állandó figyelembe veszi, hogy a tapasztalatok alapján, az események bekövetkezése előtt, a frekvencia eltérés ±30 mHz körül van.

3.18. ábra Nagy üzemzavar kiszabályozásának ellenőrzése [3.1] Helyettesítő (tercier) szabályozás: Az üzemi esemény hatására aktiválódott szekunder szabályozó teljesítményt mielőbb ki kell váltani, hogy az esetlegesen bekövetkező újabb üzemi eseményt megelőzően, elegendő nagyságú igénybe vehető szabályozó teljesítmény álljon rendelkezésre. További szempont, hogy a kiváltás lehetőség szerint költségcsökkentést eredményezzen, a rendszer egy az új (átrendeződött) kínálati görbének megfelelő piaci egyensúlyi helyzetbe kerüljön. A tercier szabályozás lehetséges: • üzemelő blokkok felterhelésével, terheléscsökkentésével, tározós erőművek munkapontjának, üzemmódjának változtatásával, • tartalékban álló25 blokkok indításával, üzemelő egységek leállításával, • import, export menetrendek változtatásával, • fogyasztói berendezések kikapcsolásával, bekapcsolásával. 25

Tartalékban állás: Erőművek és alállomások főberendezéseinek és a távvezetékeknek olyan üzemállapota, amikor azok nincsenek a hálózatra kapcsolva, de üzeminek vannak nyilvánítva és külön utasításra történő üzembevétellel igénybe vehetők.

62

A beavatkozásnak lehetőleg 15 percen belül meg kell kezdődni (3.19. ábra). Az optimális üzemállapot beállítása azonban hosszabb időt vehet igénybe. Liberalizált feltételrendszerben az indításoknak, leállításoknak, más menetrendi változásoknak a megengedett váltási időpontokhoz kell illeszkedni. Ez alól kivételt csak a fogyasztók típusok kikapcsolása jelenthet aTartalék rendszer üzemképességének megőrzése érdekében. A szabályozás módja

Tercier szabályozás Kézi indítással

Üzemállapot optimalizáció

Automatikus indítással Szekunder szabályozás Primer szabályozás

A primer szabályozás még aktív

30 másodperc

15 perc

Az üzemzavartól eltelt idő

3.19. ábra Beavatkozások aktiválása Új szabályozás: Az ENTSO-E által kidolgozott új szabályozási csomag a rendszer megfelelősége, biztonsága szempontjából érdemben nem változtat az UCTE által követett alapelveken. Egyrészt harmonizálja az elődszervezetek eltérő szabályozási gyakorlatát, másrészt átvezeti (bevezeti) a piac liberalizáció aktuális állapotában szükséges szabályokat. Lényeges, hogy egyes előírások alkalmazása, az általánosan nem szabályozott részletek, együttműködés a hálózati szabályzatok alapján, a hatálybalépést követően egy éven belül, megkötendő üzemviteli megállapodásokban kerül rögzítésre. A több száz oldal terjedelmű, még nem végleges, csomagból csupán néhány, a piaci folyamatokat is befolyásoló elemet vázolunk. Hálózati szabályzat teljesítmény-frekvencia szabályozásról és tartalékokról [3.15]: Célja a hálózati frekvencia minőség megfelelő szintjének elérése, fenntartása és a termelő berendezések és tartalékok hatékony használata; az átviteli rendszer és a termelő berendezések koherens és koordinált viselkedésének biztosítása valós idejű üzemben; a frekvencia megtartó, helyreállító, illetve helyettesítő tartalékokra vonatkozó közös követelmények és alapelvek meghatározása, valamint a határkeresztező forgalomra, tartalékok közös használatára, aktiválására, meghatározására vonatkozó közös követelmények megállapítása. A követelmények közül kiemelhető a hálózati frekvencia minőségének pontosítása (a 2.1 ábrán eltérő színnel jelölt rendszer-egyesülésekre eltérő értékek vonatkoznak). A kontinentális (korábbi UCTE) területre: • Standard frekvencia tartomány: ±50 mHz • Maximális pillanatnyi frekvencia eltérés: 800 mHz • Maximális átmeneti frekvencia eltérés: 200 mHz • Frekvencia helyreállítási időtartam: 15 perc • Készenléti állapotot kiváltó időtartam: 5 perc • A standard frekvencia tartományon kívüli működés maximális időtartama: 15000 perc/év (~2,85%).

63

Tartalékok igénybevétele más szabályozási területről: A szabályzattervezet lehetőséget ad tartalékok más szabályozási területről történő igénybevételére [3.153.16]. Az ügyletben, alapesetben a tartalékfogadó (Reserve Receiving) és tartalékszolgáltató (Reserve Connecting) szabályozási terület (fél) vesz részt. Az igénybevétel az alábbi módon történhet: • Primer szabályozó tartalékok esetén az igénybevétel a 3.10 képlet K i tényezőinek elállításával valósul meg: a tartalékfogadó félnél csökkentik, a tartalékszolgáltató félnél azonos értékkel növelik K i értékét. Így a primer tartalékok kiváltása során a tartalékfogadó fél helyett a tartalékszolgáltató szabályozási területen történik meg a Ki f nagyságú primer szabályozó teljesítménynek megfelelő teljesítménynövelés. • Szekunder és tercier szabályozó tartalékok esetén az igénybevétel lebonyolítható: o A tartalékszolgáltató rendszerüzemeltető szabályozási területén lévő szabályozó gép tartalékfogadó rendszerüzemeltető szabályozásába történő bekapcsolásával (TSO-Provider Activation). A szabályozó gépe(ke)t a tartalékfogadó szabályozása aktiválja, erről és a parancs végrehajtásáról a tartalékszolgáltató rendszerüzemeltető információt kap. A tartalék szolgáltatása kijelölt gépegységekből, gépegységekkel történik. A szabályozó gép(ek) virtuális vezetéken keresztül mintegy a tartalékfogadó szabályozási területhez csatlakoznak. o A rendszerirányítók együttműködésével, a szabályozás tartalékszolgáltató szabályozási terület rendszerüzemeltetőjén keresztül történő aktiválásával (TSO-TSO Activation). A tartalékfogadó rendszerüzemeltető szabályozó számítógépe a szabályozási igényt a tartalékszolgáltató rendszerüzemeltető szabályozó számítógépének jelzi, amely aktiválja a szükséges nagyságú szabályozást. Ebben az esetben a szabályozás a tartalékszolgáltató szabályozási terület, optimálisan kiválasztott, berendezésével történik. A szomszédos szabályozó területekről igénybe vehető tartalékok nagyságát korlátoznák. Például a volt UCTE területre [3.15]: • Egy szabályozási blokk rendszerüzemeltetőjének biztosítani kell, hogy a frekvencia megtartó (primer) tartalék legkevesebb 30%-a fizikailag a szabályozási blokkon belül legyen. Más szabályozási blokk részére csak a szükséges frekvencia megtartó tartalék 30%-a (illetve maximum 100 MW) értékesíthető. Azonos szabályozási blokkon belül a felelős rendszerüzemeltető korlátozhatja az egyes szabályozó területek közötti megtartó tartalék cserét. • Egy szabályozási blokk rendszerüzemeltetőjének biztosítani kell, hogy a frekvencia helyreállító (szekunder) tartalék legkevesebb 50%-a fizikailag a szabályozási blokkon belül legyen. Azonos szabályozási blokkon belül, a felelős rendszerüzemeltető korlátozhatja az egyes szabályozó területek közötti helyreállító tartalék cserét. • Egy szabályozási blokk rendszerüzemeltetőjének biztosítani kell, hogy a helyettesítő (tercier) tartalék legkevesebb 50%-a fizikailag a szabályozási blokkon belül legyen. Azonos szabályozási blokkon belül, a felelős rendszerüzemeltető korlátozhatja az egyes szabályozó területek közötti helyettesítő tartalék cserét.

64

Hálózati szabályzat üzembiztonságról [3.18]: Célja a közös üzembiztonsági alapelvek és követelmények meghatározása, az üzembiztonság fenntartásához szükséges feltételek biztosítása és a rendszerüzemeltetés közös, összehangolt módon történő koordinálása az EU-ban. A követelmények közül a rendszer állapot minősítésének, ellenőrzésének kiemelése indokolt. A rendszer állapotának minősítése, ellenőrzése: A rendszerüzemeltetőknek a folyamatos üzemvitel során, az alábbi jellemzők alapján, meg kell határozni a rendszer állapotát. • Normál állapot o A feszültségek és a teljesítményáramlások az üzembiztonsági határokon belül, a frekvencia a normál állapotra meghatározott korlátokon belül vannak; o A wattos és meddő teljesítmény tartalékok elegendőek a nem várt, véletlen események között felsorolt események (contingencies) kivédésére; és o az üzem az üzembiztonsági határokon belül van és ott is marad az előre nem várt, véletlen események listáján szereplő, előre nem várt eseményt követően is. • Készenléti (alert) állapot o A feszültségek és a teljesítmény áramlások az üzembiztonsági határokon belül vannak; és o Legalább egy feltétel az alábbiak közül bekövetkezik:  az aktív kapacitás tartalékok (FCR, FRR, RR) bármelyikéből több mint 20 % hiányzik, több mint 30 percre, és nincs eszköz a pótlásukra;  a frekvencia a készenléti állapotra meghatározott (49-51 Hz) határokon belül van;  legalább egy a váratlan események26 listáján felsorolt események közül az üzembiztonsági határoktól történő eltérésre vezethet, még a helyesbítő akciók hatását követően is; • Veszélyes (emergency) állapot o Legalább egy eltérés van üzembiztonsági határoktól és időkorlátoktól; vagy o a frekvencia kívül van a normál állapotra és a készenléti állapotra meghatározott határokon; vagy o a Rendszer védelmi terv legalább egy intézkedését aktiválni kellett; vagy o több mint 30 pere nem állnak rendelkezésre a rendszer állapotának ellenőrzésére, távkapcsolások ellenőrzésére, a szomszéd rendszerirányítókkal való kommunikációra, az üzemviteli biztonság elemzésére szolgáló eszközök, berendezések. • Kikapcsolt (blackout) állapot o A fogyasztás több mint 50 %-ának elvesztése az illetékességi területen; vagy o a feszültség teljes hiánya, legalább 3 percig, az illetékességi területen, és a helyreállítási tervek aktiválása. • Helyreállítás o Végrehajtásra kerülnek a frekvencia, feszültség és más üzemviteli paraméterek értékének üzembiztonsági határok közé hozatalára irányuló folyamatok; és 26

Váratlan esemény: azonosított és lehetséges vagy már előfordult, az átviteli rendszer üzembiztonságát befolyásoló üzemi hiba, a rendszerüzemeltető illetékességi területén belül vagy kívül, beleértve az elosztóhálózatot és a jelentős rendszerhasználókat is.

65

o a helyreállításért felelős rendszerüzemeltető által meghatározott lépésekben, az átviteli rendszer forrásainak és a termelő berendezésekkel rendelkező nagyfogyasztók technikai képességétől és lehetőségétől függően, visszakapcsolásra kerülnek a fogyasztói berendezések. A rendszer állapotának megítélésére legalább 15 percenként elkészítendő a váratlan esemény (contingency) elemzés (figyelembe véve a helyesbítő akciókat és rendszer védelmi tervet). A váratlan események kategorizálhatók (rendes/gyakori- kivételesout of range, külső-belső). Folyamatosan ellenőrizendők: • frekvencia, és a „frekvencia helyreállító ellenőrző jel” a szabályozott területen, • gyűjtősín feszültségek, • wattos és meddő teljesítmény áramlások, • wattos és meddő teljesítmény tartalékok, • termelés és fogyasztás nagysága • az átviteli rendszer dinamikus állapota. Az egyes hálózatelemek feszültségének állandósult állapotban – szükség estén a megfelelő mennyiségben és kellő időben rendelkezésre álló meddő szabályozás igénybevételével – az alábbi határokon belül kell maradni: • 110-300 kV közötti feszültségszinten: névleges feszültség 90,0-111,8%-a • 300, 400 kV feszültségszinten: névleges feszültség 90,0-105,0%-a A feszültség szabályozása érdekében a rendszerüzemeltetőknek meg kell határozni a jelentős rendszerhasználók által betartandó meddő teljesítmény értéket, fázistényező tartományt, feszültség értéket. Amennyiben a feszültségeltérés veszélyezteti az üzembiztonságot, a rendszerüzemeltető utasíthatja az elosztóhálózat üzemeltetőket, jelentős rendszerhasználókat, a szükséges intézkedések kezdeményezésére, amely szükség esetén fogyasztók kikapcsolásával is járhat. A rendszerüzemeltetőknek az üzemeltetés során a lehetséges rövidzárlati áramokra és a vezetékeken megengedhető teljesítményáramlásokra is figyelemmel kell lenni. Szükség esetén a vezetékek terhelése újra-teherelosztással csökkenthető. Villamos energia kereskedelmi menetrendek hatása: A villamos energia kereskedelemben (beleértve az energiatőzsdéket is) általában 1 óra időtartam a legrövidebb ügyleti időtartam, így a menetrend (és az annak megfelelő energiaszállítási) váltások egész órakor történnek meg. Ez esetenként több ezer megawatt nagyságú forrás-felhasználás egyensúlyhiányt is előidézhet, mivel a termelő és felhasználó oldali beavatkozások nem egy időben történnek. Ebből adódóan nagy frekvencia ingadozások adódnak. Példaként, a 3.20. ábra bal oldala a 2006 december 12-13-án mért frekvencia lefutást, jobb oldala a 2007 november 29-én megfigyelt, elnyúló frekvencia eltérést mutatja [3.20]. A reggeli órákban általában a frekvenciaugrások, az esti órákban a frekvenciaesések jellemzőek, amelyek nagyságrendje gyakran eléri, meghaladja a 140-150 mHz értéket is [3.18]. A jobb oldali ábrában az A pont az üzemzavar előtti frekvenciát, a C pont a minimális, a rendszerben forgó gépek tehetetlenségi nyomatéka és a megkezdett primer szabályozás által meghatározott frekvenciát, a B pont a helyreállítási folyamat közbeni (primer szabályozók működését követően beállt) frekvenciát mutatja [3.19].

66

3.20. ábra Üzemi frekvencia lefutása a kontinentális rendszerben [3.19-3.20] Az EURELECTRIC és az ENTSO-E közelmúltbeli vizsgálatai alapján, a rendszeresen jelentkező jelentős frekvencia eltéréseket manapság nem a nagy üzemzavarok (erőművek kiesése, fogyasztók leválása), hanem a kereskedelem kerek órákhoz kapcsolódó menetrend változásai okozzák. Az eltérések aktiválják az eredetileg üzemzavarok kezelésére szolgáló primer szabályozókat, veszélyeztetik az üzembiztonságot, hosszabb időre korlátozva a szabad szabályozó tartalékok nagyságát. A frekvencia eltérések növekedése a teljes primer szabályozó kapacitás igénybevételére vezethet, anélkül hogy nagyobb üzemzavar történt volna a rendszerben. Az UCPTE Üzemviteli Kézikönyvben rögzített: a tervezett menetrendváltozás előtt 5 perccel kezdődő és 5 perccel végződő, egyenletes sebességű, csúszó paraméteres átmenet módosítására lenne szükség, a nagyobb menetrendi változások negyed órás lépcsőkre történő elosztásával, amelyre a [3.20] közleményben tettek javaslatot. Megújuló termelés növekedésének hatása: A rendszerben elosztott mini, mikro erőművekből adódóan tartósan fennállhat 50,1 Hz frekvencia. Az ilyenkor bekövetkező egyenáramú vezeték vagy nagyobb erőmű kiesés esetén a frekvencia megnövekedése (50,2 Hz) vagy csökkenése (49,7, illetve 49,5 Hz) az elosztott erőművek automatikus leállásához vezethet, ami további frekvenciaváltozásokat eredményezhet [3.21]. Kedvezőtlen esetben a helyzetet csak fogyasztók kikapcsolásával lehet kezelni, de nagy a veszélye a rendszer összeomlásának is. Az aszinkron generátorokkal működő szélerőművek, frekvencia átalakítókkal kapcsolt napelemek részarányának növekedésével csökken a működő szinkron gépek száma, teljesítménye, ezzel romlik a hálózat frekvenciatényezője, gyengül a stabilizáló hatás [3.22], így növekedhet a hálózati lengések kialakulásának kockázata. Erőművek csatlakozási követelményei: Az előbbi, berendezésektől is függő zavarok hatásainak csökkentésére a tervezett új szabályozás [3.23] szigorítja a követelményeket, bevezeti a generátorok osztályozását és az elvárásokat a besorolástól függően határozza meg. A meglévő berendezéseknek az új követelmények teljesítése alól felmentés adható. A kontinentális területen: • A osztály: 110 kV alatti csatlakozási feszültség, 0,8 kW-nál nagyobb teljesítőképesség, • B osztály: 110 kV alatti csatlakozási feszültség, 1 MW-nál nagyobb teljesítőképesség,

67

C osztály: 110 kV alatti csatlakozási feszültség, 50 MW-nál nagyobb teljesítőképesség, • D osztály: 110 kV feletti csatlakozási feszültség, 75 MW-nál nagyobb teljesítőképesség. Az illetékes rendszerüzemeltetők az egyes osztályokra kisebb teljesítőképesség értékeket is megállapíthatnak. •

A generátoroknak az osztályba sorolástól függetlenül működőképesnek kell lenni: • 47,5-48,5 Hz között: legalább 30 percig, de az illetékes rendszerüzemeltető hosszabb időtartamot is megállapíthat, • 48,5-49,0 Hz között: az illetékes rendszerüzemeltető döntésétől függően, de nem lehet rövidebb az előbbi sávra megállapított időtartamnál, • 49,0-51,0 Hz között: korlátlan időtartamig, • 51,0-51,5 Hz között: 30 percig. Az egyes egységeknek 2-12 % között beállítható arányossági tényezővel kell rendelkezni. Teljesítményüket a frekvencia változástól függetlenül állandó értéken kell tartani, 49,5 Hz alatt a szabályzatban részletezett arányosságú teljesítménycsökkenés megengedett. Hálózati zavarok (feszültségletörés, szinkron állapot elvesztése) esetére részletes helyreállítási követelményrendszert fogalmaztak meg. A rendszerüzemeltető a C, D osztályba sorolt berendezések tulajdonosaitól szimulációs modellt igényelhet, amellyel a berendezés viselkedése állandósult és átmeneti állapotokban bemutatható. A modellt a berendezés képességeinek tanúsítására végzett megfelelőségi vizsgálatok eredményei alapján „hitelesíteni” kell. Hálózati szabályzat villamos energia kiegyenlítésről: Az inkább kereskedelmi, mint technikai jellegű szabályozás [3.24] távlati célja az európai villamos energia piac mellett, a rendszerszintű szolgáltatások európai piacának megteremtése, ezzel a fogyasztói költségek csökkentése. A közvetlen cél − ahol lehetséges − a határokon átnyúló kiegyenlítő energia27 csere megvalósítása, ezzel az ellenkező irányú szállítások elkerülése és a koordinált és optimális helyreállító és helyettesítő tartaléktartás. Az esetleges ellenkező irányú kiegyenlítések nettósítása csökkentheti a frekvencia és csereteljesítmény szabályozók egyidejű, ellentétes előjelű igénybevételét is [3.16]. Kezdetben minden rendszerüzemeltetőnek (a rövidítés érdekében TSO) legalább egy szomszédos rendszerüzemeltetővel kell kooperálni kiegyenlítő energia cseréjére. Ütemterv a további lépésekre: • Multilaterális TSO-TSO modell28 létrehozása (2 éven belül), kiegyenlítő energia cseréjére a helyettesítő tartalékok közös növekményköltség sorrendjével az „Összehangolt kiegyenlítő terület”-eken belül. A TSO-knak – amennyiben gazdaságilag hatékony – a határkeresztező kapacitásokat figyelembe véve, együtt kell működni az ellenkező irányú kiegyenlítések minimalizálásában. • Javaslat kidolgozása (3 éven belül), a kiegyenlítő energia automatikusan aktivált helyreállító tartalékokból történő cseréjére. Amennyiben a kiegyenlítő energia, helyettesítő tartalékokból és a kézzel aktivált helyreállító tartalékokból 27

Kiegyenlítő energia: Egy mérlegkör adott mérési időintervallumon belüli tényleges vételezésének eltérése a menetrendben megadott tervezett vételezéstől (Lásd 6.3. szakaszt). A kiegyenlítést a frekvencia és csereteljesítmény szabályozás végzi. 28 A TSO-TSO modell esetén a kiegyenlítő energia cseréjében csak az illetékes rendszerüzemeltetők vesznek részt.

68

•

•

történő cseréjére vonatkozó célmodell bizonyos jellemzői nem megvalósíthatók, vagy nem gazdaságosak, a TSO-knak közös javaslatot kell kidolgozni e jellemzők módosítására. Egységesíteni kell a mérési időintervallumokat, valamint a kiegyenlítés elszámolását. Biztosítani kell (4 éven belül), hogy az összehangolt kiegyenlítő terület”-eken belüli, közös növekményköltség sorrendű multilaterális TSO-TSO modell kiterjesztésre kerüljön a kézzel aktiválható helyreállító tartalékokra, és az automatikusan aktiválódó helyreállító tartalékok aktiválása összehangolásra kerüljön. A TSO-knak európai szintű TSO-TSO modellt kell kialakítani (6 éven belül), közös növekményköltség sorrenddel, a helyettesítő tartalékokra és a kézzel aktivált helyreállító tartalékokra, figyelembe véve a célmodell előbbiek szerinti esetleges módosítását is. Amennyiben a kiegyenlítő energia automatikusan aktivált helyreállító tartalékokból történő cseréjére vonatkozó célmodell bizonyos jellemzői nem megvalósíthatók, vagy nem gazdaságosak, a TSOknak közös javaslatot kell kidolgozni e jellemzők módosítására is.

A tartalékok közös használatának elősegítésére határkeresztező kapacitások allokálhatók (amennyiben ez fizikailag lehetséges, transzparens módon megoldható, és nem rontja a hatékonyságot). Az európai szintű TSO-TSO modell bevezetése előtt minden TSO-nak költséghaszon elemzést kell készíteni, az illetékes szabályozó hatóság által jóváhagyott módszertan alapján. Az elemzésnek ki kell térni, többek között, a társadalmi többlet számszerűsítésére, az új kiegyenlítő mechanizmus vagy platform bevezetésének költségeire, hasznaira, az európai, regionális, nemzeti kiegyenlítési költségekre gyakorolt hatásra, a regionális piaci árakra gyakorolt potenciális hatásra, piaci szereplőknél felmerülő járulékos technikai, IT feltételekre.

Teljesítményigény (MW)

A követelmények teljesítése alól, az érintett engedélyes megalapozott kérelme esetén, a nemzeti szabályozó hatóság (az ACER és a Bizottság tájékoztatásával) maximum két évre felmentést adhat.

Összes tartalék Forgótartalék

Maximális igény

Helyreállító tartalék (500 MW)

Szabályozási igény

Minimális igény Forgótartalék

Idő (h)

3.21. ábra Szabályozási és tartalék teljesítmény igény Hazai rendszer tartalékai: A villamosenergia-rendszer megbízható működése érdekében az erőművek menetrendjét úgy kell kialakítani, hogy az importszállításokkal együtt ne csak a tervezett villamos energia igények kielégítésére legyenek alkalmasak, hanem a szükséges szabályozási tartalékokat is biztosítani

69

tudják. A menetrend szokásos napi lefutását figyelembe véve (3.21. ábra) a fel irányú tartalékok biztosítása az esti csúcsfogyasztásnál a le irányú tartalékok biztosítása a hajnali órákban okozhat nehézséget. A helyzetet javíthatja, ha a kereskedők importexport tevékenységükkel csökkentik a hazai erőművek iránti szabályozási igényt. Példaként a hazai rendszerüzemeltető által tartott szokásos tartalék összetételre egy korábbi időszak adatsorát a 3.7. táblázatban mutatjuk be. A szabályozást az UCTPE csatlakozáskor a szomszédos rendszerirányítók által összeállított és megküldött Maßnahmenkatalog ([3.25], [3.45]) alapján úgy kell végezni, hogy a maximális csereteljesítmény eltérés zavartalan üzemben a 100 MW/3 perc értéket, a maximális energiacsere eltérés zavartalan üzemben a 20 MWh/h értéket ne haladja meg. A folyamatosan változtatható teljesítmény nagyságának el kell érni az üzemelő blokkok teljesítményének 10%-át. 3.7. táblázat 29

Rendszerirányítói tartalék : Primer tartalék: Szekunder tartalék: Perces tartalék: Üzemzavari tartalék: Maradó teljesítmény: Összesen:

Teljesítőképesség (MW) +845/-289 ±40 +301/-172 +205/-77 +259 510 1355

Nagy rendszerek előnye: A nagyobb szabályozási területek, a tartaléktartás fajlagos költségeit tekintve, előnyben vannak a kisebb rendszerekkel szemben. Ugyanis, míg a primer (frekvencia fenntartó) szabályozásnál az egyes szabályozási területeknek az éves energiaigénnyel arányos tartalékot kell tartani, addig a szekunder (frekvencia helyreállító) tartalékoknál a tartaléknak legalább a legnagyobb gépegység teljesítésével azonosnak kell lenni. Így, ha egy kis és egy nagy szabályozási területen is ugyanakkora a legnagyobb egységteljesítmény, azonos nagyságú tartalékot kell tartani, amelynek költsége a nagyobb rendszer nagyobb 29

Az Üzemi szabályzat [3.5] a következő tartalék fogalmakat szabályozza: Forgótartalék: Az üzemben lévő berendezések ki nem használt teljesítménye, VER szinten a terhelésingadozások felvételére és a frekvencia szabályozására szolgálnak. Üzemviteli tartalék: A váratlan jellegű erőművi termelés kiesések, a felhasználói csúcsterhelés és a tervszerű import teljesítmény ingadozások felvételére és a frekvencia szabályozására felhasználható teljesítmény. Üzembiztonsági tartalék teljesítmény/Üzembiztonsági tartalék: Az az előírt teljesítmény, amelynek a VER-ben előforduló üzemzavarok és egyéb okok miatti teljesítmény kiesések fedezésére, valamint a VER szabályozására rendelkezésre kell állnia. Hidegtartalék: Üzemen kívüli és rendelkezésre álló berendezések gépkapcson kiadható teljesítménye. Üzemi tartalék Az az üzemirányítói rendelkezési körbe tartozó üzemi főberendezés, amely bekapcsolásra alkalmas, de üzemirányítói mérlegelés eredményeként nem kerül bekapcsolásra. Primer szabályozási tartalék: A forgó tartalék primer szabályozást biztosító része, melynek fele 15 másodpercen belül, egésze 30 másodpercen belül igénybe vehető, az erőművi egységbe beépített primer szabályozó által, és amely tartalék fel és le irányban külön-külön értelmezett. Szekunder szabályozási tartalék: A szekunder szabályozás céljára rendelkezésre álló forgótartalék, amely fel és le irányban külön-külön értelmezett. 15 perces forgótartalék: Üzemi frekvencián, a terhelési gradiens figyelembevételével 15 percen belül igénybe vehető forgótartalék, amely fel és le irányban külön-külön értelmezett. 15 perces teljesítménytartalék: Üzemi frekvencián, 15 percen belül igénybe vehető tartalék teljesítmény, amelynek összetevői fel irányban a fel irányú, 15 perces forgó tartalék, a gyorsan indítható hideg tartalék és a nem korlátozási jelleggel kikapcsolható felhasználói teljesítmény, le irányba a le irányú 15 perces forgó tartalék, és a bekapcsolható felhasználói teljesítmény.

70

fogyasztására vetítve lényegesen kisebb lehet, mint a kisebb rendszerben. A közös, összehangolt kiegyenlítő területek előbbiekben vázolt létrehozása, a tartalékok közös használatával csökkentheti a költségeltéréseket. Távvezetékek átviteli képessége, határkeresztező összeköttetések.

3.4.

átviteli

hálózatok,

Váltakozó áramú távvezeték-rendszerekben a két szomszédos csomópont (alállomás) között (egy fázison) szállítható teljesítményt [MW] a feszültségszintek, a fázisszögek eltérése és a vezeték impedanciája határozzák meg [3.26]:

P

U1 U 2 sin(1   2 ) X

3.18

ahol feszültség az egyik, illetve másik alállomáson [V], [kV], U1 , U 2 fázisszög az egyik, illetve másik alállomáson [fok], 1 ,  2 a vezeték impedanciája [Ω]. X  R cos   ( X L  X C ) sin  Az előbbi áramlás hatására a vezeték ohmos ellenállásából adódóan hő fejlődik, a vezeték hőmérséklete a környezettel való hőcserétől függően, az egyensúlyi állapot eléréséig megnő. Ennek következtében a vezeték a szerelési állapothoz képest megnyúlik, közelebb kerül az alatta lévő tereptárgyakhoz. A hazai átviteli hálózaton szokásos méretekkel (400 m oszloptávolság, 23 m felfüggesztési pont magasság) elvégzett számítások eredményét [3.26] a 3.22. ábra mutatja. A belógás nyáron ~1,4, télen ~1,6 m-el változik. A terhelhetőséget a talajtól, tereptárgyaktól (aljnövényzet), esetleges közlekedőktől (akiknek a veszélyeztetését el kell kerülni) való távolság határozza meg. A példa szerinti vezetéknél legalább 7,5 m magasságkülönbséget kell tartani a legalacsonyabban fekvő szakaszon. Egy adott vezetékág terhelhetőségét az előbbiek mellett az alállomások, az ottani berendezések kialakítása, teljesítménye, a megengedett zárlati áramok nagysága, a védelmek beállítása, mögöttes hálózatok szállítóképessége is befolyásolja.

Magasság talajtól (m)

25

20

15

10 1000 A 1200 A

5

1500 A 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Vízszintes távolság (m)

3.22. ábra Távvezeték belógásának változása [3.27] Természetes áramlás: A piacnyitást követően a termelők bárkinek értékesíthetnek, a fogyasztók bárkitől vásárolhatnak. Így a hurkolt, kontinentális hálózaton (3.23. ábra) bármely csomópontból bármely csomópontba szállítható villamos energia. Miután a felhasználókhoz közelebbi erőművek is működnek, a valóságban a tényleges szállítások a különféle ügyletek eredőjeként alakulnak ki. Az áramlás eloszlását a

71

Kirchoff féle huroktörvény alapján az egyes ágak impedanciájától függő áramlás eloszlás határozza meg. Így idealizált esetben, egy betáplálási pont és egy vételezési pont között, a hurkolt rendszer minden vezetékágán folyik áram.

3.23. ábra Együttműködő kontinentális hálózat részlete [3.28] Példaként, a 3.24. ábra, egy Lengyelország északi része és Görögország közötti 100 MW teljesítményű képzeletbeli szállítás eloszlását mutatja, az 1990-es évek második felében létezett hálózaton. Látható, hogy az észak-dél irányú kereskedelmi szállítás és a létező hálózati kapcsolatok ellenére mintegy 57 MW (57%) nyugati irányban indul el, 11 MW (11%) Franciaországba is eljut. Az egyes vezetékágakon úgynevezett nem szándékolt (természetes, hurok) áramlások jelennek meg. A különféle ügyletek által előidézett áramlások szuperponálódnak. Az előbbiekből következik, hogy egyrészt a „szerződéses” útvonal nem azonos a „fizikai” útvonallal, 72

másrészt bármely ügylet az összes többi ügylet végrehajtását befolyásolja. Az áramlás eloszlása két tetszőleges csomópont között az áramlási vektorral, a teljes rendszerre az áramlási PTDF  (Power Transfer Distribution Factor) mátrixszal30 írható le. Ez ad lehetőséget a hálózati modellek kialakítására, a 3.2. szakaszban vázolt, megfelelőségi vizsgálatok elvégzésére, az áramlás alapú kapacitás elosztásra (4.3. szakasz, 4.6. ábra).

57 30 13 21

12 39

10 4

19 33 5

15 14 13

14 21

35

7

5 28

13

23

Áramlási mátrix (PTDF)

3.24. ábra Kereskedelmi és fizikai útvonal különbözősége Az átviteli hálózatok alapvetően a szabályozási területeken belüli szállítási feladatok ellátására épültek, a határkeresztező vezetékek elsősorban az együttműködést, üzemzavari kisegítést és csak kisebb mértékben a kereskedelmi szállításokat szolgálták. A piacnyitással a nemzetközi kereskedelem a korábbi többszörösére nőtt, az átviteli igényeket a rendelkezésre álló határkeresztező kapacitások csak részben tudják kielégíteni. Ezért nagy a jelentősége a kereskedelmi célra rendelkezésre álló határkeresztező kapacitások meghatározásának. A vezetékek terhelését addig a határig lehet növelni, ameddig nem jelentkeznek megengedhetetlen biztonsági kockázatok. ATC megállapítása: A már meglévő szállítási jogok figyelembevételével, spot piaci (megelőző napi) kereskedelmi célra szabadon felhasználható teljesítménycsere lehetőség (a könyv összeállításának idején ATC , Available Transfer Capacity [MW]) a ATC  NTC  AAC 3.19 képlet alapján számítható [3.5, 3.6] (3.25. ábra), ahol NTC Net Transfer Capacity, két szomszédos szabályozási terület között megengedhető legnagyobb teljesítménycsere, a hálózatra vonatkoztatott n-1 elv és a biztonsági tartalék figyelembevételével [MW], AAC Already Allocated Capacity, már elfogadott, kiosztott (folyamatban lévő szállítások) teljesítménycsere, szállítási jogok nagysága [MW].

NTC értéke a megengedhető teljesítménycseréből a biztonsági tartalék levonásával adódik: 30

A lehetséges betáplálási pontokból a lehetséges vételezési pontokba tartó villamos energia áramlások, hurkolt hálózaton belüli eloszlását leíró mátrix.

73

NTC  TTC  TRM

3.20

ahol TTC

Total Transfer Capacity, két szabályozási terület között megengedhető teljesítménycsere, figyelembe véve az n-1 elvet [MW], TRM Transmission Reliability Margin, biztonsági tartalék [MW], amelynek nagyságát az üzemzavarok esetén szükséges primer és szekunder szabályozó teljesítmények értékét, a veszélyes állapotokban jelentkező áramlásokat, erőmű blokkok egyszeres kiesésének hatását, valamint az adatok Szabad átviteli kapacitás (ATC) pontatlanságát mérlegelve kell megállapítani. Áramlás (MW) A-tól B területre Teljes Átviteli Kapacitás (TTC) Biztonsági tartalék (TRM) Összes elsőbbséget élvező szerződött kapacitás lekötés

NTC ATC

Elsőbbséget élvező megállapodás 3 Elsőbbséget élvező megállapodás 2

Bejelentett és megerősített fizikai áramlás a következő 24 órában

Elsőbbséget élvező megállapodás 1

24 h (következő nap)

idő

3.25. ábra Rendelkezésre álló (szabad) átviteli kapacitás (ATC) A határkeresztezések használatánál, a megengedhető teljesítménycsere kiosztásánál elsőbbséget élvez az együttműködés biztonsága, majd ezt követően a szállítások időtávja határozza meg a prioritást, a 3.8. táblázat szerint. 3.8. táblázat Prioritás 1 2 3 4 5 6

Villamosenergia-rendszer együttműködéshez szükséges tartalék (természetes áramlás, üzemzavari kisegítés, stb.) Hosszú távú szerződések Éves szerződések Rövidtávú kétoldalú megállapodások Spot megállapodások Szabályozott piac

3.9. táblázat Honnan Hová Ausztria Szlovákia Magyarország Románia Horvátország Szerbia Ukrajna

Ausztria

Szlovákia

800

1300

Magyarország 800 600

Románia

Horvátország

Szerbia

Ukrajna

700

800

700

800

700 1200 600 650

A tájékoztató, kötelezettséggel nem járó, ex-ante becsléseken alapuló, munkanapi, csúcsidei NTC Mátrix értékeket az ENTSO-E a honlapján közzéteszi. A 2010-2011 télre vonatkozó dokumentum [3.29], Magyarországot érintő részletét a 3.9. táblázat mutatja (az értékek MW-ban szerepelnek).

74

A MAVIR ZRt. legutóbbi hálózatfejlesztési terve [3.30] áramlás alapú számítások alapján (a szlovéniai összeköttetés megvalósítását is feltételezve) 2017-re a 3.26. ábrán vázolt import (Border Capacity) lehetőségeket ismerteti. A kereskedelmi célokra ténylegesen igénybe vehető import-export teljesítmények megállapításánál figyelembe kell venni, hogy a határkeresztező vezetékek esetenként azonos alállomásokhoz csatlakoznak, így az ebből adódó korlátozó hatások miatt a megengedhető szállítási teljesítményt csökkenteni kell. Ezért a behozható villamos energia mennyisége kisebb az egyes határkapacitások összegénél. A tényleges lehetőségeket a szomszéd országok kapacitáshelyzete, más irányú értékesítési lehetőségei is befolyásolják.

Import ??? lehetőségek

550-660 MW 2100-2500 MW ~1000 MW

Összesen: 3200-4400 MW ~1400 MW

1080-1140 MW

1300-1500 MW 0-100 MW

3.26. ábra Import lehetőségek [3.30]

Forrás: MAVIR: A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2006’

Legutóbbi hálózatfejlesztési terv alapján EU relációból ~2200-2400 MW, az EU-n kívüli tagállamokból is lehetségesnek tűnik ~1000-2000 MW további import.

Szabályozó területen belüli szállítási korlátok: Esetenként a szabályozási területeken belüli hálózatokon is előfordulhatnak szűkületek, amikor egy adott erőmű teljesítményét nem lehet elszállítani vagy egy adott alállomásra nem lehet eljuttatni a távolabbi forrásokból rendelkezésre álló olcsóbb energiát. Ez általában nem okoz fogyasztói korlátozást, a piaci zavarok az 5.24., 5.25. ábrákhoz kapcsolódó magyarázatok szerinti, területi (zónás) vagy csomóponti (nodal) árazással kezelhetők. Hálózati szabályzat kapacitás lekötésről, szűkület kezelésről [3.31] A határkeresztező vezetékkapacitások lekötésére vonatkozó új szabályozás az egységes európai villamosenergia-piac megvalósulását kívánja elősegíteni. A megelőző napi, napon belüli [3.31], valamint a határidős szállításokra [3.32] külön szabályozás vonatkozik. A megelőző napi, napon belüli szállítási jogosultságok kiosztásához [3.31]: • Ki kell jelölni a kapacitás számítási régiókat, amelyeken belül koordinált kapacitásaukció végezhető. Áramlás alapú kapacitásallokáció (5.2. szakasz) esetén, megfelelő feltételek teljesülése esetén a régiók egyetlen régiónak tekinthetők. • Kapacitás számítási régionként közös, egyeztetett, kapacitás számítási módszertant kell kidolgozni. • A számításokat a kidolgozásra kerülő közös hálózati modell módszertan alapján készített modellekkel kell elvégezni. Az egyedi modelleknek alkalmasnak kell lenni a közös hálózati modellbe történő beillesztésre. 75

• • • •

A számítások elvégzéséhez, meghatározott termelőknek és fogyasztóknak, a kidolgozásra kerülő módszertan alapján, adatokat kell szolgáltatni. A számítások elvégzéséhez közös alapeseteket kell meghatározni. A napon belüli ügyletek elősegítésére a számításokat naponta többször is el kellene végezni. A vizsgálatok az úgynevezett (szűkület kezelés nélküli kereskedelmet lehetővé tevő) ajánlati zónák közötti vezetékek kapacitásaira vonatkoznak.

A számításoknál figyelembe kell venni: • a várható bizonytalanságok, kockázatok, természetes áramlásokra vonatkozó gyakorlati tapasztalatok alapján megállapított megbízhatósági tartalékot, • üzembiztonsági korlátokat (hálózati elemek terhelhetősége, megengedett feszültség változások, zárlati áramok, termelési korlátok a tartalékigényekre is tekintettel), • az egyes ajánlati zónák nettó pozíciójának hatását a termelésre, fogyasztásra. Meg kell határozni azokat a javító intézkedéseket, amelyek elősegíthetik a kereskedelem bővülését. Ezeknek azonban csak akkor részét szabad a kapacitások kiosztása során alkalmazni, hogy a még lehetséges javító intézkedések a megbízhatósági tartalékkal együtt elegendőek legyenek az üzembiztonság biztosításához. A kapacitás számítási régiókon belül meg kell állapodni az újra-teherelosztási ellenkereskedelemi intézkedésekről. Tényleges alkalmazásukra azonban csak a piaci árak és az újra-teherelosztási, ellenkereskedelmi költségek ismeretében kerülhet sor. Az ezekre vonatkozó információkat a régiókon belül meg kell osztani. Piac összekapcsolás esetén, a megelőző napi piacon kiosztott határkeresztező kapacitások ára, a határkeresztező kapacitással összekötött, két piac közötti árkülönbség. A napon belüli kereskedelemben az aktuális ügyletek árait kell figyelembe venni. A bevételeket a vonatkozó, közösen kidolgozott módszertan alapján kell az érintett rendszerüzemeltetők között szétosztani. A határidős ügyletek [3.32] lehetnek: • továbbértékesíthető, fizikai szállítási jogok, az igénybevétel szabályoknak megfelelő elmaradásakor szállítási jog irányú pozitív piaci áreltérés esetén jövedelem jár, • pénzügyi szállítási jog opciók, szállítási jog irányú pozitív piaci áreltérés esetén jövedelem jár, • pénzügyi szállítási jog kötelezettségek, szállítási jog irányú pozitív piaci áreltérés esetén jövedelem jár, szállítási jog irányú negatív piaci áreltérés esetén fizetési kötelezettség jelentkezik. A szállítási jogok odaítélése a regionális, illetve a megalapítását követően a közös allokációs intézmények által végzett aukcióval történik. A jogosultság ára az aukción kialakult egyensúlyi ár. A megszerzett jogról le lehet mondani, tovább lehet értékesíteni. A rendszer üzembiztonsága érdekében a rendszerüzemeltetők csökkenthetik a kiosztott határkeresztező kapacitásokat. Csökkentés esetén a jog tulajdonosát a vonatkozó szabályoknak megfelelően kompenzálni kell. A bevételeket, a megelőző napi, napon belüli szállításokhoz hasonlóan, a vonatkozó, közösen

76

kidolgozott módszertan szétosztani. 3.5.

alapján

kell az érintett

rendszerüzemeltetők között

Ellátásbiztonság, szolgáltatás kimaradás, jelentős zavar, válság

Ellátásbiztonság a villamosenergia rendszer képessége a végfelhasználók − átadási ponton, meghatározott folyamatossággal és minőséggel, fenntartható módon, a hatályos szabványoknak és a szerződéses feltételeknek − megfelelő villamos energia ellátására. Az ellátásbiztonság aktuálisan függ: • a teljesítmény gazdálkodástól (3.2. szakasz), • a tüzelőanyag ellátástól, • a hálózati infrastruktúra rendelkezésre állásától (3.2. szakasz), állapotától, • a határkeresztezésekhez való hozzáféréstől (3.4. szakasz), • liberalizált feltételrendszerben a kereskedő, felhasználó fizetőképességétől. Az ellátásbiztonság (gyakran ellátási színvonalnak nevezik) statisztikai megítélésére általában a következő, ellátás folyamatosságára jellemző mutatókat alkalmazzák: • A villamosenergia-ellátás megszakadás átlagos gyakorisága (egy fogyasztó éves átlagos kikapcsolásainak száma), AMSZ, db/fogyasztó,év. (SAIFI: System Average Interruption Frequency Index) • Villamosenergia-ellátás megszakadás átlagos időtartama (egy fogyasztó összes éves átlagos kikapcsolási időtartama), AMI, perc/fogyasztó,év. (SAIDI: System Average Interruption Duration Index) • Egy kikapcsolás átlagos időtartama, AKI, perc/darab. (CAIDI: Customer Average Interruption Duration Index)

3.26. ábra SAIDI értéke egyes tagállamokban [3.33] Az EURELECTRIC véleménye [3.33] alapján az európai fogyasztók nagyon magas ellátási színvonalat élveznek (3.27. ábra). Az egyes országok neve mellett az EHV, HV, MV, LV jelölések az igen nagy-, nagy-, közép-, kisfeszültség szinteket jelölik. Az értékek csak a feltüntetett feszültségszintű átviteli, elosztó hálózatokra vonatkoznak. Megfigyelhető, hogy tizenegy év alatt a hazai, csaknem kizárólag közép- és kisfeszültségű elosztó hálózatok üzemi hibáiból adódó, átlagos megszakadási időtartam a kezdeti év harmada alá csökkent.

77

Szolgáltatási színvonal: A köznapi gyakorlatban az ellátásbiztonság helyett a szolgáltatási színvonalat értékelik. A szolgáltatási színvonal több mint az ellátásbiztonság, a biztonságos ellátáson túlmenően tartalmazza az eredeti szolgáltatáshoz kapcsolódó kiegészítő szolgáltatásokat, tanácsadást, stb. A szolgáltatási színvonal minősítése egy kényelmi (komfort) érzés megítélését jelenti. Más gazdasági társaságokra, más magánemberekre. Nincs egységesen elfogadott mérőrendszer. A versenypiacon a szolgáltatási színvonal egyes fogyasztói kategóriákon belül sem lesz egységes. Az univerzális, mindenkinek járó helyébe a sajátos igényeknek megfelelő, egyedi lép. Az előbbiek ellenére, a piacnyitás sikerét gyakran a szolgáltatási színvonal fogyasztók általi megítélése alapján minősítik. A 2000-es évek elején az EUtagállamokra kiterjedő Eurobarométer vizsgálat31 [3,34] során az egyes fogyasztóknak a következő kérdéseket tették fel (a kérdésekre elégedett, nem elégedett választ lehetett adni): Mondaná azt általánosságban, hogy a szolgáltatásért fizetett ár méltányos (elégedett), vagy nem méltányos (nem elégedett)? • Mit gondol általánosságban az ön által használt szolgáltatás minőségéről? (nagyon jó, eléggé jó, meglehetősen rossz, nagyon rossz) • Mondaná azt általánosságban, hogy a szolgáltatójától kapott információ (számlák, szerződések, hirdetések, címkék, röplapok, stb.) világos, vagy nem világos? • Mondaná azt általánosságban, hogy a szolgáltatójának szerződéses időtartama, feltételei méltányosak, vagy méltánytalanok? • Mondaná azt általánosságban, hogy a szolgáltatójának fogyasztói szolgálata nagyon jó, eléggé jó, meglehetősen rossz, nagyon rossz? A vizsgálat eredményeként az a villamos energia szolgáltatás színvonalára a 3.10. táblázatban látható EU átlagértékek adódtak. •

3.10. táblázat Szolgáltatás minősége Fogyasztói szolgálat Információ nyújtás Szerződés időtartama Szolgáltatás ára Átlagos pontszám

Elégedett 91 76 73 68 55 73

Nem elégedett 6 8 20 20 39 19

Az egyes tagállamok közül a legjobb minősítést az Egyesült Királyság kapta 87 elégedett, 8 nem elégedett, a legrosszabbat Olaszország 58 elégedett, 31 nem elégedett válasszal. Üzemi események: A szolgáltatás folyamatosságát a rendszer megfelelőségét, biztonságát csökkentő üzemi események (befolyásolhatják. A hazai Üzemi Szabályzat [3.5] az üzemi események a VER üzemében bekövetkező valamennyi állapotváltozás vagy beavatkozás) alábbi osztályozását rögzíti (fogyasztói korlátozásra leginkább a felsorolásban kiemelt események vezethetnek): 31

A vizsgálat a villamos energia szolgáltatás mellett más szolgáltatások színvonalának felmérésére is kiterjedt.

78

•

•

•

•

Üzemi hiba (nem tervezett üzemi esemény) o Üzemzavar32 o Felhasználói kikapcsolódás o Rövid idejű (felhasználói kieséssel nem járó) hálózati zavar o Egyéb üzemi hiba (üzemen kívüli állapotba kerülés, infrastrukturális eszközrendszer hibája) o Tüzelőanyag készlet csökkenés Tervezett üzemi esemény o Tartalékban állás o Próbaüzem o Tervszerű kikapcsolás (erőművi, hálózati) Egyedi, különleges, átmeneti állapot beállítása vagy létrejötte o Korlátozás33 o Különleges üzemállapot (irányüzem34, szigetüzem35) o Próba (üzemi, zárlati), vizsgálat o Zárlatkorlátozás miatti üzemállapot Rendkívüli üzemi esemény

32

Olyan üzemi hiba, amelynek során a VER erőműveiben vagy hálózatain a villamos energia termelését, termelési készségét, átvitelét, elosztását, szolgáltatását, kereskedelmét vagy felhasználását korlátozó, illetve megszüntető, vagy az energiarendszer üzembiztonságát súlyosan veszélyeztető esemény következik be. Lehet: • VER szintű vagy rendszer üzemzavar: Az európai villamosenergia-rendszer egyesülés valamely tagországának hálózatából a VER üzemére kiható vagy a VER-ben bekövetkező olyan üzemi hiba, amely a VER-ben felhasználói korlátozást, nagymértékű forráskiesést, a VER több részrendszerre bomlását idézi elő, vagy a VER együttműködéséhez szükséges üzembiztonsági szint tartós (fél órán túli) csökkenését okozza, vagy indokolt FTK működéshez vezet. • Erőművi üzemzavar: Az Erőművekben létrejött olyan üzemi hiba, amely a villamos energia termelését vagy átadását, korlátozza, megszünteti, vagy a menetrend tartását lehetetlenné teszi. • RKI hálózati üzemzavar: Olyan üzemi hiba, amely az átviteli és ÁHBE hálózat főberendezéseinek rendelkezésre állását - annak sérülése, téves működése miatt, korlátozza vagy megakadályozza és ugyanakkor 3 percet meghaladó felhasználói kieséssel jár. 33 A korlátozás lehet [3.5]: • Hatósági korlátozás: kormányrendelet illetve a krízisterv alapján, krízis esetén elrendelhető felhasználói terhelés korlátozás • Frekvenciafüggő terheléskorlátozás: a termelés és fogyasztás egyensúlyának helyreállítása érdekében, a beállított frekvencia és késleltetés elérése esetén működő frekvenciafüggő terheléskorlátozó automatikákkal megvalósított önműködő felhasználói korlátozás. • Frekvenciától független korlátozás: a frekvencia értékétől függetlenül működő, felhasználói terhelést csökkentő automatika rendszer, amely – élesített állapotban - előre meghatározott üzemi események bekövetkezésekor automatikusan működhet, a rendszerüzemeltető saját hatáskörében kézi indítással is működtetheti. 34 Irányüzem: A VER-rel párhuzamosan kapcsolódó országhatáron túli szigetüzemi hálózati berendezésekkel megvalósított energiacsere ellátás(kitáplálás). [3.5] 35 Szigetüzem: Olyan üzemállapot, amelyben a villamos energia termelése és felhasználása a magyar egységes szabályozású villamosenergia-rendszertől függetlenül, azzal össze nem kapcsolva történik. A szigetüzem feltételezi a termelő gépegység(ek) - generátorok - megfelelő szabályozási lehetőséggel való ellátottságát és a termelés-fogyasztás egyensúlyának meglétét vagy kialakulásának lehetőségét. Szigetüzem kialakulása lehet szándékolt vagy üzemzavari. Üzemzavari esetben a termelésfogyasztás egyensúlyát a szigetben maradt fogyasztók automatikus korlátozásával lehet elérni. Olyan termelő gépegységek esetén, amelyek nem rendelkeznek megfelelő szabályozási lehetőséggel a szigetüzem fenntartása nem javasolt. A kooperációs hálózati csatlakozás üzemzavari elvesztése esetén (pl. háromfázisú automatikus visszakapcsolás) a termelőnek - együttműködve az elosztói engedélyessel - gondoskodni kell a szigetüzemben maradt és az azt fenntartani nem képes termelő egységek automatikus leválasztásáról/kikapcsolásáról, illetve szükség és igény esetén a szinkronellenőrzött visszakapcsolás, reszinkronizálás megvalósításáról. [3.5]

79

o o o o o o o o o o

Munkabaleset (közzétett, vagy igazolt hivatalos minősítés alapján) Tűz Környezetszennyezés Erőszakos cselekmény (közzétett, vagy igazolt hivatalos minősítés alapján) Károkozás/rongálás (elismert) Időjárás okozta esemény (közzétett, vagy igazolt hivatalos minősítés alapján) Természeti csapás (közzétett, vagy igazolt hivatalos minősítés alapján) Sztrájk, tüntetés (engedélyezett) Automatikus, rendszerirányító, illetve hatóságok, rendészeti szervek által elrendelt korlátozások kikapcsolások Más országban kialakult kaszkádbomlás hatására a hazai rendszerben bekövetkező események

Jelentős zavar: Amennyiben a villamosenergia-rendszer erőműveiben vagy közcélú hálózatain olyan mértékű üzemi hiba vagy más esemény következik be, amely a villamos energia termelését, termelési készségét, átvitelét, elosztását, szolgáltatását vagy felhasználását jelentősen korlátozza vagy megszünteti, illetőleg a villamosenergia-rendszer üzembiztonságát, szabályozhatóságát vagy együttműködő képességét súlyosan veszélyezteti, de annak mértéke az alábbiakban vázolt válsághelyzetet nem éri el, a villamosenergia-rendszer jelentős zavaráról beszélünk. Ekkor, a rendszerhasználók az általuk megkötött szerződésekben foglalt jogoktól és kötelezettségektől függetlenül kötelesek az átvitelirendszer-üzemeltető, és az elosztórendszer üzemeltető engedélyes utasításait végrehajtani és az ebből fakadó terheket a jogszabályokban meghatározott módon viselni.

Fogyasztói kár Hálózati költség Fogyasztói költség

Alacsony

Magas Szolgáltatás magbízhatóságának színvonala

3.27. ábra Ellátásbiztonság, mint gazdaságossági kérdés Hálózati költségek hatása az ellátásbiztonságra: A forrásoldali megfelelőség értékelését, a legkisebb fogyasztói költségek minimalizálása érdekében, a 3.7.-3.8. ábrákhoz kapcsolódóan bemutattuk. A hálózatok rendelkezésre állása, a fogyasztók kikapcsolásainak száma, időtartama gazdaságossági kérdés is, amely az egyéb gazdaságossági kérdésekhez hasonlóan a legkisebb költség elvével közelíthető meg. Mint a 3.27. ábra mutatja, alacsony ellátási színvonal, alacsony hálózat üzemeltetői ráfordításokat igényel, de nagy fogyasztói kárt okozhat. Ezzel szemben a jó hálózati rendelkezésre álláshoz nagy hálózat üzemeltetői ráfordítás szükséges és alacsony fogyasztói kárt eredményez. Nyilvánvaló, hogy nemzetgazdasági érdekből a szabályozónak a legkisebb összes ráfordítást kell iránymutatónak tekinteni. Példaként, Dervarics Attila úr előadása [3.37] alapján, a dél-magyarországi hálózatért felelős társaság hálózatfejlesztési ráfordításainak és a társaság területére vonatkozó, 80

ellátás folyamatosságát jellemző paraméterek kapcsolatát a 3.28. ábra mutatja. Megfigyelhető, hogy a megbízhatóság javítása milyen jelentős ráfordításokat igényel. A piacnyitással a közüzemi – mindenkinek azonos szinten járó – szolgáltatás kötelezettsége megszűnik, illetve csak az úgynevezett egyetemes szolgáltatásban részesülőknek marad fenn. Elképzelhető, hogy ugyanazon hálózatra különböző fogyasztói költségfüggvénnyel rendelkező fogyasztók csatlakoznak, akik az ellátási színvonallal szemben is különböző igényeket támasztanak. Ebből adódik, hogy az ellátási színvonal (az ellátás minősége) is áruvá válik és egy nagyobb igénnyel bíró fogyasztó kész a magasabb színvonalért többet fizetni. Így a szabályozásnak kellően árnyaltnak kellene lenni, nem a legmagasabb vagy nem a legalacsonyabb színvonalat igénylő fogyasztó igényéhez illesztett megbízhatóságot, hálózat beruházás és a minőség közötti korreláció üzemeltetői ráfordítástA kell elvárni. Dervarits Attila, ETE konferencia, Siófok, 2006. 8,0

Korreláció: - 0,7

7,4

7,0

6 240 6 000

6,0

5,5

5 000

5 137

4,9

4 500

5 146

5,0

4,9

4 355 4,0

4 000

SAIDI

3 500 3 000

4,0

3,7 7 000

6 500

5 500

7 500

6 996

1999-2003 között -0,9

Minőségcélú Beruházások

3,0

2,9

Kiesés átlagos időtartama SAIDI [óra/fogy]

Szolgált. Minőségét javító fejl. [MFt]

7 000

6 996

1999-2003 között -0,87

6 500

3,5

6 240

6 000 5 500

3,0

5 137

5 000

2,7

2,6

2,6

5 146

SAIFI

4 500

2,16

3 500

2,0

Minőségcélú Beruházások

2 924

1,64

2,27 2 500

2,0

1999

2000

2001

2002

2003

2 500

1,5 1999

2004

2,5

4 355 4 000

3 000

2 924

Korreláció: - 0,65

Kiesés átlagos gyakorisága (SAIFI) [db/fogy]

7 500

2000

2001

2002

2003

2004

A kiesési mennyiségének 0,1db/fogy értékkel való csökkentése 1 500mFt minőségcélú többlet beruházást igényelt!

A kiesési idő 1perc/fogy csökkentése 100mFt minőségcélú többlet beruházást igényelt!

3.28. ábra A hálózati fejlesztések és az ellátásbiztonság közötti korreláció [3.37] Amennyiben a fogyasztók számára a szolgáltatók által, az előbbiek szerint, nyújtott átlagos színvonal nem elfogadható, gondoskodhatnak az ellátási színvonal akár saját erőből történő javításáról is (3.11. táblázat). 3.11. táblázat [3.46] Megoldási lehetőségek

Teljesítmény

Szünetmentes ellátás Kis diesel generátor Nagy diesel generátor Nagy kondenzátor Akkumulátoros szünetmentes ellátás Szupravezető mágneses tároló

0,3 kW 5 kW 500 kW 500 kW 500 kW

Rendelkezésre állási időtartam 15 perc nincs időkorlátozás nincs időkorlátozás 5 másodperc 30 másodperc

500 kW

3 másodperc

Az egyedi lehetőségek mellett természetesen hálózati lehetőségek is vannak. Ezek közé a kettős ellátás, a közvetlen termelő berendezéssel történő alátámasztás, a különböző alaphálózati, vagy elosztó hálózati csomópontokról (alállomásokról) történő tartalék ellátás tartozhat. A hálózati kapcsolatokat érzékeny, jól felépített informatikai rendszerrel kell kiegészíteni, amely bármilyen hálózati üzemzavar veszélye, bekövetkezése esetén azonnal kiiktatja a szolgáltatás megszakításának veszélyével fenyegető ellátási útvonalat és átkapcsol egy biztonságos útvonalra. Ilyen rendszerek telepítésével biztosítható az, hogy az átlagosan legkisebb költségű, és a fogyasztók többségének igényét kielégítő ellátási színvonal mellett egy

81

(technológiai, vagy termelékenységi, piac érzékenységi okokból) magasabb igényt támasztó fogyasztó elvárása is teljesíthető legyen. Fogyasztóknál jelentkező költség, kár: Adott fogyasztó ellátásbiztonsági színvonalának tervezésénél a fogyasztói költség, kár nagyságából kell kiindulni. Ezek nagyságára a korábbi nagyobb üzemzavarok hatásainak elemzése alapján állnak rendelkezésre adatok36 [3.13]. Az ipari felhasználók, az 1990-es években elvégzett felmérések során, az ellátás megbízhatóságát az árnál fontosabbnak ítélték (3.12. táblázat). 3.12. táblázat Gyors reagálás üzemzavarra Megszakításmentes ellátás Feszültségcsúcsok elleni védelem Már "megismert" kereskedő Ipari tapasztalattal bíró kereskedő Testreszabott szerződések Legalacsonyabb ár Rögzített áras szerződés Rendszeres karbantartási megállapodás "Benchmark" tájékoztató Kockázatkezelés Regionális kereskedő Egy szolgáltató (energia és hálózat) Egy szolgáltató (gáz és villamos energia) Számlaösszesítés lehetősége Elektronikus számlakiegyenlítés Nemzeti szolgáltató

6,27 6,13 6,08 5,97 5,26 5,17 4,99 4,88 4,42 4,41 4,12 4,12 3,88 3,78 3,73 3,73 3,54

A szolgáltatás megszakadásával okozott kár az a nyereség elmaradás, amelyet a villamosenergia-felhasználója a szolgáltatás hiányában nem tudott realizálni. Ennek a vizsgálatoknál általában három elemét különböztetik meg: • a termeléskiesés közvetlen hatását (amely a piacon elérhető árbevétel és a termeléshez felhasznált költségek különbségeként számítható), • a szolgáltatás megszakadásából adódó termelékenység csökkenést (a szolgáltatás visszatérését követően a termelékenység csak hosszabb idő után áll be a kiesést megelőző színvonalra), és • a termelő berendezésekben, a technológiához felhasznált előkészített, vagy részben feldolgozott anyagokban bekövetkezett károkat. Ezek számítására az irodalomban több módszer leírása megtalálható, a következőkben a [3.39] közleményben közzétett eredményeket foglaljuk össze. Az ismertetett modell a munka termelékenységét a villamosenergia-felhasználástól, a munkaidő hosszától (kezdetben alacsonyabb, majd növekvő, a végén ismét csökken a termelékenység), valamint a kiesés időtartamától függő másodfokú polinommal közelíti. Ezt felhasználva, az egyes jellemzőnek tartott iparágakra elvégzett 36

Az Egyesült Államokbeli vizsgálatok szerint 6 cent/kWh átlagos villamosenergia-ár mellett a rövid idejű megszakítás költsége átlagosan az ipari és kereskedelmi szektorban 5,7; a háztartásokra 0,25-4 USD/kWh, de az 1977-es New York-i üzemzavar utólagos elemzése mintegy 6,8 USD/kWh fogyasztói kárt mutatott [3.13] 1987-es USD árfolyamon, amelynek megítéléséhez figyelembe kell venni, hogy 1985-höz viszonyítva, 1999-ig a fogyasztói árak mintegy 55 %-kal, az ipari árak 27 %-kal növekedtek [3.38].

82

költségszámítások a 3.29 ábrán látható fajlagos fogyasztói költségeket adták. Megállapítható, hogy a piac érzékeny, nagy termelékenységű iparágakban, mint az elektronika, autógyártás, egyéb ágazatok, a kiesési költség lényegesen meghaladja a korábban ismert átlagos értékeket. Fogyasztói költség (€/MWh)

16 14 12 10 8 6 4 2

Egyéb gazdasági ágazatok

Gumi és műanyagipar

Textilipar

Bányászat

Élelmiszeripar

Autógyártás

Nemfémek és ásványok

Fémipar

Elektronika

Vegy- és olajipar

0

3.29. ábra Kiesési költségek különféle iparágakban [3.39] Lényegesen eltérő az egyes iparágak kiesési költségeinek költségszerkezete is. A nagymennyiségű nyersanyaggal dolgozó iparágakban (mint pl. vegyi és olajipar, élelmiszeripar, vagy gumi és műanyag ipar) lényegesen nagyobb a közvetlen kár aránya (3.30. ábra). 100% 90%

Megoszlás

80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10%

Termeléskiesés

Termelékenység csökkenés

Egyéb gazdasági ágazatok

Gumi és műanyagipar

Textilipar

Bányászat

Élelmiszeripar

Autógyártás

Nemfémek és ásványok

Fémipar

Elektronika

Vegy- és olajipar

0%

Károk és bérköltségek

3.30. ábra Kiesési költségek költségszerkezete [3.39] Más vizsgálatok [3.40] arra is rámutatnak, hogy a kieséssel okozott kár a kiesés időtartamától lényegesen függ. A kiesések több mint 97 %-át a 3 másodpercnél rövidebb időtartamú üzemi hibák teszik ki, ugyanakkor ezek termelő berendezéseknél gyakran elhanyagolható veszteséget okoznak, az előzőekben ismertetett nagyobb teljesítményű, de csak rövid ideig rendelkezésre álló, önálló kisegítő berendezésekkel semlegesíthetők. 3.13. táblázat [3.40] 1 másodperc €/kWh 0,4-3 0,2-7

Kritikus kézmű (kis) ipari fogyasztó Kritikus ipari fogyasztó

83

1 perc €/kWh 0,5-4 0,2-7

1 óra €/kWh 5-14 8-29

Más felhasználóknál – különösen a nagy adatátviteli hálózatot, számítástechnikával vezérelt termelő berendezéseket, telekommunikációs rendszereket üzemeltetőknél – nagyon rövid időtartamú zavarok, pl. feszültségletörések, kiszúrások, hullámalak torzulások is igen nagy károkat eredményezhetnek a zavar miatt bekövetkező adatvesztés hatására. Ilyen fogyasztóknál feltétlenül indokolt a minden időben biztonságos szolgáltatást lehetővé tevő szükség áramforrások beépítése. Nem szolgáltatott energia értéke (VOLL): Miután a nem szolgáltatott energia értéke (VOLL, Value of Lost Load) függ a fogyasztótól, a kiesés időtartamától, az üzemi hiba időpontjától, a nem szolgáltatott energia értékére pontos meghatározás nem adható [3.42]. Európában a gazdasági elemzéseknél – a könyv összeállításának idején – egységesen 9 €/kWh értékkel számolnak. Ellátási színvonal szabályozása: A kereskedelem és a szolgáltatás technikai hátterének szétválasztása a szabályozó hatóságokat világszerte ösztönzi az ellátás általános színvonalának rögzítésére, illetve a hálózat üzemeltetők érdekeltté tételére az ellátás színvonalának javításában. Az európai energiaszabályozók már megszűnt szervezetének (CEER) ide vonatkozó korábbi tanulmánya a betartandó minőségre vonatkozó előírások három csoportját különböztette meg (az országonkénti szabályozás az elvárt ellátásbiztonság kikényszerítésére csaknem minden esetben fizetési kötelezettséget is előír): • általános standardokat a minőségi jellemzők határértékeire, amelyeket a hálózat üzemeltetőnek vagy szolgáltatónak átlagosan kell betartania (ösztönzőként: központi alapba történő befizetések a színvonaltól való elmaradás, illetve jóváírások a központi alapból a színvonal meghaladása esetén) • kötelező standardokat, az egyes fogyasztók ellátás minőségére vonatkozó kötelező határértékekkel (kártérítés fizetéssel az elvárt minőségtől való elmaradás esetén), és amely ily módon különbözik • az indikatív minőségi szabályok előírásától, amelyeknél az előírások megsértése esetén nincs pénzügyi következmény (de az elért minőségre jellemző mutatókat nyilvánosságra kell hozni). További eszközként szóba jöhet a nem szolgáltatott energia után járó kártérítés (a fogyasztó közvetlen, vagy közvetett kártérítése). Az egyes országok szabályozói az előbbi általános lehetőségek figyelembevételével eltérő szabályozási eljárást követnek. Természetesen a szabályozások megkülönböztetést tesznek a szolgáltatás megszakítását eredményező hiba (pl. biztosíték kiolvadás, vagy egyéb zavar) jellegétől, a szolgáltatási terület elhelyezkedésétől, (megközelíthetőségétől) a fogyasztói sűrűség nagyságától, a megszakítás előre történt bejelentésétől, vagy váratlan bekövetkezésétől függően. Magyarországon az úgynevezett Garantált Szolgáltatások rendszere [3.41] van érvényben, a minimális követelmények nem teljesítése esetén az elosztó engedélyeseknek kötbért kell fizetni. A rendszerben a következő jellemzők minimális követelményeinek előírására kerül sor: 1. A villamosenergia-ellátás egy felhasználási helyen történő kimaradás megszüntetésének megkezdése 2. A villamosenergia-ellátás több felhasználási helyet érintő kimaradásának megszüntetése

84

Felhasználói villamosenergia-igénybejelentésre adandó tájékoztatás Új felhasználási hely bekapcsolása vagy teljesítmény bővítése Az egyeztetett időpontok megtartása Információadás dokumentált megkeresésre Értesítés a villamosenergia-ellátás tervezett szüneteltetéséről (minden felhasználói csoport esetén) 8. Feszültségpanasz kivizsgálása 9. Feszültség a kisfeszültségű felhasználási hely csatlakozási pontján 10. Visszatérítés téves számlázás esetén 11. A fogyasztásmérő pontosságának kivizsgálása 12. A felhasználó visszakapcsolása 13. Nem jogszerű kikapcsolás 3. 4. 5. 6. 7.

A felsorolásból látható, hogy az elvárások elsősorban az elosztó engedélyesek szolgáltatási színvonalára vonatkoznak, és csak kevéssé az ellátás megbízhatóságára. Villamosenergia-ellátási válsághelyzet: Elképzelhető olyan helyzet kialakulása, amikor a külön törvényben meghatározott szükséghelyzetet, illetve veszélyhelyzetet el nem érő mértékű, a személyeket, vagyontárgyaikat, a természetet, a környezetet, illetőleg a felhasználók jelentős részének ellátását közvetlenül veszélyeztető villamosenergia-ellátási zavar következik be [3.4]. Ezt különösen a következő események válthatják ki: • tartós villamos energia hiány, a hazai erőművek termelésének, illetőleg az import források kellő mennyiségének hiányában, • tartós, elsődleges energiaforrás hiány, • Magyarország teljes területén vagy egy részén a villamosenergia-ellátásban több napon át hiányt okozó környezetszennyezés, illetőleg vezetékek üzemszünete, • a felhasználók ellátásának zavara. Ilyen helyzetben a Kormány, a piac működésének lehető legkisebb mértékű zavarásával, a lehető legrövidebb időtartamban, rendeletben szabályozhatja [3.4]: • a felhasználók ellátására kötött szerződések teljesítése felfüggesztésének rendjét, • a felhasználók villamosenergia-ellátásának korlátozását, • az engedélyesek kötelezettségeit és jogait, • a villamosenergia-ellátáshoz kapcsolódó, a hatósági és nem hatósági árak körébe tartozó valamennyi termék és szolgáltatás legmagasabb árát. Az előbbi intézkedésekből származó károkért az engedélyeseket - a tőlük elvárható magatartás tanúsítása esetén - kártalanítási kötelezettség nem terheli. 3.6.

Nagy üzemzavarok

Az előbbiekben bemutatott gondos felkészülés ellenére különféle üzemi hibákból rendszeresen előfordulnak nagyobb kiterjedésű üzemzavarok. Az Amerikai Egyesült Államokban és onnan kiindulóan Kanadában, Mexikóban előfordult üzemzavarok kiterjedését, időtartamát a 3.14. táblázat mutatja. Sokáig úgy tűnt, hogy ezek Európát elkerülik, de a kereskedelmi forgalom növekedésével, az elmúlt évtizedben,

85

Európában is bekövetkeztek nagyobb területekre kiterjedő, sok fogyasztót érintő és jelentős gazdasági károkkal járó üzemzavarok (3.15. táblázat). 3.14. táblázat Időpont, kiesés időtartama

Érintett fogyasztók

Kiesett teljesítmény

Érintett terület

1965. november 9. 13 óra

30 millió

20000 MW

1977. július 13. 26 óra 1996. július 2. Néhány perc-több óra 1996. augusztus 10.~9 óra

9 millió 2 millió

6000 MW 11850 MW

7,5 millió

28000 MW

1998. június 25. <19 óra

153 ezer

950 MW

2003. augusztus 14. >1 nap

50 millió

48800 MW

New York, keleti partvidék, Kanada szomszédos területei New York Nyugati partvidék, Kanada, Mexikó szomszédos területei Nyugati partvidék, Kanada, Mexikó szomszédos területei Közép nyugat, Kanada, szomszédos területei Észak kelet, Kanada, szomszédos területei

3.15. táblázat [3.43] Időpont

Leginkább érintett ország

2001. december 17. 2002. december 28. 2003. augusztus 27. 2003. augusztus 28. 2003. szeptember 23 2003. szeptember 28. 2007. november 4.

Spanyolország Dánia Ausztria Egyesült Királyság Svédország Olaszország Európa

Nem szolgáltatott energia/vagy kiesett termelés (MWh) 500 2200 433 18000 20000

Becsült fogyasztói költség (M€) 4,5 19,8 3,9 162 1800

A közvélemény egy része a rendszerszintű üzemzavarokat a piaci liberalizáció következményének tartotta, különösen azért, mert 2003-ban négy is bekövetkezett, ezért a 2003-as olaszországi üzemzavart követően az európai villamos társaságok szövetsége (EURELECTRIC), külön testület létrehozásával, részletes vizsgálatot végzett az okok megállapítására és a szükséges teendők meghatározására [3.43]. Az eredmény ismertetése előtt a saját véleményalkotás elősegítésére vázoljuk az olasz rendszer és a későbbi európai rendszer-együttműködés üzemzavar eseményeit. Olasz üzemzavar: Olaszország tizenöt, 220, 380 kV-os vezetéken keresztül kapcsolódott a kontinentális (francia, svájci, osztrák, szlovén) villamosenergiarendszerhez. Az eseményt megelőzően hajnali 3 órakor, 24064 MW teljesítményigény − amelyből 3638 MW szivattyús tározók töltésére szolgált − mellett (a 6400 MW menetrendnél nagyobb) 6651 MW teljesítménnyel importált [3.43]. Az ezt követő események: • 3:01 h: Az Alpokon átvezető Lavorgo-Mettlen 380kV (ATEL tulajdonú) távvezeték egyik sodronya a térségben tomboló heves vihar következtében bekövetkező kilengés hatására közel kerül a nem kellően tisztított nyiladékban lévő egyik fához, és a bekövetkező íváthúzás miatt kiesik, terhelése átterhelődik a többi vezetékre. • 3:08 h: Többször, sikertelenül kísérlik meg a visszakapcsolást.

86

•

•

•

3:11 h: A svájci rendszerüzemeltető (E-TRANS) az olasz rendszerüzemeltetőt (GRTN) 300MW import csökkentésre (menetrendhez való visszatérésre) hívja fel, a Sils-Soazza vezeték túlterhelődésének megelőzésére. A kérés10 perccel később teljesült. 3:25 h: Egy fához történő íváthúzás következtében kiesett a második (SilsSoazza) svájci (EGL tulajdonú) határkeresztező távvezeték Ezt kaszkád kiesések sorozata követte, néhány másodperc múlva az olasz rendszer levált az UCTE hálózatról, így az olasz rendszer instabillá vált. A gyorsan csökkenő frekvencia több erőmű kiesésére vezetett, 2 perc 30 másodpercen belül bekövetkezett a teljes kiesés (blackout), amely 55 millió olasz lakóst érintett. Az európai rendszer együttműködésben a frekvencia 50,25 Hz-re nőt, ezt az erőművek visszaterhelésével kezelték. Néhány ezer svájci fogyasztó is kikapcsolódott 1-2 óra időtartamra. Az azonnal megkezdett olasz visszaállítás 20 óra múlva vezetett eredményre.

A hatályos előírások [3.6] alapján egy üzemzavar (például egy távvezeték kiesése) esetén a rendszerüzemeltetőnek olyan intézkedéseket kell hozni, hogy a rendszer alkalmas legyen a következő üzemzavar kivédésére, például amilyen gyorsan lehet, ismét n-1 állapotba kerüljön (3.31. ábra). Ebből a szempontból az E-TRANS által kért 300 MW import-csökkentés elégtelen volt, a rendszer a következő vezeték kiesésére nem tudott felkészülni [3.43]. A megoldás, a tározós erőművek szivattyúinak visszaterhelése, leállítása lett volna, amellyel hamar visszaállt volna az n-1 állapot. E mellett további, az elvárásoknak nem megfelelő események is bekövetkezhettek: • A tározós erőművek szivattyúinak a rendszerbomlás után automatikusan, azonnal le kellett volna állni. • Nem egyértelmű, hogy az automatikus fogyasztói terheléscsökkentő (kikapcsoló) rendszer működött-e. • Az 50 üzemelő nagy erőműblokkból 21 még a hálózati frekvencia 47,5 Hz értékre csökkenése előtt levált a hálózatról, miközben a normál kikapcsolódási határérték 47,5 Hz. A helyreállításnál a legnagyobb nehézséget a szokásos telekommunikációs (például mobiltelefon) kapcsolatok hiánya okozta. Biztonsági színvonal

Az első meghibásodást követően végrehajtott intézkedések eredményeként n biztonság teljesül. n-1 biztonság a sürgősen végrehajtott további intézkedések hatékonyságától függően.

n, n-1 biztonság teljesül

Normál állapot

n biztonság teljesül, n-1 biztonság nem teljesül n, n-1 biztonság nem teljesül, helyreállító Intézkedések lehetségesek n, n-1 biztonság nem teljesül, kézi helyreállító Intézkedések nem lehetségesek, a rendszer sérülhet

Idő

Készenléti állapot

Lehetséges leggyorsabb helyreállítás

Veszélyes állapot

1

2

Automatikus beavatkozások

További üzemzavar hatására a rendszer a megkezdett sürgős intézkedések alatt 1 , 2 állapotba kerülhet.

3.31. ábra Biztonsági színt sürgős (ASAP) helyreállítása ([3.6] A 3. alapján) Európai üzemzavar: Az üzemzavart megelőzően a kontinentális (UCTE) rendszeregyesülésben mintegy 274100 MW erőmű volt üzemben, amelyből mintegy 15100 MW (Észak-Európában, Spanyolországban) szélerőmű volt. Utóbbiakból a metszék

87

bomlásokat követően létrejött, nyugati részterületen 6500, az észak keleti részterületen 8600 MW működött [3.44]. Az erőmű teljesítmények eloszlását, teljesítmény-áramlásokat a 3.32 ábra mutatja.

3.32. ábra Az üzemzavart megelőző állapot [3.44] Az üzemzavart megelőzően egy hajó, Ems folyón való, áthaladása érdekében kezdeményezték a 380 kV feszültségszintű, Conneforde-Diele távvezeték kikapcsolását, amelyre korábban már többször sor került. Az előzetes vizsgálatok alapján a kikapcsolás, az n-1 elv figyelembevételével, a nagy terhelés ellenére megengedhetőnek tűnt. A körzetben több vezeték, hétvégi karbantartás miatt, kikapcsolt állapotban volt. A Conneforde-Diele vezeték kikapcsolására azonban az eredetileg tervezett időpontnál korábban került sor. Az előzetesen elvégzett empirikus értékelés alapján, numerikus számítások elvégzése nélkül, az illetékes, E.ON Netz rendszerüzemeltető személyzete, − az n-1 elv teljesíthetőségével − megengedhetőnek tartotta a kikapcsolást. 21:38-22:39 között a távvezeték mindkét rendszerét kikapcsolták, amely a párhuzamos távvezetékek túlterhelődését eredményezte, de az n-1 követelmény az RWE rendszerüzemeltető belső hálózatán még teljesült. Üzemzavarok 5. (2006. november 4) Conneforde-Diele

3.33. ábra 2006. november 4-i üzemzavar kiterjedése [3.44] A terhelés a 380 kV feszültségszintű, Landesbergen-Wehrendorf vezetéken 22:0522:07 között elérte a kritikus értéket, így RWE rendszerüzemeltető személyzete kezdeményezte az E.ON Netz beavatkozását. Az ennek következtében, az n-1 elv számítással történő ellenőrzése nélkül, 22:10-kor Landesbergen-ben végrehajtott (gyűjtősín összekapcsolás) beavatkozás nem szüntette meg a túlterhelést, Landesbergen-ben működött a sínbontó automatika, aminek következtében a környező vezetékek mind túlterhelődtek, a védelmek azokat is kikapcsolták, és 88

22:10:28-ra a metszékek bontottak, amelyet Németországban, Ausztriában, Magyarországon, Horvátországban, valamin Spanyolország-Marokkó között további metszék bomlások követtek. Így a 3.33. ábrán vázolt, három részrendszeregyüttműködés alakult ki.

3.34. ábra Frekvencia alakulása a szétválást követően [3.44] A bomlást követően az részrendszerek forrás-igény egyensúlyeltérése következtében a frekvencia lefutások eltérően alakultak (3.34. ábra). Az északkeleti (2) területen forrásfelesleg volt, a délnyugati (1) területen forráshiány alakult ki, amelyet a lecsökkenő frekvencia következtében kieső erőművek tovább súlyosbítottak, és hasonlóan forráshiányos volt a délkeleti (3) terület is. A forráshiányt a rendszerüzemeltetők fogyasztók (automatikus és részben) kézi kikapcsolásával (~17000 MW) és szivattyús tározós erőművek szivattyú üzemmódjának leállításával (~1600 MW) kezelték. A frekvencia, a délnyugati területen, az eseményt követően néhány percen belül 49,2 Hz közelében stabilizálódott. A délkeleti területen a frekvenciát a szokásos tartalékok igénybevételével állították helyre. A reszinkronizációra két ütemben (22:47-23:25 között északkelet és délnyugati területek, 22:49-23:57 között előbbi és délkeleti területek) került sor. A vizsgálat alapján [3.44] az események alapvető oka az n-1 elv megsértése és a rendszerüzemeltetők közötti megfelelő egyeztetés elmulasztása volt. Az eseményekben közrehatottak: a termelő berendezések indokolatlan kikapcsolódása, összehangolatlan visszakapcsolódása, a szűkületek kezelésére elégtelen beavatkozási lehetőségek, az átviteli-elosztóhálózati rendszerüzemeltetők közötti koordináció hiánya, a rendszerüzemeltetők személyzetének hasonló események kezelésére történő, kellő felkészítésének hiánya is. Nagyobb kiterjedésű üzemzavarok okai: Az EURELECTRIC által elvégzett elemzés [3.43] eredményét a 3.15. táblázat foglalja össze. A táblázatban pirossal kiemelt négyzetek az erős közrehatást, a narancssárga négyzetek a gyengébb közrehatást jelölik. Leggyakrabban az n-1 elv megsértése, a hálózat gyengesége, és a hibás védelmi működések szerepelnek a hiba okok között. Nagyon sok közreható tényező (11) szerepel az amerikai és olasz, valamint (10) a dán és osztrák üzemzavarnál. A hiba okok között, közreható tényezőként, szerepelnek az elosztott termelés és az időjárásfüggő megújuló termelés, valamint a nagy és hosszú távolságú kereskedelmi szállítások. Utóbbiak az európai üzemzavar alakulásában is szerepet játszottak.

89

3.15. táblázat [3.43] ES DK USA AU UK SE IT n-1 elv teljesítésének hiánya Előre nem látható esemény hatása az n-1 elvre Transzport utak elégtelen menedzselése Beruházások hiánya Elégtelen koordinációs, kooperációs, kommunikációs igény TSO-k közötti koordináció, kooperáció, kommunikáció elégtelensége Alkalmatlan védelmi terv, illetve kézi vagy automatikus terhelés csökkentés Wattos, vagy meddő termelés kedvezőtlen eloszlása Alkalmatlan erőmű üzemviteli elvárások Erőművek nem teljesítették az üzemviteli előírásokat Elosztott termelés növelte az esemény kiterjedését Időjárásfüggő termelés növelte az esemény kiterjedését Jobb igény befolyásolás csökkenthette volna az esemény kiterjedését A hálózat megerősítésének pozitív hatása lett volna Érintett TSO-k erélye, függetlensége, felelőssége pozitív hatású lett volna Nagy és hosszú távolságú kereskedelmi szállítások Hibás védelmi működések Oktatás és tréning Megfelelő IT eszközök rendelkezésre állása az információk értékeléséhez

Irodalom 3.1 UCTE Operation Handbook (OH), A1, Load-Frequency Control and Performance 3.2 K. Graul: Dampfturbinen-regelung, VEB Verlag Technik Berlin 1960 3.3 Az európai Parlament és Tanács 2009/72/EK irányelve (2009. július 13.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, (OJ L211, 14.8.2009, p. 55-93) 3.4 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról 3.5 Üzemi Szabályzat, MEKH 1859/2013 (http://www.mavir.hu/web/mavir/uzemiszabalyzat) 3.6 UCTE Operation Handbook (OH), https://www.entsoe.eu/publications/systemoperations-reports/operation-handbook/, Részei: Jelölés I G P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 A1 A2

Cím Introduction Glossary Load-Frequency Control and Performance Scheduling and Accounting Operational Security Co-ordinated Operational Planning Emergency Operations Communication Infrastructure Data Exchanges Operational Training Load-Frequency Control and Performance Scheduling and Accounting

90

A3 A4 A5 A8

Operational Security Co-ordinated Operational Planning Emergency Operations Terminology

3.7 ENTSO-E honlap, https://www.entsoe.eu 3.8 http://www.mavir.hu/documents 3.9 Gerse K: Ellátásbiztonság. MVM Közleményei, 2002/1-2 3.10 Potecz B.: Számítás a magyar VER 2003-2004. évi optimális üzembiztonsági tartalékának (ÜBTopt) meghatározására. MVM Közleményei 2004/2-3 18-22. old 3.11 De Vries, L., Heinen, P., The impact of electricity market design upon investment under uncertainty: The effectiveness of capacity mechanisms, Utilities Policy (2008), doi:10.1016/j.jup.2007.12.002 3.12 ENTSO-E Report, System Adequacy Forecast 2010 – 2025, https://www.entsoe.eu/publications/system-development-reports/adequacyforecasts/ 3.13 H.G. Stoll: Least-Cost Electric Utility Planning John Wiley & Sons, 1989 3.14 Zuverlässigkeit elektrischer Versorgungsysteme, Leistungreserve im Verbundbetrieb DVG, Február 1997 3.15 ENTSO-E, Network Code on Load-Frequency Control and Reserves 28 June 2013 3.16 ENTSO-E, Supporting Document for the Network Code on Load-Frequency Control and Reserves 28.06.2013 http://networkcodes.entsoe.eu/operationalcodes/load-frequency-control-reserves/ 3.17 ENTSO-E Network Code on Operational Planning and Scheduling 24 September 2013 3.18 ENTSO-E, Network Code on Operational Security 24 September 2013 3.19 Supporting Document for the Network Code on Operational Security 24 September 2013 2nd Edition Final 3.20 T. Weißbach, E. Welfoder: High Frequency Deviations within the European Power System- Origins and Proposals for Improvement, VGB PowerTech 6/2009 p. 26-34 3.21 The Impact of Dispersed Generation on Continental Europe’s Security of Supply https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/continentaleurope/ 3.22 Analysys of CE Inter-area Oscillations of 19 and 24 February 2011 21.08.2011 ENTSO-E SG SPD Report https://www.entsoe.eu/publications/systemoperations-reports/continental-europe/ 3.23 ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators 8 March 2013 3.24 ENTSO-E, Draft Network Code on Electricity Balancing 29 May 2013 3.25 Az MVM Rt., CEZ, SEP, és PSE S.A. UCPTE csatlakozásának követelményrendszere, Alaphálózati Stratégia 13. sz. Melléklet, 1993.0731. 3.26 D. Retzmann, D. Povh, D. Biester: From Blackout towards a „Smart Grid”Prospects of Power System Developments, VGB PowerTech 6/2009, S. 41-47 3.27 Németh Bálint, Elektrotechnika, 2004/7-8, 207-209. old. 3.28 ENTSO-E Grid Map, https://www.entsoe.eu/publications 3.29 NTC Values Winter 2010-2011, https://www.entsoe.eu/publications 3.30 A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2012. MAVIRRTO-TRV-0024-00-2012-09-24

91

3.31 Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management 27 September 2012 3.32 Network Code on Forward Capacity Allocation 1 October 2013 3.33 EURELECTRIC, Power Distribution in Europe, Facts & Figures, Depot legal: D/2013/12.105/46 3.34 Eurobarometer 58, IP/03/131 EORG, December 2002 3.35 UCTE System Adequacy Forecast 2003-2005, UCTE, December 2002 3.36 CIGRE reports: Power System Reliability Analysis - Application Guide, Paris, 1987, Power System Reliability Analilysis - Composite Power System Reliability Evaluation, Paris, 1992 3.37 Dervarics A.: A szolgáltatás minősége – a minőség ára, Előadás, ETE 2. Energiastratégiai Konferencia, Siófok, 2006. március 30. 3.38 Gerse K.: A piacnyitás növeli és átláthatóvá teszi a kockázatokat, MVM Közleményei, XXXVII évfolyam, 2000/4, 2. old. 3.39 S. Börninck és A.J. Schwab: Ausfallkosten für Industrieunternehmen durch Stromversorgungsunterbrechungen, ew, das magazin für die energie wirtschaft, Jg. 101, 2002 Heft 12 S. 36-39 3.40 M. Richter: Sicherheit und Qualität in der Stromversorgung, ew, das magazin für die energie wirtschaft, Jg. 101, 2002 Heft 12 S. 28-31 3.41 ÉRTÉKELÉS a villamos energia elosztói engedélyesek (elosztók) „Garantált Szolgáltatások”-hoz kapcsolódó 2012. évi tevékenységéről, Magyar Energia Hivatal, 2013. június 26. 3.42 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002 3.43 EURELECTRIC Task Force Power Outages: Power Outages in 2003, June 2004, Ref: 2004-181-0007 3.44 UCTE: Final Report, System Disturbance on 4 November 2006, 30 January 2007 3.45 Dr. Tombor A. és szerzőtársai: MVM CENTREL UCPTE, MVM Rt. kiadvány, évszám nélkül 3.46 R. E. Brown, M. W. Marshall: The Cost of Reliability, Transmission&Distribution World, www.tdworld.com/December 2001 p. 13-20 3.47 P. Giesbertz, K. Petrov: Quality of Supply int he Regulatory Control, KEMA, előadás a Balkan Power Conference 2002 rendezvényen

92

4. Piacok működésére vonatkozó szabályozás 4.1.

Értékláncok, piacok, piaci szereplők

A villamos energia szolgáltatását hagyományosan integrált társaságok végezték, amelyek a villamos energia termelésétől a fogyasztók kiszolgálásáig minden feladatot elláttak. Gyakran − integrált bányák esetén − az erőműveik tüzelőanyag ellátását is maguk végezték. Az értékláncban betöltött feladatok: tüzelőanyag ellátás, termelés, átvitel, elosztás, fogyasztók kiszolgálása (szolgáltatás) ezeknél a társaságoknál is elkülönültek ábra). A természetes rendszer üzemeltetése (teherelosztás) Értékláncok(4.1. (monopólium, általában a termeléshez tartozott. monopólium) Tüzelőanyag ellátás

Termelés

Átvitel

Elosztás

Fogyasztás

Rendszerüzemeltetés Tüzelőanyag kereskedelem

Nagykereskedelem

Kiskereskedelem (viszonteladás)

Hálózat: természetes monopólium Tüzelőanyag piac

Nagykereskedelmi piac

Kiskereskedelmi piac

4.1. ábra Értéklánc, piacok A háttérben a kívülről is megfigyelhető fogyasztói értékesítés (kiskereskedelem) mellett − az önelszámolás érdekében − az integrált társaságoknál is megvalósult a tüzelőanyag és az erőművekben termelt villamos energia kereskedelme (nagykereskedelem). Import, export esetén a nagykereskedelem valamilyen formája is megjelent kifelé. A piacnyitással a tüzelőanyag (primer energiahordozó), nagykereskedelmi, kiskereskedelmi piacok elkülönültek, az esetek többségében transzparenssé váltak. Kizárólagos vásárló modell

EXPORT

Termelő Termelők

Nagykereskedő Nagykereskedő MVM Rt.

ViszontViszonteladó eladók

IMPORT

4.2. ábra Kizárólagos vásárló modell A nagykereskedelem és a nagykereskedő elkülönülésére olyan piacok esetén is sor kerülhetett, ahol több, független tulajdonoshoz tartozó termelő, viszonteladó tevékenykedett, de a szabályozás az ellátásbiztonság garantálására kizárólagos vásárló modellt működtetett (4.2. ábra). Ekkor érdemi nagykereskedelmi piac nem működött, de a kizárólagos vásárló nagykereskedőként tevékenykedett. Az átviteli,

93

elosztási hálózatok természetes monopóliumoknak tekinthetők, csak hátteret szolgáltatnak a kereskedelmi tevékenységekhez, ugyanakkor az átviteli hálózatokhoz való hozzáférési jogosultságok árucikknek tekinthetők, amellyel kereskedni lehet. A villamos energia értéklánchoz hagyományosan kapcsolódó, felsorolt piacok mellett egyéb piacok is befolyásolják az ellátást [4.5]: • Hő-piac: Az erőművek jelentős része a villamos energia mellett hőt is értékesít. Utóbbi befolyásolhatja a villamos energia értékesítést, a belőle származó bevételek az erőmű versenyképességét. Az ipari gőz, fűtési, újabban hűtési igényeket is kiszolgáló nagyobb távolságú hő ellátás esetében általában egycsatornás „kiszolgálás” érvényesül. Nagykereskedelem csak olyan esetben lehet, amikor több, alternatív hőforrás közül lehet válogatni. A viszonteladói piacot is meghatározza, hogy a fogyasztók általában csak költséges beruházást követően tudnak váltani. • CO2 kvóta kereskedelem: Bevezetésének célja a klímaváltozás elleni törekvések pénzügyi ösztönzése volt. Még ma is fejlesztés alatt áll. Jövőbeli szerepe és a piaci viszonyok kialakulása még nem teljesen tisztázott. • Szűk szállítási keresztmetszetek piaca: A hozzáférési jogosultságok transzparens és diszkrimináció mentes szabályok alkalmazásával történő elsődleges elosztására, illetve az ennek során elnyert jogosultságok újraelosztására szolgál azokban az esetekben, amikor a villamos energia szállítási kapacitás kisebb a szállítási igényeknél (5.2. szakasz) Az előzőek alapján azonosíthatók az energiapiacot meghatározó legfontosabb szereplők is: tüzelő-, üzemanyag szállító, termelő, nagykereskedő, kiskereskedő (viszonteladó), fogyasztó (vevő), hálózattulajdonosok, rendszerüzemeltető. 4.2.

A piacnyitási elvárások, standard modell jellemzői

A piacnyitást mind az energetikai társaságok mind a fogyasztók részéről nagy várakozás előzte meg. A fogyasztókat a közmédia a hatékonyság javulásából várható árcsökkenéssel bíztatta. Két évtized távlatából, a tapasztalatok ismeretében, felmerül a kérdés, hogy valójában milyen piacot akart az EU, és egyáltalán ígért-e árcsökkenést. A milyen piacot akarunk kérdésre a legjobb megfogalmazást talán Loyola de Palacio asszony, a korábbi Bizottság elnökhelyettese, energetikai és közlekedési biztosa adta [4.1], aki szerint:   

„A piac egy bizonyos mértékű hatékony szabályozása ugyanakkor szükséges marad a fogyasztók érdekében és más politikai szándékok, mint a környezet védelme és az ellátás biztonsága elérésére. A piacnyitás európai koncepciója nem önmagában a versenyt látja célnak. A verseny egy eszköz és olyan más célok elérésére kell vezetnie, mint a versenyképes árak, a jobb vevőszolgálat és az ellátásbiztonság. … a piacnyitás és a közérdekű szolgáltatás kiegészítő célok. A szolgáltató választás lehetőségével a szolgáltatási sztenderdek gyakran javulnak a verseny eredményeként… ugyanakkor a közérdekű szolgáltatási kötelezettségek teljesítéséhez szükséges hatékony szabályozás fennmarad.”

A nyilatkozatban nincs szó árcsökkenésről, csak versenyképes árakról. A hozzáértők, ismerve a világpiaci hatásoktól függő áralakító tényezőket, nem is

94

ígérhettek árcsökkenést. Ennek ellenére, a megfontolások során a viszonteladói, nagykereskedelmi versenyből adódóan, árcsökkenéssel számoltak [4.12]. A gyakorlati tapasztalatok alapján az árcsökkenésnek nem volt érdemi alapja, mivel egyrészt a viszonteladók korábbi, szabályozott kiszolgálási költségét és a bekövetkezett hatékonyságjavulás hatását a marketingköltségek túlszárnyalják, másrészt a nagykereskedelmi piacokon értékesítő, meglévő termelők költségeit (beleértve a működésükhöz szükséges profitot is) fedezni kell, költségcsökkenésre csak hatékonyabb, új berendezések piacra lépése esetén lehet számítani. Zárt piacok esetén az átlagár versenyárral történő felváltása áremelkedést is eredményezhet (5.21. ábra) A villamosenergia-piac liberalizálása a szakmai közvéleményt is megosztotta. Sokan úgy vélték (és vélik ma is), hogy a liberalizációval együtt járó technikai szabályrendszer módosítás, az integrált társasági rendszerben is lehetővé tette volna a hatékonyság javítását, ezzel a költségek csökkentését. A liberalizált szektorban is az integrált társaságok lettek az „Európai Bajnokok” (EdF, Vattenfall, E.ON, RWE), vagy „Kis tigrisek” (CEZ, Verbund). Néhány vélemény, vezető közgazdászoktól: • Alfred Kahn: Aggódom a villamos energia piacok kivételességével kapcsolatban. Én mindig bizonytalan voltam a vertikális integráció felszámolásával kapcsolatban… Ez egy olyan iparág lehet, amelyben meglehetősen jól működik [4.2]. • John Maynard Keynes: Az ilyen elméletnek (verseny gazdasági hatékonyságot teremt) a szépsége és egyszerűsége olyan nagy, hogy könnyű elfelejteni, hogy ez nem valóságos tényekből, hanem az egyszerűség kedvéért bevezetett hiányos hipotézisből következik [4.3]. • F. E. Banks: Az álmodozó brüsszeli funkcionáriusok által javasolt … változások nem természetes fejlődés eredményeként jöttek létre… [4.2]. Stephen Littlechild, az angol liberalizáció atyja, az angol szabályozó hatóság (OFGEM) első elnöke, a kezdeti tapasztalatokat is értékelő könyvben [4.4] így fogalmaz: A legfőbb reform cél új irányítási intézkedések megteremtése, amelyek hosszú távú előnyöket biztosítanak a fogyasztóknak. Ezek az előnyök: versenyző nagykereskedelmi és viszonteladói piacok megteremtésével a hatékonyság és a fogyasztói preferenciákra való érzékenység javítására, a privatizált átviteli és elosztó hálózatok hatékonyság javítását és a rajtuk történő versenyt serkentő ösztönző szabályozásával és a kormányzati szerep és általában a politikai befolyás csökkentésével realizálhatók. Felsorolja a sikeres liberalizáció nélkülözhetetlen elemeit is, mint: • Privatizáció a hatékonyság javítására és az állami beavatkozási képesség csökkentésére. • A versenyző és természetes monopólium szektorok vertikális szétválasztása a verseny és a szabályozás előmozdítására. • Horizontális átstrukturálás elegendő számú versenyző termelő és ellátó létrehozására. • Független rendszerüzemeltető kijelölése a hálózat stabilitásának fenntartására és a verseny előmozdítására.

95

• • • • • •

Önkéntes villamos energia, rendszerszintű szolgáltatás piacok és kereskedési lehetőségek megteremtése, beleértve a szerződéses piacokat és a rendszer valós idejű szabályozását. Az átviteli hálózathoz való hozzáférést elősegítő és az új termelő berendezések hatékony helykiválasztását és csatlakozását serkentő szabályozás alkalmazása. Viszonteladói tarifák szétválasztása és az elosztó hálózatokhoz való hozzáférést lehetővé tevő szabályozás a viszonteladói szintű verseny ösztönzése érdekében. Fogyasztók ellátására vonatkozó intézkedések specifikálása, amíg a viszonteladói verseny nem jön létre. Független szabályozó hatóság létrehozása megfelelő információval, személyzettel, hatókörrel és jogosultságokkal, ösztönző szabályozás bevezetésére és a verseny elősegítésére. Intézkedés átmeneti mechanizmusokról, amelyek elébe vágnak és reagálnak a problémákra és inkább támogatják, mint akadályozzák az átmenetet.

Miért indokoltak ezek a változások? • Az állam tulajdonosként, társaságain keresztül, a politikai célok elérése érdekében (például árak eltérítése a közgazdaságilag indokolt értékektől) befolyásolhatja a piaci folyamatokat. • A természetes monopóliumok tevékenységének befolyásolásán keresztül a tulajdonos, integrált társaságok akadályozhatják (például hálózati hozzáférés ellehetetlenítése), nehezíthetik versenytársaik piaci tevékenységét. • Érdemi verseny kialakulására csak kellő számú (célszerűen legalább tíz) versenyző (piaci szereplő) esetén lehet számítani. • A rendszerüzemeltetőnek a közös érdeket és nem tulajdonosának érdekeit indokolt döntéseinél figyelembe venni. • A fogyasztók és független kereskedők érdekeit a transzparens piacok és nem a kétoldalú megállapodások szolgálják, mert ezek segítik elő legjobban a kereslet-kínálati viszonyokat tükröző árak kialakulását. • A hozzáférés, csatlakozás nehezítése késlelteti, megakadályozza új szereplők piacra lépését, így csökkenti a piaci versenyt. • A tarifák elemeinek transzparensé tétele lehetővé teszi a versenyben kialakuló és a természetes monopólium jellegű tevékenységekhez köthető árelemek megkülönböztetését, ezáltal az árverseny lehetőségét. • A fogyasztók ellátásbiztonsága a piacnyitással nem sérülhet (még a legnagyobb költséggel elláthatóké sem), így ellátásukról versenytársak hiányában is gondoskodni kell. • A piacnyitással, az árszabályozás részbeni megszüntetésével, újabb, a fogyasztók számára ismeretlen szereplők megjelenésével a kapcsolatrendszer összetettebbé válik, lehetőség nyílhat az erőfölényes helyzetek kihasználására. Szükség van egy a folyamatokat szabályozó, ellenőrző intézményre. • A szabályozásnak a célok elérését kell ösztönözni. Miután a piacnyitásra nem természetes fejlődés eredményeként került sor, a gyakorlat során jelentkezhetnek a tervezésnél elhanyagolt problémák, így a szabályozást – mint azt a 2. fejezetben bemutattuk – a tapasztalatok alapján folyamatosan tökéletesíteni kell.

96

A piacnyitás az integrált tevékenységet, társasági formát nem tiltotta be, így ma is számos integrált társaság működik az átviteli tevékenység, rendszerüzemeltetés, elosztás szétválasztásával. A piacnyitás tartalmi és működési változást is eredményezett (4.1. táblázat). A legfontosabb tartalmi változást a villamos energia áruvá válása jelentette: csak akkor érhető el a fogyasztó számára, ha az árát meg tudja fizetni. Ehhez kapcsolódik a többcsatornás beszerzés, értékesítés lehetősége, valamint a kereskedelmi folyamatokhoz kapcsolódó technikai folyamatok (piaci információk beszerzése, hálózati hozzáférés biztosítása, menetrendi bejelentések, kiegyenlítő teljesítmény meghatározása stb.) megjelenése. A működést érintő változások közül a piacnyitást, mint egyszeri eseményt és az ezt követő rendszeres szabálymódosulásokat, a szereplők és tevékenységek számának lényeges növekedését, valamint az információ, mint versenyelem fontosságát érdemes kiemelni. 4.1. táblázat [4.5] A paraméterek A termék A termék ára Hozzájutás módja

Szolgáltatás A végfogyasztó teljes ellátása Szabályozott Kötött pályán (illetékes szolgáltatótól)

Eljuttatás módja A reguláció

Kijelölt szolgáltatón keresztül Biztonsági előírások Teljes központi felügyelet Szabályozott árak/profit ellenőrzés

Jogi megkötések

Finanszírozás

Ellátó rendszer működtetése Központi tervezés A technikailag minimálisan szükséges mértékű Központosított

A tevékenység célfüggvénye

Ellátási kötelezettség, a legkisebb költség elvének követése

Logisztika Infrastruktúra

Piaci ellátás Commodity („darabáru”) Kereslet-kínálat alakulásától függő Piaci versenyben, önkéntes döntések alapján Hálózatokhoz történő hozzáféréssel Biztonsági előírások Bonyolult engedélyezési struktúra Piaci szabályok betartása, transzparencia és diszkrimináció mentesség Ellátó rendszer működtetése Vállalkozói döntések A piaci működés igénye szerinti Banki finanszírozás vállalkozási alapon Szerződés szerinti kötelezettség Tulajdonosi érték maximalizálása

Néhány lényeges – következményei miatt kiemelendő – különbség a kétféle ellátási rendszer között [4.5]: • Az ellátási kötelezettség feloldása azzal a következménnyel jár, hogy a szerződéses kötelezettségen túl a piaci szereplőknek (kiemelten a termelőknek) nincs elegendő ösztönzésük az egyes berendezések rendelkezésre állásának minden áron(!) történő fenntartására, hiszen ez esetleg ütközik a profit érdekekkel is. Ez a helyzet kedvezőtlen esetben kapacitás hiányhoz is vezethet különösen, ha a nem szabályozható (eminensen: szélerőművek, naperőművek) erőművek súlya túlteng a termelési szerkezetben. • A legkisebb költség elve azt jelenti, hogy aki felelős a villamos-energia ellátásért, az köteles mind rövid, mind hosszú távon azt a legkisebb összköltséggel (ebből adódóan a legalacsonyabb áron) biztosítani. Mivel ennek a folyamatnak az ellenőrzése meglehetősen bonyolult és problematikus, két féle nehézség lépett fel: vagy nem volt elegendő forrás a szükséges fejlesztésekre (elsősorban Európa keleti részében) vagy lassanként túlfinanszírozottá vált (Európa nyugati részén). Profit orientált működés esetén ez a probléma kör nem jelentkezik, viszont előállhat az a 97

•

helyzet, hogy a fogyasztók nem hajlandók elfogadni a kialakuló relatíve magas árszintet (affordability probléma). Piaci viszonyok között a vállalkozók érdekeltsége nem mindig egyezik meg az ellátó rendszer technikai szükségleteivel, ezért fontos infrastrukturális torzulások léphetnek fel (ilyen helyzetet okoznak Európa egyes részein az elmaradt hálózati beruházások).

A liberalizált modell legfontosabb elemei (a villamos energia, mint közjó már említett áruvá válásán túlmenően): • Hálózatokhoz történő hozzáférés • Tevékenységek szétválasztása • Fogyasztók feljogosítása, piacra lépése, • Termelői döntéseken alapuló piacra lépés • Kereslet-kínálattól függő áralakulás • Befektetői döntéseken alapuló erőmű létesítés • Állam szerepének megváltozása A következőkben ezek közül néhánnyal – hálózati hozzáférés, szétválasztás, fogyasztók piacra lépése, közérdekű szolgáltatás, ellátásbiztonság változása, állam szerepének megváltozása – részletesebben foglalkozunk. A liberalizált piac működését, árak kialakulását, a közgazdasági alapok ismertetését követően, a következő fejezetben mutatjuk be. 4.3.

Hozzáférés a hálózatokhoz

A piacnyitás egyik leglényegesebb változása a mások tulajdonában álló hálózatok használati lehetőségének felszabadítása volt. A tulajdonosok jogait (rendelkezés, birtoklás, használat joga) a római jog megalapozta. Ehhez képest a hálózati hozzáférés lényeges korlátozást jelent: egyrészt meg kell engedni, hogy más használja a hálózattulajdonos birtokában álló vezetéket, másrészt meg kell engedni, hogy más rendelkezzen a hozzáférés engedélyezéséről. A tulajdonost a méltányos díjazás (hasznok szedésének joga) természetesen megilleti. Hálózati hozzáférési lehetőségek Szabad Szabad hozzáférés hozzáférés (TPA) (TPA)

Tárgyalásos Tárgyalásos

Szabályozott Szabályozott

Kizárólagos Kizárólagos vásárló vásárló (SB) (SB)

Átvételi Átvételi kötelezettséggel kötelezettséggel

Tárgyalásos Tárgyalásos

Átvételi Átvételi kötelezettség kötelezettség nélkül nélkül

Szabályozott Szabályozott

4.3. ábra Hálózati hozzáférés A hálózati hozzáférés gyakorlati megvalósítására több lehetőség kínálkozik (4.3. ábra):

98

•

•

A szabad hozzáférésnél (Third Party Access, TPA) a villamos energia, a betáplálási és vételezési pont között, díjfizetés ellenében szállítható. A fogyasztó ellátása az általa kötött üzletektől függ. o A tárgyalásos szabad hozzáférésnél a szállítani kívánt villamos energia vevőjének, vagy eladójának a szállítást megelőzően fel kell venni a kapcsolatot a vezeték üzemeltetőjével és meg kell állapodni a szállítás feltételeiben, beleértve a hozzáférésért fizetendő díjat is. o A szabályozott szabad hozzáférésnél a feltételek, hozzáférési díj (akár árképlettel) szabályozottak. Így a tényleges szállítás előzetes egyeztetés nélkül lebonyolítható. A kizárólagos vásárló (Single Buyer, SB) modellnél a liberalizációt megelőző modellhez hasonlóan kijelölésre kerül egy piaci szereplő (jogi személy), aki felelős a rendszeren belül, amelyben működik a szállító rendszer egységes üzemeltetéséért és/vagy a villamos energia központi vásárlásáért és eladásáért. Gondoskodik a villamos energia fogyasztókhoz történő eljuttatásáról. o Az átvételi kötelezettséggel felruházott kizárólagos vásárló a fogyasztó által, saját ellátására, beszerzett villamos energiát a betáplálási ponton köteles megvásárolni. o Az átvételi kötelezettséggel nem rendelkező kizárólagos vásárló saját belátása szerint dönthet arról, hogy átveszi-e a fogyasztó által a betáplálási ponton felkínált villamos energiát vagy sem. Utóbbi esetben a fogyasztónak magának kell gondoskodni a felhasználási helyre történő szállításról. Erre a szabad hozzáféréshez hasonlóan egyedi, tárgyalások során meghatározott feltételek, vagy szabályozott, általános feltételek alapján kerülhet sor.

Belátható, hogy a szabályozott szabad hozzáférés a legegyszerűbb megoldás. A kizárólagos vásárló modell olyan esetben jöhet szóba, amikor a szabályozó hatóság, a piacnyitás előkészítése során, nem bízik abban, hogy külön felelős kijelölése nélkül is fennmarad a piacnyitást megelőző ellátásbiztonság, szolgáltatási színvonal. A gyakorlati eljárásra Egyeztetett egy-egy példát mutatunk be mindkét alapmodellre. szabad hozzáférés “A” VER

RENDSZERÜ RENDSZERÜ ZEMELTETŐ ZEMELTETŐ

“B” VER

RENDSZERÜ RENDSZERÜZEMELTET Ő

A01 TERMELÕ TERMELÕ ÁTAD ÁS ÁTVÉ TVÉ TEL

B02 TERMELÕ TERMELÕ

A01 ELOSZT Ó ÁTAD ÁS ÁTVÉ TVÉ TEL

B01 ELOSZT Ó

ÁTVÉTEL

ÁTAD ÁS A11 FOGYASZTÓ FOGYASZTÓ

B01 TERMELÕ TERMELÕ

4.4. ábra Egyeztetett szabad hozzáférés A tárgyalásos (egyeztetett) szabad hozzáférés esetén az A rendszer, A01 elosztójának hálózatához csatlakozó A11 jelű fogyasztó a B rendszer B01 jelű termelőjével állapodik meg feltételesen a villamos energia adás-vételéről (4.4. ábra). Ezt követően a feleknek egyeztetni kell az A és B rendszerek üzemeltetőjével, valamint a B01 jelű elosztóval az ügylet lebonyolíthatóságáról, szállítás feltételeiről, díjáról. Az egyeztetések sikeressége esetén az adás-vételi megállapodás 99

véglegesíthető és megköthetők a hozzáférésre vonatkozó szerződések is (az adott esetben három darab). Miután határkeresztező kapacitás igénybevételére is sor kerül az A és B rendszerek között, erre is külön megállapodást kell kötni. A határon a két rendszer között is megtörténik a villamos energia átadás-átvétele. Látható, hogy a hozzáférés nehézkes, az ügylet előkészítése bonyolult. A szabályozott szabad hozzáférésnél a felek általános hálózathasználati szerződést kötnének a hálózat üzemeltetőkkel, amelyek alapján a tényleges forgalomnak megfelelően fizetnének. (A hozzáférési díjak szerkezetét, díjviselőket az 5.6. fejezetben ismertetjük.) A határkeresztező kapacitásra ez esetben is külön ügyletet kellene kötni. A kizárólagos vásárló modellnél a fogyasztók ellátása – a liberalizációt megelőzőhöz hasonlóan – szabályozott feltételrendszerben, fogyasztói tarifákkal történne. Feltételezve, hogy az előbbi példában is szereplő A rendszerben a szabályozás kizárólagos vásárlót jelöl ki (4.5. ábra), az A11 jelű fogyasztó és a B01 jelű termelő között a következők Kizárólagos szerint lennevásárló lebonyolítható. “A” VER

RENDSZERÜ RENDSZERÜ ZEMELTETŐ ZEMELTETŐ KIZÁ KIZÁRÓLAGOS V ÁS ÁRLÓ RLÓ

“B” VER RENDSZERÜ RENDSZERÜZEMELTET Ő A01 TERMELÕ TERMELÕ ÁTVÉ TVÉ TEL MEGVÁ MEGVÁS ÁRLÁ RLÁS

B02 TERMELÕ TERMELÕ

A01 ELOSZT Ó B01 ELOSZT Ó

ELAD ÁS 1.

ÁTAD ÁS

ELAD ÁS 2. A11 FOGYASZTÓ FOGYASZTÓ

B01 TERMELÕ TERMELÕ

4.5. ábra Kizárólagos vásárló A vevő és eladó kétoldalú megállapodást kötnének a villamos energia adás-vételéről. Ezt követően, az A11 jelű fogyasztó az A rendszer határán felkínálja értékesítésre a megvásárolt villamos energiát. Az A rendszerben kijelölt, átvételi kötelezettséggel felruházott kizárólagos vásárló, az A-B rendszerek közötti határon, megvásárolja a villamos energiát az A11 jelű fogyasztó tarifájából a hozzáférési díjakat levonva kiadódó áron, majd az A átviteli hálózat és az A01 elosztó hálózat határán eladja az illetékes szolgáltatónak az A11 fogyasztó tarifáját az elosztó hálózati hozzáférési díjjal csökkentett áron. A fogyasztó a villamos energiát a szolgáltatótól saját fogyasztói tarifáján vásárolja meg. A fogyasztó haszna az A-B rendszerek határán érvényesíthető eladási ár és a B01 termelővel kötött ügylet vásárlási ára között jelentkezik, a fogyasztó valójában az eredeti vásárlási áron jut a villamos energiához. A hálózati engedélyesek az eladási és beszerzési ügyletek árkülönbözetéből a szabályozott hozzáférési díjakat kapják meg, így indokolt költségeik megtérülnek. A B rendszerbeli szállítás költségviseléséről a termelőnek és a fogyasztónak kell megállapodni. Hasonló modell alkalmazható olyan esetben is, amikor egy liberalizált és egy korábbi integrált piaci modellben működő villamosenergia-rendszer (illetve ezekben tevékenykedő piaci szereplők) között kerül sor kereskedelmi ügyletre. Az európai liberalizáció kezdetén az előbbi hozzáférési lehetőségek alkalmazására tagállami döntésektől függően került sor, mára a legegyszerűbb, szabályozott szabad hozzáférés modell vált általánossá.

100

Az egyes tagállamokon belül a hálózatok átviteli teljesítőképessége általában elegendően nagy, így a hozzáférést nem korlátozza. Más a helyzet a határkeresztező összeköttetésekkel, amelyek korábban alapvetően az egyes országok közötti villamos energia csere, üzemzavari kisegítés céljára létesültek, ezért a teljesen liberalizált kereskedelem igényeit nem tudják teljes mértékben kielégíteni. A 3.4. szakaszban vázolt módon meghatározható, szabad átviteli kapacitás (ATC) kiosztására (a szűk szállítási keresztmetszetek piacának működtetésére) több módszer alkalmazható: • Explicit aukció. A határkeresztező kapacitások önállóan kerülnek értékesítésre. A kapacitásjogot megszerző annak nagysága, rendelkezésre állása alapján tud kereskedelmi ügyleteket kötni. A használni nem kívánt kapacitást kellő időben vissza kell adni az illetékes rendszerüzemeltetőnek, hogy az más piaci szereplő számára értékesítésre kerülhessen. A kapacitásjogért fizethető díj a határkeresztező vezetékkel összekötött két piac árszintjétől, természetes (hurok) áramlásoktól függ (5.2. szakasz). • Implicit aukció. A határkeresztező kapacitások kiosztása, az érintett rendszerekben működő szervezett piacokon megvalósuló, villamos energia ügyletekkel együtt történik (5.27. ábra, piac-összekapcsolás). Piacösszekapcsolás esetén a határkeresztező kapacitások kiosztása valójában a szervezett piacok részére történik, amelyeken a határkeresztező összeköttetések kihasználásával, az importáló országban az átlagos Flow-Based Capacity Assessment költségszintet csökkentő, több üzletkötés lehetséges.

(Áramlás alapú kapacitás elosztás)

4.6. ábra Áramlás alapú kapacitás elosztás [4.15] •

PTDF kapacitás Power Transfer Distribution Factor (átviteli mátrix)Assessment, FBCA, Áramlás alapú elosztás (Flow-Based Capacity T Kereskedelmi ügyletek eredője 4.6. ábra).FRM Az összeállítás idején még kidolgozás alatt álló eljárásnál a Flow Reliability Margin határkeresztező kapacitások kiosztásának optimalizálása a maximális kihasználás (fogyasztói jólét) érdekében történne. A várható terhelések alapján kiválogatnák a kritikus határmetszékeket, majd ezek figyelembevételével optimalizálnák a kereskedelmi ügyleteket. Az optimalizálásra az alábbi, a szuperpozíció elvét felhasználó mátrixegyenlet alapján kerülhet sor [4.15]:

PTDF * T   Fmax   Fref  FRM  Ahol PTDF 

(Power Transfer Distribution Factor) a lehetséges betáplálási pontokból a lehetséges vételezési pontokba tartó villamos

101

T  Fmax 

F  ref

FRM 

energia áramlások hurkolt hálózaton belüli eloszlását leíró mátrix, kereskedelmi ügyletek eredőjét leíró oszlopvektor, az egyes metszékek megengedett átviteli képessége, az egyes metszékek ismert terhelése, a már jóváhagyott ügyletek alapján, (Flow Reliability Margin) a rendszer biztonsága érdekében fenntartandó tartalékkapacitás.

Fontos megjegyezni, hogy a 3.24. ábrához kapcsolódóan bemutatott, nem szándékolt, párhuzamos áramlásokból adódóan, a szűk keresztmetszeten szállítási jogot szerző piaci szereplő − a szűk keresztmetszet szállítási jogának megszerzésével − az összes többi vezetéken is az eloszlási vektornak megfelelő, arányos szállítási jogot szerez, amelyre a szűkület hozzáférési jogosultságának megszerzése nélkül nem lett volna lehetősége. Így esetenként, egy adott nagyságú határkeresztező kapacitás megszerzése az elnyert kapacitásnál lényegesen nagyobb tranzitszállításra adhat lehetőséget. Jelenleg implicit aukció (piac-összekapcsolással) a szlovák magyar határon működik, a többi határon explicit aukcióval történik a határkeresztező kapacitások kiosztása. A kiosztható kapacitások nagyságát az érintett rendszerirányítók közösen állapítják meg. Miután ennek nagysága az év folyamán karbantartások és más okok miatt változhat, általában éves, havi és napi kiosztásra kerül sor. Éves szinten az egész évben biztosan rendelkezésre álló kapacitást, havonta az éves szinten rendelkezésre álló érték feletti, egész hónapban rendelkezésre álló kapacitást, naponta pedig az Határkeresztező kapacitások kiosztása előzőekből visszaadott, nem használt kapacitásokat és a napi többleteket értékesítik. Explicit ↔implicit aukció?

4.7. ábra Nettó átviteli kapacitások, kapacitások kiosztása 2008. évre Forrás: Tari Gábor vezérigazgató, MAVIR

Jelenleg az éves és havi kapacitások kiosztása piac-összekapcsolás esetén is explicit aukcióval történik, a piac-összekapcsolás során csak a napi szinten rendelkezésre álló kapacitásokat veszik figyelembe. Az aukciók lebonyolítására az érintett rendszerüzemeltetők megállapodása alapján (például közösen, megosztva, egyedileg az import lehetőségekre, közös aukciós irodán37 keresztül) kerül sor. Az NTC értékek az import, export irányban általában különböznek, mint 2008-ra a 4.7. ábra [4.13] mutatja. 37

Az összeállítás idején, például: Átviteli Kapacitás Koordinált Aukciójának Szabályai a CEE Régióban, 2013. október 9., MAVIR Zrt. honlap

102

Közvetlen vezeték: Az általános hozzáférési alapelvtől eltérő szabályok vonatkozhatnak a közvetlen vezetékekre. Közvetlen vezeték alatt olyan vezetékek érthetők, amelyek elszigetelt termelési helyet elszigetelt fogyasztóval kötnek össze, vagy amelyek egy villamos energia termelőt egy villamosenergia-ellátási vállalkozással kötnek össze a saját létesítményeik, leányvállalataik és feljogosított fogyasztóik ellátása céljából [4.6]. A tagállamoknak lehetővé kell tenni egyrészt a saját létesítmények, leányvállalatok, feljogosított fogyasztók közvetlen vezetéken történő ellátását, másrészt feljogosított fogyasztók termelőktől, szolgáltatóktól történő közvetlen ellátását. A hazai szabályozás közvetlen vezetéknek, a közcélúnak, magán- és termelői vezetéknek nem minősülő, Magyarország államhatárát nem keresztező vezetéket, hálózati elemet vagy átalakító- és kapcsoló berendezést minősíti, amely közcélú hálózatra csatlakozó erőművet köt össze vételezővel [4.14]. Saját üzleti kockázatára bárki létesíthet közvetlen vezetéket saját maga vagy kapcsolt vállalkozásainak villamos energia ellátása céljából, köteles azonban előzetesen az e törvényben meghatározott engedélyt megszerezni. A közvetlen vezeték üzemeltetője üzemzavar vagy válsághelyzet esetén köteles az engedélyesekkel együttműködni, és a hálózati engedélyes utasításait végrehajtani. A vételező a közvetlen vezetékről és a közcélú hálózatról egyidejűleg villamosenergia-vételezésre nem jogosult. Ha a vételező a közcélú hálózathoz az erőművi közvetett csatlakozáson kívül közvetlenül is csatlakozik, a hálózathasználati szerződés aláírását megelőzően köteles megállapodni a hálózati engedélyessel és a közvetlen vezeték üzemeltetőjével a közvetlen vezeték használatáról a közcélú hálózat használatára vagy a közcélú hálózat használatáról a közvetlen vezeték használatára való áttérés feltételeiről. A közcélú vezeték rendelkezésre állásáért, használatáért a megállapodás alapján díjat kell fizetni. A szabályozó hatóság megfelelően alátámasztott indokok alapján elzárkózhat közvetlen vezeték engedélyezése elől, ha az jogilag vagy ténylegesen akadályozná az egyéb engedélyesek általános gazdasági érdekből előírt kötelezettségeinek teljesítését feltéve, hogy az elutasítás kereskedelemre gyakorolt hatása nem lenne ellentétes a közösség érdekeivel, különösen, ha nem járulna hozzá a verseny kialakulásához a feljogosított fogyasztók tekintetében. A közvetlen vezetékek mellett külön szabályok vonatkoznak az úgynevezett magánvezetékekre is, amelyek: közcélúnak, termelői vezetéknek vagy közvetlen vezetéknek nem minősülő, a csatlakozási pont után elhelyezkedő hálózati elem, vezeték, vagy átalakító- és kapcsolóberendezés, amely az átviteli vagy elosztó hálózathoz közvetlenül vagy közvetve kapcsolódó felhasználó vagy a vételező ellátására szolgál [4.14]. Ilyen vezetéket a közcélú hálózatra közvetlenül csatlakozó felhasználó létesíthet a felhasználási helyén belül saját maga, illetve kapcsolt vállalkozásai villamosenergiaellátása céljából, vagy olyan vételezők vagy más felhasználók villamosenergiaellátása céljából, amelyek tevékenységei vagy termelési folyamatai egymás tevékenységeivel vagy termelési folyamataival műszaki és biztonsági okokból összefüggenek.

103

A közvetlen vagy magánvezetékek üzemeltetői a közcélú hálózatok üzemeltetőihez hasonlóan felelősek a vezetékek zavartalan és biztonságos működtetéséért, üzemeltetéséért, karbantartásáért és a villamos energia vételezőhöz történő továbbításáért. 4.4.

Szétválasztás

Szétválasztás (unbundling) alatt az integrált villamosenergia-ipari vállalkozásokon38 belüli egyes üzletágak elkülönítését értjük. Célja egyrészt az egyes, különböző feladatokat ellátó engedélyesek megkülönböztetése, ezzel a transzparencia növelése, másrészt az általában továbbra is hatósági árszabályozás alá tartozó természetes monopólium jellegű és a versenyző tevékenységek közötti keresztfinanszírozás kizárása, a rendszerüzemeltetés esetleges tulajdonosi érdekeket előnyben részesítő tevékenységének megelőzése. A szabályozás megkülönbözteti a vertikális és horizontális integrációt [4.6]. Vertikálisan olyan vállalkozások, vagy vállalkozások csoportja integráltak, ahol a vállalkozás, vagy vállalkozáscsoport az átviteli vagy elosztóhálózat üzemeltetését és villamos energia termelését vagy nagykereskedelmét, illetve viszonteladását egyidejűleg ellátja. Horizontálisan integrált vállalkozás alatt olyan vállalkozást értünk, amely az engedélyköteles tevékenységek (villamos energia termelés, átvitel, elosztás, nagykereskedelem, viszonteladás) mellett, a villamosenergia-iparhoz nem köthető, egyéb tevékenységet is végez. A gyakorlat a szétválasztás alábbi formáit alkalmazza: • Számviteli: Az egyes üzletágak azonos vállalkozáson belül működhetnek, de üzletáganként elkülönült számlavezetést kell alkalmazni, az egyes üzletágak átlátható gazdálkodásának megismerhetősége, az egyes üzletágak közötti keresztfinanszírozás elkerülése érdekében. Jelenleg csak az azonos kategóriába tartozó (például versenyző vagy szabályozott) üzletágak esetében alkalmazható. • Jogi: Egyes üzletágak átlátható gazdálkodása, az általuk lehetséges keresztfinanszírozás, diszkrimináció elkerülése és döntéshozatali függetlenségük érdekében meghatározott tevékenységeket elkülönült vállalkozásban kell folytatni, amelyek más villamosenergia-ipari tevékenységet nem folytathatnak. Elsősorban a versenyző és a természetes monopólium jellegű tevékenységek társaságcsoporton belüli elkülönítését célozza. • Tulajdonosi: Bizonyos kategóriába tartozó tevékenységek nem végezhetők az integrált vállaltcsoporton belül. Az ilyen tevékenységet végző leányvállalatokat (tevékenységük közvetlen vagy közvetett befolyásolására alkalmas nagyságú tulajdonhányadukat) értékesíteni kell, ilyen tevékenységet végző új leányvállalatok közvetlen vagy közvetett irányítási jogosultsága nem szerezhető meg. Célja az integrált működés, különösen a befolyásoló tulajdonos érdekei mentén végzett tevékenység, keresztfinanszírozás, diszkrimináció kizárása, a tényleges döntési függetlenség elérése.

Villamosenergia-ipari vállalkozás: a végső fogyasztókat kivéve, olyan természetes vagy jogi személy, aki/amely legalább egy tevékenységet a villamosenergia-termelés, átvitel, elosztás, nagykereskedelem, viszonteladás közül ellát, és felelős az ezekhez kapcsolódó kereskedelmi, műszaki és/vagy karbantartási feladatok ellátásáért [4.6]. 38

104

Alkalmazása a hálózatüzemeltető társaságok független működése érdekében indokolt. Az európai piacnyitás kezdetén (96/92/EC irányelv) elégségesnek tűnt a számviteli szétválasztás alkalmazása, a jogi szétválasztást, döntéshozatali függetlenséget (az átviteli rendszerirányító vonatkozásában) csak a 2003-ban elfogadott 2003/54/EK irányelv tette kötelezővé. A Bizottság által 2005-ben lezárt szektor vizsgálatok során [4.8] azonban a piaci szereplők az átviteli hálózatüzemeltetőkkel összefüggésben felvetették az esetenkénti diszkriminatív eljárást, a hálózatüzemeltetőket tették felelőssé a hálózatfejlesztések elmaradásáért, a megújuló energiatermelés befogadásának nehézkességéért. Erre tekintettel a Bizottság a teljes strukturális szétválasztást, a termelés, ellátás elválasztását a természetes monopólium jellegű infrastruktúráktól tartotta szükségesnek. Ehhez az átviteli hálózatok kényszereladása vált volna szükségessé. E mellett, másik lehetőségként, megengedték volna a hálózatok tulajdonlásának és üzemeltetésének függetlenítését. Az előbbi jelentős vagyonvesztést, utóbbi működési zavarokat eredményezett volna, ezért az érdekelt tagállamok részéről javaslat született a működés függetlenítésére, a tulajdon megtartása mellett. Végül, az egyeztetések eredményeként, a hatályos szabályozás [4.6] alapján, az átviteli hálózatok tekintetében a következő megoldások alkalmazása lehetséges39: • Átvitelirendszer-üzemeltető (TSO, Transmission System Operator): A vertikálisan integrált vállalkozástól teljesen független rendszer-üzemeltető. Integrált társaságnak csak kisebbségi tulajdoni hányada lehetséges. Harmadik országbeli vállalkozások is csak a teljes függetlenség teljesülése esetén, az adott tagállam és a közösség ellátásbiztonságát nem veszélyeztetve szerezhetnek tulajdonjogot. A tevékenység végzéséhez szükséges eszközöknek az engedélyes tulajdonában kell állni. • Független rendszerüzemeltető (ISO, Independent System Operator): A hálózati eszközök tulajdonjoga és a rendszer üzemeltetéséért való felelősség elkülönülhet. Előbbi az integrált társaság leányvállalatában maradhat, amely a szétválasztást követően vagyonkezelőként működik. Az ISO teljes körű felelősséget visel az üzemeltetésért (beleértve a hálózatokhoz történő hozzáférés engedélyezését), karbantartásért, fejlesztések tervezéséért, végrehajtásáért. Ugyanakkor a hálózattulajdonosnak a beruházásokat finanszírozni kell, vagy hozzá kell járulni a mások által történő finanszírozáshoz. A hálózattulajdonos döntési függetlenségét biztosítani kell, diszkrimináció mentes magatartása érdekében megfelelőségi programot is össze kell állítania. A hazai rendszer 2001-2005 között e modell szerint működött, a kedvezőtlen tapasztalatok miatt született döntés a tulajdonlás és üzemeltetés egyesítéséről, amelyre 2006. január 1-el került sor. • Független átvitelirendszer-üzemeltető (ITO, Independent Transmission Operator): A 2009. szeptember 3-át megelőzően vertikálisan integrált társaságok által tulajdonolt hálózatüzemeltető társaságok az eredeti tulajdonosok tulajdonában maradhatnak, ha az irányelvben előírt, függetlenség biztosításához szükséges, követelményeket teljesítik. Az előírások (szolgáltatások igénybevételének korlátozása, hatáskör döntések meghozatalára, személyzeti függetlenség, ügyvezetés függetlensége, 39

A részletes szabályokat, az EU honlapján, könnyen hozzáférhető dokumentumok tartalmazzák, így ezek ismertetésétől eltekintünk.

105

felügyeleti szerv, megfelelőségi program, megfelelőségi tisztviselő stb.) a teljesen független, befolyásolás mentes működést kívánják garantálni. Az átvitelirendszer-üzemeltetők feladatai: Minden átvitelirendszer-üzemeltető a következőkért felelős (idézet [4.6]-ból): • biztosítja, hogy a rendszer hosszú távon képes legyen kielégíteni a villamos energia átvitelére vonatkozó ésszerű igényeket, a környezetvédelem kellő figyelembevételével és közgazdasági feltételek mellett biztonságos, megbízható és hatékony átviteli rendszereket üzemeltet, tart karban és fejleszt; • megfelelő eszközöket biztosít a szolgáltatási kötelezettségek teljesítése céljából; • megfelelő átviteli kapacitásnak és a rendszer megbízhatóságának a biztosításával hozzájárul az ellátás biztonságának fenntartásához; • szabályozza a rendszer villamos energia forgalmát, tekintetbe véve az összekapcsolt rendszerekkel folytatott energiacserét is. Ebből a célból az átvitelirendszer-üzemeltető felel a biztonságos, megbízható és hatékony villamosenergia-rendszer biztosításáért, és ezzel összefüggésben minden szükséges kiegészítő szolgáltatás biztosításáért, ideértve az igényekre válaszként nyújtott szolgáltatásokat, amennyiben annak elérhetősége nem függ más olyan átviteli rendszertől, amellyel a rendszer összeköttetésben áll; • elegendő információt nyújt azon rendszer rendszerüzemeltetőjének, amellyel a rendszer kapcsolatban van, az összekapcsolt rendszerek biztonságos és hatékony üzemeltetésének, összehangolt fejlesztésének és a rendszerek együttműködtethetőségének biztosítása céljából; • tartózkodik a rendszerhasználókkal vagy a rendszerhasználók csoportjaival szembeni, különösen a kapcsolt vállalkozások javára történő megkülönböztetéstől; • ellátja a rendszerhasználókat azokkal az információkkal, amelyekre szükségük van a rendszerhez történő hatékony hozzáférés érdekében; • beszedi a túlterhelési díjakat és az átviteli rendszer-üzemeletők közötti ellentételezési mechanizmus alapján esedékes kifizetéseket, [a/az] 714/2009/EK rendelet 13. cikkével összhangban, engedélyezi és irányítja a harmadik felek hozzáférését – illetve ennek megtagadása esetén erről indokolt magyarázatot ad – amelyet a nemzeti szabályozó hatóságok kísérnek figyelemmel; • feladataik ellátásakor az átvitelirendszer-üzemeltetők elsősorban a piac integrációját segítik elő. A hálózattulajdonosok profitérdekelt vállalkozások, hiszen a rendszer bővítéséhez végzendő beruházások finanszírozhatósága érdekében pénzpiaci attraktivitásukat fenn kell tartani. A profit növelésére a társaságok érdekeltek lehetnek a hozzáférési díjak növelésében, amelyet elsősorban a korlátozott átvitelű szakaszokon (határkeresztező vezetékeknél) a szabad átviteli kapacitás csökkentésével érhetnek el. A hálózati tulajdonnal nem rendelkező ISO esetében ilyen igény nincs, működése profitmentes, költségalapú lehet. Ezekre tekintettel a TSO, ITO modellek esetében szigorúbb hatósági árszabályozás indokolt [4.12]. Az elvárásoknak való megfelelőséget a Bizottság bevonásával végzett tanúsítási eljárás során igazolni kell, és folytonosan fenn kell tartani. A hazai átvitelirendszer-

106

üzemeltető (MAVIR Zrt.) szétválasztása az ITO modell alapján történt, tanúsítására 2012 márciusában sor került40. Feladatait, hatáskörét a vonatkozó jogszabályok − például [4.14] − szabályozzák. Elosztórendszer üzemeltetők feladatai (idézet [4.6]-ból): • Az elosztórendszer-üzemeltető felelős annak biztosításáért, hogy a rendszer hosszú távon képes legyen villamosenergia-elosztás iránti ésszerű igények kielégítésére, továbbá felelős a gazdasági feltételek mellett biztonságos, megbízható és hatékony villamosenergia-elosztó rendszer – a környezetvédelmi szempontok és az energiahatékonyság kellő figyelembevétele mellett történő – üzemeltetéséért, fenntartásáért és fejlesztéséért. • Minden esetben tartózkodik a rendszerhasználókkal vagy azok csoportjaival szemben, különösen a saját kapcsolt vállalkozásai javára történő a megkülönböztető bánásmódtól. • Az elosztórendszer-üzemeltető a rendszerhasználókat megfelelő módon tájékoztatja annak érdekében, hogy azok hatékonyan hozzáférhessenek a rendszerhez és használni tudják azt. • A tagállam megkövetelheti az elosztórendszer-üzemeltetőtől, hogy a termelőlétesítmények teherelosztása során elsőbbséget adjon a megújuló energiaforrást vagy hulladékot használó, esetleg a kapcsolt hő- és villamos energiát termelő termelőlétesítményeknek. • Minden elosztórendszer-üzemeltető – amennyiben ezt a feladatot is ellátja – átlátható, megkülönböztetéstől mentes, piaci alapú eljárások alapján szerzi be a hálózata veszteségeit fedező energiát és a tartalék kapacitást. Ez a követelmény nem sérti a 2002. január 1-je előtt kötött szerződések alapján vásárolt villamos energia felhasználását. • Ahol az elosztórendszer-üzemeltető felel az elosztórendszer egyensúlyáért, az általa az egyensúly fenntartása érdekében alkalmazott szabályoknak – beleértve a villamos energia egyensúlytól való eltéréséért a rendszerhasználók részéről fizetendő díjakra vonatkozó szabályokat is – objektívnek, átláthatónak és megkülönböztetéstől mentesnek kell lenniük. Az elosztórendszer-üzemeltetők által nyújtott szolgáltatások feltételeit – beleértve a szabályokat és a tarifákat is –megkülönböztetéstől mentes és költségeket tükröző módon kell kialakítani, és azokat közzé kell tenni. • Az elosztórendszer fejlesztésének tervezésekor az elosztórendszerüzemeltetőnek figyelembe kell vennie a villamosenergia-kapacitás fejlesztésénél vagy kiváltásánál az energiahatékonysági/keresletoldali szabályozási intézkedéseket és/vagy a decentralizált termelőlétesítményeket. Az elosztórendszer-üzemeltetők vonatkozásában jelenleg elégséges a jogi szétválasztás. Azon vállalkozások esetében, amelyek átviteli és elosztási tevékenységet, valamint egyéb, nem villamosenergia-ipari tevékenységet is folytatnak, a hátrányos megkülönböztetés, keresztfinanszírozás, és a versenytorzulás elkerülésére számviteli szétválasztást kell alkalmazni (külön elszámolást kell vezetni, külön mérleget és eredménykimutatást kell készíteni minden egyes tevékenységről).

40

Magyar Energia Hivatal 200/2012 számú határozata.

107

A tulajdonosi szétválasztást megelőző, azt „megalapozó” vizsgálatok, − mint arra utaltunk − számos észrevétel alapvető okaként az átvitelirendszer-üzemeltetők tulajdonlását tették felelőssé. Utána gondolva az alábbi kérdések fogalmazhatók meg: • Kinek a feladata a szabályok harmonizálása? • Kik hagyják jóvá az esetleges csoporton belüli összejátszást lehetővé tevő hozzáférési szabályokat? • Miért nem épülnek erőművek? • Kinek a feladata az engedélyezési, létesítési feltételek egyszerűsítése? • Kinek a feladata a beruházásokhoz szükséges gazdasági környezet biztosítása? • Miért nem épülnek hálózatok? Megtérülésük biztosított? A közvélemény várja, elfogadja az új távvezetékeket? Segítik a tagállamok az új projektek megvalósulását? A válaszok az integrált társaságcsoportokon kívülre mutatnak. A tulajdonosi szétválasztással a tényleges problémák (például harmonizálatlan szabályozás, hálózatfejlesztés hiánya, lassúsága, megújuló erőművek csatlakozása, hozzáférési korlátok) megoldására érdemi beavatkozás nem történt. Felvethető, hogy az előbbiek kezeléséhez a tulajdonosi szétválasztásra talán nem is lett volna szükség. 4.5.

Fogyasztók piacra lépése, közérdekű szolgáltatás, verseny a forrásokért, fogyasztókért

A liberalizációt követően elvileg mindenki ott (akár belföldön vagy külföldön) és úgy veszi a villanyt, ahol, ahogy tudja. Ehhez „versenyző, biztonságos és környezeti szempontból fenntartható” villamos energia piacokra van szükség. Ugyanakkor az iparágban működő vállalkozások számára általános gazdasági érdekből előírhatók közszolgáltatási (pontosabban közérdekű szolgáltatási) kötelezettségek, a biztonságra, (beleértve az ellátás biztonságát is), az ellátás folyamatosságára, minőségére és árára, valamint a környezet védelmére (beleértve az energiahatékonyságot, a megújuló forrásokból származó energiákat és az éghajlat védelmét) vonatkozóan, ugyanis a szabályozásnak41 a fogyasztók érdekeit kell szolgálni. A kötelezettségek teljesítéséhez diszkrimináció mentesen, transzparens módon megállapított pénzügyi vagy más kompenzáció, illetve különleges jogok járhatnak. A fogyasztók az egyes kereskedők között szabadon válthatnak. Ennek akadálymentesen (az előző ügyletből származó kötelezettségek teljes rendezésével) és lehetőleg gyorsan (három héten belül) kell megtörténni. Az előbbi, kötelező piacra lépéstől mentesülhetnek, és egyetemes szolgáltatásban részesülhetnek a háztartási fogyasztók és tagállami döntéstől függően a kisvállalkozások is, de saját döntésük alapján piacra is léphetnek. Az egyetemes szolgáltatás meghatározott minőségű villamos energiával való ellátást jelent, tisztességes, könnyen és egyértelműen összehasonlítható, átlátható, valamint megkülönböztetéstől mentes árakon. Ennek biztosítására a tagállamok által kijelölt (területileg illetékes), végső menedékes (Supplier for Last Resort, SLR) kereskedő 41

Az irányelv középpontjában a fogyasztók érdekeinek kell állniuk, a szolgáltatás minőségének pedig a villamosenergia-vállalatok feladatainak központi elemét kell képeznie. ([4.6], Preambulum (51) bekezdés)

108

köteles. Az úgynevezett védelemre szoruló, sérülékeny (vulnerable) fogyasztókra további korlátozó (például energiaszegénységre, kritikus Az OTC kereskedés és a tőzsdei kereskedés fő jellemzői időszak alatti ellátásból való kizárásra vonatkozó) szabályok írhatók elő. Az energiaszegénység kezelésére nemzeti cselekvési tervek fogadhatók el, társadalombiztosítási előnyök nyújthatók, energiahatékonysági fejlesztések támogathatók. Külön intézkedéseket kell hozni a távoli területeken élő fogyasztók védelmére is. Piaci rendszer Piac üzemeltető

Brókerek

Kereslet

Kínálat

Kínálat

Kereslet

Viszonteladók

Kínálat

Nagy fogyasztók

Természetes monopólium

Piac

Kereslet

Nagykereskedők

Kereslet

Kis fogyasztók

Átviteli és elosztó hálózat üzemeltetők

kiegyenlítés

Rendszer üzemeltető

kiegyenlítés Forrás: L. J. De Vries

4.8. ábra Általános piaci szerkezet [4.9]

Fogyasztói ár

Az Európában szokásos piaci szerkezetet – egyszerűsítve – a 4.8. ábra mutatja. A termelők nagykereskedőknek, viszonteladóknak, „nagy” fogyasztóknak vagy a később (6.2 szakaszban) ismertetendő szervezett piacokon értékesíthetnek. A nagykereskedők termelőktől, más nagykereskedőktől, bel- és külföldről vásárolnak és viszonteladók, nagyobb fogyasztók részére értékesítenek. A szervezett piacokon eladóként, vevőként is megjelenhetnek. A viszonteladók a nagykereskedelmi piacon (termelőknél, nagykereskedőknél, szervezett piacokon) általában vevőként jelennek meg és a kisebb, nagykereskedelmi piaci beszerzésre alkalmatlan, vagy nem Piacra lépés felkészült „kis” fogyasztók részére értékesítenek. Haszonáldozat a fogyasztó megnyerésére Adott fogyasztóra vonatkozó, átlagos energiadíj Átlagos viszonteladói árrés

Árcsökkenés, viszonteladó váltási küszöb:  10 % ár

Viszonteladói piac versenyára X % árengedmény, kereskedő haszonáldozata, vevő nyeresége Átlagos nagykereskedelmi árrés

Kereskedő nyeresége Minimális kereskedelmi árrés

Nagykereskedelmi piac versenyára Saját (vásárolt) forrás önköltsége, vagy piaci ára

4.9. ábra Feljogosított fogyasztó piacra lépése A fogyasztók feljogosítását az európai szabályozás fokozatosan tervezte. Először a legnagyobb, nagykereskedelmi piacon is piacképes fogyasztók léphettek ki a versenypiacra, majd az egyre kisebb fogyasztású gazdasági vállalkozásokra, végül a háztartási fogyasztókra is kiterjedt a piacnyitás. A piacra lépésre a tényleges ösztönzést az elérhető árcsökkenés adta. Kezdetben ennek mértéke – hazai tapasztalatok alapján – legalább 10% (csak az energia költségre) volt (4.9. ábra).

109

Jelenleg – miután az egyetemes szolgáltatásban részesülő fogyasztókat kivéve, minden fogyasztónak a versenypiacon kell beszerezni a villamos energiát – nagyon kis árkülönbözet is elegendő lehet egy vevő más kereskedőhöz történő átlépéséhez. Az árengedmény a nagykereskedelmi, viszonteladói árrés, és esetlegesen (amennyiben a kereskedő ilyenhez hozzá tudott jutni) a nagykereskedelmi piaci árnál olcsóbb forrás árelőnye terhére történhetett. A piacra csábításhoz szükséges árcsökkentés mellett, a kereskedőknek a fogyasztó más kereskedőtől való átcsábításához, portfólióban való megtartáshoz, gyakran saját árrésük terhére is árengedményt (haszonáldozatot a fogyasztó megnyerése, megtartása érdekében) kell adni. Ilyen esetben a kereskedelmi tevékenység költségeit, kockázatait (például nemfizetés) fedező minimális árrésből indulnak ki. A kereskedő haszna a maradó árrés. Az ábra alapján az is megállapítható, hogy a viszonteladóktól vásárló fogyasztók általában drágább villamos energiához juthatnak, mintha a nagykereskedelmi piacon vásárolnának. Ennek alapvető oka az önköltség, haszonigény növekedése, viszonteladótól történő vásárlás esetén egy szereplő helyett, két, sorba kapcsolt szereplő működését, kockázatait kell megfizetni.

Árrés (€/MWh)

Fogyasztás (MWh/év)

A kereskedők ügyességétől (szert tudnak-e tenni komparatív előnyt biztosító forrásokra), illetve kockázati érzékenységétől (mennyire becsülik minimális árrésüket, illetve minimális nyereségigényüket) függ, hogy más, azonos piacon tevékenykedő kereskedőkkel összehasonlítva, mekkora fogyasztói portfóliót tudnak felépíteni. A nagyobb portfólió egyben versenyelőnyt is jelent, hiszen a kereskedő infrastruktúrájának költsége több fogyasztásra osztható, így kisebb lesz a minimális árrés igény. A 2000-es évek elején 20 millió kisfogyasztót tekintettek optimálisnak. Nyilvánvaló, hogy a viszonteladók többségének portfóliójában ennél lényegesen kisebb a fogyasztók száma, ami azt is jelenti, hogy fajlagos költségeik nagyobbak a lehetséges minimumnál.

Nagyfogyasztók

Kisfogyasztók

4.10. ábra Fogyasztók árrése [Hornai Gábor] A minimális árrés (és a fogyasztók árérzékenysége) tekintetében az egyes fogyasztói csoportok között is különbséget kell tenni (4.10. ábra): • A nagyfogyasztók általában egyedi igénnyel jelennek meg, egyedileg menetrendezhetők, felkészültebbek, nagyobb a „tárgyaló erejük”, a közvetlen beszerzéshez (nagykereskedelmi piaci árakhoz) viszonyítva csak kisebb árrést fogadnak el. Ugyanakkor kiszolgálásuk is sokkal olcsóbb, elszámolásuk, számlázásuk kereskedési rendszerek nélkül is megoldható, fizető-, hitelképességük a hozzáférhető adatok alapján megismerhető, értékelhető. • A kisfogyasztók a szállítandó villamos energiával szemben külön igényt nem támasztanak, menetrendezésük általában a fogyasztói profilok (6.3. szakasz)

110

alapján történhet, tárgyaló erejük kisebb, piaci információik hiányosabbak, viszont kiszolgálásukhoz költségesebb elszámolási, számlázási rendszerekre, infrastruktúrára (például call center, fogyasztói iroda stb.), megnyerésükhöz, megtartásukhoz költséges marketing tevékenységre van szükség. A fizetőképesség általában csak utólag (a tényleges fizetési fegyelem alapján) ítélhető meg. Az előbbiek magyarázzák, hogy az újonnan piacra lépő kereskedők többsége a nagykereskedelemmel kezdi, és csak kevesen nyitnak a kiskereskedelem felé. Viszonteladóként csak olyan szereplők jelennek meg, amelyek nagyon olcsó forrásra tudnak alapozni, és így valószínűnek tartják, hogy rövid időn belül elérik a fenntartható működéshez szükséges nagyságú piaci részesedést vagy más szolgáltató üzletágakban tevékenykedve rendelkeznek a szükséges infrastruktúrával és az energiapiaci megjelenés költségcsökkentő hatása az alapüzletágban is jelentkezik. A hazai példák közül az előbbibe tartozik a gázpiacon működött EMFESZ, az utóbbiba a villany és gázpiacon is megjelenő Magyar Telekom Nyrt. Az előzőekben csak a fogyasztók árérzékenységével, mint versenyelemmel foglalkoztunk. A gyakorlati tapasztalatok alapján az ellátás folyamatosságával, minőségével és más hasonló elemekkel összefüggő fogyasztói kockázatokat (potenciális veszteségeket, költségeket) is mérlegelve, a fogyasztó preferenciák sorrendjében nem az ár kerül az első helyre. Csak a megszakításmentes üzemet, az esetleges üzemzavarokra való reagálás gyorsaságát, villamos energia minőségét (nem a kereskedők illetőségi körébe tartozó jellemzőket), valamint a kereskedővel kapcsolatos tapasztalatokat (már bizonyított szállító, testreszabott szerződések) követően tartják fontosnak az árat. A fogyasztók többségénél a kereskedő nemzeti hovatartozásának nincs jelentősége. Az előbbiekben vázolt (4.8. ábra) piaci modell mellett más piaci modellek is elterjedtek. Ezek ismertetésére a 6.1. szakaszban térünk ki. 4.6.

Ellátásbiztonság és piacnyitás

Az ellátásbiztonság értelmezését, biztosítását a 3.12. szakaszban részletesen bemutattuk, kiemelve hogy elsősorban technikai feltételektől: elegendő termelő berendezés (kínálat), megbízhatóan rendelkezésre álló hálózat függ. Megemlítettük azt is, hogy meg kell különböztetni az ellátásbiztonságot (amely megfelelően megválasztott paraméterekkel mérhető) és a szolgáltatási színvonalat, amely a fogyasztó preferenciáitól, nem számszerűsíthető értékítéletétől is függ: A piacnyitással az ellátásbiztonságot meghatározó elemek közül a természetes monopóliumot képező hálózatrendszer és ennek infrastruktúrája változatlan marad. Rendelkezésre állásának megbízhatósága a korábbiakkal azonos módon befolyásolja az ellátásbiztonságot. Lényeges változás következik be azonban a forrás kínálat oldalán. Míg a piacnyitás előtt az ellátásra kötelezett szolgáltatási kötelezettségének teljesítéséhez az ellátásbiztonságot elsődleges céljának tekintette és elegendő tartalékkapacitást tartott, addig a liberalizációt követően az egyedi fogyasztói ellátásbiztonságnak általában nincs kijelölt felelőse. A hatályos Irányelv [4.6] a közszolgáltatási kötelezettség elemei között az ellátás folyamatosságát is nevesíti, előírva a kötelezettségek világos meghatározását, az egyetemes

111

szolgáltatás keretében elérhető villamos energia jellemzői között is szerepel a „meghatározott minőség”, azonban ennek számszerűsítése hiányzik. A rendszerüzemeltető vonatkozásában a következő elvárás szerepel: „… felel a biztonságos, megbízható, és hatékony villamosenergia-rendszer biztosításáért, és ezzel összefüggésben minden kiegészítő szolgáltatás biztosításáért, ideértve az igényekre válaszként nyújtott szolgáltatásokat, amennyiben annak elérhetősége nem függ más olyan átvételi rendszertől, amellyel a rendszer összeköttetésben áll;”. Az előírt tartalékok feletti, váratlan helyzetekben szükséges, többlet beszerzési lehetősége mindig függ a szomszédos rendszerektől. A felelősség mérlegeléséhez azt is meg kell jegyezni, hogy az ellátásbiztonság kínálati oldala alapvetően a termelő berendezések rendelkezésre állásától függ és az értékesítésre képes termelők piacra lépési hajlandóságától függ. A 3.7 ábrához kapcsolódóan bemutattuk, hogy piacgazdasági körülmények között is optimális az igényeknél megfelelően nagyobb teljesítőképesség rendszerben tartása, ugyanakkor a tisztán energiapiacokra vonatkozó közgazdasági elmélet alapján (5.2. szakasz) az erőművek csak akkor jutnak költségeik fedezetét biztosító bevételhez, ha néhány órára a fogyasztók önkéntes fogyasztáscsökkentését eredményező árak alakulnak ki. Így a liberalizáció mögötti elmélet a „szabályszerű” működés részének tekinti a forráshiány miatti „rendszeres” korlátozást, önkéntes fogyasztáscsökkentést. Ezen túlmenően azt is figyelembe kell venni, hogy a piacok összekapcsoltak, és hiába van egy tagállamban kellő tartalék, mivel a határkeresztező kereskedelem kivételes esetektől (például válsághelyzet) eltekintve szűkösség esetén sem korlátozható, egy regionális forráshiány esetén a kereslet meghaladhatja kínálatot. Ilyen esetben az ellátásbiztonság a fogyasztók mérlegelésétől (mekkora a számukra szolgáltatott energia értéke), fizetési hajlandóságától függ, azaz liberalizált piaci körülmények között az ellátásbiztonság egy adott fogyasztó esetében az áraktól függ. Hiába tart a rendszerüzemeltető az előírtaknak megfelelő tartalékot, ha az egyes fogyasztók nem gondoskodnak saját ellátásbiztonságukról, a központi tartalék elégtelennek bizonyulhat. Az önfinanszírozó működés feltételeinek hiányában, piacgazdasági körülmények között, a meglévő erőművek leállnak, újak nem épülnek, hiába vannak elvárások, azokat megfelelő források hiányában nem lehet teljesíteni, így az ellátás megbízhatósága, különösen a jövőben, a rendszer gazdasági működőképességétől is függ. Összességében megállapítható, hogy a liberalizáció eredményeként, amelynek egyik célja a hatékonyság javítása, költségek csökkentése volt, a többletforrások mennyisége csökkent, rendelkezésre állásuk, megújításuk bizonytalanná vált, így az ellátásbiztonság az egyéb hatásoktól eltekintve is romlott. Az ellátási biztonságot a forrásoldali változások mellett egyéb hatások is kedvezőtlenül érintették: • Széttöredezett az értéklánc (az egyedi optimumok eredője rosszabb, mint a közös optimumé). • Az ellátásbiztonságért kijelölt egy szereplőt terhelő felelősség helyett a felelősség több, elkülönült szereplő között oszlik meg, a kockázatok nehezebben kezelhetők. • A több, jogilag szétválasztott szereplőből adódóan a tevékenység költsége nagyobb, a pénz útja hosszabb lett. • Megjelent az árvolatilitás.

112

Piacműködési zavarok esetén már középtávon forráshiánnyal lehet számolni. Miután az ellátás megbízhatósága a piac működése mellett (amelyre az 5.2 szakaszban térünk ki részletesebben) a rendszer gazdasági működőképességétől is függ, gyakran politikai egyetértésre is szükség van a fogyasztók elvárásainak, érdekeinek megfelelő működőképesség megőrzéséhez, fenntarthatóságához. Nem hallgatható el, hogy a határok átjárhatóságából adódóan egyes tagállamok energiapolitikai intézkedései (bizonyos erőműtípusok létesítésének ösztönzése, állami támogatási mechanizmusok működtetése) hátrányosan érinthetnek gondosan tervező tagállamokat. Ilyen hatású a megújuló erőművek építésének német kormány általi támogatása, amelyek üzemzavarok veszélyével járó nem szándékolt áramlásokat, hagyományos erőművek ellehetetlenülését, rendszerszabályozási nehézségeket okoznak a szomszédos tagállamokban. 4.7.

Állam szerepe, piacszabályozás

Az állam liberalizált energiapiaci feltételek között is lényeges szerepet tölthet be: • Jogalkotóként, jogalkalmazóként: meghatározhatja a vállalkozások működési feltételrendszerét, ennek stabilitását, szabályozó hatóságként akár a napi tevékenységre vonatkozóan is kötelező előírásokat tehet, befolyásolva ezzel a társaságok tevékenységi területeit, versenyképességét, gazdasági stabilitását, eredménytermelő képességét, növekedési lehetőségét, stb. • A nemzetgazdaság működtetőjeként: a fiskális politika és az általános gazdasági környezet, jövőre vonatkozó várakozások alakításával befolyásolhatja, meghatározhatja a villamosenergia-iparág általános működési környezetét. • Tulajdonosként: a menedzsment jogok birtokában befolyásolhatja, de szükség esetén akár meg is határozhatja vállalkozásának tevékenységét, döntéseit, nyereségesen működő tulajdonának osztalékából nemzetgazdasági ráfordításokat finanszírozhat. Liberalizált villamosenergia-piac esetén az állami tulajdonlás nem jelenthet előnyöket, de hátrányos megkülönböztetést sem. Az állam elsősorban szabályozóként tudja befolyásolni az ellátás biztonságát, az energiapolitikai célok végrehajtását, de tulajdonosként is a hosszú távú gazdaságpolitikai elveket, ellátásbiztonságot, stabil árszínvonalat kell szem előtt tartani a rövidtávú politikai célok helyett. Szakmai vélemények alapján [4.10] az államigazgatásnak az ellátásbiztonság és a fenntartható fejlődés érdekében a következő területeken - közép és hosszú távon is feltétlenül döntési, szabályozási és ellenőrzési lehetőségekkel kell rendelkeznie: • az állami energiapolitika kialakítása, társadalmi elfogadtatása, • a versenypiac transzparens, diszkriminációmentes, átlátható működését és azon a biztonságos ellátást garantáló jogi szabályozás létrehozása, • fenntartható fejlődés ösztönzése az ellátásbiztonság garantálására, ezen belül o optimális primer energiahordozó szerkezet kialakulásának, o távvezetéki összeköttetések, erőművek létesítésének elősegítése, • közérdekű szolgáltatások biztosításának, támogatásának szabályozása, • környezetvédelem, energiahatékonyság javításának ösztönzése, • természetes monopóliumok ellenőrzése, • piaci árak ellenőrzése, árstabilitás ösztönzése, 113

•

piaci kudarcok, válsághelyzetek kezelése.

A szabályozó hatóságok által – a diszkriminációmentes, hatékony verseny és a piac hatékony működésének elősegítésére – egységesen, kógens módon ellátandó feladatokat a vonatkozó EU irányelv [4.6] előírja. Erre vonatkozóan általánosságban megfogalmazható, hogy mennél inkább biztosítható a szabályozó hatóság döntéseinek függetlensége, jogi megalapozottsága, szubjektivitás mentessége, annál nagyobb függetlenség biztosítható. A hivatal jellegű, egyszemélyi döntéseket is lehetővé tevő szabályozó hatóságoknál az önállóságot a jogalkalmazásra indokolt korlátozni. Az ellátásbiztonság egyik alapvető feltétele az átviteli hálózati, ezen belül különösen a határkeresztező kapacitások kellő biztonsággal, valamint a termelő kapacitások ellátás megbízhatóságához szükséges kellő tartalékkal való rendelkezésre állása. A fejlesztések megvalósítása igen tőkeigényes feladat, melynek megtérülési kockázatát a befektetők többek között az előre nem kiszámítható, sok esetben a piaci hatások ellensúlyozására hozott, így azt korlátozó állami beavatkozások következtében igen magasnak tartják. Ennek ellensúlyozására mind a jogszabályi rendben mind az államok intervenciós gyakorlatában kellő biztosítékok szükségesek a befektetések megtérülésének biztosítására. Ennek figyelembevételével az államnak olyan befektetőbarát környezetet kell kialakítani, ami az EU szabályoknak megfelelő módon biztosít fenntarthatóan működőképes gazdasági környezetet, megengedett támogatásokat a szükséges beruházások megvalósításához. Jelen környezetben nem halasztható, megoldandó állami feladat a piac hatékony működésének elősegítésére: • költségeket, piaci folyamatokat tükröző piaci árszabályozás megvalósítása, • különféle keresztfinanszírozások leépítése, a fiskális technikák alkalmazásának optimalizálása, • az iparág versenyképességének biztosítása, ugyanakkor • a szociálisan rászorulók szociális rendszeren keresztüli támogatása. Az állam szabályozási feladatai közül a legfontosabbnak a piac szabályozása tűnik, amelynek legfőbb célja a megbízható villamos energia szolgáltatás biztosítása a lehető legkisebb költséggel [4.11], ennek részeként: • A termelők számára a hosszú távú átlagos költségeiket fedező árak biztosítása, ezáltal a befektetések ösztönzése. Amennyiben az árak időlegesen nem fedezik az átlagos költségeket a termelők hosszú távon akkor is hozzájuthatnak ehhez. Ugyanis a költségeket nem fedező árak esetén veszteséges erőművek leállítására kerül sor, illetve nem épülnek új erőművek, így az árak legalább addig növekszenek, amíg a további leállításokat megakadályozzák. Kérdés, hogy mekkora lesz az ekkor maradó kapacitás? A megbízható villamos energia ellátás érdekében indokolt megelőzni a fogyasztás korlátozásának kockázatával járó helyzet kialakulását.

•

A piacnyitás kezdetén és a megújuló források piacra lépését ösztönző mesterséges politikai beavatkozások esetén megjelenő kapacitásfelesleg hatására kialakuló nagyon alacsony árak is erőmű leállításokhoz, illetve a beruházások leállításához vezetnek, így a villamosenergia-iparban is megjelennek a beruházási ciklusok (9.2. ábra). Egyes viszonteladók más piaci szereplők által finanszírozott tartalékokra történő alapozásának (keresztfinanszírozásának) megelőzése. Miután az 114

•

•

•



esetleges korlátozások nem tesznek különbséget a fogyasztók között (nem lehet a fogyasztókat viszonteladónként eltérően kezelni), a kevesebb forrást lekötő kereskedők nem járnak rosszabbul, miközben költségeik lényegesen alacsonyabbak lehetnek42. Ugyanakkor a váratlan, forráshiányos helyzetek kiegyenlítő energiapiacon vagy szervezet piacon történő kezelése esetenként igen sokba kerülhet. Különösen érvényes lehet ez fogyasztót ellátó kereskedő ellehetetlenülése esetén, amikor a fogyasztónak esetleg nagyon kedvezőtlen piaci helyzetben kell új kereskedőt találni. Hosszú távú szerződések, vagy fedezeti ügyletek kötése termelőkkel. Az ilyen, spot piaci hatásoktól független ügyletek biztonságot jelenthetnek mind eladói, mind vevői oldalon. Kockázatot a szerződéses ár helyes megválasztása, az igény megváltozása (nincs szükség a szerződött mennyiségre), vagy az eladó ellehetetlenülése (nem tud szállítani) jelenthet. A termelők ár és bevétel volatilitásának csökkentése. Az 5.2. szakaszban bemutatjuk, hogy a termelők elégséges bevétele attól függ, kialakul-e és milyen időtartamú szűkösség. A villamos energia igények ingadozása, termelők rendelkezésre állásának bizonytalansága miatt könnyen előfordulhat, hogy akár néhány évig sem következik be ilyen helyzet, más években pedig az átlagosnál lényegesen hosszabb lehet az önkéntes igénycsökkentés időtartama. Így az egyes évek között lényeges bevételkülönbségek alakulhatnak ki. A nagy mértékű árvolatilitás minden érdekeltet (fogyasztókat, kereskedőket, termelőket, szabályozó hatóságot, politikusokat) zavar. A termelők is szeretnék minden évben megkapni az elégséges bevételt. Az ár és bevétel volatilitása hosszabb távú szerződések megkötésével megelőzhető. Kérdéses azonban – különösen egyetemes szolgáltatásban részesülő fogyasztókat kiszolgáló kereskedők esetén – hogy a szabályozó hatóságok elismerik-e piacitól eltérő árakat. Kellő nagyságú tartalékkapacitás lekötésével a volatilitás minimalizálható, ehhez azonban a nagyobb teljesítőképesség lekötése miatt nagyobb fogyasztói költség tartozik. Lehetőséget egyes erőmű egységek lokális megbízhatóságot célzó utasítására. Indokolt lehet, hogy egy adott termelő a szolgáltatás megbízhatósága érdekében, az okozott költségek megtérítésével, a rendszerüzemeltető felhívására adott teljesítménnyel működjön. Kompenzáció a helyi piaci erő megszüntetésére, korlátozására szabályozott erőművek esetén. A kellő forrás (kínálat) biztosítására ezen egységeknek, egy rendszerint költségalapú árat rögzítő megállapodás/szabályozás alapján kell működni, nem élvezhetik a lokális szűkösségből adódó árakat.

Irodalom 4.1 World Economic Forum, New York, 3 February 2002; Sajtóközlemény: IP/02/189, Brussels, 3 February 2002 alapján 4.2 F. E. Banks: The Political Economy of World Energy 4.3 http:www.epsu.org 42

Ilyen helyzet állt fenn a teljes piacnyitás előtt, amikor az import források árának növekedése miatt, 2007 végén, a feljogosított fogyasztók tömegesen tértek vissza a hazai erőműveket finanszírozó, szabályozott áron értékesítő közüzemi nagykereskedő portfóliójába.

115

4.4 F. P. Sioshansi, W. Pfaffenberger: Electricity Market Reform, An international perspective, Elsevier, 2006 4.5 Kacsó A.: A villamos-energia piacok jellemzése, Kézirat, 2011. december 4.6 AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS2009/72/EK IRÁNYELVE (2009. július 11.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, HL L 211., 2009.8.14., 55-93. o. 4.7 AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS 2003/54/EK IRÁNYELVE (2003. június 26.) a belső villamosenergia-piacra vonatkozó közös szabályokról, valamint a 96/92/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, HL L 176., 2003.7.16., 37-83. o. 4.8 EUROPEAN COMMISSION Competition DG: Sector Inquiry under Art 17 Regulation 1/2003 on the gas and electricity markets, Preliminary Report,16 February 2006 4.9 L.J. De Vries: Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, PhD Dissertation, Technishe Universiteit Delft, 2004 4.10 Lengyel Gyula és szerző társai: Állami feladatok a liberalizált energiapiacon, Tanulmány a Nemzeti Fejlesztési Terv munkáinak segítésére és a feladatok megalapozására, Budapest, 2003. december 9. 4.11 J. Bushnell: Electricity Resource Adequacy: Matching Policies and Goals, CSEM WP 146, August 2005 4.12 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002 4.13 Tari Gábor vezérigazgató, MAVIR, előadás, 2008 4.14 2007. évi LXXXVI. Törvény a villamos energiáról 4.15 UCTE Operation Handbook (OH), A4 Co-ordinated Operational Planning https://www.entsoe.eu/publications/system-operations-reports/operationhandbook/,

116

5. Közgazdasági alapok A liberalizált piacokon – az egyetemes szolgáltatásban részesülő fogyasztókat kivéve – minden fogyasztó ott és úgy veszi a villamos energiát ahol, és ahogy tudja. Arra is utaltunk, hogy az ellátás megbízhatósága a fogyasztó ügyességétől, árérzékenységétől függ. A termelők piacra lépési hajlandóságát is befolyásolják az árak. E fejezetben bemutatjuk a fogyasztói árak összetevőit, a piaci árakat meghatározó folyamatokat, különös tekintettel az ellátás megbízhatóságának fenntarthatóságára, az esetleges állami beavatkozások értékelését, a piaci erőfölényes helyzet kialakulását, mérését, kihasználásának következményeit, a határkeresztező kapacitásokhoz történő hozzáférés közgazdasági hátterét, a befagyott költségek értelmezését, számszerűsítését, a természetes monopólium jellegű tevékenységek árazását, az árszabályozás alapelveit, az esetleges szociális tarifa jellemzőit. 5.1.

Árelemek, költségszerkezet, határköltségek

A fogyasztók részére kiküldött számlákon általában az alábbi tételek szerepelnek: • Villamos energia díja. Ez általában a regionális piacokon, kapacitásaukciókon, transzparensen kialakult piaci ártól függ. Gyakori, hogy az eladó az előbbi értékesítési csatornákon várhatóan kialakuló árakra vonatkozó várakozásai alapján egy adott időszakra állandó, vagy nyilvános adatok alapján számítható árakat ajánl meg, beszámítva a menetrendtől való eltérés alapján fizetendő kiegyenlítő energia díját és a fogyasztó kiszolgálásának költségeit (minimális kereskedői árrés) is. Háztartási fogyasztók esetében szokásos az ársapka (az ár maximumának) meghatározása vagy árképlet előírása, a kiszolgálási díj külön történő feltüntetése. A fogyasztók, a tervezhetőség érdekében, egy adott időszakra állandó árakban történő megállapodást részesítik előnyben. A szabályozástól függően, az energiadíj része lehet a megújuló forrásokból vagy kapcsoltan termelt villamos energia piacra jutását elősegítő kötelező átvétel keretében vásárolt villamos energia termékösszetételtől, mennyiségtől függő változó átlagos költsége is. • Átviteli díj. Az átviteli hálózathoz történő hozzáférésért fizetendő, az átviteli hálózat fenntartásának, működtetésének, fejlesztésének költségeit fedező, szabályozó hatóság által megállapított vagy a hatóság által jóváhagyott összefüggés alapján számított díj. • Rendszerirányítási díj. A rendszerüzemeltető működési költségeit fedező, szabályozó hatóság által megállapított díj. • Rendszerszintű szolgáltatások díja. Az ellátásbiztonság érdekében a rendszerüzemeltető által lekötött, igénybevett források (különféle tartalékok) költségeit fedező díjelem. Nagyságának megállapítására a tartalékpiacon kialakult árak, ilyen piac hiányában a szabályozó hatóság által megállapított (vagy jóváhagyott, illetve elismert) költségek alapján kerül sor. • Elosztási díj. Az elosztó hálózathoz történő hozzáférésért fizetendő, az elosztó hálózat fenntartásának, működtetésének, fejlesztésének költségeit fedező, szabályozó hatóság által megállapított vagy a hatóság által jóváhagyott összefüggések alapján számított díj. • Közterhek. Részben a villamos energia szolgáltatáshoz kapcsolódó jogosultságok költségét fedező, részben az energiapolitikai célok

117

megvalósítását, központi forrásképzést elősegítő díjelemek, adók. Jellemző fajtái lehetnek: o Forgalmi adó, a közvetlen költségek (energiadíj, hozzáférési, rendszerüzemeltetéssel kapcsolatos díjak) arányában, a tagállami szabályozásnak megfelelően. o Koncessziós díj a helyi önkormányzat(ok)nak, a szolgáltatási jog átengedéséért fizetendő, az értékesített villamos energiával arányosan vagy más módon számított díj. o Energiaadó, az energiahatékonyság ösztönzésére, energiapolitikai célok megvalósítására gyűjtött központi forrás fedezete állandó díjelemmel vagy az energiadíjjal esetleg a számla végösszegével arányosan. o Kapcsolt villamos energia átvételét támogató díjelem, a nagy hatékonyságú, kapcsoltan termelő egységek piacra jutásának keresztfinanszírozására. o Megújuló energiaforrásokból értékesített villamos energia átvételét támogató díjelem a villamos energia piacra jutásának keresztfinanszírozására. Az utóbbi két díjelem a szabályozói döntéstől függően lehet állandó (a központilag meghatározott nagyságú forrás forgalomarányos finanszírozására), vagy a kapcsolt és megújuló erőművekből aktuálisan értékesített villamos energia keresztfinanszírozásához szükséges változó nagyságú. Utóbbi esetben, a díjszámítás, az értékesített mennyiség alapján, a szabályozás által meghatározott módon (általában havonta) történik. o Átállási díj, a piacnyitás következtében ellehetetlenült erőművek befagyott költségeinek (5.5. szakasz) finanszírozására. o Szénbányászati szerkezetátalakítási támogatás (szénfillér), a versenyképtelen bányák ellátásbiztonság történő Fogyasztói ár költségszerkezete (2007)érdekében működtetésére, tervszerű bezárásuk keresztfinanszírozására. Elosztói díj 23%

Szénfillér Szolgáltatási díj 2% 1%

Átviteli dij 4% Rendszerszintű szolg. díja 3% Rendszerirányítási díj 0%

Energia díj 56% KÁP 8% Átállási díjelem 3%

5.1. ábra Átlagos fogyasztói költségszerkezet 2007-ben Áralakulás (2008-):

A előbbiek alapján a fogyasztók által fizetett díj piaci áraktól függő, transzparensen Energia: ~40% Regionális ár x Forint árfolyam + ~60% Költség kialakuló díjelemekből, természetes monopóliumot képező hálózatokhoz történő Egyéb: a~Infláció Infláció + ~19% Gázár x általában Forint árf.+ az ~8% indokolt Forint árf. költségek hozzáférésért, Költség: rendszer ~73% használatért fizetendő, alapján szabályozott díjelemekből és a helyi hatóságok, tagállamok által közteherként beszedett díjelemekből, valamint feljogosított fogyasztóknál a kiszolgáló kereskedő által felszámított, saját működését fedező díjból tevődik össze. A 2007. évi hazai költségszerkezetet az 5.1. ábra mutatja. A transzparens közterhek − KÁP (a kapcsolt és megújuló termelés kereszt-finanszírozására), Átállási díj, Szénfillér − 12%-ot tettek ki. E mellett egyes erőműveknek fizetett árak is tartalmazhattak keresztfinanszírozást, az erőmű hőszolgáltatásához kapcsolódóan. Az átlagos

118

európai háztartási fogyasztói költségszerkezet közepes nagyságú fogyasztókra az 5.2. ábrán látható [5.1]. A vázolt időszakban az energia költségek és kiszolgálás részaránya 2, a hálózati költségek részaránya 1 százalékkal csökkent, a közterhek részaránya 3 százalékkal nőtt. Van olyan tagállam, ahol a „közterhek” aránya meghaladja az egyéb tételek arányát. Ennek alapvető oka a megújuló energiatermelés bővülésének intenzív ösztönzése. 100 90

23,5

23,1

25,5

25,4

26,4

31,2

31,6

31,5

31,0

30,3

Részarány (%)

80 70 60

Közterhek Hálózati költségek

50 Energia költség és fogyasztói kiszolgálás

40 30 20

45,3

45,3

43,0

43,6

43,2

2008

2009

2010

2011

2012

10 0

5.2. ábra Átlagos háztartási fogyasztói költségszerkezet 2500-5000 kWh/év fogyasztásra az EU tagállamaiban [5.1] Erőművek költségszerkezete: A hazai költségszerkezeten belül a legnagyobb tételt az energiaköltségek tették ki. Az energiapiacokon az erőművek piacra lépési hajlandósága, ára határozza meg az árszínvonalat. Erre tekintettel indokolt, hogy az erőművek költségszerkezetét részleteiben is bemutassuk. Korábbi tanulmányok alapján ismert, hogy a költségek alapvetően két kategóriába, a termeléstől függő, változó költségek, és a termeléstől független állandó költségek kategóriájába oszthatók. Az iparági gyakorlat alapján: • Termeléstől függő (változó) költségek: o Üzemanyag (tüzelőanyag) költség o Segédanyagok (víz, vegyszer stb.) költsége o Széndioxid kvóta beszerzési költsége o Maradvány (hamu, gipsz stb.) elhelyezési költsége o Változó karbantartási, üzemeltetési költségek • Állandó költségek o Értékcsökkenési leírás o Állandó karbantartási, üzemeltetési költségek o Üzemanyag, tüzelőanyag állandó költsége o Bezárásra, rekultivációra történő elhatárolások o Igazgatási költségek o Egyéb állandó költségek (bérletek, biztosítások, adók stb.) o Tőkeköltségek (kamatok, részletek, osztalék) Költséggörbék: Az egyes erőműtípusok költségszerkezete lényegesen eltérő lehet. Nagy fajlagos beruházási költség esetén (atomerőművek, széntüzelésű erőművek) nagy az állandó költség, ugyanakkor (különösen atomerőműnél) alacsony a változó költség. A szénhidrogén tüzelésű erőműveknél lényegesen kisebb lehet az állandó

119

költség, de nagyobb a változó költség, míg nyílt ciklusú csúcs gázturbináknál kicsi az állandó költség, de nagy a változó költség. A költségszerkezet ábrázolása, jól áttekinthetően, az egységteljesítményre vonatkoztatott éves költségeket a kihasználási óraszám függvényében bemutató költséggörbékkel (screening curve, 5.3. ábra) lehetséges. 300000

Éves költség (Ft/kW,év)

250000

200000

150000

100000 Atom Földgáz Lignit Kőszén

50000

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Kihasználási óraszám (h/év)

5.3. ábra Éves költség görbék Az 5.3. ábrán irodalomból származó adatok alapján, alap és menetrendtartó erőművekre, példaként, vázolt költséggörbéknél 40 €/t széndioxid kvóta (ETS) költséget vettünk figyelembe, a ligniterőmű állandó költsége integrált bánya költségeit is tartalmazza. A költséggörbe egy pontjához tartozó, (0,0) pontból kiinduló iránytangens a ponthoz tartozó kihasználási óraszám melletti átlagos költség (Ft/kWh). Ezek az átlagos költségeket, a kihasználási óraszám függvényében, bemutató 5.4. ábrán láthatók. Megfigyelhető, hogy a kihasználás növekedésével az átlagos költségek csökkennek.

Átlagos költség (Ft/kWh)

50

45

40

35

30

25 4000

Atom Földgáz Lignit Kőszén

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

Kihasználási óraszám (h/év)

5.4. ábra Átlagköltségek a kihasználási óraszám függvényében A költséggörbék alapján az erőművek használati jellege is megítélhető. A kis változó költségű egységek (5.3. ábrán atomerőmű) nagy kihasználással, alaperőmű üzemmódban, a közepes változó költségű egységek menetrendtartó üzemmódban, míg a nagy változó költségű egységek csúcserőmű üzemmódban értékesíthetnek. Meglévő erőmű esetén a piacra lépés szempontjából az állandó költségnek nincs 120

jelentősége, az 5.3. ábrán vázolt hagyományos erőművek közül a ligniterőmű változó költsége kisebb (a költséggörbe laposabb), mint a másik két erőműé, így Fajlagos költségek 1. Fajlagos költségek 3 kihasználása nagyobb lehet. 300

Átlagos költség (€/MWh)

250 200 150

Hálózatfejlesztés Tőkeköltség Fix O&M Változó O&M+F

100 50 0

Forrás: Energy Information Administration,átlagolt Annual Energy Outlook, 2011, 5.5. ábra Gazdasági élettartamra költségek (Levelized Cost of Electricity, December 2010 DOE/EIA-0383(2010) LCOE, 2018-as üzembelépés, 2011-es árszinten) [5.2]

Az előbbi költséggörbék elkészíthetők az erőmű gazdasági élettartamára átlagolt átlagértékekkel (5.5. ábra), vagy az aktuális üzleti terv adatai alapján, a tervezett folyó költségekkel. Beruházási döntések előkészítésénél az előbbi, a folyó működést érintő döntéseknél az utóbbi költségszámítás szokásos. A beruházások előkészítésénél szokásos számításokra a 9. fejezetben térünk ki. Határköltségek: A költségszerkezetnél vázolt csoportosítás termelők esetén a gondolkodást, mozgásteret is meghatározza. Liberalizált körülmények között a termelők csak akkor lépnek piacra, ha úgy tűnik, hogy a piaci árak majd fedezik többlet költségeiket. Amennyiben a berendezés indítására is szükség van a piacra lépéshez, akkor a várható piaci árnak az átlagos üzemeltetési többletköltségek és a várható üzemidőre átlagolt indítási költségek átlagának összegét is meg kell haladni. Üzemelő berendezés terhelésének változtatásánál is mértékadó, hogy a többlettermelés többletköltségét fedezze a piaci ár vagy a terhelés csökkentéséből adódó megtakarítás nagyobb legyen a piaci árbevétel csökkenésénél. Az egységnyi terhelésváltozáskor bekövetkező költségváltozást szabatosan a határköltség, a költséggörbe deriváltja, az egységnyi többlettermelés költsége, illetve az egységnyi termeléscsökkenés esetén elérhető megtakarítás jellemzi. A piacra lépésnél, terhelésváltozásnál csak a változó költségek változnak43, az ekkor számítható deriváltat rövid távú határköltségnek (Short Run Marginal Cost, SRMC) nevezzük. A határköltségeket nem szabad összetéveszteni az átlagos költségekkel. Utóbbi egy adott termeléshez tartozó összes költség és a termelés hányadosa, míg a határköltség a költséggörbe adott termeléshez tartozó pontjának iránytangense. 43

Eltekintve attól, hogy a berendezés üzemeltetése a berendezés fizikai és így gazdasági élettartamát is befolyásolja, így az állandónak tekintett költségekre is hatása van. Ezeket a hatásokat csak ritkán veszik figyelembe a határköltség számításánál. A hazai, Lévai András által megalapozott iskola a rövid távú határköltségre a differenciális növekmény költség, a gyakorlatban egyszerűsítve a növekmény költség elnevezést használja.

121

Miután a változó költséget meghatározó elemek közül legjelentősebb tüzelőanyag (fűtőanyag) költség a termelő egység fajlagos hőfogyasztásától függ, amely a terhelés függvényében változik, a rövidtávú határköltség is változik az egységek teljesítménye függvényében. Ebből adódóan a határköltség görbe általában U alakú, és mind az átlagos változó költség mind az átlagos költség görbét azok minimumánál metszi [5.3]. A rövidtávú határköltség alakulása a termelő maximális termelésre vonatkozó döntését is befolyásolja (5.6. ábra). A termelő csak addig a teljesítményig lép piacra, amíg a többlettermelés is profitot hoz [5.4]. A könnyű kezelhetőség érdekében, példaként C(q)  a0  a1 q  a2 q2 alakú, másodfokú költségfüggvényt feltételezve,

C ( q) a0   a1  a2 q q q

az átlagköltség

5.2

C ( q)  a1  2 a2 q q Feltételezve P paci árat, a qopt határtermelés a a határköltség

P

5.1

5.3

C ( q)  a1  2 a2 q q

5.4

összefüggésből qopt  ( P  a1 ) / 2 a2

5.5

Az ekkor elérhető profit

 opt  P qopt  C (q opt ) 

( P  a1 ) 2  a0 2 a2

5.6

80

Átlagköltség (€/MWh)

70

Pici ár, költségek (€/MWh)

Határköltség (€/MWh) 60

Piaci ár

50

40

30

20

10

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Termelés (MW)

5.6. ábra Piaci ár, átlagköltség, határköltség kapcsolata [5.4]

122

Az előbbi ( a0 =300 €/h, a1 =30 €/MWh, a2 =0,08 €/MW 2,h, állandójú) másodfokú költségfüggvény figyelembevételével számított átlagos költség és határköltség lefutását az 5.6 ábra mutatja. Ebben az esetben a határköltség görbe csak első fokú, nem az általában szokásos U alakú. P =45 €/MWh piaci ár feltételezésével az optimális kiterhelés qopt =93,75 MW-ra, az ennél elérhető profit 403,1 €/h-ra adódott. Új erőmű egység rendszerbe lépésénél (amikor az igények a meglévő forrásokból már nem elégíthetők ki) az egységnyi többlettermelés növekedés az állandó költségek növelését is igényli. Hasonlóan, erőmű egységek leállítása állandó költség csökkenéssel is jár. Ilyen esetben, a határköltséget az összes költség, kapacitásbővítés utáni és előtti, nettó jelenérték különbségének a bővítésből adódó többlettermelés nettó jelenértékére vonatkozó hányadosa44 adja, amelyet hosszú távú határköltségnek (Long Run Marginal Cost, LRMC) nevezünk [5.5]. Leállításnál a költségek nettó jelenérték különbözetének és a termeléscsökkenés nettó jelenértékének hányadosa adja LMRC értékét. A napi gyakorlatban, a piaci döntéseknél, liberalizált körülmények között, a rövid távú határköltség játszik fontos szerepet. A hosszú távú határköltség számítás, a liberalizációt követően, az energiapolitikai célkitűzések, egyéni beruházási döntések hatásának nemzetgazdasági szintű értékelésére, illetve az egyéni beruházási döntések saját termelői portfólió átlagos versenyképességére gyakorolt hatásának elemzésére használható. A termelő (erőmű), mint gazdasági társaság működéséhez az állandó költségek fedezetére is szükség van. Ezekre is fedezetet nyújtó bevétel hiányában, a termelőnél fizetési nehézségek jelentkeznek, működését ideig-óráig hitelekkel, fizetési átütemezésekkel talán fenn tudja tartani, de tartósan nem. A bevételhiány szempontjából különbséget kell tenni a tőkeköltségeket is tartalmazó vagy anélküli állandó költségek között. Ugyanis ha a bevétel a tőkeköltségek nélküli állandó költségeket fedezi, a társaság életképes lehet, hiszen minden folyó kiadás finanszírozhatónak tűnik. Ilyen esetben a (létesítéshez felvett hitelt) finanszírozó bankok általi átvétel jöhet szóba, mint megoldás, és a finanszírozók döntésétől függ, hogy a vagyon működtetését fontosnak tartják-e, arra is tekintettel, hogy a piaci viszonyok esetleges változása a későbbiekben lényegesen javíthatja majd a megtérülést. 5.2.

Piacok működése, energia-, kapacitás piacok

Nagykereskedelmi piac működése: A standard modell elemei között szerepel az elegendő számú, versenyző termelő, ellátó, illetve a kereskedési lehetőségek megteremtése. Az liberalizációt követő energiapiacok jellemzésére gyakran előfordulnak a versenypiac, versenyző piacok szavak. Ezek nem a termelők és a fogyasztók közötti versenyt, hanem a termelők közötti versenyt jelölik [5.7], a piacra jutás (értékesítés) érdekében. Az eladás érdekében, a másik fogyasztójának megszerzésére, annak ára alá ajánlanak. Erre azonban csak addig van hajlandóságuk, amíg áruk le nem csökken a határköltségükre. Ez alatt értékesítésük 44

Az összes költség függvény differenciálhányadosa (deriváltja) helyett, a többletkapacitásnak megfelelő lépésközre vonatkozó differenciahányadosa kerül kiszámításra, mivel a technikai adottságokból adódóan a bővítésre, vagy leépítésre csak az előforduló (forgalomban lévő) egység teljesítményekkel kerülhet sor.

123

veszteséges lenne, így tartósan a határköltség alatti értékesítést nem vállalhatnak. Ebből adódóan, kellő számú versenyző esetén, a jól működő nagykereskedelmi energia piacokon, a közgazdasági elmélet szerint, a termelők rövidtávú határköltségükön értékesítenek, a piaci ár a termelők sorba rendezett határköltség „görbéje” mentén mozog. A piaci ár az igények kielégítéséhez még éppen szükséges forrás rövidtávú határköltségével45 lesz egyenlő (5.7. ábra). Miután az egyes termelők határköltsége különböző, a piaci ár az igények kielégítéséhez szükséges források függvényében változik, nagyobb igényeknél egyre jobban növekszik. A piaci Piacra lépés, árak árat meghatározó határköltségnél olcsóbban termelő erőművek saját határköltségeik felett többletbevételhez jutnak, amely hozzájárul állandó és tőkeköltségeik fedezéséhez. Paci ár

Nagy igény

SRMC

Kis igény

Keresleti görbe

? Kínálati görbe Fix költségek+ profit fedezete Változó költség (piacra lépési ár) Kereslet, kínálat

5.7. ábra Termelők piacra lépése, piaci ár kialakulása46 Előfordulhat, hogy az igény eléri a rendszerben meglévő összes egység teljesítőképességét és a legnagyobb határköltségű erőmű is lehívásra kerül. További igénynövekedés esetén, további forrás hiányában, a kereslet-kínálat közötti egyensúly a fogyasztás korlátozásával vagy a fogyasztói igények keresleti árnövekedés miatti csökkenésével áll be (5.8. ábra). Ilyen szűkösség47 esetén a fogyasztók csak addig kívánnak vételezni, amíg az egyensúlyi ár el nem éri a nem szolgáltatott energia (VOLL, Value of Lost Load, 3.17. szakasz) értékét. Ez lényegesen nagyobb lehet a legnagyobb határköltségű termelő piacra lépési áránál, így az ilyen, évente rendszerint csak néhány óráig tartó helyzetben, a legdrágább termelők is többletbevételhez juthatnak, amely elégséges lehet állandó és tőkeköltségeik fedezetére. Ezáltal kellő ösztönzés lehet új szereplők piacra lépésére. 45

A gyakorlatban a rövidtávú határköltséget, gyakran leegyszerűsítve, az 5.3 összefüggés alapján végzett számítás helyett a termelő változó költségeivel veszik figyelembe, amelyekhez a berendezés várható indítási, leállítási időpontja közötti, várható termelésére vonatkoztatott indítási, leállítási költségeit is hozzászámítják. 46 A kínálati görbét az egyes erőmű egységek változó határköltség görbéje helyett szakaszonként állandó piacra lépési árakkal rajzoltuk meg. Ha a keresleti görbe a kínálati görbe függőleges szakaszát metszi (szakadás van a kínálati görbében), az árat meghatározó határköltség nem lesz azonos sem a bal oldali, sem a jobb oldali határköltséggel. Ilyen esetre [5.7] alapján a szakadások nagy meredekségű (a bal és jobb oldal között például 0,5-1 MW teljesítménynövekedést feltételezve) folyamatos görbével való helyettesítése jöhet szóba. A keresleti görbe meredeksége a fogyasztók árrugalmasságától függ, amely egy adott árváltozáshoz tartozó fogyasztásváltozás százalékban kifejezett értékének és az adott árváltozás százalékban kifejezett értékének hányadosa. Megkülönböztethető a hosszú és rövid távú árrugalmasság. Előbbi a villamos energia árváltozásnak a keresletre hosszabb távon kifejtett hatását jellemzi, utóbbi a napi piacokon megfigyelhető hatást. Piaci tapasztalatok hiányában, megbízható adatokkal az árrugalmasságra vonatkozóan nem rendelkezünk. 47 A fogyasztói igénynövekedés következtében kialakuló szűkösséget meg kell különböztetni attól a helyzettől, amikor a termelők az árak növelése érdekében forrásokat vonnak ki a piacról.

124

Elméletileg tehát a villamosenergia-ellátás hosszútávon is megoldhatónak tűnik csak Önkéntes csökkentés ↔ gördülő korlátozás jól működő energiapiacok alapján.

Költségek, piaci ár

Korlátozási kár (~9 €/kWh) Önkéntes fogyasztáscsökkentés

Árplafon???

Korlátozás

Igen nagy igény vagy forráshiány

Kereslet, kínálat

5.8. ábra Ár kialakulása a forrásokat meghaladó igények esetén Az előbbi megfontolások azonban nem veszik figyelembe a bizonytalanságokat, amelyek mind rövid, mind hosszabb távon jelentkezhetnek. Rövid távon az igények az időjárástól, a fogyasztói berendezésektől függnek elsősorban, és árrugalmasságuk néhány nagyobb fogyasztót kivéve minimális. Hosszabb távon a gazdasági növekedés, az átlagos árszínt, a villamos technológiák elterjedése, energiahatékonyság változása befolyásolja az igényeket. Forrás oldalon, rövid távon elsősorban az erőművek rendelkezésre állásában, hosszabb távon energiahordozó árakban, regulációs, beruházási környezetben, árvárakozásokban, régi erőművek leállításában, új erőművek piacra lépésében lehetnek nagy bizonytalanságok. Az előbbiekből adódóan a villamos energia árakban mind rövid, mind hosszabb távon lényeges ingadozások lehetnek. Az árak volatilitása meghaladhatja a más piacokon megszokott mértéket. A rendelkezésre álló források összetétele a piacnyitás kezdetén a korábbi, integrált társaságok által, a legkisebb költség elve alapján, kialakított, alap-, menetrendtartóés csúcserőművekből álló szerkezetnek felelt meg. A piacnyitást követően a szerkezet lényegesen változhatott, hiszen az újonnan piacra lépő befektetők az általuk valószínűsített piaci várakozásoknak megfelelő erőműveket építettek, amelyek kiszorítottak versenyképtelen, öregebb erőműveket. Összességében a beépített kapacitás a rendszerirányítók számára szükséges, különféle tartalékok miatt általában nagyobb a fogyasztók csúcsigényénél. Erre a különféle üzemzavarok – és nem a piaci árnövekedés – miatti gördülő kikapcsolások vagy hálózat szétválások megelőzésére is szükség van. Így a valóságban általában nem alakul ki az előzőekben vázolt szűkösség, és az árak alakulása is eltér a szűkösség esetére vázolt folyamattól. Az üzemi tartalék ára azzal az haszonáldozat (opportunity) költséggel egyenlő, amely az erőműnél az üzemeléshez viszonyítva a tartalékban állás miatt felmerül. Az áralakulás előbbiekben vázolt hatását példán mutatjuk be. Feltételezzük, hogy a vizsgált rendszerben háromféle erőműtípus (5.1. táblázat): alap-, menetrendtartó- és csúcserőmű van, optimális összetételben. Utóbbi azt jelenti, hogy a rendszerszintű költségek minimumának biztosítására, az egyes erőművek üzemideje a

125

költséggörbék metszéspontjai, teljesítménye a metszésponti üzemidőkhöz tartozó éves tartamgörbe értékek alapján adódik ki (5.9. ábra). 5.1. táblázat Rendelkezésre állási Üzemeltetési Üzemidő Teljesítmény költségek költségek (h/év) (MW) (€/MW,év) (€/MWh) 0-8760 300000 10 4474 0-5000 150000 40 1087 0-625 50000 200 439

Alaperőmű Menetrendtartó erőmű Csúcserőmű

Az éves csúcsterhelés 6000 MW, a tartamgörbét a  kihasználási óraszám függvényében a következő, harmadfokú, összefüggés írja le:

P  6000 - 1,2958E - 08 3  1,6354E - 04 2 - 7,9888E - 01 A kiadódott üzemidők és teljesítmények az 5.2. táblázatban láthatók.

5.7

7000

439 MW Teljesítmény (MW)

6000

1087 MW

5000

5561 MW 4474 MW

4000 3000 2000 1000 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

7000

8000

Kihasználási óraszám (h/év)

500000

Költség (€/MW,év)

400000

300000

200000

Alaperőmű Menetrendtartó erőmű

100000

Csúcserőmű

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Kihasználási óraszám (h/év)

5.9. ábra Optimális forrásszerkezethez tartozó költséggörbe és az éves tartamdiagram kapcsolata 5.2. táblázat

Alaperőmű Menetrendtartó erőmű Csúcserőmű Összesen

Éves Üzemeltetési Állandó termelés költség költség (MWh/év) (M€/év) (M€/év) 37043170 370,4 1342,2 2302321 131158,4 39476649

92,1 26,2

163,05 21,95

Összes Piaci Hiányzó Fajlagos költség árbevétel bevétel bevételhiány (M€/év) (M€/év) (M€/év) (€/MW,év) 1712,6 1488,9 223,7 50000 255,1 48,2 2016,0

200,8 26,2 1716,0

54,4 22,0 300,0

50000 50000

Miután az együttes teljesítőképesség azonos a csúcsigénnyel, a maximális piaci árat a csúcserőmű határköltsége fogja meghatározni, ezen erőműnél az állandó költségekre semmi bevétel nem képződik (a piaci árbevétel azonos az üzemeltetési költséggel), de az egyéb erőműveknél is kisebb az árbevétel (5.2. táblázat) az összes költségeknél. Azaz az optimális rendszerösszetételnél a tisztán energiapiacon elérhető, piaci árbevétel nem fedezi egyetlen termelő összes költségét sem. A fajlagos bevételhiány minden erőműtípusnál azonos lesz, hiszen a csúcserőmű üzemeltetési időszakában a piaci ár a fajlagos bevételhiánnyal kisebb az

126

állandó költségeket is fedező értéknél. Az előzőekből adódóan nincs ösztönzés új erőművek létesítésére, mivel a befektetések megtérülése nem várható. Ehhez legalább 50000 €/MW,év többletbevételre lenne szükség. Vagy ekkora (a legutoljára piacra lépő egység kapacitásdíjával megegyező) kapacitásdíjat kellene téríteni minden, az éves csúcsterhelés időpontjában működő erőműnek vagy valamilyen más piaci mechanizmussal az energiadíjakat kell megnövelni a hiányzó bevétel pótlására. Feltételezve a fogyasztói igények rugalmasságát (a DSM, Demand Side Management hatását), a csúcserőmű teljesítménye a vizsgált elméleti esetben csökkenthető. Az ideális állapot eléréséhez szükséges csökkentés az előbbiekkel azonos módon, a nem szolgáltatott energia (VOLL) értékének megfelelő, 0 €/MW,év állandó költségből induló költséggörbe és a csúcserőmű költséggörbéje metszéspontjának megfelelő üzemidőhöz tartozó tartamgörbe teljesítmény alapján határozható meg. VOLL értékét 9000 €/MWh-ra felvéve  =5,68 óra hiányidőtartam, 4,5 MW-al kisebb, 434,5 MW csúcserőmű teljesítőképesség adódik. A fogyasztói igények árnövekedés hatására bekövetkező csökkenése levágja a tartamdiagramot, a csúcsigényt 5995,5 MW-ra csökkentve. Az erőművek árbevétel növekedésének forrását, az 5,68 óra időtartamban, a fogyasztói igények 4,5 MW-al való önkéntes (fogyasztói rugalmasságon alapuló) csökkentéséhez alkalmazandó, 9000 €/MWh nagyságú piaci árból adódó (9000-200) €/MWh többletbevétel adja. Az ekkor elérhető árbevétel (5.3. táblázat) már fedezi a termelők összes költségeit. 5.3. táblázat

Alaperőmű Menetrendtartó erőmű Csúcserőmű Igénycsökkentés Összesen

Éves termelés/ Üzemeltetési igénycsökkentés költség (MWh/év) (M€/év) 37043170 370,43 2302321 131145,7 12,68 39476649

92,09 26,23

Állandó költség (M€/év) 1342,20 163,05 21,73

Összes Piaci költség árbevétel (M€/év) (M€/év) 1712,63 1712,63 255,14 47,95

255,14 47,95

2015,73

2015,73

A VOLL 9000 €/MWh értékét a villamos energia kimaradásakor bekövetkező fogyasztói károkkal összefüggésben korábban bemutatottak alapján vettük figyelembe. Kisebb VOLL értéknél hosszabb igénycsökkentési időtartam és ezzel nagyobb teljesítménycsökkentési igény adódna. Miután a VOLL tényleges értéke a fogyasztók összetételétől függ, nagysága piaconként eltérő lehet, így a fogyasztói igénybefolyásolás, elvárt teljesítményigény mérséklés nagysága is különböző lehet. Ezen túlmenően attól is függhet, hogy a fogyasztók kapnak-e előzetes figyelmeztetést, felhívást, vagy csak spontán, esetleg gördülő kikapcsolással következik be az igénycsökkentés és mekkora az alkalmankénti hossza. Joskow [5.6] mások közleményei alapján 50000, sőt 267000 $/MWh VOLL értékről is említést tesz. 5.4. táblázat

Alaperőmű Menetrendtartó erőmű Csúcserőmű

Állandó költségeket fedező árbevétel aránya (%) Határköltség alapú VOLL árazással, árazással fogyasztói rugalmassággal 83,3 16,7 66,7 33,3 0 100,0

127

A határköltség alapú árazással, illetve a fogyasztói rugalmasság kihasználásával elérhető, állandó költségek fedezéséhez szükséges árbevételek arányát az 5.4. táblázat mutatja. Látható, hogy egyre nagyobb hányad származik a fogyasztók önkéntes terheléscsökkentésének eléréséhez szükséges árazásból. Nyilvánvaló, hogy a szűkösség idején alkalmazható ár korlátozása (például szabályozott ársapka alkalmazásával) csökkentheti a rugalmasságot, így nem következik be a szükséges igénycsökkenés és nem képződik meg az összes költségek fedezetéhez szükséges árbevétel. A fogyasztók kellő ösztönzése hiányában az önkéntes fogyasztás csökkentés nem következik be és forrásszűke esetén a rendszerirányítónak gördülő kikapcsolással kell az igényeket korlátozni. Elméleti esetben48, minél kisebb az ársapka értéke, annál hosszabb lesz a gördülő kikapcsolás időtartama. Így a nem szolgáltatott energia értéke alatti ársapka alkalmazása a szolgáltatás minőségét rontja. A piac működése szempontjából lényeges kérdés, hogy az előbbi alapelvek mentén kialakuló piaci árak vajon ösztönzik-e új kapacitások belépését és a rendszer folyamatos megújítását. Erre nyilvánvalóan csak akkor van ösztönzés, ha az újonnan piacra lépő egységek megtérülése a piaci várakozások alapján valószínűsíthető. Miután a kombinált ciklusú gázturbinás egységeknél a fejlesztések következtében folyamatos a hatásfok javítása, azonos tüzelőanyag költségek esetén az újabb egységek olcsóbban, így sorrendben előbb tudnak piacra lépni, likvid piacok esetén nagy számban építettek ilyen egységeket49, ezért úgy tűnt, a csak energia kereskedelmen alapuló piacok jól működnek. Megelőző napi árak tartamdiagramja (2007.)

Földgázerőmű Ligniterőmű

Atomerőmű

5.10. ábra Árbevétel lehetősége a napi árak 2007. évi tartamdiagramja alapján 12

Az egyes erőművek által a ténylegesen működő piacokon elérhető árbevétel nagyságát a napi árak tartamdiagramja alapján (5.10. ábra) lehet megállapítani. Az 48

A valóságban a piacnyitás kezdetén, az esetek többségében, általában kapacitásfelesleg volt. A megújuló erőművek építésének támogatása is kapacitásfelesleget eredményez. Így a közgazdasági elméletek alapját képező eset: az igényekkel egyező, vagy annál a bemutatottak szerint kisebb forrás, néhány esettől eltekintve, általánosan Európában nem áll fenn. Így az erőművek az 5.2. táblázatban megjelölt hiányzó bevételt nem tudják pótolni, olyan erőművek is lehetnek, amelyek egyáltalán nem tudnak piacra lépni. A bevételhiányos erőművek leállítására azonban csak fokozatosan kerül sor, így az elméleti állapot megközelítése Európában általában felülről történik. Ezért néhány száz €/MWh-t meghaladó árszint még nem is alakult ki. 49 Például Magyarországon a gönyűi, Dunamenti G3 egységek, illetve a régebbi csúcserőművek kiváltására az ajkai, aeroderivatív egységek.

128

egyes erőműtípusokra berajzolt átlagos piacra lépési ár (SRMC) feletti, ár tartamdiagram alatti terület adja az állandó költségek fedezetére fordítható többletbevételt. Bevételhiány: Az utóbbi időben azonban – elsősorban a Németországban politikai szintre emelt „Energiafordulat” következtében gyorsan növekvő, kötelező átvétel körébe tartozó, időjárásfüggő megújuló erőművekből származó termelés hatására – a villamos energia árak nagyon lecsökkentek és az 5.2. táblázatban bemutatottakhoz hasonlóan a hagyományos erőművek bevételei nem fedezik a költségeket. A bevételhiány egyrészt a hagyományos erőművek kínálati görbéjének – a gyakorlatilag zérusnagyságú növekményköltségen belépő megújuló erőművek hatására bekövetkező – jobbratolódása (5.11. ábra), másrészt a támogatott erőműépítések következtében kialakuló kapacitásbőség eredményeként, a szűkösség (és ebből eredő árbevétel többlet) elmaradása miatt alakul ki. Kellő bevétel hiányában a meglévő, az ellátásbiztonság érdekében rendszerben tartandó erőművek ellehetetlenülnek, a tulajdonosok rákényszerülnek időleges vagy végleges leállításukra. Így a hagyományos erőművekbe történő új befektetések megtérülése sem valószínűsíthető. E mellett, a 2008-as pénzügyi válságot követően, a megtérülések szempontjából kedvezőtlen tapasztalatokat is látva, a finanszírozási lehetőségek lényegesen romlottak, a bankok szigorúbb feltételeket támasztanak az új projektekkel és ezek befektetőivel kapcsolatban. Eközben több tagállamban szükség lenne a rendszer megújítására, több esetben a korábban létesített atomerőművek újakkal történő kiváltására. Erre üzleti alapon az előbbi környezetben aligha kerülhet sor. Több tagállam aggódik e miatt az ellátásbiztonság jelenlegi szintjének megőrzése Piacra miatt. lépés, A termelők árak költségeket fedező finanszírozására (a hiányzó bevétel pótlására) szükség lenne a rövid távú határköltségekből adódó bevétel mellett a szűkösségből adódó többletbevételekre is. Paci ár

Nagy igény Kis igény

Árcsökkenés

Kereslet, kínálat

Időjárásfüggő megújuló értékesítés

5.11. ábra Kínálati görbe eltolódása, piaci árcsökkenés A piacok hatékonyságának előrejelzésére, vajon megfelelő előrejelzést adnak-e új erőművek létesítésére, alkalmas egy feltételezett, új csúcserőmű üzleti lehetőségeinek vizsgálata: megtérülhetnek-e a költségei, néhány év alatt, energia és üzemi tartalék értékesítésből. A vizsgálatok természetesen bármilyen erőműtípussal (a szóba jöhető bevételi lehetőségek értékelésével) elvégezhetők. Indokolt kapacitások nagysága: Az ellátáshoz szükséges kapacitások nagyságára az 5.8. ábrával kapcsolatban megállapított mérték (a szükséges kapacitás a csúcsigények kielégítéséhez a nem szolgáltatott energia értékére megnövekvő 129

árszínt esetén megmaradó fogyasztói igénnyel azonos), nincs összhangban a rendszerüzemeltetők által, az ellátásbiztonság szokásos szintje érdekében, indokoltnak tartott teljesítőképesség nagyságával, amely minden esetben nagyobb az éves csúcsigénynél. A fogyasztók csak a vázolt közgazdasági elmélet szerint igényelt kapacitást kívánnák megfizetni, amely lényegesen kisebb a gyakorlatban igényelt kapacitásnál. A magyarázatot a többletre az erőművek rendelkezésre állásával kapcsolatos bizonytalanságok (a legnagyobb igények környezetében mennyi erőmű áll ténylegesen rendelkezésre), a fogyasztók gördülő kikapcsolásainak, hálózatok szétesésének lehetőség szerinti elkerülése adja. Nagy üzemzavarok esetén – például Olaszország, 2003 – a piacok is ellehetetlenülnek, egyéni fogyasztó50, termelő oldali beavatkozásokra, így a kiesés tényleges társadalmi hatásainak piaci mechanizmusokkal történő mérséklésére sincs mód. A fogyasztók önkéntes fogyasztás-csökkentéssel reagáló, valódi piaci magatartásával számoló közgazdasági elmélet szerint szükségtelen az üzembiztonsági tartalékok rendszerüzemeltetők általi lekötése [5.6]. A gyakorlatban azonban a valódi piaci magatartás nem lehetséges, mivel a fogyasztás oldali gyengeségek (valós idejű mérés és számlázás, illetve egyes fogyasztók fogyasztásának valós idejű központi ellenőrzése hiányában [5.7]):  A fogyasztók nem ismerik az aktuális piaci árakat, így elméletileg sem tudnak beavatkozni.  Az okos mérők elterjedése után az árak elméletileg megismerhetővé válnak, a fogyasztóktól azonban nem lesz elvárható, hogy folyamatosan, beavatkozásra készen figyeljék a villamosenergia-piacot.  Informatikai eszközökkel is csak kis hatás lesz elérhető, mivel a tapasztalatok alapján a csúcsigények döntő része teljesen rugalmatlan. A fogyasztók szűkösség esetén tehát nem tudnak51 önkéntes igénycsökkentéssel hozzájárulni a kereslet-kínálat egyensúlyának biztosításához. A társadalom és politika számára elfogadhatatlan bármely, gördülő kikapcsolás kockázatával együtt járó fenyegetés. Így a megbízhatóság, és az ezt szolgáló, a kockázatokat minimalizáló, rendszerszintű üzembiztonsági tartalékok szükség szerinti rendelkezésre állása, közérdeket szolgáló közjónak tekinthető, amelyet nem lehet csak a piacra bízni [5.6]. Az üzembiztonsági tartalékok nagyságát a várható kiesési valószínűségek és fogyasztói kár figyelembevételével kell megállapítani (lásd 3.2. szakasz). Mint arra utaltunk (3.9. ábra), az ENTSO-E a csúcsigények és az üzembiztonsági tartalékok összege felett, jelenleg, még 5% maradó teljesítőképességet vár el. A megbízhatóság jellegével kapcsolatban más oldalról elindulva is azonos eredményre jutunk. Ugyanis a villamos energia, mint áru jellemzőiről korábban ismertetettek alapján a fogyasztók a csatlakozási teljesítménynek megfelelő megbízható szolgáltatást (vételezési lehetőséget) várnak el. A vételezett energiamennyiség a vételezési lehetőség kihasználásának eredményeként alakul ki. Az energiapiacokon az aktuális kihasználás után kell fizetni. A megbízhatóságra (amelyet – a hálózatok rendelkezésre állása mellett – a mindenkori igények 50

Kivéve a saját, házi, kisegítő generátor üzembe helyezését. Kivéve azokat a (nagyobb) fogyasztókat, amelyek technológiai folyamatai kellően rugalmasak és felkészültek az igényeik piaci áraknak megfelelő változtatására. Ezek azonban csak a fogyasztók kis hányadát teszik ki. 51

130

kielégítéséhez kellő mennyiségben rendelkezésre álló teljesítőképesség határoz meg) külön piac kellene, ilyen azonban nincs. A megbízhatóság piaci értékének hiányában a piac nem tudja meghatározni a szükséges kapacitás nagyságát [5.8]. Szűkösség üzemi tartaléktartás esetén is előfordulhat, ha a nagy termelő berendezések kiesése egybeesik, így elvileg ekkor is lehetőség lenne többletbevételek elérésére. A gyakorlatban a rendszerüzemeltetők belső szabályozásától függ, hogy mikor, milyen intézkedéseket kell végrehajtani. Előfordulhat, hogy feszültségcsökkentést hajtanak végre, vagy a határkeresztező kapacitásokon meglévő üzembiztonsági tartalék terhére átmeneti importot hoznak be. Előbbivel az igényt csökkentik, utóbbival a forrásokat növelik, így megelőzik a piaci árak VOLL értékére történő növekedését, ellehetetlenítve a szűkösség miatti többletbevételek elérését. Forráshiány vagy annak veszélye esetén a termelők oldaláról lehetőség lehet a később (5.3. szakasz) részletesen ismertetett módon a piaci erőfölény kihasználására, amely jelentős áremelkedésekhez, ezzel extra termelői bevételekhez vezethet. Az ennek megelőzésére gyakran alkalmazott ársapka (a maximális piaci árak nagyságának korlátozása) a befolyásolás mentesen kialakuló szűkösségek esetén is megakadályozza az indokolt termelői többletbevételek elérését. Kapacitáspiac szükségessége: Összességében [5.9] – mint az előzőekben bemutattuk – az energia piacokon a bevételek nem érik el a költségek teljes megtérüléséhez indokolt nagyságot. Ennek okai:  szűkösség esetén kialakuló árak korlátozására alkalmazott ársapka,  a jelentős piaci erő kihasználásának megakadályozására alkalmazott ársapka,  rendszerüzemeltetők által a nagy és gyors árnövekedések megelőzésére végzett beavatkozások,  a rendszerüzemeltetők által a piacon nem versenyző termelőktől beszerzett források,  versenyképtelen termelők rendszerüzemeltetők általi (esetleg hálózati okokkal – pl.: feszültségtartás – indokolható) rendszerben tartása,  nem liberalizált piacokon működő (pl.: ukrán) termelők értékesítése a versenypiacra. Így, a hivatkozott szerzők szerint, az energiapiacok önmagukban, valós feltételrendszerben elméletileg sem képesek a hiányzó bevétel biztosítására, ezzel a megbízható ellátáshoz szükséges forrásszerkezet folyamatos megújítására. Ezért az energiapiacok mellett kapacitáspiacokat is szükségesnek tartanak [5.8, 5.9]. A kapacitáspiac elmaradását többen52 a közgazdasági gondolkodásra vezetik vissza. 52

„Régóta ismert a jóslat, hogy a piacok biztosítani tudják a megbízhatósághoz indokolt kapacitás szintet, ha a szabályozók nem alkalmaznak ársapkát. Ez a nézet a probléma, a probléma hátterében. Ez az oka, hogy 15 év alatt a piactervezésben a beruházási probléma megoldatlan maradt.” [5.8] „A piac nem tud magától megfelelően működni. Szabályozást igényel a valós idejű energia, üzemi tartalék és beépített teljesítmény kombinációjára, és ezt az igényt támogatni kell egy szabályozási árpolitikával. E nélkül a megbízhatósági politika nélkül az erőműrendszer a fogyasztás oldali hiányosságok miatt alul beruházott lesz a termelésbe.” [5.9] Hogan szerint a megbízhatóságra is kellene egy piac, de a szabályozási kényszerek megakadályozzák a működését [5.8].

131

Ezzel együtt azonban az energiapiacok működésének javítására is szükség van. Például:  Ársapka növelése, szűkösség idején történő megszüntetése.  Valós idejű fogyasztó oldali beavatkozási lehetőségek növelése. Kisegítést jelenthet, ha a fogyasztók a szolgáltatókkal kötnek önkéntes korlátozási megállapodásokat. Ezekkel – megfelelő nagyságú árengedmény ellenében – hozzájárulnak szükség szerinti kikapcsolásukhoz.  Szervezett nagykereskedelmi piacokon értékesített üzemi tartalék „termékek” számának növelése.  A megbízhatósági szabályok és eljárások felülvizsgálata, igazítása (a hatályos szabályok a régi rendszerből maradtak itt, amelyekkel a többlet termelő kapacitást kívánják igazolni. Kapacitás piacok: A nemzetközi szakirodalom új kapacitások létesítésének ösztönzésére, illetve az ellátásbiztonság garantálására liberalizált piaci feltételrendszerben általában a következő megoldásokat veti fel:  Kapacitásdíj. A piaci szereplőktől független szereplő (rendszerint a rendszerirányító) átalánydíjat fizet a termelő egységek rendelkezésére állásáért. A díj nagysága az ellátásbiztonság értékét tükrözi. Argentínában, Spanyolországban alkalmazzák.  Stratégiai tartalék. A piaci szereplőktől független szereplő (rendszerint a rendszerirányító) tartalék kapacitást köt le, amelyet piaci hiány esetén vesz igénybe. Rendszerint a leállítani tervezett berendezések lekötésére kerül sor. Svédországban, Finnországban és Új-Zélandon alkalmazzák.  Üzemi tartalék lekötése. Független szereplő (rendszerint a rendszerirányító) a rendszer szabályozásához szükséges tartalékoknál nagyobb tartalékkapacitást köt le, a piacinál magasabb áron. A többletkapacitást a piaci árak függvényében felszabadítja, így azok az egyéb forrásokat kiegészítve biztosítják az igények kielégítését. Norvégiában, Hollandiában alkalmazzák, utóbbiban díjfizetésre csak igénybevétel esetén kerül sor.  Kapacitás követelmény. A rendszerre érvényes szabályzatok a viszonteladókat az általuk értékesített villamos energia mennyiség arányában többletkapacitások lekötésére kötelezik. A többletkapacitások igénybevételével a kereslet-kínálat egyensúlya a kritikus helyzetekben is biztosítható. Amerikai Egyesült Államokban (PJM, New York, New England) alkalmazzák, folyamatosan tökéletesítik.  Ellátásbiztonsági szerződés. A rendszerirányító LC típusú ügyletet köt az ellátásbiztonság érdekében szükséges tartalékokra, amelyeket a lehívási árat meghaladó piaci árak esetén lehív. Még nem alkalmazott javaslat.  Kapacitás lekötés (megrendelés). A fogyasztók a csúcsidőszakban igénybe vehető kapacitás nagyságát díjfizetés ellenében lekötik, az összesített lekötés mértékét meghaladó igények esetén a fogyasztók korlátozhatók. Nem alkalmazott, elméleti javaslat, amelynek gyakorlati megvalósíthatóságára részletesebben az okos mérés ismertetésénél a 8.3 fejezetben térünk ki. A kapacitás piacokat úgy kell tervezni, hogy csillapítsák a konjuktúra-dekonjuktúra ciklusokat, javítsák a rendszer megfelelőség stabilitását és előre-jelezhetőségét, és minimalizálják a fogyasztói költségeket. Az előbbi megoldások alkalmazása látszólag fogyasztói költségnövekedéssel jár (esetenként a rendszerirányító kapacitás lekötésből adódó többletköltségeinek megtérítésére a rendszer használati díjakon 132

keresztül). Forráshiány esetén viszont a fogyasztói korlátozásból adódóan keletkezik kár, amely közvetlenül a fogyasztóknál jelenik meg. A 3.2. fejezetben részletezett megfontolások alapján (3.7. ábra) a fogyasztói korlátozásból adódó veszteség általában nagyobb, mint az ellátásbiztonság érdekében rendszerben tartandó többletkapacitások költsége, ebből adódóan célszerűen a fogyasztói igényeket meghaladó kapacitást kell a rendszerben tartani. A termelők az igényeknél kisebb források üzemben tartásában érdekeltek, mivel így biztosabban értékesíteni tudják azokat a megtérüléshez szükséges árakon. A mechanizmusnak elő kell segíteni, hogy a termelők a saját érdekeik alapján optimalizált kapacitásnál többet tartsanak a piacon a fogyasztói optimum érdekében. Az alábbiakban [5.10] alapján vázoljuk az egyes ösztönző mechanizmusok hatását. Az igények biztonságos kielégítéséhez szükséges kapacitások szempontjából nem teszünk különbséget a ténylegesen termelő, forgótartalékként működő vagy hidegtartalékként álló források között. A szemléletesség érdekében az ábrákon a ténylegesen lépcsős kínálati vonalat, folyamatos vonallal helyettesítettük. Kapacitásdíj: Rendelkezésre álló kapacitása után minden termelő díjazásban részesül, a csak energiadíjakat fizető piacokhoz képesti − megfelelő nagyságú − többlet árbevétel az új beruházások ösztönzésével, illetve a leállítások fékezésével kellő tartalékot biztosíthat a rendszerben. A kapacitásdíjként fizetett többletet ellensúlyozhatja a beépülő, új, korszerű egységek hatására csökkenő piaci ár (5.12. ábra). A díj nagyságát a szabályozó hatóság az energiapiaci árak, befektetési feltételek és az elérni kívánt cél (rendszerben tartandó erőmű kapacitás) figyelembevételével állapítja meg. Hátrányaként kiemelendő, hogy:  A fogyasztók szempontjából bizonytalan ügylet: fizetnek valamiért, aminek tartalma nincs rögzítve pontosan.  Indokolt nagyságának megállapítása nehéz. Csak az erőmű létesítések megindulását követően, az új projektek mennyisége alapján lehetséges visszacsatolás, amelyet a piaci feltételek időközbeni változása is befolyásolhat. Emiatt értéke korrekcióra szorulhat, ami elbizonytalaníthatja a befektetőket.  Bármilyen okból bekövetkező kapacitáshiány esetén nem tudja megakadályozni az árcsúcsok kialakulását. Kapacitás díj Költségek, ár

Díjazás hatására beépített többletkapacitás

Elmaradó korlátozás

Árcsökkenés

Mekkora legyen a kapacitásdíj? CP=LOLP*(VOLL-SMP) Kereslet, kínálat (MW)

5.12. ábra Kapacitásdíj alkalmazásának hatása [5.10]

133

Különleges változata volt az 1990-2001 között működő angol poolban alkalmazott, hiányvalószínűségtől (LOLP) függő, a pool SMP [€/MWh] határköltsége és a beszerzési ár közé beépülő (5.12 ábrán szereplő képlettel számítható, CP [€/MWh]), dinamikus kapacitásdíj. Megszüntetésére – a piaci modell megváltoztatásával – a kevés számú termelő rendszeres, árbefolyásoló manipulációi miatt került sor. Stratégiai tartalék: Az ellátásbiztonság érdekében lekötött „stratégiai” tartalék egységek igénybevételére, a rendszerirányító döntése alapján a szokásos piaci áraknál nagyobb (elméletileg a nem szolgáltatott energia értékével azonos) árakon kerül sor. A nem szolgáltatott energia értékével azonos árak nem zavarják meg a normál energia piaci folyamatokat, és a többi termelő a tartalék lekötése nélkül kialakuló árakhoz juthat, miközben nem kerül sor a fogyasztók korlátozására. Ilyen árak mellett azonban csak ritkán kerülne sor az igénybevételre, a fogyasztók nagy árakkal szembesülnének. Ebből adódóan gyakorlati szempontból lényeges, hogy a rendszerirányító milyen piaci áraknál dönt a berendezések üzemeltetéséről. A VOLL alatti áraknál történő igénybevétel esetén az árcsúcsok, és ezzel a termelők bevételei is csökkennek. Így kevesebb termelő marad a rendszerben, mint a zavartalan folyamatok esetén. E miatt több stratégiai tartalékot kellene lekötni, ekkor a fogyasztói árcsúcsok kisebbek, de gyakoribbak lehetnének. A lekötésre célszerűen a piaci szabályozás által megengedett kapacitástender alapján kerülhet sor. A lekötendő tartalék nagyságát az elfogadható hiányidőtartam (LOLE [h/év]) figyelembe vételével lehet meghatározni. Ennek optimális értéke akkor adódik, amikor csúcskapacitás éves állandó költsége ( RD [€/MW,év]) egyenlő a nem szolgáltatott energia értékével ( RD  VOLL * opt ). Ebből, a gazdasági szempontból optimális  opt hiányidőtartam a stratégiai tartalékok éves állandó költségének és a nem szolgáltatott energia fajlagos értékének hányadosaként adódik. Stratégiai tartalék Rendszerirányító öreg egységeket köt le, amelyek konzerválva állnak.

Költségek, ár

RD

 korl Igény

Pst 

Kst

Korlátozás TIT Kst  korl

 opt ? Kereslet, kínálat (MW)

5.13. ábra Stratégiai tartalék lekötésének hatása [5.10] Természetesen a szabályozó hatóság dönthet úgy, hogy az optimálisnál nagyobb vagy kisebb hiányidőtartamot kell a szükséges kapacitás nagyságánál alapul venni. A rendszerben tartandó TIT [MW] kapacitás nagyságát a fogyasztói igények tartamdiagramjának felhasználásával lehet meghatározni. Az éves csúcsterhelés környezetében (az 5.13. ábrán sárga hátterű körben kiemelve) regressziós függvénnyel közelítve a tartamgörbét kiszámítható az optimális  opt (vagy a hatóság

134

által meghatározott más) hiányidőtartamhoz tartozó TIT kapacitás. Az ebből stratégiai tartalékként lekötendő Kst [MW] kapacitás nagysága a rendszerirányító döntésétől függ. Miután a rendszerben tartáshoz szükséges költségeket ( RD ) az átlagos működési időtartam alatt fedezni kell, a tartalék kapacitással előállított villamos energia átlagos Pst [€/MWh] értékesítési ára a rendelkezésre állási díj és a tartamdiagramból kiadódó, feltételezett működési (a stratégiai tartalékok lekötésének hiányában várható  korl korlátozási) időtartam hányadosaként adódik (5.13. ábra). Belátható, hogy a stratégiai tartalék növelése (a lekötés hiányában várható nagyobb korlátozási időtartam következtében) kisebb átlagos Pst értékesítési árat eredményez. Hátrányaként felvethető, hogy:  Elsősorban nem új kapacitások létesítését ösztönzi (mivel szűkösség esetén a tartalékok Pst áron történő piacra vitelével az árak nem emelkednek a hiányzó bevétel pótlásához szükséges értékre), hanem a meglévők rendszerben maradását.  Indokolt nagyságának megállapítása nehéz. Az igények nagysága (például időjárás hatásai, gazdaság működése következtében) folyamatosan változhat, így a tartalék optimális mértékének is változni kellene. A lekötés növelése csökkenti az energiapiacon értékesítő termelők bevételeit, így befektetési hajlandóságát.  A tartalékok túl korai piacra vitele hátrányosan érintheti a többi termelőt, ezért csak a fogyasztók korlátozásának veszélye esetén szabadna igénybe venni őket. Ez esetben a többi termelő kevésbé károsodna.  Hatékony működésének előfeltétele a háztartási fogyasztói árak felszabadítása, a fogyasztók piaci árakra történő reagáló képességének megteremtése. A tartalékokat lekötő rendszerirányító gazdasági egyensúlya szempontjából lényeges kérdés, hogy a lekötésért kifizetett díjak hogyan ellentételeződnek: csak a tartalékok véletlenszerű igénybevételéből (ez esetben a folyamatok sztochasztikus jellege, így az évenkénti árbevételek ingadozása miatt a tartalékok finanszírozása jelentős pénzügyi tartalékot igényelhet), vagy a fogyasztói tarifákba (esetleg csak részben, a tartalékok állandó költségének mértékéig) beépített díjakból. A svéd rendszernél eredetileg a fogyasztó oldali igény csökkentést is bevonták a tartalékok közé, a kedvezőtlen tapasztalatok alapján azonban ezt a lehetőséget néhány év után megszüntették. A lekötött tartalékok napi (day ahead) piaci értékesítésére a legutolsó (legdrágább) ajánlat árát 0,1 €/MWh–val meghaladó értéken került sor. A tartalékok finanszírozására a mérlegkör felelősök által a fogyasztott mennyiséggel arányosan fizetett díjakból kerül sor, amelyet tovább háríthatnak a fogyasztók felé. A napi piacon nem értékesített tartalékok szabályozópiaci és üzemzavari tartalékként hívhatók le. Üzemi tartalék: A biztonságos ellátáshoz szükséges, a szokásos rendszerszintű szolgáltatásokhoz lekötött tartalékok szintjét meghaladó üzemi tartalékok lekötése, − amelyek esetleg nem is kerülnek üzembe − nem előre, hosszabb távra, hanem rövidebb időszakra, gyakran napi aukciókon történik. A lekötés mértéke a piaci

135

helyzettől függően változhat, kapacitásbőség esetén nagyobb lehet a lekötött (termelésből kivont) kapacitás, míg szűkösség esetén több maradhat a piacon. Kis igények esetén (5.14. ábra, szaggatott zöld igény görbe) a piaci árakat a keresleti és kínálati görbék metszéspontja határozza meg. Ekkor az üzemi tartalékként lekötött kapacitás díja csak a rendszerben tartáshoz szükséges állandó költségeket fedezi, amelyek a változó költségekkel kisebbek az LRMCM hosszú távú határköltségeknél. Igény növekedés esetén (zöld pontvonal) a vásárlók hajlandók többet fizetni, a rendszerirányítónak fel kell szabadítani az üzemi tartalékként lekötött kapacitásokat a piac számára, így az üzemi tartalék nagysága K üt -ről K üt* -ra vagy nullára (a tartalékok nagysága a rendszerszintű szolgáltatások biztonságos kielégítéséhez elvárt értékre) csökken. A lekötött kapacitásokból előállítható termelésért fizetett díj ársapkaként viselkedik, így az ár a kapacitástartalék kimerüléséig elméletileg nem nő tovább. Amennyiben az igények mégis meghaladják a rendelkezésre álló forrásokat (ritkábban szaggatott zöld igény görbe), a fogyasztók önkéntes lekapcsolódása vagy gördülő kikapcsolás biztosíthatja a kereslet-kínálat egyensúlyát A lekötésért fizetett, az üzemi tartalékpiac keresleti-kínálati helyzetétől függő lekötési díj, illetve a nagyobb terhelések időszakában a piaci áraknál nagyobb árakon alapuló bevétel elősegíti a meglévő források finanszírozását, ösztönözheti új források piacra lépését. Üzemi tartalék lekötés, árazás Költségek, ár

Rendszerirányító tartalékokat köt le, amelyeket igény esetén felszabadít. VOLL

Püt 

RD

 korl

 LRMCM

Küt* Küt TIT Kereslet, kínálat (MW)

5.14. ábra Üzemi tartalék lekötése, árazása [5.10] A rendszerirányítónak a kapacitás lekötés mértékének és árának megállapításánál gondosan kell eljárni. Az előzőekhez hasonlóan az igény tartamgörbe csúcsának környezetét kell figyelembe venni. Az optimális hiányidőtartam (LOLE) ez esetben is az előző megoldásnál vázolt módon számítható. Felvéve a tervezett üzemi tartalék nagyságát, meghatározható ennek várható átlagos, éves üzemeltetési ideje, amely megegyezik az üzemi tartalék lekötés hiányában valószínűsíthető (  korl ) korlátozási időtartammal. Az átlagos Püt [€/MWh] a rendszerben tartáshoz szükséges (RD [€/MW,év]) éves költségek és a valószínűsített elkerült (  korl [h/év]) korlátozási időtartam hányadosaként adódik. Nagyobb tartaléklekötés nagyobb valószínűsíthető (elkerült) korlátozási időtartamot, így kisebb Püt értéket eredményez. Ebből adódóan az üzemi tartalékért fizetendő díj kapacitásbőség esetén (amennyiben egyáltalán sor kerül lekötésre) lényegesen kisebb lehet, mint kisebb kapacitástöbblet esetén. Amennyiben Püt értéke túl alacsony, a berendezést véglegesen leállítják, és rendszer

136

forráshelyzete romlik. Nagy Püt biztosítja az ösztönző bevételt, de az indokoltnál nagyobb árcsúcsok jelentkeznek. Nehéz a lekötendő optimális üzemi tartaléknagyság, ezzel a kedvező árszínt eldöntése. A hiányzó bevételt nem pótolja, új források létesítésére nem ösztönöz. A norvég rendszernél kapacitások opciós lekötése mellett, megszakítható fogyasztói szerződések opciós lekötésére is sor kerül. A holland (csak igénybevétel esetén történő díjfizetés) rendszer a bizonytalan igénybevételből adódó kockázatokat, finanszírozási igényt a termelőknél hagyja. Kapacitás követelmény: E megoldásnál az energiapiacot a viszonteladók által értékesített mennyiségek arányában egységesen előírt arányú igénybe vehető (TIT) kapacitás beszerzését lehetővé tevő, opciós kapacitáspiac egészíti ki (5.15. ábra). Utóbbin az egyensúlyi kapacitás lekötési díj a kapacitáspiaci kereslet-kínálat függvényében alakul ki. A keresletet a lekötendő kapacitás mértékének, arányának meghatározásával a szabályozó hatóság, illetve a rendszerirányító befolyásolja. Kapacitás lehet termelő berendezés vagy megszakítható fogyasztói lekötés. Az opció lehívására a rendszerirányító jogosult. Elméleti esetben − a lekötendő kapacitás mértékének optimális meghatározása esetén − a fogyasztói költségek nem haladják meg a tiszta energiapiac esetén kialakuló költségeket, miután az energiapiacon (mint az 5.15. ábra bal oldala mutatja), a kellő mennyiségben megjelenő kínálat árcsökkenést eredményez. A termelők energiapiaci árbevétel veszteségét a kapacitásdíjak kompenzálják. Korlátozható fogyasztói vásárlás lekötése esetén a „kapacitásdíj” a fogyasztó szolgáltatás-szüneteltetésből adódó veszteségét kompenzálja. A lekötött kapacitásokért fizetendő díj beépül a fogyasztói tarifákba. A lekötött kapacitások piacképesek, így egy másodlagos kapacitáspiac is kialakulhat. Amennyiben a lekötött kapacitás lehívás esetén nem áll rendelkezésre, a kapacitásdíjat meghaladó büntetés fizetendő. Ez a kapacitásokért fizethető árplafonnak is tekinthető, így értékének meghatározása különös gondosságot igényel, de a kellő ösztönző hatás érdekében nagyságának egy új erőmű rendelkezésre állási díját célszerűen meg kell haladni. Kapacitás követelmény (ICAP)

Költségek, ár

Költségek, ár

+

Energiapiac



Ársapka ( P )

Kapacitás piac

Bünt. Árcsökkenés

RD

+%

 RD   opt (VOLL  P) Kereslet, kínálat

Kapacitások iránti igény Kereslet, kínálat

5.15. ábra Kapacitás követelmény (ICAP) hatása [5.10]

137

A kapacitáslehívási opció érvényesítésére fenyegető forráshiány esetén az előre megállapított lehívási áron, amely célszerűen egy a VOLL-nál kisebb Pˆ [€/MWh] ársapka, kerülhet sor. A Pˆ értékének kiszámítása a csak a korlátozások elkerülésére igénybe veendő legnagyobb rövidtávú határköltségű termelő piacon maradásához szükséges, a kapacitáspiacon elérhető rendelkezésre állási díjból lehetséges.

RD Pˆ  VOLL 

 opt

5.8

Megfordítva, (mint az 5.15. ábrán lévő képletből látható) a rendelkezésre állási díjnak egyenlőnek vagy nagyobbnak kell lenni a VOLL-nál kisebb értékű Pˆ ársapka alkalmazásából adódó energiapiaci bevételcsökkenésnél. Az a követelmény, hogy a lekötött kapacitásnak a központilag meghatározott arányban nagyobbnak kell lenni a valószínűsíthető csúcsigénynél, a kapacitáspiac energiapiacnál előbbi telítődését eredményezi. Így a befektetőket azelőtt ösztönzi új erőművek létesítésére, mielőtt elfogynának a források. Hátrányai:  Olyan erőművek is eladhatnak kapacitást, amelyek nem állnak rendelkezésre (ez csak az opció lehívása, vagy a hazai rendszerben alkalmazott tesztindítások során derül ki).  Az RD kapacitás lekötési díjak nagyon érzékenyek a rendelkezésre álló kapacitások és az igényelt kapacitás viszonyára. Utóbbi kismértékű növekedése, vagy egy kapacitáskínálat visszavonása a piacról nagy áringadozásokat eredményezhet. A helyzet időről időre is változhat. Tapasztalatok alapján, ez a szűkösségtől függő büntetés alkalmazásával csökkenthető.  Nem garantálja, hogy az erőmű létesítés a fogyasztói igények területi elhelyezkedése, hálózatépítés szempontjából optimális helyszínen történik.  Nagy adminisztrációt igényel. A modell hiányosságainak csökkentésére Cramton és Stoft [5.8] javaslatot tettek a továbbfejlesztésre:  az ársapka növelésére a spot energiapiaci bevétel növelése érdekében,  az igények Call opcióval való teljes körű fedezésére,  megfelelő mennyiségű opciós ügylettel fedezett kapacitás lekötésére. A korábban érvényesített Pˆ ársapkát az energiapiacon ténylegesen elért, rövidtávú határköltség feletti (szűkösségből adódó) SZB [€/MW, év] bevételek alapján egy, a szükséges és tényleges többletbevétel arányát kifejező

RDcs 5.9 SZB tényező figyelembevételével meg kell növelni. A nagyobb bevétel érdekében tulajdonképpen az igénygörbe minden − legutoljára piacra lépő csúcserőműre vonatkozó − Ps [€/MWh] energiadíj feletti, eredetileg P árhoz tartozó, pontját M

arányosan felfelé kell tolni. Az így adódó új pont azonos mennyiséggel, de P * [€/MWh] megnövelt árral lesz jellemezhető:

138

P*  P  M ( P  Ps )

5.10

Pˆ *  Ps  M ( Pˆ  Ps )

5.11

A javasolt új Pˆ * ársapka

Az új Pˆ * ársapka nem azonos VOLL értékével, nem is függ tőle. A spot nagykereskedelmi piacon értékesítő termelők teljes bevételigényének fedezetéhez a normál (az igények függvényében változó rövidtávú határköltségen történő értékesítésből származó) NB [€/MW,év] bevételen túlmenően további M * SZB többletbevételre van szükségük. Ebből EB  SZB a spot nagykereskedelmi piacon, ( M  1) SZB pedig a forward kapacitás piacon térül meg. Ezek összege 5.12 B  NB  SZB  ( M  1) SZB az M definíciójából adódóan a termelők összes költségével lesz azonos. Ellátásbiztonsági szerződés: Az összes ügylet Ps lehívási árral (strike price), a csúcserőmű rendelkezésre állási díjával (az optimális energiapiacon hiányzó bevétellel azonos nagyságú) PLC [€/MW,év] lekötési (opciós) díj ellenében (5.16. ábra jobb oldala), Call opcióval történő fedezetével a vételi opció teljesen fedezi a termelők indokolt bevételét. Így a termelőknek, az opció vevők általi lehívása esetén, az energiapiacon a Ps árak felett kialakuló árakból elért bevételüket vissza kell adni a vevőknek. Az igények mindig kielégítésre kerülnek, és a fogyasztók (vevők) nem fizetnek többet, mivel a piacon kifizetett többletet a fedezeti ügyletből visszakapják. A termelők bevétele az energiapiacon elért bevételből (első két tag) és a forward kapacitás piacon (az opciós fedezeti ügylet alapján) elért bevételből (többi tag) adódik:

B  NB  SZB  PLC  SZBar  ( M  1) ( SZB  SZBar )

5.13

ahol SZBar   r SZBi a lekötött teljesítményhez, annak összes lekötött teljesítményre i

vonatkozó r részaránya alapján, egy adott i időszakban elérhető, szűkösségből adódó SZBi többletbevételből elérhető maximális bevételtöbblet [€/MW,év], amelynek nagysága azonos a fedezeti ügylet alapján a vevőknek fizetendő összeggel. Amennyiben a termelő valamely Ps árnál nagyobb árral jellemezhető időszakban nem áll rendelkezésre, SZB kisebb lesz SZBar értékénél, árbevétele pedig ( M  1) ( SZB  SZBa ) értékkel csökken. Így a termelők a maximális rendelkezésre állásban lesznek érdekeltek és ellenérdekelté válnak a piaci manipulációkban. A fogyasztókat (vevőket) a termelők bevételének változása nem érinti és rögzített árú fedezeti ügyletek következtében az esetleges nagyobb árak hatását sem érzékelik. Az opciós ellátásbiztonsági szerződés ügyletek mérlege a fogyasztók szempontjából vizsgálva semlegesnek tűnik: az ellátásbiztonsági szerződésekből adódó biztos bevétel hatására több termelő lesz a piacon, ebből adódóan a kínálati görbe megnyúlik, a piaci árak (mint a 5.16. ábra bal oldala mutatja) csökkennek, az árak csak kritikus esetekben haladják meg Ps értékét, így összességében energiapiaci kiadásaik a javuló ellátásbiztonság mellett csökkennek. Ezzel szemben az opciós szerződésekért (a termelők által visszafizetett különbözetet beszámítva) fizetni kell. 139

Rendelkezésre állási szerződés Leszerződött többletkapacitás

Költségek, ár

Költségek, ár

+

Energiapiac

Pp

LC ügyletek

Pp  Ps

Ps

Termelő lemond potenciális bevétele egy részéről

Árcsökkenés

Meglévő kapacitásra: PLC   opt (VOLL  Ps ) Új kapacitásra:

PLC

PLC  E( LRAC  Pe )

Kereslet, kínálat

Kereslet, kínálat

5.16. ábra Ellátásbiztonsági szerződés, (opciós fedezeti ügylet) hatása [5.10] Az új beruházásokra való ösztönzést a PLC értéke fogja meghatározni. Új termelők piacra lépésének vonzóvá tételére a valószínűsíthető összes bevételnek meg kell haladnia az új egységek hosszú távú határköltségét (a kapacitásdíjnak nagyobbnak kell lenni a várható E Pe [€/MW,év] energiapiaci árbevétellel csökkentett, E [MWh/MW,év] energia értékesítésre számított hosszú távú LRAC [€/MWh] átlagos költségnél). Amennyiben PLC nagyobb a csúcserőmű éves rendelkezésre állási díjánál nagy lesz az ösztönzés, amennyiben alatta marad nem lesz ösztönzés. Így értékét a szükséges új kapacitások figyelembevételével kell megállapítani. Erre rövid távú tartalékpiacon vagy forward kapacitás piacon van lehetőség. Míg a rövidtávú (például havi) tartalékpiac a meglévő kapacitások alapján áraz, a forward piac a néhány év múlva üzembelépő új egységek várható árai alapján. A költségek csökkentése szempontjából az utóbbi tűnik kedvezőbbnek. Az ellátásbiztonság érdekében a kapacitásokat több évre indokolt lekötni. A forward kapacitás aukciókon, célszerűen, három év előretartással történik a források lekötése. Az új egységek lekötése akár öt éves időtartamra is történhet. A lekötendő mennyiség és az opciós lehívási ár meghatározása, illetve rövid távú tartalékpiac esetén a PLC opciós lekötési díj megállapítása központilag történik. Ennek indoka, hogy a bevételek stabilitása érdekében a PLC értékét függetleníteni kell a piaci hatásoktól. Hiszen előfordulhatna, hogy átmeneti kapacitásbőség esetén értéke 0 €/MW,év értékre csökkenhetne, ami piaci zavarokat idézhetne elő. A lekötendő mennyiség a várható csúcsterheléstől és az ennek biztonságos kielégítéséhez szükséges tartaléktól függ. Előfordulhat, hogy PLC értékét rövid távú tartalékpiac esetén a rendszerüzemeltető hibásan állapítja meg. Ilyen esetben finom változtatásokkal mód van az optimális érték beállítására. A piaci szereplők és a potenciális befektetők számára a kiszámíthatóság, a nagy változások elkerülése a lényeges. Új termelők esetén, az aukció alapján történő lekötés időtartamára, PLC értéke az aukción kiadódott értékkel lesz azonos. A megállapodás lejárta után a rendszerüzemeltető által a rövid távú tartalékpiacra megállapított PLC értéket kaphatják. Az előzőekben vázolt, esetleg bonyolultnak tűnő mechanizmus működését az alábbi példán mutatjuk be: 140

Tételezzük fel, hogy egy 6000 MW-os rendszerben egy 500 MW-os erőművünk van. Az eddigi ársapka Pˆ =1000 €/MWh volt és a termelők átlagosan SZB =10000 €/MW,év éves üzemeltetési költségek feletti bevételt értek el. A csúcserőmű rendelkezésre állási díja RDcs =50000 €/MW,év, piacra lépési ára Ps =200 €/MWh. A csúcsterhelés 5000 MW. A 10 óra időtartamú szűkösség alatt az ár 800 €/MWh értékre nő. Az erőmű átlagos rendelkezésre állása a szűkösség időszakában 0,99. Az erőművek összes költségének megtérüléséhez szükséges és tényleges többletbevétel aránya: M =50000/10000=5 Az új ársapka: Pˆ * =200+5*(1000-200)=4200 €/MWh A fedezeti ügylet opciós díja PLC =50000 €/MW,év, lehívási díja 200 €/MWh lesz. A szűkösség alatt elérhető összes bevétel:

 SZB =5000*10*(1000-200)=40 M€

Ebből az 500 MW teljesítményű (10 % részarányú) erőműre jutó rész SZBar =4 M€=8000 €/MW,év Az erőmű tényleges bevétele a csökkent rendelkezésre állás miatt SZB =0,99*8000=7920 €/MW,év A termelő biztos bevétele az üzemeltetési költsége és a fedezeti ügylet opciós díja, amelyet korrigálni kell a fedezeti ügyleten a rendelkezésre állása alapján elért eredménnyel. B  NB  SZB  PLC  SZBar  ( M  1) ( SZB  SZBar ) = = NB +7920+50000-8000+(5-1)(7920-8000)= NB +50000-400 €/MW,év Azonos eredmény adódna az opciós megállapodás alapján számítva is:  Az átlagosan hiányzó teljesítmény az 500 MW 1%-a, 5 MW.  Ez után, az árkülönbözet alapján az opciós szerződés vevőjének térítendő összeg: M *(1000-200)=4000 €/MWh  500 MW erőmű teljesítményre átlagolva: 4000*10*5/500=400 €/MW,év A rendelkezésre nem állás miatt az adott termelő bevétele kisebb lett az összes költségénél. Nyilvánvaló, hogy az őt pótló termelőnél pedig többletbevétel jelentkezett. Termelők piacra lépése: Az előzőek alapján látható, hogy a termelők csak akkor lépnek piacra, ha az abból adódó költségeik megtérülése valószínűsíthető. A tartós piaci jelenlét további feltétele a termelő fenntartható működése, ehhez összes költségeinek megtérülése. A piacra lépési lehetőségekben azonban még azonos adottságú termelők között is lehetnek különbségek. Például: • A kapacitások egész évre, előre, fix áron történő értékesítése, függetleníti az erőművet a piaci hatásoktól. • A nagyobb portfólió részeként piacra lépő erőmű üzemmenete jobban tervezhető, a léptékhatásból (scale of economics) adódóan egyéb előnyök is jelentkezhetnek. • A szolgáltatói üzletággal is rendelkező integrált társaságon belüli termelők a piac megkerülésével is értékesíthetnek (integráció visszaépítése). • Az átlagos piaci áraknál kedvezőbb áron történő üzemanyag (tüzelő) beszerzés csökkentheti a piacra lépési árat.

141

• •

A jobb fajlagos hőfogyasztás (kapcsolt hőszolgáltatás, jobb hűtési viszonyok stb.) csökkenti a piacra lépési árat. A kisebb egységteljesítményű egységek, kisebb minimális terhelésükből adódóan, könnyebben tudnak piacra lépni, nagyobb kihasználást érhetnek el.

A beruházási költségekben, finanszírozásnál elért előnyök, kisebb működési költségek, kevesebb karbantartást igénylő berendezések, jobb rendelkezésre állás az erőmű „túlélési” esélyeit javíthatják, mivel így más erőművekhez képest hamarabb összegyűlhet az állandó költségek fedezete. Ebből a szempontból a régebbi, hiteleket már visszafizetett erőművek előnyben lehetnek az újonnan piacra lépőkhöz viszonyítva. Ugyanakkor (különösen gázturbináknál) a fejlesztések következtében a berendezések hatásfoka javul (és fajlagos káros anyag kibocsátásuk is csökken), emiatt az új berendezések piacra lépési ára – az egyéb feltételek azonossága esetén – folyamatosan csökken, így a régebbi berendezésekhez viszonyítva versenyelőnyre tehetnek szert. A kombinált ciklusú gázturbinás (CCGT) blokkoknál bekövetkezett hatásfokjavulás (51%-ról 56%-ra) hatását az 5.17. ábrán a nyilak mutatják. Megfigyelhető, hogy az átlagos hazai gázár mellett a hatásfokjavulás ~5 €/MWh körüli költségcsökkenést eredményezett.

Határköltség (€/MWh)

75

70 70,0-75,0 65,0-70,0 65

60,0-65,0 55,0-60,0 50,0-55,0

60

55 40 30

50 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 Hatásfo 57 58 k (%)

ETS (€/MWh) 20

5.17. ábra Hatásfokjavulás hatása az optimális terheléshez tartozó határköltségre Árkülönbség (spread) értelmezése: Az 5.10. ábrához kapcsolódóan vázoltuk, a piacra lépési árak feletti árbevétel fontosságát a termelők állandó költségeinek megtérüléséhez. Az árkülönbség a forrásszerkezet, kereslet-kínálat, tüzelőanyag-, kvótaárak változásából adódóan naponta változik. Így az állandó költségek megtérülésére vonatkozó várakozások is változhatnak. A termelők, finanszírozók, és más érdekeltek számára fontos annak ismerete, hogy a piac mennyire segíti elő a fenntartható működést. Az ezzel összefüggő elemzések támogatására, a piaci árak mellett, az árkülönbségeket is rendszeresen közzéteszik. A gyakorlatban a következő típusok használata terjedt el: • Spark spread, a piaci ár és a földgáztüzelésű erőművek tüzelőanyag költségének különbsége. Utóbbit a piaci gázárból 55% hatásfok feltételezésével számítják. • Clean spark spread, a spark spread értékéből a széndioxid kvóta piaci ára és 55 kg CO2/MBTU átlagos széndioxid kibocsátás figyelembevételével meghatározott fajlagos kvótaköltség levonásával számított árkülönbség.

142

• •

Dark spread, a piaci ár és a széntüzelésű erőművek tüzelőanyag költségének különbsége. Utóbbit a piaci kőszénárból 43% (egyes adatközlésekben 35%) hatásfok feltételezésével számítják. Clean dark spread a spark spread értékéből a széndioxid kvóta piaci ára és 101,5 kgCO2/MBTU átlagos széndioxid kibocsátás figyelembevételével Clean spark spread,levonásával clean dark spread meghatározott fajlagos kvótaköltség számított árkülönbség.

5.18. ábra Árkülönbözetek (Clean Spark Spread, Clean Dark Spread) alakulása a német piacon [5.12] Forrás: Ein zukunftsfähiges Energiemarktdesign für Deutschland, Verband kommunaler Unterhehmen e.V., 2013. március A német piacon 2006-2012 években megfigyelt Clean Spark Spread és Clean Dark Spread árkülönbségeket az 5.18. ábra mutatja. Jól látszik, hogy a földgáztüzelésű erőműveknél, 2007-2009 között, az átlagos állandó költségek feletti többletbevétel volt elérhető. Ez a befektetőket új gáztüzelésű erőművek létesítésére ösztönözte, amelyek üzembe helyezésüket követően teljesen más megtérülési környezettel találkoztak, hiszen a többletbevétel 2011-től fokozatosan csökkent, a folyó működés veszteségessé vált. A kézirat összeállításának időpontjában 2013 végén már negatív volt, azaz a piaci árak a változó költségeket sem fedezték. A széntüzelésű erőműveknél a változás kisebb mértékű és a Clean Dark Spread értéke 2013 végén is pozitív volt. Költségek (2007. tél) 30

Összes költség 25

Változó költség

(Ft/kWh)

20

15

10

5

0 0

1000

2000

3000

4000

5000 Teljesítőképesség (MW)

5.19. ábra Átlagos változó és összköltségek, 2007 telén Versenyár, átlagár: Az energiapiacok működési alapelvéből adódóan – a korábbi átlagos összköltségeken alapuló árak helyett, változó költségeken alapuló piaci árak – sokan számítottak az energiaárak csökkenésére. Változatlan forrásszerkezet esetén azonban ez nem minden esetben következik be. Erre a hazai rendszer példáját mutatjuk be. A 2007-2008. téli időszakra vonatkozó piacra lépési árakat (a 143

Fogyasztás (MW)

2007-ben még érvényben volt hatósági árszabályozás alapján53) az 5.19. ábra kék mezője mutatja. Az energiadíj sorrendbe rendezett termelők tényleges átvételre számított átlagos költségét a narancssárga oszlopok mutatják. A változó költség görbét, a versenypiaci import forrásokkal kiegészítve, elforgatva és a napi igénylefutás mellé állítva (5.20. ábra), megállapítható, hogy ideális esetben, a minimális rendszerterhelésnél elérhető „piaci” ár is nagyobb a termelői portfólióra megállapított (szerény nyereséget biztosító) átlagárnál. Hasonló lenne megfigyelhető a nyári időszakokra is, miután a kínálati görbe a leállítások miatt a nagyobb árak felé tolódna el. Piacra lépési ár (2007. tél) 6000

6000

5000

5000

4000

4000

3000

3000

2000

1000

MVM átlagár

Optimális eset, üzemzavarok, karbantartások, kötelező átvétel nélkül! MVM portfolió (hatósági árak) + import Minimum is nagyobb mint a közüzemi átlagár.

2000

1000

Piacralépési ár (Ft/kWh)

Idő 0 0:00

0

6:00

12:00

18:00

0:00

0

5

10

15

20

25

hozzáadódik az újra ~2 Ft/kWh költsége! 5.20. ábraMég „Versenypiaci” ár teherelosztás változási tartománya 2007 telén

Újra-teherelosztás: Az ábra jobb oldalán – a költséggörbe lépcsős ugrásából – látható, hogy a terhelés növekedésével két erőművet kellene elindítani, ami valószínűsíthetően több blokk napi indítását igényelné. Erre az erőművek nem alkalmasak, így az érintett berendezéseket az igény csökkenésekor nem lehet leállítani. Ez csak úgy oldható meg, ha a költséggörbe olcsóbb szakaszán elhelyezkedő erőművek kellő mértékben visszaterhelésre, „újra-teherelosztásra” kerülnek (5.21. ábra), illetve az import (BL) menetrendjénél is figyelembe veszik a fogyasztói igények változását. Miután az olcsóbb termelés helyett drágábbakat kell üzemben tartani, a rendszerben többletköltségek jelentkeznek. Ezek nagysága a vázolt esetben elérhette a 2-3 Ft/kWh értéket. Így összességében, az egyéb feltételek változatlansága esetén, a liberalizált piacon a fogyasztói költségek növekedtek volna. 4500

4500

G C BL D E F B A

3500

3000

2500

2000

1500 0:15

H I G C BL D E F B A

4000

Teljesítmény (MW)

Teljesítmény (MW)

4000

3500

3000

2500

2000

6:15

12:15

18:15

1500 0:15

Idő (h)

6:15

12:15

18:15

Idő (h)

5.21. ábra Erőművek termelése újra-teherelosztás előtt és után 53

A szabályozott energiadíjak bizonyosan nem azonosak az egyes erőművek versenypiaci piacra lépési áraival, de miután megállapításukra hatósági költség felülvizsgálatok alapján került sor, nem állhatnak messze az utóbbiaktól.

144

A piaci árak átlagköltségekhez (szabályozott árakhoz) viszonyított növekedésnek lehetőségét mutatja az 5.22. ábra is. A 2007-2008 téli időszakra vonatkozó átlagos költségeket a folyamatos vonalak mutatják a piacnyitás előtti, nagyobb és a piacnyitás utáni, kisebb kihasználásra. A lépcsős vonal a hazai erőműpark+import források növekményköltség sorrendje. Látható, hogy a várható, 3000 MW feletti teljesítményigény tartományban az átlagos költség alacsonyabb, mint az erőművek becsült piacra lépési ára. Ennek alapvető oka az inhomogén költségszerkezet, az úgynevezett menetrendtartó erőművek nagy változó költsége. 25 Változó költség Átlagos költség

Költség (Ft/kWh)

20

Átlagos költség részleges kihasználással

15

10

5

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Teljesítőképesség (MW)

5.22. ábra Változó és átlagköltségek összehasonlítása Határkeresztezések költsége: A 4.3. fejezetben a vázoltuk a hozzáférési jogok elnyerési lehetőségeit. Kérdés, hogy a piaci szereplők mennyit hajlandók fizetni a határkeresztező kapacitásokhoz való hozzáférésért. Ezt a piacok tényleges árszintje közötti különbség, vagy a jövőbeli árszint különbségekre vonatkozó várakozás dönti el:

Phk  PA  PB ahol Phk PA PB

5.14

a határkeresztező kapacitás piaci értéke [€/MWh], piaci ár a nagyobb árszínvonalú országban [€/MWh], piaci ár a kisebb árszínvonalú országban [€/MWh]. Helyi határköltség (határ kapacitás aukció) A ország

B ország 600 MW,15 €/MWh 600 MW 2500 MW, 30 €/MWh

1000 MW, 40 €/MWh 2000 MW 1000 MW

1800 MW, 30 €/MWh 1000 MW

800 MW

3000 MW, 45 €/MWh 1500 MW, 45 €/MWh

5.23. ábra Határkeresztező kapacitás díja explicit aukciónál Az 5.23. ábrán vázolt esetben, az A országban, a 3000 MW-nyi igény kielégítéséhez a piaci árat a 45 €/MWh árú termelő határozza meg. A B országban a kereskedők még 700 MW, 30 €/MWh árú termékhez juthatnak hozzá, a B országbeli igények

145

teljes kiegyenlítése után. Így a határkeresztező kapacitás aukción maximum 15 €/MWh árat lennének hajlandók fizetni (de ekkor már semmi nyereségük sem maradna az üzleten). Helyi határköltség (LMP, Locational Marginal Price, esetenként az SMD, Standard Market Design elnevezést is használják): Az előbbiek alapján könnyen érthetővé válik a rendszerüzemeltető működési területén belüli szűkületek esetén alkalmazott területi ár értelmezése (5.24. ábra). A rendszeren belül az olcsóbb erőművek körzetében a villamos energia igény kisebb (700 MW), mint az erőművek értékesítési lehetősége (2000 MW). Így a villamos energia elszállítható lenne a drágább körzetekbe, ahol egyébként van elég kapacitás (1000 MW) a helyi fogyasztói igények (800 MW) kielégítéséhez. Helyi határköltség (LMP, SMD)

28000 + 40000 > 12000 + 40000 + 10000 Átviteli kapacitás: 600 MW 300 MW 600 MW

200 MW 1000 MW, 50 €/MWh

1000 MW, 40 €/MWh Termelők: 300*40=12000 €/h 1000*40=40000 €/h

600*10=6000 €/h többletköltség a szűkület miatt LMP=40 €/MWh

1000 MW

Fogyasztók: 800*50=40000 €/h 700 MW

1000 MW, 30 €/MWh

Termelők: 200*50= 10000

LMP=50 €/MWh

800 MW

Fogyasztók: 700*40=28000 €/h

5.24. ábra Területi ár (helyi határköltség, LMP) alkalmazása Az átviteli kapacitás azonban elégtelen, így hiába van elégséges olcsó forrás, kellő nagyságú vezetékkapacitás hiányában a fogyasztók ahhoz csak részben férhetnek hozzá. Ilyen esetben a piacokat szétválasztják, és más ár (az energia és hálózati hozzáférés költségét együttesen figyelembe vevő helyi határköltség) fog érvényesülni a szűkület egyik és másik oldalán (40, illetve 50 €/MWh). A korlátos átviteli kapacitás következtében jelentős nagyságú fogyasztói veszteség keletkezhet az ideális állapothoz képest (a vázolt esetben 6000 €/h). Csomóponti árazás (Nodal pricing): A helyi határköltségek (piaci árak) hurkolt hálózatokra is meghatározhatók. Ez esetben azonban mindig figyelembe kell venni az áramlás eloszlását. A számításra, kapcsolódó megfontolásokra Stoft [5.7] példáját mutatjuk be (5.25. ábra). Az ábrán vázolt esetre, feltételezve az egyes vezetékágak impedanciáinak azonosságát, az A csomópontból a C csomópontba irányuló szállítás kétharmada az A-C vezetékágon, egyharmada az A-B-C vezetékágon jut el a felhasználóhoz. Amennyiben az egyik vezetékágon szűkület van, az a többi vezetékág átviteli képességét is korlátozza. Az ábrán vázolt esetben, az A-B vezetékág maximális átviteli kapacitását 100 MW-ra tételezzük fel. A megadott, egyes csomópontokra vonatkozó határköltség függvényekkel és fogyasztói igényekkel, a rendszerszintű minimális fogyasztói költségre optimalizálva, az ábrán feltüntetett áramlások és csomóponti határköltségek (LMP) adódnak. A C csomóponthoz kapcsolódó termelők semmit sem termelnek. Az itteni LMP=40 €/MWh határköltséget a helyi határköltség függvény határozza meg, hiszen egy további egység előállítása 40 €/MWh-ba kerülne. A B csomóponton 45 €/MWh helyi határköltség adódik.

146

Az eredmények alapján felvetődik, hogy tényleg az optimumot mutatják-e az árak, és érdemes-e villamos energiát szállítani egy nagyobb határköltségű (B csomópont) helyről, egy kisebb határköltségű (C csomópont) helyre. Vajon a kereskedők egyedi ügyleteinek eredménye is hasonló lenne-e? Az A-B vezetékszakasz hozzáférési jogosultságát megszerző kereskedő, a hurokáramlás lehetőségének kihasználásával, 150 MW-ra tud szállítási ügyletet kötni. Az A csomóponton vételező fogyasztók 300 MW-ot igényelnek, ezek a csomóponthoz kapcsolódó erőművekből elláthatók. Az ár azonos lesz a helyi határköltséggel. A B csomópont fogyasztói az A csomópontból odaszállított 150 MW-on túlmenően 450 MW-ot igényelnek, amely csak a helyi forrásokból biztosítható, mivel minden további beszállítás növelné az A-B vezetékág terhelését, amely nem engedhető meg. Ezek után honnan célszerű a C csomópont fogyasztóinak ellátása? A helyi határköltségnél olcsóbb kínálatú A csomópontból hozzáférési jogosultság nélkül lehet szállítani C-be villamos energiát, de ez a hurokáramlások miatt az A-C áramlás felének megfelelő teljesítménnyel növelné az A-B vezetékág terhelését is, így a szállítás lebonyolíthatóságához hozzáférési jogot kellene szerezni az A-B vezetékre. Ilyen vezetékjogra akkor nincs szükség, ha a B csomópontból az A csomóponti szállítással azonos teljesítményű ügylet jön létre (ezek ellentéte irányú hurokáramlásai az A-B vezetékszakaszokon kiegyenlítik egymást), azaz a 600 MW-nyi igényt fele-fele arányban elégítik ki az A és B csomópontokból. Azért ez az optimális megoldás, mert így a C csomóponton a fogyasztók az A és B csomóponti árak 40 €/MWh átlagával szembesülnek, miközben a helyi forrásokból csak az átlagos árnál nagyobb áron lehetne ellátást biztosítani. Az A-C ág 350 MW terhelése az A-B ági 100 MW szállításhoz tartozó 50 MW párhuzamos áramlás és a 300 MW C csomópontba történő szállítás összegéből, a BC ág 250 MW terhelése a 300 MW C csomópontba történő szállítás és az ellentétes irányú 50 MW, A-BHelyi ági határköltségek szállítással párhuzamos A-C-B áramlás különbségéből (LMP) adódik. LMP=35 €/MWh 350 M

750 MW

W

C

A 100 MW

MCA= 20+P/50 €/MWh

300 MW

MCC= 40+P/50 €/MWh

100 MW átviteli kapacitás

B 600 MW

LMP=40 €/MWh 600 MW

25

0

M

W

750 MW

LMP=45 €/MWh MCB= 30+P/50 €/MWh

5.25. ábra Helyi piaci árak hurokáramlás, szűkület esetén [5.7] Az érdekeltek (rendszerüzemeltetők, kereskedők, termelők) számára fontos lehet, hogy mennyibe kerülnek az előbbi példához hasonló esetekben a hozzáférési jogosultságok. Az 5.14 képlet alapján a példabeli, A-B vezeték hozzáférési jogosultságáért a csomóponti határköltségek különbözetét (10 €/MWh-t) kellene fizetni. A vezeték 1 MW szállítási kapacitásának megszerzése azonban 1,5 MW A és B közötti szállítását teszi lehetővé, így a kereskedők a licitálás során maximum 1,5*10=15 €/MWh árat lesznek hajlandók a jogosultságért fizetni. Hasonlóan, ha a vezetékjogra csak az A-C közötti szállítás lebonyolításához lenne szükség 0,5*10=5 €/MWh lenne a jog ára. Így a vezetékjog maximális árakért történő megszerzése esetén, sem a B sem a C csomópontban nem lenne nyeresége az A csomópontból szállító kereskedőnek. Az előbbiek magyarázhatják, hogy a kereskedők a látszólag 147

azonos piacokat összekötő különböző határkeresztező vezetékekért eltérő árakat hajlandók fizetni, mint az a hazai határkeresztező kapacitások éves szállítási jogosultságainak aukciója során is megfigyelhető. Belátható, hogy optimális esetben a bilaterális ügyleteket kötő kereskedők is a teljes rendszer fogyasztói optimumát kereső eljárással meghatározott eredményre jutnának. Az illetékes szabályozó hatóságtól függ, hogy a központi teherelosztást részesíti-e előnyben, vagy az optimum megtalálását a kereskedőkre bízza. Utóbbi csak kellően sok kereskedő és a piaci erőfölény alkalmazásának kizárása esetén lehet eredményes. A könyv összeállításának idején zónás árazást Norvégiában, Dániában, Ausztráliában, Texasban, csomóponti árazást Bolíviában Chilében, Argentínában, Peruban, Új Zélandon, Kaliforniában, New York-ban, New Englandben és a PJM rendszer együttműködés területén alkalmaztak. Szűkület hatása a helyi határköltségekre: Az átviteli hálózatokon lévő szűkületek esetenként megakadályozzák az olcsó erőművek teljes kiterhelését és jelentős fogyasztói költségnövekedést okozhatnak. Az 5.26. ábrán vázolt esetben [5.7] az A csomóponthoz egy kis határköltségű, 200 MW nettó teljesítőképességű erőmű csatlakozik. A B csomóponthoz egy olcsóbb, 150 MW nettó teljesítőképességű és egy drága 100 MW teljesítőképességű erőmű csatlakozik. Amennyiben az A-B vezeték átviteli kapacitása elegendően nagy, a B csomóponthoz csatlakozó fogyasztók 200 MW igénye fele részben kielégíthető az A csomóponthoz csatlakozó erőműből, és a B csomóponthoz csatlakozó olcsóbb erőmű, 25 €/MWh, határköltsége fogja meghatározni a helyi piaci árat. 50 MW-ra korlátozott átviteli kapacitás esetén azonban a C csomóponti határköltséget a drága erőmű határköltsége határozza meg, így a helyi határköltség 50 €/MWh-ra nő. Miközben a termelői költségek 200*24+100*25=7300 €/h értékről 150*24+150*25=7350 €/h összegre nőnek, a fogyasztó költség 200*25+100*25=7500 €/h-ról 100*24+200*50=12400 €/h értékre. A hálózathoz történő hozzáférésért összesen 50*(50-24)=1300 €/h összeget kell fizetni. A fogyasztói költség, és a termelői+hálózati költség különbözete B csomóponthoz csatlakozó, olcsóbb Szűkület hatása a helyiahatárköltséekre termelőt gazdagítja, az A csomóponti termelő nem részesül belőle. A

200 MW

50 M W 50 M W

á tvite

PA max = 200 MW MCA= 24 €/MWh

li kap

B acitá s

PB max = 150 MW MCB= 25 €/MWh

200 MW

100 MW

A

B

C

erőművek (MW)

LMP (€/MWh) A

B

Korlátozás nélkül

200

100

0

25

25

50 MW korlátozással

150

150

0+

24

50

PC max = 100 MW MCC= 50 €/MWh

5.26. ábra Szűkület hatása a helyi határköltségre [5.7] Piac összekapcsolás: A határkeresztező kapacitások piaci ügyletekkel összekapcsolt odaítélése lehetővé teszi az átlagosnál olcsóbb források jobb kihasználását [5.13]. Piac összekapcsolás nélkül a szomszédos piacokon eltérő árak alakulhatnak ki (5.27. ábra a) részlet). A két (vagy több) piac közötti cserére a 148

keresleti és kínálati görbék (az ábrán a ténylegesen lépcsős vagy görbült vonalakat a jobb érthetőség érdekében egyenesekkel közelítettük) közötti mennyiségi különbség ad lehetőséget. Az adott piac egyensúlyi áránál nagyobb árak esetén a fogyasztói árérzékenységet is figyelembe véve növekvő exportra, az egyensúlyi árnál kisebb árak esetén a növekvő fogyasztói kereslet miatt, növekvő importra van lehetőség (a B piaci kereslet-kínálat lefutását bemutató részlet). Az export-import lehetőségek lefutását „megfelelően” ábrázolva (5.27. ábra b) részlet) kiadódik az optimális csere nagysága. A megfelelő ábrázolás az adott esetben azt jelenti, hogy az export-import görbék az ártengelyt az eredeti piaci áraknál metszik és a potenciálisan importáló piacra vonatkozó vonalat 180 fokkal az ártengely körül elfordítva ábrázoljuk. Így az exportképes piacra jellemző görbe, exportra jellemző részével a másik piac importra jellemző része kerül azonos mezőbe, metszéspontjuk meghatározza az export import mennyiséget és a piac összekapcsolással elérhető árat. A két piac közötti csere mintegy a kínálati görbék eltolását jelenti (5.27. ábra c) részlet). Az azonos ár az olcsóbb piac esetén árnövekedést, a drágább piac esetén árcsökkenést jelent. Az azonos árak mellett a határkeresztező kapacitás használata díjtalan. Miután a piac összekapcsolás szervezett piacokhoz kapcsolódik, a kereslet, kínálat „görbéket” a tőzsdékre beadott eladási vételi ajánlatok helyettesítik, és az árak is számítógéppel kerülnek meghatározásra az egyes kerekedési időszakokra.

Ár

Ár

B piac Export lehetőség

Kereslet

Egyensúlyi ár

Ár

A piac

Árkülönbség

Kínálat

A piac export-import lehetőség, ár tengely körül 180°-al elforgatva

Import lehetőség Mennyiség

Mennyiség

a) Különálló piacok

Mennyiség Optimális import-export

b) Piac-összekapcsolás

B piac Árnövekedés

Ár

Árcsökkenés

Ár

Ár

A piac

B piac export-import lehetőség

Összekapcsolás előtti árak

A piaci ár B piaci ár Vezetékhasználat díjbevétele

Mennyiség

Mennyiség

c) Összekapcsolt piacok

Mennyiség Határkeresztező kapacitás

d) Piac-összekapcsolás szűkülettel

5.27. ábra Piac összekapcsolás [5.13] A két piacot összekötő határkeresztező kapacitás szűkössége esetén, mint azt az 5.27. ábra d) részlete kinagyítva mutatja, a csere csak a szabad határkeresztező kapacitás mértékéig lesz lehetséges, a két piac árai nem tudnak kiegyenlítődni. Ilyen esetben a hozzáférési díj a két piac árkülönbözete, az összes díjbevétel (ábrán színezett téglalap) a szállított mennyiség és az árkülönbség szorzata lesz. 5.3.

Piaci árak manipulálhatósága, versenytorzítás

Az esetben, ha a kellő számú termelő következtében élénk piaci verseny alakul ki, az egyes termelők nem tudják befolyásolni a határköltségen alapuló piaci árat, az el kell fogadniuk. Ezeket a termelőket ár elfogadó54 (price taker) termelőknek nevezzük. 54

Az árelfogadó termelők kibocsátásukat az adott ár figyelembevételével tervezik (profitjuk maximalizálására optimalizálják), és feltételezik, hogy kibocsátásuk nem befolyásolja a piaci árat [5.7].

149

Ugyanakkor a piaci helyzet (kereslet, kínálat) változása esetén a megváltozott helyzethez igazíthatják áraikat, amely nincs ellentmondásban a határköltség alapú árak elfogadásával. Kevés számú vagy meghatározó nagyságú (piaci részesedésű) termelő esetén azonban lehetőség van az árak határköltség görbétől történő eltérítésére. A piacokkal foglalkozó irodalom használja a hatékony piac fogalmát. Ez alatt olyan piacot értenek, ahol (i) az ellátást a legolcsóbb termelők biztosítják, (ii) azok fogyasztják, akik a legtöbbet hajlandók érte fizetni, és (iii) a kellő mennyiség kerül előállításra55 [5.7]. A piac hatékonysága a gyakorlatban a mikro ökonómiából ismert fogyasztói többlettel vizsgálható. Piaci erő: A gyakorlatban, a valóságos körülmények között fennáll annak a lehetősége, hogy egyes piaci szereplők (esetenként az összes szereplő) manipulálják a piacot és ennek eredményeként, a normál körülményekhez viszonyítva, nagyobb árbevételt érjenek el. Erre leginkább a jelentős piaci erővel, piaci erőfölénnyel jellemezhető piaci szereplők lehetnek képesek. A hazai szabályozás [5.14] „jelentős piaci erővel rendelkező engedélyesként azonosíthatja azt az engedélyest, amelyik piaci erőfölényben, azaz olyan piaci helyzetben van, amely lehetővé teszi, hogy tevékenységét a versenytársaitól, a tevékenysége végzésével összefüggő szerződésekben részes más engedélyesektől és vállalkozásoktól, valamint végső soron a felhasználóktól nagymértékben függetlenül folytassa”. Más szabályozások [5.7] megemlítik a kapacitások, szolgáltatások visszatartásának, mások piacra lépése megakadályozásának, versenytársak költségei növelésének lehetőségét, a fogyasztói árak tényleges önköltség, hozzáadott érték növekedés nélküli növelése érdekében. A közgazdasági elmélet szerint, amennyiben arra lehetőség van, az erőfölényes helyzet kihasználása racionális magatartás a piaci szereplők részéről [5.7]. Hasonlóan, a piaci erő növelése is racionális társasági cél. A piaci erőfölény létezését, racionális kihasználását azonban meg kell különböztetni az erőfölénnyel való visszaéléstől. Míg az erőfölényes helyzet (akár a monopólium) nem tiltott, addig az azzal való visszaélés, illetve az ilyen állapotra a tényleges vagy potenciális versenytársak tevékenységének korlátozásával, ellehetetlenítésével, kizárásával történő törekvés tilos. A jelentős piaci erő lehetővé teheti források visszatartását, a piaci ajánlati árak ezzel együttes, vagy ettől független növelését. Bármilyen kicsi és bármilyen rövid ideig tartó árnövelés is a piaci erő gyakorlásának számít. A piaci erőfölény érvényesítésének, hatásainak elemzésére Stoft [5.7] az alábbi három lépést javasolja: • Érvényesíti-e az erőfölényt az erőfölényes helyzetben lévő szereplő? • Milyen az érvényesítés hatása a kínálati költséggörbére? • Milyenek és mekkorák az érvényesítés társadalmi következményei? Erőfölény alkalmazása: Erre mennyiségi visszatartással (fizikailag) vagy árnöveléssel (pénzügyileg) van mód. Jóllehet a két piaci taktika különböző, mint az 55

A meghatározás tulajdonképpen a kereslet, kínálat görbék lefutására és az egyensúlyi mennyiség kialakulására utal.

150

5.28. ábra a) részlete mutatja, ezek azonos eredményre, a fogyasztói árak növekedésére vezethetnek. A piaci szereplők ilyen esetben nem árelfogadóként, hanem ár meghatározóként viselkednek. Amennyiben a forrás visszatartásának nincs, vagy alig van áremelő hatása, a termelő szempontjából kedvezőbbnek tűnik a piaci árat meghatározó ajánlati ár növelése (b) részlet), amelynek felderítése is nehezebb, mint a forrás indokolatlan visszatartásáé. A visszatartás megvalósulhat termelő berendezés leállításával, értékesítésének csökkentésével. Piaci erő, elemzés szintjei P

Kereslet

P

Kínálat

q

q

a) Kínálati görbe eltolása

b) Ajánlati ár növelése

5.28. ábra helyzet érvényesítési lehetőségei [5.7]  1. Erőfölényes szint, Érvényesítés (visszatartás)  Mennyiségi,  Pénzügyi (a kibocsátási árak növelése), Erőfölény alkalmazásának hatása a költséggörbére: • Források visszatartása esetén a kínálati görbe balra tolódik, így ugyanolyan  2. szint, Ár-mennyiség összefüggés változása kereslet esetén nagyobb fogyasztói árak alakulhatnak ki (5.29. ábra). A  (Árnövelés, erőmű leállítás, visszaterhelés) visszatartás hatása a piacra nem vitt forrás nagyságától, kínálati görbén történő elhelyezkedésétől, valamint a keresleti görbe rugalmasságától függ.  3. szint, Szociális következmények  Fogyasztói Jellemzésére (az 5.29. többletköltség ábra jelöléseivel)  Értékesítői többletprofit (Q*ΔP) alkalmazhatók [5.7]:

a

következő

mennyiségek

o Visszatartott mennyiség, a kínálati görbe ármeghatározó szakaszának balra tolódása: 5.15 Qv  Qmc  Qme o Mennyiségi torzítás, a kereslet rugalmasságának hatását is figyelembe vevő értékesített mennyiség csökkenés, mennyisége kisebb a visszatartott Qtorzítás  Qc  Qme 5.16 mennyiségnél: o Ártorzítás, az új és a forrásvisszatartás nélküli kínálati görbéhez tartozó Ptorzítás  Pme  Pc egyensúlyi ár különbsége: 5.17 o Fogyasztói árnövekedés, az új kínálati görbéhez tartozó egyensúlyi ár és a forrásvisszatartás nélküli kínálati görbén az új kibocsátás értékhez tartozó kínálat ár különbsége, értéke nagyobb az ártorzításnál: Pm  Pme  Pv 5.18

Piaci erőfölény érvényesítése P P

Torzított piaci egyensúly

Pme

Versenypiaci egyensúly

Pc Pv Visszatartás Qme

Qc

Qm cq

5.29. ábra Forrás visszatartásának hatása a piaci árakra [5.7] Következmények: Amennyiben az előbbi jellemzők közül bármelyik pozitív, piaci erőfölény Mennyiségi visszatartás: ΔQv =Q mc-Qme>0 érvényesül, illetve megfordítva piaci ΔQ erőfölény=Q érvényesítése esetén mind a Monopol mennyiségi torzítás: torzítás c-Qme>0 négy jellemző pozitív. Monopol ár torzítás: ΔPtorzítás =Pme-Pc>0 Árnövekedés: ΔP =Pme-Pv>0

151

Az erőfölényes helyzetben lévő termelő csak akkor él a visszatartási taktikával, ha az árnövekedés számára többletnyereséget biztosít. A kapacitás visszatartásból adódó Qv Ph költségmegtakarítást is figyelembe véve: Qp Pc  ( Q p  Qv ) Pme  Qv Ph

5.19

Ahol az előbbi jelöléseken túlmenően a visszatartást előidéző termelő által eredetileg piacra vitt mennyiség Qp [MW], a visszatartott termelőkapacitás piacra lépési ára [€/MWh]. Ph Átrendezve

Pme  •

Q p Pc  Qv Ph Q p  Qv

5.20

Ajánlati árnövelés esetén a kínálati görbe felfele tolódik, így ugyanolyan kereslet esetén nagyobb fogyasztói árak alakulhatnak ki. Árnövelési stratégia akkor alakítható ki a legkönnyebben, ha termelők ismerik egymás minimális piacra lépési árait, és saját ajánlatukat az utánuk következő termelő minimális ajánlati árát figyelembe véve adják meg, úgy hogy költségsorrendjük ne változzon. Erre elsősorban kevés számú, a meglévő, inhomogén összetételű erőműpark jellemzőit jól ismerő piaci szereplő esetén van mód. Ilyen helyzet az integrált társaságok kellő számú versenyző létrehozása érdekében történő szétbontása esetén mindig kialakulhat. A hazai rendszernél például a kizárólagos vásárló modell felbontását követően, a korábbi szabályozott árak ismeretében volt lehetőség ajánlati árnövelésre. A hazai erőművek minimális Piaci és ár manipulálhatósága 1. piacra lépési árait a piacra lépési sorrend változatlanságát szem előtt tartó növelt árakat az 5.30. ábra mutatja.

5.30. ábra Ajánlati ár növelési lehetősége [5.15] Az árnövelés lehetősége annál nagyobb, mennél kisebb a piaci szereplők száma. A piaci ár alakulása, pool típusú (6.2. szakasz) szervezett piac esetén, (feltételezve, hogy a piaci szereplők azonos méretűek és azonos beszerzési görbéik vannak, pontos információkkal rendelkeznek egymás termelési költségeiről, egyformán pontosan tudják becsülni a villamos energia igényt és az ajánlati ár nem függ az igénytől) az egyes termelők határköltsége és az ebből adódó ajánlati függvény alapján a következő egyenlettel írható le [5.16]:

152

P( q )  ck   c j k m 1 j k

ahol P q k n ck cj

j

m Xj

 q    c j  X   j

n 1

5.21

villamos energia pillanatnyi ára adott időintervallumban [€/MWh], igény az adott időintervallumban [MW], a marginális egység sorszáma a terhelési sorrendben, a piaci szereplők száma, q igény mellett a marginális egység növekmény költsége [€/MWh], a j sorszámú egység változó költsége [€/MWh], azon egységek sorszáma a terhelési sorrendben, amelyek a marginális egység után következnek, de várhatóan a 24 órás időtartam alatt terhelést fognak kapni, a 24 óra alatt várhatóan terhelést kapó legdrágább egység sorszáma, a j egységig terhelt valamennyi egység összes kapacitása [MW].

A hazai rendszerre, számú 2a. piaci szereplő feltételezésével, elvégzett Piacicsökkenő ár manipulálhatósága közelítő számítások eredménye az 5.31. ábrán látható.

5.31. ábra Becsült árnövelés nagysága [5.15] Az előbbi, teljes ajánlati görbére kiterjedő árnövelés helyett piaci árat meghatározó egység (nagy igények esetén gázturbinák) árának növelése (5.28. ábra b) részlet). árnövelés csak néhány százaléknyi kapacitásra terjed alkalmazásának bizonyítása nehézségekbe ütközhet.

elégséges csak a például a csúcs Amennyiben az ki, az erőfölény

Társadalmi következmények: Az erőfölény alkalmazásának következményeként a fogyasztók összességében kevesebb ( Qme ) energiát tudnak megvásárolni, magasabb ( Pme ) áron. Ennek következtében: • a termelőknél – beleértve az erőfölényt nem alkalmazó („potyautas”) termelőket is – a profit növekszik, • a fogyasztói többlet egy része termelői többletté ( ~ Qme Ptorzítás) alakul át, • a hatékonyság csökken, jólétveszteség (deadweight loss; 5.32. ábra) következik be. Az előzőekben csak a kínálati oldali piaci manipulációkról tettünk említést, amelyek célja a piaci ár növelése. Piaci manipuláció az igény oldalon is lehetséges, ezek célja a piaci ár csökkentése. Általában két formája jöhet szóba:

153

• •

Az igények csökkentése, ezzel a keresleti görbe olcsóbb kínálati ártartomány felé történő eltolása. Esetenként egy nagy felhasználó kis igénycsökkenése is érdemi árcsökkenést eredményezhet, így jelentős megtakarításra tehet szert. A fogyasztó drága (nagy piacra lépési árú) termelő berendezésének alacsony áron történő piacra vitele, ezzel a kínálati görbe ármeghatározó szakaszának árcsökkentése. A tényleges árnál kisebb áron történő piacra lépésből keletkező veszteséget, a teljes beszerzett mennyiség árának csökkenése kompenzálhatja. Piaci erőfölény érvényesítése P P

Torzított piaci egyensúly

Pme

Társadalmi jólétveszteség Versenypiaci egyensúly

Pc Pv Visszatartás Qme

Qc

Qm cq

5.32. ábra Társadalmi jólétveszteség Következmények: Esetenként a rendszerüzemeltetők is elősegíthetik a piactorzítást a határkeresztező Mennyiségi visszatartás: ΔQv =Qmc-Qme>0 kapacitások átviteli kapacitásának korlátozásával, csökkentve ezzel a drágább mennyiségiEz, torzítás: ΔQtorzítás =Qcaz -Qme >0 piacok feléMonopol történő értékesítést. miközben elősegíti olcsóbb piac árszintjének Monopol ár torzítás: ΔP =P -P >0 torzítás me c megőrzését, megakadályozza az olcsóbb források jobb kihasználását, a drágább Árnövekedés: ΔP =Pme-Pv>0 nemzeti érdekeket szem piac árszínvonalának csökkenését. Ilyen piactorzításokkal, előtt tartva, hallgatólagosan, a nemzeti szabályozó hatóságok is egyetérthetnek.

Lerner index: A piactorzítás hatása – mint azt bemutattuk – a piaci ár növekedésében jelentkezik. Kimutatása, a megfigyelt piaci árak hipotetikus, tökéletes versenyárakkal történő összevetésével lehetséges. Gyakorlati mérőszámként az úgynevezett Lerner56, vagy PCMI (Price-Cost Margin Index) indexet alkalmazzák:

P  MC 5.22 P

L ahol P MC

aktuális (megfigyelt) piaci ár [€/MWh], tökéletes versenyár, a torzítatlan kínálati határköltség görbe és a torzítatlan keresleti görbe metszéspontja [€/MWh].

Az L Lerner index maximális értéke 1 ( MC =0 esetén) lehet. Az irodalomban az előbbi képlet helyett

PCMI 

P  MC MC

5.22a

alakú felírás is előfordul. Tételezzük fel, hogy a piacon csak egyetlen (monopolista) szereplő van, aki a q nagyságú értékesítése optimalizálásával a 56

Alkalmazását Abba Ptachya Lerner (1903-1982) amerikai közgazdász javasolta.

154

5.6a ( q )  P ( q ) q  C ( q ) függvénnyel számítható profitját maximalizálni akarja. A profit maximumhoz tartozó q értékesítés az előbbi függvény

d ( q ) dP dC 5.23  qP dq dq dq deriváltjából, azt nullával egyenlővé téve számítható. átrendezés után, figyelembe véve, hogy dC dq  MC

P -vel való osztás és

dP q MC MC  P  1    L 5.24 dq P P P Miután az igény  rugalmassága, az egységnyi százalékos bekövetkező százalékos igényváltozás a piaci ár környezetében

 

q [%] q q dq q   P [%] P P dP P

árváltozásra

5.25

Ezt figyelembe véve

P  MC 1 5.26  P  Azaz a monopolista forrás visszatartásából adódó, határköltséghez viszonyított árnövekedés az igény oldali árrugalmasság reciprokjával lesz egyenlő. Rugalmatlan keresleti görbe (  =1) esetén, elméletileg, végtelen nagyságú piaci ár is előfordulhat. Több, egymástól független, a saját értékesítését a többiek értékesítésének változatlanságát feltételezve optimalizáló, jelentős piaci erővel rendelkező termelő (úgynevezett Cournot57 modell) esetén [5.7], egy adott termelőre, annak si piaci részesedése figyelembevételével: L

Ls i 

si

5.27



Látható, hogy a piaci szereplők számának növekedésével (az egyéni piaci részesedések csökkenésével) az áreltérítés lehetősége csökken (de rugalmatlan keresleti görbe esetén – elméletileg – ez esetben is kialakulhat végtelen ár). Herfindahl-Hirschman58 (HHI) index: A piaci koncentrációt jellemző mérőszám, amely az egyes, azonos piacon tevékenykedő piaci szereplők si (százalékban kifejezett) piaci részesedése alapján a

HHI   si2 5.28 i

képlettel számítható. Az si piaci részesedésen az i -edik szereplő értékesítésének, összes értékesített mennyiséghez viszonyított arányát értik59. Az 5.27 összefüggés 57

Antoine Augustin Cournot (1801-1877) francia matematikus, filozófus Orris Clemens Herfindahl (1918-1972), Albert Otto Hirschman (1915–2012) amerikai közgazdászok 59 Előfordul, hogy a beépített kapacitások összes beépített kapacitáshoz viszonyított részesedése alapján számítják, ez azonban nem felel meg a HHI eredeti definíciójának. 58

155

mindkét oldalát si -vel megszorozva, és az egyes szereplőkre így kiadódó értéket az összes szereplőre összegezve [5.7]

 si Ls i   A

s L i

si

i

i

si2





1

s 

2 i

i



HHI



5.29

összeg súlyozott, átlagos Lerner indexnek tekinthető.

i

A HHI maximális értéke, egy, 100 % piaci részesedésű szereplő esetén 10000. Tíz, azonos részesedésű piaci szereplő esetén értéke 1000-re csökken. Használatánál figyelembe kell venni, hogy nem veszi figyelembe például: • a tényleges igények előrejelzésének bizonytalanságát, a fogyasztói igények rugalmasságát, • a verseny típusát, • a forward szerződések szerepét, • a piac tényleges határait (különösen regionális piacok esetén). Ennek ellenére a szabályozó hatóságok a piacok jellegének, vagy összeolvadások hatásának megítélésénél előszeretettel alkalmazzák. A villamosenergia-iparban leggyakrabban a termelők (nagykereskedelmi piac) és a viszonteladók (kiskereskedelmi piac) koncentrációjának elemzésére használják. Amennyiben HHI értéke valamely piacra 1500 alatt van, a piacot nem tekintik koncentráltnak. HHI=2500 felett a piac koncentrációja nagynak, HHI=1550-2500 között közepesnek minősülhet. Példaként, a piacnyitást megelőző piaci részesedések, a hazai termelői és viszonteladói piacra az 5.5. táblázatban láthatók. Ezek alapján a HHI a termelői piacra 2387,5, a viszonteladói piacra 3990,7 adódott. Az előbbi kategóriák alapján a termelői piacon közepes, a viszonteladói piacon nagy volt a koncentráció. A piacnyitást követően új szereplők megjelenésével, az import részarányának növekedésével a koncentráció lényegesen csökkent, de még jelenleg is mindkét piacon közepesnek tekinthető. 5.5. táblázat Termelői piac Piaci részesedés (%) MVM 40,7 Tractebel 17,3 AES 9,9 RWE+EnBW 16,5 ATEL 6,4 EdF 3,0 Croesus 1,8 Transelectro 0,7 E.ON 2,7 EMA Power 0,5 APV Rt. 0,5

Viszonteladói piac Piaci részesedés (%) E.ON 44,0 RWE+EnBW 43,6 EdF 12,4

Dömpingár: Az előzőekben csak az árak növekedésére vezető ármanipulációkkal foglalkoztunk. A gyakorlatban előfordul az önköltség (határköltség) alatti (úgynevezett dömping-) áron történő értékesítés is. Erre elsősorban a versenytársak

156

kiszorítása érdekében kerül sor. Az önköltség alatti értékesítés veszteségét a dömpingárat alkalmazó piaci szereplő az egyéb értékesítésein elért nyereségéből fedezi. A gyakorlatban az eltérő szabályozási feltételekből (például az EU-n kívüli államokban esetenként mellőzött környezetvédelmi szabályozásból, piacitól eltérített, „protekciós” tüzelőanyagárakból) adódóan is jelentős határköltség különbségek adódhatnak, amelyek a dömpingárakhoz hasonló következményekkel, a belső piacon előírt feltételeket teljesítő termelők kiszorításával járhatnak, miközben a káros anyagok kibocsátása (és az ezzel járó externális költségek) lényegesen növekedhetnek. A jelenlegi EU szabályozás az ilyen beszállítások korlátozását nem teszi lehetővé. Villamos energia piaci verseny elősegítése: A hazai szabályozás [5.14] a hatékony verseny elősegítésére részletes előírásokat tartalmaz, amelyek előírják: • Piacelemzések elvégzését a o villamos energia nagykereskedelem piacain, o villamos energia kiskereskedelem piacain, o rendszerszintű szolgáltatások érdekében beszerzett teljesítmény és energia piacain. A piacelemzést az érintett piacokon o szükség szerint, de legalább az előző piacelemzési eljárás befejezését követő három éven belül ismételten, o a piacon fennálló verseny megítélése szempontjából jelentős körülmény tudomásra jutása esetén haladéktalanul, o az érintett piacon engedéllyel rendelkező piaci szereplő kérelmére, amennyiben az adott piacon a verseny körülményei a legutolsó piacelemzés óta lényegesen és alapvetően megváltoztak, és a legutolsó határozat óta legalább egy év eltelt − a Gazdasági Versenyhivatal állásfoglalásának − figyelembevételével le kell folytatni. Az elemzésnél a szabályozó hatóságnak figyelembe kell venni: o az engedélyesnek az adott piac földrajzi területén, illetve a kapcsolódó piacokon való jelenlétét, amennyiben az adott érintett piac és a kapcsolódó piac közötti kapcsolatból eredően az engedélyes az egyik piacon fennálló gazdasági erejét átviheti a másik piacra, és ezzel gazdasági erejét erősítheti, o az engedélyes méretét és piaci részesedését, o az engedélyes által irányított vállalatok, az őt irányító vállalat, illetőleg az engedélyest irányító vállalat által irányított vállalatok tevékenységi körét, a vertikális integrációt és az azonosított piacok kapcsolódási sajátosságait, a termékdiverzifikációt, valamint a csomagban értékesíthető termékek, szolgáltatások körét, o a piacralépési korlátokat és a növekedési és terjeszkedési korlátokat, o a kiegyenlítő vásárlóerő hiányát vagy alacsony szintjét, o a lehetséges verseny hiányát, o a méret- és tevékenység-gazdaságosságot. • A jelentős piaci erővel rendelkező engedélyesek azonosítását. Kötelezettségek előírása: Az azonosított engedélyesek számára a szabályozó hatóság a hatékony és a fenntartható verseny előmozdítása, valamint a felhasználói érdekek védelme érvényesítéséhez szükséges mértékben kötelezettségeket írhat elő, amelyek kiterjedhetnek:

157

•

• • • • •

az átlátható működés biztosítására (meghatározott információk, így különösen számviteli és műszaki információknak, értékesítési szerződések meghatározott adatainak, a szolgáltatás nyújtási és igénybevételi feltételeknek, valamint az áraknak nyilvánosságra hozatalára), az egyenlő elbánás biztosítására (pl.: a szerződések lényeges tartalmi elemei körében alkalmazott indokolatlan megkülönböztetés megszüntetésére), a termelőket kivéve, árkorlát vagy költségalapú árképzés alkalmazására, felhívás esetén, költségalapú árképzés melletti ajánlattételi kötelezettségre, átlátható értékesítés végrehajtására, ahol az átlátható értékesítés tárgyát képező kapacitás mennyiségét és forrásösszetételét a szabályozó hatóság hagyja jóvá, továbbá a tulajdonba tartozó átviteli rendszerüzemeltető, illetve elosztó rendszerüzemeltető értékesítésére.

A költségalapú árképzés alkalmazására vonatkozó kötelezettségeknél és meghatározásánál figyelembe kell venni az engedélyesi tevékenység végzésével összefüggésben felmerült költségeket, befektetéseket, és biztosítani kell ezek méltányos − az üzleti kockázatot figyelembe vevő − megtérülését. Viszonteladók esetében kötelezettségként megfelelő bontású és részletezettségű − így különösen a szolgáltatási árat, fizetési formákat, valamint a szolgáltató-váltáshoz kapcsolódó ügyintézési kötelezettségeket tartalmazó − mintaajánlat készítése jöhet szóba. A mintaajánlattól a másik szerződő fél beleegyezésével sem térhet el. Ezeken túlmenően a szabályozó hatóság megtilthatja • az engedélyes kapcsolt vállalkozása(i) versenyhelyzetének javítása érdekében a kapcsolt vállalkozás(ok) versenytársaival szemben indokolatlanul magas árak alkalmazását, • a versenytársak piacra lépését vagy a versenyt akadályozó, nem a versenytársakéhoz viszonyított nagyobb hatékonyságon alapuló, indokolatlanul alacsony árak alkalmazását, • az egyes felhasználók indokolatlan megkülönböztetését, vagy • az indokolatlan árukapcsolás alkalmazását. A szabályozásokkal kapcsolatban gyakran felvetődik, hogy azok nem definiálják a jelentős piaci erő mérésére alkalmazható számszerű kritériumokat, mekkora az a jelentős piaci erő, amelynél be kell avatkozni az ármanipuláció megelőzésére [5.7]. Ezek a megállapítások az előbbiekben vázolt, aktuális hazai szabályozásra is érvényesek. Így könnyen felmerül az objektivitás hiányának gyanúja. Az ár növelésére irányuló piaci manipulációk mellett említést kell tenni az árak csökkentésére irányuló áreltérítésekről is. Ezek mindig csak időlegesek, a versenytársak tönkretételét, ezzel a piacról való kiszorítását célozzák. A leggyakoribb formái: • Dömpingár alkalmazása, amelyről csak az esetben beszélhetünk, ha o az árat alkalmazó szereplő domináns a piacon, o az ár az átlagos változóköltségeket sem fedezi, azaz a piaci szereplő folyamatosan veszteséggel értékesít, o az árat alkalmazó piaci szereplő szándékoltan ki akarja szorítani a másik partnert a piacról, hogy azután monopolistaként az árat újból megemelje,

158

•

•

o az árat alkalmazó szereplő diszkriminatív, szelektív feltételeket alkalmaz. Gyakorlatban reménytelen a dömpingár bizonyítása és ennek megfelelően bírósági érvényesítése is elég kilátástalannak tűnik. Ár vagy feltétel visszaélés, amely akkor valósul meg, ha o a megállapodás kikényszerítésre kerül, o a megállapodás indokolatlan, a gazdasági értékkel (mint pl. térbeliség, helyettesíthetőség, időbeliség szempontjából) összhangban nem lévő árat tartalmaz, o a megállapodás egyéb indokolatlan üzleti feltételeket tartalmaz. Előfordulhat a megállapodási szabadság egyéb korlátozása is. Célzott dömpingár (predatory pricing, ragadozó árazás) alkalmazása. Szokásos formái: price squeesing, az ár összenyomása vagy a dolus directus, a szándékos megtévesztés. Jellemzői o az ár az átlagos változóköltségek alatt van, o az ár az átlagos változóköltségek felett van, de az átlagos összköltségek alatt és az áralkalmazás célzottan a konkurens kikapcsolását célozza. 5.4.

Kapacitás aukció.

Energia értékesítésnél, beszerzésnél gyakran alkalmaznak aukciót 60. Az aukció során az eladni vagy megvásárolni kívánt terméket az ár megadása nélkül (esetleg a minimális eladási vagy maximális vételi ár megjelölésével hirdetik meg, az ár az aukció során alakul ki. Villamos energia ügyleteknél általában termelő berendezések kapacitás használati jogosultságára, különféle típusú villamos energia termékek adott időszakra történő értékesítésére, adott fogyasztó vagy fogyasztócsoportok villamos energiával történő ellátására hirdetnek pályázatot. Pályázat kiírása meglévő és új termelő berendezések lekötésére is szóba jöhet. Az aukciók célja az árak versenyben történő kialakítása, transzparencia biztosítása, ezzel a kiíró számára a legelőnyösebb feltételek biztosítása. A piac jellegétől (piaci szereplők nagyságától) függően azonban az aukció sem garantál minden esetben igazi versenyt. Erre, csak a piacon keresett termék, és kellő számú versenyző esetén lehet számítani. Kevés versenyző esetén fennáll az erőfölény kihasználásának lehetősége. Aukciók típusai: A meghirdetett terméktől és az ügyletkötés céljától függően többféle aukció típus ismert [5.7]: • Hagyományos (angol) aukció: a kikiáltási árat nyilvánosan, folyamatosan növelik (árverés), és a legmagasabb árat ígérő vevő nyer. • Holland aukció: nagy árról indulnak, és az árat, fokozatosan csökkentik, az utolsó árat legelőször elfogadó vevő nyer. • Vickrey61 (második ár) aukció: A vevők borítékolt vételi ajánlatokat küldenek és a legtöbbet ígérő nyer, de csak a második legtöbbet ígérő ajánlati árát fizeti. Több nyertes vásárló esetén mindenki azonos (single-price) árat fizet. • Borítékos (legmagasabb ár) aukció: az ajánlattevők borítékolt ajánlatot küldenek és a legmagasabb árú ajánlatot tevő nyer. Több vásárló esetén az

60

A pénzpiaci papírokkal kereskedő tőzsdék is aukciós piacok [5.17]. William Vickrey: 1996-ban közgazdasági Nobel díjat nyert, elsősorban aukció elméleti munkásságáért. 61

159

egyes vásárlók saját ajánlataik alapján köthetnek üzletet. Emiatt az eljárást „pay-as-bid” aukciónak is nevezik. Az előbbi aukciótípusok megfordítva is, nemcsak eladásra, hanem vételre is alkalmazhatók. Ekkor, a hagyományos aukciónál, az árat fokozatosan csökkentve (árlejtés), a legalacsonyabb árat kérő eladótól történik a beszerzés. Az aukcióval megszerzett „dolog” szolgálhat saját célt vagy tovább értékesítés céljából vásárolják meg. Első esetben a dolog értékét a vevő értékítélete határozza meg: mennyit ér neki a megszerzett dolog (mekkora a private value), míg a második esetben a dolog értéke annak várható továbbértékesítési árától függ (mekkora a common value). Az egyes ajánlatok árazása az ajánlattevők piaci várakozásaitól, nyerési szándékától (az ügylet fontosságától), ajánlattételi stratégiájától, a versenytársak stratégiájára vonatkozó elképzeléseitől függhet. Ideális esetben – amennyiben az ügyletre saját célra kerül sor – mind a négy aukciótípus azonos eredményre vezet. A villamosenergia-piacokon, miután az igények is árfüggők és bizonytalanok, továbbá több „egység” beszerzéséről kell dönteni, az eredmény különbözhet [5.7]. Az bizonyos, hogy költségeik, illetve a várható értékesítési ár alatt a termelők, nagykereskedők nem adnak ajánlatot, de az ezek feletti árajánlat gyakran előfordulhat. A túlárazás a versenytársak és a piaci folyamatok ismeretétől függ. Aukciók lebonyolítása: Magyarországon a legismertebbek, a legnagyobb beszerzési portfólióval rendelkező nagykereskedő által, az előbbiekben ismertetett, jelentős piaci erővel bíró szereplőre vonatkozó szabályozás alapján, rendszeres időközönként meghirdetett termék aukciók, amelyeken szokásos (zsinór, csúcs, völgy) és egyedi termékek értékesítésére kerül sor. Ezek során hagyományos aukciót alkalmaznak, minimális kikiáltási árral. Az aukció során az ajánlattevők személye a kiíró és a többi ajánlattevő számára ismert. Az aukció történhet személyes részvétellel, vagy távolról (akár IT eszközökön keresztül) történő licitálás során. A részvétel feltétele, hogy a potenciális ajánlattevők a megvásárolni kívánt termék(ek) értékének megfelelő pénzügyi biztosítékot megfelelő pénzintézetnél letétbe helyezzék. Ennek alapvető célja, hogy az aukció ténylegesen, eredményes Árverés képesek legyenek a megszerzett termékek ügyleteket hozzon létre, a vevők Licitálás kiinduló áron kezdődik, túlkínálat esetén az árszínt fokozatos emelésével a kereslet kínálati mennyiségre átvételére. csökkenéséig folytatódik. Egyedi vevőnek nincs hatása az eladó árára! 21000

Eladónál nincs visszaélési, befolyásolási lehetőség!

Záró ár

Licit ár (Ft/MWh)

20000

19000

Kevés vevő kartelt alkothat!

18000

17000

16000

Kiinduló ár 15000 0

50

100

150

200

250

300

350

Munkanapi zsinór termék

Mennyiség (MW)

5.33. ábra Munkanapi zsinór termék aukciója (2008) Az induló kikiáltási áron általában az értékesíteni kívánt mennyiségnél lényegesen nagyobb vételi ajánlat (5.33. ábra) érkezik. A kikiáltási árat fokozatosan növelve, csökken a megvásárolni kívánt mennyiség, míg egy adott árnál csak a meghirdetett mennyiségre érkezik ajánlat. Ez az ár az aukció végeredménye. Olyan esetben, amikor a szabályozó hatóság, az aukciós szabályok jóváhagyása során, az elérhető felső árszintet is korlátozza, előfordulhat, hogy ezen a kikiáltási áron a meghirdetett 160

mennyiségnél nagyobb vételi ajánlat érkezik. Ilyenkor úgynevezett arányos (pro ráta) kiosztást kell alkalmazni. Ennek során (5.34. ábra) az értékesíteni kívánt mennyiség egyes ajánlattevők közötti szétosztására, a beérkezett egyes vételi ajánlatok összes ajánlathoz viszonyított arányában kerül sor. A kiírás általában lehetőséget ad a Árverésmegadott (zsinór termék) meghirdetett mennyiség előre arányú növelésére, csökkentésére. Amennyiben az előre megállapított számú áremelési Túlkereslet esetén általában növelt mennyiség értékesítésére kerül sor. lehetőség elfogy és túl kereslet van, pro ráta (utolsó licit mennyiségekkel arányos) leosztást kell alkalmazni. 17000

Eladónál nincs visszaélési, befolyásolási lehetőség!

Záró ár

Licit ár (Ft/MWh)

16500

16000

Kevés vevő kartelt alkothat!

15500

15000

15% tűrés 14500

Kiinduló ár 14000 0

500

1000

1500

Mennyiség (MW)

2000

2500

További transzparens értékesítési lehetőségek: • hirdetőtábla, • HUPEX (tőzsde)

5.34. ábra Pro ráta kiosztás (2008) Az árszintet a regionális kereslet-kínálat, a termék átvételi időszakára vonatkozó árvárakozások határozzák meg. Ugyanakkor az egyes ajánlattevők által elfogadható árakat – mint arra az előzőekben már utaltunk – a megszerzendő termék felhasználási célja is befolyásolja. Az aukció vázolt lefolyásából adódóan a kiírónál nincs visszaélési lehetőség, a vevők azonban előzetesen egyeztetve manipulálhatják a kialakuló árszintet. A sikerhez fontos az aukció gondos előkészítése [5.32]. Fordított aukció érvényesül az úgynevezett beszerzési pályázatokon. Ezekre egy adott, vagy több azonos jellemzőkkel bíró vásárló, legkisebb áron történő, ellátására kérnek ajánlatokat. Az ilyen célra szolgáló aukció formája általában borítékos (legkisebb ár) aukció. Esetenként pay as bid típus is előfordulhat. Az ajánlattétel általában nem transzparens, így nem garantált a versenyár elérése. A viszonteladók által, a fogyasztói portfólió növelésére meghirdetett típustermék értékesítési akciók is aukciók, ahol a típustermék ára kikiáltási árnak tekinthető és a készlet (források) erejéig történik a vevők befogadása. Kapacitáshasználati jog értékesítése esetén a lehívási (piacra lépési) ár, meghirdetett kapacitás, minimális lehívási mennyiség (berendezés tartós minimális teljesítménye) a pályázati felhívásban szerepel. Az ajánlattevők a lekötni szándékozott kapacitás nagyságára, (az állandó költségek fedezetére szolgáló) lekötési díjára tesznek ajánlatot. A megajánlott díj az egység versenyképességétől függ: a várható piaci árak figyelembevételével vajon ki tudja-e termelni a lekötési díjat. 5.5.

Befagyott költségek

Befagyott költség: A piacnyitás következtében a korábbi nemzeti piacokat szolgáló, hatályos szabályozások alapján létesített erőművek egy része kiszorul a piacról, más részük a piacon marad, de bevételeik nem fedezik a költségeket. Miután a berendezések létesítésére a befektetések idején érvényes szabályozási rendben, azok árszabályozás alapján várható teljes megtérülését feltételezve került sor, jogosnak tekinthető a befektetők elvárása, hogy a regulációs változások következtében meg nem térülő (ténylegesen befagyott) költségeket az államigazgatás a piaci szereplők részére megtérítse [5.18]. Fontos megjegyezni, hogy csak a felelős, az árszabályozás folyamatosságát feltételező döntéseken 161

alapuló beruházások befagyott költségeinek megtérítése lehet méltányos, figyelembe véve az érintett vállalkozás kárenyhítési kötelezettségeit is. Az árszabályozási rendszeren kívüli, illetve a reális piaci folyamatokkal nem számoló döntéseken alapuló befektetések nem számíthatnak a befagyott költségeik megtérítésére. A piacnyitás következtében a termelők leginkább a következő, kedvezőtlen hatásokkal szembesülhetnek: • a határköltségeken alapuló energiapiaci árak kisebbek lesznek az átlagos költségeknél, így egységnyi értékesítés után csökken a bevétel, • esetleges olcsóbb importforrások megjelenése esetén az értékesítés a korábbiakhoz képest csökken, így csak kisebb mennyiségen képződik bevétel. (Ezzel szemben lehetnek olyan versenyképes termelők is, akiknek értékesítése a külpiacokra való könnyebb kijutás eredményeként növekszik.) A bevételkülönbség meghatározható ex ante vagy ex post. Az előbbinél a várható piaci folyamatok feltételezésével valószínűsítik az egyes termelők várható hiányzó bevételét. Az ex post eljárásnál a tényleges piaci folyamatok figyelembevételével, az ismert árak, mennyiségek alapján végzik el a be nem folyt bevétel meghatározását. Utóbbi nyilván sokkal pontosabb eredményt adhat, ugyanakkor nem ösztönzi az egyes termelőket a piacnyitásból adódó hatások mérséklésére (kárenyhítésre). További lényeges kérdés, hogy a számításra termelő egységenként (bottom-up) vagy a teljes portfólióra (top-down) kerül-e sor. Előbbieknél termelőnként történik a következmények ex ante becslése vagy ex post számítása. A teljes portfólióra végzett elemzéseknél a portfólió értékesítésének, értékesítési árának nagyságát becsülik, illetve számítják. A befagyott költségek térítésére rendszerint a fogyasztóktól beszedett különdíjakból (például átállási költség díjelem) kerül sor, amelyet elkülönített pénzalapban gyűjtenek. Ennek számítása a várható összes befagyott költség és az értékesített mennyiség hányadosaként történik. Miután a befagyott költség a piacnyitás folyamatában változhat, lehetséges a díjelem évenkénti módosítása, de a várható futamidő és kifizetni tervezett összes befagyott költség alapján, egy a teljes időszakra vonatkozó átlagos érték meghatározása is. Az egyes, érintett termelők részére kifizetett átállási díj állami támogatásnak minősül, mivel térítésére államigazgatási döntés alapján (állami – államigazgatási döntésen alapuló – forrásból) kerül sor. Az érintett termelő részére gazdasági előnyt jelent. Ezek mellett szelektív (nem minden termelő kap befagyott költség térítést, és nagysága is különbözhet), hozzájárul a verseny torzításához, befolyásolja a közös piaci kereskedelmet (a támogatás nélkül az érintett termelő működését valószínűsíthetően nem tudná folytatni, így helyét más termelők vehetnék át). Ennek következtében, a vonatkozó EU szabályoknak [5.19] megfelelő előkészítés és engedélyezés hiányában, tiltottnak is minősülhet. A verseny torzítása megelőzhető oly módon, ha az eszközöket árverésen értékesítik. Ekkor a befagyott költséget az eszközök könyvszerinti és piaci értéke közötti különbség jelenti. Ilyen megoldásra csak köztulajdonban álló eszközök esetén van mód. A hazai piacnyitással összefüggésben a várható, illetve tényleges befagyott költségek vizsgálatára több alkalommal, a piacnyitást megelőzően (1999-ben, 2001ben) és a Bizottság által 2005-ben Magyarország ellen a hosszú távú szerződésekkel összefüggésben (tiltott állami támogatások vélelmezése alapján) kezdeményezett C

162

8,00

6000

7,75

5000

7,50

4000

7,25

3000

7,00

2000

6,75

1000

6,50

"Befagyott" energia (GWh/év)

Átlagár (Ft/kWh)

41/2005 számú eljáráshoz kapcsolódóan került sor. A piacnyitást megelőzően, rendszerszinten, a kizárólagos vásárló portfóliójára elvégzett, ex ante vizsgálatok megállapították, hogy a piacnyitás eredményeként két hatás jelentkezik: • egyrészt a fölöslegessé váló, többségükben csak garantált átvételen kihasználható kapacitások következtében a lekötött portfólió átlagára megnő, másrészt • a fogyasztók egy részének szabad piacra lépéséből adódó, garantáltnál kisebb rendszerszintű villamosenergia-igény következtében a szerződésekkel lekötött energiamennyiség egy részét nem lehet majd átlagáron eladni, így azt “befagyott” energiamennyiségként, versenypiaci áron kell értékesíteni.

0 1998

2000

2001

Átlagár piacnyitás nélkül

2002

2003

2004

2005

2006

Átlagár gyors (2001-2005) piacnyitás esetén

2007

2008

"Befagyott" energia

5.35. ábra Befagyott költségek [5.20] Ezek mellett arra is számítani lehetett, hogy a hőszolgáltatást biztosító, kapcsolt erőművek is kiszorulnak a piacról, amennyiben áraikat nem tudják csökkenteni. Mivel utóbbira a hőszolgáltatás keresztfinanszírozási kényszere miatt nem volt lehetőség, ezen erőművek értékesítése is befagyott energiamennyiségként jelent meg, ennek finanszírozása azonban a szabályozott árú „kötelező átvétel” keretében történt. A nagykereskedelmi portfólió átlagos költségeken alapuló árát (amely 2001-2002ben új egységek belépése miatt nő, majd a versenyképtelen egységek 2003-2004-re tervezett leállítása következtében csökken), valamint a 2001-re tervezett, 2005-ig a piac 33%-ára kiterjedő, „gyors” piacnyitás átlagos árakra gyakorolt hatását, illetve a becsült, befagyott energiamennyiséget az 5.35. ábra mutatja. Az ábrán szereplő mennyiségekkel a befagyott költség becsült jelenértéke mintegy 115 MrdFt-ra adódott. Miután a befagyott energiamennyiség értékesítésére − 2003-200762 években − transzparens módon, aukciók során került sor, a költségtérítés a szerződéses átvételi árak és az aukciós árak különbségéből az értékesített mennyiségek figyelembevételével számítható volt. A vonatkozó minisztériumi rendeletek63 alapján, ténylegesen ~68,5 MrdFt került kifizetésre a volt kizárólagos vásárló részére. A csökkenést a későbbi piacnyitás és a versenypiaci árak feltételezettnél gyorsabb növekedése eredményezte. A C 41/2005 számú eljáráshoz kapcsolódó elemzés (utólagosan) megállapította, hogy a hosszú távú szerződések alapján, a piaci áraktól eltérő (nagyobb) árakon értékesítő erőművek felé tiltott állami támogatás nem történt. 62

A hazai piacnyitásra végül csak 2003. január 1-én került sor. 79/2004 (V.14.), 22/2005 (IV.12), 24/2006 (IV.28), 57/2007 (VI.8) számú GKM és 23/2008 (VIII.29) számú KHEM rendeletek 63

163

5.6.

Árszabályozás alapelvei.

Liberalizált piacokon, mint arra az 5.1. szakaszban utaltunk, hatósági árszabályozást − a 3.5. szakaszban vázolt válsághelyzetektől eltekintve − csak a természetes monopólium jellegű tevékenységek esetén alkalmaznak. Az alábbi alapelvek azonban a hagyományos, integrált társaságok által kiszolgált, szabályozott piacokra, termelői, fogyasztó árak megállapítására is érvényesek. Az árszabályozási rendszer kialakításánál, (a piac működésének és az ennek szabályait rögzítő jogszabály rendszer) módosításánál nem mellőzhető annak megfontolása, hogy: • Milyen feladatok (értéklánc elemek) tartoznak a szabályozás hatáskörébe (mely szolgáltatásokat, üzleti tevékenységeket kell külön szabályozni)? Liberalizált piacok esetében csak a természetes monopólium jellegű tevékenységek tartozhatnak a szabályozó hatóság illetékességi körébe. Az egyetemes szolgáltatások esetében árellenőrzés érvényesülhet. • Milyen államigazgatási szinten, melyik szervezetnél kell a döntéseket meghozni, szükség van-e gazdaságpolitikai egyeztetésekre? A villamos energia belső piacára vonatkozó irányelv [5.21] alapján az árszabályozási kérdésekben az irányelvben rögzített hatáskörökkel (például „az átviteli és elosztási tarifák vagy az ezekre vonatkozó módszerek átlátható kritériumok alapján történő megállapítása vagy jóváhagyása”) felruházott − az esetleges politikai befolyásolástól mentes − szabályozó hatóságnak kell illetékesnek lenni. Ugyanakkor az energiapolitikai célok elérésére alkalmazott támogatási mechanizmusok (például a megújuló energiaforrásokkal előállított villamos energia kötelező átvételi ára) elemeinek szabályozása továbbra is kormányzati hatáskörbe tartozhat. • Milyen adatszolgáltatást kell teljesíteni az egyes engedélyeseknek, piaci szereplőknek az árszabályozás elősegítésére? • Hogyan történik a döntés előkészítés, az elemzéseket a szabályozó hatóság önállóan végzi vagy azok előkészítéséhez szakértőket is igénybe vesz? Milyen feltételeknek kell megfelelni a szóba jöhető szakértőknek. • Milyen hosszú legyen az árszabályozási időszak, történjenek-e és hogyan rendszeres felülvizsgálatok? • Mekkora lesz a tervezett mechanizmus erőforrás és költségigénye, utóbbi milyen forrásokból és hogyan finanszírozható? Az árszabályozással szemben a szakmai oldal [5.22] a következő általános elvárásokat64 fogalmazza meg: • Elégségesség (bevétel megfelelőség): A tarifáknak az összes megengedett hálózati költség megtérítésére és a befektetett tőke méltányos megtérülésére fedezetet kell biztosítani, a múltbeli befektetések honorálására és a jövőbeli befektetések ösztönzésére . • Költség tükrözés (költség okozás elve): A tarifáknak tükrözni kell az egyes fogyasztók kiszolgálásával összefüggő költségeket, kizárva a más folyamatokkal összefüggő (rendszeridegen) költségek beszámítását, keresztfinanszírozást. 64

Az elvárások a hálózati tarifákra vonatkoznak, de az integrált ellátó rendszerekben alkalmazható árszabályozásra is érvényesek.

164

• • • •

Gazdasági hatékonyság: A tarifáknak a fogyasztókat és a hálózati társaságokat is a rövid és hosszú távú társadalmi haszon maximalizálására kell ösztönözni. Diszkrimináció menetes költség allokáció, transzparencia: A tarifa megállapításnak transzparens, auditálható és következetes módon, a metodológiát és az alapvető paramétereket közzétéve kell történnie. Stabilitás és kiszámíthatóság: a beruházási kockázatok minimalizálására a rendszerhasználóknak és a hálózati társaságoknak képesnek kell lenni a jövőbeli díjak könnyű előrejelzésére. Érthetőség: A tarifa rendszer legyen könnyen érthető és alkalmazható, különös tekintettel az energia fogyasztással való összefüggésre.

A könyv összeállításának idején hatályos hazai szabályozás [5.23] alapján: • A rendszerhasználati díjakat a hatékonyan működő engedélyes vállalkozás indokolt működési és tőkeköltsége, illetve összehasonlító elemzések alapján a legkisebb költség elvének érvényre juttatásával a vonatkozó miniszteri rendelettel összhangban úgy kell meghatározni, hogy az érintett engedélyeseket rövid és hosszú távon gazdálkodásuk hatékonyságának, és az általuk nyújtott szolgáltatás minőségének folyamatos javítására és az ellátásbiztonság növelésére ösztönözze (VET 142. § (6)). • Az egyetemes szolgáltatás árát a villamosenergia-piaci árak, továbbá a hatékonyan működő engedélyes gazdálkodó szervezetek indokolt működési és tőkeköltsége, valamint összehasonlító elemzések alapján kell meghatározni úgy, hogy a legkisebb költség elvének érvényre juttatása érdekében a szabályozás által érintett engedélyeseket gazdálkodásuk hatékonyságának, és az általuk nyújtott szolgáltatás minőségének folyamatos javítására ösztönözze. Az egyetemes szolgáltató által kötelezően nyújtandó termékcsomagokat, a kötelezően nyújtandó egyetemes szolgáltatás árát, az áralkalmazási feltételeket, valamint az árszabályozás kereteit a szabályozó hatóság javaslata alapján az illetékes miniszter rendeletben állapítja meg (VET 143. § (2), (3)). Ennek megalapozásához, az egyetemes szolgáltató engedélyeseknek dokumentumokkal alátámasztott, árakra vonatkozó javaslatot kell küldeni a szabályozó hatóság részére (VET Vhr 113. § (1), (2)) [5.24]. Az előzőek alapján a díjak megállapításánál az indokolt működési és tőkeköltségeket figyelembe kell venni. Az engedélyesek és az ármegállapító hatóság között azonban információs aszimmetria van, a leggondosabban végzett költség felülvizsgálat során sem tudnak a felülvizsgálatot végzők minden, a működési, tőkeköltségeket érintő információt megismerni. Ebből adódóan az engedélyesek az árfelülvizsgálatnál megismert állapothoz képest általában tartalékokkal, úgynevezett hatékonyságjavítási potenciállal rendelkeznek. A szabályozásnak érdeke, hogy a hatékonyság javuljon, ezzel a fogyasztói költségek csökkenjenek. A gyakorlatban alkalmazott árszabályozási modellek többsége ösztönzi a hatékonyság javítását: • Ársapka (Price Cap) szabályozás: a 4-5 éves szabályozási időszak induló évét követő években az árak az inflációnál (RPI) egy hatékonyságjavítási elemmel (X) kisebb mértékben (1+RPI – X) növelhetők. Így a hatékonyságjavításból eredő átmeneti jövedelem egy része rövid ideig (a következő költség felülvizsgálatig) a társaságoknál maradhat. Ösztönzi a költségek csökkentését, ugyanakkor nagy a kockázata rövidtávon igen nagy

165

•

•

•

profitok elérésének. A szolgáltatás minősége romolhat (az elvárt szolgáltatás minőségének kiegészítő szabályozása szükséges). Jövedelem sapka szabályozás: A szabályozás a felszámítható árat, a társaság bevételének, nyereségének alakulásán keresztül szabályozza. Így a mennyiségi változásból (például a villamos energia igény gyors növekedéséből) adódódó hatások kiszűrhetők. Az (1+RPI – X) tényezőt a jövedelemre alkalmazzák. A hatások az ársapka szabályozáshoz hasonlóak. Teljesítmény (performance) alapú szabályozás: A jövedelmet a szolgáltatás minősége befolyásolja. Az indokolt költségeken, tőkejövedelmen alapuló „névleges” bevétel csak az elvárt szolgáltatási minőség teljesülése esetén jár, a minőség romlása csökkenti, javítása növelheti a bevételt. Megtérülés (ROR) szabályozása: Az előzőekkel szemben, a megtérülés szabályozásánál a jövedelem/ár szorosan követi a költségeket. Ez rendszeres szabályozói felülvizsgálattal biztosítható, amely megelőz bármilyen lényeges eltérést az aktuális költségek és az aktuális jövedelem között. Tervezhető, transzparens, ugyanakkor miután a tényleges költségek elismerésre kerülnek, nincs ösztönzés a költség csökkentésre, indokolatlan tevékenységekre, befektetésekre vezethet

Az árszabályozás része a költség felülvizsgálat, és ez alapján az induló árak megállapítása, majd rendszeres kiigazítása. Erre többféle szabályozói gyakorlat alakult ki: • Nagyvonalú költség felülvizsgálat: nem végeznek hatósági felülvizsgálatot, elfogadják az engedélyes által előterjesztett igényt. Hallgatólagos megállapodást (Gentleman’s Agreement) kötnek a költségek alacsony szinten tartásáról. • Szigorú költség felülvizsgálat: hatósági költség felülvizsgálat során tételesen áttekintik a költségeket, értékelik jogosságukat és ez alapján állapítják meg az árszabályozás alapját képező elismert költséget.  Standard költség meghatározása: Az elismerendő költség megállapítására a hasonló társaságok költségeinek meghatározása, ökonometriai módszerekkel történő összehasonlítása (benchmarking) és ez alapján kimunkált átlagos „standard” költségek alapján kerül sor.  Standard, hatékony költség meghatározása: Az elismerhető költség megállapítására nem a hasonló társaságok átlagos költségei, hanem a hatékony iparági modellel történő összevetés, a költségek lehetséges optimalizálásának figyelembevételével kerül sor.  Verseny alapú ármegállapítás: Bizonyos természetes monopólium jellegűnek tűnő tevékenységek (például [5.22] rendszerszintű szolgáltatások, fogyasztásmérés, elszámolás, számlázás stb.) üzleti alapon is elláthatók. Így ezekre a szolgáltatási díjak, a minőségi elvárásokat pontosan rögzítő pályázat kiírását követő, árverseny alapján is megállapíthatók. A verseny elősegíti a költségek csökkentését. Az árak szempontjából különös jelentősége van a megengedett megtérülés mértékének. Ezt a megtérülés alapját képező, elismert befektetett eszközérték (Regulated Assets Base, RAB), valamint a súlyozott tőkeköltség (WACC) befolyásolja. Az eddigi hazai gyakorlat az átviteli hálózat vonatkozásában nem ismerte el sem a befektetett eszközök tényleges értékét, sem a pénzpiaci normáknak

166

megfelelő súlyozott tőkeköltséget. Ebből adódóan a hálózati vagyon üzleti értéke kisebb a befektetett eszközök értékénél. A politikai szlogen gyakran használja a „profitmentes ár” fogalmát, anélkül hogy ennek tartalmát meghatározná. A hatályos szabályozás [5.23] – mint arra utaltunk – elismeri az indokolt tőkeköltségre vonatkozó igényt, azaz az indokolt nyereséget tartalmazó ár jogosságát. A társaságok tőkeszerkezetét, működését ismerők számára egyértelmű, hogy tartósan profitmentes működés nem folytatható, mivel: • A társaságok tevékenységüket részben hitelből finanszírozzák és ennek folyósítási feltételei között feltételként szerepel a hitelállomány/EBITDA65 ≤33,5 arány betartása. Erre pedig csak akkor van lehetőség, ha az üzleti tevékenység nyereséges. A feltétel nem teljesítése esetén további hitel nem vehető fel vagy a felvett hitelt vissza kell fizetni, ez pedig a társaság tevékenységének azonnali ellehetetlenülésével járhat. • A társaság alaptőkéje nem „talált” pénzből, hanem a tulajdonosok vagyonából, általuk felvett hitelből került befizetésre. Ezek után illik a kockázatokkal arányos tőkeköltséget (kamatot) fizetni. Nem lenne elvárható a tulajdonosoktól, hogy a villamos ipari társaságokba befektetett pénz kamatát saját forrásaikból térítsék. A kamatot a köztulajdonban álló társaságok tőkéje után is fizetni kell, amely lehetséges a költségvetésből is, azonban ez esetben az energiafogyasztók adóforintokból történő keresztfinanszírozása valósulna meg. A tőkeköltségek árakba történő beépítése helyett az adókat kellene emelni, ami aligha lehet a politika célja. 5.7.

Rendszerhasználati díjelemek.

A hálózati társaságok költségei a következő kategóriákba sorolhatók [5.22]: • Tőkeköltségek a különféle feszültségszintű szabadvezetékek, földkábelek, alállomások, irányító központok, fogyasztásmérők, informatikai, kommunikációs, egyéb eszközök után. • Üzemvitel, karbantartás költségei. • Hálózati veszteség beszerzésének költsége (az összes költség 5-14 %-a). • Fogyasztói szolgálat: bekapcsolás, mérőleolvasás, számlázás, más adminisztrációs, kereskedelmi – tőke és üzemeletetési, karbantartási – költségek. • Általános vállalati költségek. • Pótdíjak, adók (megújuló díj, helyi adók, közszolgáltatási kötelezettségek, energiapolitika támogatás). Az előbbi költségek, a hálózati veszteséget, forgalomarányos közterheket kivéve csaknem teljesen a teljesítmény igényektől függnek. és alig változnak az energia fogyasztással. Teherviselés: A rendszerhasználati költségek térítésének optimális megoldására még nem alakult ki egységes álláspont. A költségviselés megoldására a következő elvi megfontolások lehetségesek: • A fogyasztók térítik a költségeket: a tarifarendszer csak a fogyasztási hely terhelésével, fogyasztásával összefüggő (L, load) díjelemeket tartalmaz. 65

EBITDA: Earnings Before Interest Taxes Dividends and Amortisation, nyereség kamatfizetések, adózás, osztalék és amortizáció előtt.

167

• •

A termelők térítik a költségeket: a tarifarendszer csak az erőmű teljesítményével, értékesítésével összefüggő (G, generation) díjelemeket tartalmaz. A fogyasztók és termelők együttesen térítik a költségeket, a tarifarendszer L és G típusú díjelemeket is tartalmaz.

Az előbbi elvi lehetőségeken belül − elsősorban az új erőművek telephelyének fogyasztói centrumok figyelembevételével történő kiválasztásának ösztönzésére − különféle részletszabályok alkalmazása jöhet szóba. Ezek megfontolásához Stoft [5.7] három lépésből álló teszt elvégzését javasolja: i. A termelés és hálózat költségeinek (piaci szereplők költségfüggvényeinek) számítása. A termelésnél a költségek telephely függését is figyelembe kell venni. ii. Egy adott fogyasztáshoz tartozó minimális termelési költség meghatározása. iii. A tervezett szabályrendszerhez tartozó költségek számítása annak ellenőrzésére, Szűkület hogy a szabályozási változtatások milyen hatással járnak a piac hatása a helyi határköltségekre működésére, befektetői döntésekre, fogyasztói optimumra. A

200 M

W

PA = 2400 MW

B PB = 800 MW

2400 MW

800 MW

5.36. ábra Optimális telephely [5.7] A szabályok gyakorlati alkalmazhatóságának bemutatására egy egymástól távolabb fekvő, két fogyasztási centrumból álló rendszert vizsgáljunk (5.36. ábra). A kérdés, hol és mekkora teljesítőképességű erőmű létesítése lesz optimális. i. Az egyik fogyasztási centrumban 2400 MW, a másikban 800 MW a csúcsigény. Az átlagos terhelés 2000 MW-ra várható. Az erőművet mindkét hely közelében meg lehet valósítani. Az erőmű átlagos fajlagos költsége a tervezett kihasználási óraszámot figyelembe véve: 20 €/MW,h állandó költség és 40 €/MWh változó költség. Az esetleges kisegítésre a két fogyasztási centrum között elégséges lenne egy 200 MW átviteli kapacitású vezeték, amelynek fajlagos költsége 5 €/MW,h. ii. Miután mindkét helyen létesíthető erőmű, az a megoldás tűnik optimálisnak, ha mindkét helyen a fogyasztói igényeknek megfelelő teljesítőképességű erőmű épül (a két telephelyből, léptékhatásból stb. adódó többletköltségeket elhanyagoljuk). Ebben az esetben a költségek: o Termelők állandó költsége: 3200*20=64000 €/h o Termelők változó költsége: 2000*40=80000 €/h o Hálózat költsége: 200*5 = 1000 €/h Összesen 145000 €/h. iii. Feltételezve, hogy a termelőknek a hálózathasználatban való részesedésüknek megfelelő hálózathasználati díjat kell fizetni, a költségek megváltoznak. Az A fogyasztási centrumban lévő (vagy oda települő) termelő csak a 800/3200 aránynak megfelelő hálózathasználati díjat, míg a B centrumban meglévő (vagy oda települő) termelő a 2400/3200 aránynak megfelelő hálózathasználati díjat lenne köteles téríteni, miközben a meglévő erőművek esetén az áramlások kiegyenlítik egymást. A szabály 168

változtatásának hatására a B centrumban lévő termelő leállítását követően az azt pótló, új termelő nem a B centrumba, hanem az A centrumba települne, amihez az A-B fogyasztási centrumok közötti, eredetileg 200 MW-ra tervezett vezetéket 800 MW-ra kellene kiépíteni, ami a fogyasztóknak 600*5= 3000 €/h többletköltséget okozna. A bemutatott példa alapján nyilvánvaló, hogy a hálózathasználati tarifarendszer tervezésénél a fogyasztói költségek minimalizálása érdekében nagyon gondosan kell eljárni. Az európai költségviselés nem egységes. Az egyes tagállamok általában csak L elemeket alkalmaznak, de néhány tagállamban L és G típusú elemek is vannak. Ebből adódóan ezekben a tagállamokban tározós vízerőművek esetén például a felső tározó töltéséhez felhasznált energiavételezésért (L elem), és a tározó kisütéséért (G elem) is díjat kell fizetni, ami jelentősen megdrágíthatja a tározó üzemeltetését. Miután az időjárásfüggő megújuló erőművek kiszabályozásához a használat nem nélkülözhető, az L és G elem „egyidejű” használata növeli a megújuló energiaforrások működtetésének támogatásához szükséges összegeket. Elosztott kiserőművek: A költségviseléssel összefüggésben új elemként jelennek meg a döntően háztartási méretű kiserőművek. Ezek fogyasztói alig vagy semmit sem vételeznek a hálózatokból, azt betáplálásra veszik igénybe, ezzel egyre csökken a költségviselő bázis. Kevesebb fogyasztónak kellene az infrastruktúrát is finanszírozni (a mellett, hogy a piaci áraknál drágábban termelő kiserőműveket is a maradó fogyasztók keresztfinanszírozzák). Így jogosan merül fel az igény, hogy ezen erőmű tulajdonosok is hozzájáruljanak a tevékenységükkel összefüggő méltányos költségek megtérítéséhez. A semmit sem térítenek állapothoz képest • a hálózati csatlakozási költség • a hálózati csatlakozási költség+hálózat megerősítés részköltsége • a hálózati csatlakozási költség+hálózat megerősítés teljes költsége változatok jöhetnek szóba. A lehetőségek közötti választás az energiapolitikai céloktól függ. Belátható, hogy a költségek növekedése esetén azonos cél eléréséhez a támogatást is növelni kell. Tarifarendszerek: A hálózati költségek térítésére különféle tarifarendszerek terjedtek el [5.22]: • Csak energiadíjat [€/kWh] tartalmazó rendszer, ahol a becsült összes költséget a várható energiaértékesítésre átlagolják. • Csak kapacitásdíjat [€/kW] tartalmazó rendszer, ahol a becsült összes költséget a fogyasztók összesített csatlakozási teljesítményére, vagy lekötött teljesítményére átlagolják. • Zónaidős energiadíjas [€/kWh] rendszer, ahol az összes költséget a költségokozatnak megfelelően az egyes zónaidőkre allokálják és az egyes zónaidők várható energiaértékesítése alapján átlagolják. • Kapacitás és energiadíjas rendszer, ahol a költségelemeket a költségokozatnak megfelelően teljesítményigény és energiaigény függő elemekre választják szét és az egyes kategóriákat a lekötött, vagy csatlakozási teljesítmény [€/kW], illetve a várható energiafogyasztás [€/kWh] alapján átlagolják. Egységes energiadíj helyett zónaidős energiadíj is

169

•

alkalmazható, ekkor az energiaigény függő elemek allokálása zónaidőnként történik. A leggyakrabban a több elemű tarifarendszert alkalmazzák. Ennél fix díj [€/év] a kiszolgálási jellegű, fogyasztó típusától függő költségekre, kapacitásdíj [€/kW] a teljesítményigénytől függő költségekre, zónaidős energiadíj [€/kWh] az energia felhasználással arányos költségekre, meddőenergia díj [€/kVAr] a látszólagos teljesítményigény nagyságával arányos költségekre és kiszolgálási díj [€/alkalom] az eseti, adott fogyasztótól függő költségekre kerülhet felszámításra

Az előbbiek mellett a költség okozás elvével jobb összhangot biztosító javaslatok is felvetődnek. Például legyen hálózati terheléstől vagy a nagykereskedelmi energiadíjaktól függő, fogyasztással arányos díjelem, a kapacitásdíj függjön a teljesítmény lekötés nagyságától vagy a hálózat tényleges terhelésétől. Az [5.25] irodalom • Bekötési és csúcsteljesítmény igény (adott teljesítmény-igényű fogyasztó bekötéséhez szükséges minimális eszközigény), térítés: €/év • Hozzájárulás a fogyasztási csúcshoz (nappali, esti csúcsban, vagy éjszaka jelentkezik a fogyasztás), térítés: €/kW • Hozzájárulás a hálózati veszteségekhez (az aktuális fogyasztástól függ), térítés: €/kWh díjelemek bevezetését javasolja. Nyilvánvaló, hogy ilyen, bonyolultabb tarifarendszerekre csak az okos mérések elterjedésével, aktív fogyasztók nagyobb számú megjelenése esetén lehet majd átállni. Az átviteli hálózatoknál alkalmazott díjrendszerekről [5.29] ad összefoglalást A könyv összeállításának idején hatályos hazai tarifarendszer: • Egységes, energiadíj jellegű [Ft/kWh] átviteli-rendszerirányítási díjat a rendszerüzemeltető átviteli hálózattal kapcsolatos és működési költségeinek, valamint az átviteli hálózati veszteség beszerzési költségeinek fedezetére, • Egységes, energiadíj jellegű [Ft/kWh] rendszerszintű szolgáltatás díjat a rendszerszintű szolgáltatások költségeinek fedezetére, • Vételezési feszültségszinttől, fogyasztótípustól függő o elosztói alapdíjat [Ft/év], o elosztói teljesítménydíjat* [Ft/kW], o elosztói forgalmi (energia) díjat [Ft/kWh], o elosztói meddő energia díjat* [Ft/kVAr] o elosztói veszteség díjat [Ft/kWh], o elosztói menetrend kiegyenlítési díjat* [Ft/kWh] az elosztással, fogyasztói kiszolgálással összefüggő költségek fedezetére tartalmaz. (Az elosztó hálózati tarifáknál *-al jelölt tételeket a kisfeszültségű, kis- és vezérelt fogyasztók nem térítik.) Az országosan egységes végfelhasználói tarifák érdekében az elosztó engedélyesek között kiegyenlítő fizetés van érvényben, amelynek forrását az elosztó hálózati engedélyesek által térített, megnövelt értékű, átviteli-rendszerirányítási díj biztosítja. Az egyes feszültségszintekre vonatkozó hálózathasználati díjakat a MEKH [5.26] honlapján található alapadatok alapján, a 2003-2013 közötti időszakra, az 5.37. ábra mutatja. Olyan években, amikor többször módosították a tarifákat csak az év elején érvényes értékek szerepelnek az ábrán.

170

18

Átlagos hozzáférési díj (Ft/kWh)

16 14 Átviteli hálózati csatlakozás

12

Nagyfeszültségű csatlakozás Nagy/középfeszültségű csatlakozás

10

Középfeszültségű csatlakozás 8 Közép/kisfeszültségű csatlakozás Kisfeszültségű csatlakozás profilos)

6

Kisfeszültségű csatlakozás (vezérelt) 4

Kisfeszültségű csatlakozás (nem profilos)

2 0 2003.

2004.

2005.

2006.

2007.

2008.

2009.

2010.

2011.

2012.

2013.

5.37. ábra Átlagos hálózathasználati díjak [5.26] A díjak, 2007. végéig, az átállási díjként, szénipari szerkezetátalakításra, megújuló és kapcsolt villamos energia kötelező átvételének támogatására szolgáló díjelemeket is tartalmazzák, a növekedést a kötelező átvétel folyamatos emelkedése okozta. 5.8.

Közüzemi, szociális tarifa

Az árszabályozáson belül különös figyelmet érdemel az egyetemes szolgáltatásban részesülők tarifa rendszerének kialakítása. Mint az előzőekben vázoltuk, a szolgáltatás lehetőségének (az infrastruktúrának) a létrehozásánál, fenntartásánál és magánál a szolgáltatásnál állandó és változó jellegű költségek merülnek fel. A költség okozás elvének figyelembevételével, a tarifáknak az egyes fogyasztók kiszolgálásával összefüggő költségeket kellene tükrözni, kizárva a keresztfinanszírozást. Az egyetemes szolgáltatásban alkalmazott tarifarendszerek azonban gyakran mellőzik ezt az elvet, mivel a háztartási fogyasztói árrendszer kialakításánál szociális szempontokat is figyelembe vesznek. 100% Fogyasztók aránya (% ) 90%

Fogyasztók eloszlása (% ) Fogyasztás aránya (% )

80%

Fogyasztás eloszlása (% )

Arány, eloszlás

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0% 10

100

1 000

10 000

100 000

Fogyasztás (kWh/év)

5.38. ábra Háztartási fogyasztás eloszlása (MEH, 2003) a vezérelt fogyasztás nélkül A hazai háztartási fogyasztás szerkezetét vizsgálva (5.38. ábra) megfigyelhető, hogy a fogyasztók mintegy 30%-a 700 kWh/év értéknél kevesebb villamos energiát

171

fogyaszt és a fogyasztók mintegy 80%-ának 2000 kWh/év értéknél is kisebb a fogyasztása. Az 500 kWh/év alatti fogyasztású fogyasztási helyek többsége hétvégi ház, nyaraló, garázs, amelyek ellátása a lakások ellátásával azonos infrastruktúrát igényel, a használat jellegéből adódóan azonban ezen infrastruktúra kihasználása nagyon alacsony. A háztartások fogyasztása azok felszereltségétől (5.39. ábra) és a családtagok számától függ. A legtöbb fogyasztó az 1500-4000 kWh/év kategóriákban volt található: nagyobb családok, villamos tűzhellyel, mikrohullámú sütővel.

Éves fogyasztás (kWh/év)

10000 Göngyölt fogyasztás (GKI, 1994-95 reprezentatív felmérése alapján)

4555

2255

955

1000

1155

555 335 220

Fűtés

Tárolós vízmelegítés

Felhasználási cél

Főzés

Automata mosógép

Hűtőgép

Villamos kisgépek

TV, rádió

Világítás

100

5.39. ábra Komfort hatása a háztartási fogyasztásra ([5.31] alapján) A költségek különösen az alsó jövedelmi kategóriákban élőknek jelenthetnek nagy terhet, sokan nem tudják rendszeresen fizetni számláikat. Ezért a hazai szabályozás szándékosan kedvez a kisebb fogyasztású felhasználóknak, 110 kWh/hó fogyasztásig energiadíj (egyetemes szolgáltatási ár) kedvezményt ad. A szakmai vélemények a keresztfinanszírozást tudomásul veszik, de célszerűbbnek tartanák a szociális kérdések és az árszabályozás különválasztását. Szociális tarifa, egyetemes szolgáltatás keretében történő alkalmazása − a hatályos irányelv egyetemes szolgáltatásra vonatkozó szabályai alapján − idegen az egyetemes szolgáltatás céljától. A szociális árú villamosenergia-ellátás egyetemes szolgáltatás körében történő alkalmazása tulajdonképpen az ellátás árára vonatkozó közszolgáltatási kötelezettség előírása, amelynek ki kell elégítenie mind a hatályos belső piaci irányelv, mind az Európai Unió működéséről szóló szerződés követelményeit. Arra is ügyelni kell, hogy az esetlegesen a vállalkozások részére szolgáltatott kedvezményes árú villamosenergia-ellátás ne minősüljön tiltott állami támogatásnak. A hazai árak a villamosenergia-ellátással összefüggésbe hozható támogatások (szénbányászati szerkezetátalakítás, iparági dolgozók áramdíj kedvezménye, megújuló forrásokból származó villamos energia) mellett nehezen magyarázható támogatásokat (például távfűtés66) is tartalmaznak. Kereszttámogatás az elosztói díjakban: A háztartási fogyasztók által fizetett díj szerkezetét (5.40. ábra) vizsgálva megállapítható, hogy az viszonylag kis értékű elosztói alapdíjat tartalmaz, a díj nagy része a fogyasztott villamos energia mennyiséggel arányos. 66

Indokolatlannak tűnik, hogy a hazai gazdasági szereplőknek a villanyszámlán keresztül kell támogatni az esetenként primerenergia megtakarítással sem járó távfűtéseket, miközben a felhasználás is, számos esetben, alacsony hatékonysággal (rossz állapotú, túlméretezett távhő rendszereken keresztül, szigeteletlen épületekben) történik.

172

100000 Egyetemes szolgáltatási ár

90000

Forgalomarányos rendszerhasználati díj

80000

Elosztói alapdíj

Éves díj (Ft/év)

70000

1. tömb

60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Éves fogyasztás (kWh/év)

5.40. ábra Háztartási fogyasztók által fizetett díj szerkezete (ELMŰ, 2014) A háztartási fogyasztók elosztói díjszerkezetét a közintézmények díjszerkezetével összevetve (5.41. ábra) feltűnik az alapdíjak nagy eltérése. Valószínűsíthető, hogy a tényleges költségszerkezetnek (a fogyasztó ellátásához szükséges infrastruktúra állandó költségének, tőketerheinek) a közintézményi tarifa jobban megfelel, mint a háztartási. A költségek 15000 kWh/év fogyasztás körül egyenlítik ki egymást, az ilyen vagy ennél nagyobb fogyasztású háztartási fogyasztók száma azonban nagyon csekély. A kis alapdíj, nagyobb forgalomarányos díj a kisebb fogyasztóknak kedvez, az ellátásukhoz kapcsolódó költségek egy részét a nagyobb fogyasztók fizetik meg. Az alapdíj növelésével (a reális értékhez közelítésével) a legkisebb fogyasztók terhei növekednének a legjobban. Mint utaltunk rá, a legkisebb fogyasztói kategóriában nem a legrászorulóbb fogyasztók vannak, így mintegy ők is keresztfinanszírozzák a hétvégi házak, üdülők vagy külön mért garázsok tulajdonosait. 300000

Éves díj (Ft/év)

250000 200000 150000 100000 Háztartási fogyasztó

50000

Közintézmény 0 0

5000

10000

15000

20000

Éves fogyasztás (kWh/év)

5.41. ábra Hálózathasználati díjak (ELMŰ, 2014) Az energiadíj két tömböt tartalmaz, éves 1320 kWh fogyasztásig kisebb az energiadíj (egyetemes szolgáltatási ár). Ez is ellentétes a közgazdasági elmélettel összhangban lévő szokásokkal. A nagyobb mennyiség kiszolgálása általában kisebb fajlagos költségekkel jár. Miután a fogyasztói kiszolgálás állandó költsége a nagykereskedelmi energia piacon beszerzett, felhasználással arányos, energiaköltséghez viszonyítva alacsony, általánosan elfogadottnak tekinthető az energiadíj jellegű árazás. Eltérő, állandó díjat is tartalmazó, tarifarendszer csak kapacitás mechanizmusok alkalmazása esetén lehet indokolt. A könyv összeállításának idején általánosan alkalmazott, egytarifás fogyasztásmérés a fogyasztót nem teszi érdekelté a rendszerszintű költségeket csökkentő fogyasztói szokások kialakításában, a nagy piaci árú időszakokba eső fogyasztás minimalizálásában. A fogyasztók tényleges költségekkel való szembesítése, ezzel a felhasználási döntések elősegítése jelentős megtakarításra vezethet. Ezért szorgalmazzák az okos mérés (8.3. fejezet) elterjesztését. A piaci árfüggő 173

tarifarendszer alkalmazására az 1990-es évek elején, az Amerikai Egyesült Államokban, a Gulf társaság területén elvégzett kísérleti üzem tapasztalatait mutatjuk be. A vizsgálat alkalmával a havidíjból és egy zónaidős energiadíjból álló tarifarendszert csökkentett összegű havidíjból és négy energiadíjból álló rendszerre cserélték (5.6. táblázat) 5.6. táblázat Eredeti tarifarendszer: Havi díj (USD/hó) Standard áramdíj (USD/MWh) Kísérleti tarifarendszer: Havi díj (USD/hó) Áramdíjak (USD/MWh) Alacsony árkategória Közepes árkategória Magas árkategória Kritikus árkategória

8,07 57 Fogyasztás változása (%) 1992 1993 12,5 11 -3,9 -5,9 -22 -21,8 -38,8 -44,6

4,53 35 46 93 290

A táblázatban a fogyasztás egyes időszakokon belüli változását is feltüntettük. A csúcsidőszaki teljesítményigény mintegy 2 kW-al csökkent fogyasztónként és minden fogyasztó megtakarított átlagosan mintegy 1433 kWh-t évente. Nyilvánvaló, hogy ehhez aktív fogyasztói együttműködésre és jelentős megtakarítási potenciálra volt szükség. A nagykereskedelmi piaci árakat követő fogyasztói árak elterjedésével jó lehetőség kínálkozhat a csúcsigények csökkenésére, a minimális igényekkel jellemezhető fogyasztási völgyek feltöltésére, tevékenységek (és ezzel igények) kisebb árfekvésű időszakokba történő áthelyeződésére.

5,28

7,68

5,87

20,40

8,45

11,06

8,23

Spanyolország

12,85 7,83

7,40

Portugália

6,02

7,68

Ausztria

Belgium

7,88

Hollandia

12,44

3,35

9,66

4,19

6,99

7,38 9,01 7,43

6,11

8,89 4,34

5,17

13,43

6,44

3,56

5,89

5,09

3,18 6,87

4,36

8,31

7,17

2,20 13,95

3,31

4,62 6,13

4,85

3,50

Finnország

5,34 6,92

5,69 6,23

Szlovénia

Magyarország

2,63

3,00

3,34 5,63 6,32

7,56

3,41 8,28

4,82

3,46 2,80 7,92

2,37

2,20

2,83 4,35 6,65

5,69 5,62

5,57 4,91

Litvánia

Lettország

3,29

2,63

1,75

2,45 6,13 3,07

3,11 4,83

4,89 3,23

4,20 4,15

Montenegró

3,29 1,12 3,58

5

4,71

10

3,25 1,59

15

Bulgária

Ár (€c/kWh)

5,39

Energia+szolgáltatás

7,72

Hálózati díj 20

4,86

Közterhek

3,74

Összesen

25

16,76

4,96

30

Dánia

Ciprus

Németország

Olaszország

Írország

Svédország

Egyesült Királyság

Norvégia

Szlovákia

Málta

Luxemburg

Lengyelország

Csehország

Törökország

Görögország

Franciaország

Horvátország

Albánia

Izland

Észtország

Románia

Bosznia és Hezegovina

0

5.42. ábra Európai háztartási árak összehasonlítása [5.28] (2500-5000 kWh/év, 2012. második félév) Az európai háztartási árak összehasonlítását (2012. második félévére) az 5.42. ábra mutatja. Az ábrán az energiadíjak, hálózati díjak, közterhek is láthatók. Megfigyelhető, hogy a jól működő regionális piacok ellenére még az energiadíjakban is lehet nagyobb eltérés szomszédos országok között. Magyarország a sorrendben középen helyezkedik el. Az energia (és kiszolgálási) díjak átlagos értéke nagyobb a szomszédos országokénál. A hálózati költségek átlagosnak tekinthetők. 174

5.9.

Magánbefektetői teszt

Az előzőek alapján a kapacitások kellő szintű rendelkezésre állásának biztosítása az energiapiacok mellett kapacitás mechanizmusok alkalmazását is igényelheti. Ez szelektív versenyelőnyt jelentő, a piac működését torzító állami támogatásnak tűnhet. Hasonlóan, közérdekű szolgáltatási kötelezettségek (például szociális tarifa) teljesítési kötelezettségéhez is kapcsolódhatnak szelektív versenyelőnyt jelentő kedvezmények, így ilyen esetekben is bekövetkezhet állami támogatás. Az Európai Unió működéséről szóló szerződés [5.30], 107 cikkelyének 1. bekezdése67 tiltja a tagállamok által, vagy állami forrásokból nyújtott, versenyt torzító, annak veszélyével fenyegető támogatást, függetlenül attól, hogy a haszonélvező állami vagy magán tulajdonban van. Ugyanakkor, bizonyos esetekben a tagállam által juttatott pénzügyi előnyök nem tiltottak. Amennyiben egy, az államéhoz hasonló helyzetben lévő magánbefektető, normál piaci körülmények között, azonos döntést hozott volna, az érintett társaság nem élvezett gazdasági előnyt, és ezért nem tekinthető állami támogatásban részesülőnek. Magánbefektetői tesztnek ennek vizsgálatát nevezik. 5.7. táblázat Cél: Eszköz:

Nézőpont:

Összehasonlító mérték: Módszer:

Annak kijelentése, hogy vajon egy államilag uralt társaság úgy dönt-e, mint egy piacgazdasági alapon cselekvő magán tőkebefektető. Az adott ügylettel összefüggő kockázatok, tőkeköltségek, és egyéb információk alapján elemzések, üzleti terv (előrejelzések, eredmény-kimutatás, mérleg, nyereségterv, cash-flow jelentés), éves pénzügyi jelentés, beruházási terv kidolgozása. (Minden az adott üggyel összefüggésben lévő szempontot, beleértve az érintett társaság helyzetét, piacokat is vizsgálni kell). Az összehasonlító számítás alapja az egykori döntés időpontjának megfelelő ismeretanyag (csak olyan információk vehetők figyelembe, amelyek a köztestület döntésének időpontjában ésszerűen előreláthatók voltak). (ex ante szabály). A köztestület és a magánbefektető informáltságának igazolására, az egykori döntés időpontjára vonatkozó írásos dokumentumok mutatandók be. Szociális, vidékfejlesztési és iparpolitikai szempontok nem vehetők figyelembe. Magántársaság, amelyet hosszú távú megtérülési kilátások alapján vezetnek. Amennyiben, azonos időpontban tényleges befektető, azonos helyzetben beruház nincs szükség hipotetikus befektetőre, a magánbefektetői teszt teljesült. Várható-e és milyen időpontra egy pozitív megtérülés? Minden költséget, bevételt, kockázatot, más releváns információkat azonosítani és értékelni kell (esetleges osztalékokat, tőkenövekedést, szavazati jogokat, adózási hatásokat, stb.). Mérlegelni kell az elvárt megtérülési időtartamot. Tőkeérték módszer (CAPM)/belső kamatláb.

A teszt68 − a feltételezett magánbefektető által eszközölt befektetés várható megtérülésének összehasonlítása (5.7. táblázat) a közhatalom tényleges befektetésének megtérülésével − alkalmazása végül is a gazdasági előnyt részvényesi (tulajdonosi) és nem közhatalmi minőségében nyújtó (adományozó) államtól függ. Ebből következik, hogy meg kell különböztetni az állam, mint részvényes, és az állam, mint közhatalom szerepét. A magánbefektetői tesztet akkor 67

Lásd 10. lábjegyzet. A magánbefektetői teszt annak megállapításából áll, hogy vajon a köz (állam/állam által tulajdonolt társaság/intézmény) részvételének vagy közbelépésének a haszonélvező vállalkozás tőkéjében van-e egy olyan gazdasági célja, amelyet egy magánbefektető is követne, és ezáltal azt az állam gazdasági működtető szerepében vállalta, vagy másrészről vajon azt egy közérdekű cél elérése igazolja, és az állam intézkedését az állami hatalom gyakorlásának kell tekinteni. 68

175

is alkalmazni kell, ha az állam olyan eszközökkel (jogszabály módosítás, adó) él, amelyeket csak közhatalom alkalmazhat, amelyek magán befektetőnek nem állnak rendelkezésre, ha azokat gazdasági tevékenység folytatására használják. A tagállamnak igazolni kell, ex ante, hogy az intézkedést, mint piaci feltételek melletti befektetést és nem egy közhatalom általi pénzügyi támogatást mérlegelte. A tagállam nem érvelhet ex post, hogy intézkedésének hatása összehasonlítható egy magán részvényes hipotetikus akciójáéval [5.33]. Miután a jogosult pénzügyi helyzete nem a juttatás módjától, hanem a kapott összegtől függ, az elemzésnek a jogosult pénzügyi helyzetének a javulására és a versenyre gyakorolt hatásának mértékére kell összpontosítani. A tagállamnak kell bizonyítani a Bizottságnak, hogy az alkalmazott mérték összhangban van az állam részvényesként történő eljárásával, és a mérték ex ante és a piaci feltételeknek megfelelő megfontolásával. A Bizottság azt vizsgálja, hogy a megtérülési kilátások alapulvételével, függetlenül minden szociális, helyi politikai megfontolásoktól vagy szektor specifikus politikai mérlegelésektől egy „ilyen” tőkejuttatást egy magánbefektető teljesített volna. Amennyiben a tagállamok, hatóságok piacgazdasági szemléletű magánrésztvevőként az előbbi értelemben cselekszenek, az előnyök nem jelentenek állami támogatást. Azaz, ha egy intézkedés kielégíti a magánbefektetői tesztet, az nem állami támogatás, így azt nem kell a Bizottságnak jelenteni. Magán és állami vállalatokra is alkalmazni kell (345. cikkely, TFEU [5.30]) az alábbi esetekben [5.34] és nem csak akkor, ha egy tagállam kéri:  Állam általi tőkeinjekció  Hosszú távú szerződések diszkontja  Eszközök (föld, épület), szolgáltatások, áruk értékesítése tendereztetés nélkül,  Kölcsön nyújtás, vállalkozás részére,  Állami garanciák A megtérülési és jelenérték számításokat az 5.8. táblázatban összefoglalt lépésekkel kell elvégezni. Adott esetekben az állam gazdasági döntése akkor tekinthető ésszerűnek, ha az adott ügylet eredményeként kiadódó belső kamatláb, illetve nettó jelenérték megfelel a magánbefektetők üzleti döntéseinek értékelésénél szokásos feltételeknek. 5.8. táblázat Alapeset bemutatása: Változat bemutatása: Pénzáram változás: Diszkontálás:

Tőkeérték: Értékelés:

Számítás menete A pénzáramlás bemutatása a döntés figyelembevételével Pénzáramlás bemutatása a döntés nélkül Pénzáramlás változás a döntésből adódóan Tőkeérték átszámítás (CAPM alkalmazásával) a magánbefektető által alkalmazott diszkont tényezővel. A reális diszkont tényező függ a befektetéssel összefüggő kockázatoktól (mérlegelve a költség, bevétel kilátásokat). A tőke költsége a minimális megtérülés elvárás. Jelenérték számítás A gazdasági természetű döntés racionális, ha:  belső kamatláb (IRR) > Diszkont (r0+β r) tényező, illetve  a pénzáramlás nettó jelenértéke (NPV) >0

176

Irodalom 5.1 Power Statistics & Trends 2013, Eurelectric, Brüsszel, December 2013 5.2 Energy Information Administration, Annual Energy Outlook, 2011, December 2010 DOE/EIA-0383(2010) 5.3 Kopányi M.: Mikroökonómia, Műszaki Könyvkiadó, Budapest, 2000 5.4 J. Ishii: From Investor-ownned Utulity To Independent Power Producer, CSEMWP 108, UCEI, November 2002 5.5 IES, Intelligent Energy Systems: The Long Run Marginal Cost of Electricity Generation in New South Wales, A Report to the Independent Pricing and Regulatory Tribunal, February 2004, 5.6 P. L. Joskow: Competetive Electricity Markets and Investment in new Generating Capacity, MIT, June 12, 2006 5.7 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002 5.8 P. Cramton, S. Stoft: The Convergence of Market Designs for Adequate Generating Capacity, A White Paper for the Electricity Owersight Board, 25 April 2006 5.9 P. L. Joskow: Markets for the Power in the United States: An Interim Assessment, The Energy Journal, 2006 5.10 L.J. De Vries: Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, PhD Dissertation, Technishe Universiteit Delft, 2004 alapján 5.11 G. Brunekreeft, N. Damsgaard, L. De Vries, P. Fritz, R. Meyer: A Raw Model for a North European Capacity Market, A Discussion Paper, Elforks rapport 11:30, June 2011 5.12 Ein zukunftsfähiges Energiemarktdesign für Deutschland, Verband kommunaler Unterhehmen e.V., März 2013 5.13 Sárközi Réka: A piac-összekapcsolás útja, MVM Közleményei, 2011/3-4 34-40. old. 5.14 2007. évi LXXXVI. Törvény a villamos energiáról 5.15 Gerse K., Wolffné dr. Kóbor Ágota: Piaci hatalom (A villamos energia árának alakulása a deregulált piacon, oligopolista árképzés a pool-ban. MVM Rt. Tanulmány, 2000. December) 5.16 A. Rudkevich, M. Duckworth, R. Rosen: Modeling Electricity Pricing in a Deregulated Generation Industry: The Potential for Oligopoly Pricing in a Poolco, Tellus Institute, Boston, February 1997 5.17 J. P. Friedman: Dictionary of Business Terms, Second Edition, BARRON’S, 1994 5.18 Stranded Costs Recovery: International Experience, August 2000, The Brattle Group Ltd., London 5.19 COMMISSION COMMUNICATION relating to the methodology for analysing State aid linked to stranded costs, OJ L 27, 30.1.1997, p. 20. 5.20 Dr. Vissi Ferenc: Befagyó költségek, politika és gyakorlat (DTI Consulting Rt., Budapest, 1999. december 5.) 5.21 AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS2009/72/EK IRÁNYELVE (2009. július 11.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, HL L 211., 2009.8.14., 55-93. o. 5.22 EURELECTRIC: Network tariff structure for a smart energy system, 27 May 2013

177

5.23 2007. évi LXXXVI. Törvény a villamos energiáról 5.24 273/2007. (X. 19.) Korm. Rendelet a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény egyes rendelkezéseinek végrehajtásáról 5.25 THINK, From Distribution Networks to Smart Distribution Systems, June 2013 5.26 Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal (MEKH), honlap 5.27 D. Merilatt, D. Eggart, Lisa Sourtherland: Residential Customers Embrace The Power to Choose, Transmission & Distribution World, February 2001, (Gulf Power Co.) 5.28 BDEW: Europäischer Strompreisvergleich, 2. Halbjahr 2012, Berlin, 28. Mai 2013 5.29 ENTSO-E Overview of transmission tariffs in Europe: Synthesis 2013 June 2013 5.30 Az Európai Unióról szóló szerződés és az Európai Unió működéséről szóló szerződés egységes szerkezetbe foglalt változata, OJ 2012/C 326/01, 55. évfolyam, 2012. október 26. 5.31 Kacsó András: Alapszolgáltatás az energiaellátásban, gazdaság és energia, XIII. évfolyam, 2002/2 Különszám, 24-27. old. 5.32 D. Salant, K. Sepetis: The Auctions option, Fundamentals of the World Power Industry, 2002, p. 36-37 5.33 Mc Dermott Will & Emery: European Commission v Électricité de France: The Private Investor Test and State Aid http://www.mwe.com 5.34 S. Sühnel (PricewaterhouseCoopers) Applying the Private Investor Test (PIT) in practice, BECCLE, 12 April 2013

178

6. Energiakereskedelem A villamos energia szolgáltatás liberalizációját követően, minden feljogosított fogyasztó ott és úgy veszi a villamos energiát, ahogy tudja. Ez alól kivételt, a háztartási, kisvállalati fogyasztók képeznek, akik részére megfizethető árú, egyetemes szolgáltatás biztosítható, de saját döntésük alapján ők is kiléphetnek a versenypiacra. Így a piacok különös jelentőséggel bírnak mind az ellátásbiztonság, mind az árak alakulása szempontjából. 6.1.

Termékek, áruk, piac típusok, piaci modellek

A felhasználók – mint a 2. fejezetben vázoltuk – vételezési lehetőséget igényelnek (ígért minőséggel, megfizethető áron). A „beszerzésre” és értékesítésre a villamos energia, mint áru jellegéből adódóan, ténylegesen, a felhasználás pillanatában kerül sor. Ahhoz, hogy ez megbízhatóan megtörténhessen, folyamatos kereskedelemre van szükség. Ennek lehetőségét azonban mérhető, elszámolható termékekkel, elő kell készíteni. A szokásos alaptermékek69: • Energia: Miután a ma általánosan használt háztartási fogyasztásmérőkkel csak a villamos energia mennyiségének mérésére van mód, az általánosan használt termék a villamos energia [kWh]. Beszerzése minden értékesítési formában, belföldről, külföldről is lehetséges. Operatív „megrendelése”, „visszaigazolása” a rendszerüzemeltetőnek megküldött menetrendekkel történik. Valójában, a fogyasztók változó forrásoldali teljesítményt vesznek igénybe, így a különféle nagyságú teljesítmények, különféle forrásösszetételben, időpontban, időtartamban történő igénybevételéért kellene fizetniük70. • Kiegyenlítő energia: A piaci szereplők tényleges értékesítése, beszerzése eltér a kereslet-kínálat egyensúlyának biztosítása érdekében előre bejelentett (menetrendi) értékektől. Az egyensúlyt azonban a rendszer-üzemeltetőnek minden pillanatban biztosítani kell. Erre szolgál a kiegyenlítő energia, amely többletszállítás, alacsonyabb igény esetén a rendszer-üzemeltető energia vásárlását, kisebb szállítás, többletigény esetén a rendszerüzemeltető energia értékesítését jelenti. A szolgáltatás a rendszer-üzemeltető által lekötött forrásokból történik. • Szabályozási (teljesítmény) tartalékok: A rendszerüzemeltetőknek a különféle szabályozási feladataik ellátásához, a célnak megfelelő jellemzőkkel bíró tartalék kapacitásokra van szüksége. Beszerzése transzparens módon pályáztatással történik, a tercier tartalékokat kivéve, jelenleg csak belföldi forrásokból. A 3.3. szakaszban vázolt, új ENTSO-E szabályozások szerinti, regionális tartalék igénybevétellel, multilaterális TSO-TSO modellel a beszerzés bárhonnan lehetségessé válik. • Egyéb rendszerszintű szolgáltatások: A hálózati feszültség szabályozásához, az arra alkalmas termelőktől feszültség-meddő teljesítmény szabályozási képességet, az esetleges teljes rendszerleállás elhárításához, hálózati feszültség nélküli indulásra alkalmas termelőkapacitást, gyakorlati szóhasználattal „black-start képességet” kell lekötnie a rendszerüzemeltetőnek. Feszültség-meddőteljesítmény szabályozásra 69

A gyakorlatban a termékeket az időtartam, napon belüli lefutás, származási hely, menetrendezhetőség és más szempontok alapján is megkülönböztetik. 70 Erre majd a később ismertetendő okos mérés adhat lehetőséget.

179

•

•

általában minden arra alkalmas gépegységből sor kerül, a black-start képességet, többnyire, transzparens módon kötik le a rendszerüzemeltetők. Határkeresztező kapacitás: A határkeresztező kapacitások szűkössége esetén, az import, export ügyletek lebonyolításához határkeresztező kapacitások lekötése szükséges az illetékes rendszerüzemeltetőktől. A határkeresztező kapacitás külön árucikként csak az explicit aukciók esetén jelenik meg. Egyéb esetekben, a hálózati kapacitásokhoz történő hozzáférési jog, mint „termék” költsége (értéke) beépül az energia árába. Erőmű kapacitás: A vásárló az erőmű kihasználási mértéke, módja megállapításának, és az ennek megfelelő működésből származó termék értékesítésének jogát szerzi meg. A lekötés történhet a teljes beépített teljesítőképességre vagy az igénybevehető kapacitásra, illetve tartalék kapacitásra. A kapacitás lekötéséhez (a tartalék kapacitásokat kivéve) általában (minimális értékesítést jelentő, take or pay kötelezettséggel 71 járó) „garantált” átvétel tartozik.

A kereskedelem folyamatos tevékenység, a több évre szóló, hosszú távú ügyletektől kezdve, az éves vagy rövidebb távú, megelőző napi (Day ahead, DA), a napon belüli (Intraday, ID) forward ügyleteken át a kiegyenlítő piaci (Balancing Market, BM) ügyletekig. A hétköznapi szóhasználatban a megelőző napi (DA), napon belüli (ID) ügyleteket spot ügyleteknek nevezik. Spot ügyletnek ténylegesen csak a valós idejű ügylet minősíthető, ugyanis a szállítás pillanatát megelőző ügylet teljesítése az esetleges üzemi hibák miatt bizonytalan. Valós időben, az „átadás-átvétel” T időpontjában (pillanatában) a különféle szabályozások működtetésével, már csak a rendszer-üzemeltető „kereskedik” (6.1. ábra). Napi kiegyenlítő villamosenergia piac 8h

12h

T-1 T

14/15h

T+1

Idő Határkeresztező Explicit kapacitás lekötés Nagykereskedelmi piac Kiegyenlítő piac

Igény közlés

Folyamatos kereskedés

Piac összekapcsolás

Tartalékok forward beszerzése

Intraday piac + Implicit aukció

D-1 menetrendek

D-1

T

Kiegyenlítő piaci ügyletek Aktiválás

Menetrendezés

H

Intraday menetrendek

D

H

T

D+1 H: használat T: szállítás

6.1. ábra Termékpiacok együttműködése [6.1] DG for Energy (ENER/B2), Study on Synergies between Electricity and Gas Balancing Markets October 2012

Energia piac [6.2]: A piacok közül az energiapiac a legnagyobb jelentőségű. Működésével kapcsolatban a legfontosabb elvárás, hogy bármikor, bármekkora villamos-energia mennyiséget lehessen adni és venni, az aktuális piaci szabályok szerint. Emellett az egyéb jellemzők, köztük az ár szerepe is, kevésbé fontosak. Az elvárás teljesítése érdekében a piaci szereplők működési hatókörük kiterjesztésére törekszenek, így. az energia piacok fokozatosan regionálissá válnak, sőt távlatban egész Európára kiterjednek. A jó működést elősegítő további feltétel, hogy térben és időben minimális korlátok legyenek a kereskedelmi tevékenység előtt. Ez egyrészt 71

Take or pay kötelezettség: a vevő a garantált átvétel elmulasztása esetén az át nem vett mennyiség árát köteles a termelő részére megfizetni. Erőművek esetében a kötelezettség hátterében a garantált átvétel teljesítéséhez szükséges tüzelőanyag (földgáz esetében ugyancsak take or pay kötelezettséggel terhelt) beszerzése áll.

180

azt jelenti, hogy legyenek szervezett formái a piac egyes szegmenseiben folyó kereskedésnek, másrészt lehetőleg ne legyenek szűk szállítási keresztmetszetek. A diszkrimináció mentes kereskedelem lehetőségének alapfeltétele az is, hogy a kereskedelmi döntésekhez a megfelelő információk, transzparens módon rendelkezésre álljanak. A szabályozásnak meg kell előzni az erőfölénnyel való visszaélést, bennfentes kereskedelmet, piaci manipulációt is. A villamos energia piacot a piaci szereplők, elsősorban a kereskedők, működtetik adásvételi szerződések kötése révén. A szerződések sztenderd (commodity) és különleges termékekre vonatkozhatnak, rendkívül változatos időtartamokra és időpontokra. A szerződések formája ugyancsak rendkívül változatos lehet. A szerződések fizikai teljesülésének biztosítéka a rendszerüzemeltető által működtetett kiegyenlítő szabályozás (amely gondoskodik a szállítási többletek, hiányok tényleges vásárlói igényekkel történő mindenkori összehangolásáról). Az előrelátható forrás-, igényoldali változások a szállítás tényleges időpontját megelőző, napon belüli (formalizált) szerződés módosításokkal („menetrend72” változtatásokkal) kezelhetők. Az egyéb garanciákat az EU területén, illetve az adott tagállamban érvényes jogrend, piaci és más szabályozás, valamint a változatos pénzügyi biztosítékok jelentik. Piac típusok: Az energia kereskedelem alapvetően a vevők és eladók közötti kétoldalú (bilaterális) megállapodások alapján, vagy vevők és közvetítők, eladók és közvetítők (ahol a vevő és eladó oldali közvetítő azonos, természetes vagy jogi személy) között kötött megállapodásokkal, úgynevezett közvetített formában történhet (6.2. ábra). Az ügyleteket e mellett a szervezettség alapján is meg lehet különböztetni, az alkalmi, bármilyen termékre vonatkozó ügyletkötéstől a tipizált, meghatározott időben, feltételekkel kereskedhető termékre vonatkozó, szervezett piaci ügyletekig. A kétoldalú ügyleteknél, az alkalomszerű üzletkötésnél szervezettebb formát biztosít a hirdetőtábla (bulletin board), amikor az eladó, vagy vevő egy alkalmasan kialakított (elektronikus) felületen teszi közzé az eladni, vagy venni szándékolt termék jellemzőit és erre a vevők vagy eladók (a hirdető személyének ismerete nélkül vagy ismeretében, saját adataik megadása nélkül) licitálhatnak és az üzletkötésre a legjobb ajánlattevővel kerül sor. Ilyen módon működött a piacnyitás kezdetén a Powerforum, amely az energiatőzsde megjelenésével vesztettPiactípusok jelentőségéből. Bilaterális: Alkalomszerű

Hirdető tábla Ügynökölt (Bulletin board) (Bróker)

Közvetített: Forgalmazó Tőzsde (Dealer) Kevésbé

Pool

Jobban Szervezett

6.2. ábra Piac típusok [6.5] Ennél szervezettebb forma az ügynökök által hirdetett beszerzési vagy eladási pályázat, amelyen az ügynökök mások részére kezdeményezik a villamosenergia beszerzését, vagy eladását. Az ügynök részvétele, piacismerete, a fogyasztói 72

Menetrend: a kereskedelmi ügyletek mérési időintervallumonkénti nagyságát a vevő/eladó azonosítására alkalmas módon dokumentáló, a rendszerüzemeltető elvárása alapján formalizált, következő napra, vagy a nap hátralévő részére vonatkozó táblázat.

181

igények aggregálása, az eladókkal folytatott egyezkedése, olyan felhasználók olcsóbb beszerzését is elősegítheti, akik egyébként nem tudnának a nagykereskedelmi piacra kilépni. A másik oldalon az ügynök bekapcsolása olyan fogyasztók elérését is lehetővé teheti a termelők, nagykereskedők részére, akiket maguk nem tudtak volna elérni. A kereskedelmi megállapodások a tényleges vevők, eladók között jönnek létre. Az ügynök tevékenységéért általában a vételi, eladási ár százalékában (esetenként fix értékben) megállapított díjazásban részesül, de tevékenységének eredménye még ezt figyelembe véve is előnyös lehet a vevők, eladók számára.

Ár (€/MWh)

A közvetített piacok közül a legkevésbé szervezett forma a forgalmazó (dealer) belépése az értékesítési láncba. Ennél, a forgalmazó az eredeti tulajdonostól beszerzett terméket értékesíti a vevő felé, a saját maga vagy az eredeti tulajdonos által megállapított feltételekkel. A beszerzési és értékesítési kockázatokat maga vállalja. A nagykereskedőtől, viszonteladótól annyiban különbözik, hogy minimális kockázatot vállal, a megszerzett terméket a lehető legbiztonságosabban, nyereséggel kívánja értékesíteni. Olyan esetben lehet fontos szerepe, amikor egy termék iránt az egyéb kereskedési formákban nincs kereslet, vagy csak kis mennyiségekben, rövid időszakokra értékesíthető. Az eladónak megérheti a nagyobb mennyiségben, hosszabb távra, olcsóbban történő eladás, a forgalmazó pedig a szokásos piaci feltételeknél szigorúbb feltételekkel, de olcsóbban értékesítheti a terméket a vevők felé.

Fogyasztói többlet Termelői

Fogyasztói igény

Eladási ajánlatok

T őzsdei ár

Vételi ajánlatok

Forgalom Felajánlott/igényelt mennyiség (MWh)

6.3. ábra Tőzsdei ár megállapítása A közvetített piacok közül a legismertebb az árutőzsde. Ezen meghatározott termékekkel, meghatározott időrendben és egyéb feltételekkel lehet kereskedni. Az ár rendszerint, úgynevezett kettős aukcióval (szimultán árazással), az eladók kínálataiból (offers) kialakuló kínálati görbe és a vevők árajánlataiból (bids) kialakuló keresleti görbe metszéspontjaként kerül megállapításra (6.3. ábra). A kereskedésben történő részvétel önkéntes, a lehetőséget a kereskedési feltételek elfogadása, ez alapján a tőzsdetagság elnyerése biztosítja. Miután a tőzsdei kereskedés önkéntes, a fogyasztói igények lényegesen nagyobbak a tőzsdei forgalomnál. A forgalom jelentős része bilaterális piacon bonyolódhat, a tőzsdei árak alakulása ezek árazását is befolyásolja. A legfontosabb ügylettípus: a következő napra (24 órára), egy-egy óra szállítási időtartamra vonatkozó fizikai termék (energiamennyiség [MWh]) kereskedelme (Day ahead/spot piac). Az eltérő kínálatból, keresletből adódóan óránként eltérő árak alakulhatnak ki (6.4. ábra). A másnapi fizikai ügyletek mellett, a kockázatok kezelésére általában lehetséges határidős fizikai vagy pénzügyi (futures) ügyletek (7.3.1. szakasz) kereskedelme is. Ehhez a referenciaárat a spot piacon kialakult árak biztosíthatják. A tőzsdét a szabályozó teljesítmény piac egészítheti ki, a tervezett és tényleges villamosenergia-igények közötti eltérés kiegyenlítésére. A tőzsde különleges szereplője az árjegyző (market maker), az a tőzsdetag, aki mások 182

vételi, eladási ajánlatának hiányában, bármikor kész vételi vagy eladási ajánlat adására. Az ilyen feladat ellátásához kellő nagyságú, piacképes portfolióra van szükség. 160 140

Ár (€/MWh)

120 100 80 60 40 20 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Idő (h)

6.4. ábra Megelőző napi tőzsdei árak (HUPX, 2011. augusztus 1.) Közvetített piac a hagyományos központi teherelosztáshoz közel álló pool is. Ezen a termelők és a nagykereskedők részvétele kötelező. A termelőknek kínálataikat (unit commitment) az egyes gépegységek működési tartományának meghatározott számú részre osztásával, teljesítmény-sávonként kell megadni, az egész következő kereskedési napra73. Az ajánlatoknak az indítási, üresjárati költségeket is tartalmazni kell. A mérési (elszámolási) időintervallumokon belül általában 5 perces időtartamú teherelosztási sávokat alkalmaznak. Így a piaci ár az adott 5 perces időszak várható (megelőző napi piac) vagy tényleges (napon belüli) terhelése és az erőművek növekvő sorrendbe rendezett, eredő kínálati görbéje metszéspontjaként alakul ki (6.5. ábra). A termelők a piaci ár mellett indítás, üresjárat esetén különdíjakat (side payments) is kaphatnak. A 30, vagy 60 perces elszámolási időintervallumok átlagos árát, az 5 perces időtartamú sávok átlagaként számítják. A várható igények megállapítása becslés alapján (AEMO, [6.3]) vagy a vásárlók árajánlatai alapján (PJM, [6.4]) árfüggően, vagy áraktól függetlenül lehetséges. Az ausztrál piacon a rendszer üzemeltetője teherelosztási programot futtat a kényszerek (tartalékigények, hálózati szűkületek, erőmű szabályozhatósági tartományok) figyelembevételével az eredmény maximalizálására.

6.5. ábra Villamos energia igény és áralakulás az ausztrál poolban [6.3] 73

Például az ausztrál Australian Energy Market-en érvényes szabályozás a teljesítménytartomány 10 részre osztását írja elő, a kereskedési nap 4:00 órától másnap 4:00 óráig tart.

183

Az 1990-2001 között működött angol poolban, az erőművek rendelkezésre állásáért a források szűkösségétől (LOLP) függően dinamikus kapacitásdíjat is térítettek (5.12. ábra). Az erőműveknek fizetett PPP [₤/MWh] beszerzési ár a határköltség (SMP) és a dinamikus kapacitásdíj (CP) összegeként adódott. A PSP [₤/MWh] értékesítési ár egy uplift-nek nevezett árelemmel volt magasabb, amely a hálózati veszteség pótlásának, rendszerszintű szolgáltatások beszerzésének költségeit, az erőműveknek fizetett különdíjakat fedezte (6.6. ábra). PSP=PPP+Negotiated uplift

PPP=SMP+LOLP*(VOLL-SMP) 20 000

60

Demand (MWh/half hour)

Price (₤ /MWh) 50

15 000 40

10 000

30

20

5 000 10

0 PSP

23:30

22:30

21:30

20:30

19:30

18:30

17:30

16:30

15:30

14:30

13:30

12:30

9:30

PPP

11:30

10:30

8:30

7:30

6:30

5:30

4:30

3:30

2:30

1:30

0:30

0

Gross Demand

PSP = pool selling price; PPP = pool purchase price

6.6. ábra Vásárlási és értékesítési ár az egykori angol poolban A kétoldalú (OTC, Over-the-counter piacnak is nevezik) piac és a tőzsde jellemzőinek vázlatos összehasonlítását a 6.1. táblázat tartalmazza. A legfontosabb eltérés a termékekben és a kapcsolódó kockázatok nagyságában van. A pool-ok működésével szemben az esetlegesen rossz rendszerüzemeltetői döntések hatékonyságot rontó hatását, valamint az 5.3. szakaszban vázolt piaci manipuláció lehetőségét vetik fel [6.5]. 6.1. táblázat [6.11] • • • • • • • • • • • •

Kétoldalú (OTC) piac Kétoldalú megállapodások Telefoni kereskedelem Közvetlenül vagy bróker közvetítésével Egyedi kereskedési technikák Korlátozott likviditás Többféle termék Folyamatos termékfejlesztés Havi/negyedévi elszámolás Teljesítési kockázat Hitelkockázat Korlátozott piaci transzparencia A partnerek ismertek

• • • • • • • • • • • •

Tőzsde Központi kereskedési hely Nyílt licit, elektronikus kereskedés Bejutás tagságon keresztül Szabványos kereskedési technikák Likvid piac Korlátozott számú termék Hosszú bevezetési idejű új termék Napi elszámolás Nincs teljesítési kockázat Nincs hitelkockázat (elszámoló partner) Transzparens piac (árak, mennyiségek) A partnerek ismeretlenek

A kétoldalú megállapodások a nagykereskedelmi és viszonteladói piacokon is szokásosak, a közvetített kereskedelem, különösen a tőzsde vagy a pool csak a nagykereskedelemre jellemző. Kettős elszámolású rendszer: A pool kötelező termelői, nagykereskedői részvételt elváró működési modellje nem zárja ki, hogy a termelők, vásárlók kétoldalú megállapodások megkötésével függetlenítsék magukat a piaci folyamatoktól. Amennyiben egy termelő termelését a forward piacon eladta, kevésé érdekli, hogy milyen árak alakulnak ki a valós idejű spot piacon, a valós idejű piaci ár nem

184

befolyásolja termelését. A kettős elszámolású rendszerben azonban a termelő úgy viselkedik, mintha teljes termelését a valós idejű piacon adná el [6.5]. Amennyiben egy termelő a megelőző napi (DA) piacon eladott q1 [MWh] mennyiséget P1 [€/MWh] áron, az elszámolás az adás-vételnek megfelelően megtörténik. 6.1 RDA  q1 P1 Üzemzavar esetén, amikor nem tud szállítani vagy a valós idejű piacon a saját termelésnél kedvezőbb lehetőségek kínálkoznak, a termelő ott vásárol. Általánosítva: q0 [MWh] nagyságú, P0 [€/MWh] árú valós idejű beszerzést feltételezve, a megelőző napi és valós idejű ügyletek együttes bevétele:

vagy átrendezve

R  q1 P1  ( q0  q1 )P0 R  q1 ( P1  P 0 )  q0 P0

6.2 6.2a

Tehát, annak ellenére, hogy a termelő nem vásárolt semmit a valós idejű piacon ( q0 =0), mégis úgy kezelik, mintha a DA piacon eladott q1 mennyiséget a valós idejű piacon, P0 áron vásárolta volna meg. Az ilyen elszámolást kettős elszámolású rendszernek nevezik. A vevő hasonló eljárása esetén elszámolása a termelőével azonos lesz [6.5]. Ebből adódóan a termelők és eladók viselkedését a valós idejű piac határozza meg, mintha mindent ott adtak volna el vagy ott szereztek volna be. Valós idejű piac hatása a kereskedő ügyleteire: Amennyiben a termelő kereskedőnek értékesít és a fogyasztó kereskedőtől szerez be villamos energiát, a vételi (PPA) és értékesítési (PSA) szerződésekben figyelembe kell venni a termelő és fogyasztó valós idejű piaci részvételének hatását. Ez egy úgynevezett kiigazítás szerződésekben történő rögzítésével lehetséges [6.5]. Feltételezve, hogy a nagykereskedő q1 [MWh] mennyiséget vásárol PT [€/MWh] áron a termelőtől, amelyet PF áron ad tovább a fogyasztónak, a kiigazítást a 6.2. táblázatban összefoglalt módon lehet elvégezni. 6.2. táblázat [6.5] Ügyletek

Spot piac

Kiigazítás

Termelő bevétele

q1 PT

q1 P0

 q1 P0

Fogyasztó kiadása

q1 PF

q1 P0

 q1 P0

Kereskedő nettó bevétele

q1 ( PT  PF )

q1 P0  q1 P0  0

Amit a kiigazítás során a kereskedő kap a termelőtől, azt továbbadja a fogyasztónak, így nincs vesztesége a termelő és fogyasztó kötelező valós idejű piaci részvételéből. Contracts for Differences (CFD): A kereskedelmi ügylet és a kiigazítás kombinációjára alakultak ki az árkülönbözeti kiegészítő (CFD) megállapodások [6.5]. Ezek hátterében az áll, hogy a termelők, fogyasztók is szeretnék magukat függetleníteni a valós idejű piacon kialakuló áraktól, mivel az előre megállapodott árakkal üzleti folyamataikat megalapozottabban tervezhetik. A valós idejű piaci ügyletek és a CFD ügyletek eredőjeként minden szereplő bevétele az eredeti 185

szándékoknak megfelelően alakul, mint azt egy PT áron termelőtől vásárló és PF áron fogyasztónak értékesítő kereskedőre a 6.3. táblázat bemutatja. Amennyiben a termelő közvetlenül a fogyasztónak értékesítene, a CFD megállapodás alapján a szerződéses áron és a spot áron számított ügylet q1 ( PC  P0 ) különbözetét kellene a fogyasztónak a termelő részére megfizetni. Így az eredetileg megállapodott pozíciók, ez esetben sem változnának [6.5]. 6.3. táblázat Spot piac

CFD ügylet

Összesen

Termelő bevétele

q1 P0

q1 ( PT  P0 )

q1 P0  q1 ( PT  P0 )  q1 PT

Fogyasztó kiadása

q1 P0

q1 ( PF  P0 )

q1 P0  q1 ( PF  P0 )  q1 PF

q1 ( PF  PT )

q1 ( PF  PT )

Kereskedő nettó bevétele

A CFD megállapodás elszigeteli az ügyletet a valós idejű piaci áraktól, feltéve hogy a mennyiség nem változik és a termelőnél és fogyasztónál ugyanaz a spot idejű piaci ár érvényesül [6.5]. Ugyanakkor a termelő és fogyasztó a spot piacon szabadon kereskedhet, a spot piaci áraktól függően érdekelt lehet a vásárolt mennyiség szerződött mennyiségtől való eltérésében. Ez azonban nem befolyásolja a kereskedővel, vagy egymással kötött ügylet piaci áraktól való elszigetelését. Az árkülönbözeti kiegészítő megállapodások területi vagy csomóponti árazás (5.24.-5.26. ábrák) esetén is megköthetők. Ez esetben a valós idejű piaci ár a termelőre ( PT 0 [€/MWh]) és a fogyasztóra ( PF 0 [€/MWh]) eltérő lehet. PC [€/MWh] szerződéses árat feltételezve a CFD megállapodás szerinti fogyasztói fizetési kötelezettség eltérő lehet attól függően, hogy ki fizeti a hálózati hozzáférési díjat: q1 ( PC  PT 0 ) • a termelő fizet a rendszerüzemeltetőnek: q1 ( PC  PF 0 ) • a fogyasztó fizet a rendszerüzemeltetőnek: Feltételezve, hogy a CFD megállapodásban a PT 0 , termelőre érvényes valós idejű árat veszik figyelembe, az elszámolás a 6.4. táblázat szerint alakul. 6.4. táblázat [6.5] Ügylet

Spot piac

CFD ügylet

Hozzáférési díj

Termelő bevétele

q1 PC

q1 PT 0

q1 ( PC  PT 0 )

-

Fogyasztó kiadása

q1 PC

q1 PF 0

q1 ( PC  PT 0 )

q1 ( PF 0  PT 0 )

Ez esetben a fogyasztó téríti a csomóponti árak eltéréséből adódó hálózati hozzáférési költséget. Az ebből adódó kockázatokat származékos ügyletek kötésével tudja kezelni [6.5]. Az előzőekben a helyi, csomóponti árazás hatását a termelő, fogyasztó viszonyra vázoltuk. A hálózati szűkületek helyi árakra gyakorolt hatását kereskedők belépése esetén is kezelni kell. A nehézséget az jelenti, hogy a szűkületekből adódó többletköltségek a kereskedelmi ügyletek megkötésekor általában még nem ismertek, így az ügyletek árazásánál nem vehetők figyelembe. Az ebből adódó kockázatok a hozzáférési jogok tervezett, új szabályozásban (3.5. szakasz) is részletezett, határidős kereskedelmével csökkenthetők.

186

Tőzsde vagy pool: Az önkéntes részvétellel működő, általában megelőző napi, órás termékekkel kereskedő tőzsdék és a kötelező részvételt elváró, 5 perces időtartamú valós idejű átlagárakkal, kettős elszámolással, termelők külön díjazásával működő pool-ok hatékonysága között lényeges különbség lehet. A számszerű összevetésre a tőzsdei kereskedelem elszámolását összefoglaló 6.5. táblázat és a kettős elszámolású pool-okban folytatott kereskedelem elszámolását összefoglaló 6.6 táblázat ad lehetőséget. 6.5. táblázat [6.5] Megelőző napi piac

Spot piac

Elszámolás

Termelő bevétele

q1 PDA

( q0  q1 ) P0

q1 PDA  (q0  q1 ) P0

Fogyasztó kiadása

q1 PDA

( q0  q1 ) P0

q1 PDA  (q0  q1 ) P0

Tőzsdék esetében a megelőző napi tőzsdei kereskedelem és a valós idejű, rendszerüzemeltetővel lebonyolított, kiegyenlítő energia kereskedelem teljesen elválik. Előbbi PDA ára a tőzsdei kereslet, kínálat alakulásától, q1 mennyisége a piaci résztvevő önkéntes döntésétől függ. A kiegyenlítő energiapiacon beszerzett vagy eladott q0 mennyiség az előre megadott menetrend betartásának pontosságától, P0 ára a rendszerüzemeltető számára az adott mérési időintervallumban rendelkezésre álló források rövidtávú határköltségétől és az esetleges ösztönző tényezőktől függ (amelyekkel a tényleges fel-, leszabályozási díjakat eltérítik a határköltségektől). Feltételezve, hogy a PDA tőzsdei árak is az igények kielégítéséhez még szükséges, utolsó forrás rövidtávú határköltségén alapulnak, az árakat mindkét piacon a még szükséges források határköltségei határozzák meg. 6.6. táblázat [6.5] Megelőző napi piac

Spot piac

Elszámolás

Termelő bevétele

q1 PDA

( q0  q1 ) P0

Fogyasztó kiadása

q1 PDA

( q0  q1 ) P0

q1 ( PDA  P0 )  q0 P0 +különdíjak q1 ( PDA  P0 )  q0 P0  uplift

Pool esetén, a rendszerüzemeltető az igénybeveendő források költségeinek optimalizálását az összes rendelkezésre álló forrás figyelembevételével végzi. A termelők részére az ajánlatokban (unit commitment-ekben) megadott díjakat téríti. Olyan esetben, amikor az utolsó, még szükséges egység minimális terhelésen („üresjáratban”) működik, a valós idejű piaci árat az üresjárati különdíj nélkül számított határköltség fogja meghatározni, így a termelők átlagosan kisebb bevételre tesznek szert, mintha az ár az üresjáratból adódó többletköltségeket is tartalmazná, ezzel a fogyasztókat kisebb költség terheli. A minimális terhelésen járó egység a többletköltséget fedező különdíjat kap, amelyet a fogyasztók a piaci ügyletek költségéhez adódó, pótlékkal (uplift) térítenek meg. Ennek nagysága azonban kisebb, mintha a nagyobb spot piaci árból adódóan minden termelő nagyobb árat kapott volna. A termelőknek fizetett különdíj az ajánlatban bejelentett (indítási, üresjárati költségeket is figyelembevevő) ár valamint a megelőző napi és a valós idejű piacon elért árbevételek összegének különbsége. A termelőknek fizetendő és fogyasztóktól beszedendő díjak elszámolása (6.6. táblázat) a 6.2a képlet szerinti, kettős elszámolással történik.

187

Szabályozási teljesítmények piaca: A villamos energia nagykereskedelmi piachoz szorosan kapcsolódik a rendszerszintű szabályozások ellátására alkalmas források (3.3. szakasz) piaca. Egy adott szabályozási területen belül, e piac működtetését az illetékes rendszerüzemeltető végzi, aki a szabályozási feladatok ellátásához általában az alábbi termékeket vásárolja meg a piaci szereplőktől: primer, szekunder, tercier (órás, perces, üzemzavari stb.) szabályozókapacitások és feszültség/meddő szabályozás. Ezek mellett, a rendszer esetleges újraindításának elősegítésére, black-start szolgáltatás beszerzése is indokolt. A lekötésre, transzparens módon, beszerzési pályázat alapján, diszkrét időtartamra, maximálisan egy évre vonatkozó kétoldalú megállapodásokkal kerül sor, amelyekben rögzítésre kerülnek a szerződött források szabályozási képességei is. A beszerzési pályázaton a potenciális szolgáltatók kapacitásdíjra, energiadíjra tesznek ajánlatot, és jelzik szabályozási képességeiket. Az ajánlatok értékelése, a források várható igénybevétele alapján, az összköltségek minimumára törekedve történik. Kétféle lekötés szokásos [6.2]: • Az ún. „market maker” szerződések két (kapacitás lekötés [Ft/MW,év], igénybevételi díj [Ft/MWh]) elemű tarifát tartalmaznak. A rendszerüzemeltető a szerződés alapján járó kapacitásdíjat kifizeti és a lekötött forrás igénybevételét rendszerszabályozási stratégiájában figyelembe veszi. A szolgáltató fél a lekötött kapacitással rendelkezésre áll. • Az opciós jellegű szerződéseknél nincs fix kapacitásdíj, de az érintett szolgáltatónak, a rendszerállapot függvényében − a korábban bejelentett energiadíjon − lehetősége van a szolgáltatás értékesítésére. A kapacitás lekötés fedezetét a végfogyasztók biztosítják, a szabályozó hatóság által normatívan megállapított (rendszerszintű szolgáltatások díja) tarifaelemen keresztül. Az energiadíj jellegű igénybevételi díjat, okozathelyesen, a közreható piaci szereplők térítik a forrás igénybevételének függvényében. A rendszerüzemeltető az egyes források igénybevétele esetén is a minimális fogyasztói költségekre törekszik. Határkeresztező kapacitások piaca: A határkeresztező kapacitások értékesítésére a 4.3. szakaszban ismertetett módszerekkel kerül sor. A forward piacokon megszerzett éves, havi, heti kapacitások piacképesek, továbbértékesítésükre bilaterális megállapodásokkal van mód. Hasznosítás hiányában elvesznek, a rendszerüzemeltetők a megelőző napi piacokon újraértékesíthetik őket. A folyamat az áramlás alapú kapacitás elosztás és a piacok összekapcsolása (5.25. ábra) irányába halad, mint azt a 3.4. szakaszban vázolt, új szabályozás előrevetíti. A piac összekapcsolás gyakorlati végrehajtása lehetséges [6.6]: • Az ár alapú összekapcsolással, amelynél csak egyszer, az egész összekapcsolt területre rendelkezésre álló árajánlatok és vezetékkapacitások alapján, azonos szoftverrel végzik el a spot árak és kereskedelmi mennyiségek számítását. Alkalmazásának akadálya lehet a piaci szabályok, termékek eltérése, eltérő pénznem stb. • A mennyiségi alapú összekapcsolással, amelynél két számítás történik. Az előző módon a teljes területre kiszámítják a spot árakat és a kereskedelmi mennyiségeket, az előbbi azonban nem kerül további felhasználásra, csak a mennyiségek. A következő lépésben a helyi árak kiszámítása következik, és ezek képezik az elszámolás alapját, annak ellenére, hogy a teljes összekapcsolt területre vonatkozó információk hiányában az árak rosszak lehetnek. Előfordulhatnak az optimálissal ellentétes irányú (a drágább piac felől az olcsóbb

188

felé) kereskedelmi szállítások, illetve akár elegendő átviteli kapacitás mellett is eltérő piaci árak alakulhatnak ki. Átviteli szűkületi szerződés (Transmission Congestion Contract, TCC): Előfordulhat, hogy egy termelő vagy kereskedő a B helyen eladott villamos energiát, szállítási lehetőség hiányában, az A helyen PA [€/MWh] áron kénytelen értékesíteni, és a B helyen lévő kötelezettsége teljesítéséhez, a B helyen PB [€/MWh] áron kell villamos energiát vásárolnia. Az átviteli szűkületi szerződés az ilyen ügyletekből keletkező esetleges veszteségek kezelésére alkalmas. A megállapodás nem a szokásos fedezeti ügylet, tartalmát tekintve két, egymástól (részben vagy teljesen) függetlenül változó helyi piaci ár (Competitive Locational Prices, CLP; Locational Marginal Prices, LMP; Locational Based Marginal Prices, LBMP) hatásának kezelését célozza. Az ügylet egy pénzügyi átviteli jogra vonatkozó megállapodás megkötését jelenti, és értéke a szerződött q [MWh] mennyiségtől, valamint a megelőző napi, PA beszerzési és PB eladási piaci árak különbségétől függ [6.5]:

VTCC  q ( PB  PA ) 6.3 Fizikai átviteli jogok esetén, a forward árviteli szerződések az átviteli jogosultság megvásárlását követően fedezett ügyletnek tekinthetők. Az ügyletek végrehajtása nem függ az esetleges árváltozásoktól. Azokon a piacokon, ahol nincsenek fizikai átviteli jogok, a kereskedőknek elegendő a villamos energiát a megelőző napi vagy a valós idejű piacokon értékesíteni. Ilyen esetben viszont az esetleges szűkületek után hozzáférési díjat kell fizetni. Amennyiben korábban kereskedelmi ügyletet kötöttek, amelyet árkülönbözeti (CFD) megállapodással függetlenítettek a valós idejű piaci áraktól, a TCC megállapodással elkerülhetik a szűkületet vagy fedezni tudják az esetleges hozzáférési díjból adódó többletköltségeiket. 6.7. táblázat [6.5]

q

Tranzakció MW teljesítményű TCC jog vásárlása

A TCC szerződés értéke

Bevétel

Kiadás TCC szerződés díja

VTCC  q ( PB  PA )

q MW teljesítményű villamos energia vétel a megelőző napi piacon A q mennyiség q eltérésének hatása a valós idejű piacon

q PA

q PB

q PA 0

q PB 0

Míg a CFD megállapodás az időbeli áreltéréseket, addig a TCC megállapodás a helyi eltéréseket fedezi. A teljes ügylet mérlegét a 6.7. táblázat foglalja össze. Az A helyen értékesített és a B helyen vásárolt, azonos nagyságú villamos energia ügyleteken elszenvedett veszteséget a TCC megállapodás alapján történő kifizetés kompenzálja. A két piacon kereskedett mennyiség, szerződött mennyiségtől való, q értékkel történő eltérése esetén, a bevétel és költség eltérése a valós idejű PA 0 , PB 0 piaci árak értékétől függ. Erre azonban, a TTC megállapodás már nem nyújt

fedezetet. Erőmű kapacitások piaca: A piacnyitást követően erőmű kapacitások lekötésére, kétoldalú megállapodások alapján, nagykereskedelmi portfolió kialakításához kerülhet sor. A lekötésért a vevő általában opciós díjat fizet. A termelő szempontjából

189

akkor éri meg a kapacitás értékesítése, ha a várható piaci folyamatok alapján a termelő bizonytalannak ítéli meg a piaci lehetőségeket, és a vevő által fizetett opciós díj valószínűsíti a működési költségek fedezetét. (A vevő által alkalmazott piacra lépési áraknak a változó költségeket fedezni kell.) A vevő szempontjából a lekötés a portfolió versenyképességének javulása (például kiegyenlítő energia beszerzési költségének csökkenése) esetén előnyös. Erőmű kapacitások értékesítésének különleges esete, amikor egy piaci szereplő piaci részesedésének nagysága miatt, a szabályozó hatóság az adott szereplőt a portfolió meghatározott része piacra-viteli jogának értékesítésére kötelezi. Ez esetben a tulajdonos pályázatot hirdet az értékesítendő mennyiségre, a használat esetén fizetendő költségek megadásával. A lekötési díjak az aukció eredményeként alakulnak ki. Az is előfordulhat, hogy ezek nem fedezik az állandó költségeket. Az erőmű kapacitás lekötésének különleges esete a bérlet (tolling). Ennél a vevő az erőmű üzemeltetésének jogát szerzi meg, saját költségére. A tulajdonos számára ez jobb megtérülést jelenthet, mint a bizonytalan piaci értékesítésből várható bevétel, a bérlő pedig nagyobb tőkebefektetés nélkül, piaci és üzemeltetési ismereteiben bízva remél versenyképes működtetést. A gyakorlatban a bértermeltetés is előfordulhat, amikor a bérlő az általa biztosított tüzelőanyagra alapozva rendeli meg az erőmű termelését, amelyet maga értékesít. Az erre vonatkozó megállapodásban pontosan kell rögzíteni a berendezések fenntartható üzemeltetését, a költségek, esetleges károk viselését, kockázatok megosztását. Piaci modellek: Míg Európában, a már említett, korábbi UK poolt kivéve, az energia tőzsdék váltak az általános szervezett piaccá, a 4.8. ábrán vázolt piaci szerkezet a jellemzővé, addig a világ más részein a liberalizációt megelőző, helyi piacszervezésből adódóan más piaci szerkezetek is kialakultak, számos pool működik. Ezek között több (például PJM) a hálózati szűkületek kezelését is integrálja. Ilyen esetben az áramlások, átviteli díjak számítása (a csomópontok árkülönbségei alapján) megtörténik a megelőző napi piac és a valós idejű piac alapján is. A díjat az átviteli hálózat használatáért is viszonteladói kettős elszámolással (6.2 képlet alapján) állapítják Szerződéses verseny, meg. (Retail bilateral contracting) Szező Szeződés árró rról, mennyisé mennyiségrő gről, fizeté fizetésrő sről

TERMELŐ

TSO/ISO TSO/ISO SZÁ SZÁLLÍ LLÍTÓ

ELOSZTÓ ELOSZTÓ

FOGYASZTÓ FOGYASZTÓ

Szező Szeződés árró rról, mennyisé mennyiségrő gről, fizeté fizetésrő sről KERESKEDŐ KERESKEDŐK Szező Szeződés árró rról, mennyisé mennyiségrő gről, fizeté fizetésrő sről

6.7. ábra Kétoldalú szerződéses viszonteladói verseny [6.7] A hagyományos integrált modellhez képest a legkisebb változást, legegyszerűbb piaci szerkezetet az úgynevezett kétoldalú szerződéses viszonteladói verseny eredményezi [6.7]. Ennél az integrált értékláncon át történő ellátást, a nagyobb fogyasztók közvetlen termelőkkel történő megállapodása, a kisebb fogyasztók hálózati társaságoktól független kereskedőkön keresztüli kiszolgálása váltja fel (6.7. ábra). Az árak szabadon, a felek megállapodásaitól függően alakulnak. Mind az

190

átviteli, mind az elosztó hálózatokhoz való hozzáférés, díjfizetés ellenében diszkrimináció mentesen, transzparens módon szabad. A rendszert üzemeltető TSO/ISO szervezetnek a rendszer szabályozása és a menetrendi eltérések kiegyenlítése érdekében, az Európában alkalmazott modellhez hasonlóan, megfelelő Spot nagykereskedelmi verseny (Pool) forrásokat kell lekötni a termelőktől. (Wholesale Poolco marketing) Poolco TERMELŐ TERMELŐ

}=

Indego SZÁ SZÁLLÍ LLÍTÓ + ISO

SZOLGÁ SZOLGÁLTATÓ LTATÓ

FOGYASZTÓ FOGYASZTÓ

Közvetlen megá megállapodá llapodások a spot piac megkerü megkerülésével

Nevesí Nevesített szerző szerződések Árkü rkülönbö nbözeti szerző szerződések a szerző szerződéses ár és spot ár kü különbö nbözeté zetének kiegyenlí kiegyenlítésére Poolco, Indego = szabályozott monopólium, a spot kereskedelem hivatalos szervezete 6.8. ábra Poolco, spot nagykereskedelmi verseny [6.7]

A spot kereskedelem központosításán alapuló, poolco74, spot nagykereskedelmi versenynél a kereskedelem alapja a poolco által koordinált valós idejű, spot kereskedelem (6.8. ábra). A termelők ezen a piacon adják el termelésüket és az elosztó (egyben szolgáltató) társaságok ezen a piacon vásárolnak. A poolco a rendszerüzemeltető feladatát is elláthatja (ISO-ként, amennyiben az átviteli hálózatok nincsenek tulajdonában). A szolgáltatók a termelőkkel kétoldalú (nevesített) szerződésekkel közvetlen ügyleteket köthetnek. Ezek elszámolására kettős elszámolást alkalmaznak. A kétoldalú ügyletek spot áraktól történő függetlenítése érdekében árkülönbözeti megállapodások köthetők. Az elosztó tevékenységet is Spot viszonteladói verseny közötti viszony nem változik. magában foglaló szolgáltatók és a fogyasztók (Retail Poolco marketing)

TERMELŐ TERMELŐ

Poolco SZÁ SZÁLLÍ LLÍTÓ + ISO

ELOSZTÓ ELOSZTÓ

FOGYASZTÓ FOGYASZTÓ

Árkü rkülönbö nbözeti szerző szerződések KERESKEDÕK

Nevesí Nevesített szerzõdé szerzõdések

Közvetlen megá megá llapodá llapodások a spot piac megkerü megkerülés ével

Árkü rkülönbö nbözeti szerző szerződé sek: a szerz ődéses á r é s a spot á r kü különbö nbözeté zetének kiegyenlí kiegyenlí té sé re

6.9. ábra Poolco, spot viszonteladói verseny [6.7] Az előbbi piaci szerkezet továbbfejlesztett változata a poolco, spot viszonteladói verseny (6.9. ábra). Ennél a szolgáltatás különválik az elosztástól, a nagyfogyasztók is kiléphetnek a piacra. A poolco által lebonyolított valós idejű, spot piaci kereskedelem mellett az árak tervezhetősége érdekében kétoldalú szerződések köthetők, amelyek a piaci hatások ellen árkülönbözeti kiegészítő megállapodásokkal biztosíthatók. 74

Poolco szabályozott monopólium a valós idejű spot kereskedelem hivatalos szervezete. Az ábrákkal ellentétben, ma már általában nem tulajdonolja az átviteli hálózatot és rendszerüzemeltetői feladatot sem lát el.

191

A kereskedelem fejlődésével, az infrastruktúra rendelkezésre állásától függően, a piacok (üzletkötési helyek) koncentrációja is megfigyelhető. Három jellegzetes változat: HUB (informális csoportosítási, újraelosztási pont), Corridor (Folyosó) és Market center (Piaci központ) figyelhető meg (6.8. táblázat). Európában a gázpiacon például Zeebrugge, Baumgarten tekinthető HUB-nak, a Testvériség gázvezeték Corridornak. A villamosenergia-piacon ilyen koncentráció még nem alakult ki. 6.8. táblázat [6.20] -

Fogalom Energia fizikai összevonásának és újraelosztásának térsége.

Hogyan keletkezik? Közös, kollektív szállítási és ár meghatározási pont, melyet könnyű hozzáférés, az igény és a forrás közötti HUB nagy áteresztő kapacitás és a koordinációs rendszer rendelkezésre állása jellemez. Nagy áteresztő kapacitású  Szabadon gáz- villamos energia hozzáférhető és az áru átviteli hálózatok, amelyek igény felmerülési hely döntően forrásokkal, illetve irányába folyó gazdaságos és igényekkel jellemezhető áramlása működteti. Corridor térségeket kötnek össze. (Folyosó)  Szállítási és átviteli kényszerek; rugalmas ellátás; relatív ellátás gazdaságosság; és portfolió optimalizálás esetén is létrejön.  Likvid és átlátható  Az ügyletek és a piaci találkozási pontok üzlet reformot követő Market centre lebonyolítására. kockázatkezelés utáni (Piaci vágy.  Hosszú távú központ) szerződések átruházása.  Szerződések  Likviditás és többoldalú standardizálása. ügyletek fejlesztése.

Milyen formát vesz fel? Gáznál csővezetékekkel összekötött térségekre lokalizálódik. Villamos energiánál az ISO koordináció és üzemirányítás fizikai és virtuális formái. Nagy kapacitású csővezeték és dróthálózatok.

 Virtuális (Internet, telefon, képernyőbázisú)  Aktuális (trading floor és/vagy képernyő bázisú) tőzsde.

A kereskedelmi folyamatok hátterében bonyolult műszaki, informatikai, gazdasági, pénzügyi folyamatok működnek [6.8]. Ezek közül, részletesebben, csak a kockázatok kezelésére, továbbá az ügyletek azonosítására, teljesítésének ellenőrzésére, elszámolására szolgáló mérlegkörökre térünk ki a 7., illetve a 8. fejezetben. 6.2.

Energiapiacok működése

A piacok működését az árak és a forgalom alakulása jellemzi. A működés a piac szervezésén, résztvevők számán túlmenően elsősorban a versenyképes forrásoktól függ. Amennyiben egy régióban csak eltérő rövidtávú határköltségű erőművek vannak, közöttük verseny nem tud kialakulni. Ilyen esetben a versenyt a megfelelő árfekvésű import források kényszeríthetik ki. A verseny fokmérője: A verseny élénkségét a piaci forgalom tényleges felhasználáshoz viszonyított arányával, illetve a fogyasztók szolgáltató váltásával mérik. Az előbbi (6.10. ábra), az import források (6.11. ábra) által támasztott versenynek köszönhetően már hazánkban is eléri a 6-ot, miközben más piacokon, a nagyobb versenyből adódóan, értéke a 10-et is meghaladhatja. A 6.10-es ábrából az

192

is megállapítható, hogy kereskedés jelentős részét a kereskedők egymás közötti ügyletei teszik ki. Az import egyre nagyobb része csak átáramlik a hazai rendszeren, miközben a hazai igények importból kielégített hányada is egyre nő. 220000

220000 importból

egyéb célra exportra más kereskedőnek feljogosított fogyasztóknak közüzemi/egyetemes értékesítés

200000

villamosenergia-kereskedőtől hazai erőműtől

180000

180000

160000

160000

Értékesítés (GWh)

Vásárlás (GWh)

200000

140000 120000 100000 80000

140000 120000 100000 80000

60000

60000

40000

40000

20000

20000 0

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2004

2012

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

6.10. ábra Beszerzés és értékesítés a hazai villamos energia piacon 25 000

20

reexport

import hazai célra

18 16

Átlagár (Ft/kWh)

Import, export (MWh)

20 000

15 000

10 000

14 12 10 8 6 4

Import

2

Export

5 000

0 2004

0 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2012

6.11. ábra Import, export forgalom és árak a hazai villamos energia piacon Árhullám kialakulása: A piacnyitással az adott fogyasztói terület ellátásáért korábban felelős integrált társaságok egyedi ellátási felelőssége fokozatosan megszűnt. A társaságonként, az ellátásbiztonság érdekében, tartott tartalékok a piacra kerültek, így túlkínálat jelent meg a piacon. A korábbi, állandó költségeket is fedező, nagykereskedelmi (elsősorban import-export) árakat a rövidtávú határköltségen alapuló árak váltották fel, ezzel a nagykereskedelmi árak nagyon lecsökkentek. 100

Német DA/futures átlagárak (€/MWh)

90 80 70 60 50 40 30 Baseload 20

Peakload

10 0 2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

6.12. ábra Német (EEX) DA/futures árak alakulása

193

Mint a lipcsei, EEX energiatőzsde DA/futures árainak változását összefoglaló, 6.12. ábrán látható, 2000-ben az árak 20 €/MWh alatt voltak. Ezek mellett az erőművek egy része gazdaságilag ellehetetlenült, emiatt a tulajdonosok 10000 MW-ot meghaladó erőmű kapacitást állítottak le véglegesen. Ennek, a meginduló igénynövekedésnek, valamint a világpiaci tüzelőanyagárak növekedésének a hatására a piaci árak növekedésnek indultak, amely 2008-ig tartott. Az év nyarán kezdődő pénzügyi, majd gazdasági válság következtében a tüzelőanyagárak és az igények is visszaestek, amelyet nagy áresés követett (6.13. ábra). Ez a futures árakban (6.12. ábra) azonban csak egy-két év késedelemmel jelentkezett, kezdetben a piaci szereplők a korábbi tendencia folytatását várták. A válság elhúzódó hatása miatt azonban a tényleges árnövekedés lassan, 2009. második felében indult meg (6.13. ábra) és mértéke is szerény volt, szemben a gyors kilábalást valószínűsítő futures árak (6.12. ábra) mögötti várakozásokkal. 120

EEX DA árak (€/MWh)

100 80 60 40 20 0 -20 2008.01.01

2008.12.31

2009.12.31

2010.12.31

2011.12.31

2012.12.30

2013.12.30

6.13. ábra Megelőző napi (EEX DA) árak változása a német főpiacon Főpiac hatása: A regionális árak további alakulásában, a válság elhúzódó hatása mellett, döntő szerepe van a 2011. márciusi, fukushimai atomerőmű meghibásodás hatására a német energiapolitikában bekövetkezett váltásnak. A felgyorsuló Energiewende75 következtében jelentős időjárásfüggő termelő kapacitás került üzembe, amelyek versenyképes hagyományos erőműveket kényszerítenek más felvevőpiacok felé. Ennek következtében, a könyv összeállításának idején, a német EEX tőzsdén mind a DA (6.13. ábra), mind a futures árak (6.12. ábra) csökkennek. A német piac kereslet-kínálati helyzete, az időjárásfüggő termelés növekedéséből adódó túlkínálat más, forrástöbblettel rendelkező régiós országok (Lengyelország, Csehország) kínálatának elhelyezési lehetőségeit is befolyásolja. Így a német piac, mint főpiac más regionális, nemzeti piacok árára is hatást gyakorol, más piacok számára is viszonyítási alapként szolgál. Regionális hatások: A hazai piac áraira jelentős hatást gyakorol a szomszédos országok piaci helyzete is. Az import, export áramlásokat áttekintve megállapítható, 75

A német atomerőművek, tervek szerint, a következő évtized elején véglegesen leállításra kerülnek. Az energiaigényeket döntően (elsősorban bőkezűen támogatott tengeri szélerőművekkel, fotovoltaikus kiserőművekkel) megújuló forrásokból kívánják kielégíteni.

194

hogy a szomszédos országok közül Szlovákia, Ausztria, Ukrajna exportáló pozícióban vannak. Az egyes országok lehetőségeit áttekintve: • Szlovákia: Lengyel, cseh, német felesleget továbbít, mivel a Bohunicei atomerőmű két blokkjának EU által előírt leállítása (2008) óta a szlovák rendszer forráshiányos. (Az ENTSO-E statisztikai adatbázisa alapján 2010ben 1047, 2011-ben 727, 2012-ban 392 GWh-t importált.) • Ausztria: Versenyképes fölös kapacitásokkal rendelkezik, import-export mérlegét a vízjárás határozza meg, az utóbbi időszakban (2011-ben 2203, 2011-ben 8228, 2012-ben 3367 GWh-t) importált. A magyar piacon szezonális többleteket, illetve német felesleget értékesít. • Ukrajna: Irányüzemben, a Burstini erőműből értékesít, amely az EU-ban előírt környezetvédelmi berendezésekkel nem rendelkezik. Kérdéses, hogy meddig tartható fenn a jelenlegi állapot, meddig üzemeltethető az elhanyagolt állapotú erőmű. • Horvátország: Tartósan import pozícióban van. Az import nagysága a vízerőművek termelési lehetőségétől, illetve szezonálisan az időjárástól, hidegfrontok kiterjedésétől függ. A 2012. februári hidegfront időszakában a Magyarországról származó import csúcsteljesítménye elérte az 1900 MW-ot. A meglévő erőművek egy részének várható leállítása következtében nem várható a helyzet érdemi változása. • Románia: Jelenleg exportáló pozícióban van, a többleteket azonban elsősorban a nagyobb árszínvonalú balkáni piacokon: Bulgária, Görögország, Törökország felé értékesíti. A 2012. februári hidegfront idején, a magyar piacon elsősorban importőrként (max. 500 MW teljesítménnyel) jelent meg, csak időnként (valószínűsíthetően szabályozási feleslegeket, max. ~190 MW teljesítménnyel) értékesített. 2013 nyarán menetrendes értékesítést, beszerzést végzett. • Szerbia: Helyzete a vízjárástól függően változik. 2010-ben 2028, 2012-ben 644 GWh-t importált, 2011-ben 7199 GWh-t exportált. Exportja elsősorban a drágább, délebbi piacok felé történik. A 2012-es, februári hidegfront idején folyamatosan, 100-670 MW teljesítménnyel importált. A 2013 évi augusztusi meleg front idején a magyar rendszerbe is exportált (~150 MW átlagos csúcsteljesítménnyel). A téli exportlehetőségeket a lakóépületek villamos fűtéséhez szükséges teljesítményigény korlátozza. Az előbbiek alapján a hazai import távlatilag elsősorban a német lengyel, cseh feleslegek nagyságától, és a határkeresztező kapacitások átviteli képességétől függ majd. Miután Németországban a hagyományos erőműveket az időjárásfüggő megújuló termelés tartalékaként meg kell tartani, ezek csak nyernek, ha rövidtávú határköltségeik felett értékesítenek. Így a hazai importlehetőségeket általában a határkeresztező kapacitások fogják meghatározni, ugyanakkor arra is számítani lehet, hogy a megújuló erőművek üzemszünete esetén a kínálat lényegesen (a szokásos importteljesítmény alá) csökkenhet. Regionális kiterjedésű hidegfront esetén Horvátország, Szerbia importigénye nagyobb a Szlovákián, Ausztrián keresztül jelenleg behozható mennyiségnél. Kedvezőbb időjárás, kisebb igények, jó vízjárás esetén a balkáni régió kínálati helyzetbe kerülhet. Ezt mutatja, az exportimport árak lefutása alapján, a 6.11. ábra jobb oldala, amikor az alacsonyabb igények, nagyobb kínálat következtében, 2009-2010-ben csak az import áraknál olcsóbban lehetett exportálni (bár ebben annak is szerepe lehetett, hogy a növekvő

195

árvárakozás mellett megkötött, forward import ügyletekkel, esetleg rövidebb távú, napi árakon értékesített export ügyletek állnak szemben). 2 600

2 700

2 400

2 400

2 200 2 100

1 800

Import szaldó (MW)

Import szaldó (MW)

2 000

1 600 1 400 1 200 1 000 800 600 400

1 800 1 500 1 200 900 600 300

Maximum (2013. április 9.) Átlag Minimum (2013. január 14.)

200 0

Maximum 0

Minimum

-300

-200 0

4

8

12

16

20

Idő (h) 24

0

4

8

12

16

20

Idő (h) 24

6.14. ábra Átlagos és szélsőséges import forgalom 2013-ban A szokásos mennyiségi tendenciákat jól mutatja a 2013. évi (mintegy 12 TWh éves nagyságú) import-export szaldó néhány jellemző, „napi” lefutását bemutató 6.14. ábra, amely alapján látható, hogy: • A napi lefutás követi a hazai villamos energia igények változását, ezzel elősegíti a hazai erőművek egyenletesebb terhelését, ugyanakkor szembetűnő, hogy az esti csúcs utáni importteljesítmény a minimális importok időszakában nagyobb, mint a csúcsidőszaki. • A különféle napokon mért maximumok burkoló görbéje alapján (jobb oldali ábra Maximum) az import-export áramlások különbsége eléri a 2600 MW-ot. • A hazai rendszer a hajnali minimumok időszakában rendszeresen exportál, a legnagyobb negatív szaldó (jobb oldali ábra Minimum) meghaladta 200 MWot. • Az átlagos importteljesítmény a legkisebb importszaldóval jellemezhető napon is meghaladta a 400 MW-ot, átlagosan 1360, a legnagyobb importszaldóval bíró napon pedig 2060 MW körül volt. Ilyen nagyságú import szaldók mellett, a jelentős piaci erővel történő visszaélés hazai lehetősége egyre inkább csökken. 26

Értékesítési árak (Ft/kWh)

24 22 20 18 16 14 12 Vásárolt villamos energia Feljogosított fogy/felhasználóknak Kereskedőnek Export ár Közüzemi/egyetemes szolgáltatás

10 8 6 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

6.15. ábra Értékesítési árak alakulása Áralakulás: A hazai árak változását tekintve (6.15. ábra) megfigyelhető, hogy az egyetemes szolgáltatás energiadíja 2009-ben a nagykereskedelmi árak alatt volt, 2010-ben, a kereskedelmi kockázatokat, költségeket fedező, mintegy 1 Ft/kWh

196

értékkel fölé került. Ennél lényegesen nagyobb a versenypiaci fogyasztók árrése, különösen szembetűnő a 2009-ben csökkenő nagykereskedelmi árak ellenére növekvő fogyasztói ár. Azóta az árrés csökkent, de még mindig 3 Ft/kWh nagyságrendben van. Ez a fogyasztók elégtelen piacismeretével, árérzékenységével és nem utolsó sorban a viszonteladók saját piaci részesedéssel való elégedettségével magyarázható, egyikük sem akarja a saját árrését a piaci részesedés növelése érdekében csökkenteni. Hasonló a helyzet a háztartási fogyasztók piacán is, ahol, érdemben, nem történt szolgáltató váltás (6.16. ábra). A szakmai szóhasználat az ilyen piacokat „mélyen Szolgáltató váltás alvó” piacoknak nevezi.

6.16. ábra Háztartási fogyasztók szolgáltató váltása 2011-ben [6.9] EURELECTRIC, UTILITIES: POWEHOUSES OF INNOVATION, Full Report, May 2013

HUPX működése: A hazai energiatőzsde (HUPX) forgalmának alakulását bemutató 6.17. ábra alapján megállapítható, hogy a forgalom növekszik, a megelőző napi ügyletek aránya mára megközelítette a havi villamos energia igények 30%-át, és úgy tűnik, – bár hullámzóan – a fizikai futures ügyletek aránya is közelít ehhez. 3000

Havi forgalom (GWh/hó)

OTC elszámolás 2500

Fizikai futures piac Megelőző napi piac

2000

1500

1000

500

0 2010. júl

2011. jan

2011. júl

2012. jan

2012. júl

2013. jan

2013. júl

6.17. ábra HUPX forgalmának alakulása Az előzőekben vázoltuk, hogy a német főpiac hatást gyakorol a hazai piac működésére. Ez a hatás a határkeresztező kapacitások szűkössége következtében azonban csak korlátozottan érvényesülhet. A megelőző napi piacok árainak összehasonlítását bemutató 6.18. ábra mutatja, hogy szélsőséges eltérések (például

197

~0 €/MWh EEX árnál >80 €/MWh HUPX ár) is előfordulnak, vagy különböző nagyságú EEX áraknál 60-70 €/MWh értékű hazai tőzsdei ár érvényesül. A korrelációs együttható 2013 első félévére 0,58, a teljes évre 0,38 értékre adódott. 90

HUPX DA ár (€/MWh)

80 70 60 50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

EEX DA ár (€/MWh)

6.18. ábra Az EEX és a HUPX76 megelőző napi árainak korrelációja

HUPX ár (€/MWh)

A piacon és a tőzsdén a regionális forrás-kínálat egyensúly változásából adódóan szélsőséges árak alakulhatnak ki. Különösen ez volt a jellemző 2012-re, amikor az egész régióra kiterjedő februári hidegfront igen nagy, a karácsony második napján megjelenő többletkínálat nagyon alacsony árakat eredményezett (6.19. ábra). 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 -20 -40 -60 -80 -100 -120

Maximum (február 16.) Átlag Minimum (december 26.) 0

4

8

12

16

Idő (h)

20

6.19. ábra Átlagos és szélsőséges tőzsdei árak alakulása 2012-ben Az ábra alapján (az átlagos ár lefutásából) az is megfigyelhető, hogy eltűnt a zsinór és csúcsidőszaki árak közötti különbség, az utóbbiak csak kissé nagyobbak az átlagos (zsinór) áraknál. A 2012 február 16-i maximum időszakában kialakult, 200 €/MWh (~59 Ft/kWh) ár a tényleges háttér ismerete nélkül nem tekinthető monopolárnak, csupán egy nagyobb határköltségű erőműegység piacra lépési árának. A minimális árak idején értékesítők pedig az erőműegységek leállításának elkerülése érdekében hajlandók a nagy negatív árak kifizetésére, az így elszenvedett veszteség valószínűsíthetően kisebb a berendezések leállítási, indítási költségénél, különösen azt is figyelembe véve, hogy a leállítás után az újraindítás esetleg nem is kezdhető meg azonnal, így bevétel elmaradás is jelentkezhet 76

Meg kell említeni, hogy a két tőzsde működése részben eltérő. Az EEX tőzsdén napon belüli kereskedelem is folyik, a HUPX-en ilyen kereskedelem nincs. Az összehasonlítás csak azonos munkanapokat tartalmaz.

198

Határidős ügyletek árai: A határidős (futures) ügyletek árazásánál a kereskedők egyrészt a várható piaci folyamatokat, mint például: • a téli időjárás elmúltával, külső hőmérséklet növekedésével az igények csökkenése, • a világpiaci energiahordozó árváltozások hatása, • az európai széndioxid kvóta (ETS) kereskedelem várható fejleményei, • a német megújuló létesítés folytatódásával a túlkínálat növekedése, ezzel erőművek kiszorulása a piacról, • az új szabályozás alapján regionális tartalékportfolió kiegyenlítő szabályozási költségekre gyakorolt hatása stb., valamint a pénz időértékét, várható pénzpiaci változásokat (7.3.1. szakasz) veszik figyelembe. 60 Zsinór ár Csúcsidőszaki ár

Futures ár (€/MWh)

55 50 45 40 35 30 25

16

15 20

20

)

15 20

15 (2 0

v .é

I. n

IV .

n.

év

év

év

n.

n.

II.

III .

us

pr ili s M áj us

Á

M ár ci

hé t

hé t

.h ét

10

9.

8.

7.

hé t

20

6.20. ábra A HUPX-en kötött fizikai futures ügyletek árai (2014. január 31.) Az előbbi várakozások hatását jól mutatja a 6.20. ábra, amelyen látható, hogy: • Az évszaknak megfelelő hidegebb időjárást, ezzel együtt járó igénynövekedést várva a heti jegyzések árai növekednek. • Az áprilist követő időjárás javulását várva, de még a nyár előtt, a havi árak csökkennek. • A nyári kánikulára, hidegebb téli időszakra számítva, a negyedéves árak növekednek. Az is jól megfigyelhető, hogy a tapasztalatok alapján az első negyedévet a IV. negyedévnél „erősebbre” várják. • Az éves ügyleteknél a pénz időértéke és az árszínt további csökkenésére vonatkozó várakozás egyszerre jelenik meg. Elméletileg, a T [dátumérték] lejárati időpontbeli határidős ügylet Ft ,T [€/MWh] ára a vásárlás t [dátumérték] napján érvényes S t [€/MWh] spot árból az ( r f  y ) (T  t )

Ft ,T  St e

6.4

képlettel számítható, ahol rf kockázatmentes (folyamatos) kamatláb, y

kockázati prémium (convenience yield), ± előjelű lehet.

Az előbbi összefüggés érdemben nem különbözik a pénzügyi eszközökre, más árukra vonatkozó határidős árszámítási képletektől, csak az ott megszokott egyéb hasznokat (osztalék, kamat, kényelmi hozam), költségeket (tartási költség) a

199

kockázati prémium váltja fel. A gyakorlatban az egyéb várakozásokkal összefüggő hatások mellett (különösen fizikai határidős ügyleteknél) a pénzpiaci hatások elmosódhatnak. Hosszú távú megállapodások: Az előbbi, szokásos energiapiaci ügyletek mellett, adott projektek sikere érdekében, még a teljesen liberalizált piacokon is szokásos hosszú távú szerződések kötése. Magánvállalkozások között ezek árazása a felek megállapodásától függően szabadon alakulhat, az árak rendszerint a hosszú távú határköltségeket tükrözik és csak részben (elsősorban a kockázatok csökkentésére) függnek össze az esetleges piaci folyamatokkal, árakkal. Az állam, vagy állami tulajdonú társaság ilyen ügyletekben való részvétele azonban mindig felveti az állami támogatás gyanúját. Erre tekintettel az ilyen ügyletek előkészítésénél transzparensen, a hatályos EU jogrendben előírt versenyeztetéssel, a tiltott állami támogatás gyanúját teljesen kizárva kell eljárni. Ellenkező esetben a Bizottság, még a leggondosabban előkészített projektek esetén is, vizsgálatot kezdeményezhet [6.10]. Energiaszolgáltatási krízis: Más gazdasági ágazatokhoz hasonlóan az energiaszolgáltatásokkal összefüggésben is megfigyelhetők krízis ciklusok Az európai villamos energia piacon ilyennel még nem találkoztunk. Ennek alapvető oka, mint arra utaltunk, hogy a piacnyitás kezdetén és azt követően is kapacitástöbblet volt jellemző. Máshol azonban már előfordultak ilyenek. Különösen kiemelkedett ezek közül a Kaliforniai [6.17, 6.18], amelynek során, az igen nagy árak ellenére, rendszeresek voltak a fogyasztói kikapcsolások. A ciklusokat [6.19] alapján a következő szakaszokkal lehet jellemezni: • Amennyiben az energiaigény túllépi a kínálatot, megkezdődik az energia árak gyors növekedése, elkezdődik az energia krízis ciklus. • Az energia árakkal együtt az energetikai társaságok profitja is jelentősen növekedésnek indul. • A politikusok, és az érdekvédő szervezetek megkezdik az energiaipar mások kárára történő profitszerzésének bírálatát, az árak profitnövelés érdekében történő manipulálásával vádolva. Néhány kritikus még azt is állítja, hogy az energiaipar maga csinálta a krízist a profitnövelés érdekében. • A közvélemény többsége hisz az iparág kritikusainak. Nem fogadják el az állításokat, hogy az energia krízis ténylegesen létezik és igazságosnak érzik annak igényét, hogy a kormányzat hozza rendbe a problémát, anélkül hogy az közpénzbe kerülne. • A közvélemény igényére válaszul, néhány politikus a közösség magas áraktól való védelmére árellenőrzésre vagy támogatásokra törekszik, olyan lépésekre, amelyek a szűkösség idején az energiafogyasztás növelésére ösztönözve, csak súlyosbítanák a krízist. • Az iparági érdekek szószólói, a vitába bekapcsolódva, az energiatermelés növelése érdekében a környezetvédelmi szabályozás enyhítését igénylik. Számukra az energia krízis egy lehetőség a profitjukat csökkentő szabályozás könnyítésére. A helyzet az alapvető gond, a szűkösség megszűnésével oldódik meg.

200

6.3.

Fogyasztók beszerzése, profilos fogyasztás

A fogyasztók felkészültségüknek, piacismeretüknek, kockázatviselő képességüknek megfelelő termékeket választanak, a piacok, vagy kereskedők által kínált sokféle lehetőség közül: • A nagyobb, energiafelhasználásukat jól ismerő, azt szabályozni tudó fogyasztók általában úgynevezett menetrendes77 (menetrend-alapú) ellátást választanak, amelynél beszerzésüket az igényelt teljesítmény lefutásának megfelelően, különböző alaptermékekből, állítják össze. A beszerzésre általában nagykereskedelmi piacon kerül sor. A szokásos alaptermékek: o Zsinór (base load) termék: a teljes szállítási időben, a hét minden napján azonos teljesítményű szállítás. o Munkanapi zsinór termék: a teljes szállítási időben, a hét munkanapjain, azonos teljesítményű szállítás. o Csúcs (peak load) termék: a teljes szállítási időben, a hét munkanapjain, csúcsidőszakban (8:00-20:00 óra között78) azonos teljesítményű szállítás. o Völgyidőszaki (off peak) termék: A csúcsidőszakot kivéve, a teljes szállítási időben, azonos teljesítményű szállítás. o Mélyvölgy időszaki termék: a teljes szállítási időben, a mélyvölgy (régionként eltérő 0:00-5:00 közötti) időszakban, azonos teljesítményű szállítás. o Megelőző napi (DA) piacon jegyzett, egy óra szállítási időtartamú vagy egy órai szállítási időtartamú egységekből összerakott több órás időtartamú blokkokra, állandó teljesítményű szállítás. Az előbbiek mellett, esetenként, más alaptermékek, mint például hétvégi, esti csúcstermék stb. is megjelenhetnek. • Amennyiben a beszerzés nem nagykereskedelmi piacon, hanem viszonteladótól történik, a menetrendet a fogyasztók az előző napon is megadhatják. Ilyen esetben a piaci alaptermékekre történő felbontás, a viszonteladó portfoliójába tartozó, más felhasználók igényeivel összesítve történik. • A kiszámítható igénygörbével jellemezhető, viszonteladóktól vásárló fogyasztók, kényelmi okokból, gyakran választják a „teljes” ellátást. Az elnevezés arra utal, hogy az árazás a kiegyenlítő energia költségét is tartalmazza. Általában, az ilyen fogyasztóknál is elvárás a menetrend előzetes megadása. • A teljesítménymutatós fogyasztásmérővel nem rendelkező fogyasztók „profilalapú” ellátásban részesülhetnek. A különféle fogyasztótípusokra érvényes, részletes vizsgálatok alapján, statisztikai eljárásokkal kidolgozott „profilokat” az Elosztói Szabályzat Melléklete [6.15] tartalmazza. Az önállóan beszerző fogyasztók, kereskedők legalább kétféle ügyletet minden esetben kötnek. Ezek közül az egyik maga a felhasználói igények kielégítéséhez szükséges villamos energia beszerzésére, a másik a menetrendi eltérések kiegyenlítésére szolgál. Az utóbbi kiegyenlítő energia beszerzésére a 77

Menetrend alatt a továbbiakban a mérlegkör felelősök által a rendszerüzemeltetőnek megküldendő, kiegyenlítő energia elszámolás alapját képező, 15 perces időszakokra (mérési időintervallumokra) bontott menetrendet értjük. 78 A kereskedelmi termékeknél figyelembevett csúcsidőszakot meg kell különböztetni az UCTE által alkalmazott elszámolási időszakoktól (8.2. táblázat).

201

rendszerüzemeltetőtől kerül sor közvetlenül vagy a fogyasztót ellátó kereskedőn keresztül közvetetten. Olyan esetben, amikor a fogyasztó a várható piaci árváltozások, igények megítélésében bizonytalan és a szerződések alapján, szerződéses áron történő beszerzés mellett a szervezett piacon is vásárol villamos energiát, egyidejűleg több ügyletben is részt vehet (6.21. ábra). Ekkor azonban mindig rögzíteni kell, hogy a különféle ügyletek alapján, egy időben szállított villamos energia, eredő menetrendi eltérését melyik ügylet alapján számolják el. 130 120

Összes beszerzés

110

Teljesítmény (MW)

100

Tényleges fogyasztás

90 80

Szerződött mennyiség, szerződéses áron

70 60 50

Tőzsdei beszerzés, tőzsdei áron

40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Idő (h)

6.21. ábra Kereskedők, nagyfogyasztók beszerzése Beszerzési szerkezet optimalizálása: A sztochasztikusan változó igényű fogyasztók (6.22. ábra bal oldalán, kinagyítva, fél órás mérési időintervallumokkal) nehezen vagy egyáltalán nem menetrendezhetők a tényleges tapasztalati, illetve a várható igények alapján. Ilyen esetben a valószínűsíthető kiegyenlítő energia költségeket figyelembe véve a fogyasztó munkarendjétől függően kell megkísérelni az alaptermékekre történő egyszerűsítést. A 6.22. ábra jobb oldalán, a 2013. december 18-i HUPX DA és kiegyenlítő árakkal, zsinór termék beszerzés feltételezésével, elvégzett optimálás eredménye látható. Megfigyelhető, hogy a költség görbe a 600-605 MW közötti minimum környezetében lapos. A költségminimumot eredményező menetrendi teljesítmény az átlagos fogyasztásnál kisebbre adódott. Az előbbi példánál a piaci és kiegyenlítő energia árakat tényadatokkal vettük figyelembe. A gyakorlatban a jövőre vonatkozóan, becsült adatok alapján kell a számításokat elvégezni. Különböző feltételezésekkel elvégzett próbaszámítások alapján úgy tűnik, hogy a költséggörbe − minimum közeli − lapos jellegéből adódóan, az alapadatok pontatlanságából eredő kockázat mértéke elfogadható. 630

18,5 18,4

625

18,3

A fél óra átlagterhelése (MW)

Átlagos ár (Ft/kWh) Átlagos igény: 611,1 MW

18,2

Átlagos ár (Ft/kWh)

Fogyasztás (MW)

620 615 610 605 600

18,1 18,0 17,9 17,8 17,7 17,6 17,5 17,4

595

17,3 17,2

590 1

7

13

19

25

31

37

595

43

Mérési időintervallumok

600

605

610

615

620

Menetrendi teljesítmény (MW)

6.22. ábra Beszerzés optimalizálása

202

625

630

Kiegyenlítő energia ára: Az előzőekben már utaltunk a kiegyenlítő energia fogyasztók, kereskedők általi beszerzésére, árának a beszerzési költségekre gyakorolt hatására. A kiegyenlítő energia forrását a rendszer szabályozására a rendszerüzemeltető által beszerzett különféle tartalékok, alapvetően a frekvencia és csereteljesítmény szabályozást szolgáló szekunder szabályozó kapacitások. A kiegyenlítő energia alapárának kiszámítása az adott mérési időintervallumban igénybevett szabályozó energiamennyiség és az ennek szolgáltatásához igénybevett források változó (energia) költsége alapján történik. A számítást mind a fel, mind a leszabályozási irányra elvégzik. Az alapadatok és a számított értékek a MAVIR ZRt. honlapján hozzáférhetők. Példaként: a 2013. december 18-i, harmadik szerdai napra vonatkozó értékeket a 6.23. ábra mutatja. Megfigyelhető a fel és leszabályozás átlagos költségének eltérése, valamint az átlagos költségek, szabályozást ellátó forrásoktól való időbeli függése. 45

Kiegyenlítő energia ár (Ft/kWh)

40 35 30 25 20 15

KE alap egységár fel

10

KE alap egységár le

5 0 -5 -10

1

13

25

37

49

61

73

85

Mérési időintervallum

-15 -20

6.23. ábra Kiegyenlítő energia alap egységárak (2013. december 18.) A felhasználók által fizetendő kiegyenlítő energiadíj az eredő eltérés mértékétől, tőzsdei áraktól is függ. Emellett az áraknak a felhasználókat a pontos menetrendadásra és a menetrendek lehető legjobb követésére is ösztönözni kell. Ezt a számítási képletekbe beépített pótlékkal veszik figyelembe. 6.9. táblázat [6.12] Felszabályozási ár

Ha az adott mérési időintervallumban eredőben felszabályozás volt Ha az adott mérési időintervallumban eredőben leszabályozás volt

FA  (1  p)  Max[FEA; HUPX DA]

és

HUPX DA ≥0 FA  (1  p) HUPX DA

és

HUPX DA <0 FA  (1  p) HUPX DA

és

HUPX DA >0 LA  (1  p) HUPX DA

és

HUPX DA <0 LA  (1  p) HUPX DA

Leszabályozási ár

Ha az adott mérési időintervallumban eredőben felszabályozás volt Ha az adott mérési időintervallumban eredőben leszabályozás volt

LEA >0, valamint HUPX DA >0 LA  (1  p)  Max[FEA;HUPX DA] és LEA >0, valamint HUPX DA <0 LA  (1  p)  Max[ FEA; HUPX DA] egyébként LA  (1  p)  Max[ FEA; HUPX DA] és

203

A táblázatbeli képletekben felszabályozás elszámolási ára [Ft/kWh], FA leszabályozás elszámolási ára [Ft/kWh], LA büntető pótlék, a könyv összeállításának idején értéke 12% volt, p FEA felszabályozás elszámolási egységára [Ft/kWh], a felszabályozáshoz igénybevett források energiadíja alapján számítva, LEA leszabályozás elszámolási egységára [Ft/kWh], a leszabályozáshoz igénybevett források energiadíja alapján számítva, HUPX DA a HUPX megelőző napi piacán kialakult órás átlagár, a HUF/EUR napi középárfolyammal átszámítva, [Ft/kWh]. A könyv összeállításának idején alkalmazott képleteket, a MAVIR ZRt. honlapján hozzáférhető mintafájl [6.12] alapján, a 6.9. táblázat foglalja össze. A tényleges, felszabályozási költség számításánál azt is figyelembe veszik, hogy az eltérés a megengedett tűrésen (jelenleg 3,5%) belül volt-e, valamint, hogy az eltérés elősegítette-e a kiegyenlítő szabályozást (iránya az eredő kiegyenlítő szabályozás irányával ellentétes volt), vagy sem. Tűrésen belüli eltérések esetén a szorzótényező 1,0, tűrésen kívüli, ellentétes irányú kiegyenlítő szabályozás estén 0,75, azonos irányú szabályozás esetén 1,25 volt [6.12]. Utolsó ajánlattételi opció (Last coll option, LCO): Az utolsó ajánlattétel joga egy dinamikus árkiigazításra vonatkozó opció. Az opció jogosultjának egy utolsó ajánlattételre van joga, amelyet a vevőnek el kell fogadnia, feltéve, hogy az ajánlat teljesíti egy versenytárs (harmadik fél) által adott ajánlat feltételeit. A kereskedők, viszonteladók egy fogyasztó megtartása érdekében készek lehetnek a szokásos kereskedelmi árrésnél (4.9. ábra) kisebb árrést ajánlani. Az opcióra vonatkozó megállapodásnak nem szabad a versenyszabályokat sérteni, a lehetőséget célszerű az üzletszabályzatban általánosan meghirdetni és a versenytársakhoz viszonyított lehetséges maximális árengedmény nagyságát megadni (amelynek tényleges mértékéről esetenként születhet döntés). Az opció értéke az eladó (jogosult) számára: VLCO S  q P1 (1  o)  PSRMC  M  VLCO B  q P1 o

Az opció értéke a vevő számára:

6.5 6.6

A képletekben ügylet nagysága [MWh], q versenytársak által ajánlott minimális ár [€/MWh], P1 PSRMC saját forrás határköltsége [€/MWh] (beszerzési átlagár), minimális kereskedelmi árrés igény [€/MWh], M o a tényleges árengedmény mértéke. Profilos fogyasztás: A teljesítménymutatós fogyasztásmérőkkel nem rendelkező fogyasztók profiltípusokba sorolása az Elosztói Szabályzat 21. mellékletében [6.13, 6.14] részletezett kérdőív alapján történik. A választható profiltípusokat az elosztó engedélyesek által évente, egyeztetetten közzétett Felhasználói terhelési profil naptár tartalmazza. A könyv összeállításának idején a következő profilok voltak választhatók: • Csoport#1-Csoport#4 (6.24. ábra), • Üzleti ügyfelek általános profilja,

204

• Lakossági Budapest, Lakossági vidék, Lakossági általános, Egész napos, • Közvilágítás egészéjjeles, Közvilágítás féléjjeles, Közvilágítás díszvilágítás, • Vezérelt01, • Mélyvölgy. A naptárban az ünnepek, más munkaszüneti napok figyelembevételével szerepel az egyes naptári napok hétköznap, szombat, vasárnap besorolása is.

Negyedórás fogyasztás (kWh/15 perc)

0,10 0,09 Csoport#1

0,08

Csoport#2 0,07

Csoport#3 Csoport#4

0,06

Üzleti ügyfelek általános profilja

0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 0:15

6:15

12:15

18:15

0:15

6:15

Munkanap

12:15

18:15

0:15

6:15

Szombat

12:15

18:15

Pihenőnap

6.24. ábra Üzleti profilok típusnapokra (2012. január hónap) [6.15] A fogyasztótípusok (világítást kivéve) típusnapokra, havonta megadott negyedórás adatsorai (fogyasztó típusonként 36 darab) úgy vannak normalizálva (6.25. ábra), hogy a belőlük összeállított éves naptár alapján számítható összes fogyasztás 1000 kWh legyen. A világítási fogyasztóknál a bekapcsolás, kikapcsolás időpontja, a Nap járásától függően, változik, így ezeknél lényegesen nagyobb számú adatsorból áll össze az éves naptár, a normalizált értékekből számítható éves fogyasztás azonban ez esetben is 1000 kWh.

Negyedórás fogyasztás (kWh/15 perc)

0,050

0,040

0,030

0,020

0,010

jan. júl. 0,000 00:15

06:15

12:15

Hétköznap

márc. szept.

febr. aug.

18:15

04:15

10:15

Szombat

ápr. okt.

16:15

máj. nov.

22:15

02:15

jún. dec.

08:15

6.25. ábra Budapesti lakossági és közösségi profilok [6.15]

205

14:15

Vasárnap

20:15

A profilok alapján az egyes fogyasztók adott i negyedórára vonatkozó várható átlagos Pi [kW] teljesítményigénye a

Pi  4 pi

E 6.7 1000

kifejezéssel számítható, ahol az adott fogyasztótípusra a terhelési profilnaptárban az adott i negyedórára pi közzétett negyedórás fogyasztás [kWh/15 perc], az adott fogyasztó tényleges vagy várható éves fogyasztása [kWh]. E (A 4 a negyedóra→óra átváltás miatt szerepel.) Termék vagy megoldás: Az előzőekben a különféle ellátásokat (termékeket) vázoltuk. A fogyasztóknak azonban gyakran nem csak konkrét terméket, hanem megoldást kell ajánlani, amivel tevékenységét a leghatékonyabban tudja ellátni, amivel igényeit a legjobban tudja kielégíteni. A termék értékesítés és a probléma megoldás közötti különbség ismertetése túlhaladná a könyv terjedelmét, ezért az érdeklődők számára a (kereskedési, marketing) szakirodalomra, közöttük Hornai Gábor cikkére [6.11] utalunk. 6.4.

Piacok átláthatósága

A 2. fejezetben említést tettünk a liberalizált piac működésének 2005-ben elvégzett, második felülvizsgálatáról, melynek során − többek között − felvetődött az ár eltérítés, vertikális piaclezárás, a piaci transzparencia hiánya. Ennek orvoslására kezdődött meg a nagykereskedelmi energiapiacok integritásáról és átláthatóságáról szóló (REMIT) rendelet kidolgozása, amely a szakmai egyeztetések elhúzódása miatt csak 2011-ben került elfogadásra [6.16]. A rendelet minden nagykereskedelmi tevékenységet érint. Nagykereskedelmi energiatermék: Az EU rendelet meghatározása szerint nagykereskedelmi energiatermékek az alábbi szerződések és származékos termékek (ügyletek), függetlenül a kereskedelmi ügylet lebonyolításának helyétől és módjától: • A villamos energia- vagy földgázellátásra vonatkozó szerződések, amennyiben az átadásra az Unión belül kerül sor. • Az Unióban termelt, értékesített vagy átadott villamos energiával vagy földgázzal kapcsolatos származékos termékek (ügyletek). • Villamos energia vagy földgáz Unión belüli szállítására vonatkozó szerződések. • Villamos energia vagy földgáz Unión belüli szállításával kapcsolatos származékos termékek (ügyletek). Nem nagykereskedelmi termék a végső felhasználók általi felhasználás céljából történő villamos energia- és földgázellátásra és elosztásra vonatkozó szerződés. Ugyanakkor a villamos energiának vagy földgáznak a végső felhasználók részére történő ellátására és elosztására vonatkozó szerződések, amelyek a 600 GWh/év határértéknél nagyobb fogyasztási kapacitásról rendelkeznek, nagykereskedelmi energiatermékekként kezelendők.

206

A bennfentes kereskedelem tilalma: Annak a személynek, aki nagykereskedelmi energiatermékkel kapcsolatban bennfentes információ birtokában van, tilos: • a szóban forgó információt felhasználva saját maga vagy harmadik személy javára közvetlenül vagy közvetve olyan nagykereskedelmi energiaterméket vennie, eladnia, valamint ilyen eladást vagy vételt megkísérelnie, amellyel a szóban forgó információ kapcsolatos; • a szóban forgó információt másnak átadnia, kivéve abban az esetben, ha a szóban forgó információ átadására az adott személy munkakörének vagy foglalkozásának szokásos gyakorlása, feladatainak szokásos ellátása keretében kerül sor; • bennfentes információk alapján más személyt olyan nagykereskedelmi energiatermék vételére vagy eladására buzdítania vagy rávennie, amellyel a szóban forgó információ kapcsolatos. Bennfentes információnak olyan konkrét információ minősül, amelyet nem hoztak nyilvánosságra, és amely közvetlenül vagy közvetve egy vagy több nagykereskedelmi energiatermékkel kapcsolatos, és amelynek nyilvánosságra hozatala valószínűsíthetően jelentős hatást gyakorolna az említett nagykereskedelmi energiatermékek árára. A bennfentes kereskedés tilalma az érintett munkakörökben dolgozókra, vezetőikre, a vállalkozás tulajdonosaira, illetve azokra vonatkozik, akik bűncselekménnyel szerezték meg az információt, vagy akiknek tudniuk kell/kellene, hogy az információ bennfentes. A bennfentes információkra vonatkozó közzétételi kötelezettség: A piaci szereplők kötelesek ténylegesen és kellő időben – kimerítően, hatékonyan és egyidejűleg – nyilvánosságra hozni a részben vagy egészben tulajdonukban lévő vagy ellenőrzésük alatt álló, vagy anyavállalatuk, vagy kapcsolt vállalkozásuk tulajdonában lévő vagy ellenőrzése alatt álló, valamint a működési kérdésekben részben vagy egészben a felelősségük, vagy vállalkozásuk felelőssége alá tartozó vállalkozásokkal és létesítményekkel kapcsolatban rendelkezésükre álló bennfentes információkat. Ilyen információ különösen az, amely a villamos energia vagy földgáz termelésére, tárolására, fogyasztására, átvitelére vagy szállítására szolgáló létesítmények kapacitására és használatára, vagy LNG-létesítmények kapacitására és használatára vonatkozik, beleértve az e létesítmények tervezett vagy nem tervezett rendelkezésre nem állását is. A közzététel elhalasztására csak kivételes esetben – a piaci szereplő jogos érdekeinek védelme érdekében – kerülhet sor. A halasztás alatt nagykereskedelmi döntés nem hozható. Piaci manipuláció tilalma: Tilos a nagykereskedelmi energiapiacok vonatkozásában piaci manipulációt folytatni vagy azt megkísérelni. A vonatkozó EU rendelet alapján piaci manipuláció: • olyan ügyletben való részvétel vagy olyan vételi vagy eladási megbízás adása nagykereskedelmi energiatermékek vonatkozásában: o amely ténylegesen vagy valószínűsíthetően hamis vagy félrevezető jelzéseket ad a nagykereskedelmi energiatermékek kínálatáról, keresletéről vagy áráról; o amelynek útján egy vagy több, egymással együttműködve fellépő személy mesterséges szinten rögzíti vagy kísérli meg rögzíteni egy vagy több

207

•

nagykereskedelmi energiatermék árát, kivéve abban az esetben, ha az ügyletben részt vevő, illetve a vételi vagy eladási megbízást adó személy bizonyítja, hogy magatartását jogos indokok vezérelték, és az érintett ügylet vagy megbízás megfelel az érintett nagykereskedelmi energiapiacon érvényesülő elfogadott piaci gyakorlatoknak; vagy o amelyben fiktív eszközökhöz vagy a megtévesztés, félrevezetés más formájához folyamodnak vagy kísérelnek meg folyamodni, amelynek révén hamis vagy félrevezető tájékoztatást nyújtanak vagy nyújthatnak a nagykereskedelmi energiatermékek kínálata, kereslete vagy ára vonatkozásában; olyan információk terjesztése az internetet is magában foglaló tömegtájékoztatási eszköz, vagy bármilyen más eszköz révén, amelyek ténylegesen vagy valószínűsíthetően hamis vagy félrevezető jelzést adnak a nagykereskedelmi energiatermékek kínálata, kereslete vagy ára vonatkozásában, ideértve a híresztelések és a hamis vagy félrevezető hírek terjesztését is, amennyiben az információkat terjesztő személynek tudomása volt vagy tudnia kellett volna az információk hamis vagy félrevezető voltáról.

Piaci manipuláció megkísérlésének az előbbiek érdekében történő információterjesztés, ügyletkötés, vételi, eladási megbízás vagy más cselekmény minősül. Az újságírás vagy művészi kifejezés céljából terjesztett információk esetében az információterjesztést a sajtószabadságra, és a médiában gyakorolt szólásszabadságra vonatkozó szabályok figyelembevételével kell megítélni, kivéve abban az esetben, ha: • az érintett személy a szóban forgó információ terjesztéséből közvetlenül vagy közvetve előnyre vagy haszonra tesz szert; vagy • az információ nyilvánosságra hozatalára vagy terjesztésére a piac félrevezetésének szándékával kerül sor A piaci manipuláció megelőzését, az esetleges visszaélések kiderítését: • a piacok nyomon követése, ennek részeként • a nagykereskedelmi termékek kereskedelmének figyelése, ennek elősegítésére o a piaci szereplők nyilvántartásba vétele, o szabályozott formátumú (szerződő felek, esetleges kedvezményezettek, termék, mennyiség, ár, adatgyűjtés, teljesítésre vonatkozó, és más releváns) információk szolgáltatása szolgálja. Az előbbi feladatokat Uniós szinten, a Szabályozó Ügynökség (ACER) látja el.

Irodalom 6.1 DG for Energy (ENER/B2), Study on Synergies between Electricity and Gas Balancing Markets October 2012 6.2 Kacsó A.: A villamos-energia piacok jellemzése, Kézirat, 2011. december 6.3 AEMO (Australian Energy Market Operator) honlap, http://www.aemo.com.au/

208

6.4 PJM (PJM Interconnection L.L.C.) honlap, http://www.pjm.com/markets-andoperations 6.5 S. Stoft: Power System Economics, IEEE, Wiley-Interscience, 2002 6.6 Sárközi Réka: A piac-összekapcsolás útja, MVM Közleményei, 2011/3-4 34-40. old. 6.7 T. J. Brennan et al.: A Shock to the System, Resources for the Future, Washington, DC, 1996 6.8 L.J. De Vries: Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, PhD Dissertation, Technishe Universiteit Delft, 2004 6.9 Utilities: Powerhouses of innovation, Full Report, EURELECTRIC, May 2013 6.10 State Aid SA. 34947 (2013/C) (Ex 2013/N)- United Kingdom Investment Contract (early Contract for Difference) for the Hinkley Point C New Nuclear Station, European Commission, C(2013) 9073 final Brussels, 18.12.2013 6.11 Hornai Gábor: A villamos energia, mint áru; Vágómarha Chicago-ban vagy hagymás rostélyos a Gundelban?, Kézirat, 2001. 6.12 Kiegyenlítő energia elszámolási mintafájl (érvényes 2013.06.01-jei üzleti naptól), MAVIR ZRt. honlap, http://www.mavir.hu/web/mavir/szakmai 6.13 Elosztói szabályzat, Az elosztó hálózathoz való hozzáférés együttműködési szabályai 7. számú módosítás, Budapest, 2012 március 29., https://www.edfdemaszhalozat.hu 6.14 Elosztói szabályzat, Az elosztó hálózathoz való hozzáférés együttműködési szabályai MELLÉKLETEK 7. számú módosítás, 2012 március 29., https://www.edfdemaszhalozat.hu 6.15 Felhasználói terhelési profil naptár_2013.xls, (Elsztói szabályzat 25. melléklete) https://www.edfdemaszhalozat.hu/pages/aloldal.jsp?id=30675 6.16 AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS 1227/2011/EU RENDELETE (2011. október 25.) a nagykereskedelmi energiapiacok integritásáról és átláthatóságáról 6.17 F. A. Wolak: Lessons from the California Electricity Crisis, Revised May 2003, CSEM WP 110, www.ucei.org 6.18 Tringer Á.: A kaliforniai piacnyitás visszásságai, MVM Közleményei, XXXVII. évfolyam 2000/4, 32-33. old. 6.19 E. R. A. N. Smith, J. Carlisle, K. Michaud: „Trust During an Energy Crisis” University of California Energy Institute, Energy Policy and Economics 006, June 2003 6.20 D.King, D. Hosein, The new world, Guide to Energy Privatisation and Restructuring 2001, p.13-15

209

210

7. Kockázatok, kockázatkezelés 7.1.

Piaci árak jellemzői, jövőbeli árak előrejelzése, kockáztatott érték

A 6.2. szakaszban vázoltuk, hogy a piaci árak a kereslet-kínálat, források rendelkezésre állása függvényében nagy mértékben változhatnak, a versenypiaci tapasztalatok alapján a villamos energia – természetéből adódóan – a legvolatilisebb árucikké vált [7.1]. Így a piaci szereplők, különösen a szervezett piacokon folyamatos árváltozással szembesülnek (7.1. ábra). Rossz időpontban, rossz áron történő üzletkötés jelentős veszteséget eredményezhet, a lehetőségek kihasználása pedig más tőzsdei termékekhez hasonlóan nagy profitot eredményezhet. Emiatt van különös jelentősége az árváltozások megfigyelésének, valószínűsíthető irányuk becslésének, az árváltozásokból adódó kockázatok kezelésének [7.2].

DA átlagos ár (€/MWh)

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1

21

41

61

81

101

121

141

161

181

201

221

241

Kereskedési napok

7.1. ábra Munkanapi, DA átlagos árak változása a HUPX-en, 2013-ban Volatilitás: A volatilitás a pénz-, értékpapírpiacon a hozam változékonyságának mértéke [7.3]. Mérésére a folytonos kamatozással számított hozam szórását használják: n

 N ahol N

zk

z n

( z k  z )2 k 1

n 1

7.1

az adatok gyakoriságától függő szám, értéke napi adatok (munkanapi kereskedést feltételezve) esetén N =250, heti adatok esetén N =52, a napi (heti, havi stb.) Pt [€/MWh] ár megelőző napi (heti, havi stb.) Pt 1 P zk  ln t , [€/MWh] árhoz viszonyított értékének logaritmusa: P t 1 a zk értékek átlaga, a számításnál figyelembe vett adatok (napok, hetek stb.) száma.

Mennél nagyobb a volatilitás annál valószínűbb, hogy a termék ára nem várt érték lesz. A termékpiacokon is az értékpapírpiac számítási összefüggései alkalmazhatók, azzal hogy a napi záróárfolyamok helyett, a vizsgált ügylettípusok átlagos árait kell figyelembe venni. A HUPX és a lipcsei EEX tőzsde megelőző napi (DA) piacára ily

211

módon (a negatív napi árak elhagyásával) számított volatilitásokat a 7.1 táblázat tartalmazza. 7.1. táblázat HUPX DA, 2012 HUPX DA, 2013 HUPX DA, 2013, csak munkanapi EEX DA, 2012 EEX DA, 2013

Volatilitás (%) 668,37 686,07 367,42 184,12 235,86

Más tőzsdei termékek sokkal kisebb áringadozásokat mutatnak [7.1]. A nyersolajárak például soha nem emelkednek vagy csökkennek túl sokat, vagy nagyon gyakran. A változások az előre jelzett, vagy aktuális kínálat-igény egyensúlytalanságra vagy különleges eseményekre, mint a Golf háború, vagy egy OPEC kínálati döntésre adnak választ. Az irodalom szerint a villamos energia áringadozása 20-30-szorosa a pénz és olajpiacokénak. Ez elsősorban a közismert tárolhatatlanság, a kínálat egyre nagyobb részének időjárásfüggése, illetve a villamos energia, mint speciális árrugalmassággal bíró áru és a piaci szabályok (amelyek korlátozzák a kínálat és igény hozzáigazítását az árakhoz) következménye. Az áringadozást: • rövidtávon a forrás-igény egyensúly változása, ezen belül a termelő és vezetéki kapacitások rendelkezésre állása, időjárás változás, időjárástól függő megújuló termelés nagyságának hatása, vízerőművek változó rendelkezésre állása, tüzelőanyagok aktuális ára, piaci játék hatása, a rendszerszintű tartalékok nagysága, azaz az éppen elérhető az adott időpontbeli igények kielégítéséhez még szükséges legdrágább forrás ára, • hosszú távon az erőmű és primer energiahordozó struktúra, ennek részeként a megújuló erőmű kapacitások fejlesztése, a megújuló erőműveknek nyújtott állami támogatások, a világpiaci tüzelőanyagárak, széndioxid kvóta árak, a fogyasztók viselkedése (elsősorban a gazdasági prosperitás), a világgazdaság általános tendenciái és nem utolsó sorban a fölös kapacitások leépítése, reguláció befolyásolják. A villamosenergia-piaci árak változását megfigyelve, három jellegzetességet lehet megfigyelni: • Visszatérés az átlaghoz. Ez a tulajdonság a termelő berendezések adott összetételéből következik. Azonos igények kielégítéséhez, nagy valószínűséggel, ugyanazok a berendezések fogják a piaci árat meghatározni. A piaci ár a kereslet-kínálattal, berendezések hiányával változik, de a kereslet, kínálat „normál” állapothoz történő visszatérése esetén, az árak is visszatérnek a normál árszínvonalhoz. Az időjárásfüggő megújuló termelés hatásának megjelenésével, arányának növekedésével a kínálati oldal változik, így „azonos” állapot csak ritkábban fordul elő. • Szezonalitás. Az igények az időjárással, napjárással, életritmussal ciklikusan változnak, így az árak rendszeres, hasonló lefutású napi, heti, szezonális változása jelentkezik. • Árcsúcsok. Az átlaghoz történő visszatérés és a szezonalitás hatása mellett, rendszertelenül, viszonylag rövid ideig tartó, nagy árcsúcsok is jelentkezhetnek. Ezek forrásoldali, hálózati zavarokból, szélsőséges időjárási körülményekből, társadalmi eseményekből stb. adódhatnak. Újabban, az

212

időjárásfüggő megújuló termelés hatására, negatív árcsúcsok is jelentkezhetnek. A spot árak mellett a forward árakra is jellemző a szezonalitás és az átlaghoz történő visszatérés. Ugyanakkor a volatilitás is jelentkezik. Megfigyelések alapján a lejárati időhöz közelítve a volatilitás növekszik [7.4]. Nyitott piacok mellett a regionális hatások is jelentkeznek, ezek befolyását azonban az átviteli kapacitások korlátozhatják. A piacok árai függnek egymástól (6.18. ábra), de nagyobb hálózati szűkületek, eltérő időjárási körülmények esetén az árak lényegesen eltérően alakulhatnak. Korábban felvetődött, hogy idővel a piaci szabályok finomításával, okos mérések elterjedésével (a kereslet árrugalmasságának növekvő visszacsatolásával, mint arra az 5.6. táblázat kapcsán utaltunk) csökken majd az áringadozás. Ennek érdemi megítéléséhez azt is figyelembe kell venni, hogy mennyire rugalmas a kereslet, azaz az értékteremtő folyamatban mekkora az ahhoz felhasznált villamos energia árának és a villamos energia vételezés megszakítási költségének aránya, mert a fogyasztó ezek mérlegelésével dönt (lásd a 3.29. ábrát és a kapcsolódó magyarázatot). Az Egyesült Államokbeli üzemzavarokhoz kapcsolódóan elvégzett elemzések szerint [7.5] a rövid idejű megszakítások költsége sokkal nagyobb a napi piaci áringadozások során tapasztalt értékeknél, így a fogyasztók keresletének önkéntes korlátozása csak kevéssé fogja csökkenteni a volatilitást. A szerző véleménye alapján a fogyasztás oldali csökkentő hatást, az időjárásfüggő erőművek arányának bővüléséből adódó volatilitás növekedés, elnyomhatja. A piaci folyamatok megfigyelése alapján az áringadozás döntően a mennyiségi bizonytalanságok miatt következik be, de utóbbi hatása – mennyit és mikor lehet értékesíteni – közvetlenül is jelentkezik. A rövid távú áringadozásban a legnagyobb szerepe a forrás-igény egyensúlynak van. Még a valós idejű piacokon sem alakulnak ki „égbeszökő” árak, ha mindig van termelésbe vonható erőmű kapacitás, amelyet adminisztratív úton is biztosítani lehet, a rendszertervezés megtartásával és az elfogadható árú ellátásbiztonság költségeinek a fogyasztókra való ráterhelésével. (A 3.2. szakaszban vázoltuk, hogy a fogyasztói költségek szempontjából optimális a kellő többletkapacitás rendszerben tartása.) A piac működését ugyanakkor úgy is lehet szervezni, hogy a biztonságos ellátáshoz – a nem szolgáltatott energia értékének figyelembevételével – még szükséges kapacitás költségeit a piac téríti meg, azon rövid idő alatt, amíg ezekre a kapacitásokra szükség van (5.2. szakasz). Azt is figyelembe kell venni, hogy a liberalizáció kiteljesedésével az ellátásbiztonság nemzeti kérdésből európai kérdéssé válik, a nagyobb nemzetek döntései minden tagállamot érinthetnek. Sűrűség, eloszlási függvény meghatározása: A rendelkezésünkre álló múltbeli (DA vagy valós idejű), illetve jövőbeli időpontra vonatkozó árinformációk alapján, az értékek sorba rendezésével, majd kívánt sűrűséggel (az alábbi példákban 0,5 €/MWh árkategóriánként) történő csoportosításával meghatározható a sűrűség (gyakoriság) és eloszlás függvény is (7.2., 7.3. ábrák). Az ábrákon a napi árak középértéke és szórása alapján a normál eloszlás lefutását is vázoltuk. A 7.1. ábrán bemutatott lefutásból megfigyelhető, hogy még egy szűkebb időszakra vonatkozó historikus adatok is nagy szórással jellemezhetők, – és mint a 7.2-7.3 ábrák mutatják – nem követik az elméleti vizsgálatoknál szokásos normális/lognormális eloszlást. Ennek

213

alapvető oka, amely a gyakorisági függvényeken is megfigyelhető, hogy az árakat meghatározott erőműtípusok határozzák meg, a kínálati határköltség görbe nem folyamatos, hanem lépcsős. Az is látható, hogy több, jól megkülönböztethető gyakorisági csúcs is jelentkezik, mind a hazai, mind az EEX árait bemutató ábrán. Ez a különböző (lignit, kőszén, földgáz) tüzelőanyagot felhasználó erőművek (az ellátáshoz még szükséges) ármeghatározó erőművé válásával lehet összefüggésben. 0,050

1,0 0,9

0,040

Gyakoriság

0,8

0,035

Eloszlás

0,7

0,030

0,6

0,025

0,5

0,020

0,4

0,015

0,3

0,010

0,2

0,005

0,1

0,000

Eloszlás

Gyakoriság

0,045

0,0 -10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Napi átlagár (€/MWh)

7.2. ábra HUPX 2013. évi, munkanapi, DA átlagos árak gyakorisága és eloszlása 0,050

1,0

0,045

0,9 Gyakoriság

0,8

Eloszlás

0,035

0,7

0,030

0,6

0,025

0,5

0,020

0,4

0,015

0,3

0,010

0,2

0,005

0,1

0,000

Eloszlás

Gyakoriság

0,040

0,0 -10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Napi átlagár (€/MWh)

7.3. ábra EEX 2013. évi, munkanapi, DA átlagos árak gyakorisága, eloszlása Jövőbeli árak alakulása: Gyakran előadódhat, hogy egy adott termékre (villamos energia fajtára), adott időpontra nem rendelkezünk megbízható statisztikai adatokkal. Más esetekben a várható árak Ilyen esetben a várható árak meghatározására a Brown mozgás (bolyongási folyamat) véletlenszerűségét alkalmazó Black-Scholes modellt (7.2. függelék) lehet felhasználni [7.4]. A modell feltételezi, hogy a napi árváltozások logaritmusa (amely nem más, mint a folyamatosan számított kamatláb) normál eloszlást követ. Az előbbi azt is feltételezi, hogy negatív árak nem alakulnak ki (ami a valós idejű piacon nem teljesül, de a forward árakra, a valósággal azonosan, érvényes). Általános esetben egy ismert t i időpontbeli árból egy t i 1 időpontbeli – forward – árat az



Pt i1  Pt i exp ( rf  y  1 / 2 2 ) (ti 1  t )    i 1 (ti 1  ti )



7.2 kifejezéssel lehet meghatározni. A szögletes zárójelbeli első tag a középár változását, (determinisztikus módon), a második tag a középárhoz viszonyított véletlenszerű (sztochasztikus) eltérést (vándorlást) határozza meg. A jövőre vonatkozóan tehát nem egyetlen ár, hanem a zárójel első tagja által meghatározott 214

középérték körüli valószínű ártartomány adódik, melyben az egyes értékek előfordulási gyakoriságának valószínűsége különböző. A szögletes zárójelbeli első tag elemeit összevonva:

 t  ( rf  y  1 / 2 2 ) * t 7.3 Előbbi képletekben: folytonos várható hozam (árváltozás éves átlaga, illetve ennek várható  értéke), a középár meredeksége [1/év], kockázatmentes (folyamatos) kamatláb [1/év], rf kockázati prémium (convenience yield, profit elvárások eltérése a kockázatmentes profittól), ± előjelű lehet [1/év], volatilitás, az árváltozás éves szórása, a 7.1 képlet felhasználásával a múltbeli  tényadatok alapján vehető figyelembe, t  ti 1  ti időeltérés [év],  i 1 zérus várható értékű, t  1 / n varianciájú normális eloszlású valószínűségi változó a t i és t i 1 időpontok közötti árváltozásra. y

Abban az esetben, ha feltételezzük, hogy az árak eloszlása követi a lognormális eloszlást, maga az árváltozás nagysága egy rövidebb időszakra a

P   P t   P t

7.4 kifejezéssel közelíthető . Lognormális eloszlás esetén az ár várható valószínűség eloszlását az: 79

ln Pt  t  N (ln Pt   t ;  t ) összefüggéssel [7.3] lehet leírni.

7.5

A  meredekség értéke a jövőbeli időpontra vonatkozó árjegyzésekből (lásd pl. a

P  6.20. ábrán) a   ln  i1  képlet alkalmazásával határozható meg, vagy az általános  Pi  piaci folyamatok jellemzőinek ( rf , y ) figyelembevételével becsülhető. Így a szimuláció során a következő napi ár a megelőző napi árakból kiindulva a 7.4 összefüggés felhasználásával a

Pi 1  Pi ( 1   t    i 1 t ) 7.6 képlettel számítható. A 2013. évi, HUPX DA munkanapi adatok felhasználásával végzett Monte Carlo szimuláció eredményét (4 különböző futásra) a 7.4. ábra mutatja. Az eredmények értékelésénél figyelembe kell venni, mint arra már utaltunk, hogy a DA árak gyakoriságának lefutása, az árat meghatározó technikai háttérből 79

„Ahol nem végtelen sok „nulla várható értékű és nulla szórású” dx normális eloszlású valószínűségi változót kell összegezni (integrálni) a folyamat leírására, hanem „nagyon kicsiny, de még nem végtelenül kicsiny” paraméterű valószínűségi változókból kell „sokat, de végtelenül sokat” összegezni”. „Miközben az egyik leghuncutabb matematikai eszközről van szó, a használatuk körülbelül annyira bonyolult, mint a kész Mirelit pizza elkészítése a mikrohullámú sütőben. Ennek oka, hogy olyan egyenletekkel foglalkozunk, amelyek megoldása ismert, nincs szükségünk önálló leleményre a megoldásukhoz” [7.3].

215

adódóan nem folyamatos és nem normális/lognormális eloszlású, ezért a szimulációnál felhasznált 7.6 képlet, „szigorúan eljárva,” a gyakorlati esetre nem alkalmazható. További hiányosság, hogy a jövőbeli szórásra lenne szükség, de csak múltbeli értékek állnak rendelkezésre, és a megfigyelt szórások sem állandók, szezonálisan vagy más okok miatt változnak. Ennek ellenére, a kockáztatott érték (VAR) számításokhoz szükséges jövőbeli árak becslését gyakran végzik hasonlóan.

Szimulált ár (€/MWh)

70

60

50

40

30

20 0

50

100

150

200

250

300

Kereskedési napok

7.4. ábra Monte Carlo szimulációval (7.6 összefüggés alapján) számított árak

Szimulált ár (€/MWh)

60

50

40

30

20 0

50

100

150

200

250

300

Kereskedési napok

7.5. ábra Monte Carlo szimulációval, átlaghoz történő visszatérés feltételezésével (7.7 képlettel) számított árak

Szimulált ár (€/MWh)

60

50

40

30

20 0

50

100

150

200

250

300

Kereskedési napok

7.6. ábra Monte Carlo szimulációval, átlaghoz történő visszatérés és alkalmi árcsúcsok feltételezésével (7.10 képlettel) számított árak A 7.4. ábrán bemutatott számításokhoz az aktuális forward árakból számítható  =2,5%/év folyamatos kamatlábat és a HUPX, 2013. évi munkanapi DA áraiból számított szórás (7.1. táblázat) napi értékét vettük figyelembe. Kezdő árként 42 €/MWh értéket vettünk figyelembe. 216

Visszatérés az átlaghoz feltételezésével végzett szimuláció: Miután a valóságban az árakat a vázolt forrásoldali folyamatok befolyásolják, a szimuláció jobb eredményre vezethet, ha az elemi változást a

P   ( Pátl  Pi )    i kifejezéssel közelítjük [7.6], ahol az átlaghoz való visszatérési tényező,  a hosszú távú átlagos ár [€/MWh], Patl aktuális ár [€/MWh]. Pi

7.4a

A 7.4a alakú közelítést figyelembe véve, a 7.6 összefüggés az átlaghoz történő visszatérés feltételezésével a következő alakra módosul (az átlag körüli vándorlást leíró tag változatlan marad):

Pi 1  Pi   ( Pátl  Pi )  Pi   i 1 t

7.7

Az összehasonlíthatóság érdekében, a 7.5. ábrán feltüntetett adatok számításához, így  és Patl meghatározásához, a 7.6 összefüggés alapján számított értékeket használtuk fel. Az  értéke az E, eredeti adatsor és az egy nappal eltolt T, adatsor pontpárokra, MS Excel táblázatkezelővel { INDEX ( LIN.ILL( E; T ; ; );1) } illesztett egyenes meredekségével egyezik meg. Az Patl pedig az egyenes y tengellyel való { INDEX ( LIN.ILL( E;T ;; );2) } metszéspontjának és az előbbiek szerint meghatározott meredekségének felhasználásával az

INDEX ( LIN .ILL( E; T ; ; );2) 7.8 1  INDEX ( LIN .ILL( E; T ; ; );1) képlettel számítható. A gyakorlatban a számítások a múltbeli tényadatok felhasználásával végezhetők. A 7.5. ábrán bemutatott eredmények enyhe árnövekedést jeleznek. A kék vonal 37-51, illetve a piros vonal 34-46 €/MWh közötti árváltozásai azonban sokkal szerényebbek a 7.2. ábrán szerelő tényértékeknél. Patl 

Az árcsúcsok hatása Poisson féle folyamattal közelíthető: Pcs   Pi (    2 i 1)

7.9

ahol



valószínűségi változó értéke  =0 vagy 1, az 1 érték előfordulási gyakorisága a megfigyelt, illetve valószínűsített árcsúcsok évenkénti számának felel meg. az árcsúcs feltételezett aránya,  standard eltérés az árcsúcsra,   2 i 1 valószínűségi változó. Így az átlaghoz történő visszatérést, a Brown mozgás szerinti vándorlást és az esetleges árcsúcsokat is tartalmazó számítási összefüggés

Pi 1  Pi   ( Pátl  Pi )  Pi   1i 1 t   Pi (    2 i 1) alakú lesz, ahol  1i 1 ,  2 i 1 eltérő valószínűségi változók.

217

7.10

A 7.6. ábrán bemutatott számításnál 22 darab árcsúcsot,  =-0,5% értéket tételeztünk fel,  értékét pedig azonosnak vettük a 7.1. táblázat szerinti szórással. Ezzel a módszerrel már 33-60 €/MWh közötti árváltozások adódnak. A tartomány a  értékének változtatásával szélesíthető lenne. Az előbbi képletek felhasználásával a várható piaci árak becsülhetők, de az összefüggések, amelyek jól alkalmazhatók tőkepiaci folyamatoknál, a villamosenergia-piacok mögötti valóságos folyamatok következtében csak nagyvonalú közelítésére alkalmasak. Ezért ismételten hangsúlyozzuk, hogy a szimulációval meghatározott jövőbeli árlefutás nem a ténylegesen várható ár lefutása. A Monte Carlo szimuláció során számítandó nagyszámú eset alapján csupán a jövőbeli árak eloszlásának valószínűsége, és ezzel a portfolió kockáztatott értékének nagysága becsülhető, közelítőleg. A gyakorlatban − elsősorban forward árak előrejelzésére − regressziós összefüggéseket is alkalmaznak. Ezek a villamosenergia-piacok működését, az azokon kialakuló árakat befolyásoló paraméterek (napjárás, szezonalitás, tüzelőanyag árak stb.) felhasználásával, statisztikai adatokból kiindulva állítanak fel számítási összefüggéseket (például [7.7, 7.8]), az időjárásfüggő megújuló termelés növekvő arányával azonban ezek megbízhatósága is egyre inkább csökken. Versenypiaci vásárlási/eladási ügyletek értékelése: A kereskedelmi ügyletek gazdasági értékelését az ár volatilitást, a teljesítéskor az adott ügyletre vonatkozóan várható árakat figyelembe véve kell elvégezni. Egy q sz [MWh] mennyiségű Psz [€/MWh] szerződéses áron eladott, vagy vásárolt villamos energia piaci értéke, Pp [€/MWh] piaci ár esetén

V   qsz ( Pp  Psz ) 7.11 A Pp piaci ár, egy megkülönböztetett jellemzőjű (zsinór, csúcs, stb.) villamos energia típus, meghatározott időszakra közzétett átlagos napi (OTC stb.) ára, folyamatosan változik. Viselkedése a • p(x ) sűrűség függvénnyel, amely egy adott időszakbeli meghatározott ár tartományba ( Pp min < Pp < Pp max ) eső piaci árak összes adott időszakbeli vizsgált piaci árhoz viszonyított gyakorisága [db/db], annak valószínűsége, hogy a piaci ár az x -el jelölt Pp értékű lesz, illetve az •

F (x ) eloszlás függvénnyel jellemezhető. Utóbbi a p(x ) sűrűség függvényből az F ( x ) 

Ap max

 p( A ) képlettel számítható. p

Ap min

A p(x ) , F (x ) számításához historikus vagy az előbbi, illetve más módszerekkel becsült értékeket kell figyelembe venni. Mivel Pp valószínűségi változó az ügylet V [€] értéke is valószínűségi változó, amelynek sűrűség függvénye a piaci árra vonatkozó sűrűség függvénnyel azonos (a Pp értékhez tartozó V értékre lesz azonos a gyakoriság). A kétoldalú megállapodások esetében az is előfordulhat, hogy az eladó nem szállítja le, a vásárló nem veszi át a szerződésben rögzített villamos energiát. Így az ügyletek értékelésénél az mennyiségi eltérések valószínűségét, hatását is figyelembe kell venni.

218

Kockáztatott érték (Value at Risk, VAR): Miután a gyakorlatban az árak folyamatosan változnak, gyakran előfordul, hogy egy kötéskor jónak tűnő ügylet, az árváltozások következtében, veszteségessé válik. Így a kereskedelmi gyakorlatban a veszteség kockázatával együtt kell élni. A kockáztatott érték mérésére a gyakorlatban gyakran alkalmazzák a tőkepiacokról átvett VAR módszertant, amely a következő egyszerű kérdésre próbál válaszolni [7.9]: Mennyi pénzt veszthet a cég normál piaci mozgások esetén? A szokásos módszerekkel végzett számítás esetén, a VAR értéke az a pénzmennyiséget mutatja, amelynél a következő időszakban, 95%-os valószínűséggel kevesebbet veszíthetünk80. A kockáztatott értéken egyetlen ügylet esetén, a múltbeli eloszlás feltételezésével − megállapodás alapján − a beszerzési/értékesítési portfolió 5 % nagyságú göngyölt sűrűségéhez (eloszlásához) tartozó veszteség értéket értjük (azonos a sűrűség függvény területének 5 %-os értékéhez tartozó nyereség/veszteség értékkel) [7.9]. 7.2. táblázat Energiamennyiség (MWh) Szerződéses ár (€/MWh) Ár Nyereség/veszteség (€) 20,2 -48000 20,4 -42000 20,6 -36000 20,8 -30000 21,0 -24000 21,2 -18000 21,4 -12000 21,6 -6000 21,8 0 22,0 6000 22,2 12000 22,4 18000 22,6 24000 22,8 30000 23,0 36000 23,2 42000 23,4 48000 23,6 54000 23,8 60000

30000 21,8 Sűrűség 0 0,0204 0,0000 0,0000 0,0408 0,0612 0,2653 0,2653 0,1224 0,0612 0,0204 0,0408 0,0204 0,0408 0,0204 0,0000 0,0204 0,0000 0,0000

Eloszlás 0 0,0204 0,0204 0,0204 0,0612 0,1224 0,3878 0,6531 0,7755 0,8367 0,8571 0,8980 0,9184 0,9592 0,9796 0,9796 1,0000 1,0000 1,0000

Meghatározását egyetlen beszerzési ügyletre, múltbeli árak alapján a 7.2. táblázat, illetve a 7.7. ábra mutatja. (VAR = 25647 €, miközben az ügylet teljes nagysága: 654000 €.) A táblázatban nyereség/veszteség alatt, az ügylet piaci értékére vonatkozó, 7.11 képlettel kiszámított értékek szerepelnek, amelyek sűrűség és eloszlás függvénye megegyezik a piaci árhoz tartozó függvényekkel. Ebből adódóan, egy elemű portfolió esetén, VAR értéke az 5%-os eloszláshoz tartozó, vételi határár 7.11 képletbe történő behelyettesítéssel is meghatározható és nincs szükség a nyereség/veszteség sűrűség és eloszlási függvény külön kiszámítására, illetve megrajzolására. A gyakorlatban a jövőre (az adott ügylettípusra) vonatkozóan várható (például Monte Carlo szimuláció alapján becsült) eloszlást kell figyelembe 80

Amennyiben egy portfolióra a VAR értéke havonta kerül meghatározásra, akkor bizonyos, hogy az elkövetkezendő 100 hónapból 95-ben – a számításnál figyelembevett feltételezések mellett – a veszteség a VAR értékénél kisebb lesz.

219

venni. Eladási ügyletnél az eloszlási görbe 95%-os értékéhez tartozó veszteség érték adja a VAR értékét. 0,40

1,0

0,36

0,9

Sűrűség

0,7

0,24

Eloszlás

0,6

0,20

0,5

0,16

0,4

0,12

0,3

VAR=25467 €

60000

54000

48000

42000

36000

30000

24000

18000

12000

0

6000

-6000

-12000

-18000

-24000

0,0

-30000

0,1

0,00

-36000

0,2

0,04

-42000

0,08

Eloszlás

0,8

0,28

-48000

Sűrűség (gyakoriság)

0,32

Nyereség/veszteség (€)

7.7. ábra VAR meghatározása egyetlen ügyletre Szabályszerű, lognormális eloszlással jellemezhető egyetlen ügyletre a kockáztatott értéket a 7.12 VAR  1,645 qsz Psz  t kifejezéssel [7.10] lehet meghatározni. Az előzőekben bemutattuk, hogy a tényleges gyakoriság és az ugyanazon kiinduló adatokra illesztett szabályszerű sűrűség függvényből adódó gyakoriság között lényeges eltérés van, így meglepő, hogy az előbbi összefüggéssel – a bemutatott példabeli esetre – számított VAR értéke 26356 €, nagyon közel van a tényleges gyakoriság alapján meghatározott értékhez. Az előbbiek csak a módszer alapjainak bemutatását célozták. A valóságban a portfólióban különböző típusú, különböző lejárati idejű, különböző árazású ügyletek vannak. A teljes portfolió kockáztatott értékének számítására, az ilyen programok fejlesztésére szakosodott vállalatoktól beszerezhető, programcsomagok alkalmazhatók. Ugyanakkor annak is tudatában kell lenni, hogy a VAR számítás számos hiányossággal bír, elsősorban a múltbeli jellemzők jövőre vonatkozó felhasználása következtében [7.11]. 7.2.

Kockázatkezelés

Az előbb vázolt, árváltozásokból eredő kockázatok81 látszólag a piac minden aktív szereplőjét – termelőket, nagykereskedőket, fogyasztókat, szolgáltatókat – érintik, a valóságban azonban, a végén, minden kockázat költségét a fogyasztók fizetik meg. Azt is, ha egy versenypiaci modellnél a rendszerben nincs elég tartalék, azt is, ha túl sok a ki nem használt kapacitás és furcsa módon azt is, ha egy erőmű tönkremegy82. A kockázatok jelentős része nem a piaci modelltől függ (a versenypiac csak láthatóvá teszi, illetve elkülöníti a korábbi, piacnyitás előtti – döntően integrált társaságokon belüli – belső kockázatokat), kisebb részük azonban csak a versenypiaci modellnél 81

A kockázat szót a korábbiakban többször használtuk, szabatos jelentését azonban nem adtuk meg. Kockázat: Valamely cselekvéssel járó veszély, veszteség lehetősége (Magyar Értelmező Kéziszótár); Érték elvesztésének, vagy megszerezhetetlenségének mérhető lehetősége. (Barron’s Dictionary of Business Terms); Egy gazdasági cselekménnyel összekapcsolt veszteség, illetve nyereség lehetősége (Wirtschaftslexikon von A-Z). 82 A megnövekvő kockázatok miatt nőnek a többi erőműnek folyósított hitelek kamatai, amit az árakon keresztül a fogyasztók térítenek.

220

jelentkezik. Akkor, amikor a felek közötti együttműködést, a rendszerszintű optimumkeresést, mint alapvető rendező elvet a piaci szereplők eltérő gazdasági érdekei váltják fel és a korábban kockázatmentes, vagy lényegesen kisebb kockázatot tartalmazó tevékenységek is nagyon kockázatossá válhatnak [7.22]. Nyilvánvaló, hogy a fogyasztókat terhelő kockázatok jellegét, nagyságát, végső soron – különösen a versenypiac szabályozásán keresztül - a reguláció is befolyásolja és ebből adódóan – mint a 2000 körüli kaliforniai krízis utólagos elemzéseiből kitűnt – igen nagy a szabályozó felelőssége. Csak az adott régió gazdasági, geopolitikai, regulációs feltételeinek elemzésével, és az azoknak megfelelően kialakított szabályozás eredményezhet tartósan kedvezőbb fogyasztói közérzetet (aminek csak egyik, de nem biztos, hogy legfontosabb eleme a villamos energia ára). Az előzőekben, az ár és mennyiségi ingadozások tekintetében, csak vázolt bizonytalanságok miatt a villamos energia jobban, mint bármilyen más áru, igényli a kockázatkezelést. Az ügyletektől remélt nyereség csak akkor realizálható, ha a vevő, eladó megfelelően felkészül az üzletekben rejlő kockázatok kivédésére is. A kockázatkezelés a villamos energia kereskedelemben nem új, hiszen a kockázatok sem újak. Egy nagykereskedő kockázatait bemutató 7.8. ábrán látható, hogy a piaci kockázatok mellett számos más kockázat is van, amelyeket az érintettek a piacnyitást megelőzően is kezeltek. A piaci kockázatok kezelését a következő szakaszban ismertetjük, a következőkben csak a kockázatkezelés általános alapelveit vázoljuk.

Villamosenergia nagykereskedők kockázatai

Erőművi berendezések üzemeltetési kockázata • Éves/havi megállapodás kockázata • Rendelkezésreállás kockázata • Tüzelőanyagellátás kockázata • Újratárgyalási kockázat • Versenyképesség (ár/ technológia) kockázatok Előfinanszírozási kockázatok Piaci, nagykereskedelmi kereskedési kockázatok: • Piaci/ár kockázatok • Üzemeltetői kockázatok • Teljesítési kockázatok • Üzletfél kockázatok

Üzleti folyamatok kockázatai:

Szállítási kockázatok: • Ütemezési kockázatok • Rendszerirányítási kockázatok • Hozzáférési kockázatok • Szabályozási kockázatok

• Belső kapcsolatok kockázata • Üzletfolytonossági kockázat • Személyzeti kockázat • Jóváhagyási folyamat kockázata • Lojalitási kockázat

• Igényoldali (bejelentési, időjárási) kockázatok • Igénybecslési kockázatok • Üzletfél kockázatok • Teljesítési kockázatok • Elszámolási kockázatok

Szabályozási alkalmazkodás kockázatai:

Ajánlat készítés és elemzés kockázatai

• Jogszabályváltozási (politikai) kockázat • Árszabályozás kockázata • Környezeti kockázat • Dokumentációs, adatszolgáltatási kockázat • Versenytársak boszszújának kockázata

Szerződés következetlenség kockázatai

Rendszertervezés, árelemzés kockázatai

Beszerzés

Közüzemi értékesítés kockázatai:

Belső folyamatok

Versenypiaci értékesítés kockázatai: • Piaci/ár kockázatok • Üzletfél kockázatok • Teljesítési kockázatok

Értékesítés

7.8. ábra Villamosenergia nagykereskedők kockázatai A kockázatkezelés: egy lehetséges pénzügyi veszteség kedvezőtlen hatásait minimalizáló folyamat: (1) a veszteség lehetséges forrásainak meghatározásával, (2) az előforduló veszteség pénzügyi következményeinek becslésével és (3) felügyelet alkalmazásával az aktuális veszteség vagy ezek pénzügyi következményeinek minimalizálására83.

83

Barron’s Dictionary of Business Terms

221

Gyakorlatban a folyamat az alábbi lépésekre bontható: • A kockázati tényezők feltárása, azonosítása, (prioritási szint megállapítása). • A kockázati tényezők szempontjából már létező releváns szabályozás, kontroll vagy limitstruktúra azonosítása, kockázati térkép (univerzum) szerint történő besorolása, illetve további kockázati elemzés szükségességének meghatározása. • A kockázati tényezők kvalitatív értékelése, a bekövetkezés valószínűségének, és a meglévő kockázati kitettségre gyakorolt hatásának elemzése, az esetleges bekövetkezés esetén megjelenő kár mértékének megállapítása mennyiségi és minőségi szempontok alapján. • A kockázatok elfogadásának, elkerülésének, vagy kockázatkezelési eljárás szükségességének meghatározása. • Kockázatkezelési stratégia kialakítása (kivédés, csökkentés, áthárítás), és optimális kockázatcsökkentő eljárás, technika kiválasztása (hedge-lési ügylet alkalmazása). • Kockázatkezelési stratégia jóváhagyásra történő előterjesztése a hatáskörök szerint meghatározott döntési fórum elé. • A jóváhagyott kockázatcsökkentő eljárás végrehajtása. • Utólagos értékelő hatásvizsgálat készítése, dokumentálása, jelentése, és a megváltozott kockázati kitettség folyamatos figyelemmel kísérése. Az előzőekből is látható, hogy a kockázatok − bekövetkezésük valószínűsége, a várható következmények nagysága stb. − számszerűsíthetők. Ily módon meg kell különböztetni őket a bizonytalanságoktól, amelyek lehetősége, bekövetkezési valószínűsége, hatása nem számszerűsíthető. A számszerűsíthetőségből adódóan a kockázat mérhető és biztosítható bizonytalanság. Kockázati térkép (univerzum): Az egyes kockázatokat a megfelelő kezelés elősegítésére tipizálták, fő- és alkategóriákra osztották. Ezek a rendszerek (amelyeket a gyakorlatban kockázati térképnek, univerzumnak neveznek) az egyes piaci szereplőknél eltérőek lehetnek. Egy szokásos csoportosítás: o Politikai kockázat. A kormányzatok és más szereplők tevékenységéből eredő bizonytalanságból származó veszteség kockázata. Ide tartozik a politikai instabilitás (lázadás, puccs vagy háború), megalapozatlan gazdaság- vagy árfolyam-politika, az intézményi rendszer, intézmények működésének kockázata. o Szabályozási kockázat. Az adott piacon érvényesülő hatósági szabályozás és/vagy piaci szabályok megváltozásából eredő veszteség kockázata. • Piaci kockázatok o Árkockázat. A piaci árak változásának hatására a szerződések értékében bekövetkező veszteségek kockázata. o Pénzügyi/finanszírozási kockázat. A finanszírozási költségek korábbi előrejelzésektől való eltérésből, az árfolyam- és kamatkockázat nem megfelelő kezeléséből, illetve a cash-flow problémákból eredő kockázatok. o Mennyiségi kockázat. A szerződött mennyiségű villamos energia pontos leszállításának meghiúsulásából eredő, részben belső, részben külső okokra (pl. időjárás, tüzelőanyag hiány, átvevő tevékenysége, hálózati zavar stb.) visszavezethető veszteség kockázata. •

Ügyfélkockázatok

222

•

o Partner (hitel) kockázat. Valamely szerződő partner nemfizetéséből eredő veszteség kockázata. Belső kockázatok o Működési kockázat. A belső folyamatok és kiszolgáló rendszerek nem megfelelő kialakításából eredő veszteség kockázata. o Személyzeti kockázat. A személyzet hiányából, nem megfelelő felhasználásából, szándékos vagy gondatlan hibájából eredő veszteség kockázata. o Termelési kockázat. Az energiatermelő berendezések tervezettől eltérő működéséből (gyenge rendelkezésre állás stb.) eredő veszteség kockázata. o Modell/értékelési kockázat. A pozíciók értékelésére, árazásra és kockázatmérésre használt számítási eljárások pontatlanságából vagy hibás specifikációjából eredő veszteség kockázata. o Jogi kockázat. A szerződésekben szereplő inkonzisztenciák és végre nem hajtható rendelkezések miatti veszteség kockázata. o Üzlet folytonossági kockázat. A normál működés olyan megszakadásából eredő veszteség kockázata, amely lényegesen kihat az ügyfelekkel szembeni kötelezettségek teljesítésére és/vagy a hatósági előírásoknak való megfelelésre. o Környezeti kockázat. A környezetvédelmi előírásoknak való meg nem felelésből eredő veszteség kockázata. o Technológiai kockázat. A versenytársak által alkalmazott modernebb és hatékonyabb technológiából (illetve a termelő portfolió összetételéből) eredő veszteség kockázata. o Dokumentációs/beszámolási kockázat. Az előírt dokumentálási és adatszolgáltatási kötelezettségek elmulasztásából vagy nem megfelelő teljesítéséből eredő veszteség kockázata.

A túlzott méretű kockázatvállalás előzetes kontrollját limitrendszer szolgálja. Ebben rögzítésre a társaság nyitott pozícióit korlátok között tartó limitek pontos tartalma és nagysága. Az egyes tranzakciókat megelőzően meg kell győződni arról, hogy az ügylet nem járhat-e a limitek megsértésével. Különösen ügyelni kell az egyes partnerek nem szerződésszerű teljesítéséből adódó kockázatok kezelésére. Az egyes kockázatok eltérő kezelést igényelnek. Erre minden vállalatnál kialakultak és a vállalati tevékenység szerves részévé váltak a szervezet sajátosságainak megfelelő rendszerek, amelyek a kockázatfelelősöktől a rutinfeladatokat ellátó kockázatkezelési szervezeti egysége(ke)n keresztül az irányítást, felügyeletet gyakorló kockázatkezelési bizottságig terjedő szervezettséggel rendelkeznek. Ezek működésének és az előbbi kockázatok kezelésének ismertetése azonban túlmutatna e könyv keretein, így a továbbiakban csak a piaci (elsősorban ár) kockázatok kezelésére térünk ki. 7.3.

Villamos energia ügyletek kockázatkezelése

Kockázatok kezelése, kihasználása: A piaci árak egy adott piacon a kereslet, kínálat alakulásától, források rendelkezésre állásától függően változnak. Így az egyes ügyletek értéke is változhat. Ebből adódóan a vevők, eladók az egyes ügyleteknél jelentős kockázatokkal szembesülhetnek. Piaci folyamatokkal, hozzáférési

223

lehetőségekkel nem összefüggő árkülönbségek a különböző piacok, szállítási időszakok között is előfordulhatnak. A kockázatok kezelése lehetséges hagyományos módon, származékos ügyletek nélkül (7.3. táblázat), illetve a más piacokról ismert származékos ügyletekkel. Utóbbiak tárgya nem a termék adásvétele, hanem a termék vételi vagy eladási jogának vétele vagy eladása. A jog megvásárlása kötelezettséget jelent a jog eladójának, abban az esetben, ha a jogot birtokosa érvényesíteni akarja. A származékos ügyletek egy része (7.1. függelék) látszólag kereskedelmi ügylet (villamos energia vásárlása, eladása), származékos ügyletté minősítését célja (más termékek kockázatainak csökkentése) indokolja. 7.3. táblázat Diverzifikáció Fogyasztói teljesítménygörbe kisimítása Portfolió optimalizálás

Költségek továbbhárítása Árellenőrzés az értéklánc ellenőrzésével Kockázatmentesítés

Együttműködés

Régóta alkalmazott módszer, a villamos energia beszerzése, illetve értékesítése különböző forrásokból, különböző piacokon történik. A minél kisebb teljesítőképesség igény, illetve az egyenletes fogyasztás árelőnyeinek kihasználására alkalmazott módszer. Nálunk különösen a hangfrekvenciás körvezérlés lehetőségeinek kihasználásával alkalmazzák. A termelő berendezések összetételétől, fogyasztás jellegétől függően sor kerülhet a rendszer szabályozhatóságának javítására, pl. zsinór villamosenergia értékesítésével, illetve csúcsidei villamosenergia vásárlásával. A fölös kapacitások termelésének változóköltség feletti értékesítése veszteség csökkenést eredményezhet. Költségalapú árképzésnél lehetőség van bizonyos költségelemek változásainak villamosenergia-vásárlóra történő áthárítására (pass-through). A piaci szereplők az értéklánc (termelés, beszerzés, szállítás, elosztás, értékesítés) több elemében tevékenykednek, annak érdekében, hogy megakadályozzák valamelyik értékláncbeli szereplő árellenőrzési lehetőségének kialakulását (tipikus példája a vertikálisan integrált társaság). A piaci szereplők bizonyos kockázatokra biztosítással, illetve viszontbiztosítással érik el a kockázatmentességet. Ez a lehetőség azonban csak a kockázatok egy részére: az úgynevezett biztosítható (mérhető, számszerűsít84 hető) kockázatokra terjed ki . Az együttműködési megállapodások elsősorban a méretnagyság növekedésének, az eltérő összetételű termelési, értékesítési szerkezet kiegyenlítési, valamint speciális adottságok felhasználási lehetőségeinek kihasználására irányulnak.

Meg kell említeni, hogy a 7.3. táblázatban felsorolt hagyományos módszerek egy része a villamosenergia-piac liberalizálásával alkalmazhatatlanná válik: • A hangfrekvenciás körvezérlés fogyasztói profilja a kereskedelmi szabályzatban rögzítésre került, így a vezérlés nem alkalmazható rugalmasan az aktuális fogyasztás simítására. • Az árak jelentős részét a versenypiac határozza meg, így nincs lehetőség a költségek továbbhárítására. • Az értéklánc felbontásra került, a szállítás, elosztás kikerült a kereskedők ellenőrzési lehetősége alól. • Az együttműködési megállapodások lehetősége az összejátszás, nem transzparens árak, bennfentes kereskedelem potenciális gyanúja miatt nagyon lecsökkent.

84

Az úgynevezett nem biztosítható – a biztosító társaságok szerint nem számszerűsíthető nagyságú – kockázatok megjelenése ellentétes a kockázat fogalmával. Feltehetően nem a számszerűsítési lehetőséggel, hanem a biztosító társaságok, üzletfelek szándékával van összefüggésben.

224

A 7.4. táblázatban felsorolt származékos ügyletek alapvető jellemzői a következőkben foglalhatók össze: • Határidős (OTC piacon: forward, tőzsdéken: futures) ügyletek, jogilag kötelező érvényű adásvételi szerződések, amelyek alapján meghatározott minőségű, mennyiségű árut a jövőben, egy már az üzletkötés időpontjában megállapított időpontban, helyen és áron megvásárolnak vagy eladnak. Céljuk kockázatos követelések/tartozások kockázatainak csökkentése. Változatai: o Vétel határidőre, long forward/futures, gyakorlati szóhasználattal long hedging o Eladás határidőre, short forward/futures, gyakorlati szóhasználattal short hedging 7.4. táblázat [7.12] Fizikai (spot) ügyletek Származékos ügyletek – Határidős ügyletek – Opciós ügyletek • vételi (call) • eladási (put) • hosszú (long) • rövid (short) – Csere ügyletek • (swap, swaption)

•

Tőzsdén kívül köthető? Igen

Tőzsdén köthető? Igen

Van tényleges áruszállítás? Van

Igen (forwards=előre) Igen

Igen (futures=jövő) Igen

Van

Igen

Nem

Lehet

Lehet (harmadik félnél)

Opciós ügyletek, az európai opciónál egy meghatározott időpontra, az amerikai opciónál egy meghatározott időpontig teljesítendő85, feltételes határidős ügyletek. Négy változata van: o Eladási jog (Long put option, LP), az opció vásárlójának az a joga, hogy egy előre meghatározott jövőbeli időpontban valamely termék előre megadott mennyiségét előre meghatározott alapáron (kötési/lehívási árfolyamon) eladja. o Vételi kötelezettség (Short put option, SP), az opció kiírójának (eladójának) az a kötelezettsége, hogy egy előre meghatározott jövőbeli időpontban valamely termék előre megadott mennyiségét előre meghatározott alapáron (kötési/lehívási árfolyamon) megvásárolja. o Vételi jog (Long call option, LC), az opció vásárlójának az a joga, hogy egy előre meghatározott jövőbeli időpontban valamely termék előre megadott mennyiségét előre meghatározott alapáron (kötési/lehívási árfolyamon) megvásárolja o Eladási kötelezettség (Short call option, SC), az opció kiírójának (eladójának) az a kötelezettsége, hogy egy előre meghatározott jövőbeli időpontban valamely termék előre megadott mennyiségét előre meghatározott alapáron (kötési/lehívási árfolyamon) eladja Az opció: o mindig pénzbe kerül (opciós díj, option premium),

85

Az európai típusúak csak a lejáratkor érvényesíthetők. Az amerikai típusúak a lejárat dátumáig bármikor érvényesíthetők. Az ázsiai típusú opció nemcsak érvényesítésének lehetőségében, hanem elszámolási módjában is speciális.

225

o mindig egy adott ideig, a lejáratig (exercise date, maturity) érvényes, ekkor a mögöttes termékre vonatkozó jog a kötési vagy lejárati áron (exercise price, strike price) érvényesíthető, o tulajdonosa nem köteles élni jogával, azaz az árak számára előnytelen alakulása esetén veszteségeit az opció költségére korlátozhatja. • Csere (swap) ügyletek, általában egyedi megállapodások két fél között, egy vagy több időpontra, amely alapján a jövőben pénzmennyiségeket (értékpapírokat, kamatot, devizát, villamos energiát, földgázt stb., lényegében az ezekből adódó cash flow-t) a megállapodásban rögzített feltételekkel kicserélnek. Az alapügyletek kombinációja is lehetséges. Ezek közül az úgynevezett egzotikus opciókra a későbbiekben térünk ki. A kockázatok nemcsak gondot jelenthetnek, hanem profittermelés céljából, kedvezően, ki is használhatók. Erre a következő lehetőségek szokásosak. • Arbitrázs (Arbitrage): Kockázatmentes profit elérése határidős műveletekkel árak, kamatlábak és devizaárfolyamok piacok közötti eltéréseit és ingadozásait kihasználva. A valóságban az előbbi tényezők változásától függően veszteségek is lehetségesek. A gyakorlatban a folyamatosan alacsony árú vétel és nagy árú eladás lehetőségét is arbitrázsnak tekintik. A tevékenységet végző arbitrazsőrök (arbitrageurs) ugyanazon termék különböző piacain kialakuló árkülönbségének azonnali kihasználásával akarnak nyereséget elérni "Azért vesznek most itt, mert most ott drágábban tudnak eladni." [7.12]. • Spekuláció (Speculation): Kockázatvállalással járó nagy profit elérése határidős műveletekkel, az árfolyam és kamatszintekkel, azok relatív változásaival kapcsolatos várakozások alapján. A tevékenységet végző spekulánsok (speculators) "Azért vesznek most, mert holnap drágábban tudják eladni." [7.12]. A gyakorlatban a villamos energia kerekedésben is terjed a proprietary (prop) kereskedelem. Ez olyan kereskedelmet jelöl, ahol egy önálló vállalkozóként működő kereskedő egy vállalat rábízott pénzével (arbitrázs, spekulatív ügyletekkel) kereskedik, és a hasznon megosztoznak. A továbbiak ismertetése előtt hangsúlyozni kell, hogy a piaci szereplők nem egyformán informáltak, nem azonosan ítélik meg a jövőt, és ennek következtében nem ugyanúgy tevékenykednek. „Valaki mindig többet nyer (pozitív gazdasági profitra tesz szert)86 és ezt a nyereségét valaki más „adja át” neki (akinek negatív gazdasági profitja lesz). A kereskedés így makroszinten mindig zérusösszegű” játék [7.12]. 7.3.1. Határidős (fedezeti) ügyletek A piaci árkockázatok kezelésének leggyakrabban alkalmazott módja fizikai vagy pénzügyi futures ügyletek kötése. Ezekre csaknem minden európai tőzsdén lehetőség van. A HUPX fizikai futures (PhF) piacán például, folyamatos „Gazdasági profit: a normál profitot meghaladó nyereség”, ahol a „normál profit az adott iparág, piac általános nyereségszintje, azaz az összes "ex-ante" költséget és a szokásos növekedést fedező kockázatmentes likvid nyereség” [7.12]. 86

226

kereskedéssel, a vásárlás időpontját követő négy hétre, heti, a vásárlás időpontját követő három hónapra havi, a vásárlás időpontját követő négy negyedévre negyedéves, a vásárlás időpontját követő három évre éves zsinór- és csúcsidőszaki villamos energia termékek kereskedhetők, melyek lejáratuk után a magyar átviteli rendszerben kerülnek fizikai leszállításra. Pénzügyi ügyletek: A pénzügyi futures ügyletek célja az árak hedge-lése és a kockázat kezelés. Az ügyletek naponta elszámolásra kerülnek, és magukba foglalják (7.9. ábra): • Az aktuális piaci árakhoz viszonyított (Mark to market) elszámolást, amely a portfolió piaci értékének változását mutatja a lejárat napjáig. A piaci érték a megelőző napi DA piac záró ára. Amennyiben a piaci ár ehhez viszonyítva növekedett, az ügylet vevőjének az árkülönbözet és a mennyiség szorzataként számított összeg jár és fizetendő, míg az ügylet eladójának a számított összeggel nő a tartozása • Az ár hedzselés elszámolását a szállítási időszakban a tényleges piaci árakkal a lejárat előtti utolsó mennyiségekkel súlyozott DA piaci árhoz viszonyítva. Amennyiben a piaci ár a vonatkoztatási árhoz viszonyítva nagyobb a vevőnek követelése, ha kisebb a vevőnek tartozása keletkezik. Az eladónál fordított hatás érvényesül.

Piaci ár (€/MWh)

Az összesített hatást vizsgálva: a vevő a fizikai piacon a tényleges áron vásárol, a pénzügyi ügyletből adódóan azonban a piaci ár és az ügylet kötési ára közötti különbséget a pénzügyi ügylet eladójának kell fedezni, így a vevő számára a villamos energia a pénzügyi ügylet Pénzügyi kötési árán áll rendelkezésre. futures ügylet elszámolása Price hedging elszámolás: Teljesítés esedékessé válik

Mark to market elszámolás: Realizált profit a vevőnél Realizált veszteség az eladónál

Követelő vevő Tartozó eladó

Összes nyereség a vevőnél, veszteség az eladónál

3. kereskedési nap

2. kereskedési nap

1. kereskedési (vásárlási) nap

Kereskedési időszak

Ár a DA piacon

Tartozó vevő Követelő eladó

Szállítási időszak

Szállítási hét Idő

7.9. ábra Pénzügyi futures ügylet elszámolása [7.13] Fedezeti ügyletek: A piaci szereplők pozíciójától függően kétféle ügylet szokásos:  Short hedging (eladás határidőre, short futures) ügyletet olyan termelők, portfolióval rendelkező kereskedők kötnek, akik attól félnek, hogy a csökkenő piaci árak működési, vagy kereskedelmi veszteségeket okoznak, így értékesítésüket a határidős ügylettel a csökkenő árak ellen biztosítsák (7.10. ábra b) részlet).  Long hedging (vétel határidőre. long futures) ügyletet fix áron értékesítő kereskedők kötnek, akik attól félnek, hogy a növekvő piaci árak kereskedelmi veszteséget okoznak, ezzel korábbi short (rövid) határidős vételi ügyletüket, a határidős ügyletettel, a növekvő piaci árak ellen biztosítsák (7.10. ábra a) részlet).

227

60

60

40

40

20

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Határidős ügyletekkel, a kockázatok kezelése mellett, spekuláció is folytatható. Előnyük a szokásos adásvételi megállapodásokhoz való hasonlóság, költségmentesség. Hátrányuk hogy a vevő és eladó számára is visszavonhatatlan kötelezettséget jelentenek és a futamidő alatt bekövetkező, előzetes várakozásokkal ellentétes piaci mozgásokra a megkötött ügylet keretén belül már nem lehet reagálni.

20

0 0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-40

-40

-60

-60

a) Vétel határidőre (long futures) Változó áron beszerző, fix áron értékesítő szereplő védekezése az árnövekedés ellen

10

-20

b) Eladás határidőre (short futures) Változó áron értékesítő, fix költségstruktúrájú szereplő védekezése az árcsökkenés ellen

7.10. ábra Fedezeti ügyletek A 7.10. ábrán bemutatott, 50 €/MWh kötési árfolyamú, határidős ügyletek eredménylefutását megfigyelve megállapítható, hogy • a határidős ügylet csak akkor nyereséges a vevő számára, ha a lejárati időpontban a piaci ár nagyobb a kötési (delivery price) árnál, • a vevő nyereségével az eladó azonos nagyságú vesztesége (vagy az eladó nyereségével a vevő azonos nagyságú vesztesége) áll szemben, • a nyereség és a veszteség a lejárati időpontbeli piaci áraktól függően széles tartományban változhat, amennyiben a lejárat időpontjában szélsőséges piaci helyzet alakul ki, igen nagy értékű is lehet. • egyidejű vételi és eladási ügylet kötésével, elméletileg, semleges pozíciót (nem lesz sem veszteség, sem nyereség) is el lehet érni, nehéz azonban olyan piaci partner megtalálása, aki a piac általános várakozásától eltérő árváltozást vár. A fedezeti ügyletek számának meghatározása: A gyakorlatban az eladási és vételi ügyletek leggyakrabban valamilyen szervezett piacon lebonyolítható határidős (futures) ügyletet jelentenek. A szerződéses ügyletek, illetve a várható piaci árak ismeretében, korlátozott feltételek mellett meghatározható egy optimális szerződéses (ügylet) mennyiség [7.14]. A következőkben, a [7.14] alapján, egy egytermékes vállalatra (kereskedőre), értékesítési árbizonytalanságok esetére mutatjuk be a hedge-lés (fedezeti ügyletek) alapelveit. A szokásos megfontolások: • A döntés t 0 időpontjában bizonytalan a jövőbeli t1 időpontban kialakuló Pp •

piaci ár. A döntéshozó a t 0 időpontban a megvásárlandó, vagy eladandó fedezeti ügylet (futures) szerződések X f nagyságáról dönt, ahol X f >0 vétel határidőre, X f <0 eladás határidőre ügyletet jelent.

228

•

• • •

• •

Feltételezzük, hogy a termelés (kereskedelmi ügylet) q sz nagysága már a t 0 időpontban adott (ismert). A Psz termelési (fizikai, beszerzési) költségek már adottak (nem képezik döntés tárgyát). A t1 időpontban a kereskedelmi pozíció nagysága q sz . Feltételezzük, hogy a t 0 időpontban egy, egyperiódusú fedezeti ügylet jön szóba Pk kötési áron. A fedezeti ügylet pontosan 1 mennyiségi egységű, az adott szervezett piacon „szabványosított” áru szállításával számol. A fedezeti ügylet esedékessége pontosan a kockázattal érintett t1 időpontbeli kereskedelmi pozícióhoz illeszkedik. A fizikai szállítás megvalósítása további költségeket nem igényel és teljesíthető. Az előbbiek következtében a fedezeti ügylet ára a futamidő során a termék (áru) majdani t1 időpontban kialakuló Pp piaci (pénztári) árához konvergál, amivel a t1 időpontban kockázatmentes arbitrázs nyereség lenne elérhető. Egy esedékességkori alapkockázat, illetve kiegyenlítés ez által kizárt.

A döntéshozó döntése során egy preferencia függvényt maximalizál, amelyben a célérték várható  nagysága87 és ennek  standard eltérése (volatilitás) szerepelnek változókként (    alapelv). Számtalan függvény létezhet, de ugyanakkor minden döntéshozóra alapvetően egy egyéni preferencia függvény jellemző. Feltételezzük, hogy a preferencia függvény alakja:

(  ,  2 )   

 2

 2 7.13

ahol



a döntéshozó egyéni kockázatvállalási hajlamát tükrözi,88  =0 semleges kockázatvállalási hajlamot jelöl, ez esetben    ,  >0 kockázatkerülő hajlamnál  várható értéke egy, a  2 varianciával növekvő mennyiséggel csökken.

A  preferencia érték, ennek megfelelően, biztonsági egyenértéknek minősíthető. Célértékként a spot piaci értékesítések és a fedezeti ügyletek nyereségének/veszteségének összege szolgál. (Az ügylettel összefüggő járadék, kamat kötelezettségektől és esetleges költségektől eltekintünk.) Az ügylet VE értéke VE ( X f )  qsz Pp  X f ( Pp  Pk )

7.14

amelynek első tagja a piaci ügylet eredménye, második tagja a határidős ügyletből eredő nyereség vagy veszteség, és amelyben adott q sz kereskedelmi pozíció esetén csak a fedezeti ügylet X f mennyisége befolyásolható. A számításhoz a A  egy véletlen változó várható értéke, egyenlő a véletlen változó, bekövetkezési valószínűségekkel súlyozott, előfordulási értékeinek átlagértékével [7.14]. 88 A kockázatvállalási hajlandóság vizsgálata, jellemzése, nagyságának számszerűsítése külön „tudomány” [7.3]. 87

229

döntéshozónak a termék, áru jövőbeli, Pp piaci értékét (annak várható középértékét) és a  2 varianciáját ismerni kell. Ezek megfelelő becsléséhez a piaci folyamatok jó ismerete, megfelelő tapasztalatok mellett jó intuícióra is szükség van. A  célérték, illetve a  2 variancia a kereskedelmi (k) és fedezeti (f) ügyletet is figyelembe véve [7.14]:   qsz  k  X f (  k  Pk ) 7.15

 2 ( X f )  (qsz  X ) 2  k2 f

7.16

ahol a kereskedelmi ügyletek varianciája.  k2 A 7.15, 7.16 összefüggéseket a 7.13 összefüggésbe behelyettesítve a

(  , 2 )  qsz  k  X f (  k  Pk )  értékét kell maximalizálni (amely az X f



(qsz  X f ) 2  k2

7.13a 2 a változó szerinti, első derivált zérus

értékénél adódik). Ez alapján meghatározható az optimális fedezeti ügylet mennyisége és jellege (előjele):

X opt  f

Pp  Pk

  k2

 qsz 7.18

A kifejezés első, tört tagja az úgynevezett spekulációs tag (fizikai ügylet nélküli optimális fedezeti ügylet mennyiség), a spekulánsnak ekkora nagyságú fedezeti ügyletet kellene vásárolnia. (Ez esetben t 0 és t1 időpontok közötti árváltozás az úgynevezett spekulációs prémium. Spekuláció csak akkor célszerű, ha a döntéshozó másfajta árváltozást vár, mint a piac általában. Ilyen megalapozottan csak akkor fordulhat elő, ha a döntéshozónak bennfentes információi vannak.) A második tag, mint tiszta hedge-lési tag a lehetőség szerinti kis varianciájú ügyletekre törekvésből adódik. A spekulációs tag elveszti a jelentőségét kockázat tagadó (elutasító) (    )  qsz mennyiségre kell fedezeti ügyletet döntéshozó esetén, ekkor az egész X opt f kötni. Döntési alternatívák, intuíció szerepe: Az előbbiek gyakorlati alkalmazásának megismeréséhez tételezzük fel, hogy a döntéshozónak 2000. szeptember elején, a 2000. IV. negyedévben, folyamatosan szállítandó 10 MW fizikai értékesítés fedezeti ügyletéről kellett döntenie. Az értékesítendő mennyiség qsz=92 nap*24 óra*10 MW = 22080 MWh. A historikus adatok alapján a döntéshozó 21,8 €/MWh értékesítési árat becsült (a 7.2. táblázatban, illetve a 7.3. ábrán szereplő adatok alapján). A historikus adatok standard eltérése kerekítve σk=0,54 €/MWh volt. A fizikai ügylet megkötésének időpontjában (2002. szeptember 4-én) az OTC ár 24,25 €/MWh. Így az eladási ügyletet a növekvő árak ellen kellene biztosítani. Feltételezve, hogy a döntést hozó kockázatvállalási együtthatója α=0,000001 az előbbi képletbe behelyettesítve Xfopt=−8244000 MWh adódik, amelyik többszörösen meghaladja a fizikai ügylet nagyságát. Mivel a szervezett piacon csak meghatározott szabályoknak megfelelő ügylettel lehet kereskedni − feltételezve, hogy a szabályozott ügylet 1 MW egész negyedéves kereskedelmét jelenti és − az egységnyi tőzsdei ügylet nagysága 92*24*1=2208 MWh, 3815 határidős eladási ügyletet kell kötni.

230

Az utolsó, 2000. IV. negyedévre vonatkozó kereskedési napon a tőzsdei ár 22 €/MWh volt, de időközben 26,4 €/MWh érték is előfordult. Mit kellett tennie a döntéshozónak? Le kellett-e zárnia nyílt pozícióját vagy sem, és ez mekkora nyereséget/veszteséget jelenthetett számára. (Ha nem zárja le, akkor a 3815 db ügyletnek megfelelő villamos energia mennyiséget is le kellett volna szállítani. Ez úgy is lehetséges lett volna, hogy a szükséges villamosenergia-mennyiség beszerzésére a napi piacon kerül sor, amelynek átlagára akkor éppen 21,9 €/MWh volt.) Az egyes ügyletek értékét a 7.5. táblázat foglalja össze. 7.5. táblázat Határidős eladási (short futures) ügylet Fedezeti ügylet lezárása, vétel határidőre (long futures) Eredő nyereség/veszteség

Érték (€) 22080*22 485760 3815*2208*24,25 204270360 3815*2208*22 -185317440 19438680

Látható, hogy a pozíció lezárása jelentős – az eredeti ügylet értékét többszörösen meghaladó – nyereséget eredményez. Utólag, a 2000. IV. n.évi, napi árak ismeretében az is megállapítható volt, hogy az ügylet lezárása helyett a fizikai teljesítést és a napi piaci beszerzést választva a nyereség még növelhető is lett volna. (De ki tudta ezt előre?) Az is kikövetkezhető, hogy a legnagyobb nyereség akkor lett volna elérhető, ha a határidős eladási ügyletet nem szeptember 4-én, hanem a legnagyobb ár (26,4 €/MWh) jegyzési időpontjában kötötték volna meg. Ilyen döntéseket, hogy a piaci ár még felfele megy és nem lefelé, csak az egyéni kereskedői intuíció, tapasztalat, döntést támogató számítástechnikai háttér stb. támogathat, és nem utolsó sorban ezektől függhet a kiugró üzleti siker vagy a gyors tönkremenetel. Ha a döntéshozó a döntés időpontjában figyelembe vett 24,25 €/MWh árat meghaladó árak esetén például azzal számol, hogy a veszteség minimalizálása érdekében jobb lezárni a pozíciót a legelső nagyobb (pl. a hivatkozott 26,4 €/MWh) ár esetén a fedezeti ügylet (a várható szervezett piaci ár téves feltételezése) következtében – mint azt a 7.6. táblázat mutatja – jelentős veszteség adódhat. 7.6. táblázat Fizikai értékesítés Határidős eladási (short futures) ügylet Fedezeti ügylet lezárása, vétel határidőre (long futures) Eredő nyereség/veszteség (€)

Érték (€) 22080*26,4 582912 3815*2208*24,25 204270360 3815*2208*26,4 -222380928 -17527656

Amennyiben a döntéshozó korábbi historikus adatok, vagy (Monte Carlo, extrém érték) szimuláció alapján nagyobb szórással számol, az ügylet kockázata csökkenthető, de ugyanakkor az elérhető nyereség is lényegesen kisebb lesz. Például σk=1,605 €/MWh esetén az előbbiekben feltételezett árakkal Xfopt=−973157,7 MWh, lefelé kerekítve 440 ügylet adódna. A következő oldali, 7.7. táblázat ezen ügylet lezárásával elérhető eredő nyereséget/veszteséget mutatja a fedezeti ügylet teljesítésekor esedékes ár függvényében. Szélső értékek esetén, ezen fedezeti ügylet is az eredeti ügylet többszörösének megfelelő nyereséget vagy veszteséget eredményezhet.

231

7.7. táblázat Teljesítéskor esedékes ár (€/MWh) 22 23 24 25 485760 507840 529920 552000

21 26 27 Fizikai 463680 574080 596160 értékesítés (€) Határidős eladási 23559360 23559360 23559360 23559360 23559360 23559360 23559360 ügylet (€) Fedezeti ügylet lezárása, vétel 20401920 21373440 22344960 23316480 24288000 25259520 26231040 határidőre (€) Eredő nyereség/ 3621120 2671680 1722240 772800 -176640 -1126080 -2075520 veszteség (€)

Az alapügylethez (villamos energia vásárláshoz, értékesítéshez) kapcsolódó fedezeti ügyletek esetén a 7.1 szakaszban vázolt kockázatott érték (VAR) számítást az ügyletre is el kell végezni. A bemutatott példákból látszik, hogy a fedezeti ügyletek megkötése jelentősen nagyobb kockázatot jelent, de ugyanakkor a kellő tapasztalat megszerzését követően – mint azt néhány a piac volatilitásából gazdagodó cég sikere mutatja – eredményes működést garantálhat. Delta hedge-lés: Az előbbiekből látható, hogy a fedezeti ügyletek esetén, az ügyletek lezárásakor a Pk kötési ár és a lejárati Pp piaci ár eltérése esetén jelentős nagyságú fizetési kötelezettségek jelentkezhetnek (7.9. ábra). Például, egy vétel határidőre (long futures, 7.10. ábra a) részlet) ügylet piaci (Mark to market) értéke: V  ( Pp  Pk ) 7.11a

A delta hedge-lés [7.15, 7.16] az árak eltéréséből eredő fizetési kötelezettséget „feldarabolja”, a követelés térítésére meghatározott időpontokban, a piaci árváltozással arányosan kerül sor. Alkalmazását a [7.15] alapján vázoljuk. A Pk [€/MWh] áron kötött fedezeti ügyletre vonatkozó szerződés rögzíti az ügylet értékét, bármely t [naptárérték] időpontban a Pf t ,T [€/MWh] futures árhoz viszonyítva. Az érték a piaci ármozgásoktól függően a T [naptárérték] lejárathoz közeledve növekszik vagy csökken. Fizikai, vétel határidőre ügyletet feltételezve, egységnyi energia mennyiségre felírva [€/MWh]: • a fix Pk árat fizető fél szempontjából: V (t , Pf t ,T )  e  r (T  t ) ( Pf t ,T  Pk ) 7.19a • az energiát szállító fél szempontjából: V (t , Pf t ,T )  e  r (T  t ) ( Pk  Pf t ,T ) Előbbi képletekben r a folyamatos kamatlábat jelöli.

7.19b

A lejáratkori V (T , P fT ,T ) [€/MWh] érték felírható a t1 , t 2 , t n  T időpontokban T lejárati időpontra számított, elemi értékváltozások összegeként:

V (T , P fT ,T )  e r (T t1 ) 0 Pf 0  e r (T t 2 ) 1Pf 1  ...  e r (T ti1 ) i Pf i  ...   n 1Pf ahol  i 

V ti , Pf t ,T  illetve Pf i  Pf ti1 ,T  Pf ti ,T ) . P

232

n 1

 e r (T t0 )V (t 0 , Pf t0T ) 7.20

A 7.20 összefüggésben e r (T  t1 ) 0 Pf 0  ...   n 1Pf n 1 a letéti (árkülönbözeti) számla értékét jelenti. A gyakorlatban az ügylethez az alapot (rendszerint pénzt) egy brókertől kölcsönzik, az értékpapírokból származó, lehetséges nyereségre. Amennyiben az értékpapírokból nem várható nyereség, a bróker letéti felhívást küld a piaci szereplőnek a letéti számlán lévő összeg növelésére. Amennyiben az értékpapír értékvesztésbe kezd a bróker eladásra kényszerülhet a szereplő portfoliójából, akár előzetes jelzés nélkül. Az előbbi egyenletek azon a feltételezésen alapulnak, hogy az ügylet lejárati időpontjában a Pf T ,T futures és Pp spot árak konvergálnak: Pf T ,T  Pp T A gyakorlati számítás a következő összefüggésekkel történik (a 2. hedge-lési időpontra felírva): V (t 2 , Pf t 2 ,T )  qsz e  r (T  t 2 ) ( Pk  Pf t 2 ,T ) • A szerződés értéke a: 7.21 •

Delta hedge-lés:

 2  qsz e  r (T t

•

Futures ügyletek száma:

n2  e  r ( T  t 2 )

•

Számla érték:

Vsz (t 2 , Pf t 2 ,T ) 

2)

7.22 7.23

n1 qsz e  r ( t 2  t1 ) ( Pf t 2 ,T  Pk ) 7.24 100 7.8. táblázat

Dátum, hedge-lés sorszáma

Növekvő árak 01.jan, 1 01.febr,2 01.márc, 3 01.ápr, 4 01.máj, 5 01.jún, 6 26.jún

Futures ár (€/MWh)

Szerződéses érték (€)

Pf t ,T

V (t , Pf t ,T )

Szerződéses érték változása (€)

40 42 45 46 48 50 54

0 -215 599,32 -541 484,89 -653 101,54 -875 107,03 -1 099 472,32 -1 545 600,00

-215 599,32 -325 885,57 -111 616,65 -222 005,49 -224 365,30 -446 127,68

40 39 38 37 36 35 33

0 107 799,66 216 593,96 326 550,77 437 553,51 549 736,16 772 800,00

107 799,66 108 794,30 109 956,81 111 002,74 112 182,65 223 063,84

Delta hedge-lés (MWh)

2

Futures hedge szerződések (db)

Értékpapír számla értéke (€)

n

Vsz (t , Pf t ,T )

Számlaérték változása

107 251,72 107 799,66 108 296,98 108 850,26 109 388,38 109 947,23

97 98 98 99 99 100

0 215 270,20 540 658,30 652 104,56 873 771,15 1 097 793,94 1 543 240,59

215 270,20 325 388,10 111 446,26 221 666,59 224 022,79 445 446,65

107 251,72 107 799,66 108 296,98 108 850,26 109 388,38 109 947,23

97 98 98 99 99 100

0 -107 635,10 -216 263,32 -326 052,28 -436 885,57 -548 896,97 -771 620,29

-107 635,10 -108 628,22 -109 788,96 -110 833,29 -112 011,40 -222 723,32

Csökkenő árak 01.jan, 1 01.febr, 2 01.márc, 3 01.ápr, 4 01.máj, 5 01.jún, 6 26.jún

A 7.8. táblázat, egy 2006. január 1-én, 2006. július1-szeptember 30. közötti szállítási időszakra vonatkozó, 50 MW-os zsinór szállítás árának rögzítésére kötött, 2006. június 26-án lejáró futures szerződés az előbbi összefüggések felhasználásával végzett elszámolását mutatja, a futures megállapodásban rögzített 40 €/MWh árhoz viszonyítva növekvő és csökkenő piaci árak esetén. A számításoknál a folytonos kamatlábat 6%-ra tételeztük fel. A táblázatból látható, hogy az árak növekedése esetén a szállítónak június végén több mint 1,5 M€ vesztesége lesz, ez azonban az értékpapírszámlán összegyűlt összegből kiegyenlíthető. A példát havi elszámolást feltételezve számítottuk, a gyakorlatban azonban ettől eltérő elszámolási gyakoriság

233

is előfordul. Az ügylet piaci értékének meghatározása – mint arra a 7.9. ábrához kapcsolódóan utaltunk – tőzsdén kötött ügyletek esetén naponta megtörténhet. Elvileg az ügylet díjmentes, tekintettel azonban arra, hogy az ügyletekben részt vevők az ügylet időtartama alatt csődbe mehetnek, az ebből adódó esetleges veszteségek fedezetére, a tőzsdék az elszámolást végzőktől az ügylet nagyságával arányos pénzügyi biztosítékot igényelhetnek. Fedezeti ügyletek értéke: A 7.11, 7.11a képlettel egy adott piaci ár esetén az ügyletek aktuális értéke kiszámítható. Miután a piaci ármozgások nagyon sok tényezőtől függnek, az ügylet előkészítése során nem lehet egyértelműen meghatározni, hogy az ügylet végrehajtása milyen eredménnyel jár. A múltbeli árak volatilitásának ismeretében vagy a jövőbeli árak volatilitására vonatkozó feltételezésekkel azonban lehetőség van becslések elvégzésére. Az erre vonatkozó eljárásokat a 7.2. függelék foglalja össze. 7.3.2. Opciós ügyletek

60

60

40

40

20

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Az előző szakaszban vázolt határidős ügyleteknél, az ügyletek megkötését követően bekövetkező fejleményeket már nem lehet figyelembe venni, az ügylet végrehajtásra kerül. Ezzel szemben az opciós ügyleteknél a vevőnek a piaci folyamatok ismeretében lehetősége van a végrehajtás, ügyletkötést követő, későbbi megfontolására. A 7.3. szakaszban vázolt alapváltozatokból összetett változatok is kialakíthatók. A következőkben bemutatjuk az alapváltozatok felhasználási lehetőségeit és a különféle piaci várakozások kezelésére alkalmazható összetett megoldásokat. Az ismertetés nem teljes, a gyakorlatban számos más megoldást is alkalmaznak. Az ismertetés előtt hangsúlyozni kell, hogy a várható piaci folyamatok nem jelezhetők előre pontosan, az egyes elképzelt események, folyamatok bekövetkezése csak valószínűsíthető. A szokásos ábrázolási mód statikus, az ügyletek tényleges értékének, múltbeli, tény vagy jövőbeli, feltételezett ármozgások alapján történő, becslésére a 7.2. függelékben összefoglalt, illetve a témakörrel foglalkozó szakirodalomban fellelhető eljárások (például [7.3], [7.18] [7.19]) adhatnak lehetőséget.

20

0 0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20

-40

-40

-60

-60

a) Vételi jog vétele (long call, LC, buy call)

10

b) Vételi jog eladása (short call, SC, sell call)

7.10. ábra Vételi jog vétele, eladása Vételi jog vétele (LC): Általában az árnövekedésre számító, az ellen védekezni kívánó piaci szereplők kötik (7.10. ábra a) részlet). A villamosenergia-piacon a fix

234

áron értékesítő, de változó áron beszerző kereskedők, illetve az árnövekedéstől hátrányosan érintett fogyasztók számára jelenthet jó megoldást. Ilyen esetben az esetleges árcsökkenés hatása sem kedvezőtlen. Más piaci szereplők esetén csökkenő árak esetén a jog nem kerül lehívásra, a veszteség az opciós díjra korlátozódik. Vételi jog eladása (SC): Amennyiben a kapcsolódó LC ügyletet lehívják, az eladó csökkenő árak esetén nagy nyereségre tehet szert. Egyéb esetben nyeresége az opciós díjjal egyezik meg. Árnövekedés esetén nagy veszteség következhet be (7.10. ábra b) részlet). A villamosenergia-piacon adott költségstruktúrával rendelkező, termelő számára lehet előnyös, akit megvéd az önköltségi ár alatti értékesítéstől, miközben elesik a növekvő árak esetén történő értékesítés többletbevételétől.

60

60

40

40

20

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Eladási jog vétele (LP): Általában az árcsökkenésre számító, az ellen védekezni kívánó piaci szereplők kötik (7.11. ábra a) részlet). Fix árú értékesítési szerződés nélküli termelő, az LP ügylettel megmenekül az alacsony piaci árú értékesítésből adódó veszteség következményeitől. E mellett a változó áron beszerző kereskedők számára jelenthet jó megoldást. Ilyen esetben az esetleges árcsökkenés hatása sem kedvezőtlen. Más piaci szereplők esetén csökkenő árak esetén a jog nem kerül lehívásra, a veszteség az opciós díjra korlátozódik.

20

0 0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20

-40

-40

-60

-60

a) Eladási jog vétele (long put, LC, buy put)

10

b) Eladási jog eladása (short put, SC, sell put)

7.11. ábra Eladási jog vétele, eladása Eladási jog eladása (SP): Az ügylet lehívása esetén csökkenő árak esetén nagy veszteség következik be (7.11. ábra b) részlet). Lehívott ügylet esetén bekövetkező árnövekedésnél, az eladó a kényszerűen átveendő villamos energia továbbértékesítésével nyereségre tehet szert. Egyébként nyeresége az opciós díjra korlátozódik. Az ügyletek nyereség/veszteség lefutásainak összehasonlításából is megállapítható, hogy az ügyletek eredő szaldója zérus értékű: amit az egyik fél nyer az ügyleten, az a másik félnél veszteségként jelentkezik. Jogosan vetődik fel, hogy az esetleges veszteség lehetőségét látva, az eladók miért mennek bele az ügyletekbe. A magyarázatot a jövőre vonatkozó eltérő várakozások, ezek eltérő beválási valószínűsége, az ármozgások volatilitása, és nem utolsó sorban a gyakorlati tapasztalatok adják: az ilyen ügyletekkel is lehet pénzt keresni. Ehhez azonban az árváltozások alakulásának folyamatos, alapos megfigyelése szükséges [7.21].

235

Gyakran még a jónak, biztosnak tűnő ügyletek is veszteséggel végződnek. A [7.12] szerzője szerint: „Többször kell nyerni, mint veszíteni!”; "Akkor végy, amikor olcsó, és akkor adj, amikor drága!”; „Ha drágul, kösd le!" a határidős ügyletet; „Ha drága: ne végy, ha olcsó: ne adj!” opciós ügyletet. Azonban, ha mindenki betartaná az utóbbi „elveket”, alig lenne kereskedés. Az ügyleteknél lehet áruszállítás is (7.4. táblázat), a lényeg azonban az ügyletek pénzügyi eredményességén van, hogy ezzel az alapügyletek esetleges veszteségeit kezelni lehessen. • Erősödő (bullish) piac: A kereskedők erősödő keresletre, növekvő forgalomra, áremelkedésre számítanak. • Gyengülő (bearish) piac: A kereskedők gyengülő keresletre, gyengülő forgalomra, árcsökkenésre számítanak. • Semleges (neutral) piac: A kereskedők változatlan, számottevő ár- vagy forgalomváltozás nélküli piacra számítanak. • Változékony (volatile) piac: A kereskedők rövid időn belüli számottevő kereslet- és áringadozásokat valószínűsítő, jelentős piaci változásokra számítanak.

St. Peters peak load napi ár eloszlása 40

35

Rendelkezésre állási díj (RD)

Energiadíj (ED)

1

 2

Piaci (napi) ár (P) (€/MWh)

Erőmű lekötési szerződés, mint opciós ügylet: Az erőművekkel kötött, RD [€/MW,év] rendelkezésre állási díjat kikötő kapacitás-lekötési megállapodás LC jellegű opciós megállapodásnak, a rendelkezésre állási díj opciós díjnak, az ED [€/MWh] energiadíj kötési árnak (strike price) tekinthető (7.12. ábra). A lekötés eredményeként a vevő megszerzi az erőmű termelésének továbbértékesítési jogát. Erre azonban csak a piaci árak kedvező (a termelőegység piacra lépési árát meghaladó) értéke esetén kerülhet sor. Így az erőmű 8760  [h/év] kihasználása, a piaci árak alakulásától függ. Ebből következik, hogy a költség/nyereségvonal meredeksége a kihasználástól függ (nagyobb kihasználásnál meredekebb). Az ábrán látható képletben P [€/MWh] a 8760  [h/év] kihasználási óraszámra vonatkozó átlagos piaci árat jelöli. A valóságban a Pp - ED árkülönbség a piaci árak alakulásától függően folyamatosan változik.

Napi ár (Euro/MWh)

30

25

Kihasználási tényező

20

időtartam [h/h]   Értékesítési 8760

15

10

5

Értékesítési időtartam (d*h/d)

0

Fajlagos költség/nyereség (R) (€/MWh,év)

1

10

R  ( P  ED ) 8760   RD

19 28

37

46

55

64 73

82

91 100 109 118 127

Kereskedési napok száma (d)

7.12. ábra Erőmű lekötés, mint opciós ügylet Összetett ügyletek: Az előbbi alapügyletek kombinálásával, esetenként határidős ügyletek bevonásával igen nagy számú összetett ügylettípus alakult ki, amelyeket a nyereség/veszteség görbe lefutása vagy az ügylet lényege alapján különféle fantázia nevekkel illetnek. Ismertetésük a témakörrel foglalkozó szakirodalomban (például [7.3], [7.23]), szakcikkekben (például [7.12]) részletesen megtalálható. Erre tekintettel a következőkben (részben a [7.12] irodalom alapján) csak táblázatos formában (7.9. táblázat) foglaljuk össze a különféle piaci várakozások esetén alkalmazható ügylettípusokat, a 7.13-7.14. ábrákon az egyes alapelemek és az összetett opciók nyereség/veszteség lefutásának jellegét is bemutatva. A számértékek is csak

236

tájékoztató jellegűek, a gyakorlatban az opciós díjak, kötési árak eltérhetnek egymástól. Az egyes ügyletek eltérő lejárati időpontokra is megköthetők.

Semleges piac

Gyengülő piac

Erősödő piac

7.9. táblázat Várakozás Igen erős árnövekedés várható A piac nem gyengül, de bizonytalan az árnövekedés mértéke A piac erősödése várható, de árcsökkenés is bekövetkezhet, ami ellen védekezni akarunk Rövid határidős (eladási) pozíciónk van, és a piac erősödése várható Igen erős árcsökkenés várható A piac nem erősödik, de bizonytalan az árcsökkenés mértéke A piac gyengülése várható, de erősödés is bekövetkezhet, ami ellen védekezni akarunk

Szabad (lekötetlen) készletek vagy kapacitások vannak, illetve már hosszú határidős (vételi) pozíciónk van és a piac gyengülése várható Az árak csak nagyon keskeny sávban fognak változni Az árak szélesebb tartományban változhatnak Az árak várhatóan csak kisebb sávban változnak, de nagyobb mértékű változás is bekövetkezhet, ami ellen védekezni akarunk

Szabad (lekötetlen) készletek vagy kapacitások

Változékony piac

vannak, nem emelkedő, változatlan várhatók Nagyon változó árak várhatók

árak

Az árak szélesebb tartományban változhatnak Az árváltozás mértéke nem ítélhető meg, de védekezni akarunk ellene

Ügylettípus LC opció, illetve határidős vételi (LF) ügylet SP opció Erősödő különbözet (bull spread): kisebb kötési árú LC + nagyobb kötési árú SC opció, (7.13. ábra a) részlet) Fedezett eladási jog (covered put): meglévő határidős eladási (SF) ügylet + azonos kötési árú LC opció, (7.13. ábra b) részlet) LP opció, illetve határidős eladási (SF) ügylet SC opció Gyengülő különbözet (bear spread): kisebb kötési árú SP + nagyobb kötési árú LP opció, (7.13. ábra c) részlet) Biztonsági eladás (protective put, put hedge): Meglévő határidős vételi (LF) ügylet + azonos kötési árú LP opció, (7.13. ábra d) részlet) Terpesz eladás (short stradle, sell stradle): azonos kötési árú SC + SP ügyletek, (7.13. ábra e) részlet) Széles terpesz eladás (sell strangle): nagyobb kötési árú SC + kisebb kötési árú SP ügylet, (7.13. ábra f) részlet) Pillangó vétel (buy butterfly): Kisebb és nagyobb kötési árú LC ügylet + két, az előbbi kötési árak átlagával azonos kötési árú SC ügylet, (7.13. ábra g) részlet) Fedezett vételi jog (covered call): határidős vételi (LF) ügylet + azonos kötési árú SC opció, (7.13. ábra h) részlet) Terpesz vétel (long stradle, buy stradle): azonos kötési árú LC + LP ügyletek, (7.14. ábra a) részlet) Széles terpesz vétel (buy strangle): nagyobb kötési árú LP + kisebb kötési árú LC ügylet, (7.14. ábra b) részlet) Pillangó eladás (sell butterfly): Kisebb és nagyobb kötési árú SC ügylet + két, az előbbi kötési árak átlagával azonos kötési árú LC ügylet, (7.14. ábra c) részlet)

A táblázatból és az ábrákból látható, az erősödő, illetve a gyengülő piacok, valamint a semleges, illetve változékony piacok esetén ellentétes (mintegy tükrözött) megoldások alkalmazhatók. A gyakorlatban, az ábrákon bemutatott statikus szemlélet helyett, a pénzáramlások időértékét is figyelembe vevő számításokat kell végezni, és ezek figyelembevételével kell meghatározni az optimális összetételt. A táblázati megfogalmazásokból is nyilvánvaló a „megérzés” fontossága. Ezt az adatokat, piaci folyamatokat elemző, egyre gyorsabb számítógépek csak támogathatják, de nem helyettesíthetik.

237

50

50

LC

40

SC

30

Bull spread

20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-10

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-20 -30

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Nyereség/veszteség (€/MWh)

40

20 10 0 0

40

50

60

70

80

90

100

LC

-50

SF Covered put

b) Fedezett eladási jog (covered put) opció 50

LP

40

Bear spread

20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-10

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20 -30

Nyereség/veszteség (€/MWh)

SP 30

30 20 10 0 0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20 LF

-30

LP

-40

-40

-50

-50

Protective put

d) Biztonsági eladás (protective put)

50

50 SP

30

Short straddle

20 10 0 0

10

SP

40

SC

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-10

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-20 -30

Nyereség/veszteség (€/MWh)

40

SC 30

10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-10

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20 -30 -40

-50

-50

e) Terpesz eladás (short straddle)

Sell strangle

20

-40

f) Széles terpesz eladás (sell strangle) opció

50

50 LC1 SC LC2 Buy butterfly

30 20 10 0 0

10

20

LF SC Covered call

40

30

40

50

60

70

80

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-20 -30

90

100

Nyereség/veszteség (€/MWh)

40

-10

10

-10

c) Gyengülő különbözet (bear spread) opció

Nyereség/veszteség (€/MWh)

30

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-30

-50

40

Nyereség/veszteség (€/MWh)

20

-20

-40

a) Erősödő különbözet (bull spread) opció

10

-10

-40

50

Nyereség/veszteség (€/MWh)

30

30 20 10 0 0

-20

20

30

40

50

60

70

80

90

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-30

-40

-40

-50

-50

g) Pillangó vétel (buy butterfly)

10

-10

h) Fedezett vételi jog (covered call)

7.13. ábra Összetett opciók, erősödő, gyengülő és semleges piaci hatások kezelésére

238

100

50

40

40

30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

-10

Kötési/piaci ár (€/MWh) -20 LP

-30

LC -40

Nyereség/veszteség (€/MWh)

Nyereség/veszteség (€/MWh)

50

30 20 10 0 0 -10

-50

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Kötési/piaci ár (€/MWh)

-20 -30

LP LC

-40

Long straddle

10

Buy strangle

-50

a) Terpesz vétel (long straddle)

b) Széles terpesz vétel (buy strangle)

50 SC1

Nyereség/veszteség (€/MWh)

40

LC SC2

30

Sell butterfly 20 10 0 0 -10

10

20

30

40

50

60

70

80

Kötési/piaci ár (€/MWh)

90

100

7.14. ábra Összetett opciók, változékony piaci hatások kezelésére

-20 -30 -40 -50

c) Pillangó eladás (sell butterfly)

Egzotikus ügyletek: Azok az ügyletek tekinthetők egzotikusnak, amelyek az előbbi alapügyletek mellett a származékos ügyletek szokásos körébe nem tartozó elemet is tartalmaznak. A 7.1. függelék felsorolásában is több ilyen opció szerepel. A sokféle lehetőség közül csak az alábbiakat emeljük ki: • Keresztárazás (customer output indexing): Az energia áraktól erősen függő iparágak (például vegyipar) esetében gyakori olyan villamos energia ellátási megállapodások kötése is, amikor a villamos energia árát a vevő főtermékének piaci árához kötik. Így ennek árcsökkenése csökkenti a villamos energia árát is, nagy termékárak esetén viszont a villamos energia ára a piaci ár fölé is nőhet. A saját termék árváltozását, az előállításához szükséges, villamos energia árával fedezik. Az ilyen ügyletek kötése előtt mindkét piac ármozgását, az árak korrelációját nagyon alaposan elemezni kell, hogy egy hosszabban tartó termék árvölgy esetén a szállító ne szenvedjen végzetes nagyságú veszteségeket. • Cserére jogosító opció (swaption): A valós idejű (vagy megelőző napi) piaci árak alapján árazott ügyletek esetében az ármozgás nehezen tervezhetővé teszi az energia áraktól erősen függő termelési folyamatokat. Ilyen esetben kedvező lehet egy fix áras megállapodás. A piaci árak változékonysága miatt azonban nehéz olyan árak előre történő megállapítása, amely jól megfelel a később kialakuló árak átlagának. Elképzelhető viszont olyan opciós megállapodás, amely a vevőjének jogot biztosít a változó árú szállítás, fix áras szállításra történő cseréjére, akár rövidebb időszakokra is. Már folyó szállítások esetén, azok kockázatainak csökkentésére (akár harmadik féllel megkötve) is alkalmazható. • Árak mozgásának korlátozása: A valós idejű (vagy megelőző napi) piaci árak alapján árazott ügyletek esetében a túlzottan nagy árak ellen árlimit (sapka, cap), a túlzottan alacsony árak ellen minimálár (padló, floor) alkalmazható. Az előbbi a vásárló, utóbbi az eladó oldaláról vetődhet fel. Mindkét fél igényei 239

kielégíthetők az árlimit és minimálár együttes alkalmazásával, amelyet a szaknyelv gallérnak (collar) nevez. o Sapka esetén az árlimitet meghaladó árak alatt a tényleges árakat, a fölötti árak esetén az árlimittel azonos árakat alkalmazzák. Így az ennél nagyobb árakat a megállapodás mintegy levágja. o Padló esetén a minimál árnál kisebb piaci áraknál, a minimál árat, egyébként a tényleges piaci árakat kell alkalmazni az elszámolásnál. o Gallér esetén a minimál ár alatti piaci áraknál, a minimál árat, árlimit feletti árak esetén az árlimitnek megfelelő árat kell az elszámolásnál alkalmazni. Így ilyen megállapodásnál a tényleges árakat csak akkor veszik figyelembe, ha azok a minimál ár és az árlimit közé esnek. Az árak változékonyságától függ, hogy melyik kedvezőbb, bizonyos azonban hogy a legkisebb átlagos ár a sapka esetén (csak a nagy árakat vágja le), a legnagyobb a padlónál (mivel a legkisebb árakat egy nagyobb árral helyettesíti) adódik. Az ilyen megállapodás a lehívási jog, elfogadási kötelezettség rögzítésével válik opcióssá. A származékos ügyletekkel összefüggésben említést kell tenni a MIFID (Market rules in Financial Instruments) irányelvről, amely a fizikailag elszámolt, szervezett piacokon kereskedett villamos energia és földgáz szerződéseket kivonja a pénzügyi eszközökre vonatkozó szabályozás alól. Ezeket elégséges a 6.4 szakaszban vázolt REMIT szabályozás alapján kezelni. 7.3.3. Időjárás ügyletek Az időjárás változása többféle módon érintheti kedvezőtlenül a villamosenergia-ipari vállalkozásokat. Például a hideg télre készülve, nagyobb értékesítésben bízva, megrendelt tüzelőanyag nem kerül felhasználásra vagy száraz időjárás esetén, kellő mennyiségű csapadék hiányában a vízerőműveknek alig képződik bevétele. Fordított esetben a vízerőművek nagy termelése következtében túlkínálat alakul ki a piacon, az árak nagyon leesnek, a hőerőművek bevétele nagyon lecsökken. Nagy melegben megnő a légkondicionáló berendezések energiafogyasztása, amely növeli a fogyasztói költségeket és a villamos társaságok árbevételét is. hasonló a helyzet nagyon hideg időjárás esetén is. Eljegesedés, erős szél következtében a távvezetékekben károk keletkeznek, fogyasztói területek maradhatnak ellátatlanul, emiatt az elmaradt bevétel mellett jelentős helyreállítási költség merülhet fel és kártérítési igények is megjelenhetnek. Korábban a villamos társaságok az előbbi kockázatokat biztosításokkal kezelték. 1997-től kezdődően [7.24] azonban megjelentek az energia piacokon az úgynevezett időjárás ügyletek. Látszólag ezek is biztosításnak tűnnek, mivel valamilyen számszerűen mérhető időjárási paraméterhez (napfok-szám89, csapadék mennyiség stb.) kapcsolódnak, a valóságban azonban származékos ügyletek: • Ugyanis, biztosítás esetén, a biztosító díjfizetés ellenében egy múltbeli adatokból valószínűsíthető gyakoriságú esemény következményeinek 89

Napfok-szám: egy előre rögzített hőmérséklethez viszonyított hőmérséklet eltérés. A 7/2006. számú TNM rendelet épületgépészeti számításokhoz egész Magyarországra egységesen +4 °C vonatkoztatási hőmérsékletet írt elő. Az egyes időjárás ügyletekhez, a felek megállapodásától függően, szabadon megválasztható. Általában az ügylet időszakára vonatkozó, összegzett értékben indokolt megállapodni.

240

•

megtérítésére vállalkozik, a kockázatvállalás egyoldalú. (csak a biztosító részéről van). A biztosítás költsége a potenciális kárérték 15-20%-a [7.25]. Időjárás ügyletek esetén, az ügyleti partner látszólag ugyanerre vállalkozik. A valóságban, az egyik ügyfélnél jelentkező következményeket, az ugyanazon esemény más ügyfélnél keletkező ellentétes gazdasági hatású következményeiből (például veszteséget nagyobb nyereségből) kompenzálja. Két vagy többoldalú kötelezettségvállalás történik. A származékos ügyletté minősítés pedig abból következik, hogy a kifizetésre nem az időjárási események gazdasági hatása, hanem a mért időjárási paramétereket (alaptermékeket, undrlying assets) tartalmazó elszámolási összefüggések alapján kerül sor, így az ügylet értékét az időjárási paraméterek alakulása határozza meg.

Az időjárási ügyletek megjelenése nem jelenti a biztosítások mellőzhetőségét, hiszen az előbbiekben példaként említett eljegesedés, erős szél vagy más hasonló (például trópusi vihar, tornádó stb.) jellegű események továbbra is a biztosítás körébe tartoznak, miután ilyen esetben aligha található érdemleges nagyságú, ellentétes gazdasági hatású következmény. Az időjárási ügylet megköthető kétoldalúan, vagy szervezett piacon. Előbbi esetben a potenciálisan érintettnek kell ellenkező érintettségű partnert találni. Szervezett piaci időjárási ügyletek esetén, más gazdasági ágazatokból is bevonhatók partnerek (sokoldalú kockázatvállalás), ugyanakkor a résztvevők számára az ellenoldalú gazdasági hatások nem lesznek megítélhetők, így maga az ügyletkötés mintegy biztosítás jellegűvé válik. Felhozható az időjárás ügyletek ellen, hogy hosszabb távon az időjárási hatások kiegyenlítik egymást, az eredmény hosszú távon nullszaldós, nem kell időjárás ügyletet kötni. Ugyanakkor a változásokból adódó hatások rövid távon, az éves eredményekben jelentkeznek, amelyeket az adott üzleti évben kell kezelni. Emellett, a piaci árak, az időjáráson kívül, más befolyásoló körülményektől is függnek, így az időjárási paraméterek és az árak változása közötti korreláció a piacok többségénél gyenge. Az időjárási ügyletek előkészítése során az alábbiakat kell megfontolni [7.25]: • Melyik időjárási, vagy más paraméterrel jellemezhető legjobban a kitettség, milyen mérőszámhoz célszerű az időjárás hatását viszonyítani? • A hőmérséklet választása esetén figyelembe kell venni, hogy a villamos energia igények nem lineáris függvényei a hőmérsékletnek (lásd a 3.13. ábrához kapcsolódó magyarázatot) és az árak változása sem arányos az igényváltozással. Emiatt nem a hőmérséklet, hanem a mérhető igény függvényében célszerű indexálni. • Hogyan változik az adott piaci szereplő gazdasági kitettsége az index függvényében? • Melyik a célszerű kiegyenlítési (hedge90) módszer és mekkora az alkalmazása esetén maradó kockázat nagysága? 90

Például: Cap: call opció, a vevőnek az aktuális index érték és az előre meghatározott kötési érték közötti különbözettel arányos kifizetést biztosít. Kötési érték alatt nincs kifizetés. A vevőnek opciós díjat kell fizetni az eladónak. Floor: put opció, a vevőnek az előre meghatározott kötési érték és az aktuális index érték közötti különbözettel arányos kifizetést biztosít. Kötési érték felett nincs kifizetés. A

241

Melyik lehet az ellentétes hatású következményeknek kitett folyamat, gazdasági ág, partner? • Milyen a kiegyenlítés eredményeként befolyó összeg és a közgazdaságilag optimális kiegyenlítési költség közötti kapcsolat? Az időjárás ügyletek hazai, villamosenergia-piaci alkalmazására a 2000-es évek elején voltak vizsgálatok, kezdeményezések, az akkori kitettség mellett azonban érdemi gazdasági előnyt nem lehetett kimutatni, így az egyeztetések abbamaradtak. •

Piacok összehangolása: Az időjárás változás hatása leginkább a földgáz-piacokon jelentkezik, amelyből a villamosenergia-piacokon áttételes hatások adódnak. Ugyanakkor a villamos energia igények változása visszahathat a földgáz igényekre, árakra. Ezt mérlegelve tett javaslatot a Bizottság a piacok összehangolására és a lehetséges szinergiák kihasználására [7.26]. A 7.10. táblázatban összefoglalt intézkedések a piacok összehangolásával a felesleges tartalékok és ezek költségeinek csökkentését célozzák. A könyv összeállítása idején azonban még bizonytalan, hogy a harmonizációra milyen ütemben kerülhet sor. 7.10. táblázat [7.26]

Villamos energia piac

• • • •

Közös, együttes területek

• • • • • •

Földgáz piac

• • •

Intézkedések Napi működés érintően A megelőző napi piac összekapcsolás helyettesítése napon belüli kapacitás allokációval Az üzemi tartalékok regionális megosztása Energia és tartalék piacok koordinálása Fogyasztó oldali beavatkozások fokozott használata Piaci alapú kiegyenlítés Összehangolt „kapu” zárás Kereskedési napok összehangolása Egyeztetett üzemviteli tervezés Garantált vételezési kapacitások a rendszerszinten kritikus erőművek részére Kiegyenlítő szolgáltatások zónák közötti cseréje Napon belüli termékek a zónák közötti kapacitásokra Napon belüli rugalmas termékek Javított csővezetéki tároló kapacitás menedzsment

Beruházásokat érintően

• • •

Egyeztetett hálózat tervezés Helyfüggő tarifák Helyfüggő árak

Irodalom 7.1 A. Ku: Coping with Volatility, Platt’s Global Energy Business, September/October 2000, p. 39-41 7.2 Gerse K.: A piacnyitás növeli és átláthatóvá teszi a kockázatokat. MVM Közleményei, XXXVII. évfolyam 2000/4, 1-4. old. vevőnek opciós díjat kell fizetni az eladónak. Swap: az előbbiek kombinációja, a kötési érték feletti aktuális index esetén az eladó fizet a vevőnek, a kötési érték alatti aktuális index esetén a vevő fizet az eladónak. Egyik fél sem fizet opciós díjat. [7.24]

242

7.3 Száz J.: Tőzsdei opciók vételre és eladásra, Tanszék Kft.,Budapest, 1999 7.4 C. Blanco, D. Soronow: Energy Price Processes, Used for Derivatives Pricing & Risk Management, Comodities Now, March 2001 p. 74-79. 7.5 H.G. Stoll: Least-Cost Electric Utility Planning John Wiley & Sons, 1989 7.6 V. Uran: Mathematical Model of the Electricity Prices on the Spot Market, Energija, vol 55 (2006), No 2. p. 202-217 7.7 L. P. Caneiro: The Spot and Forward prices in Europe: a Statistical perspective, előadás ábrák, [email protected] 7.8 L. P. Caneiro: Relations between the electricity and fuel prices in Europe, előadás ábrák, [email protected] 7.9 C. Blanco: Value at Risk for Energy: Is VaR useful to manage energy price risk, December 1998, http://www.commodities-now.com/resurce/index.html 7.10 G. A. Holton: Closed Form Value at Risk, Contingency Analysis, 1996, http://www.contingencyanalysis.com/-frame/framevar.html 7.11 Z. Xia: Pricing and Risk Management in Competitive Electricity Markets, PhD Thesis, School of Industrial and Systems Engineering, Georgia Institute of Technology, December 2005 7.12 Hornai G.: Kockázatkezelés kereskedési technikákkal, XXXVII. évfolyam 2000/4, 18-31. old. 7.13 Nord Pool The Futures Market- 30 October 1997 7.14 M. Fudalla, L. Hahnenstein, M. Häder: Risikomanagement: Hedging mit StromTermingeschäften, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 50. Jg. (2000) Heft 8, S. 564-572 7.15 V. Uran: The Techniques of Exercising Futures and Forwards by the Hedging Method, Energija, vol 55 (2006), No 5. p. 550-577 7.16 Dynamic Delta Hedging, http://financetrainingcourse.com/education/2012/10 /dynamic-delta-hedging-extending-the-monte-carlo-simulation-model-to-putcontracts/ 7.17 V. Kozhuharov: Bewertung der impliziten Optionen im Rahmen von Flexibilitäten in Gasliferverträgen, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 55. Jg. (2005) Heft 12, S. 896-899 7.18 L. P. Caneiro: Valuation methods for derivatives, előadás ábrák, [email protected] 7.19 V. Uran: The Principle of Exercising Options on the Electricity Market, Energija, vol 56 (2007), No 1. p. 114-133 7.20 H. Schäfer, I. Schäfer: Verbesserungen in Black-Scholes Modell zur Bewertung von Energiederivaten, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 55.Jg. (2005) Heft 12. S. 900-903 7.21 P. Stewart: Energy trading, by the numbers, Platt’s Global Energy Business, July/August 2000, p. 18-25 7.22 Dr. Stróbl A.: Kockázatkezelés a villamosenergia-piacon, XXXVII. évfolyam 2000/4, 5-17. old. 7.23 John C.Hull: Options, Futures and Other Derivatives, 9th Edition, PanemPrentice-Hall, 2014 7.24 J. Hrgovcic: Betting on the Weather, Platt’s Global Energy Business, July/August 2001, p. 28-32 7.25 D. Jefferis: Weather market developments, Fundamentals of the World Power Industry, 2002, p. 28-29 7.26 DG for Energy (ENER/B2), Study on Synergies between Electricity and Gas Balancing Markets, October 2012

243

7.1. függelék [7.1] Villamosenergia-piaci származékos ügyletek Ügylet Swap “megelőzni a bizonytalanságot”

Meghatározás Pénzmennyiségek, vagy fizikai szállítás cseréje. Legáltalánosabb: “fixet a változóért”, azaz rögzített árat adni változó árakért.

Plain vanilla option “ biztosítási politika” “a képesség, de nem a követelmény”

Long call opció: alárendelt termék rögzített árú megvásárlásának joga (de nem kötelezettsége) Long put opció: alárendelt termék rögzített árú eladásának joga (de nem kötelezettsége). Call opciók sorozata: cap. Kapacitás lekötés: kapacitás igénybevételének joga egy egész hónapra, napi döntések Put opciók sorozata: floor. alapján: strip of daily call (napi vételi jogok sorozata) Floor (eladási jogok sorozata): egy adott árú jövőbeli eladást biztosít a termelőknek anélkül, hogy ez kötelezettségük lenne. Két alárendelt termék (árának) Bármi, ami az egyik energiafajtát másikba konvertálja, amikor valaki dönthet, mikor különbözetén alapuló opció: úgy is tegye. „Erőmű” egy vételi jog a villamos energia és a gáz közötti differenciára. Egy elképzelhető, mint az egyik termék spark spread opció a gáz és villamos energia árakra vonatkozó opció. Ha a villamos “adása” és a másik “megszerzése”. energia ára magasabb, mint a gáz villamos energiává történő átalakításának ára, Adás vagy megszerzés a spread. akkor el kell tüzelni a gázt és a villamos energiát kell értékesíteni. Egyik termék a bemenet, a másik a Crack spread: az olajfinomító jobb minőségű terméket (benzint, tüzelőolajat stb.) kimenet. állíthat elő az el nem tüzelt nyersolajból. Egy időszak átlagárára vonatkozó Egy rugalmatlan erőművet, amelyet alaperőmű üzemmódban használnak, nem lehet opció. A hedgelés olcsóbb formája, naponta elindítani, leállítani, de be lehet indítani egy hétre és le lehet állítani a mivel nem érzékeny a rövid távú következőre. Az üzemeltetésre vonatkozó döntés az egész hétre vonatkozó átlagos áringadozásokra. ártól függ. Swap-ra vonatkozó opció: swap Villamos energia forward megállapodás (EFA opció): az opció gyakorlása swap ügyletbe történő belépés joga (de nem ügyletbe történő belépés. kötelezettsége). Basis option: villamos energia Ha a villamos energia egy az adott régióban drágább, mint a másikban (beleértve a tranzitjára vonatkozó opció. tranzitálási költséget is) akkor gyakorolni kell az opciós jogot. A legjobb kiválasztása egy olyan A különböző tüzelőanyag fajták közül a legolcsóbb kiválasztása villamosenergiakészletből, amelyben valamilyen módon termelés céljára. Egy alumínium kohónak egy kosár opciója van fix árú villamos minden hasonló: tüzelőanyag fajták, energia szerződéseire és a munkásaira. Ha a villamos energia ára nagy, leállítja a források, átviteli feltételek stb. kohót és eladja a villamos energiát. Ha az árak alacsonyak, akkor alumíniumot termel.

Strip of calls or puts

Spread option “erőmű” “olaj finomító”

Ázsiai opció

Swaption

Boption Best of option

Példák Árkülönbözeti kiegészítő megállapodás (Contracts for Differences, CFD) (az ingadozó piaci árak helyett fix árak alkalmazásának lehetőségét biztosítja). Ez pénzügyi megállapodások, de villamos energia mennyiségek fizikai lecserélésére vonatkozó megállapodások is köthetők (pl.: téli- és nyári- villamos energia, vagy csúcsidőszaki-, illetve zsinórszállítás lecserélése). Eltérően a swap-tól, lehetővé teszi a haszonszerzést, ha a bizonytalan helyzet kedvezően alakul. Call opciót kell venni, ha több villamos energiát kell vásárolni. Put opciót, ha több villamos energiát kell eladni. Teljesítőképesség vétele egyenértékű a termelési folyamat (azaz erőmű, stb.) vételi jogával. Energia vétele: tüzelőanyag vételi joga – egyik energiafajta másikká való átalakításának koncepciója.

244

Extendible swap

Barrier option knock-in knock-out

Swing

“Rock and bop swing swap”

Swap-nak nevezik, de a valóságban a swap végén egy opció. A swap végéhez közel gyakorolják. Opció létrejöttét eredményező szerződés. Egy kiváltó esemény, például előre meghatározott árszint az ügyletet hatályba lépteti (knock-in) vagy megszünteti (knock-out). Mennyiségre vonatkozó opció, a legfontosabb minden közül. A legtöbb swing opció analóg és nem digitális. Nem könyörtelen (non-ruthless) gyakorlat – a fogyasztó nem segíthet. Könyörtelen gyakorlat (ruthless exercise)-“swing” a profit érdekében, a nagykereskedelmi piac szimbóluma. Basis swing option: swing opció két hely között.

Embedded swing option “megszakítható villamos energia”

Swap eladás ugyanattól a féltól történő swing opció vásárlással.

Compound option

Opció egy opcióra.

Egy adott időtartamú (például 1 hónapos) ügylet megkötése, de amelynek a végén jogosultság van egy másik hónapra történő meghosszabbításra. Knock in call: jog villamos energia vásárlására, ha az ár egy előre megadott érték alá csökken. Knock out call: villamos energia vásárlási jog, pl. 30 €/MWh-ért, de ha az ár 50 €/MWh fölé nő, akkor az ügylet megszűnik. Az opciók ilyen fajtáit szerződésbe foglalják, nem kereskedik.

Nem könyörtelen gyakorlat: A közmű egy nagy ipari végfogyasztónak értékesít egy szerződést. Klasszikus az alumíniumkohó, amely vagy mindent, vagy semmit sem használ. Könyörtelen gyakorlat A közmű B közművel ugyanabban a városban, ugyanazon a piacon kereskedik. Egy vásárló két régió között köt szerződést, és a mennyiséget a szállítási időszak folyamán változtatni lehet (melyik országban történik a beszerzés, hol történik a felhasználás, vagy értékesítés). Teljesítmény csökkentési megállapodás (Load curtailment contract) a kereskedő ipari fogyasztóknak csökkentett áron (azaz diszkontálva) swap értékesít, de joga van az időszakon belül rögzített számú alkalommal nem szállítani. Ez hasonló ahhoz, amit a devizapiacon “range forward”-nak neveznek. Ahelyett, hogy új erőművet építene egy közmű, compound opciót vásárol egy villamos energia kereskedőtől, amely lehetőséget ad egy második opció vételére valamikor a jövőben. A közmű ezáltal hozzájut a villamos energiához, ha szükséges az erőmű építés vagy tulajdonlás kockázatai nélkül.

245

7.2. függelék Ügyletek értékelése A)

Black-Scholes képlet [7.3]

K [€/termék egység], kötési árfolyamú vételi jog értéke:

C 0  S (0) N (d1 )  PV ( K ) N (d 2 ) 7.2-1 Ahol S ( 0) PV (K )

árfolyam, piaci ár [€/termék egység], a kötési árfolyam jelenértéke [€/termék egység], a PV  K * e  r*T összefüggéssel számítható, standard, normális eloszlás kumulált valószínűsége d 1 , d 2 N (d1 ) , N (d1 ) függvényében, számításához az Excel függvény választékból a {=NORM.ELOSZL(d;0;1;IGAZ)} statisztikai képletet kell választani, lefutására lásd az alábbi 7.2-1. ábrát, lnS (0) / PV ( K ) d1   0,5 T  T

 r T

d 2  d1   T volatilitás, folytonos kamatláb, futamidő [év].

d 1 számítási képletében az lnS (0) / PV ( K ) kifejezés értéke a két árfolyam távolsága,  * T az S árfolyam T idő alatti változékonysága. Ha hányadosuk: • 4-nél nagyobb, akkor gyakorlatilag biztosra vehető, hogy lejáratkor S > K , • -4-nél kisebb, akkor gyakorlatilag biztosra vehető, hogy lejáratkor S < K . 1 0,9 0,8

Függvényérték

0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 -2,0

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0

d

1,5

7.2-1. ábra Kumulált sűrűségfüggvény

246

2,0

b)

Opciós jog lehívási értéke [7.17]:

C 0  S (0) N (d1 )  X e rT N (d 2 )

7.2-2

Ahol aktuális piaci ár [€/termék egység], S ( 0) a szerződésben rögzített (lehívási) vételi ár [€/termék egység], X kockázatmentes kamatláb, r standard, normális eloszlás kumulált valószínűsége d 1 , d 2 N (d1 ) , N (d1 ) függvényében, ahol lnS (0) / X   ( r  0,5 2 ) T d1   T

 T

d 2  d1   * T volatilitás, futamidő [év].

Elméleti alapfeltételek, amelyek teljesülést mindig kritikusan kell vizsgálni: • A piacok zavar mentesek (nincsenek tranzakciós költségek, adók)? • Nincsenek tényleges arbitrázs lehetőségek? • A betéti- és hitelkamatok a vizsgált időszakban azonosak és állandóak? • A származékos ügylet hozama normál eloszlású? (általában soha sem teljesül) C)

Futures vételi ügylet t időpontbeli értéke [7.20]:

Az erre az esetre alkalmazható „Black 76” képlet azon a tényen alapul, hogy például egy vételi (call) opció hiányos (short) pozíciója egy megfelelő futures ügylettel és nem egy spot termékkel (amire az eredeti Black & Scholes képlet kifejlesztésre került) kiegyenlíthető, illetve semlegesíthető. Egy vételi (call) opció, - amely a tulajdonosnak arra ad jogot, hogy egy futures szerződést K lehívási áron megszerezzen - értéke egy t időpontban:

C  e  r*(T1 t ) F (t , T2 ) N (d1 )  K N (d 2 )

7.2-3

ahol aktuális futures ár [€/termék egység], F lehívási ár [€/termék egység], K kockázatmentes kamatláb, r standard, normális eloszlás kumulált valószínűsége d 1 , d 2 N (d1 ) , N (d1 ) függvényében, ahol lnF (t , T2 ) / K   0,5 2 (T2  t ) d1   T2  t

 T1

d 2  d1   T2  t a futures ügylet feltételezett volatilitása, lehívási időpont91

91

Az EEX tőzsdén az éves ügyletekre december második csütörtökje, az első negyedéves ügyletre december harmadik csütörtökje, havi, illetve egyéb negyedéves ügyleteknél négy kereskedési nappal az adott szállítási időszak kezdete előtt.

247

T2 T2 tt

lejárati időpont aktuális idő

Elméleti alapfeltételek: • A kockázatmentes kamatláb az opció futamideje alatt állandó. • Nincsenek tranzakciós költségek, adók. • Az árvolatilitás az opció futamideje alatt állandó. • Nincsen kockázatmentes arbitrázs lehetőség. Mivel a volatilitásra vonatkozó feltétel nem teljesül (inkább leptokurtozikus? leptokurtozisos? [keskenyebb, magasabb, mint a standard normál eloszlás]), indokolt a modell pontosítása. Figyelembe véve, hogy a volatilitás az idővel csökken (  T2  t   t    , ahol =0-0,5 közötti értéket vehet fel) a valószínűségi függvény változóit célszerű a következők szerint módosítani:

d1 

lnF (t , T2 ) / K   0,5 2 (T2  t ) 2  (T2  t ) 

d 2  d1   (T2  t ) 2 D) •

Alkalmazási példák: Vételi jogra [7.3]: Mennyi annak az 1 éves, 100 Ft árfolyamú lehívási jognak az értéke 10 % folytonos kamatláb mellett, amely egy 100 Ft lehívási érfolyamú, 20 % volatilitású részvényre szól? PV(100)=100*e-0,1*1= 90,4837 Ft d1=ln(100/90,2837)/0,2+0,5*0,2*1= 0,6

N(d1)=0,7257

d2=0,6-0,2*√1=0,4

N(d2)=0,6554

C=100*0,7257-90,4837*0,6554=13,27 Ft •

Opciós jog lehívási értékére: Mekkora annak a 2005. április 1-én kötött gázszállítási szerződésnek a lehívási értéke, amely 2005. október 1-től kezdődő, 18 €/MWh árú szállításra szól, ha a kötés időpontjában a gázár 16 €/MWh, a gázpiacon az előző évben megfigyelt volatilitás 30%, és a kockázatmentes kamatláb 3%/év? d1=[ln(16/18)+(0,03+0,5*0,32)*0,5]/(0,3*√0,5= -0,37845786

N(d1)=0,352545

d2=-0,37845786-0,3*√0,5=-0,59058989

N(d2)=0,277398

C=16*0,352545-18*e0,03*0,5*0,277398=0,57209 €/MWh

248

Az opció értéke a volatilitás és a piaci ár függvényében a következő, 7.2-2. ábrán látható. A volatilitás csökkenésével az opció értéke is rohamosan csökken (20 %nál 0,2099 €/MWh-ra, 10 %-nál 0,0019 €/MWh-ra). Hasonló a helyzet a piaci ár növekedésével is. 0,7

17,5 €/MWh

Opció értéke (€/MWh)

0,6

18,0 €/MWh 18,5 €/MWh

0,5

19,0 €/MWh

0,4 0,3 0,2 0,1 0 5

10

15

20

25 30 Volatilitás (%)

7.2-2. ábra Opció értéke a volatilitás és a piaci ár függvényében Take or pay E g mennyiségre,



jellegű megállapodás esetén, a kötelezően átveendő Vc  E g C , úgynevezett lehívási és egy fair



VF  E g S (0)  C(0)  X /(1  r( 0 _ T ) )T érték is kiszámítható. A teljes üzleti érték (a vevő szempontjából történő) meghatározásához, utóbbihoz az mennyiség Vo  Eo C(0) szerződéses értékét is hozzá kell adni. •

E o opciós

Futures ügylet lehívási értékére: Tételezzük fel, hogy 10 MW zsinór villamosenergia 2005 évi szállításához kapcsolódóan kötöttünk opciós lehívási tőzsdei ügyletet, 2004. január 12-én (dátumértéke: 37998), 32,66 €/MWh áron. 2004. március 29-én az aktuális 2005.évi futures ár 30,98 €/MWh. A lejárati időpont 2004. december 16. A 2003. január 2. és december 30. között megfigyelt volatilitás 5,265 %. A kockázatmentes kamatláb 3 %. Mekkora a lehívási opció értéke? d1=(ln(30,98/32,66)+(0,5*0,05265)*(38337-38075)/365)/(0,05265*√((3833738075)/365))= -1,161575835 N(d1)=0,122704 d2=d1-0,05265*√((38337-38075)/365= - 1,206182791

N(d2)=0,113874

C= e-0,03*(37998-38075)/365*(30,98*0,122704-32,66*0,113874)=0,0828 €/MWh Érdemes megfigyelni, hogy a beszerzési árnál kisebb aktuális ár ellenére az ügylet értéke pozitív. A napi árváltozások normális eloszlástól való eltérésére tekintettel módosítani javasolt d1, d2 képletekkel, különböző λ értékekre adódó lehívási értékeket a következő, 7.2-3. ábra mutatja.

249

0,14

Lehívási érték (€/MWh)

0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

Lam bda

7.2-3. ábra Lehívási érték a lambda függvényében A lejárati időpontban a tényleges ár 33,5 €/MWh volt. 2004. február 2-án, 33,6 €/MWh aktuális ár mellett 1,2269, június 10-én 33,88 €/MWh napi átlagárnál 1,3486 €/MWh adódott volna a lehívási értékre. Míg az előbbi alulbecsülte, utóbbiak túlbecsülték az opció értékét.

250

8. Kereskedelem nyilvántartása, követése, elszámolása A kereskedelmi tevékenység hátterében, a tevékenység támogatására, összetett informatikai, gazdasági rendszerek működnek. A piacon és a gazdasági alrendszerben a termelők és fogyasztók a legfontosabb szereplők, akik a rendszer-, hálózatüzemeltetők mellett a kereskedőkkel, piacokkal vannak kapcsolatban (8.1. ábra). A különféle alrendszerek megbízható működéséhez folyamatos információáramlásra van szükség. Az információk – a kereskedelem vonatkozásában Az OTC kereskedés és a tőzsdeivételi kereskedés fő jellemzői – az eladók eladási ajánlataitól, a vevők árajánlatain, hálózati hozzáférési lehetőségeken, díjakon, a ténylegesen megrendelt villamosenergia mennyiségekre vonatkozó menetrendeken, rendszerszintű szolgáltatásokra vonatkozó információkon keresztül a ténylegesen hálózatra adott, onnan vételezett villamos energia mennyiségéig, minőségéig nagyon sok jellemzőt jelenthetnek.

Piac

Közgazdasági alrendszer Beszerzési szerződések

Kereslet

Fogyasztók Piac

Értékesítési szerződések

(kereskedők)

Kínálat

Természetes monopólium

Tartalék, black start, fesz. szab,… Lekötés, szabályozás

Menetrend, használati díj

Menetrend Szolgáltatás megszakítása

Rendszer üzemeltető

Menetrend, használati díj

Hálózat üzemeltetők Forrás: L. J. De Vries

8.1. ábra Közgazdasági alrendszer, egyszerűsítve [8.1] Az információk egy része transzparens módon, bárki által megismerhetően jut el a piaci szereplőkhöz. Más részük csak egy adott jogviszonyra vonatkozik, ezek csak az érintettekre tartoznak. Ebben a fejezetben az utóbbiak közül csak az ügyletek végrehajtása, elszámolása szempontjából lényeges menetrendi bejelentésekkel, teljesítések elszámolásával és az ezeknek keretet adó mérlegkör rendszerrel foglalkozunk. 8.1.

Mérlegkör, menetrendadás

A kereskedelmi tevékenység nem nélkülözheti a különféle ügyletek nyilvántartását, a teljesítések ellenőrzését, elszámolását. Az ehhez szükséges, országosan egységes elszámolási mérőrendszer, valamint az adatforgalmi-kommunikációs rendszer üzemeltetése, a mennyiségi elszámolások elvégzése a VET [8.2] alapján az átviteli rendszerüzemeltető feladata. Az elszámolási rendszer a mérlegkörökön alapul. Ezek „a kiegyenlítő energia igénybevételének okozathelyes megállapítására és elszámolására és a kapcsolódó feladatok végrehajtására a vonatkozó felelősségi viszonyok szabályozása érdekében létrehozott, egy vagy több tagból álló elszámolási” szerveződések [8.2]. A mérlegkörök általában a mérlegkör felelősből, és a mérlegkör tagokból állnak: • A mérlegkör felelős a VET Vhr [8.3] alapján: „olyan engedélyes, nem engedélyköteles kiserőmű üzemeltetője vagy felhasználó, aki a Kereskedelmi Szabályzatban meghatározott mérlegköri feladatokat ellátja.”

251

•

Mérlegkör tag (Kereskedelmi Szabályzat [8.4]) az a piaci szereplő, „aki (valamely elszámolási pontjának) az adott mérlegkörhöz tartozása vonatkozásában a mérlegkör-felelőssel megkötött, hatályos mérlegkör-tagsági szerződéssel (vagy evvel egyenértékű szerződéssel, illetve megállapodással) rendelkezik.”

A VET előírásai alapján: „A termelő, a villamosenergia-kereskedő, az egyetemes szolgáltató, a felhasználó, az elosztó köteles mérlegkört alakítani, vagy az érintettek megállapodása esetén - jogszabály eltérő rendelkezése hiányában - bármely mérlegkörhöz csatlakozni. A szervezett villamosenergia-piac engedélyese köteles önálló mérlegkört alapítani. Minden elszámolási pontnak tartoznia kell egy mérlegkörhöz, és egy adott elszámolási pont egyidejűleg csak egy mérlegkörhöz tartozhat.” Az egyetemes szolgáltatásra jogosult felhasználó a vele jogviszonyban álló egyetemes szolgáltató vagy, piacra lépése esetén, egy villamos energia kereskedő mérlegkörének a tagja lesz. A mérlegkör a rendszerüzemeltetővel megkötött mérlegkör szerződéssel jön létre. Ez „a kiegyenlítő energia elszámolására és/vagy az elszámolás alapjául szolgáló menetrendek bejelentésére, valamint a KÁT allokációs rendeletben meghatározott feladatok ellátására kötött szerződés az átviteli rendszerirányító és a mérlegkörfelelős között, amely rögzíti a mérlegkör-felelős és az átviteli rendszerirányító kiegyenlítő energia elszámolásra és menetrend-bejelentésre, valamint az átvételi kötelezettség teljesítésére vonatkozó jogait és kötelességeit.” [8.4] A mérlegkör felelősnek, a forgalmához mérten, megfelelő nagyságú pénzügyi biztosítékokkal kell rendelkezni. Előfordul, hogy a mérlegkörnek csak egyetlen tagja van, aki a mérlegkör felelős feladatait is ellátja. A fogyasztók, fogyasztási helyek azonosítására 33 karakteres, alfanumerikus (országkódot, elosztóhálózat üzemeltető kódot és az adott fogyasztási helyre vonatkozó karaktereket tartalmazó) mérési pont-azonosító számrendszer szolgál [8.4]. Menetrend: A mérlegkör felelősök egyik fontos feladata az adott mérlegkörre vonatkozó menetrendek összeállítása, rendszerüzemeltető felé történő továbbítása. A menetrend a mérlegkör termelését, fogyasztását, a mérlegkörnek más mérlegkörökkel kapcsolatos adás-vételét és a mérlegkör határkeresztező szállításait az előírt formában (hazai kereskedelmi ügyletekre mérési időintervallumonként, határkeresztező szállításokra órás bontásban) megadó és elszámolási pontokra vonatkozó táblázat. A mérlegkör vásárlásai és a hozzá kapcsolódó vételezések és értékesítések, valamint a mérlegkör értékesítései és a hozzá kapcsolódó betáplálások és vásárlások alapján a következő részeket tartalmazza (8.1. táblázat): • Magyarország határán keresztül szállított villamosenergia-forgalom, minden egyes kapacitáshasználati joghoz külön-külön, • más mérlegkörökkel lebonyolított villamosenergia-forgalom, mérlegkörönként szaldósítva, • termelési menetrend • vételezések. A menetrend összeállításához szükséges adatok a mérlegkör tagok által megküldött adatszolgáltatásokból, tőzsdei visszaigazolásokból, a mérlegkör felelős által kötött

252

ügyletek tervezett termelési, beszállítási, vásárlási, értékesítési paramétereiből származhatnak. A rendszerüzemeltető felé megküldendő menetrendnek kiegyenlítettnek kell lenni, a beszállításnak egyezni kell a vételezéssel. Profilos fogyasztók menetrendjének megadásához az egyes fogyasztók teljesítményigényének számítása, a később ismertetendő szintetikus eljárással, a 6.6 képlettel történhet. 8.1. táblázat [8.4] Forrás Import: minden egyes kapacitáshasználati joghoz külön-külön felsorolva Vásárlás más mérlegkörből: mérlegkörönként külön-külön szaldósítva Termelési menetrend: elszámolási pontonként • 50 MW és ezt meghaladó beépített teljesítménnyel rendelkező erőművekhez o az 50 MW-os vagy annál nagyobb teljesítményű erőműi gépegységekre gépegységenkénti bontásban, o az 50 MW-nál kisebb teljesítményű gépegységekre elszámolási mérési pontok szerinti bontásban, • 5 és 50 MW közötti beépített teljesítménnyel rendelkező erőművekhez elszámolási mérési pontok és elosztó hálózati engedélyes szerinti bontásban, ez utóbbin belül külön menetrendként a szélerőművek menetrendje, • 5 MW alatti beépített teljesítménnyel rendelkező erőművekhez mérlegkörön belül összesítve, és elosztó hálózati engedélyes szerinti bontásban, ezeken belül külön menetrendként a szélerőművek menetrendje.

Igény Export: minden egyes kapacitáshasználati joghoz külön-külön felsorolva Értékesítés más mérlegkörbe: mérlegkörönként külön-külön szaldósítva Vételezés: meg kell adni • külön a profilozott és • nem profilozott fogyasztásokat, valamint • az 5 MW és az ezt meghaladó beépített teljesítményű erőművek segédüzemi összesített vételezéseit elosztó hálózati engedélyesek szerinti bontásban, • azon piaci fogyasztók menetrendjeit, akik a perces vagy az órás szabályozásban részt kívánnak venni, elszámolási pontok szerinti bontásban, • elosztó hálózati maradékot elosztó hálózati engedélyesek szerinti bontásban, • átviteli hálózat veszteségét.

Menetrend és szerződések: A Kereskedelmi Szabályzat [8.4] a szállítások menetrendezhetősége és a kiegyenlítő energiáért való felelősség figyelembevételével az alábbi szerződéseket különbözteti meg: • Menetrend-alapú szerződés: Olyan kereskedelmi (adás-vételi) szerződés, amely – egyéb feltételek mellett – rögzíti a szerződés tárgyát képező villamos energia mennyiségét a szerződésben meghatározott időszakra, elszámolási mérési időintervallumra lebontott részletességgel. Menetrend-alapú szerződés esetében az eladó, illetve a vevő, a szerződésben meghatározott mennyiségű villamos energia rendelkezésre bocsátására, illetve igénybevételére vállal kötelezettséget. Egy adott elszámolási pontra tetszőleges számú menetrendalapú szerződés köthető. Határkeresztező szállítás csak menetrend-alapú szerződés alapján lehetséges. • Ellátás alapú szerződés: Olyan kereskedelmi szerződés adott elszámolási ponthoz, amelyben az eladó vállalja a vevő mennyiség- és mérési időintervallum-független vételezési igényének biztosítását vagy a vevő vállalja az eladó mennyiség- és mérési időintervallum-független betáplálásának átvételét, meghatározott időszakra és rögzített pénzügyi feltételek mellett. Az ellátás alapú szerződés mellett, azzal azonos idejű beszerzésre menetrendalapú szerződés is köthető.

253

•

Teljesellátás-alapú szerződés: Olyan ellátás-alapú szerződés adott elszámolási ponthoz, amely nem teszi lehetővé a vevő számára, hogy az ellátás-alapú szerződésén kívül további menetrend-alapú szerződéseket is kössön ellátásának biztosításra.

Menetrendek bejelentése, pontosítása: A rendszerüzemeltető részére, az előzőek szerint összeállított menetrendet megelőző napon, hazánkban, 14:30 óráig kell megküldeni [8.4]. Ezt követően a rendszerüzemeltető ellenőrzi a megküldött menetrendeket különös tekintettel a szervezett piac, határkeresztező szállítási menetrendek, mérlegkörök közötti forgalom, termelő berendezések menetrendjeire. Utóbbiaknál a szabályozási célra szolgáló kapacitások rendelkezésre állását külön is vizsgálja. Amennyiben az ellenőrzés során inkonzisztenciát (ugyanarra a mérlegkörök közötti ügyletre eltérő bejelentést) talál, az érdekelteket felszólítja a menetrend pontosítására. Ha a termelési menetrendek alapján megállapítja, hogy a szükséges tartalékkapacitás nem biztosított, menetrend módosítást, újrateherelosztást92 kezdeményezhet. A menetrendek véglegesítésének ezt, a gyakorlatban „menetrendtárgyalásnak” nevezett fázisát lehetőleg 15:30-ig be kell fejezni. 15:45-ig meg kell történni a menetrendek elfogadásának, amely a rendszerüzemeltető általi, jóváhagyással történő visszaigazolást jelenti. Az egyes mérlegkör felelősök ez alapján jelezhetik partnereik felé a menetrend elfogadását. A termelők részére az üzemi menetrendeket 17:00 óráig kell megadni. Külön, kiegészítő szabályok vonatkoznak a nemzetközi menetrendek bejelentésére, azon határmetszékekre, ahol napi határkeresztező kapacitás felosztást végeznek. A korábban elnyert éves, havi, heti kapacitáshasználati jogok tényleges igénybevételéről a tárgynapot két nappal megelőző (D-2) napon, 17:00 óráig nyilatkozni kell, a napi menetrendeket pedig a megelőző (D-1) napon 8:00 óráig meg kell adni. Amennyiben a mérlegkör felelősök a menetrendtárgyalás időszakában nem szüntetik meg az eltéréseket, a rendszerüzemeltető a következők szerint jár el [8.4]: • Mérlegkörök közötti eltérések esetén: o Ha a két mérlegkör-felelős közül csak az egyik jelentette a vonatkozó menetrendet, akkor az átviteli rendszerirányító a hiányos menetrendet kiegészíti. o Ha egymás viszonylatában a mérlegkör-felelősök eltérő nagyságú menetrendeket adtak le, akkor az átviteli rendszerirányító a kisebb értéket veszi figyelembe. o Ha egymás viszonylatában a menetrendek szaldója azonos szállítási irányra vonatkozóan ellentétes előjelű, akkor az átviteli rendszerirányító mindkét menetrendet nulla értékűnek veszi. 92

A rendszerüzemeltető által kezdeményezett újra-teherelosztás különbözik az 5.20. ábrán vázolt újra-teherelosztástól. Azt a [8.4]-ben szabályozott, 3.3. szakaszban vázolt folyamatot jelöli, amelynek során a rendszerüzemeltető „– a szűk keresztmetszetek, hálózati átviteli korlátok feloldása érdekében valamint, ha valamely tartalékpiaci termékre elégtelen ajánlat érkezik – a tercier tartalékpiac-ajánlatok felhasználásával, a tartalékpiac ajánlat-kiválasztást és az elfogadást megelőzően, saját hatáskörében a visszaigazolt menetrendtől eltérő üzemi menetrendet ír elő termelőegységnek, piaci fogyasztónak úgy, hogy az érintett elszámolási mérési időintervallumokban az újra-teherelosztásba bevont termelőegységek, piaci fogyasztók fel- és le irányú menetrend-módosításai egymást kiegyensúlyozzák”. Ezeket a módosításokat a rendszerüzemeltető utasított eltérésként kezeli, a kiegyenlítő energia egységárának meghatározásánál nem veszi figyelembe.

254

•

o Ha a KÁT mérlegkör-felelős és valamely KÁT átvétel által érintett mérlegkör-felelős egymás viszonylatában értett belkereskedelmi menetrendje eltérő, akkor az átviteli rendszerirányító a KÁT mérlegkörfelelős menetrendjét tekinti érvényesnek és ebben az értelemben módosítja az érintett mérlegkör-felelős menetrendjét. Mérlegkörön belüli eltérések esetén o A menetrendben bejelentett összes vételezéshez mért arányuk figyelembevételével az átviteli rendszerirányító arányosan módosítja az elosztó hálózati engedélyesek és elszámolási pontok szerinti bontásban bejelentett vételezési menetrendeket. o Ha a vételezési menetrendek módosításával a mérlegkörön belüli inkonzisztencia nem oldható fel, akkor a menetrendben bejelentett összes termeléshez mért arányuk figyelembevételével az átviteli rendszerirányító arányosan módosítja a termelői menetrendeket, amiről az érintett termelőket utólag értesíti.

Napon belüli menetrend módosítás: Gyakran előfordul, hogy a villamos energia igények nem a menetrend összeállításának időpontjában feltételezett lefutás szerint alakulnak. Hasonlóan, gyakran előfordul termelő berendezések üzemi hibája, amelyek emiatt a tervezett menetrendet nem tudják teljesíteni. Ilyen esetekben az eltérésekből adódóan igénybe veendő kiegyenlítő energia mennyiségének csökkentésére szükség van a menetrend akár napon belüli (esetenként többszöri) módosítására. A pótlólagosan beszerzett energiával (8.2. ábra), vagy pótlólagos értékesítéssel, termelési menetrend módosítással a kiegyenlítő energia mennyisége, és ezáltal költsége jelentősen csökkenthető. Napon belüli ügyletek

Igény Előrejelzés Napon belüli beszerzések

Kiegyenlítő energia Tény

Menetrend

{

> 1 óra

Beszerzési idő

Idő

8.2. ábra Napon belüli menetrend módosítás [8.18] A hatályos hazai szabályozás az elfogadott menetrend módosítására a megelőző napon 17:00 órától, napon belül 22:45-ig ad lehetőséget, de csak a módosítással érintett mérési időintervallum kezdete előtt legalább 1 órával [8.4]. 8.2.

Mérés, elszámolás

A kereskedelmi tevékenység elszámolhatósága érdekében a teljesítményáramlásokat a rendszerben folyamatosan mérni kell. A mérésért alapvetően az átviteli rendszerüzemeltető felelős. Kizárólagos felelősségébe tartozik a villamos energia határon keresztül történő szállításának, illetve az átviteli hálózathoz csatlakozó engedélyesek és felhasználók betáplálásának, vételezésének mérése. Az engedélyesek egymás közötti ügyletei vonatkozásában az elosztó hálózati engedélyesek bevonásával kell eljárnia. Az elosztó hálózathoz csatlakozó, vagy

255

magánvezetékhez kapcsolódó felhasználók, valamint az 5 MW-nál kisebb teljesítményű erőművek, háztartási méretű kiserőművek vonatkozásában az elosztó engedélyes az illetékes. A fogyasztásmérőknek erőműi, hálózati csatlakozási pontok, nagyfogyasztók esetén alkalmasnak kell lenni a kétirányú villamos áramlás mérésére (8.3. ábra a) részlet), meddőteljesítmény betáplálás, vételezés (energia irányok) ellenőrzésére négy „térnegyedben” (8.3. ábra b) részlet) [8.5].

Kiadott hatásos teljesítmény

Vételezett meddő teljesítmény Kiadott meddő teljesítmény

II

Vételezett hatásos teljesítmény Látszólagos teljesítmény

I

Meddő teljesítmény

 Wattos teljesítmény

III

IV

b) Energia irányok ellenőrzése (IEC 62053-23 szabvány C. előírásai alapján)

a) Teljesítmény mérése 8.3. ábra Mérések kialakítása [8.5] A teljesítmény mérésre (terhelési görbe regisztrálására) alkalmas fogyasztásmérők esetén, a kereskedelmi ügyletek elszámolása és a piaci szereplők tájékoztatása érdekében, legalább naponta el kell végezni a mérési adatok távlehívását [8.3]. A mérési adatokat a teljes rendszer elszámolhatósága érdekében az átviteli rendszerüzemeltető részére továbbítani kell. Az adatokat az illetékes kereskedők, fogyasztók részére is továbbítani kell, és kellő ideig meg is kell őrizni. Az adatok gyűjtéséhez, továbbításához országosan egységes adatforgalmi-kommunikációs rendszer működik. Az adatforgalom biztosításához szükséges modem, a távlehívható fogyasztásmérő, elszámolást szolgáló áramkorlátozó és időprogram kapcsoló készülékek biztosítása, felszerelése, karbantartása az illetékes hálózati engedélyes feladata. A mérőhely kialakítása, valamint az adatátvitel kiépítése, a kapcsolat folyamatos biztosítása, ezek költségeinek viselése a fogyasztó feladata.

256

Előfordulhat, hogy a naponta lehívott adatok hiányosak, hibásak. Ilyen esetben az adatok pótlására, helyesbítésére az Üzemi Szabályzat [8.6] alapján kell eljárni. Profil alapú elszámolás esetén elégséges a legalább éves (a fogyasztó kérése esetén negyedéves) gyakoriságú leolvasás. Közvilágítás esetén megengedett a fogyasztásmérés nélküli elszámolás, a fényforrások darabszáma, előtétekkel növelt egyedi teljesítménye és a bekapcsolási idő (8.4. ábra) szorzataként. Az illetékes önkormányzat kérése esetén azonban a közvilágítást is fogyasztásmérés alapján kell elszámolni. December

December

November

November

Október téli napok

Október téli napok

Október nyári napok

Október nyári napok

Szeptember

Szeptember

Augusztus

Augusztus

Július

Július

Június

Június

Május

Május

Április

Április

Március nyári napok

Március nyári napok

Március téli napok

Március téli napok

Február

Február

Január 16:30 Bekapcsolási idő

Január

19:30

22:30

1:30

4:30

7:30

16:30 Bekapcsolási idő

Közvilágítás (60 - 65 MW)

Közvilágítás

Közvilágítás

18:00

19:30

21:00

22:30

Féléjszakás közvilágítás (< 30 MW)

December

8.4. ábra Közvilágítás, díszkivilágítás bekapcsolási idők [8.10]

November Október téli napok Október nyári napok Szeptember Augusztus Július Június Május Április Március nyári napok Március téli napok Február Január 16:30 Bekapcsolási idő Diszkivilágítás

18:00

19:30

21:00

22:30

0:00

1:30

Diszkivilágítás (~ 4 MW)

Elszámolás: A beérkezett mérési adatok alapján az átviteli rendszerüzemeltetőnek el kell végezni a rendszerszintű elszámolást. Ennek során: • az átviteli hálózat HVA (t ) [MW] veszteségét, t mérési időintervallumonként, az egyedileg mért, illetve elszámolt mennyiségek (betáplálás pozitív, vételezés negatív előjellel) összegzésével a

HVA (t )   TA (t )   K A (t )   IEA (t )   FA (t ) •

8.1

az elosztói terület összes FE (t ) [MW] teljesítmény vételezését, t mérési időintervallumonként, az egyedileg mért, illetve elszámolt mennyiségek (betáplálás pozitív, vételezés negatív előjellel) összegzésével a

FE (t )   TE (t )   K E (t )   EI E (t )   FA (t )   EE (t )

8.2

képlettel kell számolni, ahol TA (t ) átviteli hálózatra csatlakozó termelők, blokkonként [MW], FA (t ) egyéb (például elosztói, fogyasztói) átviteli hálózati csatlakozási pontok [MW],

257

TE (t ) elosztó hálózatra csatlakozó termelők, blokkonként [MW], K A (t ) , K E (t ) átviteli, illetve elosztó hálózatra csatlakozó kiserőművek, csatlakozási pontonként [MW], IE A (t ) , IEE (t ) határt keresztező átviteli, illetve elosztó hálózati távvezetékek [MW], EE (t ) elosztói területek közötti elosztó hálózati csatlakozási pontok [MW]. Hálózati veszteség változása: A hálózati veszteség nagysága a hálózat terhelésétől függ. Az elosztó hálózatra csatlakozó erőművek terjedésével az átviteli hálózat, a háztartási méretű kiserőművek arányának növekedésével az elosztó hálózat terhelése, ezáltal vesztesége is csökken. A hazai rendszerben bekövetkezett változásokat, a dr. Stróbl Alajos úr által közölt adatok alapján, a 8.5. ábra mutatja. 11,5 Elosztó hálózat Átviteli+elosztó hálózat Hatvány (Átviteli+elosztó hálózat) Hatvány (Elosztó hálózat )

Hálózati veszteség (%)

11,0

10,5

y = 13,672x-0,1376 10,0

9,5

y = 12,4x

9,0

-0,1519

8,5

8,0 4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Decentralizált termelés aránya (%)

8.5. ábra Hálózati veszteség alakulása a decentralizált termelés függvényében Kiegyenlítő energia meghatározása: A kiegyenlítő energia mennyiségének, árának meghatározása is az átviteli rendszerüzemeltető feladata. Egy adott t mérési időintervallumban igénybevett KE (t ) [MW] kiegyenlítő teljesítmény (a mérési időintervallumra átlagolt érték) a mérlegkörbe betápláló és onnan vételező piaci szereplők tényadatai alapján határozható meg. A számításnál az import-export, valamint a más mérlegkörökkel kötött (beleértve a tőzsdei) ügyleteket teljesítettnek lehet tekinteni. Így

KE (t )  Ft (t )  T50t (t )  T50t (t )  KSZ (t )  UE(t )

8.3

ahol Ft (t ) a mérlegkörből vételező fogyasztók teljesítményigénye [MW], T50t (t ) a mérlegkörhöz tartozó, 50 MW-nál nagyobb teljesítményű erőművek összesített mért elszámolási értéke [MW], T 50t (t ) a mérlegkörhöz tartozó,0-50 MW közötti teljesítményű erőművek összesített mért elszámolási értéke [MW], UE(t ) utasított eltérés [MW], a rendszerüzemeltető által adott utasítás a visszaigazolt menetrendtől eltérő termelésre, fogyasztásra, amelyet az újra-teherelosztáskor, menetrend-módosításkor, a tercier szabályozás megrendelésekor, továbbá a szekunder szabályozási parancskövetésre, az üzemzavari tartalék aktiválására ad, az utasítások eredője az előbbi képletben jóváíró jelleggel szerepel,

258

KSZ (t ) a mérlegkör kereskedelmi szaldója, [MW], a számításnál az import-export, valamint a más mérlegkörökkel kötött (beleértve a tőzsdei) ügyleteket teljesítettnek lehet tekinteni. Így

KSZ (t )  I (t )  E (t )  SZbe (t )  SZki (t )

8.4

Ahol I (t ) menetrendben szereplő, visszaigazolt import [MW], E (t ) menetrendben szereplő, visszaigazolt import [MW], SZbe (t ) menetrendben szereplő, visszaigazolt beszállítás, más mérlegkörből, [MW], SZ ki (t ) menetrendben szereplő, visszaigazolt szállítás, más mérlegkörbe, [MW]. A kiegyenlítő energia mennyisége a kiegyenlítő teljesítmény és a mérési időintervallum hosszának szorzata. GCC együttműködés: Itt kell megemlíteni „az együttműködő villamosenergiarendszerek közötti szabályozási együttműködést (Grid Control Cooperation), mely az átviteli rendszerirányítók közötti nemzetközi kisegítés egy sajátos formája. A GCC együttműködésben való részvétel célja, hogy az abban részes szabályozási területek egyidejű, ellentétes irányú szabályozási tartalék igényei közötti központi optimalizáció, nettósítás révén a résztvevő szabályozási területek átviteli rendszerirányítói számára lehetőséget nyújtson a tartalékok igénybevételének összehangolására, csökkentésére. A GCC együttműködés során megvalósított szabályozásnak az úgynevezett GCC energia igénybevétel minősül, melynek eredményeként a területi szabályozási igény a más szabályozási terület ellentétes irányú szabályozási igényével való párosítása és nettósítása révén kerül kiegyenlítésre.” [8.4] A folyamatban: • Az átviteli rendszerüzemeltető megállapítja a pillanatnyi szabályozási igényét. • Amennyiben fel vagy le irányú szabályozási igénye van, akkor a GCC-ben részes többi átviteli rendszerirányítóval előzetesen megállapodott algoritmus szerint, ha valamely más szabályozási terület ellentétes irányú szabályozási igényét részben vagy egészben lefedi, és a szükséges határkeresztező kapacitás93 rendelkezésre áll, úgy a hazai szabályozási igény részben vagy teljesen a GCC optimalizálás alapján (GCC energia igénybevételével) kiegyenlítésre kerül. Amennyiben a feltételek csak részben teljesülnek (nincs elegendő határkeresztező kapacitás vagy szabályozási igény) a lehetőség csak részben kerül kihasználásra. Nem szándékos eltérések: A szabályozási területek közötti szállításokban is előfordulnak eltérések a tervezett áramlásoktól. Ezek meghatározására a tervezett menetrendek és a tényleges szállítások mennyiségének összehasonlítása alapján kerül sor. Nyilvántartásukat a vonatkozó szabályozásban [8.8] megadott tarifa időszakok szerint történik. Az eltérések kiegyenlítésére azonos tarifaidőszakban végzett ellenszállításokkal kerül sor. A szabályozásban szereplő tarifa időszakoknak 93

A GCC optimalizálás során a határkeresztező metszék NTC kapacitásának azon hányada vehető figyelembe és használható fel, ami az adott mérési időintervallumra vonatkozó utolsó kapacitásaukciót követően fennmaradt, azaz amelyre az aukciók és az igénybevétel (menetrendezés) során a piaci szereplők nem tartottak igényt.

259

(8.2. táblázat) a kereskedelem szempontjából nincs jelentősége, jól mutatja azonban az egyes időszakok kereslet-kínálat viszonyainak szakmai megítélését. 8.2. táblázat

Csúcsidőszak, tél

Hétfő-Szombat Vasárnap/pihenőnap

Nagy árú időszak, tél

Hétfő-Szombat Vasárnap/pihenőnap

Kis árú időszak, tél

Hétfő-Szombat Vasárnap/pihenőnap

Csúcsidőszak 1, nyár

Hétfő-Péntek Szombat Vasárnap/pihenőnap

Csúcsidőszak 2, nyár

Hétfő-Péntek Szombat Vasárnap/pihenőnap

Nagy árú időszak, nyár

Hétfő-Péntek Szombat Vasárnap/pihenőnap

Kis árú időszak, nyár

Hétfő-Péntek Szombat Vasárnap/pihenőnap

Elosztó hálózati maradék: Az elosztói terület HM E (t ) [MW] hálózati maradéka az elosztói terület FE (t ) összes vételezéséből az egyedileg mért fogyasztók és a profilos fogyasztók összesített teljesítményigényének levonásával a

HM E (t )  FE (t )   FTM (t )   Pi (t ) 8.5 képlettel számítható, ahol mérésre (terhelési görbe regisztrálására) alkalmas FTM (t ) teljesítmény mérőeszközzel, egyedileg mért fogyasztók teljesítményigénye [MW], Pi (t ) az i -edik csoportba tartozó profilos fogyasztók teljesítményigénye [MW]. 900 Munkanap Szombat Pihenőnap

Elosztó hálózati maradék (MW)

800 700 600 500 400 300 200 100 0 0

4

8

12

16

20

24

Idő (h)

8.6. ábra Elosztó hálózati maradék átlagos lefutása (2008. augusztus)

260

24

23

22

21

20

19

18

17

16

15

14

13

12

11

9

10

8

7

6

5

4

3

2

1

Idő (h)

A MAVIR ZRt. által közzétett, nyilvános adatok alapján a hazai áramszolgáltatók együttes, átlagos hálózati maradékát, 2008 augusztusára, a 8.6. ábra mutatja. Az ábrázolt, előbbiek szerint számított elosztó hálózati maradék az elosztó hálózat veszteségét, és a profilos fogyasztók profilgörbéktől eltérő fogyasztását is tartalmazza. A pihenőnap, munkanapoknál nagyobb, maradék értéke az utóbbi eltéréssel lehetett összefüggésben. Ezért is kötelezi a szabályozás [8.3] az elosztó hálózati engedélyeseket a profilok rendszeres felülvizsgálatára, hogy a fogyasztói szokásokban bekövetkezett változások minél kisebb eltérést eredményezzenek. Elosztó hálózati veszteség: A német gyakorlat [8.6] az elosztó hálózati veszteség meghatározására közelítő módszereket alkalmaz. Miután az elosztó hálózati energiaveszteség EVE [%] mértéke az előző évi elszámolások alapján ismert, ennek felhasználásával javasolja a HVE (t ) [MW] elosztó hálózati veszteség lefutásának megállapítását. A hálózati veszteség ismeretében a profilos fogyasztás (közelítő) értéke is megállapítható és ellenőrizhető a mért és számított értékek esetleges eltérése. Javasolt módszerek: • Arányos összefüggés feltételezése: 8.6 HVE (t )  EVE FE (t ) EVE • Négyzetes összefüggés feltételezése: HVE (t )  8.7 FE2 (t ) 2 F ( t )  E t

Így a profilos fogyasztás számított értéke a

P(t )  FE (t )   FTM (t )  HVE (t )

8.8

összefüggésből adódik. A kisfogyasztók fogyasztói profilok alapján történő ellátása esetén az elszámolásra két alapvetően különböző eljárásmód lehetséges [8.7]: • Analitikus eljárásnál a fogyasztói csoport teljesítmény lefutását felülről lefelé, a mért, maradék hálózati teljesítmények alapján (8.8 összefüggéssel) határozzák meg. • Szintetikus eljárásnál a teljesítményigényt fordítva, alulról felfelé, az egyes jellemző fogyasztói profilok alapján állapítják meg. A hazai villamosenergia-rendszerben jelenleg az utóbbi eljárást alkalmazzák. Analitikus eljárás: Analitikus igénylefutások kiszámítására csak a szállításokat, a kisfogyasztók tényleges felhasználására vonatkozó mérési adatok rendelkezésre állását követően kerül sor. A kisfogyasztók felhasználásából, amely indirekt módon az előbbiekben vázolt módszerrel a hálózati terhelésből meghatározható, kerül a 8.8 összefüggéssel, analitikusan kiszámításra a kisfogyasztók terhelési profilja, amely felosztásra kerül a fogyasztói csoportokra (8.7. ábra). A profilos fogyasztók tény igénylefutása („Profilos igénylefutás”) a teljes igénylefutásból, az egyedileg mért fogyasztók felhasználása és a hálózati veszteség levonásával adódik. Azaz az eljárás feltételezi a hálózati veszteség pontos lefutásának meghatározhatóságát. Amennyiben minden profilos fogyasztóra azonos terhelési görbe vonatkozik (ilyenre Európában is van példa), az így meghatározott profilos igénylefutás képezi az elszámolás alapját. Többféle fogyasztói profilgörbe esetén a szintetikus eljárás alapján meghatározott (mérési időintervallumonként változó) arányossági tényezők segítségével történik a szétosztás az egyes fogyasztói

261

csoportokra. Ezek további, kereskedőkre, fogyasztókra történő felosztását, az egyes fogyasztók éves fogyasztása alapján számított, súlyfaktorokkal végzik. Így az elszámolás csak a fogyasztók éves felhasználásának leolvasását követően zárható le. A folyamat a következő lépésekből áll: • A kereskedő a szállításokat megelőzően a fogyasztói profilok, korábbi fogyasztások, más releváns információk (időjárás, várható hőmérséklet, társadalmi események stb.) alapján (lehetőleg kellően pontos előrejelző modellek felhasználásával) megbecsüli fogyasztóinak várható fogyasztását és az ennek megfelelő teljesítmény lefutással vásárol és tápláltat be villamos energiát a hálózatba. A menetrend bejelentés az egyedileg mért fogyasztókkal azonosan történik. Analitikus profilos fogyasztás szétosztás. Teljesítményigény (MW)

3000 2500 2000

Profilos igénylefutás

1500 1000 500 0 00:15

06:15

500 400 300 200 100

1200 1000 800 600 400 200

06:15

12:15

00:15

18:15

1200 1000 800 600 400 200 0

0

0

Az n. fogy. csoport analitikus fogyasztása Teljesítményigény (MW)

Teljesítményigény (MW)

600

Idő

1400

1400

700

Teljesítményigény (MW)

18:15

A 2. fogy. csoport analitikus fogyasztása

Az 1. fogy. csoport analitikus fogyasztása

00:15

12:15

06:15

12:15

18:15

Idő

Idő

00:15

06:15

12:15

18:15

Idő

8.7. ábra Terheléslefutások analitikus meghatározása [8.7] •

A hálózatüzemeltető a tény fogyasztás alapján meghatározza az analitikus fogyasztási profilokat, az egyes kereskedőknek megadja az azonos fogyasztói csoporton belüli súlyfaktorokat. A hivatkozott [8.6] irodalom ehhez megengedi a számítással meghatározott hálózati veszteséglefutások alkalmazását. Az egyes fogyasztói csoportok közötti szétosztáshoz, minden t mérési időintervallumra szükséges zi (t ) arányossági tényezők számítása a

zi (t ) 

Pi (t )  Pi (t )

8.9

i

képlettel történik, ahol Pi (t ) az i -edik fogyasztói csoport, szintetikus módszerrel, múltbeli fogyasztási adatok alapján meghatározott, mérési t -edik időintervallumra vonatkozó, teljesítményigénye [MW]. A kereskedők közötti, fogyasztói csoporton belüli gi , k súlyfaktorok számítása az egyes kereskedők azonos fogyasztói csoportba tartozó fogyasztóinak előző évi fogyasztása alapján történik:

gi , k 

Ei , k

E

8.10

i, k

k

ahol Ei , k

a k -adik kereskedő, i -edik fogyasztói csoportba tartozó fogyasztóinak fogyasztása az előző évi fogyasztási adatok alapján [MWh].

262

Az egyes kereskedők i -edik fogyasztói csoportba tartozó fogyasztóinak t edik mérési időintervallumbeli Pi , k (t ) [MW] teljesítményigénye Pi , k (t )  gi , k Pi a (t )

8.11

ahol Pi a (t ) az i -edik fogyasztói csoportba tartozó fogyasztók teljesítményigénye a

t -edik mérési időintervallumban [MW], a zi (t ) arányossági tényező és a profilos fogyasztás számított értékének felhasználásával: Pi a (t )  zi (t ) P(t )

•

•

8.12

A hálózatüzemeltető megadja a mérlegkör felelősöknek és az átviteli hálózatüzemeltetőnek az egyes kereskedők fogyasztóinak fogyasztását a kiegyenlítő energia mennyiségének meghatározásához. A kiegyenlítő energia mennyisége a kereskedő fogyasztóinak előzőek szerint meghatározott „tényleges” teljesítményigénye és a kereskedő által adott mérési időintervallumban beszállított teljesítmény közötti különbségből számított energia. A végleges elszámolás az egyedi fogyasztásmérők leolvasását követően történik. Az éves tényadatokat összesítve a rendszerüzemeltető a gi , k tényezőket újraszámítja, és ez alapján véglegesíti a kereskedők közötti teljesítmény megosztást. A hálózatüzemeltetőnél nem lesz eltérés, az egyes kereskedők közötti elosztást kell megváltoztatni és az ennek megfelelő kiegyenlítő elszámolást végrehajtani. Szintetikus profileljárás. n

Teljesítményigény (MW)

m

Pprofil ,t   Pprofil ,p ,k ,t

3000 2500

p 1 k 1

2000

Összesített profilos igénylefutás

1500 1000 500 0 00:15

06:15

500 400 300 200 100

1200 1000 800 600 400 200

06:15

12:15

00:15

18:15

1200 1000 800 600 400 200 0

0

0

Szintetikus igénygörbe az n. fogy. csoportra Teljesítményigény (MW)

Teljesítményigény (MW)

600

Idő

1400

1400

700

Teljesítményigény (MW)

18:15

Szintetikus igénygörbe az 2. fogy. csoportra

Szintetikus igénygörbe az 1. fogy. csoportra

00:15

12:15

06:15

12:15

Idő

18:15

Idő

00:15

06:15

12:15

18:15

Idő

8.8. ábra Terheléslefutás szintetikus meghatározása [8.7] Szintetikus eljárás: Szintetikus eljárásnál az egyes fogyasztók várható teljesítményigények meghatározása az elosztóhálózati rendszerüzemeltetők által közzétett, fogyasztói profilgörbék alapján, a szállítást megelőzően történik. Az eljárás lépései: • A kereskedők az egyes fogyasztóik megelőző évi fogyasztása alapján a 6.6 képlettel kiszámítják a várható teljesítményigényeket, és ezeket a teljes portfoliójukra összegzik (8.8. ábra). A kereskedők az ennek megfelelő teljesítmény lefutással vásárolnak és tápláltatnak be villamos energiát a hálózatba. A menetrend bejelentés az egyedileg mért fogyasztókkal azonosan történik. • A fogyasztók leolvasása gördülő leolvasással évente egyszer történik. A leolvasott fogyasztóknál megtörténnek a tény-terv összehasonlítások (8.9. 263

ábra bal felső részlet). Ezek alapján megtörténik a többletek, alulfogyasztások elszámolása, kiegyenlítése. Ennél azonban figyelembe kell venni, hogy az egyes fogyasztók fogyasztásainak eltérése részben kiegyenlíti egymást, így az utólagos elszámolást a szaldó alapján kell elvégezni (8.9. ábra jobb alsó részlet). Az utólagos elszámolásokra célszerűen havonta kerül sor. A tényleges fogyasztás és a profilgörbék alapján elszámolt fogyasztás közti különbség az elosztóhálózat üzemeltetőt terheli, értékét átalányként veszik figyelembe.

•

Profilos fogyasztás elszámolása Teljesítményigény (MW)

3500 3000

Korrigált igény

2500 2000

Tervezett igény

1500 1000 500 0 00:15

06:15

12:15

Idő

18:15

3500

Teljesítményigény (MW)

3000

Tényleges igénylefutás

2500 2000 1500 1000 500

0 00:15

06:15

12:15

18:15

Idő

8.9. ábra Eltérések megállapítása [8.7] Elszámolás az elosztó engedélyessel: Az elosztó engedélyeseknek az elosztói hálózati maradék görbe várható lefutása alapján kell beszerzési menetrendet adni. Az átviteli hálózatüzemeltető ehhez a menetrendhez viszonyítja a tény hálózati maradékot és határozza meg az elosztó engedélyes által térítendő kiegyenlítő energia mennyiségét. Az elosztó engedélyes területén lévő kereskedők profilos fogyasztóinak menetrendi eltéréseit, − amely az éves fogyasztás változásából adódik, és amely csak a leolvasást követően állapítható meg − az elosztó engedélyes és a kereskedő között kell elszámolni. Az elszámolásnál az elosztó engedélyes, szabályozó hatóság által elismert, beszerzési árának Elosztói Szabályzatban [8.7] közzétett pótlékokkal korrigált értékét kell figyelembe venni.

Vezérelt fogyasztók átlagos teljesítmény igénye 1200

1000 Január Július

800

Teljesítményigény (MW)

1000 Vezérelt teljesítményigény (MW)

900

Nyár Átm enet Tél

800

600

400

700 600 500 400 300 200

200

100 0

0 0:00

0

6:00

12:00

Idő

18:00

0:00

96

Munkanap

192

Szombat

288

Pihenőnap

a) 2004 évi fogyasztás alapján

b) 2008. évi vezérelt fogyasztás, 2012. évi profilok alapján 8.10. ábra Vezérelt fogyasztók átlagos teljesítményigénye

A 8.6. ábrával összefüggésben már utaltunk a profilos menetrendek pontosságának fontosságára, a profilok helyességének rendszeres ellenőrzésére. Ennek

264

alátámasztására a vezérelt fogyasztók hazai piacnyitást követő legelső és aktuális profiljainak eltérését mutatjuk be a 8.10. ábrán94. Megfigyelhető hogy korábban a délelőtti és esti csúcs időpontjában a vezérelt fogyasztók nem voltak bekapcsolva. A csúcsidőszaki árak csökkenésével, a bőséges kínálat következtében a teljesítménygazdálkodás „szükségtelenné” válásával, a vezérelt fogyasztók egy rövid esti csúcsidőszakot kivéve bekapcsolt állapotban vannak. Mérlegköri elszámolás: A mérlegkör felelős által az átviteli hálózati rendszerüzemeltetőnek kifizetett kiegyenlítő energia elszámolását a mérlegkörön belül is rendezni kell: • Menetrend-alapú szerződések esetén az elszámolás a mérlegkör által igénybe vett kiegyenlítő energia mérlegkör tagok közötti felosztásával történik. A felosztásra a mérlegkör tagsági megállapodás alapján kerül sor, a költségeket általában az adott időszaki eltéréshez hozzájárulók viselik. Felvetődhet, ha úgy is meg kell fizetni a kiegyenlítő energiát, akkor miért érdemes egy nagyobb mérlegkörhöz csatlakozni, az önálló mérlegkör helyett. Az előnyt a több mérlegkör tag ellentétes irányú eltéréseinek eredő eltérést csökkentő hatása adja, az eredő eltérés kiegyenlítő energia költsége biztos kisebb, mint az egyedi eltérések költsége lenne. A menetrendet betartók ez esetben sem vesztenek, hiszen ők egyedi eltérés hiányában, ez esetben sem viselnek költséget. • Ellátás alapú szerződések esetén a mennyiség független szállítási vagy átvételi kötelezettségből adódóan a menetrendhez viszonyított eltérések kiegyenlítése a másik szerződő fél feladata, akinek a költségeit a kiegyenlítő energia beszerzése valószínűsíthetően növeli. Az ügyletre való hajlandóságát egyrészt a már említett kiegyenlítő hatás (minél több a tag a mérlegkörben, átlagosan annál kisebb lehet az eredő eltérés aránya), másrészt a többletköltségek áraknál történő figyelembevétele jelenti. Azt is mérlegelni lehet, hogy a kiegyenlítés vállalásával megszabadul a kiegyenlítő energia mérlegkörön belüli elszámolásától, kapcsolódó adminisztrációtól, így csökkenhetnek működési költségei. Természetesen alaposan meg kell fontolni, hogy milyen típusú fogyasztó esetén lehet jó megoldás az ellátás alapú szerződés megkötése. Az ellátás alapú szerződés mellett megkötött menetrend-alapú szerződést az előző bekezdés szerint kellene elszámolni. Kérdés azonban, hogy egy adott menetrendi eltérés esetén meg lehet-e különböztetni, hogy az melyik ügylethez tartozik és nem kísérlik-e meg a menetrend-alapú szerződés menetrendi eltéréseinek az ellátás alapú szerződés alapján történő kezelését. • A teljesellátás-alapú szerződések esetén a kiegyenlítő energia költségét az eladó viseli, annak árát – az előző időszaki mennyiségi eltérések, árak alapján – a villamos energia árába beleszámította, további elszámolásra nincs szükség. Az ügyletre való hajlandóságot az előzőek indokolják és ez esetben az esetleges párhuzamos menetrend alapú szerződésből adódó viták sem jelentkezhetnek.

94

2008-at követő évekre nincs nyilvánosan hozzáférhető mennyiségi adat a vezérelt fogyasztás értékére, ezért választottuk a szokatlan megoldást, az aktuális profilt korábbi mennyiségi adatok figyelembevételével ábrázoltuk. A mennyiségi eltérés a görbe jellegét nem változtatja, az ábrázolt teljesítmények azonban nem egyeznek meg az aktuális tényadatokból számítható értékkel.

265

8.3.

Okos mérés, okos hálózatok

Okos mérés: Az energia-végfelhasználás hatékonyságáról és az energetikai szolgáltatásokról szóló EU szabályozás [8.11] előírja a jelenleginél korszerűbb, elektronikus fogyasztásmérési rendszer, köznyelvi szóhasználattal okos fogyasztásmérők bevezetését. Erre több EU tagállamban fejlesztési programok indultak, a hatályos VET módosítás [8.2] úgynevezett pilot programok megkezdését ösztönzi. A tömeges bevezetéshez, a VET Vhr [8.3] alapján, külön kormánydöntésre lesz szükség. Az okos mérés nem csak a villamos energia (+gáz, +víz) fogyasztásmérőket jelenti, hanem a mérés előnyeinek kihasználásához szükséges lakáson belüli telekommunikációs (HAN) hálózatot, a fogyasztói helyeket az adatközponttal összekötő adatátviteli (WAN) hálózatot, a hozzá kapcsolódó adatgyűjtési, információszolgáltatási, adattárolási, adatkezelési tevékenységet, továbbá a fogyasztók lakáson belüli tájékoztatására szolgáló (IHD) display-t. Az IHD készüléknek alkalmasnak kell lennie: • A folyó és múltbeli villamos energia (és gáz, víz) fogyasztási adatok kijelzésére (az adattárolást az összehasonlíthatóság érdekében legalább 13 hónapra indokolt elvárni). • A fogyasztás mind fizikai, mind pénzeszköz értékben történő kijelzésére. • A fogyasztó tájékoztatására az aktuális ár (tarifális) értékekről, a nagy és alacsony fogyasztású időszakok megkülönböztetésére. • Az aktuális számlainformációk kijelzésére. • Fejlettebb mérőberendezések esetén az arra alkalmassá tett, megfelelő távműködtetéssel kialakított fogyasztói készülékek (pl.: mosógép, villanybojler, klímaberendezés, stb.) működésének vezérlésére. Megvalósítása során, a jelenleg a szolgáltató társaságok kompetenciájába tartozó, általában integráló jellegű fogyasztásmérő berendezések lecserélése történik folyamatos teljesítménymérésre, az ebből származó mérési adatok gyűjtésére, összegzésére, továbbítására alkalmas mérőberendezésre. A rendszer működéséhez szükséges a mérési, információs adatok továbbítása, gyűjtése, biztonságos kezelése, a fogyasztók, illetve az energiapiacon érdekeltek részére történő, személyiségi jogokat nem sértő, diszkriminációmentes szolgáltatása, illetve a fogyasztók felé továbbítandó rendszerinformációk, vezérlési utasítások előkészítése, a vezérlések tényleges lebonyolítása, a különféle, illetéktelen hozzáférést kizáró hozzáférési jogosultságok központi adminisztrációja. Az előbbiekből is egyértelmű, hogy az okos mérés bevezetése valójában egy új üzletág kiépítését, működtetését jelenti. Az energiaszolgáltatási értékláncban eddig kizárólagos fogyasztói mérési kompetenciával rendelkező jogosult, az elosztó engedélyes helyére egy más jogosult léphet be. Tágabb értelemben ez felelősségi kompetenciákat is érint, ugyanis az elosztó engedélyes eddig anyagilag is érdekelt volt a mérés minél pontosabb, biztonságosabb elvégzésében, miután a pontatlan mérésből származó következmények gazdaságilag őt terhelték. Ezzel szemben a csak az okos mérésben érdekelt szereplő a saját üzletágának az optimumát veszi majd figyelembe, így érdek konfliktusok keletkezhetnek a mérés pontosságával, szakszerűségével kapcsolatban.

266

Változások a hagyományos megoldásokhoz képest: • A fogyasztó szempontjából legfontosabb változást a jelenlegi megoldásokhoz képest a pillanatnyi teljesítménymérés, a pillanatnyi fogyasztáshoz tartozó árinformáció, így a fogyasztó beavatkozási lehetősége, ennek következtében a racionális piaci döntések lehetősége jelenti. • A villamosenergia-rendszer szempontjából a pillanatnyi mérés összegzési lehetősége a korábbiaknál gyorsabb rendszertervezési, irányítási reakciókat, elszámolást, a fogyasztói szokások (pl.: árrugalmasság stb.) jobb megismerését, rugalmasabb kereskedői ajánlatokat kínálhat. • További előnyöket kínálhat a fogyasztásba történő központi beavatkozás lehetősége, az előbbiekben említett fogyasztó berendezések távműködtetése, a nem fizető fogyasztók gyors kikapcsolása, szociálpolitikai támogatások mérőrendszeren keresztüli lebonyolítása. • Az elosztó hálózatok elágazási pontjaira telepített okos mérő berendezésekkel, ezek mérési adatainak összegzett fogyasztói mérési adatokkal történő összehasonlításával a kereskedelmi veszteségek (áramlopások) is csökkenthetők. Az előbbiekből adódóan megtakarítások mind a fogyasztóknál, mind rendszerszinten jelentkezhetnek. A mérési adatok kezelése azonban különös gondosságot igényel, egyrészt a fogyasztók személyiségi jogaira (a fogyasztásból megismerhetők a fogyasztók szokásai, ezek adott esetben bűnözői csoportok számára is érdekesek lehetnek), másrészt a felhasználási jogosultságokra (a piaci szereplők csak az adatok elemzése, figyelemmel kísérése alapján tudnak érdemben beavatkozni) tekintettel. Az okos mérők is manipulálhatók, erre külön „üzletág” is kialakulhat, igaz a csalás hamarabb felfedezhető [8.12]. Milyen előnyökkel járhat az okos mérés bevezetése? • Fogyasztó: Az előbbiek alapján csökkenhet a villamosenergia-fogyasztók fogyasztása, költsége, ennek előfeltétele, hogy önkéntesen, vagy (a központi vezérlés hatására) változtasson fogyasztói szokásain. A tényleges fogyasztáson alapuló elszámoláson, számlázáson keresztül jobban ütemezheti kiadásait. Szociálisan rászorulók esetében a támogatások folyósítása „automatizálható”.

Intelligens mérő kötelező beépítésének éves nettó haszna a német háztartásokban 30

egy háztartás nettó évi haszna, €/a

25 20 15 10 5 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

-5 -10 -15 -20

10 8.11. ábra Okos mérés gazdaságossága az éves fogyasztás függvényében [8.13] Forrás: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 61. k. 6. sz. 2011. p. 12-16.

267

• •

•

•

•

• •

Az előbbi, Németországra vonatkozó 8.11. ábra bemutatja, hogy a jóval nagyobb lakásonkénti háztartási fogyasztás, árak ellenére csak a háztartások mintegy 15 százalékánál várható megtakarítás a mérők felszerelése következtében. Ebből következik, hogy gazdasági szempontból az okos mérés bevezetésére csak szelektív módon, elsősorban a nagyobb fogyasztású fogyasztóknál (ezeknél valószínűsíthető a többlet beruházások megtérülése), illetve a szociálisan érzékeny kategóriáknál (szociális támogatás biztosítására, áramlopás megelőzésére) kerülhet sor. Nemzetgazdaság: A fogyasztók szokásainak önkéntes, vagy kényszerű beavatkozás hatására történő megváltoztatásának eredményeként csökkenhet az energiafelhasználás, környezetszennyezés. Elosztó engedélyes: A fogyasztói szokások alaposabb megismerésével pontosabb profilgörbéket tud kialakítani, alkalmazni, lecsökkentheti az elszámolási mérés végrehajtásának, költségeit, lecsökkenhet a fogyasztás, elszámolás díjfizetés közötti időtartam, ezáltal a banki többletköltség. A hálózati okos mérők felszerelésével lecsökkenhet a fizikai, kereskedelmi veszteség, ez végeredményben fogyasztói, finanszírozási költségcsökkenést is eredményezhet. Az utóbbi mérők felhasználásával a tényleges fogyasztási igényekhez jobban illeszkedő, optimálisabb hálózatfejlesztés valósítható meg, amely ugyancsak fogyasztói költségcsökkentést eredményezhet. Rendszerüzemeltető: A fogyasztói szokások megismerésével kisebb tartalékokat eredményező rendszertervezés, a távvezérlés igénybevételével a jelenlegieknél rugalmasabb, optimálisabb üzemzavar elhárítás (fogyasztói korlátozás) valósítható meg, amely végeredményben a rendszerüzemeltetési, tartalékköltségek csökkentésével fogyasztói költségcsökkentést eredményezhet. Nem hallgatható el, hogy e központi beavatkozások a fogyasztók kárára lehetővé teszik a piacnyitás, rendszer működésre gyakorolt, negatív hatásainak központi kezelését is. Villamosenergia-kereskedő: A jobban megismerhető fogyasztói szokások alapján csökkenteni tudja beszerzési költségét, így a fogyasztók számára kedvezőbb ajánlatot tud tenni, piaci részesedése ebből adódóan esetleg növekedhet. Ehhez fejlesztenie kell infrastruktúráját és több munkatársat kell foglalkoztatnia. (A végső haszon a fogyasztónál jelentkezik.) Okos mérő gyártó: Nagy mennyiségben tud számítástechnikán, mobiltelefon technikán alapuló berendezéseket legyártani. A berendezések kialakítására fordított fejlesztési költségei gyorsan megtérülhetnek. Miután a számítástechnikában, mobiltelefóniában alkalmazott részelemeket építi be az okos mérő berendezésekbe, azok élettartama hasonlóan rövid lesz (<5-10 év, egyes Egyesült Államokbeli közlemények sokkal rövidebb időn belüli meghibásodásokról is információt adnak), így folyamatos megrendelésekre számíthat. A váratlan meghibásodások többletköltségeit a fogyasztók, elosztó engedélyesek viselik. Kivitelező vállalkozó: Érdekeltségük a mérő gyártókhoz hasonló, hiszen a mérők felszerelése, esetleges javítása, cseréje folyamatos üzleti lehetőséget biztosít. Telekom szolgáltató: Érdemi beruházás nélkül meglévő eszközein tud további forgalmat lebonyolítani, így a bevezetésben a legérdekeltebb üzleti körnek tekinthető.

268

Okos mérő társaság: Az okos mérés bevezetésére, működtetésére, ellátására létrehozható külön vállalkozás. Egy ilyen társaság: • a bevezetés lebonyolításában, a mérő típusok, megvalósítást végző vállalkozók közbeszerzéssel történő kiválasztásában, • az adattárház kialakításában, a rendszer működéséhez szükséges telekommunikációs összeköttetések saját háttérrel, vagy szerződéses alapon történő biztosításában, • a működő mérőrendszer távfelügyeletében, hiba elhárításában (közbeszerzéssel kiválasztott vállalkozók megbízásával), adatgyűjtésében, adatrendszerezésében, • az érintettek (fogyasztó, kereskedő, elosztó engedélyes, rendszerirányító) részére hiteles adatszolgáltatásban, • az érintettektől érkező fogyasztói ki-, bekapcsolási utasítások végrehajtásában, • az esetleges szociális támogatások fogyasztókra allokálásában, igénybevételének nyomon követésében, elszámolásának adminisztrációjában, • a kapcsolódó telekommunikációs rendszerek, portálok működtetésében tud közreműködni. A kereskedőktől a diszkriminációmentes eljárás garanciája, a személyiségi jogok védelme érdekében „kínai fallal” leválasztva kell működnie. A rendszer működtetéséért kapott díjaknak egyrészt az infrastruktúra (beleértve a személyzetet is) fenntartásának, másrészt (elsősorban a telekommunikációs szolgáltatásokkal kapcsolatos) forgalmi költségeket kell fedezni. Amennyiben kiválasztására nem közbeszerzéssel kerül sor, a díjak megállapítása rendszeres hatósági árfelülvizsgálatot, árszabályozást igényel. Bevezetés feltételei: A bevezetés előnyeinek kihasználhatósága több, politikailag is érzékeny témakörben a jelenlegi reguláció lényeges változtatását igényli: • A háztartási fogyasztói villamos energia (illetve a fogyasztói szektort kiszolgáló nagykereskedelmi) árakat teljesen liberalizálni kell, hatósági árszabályozás csak az okos mérés rendszerben részt nem vevő fogyasztóknál, illetve a kiszolgálói, rendszerhasználati díjaknál lesz lehetséges. • A ki-, bekapcsolás megvalósíthatóságához (különösen annak üzemzavari esetekben történő igénybevételéhez) a fogyasztók önkéntes hozzájárulására, illetve a vonatkozó üzemzavari, válságszabályozás, krízis rendelet módosítására van szükség. (Jelenleg a háztartási fogyasztók általában üzemzavari helyzetekben is mentesülnek a korlátozástól.) • A bevezetés költségeinek megtérítésére növelni kell a rendszerhasználati díjakat (ezek a későbbiekben az esetleges fogyasztói költségek csökkenéséből kiegyenlítődhetnek). • Az okos mérés fogyasztók általi előnyeinek élvezéséhez át kell alakítani a lakások infrastruktúráját, vezérlésre is alkalmas közbenső elemeket (központilag távvezérelhető dugaszoló közbetéteket) kell beépíteni, vagy a fogyasztókkal beépíttetni, esetleg távvezérlésre alkalmas fogyasztói készülékeket kell beszereztetni. Miután ennek jelentős beruházási költségigénye van, az okos mérés nagyobb léptékű hatása csak idővel és csak a beruházások finanszírozására képes háztartásoknál jelentkezhet. Hazánkban gondot jelenthet, hogy a korábbi lakásépítési előírások miatt általában csak 10 A-es háztartási fogyasztói hálózatok készültek, így az okos mérés előnyeinek (a völgyidőszakokban több fogyasztói készülék egyidejű használatának) kihasználása korlátozott lehet. 269

• Módosítani kell a villamos fogyasztásmérők elhelyezhetőségére vonatkozó szabályozást, illetve külön távadóval, távleolvasóval rendelkező okos mérőket kell felszerelni, miután a jelenlegi lakáson kívüli (közterületen, udvaron, vagy közös helyiségben lévő) fogyasztásmérő helyek az okos mérők fogyasztók számára szolgáltatott információkkal kapcsolatos előnyeinek kihasználását gyakorlatilag lehetetlenné teszik. (Valószínűsíthető, hogy az ilyen okos mérők költsége, meghibásodási valószínűsége nagyobb az egyszerűbb mérőkhöz viszonyítva.) Az okos mérés bevezetése (még esetleges, uniós forrásokat is igénybe vevő állami támogatás esetén is) jelentős beruházásokat igényel. A korábbi megfontolásoknál az elemzők abból indultak ki, hogy közvetlen haszon elsősorban az elosztó engedélyeseknél van, a mérőberendezések felszerelésére a hálózatukon, az általuk meghatározott helyre kerülhet sor, így a feladat legkedvezőbben az elosztó engedélyesek hatáskörében oldható meg. Rendszerüzemeltető, okos mérő társaság esetén bármilyen helyszíni tevékenység esetén az elosztó engedélyessel, annak üzemirányításával történő egyeztetés szükséges, így a döntések és azok végrehajtása hosszabb időt vehet igénybe, nagyobb költséggel járhat. Ki fizeti a költségeket? Hosszú távon az okos mérés minden előnye, hátránya a fogyasztóknál jelentkezik, bevezetéssel azonnal díjnövekedés jelenik meg, amelyet a későbbi előnyök kompenzálhatnak. Rövidtávon az okos mérés bevezetésére kötelezett, illetve arra vállalkozó társaság megelőlegezi a fejlesztési költségeket. Ennek megtérülése csak hosszú távon, a fogyasztói díjfizetésből várható. Elegendő tapasztalat hiányában kérdéses, hogy az okos mérő berendezéseknél milyen tényleges élettartammal, amortizációs költséggel, felügyeleti működtetési, csere, stb. költséggel kell számolni, így a hatósági ármegállapítás számára a meglévő, néhány éves külföldi tapasztalatokat is figyelembe véve csak részben bizonytalan információk állnak majd rendelkezésre. A gyakorlatban alkalmazott okos mérőkkel szemben az egyik leggyakoribb kifogás, hogy élettartamúk lényegesen rövidebb a hagyományos fogyasztásmérők élettartamánál, miután előállításukhoz a fogyasztói készülékek (pl. mobiltelefonok, stb.) elektronikáiban alkalmazott elemeket használják, amelyek élettartama csak néhány év. További kifogás, hogy az adatátvitel a költségtakarékosság következtében általában nem elég biztonságos, így az adatátviteli hálózatokra, rendszerekre történő illetéktelen rákapcsolódás lehetővé teszi a fogyasztók viselkedésének „online” megfigyelését, ez alapján annak megállapítását, hogy a fogyasztók otthon tartózkodnak-e vagy sem. Ezen túlmenően más, privát szférába tartozó megállapítások is lehetségesek. Emiatt egyrészt több országban megfigyelhetők tiltakozások a már felszerelt készülékek miatt, követelve az információkhoz történő hozzáférés megakadályozását, másrészt (pl. Kanadában) – részben fogyasztói kezdeményezésre – megtiltották okos mérők alkalmazását. Kapacitás lekötés (megrendelés): Az okos mérés a tudatos fogyasztók számára lehetővé teheti a piaci folyamatokban történő aktív részvételt. Így elképzelhető egy olyan piaci rendszer, ahol a fogyasztók meghatározhatnak egy igényelt (megrendelt, így minden esetben kielégítendő) vételezési teljesítményt (kapacitást). Normál

270

üzemviszonyok között vételezésük meghaladhatja a lekötött értéket, szűkösség (nagy fogyasztói igények) esetén azonban a beépített korlátozó elemek a megrendelt érték feletti vételezést megakadályozzák. Kapacitás lekötés (megrendelés) Leszerződött többletkapacitás

Költségek, ár

Költségek, ár

+

Energiapiac

Igény ügyletek

Igénybevehető teljesítmény a lekötött (rendelkezésre álló) értékre csökkentve

Árcsökkenés (P )

PLC  E P   PLC  E P

Fogyasztói szempontból: PLC Termelő szempontból:

* korl

*

VOLL

TIT Kereslet, kínálat

Kereslet, kínálat

8.12. ábra Kapacitás megrendelés hatása [8.1] Az energiapiacot kapacitáspiac egészítené ki, ezen az igénybevehető kapacitások kínálata és a fogyasztók szűkösség esetén kielégíteni igényelt kereslete egyenlítődne ki. A kereslet megfelelő információt adna a termelőknek a szükséges kapacitások nagyságáról és egyúttal előrejelzést a jövőbeni kapacitáslétesítések szükség szerint ösztönzésére. Az erőművek csak a várhatóan rendelkezésre álló teljesítőképességet értékesíthetik, de üzemzavarok bármikor előidézhetnek átmeneti forráshiányt. Ilyen esetben egyrészt a rendszerirányítónak kell kielégíteni az igényeket, másrészt a termelőnek meg kell fizetni a nem szolgáltatott energia értékét. A kártérítés a forráshiány miatt lekapcsolt fogyasztónak közvetlenül is történhet. A kellő mennyiségben rendelkezésre álló kapacitások következtében a kínálati görbe megnyúlik (8.12. ábra, bal oldal), az energiapiaci árak P [€/MWh] értékkel csökkennek. Fogyasztói szempontból a megrendelendő kapacitás díja nem haladhatja meg a P energiapiaci átlagár csökkenésből adódó megtakarítás és vételezési lehetőség (kapacitás) hiányában nem szolgáltatott energia értékének összegét. * PLC  E P   korl VOLL* * A várható korlátozási időtartam  korl értéke eltér az előző változatoknál központilag

tervezett „optimumtól”, és a fogyasztói szokásoktól függő P árcsökkenés, valamint a nem szolgáltatott energia VOLL* értéke is lényegesen különböző lehet az egyes fogyasztóknál. A termelő oldaláról nézve az átlagos (termelő értékesítési lehetőségeitől függő) P energiapiaci árcsökkenést a kapacitás piaci bevételnek kompenzálni kell:

PLC  E P Hatékonyság szempontjából, az 5.2. szakaszban ismertetett kapacitás mechanizmusokat is figyelembe véve, elméletileg ez a megoldás tűnik a

271

legkedvezőbbnek, mivel az egyes fogyasztók a saját jellemzőik, preferenciáik alapján döntenek az igényelt vételezési lehetőségről. Így esetleges korlátozásukra saját beleegyezésükkel kerül sor. Okos hálózatok95: Érzékelőkkel és automatizált beavatkozó szervekkel ellátott hálózatot jelentenek, amelyek az érzékelők jelei alapján képesek: • a feszültségszint és más paraméterek előírt értéktartományban való szabályozására, • a vezetékek esetleges túlterhelődésének megakadályozására, • a decentralizált, időjárásfüggő berendezések termelésének fogyasztással, energiatárolási lehetőségekkel történő összehangolására, • az esetlegesen sérült berendezések, hálózatrészek azonnali leválasztására, • a rendszer működésének legkisebb költségszint, légszennyezés vagy más célfüggvény alapján történő optimalizálására. Kialakításukat a nagyszámú háztartási méretű kiserőmű, valamint az elektromos járművek elterjedése kényszeríti ki. A fejlődés jelenlegi szakaszában működő rendszerek nagy része csak az előbbi funkciók egy részének megvalósítására képes. Szabályozásukra vonatkozóan a hatályos jogrendben jelenleg nincs előírás. A hazai alkalmazási lehetőségekről készített elemzés [8.14] három alapvető változatot ismertetett: • Fizikailag lehatárolt (vagy lehatárolható) belső koordináció (menetrendezés) nélküli egyszerű okos hálózatot (Simple Microgrid, SGRID), • Fizikailag lehatárolt, mérlegköri tervezéssel, menetrenddel működő okos hálózatot (MicroGrid, MGRID), • Saját hálózat nélküli, önálló irányítórendszerrel, mérlegköri elszámolással, menetrendadással és befolyásolással működő virtuális okos hálózatot (Virtual Microgrid, VGRID)

8.13. ábra Fizikailag lehatárolható, koordinálatlan, egyszerű okos hálózat (SGRID) [8.14] A fizikailag lehatárolt vagy lehatárolható, egyszerű SGRID okos hálózatnál (8.13. ábra) nincs belső koordináció (menetrendkészítés, kiegyenlítő energia elszámolás stb.), csak a belső termelési többlet/hiány folyik a kapcsolódó közép- vagy nagyfeszültségű elosztó hálózaton. Ehhez a hálózaton belüli termelésnek és 95

Fejlesztésüket a 2003-as, Amerikai Egyesült Államokban bekövetkezett nagy üzemzavar is motiválta. [8.15]

272

fogyasztásnak egy nagyságrendben kell lenni. Fejlesztése épület (például bevásárló központ), intézmény (egyetemi campus) szinten is megkezdhető, de legjellemzőbb formái a szigetek ellátására kialakult rendszerek. Külső kapcsolatok esetén nem kerülhető el az adott szabályozási terület szabályrendszerének követése, így kereskedelmi megállapodások megkötése, vételezési, betáplálási menetrendek készítése, kiegyenlítő energia elszámolás. A rendszeren belül önálló tarifarendszer működhet.

8.14. ábra Fizikailag lehatárolható, koordinált (MGRID) okos hálózat [8.14] A fizikailag lehatárolt vagy lehatárolható, vezérelt, MGRID okos hálózatnál (8.14. ábra) az előző rendszerhez hasonlóan, csak a belső termelési többlet/hiány folyik a kapcsolódó közép- vagy nagyfeszültségű elosztó hálózaton. Így a hálózaton belüli termelésnek és fogyasztásnak egy nagyságrendben kell lenni. A rendszeren belül koordináció, vezérlés működik, kifelé menetrendet ad, együttműködik a csatlakozó hálózat üzemeltetőjével. A rendszeren belül megjelennek az automatikusan működő vagy vezérelhető elemek a hálózaton belüli fogyasztás-termelés egyensúly minél nagyobb mértékű elérésére, illetve a biztonság javítására (sérült elemek kiiktatására). A rendszeren belül ez esetben is önálló tarifarendszer működhet.

8.15. ábra Virtuális (VGRID) okos hálózat [8.14] A virtuális, VGRID okos hálózatnál (8.15. ábra) a vezérlő rendszer fizikailag távol lévő, mások tulajdonában álló hálózatokhoz kapcsolódó, termelő és fogyasztó

273

berendezések együttműködését koordinálja. A fő cél a gazdasági optimum elérése. A villamosenergia-rendszer felé mérlegkörként viselkedik, belül teherelosztás, esetleg fogyasztás-befolyásolás (DSM) működik, az optimum elérését belső ár és tarifarendszer segítheti elő. Az előző, vázlatos ismertetésekből megállapítható, hogy a bevezetőben megfogalmazott követelményeknek csak az MGRID okos hálózat megoldás tehet eleget. Az egyszerű okos hálózatok kezdeti lépésnek tekinthetők, továbbfejleszthetők az igazi okos hálózat irányába. A virtuális hálózatok más céllal alakultak ki, az okos hálózatoktól elvárt követelményeknek nem tudnak eleget tenni. Az okos hálózatok részben az okos mérésekkel azonos infrastruktúrát igényelnek, így az okos mérések EU elvárásoknak megfelelő elterjedése elősegíti kialakításukat. Fejlesztésükre a kényszert − a belső piaci integráció kiszélesedése következtében − a hálózatüzemeltetőkkel szemben támasztott (a 3. fejezetben vázlatosan ismertetett, ENTSO-E szabályzatokban megjelenő) igények növekedése jelenti, amelyeknek csak egy jobban automatizált, számítástechnikával jobban támogatott rendszer tud megfelelni. A fogyasztóknak nem okos hálózatra, hanem okos villamosenergiarendszerre van szükségük [8.16]. Villamos autó töltőállomás: Az előzőekben a hagyományos villamos energia ellátás adminisztrációját vázoltuk. A nyilvános elektromos autó töltőállomások megjelenése egy teljesen más jövőt vázol. Az értékláncban a hagyományos szereplők mellett más, a normál kereskedelemből már ismert szereplők is megjelennek (8.16. ábra). [8.17] Viszonteladó

Energia piac (kereskedők, TSO, EX etc.)

Fogyasztó B2C

Töltés

e-mobilitás szolgáltató

Töltőállomás üzemeltető (CSO)p

Rendszerüzemeltető

Elektromos autó

Villamos energia termelő

Villamos töltőállomás Villamos hálózatok

8.16. ábra Nyilvános töltő állomás [8.17] Az elektromos autók töltése többféle modellben képzelhető el: • A töltés készpénzzel, bankkártyával történő kifizetése. Ebben az esetben a fogyasztó az adott helyen rendelkezésre álló töltőállomásban rendelkezésre álló szolgáltatást vásárolja meg. A töltőállomás üzemeltetőtől függ, hogy kitől vásárolja a villamos energiát, kivel köt megállapodást a banki szolgáltatásokra. A fogyasztó a töltőállomás üzemeltető által beszerzett szolgáltatásokért fizet a töltőállomás üzemeltetőjének, mint bármilyen más üzletben. • A töltés roaming-ja esetén a fogyasztó egy e-mobilitás szolgáltatóval és annak a töltőállomás üzemeltetőkkel kötött megállapodása alapján lehetősége van autója más e-mobilitás szolgáltatók töltőállomásainál való töltésére is. A villamos energiát ekkor is a töltőállomás üzemeltető által választott viszonteladó szállítja, a fogyasztó e-mobilitás szolgáltatójának. Az e-mobilitás szolgáltató a villamos energia és az infrastruktúra használat költségeit fizeti

274

•

meg a töltőállomás üzemeltetőknek és a különböző helyeken történt beszerzéseket havonta összesítve számlázza a fogyasztónak. A villamos energia és a töltés roaming-ja esetén a fogyasztó egy e-mobilitás szolgáltatóval és annak a töltőállomás üzemeltetőkkel kötött megállapodása alapján lehetősége van autója más e-mobilitás szolgáltatók töltőállomásainál való töltésére is. Ez előző esethez képest azonban különbség, hogy ez esetben a villamos energiát nem a töltőállomás üzemeltető által, hanem az emobilitás szolgáltató által kiválasztott kereskedő szolgáltatja a töltéshez. A töltőállomás üzemeltető csak az infrastruktúra rendelkezésre bocsátásáért, működtetéséért kap díjazást. Fogyasztó számlájában a villamos energia költsége mellett a nyilvános töltőállomás használat „roaming” díja is szerepel. A töltőállomás üzemeltetőnek azonban ez esetben is megállapodást kell kötni egy viszonteladóval az önfogyasztás ellátására, illetve a roaming megállapodással nem rendelkező fogyasztók kiszolgálására.

A rendszerhez minden esetben hozzátartoznak a kártyaleolvasó, azonosító terminálok, adatátviteli hálózatok, elszámoló házi, banki kapcsolatok is. A megkezdett fejlesztések során Franciaország, Németország, Spanyolország, Dánia, Hollandia a töltés roaming-ja megoldást választotta. Így ez a megoldás lehet az általános európai modell, amely jó üzleti lehetőséget kínálhat mind a villamos energia kereskedőknek, hogy töltőállomás üzemeltetőkké, vagy akár e-mobilitás szolgáltatókká váljanak. Miután a nyilvános töltőállomásoknál a töltés általában nagy teljesítménnyel történik és nem folyamatos, a rendszerben fontos szerepe lehet a teljesítményingadozások kiegyenlítésére vállalkozó szereplőnek. Ezt a rugalmassági szolgáltatást a villamos energia szolgáltatójának kell megvenni, de az is elképzelhető, hogy a töltőállomás üzemeltetők a töltés roamingja esetén is az emobilitás szolgáltatóktól várják el ennek biztosítását.

Irodalom 8.1 L.J. De Vries: Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, PhD Dissertation, Technishe Universiteit Delft, 2004 8.2 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról 8.3 273/2007. (X. 19.) Korm. Rendelet a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény egyes rendelkezéseinek végrehajtásáról 8.4 A magyar villamosenergia-rendszer Kereskedelmi Szabályzata (MAVIR honlap) 8.5 Üzemi Szabályzat, MEKH 1859/2013 (http://www.mavir.hu/web/mavir/uzemiszabalyzat) 8.6 Umsetzung der Analitischen Lastprofilverfahren –Step-by-step, M-23/2000, VDEW, 13. July 2000 8.7 VDEW-Bericht „Lastprofilverfahren zur Beliferung und Abrechnung von Kleinkunden in Deutschland”, M-02/2000, 20. Januar 2000 8.8 UCTE Operation Handbook (OH), P2 – Policy 2: Scheduling and Accounting [C] 8.9 Elosztói szabályzat, Az elosztó hálózathoz való hozzáférés együttműködési szabályai 7. számú módosítás, Budapest, 2012 március 29., https://www.edfdemaszhalozat.hu

275

8.10 Felhasználói terhelési profil naptár_2013.xls, (Elsztói szabályzat 25. melléklete) https://www.edfdemaszhalozat.hu/pages/aloldal.jsp?id=30675 8.11 AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS 2006/32/EK IRÁNYELVE (2006. április 5.) az energia-végfelhasználás hatékonyságáról és az energetikai szolgáltatásokról, valamint a 93/76/ EGK tanácsi irányelv hatályon kívül helyezéséről (OJ L 114, 2006.4.27, p. 64-85) 8.12 Malta’s smart meter scandal - $41 million worth of electricity stolen, http://www.smartgridnews.com/artman/publish/Technologies_Metering/ 8.13 Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Band 61 Heft 6/2011, S. 12-16 (Dr. Stróbl Alajos úr közreadásában) 8.14 KvVM Klímapolitika, A „mini megújulós” kapacitás integrációja a magyar villamos energia rendszerbe, 2007. július 8.15 J. Kelly: Microgrids: A Critical Component of U.S. Energy Policy, May 20, 2010, http://galvinpower.org/sites/default/files/John_Kelly_Microgrid_Briefing_52010.p df 8.16 EURELECTRIC, TF Market Model for a Smart Energy System: The Retail (R)evolution – Power to the customer, The fundamentals of the smart energy system, Dépôt légal: D2013/12 .105/48 8.17 EURELECTRIC, TF Electric Vehicles: Deploying publicly accessible charging infrastructure for electricity vehicles: how to organise the market, Dépôt légal: D/2013/12.105/35 8.18 A. Moser: „Börsliche” Regelenergiemärkte, VGB PowerTech 10/2004, S. 115120

276

9. Rendszerfejlesztés, erőművek létesítése, hálózatok bővítése A 3.2. szakaszban bemutattuk, hogy a fogyasztók igényeinek megbízható kielégítéséhez, a villamosenergia-rendszer megfelelő működéséhez elegendő termelőkapacitásra van szükség. A versenyző piacokon a piac fejődése, a növekvő, megváltozó kereslet kielégítéséhez szükséges termelő berendezések fejlesztése a piaci szereplőkön múlik. Az árbevétel, nyereség növelése általában elég motivációt jelent a tevékenység bővítésére. Normál esetben, a villamosenergia-piacon is a piac működésének kellene motiválni új források piacra lépését és a hálózatok bővítését. Az itteni fejlesztések azonban más piacokhoz viszonyítva igen tőkeigényesek, hosszú előkészítést igényelnek és a megtérülés ideje is igen hosszú, gyakran eléri, meghaladja a 40 évet. További eltérés más piacokhoz képest, hogy az értéklánc egyes elemei természetes monopólium jellegűek, ahol a fejlesztések gazdaságilag előnyösek lehetnek, de a fogyasztók szempontjából szükségtelenek, ezért az ilyen elemeknél indokolt lehet a fejlesztés közérdekűségének ellenőrzése. A fejlődés sok területen egyenlőtlen, gyakran a politikai döntések is befolyásolják. Az alábbiakban az elvi lehetőségekből kiindulva vázoljuk, hogy a szabályozás hogyan kezeli a sajátosságokat, bemutatjuk az eddigi tapasztalatokat, aktuális helyzetet és a kihívásokat, különös tekintettel a stabilabb, kiszámíthatóbb feltételrendszer iránti befektetői igényekre. 9.1.

Szabályozás

A forrásoldali ellátásbiztonság garantálására két alapvetően eltérő piaci megoldást lehet alkalmazni [9.1]. A liberalizációt megelőző, integrált társaságok belső működéséhez hasonló, kizárólagos vásárló modellt és a versenyző nagykereskedelmi piacot: • A kizárólagos vásárló modellnél a kijelölt piaci szereplő, hosszú távú tervezés alapján dönt a szükséges kapacitások nagyságáról, típusáról, esetleg helyéről is. A beruházásokra pályáztatás alapján, a legkedvezőbb ajánlatokat elfogadva kerülhet sor. Az üzemeltetés a rendelkezésre állást ösztönözve a rövidtávú határköltségek alapján történhet. A kapacitás költségeket, a piacon elért árbevétel beszámításával, a szerződéses időszak végéig térítik. Azt követően, az erőmű csak a piacon juthat bevételhez. A kizárólagos vásárló funkciói részben más formában (például: a szükséges kapacitás nagyságának meghatározásáért felelős független ellátás biztonsági bizottság, a rendszerüzemeltető, mint garantőr bevonásával vagy végső menedékes fejlesztő kijelölésével [9.2]) is elláthatók. A kizárólagos vásárló modell elsősorban kis piacokon vagy egyszerűségre törekvő szabályozás esetén jöhet szóba96. Előnye a hosszú távú tervezhetőség, biztonság, az erőmű létesítési és üzemeltetési verseny. Az ellátásbiztonság e modellnél közjó, amelynek előnyeit a költségviselés ellenében minden fogyasztó élvezi. Hátrányaként az ellátásbiztonságban érdekelt kizárólagos vásárló hatékonyság (költségcsökkentés) iránti érdektelenségét emelik ki. A rendszerüzemeltető esetleges bevonásával piaci szereplővé válik. • A versenyző piacon a meglévő szereplők vagy újonnan belépni szándékozó befektetők döntenek a fejlesztésről. A motivációt az adja, hogy a villamos energiára folyamatosan, megfizethető áron szükség van, így előállítása, 96

A villamos energia piac megnyitásig, Magyarországon is ez a modell működött.

277

kereskedelme, értékesítése üzlet. Megfelelő megtérülés esetén a nagykereskedelmi energiapiac, elvileg, önfenntartóan működhet. A szabályozásnak ezt a működést kell lehetővé tenni, és az esetleges zavarok esetén lehetséges és szükséges intézkedéseket meghatározni. A versenyző piacokra alapuló liberalizált rendszerben nincs ellátásbiztonságért felelős, sőt a Bizottság véleménye alapján [9.3]: o A kiteljesedő, belső energia piacon egyetlen entitás sem tudja saját maga garantálni a továbbiakban a villamos energia rendszer biztonságát, következésképpen o az állami hatóságok megfigyelő, és ellátásbiztonságot biztosító szerepe fontosabbá válik, ugyanakkor o az energiapiacok integrációja következtében az ellátásbiztonságot, beleértve a termelő kapacitások megfelelőségét, a továbbiakban nem lehet tisztán nemzeti alapon biztosítani. Az utóbbi megállapítás elsősorban a jövőbeli fejlesztéseket befolyásolja majd.

9.1. ábra Kapacitás mechanizmusok Európában [9.4] Működő kapacitás mechanizmusok: A gyakorlati tapasztalatok alapján az energiapiac (mint arra az 5.2 szakaszban utaltunk) nem tudja az ellátásbiztonságot is garantálni. Ezért több európai országban valamilyen kiegészítő rendszer is működik, vagy ilyen bevezetését tervezik (9.1. ábra), amelyekről Kacsó András úr [9.5] az alábbi vázlatos jellemezést adta: • Oroszországban az energia piac mellett a kapacitás piacot is létrehozták a piac nyitás kezdetén. A alapja egy rendszerszintű optimalizáció, a szükségesnek vélt erőmű típusok jövőbeni mértékének meghatározására, majd a potenciális befektetők ezeknek a teljesítményeknek a beruházására pályázhatnak. A nyertesek hosszú távú lekötésre számíthatnak és a kapacitás viszonyok függvényében időben változó, előre rögzített kapacitás díjra,

278

• • • • • • • • • • • •

függetlenül az általuk kibocsátott energiától. Ez a rendszer kétségtelenül jelentős kockázat csökkenést eredményez a beruházók részére. Svédország és Finnország. Lekötött stratégiai tartalék (Svédországban 4,8% [9.20]) csupán a spot piaci hiányok pótlására van, melyet Svédország jelenleg fokozatosan meg akar szüntetni 2020-ig Litvánia. A kondenzációs egységek fenntartását tervezik tartalékként. Lengyelország. Vizsgálják a csomóponti ár- és kapacitás piac bevezetésének lehetőségét, de még nincs végleges döntés (Európa egészében postabélyeg típusú hálózati tarifa van). Görögország. Kapacitásra vonatkozó kötelezettségi mechanizmus működik 2005 óta. Olaszország. 2017-ig új kapacitás-piaci mechanizmust kívánnak bevezetni. Franciaország. A korábbi politikai vezetés kapacitásvásárlási kötelezettséget tervezett bevezetni 2016-ig, még nincs végleges döntés. Spanyolország. Kapacitás díj van az új egységekre és a meglévő szén-, gáz-, olaj- és vízerőmű kapacitásokra, amelynek nagysága új egységekre a tartalék mértékétől függ (29% tartalék felett nincs díjazás) [9.20]. Portugália. Hasonlóan Spanyolországhoz az új egységekre van kapacitásdíj. Belgium. Tervezet van arra, hogy tendereztessék az új gáztüzelésű erőműveket. Írország. Kapacitás díj van 2005 óta. Nagy-Britannia. Teljes körű kapacitás aukciók rendszere van kifejlesztés alatt, a kapcsolatos jogalkotás 2013-ban befejeződött. Németország. Hálózati okok miatt erőmű tartalékok vannak délNémetországban 2011 óta. A kormány 2012 szeptemberében 12 havi tervet készített, hogy a jelenlegi mindössze 2000 MW „téli tartalék” további mintegy 3900 MW-tal növekedjék, elsősorban délen. Ennek becsült költsége 287 M€. 2014-re vonatkozóan 2400 MW lekötését tervezték, illetőleg a további leállások adminisztrációs késleltetésére törekednek. Vita van a költségek viseléséről.

Új termelők: A hatályos belső szabályozás [9.6] alapján a villamosenergia-piacra bármilyen, a feltételeket teljesítő, új termelő beléphet. A belépéshez a vonzerőt a befektetés elvárt mértékű megtérülésének valószínűsége jelenti. Az irányelv kétféle eljárást szabályoz: • Engedélyezést: Az új belépők által teljesítendő feltételeket elő kell írni, és teljesülésüket objektív, átlátható és megkülönböztetés mentes engedélyezési eljárással ellenőrizni kell. A követelmények a villamos hálózat és a kapcsolódó berendezések biztonságosságára, biztonságára, a környezet, közegészség, közbiztonság védelmére, az erőművek telephelyeinek elhelyezkedésére, az energiahatékonyságra, a felhasználható primer energiahordozóra, az engedélyt kérők (műszaki, gazdasági, pénzügyi) alkalmasságára vonatkoznak. A megújuló erőforrásokat felhasználó erőművekre, kiserőművekre a sajátságok figyelembevételével kell a szabályozást kialakítani. Az engedélyezés új erőműveknél általában létesítési és működési engedélyt, meglévő erőművek leállítására, termelésük szüneteltetésére, illetve megszüntetésére vonatkozó engedélyeket ír elő. A hazai szabályozás alapján, 500 MW feletti erőművek esetén, elvi engedélyt is kérelmezni kell [9.7]. Ennek célja a meglévő rendszerre kifejtett hatások előzetes bemutatása és elemzése.

279

•

Pályáztatást: Arra az esetre, ha engedélyezési eljárás eredményeként kevesen kívánnának a piacra lépni és ennek következtében az ellátás biztonságát veszély fenyegetné, új erőművek létesítésére vagy energiahatékonysági/keresletoldali intézkedésekre − a követelmények pontos előírásával, nyilvános közzétételével, a megkötendő szerződés feltételeinek megadásával − versenytárgyalási pályázat írható ki. A pályázaton, hosszú távú kötelezettségvállalásra vonatkozó ajánlattal, a meglévő erőművek is indulhatnak. A szerző tudomása szerint, Európában, hagyományos erőművekre pályázat kiírására még nem került sor.

A hatályos belső piaci irányelv [9.6] alapján: „Az ellátás biztonsága, az energiahatékonysági/keresletoldali szabályozás és a környezetvédelmi, valamint a megújuló forrásokból származó energiára irányuló célok teljesítése vonatkozásában – … – a tagállamok hosszú távú tervezést vezethetnek be, figyelembe véve annak lehetőségét, hogy harmadik fél is kérhet hozzáférést a rendszerhez.” Az átvitelirendszer-üzemeltetőnek a rendszer állapotát, a 3.2. szakaszban ismertetett módon, a szabályozó hatóság tájékoztatásával, folyamatosan figyelni kell. A tervezés, rendszer állapot figyelemmel kísérése hozzásegítheti a tagállamokat, hogy a kedvezőtlen folyamatokat kellő időben felismerhessék, és intézkedni tudjanak az ellátás biztonságát, illetve az európai energiapolitikával összhangban lévő célok teljesülését fenyegető helyzet kialakulásának megelőzésére. Hálózatfejlesztés: Az erőművek bárki általi létesítésétől eltérően, a hálózatok fejlesztése a hálózati engedélyesek feladata. A hatályos szabályozás az átvitelirendszer-üzemeltető részére – a folyamatos és biztonságos villamosenergia-ellátás, a villamosenergia-rendszer biztonságos és hatékony működése érdekében – előírja évente és legalább 10 évre előretekintően átviteli hálózatfejlesztési terv, elosztó engedélyesek bevonásával történő, kidolgozását. A tervezés során az elosztó engedélyesek igényei mellett a tervezett erőmű létesítésekre, fogyasztási súlypontok változására, nemzetközi kereskedelem fejlődésére is figyelemmel kell lenni. A hálózatfejlesztési terv a "gördülő tervezés" módszerének alkalmazásával (a meglévő és fejlesztés alatt lévő elemek figyelembevételével), szimulációval, – az átviteli és elosztó hálózat együttesére – a legkisebb költség elvét szem előtt tartva készül [9.8]. Az elosztó engedélyeseknek legalább kétévente – egymással és az átvitelirendszerüzemeltetővel egyeztetett – legalább 10 évre előretekintő elosztói hálózatfejlesztési tervet készíteni az illetékességi körükbe tartozó hálózatra az üzembiztonságra, ellátásminőségre vonatkozó minimális műszaki előírásoknak megfelelő és azt biztosító hálózatfejlesztéshez. Az átviteli hálózatfejlesztési tervről a szabályozó hatóságnak nyilvános konzultációt kell folytatni és ellenőrizni kell a Közösségi (ENTSO-E) tervvel meglévő összhangot is. A terv jóváhagyását, ezzel az abban felsorolt fejlesztések közcélúságának elismerését és a költségeknek a tarifába történő beépítésére vonatkozó kötelezettségvállalást követően annak végrehajtása kötelezővé válik. A végrehajtás illetékes engedélyes általi elmulasztása esetére pályáztatás alapján a szabályozó hatóság bárkit megbízhat a megvalósítással. Miután a beruházást követően a költségek árakba történt beépítésével az árbevétel növekszik, az engedélyesek érdekeltek a fejlesztések megvalósításában. A közösségi tulajdonú vezetékek mellett saját létesítmények, leányvállalatok, fogyasztók ellátására, nyilvános, objektív, megkülönböztetéstől mentes

280

követelmények alapján közvetlen vezetékek is létesíthetők. engedélyezése a közérdek sérelmére hivatkozva megtagadható [9.2].

Létesítésük

Piaci tapasztalatok, beruházási ciklusok: Mint azt a 6.12. ábrához kapcsolódóan már jeleztük, a piacnyitás kezdetén az árak nagyon lecsökkentek. A kezdeti árcsökkenés alapvető oka a korábbi, ellátási területenkénti tartaléktartási kötelezettség megszűnése97, a tartalékként tartott kapacitások piacra vitele volt. Az árcsökkenés következtében egyrészt a versenyképtelen egységek kiszorultak a piacról, leállításra kerültek, másrészt az olcsó energia a fogyasztás növekedésére ösztönzött. Ennek következtében a villamos energia árak növekedésnek indultak, amit a világpiaci tüzelőanyag (elsősorban a kőolaj) árak növekedése is kényszerített. Az Unió a klímaváltozás ellen aktívan fellépőként bevezette a széndioxid kvótarendszert, a kvóták (Emission Unit Allowances, EUA) kereskedelmét (Emission Trading System, ETS). Kezdetben a kvóták ugyan részben vagy teljesen költségmentesen álltak rendelkezésre, de rövidesen kialakult a piacuk, és ezek ára is beépült a villamos energia árakba. Árciklusok

Árak

Megindul a verseny, többletkínálat, árcsökkenés

Meglódul a beruházás, kapacitástöbblet

Többletkínálat, árcsökkenés

Megkezdődik a beruházás

Csökkenő árak a fogyasztás növelésére ösztönöznek

Nagy árak csökkentik az igényt, visszafogják a fejlődést

Fogyatkozó kapacitás, árnövekedés

Új erőművek belépési költsége Idő

9.2. ábra Árciklusok, erőmű beruházási ciklusok [9.9] A növekvő kereslet hatására 2007-ben 240 €/MWh nagyságú zsinór és 375 €/MWh nagyságú csúcsidőszaki, EEX tőzsdei megelőző napi átlagárak is kialakultak. A kedvező, jó megtérüléssel biztató árszint a befektetőket erőműépítésekre ösztönözte. A nagy piaci ár a világpiacon versenyképtelenné váló iparágakat termelésük leállítására, ezzel a fogyasztás csökkentésére kényszerítette. A piacon megjelenő – a meglévő erőműveknél jobb hatásfokú, ezzel kisebb piacra lépési árú – többletkapacitások hatására árcsökkenés indult el, amelyet a kereslet előbbiek miatti csökkenése is elősegített. Kialakult a más iparágakból ismert ár, beruházási ciklus (boom-bust cycle) folyamat (9.2. ábra). A ciklikusságot a 2008 második felében kezdődött pénzügyi, gazdasági válság is elősegítette, a kereslet gyors visszaesésével, a nagykereskedelmi árak ebből adódó gyors csökkenésével. 2009ben ugyan elindult egy árnövekedés, amit azonban a német energiapolitika hatása és a gazdasági válság elnyúlása megállított. Az árcsökkenés hatására számos erőmű projektet leállítottak. A 9.2. ábrán zöld mezővel szerepel az új erőművek, csökkenő belépési költsége. A csökkenést, elméletileg, a más iparágakból is ismert technológiai fejlődés 97

A felelősségi területek összevonásával az LOLP értéke lényegesen növekedhet, a korábbival megegyező, elvárásoknak megfelelő LOLP értékhez a tartalékkapacitás nagysága csökkenthető.

281

magyarázza. A gyakorlatban a beruházási költségek másképpen alakulnak. Ennek az oka, hogy a beruházási ciklus megindulásakor az alapanyagok, gyártókapacitások iránti kereslet megnövekedése az energetikai gépgyártásban is árnövekedést indít el. A beszállító iparág, 2007-ben, 20-50% áremelkedést jelzett [9.10]. Így az új berendezések, a ciklikusság következtében, drágábbak lesznek, amit végső soron a fogyasztóknak kell megfizetni.

9.3. ábra Éves (Y-1) futures árak alakulása [9.11] A jelenlegi nagykereskedelmi piaci árak nagyon alacsonyak (6.2. szakasz, 9.3. ábra), a működő erőműveknél bevételhiány (5.11. ábra) jelentkezik. Utóbbi tömeges ellehetetlenüléssel, az időjárásfüggő megújuló erőművek üzemszünete esetére forráshiánnyal, fogyasztói korlátozások veszélyével fenyeget. Ez valószínűsíthetően az árak emelkedését eredményezné, beruházások megkezdésére ösztönözne, a hosszú előkészítési, átfutási időből adódóan azonban csak idővel vezethetne a kereslet-kínálat egyensúly új rendszerösszetétel (sok időjárásfüggő erőművel) melletti, újbóli kialakulásához. A szolgáltatási minőség esetleges romlásából adódó politikai kockázatokat a kormányzatok nem kívánják felvállalni, másrészt az európai klímavédelmi célkitűzések teljesítéséhez az erőműpark megújítására is szükség van, ezért – mint azt a 9.1. ábrához kapcsolódóan már vázoltuk – több országban tervezik a beruházási folyamatokat stabilizáló kapacitás mechanizmusok bevezetését. 9.2.

Hazai helyzetkép, kilátások

A 6.2. szakaszban, illetve a 9.3. ábrán bemutatott piaci árak mellett az 1.2. táblázatban felsorolt hazai erőművek jelentős része versenyképtelen, emiatt az import (a 9.4. ábrán a piros és kék vonalak közötti terület) részaránya az utóbbi időben folyamatosan nő. Az erőművek értékesítési lehetőségeinek csökkenése bevételeik csökkenését eredményezi, gazdaságilag is ellehetetlenülnek, időlegesen vagy véglegesen leállnak. Megkezdődött és folytatódik a beépített teljesítmény csökkenése (9.6. ábra). Kapacitáshelyzet: A 9.4. ábra alapján a helyzet rendben lévőnek tűnik, hiszen a hazai igények kielégítéséhez van elég kapacitás. Ezt sugallja az ENTSO-E megfelelőségi előrejelzéséből származó 3.10. ábra és a [9.3] nettó kapacitásokat 282

bemutató táblázata is. A részleteket megvizsgálva azonban megállapíthatjuk, hogy forráshiánnyal fenyegető helyzetek is kialakulhatnak. Egyrészt a heti csúcsigényeket és ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség alakulását összehasonlítva (9.5. ábra) megállapítható, hogy 2013-ban több esetben nem állt rendelkezésre hazai forrásból az 5% nagyságú maradó teljesítmény (3.9. ábra). Kellő nagyságú import hiányában – amelyre, mint a 9.4. ábrán megfigyelhető, 2007 végén és 2012 februárjában volt példa – az igényeket teljesen hazai forrásból kell kielégíteni (2012ben rövid időre még exportáltunk is, a régióban jelentkező kereslet kiszolgálására). Beépített teljesítőképesség Igény heti maximum Hazai termelés heti maximum

11000

Teljesítőképesség, igény (MW)

10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

9.4. ábra Beépített teljesítőképesség, csúcsterhelés, hazai termelés Az akkori és az 1.2. táblázatban összefoglalt helyzethez képest, a könyv összeállításának idejére, lényegesen csökkent a beépített, illetve rendelkezésre álló teljesítőképesség. Így a regionális kereslet-kínálati helyzet (száraz időszak, egész Közép, Kelet Európára kiterjedő nagy hideg, megújuló erőművek alacsony termelése) megismétlődése esetén forrásszűkével szembesülhetnénk.

Teljesítőképesség, igény (MW)

11000 10000

Beépített teljesítőképesség Igény heti maximum Hazai termelés heti maximum Ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség

9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53

Hét

9.5. ábra Beépített-, illetve ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség, csúcsterhelés, hazai termelés Közgazdasági szempontból mérlegelve: 2012 februárjában csak 200 €/MWh nagyságú maximális árak alakultak ki (6.19. ábra). Nagyobb szűkösség nagyobb, egyes fogyasztók számára már vállalhatatlan árakat eredményezne, így a fogyasztás visszafogásával a kereslet-kínálat egyensúlya helyreállna. A nagy árak (akár néhány óra alatt) elősegítenék az erőművek hiányzó bevételének (5.2. szakasz) pótlását, így piacon maradásukat. A piaci szemlélet alapján az erőművek leállítása miatt tehát

283

nem kell aggódni, hiszen az Unióban többletkapacitások vannak [9.3]. Elméletileg, csak megfelelő kapacitású átviteli hálózatot kell kiépíteni a forrástöbblettel rendelkező, jobb adottságú országok felé. A gyakorlatban a támogatott, időjárásfüggő erőművek részarányának növekedésével, vagy a megengedett kibocsátásokra vonatkozó szabályok szigorodásával a hagyományos erőművek fokozatosan kiszorulnak a piacokról. Az intenzív megújuló fejlesztés tartósan alacsony árakat eredményez, a működési feltételeket kielégítő (esetenként a legkorszerűbb, közelmúltban üzembe helyezett) erőművek sem jutnak elégséges bevételhez, ami a jelenleg meglévő többletkapacitások gyors leépítéséhez vezethet. A nagy német társaságok mintegy 30-40000 MW erőmű kapacitás leállítását valószínűsítik. Így tartósan nem számíthatunk arra, hogy az ország ellátását majd import forrásokból biztosítjuk.

9.6. ábra Beépített teljesítőképesség csökkenése, várható csúcsterhelés [9.12] Mások többletkapacitása csak bőség esetén áll rendelkezésre, szűkösség esetén a versenypiac ellenére (az kapja, aki többet fizet) a nemzeti, regionális igények kielégítése élvez elsőbbséget. Távolabbra szállítani többletköltségekkel, nagyobb fogyasztói árakkal jár, miközben a hazai fogyasztók többsége számára a nem szolgáltatott energia értéke valószínűleg kisebb, mint Európa más részein. Arra sem számíthatunk, hogy a jelenleg teljesítményhiányos (és finanszírozási forrás hiányos) szomszéd rendszerekben a saját igényeket meghaladó új erőműveket építenek. Ezért a hazai erőművek iránti igényeket meghatározó körülmények egyidejű előfordulási valószínűségének gondos mérlegelésével, kellő nagyságú hazai termelőkapacitást kell rendszerben tartani. A hazai rendszerben az erőműpark megújítását az erőművek egy részének gazdasági ellehetetlenülése mellett az erőművek átlagos életkora (9.7. ábra), a jelentős arányban importált földgázra alapozó energiahordozó szerkezet és az import arány növekedésével romló szabályozhatóság is sürgetik. Mint a MAVIR ZRt. által készített, legutóbbi közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztési dokumentum bemutatja (9.6. ábra), már a közeljövőben is több ezer MW leálló erőmű pótlására lenne szükség, ezek üzleti alapon történő megépítésére azonban a jelenlegi piaci árak mellett nem lehet számítani.

284

9.7. ábra Erőművek életkora [9.13] Igényváltozás: Az új erőművek létesítése iránti igény függ a fogyasztói igények növekedésétől is. A 2008-as válságot megelőzően a hazai igények átlagosan 2-3%al növekedtek (1.2. ábra), a válságot követő nagy visszaesés után (9.8. ábra) 2010ben megkezdődő fellendülés megszakadt, azóta az igények stagnálnak, csökkennek.

Villamosenergia fogyasztás éves változása (%)

3 2 1 0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

-1 -2 -3 -4 -5 -6

9.8. ábra Villamosenergia-igények változása Az igények jövőbeli alakulását a közismert, GDP-növekedéstől való függés mellett számtalan más tényező is befolyásolja. Az energiahatékonyságról elfogadott irányelv [9.14] alapján egyrészt várható az energiafogyasztás csökkenése, másrészt az energiatakarékosságot elősegítő, villamos energiát használó fogyasztói berendezések (hőszivattyúk, elektromos-technológiák) elterjedése. A hazai háztartások 1100-1200 kWh/év,fő fajlagos villamos energia fogyasztása lényegesen elmarad az Európa nyugati részére jellemző fogyasztástól. A háztartási méretű mikroerőművek elterjedése csökkentheti a közcélú erőművek iránti igényt. A MAVIR ZRt. a közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztési dokumentumban [9.12] a nettó villamosenergia-igény növekedési ütemére, a következő tizenöt évben – rövid átmeneti időszak után – évente átlagosan 1,5%-ot vett figyelembe, a villamos csúcsterhelés növekedését 70 MW/év értékkel becsülte. Az utóbbira - dr. Stróbl Alajos elemzése alapján [9.15] 2013. november végéig 28 MW/év volt jellemző, miközben a minimális teljesítményigény 2 MW/év értékkel csökkent. A MAVIR ZRt. a tervezési adatoknál azt is figyelembe vette, hogy Magyarország gazdasági fejlődése átlagosan meghaladja majd a fejlettebb európai országok gazdaságának növekedési ütemét.

285

8000

8000 2011

2011 2025 teljes igény

7000

2030 teljes igény

7000

2030 megújuló értékesítéssel csökkentett igény

6000

Teljesítmény igény (MW)

Teljesítmény igény (MW)

2025 megújuló értékesítéssel csökkentett igény

5000

4000

3000

6000

5000

4000

3000

2000

2000

1000

1000

0

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

8000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Mérési időintervallum (h)

Mérési időintervallum (h)

a) 2025 évben várható lefutás

b) 2030 évben várható lefutás

(0,8%/év igénynövekedés, 7% szélerőmű, 3% naperőmű, 800 MW szabályozható megújuló erőmű, 4% villamos hajtású autó)

(0,8%/év igénynövekedés, 10% szélerőmű, 10% naperőmű, 900 MW szabályozható megújuló erőmű, 8% villamos hajtású autó)

9.9. ábra Tartamgörbe alakjának változása A hagyományos erőművek iránti igény becsléséhez figyelembe kell venni az időjárásfüggő megújuló erőművek arányának, uniós energiapolitikának megfelelő, várható növekedését. Erre vonatkozó elemzések eredményét mutatja a 9.9. ábra. A számításoknál a 2011. évi tényadatokból kiindulva, 0,8%/év igénynövekedéssel, a villamos hajtású autók arányának növekedését feltételezve határoztuk meg a várható lefutásokat. A napelemekre, hazai adatok hiányában, a francia rendszer tényadatait felhasználva becsültük a várható termelés lefutását. Az ábrák alapján látható, hogy az időjárásfüggő megújuló erőművek részarányának növekedésével: • Csökkennek a minimális igények, a hagyományos erőműveknek elsősorban menetrendtartó üzemmódban, az árbevétel csökkenésére számítva kell működni. Különféle források 2030-ra 2000, 2040-re 4000 óra időtartamra valószínűsítenek 0 €/MWh piaci árat. • A változások eltérően érintik az egyes forrásokat. Legnagyobb értékesítés- és bevételcsökkenésre a drága menetrendtartó egységeknél lehet számítani. • Jelentősebb fogyasztói igénynövekedés hiányában a hazai erőművek iránti minimális igény már a következő évtized elejére a Paksi Atomerőmű beépített teljesítőképességének szintjére csökkenhet. • A rendszer szabályozhatósághoz jelentős export, illetve energiatárolás bevonása szükséges. Regionális piaci értékesítés esetén az árakat a piaci kereslet határozza meg, amely a horvát, szerb, bosnyák vízerőművek rendelkezésre állásától függően ingadozhat. Erre tekintettel, a tervezhetőség érdekében, bilaterális megállapodás alapján történő exportra kellene törekedni. Az igények, kihasználhatóság várható változása mellett a rendszer szabályozó képessége iránti igény is lényegesen növekszik. Példaként, a 2011. évi (szélerőművekre vonatkozó) tényadatok arányosításával, egy március második felére eső, 7 napos időszak tény és 2030-ban (ugyanolyan széljárás esetén) várható igénylefutását mutatjuk be. Megfigyelhető az 1000 MW-ot rendszeresen elérő, estenként (az ábrán a 3. napon), 3000 MW-ot is megközelítő szabályozási igény, így a rendszer erre az időszakra – az elemzéseknél feltételezett időjárásfüggő megújuló

286

erőmű részarány és összetétel esetén – már semmiképp sem nélkülözheti a megfelelő teljesítőképességű tározós erőművek lekötését, vagy a mobilizálható energiatárolás más módon történő megoldását. 6000

Teljesítmény igény (MW)

5000

4000

3000

2011. évi 2030. évi

2000

1000

0 3360

3408

3456

3504

3552

3600

3648

3696

Mérési időintervallum (db)

9.10. ábra Igénylefutás változása Az idő sürget: A 9.9.-9.10. ábrákon bemutatott lefutások feltételezéseken alapulnak, rámutatnak azonban arra, hogy az időjárásfüggő megújuló villamos energia termelés részarányának növekedése – mint azt a jelenlegi németországi hatások begyűrűzése mutatja – rövid időn belül is jelentős változásokat idéz elő az ellátásbiztonságot garantáló hagyományos erőművek iránti elvárásokban és az értékesítési lehetőségekben. A befektetésekben gondolkodó piaci szereplőknek erre a bizonytalan, a jövőben meghatározandó uniós elvárások következményeivel befolyásolt piacra kellene belépni. Ilyen „mozgó”, csak nagyon pontatlanul becsülhető jövőképre kellene üzleti tervet készíteni és a finanszírozókat azok hihetőségéről meggyőzni. Még vannak többletkapacitások, de fel kellene készülni a várható leépülésüket követő időszakra. Csak a piacra várni, olyan késedelmet okozhat, amelynek következtében az ellátás minőségének (rendszerességének) a fogyasztók számára elfogadhatatlan mértékű romlása következhet be. 9.3.

Kiútkeresés

A leírtakból megállapítható: a jelenlegi piacműködés tartósan nem tartható fenn, így nem folytatható! Ezt többen felismerték. Az EURELECTRIC 2011 májusában közreadott elemezése [9.16] megállapítja, hogy az Unió politikai céljainak teljesítése (közöttük a megújuló forrásokból származó villamos energia részarányának növelése) érdekében végrehajtott intézkedések kedvezőtlenül befolyásolják a villamos energia piac működését. A radikálisabb lépések előtt a piac működésének javítása indokolt, többek között: • a fogyasztók/fogyasztás spot piaci részvételi arányának növelésével, • a szociális ellátás kivételével a szabályozott árak, ársapkák megszüntetésével, a fogyasztói árak forrás-igény egyensúlytól történő függővé tételével, • a nagykereskedelmi piacokat torzító adminisztratív intézkedések megszüntetésével,

287

• • • • •

a határkeresztező átviteli kapacitások fejlesztésével, európai szintű piac összekapcsolás (market coupling) ösztönzésével, a napon belüli piacok létrehozásával, fejlesztésével, a rendszerszabályozáshoz szükséges szolgáltatások és a kiegyenlítő energia regionális piacainak kialakításának ösztönzésével, a megújuló energiaforrásokat hasznosító energiatermelő berendezések értékesítésének villamosenergia-piaci integrációjával és a földgáz piacok rugalmasságának növelésével.

EURELECTRIC javaslat: A dokumentum összeállítói úgy vélik, hogy az előbbiek végrehajtása valószínűleg elégséges a kapacitás megfelelőség biztosításához, ugyanakkor megvalósításuk (különösen az átviteli kapacitások bővítése, árszabályozás, ársapkák megszüntetése, fogyasztók spot piaci részvételének megoldása, gázpiaci rugalmasság növelése) időigényes. Miután a néhány, regionális piacon kialakult helyzet rendezése nem engedi meg a várakozást, célszerűnek tűnik kapacitás költségtérítési rendszer (Capacity Remuneration Mechanism, CRM) bevezetése. Néhány szóba jöhető megoldást külön is megemlítenek [9.5]: • Kapacitás díj. Központi testület által meghatározott fix kapacitás díj minden működő és épülő termelőnek. • Kapacitás tender célzott tartalékokra. A verseny eredményeként kiválasztott források díjazására csak szűkösség esetén kerülne sor. (A Svédországban alkalmazott stratégiai tartalékhoz hasonló megoldás.) • Kapacitás követelmény. A nagykereskedelmi piacon vásárló, vég-fogyasztókat ellátó társaságok többlet erőműi kapacitások lekötésére (és ezzel azok finanszírozására) kötelezése. (A PJM-nél és máshol alkalmazott megoldás.) • Kapacitás pályáztatás: Az illetékességi terület összes kapacitás igényének központi meghatározása több (például három) évre előre, majd aukcióra bocsátása a potenciális termelők között. A lekötés költségét a végfelhasználók fogyasztási profiljuk alapján térítenék. (Amerikai Egyesült Államokban alkalmazott megoldás.) • Rendelkezésre állási opció. A termelők a rendszerüzemeltető által szervezett forward aukció keretében, az opciós díj és kötési ár megadásával, ajánlhatják fel rendelkezésre álló kapacitásaikat. A kötési ár fölött a termelőnek lehívhatónak kell lenni. (Kolumbiában alkalmazzák.) Később [9.17] javaslat készült a CRM rendszer határkeresztező forgalom melletti alkalmazására is (9.11., 9.12. ábrák). A javaslat szerint, nemzeti kapacitás mechanizmusok alkalmazása esetén: • a belföldi és külföldi piaci szereplőkre azonos szabályoknak kell vonatkozni, • ugyanazzal a kapacitással csak egy kapacitás mechanizmust alkalmazó rendszerben szabad részt venni, • a külföldi kapacitás igénybevételéhez szükséges határkeresztező kapacitás nagyságát az illetékes átvitelirendszer-üzemeltetőnek kell meghatározni és az illetékes szabályozó hatóságnak jóváhagyni, • az előbbi határkeresztező vezetékkapacitás rendelkezésre állásáért külön hozzáférési díjat kell alkalmazni, • a külföldi kapacitások részére nem kell határkeresztező kapacitást lekötni, részvételük a nemzeti kapacitás költségtérítési rendszerben nem befolyásolhatja a forward, megelőző napi, napon belüli és kiegyenlítő piacok részére szükséges határkeresztező vezetékek allokációját.

288

Amennyiben két, eltérő adottságokkal jellemezhető szomszédos rendszer között nincs lehetőség közös kapacitáspiac létrehozására, a két piacon (mint a 9.11. ábrán megfigyelhető) lényegesen eltérő árak alakulhatnak ki. Az ábrákon szereplő PA, PB értékek az A és B rendszerekben igényelt teljesítményeket jelölik, a diagramok a kapacitásdíjakat mutatják a lekötött kapacitás függvényében. Az A rendszerben 7600, a B rendszerben 850 MW kapacitás áll rendelkezésre. Egyedi kapacitáspiacok A

B

PB = 500 MW

120

Kapacitásdíj (CRM) ajánlatok (e€/MW,év)

Kapacitásdíj (CRM) ajánlatok (e€/MW,év)

PA = 7500 MW 140

112

100 80 60 40 20

7500

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

140 120 100 80 60

52

40 20

500

0

8000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

9.11. ábra Egyedi kapacitáspiacok [9.17] Amennyiben az A és B rendszerben közös kapacitásaukciót hirdetnek két árajánlati zónával és a két rendszer között 250 MW határkeresztező kapacitás vehető igénybe a kapacitáspiac céljára, a kapacitás költségek lényegesen megváltozhatnak (9.12. ábra). Az olcsóbb B rendszerből a többletkapacitás egy része (a határkeresztező kapacitás mértékéig) értékesíthető az A rendszerbe, ennek következményeként az ottani kapacitásköltségek jelentősen csökkenhetnek, míg a B rendszerben, nyilvánvalóan, költségnövekedés fog bekövetkezni. Nyitott kapacitáspiac A

B

PB = 500 MW Kapacitásdíj (CRM) ajánlatok (e€/MW,év)

Kapacitásdíj (CRM) ajánlatok (e€/MW,év)

PA = 7500 MW 140 120 100 80

87

60 40 20

7250

0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

140 120 100 80

67

60 40 20

750

0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

9.12. ábra Nyitott kapacitáspiac [9.17] A két változat költségeinek összehasonlítását a 9.1. táblázat foglalja össze. Látható, hogy közös kapacitásaukció (Nyitott kapacitáspiac) jelenti az összköltség szempontjából optimális megoldást. Ugyanakkor ez a B rendszerben a fogyasztói költségek várható növekedése miatt ellenérzéseket válthat ki, ami a gyakorlatban meg is akadályozhatja a közös aukciót. A táblázatban (Egyoldalú kapacitáspiac) olyan megoldás is szerepel, amikor csak az A rendszerben vezetik be a kapacitáspiacot, a külföldi részvételt is lehetővé téve. Az A rendszer szempontjából ennek eredménye azonos a közös aukcióval, de a B rendszerbeli termelők bevétele

289

csökken (250 MW-hoz csak 37 e€/MW,év kapacitásdíj tartozik), a határkeresztező vezeték igénybevételi költsége viszont megnő. 9.1. táblázat Kapacitás lekötési költség az A rendszerben (e€/MW,év) Kapacitás lekötési költség a B rendszerben (e€/MW,év) Összesen (e€/MW,év) Hozzáférési költség (e€/MW,év)

Egyedi kapacitáspiacok 7500*112=840000

Nyitott kapacitáspiac 7500*87=652500

Egyoldalú kapacitáspiac 7500*87=652500

500*52=26000

500*67=33500

0

886000 0

686000 250*(87-67)=5000

652000 250*(87-37)=12500

A példa kapcsán indokolt a potyautas jelenséget is megemlíteni, ugyanis a gyakorlatban a szűkösség eltérően érintheti az egyes rendszereket. Így az egyik rendszer gondos eljárása esetén, az előnyöket a másik rendszer is élvezheti. Az előbbi példában a B rendszert érintő, de az A rendszert elkerülő szűkösség esetén a B rendszerben lekötött és a 250 MW kapacitású határkeresztező vezetéken a másik rendszerből átszállítható kapacitás éppen elegendő a B rendszer igényének kielégítésére. Normál esetben az A rendszer igénybevételére nincs szükség, hiszen a B rendszerben kellő forrás áll rendelkezésre.

Piaci ár, garantált átvételi ár (€/MWh)

Garantált átvételi ár, CfD megállapodás: Az Egyesült Királyság hosszas előkészítés után az eddig felvetődött kapacitás mechanizmusoktól eltérő, az energiapiacra épülő – árkülönbözeti kiegészítő (CfD) megállapodáson alapuló – megoldást választott a jövőbeli kapacitások biztosítására. [9.18]. Az elképzelés lényege, hogy az egyes termelők, beleértve a megújuló forrásokat hasznosítókat is, csak kategóriánként meghirdetett árverseny alapján léphetnek piacra. Az ajánlott ár célszerűen az adott erőmű tartós működését garantáló hosszú távú határköltség alapján kerülhet megadásra és a pályázatot kiíró által garantált átvételi árként elfogadásra. A termelőknek a piacon (nyilvánvalóan rövidtávú határköltségük alapján) kell értékesíteni, és a verseny alapján rögzített garantált ár és a piaci ár különbségéről, a CfD megállapodás alapján, elszámolni (9.13. ábra). A garantált árnál kisebb piaci árGarantált esetén átvételi a termelők megkapják a különbözetet, nagyobb árak ár, kiegészítő megállapodással esetén visszafizetik a többletet.

Visszatérítés

Versenyben elfogadott, garantált átvételi ár

Kiegészítő díj

Kereslet-kínálat függvényében változó piaci ár Idő

9.13. ábra Garantált átvételi ár, kiegészítő megállapodással [9.18] 102

Ezzel a megoldással a megújuló forrásokat hasznosító és a hagyományos erőműveket üzemeltető termelők azonos piacon vesznek részt, az energiapiac működését a támogatás nem zavarja. Az új modellhez tartozik, hogy széndioxid kibocsátás csökkentésének ösztönzésére a jelenlegi piaci áraknál lényegesen

290

nagyobb (a szerző tudomása szerint 40 €/t) széndioxid kvóta „adót” is bevezettek. A kategóriánként versenyeztetéssel biztosítható az energiapolitikai célok (például primer energiahordozó szerkezet) teljesítése, csak az élettartam során várható feltételeknek megfelelő berendezések léphetnek piacra. A megállapodás lejártát követően a termelők továbbra is a piacon maradhatnak, de csak a piacon elért bevételekből gazdálkodhatnak. Miután a beruházási hitelek a megállapodás futamideje alatt visszafizethetők, a befektetés a tulajdonosoknak megtérülhet, valószínűsíthető, hogy a lecsökkenő költségigényt a piaci bevételek fedezik. Egységes európai szabályozás hiányában a bevezetendő intézkedések országonként eltérőek lehetnek, ami megnehezítheti az egységes piac kialakulását. Ezért a Bizottság 2013-ban több dokumentumot is közzétett a tagállami döntések befolyásolására [9.3], [9.19], majd 2014 áprilisában iránymutatást fogadott el [9.49]. Több szabályozó hatóság (például [9.20], szakmai képviselet (például [9.21], [9.22]) végzett elemzést az optimális rendezés érdekében. Iránymutatás: Az európai szabályozók és hangadó közgazdászok körében, az 5.2 szakaszban vázolt, [9.2], [9.23] irodalomban is összefoglalt Amerikai Egyesült Államokbeli megállapításokkal szemben, általános a vélemény, hogy az energia piacoknak kapacitás mechanizmusok nélkül is elégségesnek kell lenni az ellátásbiztonság garantálására, így ilyen megoldások alkalmazására csak végső esetben lehet szükség. Ebből adódik, hogy a villamosenergia-piac fejlődéséhez szükséges (megújuló termelés arányának növelésére, fogyasztó oldali igénybefolyásolásra, környezeti externáliák költségeinek viselésére, forrásoldali megfelelőségre, piacok integrálására irányuló) intézkedéseket közérdekű okból történő beavatkozásnak (public intervention) minősítik, és a bevezetésükre csak alapos elemzéseket követően látnak lehetőséget [9.3]. A beavatkozás igazolására: • Azonosítani kell az adott problémát és be kell mutatni, hogy az EU jogrendje alapján működő villamosenergia-piac nem tudja megoldani azt. • Meg kell állapítani az intézkedés más célkitűzésekre gyakorolt hatását. • Értékelni kell alternatív, európai, regionális szintű, vagy fogyasztó oldali megoldások (például fogyasztók erőművekkel kötött hosszú távú szerződésének) lehetőségét. • Minimalizálni kell a közérdekű okból történő beavatkozás villamosenergiarendszerekre, versenyre gyakorolt hatását és véget kell vetni a rejtett támogatásoknak. • A költségeket aukciók, technológiák és hatékonyságnövelési lehetőségek uniós szintű kihasználásával alacsonyan kell tartani. • Meg kell vizsgálni a fogyasztói költségekre gyakorolt hatást. A versenytorzítás minimalizálására folyamatosan figyelni, értékelni kell a beavatkozás hatását, és a bevezetésre okot adó indítékok megszűnése vagy a körülmények megváltozása esetén a beavatkozást meg kell szüntetni. A Bizottság kész együttműködni az illetékes hatóságokkal, a kapacitások megfelelőségével, a megújulók támogatási mechanizmusaival, és a fogyasztó oldali beavatkozási intézkedések alkalmazásával kapcsolatban, ugyanakkor, ha a közérdekű okból történő beavatkozás nincs összhangban a belső villamos energia piacra, vagy a versenyszabályokra, különösen az állami támogatásokra vonatkozó uniós joggal, kezdeményezi a kötelességszegési eljárást és kénytelen lesz elindítani az állami támogatás vizsgálatát.

291

Beavatkozás a források megfelelősége érdekében: A termelőkapacitások nagyságának megfelelőségét célzó, közérdekű okból történő beavatkozás közérdekű szolgáltatási kötelezettséget róhat termelőkre, viszonteladókra, vagy az átvitelirendszer-üzemeltetőre. Ennek összhangban kell lenni az irányelv [9.6] vonatkozó előírásával. Az intézkedésnek világosan meghatározottnak, átláthatónak, diszkrimináció-mentesnek, igazolhatónak és a villamos társaságok számára a hozzáférést garantálónak kell lenni. A bevezetés előkészítése során a tagállamoknak képesnek kell lenni annak igazolására, hogy a közérdekű szolgáltatási kötelezettség [9.49]: • közös (belső energiapiacot erősítő) érdeket szolgál, • szükséges, mivel az ellátásbiztonság másképpen nem garantálható, • megfelelő, mivel támogatja a cél elérését, • ösztönző, mivel az érintetteket másképpen nem vagy korlátozottan ellátott tevékenységre indítja, • arányos, mivel csak az indokolt mértékben zavarja az energiapiacot, • nincs vagy csak elfogadható mértékű a versenytorzító hatása • az érintettek számára átlátható és • jellegét tekintve csak átmeneti98 (nem hosszabb 10 évnél). Az integrált európai energiapiacon: • A hatóságoknak, EU és nemzeti szinten, hagyni kell a piacok működését a megfelelő beruházások ösztönzése érdekében. Mint más piacokon, az áraknak kell ösztönözni a termelőket és a fogyasztókat, a kínálat kereslet kiegyensúlyozására. • A hatóságoknak rendszeresen objektíven, tényekre alapozva értékelni kell a termelés megfelelőségét az adott tagállamban, régióban és EU szinten. • A termelés megfelelőség elégtelenségének gyanúja esetén, alaposan kell az okokat elemezni, és ha lehetséges, megszüntetni. • Beavatkozás esetén (az Európai Unió Működésére vonatkozó szerződés 34. cikkelye alapján [9.24] a leghatékonyabb és költségelőnyösebb megoldást kell választani. A lehetőségeket alaposan kell elemezni, regionális, EU szinten, minimalizálva a verseny torzítását. Az esetleges beavatkozások előkészítés során: • El kell végezni a termelőkapacitás megfelelőség helyzetének objektív, tényekre alapuló, és széleskörű vizsgálatát, figyelembe véve az infrastruktúrára, emisszió kereskedelmi rendszerre, energiahatékonysági intézkedésekre vonatkozó európai szabályozás kapacitások megfelelőségére gyakorolt, várható hatását. • Figyelembe kell venni a szomszéd országok kapacitás helyzetének, tranzit kapacitások nagyságának, piacok összekapcsolásának hatását. [9.25] Sztochasztikus elemzést kell készíteni az időjárás és más események regionális és adott rendszerbeli befolyásának értékelésére. Kétévente, egyeztetett megfelelőségi vizsgálatot kell végezni, amelynek el kell készíteni 98

Az indokolt időtartamra vonatkozó elvárás a C-265/08 (Federutility and Others v Autoritá per l’energia e il gas) ügyben született bírósági döntés alapján került be a gyakorlatba. Ez kimondja, hogy (i) egy beavatkozásnak a célja elérésére korlátozott időtartamúnak kell lenni, (ii) a beavatkozás nem mehet túl azon, ami az általános gazdasági érdek érdekében követett cél eléréséhez szükséges és (ii) az arányosság követelményét is mérlegelni kell, figyelemmel az intézkedés személyi hatályára és különösen a haszonélvezőire.

292

•

• •

ENTSO-E szintű összegzését. A szomszéd országok, illetve az ENTSO-E elemzések eredményét integrálni kell a saját elemzésekbe. Az időjárásfüggő megújuló termelés hatását reálisan, a szomszéd rendszerekre is tekintettel kell figyelembe venni. A mérlegelésnél a megújulók részarányára, széndioxid kibocsátás csökkentésre vonatkozó célokat is figyelembe kell venni. A kapacitásokat nem csak mennyiségileg, hanem minőségileg (fel-, leterhelési sebesség) is mérlegelni kell. Figyelembe kell venni a fogyasztó oldali beavatkozások lehetőségét is. Ennek mértékét az iránymutatás [9.3] 60000 MW-ra teszi. Meg kell különböztetni a hiányzó pénzt, a hiányzó kapacitástól. Az iránymutatás alapján az Unióban többletkapacitás van, nem építeni, hanem kivonni kellene kapacitásokat a piacról. A máshol esetleg meglévő hiányt az exportkapacitások növelése megoldhatná. Ilyen helyzetben a kapacitás mechanizmusok általános bevezetése nemkívánatos eredményre vezethetne

Fontos kiemelni: A liberalizált piacokon, a befektetéseket az állam nem garantálhatja! Közfigyelmet csak a forrás megfelelőség elégtelenségének, és az ellátásbiztonság bezárások, szüneteltetések miatti veszélyeztetése érdemel. Az üzemeltetők nem kaphatnak támogatást a hiányzó bevétel, vagy a rossz beruházási döntések kompenzálására. A termelőkapacitások megfelelőségének fenntarthatóságát, az iránymutatás [9.49] alapján, befolyásolják: • Szabályozott árak. Nagykereskedelmi piacokon el kell kerülni az ársapka alkalmazását, beruházások elmaradása esetén vizsgálni kell, hogy nem az ársapka akadályozza-e meg a kellő bevétel elérését. Szabályozott végfelhasználói árak versenyakadályt jelentenek, és nehezen igazolhatóvá teszik a kapacitások megfelelősége érdekében szükséges új kapacitások igazolását. • Meglévő támogatási rendszerek. Az instabil vagy rosszul tervezett megújuló támogatási rendszerek okai vagy súlyosbítói lehetnek a termelőkapacitások megfelelőségével kapcsolatos aggodalmaknak. Különösen ilyen helyzet alakulhat ki torzított piaci árak esetén, amelyek a hagyományos erőművek piacról történő kilépésére vezethetnek. A kapcsolt, megújuló vagy elöregedett erőműveknek nyújtott rossz támogatások meggátolhatják a megfelelő piaci információk kialakulását, helyesbítésük csökkentheti, szükségtelenné teheti a további támogatásokat. • Működő, napon belüli kiegyenlítő és tartalék kapacitás piacok. Ezek hiányában a menetrendtartó-, csúcs erőművek teljesen kiszorulhatnak a piacról. Az ilyen piacokon érvényesülő rövidtávú határköltség feletti árak lehetővé tehetik ezen erőművek állandó költségeinek részbeni megtérülését. Ezeken a piacokon a nagyobb fogyasztók, virtuális erőművek, energiatárolók is részt vehetnek. • Piaci koncentráció. Kevés szereplős piacokon a támogatások a meglévő piaci szereplők pozíciójának erősödésére vezethetnek. Bármilyen beavatkozás előtt indokolt megvizsgálni, hogy az előbbiek mérlegelésével hozott intézkedések nem segíthetik-e elő a forráshiány kialakulásának megelőzését, illetve nem járulhatnak-e hozzá a forráshiányos helyzet rendezéséhez. A termelő kapacitások esetleges támogatása mellett az átviteli és elosztó hálózatok ellátásbiztonsághoz való hozzájárulását is vizsgálni kell. Míg a termelő kapacitások

293

megfelelőségére vonatkozó elvárások tagállamonként különbözhetnek, addig az átviteli hálózatoknál ilyen megkülönböztetés nem tehető. A gazdasági értékeléseknél (költség-haszon elemzésnél), a változatok összehasonlításánál a befektetéseket a nem szolgáltatott energia értékével kell összevetni és a rendszer működtetésének költségeit is számításba kell venni. A fogyasztó oldali beavatkozásokkal kapcsolatban a bizottság sokat vár az okos mérők, technológiák elterjedésétől. Kapacitás (Capacity Remuneration Mechanisms CRM) mechanizmusok tervezési alapelvei: • technológia semlegesség, • az érvényesség időtartama csak a beruházás megvalósulásához szükséges időre korlátozva, rendszeres felülvizsgálatok lehetőségével, • határokon átívelő részvétel lehetősége, • a verseny és a kereskedelem torzításának elkerülése. Az erőművek gazdasági élettartamát is figyelembe kell venni nem csak a technikait! Az előbbiekből látható, hogy bármilyen mechanizmus bevezetése nagyon komoly, regionális szintű piacelemzéssel, előkészítő munkával, érdekeltekkel történő egyeztetéssel jár együtt. Sikerre csak a Bizottság által hátrányosnak ítélt szabályozási elemek módosítása esetén lehet számítani. A mesterséges akadályok felállítása csak az előkészítés időigényét és a fogyasztói költségeket növeli. Félő, hogy − kedvezőtlen esetben − a munka azonnali elkezdésének késedelme, fogyasztói korlátozásokhoz is vezethet. Állami támogatás: A Bizottság az iránymutatásban foglaltakat komolyan veszi. Ezt igazolja, hogy a hosszú időn keresztül előkészített, Egyesült Királyságbeli, rögzített időtartamú garantált fix ár és kapcsolódó árkülönbözeti megállapodás rendszerre elfogadott, nemzeti szabályozás alapján a Hinkley Point C erőműegységre kötött beruházási szerződésre vonatkozó, 2013. október 22-én, az uniós szabályozásnak megfelelően megküldött előzetes bejelentés alapján már 2013 december 18-án vizsgálatot indított állami támogatás ügyben [9.19]. A Bizottság úgy véli, hogy az bejelentett intézkedések állami támogatást jelentenek, amelyek összeegyeztetése a hatályos szabályozásokkal kétséges lehet. Ezen túlmenően a Bizottság kétli, hogy a választott megoldás összeegyeztethető a belső piaccal, hatékonyan kezel egy piaci gyengeséget és megfelelő. Kérdezi, hogy van-e ösztönző hatása, arányos-e, és aggódik a versenytorzító hatások miatt. A megoldással kapcsolatos aggodalomra okot adó kérdéseket kívánja kiemelni egy mélyebb elemzés elvégzése érdekében. Az előzőekben megemlítettük, hogy önálló tagállami megoldásra nincs lehetőség, a Bizottság által elvárt, előző szakaszban részletezett iránymutatás szerinti eljárás peremfeltételeit pedig az erőművek hosszú élettartama alatt bekövetkező energiapolitikai irányváltások lényegesen módosíthatják. Hazai megoldás: Felvetődött, hogy az új erőművek létesítésének elősegítésére Magyarországon is az Egyesült Királyságbeli, garantált átvételi áron és kapcsolódó árkülönbözeti kiegészítő megállapodáson alapuló rendszer kerüljön bevezetésre. Ennek kidolgozása, a bevezetésre vonatkozó elvi döntést követően, a Bizottság iránymutatásából és az Egyesült Királyságbeli példából adódóan is gondos előkészítést igényel. Figyelmemmel kell kísérni a Hinkley Point C ügy előrehaladását

294

és a tapasztalatokat a hazai rendszer szabályozásánál hasznosítani kell. Szem előtt kell tartani, hogy beavatkozás csak: • a szükségesség gondos és objektív elemzése, • a megfelelőségi gondokhoz vezető szabályozási és piaci hiányosságok feltárása, • más megoldásokhoz és a nem szolgáltatott energia értékéhez viszonyított költség-haszon elemzés után lehet indokolt. A Bizottság tisztségviselőinek nyilatkozatai szerint a stratégiai tartalékot, vagy kapacitástender kiírását jobb megoldásnak vélik. A megnyilatkozások alapján biztosnak tűnik, hogy szabad árak nélkül nincs remény kapacitás mechanizmus bevezetésére. A jelenlegi piaci árakat, azok várható alakulását mérlegelve megállapítható, hogy átlagosan alacsonyabbak az új erőművek megtérüléséhez szükséges hosszú távú átlagos költségeknél. Az árak a meglévő termelők nagy részének működési költségeit sem fedezik, további berendezések leállítására lehet számítani. Ebben a helyzetben a hazai fogyasztók ellátásának biztonsága egyre nagyobb mértékben az import források rendelkezésre állásától függ. A 9.2. szakaszban bemutattuk, szűkösség (hideg időjárás, vízerőművek üzemeltetésének száraz időjárás miatti ellehetetlenülése, tüzelőanyag hiány) esetén, részben a szomszédos országok export korlátozó intézkedései következtében, elegendő üzembe vehető hazai termelő berendezés hiányában, a kialakuló nagy árak ellenére is veszélybe kerülhet a fogyasztók ellátása. Szerző véleménye: A szerző véleménye alapján a meglévő erőművek rendszerben maradásának támogatására a stratégiai tartalék lekötés átmeneti bevezetése, tartós egyensúly elérésére, az erőműpark megújításának ösztönzésére − a garantált átvételi áron és kapcsolódó árkülönbözeti kiegészítő megállapodáson alapuló megoldás mellett − a kapacitás követelmény előírása, rendelkezésre állási szerződéses piac létrehozása jelenthetne megoldást. A stratégiai tartalékok tartós lekötése konzerválná a meglévő forrás összetételt, nem ösztönözné kellő mértékben új források rendszerbe lépését. Az 5.2. szakasz alapján az is nyilvánvaló, hogy a stratégiai tartalék modell az alapvető kérdést, a hiányzó jövedelmek pótlását nem biztosítja, így csak átmeneti megoldás lehetne. A rendelkezésre állási szerződéses piacon [9.27]: • az értékesíthető kapacitások nagyságát a termelők a rendszerirányító jóváhagyásával határozhatják meg, • a viszonteladók az értékesíthető kapacitásokra opciós fizikai kapacitás ügyleteket kötnének, • a lekötendő kapacitásnak az országon (egyetemes szolgáltatók esetén indokolt esetben a működési területen) belül kell lenni, külföldi kapacitás lekötésére csak hosszabb időszakra is garantált tranzitjogok esetén lenne lehetőség, • a lekötendő kapacitás nagyságának a viszonteladó által értékesített villamos energia éves csúcsteljesítménye központilag előírt arányú (előreláthatóan 1,15-szörös) többszörösének kell lenni, • az opciós lekötésnek központilag meghatározott, minimális időtartamra kell létrejönni, a maximális futamidő is meghatározható központilag,

295

• • • • • •

a lekötésre egyetemes szolgáltatók esetében transzparens módon, más esetekben a viszonteladó döntésétől függően kerülhet sor, az opciós lekötés díja a fogyasztókra áthárítható a lekötött kapacitás lehívási árának meg kell haladnia a legnagyobb erőművi változó költséget, minimális értékének központi előírása lehetséges, lekötött forrásokat a rendszerirányító részére be kell jelenteni, az üzemszerűen nem működő egységek rendszeresen tesztelhetők, nem kellő mennyiséget lekötő kereskedők büntethetők lennének, lekötött egységeket a termelők az energiapiacon szabadon értékesíthetik, de az opció lehívása esetén a vásárló rendelkezésére kell állniuk, nem teljesítés esetén a lehívási árat meghaladó büntetést kell fizetniük, a saját portfólióban lévő (tulajdonolt vagy hosszú távú kereskedelmi megállapodással lekötött) egységek az opciós ügylettel lekötendő kapacitásba beszámítanak.

A kapacitás követelmény bevezetését követően: • Az igényeket meghaladó forrás lenne a rendszerben, az árak stabilizálódnának, a fogyasztók korlátozásának veszélye megelőzhető lenne. • A megoldás nem zárná ki, hogy a viszonteladók, nagyfogyasztók energiaigényüket importból szerezzék be, a termelők továbbra is exportálhatnának. • A szűkősség esetén beálló helyzetben, az elegendő hazai kapacitás következtében ugyan az akkori export árakat meghaladó árak mellett99, de mindig biztosítható lenne a megfelelő hazai ellátás. Bármilyen kapacitás mechanizmus bevezetése a fogyasztói árak növekedésével 100 [9.28] járna együtt, az árnövekedés lenne a nagyobb (jelenlegivel megegyező színvonalú) megbízhatóság biztosításának díja. Ezzel áll szemben az energiapiaci árak csökkenése (6.12-6.13. ábrák, 9.3. ábra, 5.2. szakasz). A társadalmi költség optimum a kellő nagyságú tartalékok rendszerben tartása esetén (3.7. ábra) adódik. 9.4.

Erőműtípusok értékelése, van-e jó megoldás

A várható forráshiányt felismerve, felvetődik a kérdés, milyen erőművet kell létesíteni. A döntéshez két alapvető szempontot kell mérlegelni: melyik erőműtípus megtérülése a legvalószínűbb, illetve melyik erőműtípus létesítését hajlandók a pénzintézetek finanszírozni. Ebben a szakaszban az előbbi kérdésre adandó válaszhoz kívánunk segítséget nyújtani, a finanszírozással a következő szakasz foglalkozik. Az eddigiek alapján nyilvánvaló, hogy megtérülés szempontjából azok az erőműtípusok vannak előnyösebb helyzetben, amelyek kisebb piacra lépési áruk következtében előbb tudnak piacra lépni, többet tudnak értékesíteni, hosszú távú átlagos költségük alacsony, így várható annak egészének vagy nagy részének piaci 99

Versenypiaci feltételrendszerben egy terméket csak akkor tud egy vevő biztosan megszerezni, ha a hajlandó más vevőknél többet fizetni. Az itthon tartáshoz az export áraknál nagyobb árak kellenek. 100 A [9.28] irodalom alapján a rendszerben lekötött kapacitásra vonatkoztatva 7-83 €/kW,év, ezen belül a svéd stratégiai tartalék ~7 €/kW,év, a PJM rendelkezésre állási szerződéses piacon lekötött források ~31,4 €/kW,év díjazásban részesültek. Ezen értékek lényegesen kisebbek a privatizációt megelőzően kötött hosszú távú szerződések, szabályozó hatóság által megállapított, rendelkezésre állási díjainál. A 83 €/kW,év legnagyobb érték, a Norvégiában, stratégiai tartalék céljára létesített, rendszerüzemeltetői tulajdonú, 300 MW-os csúcs gázturbinák átlagos költsége.

296

megtérülése, és valószínűsíthető, hogy előbbi jellemzőik − a piaci változások, új szereplők piacra lépése ellenére − tartósan fennmaradnak. Piacra lépés szempontjából a gyakorlatilag nulla változó költségű szél- és naperőművek vannak a legelőnyösebb helyzetben. A hagyományos erőművek közül az atomerőművek változó költsége a legkisebb. Így ezek az erőművek folyamatosan piacra tudnak lépni (5.10. ábra). Kérdés, hogy a piacon elérhető árbevétel fedezi-e a működés összes költségét és a befektetés megtérülését. A folyamatosan működő berendezések mellett azok az erőművek is előnyös helyzetbe kerülhetnek, amelyek jól tudnak a piaci folyamatokhoz alkalmazkodni. Ezek az erőművek elsősorban a tartalékpiacokon juthatnak többletbevételekhez. A fogyasztók és a befektetők szempontjából is az 5.9. ábrán vázolt alapelvnek megfelelő forrásszerkezet a kedvező. Hiába van sok, kis változó költségű „alaperőmű” ha a piac azt nem igényli, kihasználásuk kicsi, átlagos költségeik nagyok lesznek, és valószínűleg nem térülnek meg. Hasonlóan, sok menetrendtartó erőmű sem érvényesülhet egyidejűleg, a legnagyobb változó költségűnek csúcserőmű jelleggel, sok (esetleg napi többszöri) indítással, leállítással kellene működni, amire kialakításából adódóan valószínűleg nem alkalmas. A sok csúcserőmű is csak akkor érvényesülhetne, ha nem lenne elég menetrendtartó erőmű. Így a versenypiaci körülmények közötti erőmű létesítéseknél a versenyképesség mellett a piac aktuális helyzetét, várható fejlődését is figyelembe kell venni, nemcsak nemzeti, hanem regionális szinten. A hazai alaperőműveknek nemcsak egymással, hanem a régió más alaperőműveivel is versenyezni kell. Így piaci lehetőség felismerése esetén azonnal lépni kell, mert a késedelem azt eredményezheti, hogy más előbb lép piacra. Így osztozni kellene az értékesítési lehetőségeken, ezzel romlanának a megtérülés esélyei, esetleg ellehetetlenülne a projekt, Korábbi piacra lépés esetén a versenytársaknál vetődik fel a kérdés: érdemes-e még fejleszteni, megtérülhet-e a befektetés? Átlagos fajlagos költség: Az egyes lehetőségek nagyvonalú összehasonlítására a gazdasági élettartamra átlagolt fajlagos költséget (Levelised Costs of Electricity, LCOE [€/MWh], amerikai gyakorlatban Levelized Unit Electricity Cost, LUEC) alkalmazzák. Számítása az

TCn

LCOE 

 (1  i )

n

n

G n (1  ni )n

9.1

képlettel történhet, ahol TCn az összes költség az n -edik évben [€/év], Gn villamosenergia értkesítés az n -edik évben [MWh/év], i diszkont tényező. A TCn összes költség a

TCn  ICn  O & M n  Fn  Cn  Dn 9.2 összefüggéssel [9.30] számítható, ahol

297

ICn az n -edik évben beruházott költség (teljes tőkebefektetés) [€/év], O & M üzemeltetésre és karbantartásra fordított költség az n -edik évben [€/év], tüzelő-, üzemanyag, segédanyag költség az n -edik évben [€/év], Fn széndioxid kvóta költség az n -edik évben [€/év], Cn leszerelési költség az n -edik évben [€/év]. Dn Az üzemeltetési, karbantartási költséget tágan értelmezve (biztosítási, vállalati általános, maradvány elhelyezési stb. költségeket is beleértve) kell figyelembe venni. Az angolszász gyakorlatban az éves költségek meghatározására a

TCn  An  I n  O & M n  Fn  Cn  Tn  RS n  Dn 9.2a kifejezést alkalmazzák, amelyben értékcsökkenési leírás az n -edik évben [€/év], An hitelekkel kapcsolatos kifizetések az n -edik évben [€/év], In adófizetés az n -edik évben [€/év], Tn RS n kifizetés a tulajdonosok részére az n -edik évben [€/év]. A hazai gyakorlatban – Lévai iskola – alkalmazott eljárás az utóbbi, 9.2a képlet felhasználásával számított átlagolt fajlagos költséggel ad közel azonos eredményt. Miután a költségek az értékesítés függvényében változnak, az üzleti modellt a regionális piacon várható értékesítést feltételezve kell elkészíteni. Piac szimulációval a piacon lévő és tervezett erőművek jellemzőit, a várható import, export forgalmat, kereslet változását, primer energiahordozó árakat becsülve, meg kell határozni a valószínűsíthető piaci árakat, értékesítést. Ezek alapján számítható az erőmű költsége (és bevétele is) a becsült feltételrendszerben. Fajlagos beruházási költség: A számításoknál, a közelmúltbeli erőműépítések kedvezőtlen tapasztalatai alapján, bizonytalanságot jelent a várható beruházási költségek becslése. Általában a fajlagos beruházási költségekből lehet kiindulni, a múltbeli költségek azonban megtévesztőek lehetnek. Egyrészt változhatnak a gyártók költségei [9.10], másrészt lényeges eltérés lehet az adott telephelytől, országtól, létesítéstől függő költségekben. Általános megfigyelés, hogy egy új erőműtípus első változatának (First of a Kind, FOAK) megépítése, vagy egy már épített változat más országban történő megépítése lényegesen többe kerül, mint a sokadik erőmű (an N-th of a Kind, NOAK) egy országon belüli létesítése. Hasonlóan a több év kihagyás után ismét megkezdett erőmű létesítés is többe kerül, mint az utoljára épített egység. Ez magyarázza a finn Olkiluoto-i, francia Flamanville-i erőmű létesítések jelentős költségtúllépéseit. A költségnövekedés mellett az építési időigény is hosszabb lehet. A könyv összeállításának idején még ismert olyan megbízható eljárás, amivel a költségek előbbiek szerinti változása leírható lenne. Így egy új projekt esetében csak becslések tehetők a várható fajlagos költségekre és valószínűsíthető, hogy a leggondosabb tervezés ellenére, a költségek a sorozatok első darabjainál túllépik a tervezett költségeket. További bizonytalanságot jelenthet, hogy milyen terjedelemre, milyen időpontra vonatkozik a fajlagos beruházási költség. A 9.2 összefüggésben, beruházott

298

költségként, a teljes tőkebefektetést kell figyelembe venni. Az adatbázisokban gyakran csak az EPC, vagy a teljes erőmű költség (TPC) fajlagos értékei szerepelnek, amelyek több, ténylegesen felmerülő költséget nem tartalmaznak, így lényegesen kisebbek a teljes tőkebefektetésnél. A [9.29], Egyesült Államok-beli forrás alapján, a 9.1. táblázatban összefoglalt költségszerkezetet ismerteti. 9.1. táblázat [9.29] Teljes tőkebefektetés (Total As-spent Capital, TASC, TASC=TOC+IDC) • Teljes beruházási költség (Total Overnight Capital, TOC, TOC=TPC+OC) o Teljes erőmű költség (Total Plant Cost, TPC)  Mérnökszolgálat, beszerzés, szerelés költségei (Engineering, Procurement and Construction Costs, EPCC)  Tiszta építési költség (Bare Erected Costs, BEC, a szereléshez szükséges berendezések, infrastruktúra, munkabér stb.)  EPC vállalkozó költségei  Projekt és folyamat előre nem látott költségei (Contingency Costs) o Tulajdonos költségei (Owner’s Cost, OC) • Beruházás alatti költségnövekedés(Interest During Capital Expenditure Period, IDC) o Eszkaláció (az inflációt meghaladó költségnövekedés) o Hitelkamatok o Alaptőke kamatok

A TOC teljes beruházási költséget és elemeit a bázisévre vonatkoztatják, arra az évre (árszinten, árfolyamon) mutatják ki, míg a beruházás alatti költségnövekedést és a teljes tőkebefektetést a beruházási folyamat alatt, folyóáron mutatják ki. Ezért a TOC elnevezésére a gyakorlatban a Total Overnight Cost, rövidítve overnight cost kifejezést használják. Az egyes, különféle tartalmú, időpontra vonatkozó fajlagos költségek között az átszámítás a [9.29] alapján a 9.2. táblázatban összefoglalt képletekkel lehetséges. 9.2. táblázat [9.29] 1

Megnevezés

2 3

Év Éves ráfordítás 2007-es árbázison (%) Fajlagos EPC beruházási költség 2007-es árbázison EPC vállalkozó költségei folyóáron, 3% infláció mellett

4

5

Képlet

A

B

C

D

E

F

2009

2010

2011

2012

2013

Összesen

Bemenő adat

9,5

24,5

31

25,5

9,5

100%

[F 4] * [3]

328,7

847,7

1072,6

882,3

328,7

3460

[ 4 ] * ( 1  p )([ 2 ] 2007)

348,7

926,3

1207,2

1022,8

392,5

3897,6

69,7

185,3

241,4

204,6

78,5

779,5

150

60

210,0

6

Tulajdonos költségei

T * [5]

7 8

Hálózatfejlesztés

Bemenő adat

9

Tőke költség (11,5%)

10

Teljes költség tőke költséggel Teljes költség tőke használati díjjal, göngyölve Összes kiadás folyóáron Összes költség 2013-as árszinten Fajlagos beruházási költség 2007-es árbázison Fajlagos beruházási költség 2013-es árbázison

11

12 13 14

15

Teljes költség folyóáron

[5]  [6]  [7] [ B9 ]  i * [ A11] [8]  [9]

418,5

1111,6

1448,7

1377,4

531,0

4887,1

48,1

181,5

369,0

569,8

1168,3

418,5

1159,7

1630,2

1746,3

1100,8

6055,4

[B11]  [ A11]  [B10]

418,5

1578,2

3208,3

4954,7

6055,4

[5]  [6]

418,5

1111,6

1448,7

1227,4

471,0

4677,1

[ 12 ] * ( 1  i )

646,8

1540,8

1801,0

1368,5

471,0

5828,2

[ 12 ] * ( 1  p )([ 2 ] 2007)

394,4

1017,2

1287,1

1058,8

394,4

4152,0

[ 12 ] * ( 1  p )( 2013[ 2 ])

471,0

1214,6

1536,9

1264,2

471,0

4957,7

( 2013[ 2 ])

299

Jelölések a táblázatban [F 4] versenyben nyertes fajlagos EPC beruházási költség, 2007-es árbázison [€/kW], példában [F 4] =3460 €/kW, amely a hivatkozott irodalom alapján egy atomerőmű feltételezett fajlagos költségének nagyságrendjében van, infláció, példában p =3%, p tulajdonosi költség aránya, példában T =20%, T engedélyezett tőke használati díj (diszkont tényező), példában i =11,5%, i A beruházás alatti kamatokból bekövetkező költségnövekedés (IDC) a 13. és 15. sor különbségeként adódik. Diszkont tényező: Diszkont tényezőként a WACC (Weighted Average Cost of Capital) súlyozott átlagos tőkeköltséget kell figyelembe venni. A gyakorlatban megkülönböztetik az adózás utáni (post tax) [9.29]

D E ( 1  t )  rE DE DE és az adózás előtti (pretax) értéket WACC  rD

WACC pr  rD

D E  rE DE DE

9.3

9.3a

ahol D E rD

a befektetés megvalósításához szükséges hitel [€], a befektetés megvalósításához szükséges alaptőke [€], hitel adózás előtti költsége (hitelkamat), rD  rRf  rC

rE

alaptőke elvárt megtérülése, rE  rRf   ( rM  rRf )  rC

t rRf

társasági adó, kockázat mentes kamatláb,

rC rM 

ország kockázati kamatpótlék, a részvénypiac átlagos hozama, adott részvény (iparági részvények átlagos) kockázata.

A 9.1 összefüggésbe i helyébe a WACC adózás utáni súlyozott tőkeköltség számértékét kell helyettesíteni101. A valódi diszkont tényezőt, infláció esetén az i N névleges diszkont tényezőből az

iR  ( 1  iN ) /( 1  p )  1 kifejezéssel lehet kiszámítani [9.29].

9.4

Az egyes országok eltérő befektetési, beszerzési adottságaiból, körülményeiből eredően hasonló berendezésekre is lényegesen eltérő átlagolt fajlagos költségek 101

Az előbbi elnevezések és összefüggések eltérnek a hagyományos gyakorlatban alkalmazottaktól. Hagyományosan a 9.3a képlet szerinti WACC értéket nevezték adózás utáni tőkeköltségnek, az adózás előtti tőkeköltséget pedig amelyben

WACC  rD

D r E  E kifejezéssel számították, D  E 1 o D  E

o az osztalékadó mértékét jelentette. 300

adódhatnak. Ezek összehasonlítását könnyen lehetővé teszi, az IEA, NEA, OECD által rendszeres időközönként, közösen kiadott, különféle technológiák tervezett költségeit összefoglaló dokumentum [9.30]. A hivatkozott 2010-es változat óta lényeges változások következtek be a költségekben, ezért egy 2012-es közbenső kiadvány [9.31] alapján szerkesztettük az alábbi, 9.3. táblázatot. 9.3. táblázat [9.31] alapján Atomerőmű Finnország Franciaország Németország Dél-Korea Egyesült Királyság Egyesült Államok

55,8 54,5 51,2 32,0 65,0 48,0

LCOE, erőműnél (€/MWh) Szénerőmű CCGT Szélerőmű Tengeri szélerőmű 54,1 66,6 83,9 119,7 64,7 66,0 83,7 108,2 64,7 66,0 90,3 119,7 52,4 69,7 83,9 131,6 71,2 79,9 85,7 103,8 57,0 56,1 70,4 86,3

Naperőmű 368,9 312,3 188,3 167,9 274,8 162,3

A táblázat alapvetően a [9.30] költségadatai alapján, 7%-os diszkonttényezővel, 30 $/t széndioxid kvóta költséggel készült, az €/MWh értékre történő átszámítás 2010-es árfolyamon történt. Hangsúlyozni kell, hogy a beruházási költségekben csak az erőmű szintű költségek szerepelnek, és nem tartalmazzák az előre nem látott, tulajdonosi költségeket, valamint a beruházás alatti kamatterheket, csak az országok közötti eltéréseket illusztrálják. A ténylegesen várható átlagos fajlagos költségeket jobban közelítik a 9.14. ábrán szereplő értékek [9.32]. Az ábrában a fosszilis tüzelőanyagot felhasználó erőműveknél jelentős tétel a kvótaköltség, megjelenik a CCS költsége. Ebből is adódik az atomerőmű költségelőnye. A kvótarendszer a világ nagy részén ismeretlen, így a Európán kívüli, nemzetközi vizsgálatok (például a WEC felkérésére készített [9.33] összeállítás, vagy az 5.5. ábrában bemutatott értékek) a széndioxid kvóták költségeit nem veszik figyelembe. Ez az oka, hogy a kvótarendszert nem használó országokban a szén, földgáztüzelésű erőművek költségszintje alacsonyabb lehet az atomerőműveknél, és előnyt élvez a fosszilis tüzelőanyagot használó erőművek létesítése.

Átlagos költség (€/MWh)

300

250 Leszerelés+hulladék költség CCS költség

200

Kvóta költség Üzemanyag költség

150

Változó O&M Fix O&M

100

Tőkeköltségek Fejlesztési költségek

50

0 CCGT

OCGT

Nulear NOAK

CCGT+CCS Onshore Large scale FOAK wind >5MW PV

9.14. ábra Átlagos fajlagos költség (2019-ben induló projektekre, 10% diszkonttényezővel, 2012-es árszinten) [9.32] Atomerőmű várható költségszintje: A közeljövőben várható hazai fejlesztések előterében a Paksi Atomerőmű két blokkal való bővítése áll. Egy ilyen bővítésre102 a 102

Barnamezős beruházás, más országban két egységgel.

301

Bizottság felkérésére készült, a különféle forrásokból rendelkezésre álló vizsgálatok eredményeit szintetizáló elemzés [9.29] (2012-es árszinten) a következő jellemzőket valószínűsíti: • Teljes beruházási költség fajlagos értéke (az első üzemanyag töltet nélkül): 3910-5083 €/kW • Átlagos fajlagos költség (LCOE) 5% diszkonttényezővel: 48-57 €/MWh • Átlagos fajlagos költség (LCOE) 10% diszkonttényezővel: 84-104 €/MWh o Tüzelőanyag ciklus költsége: 6±0,75 €/MWh o Üzemeltetési, karbantartási (O&M) költség: 10±3,5 €/MWh A dokumentum a társadalmi költségeket is részletesen áttekintette. Ez alapján az externáliákra a következő irányértékeket adja: Atomerőműben fejlesztett villamos energiára: 1-4 €/MWh Atomerőművi baleset költségei: 0,3-1-3 €/MWh Szénerőműben fejlesztett villamos energiára: ~40 €/MWh Gáztüzelésű erőműben fejlesztett villamos energiára: ~20 €/MWh Napelemmel fejlesztett villamos energiára: ~10 €/MWh Szélerőművel fejlesztett villamos energiára: ~2 €/MWh Ezek mellett még a közvetett (tartalékkapacitások, kiegyenlítő energia, hálózati csatlakozás, hálózatfejlesztés stb.) költségeket is figyelembe kell venni, amelyeket (2011-es árszinten, az egyes technológiák 10-30% nagyságrendű részarányát feltételezve) az átviteli hálózat szintű költségekre, az alábbiak szerint becsül: Atomerőműben fejlesztett villamos energiára: ~2-3 MWh, Szénerőműben fejlesztett villamos energiára: ~1 €/MWh Gáztüzelésű erőműben fejlesztett villamos energiára: ~0,5 €/MWh Napelemmel fejlesztett villamos energiára: ~35-55 €/MWh Szárazföldi szélerőművel fejlesztett villamos energiára: ~20-30 €/MWh Tengeri szélerőművel fejlesztett villamos energiára: ~30-40 €/MWh

Fajlagos költségnövekedés ($/MWh)

Az átviteli hálózat szintű költségek mellett a teljes rendszer szintű költségeket is megkülönböztetik, amelyek az átviteli hálózat szintű költségeken túlmenően a termelés hagyományos erőművekből történő áthelyeződéséből eredő állandó és változó költségmegtakarításokat, illetve növekedéseket is figyelembe veszik. Ezekre a német villamosenergia-rendszerre elvégzett vizsgálatok alapján a [9.29] közöl számítási eredményeket (9.15. ábra). 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Szélrőmű

Tengeri szélerőmű

PV termelés

10% részarány

Szélrőmű

Tengeri szélerőmű

PV termelés

30% részarány

9.15. ábra Rendszerszintű költségek növekedése, a megújuló termelés részarányától függően (Németország, 2011-es árszinten) [9.29] Válaszúton: Az előbbiek alapján, az egyes földrészeken más-más erőműtípus lehet előnyös. Európában, az atomerőmű, alaperőműnek, jó megoldásnak tűnik, az 302

alaperőművek kihasználása azonban az időjárásfüggő megújuló erőművek arányának növekedésével csökken, így átlagos árszínvonaluk növekszik. A 9.9. ábrán bemutatotthoz hasonló jövőbeli igénylefutásokhoz, a 9.10. ábrán láthatóhoz hasonló teljesítmény-változásokkal azonban más, gyorsan indítható, leállítható, nagyon rugalmas erőművekre, a megújuló energiatöbbletek tárolására is szükség lesz. A jelenlegi forrásszerkezet átalakítása megtörténhet a piac önműködéséből adódóan vagy központi tervezés alapján. Előbbi csak stabil, kiszámítható, a költségek megtérülését valószínűsítő szabályozás esetén várható. A megtérülés lehetőségének biztosításához, az energiapiaci értékesítés melletti bevételhiány pótlására, új, a rendszer igényeinek megfelelő berendezések létesítésére is ösztönző, kapacitás mechanizmust kell bevezetni. A belső piaci irányelv alapján működtethető központi tervezés választása esetén pedig ki kell alakítani a jogszabályi hátteret, infrastruktúrát. A új létesítmények előkészítésének, megvalósításának időigényére tekintettel a választásra és szabályozási környezet megfelelő kialakítására mielőbb szükség lenne. Erőmű építési lehetőségek versenyképessége: Befektetési (és üzemeltetési [tolling]) döntéseket megelőzően, a gazdasági élettartamra átlagolt fajlagos költség számítása mellett, az alábbi elemzések elvégzése is szokásos [9.34]: • Cash flow elemzés: a nettó jelenérték (Net Present Value, NPV) nagyságát vizsgálja, a piaci árak volatilitását általában nem veszi figyelembe. Értéke a projekt  IC [€] befektetési költségét, futamidejét követő  D [€] leszerelési költségeket és az egyes évekre vonatkozó i diszkonttényezővel diszkontált nettó CFn [€/év] pénzáramokat is figyelembe véve:

CFn   D 9.5 n n (1  i ) A nettó pénzáramok a piacon elért árbevétel és a költségek különbségeként: NPV   IC  

CFn   P(t ) q(t )  O & M n  Fn  Cn

9.6

t

•

ahol a korábban ismertetett jelöléseken túlmenően: P(t ) a t kereskedési időintervallumban érvényes piaci ár [€/MWh], q(t ) a t kereskedési időintervallumban értékesített mennyiség [MWh]. Belső megtérülési ráta kiszámítása. A belső megtérülési ráta (Internal Rate on Return, IRR), az a tőkeköltség ( i kamatláb), amellyel a projekt élettartama alatti, egyes évekre vonatkozó nettó CFn pénzfolyamokat diszkontálva a nettó jelenérték nullára adódna. Ez alapján megítélhető, hogy az aktuális tőkeköltség nagyobb vagy kisebb, mint a projekt megvalósítása esetén várható megtérülési ráta. Gyakorlati megítélése a különféle projektek összehasonlítása szempontjából nem egyértelmű, mivel a nagyobb belső megtérülési ráta nem garantál nagyobb nettó jelenértéket, vagy nyereségességi tényezőt.

Opció, portfólió elemzés: Liberalizált körülmények között a projekt teljes gazdasági élettartamára, teljes kapacitására vonatkozó kereskedelmi szerződések megkötésére

303

általában nincs mód. Emellett a piaci árak gyakran a tüzelőanyag költségeket sem fedezik, így nem csak a villamosenergia-ár, hanem az előállítható villamosenergia mennyisége is bizonytalan. A változó feltételrendszerben az egyes projektek, portfóliók versenyképességének megítélésére az előbbi statikus módszerek helyett/mellett előtérbe került az opció- és portfólió-elemzés103 alkalmazása. Ezeknél a döntés előkészítésnél egyrészt a múltbeli tényköltségekből, árakból (piaci tüzelőanyagár, kvótaár, villamos energia ár) indulnak ki, másrészt az esetleges egyéb kockázatokat, mint például a rendelkezésre állási tényező, a tőkeköltség, beruházási időtartam, fajlagos beruházási költség, fajlagos hőfogyasztás, erőmű gazdasági élettartama, üzemeltetési, karbantartási költségek változása is figyelembe veszik. A Monte Carlo szimulációval elvégzett nagyszámú számítás alapján a nettó jelenértékre egy eloszlásfüggvény adódik, és az egyes változatok közti döntés ezen eloszlásfüggvények lefutásának értékelése alapján lehetséges.

9.16. ábra Nettó jelenérték valószínűségi eloszlása [9.35] Példaként egy, az előző évtized, angol feltételrendszerére készült tanulmány [9.35] alapján a három hagyományos erőműtípusra elvégzett elemzés eredményét a 9.16. ábra mutatja. Az ábrán 5% (közműtársaságokra jellemző), illetve 10% (piaci befektetőkre jellemző) diszkonttényezővel szerepelnek a nettó jelenértékre kiadódott valószínűségi értékek. A maximális gyakoriság 10% diszkonttényezőnél a kőszéntüzelésű és atomerőműre negatív tartományban van. 5% diszkonttényezőnél a maximális gyakoriság mindhárom erőműtípusnál pozitív tartományban van. A vizsgálatok azt is kimutatták, hogy az üzemeltető lehetséges döntési opcióit mérlegelve és az erőművek visszaterhelését, leállítását (földgáz, kőszén), 103

Az opció elemzés figyelembe veszi az erőmű üzemeltetőjének döntési lehetőségét, hogy a piaci árak, vagy azokra vonatkozó várakozások alapján döntsön a piacra lépésről, az erőmű működésének leállításról, egy befektetés megvalósításáról, felfüggesztéséről, abbahagyásáról. A portfolió elemzés: az esetleges beruházást nem önmagában, hanem egy portfolió részeként, arra kifejtett hatását is figyelembe véve vizsgálja.

304

menetrendtartó üzemmódot feltételezve a földgáztüzelésű erőmű az egyéb erőműtípusokhoz viszonyítva a rugalmasabb indítás, leállítás (ezzel a gyakoribb piacralépés), terhelésszabályozás következtében előnyösebb helyzetbe kerülhet, megnőhet a megtérülés valószínűsége. A portfólió elemzésnél a vizsgálatokat azonos módon végzik, azzal, hogy kettő vagy három különböző erőműtípusból, egységből álló portfólió nettó jelenértékének változását vizsgálják, a piaci árakat, erőművek költségeit meghatározó paraméterek szórásának függvényében. A különféle változatok között a legnagyobb nettó jelenértékű változat tekinthető optimális megoldásnak. A 9.17. ábrán bemutatott portfólió elemzés [9.35] két különféle típusú egységből álló portfólió nettó jelenértékének eloszlásfüggvényét ábrázolja. 10% diszkonttényezőnél a gáztüzelésű erőmű átlagos nettó jelenértéke a legnagyobb, de kockázatosabb, mint az atomerőmű. Különösen figyelemre méltó, hogy a nagyon alacsony nettó jelenérték valószínűsége az egyéb változatokhoz képest nagyobb. Gyakorlatban ez azt jelenti, hogy egy tisztán földgáztüzelésű erőművekből álló portfólióra a számítások nagyobb nettó jelenértéket valószínűsítettek, mint egy tisztán atomerőműből álló portfólióra, ugyanakkor az előbbi lényegesen kockázatosabb lehet a piaci tüzelőanyagár, CO 2 kvóta árváltozások hatása miatt is. A különféle típusú egységekből álló portfólió kockázati kitettsége lényegesen kisebb volt, de kisebbre adódott a becsült nettó jelenérték átlaga is. Az előbbiekből következik [9.35], hogy egy nagyobb kockázati tűrőképességű befektető (a vizsgálatnál alapul vett, akkori feltételrendszerben) várhatóan tisztán gáztüzelésű egységekből álló portfóliót alakítana ki, míg egy villamos társaság, amely nagyobb stabilitást vár el, és megelégszik a kisebb profittal, többféle technológiából álló portfóliót állítana össze.

9.17. ábra Portfoliók nettó jelenértékeinek valószínűségi eloszlása [9.35]

305

A hazai fejlesztéseknél szóba jöhető erőműtípusokra, a szerző által elvégzett opció elemzés eredményét mutatja a 9.18. ábra. A számítások a 9.4. táblázatban összefoglalt értékekből indultak ki. A villamos energia, valamint az energiahordózók ára a 2012 tavaszán megfigyelt, illetve várható áraknak felelt meg. Erőmű típusonként 1000-1000 darab szimuláció történt. 0,35

Atomerőmű 1 Szén 1 Gáz 1

0,30

Gyakoriság

0,25 0,20 0,15 0,10 0,05

00 14

0

0

0

0

0

00 11

80

50

20

-1 0

0

-4 0

00

00

00

00

00

00

-7 0

-1 0

-1 3

-1 6

-1 9

-2 2

-2 5

-2 8

00

0,00

NPV (M€)

9.18. ábra Hazai fejlesztéseknél szóba jöhető erőműtípusok nettó jelenértékeinek valószínűségi eloszlása Az eredményekből látható, hogy a szimulációnál felhasznált paraméterek mellett, a földgáztüzelésű, illetve a széntüzelésű erőművek nettó jelenértéke negatív tartományban van. Ez összhangban van az előzőekben említett, bevételhiányra, erőművek emiatti végleges leállítására vonatkozó utalásokkal, különösen azt figyelembe véve, hogy a piaci árak, a könyv összeállításának idején, a 2012 tavaszi várakozásoknál lényegesen kisebbek. Az árcsökkenés hatását a kisebb széndioxid (ETS) kvóta ár sem tudja ellensúlyozni. A 9.18. ábrából az is látható, hogy kedvezőtlen esetben (elsősorban a létesítés elhúzódása, beruházási költségek növekedése miatt) az atomerőmű projekt is veszteséges lehet. 9.4. táblázat Fajlagos beruházási költség Építési idő Leszerelési költség Beépített teljesítmény Hatásfok CO2 emisszió Működési időtartam Tüzelő/üzemanyag ár Tüzelőanyag ár eszkaláció Fix O&M Változó O&M Nukleáris hulladékkezelési díj Aktuális villamos energia ár Villamos energia ár eszkaláció CO2 (ETS) kvóta ár ETS kvóta ár eszkaláció

Atomerőmű Lignit/Szénerőmű Gázerőmű 3291 ±500 1898 ±190 851 ±85 7 ±1 5 ±0,4 2 ±0,2 494 95 43 1000 500 460 32,8 ±0,328 42 ±0,42 56 ±0,56 0 0,85 0,35 50 40 25 2,18 ±0,3 7,95 ±0,5 32 ±2 0,5 ±0,5 0,5 ±0,5 1 ±1 43,2 ±4,3 20 ±2 11 ±1,1 0,3 ±0,03 2,5 ±0,25 0,36 ±0,036 1 ±0,15 53 ±3 0,5 ±0,5 20 ±2 1 ±0,4

€/kW év €/kW MW % t/MWh év €/MWh %/év €/kW,év €/MWh €/MWh €/MWh %/év €/t %/év

A várható hazai feltételrendszer nyilvánvalóan lényegesen eltér majd a bemutatott ábrákat megalapozó vizsgálatoknál figyelembe vett feltételektől. Az azonban

306

belátható, hogy a folyamatosan változó piaci feltételrendszerben az egyes projektek versenyképessége egyértelmű, számszerűsíthető, jobb-rosszabb minősítéssel nem lesz megítélhető, csupán a valószínűen jobb vagy rosszabb minőségi sorrend lesz felállítható. Ebből adódóan várható, hogy az egyes erőmű létesítések úgynevezett projektfinanszírozás formájában – a jelenlegi szabályozási feltételrendszerben (kapacitáslétesítést ösztönző mechanizmus nélkül) – nem lesznek megvalósíthatók. 9.5.

Erőmű beruházások finanszírozása

A piaci liberalizáció támogatói, a verseny (miután bárki létesíthet a feltételeknek megfelelő erőművet) hatására, új befektetők megjelenését, ezzel az inkumbensek piaci részarányának csökkenését várták. Ez a folyamat a többletkapacitások leépülését, piaci árak növekedésnek megindulását követően 2008 előtt megkezdődött (9.2. ábra). Magyarországon is több kezdeményezés indult, de a szabályozási környezetből adódóan elsősorban gázmotoros kiserőművek létesültek. A néhány nagyobb projektbe a későbbiekben bevonásra került inkumbens társaság, vagy leállításra kerültek. Az új befektetések általában projektfinanszírozás formájában valósultak meg. A hagyományos integrált villamos társaságok beruházásainál a társasági (cég) finanszírozás volt szokásos. A két finanszírozási formát összehasonlítva: • Társasági finanszírozás: Társasági mérleg alapú, recourse104 hitelezés, általában a legolcsóbb finanszírozási forma. A kockázatokat a hitelt felvevő társaság viseli, akinek teljes a kockázati kitettsége. Alkalmazása csak valószínűsíthetően megtérülő befektetések finanszírozására indokolt. • Projektfinanszírozás: Cash-flow alapú, non-recourse hitelezés. A kockázatokat az viseli, aki – a hitelezőket is beleértve – a legjobban tudja azokat kezelni. A tulajdonosok csak az alaptőke mértékéig kockáztatnak. Felhasználása tervezhető cash-flow-al jellemezhető ügyletek finanszírozására célszerű. Projektfinanszírozás: A projektfinanszírozás leegyszerűsítve azt jelenti, hogy a projekt tulajdonosának a finanszírozók számára az adott projekt életképességét, a felveendő hitel visszafizethetőségét kell hihetővé tenni. Ezt a megfelelő, a kockázatokat, árak, költségek alakulását kiszámítható módon kezelő szerződéses rendszer garantálhatja (9.19. ábra). A liberalizációt megelőzően a projektfinanszírozási forma (például a csepeli, újpesti, kispesti gázturbinás erőművek esetében) megfelelően működött, a hosszú távú tüzelőanyag beszerzési, villamos energia, hő értékesítési szerződések megalapozták a pénzügyi stabilitást. A liberalizációval azonban a korábbi hosszú távú stabilitás megszűnt, a tüzelőanyag beszerzése és a villamos energia értékesítése is piaci árakon történik, a pénzáramok az árak volatilitásától, az adott erőmű értékesítési lehetőségeitől függnek. Az ilyen feltételrendszerben létesülő projektfinanszírozású erőműveket az irodalom merchant plantnak, (kereskedelmi erőműnek) nevezi. 104

Recourse financing: a hitelező a teljes hitelezett összegre jogosult, a nemfizetés akár a hitelt felvevő vállalat felszámolásával is zárulhat. Non-recourse financing: a hitelező biztosítékát a hitel felhasználásával megvalósított, megszerzett (a hitelezőnek zálogba adott) eszközök jelentik. A tulajdonosok természetes vagy jogi személyként nem felelősek a hitelért. A hitelezett összeg visszaszerezhetősége érdekében a hitel általában csak a zálogtárgy értékének 50-60%-áig terjed. Erőművek finanszírozása esetén korábban 75-80% hitelarány is szokásos volt.

307

Projekt finanszírozás struktúrája Tulajdonosok

Berendezés szállító, fővállalkozó

Üzemanyag szállító

Hitelezők (bankok, tőkepiac, stratégiai befektetők)

Projekt társaság

Villamos energia vásárló (HTM)

Üzemeltető, karbantartó

9.19. ábra Projekt finanszírozás struktúrája Merchant plant csak érett, kiszámítható, a befektetések megtérülését valószínűsítő piacon létesül, de nemzetgazdasági szempontból előnytelenebb, mert • nem a rendszer műszaki és közgazdasági optimumának megfelelően lép be, • a nagyobb kockázatok miatt drágább a létesítése (drágábban jut hitelhez, fajlagosan drágább stb.), • kihasználása a (a boom-bust ciklusból adódó) túlkínálat miatt általában kisebb a tervezettnél, • a mono tüzelőanyag (például csak gáztüzelésű erőművek létesülnek) vagy • a piaci feltételrendszer változása miatt a megtérülőnek ígérkező beruházás ellehetetlenülhet (mint például a könyv összeállítása idején a korszerű gázerőművek). A fogyasztóknak kerül többe és az átmeneti hiányok, többletek miatt az ellátásbiztonság is sérülhet. A társasági finanszírozás és a projektfinanszírozás költségei és kockázatai közötti különbséget, az Egyesült Királysági feltételrendszerben, jól mutatja a különböző projektek, post-tax névleges megtérülési elvárásait összefoglaló 9.5. táblázat [9.36]. Megfigyelhető, hogy az integrált társaságok általában kisebb megtérülési elvárásokat támasztanak, mivel kisebb az átlagos tőkeköltségük és általában stabil, az erőmű termelésének értékesítését lehetővé tevő, fogyasztói bázissal rendelkeznek. 9.5. táblázat [9.36] Technológia CCGT Szénerőmű, szuperkritikus paraméterekkel Atomerőmű (PWR típus) Szénerőmű, szuperkritikus paraméterekkel, CCS-el

Vertikálisan integrált társaság (%) 8,3-9,2 7,8-8,8

Független termelő (%) 12,6 12,1

9,5-10,5 11,1-12,2

14,0 15,4

A finanszírozhatóságnak a várható megtérülésen túlmenően előfeltétele a megfelelő regulációs, szerződéses környezet, amely rendezi többek között • a magánszféra és a közszféra közötti kockázatmegosztást, • a környezeti katasztrófa esetére vonatkozó kötelezettség maximalizálást, • hulladékok kezelését, • a telephelyi rekultivációt (beleértve az atomerőmű leszerelését), • egységes környezetvédelmi és társadalmi kritériumrendszer (Equator Principles) alkalmazását,

308

• •

túlköltések felelősségét, civil szervezetek jogosítványait.

Az üzleti tervezésnél, szerződéses tárgyalásoknál különös gondot kell fordítani a potenciális kockázatok azonosítására kezelésére. A leggyakrabban előforduló események: • túlköltés, • kivitelezés elhúzódása, • piaci igény, árak változása, • erőmű rendelkezésre állásának elmaradása a tervezett értéktől, • tüzelőanyag minőségének eltérése a tervezettől, • tartalék alkatrészek, karbantartó specialisták stb. hiánya, • működési költségszint eltérése, • pénzpiaci (árfolyam, kamatláb, infláció) változások • refinanszírozhatóság változása. Finanszírozási környezet: A jelenlegi finanszírozási környezetet a bizonytalanság, a forráshiány és a növekvő költségek jellemzik, amely a gazdasági válság mellett alapvetően az EU energiapolitikájára vezethető vissza. A politikában megfogalmazott klímavédelmi célkitűzések (20% széndioxid kibocsátás csökkentés, 20% megújuló energiahasznosítás és az energiahatékonyság 20%-os növelése) teljesítése nagy, a fogyasztókat terhelő, és a jövőben is folytatódó költségnövekedést eredményeznek, így a megfizethetőség kerül veszélybe. A többletköltségeket a hagyományos termelési technológiák, közöttük az atomerőművek kiszorítása, a megújuló energiaforrások erőltetett kiépítése és ezzel a piaci viszonyok jelentős torzítása, az időjárásfüggő megújuló erőművek átmeneti hiányának pótlására, gyorsan változó terhelésének kiszabályozására szolgáló többletkapacitások megőrzése okozza. A költségek növekedése ellehetetleníti a versenyképesség (fenntarthatóság) teljesítését, gyorsítja az európai termelő ágazatok leépülését. A válság következtében a kormányzatok felismerték, hogy korábbi, fogyasztói árnövekedéssel járó politikájuk nem folytatható. Új egyensúlyt kell találni a célok változtatása nélkül. A politika következményeit eredetileg teljesen a fogyasztókkal kívánták megfizettetni, az utóbbi időben azonban, a megfizethetőség veszélybe kerülése miatt, a kormányzatok a váltás következményeit egyre fokozódó mértékben a befektetőkre hárítják, részben a megújuló villamos energia termelőknek korábban megítélt támogatások csökkentésével, részben a villamosenergia-ipari társaságok kormányzati politika támogatására kötelezésével. A folyamat főbb elemei [9.37]: • fogyasztói tarifa korlátozott növelése, tarifabefagyasztás, • fogyasztói árrendszerek befagyasztása, • társasági adó növelés (különös tekintettel a nukleáris termelő berendezésekre), • hálózati hozzáférési díj bevezetése az erőművek részére, • szociális alap finanszírozási kötelezettség előírása az energia szegénység csökkentésére, • energiatakarékossági és hatékonyságnövelési alap finanszírozása, • kötelező átvételi tarifák csökkentése, • villamosenergia-piaci árakhoz kötött megújuló támogatási díj fizetési kötelezettség előírása,

309

• • • • •

egyes megújuló energiaforrások (elsősorban napelemek) támogatásának teljes megszüntetése, széndioxid adó bevezetése/növelése, villamosenergia-ipari társaságok privatizációja, az iparág forráshiányának megfelezése a fogyasztókkal (a forráshiány felét a társaságok a közeljövőben biztosan nem fogják megkapni), Robin-Hood adó, különadók bevezetése.

A piacvesztés és az előbbiek következtében az iparág finanszírozhatatlanná vált. 2008-óta a társaságok értékvesztése mintegy 50% [9.38]. Emiatt az európai szolgáltató szektor piaci tőkebevonó képessége lényegesen csökkent. A romló finanszírozási feltételek közül az alábbiakat emeljük ki [9.39]: • A saját tőke részaránya a korábbi 20% körüli értékről 30%-ra növekedett. Ebben az állami, illetve uniós támogatás nem vehető figyelembe, mivel a támogatás feltételeinek nem teljesítése (például késedelem, törlés) esetén az visszavonható, ezért a projektnek támogatások nélkül is profitábilisnak kell lenni. Így a kifizetett támogatások a banki kölcsönök előtörlesztésére használhatók fel. • A kamatfelárak a korábbi, szokásos 0,8%-ról 3,5-5%-ra növekedtek, de közben átmenetileg, 6% fölötti értékek is voltak. • A projektfinanszírozáshoz kapcsolódó egyszeri (kezelési) költség a korábbi, szokásos 0,15%-ról 1-1,5%-ra nőtt. • Az elvárt DSCR105 mutató 1-ről 1,2-1,25 értékre nőtt. • A projekt szponzoroktól elvárt kötelezettségek szigorúbbá váltak, és gyakori, részletes ellenőrzésekkel járnak együtt. • A bankok a devizaárfolyamokból adódó kockázatokat nem vállalják, ezért a hitelfelvevőknek külföldi pénznemben felvett hitelek esetén azonos pénznemben jelentkező bevételekkel kell rendelkezni. • A bankok nagyobb figyelmet fordítanak a projekt környezetének megítélésére, különös tekintettel a szerződéses háttérre, a tulajdonosi szerkezetre, és az üzleti terv cash-flow előrejelzéseire. • A hitelek odaítélése a banki belső szabályozások szigorodása miatt hosszabb folyamattá vált. • A bankok által preferált átlagos projektvolumen, átlagosan 100 M€ (mintegy 30 Mrd Ft) körül van, ami nem éri el a ma átlagos 400-450 MW teljesítőképességű önálló kombinált ciklusú földgáztüzelésű blokk beruházási költségigényét. • A beruházásokat döntően hitelből kell finanszírozni, miután a társaságok vagyonértékére kedvezőtlenül ható előbbi okok következtében a tőkeprémium átlagosan 7,5% körül van. Amennyiben a közeljövőben nem következik be egy nagyobb mértékű csökkenés, valószínűtlen, hogy a társaságok tőkeemeléssel kívánják a finanszírozást megvalósítani [9.40], annál is inkább, mert a társaságok befektetéseken elért nyeresége a tőkeköltségeik alatt van [9.38]. Ezekből adódóan is, a projekteknek gyakorlatban alkalmazott, kipróbált technológiára kell alapozni, rendelkezni kell a szükséges engedélyekkel, a közvélemény általi elfogadással, valamint lehetőség szerint kellő hosszúságú (>10 év), kellő nagyságú 105

DSCR (debt service coverage ratio), a hitel kamatok, részletek, lizing díjak fizetésére a társaságnál rendelkezésre álló készpénz állomány.

310

(>50%) hosszú távú áramvásárlási szerződésekkel. Atomerőműveknél, jelenleg, kivitelezési fázisban nem lehetséges projekthitel bevonása. 9.6.

Etikai szempontok

Az erőművek környezetszennyező módon üzemelnek, veszélyeztetik a környezetet, élővilágot. Fokozódó mértékben elhasználják a fosszilis tüzelőanyagokat. A következő generációk számára tevékenységünk eredményeként szegényebb, kedvezőtlenebb életfeltételeket biztosító örökséget hagyunk. Egy adott projekt megvalósítása, szabályozási intézkedés bevezetése, következményeik kezelése nagy terhet jelenthet a közösség számára. Alapelvként rögzíthető, hogy soha sincs olyan megoldás, amely minden szempontból optimális. Beavatkozásunk mindig következményekkel jár. Esetenként úgy kell dönteni, hogy a döntés minden következménye sem ismert. Általában és adott projektek esetén konkrétan is felvetődhet, hogy etikusan járunk-e el vagy sem, a választott megoldás megengedhető-e erkölcsileg. Felelős döntés előkészítés és döntés esetén, a kérdés megválaszolása egyetlen projektnél sem kerülhető meg. Az energiaellátás etikai kérdéseit, különös tekintettel az atomenergiára, elemző [9.42] kötetben Korff két cselekvési ökölszabályt fogalmaz meg, amelyek az energetikával kapcsolatos döntéseknél is alapul szolgálhatnak: • „Egy cselekedet, amely egy morálisan jó célt szolgál - a mi esetünkben tehát az átfogó energiaellátást – etikailag csak akkor indokolt, ha a vele együtt járó negatív mellékhatások a mindenkori legalacsonyabb szintre vannak csökkentve.”, illetve • „Egy cselekedet, amely egy morálisan jó célt szolgál, etikailag csak akkor indokolt, ha a mellékkövetkezményként fellépő rossz kisebb, mint az, amely a cselekedet elhagyásából eredne.” Így a döntés, a technikai, szabályozási, finanszírozási és más lehetőségek közötti választás a következmények alapos elemzését, az előnyök, hátrányok, közöttük a következő morális szempontok gondos mérlegelését is igényli [9.43]: • Gazdaságosság: Az energiaellátásnak a mindennapi életet kell szolgálni, a szükségleteket ki kell elégíteni, az ezzel együtt járó költségeket meg kell fizetni. A szükségletek, az egyes közösségek igényeitől függően, eltérőek lehetnek, így az ellátás költségei is eltérhetnek. Az egyes emberek és közösségek alapvetően a jó életre törekszenek, az állami berendezkedésnek, gazdaságpolitikának ezt támogatni kell. A jó élethez egy bizonyos életszínvonal is hozzátartozik A döntés költségei (következményei) nem lehetnek megfizethetetlenek. Az államilag elrendelt szegénység nem igazolható. Elősegíti-e döntésünk a társadalom jólétének növekedését? • Jövő iránti felelősség: A jelen generáció felelős a jövőbeli generációkért. Nem szabad tönkretennünk a jövőbeli generációk életfeltételeit, ugyanakkor a felhasználható technológiák hatékonyságának javítására, új technológiák kidolgozására, fejlesztési kötelezettségünk van. Képességeink és lehetőségeink szerint elő kell segíteni a jövőben hasznosítható opciók megnyitását. Javítja-e (vagy legalább nem károsítja-e) döntésünk a jövő generáció életfeltételeit? • Környezeti összeegyeztethetőség: Miután minden cselekedetünk befolyásolja a környezetet, meg kell határozni, hogy melyik környezetet akarjuk védeni és

311

•

•

az emberiség milyen környezetvédelmet tud teljesíteni. Lehet, hogy a technológiai lehetőségek szigorúbb feltételek betartását is lehetővé tennék, de a maximumot nem lehet automatikusan optimumnak tekinteni. Esetenként a súlyos környezetkárosítás is érthető lehet: az élet előbbre való a környezetnél, az éhező, energiára szoruló ember − más lehetőség hiányában − nem hagyhatja a természetet érintetlenül. Megengedhető-e a várható környezetkárosítás, ellensúlyozza-e a nagyobb rossz elkerülése? Szociális összeegyeztethetőség106: A különböző földrajzi régiókat kulturális, politikai változatosság jellemzi. A technológiai megoldásoknak ezekhez alkalmazkodni kell. Az emberek, közösségek életformáját mélyen befolyásoló megoldások elfogadhatatlannak tűnnek. Beavatkozásunk nem okoz-e visszafordíthatatlan, a nagyobb jóval nem ellensúlyozható változást? Elosztási igazságosság: Egy tevékenység haszonélvezői és kárviselői külön halmazt alkotnak. A károk (és költségek) egyenletes szétterítése nem lehet megoldás. Gyakran, a haszonélvezők kárviselésre kényszerítése is nehézségekbe ütközik. Legalább a jogos egyenlőtlenséget meg kell állapítani és a haszonélvezőket is a lehető legnagyobb kárviselésre kötelezni. A kárvallottaknak is illendő a hasznokból részesülni. Megfelel-e az elosztási igazságosságnak a javasolt költség és kárviselési rendszer, kellően élvezik-e a kárvallottak is a hasznokat?

Az előző kritériumokhoz nem említettünk gyakorlati példákat, de a napi híreket olvasva, hallgatva sok aktuális folyamatban felismerhető a morális alapelvek megsértése. A gyakorlati életben nincs minden kritérium szempontjából optimális megoldás. Ilyenkor a döntés a kritériumok súlyozása – melyiket mennyire tartjuk fontosnak – alapján lehetséges. Azonban ekkor is a második ökölszabály figyelembevételével kell eljárni. Olyan esetekben, amikor bizonyos részleteket illetően a döntés előkészítő vagy döntéshozó, a tudomány adott szintjén még feltárhatatlan vagy nem kellően feltárt következmény miatt, javaslatának vagy döntésének helyességét illetően bizonytalan, nem szabad visszafordíthatatlan következményekkel járó döntésre javaslatot tenni, illetve ilyen döntést hozni. Ilyenkor az adott ismeretek birtokában – „provizórikus morál” alapján – lehet eljárni. 9.7.

Átviteli hálózat fejlesztése

A 4.4. szakaszban idéztük az átvitelirendszer-üzemeltetők feladatait, közöztük a villamos energia átvitelére vonatkozó ésszerű igények hosszú távú kielégítésére vonatkozó kötelezettséget is. A 9.1. szakaszban a hatályos hazai szabályozást is vázoltuk. Így a következőkben csak a megvalósítás alatt álló, illetve tervezett fejlesztéseket mutatjuk be. A hazai átviteli hálózatban (9.20. ábra) bekövetkező változásokat a MAVIR ZRt., szabályozó hatóság által [9.44] jóváhagyott, 2013. évi hálózatfejlesztési terve [9.45] alapján a 9.6. táblázat foglalja össze. Ezek közül kereskedelmi szempontból 106

A szociális összeegyeztethetőséget [9.42] általánosabban értelmezi, az egzisztenciálislakókörnyezeti aspektuson túlmenően, a jövő iránti felelősséget térbeli-időbeli dimenzióban vagy a gazdaságosságot a gazdasági-társadalmi nézőpontpontból is alárendelve.

312

kiemelendő a szlovéniai összeköttetés előreláthatóan 2016-ban, illetve két újabb (Gönyű-Bős/Gabčikovó, Sajóivánka-Rimaszombat/Rimavská Sobota) szlovák összeköttetés, várhatóan 2018-ban történő megvalósulása. Az új bősi csatlakozás, a Szlovákiában megvalósítandó, új, két rendszerű Velky Ďur-Gabčikovó 400kV-os távvezetékkel a háttérben, javítja a Mohi Atomerőmű közeljövőben befejezendő 3-4 helyszámú egységeiből történő export lehetőségét is.

Átviteli hálózatfejlesztések

International connections: 9.20. ábra Meglévő és tervezett nemzetközi összeköttetések Sajóivánka – Rimaszombat (SK) >2016 Debrecen 400 (750/400) kV 2013 Dunaújváros 400/120 kV 2015 9.6. táblázat [9.45] Gönyű- Gabcikovo (SK) >2016 Gödöllő 400/120 kV 2015 Év Tervezett fejlesztés Szlovénia ??? Székesfehérvár 400/120 ???kV-os alállomás létesítése, Sajószöged – Debrecen Józsa 400 kV-os 2014 Debrecen JózsakV400

végéig 2015 végéig

2016 végéig

2017 végéig 2018 végéig

összeköttetés kialakítása a jelenleg 220 kV-on üzemelő Sajószöged - Debrecen II. távvezeték áttérítésével Perkáta 400 kV-os alállomás létesítése, Martonvásár - Paks 400 kV-os távvezeték felhasítása Perkáta 400 kV-os alállomásba A 750 kV-os távvezeték Albertirsa – Debrecen Józsa közötti szakaszának 400 kV-on történő üzembe vétele, beforgatása Debrecen Józsa alállomásba. A 750 kV-os távvezeték Debrecentől Ukrajna irányába folytatódó szakasza vagy végig 400 kV-on üzemel vagy csak az ukrán határ közeléig, az esetlegesen itt létesülő 750/400 kV-os transzformációval ellátott állomásig, az ukrán féllel folyó egyeztetés függvényében. Gödöllő/Kerepes térségében 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa - Göd 400 kV-os távvezeték 2. rendszerének felhasítása és beforgatása Gödöllő/Kerepes 400 kV-os alállomásba, Hévíz - Žerjavinec kétrendszerű 400 kV-os határkeresztező távvezeték I. rendszerének áttérítése Cirkovce (SI) irányába. Szigetcsép térségében új 400 kV-os alállomás létesítése, Albertirsa - Martonvásár 400 kVos távvezeték egy rendszerének felhasítása és beforgatása Szigetcsép 400 kV-os alállomásba. Gönyű - Gabčíkovo (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése. Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) 400 kV-os határkeresztező távvezeték létesítése kétrendszerű oszlopsoron, első kiépítésben egy felszerelt rendszerrel. Az Európai Közösség 2012-ben kiadásra került tízéves hálózatfejlesztési tervében (TYNDP) a Gönyű - Gabčíkovo (SK), Sajóivánka - Rimavská Sobota (SK) közös [48] projekt clusterben szerepel. A jelenleg ismert készültségi szint alapján inkább a 2018 évi üzembelépés valószínűsíthető. Detk alállomásba harmadik 220/126 kV-os 160 MVA-es transzformátor beépítése

Gazdaságosság?

Győr alállomásban harmadik 400/128 kV-os 250 MVA-es transzformátor létesítése 70 Mvar söntfojtóval

313

Végleges döntést az alábbi átviteli hálózati létesítésekről még nem kell hozni: 2020 Nyíregyháza térségében 400 kV-os alállomás létesítése, a Sajószöged - Mukachevo 400 végéig kV-os távvezeték felhasítása Nyíregyháza 400 kV-os alállomásba. 2021 Kisvárda térségében 400 kV-os kapcsolóállomás létesítése (Sajószöged-) Nyíregyháza végéig Mukachevo és Debrecen Józsa – Zakhidnoukrainska 400 kV-os távvezetékek felhasításával és beforgatásával Kisvárda - Veľké Kapušany (SK) 400 kV-os kétrendszerű határkeresztező távvezeték létesítése 2023 Székesfehérvár térségében 400 kV-os alállomás létesítése, a Litér - Martonvásár400 kV-os végéig távvezeték felhasítása Székesfehérvár 400 kV-os alállomásba. 2025 Pomáz térségében 400 kV-os alállomás létesítése végéig Gödöllő/Kerepes térségi 400/132 kV-os táppont bővítése 220 kV-os kapcsolóberendezéssel, Ócsa - Zugló 220 kV-os távvezeték felhasítása és beforgatása Gödöllő/Kerepes 220 kV kapcsolóberendezésbe, az így létrejövő Gödöllő/Kerepes - Zugló 220 kV-os távvezeték átépítése kétrendszerűre.

A 9.6. táblázatban nem tüntettük fel a nagyszámú, (Csepel III., Almásfüzitő, Tisza II. repowering) erőművek csatlakoztatására tervezett fejlesztést, mivel az előzőekben bemutatott piaci árak mellett ezek megvalósítása kétséges. A régióban tervezett fejlesztéseket az ENTSO-E 2012-ben összeállított, 10 éves (TYNDP) hálózatfejlesztési terve alapján [9.46-9.47] a 9.21. és 9.22. ábrák mutatják.

9.21. ábra 2016-ig tervezett, középtávú fejlesztések [9.47] Az ábrák alapján megállapítható, hogy az intenzív német tengeri szélerőmű fejlesztések ellenére, középtávon csak kisebb hálózatfejlesztésekre, és a természetes áramlásokat „szabályozó” alállomási fejlesztésekre (Lengyelországban, Csehországban) kerül sor. Utóbbiakkal csökkenthető lesz a szándékolatlan áramlásokból adódó vezeték túlterhelődések veszélye, ezzel csökken az üzemzavarok kockázata. Megvalósulhat a baltikumi EU tagállamok kontinentális villamosenergia-rendszerrel történő szinkron összekötése. A hazai rendszerirányító

314

tervében ütemezetten (2015 végéig) szerepel a 750 kV-os távvezeték AlbertirsaDebrecen közötti szakaszának 400 kV-ra való áttérítése. A vezeték további sorsa az ukrán átvitelirendszer-üzemeltetővel való egyeztetésektől függ. Kérdéses az is, hogy ez hogyan illeszkedik az ukrán, moldáv villamosenergia-rendszerek európai szinkron rendszerrel való, [9.47] dokumentumban említett összekapcsolásához. A jelenlegi kereskedelmi szállítások nagyságrendjének fenntartására a csökkentett feszültségszint is elégséges lenne. A [9.47] terv, a 2020-at követő időszakra, egy ukrán határ közeli további szlovák magyar távvezetéket is előirányoz, ennek hazai végpontja azonban további egyeztetést igényel.

9.22. ábra 2017 után tervezett, hosszú távú fejlesztések [9.47] A 2017-et követő időszakban megvalósulhatnak azok a Németországon belüli, észak-dél összeköttetések, amelyek az északi régióban, tengeri szélerőművekkel előállított megújuló energiát a déli fogyasztói központokba szállíthatják (9.22. ábra). A távlatot a „supergrid” (9.23. ábra), nagyfeszültségű egyenáramú hálózat létrehozása jelenti, amellyel az optimális helyen (például északon szél, délen naperőművek) elhelyezett megújuló erőművektől a villamos energia nagyobb távolságra, a meglévő átviteli hálózatrendszer csomópontjaiba szállítható. A hálózatrendszer koncepciójának kidolgozása az ENTSO-E keretében megkezdődött. Az ezzel összefüggő költségnövekedést a következő fejezetben mutatjuk be.

315

„Szuper hálózat”

9.23. ábra Elképzelés „Szuper hálózat”-ra [9.48]

Irodalom 9.1 Energy Market Reform, A Report of the World Energy Council, August 2004 9.2 S. Foster: Capacity Mechanisms A Necessary Distorsion, CERA Private Report, January 2004, www.cera.com 9.3 Delivering the internal market in energy – optimising public interventions, Communication from The Commission, Brussels, 5.11.2013, C(2013) 7243 final + Generation Adequacy in the internal electricity market - guidance on public Interventions, Commission Staff Working Dokument, Brussels, 5.11.2013, SWD(2013) 438 final 9.4 EURELECTRIC Powering Investments: Chalanges for the Liberalised Electricity Sector, Dépôt légal: D/2012/12.105/47 9.5 Kacsó A.: Piaci viszonyok változása a villamos energia ellátásban, Kézirat, Budapest, 2013. november 20. 9.6 Az európai Parlament és Tanács 2009/72/EK irányelve (2009. július 13.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, (OJ L211, 14.8.2009, p. 55-93) 9.7 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról 9.8 Üzemi Szabályzat, MEKH 1859/2013 (http://www.mavir.hu/web/mavir/uzemiszabalyzat) 9.9 EURELECTRIC, Working Group Ensuring Investments: Ensuring Investments in a Liberalised Electricity Sector, March 2004, Ref: 2004-180-0001 9.10 A. Wittke (Chairman of EPPSA): Herausforderungen an die europäische Hersteller- und Zulieferindustrie, VGB „Kraftwerke 2007“, Salzburg, 20. September 2007 9.11 BDEW-Strompreisanalyse Mai 2013 Haushalte und Industrie Berlin, 27. Mai 2013 9.12 A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali Kapacitásfejlesztése 2013., Budapest 2013., MAVIR-RTO-DOK-0008-00-201309-30 9.13 Dr. Stróbl A.: A magyarországi villamosenergia-ellátás előző évi változásainak elemzése, Tanulmány, Budapest, 2013. április 30. 316

9.14 Az Európai Parlament és a Tanács 2012/27/EU irányelve (2012. október 25.) az energiahatékonyságról, a 2009/125/EK és a 2010/30/EU irányelv módosításáról, valamint a 2004/8/EK és a 2006/32/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről, (HL L 315., 2012.11.14., 1. o.) 9.15 Dr. Stróbl A.: Tájékoztató, nem hivatalos adatok a magyarországi villamosenergia-rendszerről, 2013. december 15. 9.16 EURELECTRIC: RES Integration and Market Design: are Capacity Remuneration Mechanisms needed to ensure generation adeqacy? May 2011, Dépôt légal: D/2011/12.205/25 9.17 EURELECTRIC: Options for coordinating different capacity mechanisms, A background note to the EURELECTRIC presentation at the conference “Future electricity markets with or without capacity mechanisms: What does Europe say?”, December 2013, Dépôt Légal: D/2013/12.105/49 9.18 Department of Energy & Climate Change: Electricity Market Reform: policy overview, Presented to Parliament by the Secretary of State for Energy and Climate Change by Command of Her Majesty, November 2012, http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/meeting_energy/markets/electricity/elect ricity.aspx 9.19 Paper of the Services of DG Competition containing draft Guidelines on environmental and energy aid for 2014-2020, A 2013. december 18.-2014. február 14. közötti konzultáció anyaga. 9.20 CREG (Regulatory Commission for Electricity and Gas, Belgium) Study on ’capacity remuneration mechanisms’, 11 October 2012, (F)121011-CDC-1182 9.21 BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.): Positionspapier, Ausgestaltung eines dezentralen Leistungsmarkts, Berlin, 18. September 2013 9.22 EURELECTRIC: Options for coordinating different capacity Mechanisms, December 2013, Dépôt Légal: D/2013/12.105/49 9.23 S.S. Oren: Ensuring Generation Adequacy in Competitive Electricity Markets, UCEI, EPE 007, June 2003 9.24 Az Európai Unióról szóló szerződés és az Európai Unió működéséről szóló szerződés egységes szerkezetbe foglalt változata (OJ 2012/C 326/01, 55. évfolyam, 2012. október 26.) 9.25 Az Európai Parlament és a Tanács 2005/89/EK irányelve (2006. január 18.) a villamosenergia-ellátás biztonságát és az infrastrukturális beruházások védelmét célzó intézkedésekről. (OJ 2006/L 33/22-27 2006.2.4.) 9.26 State aid SA. 34947 (2013/C)(ex 2013/N)- United Kingdom Investment Contract (early Contract for Difference) for the Hinkley Point C New Nuclear Power Station (Brüssels, 18.12.2013, C(2013) 9073 final 9.27 L.J. De Vries: Securing the public interest in electricity generation markets, The myths of the invisible hand and the copper plate, PhD Dissertation, Technishe Universiteit Delft, 2004 9.28 DG ENER - Directorate B: Capacity Mechanism in Individual Markets within the IEM, Draft, 28 May 2013, Projektszám: ENER/B2/175/2012, Dokumentum szám: TE-2013-06 (Készítették: THEMA, COWI, E3M-Lab) 9.29 W. D. D’haeseleer: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the EC, DG Energy, November 27, 2013, Contract N° ENER/2012/NUCL/SI2.643067

317

9.30 International Energy Agency, Nuclear Energy Agency, Organisation for Economic Co-operation and Development: Projected Costs of Generating Electricity, 2010 Edition, Paris, (66 2010 03 1 P) ISBN 978-92-64-08430-8 9.31 Nuclear Energy Agency: Nuclear Energy and Renewables – System Effects in Low-Carbon Electricity Systems, Report N°7056, NEA/OECD, Paris, 2012 9.32 Department of Energy & Climate Change: Electricity Generation Costs (December 2013), 19 December 2013, www.gov.uk/decc. 9.33 World Energy Perspective Cost of Energy Technologies Project Partner: Bloomberg New Energy Finance, World Energy Council, 2013 9.34 Carbon Pricing, Power Markets and the Competitiveness of Nuclear Power. NEA, OECD 2011, ISBN 978-92-64-11887-4 9.35 Roques, F.A., Nuttall, W.J., Newbery, D.M.: Using Probabilistic Analysis to Value Power Generation Investments Under Uncertainty, July 2006. CWPE 0650, EPRG 065 9.36 Energy Strategies, REDPOINT: Dynamics of GB Electricity Generation Investment, Prices, Security of Supply, CO2 Emissions and Policy Options, 18/5/2007 9.37 Citigroup Global Markets: A Very Hostile Political Environment. Have Govts made the European Utility Sector Un-investable?, 2011. szeptember 13. 9.38 EURELECTRIC: The financial situation of the Electricity Industry – Economic and financial update, Report, June 2013, Dépôt légal: D/2013/12.105/28 9.39 KPMG: Prospects for the Central and Eastern Europen Electricity Market, 2010. 9.40 D. Nailis, L. Schuffelen: Kapazitätsmarkt für Deutschland: Eckpunkte einer Ausgestaltung, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 61. Jg. (2011) Heft 11 9.41 Dallos Gy: Locked in the Past, Why Europe’s Big Energy Companies Fear Change, Greenpeace, February 2014 9.42 W. Korff: Die Energiefrage, Entdeckung ihrer Ethischen Dimensionen, PaulinusVerlag Trier, 1992 9.43 C. F. Gehtmann: Ethische Aspecte zukünftiger globaler Stromerzeugung, VGB Kongress Kraftwerke 2007, 19-21. September 2007 Salzburg, P3 Vortrag 9.44 A villamosenergia-rendszer 2013. évi Hálózatfejlesztési tervének jóváhagyása, MEH 822/2014. sz. határozata, 2014. január 22. 9.45 A Magyar Villamosenergia-rendszer Hálózatfejlesztési Terve 2013. MAVIRRTO-TRV-0026-00-2013-09-27 9.46 ENTSO-E: 10-Year Network Development Plan 2012, 5 July 2012 9.47 Regional Investment Plan Continental Central East, Final, 5 July 2012 9.48 European Climate Foundation: Roadmap 2050: a practical guide to a prosperous, low-carbon Europe. Report exhibits, 2010, április 9.49 Communication from the Commission, Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020, {SWD(2014) 139}, {SWD(2014) 140}, C(2014) 2322/3

318

10. Megújuló és kapcsolt villamosenergia-termelés Az Európai Unió a 2007-ben elfogadott energiapolitikában 2020-ra 3*20 százalékos célkitűzést határozott meg: az üvegházhatású gáz kibocsátás 20 %-os csökkentését, a megújuló energiák arányának 20 %-os növelését és az energiahatékonyság 20 %os javítását. A célok teljesítése az egyes tagállamok aktív közreműködését igényli. A konkrét tevékenységet közös és nemzeti szabályozás támogatja. Ezek alapján jelentős előrehaladás történt az elmúlt időszakban. Mint a Bizottság [10.1] dokumentuma megállapítja „A jelenleg érvényben lévő éghajlat-változási és energiaügyi politikák komoly eredményeket hoztak a 20/20/20-as célok tekintetében: • Az üvegházhatású gázok kibocsátása 2012-ben 18 %-kal volt kevesebb az 1990-es szintnél, 2020-ra pedig 24 %-os, 2030-ra 32 %-os javulás várható az 1990-es értékekhez képest a jelenlegi szakpolitikák alapján. • A végső energiafelhasználáshoz viszonyítva a megújuló energiák aránya 13 %-ra nőtt 2012-ben, és 2020-ra ez az arány várhatóan 21 %-ra, 2030-ra pedig 24 %-ra fog emelkedni. • 2012 végén a világ megújuló energiáit (a vízenergia kivételével) 44 %-ban az EU aknázta ki. • Az uniós gazdaság energiaintenzitása 24 %-kal csökkent 1995 és 2011 között, miközben az ipar növekedése 30 %-ot ért el. Az uniós gazdaság szén-dioxid-intenzitása 2010-ben 28 %-kal volt alacsonyabb az 1995-ös szintnél.”. Az előbbiek elérése azonban jelentős áldozatokat is követel a fogyasztóktól, mivel a fejlesztések nagy része állami támogatást igényel, amelyet elsősorban a villamos energia árába beépített különdíjakból fedeznek. Eközben a világ többi részén a kibocsátások, mint azt [10.1] a következők szerint összefoglalja, növekedtek: „1990 óta Kína CO2-kibocsátása nagymértékben, 290 %-kal nőtt, a 2005-ös szinthez képest pedig körülbelül 70 % a növekedés mértéke. Jelenleg az egy főre jutó kínai kibocsátás körülbelül megegyezik az uniós szinttel, ami 7 tonnát jelent. 2012-ben az USA CO2-kibocsátása 4 %-kal csökkent, 2005 óta ez több mint 12 %os csökkenést jelent. Az egy főre jutó kibocsátás azonban meglehetősen magas, 2012-ben 16,4 tonnát tett ki. A kibocsátások jelentős csökkenése nagyrészt a belföldi palagáz-kitermelésnek köszönhető, ami helyettesíteni tudja a szenet az energiatermelésben. Az Indiából származó kibocsátások 6,8 %-kal nőttek 2012-ben, ez 53 %-os növekedésnek felel meg 2005 és 2012 között, illetve 200 %-os növekedésnek 1990 óta, bár az egy főre jutó kibocsátás mértéke még mindig sokkal alacsonyabb, mint az Európai Unióban: nem éri el a 2 tonnát. Japán kibocsátása változatlan maradt a 2005–2012 közötti időszakban, de a 1990 óta eltelt időt nézve növekedett és emelkedő tendenciát mutat. A közelmúltban Japán nagymértékben visszafogta az üvegházhatású gázok kibocsátásának 2020ig történő csökkentésére vonatkozó terveit, ami a fukusimai nukleáris balesetet követő energiapolitikai felülvizsgálat eredménye. Ugyanez vonatkozik Ausztráliára és Kanadára is.” A fogyasztói költségek növekedése – mint arra az előzőekben már utaltunk – rontja az európai ipar versenyképességét, befolyásolja a gazdasági teljesítményt. A megújuló energiaforrások hasznosításában „gazdaságilag” is érdekelt politikai erők ennek ellenére a folyamat folytatását, gyorsítását igénylik. Így a megújuló termelés

319

részarányának növelése, az energiahatékonyság javítása a továbbiakban is az európai energiapolitika kiemelt területe lesz. A piaci szegmens a technikai fejlődés, politikai szándékok függvényében folyamatos változásban van. Így csak a megújuló energia hasznosítással, valamint az energiahatékonysággal, ennek részeként a kapcsolt energiatermeléssel kapcsolatos alapvető szabályozást, tapasztalatokat vázoljuk, bemutatva a „zöld” kezdeményezések várható következményeit is. 10.1. Megújuló villamosenergia-termelés A részletek ismertetése előtt arra kell választ adni, miért kell ezeket a technológiákat külön kezelni, támogatni. Egyrészt azért, mert költségeik nagyobbak a hagyományos technológiákénál (5.5. ábra), miközben a működő energiapiacok a hagyományos technológiák költségeinek megtérülését sem biztosítják, másrészt működési jellemzőikből adódóan nem vagy csak részben tudják a hagyományos technológiáknál megszokott piacra lépési feltételeket (piaci értékesítés, menetrendadás, terhelésváltoztatási sebességek stb.) teljesíteni. Ezek miatt a piacra lépést (mind a beruházások ösztönzését, mind az aktuális termelés betáplálási lehetőségét) eltérő feltételrendszerben kell biztosítani. A megújuló energiaforrásokból előállított energia támogatására vonatkozó általános szabályokat jelenleg a 2009/28/EK irányelv [10.2] szabályozza, amely többek között előírja a nemzeti célértékeket, nemzeti cselekvési tervek kidolgozását, szabályozza a közös projektek megvalósítását, a származási garanciák (zöld bizonyítványok) kibocsátását, a hálózatokhoz való kötelezettség hozzáférést, üzemeltetést, tagállami jelentéstételt. Megújuló 50

(%)

45

2020. növekmény

40

2005. bázis

35 30 25 20 15 10

Svédország

Egyesült Királyság

Szlovákia

Finnország

Románia

Szlovénia

Portugália

Ausztria

Lengyelország

Málta

Hollandia

Magyarország

Litvánia

Luxemburg

Cipus

Lettország

Olaszország

Franciaország

Spanyolország

Írország

Görögország

Észtország

Dánia

Csehország

Belgium

Bulgária

0

Németország

5

10.1. ábra Megújuló energiaforrásokból előállított energiának a 2020. évi teljes bruttó energiafogyasztásban képviselendő részaránya [10.2] Elvárások, nemzeti tervek: A megújuló energiaforrásokból előállított energia, 2020. évi teljes bruttó energiafogyasztásban képviselendő részarányára vonatkozó elvárásokat a 10.1. ábra mutatja. Az előírások nem a villamos energiatermelésen belüli részarányra, hanem a bruttó energiafogyasztás részarányára vonatkoznak, az egyes tagállamok lehetőségeitől és döntésétől függ, hogy ezt hogyan kívánják teljesíteni. Erre vonatkozóan Nemzeti Cselekvési Tervet kellett benyújtani. A hatályos hazai Megújuló energia hasznosítási cselekvési terv [10.3], villamosenergia-termelésre vonatkozó célkitűzéseit a 10.1a.-10.1b. táblázatok foglalják össze. Ezek alapján megállapítható, hogy nagyobb növekedésre a 320

szélenergiánál, biomasszánál lehet számítani, míg geotermikus energiánál, fotovillamos naperőműveknél csak szerényebb növekedést terveznek. Az is megfigyelhető, hogy a biomasszára alapozó erőművek jelentős részét kapcsolt hőés villamosenergia-termelésre is alkalmassá kívánják tenni. 10.1a. táblázat [10.3] Vízenergia 1 MW alatti vízerőmű 1-10 MW közötti vízerőmű 10 MW fölötti vízerőmű Geotermikus energia Fotovillamos napenergia Szélenergia Biomassza Szilárd Biogáz Összesen Ebből kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés

Beépített teljesítmény (MW) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 51 51 51 51 51 52 56 61 62 67 67 3 3 3 3 3 4 4 4 5 6 6 9 9 9 9 9 9 13 18 18 22 22 39 39 39 39 39 39 39 39 39 39 39 4 4 4 8 8 57 57 57 2 6 9 14 19 25 32 41 52 63 330 393 445 552 568 577 588 701 719 730 750 374 377 381 399 471 420 329 460 535 578 600 360 360 360 373 439 377 266 387 455 484 500 14 17 21 26 32 43 63 73 80 94 100 755 823 883 1015 1108 1072 1006 1262 1414 1484 1537 20

22

25

44

74

120

225

332

432

472

493

10.1b. táblázat [10.3] Vízenergia 1 MW alatti vízerőmű 1-10 MW közötti vízerőmű 10 MW fölötti vízerőmű Geotermikus energia Fotovillamos napenergia Szélenergia Biomassza Szilárd Biogáz Összesen Ebből kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés

Bruttó villamosenergia-termelés (GWh) 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 194 193 193 193 193 196 209 221 223 5,4 5 5 5 5 8 8 8 10 30,4 30 30 30 30 30 43 55 55 158 158 158 158 158 158 158 158 158 29 29 29 57 57 410 2 5 9 14 20 26 33 42 54 692 692 929 1150 1303 1377 1404 1450 1483 1955 1971 1995 2097 2524 2250 1751 2492 2935 1870 1870 1870 1942 2328 1988 1362 2041 2434 85 101 125 155 196 262 389 451 501 2841 2861 3126 3483 4069 3878 3454 4262 5105 110

126

142

258

437

2019 238 13 67 158 410 67 1504 3191 2595 596 5410

2020 237 12 67 158 410 81 1545 3324 2688 636 5597

719 1307 1947 2611 2863 2990

Piacra jutás elősegítése: A költséghátrány csökkentésére, megszüntetésére támogatás rendszereket lehet alkalmazni. A rendszerek mind az adott tagállamon belüli, mind a más tagállamban termelt megújuló erőforrásokból előállított villamos energiára vonatkozhatnak. Utóbbiak esetében a tagállamok szabadon dönthetnek a támogatás mértékéről. A főbb támogatási rendszerek [10.4]: • a közvetlen ártámogatás különböző formái, • beruházási támogatás, • adókedvezmények, • kutatási-fejlesztési támogatás, • megújuló energiahordozók (pl. biomassza) termelési támogatása. Az egyes, szélesebb körben alkalmazott mechanizmusok régi tagállamokon belüli elterjedését a 10.2. ábra, az aktuális helyzetet a 10.3. ábra mutatja.

321

Közvetlen ártámogatás: Az ilyen rendszereknél a megújuló erőforrások felhasználásával termelők az értékesített villamosenergia mennyisége után kapnak pénzügyi támogatást. Két változata szokásos: • Kötelező átvétel, szabályozott árakkal (10.2. ábrán Feed-in tariffs). A megújuló termelők néhány évig, technológiánként (esetleg egység teljesítménytől, üzembe lépési időponttól függően) eltérő nagyságú – az átviteli- vagy elosztó rendszer-üzemeltetők által térített – a szokásos piaci árnál általában nagyobb, fix átvételi árat kapnak az értékesítés után. A megújuló termelő berendezések fejlesztése a kötelező átvételi árak LUEC-hez viszonyított arányától függ, a jövőbeli költségalakulás pontatlan megítéléséből adódó, indokoltnál nagyobb árszínvonal esetén fennáll a túlfinanszírozás, ezzel a túlépítés kockázata. A beruházási biztonság szempontjából előnyösnek tűnik, de a túlépítés és túlköltés megfékezésére alkalmazott, az előző fejezetben említett visszamenőleges hatályú szabályozói beavatkozások (árbefagyasztás, árcsökkentés) bizalmatlanságot ébreszthetnek a befektetőkben. Olyan megoldása is szokásos, amikor a piaci árra fizetett prémium jelenti az ösztönzést. A többletköltségek a fogyasztói számlákban gyakran az átviteli vagy elosztói díjakban jelennek meg. Az egyes tagállamokban alkalmazott eltérő megoldások, támogatások következtében EU szintű harmonizálás nem lehetséges.

10.2. ábra Megújuló villamosenergia termelés főbb támogatási formái [10.4] (az egyes országok besorolása a 2003 júniusi állapotot tükrözi) •

A kvóta alapú rendszernél a termelők versenyben jutnak a támogatáshoz. Az úgynevezett zöld bizonyítvány rendszernél (10.2. ábrán RES-E obligation) a viszonteladókra írnak elő, értékesítésükkel arányos kvótavásárlási kötelezettséget. Így kialakul egy zöld bizonyítvány piac, amelyen a termelők versenyeznek a rendelkezésükre álló bizonyítványok értékesítéséért. Amennyiben a kötelezettek nem szereztek be elegendő bizonyítványt a hiány után büntetést fizetnek. Piaci alapú megoldás, az árakat az államigazgatás által szabályozott kereslet és a források által meghatározott kínálat határozza meg, hatékonyan allokálva a befektetéseket, mivel a hatékonyabb (olcsóbb) megoldások előbb jutnak piacra. Jól működhet EU szinten is, kisebb a túltámogatás veszélye. A leghatékonyabb megújuló technológiák alkalmazására ösztönöz, ugyanakkor nagyok az adminisztrációs költségei, kockázatossá teszi a drága, de fejlődőképes technológiák elterjedését. A pályáztatás alapján (ábrán Tenders) történő kiválasztásnál az egyes megújuló energiát hasznosító technológiák külön is versenyeztethetők így a 322

forrás összetétel is beállítható. Az átvételi árat a nyertes ajánlattevők ajánlata határozza meg. (A többletköltségeket természetesen itt is a fogyasztók fizetik meg.) Miközben a piaci erőket elméletileg a legjobban hasznosítja, a szakaszosság töredezett bővülést eredményezhet. További kockázatot jelent az esetlegesen túl alacsony áron nyerő projektek potenciális sikertelensége, amelynek kockázatát a megfelelő nagyságú, létesítés elmaradása esetén térítendő kötbérrel lehet csökkenteni. Beruházási támogatás: Igénybevétele fejlesztés alatt lévő, a jövő szempontjából ígéretes technológiáknál lehetséges, ahol a megtérüléshez szükséges ár nagysága – megalapozott információk hiányában – még nem ítélhető meg, illetve zöld bizonyítvány rendszer alkalmazása esetén, az egyéb technológiákhoz viszonyított versenyhátrány miatt, a technológia versenyben még nem értékesíthető. (Például kezdetben a tetőkre telepíthető fotovillamos rendszerek is csak ilyen támogatásokkal terjedtek.)

10.3. ábra Megújuló villamosenergia-termelés támogatási formái [10.5] Adókedvezmények: A megújuló energiatermelés növekedésének elősegítésére sokféle adókedvezmény alkalmazása jöhet szóba. A beruházási költségeket csökkentheti a megújuló technológiák kisebb általános forgalmi (ÁFA, VAT) adója, a háztartási méretű berendezések adómentessége. Relatív működési előnyt jelenthet a más technológiákra kivetett széndioxid adó, környezetszennyezési birság, energiaadó. Kutatás-fejlesztési támogatásban, a fejlesztés bizonyos szakaszában minden energiatermelési technológia részesült. Esetenként nehéz meghatározni, hogy hol van egy technológia esetében az a fejlettségi fok, amikor a fejlesztést már üzleti alapon kell folytatni. Ugyanakkor az érett technológiáknál is szükségesek lehetnek olyan alapkutatások, amelyeket indokolt lehet közpénzből finanszírozni. Indirekt támogatásoknak minősülnek a parlagon fekvő, nem hasznosított területek energiaerdőkkel, más energiaültetvényekkel történő hasznosítása vagy a

323

hulladékválogatás hatékonyságának javítása ezzel a biomassza erőművek tüzelőanyag költségeinek csökkentése [10.4]. Ilyen támogatás lehet a közösségi biomassza alapú távfűtés megvalósíthatósága érdekében adott lakás felújítási támogatások is. EU iránymutatás: A Verseny Főigazgatóság 2014-2020 közötti támogatásokra vonatkozó irányelve [10.6] a következő szóba jöhető támogatási formákat – amelyek bizonyos feltételek esetén az uniós támogatási szabályokkal összhangban lehetnek – részletezi: • Támogatás megújuló energiaforrásokból történő energatermelésre. • Energia hatékonysági intézkedések beleértve a kapcsolt termelést, távfűtést, távhűtést. • Támogatás erőforrás-hatékonyságra, különösen hulladékkezelésre. • Támogatás széndioxid leválasztásra és tárolásra. • Támogatás környezetvédelmi adók csökkentése vagy elengedése és a megújuló forrásokból történő energiatermelés finanszirozás támogatásának csökkentése formájában. • Támogatás energia infrastruktúrához. • Támogatás a termelés megfelelőségéhez. • Támogatás forgalomképes bizonyitványok formájában. • Támogatás vállalkozások áttelepüléséhez. A megújuló erőforrásokból történő energiatermelés beruházási vagy üzemeltetési támogatásban részesülhet. Utóbbi támogatásnál lényeges változás az aktuális gyakorlathoz képest, hogy a működéshez 2016. január 1-től csak a piaci árhoz hozzáadódó prémium formájában lehet támogatást adni, a megújuló termelőnek a szokásos kiegyenlítési kötelezettséget kell vállani és nem szabad ösztönözni a negatív piaci árak esetén történő termelést. 2017. január 1-től a támogatás odaitélésére (esetleges, szabályozott kivételektől eltekintve) csak nyilt, átlátható és diszkriminációmentes pályáztatás alapján kerülhet sor. A támogatási sémák jóváhagyására maximum 10 évre kerülhet sor, az üzemviteli támogatásban elvileg minden Európai Gazdasági Közösségen belüli termelő részesülhet. A beruházási támogatást (a keretszabályozást vagy az egyedi támogatást) be kell jelenteni a Bizottságnak. Üzemeltetési támogatás – az iránymutatásban szabályozott feltételekkel – villamos energia végterméktől eltérő megújuló energiahasznosításra is adható. Amennyiben indokolt, biomassza tüzelésű erőművek a befektetések leirását követően is támogathatók. Megújuló energia más tagállamokból: Egyes tagállamokban vagy más országokban kedvezőbb adottságok lehetnek a megújuló energiaforrások (déli tagállamokban napenergia, tengerparttal rendelkező országokban tengeri szélenergia) hasznosítására, így gazdaságosság szempontjából előnyösnek tűnhet más országokban építendő megújuló erőművekbe történő befektetés. A 10.1. ábrán szereplő részarányokba történő beszámíthatóság érdekében azonban a villamos energiának harmadik országból ténylegesen is el kell jutnia a beszámítani kívánó tagállamba. Ennek előfeltétele, hogy a származási és célország közötti határkeresztező vezetékeken, a beszámítani kívánt teljesítménnyel megegyező nagyságú vezetékkapacitást, az összes illetékes átvitelirendszer-üzemeltető már lekötött kapacitásnak (AAC, 3.25. ábra) minősítse. A tagállamok között a Bizottság tájékoztatásával statisztikai átruházás is lehetséges. Ez azt jelenti, hogy a megújuló

324

energiaforrásból előállított energiát az átruházó tagállam mérlegéből le kell vonni és az átruházást fogadó tagállam mérlegébe, a részarányok teljesítésének ellenőrzése során, be kell számítani [10.2]. Hazai szabályozás: A hatályos szabályozás [10.7] alapvető támogatási formaként a szabályozó hatóság által megállapított időtartamra és mennyiségben történő kötelező átvételt írja elő. Eredetigazolás – az értékesítő által előterjesztett kérelem alapján – a szabályozó hatóság által a tárgyévet követő évben kerülhet kiadásra. A könyv összeállításának idején hatályos díjakat a 20.2. táblázat foglalja össze. Megfigyelhető, hogy a díjak eltérnek az üzembe helyezési (engedélyezési) időponttól, erőműtípustól függően. A szabályozható erőművek a rendszer szabályozhatóságának elősegítésére napszakonként is eltérő díjat kapnak. Érdekes, hogy az újabb szélerőművek díjazása is változik napszakonként, a 0 Ft/kWh energiahordozó költség mellett ennek hatása kérdéses lehet. A napszakok időrendjét a 10.3. táblázat mutatja azzal megjegyzéssel, hogy az időszakok az adott erőmű csatlakozásának elosztóhálózat-üzemeltetőjétől függően 30, 60 perccel később kezdődhetnek és fejeződhetnek be. 10.2. táblázat [10.7] Csúcs 2008. január 1. előtti határozatok alapján Nap és szélerőművek Nem nap és szélerőművek 2008. január 1. utáni határozatok alapján ≤20 MW naperőmű ≤20 MW más erőmű 20-50 MW erőmű (2008.XI.30 utáni szélerőművet kivéve) 20-50 MW, 2008.XI.30 utáni szélerőmű Használt berendezést is tartalmazó erőmű >5 MW vízerőmű, >50 MW egyéb erőmű Hulladékhasznosító erőmű

Völgy Mélyvölgy időszak (Ft/kWh)

34,42 38,45

34,42 34,42

34,42 14,05

32,49 36,30 29,04

32,49 32,49 25,99

32,49 13,26 10,60

36,30 22,58

32,49 14,45

13,26 14,45

22,58 34,05

14,45 23,46

14,45 12,24

10.3. táblázat [10.7] Csúcs időszak Völgy időszak Mélyvölgy időszak

Téli időszámítás 06:00-22:00 22:00-01:30 és 05:00-06:00 01:30-05:00

Nyári időszámítás 07:00-23:00 23:00-02:30 és 06:00-07:00 02:30-06:00

A hivatkozott [10.7] szabályozás biomasszát, biogázt felhasználó berendezések esetén a kötelező átvétel előfeltételeként 30-40% közötti minimális hatásfok elérését is előírja. Támogatások hatékonysága: Az egyes támogatási formák, különösen a leggyakrabban alkalmazott – kötelező átvétel szabályozott árakkal – hatékonysága a támogatás intenzitása (aránya), nagysága mellett a szabályozási környezet egyéb jellemzőitől is függ. Ezért előfordulhat, hogy a befektetési környezet hiányosságait az átlagnál nagyobb átvételi árakkal (fogyasztói költségekkel) kell kompenzálni. Így indokolt a támogatási rendszerek hatékonyságának rendszeres figyelemmel kísérése. Az értékelésre a Bizottság [10.8] a következő kifejezést (a megújuló

325

termelés egy adott évbeli növekedését viszonyítva a középtávon – 2020-ig – megmaradó potenciálhoz) használta:

En  i

ahol E ni

Gni  Gni 1 ADD  POTni1

10.1

az i megújuló technológia hatékonysági tényezője az n -edik évre

az i megújuló technológia villamosenergia termelési potenciálja az n -edik évben ADD  POTni az i megújuló technológia 2020-ig meglévő potenciálja az n -edik évben

G ni

10.4. ábra Hatékonysági tényező változása [10.8] A Bizottság akkori megállapítása szerint a támogatás nagysága, a technológiáktól függetlenül is tagállamonként lényegesen eltérő és a hatékonyságban is nagy különbségek vannak. Ugyanakkor vannak olyan technológiák, országok ahol a hatékonyság közel egyenletes és elfogadhatónak tekinthető, mint a 10.4. ábrán bemutatott (Egyesült Királyság, biogáz hasznosítás) esetben, az ezredforduló környékén. A szárazföldi szélerőművekre elvégzett összehasonlítás [10.5] eredményét mutatja a 10.5. ábra, amely az alkalmazott támogatási mechanizmusokat is megadja. Megfigyelhető a hazai támogatás hatékonyságának javulása (2010 ↔ 2004-2010).

10.5. ábra Hatékonysági tényezők összehasonlítása [10.5] 326

Az elemzések során a hatékonyság mellett, a teljes élettartamra valószínűsíthető támogatás befektetői szempontú értékelésére a teljes élettartam alatti bevételeket, kiadásokat diszkontáló, becsült annuitás (átlagos profit) meghatározása használható (a számítás elvégezhető fajlagosan, termelt kWh-nként is). Nyilván a nagyobb várható eredmény több befektetésre ösztönöz. A

ahol A i t n

n i Incomet  Expenditur et  n (1  i )  1 t 1 (1  i )t

10.2

annuitás [€/év], diszkonttényező, év, technikai élettartam [év]

10.6. ábra Hatékonysági tényező és a profit nagyságrendje [10.5] A [10.5] alapján a hatékonyság és a profit nagyságrendjének összevetése szárazföldi szélerőművekre a 10.6. ábrán látható. Az ábra jól bemutatja, hogy a nagy profit nem garantálja a nagy hatékonyságot és ugyanakkora profit nagyságrend lényegesen eltérő hatékonyságot eredményezhet. Ez is alátámasztja, hogy a fogyasztói költségek minimalizálása érdekében a beruházási környezetet meghatározó egyéb elemekre (mint például az egyszerű engedélyezési, hálózati csatlakozási folyamat, politikai stabilitás, piac kockázatkezelési képessége, várható nyereség stabilitása [10.5]) is nagy figyelmet kell fordítani. Kettős piac megszüntetése: Vázoltuk, hogy a tagállamok többségében alkalmazott kötelező átvétel szabályozott árakkal támogatási mechanizmus következtében, kettős piac működik. Az ebből adódó zavarok megszüntetésére a piaci szereplők a megújuló energiatermelés azonos piacon történő értékesítését, a piacok harmonizálását igénylik. Ennek egyik módja lehet a 9.13. ábrához kapcsolódóan ismertetett megoldás (piacon történő értékesítés versenyen alapuló garantált árral). Szóba jöhet az európai szintű kvóta rendszer általános bevezetése is. Ezeknél kedvezőbbnek tűnik azonban a piaci árakhoz kapcsolódó prémiumrendszer 2016-ot követő [10.6] általános alkalmazása. A tagállamok egy része garantált árú, kötelező átvétel helyett, már jelenleg is ilyen prémiumrendszert alkalmaz (10.3. ábra).

327

Szélesebb körű bevezetése elvezethet a verseny és támogatott piac harmonizációjához. Alkalmazásával a megújuló erőművek is bekapcsolódhatnak a piaci versenybe, kiléphetnek a nemzeti piacokról is. A prémium megállapítható lenne fix értékben, az opciós gallér ügylethez hasonlóan minimális, maximális árat behatárolva vagy ársapkával. Működésének ellenőrzése, finomhangolása az időszakos árbevétel és indokolt költségek összehasonlítása alapján történhetne. A [10.5] előadásban bemutatott megfontolások alapján, használata az európai szintű kvóta rendszerrel összevetve jelentős fogyasztói költségmegtakarítást eredményezhet. Technológiák fejlődése: Az előbbiekben már utaltunk a megújuló technológiák fajlagos költségeinek folyamatos csökkenésére. A fajlagos beruházási költségek várható alakulását a Greenpeace által közreadott [10.9] adatokon alapuló, 10.7. ábra mutatja. Ez alapján és más elemzések alapján is várható, hogy a szél- és fotovillamos erőművek termelése 2030-ra versenyképes lehet a hagyományos erőművekével és megszüntethető lehet a támogatás. Ezért is indokolt a verseny és támogatott piacok elkülönülésének mielőbbi megszüntetése. 13000 Ocean Biomass Solar PV

12000 11000

Geothermal Solar CSP Wind

Overnight costs ($/kW)

10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Év

10.7. ábra Megújuló technológiák beruházási költségeinek csökkenése [10.9]

10.8. ábra Napelemek átlagos értékesítési árának változása [10.10] Csak érdekességként emeltük be ([10.5]-ből) a napelemek átlagos értékesítési árának csökkenését bemutató 10.8. ábrát. Ez alapján is megállapítható, hogy indokolt a gazdasági támogatás nagyságának folyamatos felülvizsgálata és a 328

fogyasztói költségek minimalizálása érdekében a csökkenő költségekhez igazítása. Lehetőleg el kell azonban kerülni a visszaható hatású beavatkozásokat, amelyek a befektetői bizalom elvesztésével, nagyobb profitigénnyel (10.6. ábra), így a fogyasztói költségek növekedésével járhatnak. Befektetők: A szokásos ügyletektől várhatónál lényegesen nagyobb profit reménye, az ezt elősegítő ösztönző rendszerek olyan befektetőket is a megújuló erőművek beruházói körébe vontak, akik a hagyományos erőműveket finanszírozó befektetésekben nem vettek részt. Más energia szolgáltatók

Helyi termelők

Mások

Nemzetközi energia szolgáltatók

E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW

Ipar

Magánszemélyek

Projekt társaságok Befektetési alapok, bankok

Gazdálkodók

10.9. ábra Német megújuló erőművek tulajdonosi szerkezete [10.11] Jól szemlélteti ezt a [10.11] alapján, a német megújuló erőművek tulajdonosi szerkezetét bemutató 10.9. ábra. Nagyon jelentős (csaknem 50%) a magánszemélyek, gazdálkodók aránya, akik valószínűsíthetően elsősorban a lakóházak, mezőgazdasági épületek napelemmel történő tetőfedésében vállaltak beruházóként is szerepet. Nagyon jelentős az ipar és a befektetési alapok, bankok aránya is. Utóbbiak a magánbefektetők partnereiként, vagy a kedvező pénzszaporítási lehetőséget kihasználva fektethettek pénzt megújuló erőművekbe. Az elaprózott projektekben a nagy villamos társaságok nem vettek részt, ezért joggal állapítja meg [10.11], hogy a nagy társaságok elmulasztották a lehetőséget és „másoknak engedték a ma 200 GW-nyi, európai szél- és naperőmű kapacitás többségének ellenőrzését”. Piacra jutás technikai elősegítése: A piacra jutás megkönnyítése elsősorban a bármikori, kezdetben menetrendi bejelentés nélküli értékesítési lehetőséget, a hálózati csatlakozás megkönnyítését, esetenként díjtalanná tételét jelenti. Ebből adódóan nemcsak többletköltségek, hanem a megújuló erőművek teljesítőképességének növekedésével üzemviteli nehézségek, a rendszer szabályozhatóságának kritikussá válása, a szomszédos rendszerekben is kritikus üzemállapotokat előidéző nem szándékolt áramlások jelentkeztek. A technikai zavarok kezelhetők, az energiapolitikát, gazdasági ösztönzést megszabók azonban a rendszer felkészítésének időigényét nem vették figyelembe, így az átviteli hálózat, rendszerirányítás fejlesztése lemaradásban van. Az ENTSO-E keretében előkészített szabályzatok (3.3-3.4. szakaszok) a formális hátteret várhatóan már a közeljövőben megteremtik, a biztonságos üzemvitelhez szükséges beruházások megvalósítása (9.7. szakasz) azonban időt igényel. A piacra lépési követelmények szigorodása (menetrendadási, kiegyenlítési kötelezettség stb.) 329

növeli a megújuló forrásokból történő energiatermelés költségeit, az együttműködés azonban elkerülhetetlen a biztonság eddigi, megszokott színvonalának fenntartása érdekében. A 9.4. szakaszban már összefoglaltuk a különböző technológiák externális és átviteli hálózat szintű költségeit. Ezek hátterének bemutatásához, a dena Netzstudie I. [9.12] alapján, néhány jellegzetes arányt a 10.4. táblázat mutat (a teljesítménytöbblet a minimális igény időszakára vonatkozik). Látható hogy az időjárásfüggő kapacitások arányának növekedésével egyre nagyobb szabályozó és tározó teljesítményre van szükség. 10.4. táblázat [9.12] Szélerőművek beépített teljesítménye Hálózatfejlesztés költsége Helyettesítő hőerőmű teljesítmény Maximális pozitív szabályozó teljesítmény Teljesítménytöbblet (export/tározós erőmű)

MW e€/MW MW/MW MW/MW MW/MW

2003 14700 0,082 0,143 0,238

2015 36000 53,4 0,058 0,197 0,403

Ebből adódik, hogy az energiapiacon felértékelődhet a tárolókapacitások értéke. Ezt jelenleg a hagyományos szemlélet szerinti üzemmenet: töltés olcsó völgyidőszaki energiával, kisütés a csúcsidőszakban feltételezése nem támasztja alá. A korábbi szokásos árarányok (csúcs/völgyidőszak: 1,6/0,6) elsősorban a napenergia hasznosítása következtében eltűntek (lásd 9.3. ábrát is). Lehetőség van azonban a korábban hagyományos erőművekkel végzett (primer, szekunder szabályozás) rendszerszintű szolgáltatások, vagy újonnan megjelenő igények (frekvenciastabilizálás) ellátására. Nagy energiamennyiség tárolására, rendszerszabályozás ellátására továbbra is a tározós erőművek tűnnek a legalkalmasabbnak (10.10. ábra), a frekvencia stabilizálására lendkerekeket, szélerőművek teljesítményének kiegyenlítésére NaS energiatárolókat is alkalmaznak. Az egyéb megoldások általában biztonsági rendszerekhez, vagy a 3.11. táblázatban felsorolt fogyasztó oldali megoldásokhoz jöhetnek szóba.

10.10. ábra Különféle energiatárolók alkalmazási területei és fajlagos költségei [9.13] (CAES Compressed air energy storage, SMES, Supraleitende magnetische Energiespeicher) A jövőbeli üzleti modell szempontjából fontos annak eldöntése, hogy a tározós erőművek, energiatárolók létesítése, üzemeltetése üzleti alapon, bárki által

330

lehetséges legyen, vagy az átvitelihálózat-üzemeltetők, elosztóhálózat-üzemeltetők hatáskörébe tartozzon. Terjed egy olyan gyakorlat, hogy az üzleti alapon működő szereplők által nem vállalt feladatok ellátására, az alállomásokra lendkerekes, akkumulátoros energiatárolókat építenek be. Hazai lehetőségek: A bevezetőben bemutattuk, hogy az európai energiapolitika a megújuló energiatermelés részarányának növelésére törekszik, így a 2020-ra kitűzött célokat továbbiak fogják követni. Erre tekintettel célszerű annak áttekintése, hogy milyen elméleti lehetőségek vannak a rendelkezésünkre álló energiaforrások hasznosítására. Az ország megújuló energia potenciálját az MTA Energetikai Bizottságának, Megújuló Energetikai Technológiák Albizottságának felkérésére elvégzett elemezések [10.14]-[10.17] alapján, a 10.5. táblázat mutatja. Eszerint a potenciál lényegesen nagyobb az ország energiaigényénél. Elméletileg tehát az igények kielégíthetők lennének teljesen megújuló forrásokból is. 10.5. táblázat [10.14]-[10.17] Területigény 2 (km ) Vízenergia (Duna, Tisza, Mura, Dráva) Biomassza Szélenergia Napenergia Geotermikus energia

Energia potenciál (PJ/év)

Teljesítőképesség (MW) ~460

203-328 37920 9027

~1000-1200 84500 405158 200-300

Villamos energia potenciál (GWh/év) ~3550 ~5000-6000 148000 486007

Miután a nagyobb vízerőművek létesítése Magyarországon társadalmilag nem elfogadott, továbbá a biomassza, illetve geotermikus potenciál elsősorban hőigények kielégítésére kerül felhasználásra, a szabályozható megújuló energiapotenciál villamosenergia-termelést szolgáló hányada 10% vagy az alatti nagyságrendben várható. Így a villamosenergia-termelésnél elsősorban időjárásfüggő megújuló energiaforrások jöhetnek szóba. Ezek közül a támogatási igényt, méretgazdaságosságot figyelembe véve háztartási, közintézményi léptékben a tetőre szerelhető napelemek, energetikai léptékben a szélerőművek jelenthetnek potenciális megoldást. A 10.1. táblázatban idézett Megújuló energia hasznosítási cselekvési terv [10.3] egy ennek megfelelő pályát vázol. 10.6. táblázat [10.9] Alapváltozat (MW) Vízerőmű Biomassza erőmű Szélerőmű Geotermikus erőmű Naperőmű Összesen

2007 51 361 69 0 0 481

Progresszív változat Vízerőmű Biomassza erőmű Szélerőmű Geotermikus erőmű Naperőmű Összesen

2007 51 361 69 0 0 481

2020 NCST 68 68 1253 645 1563 740 123 160 636 40 3643 1653 2020 69 1359 2438 165 1818 5849

331

2030 75 1941 3125 501 2273 7915

2040 89 1497 5938 845 5909 14278

2050 96 1682 8750 1564 8182 20274

2030 76 1755 4563 929 5000 12323

2040 90 2138 5938 1199 7273 16638

2050 97 2663 9688 2228 10364 25040

„Forradalmi” javaslatok: A Greenpeace progresszív Energia [Forradalom] forgatókönyve [10.9] – mint a 10.6. táblázat mutatja – már 2020-ra is a Nemzeti Cselekvési Tervben előirányzottnál lényegesen nagyobb megújuló erőmű létesítést javasol. Érdemes azt megfigyelni, hogy a jelenlegi mintegy 9000 MW beépített teljesítőképességgel szemben lényegesen nagyobb teljesítőképességet terveznek, amely nem tartalmazza az időjárásfüggő megújuló termelés hiánya esetén igénybe vehető hagyományos kapacitást, tározós erőműveket. A beruházások eredményeként – a dokumentumban részletesen ismertetett, feltételezett fajlagos beruházási és egyéb költségekkel számítva – a hazai erőművekbe jelenleg befektetett mintegy 15,2 Mrd € tőke többszörösére lenne szükség. Ennek következtében, mint a következő 10.7. táblázat mutatja, az éves költség és a villamos energia ára lényegesen megnövekedne. A számítások időpontjában a közüzemi energiadíj (17,60 Ft/kWh) mintegy 78,3 USD/MWh értékű volt, amely az intenzív megújuló program eredményeként 2020-ra 136 USD/MWh értékre növekedne, azaz csaknem megduplázódna. 10.7. táblázat Megújuló villamos energia termelés (GWh/év) Befektetett tőke (M$) Éves (CAP+O&M+F) költség (M$) Átlagos energiaköltség ($/MWh)

2020 9729 8368 1324 136

2030 19370 16968 2735 141

2040 28437 24112 3823 134

2050 40861 32842 4951 121

Ennél is komolyabb következményekkel járna a [9.18] dokumentumban Magyarországra ismertetett megújuló program. Ez az anyag a 10.11. ábra szerint lényegesen nagyobb beépített kapacitással (12,14-13,53 GW csúcsigényhez 30 GW megújuló kapacitás tartozna az ábrán megadott összetételben) tervez és a szabályozó, egyéb erőművekről nem tesz említést. Különösen feltűnő, hogy a 10.5. táblázatban szereplő, közismert geotermikus energiapotenciál többszörösét tervezik. A 92-94 Mrd $ nagyságrendű beruházási költségek is csak a megújuló kapacitásokra vonatkoznak. A javaslat szerint a befektetett tőke a jelenleginek mintegy 4-5-szöröse lenne és csak a tőkeköltség csaknem kétszerese a jelenlegi országos villanyszámla összegének. A megfizethetőségről, működőképességről a dokumentum nem tesz említést. 100 % megújuló Magyarországon 35000

94 Mrd $

92 Mrd $

Installed capacity (MW)

30000 Wind

25000

Solar PV

20000

Hydro Biomass

15000

12,14 GW Geothermal

13,53 GW 10000

Gas

5000 0 2050 LG

2050 HG

Tőkeköltség: 2163 Mrd Ft/év

2112 Mrd Ft/év

10.11. ábra Greenpeace program hatása Greenpeace, Battle of the Grids, Report 2011. (Energynautics GmbH.) ([10.18] alapján, LG kisebb, HG nagyobb európai hálózatfejlesztésre vonatkozik)

332

A dokumentumokat annak bemutatására ismertettük, hogy szakmai köntösbe ágyazva milyen színvonalú, politikusokat befolyásoló anyagok jelennek meg, és felhívjuk a figyelmet arra, hogy a technika, gazdaság világában nincsenek csodák, sok mindent el lehet képzelni, meg is lehet valósítani, de valakinek a számlát a végén mindig ki kell fizetni. Számos dokumentum az összeállítók gazdasági hátterének erősítésére szolgál. Nemzeti cselekvési terv gazdasági hatása: A megújuló energiák villamosenergiatermelésre történő felhasználása jelenleg a fogyasztói költségek növekedésével jár. Ebből a szempontból azon technológiák alkalmazását célszerű előnyben részesíteni, amelyek a legkisebb fogyasztói költségnövekedést eredményezik. A fogyasztói költségeket elsősorban beruházási feltételek alakulása és ezen keresztül a beruházási költségek befolyásolják. Nyilvánvaló, hogy a befektetők számára bármilyen kötelező átvételi rendszer csak akkor lehet vonzó, ha a várható árak a kockázatokkal arányos megtérülést valószínűsítenek. 130

Kezdeti átvételi ár (Ft/kWh)

120

A

B

110 100 90 80 70 60 50 40 30 20

Fás biomassza erőmű

Lágyszárú biomassza erőmű

Napelem

Szélerőmű

Üzemanyag cella, kapcsolt

Biometán

Hulladékégetés

Iszapgáz motor

Depónia gáz motor

> 5MW

Vízerőmű

Fagáz erőmű, kapcsolt

0,5-5MW

> 5MW

Geotermikus erőmű

< 0,5MW

< 2MW

2-5MW

> 3MW, tárolóval

< 3MW, tárolóval

< 3MW

> 3MW, telep

> 500kW

> 2,5MW

Biogáz erőmű

50-500kW

0,9-2,5MW

< 0,5MW

0,5-0,9MW

<5MW, kapcsolt

5-10 MW, kapcsolt

< 5MW

> 10MW, kapcsolt

5-10 MW

<5MW, kapcsolt

5-10 MW, kapcsolt

< 5MW

> 10MW, kapcsolt

0

5-10 MW

10

Egyéb erőművek

10.12. ábra Különböző technológiák kezdeti átvételi ára [10.21] (2012-es árszint, A: GKI WACC, B: GREEN-X WACC) A Megújuló energia hasznosítási cselekvési terv [10.3] megvalósítása, gazdasági hatásainak elemezése érdekében több elemzés készült, az indokolt átvételi árak meghatározására. Ezek mindegyike az úgynevezett GREEN-X modellt [10.19] használta. A szabályozó hatóság megbízásából készített [10.20] alapváltozatot a későbbi elemzések elsősorban a WACC súlyozott tőkeköltség szempontjából pontosították. Míg a GREEN-X modell (30% saját tőke/70% hitel arány feltételezésével) 7,83% reálszintű (adózás utáni) súlyozott tőkeköltséggel számolt, addig a GKI [10.21] nagyobb kockázati prémium feltételezésével 11,51 (nagyvállalat)-13,53 (KKV) százalék, reálszintű súlyozott tőkeköltséget tartott reálisabbnak. Az ezek feltételezésével az egyes technológiákra kiadódott, kezdeti átvételi árakat, 2012-es árszinten a 10.12. ábra mutatja. Javasolt ezek összevetése a 10.2. táblázatban összefoglalt hatályos átvételi árakkal. A cselekvési terv végrehajtása jelentős fogyasztói költségnövekedéssel járna (10.13. ábra), így az előzőek alapján új, megújuló támogatási rendszer (gyakorlati

333

szóhasználattal METÁR) bevezetésére még nem került sor. Ez előnyös lehet abból a szempontból, hogy a technológiák fajlagos költségeinek csökkenése (és az egyéb kedvező változások is) csökkenthetik a támogatási igényt. Göngyölt támogatás (MFt/év)

250000

NCST A NCST B

200000

150000

100000

50000

0 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Év

10.13. ábra Fogyasztói költségek növekedése [10.21] Aktuális helyzet: A csak megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek beépített teljesítményét [10.22] alapján a 1.2. táblázat mutatja. A biomassza sorban nem szerepelnek azok a hagyományos erőművek, amelyek más tüzelőanyaggal vegyesen tüzelnek biomasszát. A megújuló erőművek értékesítése és a támogatott átvétel közelmúltbeli alakulása a 10.14. ábrán látható [10.23]. A két mennyiség közötti különbség abból adódik, hogy a biomasszát felhasználó erőműveknek csak egy része tartozik a kötelező átvétel körébe és a hulladéktüzelésű erőmű sem részesül támogatásban.

10.14. ábra Megújuló erőművekből kiadott és kötelezően átvett villamos energia [10.23] A 10.14. ábra a megújuló források felhasználásával történő villamosenergia-termelés csökkenését jelzi. Ennek oka az új támogatási rendszer bevezetésének, így új megújuló erőművek üzembelépésének elmaradása mellett a vegyes tüzelésű

334

erőművek egy részének leállítása, illetve a rönkfa tüzelési célokra történő felhasználásának csökkenése [10.23]. A támogatott átvételre a MAVIR ZRt. által működtetett kötelező átvételi (KÁT) mérlegkörben kerül sor. A termelők kötelesek, havi menetrenddel a következő havi, illetve zónaidős bontású termelési tervvel, a következő hónapot követő 12 hónapra feltételezett termelésüket havonta bejelenteni [10.24]. A következő havi menetrend napi bejelentésekkel pontosítható. A napi menetrendekhez kapcsolódó kötelezettségek az egyéb erőművekével azonosak. A KÁT mérlegkör által befogadott villamosenergia továbbértékesítése felhasználókat107 is magukba foglaló mérlegkörök felé a fogyasztói értékesítésekkel arányosan (jelenleg zsinór menetrendekkel), illetve a villamos energia tőzsdén (a zsinór értékesítések feletti mennyiség) történik. A zsinór menetrenddel történő értékesítés nagyságát úgy kell megállapítani, hogy az biztonságosan teljesíthető legyen. Így ily módon csak a jól tervezhető erőművek termelése (az átvétel 40-60%-a) kerülhet továbbértékesítésre, a tőzsdén pedig az előbbi erőművek változó többletét és az időjárásfüggő erőművek termelését értékesíti a KÁT mérlegkör. A mérlegkör felelősök által, az általuk átvett megújuló villamos energia mennyiség után, fizetendő díj a KÁT mérlegkör által különböző forrásokból átvett megújuló termelés átlagos költsége alapján, a tőzsdei értékesítés bevételének, valamint a KÁT mérlegkör működési költségeinek figyelembevételével adódik. Így a továbbértékesítés ára a megújuló termelés összetételétől, tőzsdei értékesítés árától, működési költségektől függően változhat. A megújuló erőművek, menetrendi eltérések miatti kiegyenlítő energia költségekkel, korrigált átvételi ára és a tőzsdei értékesítési ár különbsége az előbbiekben említett, piaci ár feletti (átvételi árral felülről behatárolt, változó értékű) prémiumnak tekinthető.

Szélerőművek 3. 60

Teljesítményváltozás (MW)

40

20

0

1

337

673

1009

1345

1681

2017

2353

2689

-20

-40

Negyedórás változás -60

Január Fel

Le

Február Fel

Le

Március Fel

Le

Április Fel

Le

Május Fel

Le

Június Fel

Le

Július Fel

Le

Negyedórás

40

-40

52

-29

62

-59

79

-67

63

-58

76

-78

77

-59

Félórás

55

-73

67

-56

92

-83

112

-112

125

-83

132

-111

95

-104

Órás

104

-103

103

-94

111

-112

137

-120

146

-128

137

-127

103

-124

Tény-Terv

136

-86

128

-100

169

-114

96

-142

147

-146

134

-147

142

-130

10.15. ábra Szélerőmű teljesítmények változása (2011.) 107

A könyv összeállításának idején hatályos szabályozás alapján, az egyetemes szolgáltatók és a kerekedők által értékesített villamos energia jogszabályoknak megfelelő hányada is mentesül kötelező átvétel alól. Így, más országok gyakorlatától eltérően, a hazai háztartási fogyasztók nem vesznek részt a megújuló források hasznosításával együtt járó többletköltségek megtérítésében.

335

Szabályozási igény növekedése: A 9.10. ábrával, 10.4. táblázattal összefüggésben már utaltunk az időjárásfüggő erőművek miatti szabályozási igények növekedésére. A jelenlegi nagyságrendek jellemzésére a hazai szélerőművek (beépített teljesítőképesség: ~330 MW), 2011 hét első hónapjában megfigyelt működését, menetrend bejelentéseik beválási pontosságát (10.15. ábra), illetve a 2012. évi értékesítési tartamdiagramjukat (10.16. ábra) mutatjuk be. Utóbbi adatok alapján a csúcsteljesítmény időpontjában a rendelkezésre állás 96,2% volt, a csúcskihasználási óraszám pedig 2324 h/év értékre adódott. 350

Teljesítmény (MW)

300 250 200 150 100 50 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Kihasználási óraszám (h/év)

10.16. ábra Hazai szélerőművek 2012. évi tartamdiagramja A fotovillamos naperőművek termelése – bár a kihasználási óraszám átlagosan csak 1390 órára becsülhető [10.14] – a szélerőművekhez viszonyítva jobban tervezhető, további kedvező jellemzője, hogy a csúcstermelés a nagyobb energiaigényű időszakokra esik. Gondok túlzottan nagy termelés esetén jelentkezhetnek, ezek megfelelő nagyságú szabályozott fogyasztással (például elektromos autó akkumulátorok töltése), vagy más energiatárolással kezelhetők lesznek. 10.2. Kapcsolt villamosenergia-termelés Az energiahatékonyság javításának fontos eleme az energiatermelés hatásfokának növelése és ezzel a primer energiafelhasználás csökkentése. Az energiahatékonyságra vonatkozó uniós irányelv [10.25] ebben fontos szerepet szán a kapcsolt villamosenergia-termelésnek is. Többek között előírja: (az atomerőműveket, csúcserőműveket kivéve) a 20 MW bemenő hőteljesítmény feletti erőművek hőértékesítési lehetőségeinek (nagyobb távolságú hőszállítást is mérlegelő) vizsgálatát, kapcsolt energiatermelő berendezésként történő működtethetőségének megteremtését, a kapcsolt fűtés-hűtés lehetőségének költség-haszon elemzését, a kapcsolt hőtermelés előnyben részesítését a kizárólagos hőtermeléssel szemben. Így a szabályozás alapján a kapcsolt energiatermelés jövőbeli arányának növekedésére lehetne számítani, a hagyományos erőművek piacról történő kiszorulása, változó, gyakran kiszámíthatatlan üzemmódja azonban kérdésessé teszi a kitűzött cél (távfűtésbe, távhűtésbe történő bevonásuk) megvalósítását. A költség haszon elemzés elvégzésére az irányelv részletes útmutatást ad. A szabályozás [10.25] alapján a kapcsoltan termelt villamosenergia-mennyiség a generátorkapcson mért éves villamosenergia-termelés, ha: • ellennyomású gőzturbina, gázturbinás erőmű, belső égésű motor, mikro turbina, Stirling-motor, üzemanyag-cella alkalmazása esetén az éves összhatásfok legalább 75 %, 336

•

kombinált ciklusú gázturbinás erőmű, kondenzációs (elvételes) gőzturbina alkalmazása esetén legalább 80 %.

megcsapolásos

Azoknál a kapcsolt energiatermelésű berendezéseknél, amelyeknél az évi átlagos hatásfok az előbbi értékek alatt van, a kapcsolt villamosenergia-termelést az qE CHP   qQ

10.3

képlettel kell kiszámítani, ahol qE CHP kapcsolt energiatermelésből származó villamos energia mennyisége, a teljes hőtermelésből a külön kazánokban termelt vagy frissgőzből redukálást követően kiadott hőt levonva [MWh/év], kapcsolt energiatermelésből származó hő [MWh/év], qQ



kapcsolt energiatermelés energiaaránya ([10.25] szerint energia/hő aránya) [MWh/MWh], értékének a tényleges villamos/hő energia arányon kell alapulni. Amennyiben számértéke ismeretlen, a 10.8. táblázatban szereplő értékek alkalmazhatók, feltéve, hogy a kapcsolt villamosenergia-termelés nem nagyobb az összes villamosenergia-termelésnél. 10.8. táblázat [10.25]



Gép típus Gázturbinás erőmű kombinált ciklussal Ellennyomású gőzturbina Kondenzációs megcsapolásos gőzturbina Gázturbinás erőmű Belső égésű motor

(elvételes)

irányértéke 0,95 0,45 0,45 0,55 0,75

Nagy hatásfokú kapcsolt energiatermelés: A [10.25] alapján egy kapcsolt energiatermelés akkor minősül nagy hatásfokúnak, amennyiben a külön hőtermelésre, illetve külön villamosenergia-termelésre vonatkozó referenciaértékekhez képest: • új egységeknél a primerenergia-megtakarításnak legalább a 10%-ot, • meglévő egységeknél a primerenergia-megtakarítás legalább az 5%-ot eléri. A primerenergia-megtakarítást biztosító kis- (1 MW villamos teljesítmény alatti) és mikro méretű (50 kW villamos teljesítmény alatti) kapcsolt energiatermelő egységek termelése nagy hatásfokú kapcsolt energiatermelésnek minősíthető. A primerenergia-megtakarítást a következő képlettel kell meghatározni:     1 PES  1   * 100% CHPQ  CHPE      RQ RE 

10.4

ahol: PES CHPQ

a primerenergia-megtakarítás [%], a kapcsolt energiatermelés hőtermelési hatásfoka [%], ( CHPQ = Q )

RQ

a külön hőtermelés hatásfokának referenciaértéke [%],

337

CHPE

RE

a kapcsolt energiatermelésből származó villamosenergia-termelés hatásfoka [%],( CHPE =  E ) a külön villamosenergia-termelés hatásfokának referenciaértéke [%].

Az RQ és RE referenciaértékek felvételénél, azonos tüzelőanyag-kategóriát, tüzelőanyag minőséget, a kapcsolt egység építésének évében a piacon elérhető legjobb és gazdaságilag indokolható technológiát kell figyelembe venni, az éghajlati eltérések beszámításával [10.25]. Miután a hagyományos berendezések hatásfoka is folyamatosan javul, új berendezéseknél idővel egyre csökken a kimutatható primer energia megtakarítás. A bizottságnak 2014 végéig kell a korábban elfogadott [10.26] referenciaértékeket felülvizsgálni.

Primer energia megtakarítás

40%

55% 65% 75% 85%

35% 30%

60% 70% 80%

25%

Gázmotorok 20% 15% 10%

Újpest

Kispest 5%

Kelenföld 0% 5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

Hőtermelés hatásfoka (%)

10.17. ábra Primer energiahordozó megtakarítás 50% hatásfokú erőművel és 90%

hatásfokú hőszolgáltató kazánnal összehasonlítva, a hőtermelés hatásfoka és a kapcsolt energiatermelés mennyiségi hatásfoka függvényében Az előbbi módszer illusztrálására, Stróbl úr korábbi számításait [10.27] felhasználva, a berendezések építésének idején jellemző 50% erőmű hatásfokot, 90 % hőtermelési hatásfokot feltételezve, a 10.17. ábrába berajzoltuk a budapesti távfűtő erőművek 2008. évi üzemére jellemző primer energia megtakarításokat. Jelöltük a gázmotoros kapcsolt erőművek jellemző primer energia megtakarítási tartományát is. Az erőművekre jellemző, akkori értékek alapján csak az újpesti erőmű minősült volna nagy hatékonyságú kapcsolt energiatermelésnek. Az is megállapítható, hogy a gázmotorok többsége jelentős primer energia megtakarítást eredményezhetett. Kapcsolt termelés fenntarthatósága: A kapcsolt energiatermelés gazdasági kérdéseit [10.28] részletesen elemzi, kitérve egyebek mellett a kapcsolt energiatermelés gazdaságosságára, árbevételi jelleggörbéjére, üzletpolitikájára, fogyasztói hőár-kedvezményre is. A jelenlegi piaci környezetben a kapcsolt energiatermelő berendezések is egyre inkább változó feltételrendszerben működnek, egyik vagy mindkét termék más termékekkel versenyez. Emiatt indokolt, hogy a szakmai alapok felhasználásával, a legalapvetőbb gazdasági kérdéseket, vázlatosan, üzleti szempontból is átismételjük. A kapcsolt erőművek bevételének − a tartósan fenntartható működés érdekében − liberalizált piaci körülmények között is el kell érni vagy meg kell haladni a költségeket. C  C fix  Cvar  qQ PQ  qE PE  qQ ( PQ   PE )

ahol 338

10.5

C C fix

kapcsolt energiatermelő összes költsége [€/év], kapcsolt energiatermelő állandó költségei [€/év],

Cvar qQ

kapcsolt energiatermelő változó költségei [€/év], kapcsolt energiatermelő hőértékesítése [MWh/év],

qE PQ

kapcsolt energiatermelő villamos energia értékesítése [MWh/év], az értékesített hőenergia éves átlagos ára, ab kapcsolt erőmű [€/MWh],

PE 

az értékesített villamos energia éves átlagos ára, ab kapcsolt erőmű [€/MWh], kapcsolt energiatermelés energiaaránya [MWh/MWh],   qE / qQ , feltételezve, hogy az egyszerűség kedvéért csak tisztán kapcsolt energiatermelésről van szó, amely a projekt formában megvalósított gázmotoros, kis gázturbinás erőművek többségénél teljesül. PQ C qQ Költségeket fedező működési tartomány

Veszteséges működési tartomány

C

PE

 qQ

10.18. ábra Kapcsolt energiatermelés megtérülési jelleggörbéje Az előbbi 10.5 egyenlet átrendezésével levezethető a megtérülési (gazdasági) jelleggörbe (10.18. ábra) egyenlete [10.28]:

C   PE  PQ 10.6 qQ Amennyiben az átlagos árak által meghatározott pont a megtérülési jelleggörbe alatt, a piros mezőben van, a működés veszteséges. Önfinanszírozó működés csak a megtérülési jelleggörbe feletti működési pontok esetén lehetséges. A jelleggörbe, versenypiaci körülmények között, nem az árak megállapítására irányadó határvonalat, hanem a fenntartható működőképesség határát jelenti. Ha a piaci árak átlaga által meghatározott pont nem kerül a határvonal fölé, a társaság a veszteséges kapcsolt energiatermelés következtében csak a hitelezők türelmétől függő ideig lesz működtethető. Az összes költségek megtérítésének igénye mellett folyamatosan felvetődhet, hogy érdemes-e az erőművet üzemeltetni, fedezik-e az aktuális piaci árak legalább a változó költségeket. Ez akkor teljesül, ha Cvar  qQ ( PQ   PE )

10.7

C 1 PE   var  PQ   q   Q 

10.8

átrendezve

339

Figyelembe véve a kapcsolt energiatermelés Q  primerenergia hasznosítást kifejező C 

qQ  qE qta

qQ qta

termikus részhatásfokát,

mennyiségi hatásfokát, továbbá a

1 C , összefüggést 1 [10.28], valamint hogy Cvar  qta ( Pta  P ) , az aktuális (ab erőmű számított) PE [€/MWh] villamos energia piaci árra a következő feltételnek kell teljesülni:  ( 1   )( Pta  P ) 1 PE    PQ  10.9   C   Előbbi képletekben Cvar kapcsolt energiatermelő változó költségei [€/h], hőkiadásra vonatkozó fajlagos hőfogyasztás ( qta  qQ / Q , [10.28]) qta termikus részhatásfok és a mennyiségi hatásfok közötti Q 

Pta P PQ

[MWh/MWh], tüzelőanyag hőára [€/MWh], egyéb változó költségek (például ETS kvótaár, változó O&M stb) tüzelőanyag hőmennyiségre vonatkoztatott fajlagos értéke [€/MWh], az értékesítendő hőenergia aktuális ára, ab kapcsolt erőmű [€/MWh].

Amennyiben a várható bevétel nem éri el az előbbi értéket, az üzemeltető kénytelen leállítani a berendezést, vagy nem érdemes elindítani azt. KPMG által [10.29] 1 MW teljesítményű gázmotorra elvégzett számítás eredményét mutatja a 10.19. ábra. A rövidebb méretvonal a működésben tartáshoz, a hosszabb méretvonal az önfenntartó működéshez hiányzó árbevétel nagyságát jelzi a példabeli esetben.

Költség/árbevétel (Ft/kWh)

40

Árbevétel fedezeti ponthoz

35

Hiányzó árbevétel

Leállítási határ

30 25

Hőenergia árbevétel Villamos energia árbevétel

20

Állandó költség Változó O&M költség

15

Tüzelőanyag költség

10 5 0

Költségek

Bevételek

10.19. ábra Fedezeti pont, leállítási határ [10.29] Kapcsolt energiatermelés támogatása: Liberalizált körülmények között a kapcsolt energiatermelőknek is a villamos energia és hő piacról kellene fedezni a költségeiket. Piacra lépésük elősegítése azonban indokolt, mivel villamosenergia-termelésük a hőigényektől függ, így olyan időszakokban is működniük kell, amikor más források olcsóbban elégítenék ki az igényeket. Ilyen esetben a hiányzó bevételt támogatással kell pótolni. Létesítésük és üzemeltetésük támogatását (amelyet − a megújuló forrásokból előállított energia támogatására vonatkozó iránymutatás alkalmazásával − a Bizottság nagy hatékonyságú berendezések esetén a következő időszakra is megengedhetőnek tart [10.6]) a piaci árakban nem tükröződő, externális költségek csökkenése is indokolhatja.

340

A támogatást, számos esetben, a létesítmények hagyományos erőműveknél lényegesen kisebb méreteiből adódó fajlagos beruházási költségtöbblet teszi szükségessé. Gyakran a hőigényekhez képest túlméretezett, esetenként elhanyagolt állapotú, nagy veszteségekkel jellemezhető infrastruktúra is jelentős költségnövekedést eredményez. A hazai képhez az is hozzátartozik, hogy a távfűtött lakásokban élők jelentős része, kellő jövedelem hiányában, a tényleges fűtési költségeket ki sem tudná fizetni. A támogatásra hazánkban − 2011 közepéig − a kapcsolt erőműveknél is szabályozott árú kötelező átvétel keretében került sor. 2012. július 1-től a kapcsolt erőműveknek a villamos energiát versenypiacon kell értékesíteni. A hőértékesítés a lekötött hőteljesítmény [MW], illetve értékesített hő [GJ] értékesítői díjának rendeleti megállapításával [10.30] hatósági áron történik. A támogatás a távhőszolgáltatáshoz kapcsolódik. Ennek forrását az átvitelirendszer-üzemeltető kapcsolt termelésszerkezet-átalakítás támogatása céljából létrehozott, elkülönített számláján kezelt, kötelező befizetésből származó pénzeszközök biztosítják [10.31]. A számlára a befizetéseket a viszonteladók, illetve a nagykereskedelmi piacon beszerző fogyasztók − a MAVIR ZRt. által kiállított számla [10.32] alapján − teljesítik, így a kapcsolt hőszolgáltatás támogatásában, közvetlenül vagy közvetetten, minden fogyasztó részt vesz. Az elkülönített alapból kifizetés a távhőszolgáltatási támogatásról szóló rendelet [10.33] alapján a távhőszolgáltatók, illetve a rendeletben meghatározott intézmények (kapcsolt energiatermelő berendezéseket üzemeltető kórházak) részére, a lakossági hőértékesítés, illetve saját hőfelhasználás [GJ] alapján, a rendeletben megállapított fajlagos támogatás [Ft/GJ] figyelembevételével, havonta, igénybejelentésre történhet.

Átlagos díj (Ft/GJ)

9000 Bakonyi Erőmű

Vértesi Erőmű

8000

Csepeli Erőmű Pécsi Erőmű

Kelenföldi Erőmű Dunamenti Erőmű

7000

Tatabányai Erőmű

Székesfehérvár

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Lekötött teljesítmény kihasználása (h/év)

10.20. ábra Átlagos díj, [10.30] alapján A kapcsolt erőművek támogatásának megítélésére, [10.30] alapján, a 10.20. ábrán, a nagyobb, kapcsoltan is termelő erőművek mellett, a tatabányai és székesfehérvári kapcsolt termelés átlagos díjait is ábrázoltuk. Az ábra alapján − a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal honlapján hozzáférhető, 3014 Ft/GJ, 2013. évi földgáz értékesítési átlagárat figyelembe véve − a termelők három kategóriába oszthatónak tűnnek. Földgáz átlagár alatt értékesítő termelők (ábrán Vértesi, Csepeli Erőmű), átlagár közelében értékesítő termelők (ábrán Bakonyi, Pécsi, Kelenföldi, Dunamenti Erőmű) és jelentősen az átlagár felett értékesítő termelők (Tatabányai

341

Erőmű, Székesfehérvár). Felvetődhet, hogy az értékesítési díjak megállapítására a [10.28]-ban ismertetett költségelemzés alapján került-e sor. A [10.30] rendelet a könyv szerinti bruttó eszközértékre vonatkoztatott 2%-os nyereségkorlátot rögzít. Megújuló energiaforrást hasznosító, vagy nagy hatásfokú [10.25] kapcsolt energiatermelő berendezések üzembe helyezése esetén a nyereségkorlát 4,5%. A nyereségkorlát feletti többletnyereséget a hőtermelőnek a tőle vásárló hőszolgáltató részére át kell adni kivéve, ha a többletnyereséget a rendeletben szabályozott beruházásokra fordította, illetve kívánja fordítani. Ilyen nyereségkorlátok (és a 10.11. ábrához kapcsolódóan említett WACC értékek) mellett kérdéses az energiahatékonysági irányelvvel elérni kívánt célok teljesítése, a lehetséges kapcsolt energiatermelési potenciál kihasználása. Az intenzív megújuló erőműfejlesztés következtében csökkenő piaci árak, a kapcsolt erőművek villamosenergia-piaci bevételeit is csökkentik. A rentabilitás megőrzésére folyamatosan növelni kellene a hőárakat és a támogatást, amelynek korlátai vannak. Kiutat a kisebb erőművek virtuális erőművé történő szerveződése, ily módon a hiányzó energiapiaci bevétel rendszerszintű szolgáltatások értékesítésével való pótlása, illetve hőtárolók beépítésével a villamosenergia-értékesítés hőigényektől történő függetlenítése jelenthet. A legfontosabb azonban a kettős piac mielőbbi teljes megszüntetése, a megújuló erőművek mielőbbi teljeskörű energiapiacra terelése lenne.

Irodalom 10.1 10.2

10.3 10.4

10.5

10.6

10.7

10.8

Éghajlat- és energiapolitikai keret a 2020–2030-as időszakra, A Bizottság Közleménye, COM(2014) 15 final. Brüsszel, 2014.1.22. Az európai Parlament és Tanács 2009/28/EK irányelve (2009. április 23.) a megújuló forrásokból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről (OJ L 140, 2009.6.5., p. 16–62) Megújuló energia, Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Terve 2010–2020, http://www.kormany.hu/download/2/b9/30000/ EURELECTRIC WG Renewables & Distributed Generation: A Quantitative Assessment of Direct Support Schemes for Renewables 1st Edition, January 2004, Ref: 2003-030-0741, http://www.eurelectric.org M. Ragwitz: EU Renewable energy support schemes - Status quo and need for reform -Fraunhofer-Institute for Systems and Innovation Research ISI, Workshop in preparation of Commission review of EU Guidelines on State Aid for Environmental Protection, 12.04.2013, Brussels, Communication from the Commission, Guidelines on State aid for environmental protection and energy 2014-2020, {SWD(2014) 139}, {SWD(2014) 140}, C(2014) 2322/3 389/2007. (XII. 23.) Korm. Rendelet a megújuló energiaforrásból vagy hulladékból nyert energiával termelt villamos energia, valamint a kapcsoltan termelt villamos energia kötelező átvételéről és átvételi áráról Communication from the Commission, The support of electricity from renewable energy sources, Brüsszel, 2005, COM (2005) 627 final.

342

10.9

10.10 10.11 10.12

10.13 10.14 10.15

10.16 10.17 10.18 10.19 10.20

10.21

10.22

10.23 10.24

10.25

10.26

Progresszív Energia [Forradalom], magyarországi energiapolitikai forgatókönyv, 2. kiadás, 2011, EREC (European Renewable Energy Council), Greenpeace International, 2011. november Renewable Power Generation Costs in 2012: An Overview, IRENA (International Renewable Energy Agency) Report, www.irena.org Dallos Gy: Locked in the Past, Why Europe’s Big Energy Companies Fear Change, Greenpeace, February 2014 dena-Netzstudie I. Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020, Februar 2005 (dena: Deutsche Energie-Agentur GmbH, Köln) VGB, ZAHLEN UND FAKTEN STROMERZEUGUNG 2013|2014 Pálfy M.: Magyarország szoláris fotovillamos energetikai potenciálja, Energiagazdálkodás 45. évf. 2004. 6. sz., 7-10. old. Lakatos K., Ötvös P., Kullmann L.: A hazai vízerő potenciál elméleti és reális értékének közelítő meghatározása, Energiagazdálkodás 45. évf. 2004. 6. sz., 11-15. old. Marosvölgyi B.: Magyarország biomassza-energetikai potenciálja, Energiagazdálkodás 45. évf. 2004. 6. sz., 16-19. old. Hunyár M., Tar K., Tóth P.: Magyarország szélenergia potenciálja, Energiagazdálkodás 45. évf. 2004. 6. sz., 20-25. old. Battle of the Grids, Report 2011, Greenpeace International, GPI Project number 343, www.greenpeace.org Short characterisation of the model Green-X; Huber et al. (2004): Final report of the project; Green-X, www.green-x.at JAVASLAT A MAGYARORSZÁGI KÁT – Kötelező Átvételi Tarifa – RENDSZER GREEN-X ALAPÚ ÁTALAKÍTÁSÁRA 2011–12 évre, a PYLON Kft. és munkacsoportja, Témafelelős: Dr. Unk Jánosné , Budapest, 2011. március A megújuló energia hasznosítási cselekvési terv hatásai a hazai villamos energia piacra, GKI Gazdaságkutató és Tanácsadó Kft., Energiapolitikai Füzetek XXIV. szám, Budapest, 2011 december A magyar villamosenergia-rendszer (VER) 2012. évi statisztikai adatai, http://www.mavir.hu/web/mavir/a-magyar-villamosenergia-rendszerstatisztikai-adatai Dr. Stróbl A.: A magyarországi villamosenergia-ellátás előző évi változásainak elemzése, Tanulmány, Budapest, 2013. április 30. A nemzeti fejlesztési miniszter 63/2013. (X. 29.) NFM rendelete az átvételi kötelezettség alá eső villamos energiának az átviteli rendszerirányító által történő szétosztásáról és a szétosztás során alkalmazható árak meghatározásának módjáról, MAGYAR KÖZLÖNY 2013. évi 178. szám, 79584-79589 old. AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS 2012/27/EU IRÁNYELVE (2012. október 25.) az energiahatékonyságról, a 2009/125/EK és a 2010/30/EU irányelv módosításáról, valamint a 2004/8/EK és a 2006/32/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről (OJ L315, 2012.11.14. p. 1-56) Commission Implementing Decision of 19 December 2011 establishing harmonised efficiency reference values for separate production of electricity and heat in application of Directive 2004/8/EC of the European Parliament and of the Council and repealing Commission Decision 2007/74/EC (2011/877/EU), (OJ L 343, 23.11.2011, p. 91-96)

343

10.27 Dr. Stróbl A.: Gondolatok a kapcsolt energiatermelés európai pontosításáról és a magyarországi változtatási lehetőségekről, Hatástanulmány, Budapest, 2009. november 10. 10.28 Büki G.: Kapcsolt energiatermelés, Műegyetemi Kiadó, 2007, Budapest 10.29 The current situation and possible future of cogeneration in Hungary, KPMG Energy and Utilities Advisory előadás COGEN HUNGARY (MKET), 2010 10.30 50/2011. (IX. 30.) NFM rendelet a távhőszolgáltatónak értékesített távhő árának, valamint a lakossági felhasználónak és a külön kezelt intézménynek nyújtott távhőszolgáltatás díjának megállapításáról 10.31 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról 10.32 273/2007. (X. 19.) Korm. Rendelet a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény egyes rendelkezéseinek végrehajtásáról 10.33 51/2011. (IX. 30.) NFM rendelet a távhőszolgáltatás támogatásáról,

344

BME Gépészmérnöki Kar Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék VILLAMOSENERGIA-PIACOK Szerzői jog © Gerse Károly, 2014

Kiadta a BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszéke Felelős kiadó: Gróf Gyula tanszékvezető Cím: 1111 Budapest, Műegyetem rkp. 3. D. ép. 208. Telefon: 463-2613, fax: 463-1762 www.energia.bme.hu

Készült az EFO Kiadó és Nyomda Kft.-ben. A kiadásért felelős az EFO Kiadó és Nyomda Kft. ügyvezető igazgatója. http://efonyomda.hu Százhalombatta, 2014.