Jelentés az energiapiacokról 2014. évi I. szám · Jelentés az energiapiacokról 2014. évi I. szám ... e

REGIONÁLISENERGIAGAZDASÁGIKUTATÓKÖZPONT

J E L E N T É S A Z

E N E RGI A -PIACOKRÓL

2014. ÉVI I. SZÁM

Oktatás� Energiagazdálkodási szak-

közgazdász akkreditált má-soddiplomás képzés

� ERRA nyári egyetem

� Szabályozói kurzusok

� Árszabályozási kurzusok

� Vi l lamosenergia-piaci trénin-gek

� Piacmonitoring

� Gázpiaci kurzusok

� Alkalmi, vál la lati képzésekegyedi igények alapján

KutatásFő kutatási területünk a kelet-közép- és a délkelet-európai régió

� Regionál is vi l lamosenergia-és gázármodel lezés

� CO2-kvótakiosztás és -keres-kedelem

� M egújuló erőforrások támo-gatása és piacai

� El látásbiztonság

� Piaci belépési és kereske-delmi korlátok

� Szolgáltatóváltás

Tanácsadás� Ár-előrejelzés és országta-

nulmányok a beruházásidöntések előkészítéséhez

� N agyfogyasztói tanácsadásaz energiastratégia kialakítá-sához a l iberal izált piacon

� Árszabályozási tanácsadás aszabályozó hatóságok és a e-nergiaszolgáltató cégek ré-szére

� Konzultáció és tanácsadásrend szerirányítók részére, azúj piaci kihívások kezelésére

� Stratégiai dokumentumokháttértanulmányainak elké-szítése

A Regionál is Energiagazd asági Ku tatóközpont (REKK) cél ja az ü zleti és környezeti szempontból is fenntarthatóenergiapiacok kialakításához való szakértői hozzájárulás. Széles körű kutatási , tanácsadási és oktatási tevékeny-séget végzünk a vi l lamosenergia-, gáz- és szén-dioxid-piacok területén, i l letve a vízgazdaság kérdéseiben 2004óta. Elemzéseink a szabályozói intézkedések hatásainak vizsgálatától az egyedi vál lalati beruházási döntés-elő-készítésig terjednek.

A piacnyitás következtében ma már az energiapiacok nem elemezhetők a regionál is környezet figyelembevételenélkül . A kelet-közép- és délkelet-európai régió piaci helyzetét és fej leményeit folyamatosan figyel jük. A régiósés az európai áramárak előrejelzésére egész Európára kiterjedő regionál is vi l lamosenergia-piaci model lt építet-tünk. 201 2-ben model lezési termékpalettánkat tovább bővítettük, elsőként a Duna Régió gázpiaci model l jét,majd egy egész Európára kiterjedő gázpiaci model lt fej lesztettünk.

A REKK munkatársai iparági szabályozói tapasztalatukkal , valamint egyetemi tudományos hátterükkel az ener-giaszektort érintő kérdésekre tudományos és a piacok sajátosságait figyelembe vevő megoldásokkal szolgálnak.

Tartalom

REKK Jelentés az Energiapiacokról 2014/1

Tisztelt Olvasó!

Energiapiaci jelenté-sünk mostantól kezd-ve megújult formábanjelenik meg. Remél-jük, új külsőbe öltöz-tetett kiadványunkattovábbra is haszonnalforgatják. A jelentéstartalmával , a téma-választással , a cikkekstílusával és hosszá-val kapcsolatos észre-vételeiket, i l letve a ké-sőbbi számokban é-

rintendő témákra vonatkozó javaslataikat örömmelfogadjuk.

Első cikkünkben a második rezsicsökkentést, azonbelül a 201 3. novemberi vi l lamosenergia- és földgáz-ár-csökkentést vesszük szemügyre. A rezsicsökken-tés piaci szereplők árbevételére gyakorolt hatásam el l ett m egvizsgál ju k, hogy a hatósági árak továbbimérséklése mennyire ál l t összhangban az európaivi l lamosenergia-piaci folyamatokkal , i l letve milyenrészt vál la ltak a „másod ik körös” árcsökkentésben avi l lamosenergia-, i l letve a földgázpiacokon kiemeltpiaci pozícióban lévő nagykereskedők.

M ásodik írásunk az elmúlt évek hazai erőművi beru-házásaival foglalkozik. Arra a kérdésre keressünkválaszt, hogy a válság előtt megkezdett beruházásokbeérése, majd az egyre kedvezőtlenebb piaci kör-nyezet hatására történő erőmű leál l ítások és beru-házástörl ések összességében m il yen kapacitásm ér-leget eredményeztek. Romlott-e az el látásbiztonság,

csökkent-e a rendszer szabályozhatósága, láthatóak-e olyan jelek, melyek szabályozói beavatkozást ten-nének szükségessé?

A harmadik cikkben a megújuló támogatási rendsze-rek problémáival és az uniós reformelképzelésekkelfoglalkozu nk. A társad alom és a költségvetés teher-viselő képességét és haj landóságát meghaladó tá-mogatási igények több tagál lamban ad-hoc szabá-lyozói beavatkozásokhoz vezettek. Az Európai Bi-zottság az i lyen szabályozói anomál iák hatására201 3 novem berében nyi l vánosságra hozta a m egú -juló támogatási rendszerek megreformálását célzójavaslatait. A jogszerűség kereteit feszegető esetle-ges szabályozói megoldásokat a cseh és román bea-vatkozások példáján mutatjuk be, majd áttekintjük atámogatási rendszerek „piacosítását” és a megújulótermelők piaci integrációját célzó uniós reformel-képzelések főbb pil léreit.

A jelentést az U nió 2030-as klímapol itikai terveinekbemutatásával zárjuk. Az üvegházhatású gázok e-missziójának csökkentését célzó jelenlegi uniós sza-bályozói eszköz, a kvótakereskedelmi rendszer (ETS)évek óta jelentős túlkínálattól és alacsony áraktólszenved, így az jelenlegi formájában nem alkalmasambiciózusabb emissziócsökkentési célok elérésére.Az ETS reformjára vonatkozó korábbi elképzelésekés a 2030-ra vonatkozó csökkentési célok egységesklímavédelmi „javaslatcsomaggá” ál l tak össze. Cik-künkben ezt az Európai Bizottság által 201 4 január-jában megfogalmazott 2030-ra vonatkozó emisszió--csökkentési cél- és eszközrendszert mutatjuk be,melyet 201 4 során a tagál lamoknak végleges formá-ba kel l önteniük.

Kaderják Péter, igazgató

Tartalom

Energiapiaci folyamatokNemzetközi ártrendekHazai árampiaci helyzetképHazai gázpiaci helyzetkép

Energiapiaci elemzésekA második rezsicsökkentésErőművi beruházási tevékenység és kapa-citásmérleg Magyarországon

MűhelytanulmányokA megújuló alapú villamosenergia-terme-lés támogatási rendszereinek problémái ésaz uniós reform elképzelésekA 2030-as európai klímapolitikai tervek

Főszerkesztő:Kerekes Lajos

Szerzők:H um Antal , Kerekes Lajos, Kotek Péter,Pató Zsuzsanna, Selei Adrienn , Szabó László

Kiadja:REKK Energiapiaci Tanácsadó Kft.

A kiadvánnyal kapcsolatos további információk:Decsák ZsuzsannaTel . : (+36 1 ) 482 7073Fax: (+36 1 ) 482 7037E-mail : rekktanacsado@gmail .com

www.rekk.eu

447

1 01 5

1 8

22

4

Energiapiaci folyamatok


Nemzetközi ártrendek

201 3 negyedik negyedévében a két meghatározóenergiahordozó, az olaj és a szén ára közötti ol lónem nyílt tovább. A Brent olaj ára a negyedik ne-gyedév során hordónként 1 03-1 1 2 $-os sávban in-gadozott, az évet 1 1 0 $-nál zárta. Ezzel szemben azEEX-en kereskedett ARA szén ára al ig változott avizsgált negyedévben, a 81 -85 $-os tonnánkénti ár

körül ingadozott egészen az év utolsó hetéig, amikor87 $-os szint fölé ugrott – a 85 $ fölötti szintet azon-ban csak 201 4. január végéig volt képes megőrizni .

A határidős vi l lamos energia árának enyhe csökkenőtrendje visszatért a negyedik negyedévben: a németzsinór áram október elejétől december végéig 1 ,5 €-val 36,5 €/M Wh-ra csökkent, ez jelentős mérséklő-dést jelent az egy évvel korábbi 45 €/M Wh-s szinthez

képest. A csúcsidőszaki áram ára ha-sonló mértékben csökkent egy év alatt,

az id őszak végi 47 €/M Wh-s érték mint-egy 1 0 €-val maradt el a 201 2. decem-beritől . A gáz határidős árában a ne-gyedév során minimál is, M Wh-nként 0,5€-s csökkenést figyelhettünk meg, a TTF

éves futures ára a 201 3. évet 27 €-nálzárta.

A 201 3. decemberi lejáratú szennyezésijogok a negyedév elején 5 €/t áron cse-réltek gazdát. N ovember elejétől azon-

ban csökkenni kezd ett az EU A ára, egé-szen a 4,30 €/t szintig jutott, majd de-cember elején hirtelen újból 5 €/t-igdrágult, amely árszintet egy kisebbcsökkenést követően az év végérevisszaszerezte a termék ára.

Hazai árampiaci helyzetkép

A negyedévben a munkanap- és hő-mérsékleti hatásokkal korrigált vi l la-mosenergia-fogyasztás 1 0,0 TWh volt,amely 0,1 TWh-val , azaz mintegy 1 %-kalhaladta meg az egy évvel korábbi fo-gyasztási értéket. Ezzel egyidőben el-mondható, hogy míg októberben évesszinten 2,1 %-kal , novemberben 1 ,4%-kalnövekedett a korrigált fogyasztás, addigdecemberben 0,5%-kal csökkent.

A hazai erőművek és importforrásokértékesítési árai közötti ol ló 201 2 tava-szától szélesre nyílt, ezért az utóbbimásfél évben a hazai fogyasztás egyrenagyobb részét teszi ki az import. Aharmadik negyedévben az import ará-


A negyedik negyedévben (2013. október–december) csak kisebb változások történtek a régiós energia-piacokon. A kőolaj árában egy csökkenő szakasz után egy növekvő trenddel szembesültünk. A földgáz

ára enyhén növekedett, míg a szén ára az év utolsó negyedévében egészen az év utolsó hetéig stagnált, ek-kor pedig növekedésnek indult. A német villamosenergia-árak a negyedévben újból enyhe csökkenő ten-denciát mutattak.A gázpiacokon a tárolók töltöttsége változatlanul alacsony maradt, 29%-os szinten (1,57 milliárd m3) álltdecember végén – ez 30%-kal alacsonyabb a 2012 végén betárolt mennyiségnél.

0

20

40

60

80

100

120

140

Ár

($/t

on

na;

$/h

ord

ó )

Brent olaj,

$/hordó

ARA

szén, $/t

forrás: EEX, EIA

1 . ábra Az EEX-en kereskedett, 201 4-re szóló határidős ARA szén és a Brent nyersolajárának alakulása 201 2. júniustól 201 3. szeptember végéig

0

10

20

30

40

50

60

70

Ár

(€/M

Wh

)

EEX

zsinór

ENDEX

TTF gáz

EEX csúcs

forrás: EEX, ENDEX, Gaspool

2. ábra Az áram és földgáz 201 4. évi határidős árának alakulása 201 2. június 201 3.szeptember között

5



nya meghalad ta a 34%-ot, amely az egyévvel korábbi 1 8%-os nettó import há-nyad megduplázódását jelentette. Azimportszaldó már 201 3 első három ne-gyedévében meghaladta a tel jes 201 2.évi szintet, 201 3 egészét tekintve pedig30% fölötti importhányadot figyelhet-tünk meg, az import összesen 1 2 TWh-ttett ki az év során.

A havi határkeresztező aukciókon aszlovák importkapacitás ára októberbenmeg haladta a 4 €/M Wh-t, november-decemberben pedig az 5 €/M Wh-t. Ezzelegyidőben az osztrák metszék ára októ-berben 4 €/M Wh fölött volt, december-ben pedig meglehetősen magas, 8€/M Wh fölötti értéket mutatott (novem-berben nem került sor havi határke-resztező importkapacitás-jog kiosztásá-ra az osztrák metszéken). A 201 2-es ha-sonló időszak áraival összehasonlítva a-zonban még a 8 €-s érték sem tekinthe-tők igazán kiugró értéknek. A többi ha-tár esetében a határkeresztező kapaci-tások ára 1 €/M Wh alatt, i l letve a románhatár esetében november-december-ben kismértékben 1 €/M Wh fölött moz-gott.

A negyedévben zárultak le a 201 4. évikapacitásaukciók is. Látható, hogy azosztrák és horvát importkapacitások áratovábbra is kiemelkedően magas a töb-bi határmetszékkel összevetve. Az ex-portkapacitások esetében az osztrák,szerb és rom án irányú kapacitások áraicsökkentek, m íg a szl ovák és horvát ka-pacitásárak nem változtak számottevő-en.

Október folyamán a H UPX másnapi áraiújból távolodtak a régió többi tőzsdéinkialakuló áraktól , a hónap során átlago-san 1 3 €/M Wh-val haladta meg a ma-gyar másnapi ár a német EEX tőzsdénkialakuló árat. N ovemberben az árakszámottevően közeledtek, az árkülön-bözet átmeneti leg 2 €/M Wh-ra mérsék-lődött, decemberben azonban újabbrekordszintet, 1 6 €/M Wh-t ért el . Az áraknovemberi közeledése két irányból ismagyarázható: egyfelől a balkáni víze-rőművek magas termelési szintje, aszlovéniai Krsko atomerőmű visszakap-csolása és a szokásosnál melegebb ma-gyarországi időjárás miatti alacsonyabbbelföldi kereslet a magyar árak csökke-

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Ke

resk

ed

ett

na

pi m

en

nyis

ég

(M

t/n

ap

)

EU

A á

r (€

/tC

O2)

Ár

Mennyiség

forrás: theice

3. ábra A 201 3. decemberi szállítású CO2-kvóta árának alakulása és a kereskedett napimennyiség 201 2. szeptembertől 201 3. december végéig

3,09 3,24

3,27 3,38

3,21

3,30 3,31 3,36

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

2012/2013

szeptember

2012/2013

október

2012/2013

november

2012/2013

december

TW

h

2,12% 1,37% -0,54%4,15%

forrás: MAVIR

4. ábra A hőmérsékleti hatásoktól megtisztított és a munkanaphatásokkal korrigáltáramfogyasztás alakulása az előző év azonos időszakához képest, 201 3. október és 201 3.december között

9,90 10,10 9,35 9,62 10,07

1,78; 18% 2,14; 21,2%

3,24; 34,7%3,13; 32,5%

3,48; 34,6%

0

2

4

6

8

10

12

2012. IV. n. év 2013. I. n. év 2013. II. n. év 2013. III. n. év 2013. IV. n. év

TW

h

Hazai termelés Nettó importforrás: MAVIR

5. ábra Negyedéves hazai termelés és nettó import 201 2. IV. negyedév és 201 3. IV.negyedév között

6



nését okozta, másfelől a hidegebb né-metországi időjárás és a német szélerő-művek alacsonyabb termelése növekvőnémet árakat eredményeztek. Decem-berben azonban a német szélerőművitermelés ismét fel lendült, míg a magyarárakat növelte az osztrák-magyar ha-tárkeresztező metszéken bekövetkezettszűkület, ezáltal az EEX-H U PX árkülön-bözet jelentős mértékben növekedhe-tett. Ezt a tendenciát csak tovább fokoz-ta a M átrai Erőmű kétszeri nem terve-zett kiesése. A cseh árak a negyedévsorán továbbra is nagyon közel ál l tak anémet árakhoz, míg a román árak októ-berben és novemberben kissé alacso-nyabbak voltak az EEX áraknál , decem-berben azonban több mint 9 €-val ha-ladták meg azokat.

A nagykeresked elm i árra a m enetrend -től való eltérés költségei és a kiegyenlí-tőenergia-árak is hatással vannak. A fel-és leszabályozás elszámolt egységárát arendszerirányító a kiegyenlítéshez i-génybe vett kapacitások energiadíjai a-lapján határozza meg. Az igénybevételsorrendje a másnapi szabályozási pia-con felajánlott energiadíjak figyelembe-vételével alakul ki . A kiegyenlítő energiaelszámolásának rendszerét a M AVI R úgyalakította ki , hogy arra ösztönözze a pi-aci szereplőket, hogy az előre láthatóhiányt vagy többletet tőzsdei adásvétel-lel próbál ják orvosolni – vagyis a várha-tó hiányt ne érje meg a kiegyenlítő e-nergia piacról beszerezni , i l letve a vár-ható többletet ott értékesíteni. Ennek

nov 100 0,19

dec 100 0,27

okt 100 0,27

MW Eur/MWh

nov 500 0,28

dec 500 0,47

okt 500 0,57

MW Eur/MWh

nov 0 0,00

dec 100 8,18

okt 100 4,27

MW Eur/MWh

nov 400 0,08

dec 400 0,18

okt 400 0,07

MW Eur/MWh

nov 499 0,45

dec 500 0,53

okt 500 0,36

MW Eur/MWh

nov 604 0,46

dec 602 0,21

okt 603 0,35

MW Eur/MWh

nov 500 5,12

dec 500 5,03

okt 500 4,35

MW Eur/MWh

nov 300 0,00

dec 300 0,01

okt 174 0,00

MW Eur/MWh

nov 450 1,12

dec 445 1,09

okt 338 0,36

MW Eur/MWh

nov 343 0,09

dec 292 0,17

okt 450 0,08

MW Eur/MWh

0

10

20

30

40

50

60

Ár

(€/M

Wh

)

EEX OPCOM OTE HUPX forrás: EEX, OPCOM, OTE, HUPX

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

Ár

(Ft/

kWh

)

Negatív

kiegyenlít�

Pozitív

kiegyenlít�

HUPX

forrás: MAVIR, HUPX

6. ábra Havi határkeresztező kapacitásaukciók eredményei Magyarországon, 201 3. IV. negyedév

7. ábra Az EEX, az OPCOM, az OTE és a HUPX tőzsde másnapi zsinórtermék árainakösszehasonlítása, 201 3. január-december között

8. ábra A kiegyenlítőenergia-árak és a spot HUPX ár napi átlagainak alakulása 201 3. IV.negyedévében

7



érdekében a fel irányú kiegyenlítő ener-gia ára nem lehet alacsonyabb, mint azadott időszakra vonatkozó H U PX ár, a leirányú kiegyenlítő energiáért pedig arendszerirányító nem fizet többet, minta tőzsdei ár. A negyedévben a pozitív ésa negatív kiegyenlítő energia ára is az e-lőző negyedévihez hasonló szinten ala-kult, a pozitív energia ára átlagosan 23,3Ft/kWh volt, a negatívé –8,5 Ft/kWh.

A jövő évi zsinóráram árában a harma-dik negyedévben jelentős, tendencia-szerű változásokat nem tapasztalhat-tunk. A 201 4-re szóló magyar zsinór ter-mék ára az időszak elej i 44 €/M Wh-róldecember elejére kicsivel 42 €/M Wh kö-rül i szintre esett, azonban az év végéreújra visszanyerte 44 €-s szintjét. A né-metországi éves zsinórtermék ára ennéloktóber-november során mintegy 5,50€/M Wh-val , decemberben átlagosan 6,2€/M Wh-val volt alacsonyabb, míg a csehárak az előző negyedévhez hasonlóan 1

€/M Wh-s diszkonttal bírtak a németpiachoz képest.

Hazai gázpiaci helyzetkép

A 1 0. ábrán a jobb tengelyen jelölt nap-fokszámok a fűtési igényt jelzik. A nap-fokszámokat úgy számítjuk ki , hogy a-mennyiben a napi középhőmérsékletkisebb, mint 1 6 Celsius-fok, a 1 6 Celsius-fok és a napi középhőmérséklet hőmér-séklet-különbsége adja a napi napfok-számot, a havi napfokszám pedig a napi

30

35

40

45

50

55

60

20

14

-re

vo

na

tko

zó z

sin

ór

árf

oly

am

(€

/MW

h)

CZ, SK

DE

forrás: EEX, HUPX, OTE

HU

-200

-160

-120

-80

-40

0

40

80

120

160

200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

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

Na

pfo

ksz

ám

(e

lté

rés)

Fo

gya

sztá

s, m

illió

m3

forrás: FGSZ; European Climate Assessment & Dataset

MW Eur/MWh

MW Eur/MWh

MW Eur/MWh

MW Eur/MWhMW Eur/MWh MW Eur/MWh

MW Eur/MWh MW Eur/MWh

MW Eur/MWh

MW Eur/MWh

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014

2012

2013

2014300

300

300

300

300

300

500

400

400

4,15

4,55

5,464,52

4,94

5,20

0,55

0,22

0,48

700

700

700

2,76

0,54

0,52

600

600

600

0,48

0,03

0,11

200

200

300

0,76

1,16

0,51

200

300

196

0,38

0,11

0,43

500

500

500

0,17

0,02

0,02

145

144

195

0,33

0,18

195

200

247

1,64

0,50

1,35

0,18

1 1 . ábra Éves határkeresztező kapacitásaukciók eredményei Magyarországon, 201 4.

9. ábra A 201 4-es szállítású zsinórtermék jegyzési árai a régió országaiban, 201 2.szeptember és 201 3. december vége között

1 0. ábra A havi földgázfogyasztás alakulása 201 3. január-december között az előző évhavi fogyasztási adataival összevetve, valamint összevetve a havi napfokszámok sokéviátlagtól és az előző évtől vett eltérésével

8



napfokszámok összege. Az aktuál is havinapfokszámot az előző évi , i l letve asokévi átlagos napfokszámokkal össze-vetve ál lapítjuk meg, hogy relatívemennyire hideg az adott hónap. Így apozitív értékek alacsonyabb hőm érsék-letet és magasabb gázfogyasztást, a ne-gatív értékek magasabb hőmérsékletetés alacsonyabb fogyasztást jelölnek.

A negyed ik negyed év föld gázfogyasztá-sa 249 mil l ió m 3-rel maradt el az egyévvel korábbi időszak gázfogyasztásától :ezt elsősorban a szokásosnál enyhébbidőjárás magyarázza. Októberben ésdecemberben a havi napfokszám (H DD)értéke elmaradt az egy évvel azelőtti i -dőszak értékétől és a sokéves átlagtól is,míg novemberben ugyan magasabbnapfokszámot mutatott az egy évvelkorábbinál , de a sokéves átlagnál ez ahónap is melegebb időjárást hozott. A201 3-as éves gázfogyasztás 1 0,03 mil l i -árd m 3 volt, ez alacsonyabb a 201 2-es1 0,84 mil l iárd m 3-es értéknél .

A hazai kitermelés a negyedévben 625mil l ió m 3 volt, amely elmarad az előzőnegyedéves 666 mil l ió m 3-től . A nettóimport 1 ,83 mil l iárd köbmétert tett ki ,ami a negyedévet tekintve 50-50% a-rányban oszlott meg a mosonmagyar-óvári (Ausztria) és beregdaróci (U krajna)belépési pontok között.

A negyed ik negyed évben továbbra is a-lacsony maradt a földgáztárolók töltött-sége; a kereskedelmi tárolók október e-lején mindössze 40%-os töltöttségetmutattak, ami az év végére 29%-racsökkent. A tárolókban a negyedév vé-gén 1 ,6 mil l iárd köbméter gáz volt, a-mely 30%-kal alacsonyabb az egy évvelkorábbihoz viszonyítva. A tényleges tá-rolói készletek tehát továbbra is jelen-tősen elmaradnak a hazai kereskedelmitárolók mobilgáz-kapacitásától .

Baumgarten felől a negyedévben 1 1 74mil l ió m 3 gáz érkezett, amely 42%-kalmeghaladja az előző negyedév értékét,ugyanakkor megegyezik a 201 2 negye-dik negyedévében tapasztalt értékkel . Akihasznált kapacitások 1 4%-kal haladtákmeg a lekötött, nem megszakítható ka-pacitásokat, míg a negyedik negyedévsorán az összes lekötött kapacitás 84%-át használták ki.

250 221 256 227 217 213 232 224 209 207 208 210

386 340 317 370 397 361 326 252445 428 380 377

390354 220 233 271 327 260

266

298 381 408 387

582

413472

-49

-408-323 -230 -203

-202-33

141

510

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

millió

m3

(15°)

Hazai termelés Ukrán import Osztrák import

Export Nettó kitárolás

Fogyasztás

forrás: FGSZ

1 2. ábra A hazai gázpiac forrásszerkezetének havi alakulása 201 3. január-decemberközött

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

millió

m3

(15°)

Tárolói

készlet*

Tárolói

kapacitás

forrás: FGSZ*Hónap végén mért érték

1 3. ábra A hazai kereskedelmi földgáztárolók mobilgáz-kapacitásának és -készleténekhavi alakulása

0

5

10

15

20

25

millió

m3(1

5°)

/na

p Lekötött nem

megszakítható

kapacitás

Lekötött

addicionális

kapacitás

forrás: FGSZ

Gázáram

1 4. ábra A Baumgarten felőli betáplálási pont forgalma 201 3. januártól 201 3. decembervégéig, a lekötött nem megszakítható és megszakítható kapacitások mellett

9



A negyedik negyedévben a keleti hatá-ron összesen 1 ,28 mil l iárd köbmétergázt szál l ítottak be, vagyis a tavalyinál453 mil l ióval , mintegy 55%-kal több gázérkezett hazánkba Beregdaróc irányá-ból . Ez a jelentős éves növekmény a-zonban elsősorban a nagyon alacsonytavalyi importra vezethető vissza: a201 1 -es negyedik negyedéves import1 ,05 mil l iárd köbméter volt, amely ki-sebb mértékben, csupán 22%-kal maradel a 201 3-as értéktől .

Az olaj indexált gázár az előző negyed-éves 1 20 Ft/m 3-es szintről 93-95 Ft/m 3-es árszintre csökkent: ez szinte tel jes e-gészében annak köszönhető, hogy azE.ON 201 3 őszén sikeresen újratárgyaltaa gáz importszerződés árképletét, mely-nek eredményeképpen 20%-kal lett ol-csóbb az olaj indexált gázár. Szintén agázárképl et ú jratárgyal ásának ered m é-nye, hogy a 70% TTF tőzsdei és 30%olaj indexált árat tartalmazó, egyetemesszolgáltatók számára el ismert kevertimportár az előző negyedévre jel lemző95-96 Ft/m 3 helyett 88-90 Ft/m 3-re esett.

0

10

20

30

40

50

60

millió

m3(1

5°)/

na

p

Gázáram

Lekötött nem

megszakítható

kapacitás

Teljes

kapacitás

forrás: FGSZ

0

20

40

60

80

100

120

140

Ft/

m3

(NC

V,

15°)

Kevert import*

Olajindexált import

Árkülönbözet**

Henry Hub***

forrás: CEGH, EIA, ENDEX

1 5. ábra A beregdaróci betáplálási pont forgalma 201 3. januártól 201 3. december végéig,az elérhető teljes kapacitás és a lekötött nem megszakítható kapacitás mellett

1 6. ábra Nemzetközi és hazai nagykereskedelmi gázárak múltbeli és várható alakulása

� A megújuló energia termelésének hálózati hoz-záférésen keresztül történő támogatásánakszabályozói gyakorlata

� Duna Régiós M egújuló Energia M onitoring Pro-jekt

� Okos vi l lamos-energia hálózatok a Duna Régió-ban

� N atural gas storage market analysis in the Da-nube Region

� The Danube Region Gas M arket M odel and itsappl ication to identifying natural gas infrastruc-ture priorities for the Region

Legfrissebb tanulmányaink elérhetők a REKKhonlapról

www.rekk.eu

1 0

Energiapiaci elemzések


Villamos energia

A rezsicsökkentés második lépésében a jogszabály-alkotó 201 3. november 1 -től a korábbi hónap ár-szintjére vetítve 1 1 ,1 %-os árcsökkentést tűzött ki cé-lu l , mely az első lépcsős rezsicsökkentéssel együtt201 3-ban összesen 20%-os árcsökkentést eredmé-nyezett az egyetemes szolgáltatói körbe tartozó la-kossági vi l lamosenergia-fogyasztók számára. Fontostehát megjegyezni , hogy a 20%-os rezsicsökkentésnem a tel jes egyetemes fogyasztói kört, hanem csaka lakosságot érintette. Elemzésünkben először a má-sodik lépcső intézkedéseit mutatjuk be részleteiben,kitérve mind az egyetemes szolgáltatói árak, mind arendszerhasználati díjak alakulására. Ezt követőenáttekintjü k, hogy az ed d igi rezsicsökkentési intézke-dések mennyire igazolhatóak a piaci árak alakulásá-val . Témánk szempontjából releváns kérdés ugyanishogy az árszabályozás az utóbbi években mennyirekövette le a piaci árakban megfigyelhető csökkenőtrendet.

A második rezsicsökkentés elemei

Az elemzés során a jogszabályi változások logikájátkövetve mutatjuk be az intézkedéseket, melyek arendszerhasználati díjak (RH D) változását szabályozóM EKH rendeletben, a Vi l lamos Energia Törvény (VET)változtatásaiban, i l letve az egyetemes szolgáltatói á-rakat szabályozó N FM rendeletben találhatóak meg.

Az RH D alakulását a 4/201 3. M EKH rendelet határoz-ta meg. Az alábbi táblázat a különböző csatlakozásiszintekre vonatkozóan mutatja be, hogy a másodikrezsicsökkentés során milyen változások következtekbe a rendszerhasználati díjak különböző összetevői-ben (alapdíj , tel jesítménydíj és forgalomarányos dí-jak).

Az 1 . táblázat jól i l lusztrál ja , hogy a második rezsi-csökkentés során a rendszerhasználati díjak terénnem került sor a nagy- és kisfogyasztók közt továbbikeresztfinanszírozásra, mely az első körös rezsicsök-kentésben jelentős tényező volt. A nagy- és középfe-szültségre csatlakozó fogyasztók RH D- díjai lényegé-ben változatlanok maradtak. A kisfeszültségű csatla-

kozással rendelkezők (köztük a lakossági fogyasztók)alapdíját 1 1 ,1 %-kal csökkentették, ám a forgaloma-rányos díjak esetében a csökkentés nem ”fűnyíróelv” alapján történt. I tt kategóriánként eltérő, de alegjelentősebb csoporton belül (profi los) mindössze1 %-os díjcsökkentést figyelhetünk meg. Elmondhatótehát, hogy az RH D terü letén emiatt ”d eficit” mu tat-kozik az árcsökkentésben, hiszen a lakossági fo-gyasztók felé a forgalomarányos díjakban nem tel je-sült a 1 1 ,1 %-os csökkentés. Amint azt később cik-künkben bemutatjuk, ezt a kiesést a szabályozásmás területekről pótol ja.

A M EKH rendelet két további fontos intézkedést istartalmaz. Egyrészt a korábban csökkentett és uni-

A második rezsicsökkentés

A hatóságilag szabályozott villamosenergia- és földgázárak 2013. januári csökkentését novemberben azegyetemes szolgáltatási árak újabb mérséklése követte, hamarosan pedig eléri a fogyasztókat a har-

madik árcsökkentési hullám. A rezsicsökkentés első lépcsőjében hozott intézkedések hatásait korábbi szá-munkban részletesen elemeztük (Jelentés az energiapiacokról, 2013. I. szám). Ezúttal a villamosenergia- ésföldgázpiaci rezsicsökkentés „második fordulóját” vesszük szemügyre.

1 . táblázat Villamos energia rendszerhasználati díjak alakulása 201 3-ban

2013 I-X-ig 2013 XI-t�l Összehasonlítás %

Elosztói Alapdíj

Elosztói teljesítmény

díj

Forgalom-arányos díjak**

Elosztói Alapdíj


díj


Elosztói Alapdíj


díj


Ft/év Ft/kW/év Ft/KWh Ft/év Ft/kW/év Ft/KWh Ft/év Ft/kW/év Ft/KWh

Nagyfeszültség� csatlakozás 211 380 1 467 2,62 210912 1467 2,61 100% 100% 100%

Nagy-/középfeszültség� csatlakozás

105 684 4 216 3,88 105456 4216 3,88 100% 100% 100%

Középfeszültség� csatlakozás 105 684 7 530 5,51 105456 7865 5,41 100% 104% 98%

Közép-/kisfeszültség� csatlakozás*

3 528 - 11,66 3516 - 11,84 100% 102%

Kisfeszültség� csatlakozás I. (profilos)

1 728 - 15,64 1536 - 15,52 89% 99%

Kisfeszültség� csatlakozás II. (vezérelt)

570 - 5,46 504 - 5,24 88% 96%

Kisfeszültség� csatlakozás III. (nem profilos)

35 232 8 568 11,28 35148 8640 11,02 100% 101% 98%

1 1



formizált 1 ,31 6 Ft/kWh egyetemes szolgáltatói árréstmegtartotta, ezen a területen sem alkalmazta a1 1 ,1 %-os alapszintű csökkentést. A rendelet másikjelentős intézkedése a piaci alapú vi l lamosenergia-beszerzés országos összehasonlító árának 1 5,1 5Ft/kWh-ra való csökkentése a korábbi 1 7,6 Ft/kWh-osszintről . Ezen ár meghatározásának módszertananem ismert, jelenleg az jogszabályi szinten nem sza-bályozott. A beszerzés összehasonlító ára lényegé-ben az egyetemes szolgáltatók piaci beszerzéseinekel ismert árát határozza meg, azonban ez az ár nemjelent kötelező érvényű határozatot a szolgáltatókatel látó M VM felé. A kialakított ár a szolgáltatók és azM VM közötti alku eredménye. A beszerzési árrólpontos információk nem ál lnak rendelkezésre, azon-ban a M EKH adatszolgáltatásából kiolvasható, hogyezt az árcsökkenést a szolgáltatók minden bizonnyalérvényesíteni tudták az M VM felé. A 201 3. január –október időszakra jel lemező 1 7-1 8 Ft/kWh árszintrőlnovem ber-d ecem ber hónapokra a vi l lam osenergia-keresked őtől vásárol t vi l l am osenergia átl agára 1 5,5Ft/kWh-ra csökkent (forrás: M EKH Vil lamos-energia i-pari társaságok adatai). Ez lényegében azt jelenti ,hogy a második körös rezsicsökkentésből az M VM isjelentősen kiveszi a részét, az átlagos eladott egyete-mes szolgáltatói (ESZ) mennyisséggel számolva havi2 mil l iárd Ft körül i összeggel . Ezzel párhuzamosan azegyetemes szolgáltatókra jutó terhek természetesencsökkennek.

A második rezsicsökkentés során a VET is módosult.M íg az első lépcső a KÁT-terheket, addig a mostani”csomag” az egyéb pénzeszközök terheit vette ki alakossági fogyasztók árképzéséből . Ezzel az intézke-déssel a szénipari szerkezetátalakítási támogatás0,1 7 Ft/kWh, a vi l lamosenergia-ipari dolgozók ked-vezményének 0,2 Ft/kWh és a kapcsolt termelésszer-kezet-átalakítási támogatás 1 ,71 Ft/kWh nagyságúdíjeleme került ki a lakossági fogyasztókat terhelőtételek közül . A többi fogyasztói csoportnál e tételek

átcsoportosításával 2,08 Ft/kWh értékre növekedettaz egyéb pénzeszközök kategória terhe. A korábbiszinthez (1 ,46 Ft/kWh) képest több mint 0,6 Ft-osnövekedés nagy részét valószínűsíthetően a terhekszűkebb körre való csoportosítása okozta, ami végsősoron újabb keresztfinanszírozást eredményez anagy- és kisfogyasztói csoportok között. N em zárha-tó ki azonban más költségnövelő tényező szerepesem az árnövekedésben. M egjegyzendő, hogy ittcsak a lakosság került kedvezményezett pozícióba,az egyetemes szolgáltatás nem lakossági fogyasztóicsoportjai számára tehát továbbra is fizetendő ez adíjtétel .

A 201 3. november 1 -jét követő tel jes lakossági fo-gyasztói árváltozást az egyetemes szolgáltatói árakatszabályozó 4/201 1 . N FM rendelet módosításai hatá-rozzák meg. A rendelet az egyetemes szolgáltatókralebontva fogyasztási kategóriánként (általános, ve-zérelt, két zónaidős, közintézményi) határozza megaz egyetemes szolgáltatás keretében el látott fo-gyasztók árait. Ezen belül az alap i l letve forgaloma-rányos kategóriákat is külön határozza meg a ren-delet.

A 2. táblázat az átlagos fogyasztással rend elkező la-kossági fogyasztók árainak bel ső szerkezetét és an-nak 201 3. január és november közötti alakulásátmutatja be szolgáltatónkként.

Az elosztói alapdíjak a megcélzott 1 1 ,1 %-os mérték-kel , míg az egyetemes szolgáltatási díjak ennél jelen-tősebben, 1 4,3%-kal csökkentek. Ez a csökkentés ésa lakosság által fizetendő külön díjelemek eltörlése(i l letve más fogyasztói csoportokra történő áthárítá-sa) kompenzál ja az RH D-díjak terén cikkünkben máremlített, nem tel jesült díjcsökkentést annak érdeké-ben, hogy a tel jes lakossági árváltozás valóban elérjea kitűzött 1 1 ,1 %-os mértéket. A táblázat jól i l lusztrál-ja , hogy az áfá-val növelt átlagárak esetében az adott

DÉMÁSZ E.ON ELM� ÉMÁSZ

2013I-X

2013 XI %2013 I-X

2013 XI %2013

I-X2013 XI %

2013 I-X

2013 XI %

Elosztói alapdíj (áfa nélkül)

1728 1536 88,9 1728 1536 88,9 1728 1536 88,9 1728 1536 88,9

Egyetemes szolgáltatási díj

19,56 16,77 85,7 19,09 16,35 85,6 19,48 16,7 85,7 19,27 16,51 85,7

Forgalomarányos rendszerhasználati díjak

13,99 14,07 100,6 13,99 14,07 100,6 13,99 14,07 100,6 13,99 14,07 100,6

Külön pénzeszközökre 1,46 0 1,46 0 1,46 0 1,46 0

Összesen, forgalmi díjra vetítve

áfa nélkül

35 30,84 88,1 34,54 30,42 88,1 34,92 30,76 88,1 34,71 30,58 88,1

áfával 44,06 39,16 88,9 43,47 38,63 88,9 43,96 39,07 88,9 43,69 38,83 88,9

Belefoglalva az elosztói alapdíj hatását

áfa nélkül

35,72 31,48 88,1 35,26 31,06 88,1 35,64 31,4 88,1 35,24 31,22 88,6

áfaval 44,97 39,97 88,9 44,38 39,45 88,9 44,87 39,88 88,9 44,61 39,65 88,9

2. táblázat Egyetemes szolgáltatói árak belső szerkezete 201 3-ban (Ft/kWh, átlagos fogyasztást feltételezve)

1 2



intézkedések elérik a megcélzott mértéket, azaz a la-kossági fogyasztók a 201 2. decemberi árakhoz ké-pest valóban 20%-os átlagos költségcsökkentést ér-zékelnek vi l lamosenergia számláikban.

Az intézkedés terheit most is több csoport visel i . Akülön pénzeszközök átcsoportosítása a nem-lakos-sági fogyasztók terheit növel i , az M VM pedig az ESZ-eknek elad ott vi l lamosenergia árának csökkentésénkeresztül veszi ki részét a rezsicsökkentésből . A re-zsicsökkentés második lépése során ugyan nem vál-tozott az egyetemes szolgáltatói árrés, a szolgáltatókterheit az alapdíj 1 1 ,1 %-os csökkentése mégis növel i ,hiszen ez az ESZ-ek árbevételét közvetlenül csökken-ti . Az egyetemes szolgáltatási díjtételek esetében a1 5% körül i csökkentés egyenes arányban ál l azM VM -es beszerzési ár 1 5%-os csökkentésével , tehátezen a területen a szolgáltatók viszonylag semlege-sen ”úszták meg” a második körös rezsicsomagot.

Piaci árak alakulása vs. rezsicsökkentés

A most következő rövid elemzésben annak az ál l ítás-nak az alapjait szeretnénk megvizsgálni , hogymennyiben voltak tartalékok a hazai egyetemes szol-gáltatói árakban, azaz mennyiben tudta a hazai ár-szabál yozás a piaci csökkenő trend ek hatásait érvé-nyesíteni a végfogyasztói árakban.

Vizsgálatunk során a következő egyszerűsített össze-hasonlítást végeztük el . Egyik oldalról az EEX határ-idős árait alapul véve (EEX Phel ix futures éves, völgy-és csúcsidőszaki termékek napi záróárainak negyed-

éves átlagolásával ) számítottu nk egy olyan völgy- éscsúcsidőszaki piaci árat, amely jól reprezentálhatjaazt az árfolyosót, amit egy egyetemes szolgáltató ér-hetne el , ha piaci alapon szerezné be a kívántmennyiséget. N em másnapi, hanem jóval tervezhe-tőbb éves futures árakkal dolgoztunk. Ezzel a bizton-ságra törekvő egyetemes szolgáltatói magatartást

igyekeztünk model lezni , hiszen a szolgáltató egy évreelőre mindig leköti a számára szükséges vi l lamos-energia-fogyasztás mennyiségét. Ezt az értéket aszlovák-magyar határmetszék (mint legjelentősebbhatármetszék) díjaival korrigáltuk, hogy az árfolyo-sónk tartalmazza a tranzit díjakat is. Ezt az árfolyosótmutatja a 1 7. ábrán a szürkével jelölt sáv. N em al-kalmaztunk súlyozást a völgy- és csúcsidőszaki árak-ra annak érdekében, hogy egy kevert egyetemesszolgáltatói fogyasztói portfól iónak megfelelő áratkreál junk, hiszen nehéz lenne megmondani, hogyegy egyetemes szolgáltatói portfól ióban milyen a-rányban kel l völgy- és csúcsidőszaki terméket hasz-nálnunk. Az azonban mindenképp várható, hogy egyESZ-portfól ió ára valahol a völgy- és csúcsidőszakitermék ára között kel l , hogy elhelyezkedjen.

A másik oldalról az átlagos szolgáltatói energiadíjatmegtisztítottuk két tételtől , hogy jobban összeha-sonl ítható l egyen a korábban kreál t piaci árfol yosó-val . Ez a két tétel a KÁT-díj és a szolgáltatói árrés,melyek nem épülnek be a piaci árakba sem, így azösszehasonlítás kedvéért kivontuk őket az energia-díjból . Ennek a két tételnek a levonásával egy tisztí-tott szolgáltatói energiadíjat számítottunk ki (az áb-rán vörös vonal la l jelölve).

E két számított tételt (piaci árfolyosó és tisztítottszolgáltatói energiadíj) hasonlítottuk össze a 1 7. áb-rán.

Az ábra jól i l lusztrál ja, hogy a tisztított szolgáltatói e-nergiadíj a 2008-201 3. I I I . periódus során jel lemzőena piaci ársávon belül mozgott, azaz az árszabályozásaz ESZ-energiadíjat a piaci szintnek megfelelően tar-

totta. Az első rezsicsökkentés eredményeképp azESZ energiadíja továbbra is ebben a sávban maradt,azonban a második csomag azt már a számított piaciárfolyosó al jára mozdítja. Ez azt mutatja, hogy az e-nergiadíj a piaci zsinórárak közelében helyezkedik el ,

ami megkérdőjelezi annak hosszabb tá-vú fenntarthatóságát. Egy további kér-dés, hogy amennyiben hosszabb távonnövekvő tendenciák indulnának be anagykereskedelmi piacokon, akkor a je-lenlegi rezsicsökkentő stratégia vajonazt is lekövetné-e?

Összehasonlításu nk csak az egyetemesszolgáltatói ár energiadíj részére vonat-kozik, a további tételek – alapdíj , rend-szerhasználati díj , szolgáltatói árrés – e-setében azok szintjének ”benchmark”elemzésére nem vál la lkozunk e cikk ke-retében.0

5

10

15

20

25

30

35

Ft/

KW

h

Szolgáltatói energia díj

Nagykercsúcs

Nagykerzsinór

Tisztított szolgáltatói energia díj

"MVM ár"

Árrés*

KÁT támogatás

forrás: REKK számítás

1 7. ábra Egyetemes szolgáltatói energia díj összehasonlítása

1 3



Földgáz

A 201 3. november 1 -től életbe lépettmásodik rezsicsökkentés a lakossági á-ramfogyasztókhoz hasonlóan 1 1 ,1 %-kalmérsékelte az egyetemes szolgáltatás-ban részesülő gázfogyasztók alap- ésrendszerhasználati díja it. A földgázpia-con – a 201 3. január 1 -i első rezsicsök-kentéshez hasonlóan – az intézkedésterhét elosztották a piac szereplői kö-zött. Elemzésünkben először a földgázegyetemes szolgáltatására vonatkozószabályozásváltozásokat tekintjük át. Eztkövetően számszerűsítjük, hogy a 201 3utolsó két hónapjában a fogyasztói ol-dalon végbement díjcsökkentés összes-ségében milyen költségekkel terhelte a földgázpiaciszereplőket, majd azonosítjuk, hogy a gázvertikumegyes szereplőinél milyen mértékben csapódott le eza költség.

A második rezsicsökkentést megalapozórendeletek

A rezsicsökkentést fogyasztói oldalon a 64/201 3.N FM rendelet hajtotta végre, amely módosította a28/2009. KH EM rendeletet. A változás értelmében1 1 ,1 %-kal csökkent az alapdíj és a forgalmi díj min-den lakossági felhasználónál és lakóközösségnél . A64/201 3. rendelet módosította a 29/2009. KH EMrendeletet is, 27%-kal csökkentve az egyetemes szol-gáltatók szolgáltatói árrését: az első rezsicsökkentés-ben megszabott 1 74 Ft/GJ árrés 1 26 Ft/GJ -ra módo-sult.

Változott továbbá a földgáz rendszerhasználati díjakalkalmazásáról szóló 1 /201 3. M EKH rendelet, mely-nek értelmében csökkentek – az egyetemes szolgál-tatás erejéig – az elosztói díjak és a tárolói díjtételek.Az elosztói alapdíjak 1 1 %-kal , a forgalmi díjak ennélnagyobb mértékben, 20 m 3/h alatti fogyasztóknál át-lagosan 46%-kal , 20 m3/h feletti fogyasztóknál egye-nesen 51 %-kal mérséklődtek. Felére csökkent a tá-rolás kapacitásdíja, a tárolói forgalmi díjak azonbanváltozatlanok maradtak.

A szabályozó a 1 9/201 0. N FM rendelet módosításá-val a piacon elérhető földgázhoz képest olcsóbbföldgázforrást biztosít a továbbiakban is az egyete-mes szolgáltatóknak. A szabályozó az olcsóbb föld-gázforrást tárolói készletek felszabadításával , a ked-vezményesebb baumgarteni import, i l letve a hazaikitermelés egyetemes szolgáltatóknak való átadásá-val biztosította. A rendeletet 201 3-ban négy ízbenmódosították, minden negyedévre meghatározva akedvezményes gázmennyiséget, annak forrásait ésárát szolgáltatónkénti bontásban. A szabályozó

201 3-ban összességében 92 PJ ked vezményes árú –34,4 M J /m3 fűtőértékkel számítva 2,7 mil l iárd m 3 –földgázt juttatott az egyetemes szolgáltatóknak. Ezaz egyetemes szolgáltatás keretében vételező lakos-sági fogyasztók 201 3. évi felhasználásának – 3,1 mil -l iárd m 3 – 86%-át tette ki , a negyedik negyedév fo-gyasztásának pedig 88%-át.

Az egyes szolgáltatók más-más mértékben részesül-tek a kedvezményes gázforrásból . 201 3 utolsó ne-gyedévében a legtöbb kedvezményes árú földgázt aGDF Suez kapta, a csoport a rendeleti leg szabályo-zott gáz 34%-ából részesült, melyből 60% tárolói gáz,26% import és 1 4% hazai termelés volt. A másodiklegnagyobb kedvezményezett a Főgáz volt, aki a tel-jes kiosztás 30%-át kapta. Ennek 42%-a tárolóbólszármazott, az import 35%-ot adott, a fennmaradó23% pedig hazai termelés volt. Az E.On egyetemesszolgáltatói gáz üzletága a tel jes gázmennyiség 27%-át tudhatta magáénak a GDF forrásszerkezetéhezhasonló megoszlásban. A legkisebb gázmennyiségeta Tigáznak biztosította a rendelet, a tel jes kiosztottmennyiség 9%-át, tel jes egészében hazai termelés-ből .

A rendeleti leg kiosztott földgáz az egyetemes szol-gáltatók el ismert beszerzési költségéhez viszonyítvaegész év során rend kívü l nagy árenged ményt bizto-sított: a fogyasztás szempontjából releváns első ésnegyedik negyedévben a 40% tőzsdei, 60% olaj inde-xált árhoz képest 20-40%-kal olcsóbb volt a rendele-ti leg szabályozott gáz.

A második rezsicsökkentés költsége és arezsicsökkentést finanszírozó piaciszereplők

A rezsicsökkentés költségeit az első rezsicsökkentés-sel összevetve határozzuk meg. A 28/2009. KH EMrendelet 201 3. november 1 -i és ezt megelőző ál lapo-tát hasonlítjuk össze, és azt számszerűsítjük, hogy az

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2013. I. 2013. II. 2013. III. 2013. IV.

Mill

ió m

3

Import

Tároló

Hazai termelés a termel�t�l

Hazai termelés a nagykeresked�t�l

Fogyasztás

forrás: 78/2012. NFM, 19/2010. NFM, 13/2013. NFM, 34/2013. NFM,

58/2013. NFM rendelet, Földgázipari társaságok adatai MEKH

1 8. ábra A 1 9/201 0. NFM rendelet értelmében egyetemes szolgáltatók részére átadottkedvezményes földgázforrás mennyisége

1 4



árváltozás mekkora bevételkiesést okozott az ipar-ágban november-december hónapokban, továbbáezt a bevételkiesést hogyan osztotta szét a szabályo-zó az engedélyesek között.

A rezsicsökkentés „költség” oldalán végzett számí-táshoz néhány feltételezéssel kel l élnünk: fogyasztóilétszám tekintetében a 201 1 . évi lakossági fogyasz-tószámot vesszük alapul , a 201 3. november-decem-beri hónapok fogyasztására pedig a 201 2. novem-ber-decemberi hónapok fogyasztását (vélhetően aszabályozó is az előző évi fogyasztással számolt adíjtételek megál lapításánál). M ivel két hónapra ké-szítjük el a becslést, az alapdíj számításánál az évesalapd íj egy hatod részét vesszü k figyelem be. Szám í-tásaink szerint a fogyasztók haszna a november-d e-cemberi hónapokban 1 0,3 mil l iárd Ft, vagyis ennyivelfizetnek kevesebbet, mintha az első rezsicsökkentés-ben megál lapított egyetemes szolgáltatói d íjat fizet-nék.

Ennél érdekesebb kérdés, hogy hogyan ál l össze a„bevétel” oldal . Ennek számításához szintén 201 1 .

évi fogyasztószámot és 201 2. évi fo-gyasztást tételeztünk fel . Számításainkszerint a legnagyobb terheket az elosz-tók visel ik: a kieső bevétel 32%-át, 3,3mil l iárd Ft-ot kel l á l lniuk az alapdíj ésforgalmi díj csökkentésén keresztül . Ő-ket követi a nagykereskedő (E.On Föld-gáz Trade, később M agyar Földgázke-reskedő), nála – az egyetemes szolgálta-tók részére átadott kedvezményes föld-gáz árának mérséklődése miatt – a tel jesbevételkiesés 29%-a, 3 mil l iárd Ft jelent-kezik. A földgázkitermelőként a M OL akedvezményes termelői földgáz áránakcsökkenése miatt közel 2 mil l iárd Ft-tal , atel jes összeg 1 9%-ával járul hozzá az in-tézkedéscsomaghoz. Az egyetemes szol-

gáltatók árrésük csökkentése révén 1 ,5 mil l iárd Ftbevételtől esnek el . A legkisebb veszteséget a tárolóüzemeltető könyvelheti el , közel félmil l iárd Ft-ot. Aszereplők összesen 1 0,24 mil l iárd Ft bevételtől estekel 201 3. november-decemberben, ami nem sokkaltér el a „költség” oldalon számított 1 0,3 mil l iárd Ft-tól . A 201 3. évi tényl eges fogyasztás azonban ném i-leg eltért a 201 2. évi fogyasztástól , ezért érd ekes le-het, hogy a szabályozó által kialakított díjtételek va-

l ójában m il yen m értékben fed ezték a rezsicsökken-tést. A 201 3. évi fogyasztás az enyhe tél i időjárás mi-att 1 00 mil l ió m 3-rel maradt el a 201 2. évitől , ezért a„bevétel” oldalon a piaci szereplőktől beszedettösszeg némileg túl is kompenzálta a költségeket –9,3 mil l iárd Ft helyett 9,8 mil l iárd Ft fedezetet jelen-tett, 500 mil l ió Ft-tal többet, mint az elvárt fedezet.

Érdekes kérdés továbbá, hogy a nagykereskedőnélköltségként jelentkező földgáz termékár mennyibenváltozott 201 3 januárjához viszonyítva – amennyibenérezhetően csökkent, a nagykereskedelmi árak isbiztosíthatják a rezsicsökkentést. Ennek megál lapí-tására azt feltételezzük, hogy a nagykereskedő föld-

gázbeszerzése 60%-ban olaj indexált,40%-ban pedig tőzsdei (TTF) gázból épülfel . H abár 201 3-ban a tőzsdei árak lé-nyegében stagnáltak (lásd 2. ábra), az o-laj indexált szerződéses árban jelentősváltozás történt: az E.On 201 3 novem-berében sikeresen újratárgyalta a gázimportszerződés árképletét, melynek e-redményeképpen 20%-kal lett olcsóbb azolaj indexált gázár, azaz az importőr általfizetendő ár az első negyedévben ér-vényes 1 1 8 Ft/m 3-ről a negyedik ne-gyedévben 94 Ft/m 3-re csökkent. Ezösszességében 2,55 mil l iárd Ft megtaka-rítást jelent a nagykeresked őnek, azaz atel jes rezsicsökkentés negyedét ez azügylet finanszírozta.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

0

2

4

6

8

10

12

14

162

01

3. I.

20

13

. II

.

20

13

. II

I.

20

13

. IV

.

20

13

. I.

20

13

. II

.

20

13

. II

I.

20

13

. IV

.

20

13

. I.

20

13

. II

.

20

13

. II

I.

20

13

. IV

.

20

13

. I.

20

13

. II

.

20

13

. II

I.

20

13

. IV

.

F�gáz E.ON GDF Tigáz

Ft/

MJ

PJ

Hazai termelés nagykeresked�t�l Hazai termelés termel�t�l

Tároló Import

Kedvezményes ár Import árforrás: 78/2012. NFM, 19/2010. NFM, 13/2013. NFM, 34/2013. NFM,

58/2013. NFM rendelet, Földgázipari társaságok adatai MEKH, REKK- számítás

3,26; 32%

3,02; 29%

1,96; 19%

1,51; 15%

0,49; 5%

Elosztók Nagykeresked� Termel� ESZ Tároló

forrás: REKK számítás

1 9. ábra A 1 9/201 0. NFM rendelet értelmében egyetemes szolgáltatók részére átadottkedvezményes földgázforrás mennyisége és ára szolgáltatónkénti bontásban

20. ábra A második rezsicsökkentés terheinek megoszlása az iparági szereplők között(mill iárd Ft, %)

1 5



A hazai helyzet több vonatkozásban hasonlít a nyu-gat-európai szituációra. Rendkívül alacsony kihasz-náltság, súlyos veszteségek, és számos blokk leál l ítá-sa jel lemzi a hazai földgáztüzelésű erőműveket. Asötét helyzetet ugyanakkor számos korábbi beruhá-zás beérése és új , magas hatásfokú blokkok belépé-se színesíti . J elen cikkben arra a kérdésre keressük aválaszt, hogy mindezen folyamatok összességébenmilyen hatással vannak a vi l lamosenergia-rendszeregészének el látásbiztonságára. A következőkben át-tekintjük, hogy a válságot követő években hogyan a-lakult a hazai beruházási tevékenység és az erőműviportfól ió, majd megvizsgál juk, hogy a számok tükré-ben hogyan változott a kapacitásmérleg.

Kapacitáskivonások és erőműviberuházások

A 2008-as gazdasági válságot követő időszak beru-házási szempontból két jól elkülönülő szakaszrabontható. Az első néhány évben (2009 és 201 1 kö-zött) még az erőművi beruházási volumen kiugrónöveked ése figyelhető meg, ami a válság előtt meg-hozott beru házási d öntések beérésének tekinthető.M iközben a nemzetgazdaság beruházási volumenea válság kirobbanásától kezdődően folyamatos csök-kenést mutat, a vi l lamosenergia-termelői szektor201 0-ben és 201 1 -ben 2005-höz képest több mintkétszeres beruházás-bővülést könyveltel . A jelenség iskolapéldája a beruházásiciklusoknak: az erőművi beruházások„késleltetett” felfutását 201 2-ben drasz-tikus zsugorodás követte.

A beruházási volumenben megfigyelhe-tő átmeneti fel lendülés, és az azt követővisszaesés hatása a hazai erőműparkkapacitásmutatóiban is megmutatkozik.A volumenindex felfutása a GönyűiCCGT (433 M W), a Dunamenti G3 CCGT(41 0 M W), i l letve a Bakonyi OCGT (1 20M W) beruházások sikeres befejezésétjelzi : a három nagyerőmű 201 1 -es ü-zembe lépése közel 1 000 M W-tal növel-te meg a hazai vi l lamosenergia-rendszerbeépített kapacitását.

Az új blokkok belépésével párhuzamosan azonbanmegkezdődött a kedvezőtlen gazdasági környezet-ben erőtel jesen veszteségessé váló erőművek bezá-rása. 201 1 -ben a Tiszapalkonyai Erőmű (200 M W) ésa Borsodi H őerőmű (1 37 M W), 201 2-ben a nagyke-reskedelmi piacról tel jesen kiszoruló Tiszai Erőmű(900 M W), 201 3-ban pedig a kötelező átvétel meg-szűnését követően fokozatosan gazdaságtalannáváló DKCE (95 M W) és N YKCE (47 M W) döntött ter-melői engedélyének átmeneti (3 éves) szüneteltetésemel lett. A fenti hatások eredőjeként jelenleg a VER50 M W-ot meghaladó erőműveinek rendelkezésreál ló tel jesítőképessége mintegy 1 000 M W-tal maradel a válság előtti években jel lemző 7000 M W felettiszinttől .

A beruházási volumenindex és a kapacitásmutatókváltozása mel lett van egy kevésbé egzakt mutatójaaz erőművi kapacitásfej lesztések terén zaj ló folya-matoknak: a beruházói szándékok alakulása. A hazaierőmű fej lesztési tervek leginkább hiteles gyű jtemé-nye a Platts féléves időközönként megjelenő ún.Plant Tracker-je. A 201 0-es és 201 3-as l ista összeve-téséből kitűnik, hogy a korábban 201 2-201 5 között6000 M W erőművi kapacitás belépésével számoló e-lőrejelzések nem valósulnak meg: a vonatkozó pro-jekteket – egyetlen kivétel lel – törölték, vagy felfüg-gesztették.

Erőművi beruházási tevékenység éskapacitásmérleg Magyarországon

A z utóbbi néhány évben az európai villamosenergia-piacokon lejátszódó folyamatok nem kedveznek azerőművi beruházásoknak. A német piacokon jegyzett éves zsinórtermékek ára 2011 eleje óta folya-

matosan csökken: jelenleg a 2015-ös zsinórárak alig haladják meg a 35 €/MWh-t. A földgázárak relatív drá-gulása, a kvótaárak összeomlása, valamint a csúcs-zsinór árkülönbözet csökkenése a földgáztüzelésű erő-művek üzemeltetőit több milliárd eurós veszteség leírására, számos egység bezárására és beruházási tevé-kenységük visszafogására késztette. A legnagyobb európai országokban felerősödtek az ellátásbiztonságiaggályok, minek eredményeképp az Egyesült Királyság, Franciaország és Németország egyaránt kapacitás-mechanizmusok jövőbeni bevezetése mellett foglalt állást.

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Vál

tozá

s 2

00

5-h

öz

kép

est

Villamosenergia-termelés

Villamosenergia-elosztás

Nemzet-gazdaság

Gáz-elosztás

forrás: KSH

21 . ábra Beruházási volumenindexek 2005-ös bázison számítva

1 6



A továbbiakban azt vizsgál juk, hogy a fent bemuta-tott kapacitáscsökkenés, i l letve a beruházói viselke-

d és változása következtében van-e ok el látásbizton-sággal kapcsolatos aggodalmakra.

A vi l lamosenergia-rendszer üzembiztonságának mé-résére többféle mutatót is használhatunk. Egy vi-szonylag egyszerűen meghatározható és széleskörű-en alkalmazott mérőszám a beépített kapacitást acsúcsfogyasztással hasonlítja össze adott időszakok-ban. Ez a mutató azonban téves következtetésekrevezethet, mivel figyelmen kívül hagy olyan fontos té-nyezőket, mint az erőművek tervezett karbantartása,az import révén rendelkezésre ál ló többletkapacitás,vagy a rendszerirányító által lekötött rendszerszintűtartalékok. Ezt kiküszöbölendő a rendszer üzembiz-tonságának tesztelésére a M AVI R az EN TSO-E által ishasznált úgynevezett maradó tel jesítményt (M T) al-kalmazza, amely figyelembe veszi a fent említett té-nyezőket, és a következőképpen határozható meg:

aholMT: a maradó tel jesítmény;TIT: a ténylegesen igénybe vehető tel jesítő-képesség, amely a beépített névleges tel je-sítmény és az ál landó és változó hiányok, i l -letve a tervszerű megelőző karbantartásokés a váratlan kiesések különbségeként adó-dik;Import TIT: az import révén rendelkezésre ál-ló tel jesítmény;P: a csúcsterhelés;RIT: a fel- és leirányú rendszerirányítási tar-talék1 .

A maradó tel jesítmény elvárt értéke országonkéntváltozó, jel lemzően a beépített tel jesítmény 5-1 0%-ára tehető. A M AVI R ennek értékét a vizsgált évekrevonatkozóan 500-51 0 M W-ban határozta meg (az a-lábbi ábrán sötétebb szaggatott vonal), ami a januáribeépített tel jesítőképesség 5%-ának felel meg (vi lá-gos szaggatott vonal). 1 Az ábra 201 0 és 201 3 között

havi bontásban mutatja a magyar vi l -lamosenergia-rendszer maradó tel jesít-ményét abszolút értékben (M W-ban ki-fejezve) és a beépített tel jesítőképességszázalékában. 2 M ivel a számítás alapjáulszolgáló adatok közül a rendszer csúcs-terhelése egy hónapon belü l erősen in-gadozhat, az eredményeket erősen be-folyásolhatja, hogy milyen csúcsterhe-léssel számolunk. Az ábrán szereplő ér-tékek meghatározásakor minden hónapesetében az adott hónap maximál isrendszerterhelését vettük figyelembe.

22. ábra Az 50 MW-ot meghaladó méretű erőművek kapacitásadatai (MW)

4M000

4M500

5M000

5M500

6M000

6M500

7M000

7M500

8M000

8M500

9M000

jan

.

ápr.

júl.

okt

.

jan

.

ápr.

júl.

okt

.

jan

.

ápr.

júl.

okt

.

jan

.

ápr.

júl.

okt

.

jan

.

ápr.

júl.

okt

.

2009 2010 2011 2012 2013

Beé

pít

ettM

kap

acit

ás,MM

W

TIT

RTA

BT

forrás: MEKH

Erőmű Beruházó Kapacitás Típus Tervezettoüzemkezdet

MW 2010-esoállapot 2013-asoállapot

DunamentirG. GDFSUEZ .VV CCGT IVcI felfüggesztve

Nyírtass Emfesz .VV CCGT IVcI törölve

Nyírtass Emfesz .VV CCGT IVc5 törölve

Százhalombatta MOLdCEZ WVV CCGT IVc5 felfüggesztve

BorsodrI AES IqV Lignit IVcI törölve

Vác DcVVrInvest cVV SZET IVc. törölve

Nyírtass Emfesz cqVV CCGT IVcp törölve

Mohács EAON .VV CCGT IVcp törölve

Csepelr5 Alpiq .5V CCGT IVcp IVcq

Sima MVM qVV SZET IVcp törölve

MátrarI RWE ..V Lignit IVcp törölve

TiszarI IFC cWp CCGT d IVcp

Almásfüzitő Euroinvest WVV CCGT d IVcR

Szeged AdvancedrPower 7IV CCGT d IVcR

3. táblázat Erőművi kapacitásfejlesztési szándékok változása 201 0 és 201 3 között

�� − − ��

1 Forrás: MAVIR éves kapacitásterv2 A számítások a 2010-12 közötti időszakra a MEKH és MA-

VIR által publikált A VER statisztikai adatai című kiadvá-

nyokban publikált havi adatokra épülnek, a 2013-as évre

vonatkozóan pedig a MAVIR 2013-as éves kapacitástervé-

ben publikált napi adatok havi szintre aggregált értékeit

használtuk.

1 7



Fontos megjegyezni , hogy ez a módszer a maradótel jesítmény konzervatív, pesszimista becslését ered-ményezi .

Látható, hogy a konzervatív számítási módszer el le-nére a maradó kapacitás a vizsgált időszak egészé-ben egyértelműen meghaladja az elvárt értékeket, a-mi arra utal , hogy el látásbiztonsági probléma nemmerül fel . Bár a maradó tel jesítményben 201 3-ban(kü lönösen a d ecem beri hónapban) a korábbi évek-hez viszonyítva megfigyelhető némi csökkenés, úgytűnik, hogy ez a tendencia 201 4-ben nem folytatódik(a 201 4. januári átlagos maradó kapacitás a M AVI R201 4-es kapacitásterve szerint 1 500 M W körül ala-kul , amely magasabb, mint a 201 3. januári azonosérték).

M ivel a fenti ábra havi szinten aggregált adatokatmutat, elrejthet egy-egy konkrét napon megjelenő,akár súlyos problémát is. M egnyugtató ugyanakkor,hogy a napi adatok tekintetében is csak elenyészőszámban, a vizsgált időszakban mindössze néhányalkalommal figyelhető meg, hogy a maradó tel jesít-mény az elvárt érték alatt van.

Fontos megjegyezni ugyanakkor, hogy a fenti elem-zés során maradó tel jesítmény alatt minden esetbenimporttal együtt számolt maradó tel jesítményt értet-tünk. A M AVI R azonban a maradó tel jesítményszámítását úgy is elvégzi , hogy ténylegesen rendel-kezésre ál ló tel jesítményként kizárólag a hazai ter-melési kapacitásokat veszi figyelembe. Ebben az e-setben a vizsgált időszak jelentős részében elmara-dás mutatkozik a maradó tel jesítmény elvárt értéké-től , sőt negatív hazai maradó tel jesítmény adódik.Ú gy gondol juk ugyanakkor, hogy az egyre intenzí-vebb nemzetközi együttműködés és az import hazaifogyasztásban jel lemző növekvő hányada miatt arendszerbiztonság értékelésekor a rendelkezésreál ló importlehetőségeket is tekintetbe kel l venni. En-nek megfelelően az üzembiztonság mérésére a fent

bemutatott importtal korrigált maradótel jesítménymutatót megfelelőbbnektartjuk, mint a pusztán csak a hazai tel je-sítményt figyelembe vevőket. M egjegyez-zük ugyanakkor, hogy ez a mutató semtökéletes, hiszen a lehetséges importka-pacitás helyett a tényleges import-mennyiséget veszi figyelembe.

A vi l lamosenergia-rendszer biztonságosműködésének egy másik sokat emlegetettfeltétele, hogy megfelelő mennyiségű, arendszer rugalmasságát biztosítani képesrendszerszintű tartalék ál l jon a rendszeri-rányító rendelkezésére. Bár sokan aggód-nak amiatt, hogy a földgáztüzelésű erő-művek jelenlegi nehéz helyzete – elsősor-

ban a szekunder tartalékok tekintetében – kínálatoldal i szűkösséghez vezethet, egyelőre úgy tűnik,nincs ok az aggodalomra. Az elmúlt évek rendszer-szintű tartalék beszerzési tendereinek tapasztalatai

azt mutatják, hogy megfelelő mennyiségű szabályo-zói kapacitás ál l rend elkezésre: a potenciá l is kínálatcsaknem egy nagyságrenddel nagyobb, mint azEN TSO-E által ajánlott lekötendő mennyiség. Érdekesfej lemény, hogy egy jogszabályi változás miatt az ideitendereken már csak olyan kereskedők vehetnekrészt, akik legalább három éve rendelkeznek jogerős,vi l lamosenergia-kereskedelemre vonatkozó műkö-dési engedél lyel . Bár ez a módosítás hátrányosan é-rint egyes eddig fontos piaci szereplőket, és megne-hezíti a piacra való belépést, ennek hatása a kínálatiold alon egyelőre nem érződ ik, mivel az érintett sze-replők más szereplők segítségével fel tudják ajánlania kapacitásukat. Fontos megjegyezni , hogy a jövőbenmegvalósuló kapacitások bizonytalansága el lenérevélhetően hosszabb távon sem kel l a szeku nd er ka-pacitás hiányától tartanunk, hiszen ezeknek egy ré-

sze kü lönböző mód okon kü lföld ről is beszerezhető.A külföldi beszerzést elősegítheti , hogy a szabályo-zási tartalékok tekintetében a jövőben növekvő mér-tékű nemzetközi együttműködésre lehet számítani.

Az elmúlt évek kedvezőtlen vi l lamosenergia-piaci fo-lyamatai (halasztott vagy törölt erőművi beruházá-sok, veszteséges erőművek ideiglenes vagy véglegesbezárása) sokakban vethetnek fel el látásbiztonságiaggályokat. A vi l lamosenergia-rendszer üzembizton-ságának vizsgálatára szokásosan használt maradéktel jesítmény-mutató elemzése azonban azt mutatja,hogy egyelőre nem kel l el látásbiztonsági problé-máktól tartani . A szekunder tartalékpiac kínálati ol -dalának vizsgálata alapján megál lapítható, hogymegfelelő tartalékkapacitás ál l rend elkezésre, így a-zok az aggod alm ak szintén eloszlathatóak, am elyekszerint a jelenlegi piaci helyzet a magyar vi l lamos-energia-rendszer rugalmasságát veszélyezteti .

23. ábra A maradó teljesítmény tényleges és elvárt értéke MW-ban és a beépítettteljesítőképesség %-ában, 201 0-201 3

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

MW

Maradó teljesítmény, MW

Elvárt maradó teljesítmény, %

Elvárt maradó teljesítmény, MW

Maradó teljesítmény, %

forrás: REKKkszámításkMEKH,kMAVIRkadatokkalapján

1 8



A szabályozási törések közvetlen kiváltó oka a támo-gatási rendszerek finanszírozási igényének jelentősmegugrása, i l letve az ennek hatására bekövetkezővi l lamos energia végfogyasztói áremelkedés. (A leg-több országban a támogatási rendszerek finanszíro-zása a fogyasztókra hárul , és a számlájukon sok e-setben külön meg is jelenik ennek a kWh-ra vetítettösszege.) A gyorsan növekvő összköltség a magastámogatási szintre vezethető vissza, amely a megú-juló vi l lamosenergia-termelést gyors megtérülésű ésalacsony kockázatú befektetéssé tette. Ennek hatá-sára – i l letve a fotovoltaikus (PV) és szélerőművekgyors kiépíthetőségének köszönhetően – ugrássze-rűen megnőtt a beépített kapacitás, a termelés volu-mene és ezzel együtt a kifizetendő támogatásiösszeg. A támogatások túlzó mértéke eredhet egy-részt az eredendően rosszul , a költségekhez képesttúl magasan megál lapított támogatási szintből , más-részt a támogatási rendszerek rugalmatlanságából ,vagyis abból , hogy azok nem képesek követni acsökkenő technológiai költségeket.

Európában a nemzeti szintű megújuló vi l lamos e-nergia célok eléréséhez a tagországok különbözőhatékonyságú, nehezen összevethető nemzeti szintűtámogatási rendszereket működtetnek. Kötelező át-vétel i áron (feed-in tariff, FI T-en keresztül ) nyújt tá-mogatást 1 3 ország, átvétel i prémiumot alkalmaz 5ország, FI T/prémium vegyes rendszer és zöld bizo-nyítvány 4-4 országban működik (lásd az 24. ábrát).N agy-Britanniában és Olaszországban tel jesen ve-gyes a támogatási rendszer. N em csak a támogatásimód, hanem a támogatás szintje is nagyon változa-tos. Az európai energiaszabályozók tanácsának(Counci l of European Energy Regulators, CEER) 201 3-as felmérése szerint az egységnyi termelésre jutó tá-mogatás összege 6 és 1 26 €/M Wh között mozgott201 0-ben. 4 H asonló nagyságrendű különbségeketmutat a REKK 201 2. évi adatokon nyugvó becslése aDuna Régió országaira (20 és 250 €/M Wh közötti tá-mogatási értékek). 5 Számos országban (például Spa-nyolország, Románia, Csehország) a megújuló támo-gatás a vi l lamos energia árát 1 0-1 5%-kal növelte, amipol itikai lag nehezen vál la lható. Csehországban amegújuló támogatásra kifizetett összeg a REKKbecslése szerint 201 3-ban elérte a GDP 0,86%-át,melyet a fogyasztók és a központi költségvetés meg-osztva finanszírozott.

A román és a cseh támogatásirendszer átalakítása

Románia 201 3-ban jelentősen visszafogta a megúju-ló beruházások támogatását, és a megelőző ál lapot-hoz képest számos – a befektetések bizonytalansá-

gát növelő – intézked ést vezetett be. Rom ánia 2005óta zöld bizonyítvány rendszeren keresztül támogat-ja a megújuló vi l lamosenergia-termelést: a termelőminden M Wh vil lamos energiáért – technológiátólfüggően – 1 -6 zöld bizonyítványt kap, amit a vi l lamosenergiától függetlenül értékesíthet. A zöld bizonyít-vány iránti keresletet a kormány által meghatározottnagyságú, a kereskedőkre és importőrökre kirótt,kötelező beszerzés jelenti . Az éves kvóta (amely azértékesített vi l lamos energia arányában határozza

Kvóta

Kötelező átvétel

Prémium

A megújuló alapú villamosenergia-termeléstámogatási rendszereinek problémái és azuniós reform elképzelések

A z elmúlt időszakban számos uniós tagország jelentős és előre nem tervezett szigorításokat hajtottvégre a megújuló villamos energia támogatási rendszerében. Ezek a változtatások esetenként a már

működő termelési egységek támogatását is megnyirbálták (Románia, Bulgária, Csehország), és ennek ere-dőjeként számos beruházó vagyonvesztés miatt jogi útra terelte a konfliktust.3

24. ábra Megújuló támogatási rendszerek az Európai Unióban

3 A CEZ például a romániai beruházásaiból származó évente 66 millió eurós

jövedelemkiesés miatt fordult az Európai Bizottsághoz.4 CEER: Status Review of Renewable and Energy Efficiency Support Schemes in

Europe C12-SDE-33-03, 2013. június5 REKK (2013): Renewable Electricity Market Monitoring in the countries of the

Danube Region, 2013

1 9



meg a kötelező beszerzés mértékét) a 201 0-es 8,3%-ról 2020-ra fokozatosan 20%-ra nő. A támogatás a1 0 M W beépített kapacitás fölötti vízerőmű vek kivé-telével az összes technológiára kiterjed (1 . táblázat).201 3 tavaszáig az adminisztratív árplafonnal mege-gyező bizonyítványonkénti 55 €-s ár mel lett ez a sza-bályozás – egyes technológiáknak – igen magas tá-mogatást jelentett. Természetesen a bizonyítványoki lyen magas ára nem garantált a támogatási időszaktel jes egészére.

A 201 0-ben bevezetett támogatási szintek hatásárajelentős szél és PV-kapacitások épültek ki pár év a-latt. A 2009-ben még gyakorlati lag elenyésző nagy-ságú szél erőm ű vi kapacitás (1 4 M W) 201 3 közepéreelérte a 21 65 M W-ot. A PV-rendszerek elterjedése201 2-ben indult, és mára 455 M W épült ki . A kor-mány 201 2-ben felhatalmazta ugyan a román szabá-lyozó hatóságot (AN RE), hogy rendszeresen értékel jea támogatási szint megfelelő voltát, és lehetővé tet-

te, hogy „túltámogatás” esetén az 1 M Wh-ra kiadha-tó zöld bizonyítványok számát csökkentsék az új be-lépők számára, de a vonatkozó törvény erre a bea-vatkozásra csak 201 4, i l letve PV esetén 201 5. janu ár1 -je után adott lehetőséget.6

A hatóság 201 3 ápri l isában meg is ál lapította, hogy aszél- és PV-termelőknek járó támogatás túl magas,vagyis meghaladja a benchmarkként megál lapított1 0%-os belső megtérülési rátát. A 201 2-es törvénymiatt azonban a hatóságnak nem volt módja a tá-mogatás, vagyis a két technológia után járó zöld bi-zonyítványok számának csökkentésére, ezért az ár-növekedés mérséklése érdekében a kormány alter-natív megoldáshoz, a kiadható bizonyítványok átme-neti visszatartásához folyamodott. Ennek értelmé-ben 201 3. jú l ius 1 -től egyes technológiák esetén amegítéltnél kevesebb zöld bizonyítványt ál l ítanak kiM Wh-ként az új termelőegységekre. 7 Szélerőművekesetén kettő helyett csak egyet, PV esetén 6 helyett4-et, míg vízierőműveknek három helyett csak egyetad ki a bizonyítványok kiadásáért felelős TSO (Trans-electrica).

A visszatartott bizonyítványokat folyamatosan adjákmajd át a termelőknek 201 7 márciusa (víz és PV ese-tén), i l l etve 201 8 janu árja (szél ) u tán. A kiad ott bizo-nyítványok számának csökkenése egyrészt közvetlenjöved elemkiesést ered ményez 201 7-ig, másrészt pi-aci kockázatot hordoz, hiszen a zöld bizonyítványokára a növekvő kínálat mel lett könnyen elmozdulhataz eddigi stabi l 55 EU R-ról , ami a jelenlegi rendszeradminisztratív árplafonja. A fogyasztói terhek kordá-ban tartására az új szabályozás alapján a szabályozóhatóság (AN RE) éves kapacitáskorlátot ál lapít meg atámogatási rendszerbe bekerülő új egységekre, így

abból az adott évben kiszorulók a következő évi kvó-táért „ál lhatnak sorba”. A rendelet megti l totta to-vábbá a zöld bizonyítványok bilaterál is módon törté-nő értékesítését. A befektetők költségeit növel i , hogya hálózati társaságok pénzügyi letétet kérhetnek ahálózati csatlakozási jogért, amit csak akkor téríte-nek vissza, ha a termelő egység megadott határidőnbelül megkezdi működését. Ezen intézkedés elsőd-leges cél ja a járadékvadász cégek kiszűrése.

Csehországban a megújuló vi l lamosenergia-termelőkválaszthatnak a rendeletben rögzített kötelező átvé-tel i ár és a piaci árhoz hozzáadódó fix prémium kö-zött. A 201 0-ig fennál ló magas támogatási szint és akorlátlan hálózati csatlakozási kapacitás eredőjeként201 2-re mintegy 2 GW PV-kapacitás épült ki . Az át-vétel i árat a jogszabályok alapján évente max. 5%-kallehetett változtatni . Az összköltség növekedése miattazonban 201 1 -től kizárták a támogatásból a talajraelhelyezett PV-egységeket, felfüggesztették az új há-l ózati csatl akozási enged él yek kiad ását, i l l etve 26%-os adót vezettek be a 2009. január és 201 0. decem-ber között kiépült, 30 kW-nál nagyobb kapacitású,talajon lévő PV- termelőkre. A visszamenőleges ha-

tál yú ad óztatás m iatt a szenátorok egy csoportja azalkotmánybírósághoz fordult, sikertelenül . A 201 3-tóléletbe lépett új szabályok szerint kötelező átvétel i á-rat m ár csak kism éretű egységek igényel hetnek (PVesetén 30 kW alatti épületre szerelt egységek, vízie-rőművek esetén 1 0 M W alattiak, egyéb technológi-áknál a 1 00 kW alattiak), a többiek számára prémiumadható. 8 Az átmenetinek tervezett 26%-os PV-adómegmaradt, amely alól csak az épületekre szerelt 30kW alattiak kaptak mentességet.

A 201 3 októberében életbe lépett változtatások sze-rint csak a 201 3 vége előtt belépett termelők kap-hatnak kötelező átvétel i árat. 9 A 1 00 kW alatti szél ,geotermikus és biomassza technológiák esetén a jo-gosultság csak akkor ál l fent, ha jogerős építési en-gedélyt kaptak 201 3 októbere előtt, és 201 5 végéigmegkezdik működésüket. Ezzel – a vízerőművek ki-vételével – gyakorlati lag megszűnik az új belépőkszámára a kötelező átvétel i áron keresztü l i támoga-tás. A PV átvétel i tarifájára kivetett 26%-os adó 1 0%-ra mérséklődik. A vi l lamosenergia-ár növekedésétkorlátozandó a fogyasztók által fizetett támogatásmértékét a jogszabály 495 CZK/M Wh-ban korlátozza(ez mai árfolyamon 6,24 Ft/kWh). Az ezen felül i tá-mogatási összeget az általános költségvetés, vagyisaz adófizetők finanszírozzák. A támogatás abszolútértelemben vett felső korlátja 4500 CZK/M Wh (kb.€1 80/M Wh), vagyis – potenciál isan – jelentős részét

a vi l lamosenergia-fogyasztástól elválva, á lta lános a-dóként szedik be.

6 134/2012 törvény7 57/2013 rendelet

8 165/2012 törvény9 Regulation No. 310/2013

20

Műhelytanulmányok


Az Európai Bizottság reakciója atagállami megújuló szabályozásianomáliákra

Az Európai Bizottság – részben a megújulókkal kap-csolatos szabályozói anom ál iák, részben a tervezettnemzeti kapacitáspiac tervekre válaszul – részletesvéleményt hozott nyi lvánosságra az ál lami beavatko-zások szerepéről (C(201 3) 7243 final ). A Bizottság el-ismeri a beavatkozások szükségességét a klíma-, i l -letve az el látásbiztonsági uniós célok érdekében, a-zonban csak azok átmeneti és korlátozott alkalmazá-sa esetén. A kiadott útmutató cél ja a nemzeti megú-juló támogatási rendszerek és a megújulók pótlásáraszükséges tartalékkapacitások kiépítésének a lehetőleginkább piackonform módon való ki/átalakítása. Amegú ju ló támogatási rend szerek tekintetében a kö-vetkező normatív megál lapításokat teszi .

M ind enképpen kerü lend ő mind en visszamenőlegeshatályú szabályozási változtatás. Ezek csökkentik abefektetői bizalmat, és így megnövel ik a beruházá-sok tőkeköltségét, ezálta l komoly hatással bírnak azegész szektor fej lőd ésére. A befektetők joga a beru -házási döntés meghozatalakor fennál ló megtérülés-hez nem csorbulhat. Ezzel egyidejűleg azonban nemrészesülhetnek túlzott támogatásban sem, hiszen azindokolatlanul növel i az energia árát, és ti l tott ál lamitámogatásnak minősül . Ezen kettős elvárásnak meg-felelően olyan támogatási rendszereket kel l kialakí-tani , melyek előre beépített módon képesek követnia folyamatosan csökkenő termelési költségeket, ez-által szükségtelenné válnak a hirtelen és visszame-nőleges hatályú jogszabályi változtatások. I lyen mó-don reformálta meg saját rendszerét például N é-metország, ahol a beépített új kapacitás függvényé-ben, előre közzétett módon alakul az átvétel i ár.H asonlóan piackonform költségkorlátozó módszeraz új kapacitás vagy támogatási összeg éves maxi-mum mértékének meghatározása (pl . H ol landia).

A bizottsági ál láspont alapvetése, hogy fokozatosanfel kel l számolni a megújuló alapon termelt vi l lamosenergia pozitív megkülönböztetését, és a megújulótermelőket integrálni kel l az energiapiaci folyama-tokba. Egyrészt növelni kel l a piaci árnak való kitett-ségüket, i l letve a termelési költségek csökkenésénekfüggvényében fokozatosan meg kel l szüntetni a tá-mogatásu kat. Rövid távon ez praktiku san a kötelezőátvétel i áras rendszerek felszámolását és átvétel iprémium vagy zöld bizonyítvány rendszerrel valóhelyettesítésüket jelenti .1 0 A mai kötelező átvétel i á-ras rend szerekben a beru házási d öntések jel lemző-en nem technológia-semlegesek, a termelési (és ér-tékesítési) döntések pedig nem piacfüggőek. Továbbigond, hogy az optimál is támogatási szint meghatá-rozása a szabályozó hatóság alul informáltsága miattnehézkes. Ennek kivédésére javasol ja a Bizottság aversenyeztető al lokációs mechanizmusok alkalma-zását a megújuló támogatások meghatározásának,i l letve a kapacitások kiosztásának terén is, mivel ezekalkalmazása a közpénzek hatékonyabb felhasználá-sát teszi lehetővé. Régóta működő példa erre H ol-landia SDE+ rendszere, ahol az előre meghatározottéves összköltségvetés keretén belül , évente 6 alka-lommal, egyre magasabb prémiumért lehet beruhá-zási szándékot bejelenteni. A költségvetés végességearra sarkal l ja az igénylőket, hogy a tényleges terme-lési költségeik szintjén lépjenek be a támogatásirendszerbe.

A megújuló termelés piaci integrációjának és a tech-nológia-semlegesség biztosításának másik fontos te-repe a kiegyenlítő piac és a hálózati integráció. M a amegújulók sok esetben nem kötelesek menetrendetadni, nem visel ik kiegyenlítésük és a hálózathoz valócsatlakozásuk tel jes költségét sem. A szabályozás eterületeken is nemzeti szinten történik, nincs egysé-ges európai gyakorlat. Az erőforrások hatékonyhasználata azonban feltételezi , hogy minden terme-lő felelős a menetrendi eltéréséért, és termelési

Technológia Zöld bizonyítvány/MWh Támogatási id szak hossza (év)

10 MW alatti vízer m

2004 után épült 3 15

felújított 2 10

2004 el tt épült/nem felújított 0,5 3

Széler múj 2017-ig 2, utána 1 15

használt turbina 2017-ig 2, utána 1 7

Biomassza, biogáz, geotermális

új 2 15

új (energianövényb l nyert) 3 15

magas hatékonyságú kapcsolt

termeléstovábbi 1 15

Depóniagáz és szennyvízb l

nyert biogáz

új 1 15

magas hatékonyságú kapcsolt

termeléstovábbi 1 15

PV új 6 15

4. táblázat A román támogatási rendszer fő jellemzői

10 A Bizottság az új, még kiforratlan technológiák számára a kutatási-

fejlesztési támogatást tekinti megfelelő módszernek.

21

Műhelytanulmányok


döntéseit a piaci árjelzések alapján hozza meg. A há-lózati csatlakozási költség tekintetében a Bizottságfontosabbnak tartja a beruházási döntések erőfor-rás-el látottsághoz való igazod ását („ahol fú j a szél”),mint a hálózathoz való optimal izálást („ahol erős ahálózat”), ezért javasol ja a csatlakozási költségek ú j-raelosztásának (a többi hálózathasználóra való ter-helésének) ma is sok országban jel lemző gyakorlatát(„shal low cost”). Kiemel i továbbá a l ikvid, naponbelü l i keresked és és a menetrend ezés végső határi-deje rövidítésének („gate closure”) fontosságát az i-dőjárásfüggő technológiák kiegyenlítési költségénekcsökkentéséhez.

Bár a fenti bizottsági vélemény jogi lag nem kötelezőérvényű , a jövőbel i á l lami támogatási vizsgálatok ki-indulópontjául szolgál , ezért a tagál lamok számárafontos igazodási pont. Az U nió 2009-ben a nemzetitámogatási rendszerek mel lett tette le a voksát, an-nak el lenére, hogy egy egységes európai megújulópiac hatékonyabban biztosítaná a 2020-as közösségicél elérését. Az eltérő költségek és adottságok ki-

használását lehetővé tevő ún. rugalmassági mecha-nizmusok azonban nem igazán működnek, ezértszorgalmazza a Bizottság a támogatási rendszerek„piacosítását” és a megújuló termelők piaci integrá-cióját. Eközben a megújulók versenyképessége ro-hamosan javul , és amennyiben támogatás nélkül is

m egéri i l yen kapacitásokat kiépíteni , akkor a m egú -juló vi l lamosenergia-termelés történetének új feje-zetébe lép, ahol a központi kérdés már nem a támo-gatási rendszer kondícióinak kialakítása, hanem ahálózatfej lesztés biztosítása és annak költségmeg-osztása a hálózathasználók között. A megú ju lók be-fogadására alkalmas hálózatok kialakítása jelentősberuházást igényel , miközben a megújuló termelőkés a háztartási méretű kiserőművekkel el látott ház-tartások (’prosumers’) jelenleg jel lemzően nem ahasználattal arányosan járulnak hozzá a hálózatiköltségekhez, ami felveti a hálózati tarifa rendszerekfelülvizsgálatának szükségességét.

Security of Energy Supply in Central and South-East Europe

A REKK közreadja a 2009-ben kezdődött regionál isel látásbiztonsági projekt eredményeit összefoglaló,angol nyelvű tanulmánykötetét. A kiadvány azzal acél la l készült, hogy tel jes és pontos képet adhassunka közép- és délkelet-európai régió vi l lamos energiaés gáz el látásbiztonságával szemben fel lépő kihívá-sokról és fenyegetésekről . Remél jük, hogy a kiad-vány, mely a REKK kutatóinak kivételesen magasszínvonalú kooperációjából született, segítségetnyújt a régió energiaszektorába beruházni vágyóvál la latvezetőknek, és hasznos információt szolgáltataz uniós és helyi szakpol itikusok, el látásbiztonság i-ránt érdeklődő szabályozók számára.

A kötet 201 1 -ben jelent meg, szabadon letölthetőhonlapunk Tanulmánykötetek szekciójában.

22

Műhelytanulmányok


Bár az EU 2020-ra kitűzött, 20%-os Ü H G-csökkentésicélkitűzése megvalósulni látszik, ennek oka nem acégek és ál lamok hatékony kibocsátás-elhárítása,hanem a gazdasági válság. A kibocsátási egység pia-cán (EUA) 201 1 és 201 2 között jelentős, hozzávetőle-gesen egy tel jes év kínálatának megfelelő többlethalmozódott fel (25. ábra). 1 1 M ivel az előrejelzésekszerint ez a többlet nem tűnik el a piacról , az ala-csony ár (jelenleg 5 EU R) is tartósnak ígérkezik.

Az alacsony európai karbonár nem ösztönzi a kibo-csátás-kereskedelmi rendszerbe tartozó vál la latokataz Ü H G-elhárításra, így az európai klímapol itika köz-ponti eszközének tekintett rendszer korlátozottanképes csak az alacsony karbontartalmú technológiákfelé terelni a gazdaságot. 1 2 A Bizottság ezért 201 2-ben egy számos megoldási javaslatot tartalmazó a-nyagot bocsátott társadalmi vitára, melynek ered-ményeképpen összesen 900M EU A 201 4-re, 201 5-re,és 201 6-ra tervezett árverezését az időszak végére,201 9-re és 2020-ra halasztotta („backloading”). 1 3 Azidőszakon belül i kínálat átrendezése azonban csak amásodik és harmadik kereskedési időszak közötti át-menetből fakadó magasabb kínálat el lensúlyozásátjelenti , nincs hatással a kínálati többletre, és így nemjavítja a kereskedelmi rendszer hatásosságát sem.

Az időszak végi pótlólagos kínálat okaegyrészt a második időszak végénérvényüket vesztő nemzetközi kvótákpiacra kerülése, valamint a harmadikidőszaki EU A-k előrehozott értékesítése,amelyre prózai módon épp a klímavé-delem fontos eszközének tartott CCS ésmegújuló projektek finanszírozásáralétrehozott N ER300 pénzügyi alap fel-töltése érdekében került sor.

A Bizottság 201 2-es kvótapiaci értékelé-sében számos lehetséges strukturál ismegoldást ismertetett, úgymint a végle-ges kvótakivonást, az 1 ,7%-os éves kí-nálatszűkítő tényező növelését, új kibo-csátó szektorok bevonását, a nemzet-közi kvóták bevonásának korlátozását,

i l letve árküszöb meghatározását. Az értékeléstársad almi vitájának ered ményeképpen készü lt el atartalékra vonatkozó szabályozástervezet. A 201 4 ja-nuárjában megjelent Bizottsági ál lásfoglalás(COM (201 4) 1 5) a kibocsátás-kereskedelem rendsze-rének strukturál is megreformálása keretében egyún. árstabi l izáló tartalék (market stabi l ity reserve)létrehozására tett javaslatot.

A tartal ék el őre m eghatározott szabál yok al apján, atagországok és a Bizottság beavatkozási lehetőségenélkül működne a következő kereskedési időszak e-lejétől (201 1 -től ). A kereskedési időszak végén a tar-talék nem szűnne meg. A mostani javaslat alapján,amennyiben az adott évben a piacon lévő, a kibo-csátások volumenét meghaladó egységek száma(’piaci többlet’)1 4 meghaladja a 833 mil l iót, akkor an-nak 1 2%-a automatikusan a tartalékba kerül , még-hozzá úgy, hogy ennyivel csökken az árverezendőmennyiség. A tartalékból 1 00 mil l ió egységet szaba-dítanak fel , ha a megelőző évben 400 mil l iónál keve-sebb a piaci többlet, vagy ha az EU A-ár 6 egymástkövető hónapban meghaladja az előző két év átlagá-nak háromszorosát (a piaci többlet nagyságától füg-getlenül). A tartalék tehát a kínálat automatikuski igazításával mérsékl i az EU A árának ki lengéseit. 1 5

A 2030-as európai klímapolitikai tervek

A z éghajlatváltozás elleni közös fellépés mind az európai, mind a nemzetközi színtéren évek óta megle-hetősen vontatottan halad. Míg az utóbbi esetén ennek alapvető oka a nagy üvegházhatású gáz (ÜHG)

kibocsátó országok jelentős részének ellenállása egy új átfogó globális paktummal szemben, addig az Eu-rópai Unióban az ÜHG-csökkentés legfőbb eszközének tekintett kibocsátás-kereskedelmi rendszer az ala-csony karbonár miatt nem képes a feladatát ellátni.

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

Kín

álat

:Om

illió

:to

nn

a:EU

A/

Előre-jelzés

Tény-adat

forrás: Európai:Bizottság,:MEMO/14/39

25. ábra Kibocsátási egység piaci többlet alakulása 2008 és 201 2 között, valamintelőrejelzése 2030-ig

11 A kínálat, amely a kibocsátott egységekből, illetve az ETS-be bevont nemzetközi kvótákból áll, a 2008-as 2076 Mt-ról 2012-re 2336 Mt-ra nőtt a nemzetközi kvóták

fokozottabb bevonása miatt.12 COM(2011 ) 112: A Roadmap for moving to a competitive low-carbon economy in 205013 Report on the state of the European carbon market in 201214 a piaci többlet x évben = (2008 és X év között kibocsátott egységek száma + 2008 és X év között az uniós rendszerbe bevont nemzetközi kibocsátási egységek száma)

– (összkibocsátás 2008 és X év között + a tartalékban lévő egységek száma x évben)15 Proposal for a DECISION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL concerning the establishment and operation of a market stability reserve for the

Union greenhouse gas emission trading scheme and amending Directive 2003/87/EC, COM(2014) 20 /2

23

Műhelytanulmányok


A dokumentum legfontosabb célkitűzése azonbannem egyszerűen az ETS reformja, hanem az uniósklímapol itika megerősítése olyan 2030-ra vonatkozóenergia/környezetvédelmi célok meghatározásával ,melyek biztosíthatják a 2050-re elképzelt alacsonykarbontartalm ú eu rópai jövőkép m egvalósítását, ésjelzik a 2050-es, ambíciózus emissziócsökkentési cé-lok mögötti pol itikai elszántságot a befektetők feléis.

A 2030-as új javasolt cél az Ü H G-kibocsátások 40%-os csökkentése (az 1 990-es szinthez képest), még-hozzá kizárólag Unión belül i elhárítási módokkal , va-gyis a nemzetközi kvóták (ERU , CER) bevonásának le-hetősége nélkül . A becslések szerint ehhez azETS-szektor kibocsátásának 43%-kal , az azon kívül iszektorok emissziójának pedig 30%-kal kel l csökken-nie (a 2005-ös szinthez képest). Ezen célkitűzés érde-kében a Bizottság az ETS-rendszer strukturál is re-formjára tesz javaslatot: a kereskedelmi rendszerrésztvevői számára kibocsátott egységek számánakjelenlegi évi 1 ,74%-os csökkentése 2020-tól évi 2,2%-ra nő, vagyis a kínálat növekvő ütemben szűkülmajd. A kínálat szűkítése az eddiginél jóval maga-sabb, a megújuló energiaforrások részarányától ésaz energiahatékonysági intézkedések erősségétőlfüggően 1 1 -53 €/t kvótaárakat eredményezhet 2020után.

Az ETS-szektoron kívül eső ágazatok csökkentési cél-ját a m aihoz hasonl ó m ód on („Effort Sharing”) m eg-osztják a tagországok között, így minden országnakegyedi, nemzeti szintű elvárásnak kel l majd megfe-lelnie. A tagországok közötti megosztás alapja azon-ban várhatóan nem a gazdasági terhelhetőség (GDP)

lesz, hanem a faj lagos csökkentési költségek. Ezért amagasabb energiaintenzitású és jel lemzően szegé-nyebb tagországok számára magasabb csökkentésicélt ál lapítanak majd meg. A Bizottság hatástanul-mánya szerint az uniós átlag GDP 90%-a alatti tagor-szágok évente 3 mrd €-val többet lesznek kötelesek

elhárításra költeni az u niós átlaghoz képest 2021 és2030 között. M agyarország – gazdasági helyzetébőlfakadóan – a jelenlegi időszakban viszonylag nagy-vonalú célt kapott (1 0%-os kibocsátás-növekedés), ajavaslat alapján azonban 2020-tól komolyabb csök-kentést kel l majd elérnie az ETS-en kívül i szektorok-ban.

Ál lásfoglalásában a Bizottság a megújuló energia(végső energiafogyasztásban mért) arányának 27%-ra való növelését is javasol ja, miközben a jelenlegiszakpol itikák a becslések szerint 24%-os szint eléré-séhez lennének elégségesek. N agyon fontos válto-zás, hogy az uniós célt nem bontották le tagországiszintre, ehelyett a tagországoknak még jóval 2020 e-lőtt be kel l mutatniuk a Bizottságnak, hogy 2030-ramekkora megújuló arányt és azt hogyan kívánják el-érni . Amennyiben ezek nem garantál ják a 27%-os u-niós arány elérését, akkor a Bizottság további bea-vatkozást javasol majd (például tagál lami célok be-vezetése). További újdonság, hogy nem lesz különcél bioüzemanyagokra sem (a mostani 1 0%-os beke-verési aránnyal szem ben), a m egú ju lók közleked és-ben való elterjed ését a közleked ésfej lesztési fejezetkezel i majd (Transport White Paper alapján).

A Bizottság nem javasol számszerű energiamegtaka-rítási célt 2030-ra, annak el lenére, hogy a 2020-as20%-os céltól várhatóan elmarad a ténylegesenmegvalósuló megtakarítás szintje. A 201 2-es Energi-ahatékonysági I rányelv átültetési határidejével (201 4június) egyidőben fogja értékelni , hogy a tagál lamokáltal meghatározott nemzeti megtakarítási célokkalelérhető-e a 20%-os uniós csökkentés. A bizottságibecslések szerint egyébként a 40%-os Ü H G-csökken-tés kb. 25%-os energiamegtakarítással járna együ tt.Amennyiben az I rányelv önmagában nem garantál jaa 2020-as m egtakarítási cél el érését, akkor a Bizott-ság várhatóan határozottabb ál l áspontot fog képvi-selni .

A javaslat átalakítaná a jelenlegi szakterület-specifi-kus jelentéstételt (megújuló energia, Ü H G- kibocsá-tás, energiahatékonyság): a tagál lamoknak már 2020előtt be kel l nyújtaniuk átfogó energiapol itikai elkép-zelésüket, mely egységes keretbe foglal ja Ü H G,megújuló és energiahatékonysági terveiket, ésszámszerűsíti minden beavatkozás hozzájárulását azuniós célokhoz. Ez várhatóan koherensebbé teszimajd a tagál lamok által benyú jtott terveket (azonosfeltételezések, tényad atok stb.). Bár a megú ju lók al-kalmazása és az energia-megtakarítás nagyban hoz-zájárul az U nió versenyképességéhez és el látásbiz-tonságának növeléséhez, azonban – mivel ezen e-nergiapol itikai célkitűzések számos további tényező-től függenek – a javasolt 2030-as célok önmagukban

20122020

REF

2020

cél

2030

REF

2030

célMegjegyzés

ÜHG-kibocsátás 18% 24% 20% 32% 40% 1990-es szinthez képest

Megújuló arány 13% 21% 20% 24% 27%Az adott év végső

energiafelhasználásának

arányában

5. táblázat Az Unió ÜHG és megújuló céljai és várható értékei 2020-ra és 2030-ra, valamint a 201 2-es tényértékek

24

Műhelytanulmányok


nem garantál ják az előrelépést ezeken a –pol itikai lagfontos – területeken. A Bizottság ezért e két területmonitoringját tervezi , melyre számos indikátort java-solt:

� összehasonlító energiaár elemzés az EU ésfontosabb kereskedelmi partnerei vonat-kozásában,

� a hazai energiaforrások aránya a tel jes fo-gyasztásban és az energiaimport diverzifi-kációja,

� a hálózati összeköttetések alakulása, külö-nös tekintettel azon országokra, ahol aznem éri el a beépített termelői kapacitás1 0%-át,

� piaci koncentráció és a verseny mértéke,valamint

� a technológiai innováció mértéke (források,szabadalmak stb.).

A Bizottság nem vál la lta fel , hogy egyetlen emisszió-csökkentési célnak rendel je alá ágazati elképzeléseit(megújuló, energiahatékonyság), vagyis hogy a tagál-lamokra és a piacra bízza az Ü H G-kibocsátás mér-séklésének módját. Ennek lehetséges okai , hogy egy-részt biztosítani akarja a megújuló kapacitások to-vábbi növekedését akár a faj lagos költségek továbbicsökkentése érdekében vagy iparpol itikai okokból ,másrészt el kívánja kerülni a tüzelőanyag-váltásbóleredő Ü H G-csökkentést (olajról és szénről gázra).M indkét 2030-as javasolt uniós cél magasabb a je-lenlegi intézkedések mel lett várható értéknél (2030REF), el lentétben a 2020-as helyzettel , ahol a refe-renciapálya garantálni látszik a 20%-os célt m ind kétesetben (5. táblázat).

A tárgyalások során a nagy tagál lamok közül N émet-ország, Olaszország és Franciaország is a kötelezőmegújulós cél mel lett kötelezte el magát, azonban

ezt az Egyesült Királyság mereven elutasította. Ennekoka vélhetően az, hogy az angol társadalom (és amindenkori angol kormány) sokkal elfogadóbb a ke-vésbé „zöld” emissziócsökkentési technológiákkalszemben, és a törvénybe iktatott Ü H G-csökkentésicélkitű zését (2020-ra 34%, 2050-re 80%-os csökken-tés) technológiasemlegesen és „kvótaárvezérelten”kívánja megvalósítani . Az ál lami forrásokat ezértnem a megújuló energiaforrások támogatására kí-vánja koncentrálni , hanem egyaránt szorgalmazza anu kleáris erőm ű park m egú jítását, a CCS alkalm azá-sát a szén- és gáztüzelésű erőműveknél , i l letve a pa-lagáz kitermelés felfuttatását. A brit kormány fentipol itikájának legutóbbi megnyi lvánulása, hogy adó-kedvezményt nyújt a palagázt kitermelő cégek szá-mára, i l letve bejelentette, hogy a kitermelést enge-délyező önkormányzatok a helyi adó tel jes egészétmegtarthatják (más esetben csak a felét). 1 6 A 40%-osÜ H G-csökkentés támogatottságának biztosítása ér-dekében kikerült a javaslatcsomagból a nemzetiszintű kötelező megújulós cél .

A Bizottság elképzelése szerint – a Parlament és aTanács jóváhagyása után – 201 5 elején, jóval az évvégi párizsi EN SZ klímaforduló előtt az EU hivatalo-san is bejelentené 40%-os Ü H G-csökkentési vál la lá-sát a nemzetközi közösségnek. A 2030-as célokravonatkozó javasl at jövője azonban egyel őre bizony-talan. Az Európai Parlament gyenge többséggel (341igen és 264 nem szavazattal ) elégtelennek ítélte a bi-zottsági javaslatot, és a 40%-os Ü H G-cél mel lé to-vábbi két – meglehetősen magas – tagál lami szintenkötelező célt tart szükségesnek: 40%-os energia-megtakarítási és 30%-os megújulós arányt. Az Euró-pai Tanács várhatóan a márciusi tavaszi ülésén vitat-ja meg az eredeti javaslatot.

16 http://www.theguardian.com/environment/2014/jan/13/fracking-shale-gas-incentives-councils

A REKK 2004 óta szervez egyhetes intenzív képzése-ket, i l letve e-learning oktatásokat az ERRA országokszabályozói számára az energiaszektor különbözőrészterületeiről . 201 4-ben a következő ERRA képzé-seket indítjuk az ERRA közreműködésével :

� Energy Regulation in Emerging M arkets:Abu Dhabi, 201 4.04.1 3.-1 7.

� ERRA Summer School : Budapest,201 4.06.23-27.

� Principles of N atural Gas Regulation: Bu-dapest, 201 4.09.22.-26.

További információ: www.erranet.org

ERRA képzések

25REKK Jelentés az Energiapiacokról 2014/1

A magyar és az orosz kormány által 201 4. január 1 4-én megkötött, a hazai nukleáris kapacitások pótlásá-ra vonatkozó megál lapodás a hazai árampiac jövőjétalapvetően meghatározó munka kezdetét jelenti . Afej lesztés a 21 . század legjelentősebb, ál lami közre-működést igénylő beruházása lehet. Ezért kutató-csoportunk kötelességének érzi , hogy lehetőségei-hez mérten elősegítse a fej lesztéssel kapcsolatostársadalmi vita transzparenciáját és szakmai mega-

l apozottságát. Ennek érd ekében honl apu nkon az a-lábbi dokumentumokat tettük közzé:

� A REKK által készített, „Az atomerőműviberuházások üzleti model l jei és várhatómegtérülésük” című műhelytanulmányt.

A tanulmányban két kérdésre keressük a választ:

� A nukleáris fej lesztést végrehajtó vagytervező OECD országok milyen üzletimodel lek keretében kezel ik vagy igye-keznek kezelni a nukleáris erőművi be-ruházások előkészítése, kivitelezése, azerőmű üzemeltetése közben, i l letve azerőmű bezárása során felmerülő pénz-ügyi / gazdasági kockázatokat?

� M ely tényezők befolyásol ják kiemelke-dő mértékben egy nukleáris erőműviprojekt pénzügyi megtérülését? N em-zetközi összehasonlító adatok felhasz-nálása segítségével mit mondhatunkegy idehaza tervezetthez hasonló mé-retű projekt pénzügyi megtérülési jel-lemzőiről?

� A tanulmányban bemutatott megtérülésiszámításokhoz használt pénzügyi model ltExcel formátu mban és interaktív webes fe-lü leten (https://rekk.shinyapps.io/nuclear).

� A pénzü gyi m od el l közzététel ét a m egtérü -lési szám ításokhoz használt feltételezések,input adatok és számítási algoritmusoknyi lvánossá, el lenőrizhetővé és kritizálha-tóvá tétel e érd ekében tarju k fontosnak. Azérdeklődők maguk is végezhetnek számí-tásokat, az input adatokra vonatkozó felté-telezések tetszőleges módosításával .

� Egy rövid értékelést , melyben a 201 4. ja-nuár 1 4-i megál lapodás kapcsán napvi lágotlátott információk alapján vizsgál juk a pro-jekt megtérülésének egyes feltételeit.

Atomerőművi beruházások megtérülése

26 REKK Jelentés az Energiapiacokról 2014/1

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

költségének a kiszámolásával határozzameg a 36 ország merit orderjét.

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

figyelembe� Évenként 90 referencia óra model lezése. A

referencia órák megfelelő súlyozásávalstandard termékek (zsinór és csúcs) évesárainak meghatározása

ALKALMAZÁSI TERÜLET� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakat

nyújt a model lezett régióra� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-

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

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

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

lemzésére� H atárkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálata

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

szágokban� Tüzelőanyag-mix� Adott erőművi blokk termelése� I mport-pozíciók� H atárkersztező-kapacitások árai

REFERENCIÁK� Project of Common I nterest (PECI ) projek-

tek kiválasztása� Az EN TSO-E 1 0 éves hálózatfej lesztési ter-

vének értékelése� N émet atomerőművi bezárás hatásainak

vizsgálata� Balkáni és magyarországi árak közti össze-

függés vizsgálata� Kelet-délkelet-európai országokra vonatko-

zó árelőrejelzések készítése� N emzeti Energiastratégia 2030� Kapcsolt erőművek piaci alapú megtérülé-

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

Kapcsolat: M ezősi András

[email protected]

EUROPEAN ELECTRICITY MARKET MODEL(EEMM)Az EEMM a REKK2006 óta fejlesztett, 36 ország árampiacát szimuláló modellje.

Base load prices and total

yearly trading in 2017

45

53

45

50

45

52

4547

44

44

40

46

41

48

55

52

48

46

58

60

49

51

48

4647

59

51

42

49

44

45

45

41

49

4444

Er�m�vi

határköltség

Er�m�vek elérhet�

kapacitása

Országos

kínálati görbék

Országos

keresleti görbék

Határkeresztez�

kapacitások

}Az egyes országok

egyensúlyi árai

Kereskedelmi áramlások

az országok között

Az egyes blokkok

termelése

Input

Output

MO

DE

LL

}

27REKK Jelentés az Energiapiacokról 2014/1

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

országok között és csővezetéki és LN Gszál l ítókkal

� A fizikai korlátok az interkonnektorok kapa-citásai

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

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

rolói díjakat

ALKALMAZÁSI TERÜLET� Benchmarkként szolgáló versenyzői árakat

nyújt a model lezett régióra� Elősegíti az árak és a fundamentumok kö-

zötti összefüggések jobb megértését. Pl .LTC árak változása, tárolói piac

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

lemzésére� H atárkeresztező kapacitásbővítések hatá-

sának vizsgálatára� El látásbiztonsági szcenáriók vizsgálata

EREDMÉNYEK� Földgázáramok és szűkületek a határke-

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

delmi mennyiségek� J óléti mutatók

REFERENCIÁK� Project of Common I nterest (PECI ) projek-

tek kiválasztása� U krán gázválság hatásvizsgálata� I nfrastruktúra beruházások jóléti értékelése

(TAP)� Regionál is el l átásbiztonsági el em zések N -1

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

Kapcsolat: Takácsné Tóth Borbála

[email protected]

EUROPEAN GAS MARKET MODEL(EGMM)Az EGMM a REKK2010 óta fejlesztett, 35 ország gázpiacát szimuláló modellje.

INP

UT

Kereslet

országonként

e

OU

TP

UT

MODELL

Belföldi

termelés

TOP szerz�dések

(cs�vezetékes és

LNG szerz�dések)

Infrastruktúra:interkonnektorok,

tárolók,LNG szállítási útvonalak

Küls� piacok és

importforrások árai

exogének: külön TOP, spot

Nagykereskedelmi

gázár országonként

Fogyasztás

országonként

Gázáramok az

interkonnektorokon

Tárolói

készletváltozás

Import hosszú távú szerz�déseken és spot

kereskedelmen keresztül (cs�vezetékes és LNG)

Documents

Jelentés az energiapiacokról 2014. évi I. szám · Jelentés az energiapiacokról 2014. évi I. szám ... e