Ha a termelő fizeti az áram árát, az nem a fejlődés, hanem a rendszerhiba jele

A visszaterhelésre főként a túltermelés okozta üzemzavarok és a negatív áras helyzetek kivédése miatt van szükség akkor, amikor nincs mód a felesleg exportjára vagy eltárolására. El kell kerülni azt, hogy az áramtermelő fizessen áramot felhasználónak, vagy hogy országos áramkimaradás legyen. 

Magyarország nem véletlenül építi klímasemlegességi terveit a nap- és atomenergiára, hiszen mindkét áramtermelési technológia dekarbonizált, a leginkább megfelel a természetes adottságainknak, azaz annak, hogy jó a napenergia-potenciálunk, és az évekre eltárolható fűtőelemeknek köszönhetően az atomenergia ellátásbiztonsági szempontból hazai forrásnak számít. Így a hazai dekarbonizált áramtermelésünkre alapozva válságállóbbak lehetünk, kimaradhatunk az energiaforrásokért való tülekedésből, növelve a szuverenitásunkat. Ebben a helyzetben kifejezetten problémás, hogy az egyik dekarbonizált áramtermelési ágazat miatt vissza kell terhelni egy másikat, ráadásul az olcsóbbat, és azt, amelyiknek mindez műszakilag sem tesz jót. Kétségtelen, hogy a magyar villamosenergia-rendszer harmonikus működése érdekében a fentiekre mielőbb megoldást kell találnunk.

A negatív áramárak lassan normalitássá válnak a nap- és szélerőművek dominálta piacokon 

A Nemzetközi Energiaügynökség 2024-es adatai szerint (IEA, Electricity Mid-Year Update July 2024) jócskán megnőtt a negatív nagykereskedelmi áramárak gyakorisága a világ azon régióiban, ahol az időjárásfüggő szél- és naperőművi áramtermelésnek magas a részesedése a villamosenergia-termelési mixben. Például Dél-Ausztráliában az év napjainak 20 százaléka (73 nap), Dél-Kaliforniában és Texasban több mint 5 százaléka (18 nap) már a negatív áras időszak. De Európa, ezen belül elsősorban Németország is felzárkózóban van. Itt az év napjainak 20 százalékában – tehát 73 napon át – előfordulnak legalább egyórás negatív áras periódusok.

Tény, hogy a negatív ár bizonyos értelemben fontos piaci jelzés, indikátora annak, hogy csökkenteni kell a termelést, és növelni az áramtárolást. De amíg a támogatott áron és prioritizált áramátvétel mellett működő nap- és szélerőművek könnyebben átvészelik ezeket a negatív áras periódusokat, a tisztán piaci alapon működő, hagyományos erőművi szektor likviditását ezek a periódusok folyamatosan rombolják. Érdekes, hogy általában mindenki az idősebb hagyományos erőműveket hiszi rugalmatlan működésűnek, de a tetőtéri napelemmodulok és a régebbi szélturbinák termelése sem csökkenthető, így nem reagálnak az árjelzésekre. Ezekre a szabályozhatóan működő földgáz- és a széntüzelésű erőművek reagálnak leginkább, mindezzel az új éra veszteseivé is téve magukat.

A negatív áras órák aránya 2024 első fél évében Dél-Kaliforniában 20 százalék felett volt, ami több mint háromszorosára növekedett a 2023 első fél évében mért 7 százalékhoz képest. 2024 áprilisában a nagykereskedelmi árak Dél-Kaliforniában és a Texas Panhandle térségben az esetek 40 százalékában negatívak voltak. Dél-Ausztráliában ez az arány 18 százalék volt. Ezekben a régiókban ma már sokkal gyakoribbak az egy napon belüli negatív árú intervallumok, mint az, hogy egy nap teljes egészében csak pozitív áras legyen. Dél-Ausztrália ott tart, hogy nemcsak az áram importjáért, hanem az exportálásáért is fizet.

De nem túl örömteli a helyzet Európában sem. Itt is megdőltek a negatív áresemények maximális időtartamainak rekordjai 16 országban, köztük Svédországban, Finnországban, Észtországban, Lettországban, Litvániában, Hollandiában, Lengyelországban, Szlovéniában és Norvégiában. Spanyolországban idén következett be először, és nálunk Magyarországon is egyre gyakrabban megfigyelhető. 

A negatív áras periódusok elkerüléséért itthon is van mit tenni

Az EU-s és a hazai energia- és klímapolitikai vállalásaink célszámait, a technológiai megvalósítás útját, annak időbeli ütemezését a felülvizsgálat alatt álló Nemzeti Energia és Klímaterv részletezi (NEKT). Eszerint a megújuló villamosenergia-termelés a jövőben is a naperőművi (PV) áramtermelés bővítésére összpontosít. Ennek három oka van: ehhez megfelelők a klimatikus adottságaink, a naperőműveknek nincs üzemanyagköltségük (a napenergia ingyen van), a termelési költség már szinte támogatás nélkül, piaci alapon is versenyképes lehetne. Egyelőre azonban ezek az árak támogatottak, a megújuló áramtermelésre vonatkozó, kötelező EU-s átvételi tarifa (KÁT) alapján. 

Míg a Paksi Atomerőmű 12 forintért állít elő 1 kilowattóra áramot, egy naperőmű támogatással 47 forintot kap. Ez átlagosan 25 forinttal haladja meg a piaci árat január és május között. Nem volt rossz üzlet tehát a naperőmű-építés a KÁT-szabályozás hatálya alatt. Igaz, hogy időközben volt már pár METÁR-tendereztetés is alacsonyabb támogatással, de a ma működő naperőművek nagy többsége a KÁT-körbe tartozik. Ennek köszönhetően a naperőművi és lakossági napelempark beépített kapacitása a 2018-as 340 megawattról mára 6700 megawattra nőtt (majd hússzoros növekedés), ami a felülvizsgált NEKT szerint 2030-ra eléri majd a 12 ezer megawattot. 

A jelenlegi, kb. 330 megawattról 1000 megawattra növekszik majd 2030-ig, 2040-re 2000 megawatt a terv, 2050-re pedig 3000 megawatt. Ha ehhez hozzáadjuk a 2030-as évek elején várhatóan még üzemben lévő, hagyományos (atom-, gáz-, biomassza-hulladék) erőműveink teljesítményét, ami várhatóan közel 8000 megawatt, akkor azt kapjuk, hogy 21 ezer megawattnyi beépített kapacitás fog szemben állni a 8600–9300 megawattra becsült napi csúcsfogyasztással szemben. Látható, hogy ha a 13 ezer megawatt időjárásfüggően termelő nap- és szélerőmű kedvező meteorológiai helyzetben maximumközeli teljesítménnyel működik, az önmagában a napi csúcsigényünk másfélszeresét tudja majd produkálni. A napi villamosenergia-fogyasztás ritmusában egyre erőteljesebbé válik az ún. „kacsagörbe” (duck curve) jelleg, azaz eltűnik a reggeli csúcs a naperőművi termelés gyors felfutása miatt, és napnyugtakor megjelenik egy nagyon erős igénynövekedés a naperőművi termelés gyors csökkenése és a világítással jelentkező fogyasztás növekedése miatt.

Ebben a helyzetben a KÁT-szabályozásnak megfelelően a naperőművek termelése prioritást kap, és a Paksi Atomerőmű termelését, majd később a 2030-as évek elején üzembe lépő Paks II. Atomerőművet a földgáztüzelésű erőműveinkkel együtt ehhez kell igazítani. A baj ezzel annyi, hogy a Paksi Atomerőmű alaperőmű, zsinóráram-termelésre tervezték. A zsinóráramot a legalacsonyabb önköltségű, folyamatosan rendelkezésre álló erőművekkel gazdaságos termeltetni, magas kihasználtsággal. Ez a garancia a megfelelő ellátásbiztonságra és egyben a megfizethető árú villamosenergia-ellátásra. Ha a zsinórtermelők nem működhetnek maximális kihasználtsággal, az önmagában a villamos energia árának a növekedését eredményezheti. A visszaterhelések pedig nemhogy nem kedveznek az erőmű műszaki állapotának, de kockázatot jelentenek a tervezett második üzemidő-hosszabbítási ciklus megvalósíthatóságára. Jó hír, hogy Paks II. már flexibilisebb lesz, és képes lesz menetrendtartó működésre. 

Ne felejtsük el, hogy a tervszerű energiagazdálkodást a fogyasztás tervezhető kielégítésének az igénye hozta létre. Ezért épül a három modern, kiegyenlítésre alkalmas, kombinált ciklusú, földgáztüzelésű erőművi blokk a Mátrai és a Tisza II. Erőmű területén, és a tárolásra alkalmas, egy- vagy kétszivattyús, tározós vízerőmű Borsodban és/vagy a Mátrai Erőmű telephelyén, mellyel dekarbonizáltan lehet majd tetemes mennyiségű áramot tárolni. Ezt a célt szolgálják a Napenergia+ típusú pályázatok is, megnyitva a lehetőséget a háztáji napelemes áramtermelés fölöslegének akkumulátoros eltárolására. Miután a megújuló áramtermelés mellett hosszabb távon is szükség van a hagyományos erőművi szektorra, az ellátásbiztonság jövőbeni fenntartása érdekében számukra is biztosítani kell a hosszú távú tervezés lehetőségét.