késleltetett adatok
Árfolyamok: 15 perccel késleltetett adatok
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.
Mi a negatív ár?
Ahogy említettük, a villamosenergia-piacokon a kínálatot és a keresletet folyamatosan egyensúlyban kell tartani, legtöbbször korlátozott tárolókapacitás mellett. Ha ezzel egyidejűleg a keresleti oldalon is elégtelen a rugalmasság (nincs fogyasztói csoportokon alapuló, tervezett fogyasztás), akkor ez olyan helyzetekhez vezethet, amikor a villamos áram termelője hajlandó fizetni is a vásárlónak azért, hogy vigye el áramot. Ezt pedig azért teszi, mert így még mindig kisebb kárt szenved, mint ha leállítaná az erőművet, vagy lekapcsoltatná a szél- vagy naperőművét a hálózatról. Emellett a határkeresztező vezetékhálózatok limitált kapacitása is súlyosbíthatja a problémákat. Az áramfelesleg exportja és importja ellehetetlenülhet hálózati torlódás vagy korlátozott elérhetőség miatt, ami súlyosbíthatja a negatív árral összefüggő szimptómákat.
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 periódusok aránya nem állandó, hanem az időjárásfüggő áramtermeléssel arányban növekszik.
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 szélerőművi ágazatban is növekedés várható a felülvizsgált NEKT szerint, bár a beépített kapacitás nem emelkedik majd olyan mértékben, mint a PV esetében.
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.
Miután a villamosenergia-termelésnek és az -importnak együtt minden időpillanatban meg kell egyeznie a fogyasztással, a hazai időjárásfüggő áramtermelés további növelése nem képzelhető el a kiegyenlítő-, tárolókapacitások lényegi növelése nélkül.
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.
Portfóliónk minőségi tartalmat jelent minden olvasó számára. Egyedülálló elérést, országos lefedettséget és változatos megjelenési lehetőséget biztosít. Folyamatosan keressük az új irányokat és fejlődési lehetőségeket. Ez jövőnk záloga.