Hazai erőművek termelési stratégiái 3. rész
Az előző részben a merit order modell kapcsán említettük, hogy napjainkban a földgáztüzelésű erőműveknek ármeghatározó szerepük van. Arra is utaltunk, hogy a termelői mixben való jelenlétüket az egyre nagyobb számban a rendszerbe integrált időjárásfüggő kapacitás indokolja, hiszen az egyre fokozódó forrásoldali bizonytalanságot csak ezek a gyorsreagálású, rugalmas gépegységek képesek semlegesíteni. Ezek tehát a szénhidrogén (olaj-, és földgáz-) tüzelésű erőművek.
A földgáztüzelésű erőművek csakúgy, ahogy a megtermelt villanyt értékesíthetik hosszabb és rövidebb időtávon, az ehhez szükséges földgázt is csak hasonló piacokon szerezhetik be (kivéve, amennyiben az saját forrásból rendelkezésre áll). Ahhoz tehát, hogy az erőmű működésén a vállalat profitáljon, a villamos energiát mindenképp kedvezőbb áron szükséges értékesíteni, mint az annak előállításához kapcsolódó valamennyi költség, beleértve a földgáz árát. Az atomerőművek jellemzésénél már az is elhangzott, hogy egy hagyományos erőmű akkor termel tisztán piaci alapon, ha a változó költségét, vagyis a termeléshez közvetlenül kapcsolódó költségeit (~tü.a.[GD1] [BB2] -költség) a piac fedezi.
Az állandó, fix (melybe a beruházási költség is beleértett) költség megtérüléséhez a változó költség feletti sávban szükséges árbevételt realizálni. Ez a „spread”, melyet árkülönbözetként fordíthatunk magyarra. A spread tehát a piacon kapott villamosenergia-ár és az erőmű változó költsége közötti különbség. A pozitív előjelű spread azt árulja el, hogy az erőmű az értékesítéssel képes a villamos energia előállítása során felmerülő változó költségeket fedezni. Tekintettel arra, hogy a földgáz eltüzelésével szén-dioxid kerül a levegőbe, az európai gáztüzelésű erőműveknek a CO2-kibocsátás költségével is számolniuk kell. Ekkor a gázerőművi változó költség felett elérhető árbevétel „clean spark spread” -re (CCS) módosul. Ezt 1 MWh-ra vonatkoztatjuk, vagyis amennyiben a CSS 10 €, a gázerőmű minden MWh villamos energia megtermelése (és ennek értékesítése) után 10 €-t az erőmű beruházási költségének megtérítésére használhat fel (feltéve, hogy még a megtérülési fázisban vagyunk). Amennyiben a spread negatív, az árbevétel a termeléshez szükséges közvetlen költségeket sem fedezi. Azt tehát, hogy egy földgáztüzelésű erőmű piaci alapon termel-e, a spread nagysága határozza meg. A spread-ek számításakor az erőmű hatásfoka kulcstényező. Minél kedvezőbb az erőmű eredő hatásfoka, annál alacsonyabb a fajlagos tüzelőanyag-költség, valamint a fajlagos szén-dioxid-költség. A villamosenergia-termelésben legkedvezőbbként a CCGT-k, vagyis a kombinált ciklusú gáztüzelésű erőművek hatásfokát (akár 60%) tartjuk számon. Attól függően, hogy az erőmű zsinór- vagy csúcstermékkel jelenik meg a piacon, természetesen változhat a spread (a csúcstermék ára jellemzően magasabb). Azt is fontos megjegyezni, hogy amennyiben egy erőmű például DA (day-ahead) piacon értékesítene villanyt, nem biztos, hogy a felhasználandó földgázt is a másnapi piacról szerezte be. Előfordulhat, hogy bár mindkét energiahordozót tekintve a másnapi piac negatív spread-et mutatna, a valójában hosszú távú piacról beszerzett földgáz (CO2-kvóta esetén ugyanígy) árával már pozitív a mutató. Mindezzel csak arra szerettünk volna rávilágítani, hogy különböző időtávú piacokon kialakult árakból (is) tevődhet össze a spread1.
A gáztüzelésű erőművek a már említett gyors terhelésváltoztatási képességük miatt a kiegyenlítőszabályozási-tartalékpiacon (kapacitástender és kiegyenlítő energia) kiemelt szereplők. A legtöbb szénhidrogén-tüzelésű termelő entitás rendelkezik sikeres akkreditációval valamely szabályozási tartalék (FCR, aFRR és mFRR termékek) vonatkozásában. A hazai rendszerirányító a tartalék kapacitásokat különböző időtávokon szerzi be (éves, havi, heti, másnapi stb. tendereken). A cél tehát, hogy a rendszerben tartandó „fel” , valamint „le” irányú tartalékok már D-1 tervezés során rendelkezésre álljanak. Ennek érdekében az erőműveknek a kapacitástendereken szükséges benyújtaniuk ajánlataikat, megadva azt, hogy a nap egyes óráiban teljesítőképességükből mekkora hányadot kínálnak fel az esetleges szabályozás segítése érdekében. A TSO a beérkezett ajánlatokat a megadott árak alapján rendezi sorba, és „köti le” a hozzájuk tartozó teljesítményeket. A felek tehát - a rendszerirányító a szolgáltatást nyújtó vállalatokkal – kölcsönös kötelezettségen alapuló, ún. „market maker” szerződéseket kötnek. Itt jegyeznénk meg, hogy a rendszerszintű szolgáltatások piacán fogyasztók és tárolók is megjelennek. Tekintve, hogy a hazai erőműpark hiányosnak titulálható, a hagyományos erőművek tekintetében kifejezetten, a tendereken természetesen előfordulhat beszerzési hiány. A kiegyenlítőszabályozási-tartalékpiacon tehát egyik oldalon az erőműveket üzemeltető társaságok, a másik oldalról a MAVIR igyekeznek egy kölcsönösen profitábilis együttműködés alapjait lefektetni. Nehezíti a folyamatot, hogy bár a két oldal egymásra van utalva, az érdekek ellentétesek. Míg az erőművek maximalizálni szeretnék bevételüket, addig a MAVIR a legkisebb költség mellett szeretné garantálni az üzembiztonságot. Nem csoda tehát, hogy a regulátor hatóságnak az elmúlt időszakban ezen a piacon is egyre komolyabb szerep jut. Az energiaválság jelentős befolyással bírt az erőművek által a tartalékpiacon adott ajánlatok árszintjére is. A földgáz tekintetében kialakult forráshiányos állapot nem meglepően felfelé hajtotta az árakat. Az erőművek már a kapacitástendereken egyre drágább ajánlatokat adtak meg, így a Rendszerirányító az üzembiztonsági tartalékokat csak egyre nagyobb költségen tudta lekötni. Krízisközeli időszakokban a piaci manipuláció kérdése is felmerülhet, hogy az erőművek milyen mértékben ismerik egymás árait és játszanak össze annak érdekében, hogy az árakat minél feljebb hajtsák. A következőkben vizsgáljunk meg néhány lehetséges magatartást a két oldal részéről, és az arra adható válaszokat. A MEKH az elszabaduló kapacitásdíjakat úgy próbálta megfékezni, hogy árplafont vezetett be a rendelkezésre állási díjak tekintetében. Ekkor egy erőmű dönthet úgy, hogy a TSO számára kedvezőbb kapacitásdíjak felajánlásával, így a kapacitásdíj elnyerése után rendkívül magas energiadíj megadásával igyekszik ugyanazt az árbevételt realizálni. A társaság tehát az opciósan aktivált energia díjával érné el a kívánt profitot (az energiadíjak megfékezésére is történt kísérlet). Szintén egy erőművi válasz lehet az, hogy az üzemeltető társaság a tenderen nem indul, hiszen úgy gondolja, hogy az árplafon megakadályozza őt költségei ellensúlyozásában. Amennyiben azonban kellő mértékű hiány alakul ki a tenderen, az újra teherelosztáshoz vezethet, mely a TSO szempontjából egy rendkívül költséges folyamat, ekkor az erőművek alkupozíciója is megerősödik. Itt szintén megjegyzendő, hogy egy erőmű spekulálhat ekképp, hiszen a redispatch jóvoltából szabad kapacitására várhatóan előáll a kereslet a TSO részéről.
Mindezek szemléltetésével arra szerettünk volna rávilágítani, hogy a földgáztüzelésű erőművek rendszerben betöltött szerepe rendkívül jelentős. Bár piaci alapon az egyik legdrágább termelőnek bizonyulnak, egy megbízható, stabil villamosenergia-rendszer működtetéséhez egyelőre nélkülözhetetlen rendszerben tartásuk. Minél több időjárásfüggő kerül a rendszerbe, a biztosítandó tartalék nagysága annál nagyobb lesz, így szénhidrogén-tüzelésű erőművek nélkül a jövő villamosenergia-rendszere is elképzelhetetlen.
Heti energiapiaci briefing a legfontosabb fejleményekkel.
Adat, hírek, elemzés és gyakorlati döntési pontok egy emailben.
