a magyar villamosenergia rendszer forrásoldali elemzése

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A Magyar Villamosenergia-rendszer Forrásoldali Kapacitáselemzése

2011.

Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt.

Budapest, 2011.

MAVIR RTO: A Magyar Villamosenergia-rendszer Forrásoldali Kapacitáselemzése, 2011.

- 2 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A Magyar Villamosenergia-rendszer Forrásoldali Kapacitáselemzése

2011. Készítette: Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Rendszerirányítási Igazgatóság Rendszerszintű Tervezési és Elemzési Osztály

Budapest, 2011.


- 3 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Tartalomjegyzék 0. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ........................................................................... 5

1. BEVEZETÉS ................................................................................................... 7

1.1. SZABÁLYOZÓI HÁTTÉR ................................................................................. 7 1.2. ALAPELVEK ................................................................................................ 7 1.3. ALAPFOGALMAK.......................................................................................... 8

1.3.1. Energetikai mérlegek......................................................................... 8 1.3.2. Villamos terhelés és teljesítmény .................................................... 10 1.3.3. Villamos teljesítőképesség .............................................................. 11

1.4. KERETDOKUMENTUMOK............................................................................. 13

2. A MAGYAR VILLAMOSENERGIA-RENDSZER TERHELÉSÉNEK VIZSGÁLATA .......................................................................................................... 16

2.1. VISSZATEKINTÉS....................................................................................... 16 2.1.1. Villamosenergia-felhasználás.......................................................... 16 2.1.2. Csúcsterhelés ................................................................................. 17

2.2. ELŐREJELZÉS........................................................................................... 22 2.2.1. Villamosenergia-felhasználás.......................................................... 22 2.2.2. Csúcsterhelés ................................................................................. 23

2.2.2.1. Számítási módszer ....................................................................................24 2.2.2.2. Számítási eredmények ..............................................................................25

3. FORRÁSOLDALI ELEMZÉS ........................................................................ 28

3.1. VISSZATEKINTÉS....................................................................................... 28 3.1.1. Villamosenergia-termelés................................................................ 28 3.1.2. Beépített teljesítőképesség ............................................................. 29

3.2. A MEGMARADÓ ERŐMŰVES TELJESÍTŐKÉPESSÉG ......................................... 30 3.2.1. Nagyerőművek ................................................................................ 31 3.2.2. Kiserőművek ................................................................................... 34

3.3. ÚJ ERŐMŰVEK LEHETŐSÉGEI...................................................................... 36 3.3.1. Nagyerőmű-létesítések ................................................................... 37 3.3.2. Kiserőmű-létesítések....................................................................... 39

4. ELŐREJELZÉSEK........................................................................................ 41

4.1. TELJESÍTŐKÉPESSÉG-MÉRLEGEK ............................................................... 41 4.1.1. Rövid táv (2015) .............................................................................. 41 4.1.2. Középtáv (2020) .............................................................................. 43 4.1.3. Hosszú táv (2030) ........................................................................... 45

4.2. ENERGIAMÉRLEGEK .................................................................................. 48 4.2.1. Rövid táv (2015) .............................................................................. 48 4.2.2. Középtáv (2020) .............................................................................. 50 4.2.3. Hosszú táv (2030) ........................................................................... 52

5. EXPORT-IMPORT VIZSGÁLAT ................................................................... 54

5.1. VISSZATEKINTÉS....................................................................................... 54


- 4 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5.1.1. Metszékáramlások és a tranzit ........................................................ 55 5.1.2. Munkanapi importszaldó alakulása 2008-2010. év ......................... 57

5.2. ELŐREJELZÉS........................................................................................... 60 5.3. KITEKINTÉS A SZOMSZÉDOS ORSZÁGOK ERŐMŰ ÉPÍTÉSI TERVEIRE ................ 61

5.3.1. Ausztria ........................................................................................... 61 5.3.2. Cseh Köztársaság........................................................................... 62 5.3.3. Horvátország................................................................................... 62 5.3.4. Lengyelország................................................................................. 62 5.3.5. Németország................................................................................... 63 5.3.6. Románia.......................................................................................... 63 5.3.7. Szerbia ............................................................................................ 64 5.3.8. Szlovákia......................................................................................... 64 5.3.9. Szlovénia......................................................................................... 65 5.3.10. Régiós kapacitáshelyzet, importlehetőségek .................................. 65

6. SZABÁLYOZÁSI KÉRDÉSEK...................................................................... 70

6.1. SZABÁLYOZÁSI TARTALÉKOK ...................................................................... 72 6.1.1. Rövid táv (2015) .............................................................................. 74 6.1.2. Középtáv (2020) .............................................................................. 75 6.1.3. Hosszú táv (2030) ........................................................................... 76

6.2. BEAVATKOZÁS A FOGYASZTÓKNÁL.............................................................. 78

7. ENERGIAKÉPEK ÉS MUTATÓSZÁMOK .................................................... 79

7.1. VILLAMOSENERGIA-KIADÁS ÉS -TERMELÉS................................................... 79 7.2. ERŐMŰVES HŐ KIADÁSA ENERGIAHORDOZÓNKÉNT....................................... 81 7.3. ÖSSZES ERŐMŰVES ENERGIAKIADÁS .......................................................... 82 7.4. ENERGIAHORDOZÓ-FELHASZNÁLÁS ............................................................ 83 7.5. SZÉN-DIOXID-KIBOCSÁTÁS ......................................................................... 84 7.6. HATÁSFOKOK ........................................................................................... 85

8. ÖSSZEFOGLALÁS....................................................................................... 86

9. ÁBRAJEGYZÉK ........................................................................................... 89

10. TÁBLÁZATOK.............................................................................................. 90

11. IRODALOMJEGYZÉK .................................................................................. 91


- 5 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

0. Vezetői összefoglaló A magyarországi villamosenergia-ellátás forrásoldalának elemzésekor közel húsz évre lehet előre tekinteni – a hivatalosan előírt 15 év helyett – akkor, amikor a Nemzeti Energiastratégia részleteit különféle tudományos műhelyekben szintén erre az időtávlatra alakítják. A MAVIR kétévente esedékes forrásoldali kapacitáselemzése rendszeres tájékoztatást ad a villamosenergia-rendszer egyik fő elemének fejlődési lehetőségéről. Feltételezhető, hogy a nettó villamosenergia-igény növekedési üteme a következő két évtizedben évente átlagosan 1,5% lesz, valamint a villamos csúcsterhelés évente közel 100 MW-tal fog növekedni. Mindezt megerősíti az is, hogy egyes társaságok (pl. IEA – International Energy Agency) 1%-os növekedést prognosztizálnak az EU villamosenergia-felhasználására, és azt mindenképpen feltételezni lehet, hogy Magyarországon az átlagnál nagyobb lesz a növekmény, hiszen felhasznált villamos energia tekintetében az európai rangsor végén helyezkedünk el. Bár szándék látszik az EU-n belül a villamosenergia-hatékonyság növelésére, azonban ezek még csak elméleti lehetőségek, megvizsgálásuk jelenleg is tart. Nem szabad összetéveszteni a már kötelező érvényű (a CO2 kibocsátásra és a megújuló energiára vonatkozó) célkitűzésekkel. Ugyanakkor konszenzus alakul abban a vonatkozásban, hogy az összes energiafelhasználáson belül a villamos-energia felhasználása javára tolódik el az arány, éppen a fenntartható fejlődés és a hatékonyság érvényesülése következtében. A jelen tanulmányban feltételezett igénynövekedés a fentiek alapján reálisnak tűnik. Ha ettől eltérően alacsonyabb az érték, az a rendszer szempontjából biztonságot jelent, és a következő tervkészítési ciklusban kerül figyelembe vételre. A hazai erőműpark jelenlegi, nagyjából 10000 MW-nak tekinthető bruttó névleges villamos teljesítőképessége 2030-ra mintegy 14 000 MW közelébe növekedhet – elsősorban a nagy egység-teljesítőképességű atomerőmű-blokkok nagyságától függően. Tekintettel arra, hogy a már most eléggé elöregedett erőműparkunknak mintegy a fele vagy még kisebb része maradhat csak meg az említett két évtized távlatában, azt kell jeleznünk, hogy mintegy 9000 MW új bruttó erőműves teljesítőképességet kell létrehozni hazánkban. A források, a villamos teljesítőképességek várható alakulása – meglévők megszűnése, újak létesülése – (1. ábra) alapján megállapítható, hogy elsősorban a pótlás igénye sürget új létesítést, kisebb mértékben a fogyasztás növekedése. Nem számolunk azzal – bár lehetne – a tanulmányban, hogy importból 2030-ban mértékadó kapacitás köthető még le, azzal viszont igen, hogy mi képesek lehetünk az exportra.


- 6 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

1. ábra A forráslétesítés szükségessége

Az új erőműves teljesítőképességből kb. 7000 MW-ot tehetnek ki a nagyerőművek, köztük a kétblokkos atomerőműves bővítés 2000-3400 MW-ja. A többit a menetrend tartása és a tartalékok képzése miatt főleg gázturbinás nagyerőművek adnák – szénhidrogén tüzelésével. A maradék 2000 MW-ot elsősorban a megújuló forrásra építhető kiserőművek tennék ki, amelyek közül különösen a szélerőművek és a biomassza-tüzelésűek lehetnek jelentős részarányúak. Ez utóbbiak a távfűtésben is nagy szerepet játszhatnak. Ennek a jelzett erőmű-létesítési változatnak a tanulmány bemutatja az energetikai következményeit, külön a szén-dioxid-kibocsátást, de nem foglalkozik gazdasági értékelésekkel, mert nem szándékozik beavatkozni a befektetők piaci küzdelmeibe, a létesítési versenybe. A meglehetősen szabaddá váló európai és térségi áramkereskedés távlata nem tárgya ennek a munkának, hiszen ez legalább regionális szinten érdemes elemezni. Az ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) 2012-ben elkészülő 10 éves hálózatfejlesztési terve (Ten-Year Network Development Plan – TYNDP) tartalmazni fog a különböző európai régiókra vonatkozó piaci modell szimulációkat. Szükséges felhívni a figyelmet arra, hogy jelen tanulmány nem egy országos erőműépítési-terv, hanem a MAVIR ZRt. elemzése a jövőbeni helyzetről, a piaci szereplőktől kapott, illetve a különböző forrásokból beszerzett információk alapján.


- 7 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

1. Bevezetés

1.1. Szabályozói háttér A MAVIR ZRt. jogszabályokban rögzített egyik fontos feladata a magyarországi villamosenergia-rendszer távlati alakulásának jelzése. Ezt a társaság Működési Engedélyének az I.2.18. pontja előírja. A rendszerirányítónak fel kell mérnie a villamosenergia-felhasználás várható jövőbeni nagyságát, e mellett köteles figyelemmel kísérni a rendszerszintű energiamérleg, az erőműves teljesítőképesség, a közcélú villamos hálózat és a fogyasztás változását is. Az általa irányított magyarországi villamosenergia-rendszer rövid, közép- és hosszú távú forrásoldali fejlődését értékelve a MAVIR 2003-tól kezdve kétévente elkészíti a magyar villamosenergia-rendszer legalább 15 évre előretekintő forrásoldali elemzését, majd erre is alapozva minden páros évben (2012-től évente) a szállításhoz szükséges hálózat fejlesztésére készít tervet. Jelen tanulmány a korábban nyilvánosságra hozott kiadások folytatását, továbbfejlesztését jelenti. Az elemzéshez felhasznált, a MAVIR részére összeállított háttértanulmányok különféle időszerű kérdéseket tárgyaltak, és általános fejlesztési képeket mutattak be a hazai, a regionális és az európai fejlődés lehetőségeiről. Tekintetbe vette a társaság a különféle hivatalos anyagokban a tárgykörhöz tartozó megállapításokat is.

1.2. Alapelvek Alapelvként rögzíthető, hogy az anyag a hatályos jogszabályi keretekre és a vonatkozó szabályzatokra támaszkodik. Alapvető például, hogy saját kockázatára – a villamosenergia-rendszer szabályozhatóságát és biztonságos működését nem veszélyeztetve – mindenki építhet erőművet1, és teljesen megnyílt a villamosenergia-piac, a termelői szabad verseny Magyarországon. Alapelv és cél a magyarországi villamosenergia-fogyasztók biztonságos, környezetkímélő, versenyképes és átlátható költségszerkezetű energiaellátása, továbbá a hazai villamosenergia-piac integrációja az Európai Unió egységesülő villamosenergia-piacaiba (VET 1. §). A villamosenergia-rendszer forrásoldalának rövid, közép- és hosszú távú elemzésekor a következő sarokévek lettek kiemelve:

• a 2015. év (rövid táv = a jelenlegi erőmű-építések hatásának bemutatása),

• a 2020. év (középtáv = a különféle erőmű-létesítési lehetőségek követése),

• a 2030. év (hosszú táv = a hazai forrásoldal változásainak lehetséges útjai). A vizsgálat fontos kiindulási adatsora a várható villamosenergia-igények elemzése. A várható villamos csúcsterhelésnek az alakulásához kell illeszteni a teljesítőképességeket, ezért a jelzett energiaigények alapján számolva feltételeztük, hogy a jelenlegi csúcskihasználási óraszám (mintegy 6500 óra/év) tovább már nem

1 Vö. 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról (a továbbiakban: VET) 7. §


- 8 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

növekszik. Röviden bemutatásra kerül az erőművek hőkiadása, hogy az energiamérlegeknél teljesebb képet lehessen kapni. A térségben az új nagyerőmű-építési tervek – elsősorban energia- és környezetpolitikai okokból – halasztódhatnak. A konszolidálódó piaci helyzet alapján az import és az export különbsége jelentősen mérséklődhet, ha a régiónkban a tartalékok csökkennek. Csak a régió atomerőmű-építései mérsékelhetik ezt a csökkenést. Biztonsági alapkövetelményként azt a korábbi UCTE feltételt tekintjük, hogy az ún. maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a nettó beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Ebben a felfogásban a tartalék az egyéb, váratlan eseményekre vonatkozik, hiszen a maradó teljesítmény a beépített teljesítőképességből úgy adódik ki, hogy az állandó és változó hiányok, a karbantartások és a váratlan kiesések mellett levonják a rendszer irányításához szükséges tartalékokat is.

1.3. Alapfogalmak A hazai villamosenergia-ellátásban a teljesítőképességek jövőjének jelzése előtt rögzíteni kell bizonyos alapfogalmakat annak érdekében, hogy közös megfogalmazásokkal dolgozva egységes felfogást lehessen kialakítani a jelenről, majd a jövő lehetőségeiről. Bemutatásra kerülnek a szokásos energiamérlegek, külön összefoglalva a villamos terhelések és teljesítmények fogalmait – kiemelve a nettó és a bruttó közötti eltéréseket. Fontos, hogy a villamos teljesítőképességek áttekintése is, mert különben nem lehetne érzékeltetni, hogy mikor mennyi erőműre van szükség.

1.3.1. Energetikai mérlegek Egyszerű képpel (2. ábra) bemutatható, hogy alapvető különbség van az ún. bruttó és a nettó energiakép értelmezése között. E két fogalmat gyakran még ma is keverik, különösen az egyszerűbb megfogalmazásokban.


- 9 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2. ábra A nettó és a bruttó energiakép értelmezése

A nettó villamosenergia-fogyasztás a fogyasztóknál értelmezett – ott mért – energiára vonatkozik. Ez az az áru, amelyet a piacon eladnak, és a vevő a saját igényei szerint megvásárol. Ennek a várható változását érdemes megbecsülni a jövőre nézve. A bruttó villamosenergia-fogyasztás a villamos hálózati veszteséggel több, mint a nettó. Itt külön lehet választani az átviteli hálózat és az elosztó hálózat veszteségeit. Az előbbit például az átviteli rendszerirányító fedezi, szerzi be, az utóbbit pedig az elosztó hálózati engedélyes (nem a szolgáltató). Mindkét villamos hálózati veszteség nagyon sok független változóval befolyásolható, és a jövőben is hangsúlyt kell fektetni annak csökkentésére. A nettó villamosenergia-termelés és a villamos importszaldó (import-export) előjeles összege egyenlő az előbb említett bruttó villamosenergia-fogyasztással. Magyarországon az éves villamosenergia-import nagyobb az exportnál, ezért az importszaldó megfogalmazás az elterjedtebb. Más országokban az export a jellemzőbb (exportszaldó), és a távoli jövőben ilyen esettel hazánkban is számolhatunk. A bruttó villamosenergia-termelés a hazai erőművekben termelt villamos energia mennyisége, egyenlő az erőművek hálózatra adott nettó villamosenergia-termelésének és az önfogyasztásának az összegével. Gyakorlatilag a generátorkapcsokon mért termelt villamos energia a bruttó termelés. A bruttó villamosenergia-termelést és az importszaldót összegezve kapjuk az összes villamosenergia-felhasználást. Az önfogyasztást levonva a bruttó termelésből a nettó villamosenergia-termelés kapható. Az önfogyasztással csökkentett összes villamosenergia-felhasználás a bruttó villamosenergia-fogyasztás. Ebből a hálózati veszteség levonásával számítható a nettó villamosenergia-fogyasztás.


- 10 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

1.3.2. Villamos terhelés és teljesítmény A villamosenergia-felhasználás vonatkozásában bemutatásra került a bruttó és a nettó energiamennyiségek meghatározásának módja. A terhelés és a teljesítmény bemutatásánál azonban a bruttó egyensúly képe (3. ábra) az elterjedtebb, és a következőkben célszerű ehhez igazodni. Ennél a szemléletnél – a bruttó terhelés esetében – az önfogyasztás is a terhelés részét képezi, tehát hozzáadódik a fogyasztói terhelés és a hálózati terhelés összegéhez. Ezzel megkapható a bruttó egyensúly két jellemző nagysága: a bruttó terhelés = a bruttó erőművi teljesítmény + importszaldó, a nettó terhelés = a nettó erőművi teljesítmény + importszaldó. Ebben a képben tehát a nettó villamos terhelésben együtt van a fogyasztók tényleges és a hálózat valós egyidejű terhelése. A bruttóhoz csak az erőműves önfogyasztást kell hozzáadni (az importszaldónak természetesen nincs önfogyasztása) ebben a terhelési állapotban. A terhelésnek mindig van minimuma és maximuma az időben (napi, heti, havi és évi minimum és maximum) és a térben. A rendszer üzemeltetése szempontjából ezek nagyon fontos jellemző számok. Jelen elemzés csak az időbeni szélső értékekkel foglalkozik.

3. ábra Villamos terhelés és teljesítmény

A kapacitáselemzéshez azonban a villamos teljesítőképességek kellenek, amelyek a csúcsterhelésekre, azaz az éves, havi, heti vagy napi maximumra vonatkoztatva jelenthetnek biztonságos többleteket. A szükséges erőmű-létesítés teljesítőképességének meghatározása természetesen az éves csúcsterhelésekhez


- 11 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

igazodhat, de tekintetbe veszi a kereskedők napi, heti, havi és évi külföldi beszerzéseit is. A hazai villamosenergia-rendszer évi csúcsterheléseként a hazai villamosenergia-statisztikai kiadványok általában hagyományosan bruttó rendszerterhelést adnak meg, de a nemzetközi statisztikákban (így például az ENTSO-E adatbázisaiban és kiadványaiban) gyakran nettó rendszerterhelési adatokkal találkozhatunk. Nem mindegy tehát, hogy mikor és mire méretezünk. Különösen a téli és a nyári csúcsterhelések közötti különbség fokozatos csökkenése figyelmeztető. A jövőben nem elegendő a szokásos téli csúcsra gondolni, a nyári csúcsokat is figyelemmel kell kísérni. Ekkor például a kapcsolt energiatermelések elhanyagolható teljesítménnyel vehetők csak számításba.

1.3.3. Villamos teljesítőképesség Az előzőekben elmagyarázottak miatt talán nem szükséges kitérni a teljesítőképességek bemutatásakor a bruttó és a nettó értelmezésére. Az is nyilvánvaló, hogy a terhelés és a teljesítmény mellett külön fogalom a teljesítőképesség2. Egy adott termelő berendezés (erőműegység) pillanatnyilag elérhető legnagyobb teljesítménye a teljesítőképesség. Ez függ a külső (pl. levegőhőmérséklet) és a belső (pl. elpiszkolódások) feltételektől. Van egy névleges értéke, amely a blokk vagy a turbó-gépegység kötlevelében, illetve adattábláján feltüntetett maximális állandó teljesítmény. Gyakran méretezési érték is a névleges. A bruttó évi villamos csúcsterheléshez igazodva, a bruttó villamos teljesítőképességek, főleg azok névleges értékei (jele BT, mértékegysége MW) lesznek elemezve. Szinte természetes Magyarországon, hogy az erőművek bruttó villamos teljesítőképessége a névleges, és nem az önfogyasztást nem tartalmazó nettó, amely igen nehezen volt jól értelmezhető egy gyűjtősínes erőműben. Ma is több ilyen erőmű van még. Ezen felül a blokk kapcsolású erőművekben is találhatók olyan közös segédberendezések (pl. vízelőkészítés, tüzelőanyag-kezelés), amelyeknek teljesítményigénye nehezen osztható pontosan egy-egy blokkra. A következőkben az erőművek esetében a bruttó értékeket használjuk, az importnál a bruttó és a nettó teljesítmény azonos érték. Természetesen egyelőre a névleges értékből indulunk ki, a BT-ből, és ebből vezetjük le a változásokat (4. ábra).

2 Gyakran a „kapacitás” szóval is helyettesítjük.


- 12 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4. ábra Villamos teljesítőképességek, MW

Lényegében négyféle csökkenéssel kell számolni, amely alapvetően két részre osztható: vannak (i) hiányok (állandó és változó) és (ii) javítások (tervszerű karbantartások és a váratlan üzemzavarok után szükségessé válók). Mindkettőnek van tervezhető és nem tervezhető része – rövidebb távra, például havi vagy éves időszakra. Hosszabbra már bizonytalan a tervezés. A BT-ből az állandó (ÁH) és változó (VH) hiányok levonásával kiadódik a rendelkezésre álló változó teljesítőképesség (RTV). Amennyiben csak az állandó hiányt vonják le, akkor az ún. rendelkezésre álló állandó teljesítőképesség (RTA) fogalmának megfelelő érték adódik ki. Figyelembe veszik az erőműegységek tervszerű megelőző karbantartását (TMK). Ezt levonva a rendelkezésre álló változó teljesítőképességből, az igénybe vehető teljesítőképesség (IT) számértéke határozható meg. Váratlan – kényszerű – kiesések (KK) is csökkentik a teljesítőképességet a zavart elhárító javítások alatt. Ennek becsült, valószínű értékét levonva az igénybe vehető villamos teljesítőképességből, továbbá az egyéb teljesítőképesség-változásokat (E) figyelembe véve kiadódik a tervezők számára az ún. ténylegesen igénybe vehető teljesítőképesség (TIT). Eddig a hazai szabályozási terület erőműveiről volt szó, de a kereskedők leköthetnek import vagy export teljesítőképességet is – tartósan vagy rövidebb távra. Tehát a végső formában TIT+IMPORT TIT (vagy TIT-EXPORT TIT3) áll az értékeléshez a tervező rendelkezésére. Miért van minderre szükség? Azért, hogy a TIT+IMPORT TIT értékét össze lehessen hasonlítani a csúcsterheléssel (P). A kettő között van az ún. összes tartalék, amely még nem elég a biztonság értékeléséhez (5. ábra).

3 Az EXPORT TIT fogalmát nem tartalmazza az Üzemi Szabályzat, a teljesség kedvéért szerepel a tanulmányban.


- 13 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5. ábra Teljesítőképesség-tartalékok, MW

A rendszer irányításához mindig szükség van primer és szekunder szabályozási tartalékokra, valamint tercier szabályozási tartalékra. E három összege az ún. rendszerirányítási tartalék (RIT). Ezt levonva az összes tartalékból, kiadódik az ún. maradó teljesítmény (MT) értéke: MT = TIT + IMPORT TIT – P – RIT > 0,05 · BT Előírják, hogy a maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a névleges beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Egyes országokban – adottságoktól függően – a 10%-ot is megkövetelik.

1.4. Keretdokumentumok A kapacitáselemzés elkészítésekor – a hatályos Üzemi Szabályzat 4.2.8 pontja értelmében – a vonatkozó szabályzatok, nemzetközi ajánlások mellett a Rendszerirányítónak figyelembe kell vennie a mindenkori magyar energiapolitikai alapelveket, EU-irányelveket. A 2009. évi rövid, közép- és hosszú távú kapacitásmérleg elkészítését megelőző időszakban számos hazai és európai uniós energiapolitikai dokumentum és jogszabály született.4 Ezek ismertetésére itt nem térünk ki, részben azért, mert folyamatban van az új átfogó, a megváltozott prioritásoknak megfelelő hazai energiapolitikai keretdokumentum, a Nemzeti Energiastratégia 2030 egyeztetése, melyről várhatóan 2011 folyamán dönt az országgyűlés.5 Másrészt pedig e 4 Az Országgyűlés határozatot fogadott el a 2008-2020 közötti időszakra vonatkozó energiapolitikáról (40/2008. (IV. 17.) OGY határozat), megszületett a 2148/2008 (X. 31.) Korm. hat. Magyarország 2008-2020 időszakra szóló megújuló energiahordozó stratégiáról. Az Európai Parlament és a Tanács 2009. július 13-án jóváhagyta a harmadik energiacsomagot alkotó jogszabályokat. 5 A Kormány az energiastratégiára vonatkozó előterjesztést a 2011. július 13-i ülésén elfogadta és a közeljövőben az Országgyűlés elé terjeszti. A Kormány által jóváhagyott dokumentumban felsorolt intézkedések egyebek mellett egy hazai Erőmű fejlesztési Cselekvési Terv elkészítését is tartalmazzák.


- 14 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

dokumentumok elfogadása óta jelentős változások következtek be, nem lehet eltekinteni például a 2008 őszén jelentkező globális gazdasági visszaesés hatásaitól. Röviden összefoglaljuk ugyanakkor Magyarország megújuló energia hasznosítási cselekvési tervének (a továbbiakban: MCsT) a hazai erőműrendszer távlati fejlődését érintő vonatkozásait. E dokumentum a 2009/28/EK irányelv alapján készült el 2010 decemberére. A 2020-ig előretekintő cselekvési terv prioritásként határozza meg az ellátásbiztonságot, a környezeti fenntarthatóságot, a mezőgazdaság- és vidékfejlesztést, a zöldgazdaság-fejlesztést, valamint a közösségi célokhoz való hozzájárulást. A tervkészítés során figyelembe vett korlátozó tényezők között szerepel a villamosenergia-rendszer szabályozhatósága is, amellyel kapcsolatban az MCsT kijelenti: „a magyar villamosenergia-rendszer csak korlátozottan tudja befogadni a nem szabályozottan előállított (időjárásfüggő) villamos energiát, ezért annak átgondolása, továbbfejlesztése szükséges.” A 2020. évi teljes bruttó energiafelhasználáson belül a megújuló energiaforrásokból származó energiára vonatkozó általános célkitűzés 14,65%. A cselekvési terv eltérő részarányokat állapít meg a fűtés és hűtés (2020-ra 18,9 %), a villamos energia (10,9%) és a közlekedés (10%) vonatkozásában. A villamos energiára vonatkozó arányszám az összes felhasználásra vetítve értendő. 2020-ra a BAU változat (energiatakarékossági és energiahatékonysági intézkedések nélküli forgatókönyv) szerint 53 TWh, a referencia változat (2009 előtti energiahatékonysági és energiatakarékossági intézkedéseket figyelembe vevő forgatókönyv) szerint 52,5 TWh, a kiegészítő energiahatékonysági intézkedéseken alapuló forgatókönyv szerint 51,5 TWh lenne az összes villamosenergia-felhasználás. Ez utóbbira vonatkoztatva adódik ki a 10,9% részarány 2020-ra – összesen 5597 GWh megújuló alapú villamosenergia-termelést prognosztizálva. Az 1. táblázat kiindulásként 2010-re, illetve a kapacitáselemzés sarokévei közül 2015-re és 2020-ra adja meg az előirányzott beépített teljesítőképességet, a 2. táblázatban pedig a tervezett energiahordozónkénti éves termelési adatok találhatók meg.

2010 2015 2020 MW MW MW Vízenergia 51 52 66 1 MW alatt 3 4 6 1 és 10 MW között 9 9 22 10 MW felett 39 39 39 Geotermikus energia 0 4 57 Napenergia 0 19 63 Szélenergia 330 577 750 Biomassza 374 420 600

Szilárd 360 377 500 Biogáz 14 43 100

Összesen 755 1072 1537

1. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák beépített teljesítőképessége (MCsT 2010)


- 15 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2010 2015 2020 GWh GWh GWh Vízenergia 194 196 238 1 MW alatt 5,4 8 12 1 és 10 MW között 30,4 30 67 10 MW felett 158,2 158 158 Geotermikus energia 0 29 410 Napenergia 2 26 81 Szélenergia 692 1377 1545 Biomassza 1955 2250 3324

Szilárd 1870 1988 2688 Biogáz 85 262 636

Összesen 2843 3878 5597

2. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák éves termelési adatai (MCsT 2010)

A táblázatokból látható, hogy elsősorban a szél- (2020-ra 750 MW), illetve a biomassza-erőműveknek (2020-ra mintegy 600 MW) juthat jelentősebb szerep a megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek közül. A számottevőbb mértékű fotovillamos napenergia-hasznosítás mellett megjelenhetnek a hazai villamosenergia-rendszerben a geotermikus erőművek is. A cselekvési terv utal a jelenlegi szabályozási rendszer átalakítására és a támogatási rendszerek újragondolására. Kívánatos lenne, hogy a termeléstámogatási rendszerek megtervezésekor – a hatékonyság mellett – kellőképpen érvényesüljenek a magyar villamosenergia-rendszer szabályozhatóságával kapcsolatos szempontok is.


- 16 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2. A magyar villamosenergia-rendszer terhelésének vizsgálata

2.1. Visszatekintés 2.1.1. Villamosenergia-felhasználás Az 1990-2010 közötti évekre vonatkozó országos villamosenergia-mérleg a 3. táblázatban6 található meg. A villamosenergia-mérlegben a hazai erőművek összesített termelése, az exportált és az importált villamos energia, az erőművek önfogyasztása, valamint a hálózati veszteség szerepel. A 3. táblázat adatsorai alapján a 6. ábra külön is bemutatja az összes hazai villamosenergia-felhasználás, illetve azon belül a bruttó hazai erőművi termelés és az importszaldó alakulását az elmúlt két évtizedben. Az 1990 és 1992 közötti több mint 11%-os csökkenés után 1992 és 2007 között többé-kevésbé egyenletesen emelkedett az összes felhasználás, az átlagos növekedési ütem 1,49% volt, de egyes években a 2,5%-ot is meghaladta a bővülés mértéke. 2008 őszén a gazdasági válság hatására ismét jelentős visszaesés következett be: 2009-ben 5,7%-kal volt kisebb az összes villamosenergia-felhasználás 2008-hoz képest.7 A 2010-es előzetes adatok azt jelzik, hogy a válság átmenetinek bizonyult, és újra a villamosenergia-igények növekedésére lehet számítani. (A 2010. évi előzetes adatok 2009-hez képest 2,76% növekedést jeleznek.)

Év Bruttó

termelés Nettó

termelés Export Import

Import-export szaldó

Összes felhasználás

Erőművi önfogyasztás

Bruttó fogyasztás

Hálózati veszteség

Nettó fogyasztás

GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh 1990 28 436 25 899 2 152 13 299 11 147 39 583 2 537 37 046 4 036 33 0101991 29 963 27 465 1 059 8 410 7 351 37 314 2 498 34 816 3 871 30 9451992 31 685 29 119 1 521 4 988 3 467 35 152 2 566 32 586 2 841 29 7451993 32 915 30 354 1 619 4 093 2 474 35 389 2 561 32 828 4 358 28 4701994 33 515 30 959 921 2 955 2 034 35 549 2 556 32 993 4 253 28 7401995 34 017 31 263 776 3 181 2 405 36 422 2 754 33 668 4 749 28 9191996 35 102 32 357 1 276 3 473 2 197 37 299 2 745 34 554 4 677 29 8771997 35 396 32 434 1 470 3 619 2 149 37 545 2 962 34 583 4 736 29 8471998 37 188 34 258 2 614 3 354 740 37 928 2 930 34 998 4 916 30 0821999 37 154 34 222 3 287 4 350 1 063 38 217 2 932 35 285 4 840 30 4452000 35 191 32 444 6 083 9 523 3 440 38 631 2 747 35 884 4 733 31 1512001 36 417 33 701 7 233 10 404 3 171 39 588 2 716 36 872 4 676 32 1962002 36 158 33 474 8 350 12 606 4 256 40 414 2 684 37 730 4 399 33 3312003 34 146 31 379 7 138 14 077 6 939 41 085 2 767 38 318 4 240 34 0782004 33 708 30 981 6 320 13 792 7 472 41 180 2 727 38 453 3 980 34 4732005 35 743 32 922 9 411 15 638 6 227 41 970 2 821 39 149 3 941 35 2082006 35 858 33 063 8 186 15 393 7 207 43 065 2 795 40 270 3 964 36 3062007 39 880 36 866 10 694 14 680 3 986 43 866 3 014 40 852 3 959 36 8932008 40 025 37 112 8 871 12 774 3 903 43 928 2 913 41 015 3 888 37 1272009 35 908 33 344 5 459 10 972 5 513 41 421 2 564 38 857 3 604 35 2532010 37 371 34 613 4702 9 897 5195 42 566 2 758 39 808 3 801 36 007

3. táblázat Országos villamosenergia-mérleg (1990-2010) 6 Az adatok forrása: MEH – MAVIR: A magyar villamosenergia-rendszer (VER) 2009. évi statisztikai adatai, valamint a MAVIR 2010-re vonatkozó előzetes adatai 7 A növekedési ütemek a tényadatokra vonatkoznak, szökőév-, illetve hőmérséklet-korrekció nélkül értendők.


- 17 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

0

10 000

20 000

30 000

40 000

1990 1995 2000 2005 2010

GWh

Import-export szaldóBruttó termelés

6. ábra Az összes hazai villamosenergia-felhasználás (1990-2010)

2.1.2. Csúcsterhelés A magyar villamosenergia-rendszer eddigi legnagyobb terhelését 2007. november 29-én regisztrálták, ekkor a bruttó rendszerterhelés elérte a 6602 MW-ot. A 2010. évi maximum csak kevéssel maradt el a 2007-es rekordtól: az éves csúcsterhelés 6560 MW volt (2010. december 1. 16:45). Az 1990-2010 közötti éves maximumok a 4. táblázatban szerepelnek.

Csúcsterhelés MW

1990 6534 1991 6252 1992 5641 1993 5612 1994 5502 1995 5731 1996 5794 1997 5731 1998 5817 1999 5802 2000 5742 2001 5965 2002 5980 2003 6140 2004 6357 2005 6439 2006 6432 2007 6602 2008 6388 2009 6380 2010 6560

4. táblázat A magyar villamosenergia-rendszer csúcsterhelése (1990-2010)


- 18 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Az 1990-ben kezdődő visszaesés mélypontja 1994-ben volt: ekkor több mint 1000 MW-tal volt kisebb a csúcsterhelés az 1990-es maximumnál. A növekedés 1995-ben ismét megindult, amely azonban nem volt egyenletes ütemű: A csúcsterhelés 1995 és 2000 között alig változott, míg a 2000-2005 közötti években összesen mintegy 700 MW-tal emelkedett. A csúcsterhelés növekedésének mértéke 1995 és 2007 között évenként átlagosan 85 MW volt. A gazdasági válság hatása 2008-tól a csúcsterhelések átmeneti csökkenésében is megmutatkozott, viszont 2010-ben már mintegy 340 MW-tal volt magasabb a csúcsterhelés az előző évinél. A Rendszerirányító által regisztrált havi csúcsterhelési adatokból készült az 5. táblázat, amelyben az egyes havi csúcsterhelések alatt az adott hónap átlaghőmérsékletét is feltüntettük. (A táblázatban színes háttér emeli ki a téli és a nyári csúcsterheléseket.) A tízéves időszak távlatában jól megfigyelhető a légkondicionáló berendezések szélesebb körű elterjedésének hatása, a nyári csúcsterhelés rohamos növekedése. A táblázat adatai alapján 2001-ben a nyári hónapok még az év legkisebb csúcsterhelésű hónapjai közé tartoztak. Néhány év alatt azonban nagyot változott a kép: 2001 és 2007 között több mint 1300 MW-tal emelkedett a nyári csúcsterhelés. 2008-ban már csak 136 MW-tal maradt el a nyári csúcsterhelés a téli csúcstól. A 2008-as gazdasági válság nyomán átmenetileg ismét nagyobb lett a nyári és a téli csúcsterhelés közti különbség.

I. hó II. hó III. hó IV. hó V. hó VI. hó VII. hó VIII. hó IX. hó X. hó XI. hó XII. hó2001 MW 5765 5636 5547 5281 4944 4955 5006 4988 5282 5550 5841 5965 °C 0,7 3,5 7,3 11,0 18,4 18,4 22,1 23,0 14,5 13,9 3,2 -4,32002 MW 5875 5591 5618 5419 4903 5228 5196 5072 5560 5672 5786 5980 °C 0,1 4,9 8,0 11,4 19,0 21,3 23,8 21,6 15,8 10,1 7,1 -1,02003 MW 5939 5924 5734 5478 5243 5513 5436 5488 5369 6009 5951 6140 °C -1,7 -3,5 5,6 10,8 20,1 23,6 22,6 24,7 17,2 8,5 7,1 1,02004 MW 6061 5927 5865 5406 5095 5169 5543 5326 5491 5732 6177 6357 °C -2,0 1,7 5,5 12,0 14,9 19,1 21,6 21,5 16,3 12,0 6,0 0,92005 MW 6181 6082 6439 5502 5529 5582 5834 5556 5570 5912 6439 6409 °C 0,5 -1,9 4,5 11,9 17,2 19,8 21,5 19,7 17,5 11,6 4,2 0,82006 MW 6384 6281 6165 5661 5428 6031 5823 5548 5581 6048 6279 6432 °C -2,4 -0,6 4,6 13,3 15,9 20,2 24,4 19,3 18,6 13,4 7,7 2,22007 MW 6226 6190 6055 5741 5768 6137 6320 6015 5837 6194 6602 6582 °C 5,2 5,1 8,8 14,0 18,5 22,6 23,9 22,7 14,5 11,1 4,1 -0,62008 MW 6388 6323 6135 5884 5864 6252 5957 5999 5966 6120 6288 6258 °C 1,5 4,4 6,8 12,1 17,3 21,1 21,5 21,8 15,6 12,3 6,8 3,02009 MW 6380 6161 5884 5455 5308 5504 5894 5620 5647 5945 6094 6299 °C -1,3 0,9 6,0 15,1 17,6 19,0 22,8 22,6 19,2 11,0 6,8 1,42010 MW 6284 6189 6001 5558 5546 5832 6232 5731 5821 6038 6419 6560 °C -2,0 0,7 6,6 12,0 15,9 20,0 23,6 21,0 14,7 8,4 8,0 -1,7

5. táblázat Havi csúcsterhelések és átlaghőmérsékletek (2001-2010)

Az éves összes villamosenergia-felhasználás (ld. 3. táblázat) és a bruttó éves csúcsterhelések hányadosaként számított éves csúcskihasználási óraszámok változását a 7. ábra mutatja be. Az 1990-es években fokozatosan nőtt a kihasználási óraszám, majd a 2000-es évektől 6500-6700 óra/év körül állandósult. (A 2008. évi


- 19 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

kiugró értéket minden bizonnyal az év végi, gazdasági válság miatt bekövetkezett fogyasztáscsökkenés, a novemberre-decemberre várt csúcsterhelés elmaradása magyarázza.)

5750

6000

6250

6500

6750

7000

1990 1995 2000 2005 2010

óra/év

7. ábra Éves csúcskihasználási óraszám (1990-2010)

A havi csúcsterhelések alakulásának bemutatásakor már utaltunk a nyári csúcsterhelések elmúlt években bekövetkezett rohamos növekedésére. A 8. ábrán együttesen tüntettük fel a téli és a nyári csúcsterheléseket, valamint lineáris trendet illesztettünk a 2001-2010 közötti adatpontokra. Az egyenesek meredeksége alapján a téli csúcsterhelésekre +60 MW/év, a nyári csúcsterhelésekre pedig több mint kétszer akkora, +132 MW/év átlagos növekedési ütem adódott. Az adatpontok között a 2008-as gazdasági válságot követő évek is szerepeltek. Ebben az időszakban a nyári csúcsterhelés átmeneti visszaesése, majd növekedése jóval nagyobb mértékű volt a téli csúcsterhelés változásainál, noha a nyári csúcsterhelés napján mind 2009-ben, mind 2010-ben8 27 °C felett volt a napi középhőmérséklet.

8 2010-ben az ÁNTSZ harmadfokú hőségriasztást adott ki a nyári csúcsterhelés időszakában. Erre akkor kerül sor, ha három egymást követő napon 27 °C felett alakul a napi középhőmérséklet.


- 20 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5000

5500

6000

6500

7000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MWNyári csúcs

Téli csúcs

Lineáris (Nyári csúcs)

Lineáris (Téli csúcs)

+60 MW/év

+132 MW/év

+60 MW/év

+132 MW/év

+60 MW/év

+132 MW/év

+60 MW/év

+132 MW/év

8. ábra Téli és nyári csúcsterhelések (2001-2010)

A 9. ábra a napi órás terhelési görbék lefutását mutatja be a legnagyobb csúcsterhelésű téli (január 9., napi átlaghőmérséklet: -1,5 °C) és nyári napon (június 24., napi átlaghőmérséklet: 26,5 °C) 2008-ban. Ebben az évben közelítette meg legjobban a nyári csúcsterhelés a téli csúcsterhelést (136 MW eltérés, ld. 2.2. pont). Mivel nyáron a nappali időszak jóval hosszabb és a hűtési hőigények a déli órákban a legnagyobbak, a nyári terheléslefutás különbözik a télitől. A nyári csúcsterhelést 13:00 órakor regisztrálták, a legmagasabb órás terhelések a dél körüli órákban voltak. A téli csúcsterhelés a koraesti órákban, 17:00 órakor jelentkezett.

4000

4500

5000

5500

6000

6500

0 6 12 18 24

MW

h

Téli csúcsNyári csúcs

9. ábra Napi terhelési görbe 2008. téli és nyári csúcsterhelési napjára


- 21 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Az elmúlt fél évszázad hazai hőmérsékletadatait vizsgálva megállapítható, hogy – különösen az 1980-as évektől – megnőtt a 25 °C-nál nagyobb középhőmérsékletű hőségnapok éves előfordulási gyakorisága (10. ábra).

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1961 1971 1981 1991 2001

nap

10. ábra Hőségnapok éves száma (1961-2010)

Szakértői vélemények szerint az elkövetkezendő időszakban hazánkban a szélsőséges időjárási jelenségek gyakoribbá válására lehet számítani, ami a villamosenergia-igényeket, illetve a villamosenergia-hálózatokat is érinti. Az időjárási jelenségek hosszú távú változásával, statisztikai módszerekkel történő vizsgálatával a meteorológián belül az éghajlattan foglalkozik. A közelmúltban az Országos Meteorológiai Szolgálat Numerikus Modellező és Éghajlat-dinamikai Osztálya, valamint az Eötvös Loránd Tudományegyetem meteorológiai tanszéke regionális klímamodellek segítségével végzett számításokat a 2021-2040 közötti időszakra.9 A különböző éghajlati modellekkel végrehajtott szimulációk összevetése alapján valószínűsíthető hazánkban, illetve a Kárpát-medencében a hőmérséklet szignifikáns emelkedése. Ennek várható mértéke 1,0-1,4 °C. A modellszámítások eredményei szerint az éghajlatváltozás következtében jelentősen – átlagosan 12-15 nappal – csökkenhet a fagyos napok10 száma, ugyanakkor a hőségriadós napok11 gyakoribbá válására lehet számítani. A délkeleti országrészben akár 14 nappal is nőhet a hőségriadós napok száma. A csapadékmennyiség várható változása nem szignifikáns, csak igen kismértékű csökkenés valószínűsíthető.

9 Magyar Tudományos Akadémia: Környezeti jövőkép – Környezet- és klímabiztonság. Köztestületi Stratégiai Programok. Budapest, 2010. 10-15. o. 10 0 °C alatti legalacsonyabb hőmérséklet 11 25 °C feletti középhőmérséklet


- 22 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2.2. Előrejelzés 2.2.1. Villamosenergia-felhasználás A következő évtizedekben várható energetikai alapadatoknál kiinduló adatsorként kell rögzíteni a villamos igényeket, amelyeket a GKI előrejelzése, valamint saját számításaink alapján vettünk fel.

11. ábra A nettó villamosenergia-fogyasztás

A szokásoknak megfelelően három változat lett vizsgálva: a normál (legvalószínűbb) változás mellett egy kisebb és egy nagyobb évi átlagos növekedési ütem. Az igények előrejelzésénél elegendőnek látszik az 5 évenkénti bontás, ezek közül is kiemelve 2020-ra (középtáv) és a 2030-ra (hosszú táv) vonatkozó adatokat. Az igények változásánál az összes bruttó villamosenergia-felhasználás várható alakulását vesszük, amely a nettó fogyasztás, a hálózati veszteség és az erőművi önfogyasztás eredőjéből adódik.

Változat Kis Normál NagyÜtem 1,0 %/év 1,5 %/év 2,0 %/év2010 42,64 42,64 42,642015 44,81 45,92 47,072020 47,10 49,46 51,972025 49,50 53,27 57,382030 52,03 57,37 63,34

6. táblázat Az összes villamosenergia-felhasználás várható változása, TWh12

12 A számítások készítésekor a kiindulási évre, 2010-re előzetes adatként 42,64 TWh állt rendelkezésünkre, a táblázatban ezt szerepeltetjük.


- 23 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A névleges, normál felhasználás-növekedési ütem 1,5 %/év lehet – a néhány évvel ezelőtti 2 %/év helyett –, mert előtérbe kerültek világszerte és főleg Európában a takarékossági és hatékonyságnövelési intézkedések. A tavalyi 42,6 TWh-ról 2030-ig a legnagyobb valószínűséggel kb. 57 TWh körülire növekedhet az összes villamosenergia-felhasználásunk. Nagyobb a valószínűsége annak, hogy ez csak 52 TWh körül lesz, mint annak, hogy eléri majd a 63 TWh-t. Tapasztalhatjuk az energiaiparban, hogy az előrejelzések többnyire felfelé tévedtek, azaz nagyobb értékeket prognosztizáltak, mint a későbbi tények. Európai tendenciák (takarékosság, hatékonyságjavulás stb.) a kisebb igénynövekedést vizionálják nagyobb valószínűséggel, amit várhatóan a hőszivattyús hőellátás és a villamos motoros közúti közlekedés terjedése sem tud teljes mértékben kompenzálni.

2.2.2. Csúcsterhelés A közép- és hosszú távú kapacitáselemzés lényeges kiindulási adata a hazai villamosenergia-rendszer csúcsterhelésének várható növekedési üteme. A közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásmérleg előző, 2009. évi kiadása azzal a feltételezéssel élt, hogy a csúcsterhelések évi átlagos növekedésének mértéke várhatóan nem éri el majd a 100 MW/év-et. Ezzel a felső növekedési korláttal számolva készítettük el a sarokévekre vonatkozó kapacitásmérlegeket. Az alábbiakban azt vizsgáljuk, hogy – a gazdasági válság nyomán mutatkozó átmeneti visszaesést követően – továbbra is fenntartható-e ez az előrejelzés. Bár a fogyasztás időbeli átütemezése, a fogyasztó oldali befolyásolás (Demand Side Management – DSM) hosszabb távon nagy jelentőségre tehet szert a csúcsterhelések csökkentésében, illetve az időjárásfüggő megújuló energiaforrások rendszerbe illesztésének megkönnyítésében, ennek hatása az elkövetkezendő néhány évben még nem lesz számottevő hazánkban, ezért elemzésünkben nem vesszük figyelembe.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000MW

2003 20052004 2006 2007 2008 2009 2010

12. ábra A hazai villamosenergia-rendszer napi átlagterhelése (2003-2010), MW


- 24 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A csúcsterhelések alakulásában a hosszabb távon érvényesülő – nagyrészt a gazdasági növekedéssel összefüggő – trendek, valamint a szezonalitások (éves, heti és napi) mellett meghatározók a rövid távú hatások, különösen az időjárási tényezők (12. ábra). Az időjárási tényezők közül a hőmérséklet és a napsugárzás befolyásolja leginkább a villamosenergia-igényeket. A villamosenergia-igények hőmérsékletfüggésének iránya a téli és a nyári időszakban eltérő a fűtési, illetve hűtési hőigényeknek megfelelően (13. ábra). Mint arra az elmúlt évek adatainak ismertetésekor utaltunk, a 2000-es évek elejétől megfigyelhető a nyári csúcsterhelések erőteljes növekedése, ami a légkondicionáló berendezések nagyobb mértékű elterjedésének tudható be. Bár a téli és nyári csúcsterhelések fokozatosan egyre közelebb kerültek egymáshoz, az éves csúcsterhelés egyelőre a téli időszakban jelentkezik.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

-20 -10 0 10 20 30 40

MW

°C

13. ábra Napi átlagterhelések a napi középhőmérséklet függvényében

2.2.2.1. Számítási módszer Számításunk a múltbeli trendek elemzése mellett elsősorban a villamosenergia-rendszerterhelés hőmérsékletfüggésének vizsgálatán alapul. A villamosenergia-rendszerterhelések modellezésére és előjelzésére számos módszer létezik, melyek két fő csoportba sorolhatók: az egyik csoportba a mesterséges intelligencia alkalmazására épülő módszerek tartoznak, a másik csoportot a statisztikai módszerek alkotják. A statisztikai módszerekkel a korábbi rendszerterhelések és a magyarázó változók alapján végezhető el a terhelésbecslés, illetve a csúcsterhelések átszámítása a referencia-hőmérsékletekre. Az itt közölt eredményeket a 2003 és 2010 közötti rendszerterhelési adatokra illesztett statisztikai modell segítségével kaptuk, regressziós módszer


- 25 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

alkalmazásával. Ez a számítási eljárás alkalmas a hőmérsékleti hatások figyelembe vételére, illetve hőmérsékletkorrekciós számítások elvégzésére.13 A statisztikai modell az alábbi magyarázó változókra épül: a trendet, az éven belüli ciklust és az egyes naptípusokat figyelembe vevő mesterséges (dummy) változók, a nappali órák időtartama, valamint a meteorológiai adatokat (napi középhőmérséklet, napsugárzás intenzitása) tartalmazó változók. További mesterséges változókat vezettünk be a gazdasági válság okozta visszaesés, az iskolai szünetek, illetve az óraátállítás leírására. Alapadatként rendelkezésünkre álltak a vizsgált időszak órás és napi középhőmérséklet értékei, valamint a napsugárzásra vonatkozó órás mérések. A nappali órák időtartamát a napkelte és a napnyugta időpontját meghatározó függvények segítségével számítottuk ki. A modellillesztés két lépésben történt, először a napi átlagterhelési adatokra, majd a napi csúcsterhelési adatokra végeztük el az illesztést. Kiindulásként lineáris regresszióval közelítettük az adatpontokat, majd ezt az összefüggést kibővítettük nemlineáris tagokkal. Nem lineáris tagok segítségével vettük figyelembe többek között azt, hogy a rendszerterhelés hőmérsékletfüggésének mértéke változik a vizsgált időszak folyamán. A közelítő összefüggés, illetve az illesztés során kapott modellparaméterek részletesebb ismertetésétől eltekintünk. A napi átlagterhelésekre – az ünnepnapok kivételével – viszonylag jó közelítés adódott, viszont a napi csúcsterhelések esetében már nagyobb pontatlanságok mutatkoztak. Ez részben betudható annak, hogy 2003 és 2009 között bruttó órás terhelési adatként pillanatértékek, 2010-ben pedig negyedórás átlagterhelések álltak rendelkezésünkre. A hangfrekvenciás, illetve rádiófrekvenciás körvezérlés alkalmazása szintén kihat a napi fogyasztói terheléslefutásra.

2.2.2.2. Számítási eredmények A regressziós modellel végzett számítások eredményeit a 14-15. ábrák szemléltetik a téli, illetve a nyári csúcsterhelésekre. A tényadatok alatt a bruttó órás rendszerterhelések téli, illetve nyári maximumai értendők. A referencia-hőmérsékletekre vonatkozó adatokat a regressziós modellel számítottuk ki. Minden egyes napra meghatároztuk a csúcsterhelést oly módon, hogy a tényleges napi középhőmérséklet helyett az adott napi középhőmérsékletek ötvenéves átlagát adtuk meg. A tényadatokra illesztett regressziós modell a 2003 és 2008 közötti időszakban többé-kevésbé egyenletes növekedést mutat. Ezekre az évekre illesztettünk lineáris trendet, mellyel a téli csúcsterhelésekre 104,33 MW/év, a nyári csúcsterhelésekre pedig 99,84 MW/év növekedési ütem adódott. Érdemes hangsúlyozni, hogy referencia-hőmérsékletként az ötvenéves napi középhőmérsékleteket adtuk meg, nem számoltunk az utóbbi években egyre gyakrabban jelentkező időjárási szélsőségekkel, a hőségnapok számának növekedésével. Részletesebb vizsgálatokkal ezek hatása is elemezhető.

13 A villamosenergia-igények referenciahőmérséklet-korrekciójának mesterséges neurális hálózatok alkalmazásán alapuló módszerét Varga László dolgozta ki a MAVIR-nál. Jóllehet az itt közölt számítási eredményeket statisztikai modell segítségével kaptuk, a számítási elvek egy része hasonló.


- 26 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5500

6000

6500

7000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MW

Tény

Referencia-hőmérséklet

14. ábra A téli csúcsterhelések és a referencia-hőmérsékletekre átszámított értékek

5000

5500

6000

6500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MW

Tény

Referencia-hőmérséklet

15. ábra A nyári csúcsterhelések és a referencia-hőmérsékletekre átszámított értékek

A fentiek alapján megállapíthatjuk, hogy – kellő biztonságra törekedve – továbbra is helytálló lehet 100 MW/év átlagos növekedési ütemet felvenni a hazai villamosenergia-rendszer várható csúcsterhelésére közép- és hosszútávon. Az évi villamos csúcsterhelést az egyszerűség érdekében átlagosan 6500 óra/év csúcskihasználási óraszámmal adjuk meg – az összes villamosenergia-felhasználásra vonatkoztatva.


- 27 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Változat Kis Normál NagyÜtem 1,0 %/év 1,5 %/év 2,0 %/év2010 6560 6560 65602015 6895 7065 72422020 7246 7609 79952025 7616 8195 88272030 8004 8826 9745

7. táblázat Az éves bruttó villamos csúcsterhelés várható alakulása, MW

A tavalyi 6580 MW-os csúcsterheléshez képest tehát kerekített értékkel 2020-ra a legnagyobb valószínűséggel 7600 MW, 2030-ra 8800 MW bruttó villamos csúcsterheléssel kell számolni. Kisebb valószínűséggel elegendő 7250 MW, illetve 8000 MW is az említett két időpontra, és még kisebb a valószínűsége annak, hogy már 2020-ra elérjük a 8000 MW-ot, és 2030-ra megközelítjük a 10 000 MW-ot.


- 28 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

3. Forrásoldali elemzés

3.1. Visszatekintés 3.1.1. Villamosenergia-termelés A 2010. évi (részben előzetes adatok alapján készült) hazai erőműmérleget a 8. táblázat tartalmazza. A villamosenergia-termelési, hőszolgáltatási és energiahordozó-felhasználási adatok az erőművek havi műszaki jelentéseiből, illetve az összesített rendszerszintű mérési adatokból származnak. A magyar villamosenergia-rendszer forrásoldalán továbbra is meghatározó a Paksi Atomerőmű szerepe, amely 2010-ben a hazai termelés 42,2%-át adta. A Mátrai Erőmű blokkjai 16,8%-kal, a Dunamenti Erőmű blokkjai 7,1%-kal járultak hozzá a hazai termeléshez, a többi nagyerőmű részesedése 5% alatt maradt.

Teljesítő-képesség

Villamos energia Hőenergia Energiahordozó-felhasználás

Bruttó Nettó Termelt Kiadott Kiadott Értékesített Szilárd Folyékony Gáz Atom Megújuló Hatás-

fok

Erőművek MW MW GWh GWh TJ TJ TJ TJ TJ TJ TJ % Paks 2000 1892 15761 14830 502 143 0 0 0 165916 0 32,3%Dunamenti 1736 1676 2662 2574 1517 1517 0 1309 21591 0 0 47,1%Tisza 900 864 1512 1419 0 0 0 2454 11859 0 0 35,7%Mátra 950 849 6288 5622 231 144 55333 408 2219 0 7857 31,0%Oroszlány 240 224 873 729 374 365 6968 219 0 0 3888 27,0%Pécs 132,5 110 113 99 1021 1021 0 1 1658 0 0 83,0%Ajka 101,6 88 174 110 2523 2523 2690 0 12 0 2874 52,3%Borsod 136,9 116 259 210 0 0 23 0 62 0 4381 16,9%Tiszapalkonya 200 177 312 268 820 820 5291 0 175 0 0 32,7%Csepel 410 403 820 794 1161 1161 0 1 6759 0 0 59,4%Kelenföld 190,9 179,5 606 575 2676 2485 0 3 6407 0 0 71,1%Kispest 114 106 413 394 2032 2032 0 3 4092 0 0 84,3%Újpest 110 105,5 457 436 2738 2738 0 6 5238 0 0 82,1%Debrecen 95 93 386 380 910 910 0 0 3074 0 0 74,0%Lőrinci 170 169 4 4 0 0 0 52 0 0 0 30,4%Litér 120 119 2 2 0 0 0 25 0 0 0 28,8%Sajószöged 120 119 2 2 0 0 0 26 0 0 0 27,6%ISD Power 69 66 141 116 4343 2576 0 25 7683 0 0 38,9%Bánhida 100 93 - - - - - - - - - - Nagyerőművek 7896 7449 30970 28563 20848 18434 70305 4531 70829 165916 19001 36,7%Kiserőművek 1422 1304 6401 6050 23187 20831 225 82 51272 0 15847 63,1%Hazai erőművek 9318 8753 37371 34613 44035 39265 70530 4613 122101 165916 34848 40,9%

8. táblázat Előzetes erőműmérleg 2010-re

Az elmúlt években a hazai nagyerőművek kihasználásában bekövetkezett változások a 9. táblázatban követhetők nyomon. A táblázatban 2003-tól kezdődően – ekkor vezették be a hazai villamosenergia-rendszer új, piacorientált működési modelljét – szerepelnek a nagyerőművek kihasználási óraszámai. (A 2003 és 2004 folyamán még üzemben lévő Bánhidai Erőmű adataitól eltekintettünk.) A 2008 őszén jelentkező gazdasági válság a hazai erőművek jelentős részét hátrányosan érintette: piacelemzések szerint a villamos energia nagykereskedelmi ára 40%-kal csökkent ebben az időszakban. Nőtt a behozatal részaránya, és egyes rossz hatásfokú hazai erőművek szinte teljesen kiszorultak a hazai villamosenergia-piacról.


- 29 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Az említett okok miatt 2009-ben több menetrendtartó és hőszolgáltató erőmű kihasználási óraszáma is számottevően csökkent. A hőszolgáltató erőművek közül nagymértékű visszaesés mutatkozott az Újpesti Erőmű, a Kispesti Erőmű, és a Debreceni Kombinált Ciklusú Erőmű kihasználásában. Az adatok alapján a Csepeli Erőművet érintette a leghátrányosabban a gazdasági válság.

Éves kihasználási óraszám 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1 Paksi Atomerőmű óra/év 7044 7682 7414 7214 7684 7638 7952 78802 Mátrai Erőmű óra/év 5629 6339 6815 6715 6551 6634 6625 66193 Újpesti Erőmű óra/év 4017 3627 3936 4455 4827 6018 4292 41544 Debreceni KCE óra/év 7818 6740 7471 5633 6322 5268 3709 40665 Kispesti Erőmű óra/év - 1391 4045 4664 4264 6227 3630 37556 Oroszlányi Erőmű óra/év 4845 4987 6205 5919 6141 5865 4586 36367 Kelenföldi Erőmű óra/év 3300 3390 3298 3698 4008 3884 2957 32608 ISD Power Erőmű óra/év 2220 2428 2382 1955 2207 2251 1790 21909 Csepeli Erőmű óra/év 5126 4380 4389 4228 5564 5468 2466 200110 Borsodi Erőmű óra/év 2513 2856 2805 1826 2551 2004 2006 189311 Dunamenti Erőmű óra/év 1999 1804 2269 1988 2828 2202 1260 175012 Bakonyi Erőmű óra/év 2775 1381 1824 1494 1702 2524 3010 171713 Tiszai Erőmű óra/év 2930 1886 1671 2126 2333 2368 1699 168114 Tiszapalkonyai Erőmű óra/év 2730 2097 1836 1817 1620 1707 1526 156115 Pécsi Erőmű óra/év 4117 3592 2007 1787 1754 1201 877 85016 Lőrinci Erőmű óra/év 27 14 15 12 14 15 13 2617 Litéri Erőmű óra/év 8 13 14 10 15 10 10 1718 Sajószögedi Erőmű óra/év 28 12 12 9 13 9 18 17

9. táblázat Hazai nagyerőművek éves kihasználása (2003-2010)

3.1.2. Beépített teljesítőképesség A hazai nagyerőművek beépített teljesítőképességét a 2010. december 31-i állapot szerint a 10. táblázat tartalmazza. Az elmúlt év végén a hazai nagyerőművek bruttó beépített teljesítőképessége 7895,5 MW volt, a kiserőműveké pedig 1422,1 MW. Rendszerszinten összesen 9318 MW volt a bruttó beépített teljesítőképesség. Állandó hiányként összesen 904,3 MW szerepelt, köztük a Dunamenti Erőmű két F blokkja, a Pécsi Erőmű két blokkja, valamint a 2004 után már nem üzemelő Bánhidai Erőmű. A táblázat tartalmazza a nettó beépített teljesítőképességeket is – a kiserőművek esetében csak összesítve. Ez részben az erőművek havi műszaki jelentésein, részben pedig a Magyar Energia Hivatal által kiadott termelői és kiserőművi engedélyekben szerepeltetett önfogyasztás adatokon alapul. Egyes kiserőművek esetében becslésre volt szükség. (Az ENTSO-E éves összesítéseiben, teljesítménymérlegeiben az – erőművek önfogyasztását nem tartalmazó – nettó beépített teljesítőképességeket kell szerepeltetni.)


- 30 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Erőművek Bruttó beépített

teljesítőképességNettó beépített

teljesítőképesség Állandó hiány

Rendelkezésre álló állandó

teljesítőképesség MW MW MW MW Paks 2000 1892 0 2000Dunamenti 1736 1676 430 1306Tisza 900 864 0 900Mátra 950 849 30 920Oroszlány 240 224 60 180Pécs 132,5 110 95 37,5Ajka 101,6 88 53,6 48Borsod 136,9 116 0 136,9Tiszapalkonya 200 177 75 125Csepel 410 403 14,9 395,1Kelenföld 190,9 179,5 3,5 187,4Kispest 114 106 -2 116Újpest 110 105,5 0 110Debrecen 95 93 0 95Lőrinci 170 169 0 170Litér 120 119 0 120Sajószöged 120 119 0 120Dunaújváros ISD Power 69 66 0 69Bánhida 100 93 100 0Nagyerőművek összesen 7895,9 7449 860 7035,9Kiserőművek összesen 1422,1 1304 44,3 1377,8Hazai erőművek összesen 9318 8753 904,3 8413,7

10. táblázat A hazai erőművek teljesítőképessége (2010. december 31.)

A 10. táblázat a 2010. év végére vonatkozik. Azóta több jelentős változás is bekövetkezett a hazai nagyerőművek körében: a leállítás miatt teljes egészében állandó hiányként tartjuk nyilván a Tiszapalkonyai Erőművet (200 MW), ugyanakkor üzembe került a Gönyűi Erőmű (433 MW), illetve a két ajkai nyílt ciklusú gázturbina (120 MW). A Dunamenti Erőmű G3 blokkja 410,5 MW teljesítőképességgel most még névleges bejáratási próba alatti teljesítőképességként szerepel. 2011 első félévének végén 9660,5 MW volt a rendszerszinten nyilvántartott bruttó beépített teljesítőképesség.

3.2. A megmaradó erőműves teljesítőképesség A villamos beépített teljesítőképesség közép- és hosszú távú változásait, előrejelzését vizsgálva megállapíthatjuk, hogy a meglévő hazai erőművek sorsa, várható leállításuk, selejtezésük a tulajdonosi akaratnak megfelelő időben és módon, a teljesítőképesség-piac alakulását fogják követni. Nyilvánvalóan az új erőművekre a következő két évtizedben elsősorban a leállított egységek pótlása miatt van szükség, és csak másodsorban a villamos igények növekedése miatt, ezért kiindulásként a várható leállásokat elemezzük. Az összes ma üzemelő hazai erőmű névleges bruttó villamos teljesítőképessége jelentősen csökken húsz év alatt.


- 31 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2010 2015 2020 2025 20307 896 6 318 4 599 3 984 3 3491 422 1 400 1 250 1 100 9009 318 7 718 5 849 5 084 4 249100% 83% 63% 55% 46%Százalékban

Összes meglévő erőmű

NagyerőművekKiserőművek

11. táblázat Az összes megmaradó erőmű várható BT-je a jövőben, MW

Látható, hogy a mai kb. 9300 MW-ból (100%) évtizedünk végére 5850 MW (63%), két évtized múlva alig 4300 MW (46%) maradhat meg.

3.2.1. Nagyerőművek A selejtezés mértékének elemzésében fő meghatározók a nagyerőművek leállítására vonatkozó tervek. Nehéz pontos képet alkotni ezekről, hiszen adott esetben a termelői engedélyesek sem tudják 20 évre előre megmondani az üzleti elképzeléseiket. Az általuk adott információk, illetve saját becslések alapján kerül bemutatásra, hogy 2020-ra (középtávon) és 2030-ra (hosszú távon) mennyi bruttó beépített névleges villamos teljesítőképesség marad meg a 2010-es tényekből.

Alaperőművek Rendszerünk alaperőmű-parkját az atomerőművek, a lignittüzelésűek és a – részben –barnaszénnel üzemelő erőművek képezik. - A Paksi Atomerőmű ma meglévő 4x500 MW-os blokkja (8x250 MW-os turbógenerátor-gépcsoportja) megmarad a harmincas évekig, mert a feltételezések szerint hamarosan engedélyezni fogják az üzemidő húszéves meghosszabbítását. - A Mátrai Erőmű hosszú ideg megmaradhat. A legrégebbi, 2x100 MW-os egységét várhatóan az évtized második felében állítják le mintegy fél évszázados üzemeltetés után. A III. hsz. 220 MW-os blokk megmaradhat a húszas évek első feléig. Legtovább a IV. és V. hsz. egységek maradhatnak meg összesen 2x265 MW-tal (blokkonként 232 MW-os gőzturbinás és 33 MW-os gázturbinás résszel). A két egység üzeme a húszas évek végén is megmaradhat. Feltételezzük tehát, hogy egyetlen szénerőműként hazánkban ez a két egység még 2030-ban is üzemelni fog. - Az Oroszlányi (Vértesi) Erőmű sorsa megpecsételődni látszik a tulajdonosi döntés alapján. A 240 MW-os BT-re 2015-ben már nem számíthatunk.

Menetrendtartó erőművek A két hagyományos, eredetileg olajtüzelésre méretezett, de ma már földgázzal üzemelő régi erőmű mellett már vannak korszerűbb, összetett körfolyamatú gázturbinás (CCGT) technológiájú menetrendtartó erőművek. A menetrendet tartó tartományba vagy még kisebbre szorultak a régebbi, szénre méretezett nagyerőműveink is. - A Dunamenti Erőmű valamikor a legnagyobb magyar erőmű volt jóval 2000 MW feletti teljesítőképességgel. Lényegében mára két része maradt: az „F” rész a 215 MW-os blokkokkal, és a „G” rész a gázturbinásokkal. Ma már csak négy F-gép


- 32 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

üzemképes (960 MW), és ezek is leállhatnak az évtized közepén vagy második felében attól függően, hogy létesül-e második új (G4) gázturbinás egység ezek leállítása előtt. A G1 (145 MW GT) attól függően maradhat meg a tízes évek végéig, hogy miként alakul a DUFI gőzellátásának jövője (és a DUFI saját erőmű-létesítése). A G2 (három géppel 241 MW CCGT) megmaradhat a húszas évek végéig, de ez is függ attól, hogy mikor létesül majd a G4 a G3 után. A most hivatalosan 1736 MW-os meglévő erőmű egységeiből 2020-ig valószínűleg csak 241 MW maradhat, de húsz éven belül az összes régi gépet leállíthatják. Ekkor csak a két új CCGT egység képezheti az erőmű kapacitását (kb. 860 MW-tal). - A Tisza II. Erőmű eladására az AES-Tisza Erőmű Kft. 2011 közepén engedélyt kapott. Ezért a tanulmány készítésének időpontjában nagyon nehéz az erőmű jövőjével kapcsolatban bármit is mondani. Feltételezés szerint azonban az erőmű a 4x225 MW-os, a múlt század hetvenes éveiben üzembe helyezett teljesítőképességével akkor maradhat meg a tízes évek végéig (~40 év üzemidőig), ha a tervezett új CCGT egységeket az új tulajdonos a tervezettnél később építi meg. - A Borsodi Energetikai Kft. két erőműve (Tiszapalkonya, Borsod) a múlt század ötvenes éveiben épült 30-50 MW-os gépegységekkel. Nagy a valószínűsége annak, hogy közel hat évtizedes működés után ezek a régi egységek hamarosan leállnak. Hőszolgáltató erőművek A kommunális és ipari hőigényeket ellátó erőművek sorsáról a még formálódó támogatási rendszer ellenére szólni kell. - A Budapesti Erőmű ZRt. három nagyerőműve (Kelenföld, Kispest, Újpest) gáz- és gőzturbinákkal az elmúlt évtizedben (vagy még régebben) ismét átalakult, korszerűsödött. Elsősorban fűtési hő kiadására rendezkedtek be, de szükséghűtés, kondenzáció már lehetséges. Az összesen 410 MW azonban megváltozhat a következő húsz évben. Kelenföldön a múlt század utolsó évtizedében üzembe került 136 MW-os gázturbina például már 2015-ben elérheti a tervezett élettartamát, tehát lecserélhető. Az újpesti gázturbina a húszas évek elején – nagyjából 2023-ig – még biztonsággal üzemeltethető. Nagy az esélye annak, hogy a Kispesti Erőmű CCGT egysége megmarad 2030-ig. - A Debreceni Kombinált Ciklusú Erőmű (DKCE) 95 MW-os CCGT egysége 2030-ig megmaradhat, bár az élettartam már meg fogja haladni a 30 évet. - A Pannonpower Erőmű (Pécs) négy, a kilencvenes években korszerűsített blokkja részben már átalakult. A VI. hsz. gép fluidtüzeléssel fát használ fel, és külön kiserőműként (Pannongreen) működik. Az V. hsz. 60 MW-os gép áll, legfeljebb 2015-ig maradhat fenn (ÁH-ban). A tervek szerint hamarosan egy 35 MW-os gőzkazánt építenek be, mely vagy a III. hsz. (téli fűtéskor) vagy a IV. hsz. (nyári üzemben) géphez ad gőzt. - A Bakonyi Erőmű (Ajka) régi erőműrészét a múlt század hatvanas éveinek elején 3x30 MW-os erőműrésszel bővítették. Itt is leválasztottak egy 30 MW-os kiserőmű-részt (Bakonyi Bioenergia Kft.), és a többi maradt – öt géppel (12,4+19+10,2+30+30 MW) – 101,6 MW-os nagyerőmű. A tervek szerint csak a 12,4 MW-os gépet állítják le az évtized második felében, a többi 89,2 MW maradhat kb. 2025-ig és 60 MW két évtized múlva is.


- 33 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Tartalék nagyerőművek Az eredetileg gyorsindítású tartalékként épített, ma már tercier szabályozási tartalékként szolgáló három, nyílt ciklusú, gázturbinás (OCGT) egységek várható sorsát lehet itt felvázolni. - A Lőrinci Erőművet (170 MW) 2020-ban akarják utoljára fenntartani tartalékként a tulajdonosok, de kedvező feltételek esetén akár 2030-ban is számítani lehet erre az igen ritkán járó gépegységre. - A Litéri Erőművet (120 MW) még a húszas évek elején üzemeltetni szeretnék, legfeljebb 2025-től kell pótlásáról gondoskodni. - A Sajószögedi Erőművet (120 MW) szintén üzemben akarják tartani még a húszas évek elején. Mindkét 120 MW-os OCGT igen ritkán működik a feladatának megfelelően, ezért élettartamuk bizonyos feltételek mellett 2030-ra is meghosszabbítható.

A nagyerőművekből a megmaradók A megmaradó nagyerőművek jövőbeni teljesítőképességét – mind a tizenkilencét – a 2010. év végén feljegyzett BT-ből kiindulva lehet összefoglalva megítélni.

2010 2015 2020 2025 2030Paksi Atomerőmű 2000 2000 2000 2000 2000Dunamenti Erőmű 1736 876 241 241 0Mátrai Erőmű 950 950 750 530 530Tisza II. Erőmű 900 900 225 0 0Csepeli Erőmű 410 410 410 410 410Oroszlányi Erőmű 240 0 0 0 0Tiszapalkonyai Erőmű 200 0 0 0 0Kelenföldi Erőmű 191 191 55 55 55Lőrinci Erőmű 170 170 170 0 0Borsodi Erőmű 137 0 0 0 0Pannon Erőmű 132 95 35 35 35Litéri Erőmű 120 120 120 120 0Sajószögedi Erőmű 120 120 120 120 0Kispesti Erőmű 114 114 114 114 114Újpesti Erőmű 110 110 110 110 0Ajkai Erőmű 102 102 89 89 60Bánhidai Erőmű 100 0 0 0 0Debreceni Erőmű 95 95 95 95 95ISD Power 69 65 65 65 50

7896 6318 4599 3984 3349100% 80% 58% 50% 42%

Nagyerőmű összesenSzázalékban

12. táblázat A megmaradó nagyerőművek várható bruttó BT-je, MW

Látható, hogy a mai, közel 8000 MW-nyi nagyerőműves parkunkból már tíz éven belül is csak mintegy 4500 MW maradhat meg, és a vizsgált időszak végére legfeljebb 3300-3400 MW üzemére számolhatunk. Könnyen belátható, hogy a már ma sem túl fiatal nagyerőmű-park együttes névleges beépített villamos teljesítőképességének több mint a fele helyettesítésre szorul – vagy új nagyerőművekkel, vagy új kiserőművekkel.


- 34 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A mai nagyerőműveink jegyzett kapacitásának 2020-ban legfeljebb a 60%-a maradhat meg üzemképes állapotban, 2030-ra pedig jó esetben is csak 40-45%-a.

3.2.2. Kiserőművek Az 50 MW névleges bruttó villamos teljesítőképességnél kisebb erőművek sorsát külön kell vizsgálni, bár itt nem lehet kitérni a sok száz erőmű húszéves jövőjének egyenkénti értékelésére, csak csoportokat lehet megkülönböztetni. Kapcsolt termelésű kiserőművek A villamosenergia-igény mellett elsősorban a hő kiadásával foglalkozó kiserőművek, a hő igénye szerint irányított technológiák (hőtárolás gyakorlatilag nincs), a földgázzal üzemelő berendezések három csoportra oszthatók: - A gázmotoros kiserőművek mára (2011 elejére) elért 566 MW-os névleges villamos teljesítőképessége a feltételezett támogatáscsökkenés miatt, de részben az elöregedés és csereigény miatt lecsökkenhet 2020-ig 470 MW-ra. A csökkenés leginkább az évtizedünk második felében a legvalószínűbb, amikor 550 MW-ról indulva vesztenek el 80 MW lakossági távfűtéshez kapcsolt gázmotort. Ez a kilencvenes évek óta fellendült erőműpark aztán 2030-ra már 360 MW-ra is összeszűkülhet. Itt már az is szerepet játszhat, hogy miként tudják a hazai távfűtésben a földgázt a városokban kiváltani biomasszával. A nagyobb városokban (pl. Pécs) a kiépített távfűtő-rendszer adottságait kihasználva és elsősorban a belváros, a legnagyobb hősűrűségű és a közlekedéstől leginkább szennyezett levegőjű területeken a távfűtés még terjeszthető. - A CCGT kiserőművek mai kiépítettsége (257 MW villamos teljesítőképesség) egészen 2020-ig nagy valószínűséggel megmaradhat. Ez a ma legkorszerűbb és legolcsóbbnak ítélhető kapcsolt termelés világszerte terjed a kiserőműves kategóriában. A legrégebbi egységek egy része már leállhat két évtizeden belül, ezért a húszas évek közepén még megmaradók teljesítőképességét 240 MW-nak ítéljük, és csak 2030-ra csökkenhet ez a ma meglévő erőműpark kapacitása 180 MW körülire. - A gőzturbinás kiserőművek elég régi megoldások, főleg az ipar területén volt nagy szerepük. A mai 168 MW névleges villamos bruttó teljesítőképességük 2020-ra feltehetően csak 140 MW-ra változik, de a következő évtizedben ez már megfeleződhet. Kapcsolt termelés nélkül a távfűtés nem életképes Magyarországon sem. Feltehetően nagy fűtőerőműveket már nem építenek új távfűtésekhez, a kiserőművek pedig fajlagosan elég drágák. Ezért elterjedésük támogatást igényelt. Az elmúlt támogatásokkal a kapcsolt termelés arányával az EU-27 élmezőnyébe kerültünk. A támogatás módosítható, később valószínűleg megszűntethető. A közeljövő energiapolitikai döntéseitől, a magyar energetika reformjától igen sok függ.


- 35 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

„Megújulós” kiserőművek A megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőműveknél is több csoport különböztethető meg, például az élő természet szerves maradványai a következő technikákkal hasznosíthatók a villamosenergia-ellátásban: - A szilárd biomassza-tüzelésű kiserőművek egy része leállhat, ha a támogatás nem megfelelő. Ebben az évtizedben legfeljebb 30 MW-os csökkenést lehet feltételezni, két évtized alatt azonban már többet helyettesíthetnek új, korszerűbb egységekkel. Természetesen a széntüzeléssel együtt az együttes szén- és szilárd biomassza-tüzelés majd megszűnik. Viszont sok régi nagyerőműben jöhetnek létre kiserőműves biomassza-tüzelések – részben kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésre, részben kondenzációs megoldásokra (utóbbinál nagyobb a kihasználás, nagyobb a kapacitásérték). - A biogázt tüzelő kiserőművek mai 14 MW-ja megmaradhat akár 2030-ig is, mert ezek viszonylag új erőművek. A többség a szennyvíztisztításhoz kapcsolódik – kapcsolt energiatermelés nélkül. - Szerves hulladékot felhasználó kiserőműből csak egy van (FKF ZRt. Hulladékhasznosító Mű, 24 MW). A szelektív hulladékgyűjtés után megmaradó kommunális és egyéb hulladék szervesanyag-tartalma az 50%-ot biztosan meghaladhatja. Ezt a régi, de korszerűsített erőművet legfeljebb a húszas évek végén lehet majd lecserélni két még korszerűbb újra. Megszűntetni aligha érdemes, pótolni sokkal inkább. A kiserőművek másik csoportját az ún. primer megújuló források felhasználásával üzemelő kiserőművek alkotják: - A szélerőművek egy részét biztosan helyettesíteni akarják majd a következő két évtizedben, mert a legalkalmasabb helyekre már sokkal nagyobb és korszerűbb egység szerelhető fel. A tavalyi 245 MW-ból másfél évtized múlva még 205 MW biztosan megmaradhat, és 2030-ra is legfeljebb egy kis mértékben kerülhetnek a megmaradó 200 MW alá. Feltehető (lásd a német példát), hogy a szélerőmű-technika fejlődésével a tulajdonosoknak érdemes lesz a leginkább szeles területeken a régi egységeket korszerűbbre cserélni. - Vízerőművek terén sok változásra nem számíthatunk. A már évtizedek óta üzemben lévő nagyobb (Tiszalök, Kisköre, Kesznyéten stb.) vízerőművek megmaradhatnak még biztonsággal két évtizedig, és a kisebbeknél sem látunk okot leállításra. - Naperőműveink alig vannak (1,75 MW), de a meglévőket, „régieket” itt is pótolni lehet majd korszerűbbekkel. - Geotermikus erőművek még nem működnek hazánkban. A kiserőművekből a megmaradók A kiserőművek viszonylag újak, ezért öregedési okokból kevesebbet fognak leállítani, bár a következő húsz évben már több helyettesítési igény szóba kerülhet. A megmaradó kiserőművek teljesítőképességének a jövőbeni alakulása természetesen csak becslés, de bizonyos csökkenést mégis feltételezhetünk mind a kapcsolt termeléseknél, mind a megújulóknál.


- 36 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

2011BT NBP BT

1 Gázmotorok 559 7 566 550 470 410 3602 Gázturbinák és CCGT 257 0 257 257 257 240 1803 Gőzturbinák 168 0 168 160 140 115 70

984 7 991 967 867 765 6104 Szilárd biomassza 104 0 104 104 74 66 365 Biogáz 14 5 14 14 14 14 146 Szerves hulladék 24 0 24 24 24 0 0

142 5 142 142 112 80 507 Szélerőművek 245 48 293 240 220 205 1908 Vízerőművek 50 2 52 50 50 50 509 Naperőművek 1 0 1 1 1 0 010 Geotermikusak 0 0 0 0 0 0 0

296 50 346 291 271 255 240Összes megújulós kiserőmű 438 55 493 433 383 335 290Összes kiserőmű 1422 62 1484 1400 1250 1100 900

100% 98% 88% 77% 63%Százalékos változás 2010-hez

Biotermikus megújulók

Primer megújuló források

Földgázra kapcsolt termeléssel

2010 2015 2020 2025 2030

13. táblázat A megmaradó kiserőművek várható bruttó BT-je, MW14

Látható, hogy a következő húsz évben a ma meglévő kiserőművek bruttó névleges villamos teljesítőképessége mintegy a 2/3-ára csökken, míg ebben az évtizedben a csökkenés alig haladja meg a 10%-ot.

3.3. Új erőművek lehetőségei Az erőműparkunk feltételezhető selejtezései után áttekintjük a 2020-ig és 2030-ig várható (remélhető vagy szükségesnek látszó) erőművek létesítését, az építési lehetőségeket, az új beépített bruttó névleges villamos teljesítőképességeket. A hosszú távú biztonságos villamosenergia-ellátás fenntartásához megvizsgáljuk, hogy 2010-hez képest közelítően mennyi új villamosenergia-termelési kapacitást (bruttó teljesítőképességet) kellene teremteni. A meglévő erőművek várható bruttó, névleges, beépített villamos teljesítőképességének időbeni jelzéséből és a szükségesnek látszó összes teljesítményből kiszámítható, hogy mennyi új teljesítőképességre lenne szükség.

2010 2015 2020 2025 20309 318 7 718 5 849 5 084 4 2499 318 10 000 11 000 12 000 13 000

0 2 282 5 151 6 916 8 7510 2 500 5 000 7 000 9 000Létesítési igény kerekítve

Összes meglévő erőmű

Új kapacitás-létesítés A szükséses kapacitás

14. táblázat A szükséges erőműlétesítés 2010 és 2030 között, MW

14 A 2011 elejére, közepére vonatkozó rész = BT+NBP 2010 végéről)


- 37 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Látható, hogy nagy valószínűséggel ebben az évtizedben legalább mintegy 5 GW-ot kell létesíteni, húsz év alatt pedig közel 9 GW-ot.

3.3.1. Nagyerőmű-létesítések Az eddigiek alapján lényegében két primerenergia-hordozóra lehet gyakorlatilag – a mai körülményeket ismerve – gondolni: földgázra és hasadóanyagra. Olajra és szénre aligha, így ezt elhagyhatjuk. A folyékony szénhidrogén csak a tartalékokhoz – például az OCGT technológiával megvalósuló gázturbinákhoz – használható, a szén pedig csak a harmincas évektől lehet inkább hazai tüzelőanyag. Nagyerőműveket feltehetően húsz év alatt nem építenek majd hazánkban megújuló energiaforrásokra alapozva. A korábban tervezett nagy vízerőművek megvalósulására egyelőre nem lehet reálisan számítani A jelenlegi feltételek mellett kicsi az esély arra, hogy nagy tárolós erőmű fog üzemelni 2020-ban vagy 2025-ben, de szükségesnek tartjuk, hogy hosszú távon nagy teljesítőképességű energiatározó létesüljön hazánkban. Véleményünk szerint a tárolást illető nemzetközi együttműködés bizonytalan, nem javasolható, részben mert az érintett országok hasonló gondokkal szembesülnek, részben mert ily módon kiszolgáltatottá válnánk, ami ellátásbiztonsági és gazdasági kockázatokkal járna. Nagyerőművek földgáztüzelésre Az egyik legvalószínűbb erőmű-technológia földgáz esetében továbbra is a nagyerőműveknél a kondenzációs, összetett, gáz- és gőz-körfolyamatú (CCGT) megoldás lehet, amelyből most is többet járatnak próbaüzemben, építenek, ill. terveznek. Egy kivétel van: Bakony, két nyílt ciklusú gázturbinával (OCGT).

bruttó nettóGyönyű - G1 433 425 CCGTDunamenti - G3 410 400 CCGTBakony - G1+G2 120 118 OCGTBiztosan 2015-ig 963 943Százhalombatta 840 820 CCGTDunamenti - G4 450 440 CCGTCsepel - II 430 420 CCGTVárhatóan 2020-ig 1720 1680Összesen 2020-ig 2683 2623Szeged 860 840 CCGTTisza II. Erőmű 1215 1200 CCGTAlmásfüzítő 860 840 CCGTNyírtass 860 840 CCGTVárhatóan 2030-ig 3795 3720Összesen 2030-ig 6478 6343

TípusErőmű BT, MW

15. táblázat Nagyerőmű-létesítési lehetőségek (ismertek) földgázra, MW

Az eddigiek ismeretében tehát mintegy 6500 MW ilyen erőmű épülhet a következő két évtizedben Magyarországon. Valószínűnek látszik, hogy 2020-ig legalább 2000 MW beépül majd, már csak azért is, mert közel 1000 MW névleges


- 38 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

kapacitására számíthatunk 2011 végéig. Az sem elképzelhetetlen, hogy még ebben az évtizedben 3000 MW ilyen új CCGT-re adnak majd ki üzemeltetési engedélyt. Úgy látszik, hogy a Paksi Atomerőmű nagyblokkos bővítéséig csak ilyen CCGT nagyerőművi egységek épülnek hazánkban, tehát a földgáz marad a legfontosabb tüzelőanyag. Tekintettel arra, hogy a hatásfok garantált állapotban már 57-59% (néha 60% vagy még nagyobb) lesz, a földgázfelhasználás nem nő arányosan ezekkel az erőművekkel (beleértve a meglévőket). Évi átlagban 3000 óra/év körüli kihasználással és sok indítással 52-54% átlagos hatásfok még elérhető. Nagyerőművek hasadóanyagra Az ún. harmadik generációs (nemzedékes), nyomott vizes reaktorú (PWR) atomerőműves egységek közül kell a közeljövőben kiválasztani – feltehetően pontos ajánlati kiírás és kiterjedt verseny alapján – a nekünk legalkalmasabb típust, amelyet a húszas években üzembe helyezhetünk Pakson.

Névleges MaximumAP1000 amerikai 1000 1100ATMEA-1 francia, német, japán 1000 1150AES-2006 (MIR-1200) orosz 1200 1250APR 1400 dél-koreai 1400 1450EPR-1600 francia, német 1600 1700

Típusjel Gyártók Teljesítőképesség, MW

16. táblázat Atomerőmű-építési lehetőségek

Ezek közül a típusok közül itt (egyelőre, csak az elemzéshez) az orosz 1200 MW-os egységet választjuk ki, amely elég közel áll a nálunk megszokott VVER rendszerhez, és feltehetően a legkedvezőbb finanszírozásban valósulhat majd meg. Az első ilyen egységek már épülnek a Szentpétervárhoz közeli atomerőműben, és feltehetően az évtizedünk közepén már megfelelő tapasztalatok állnak rendelkezésre. Alternatívaként foglalkozhatunk az európai EPR-1600 típussal is, amelyből most kettő épül (Finnországban és Franciaországban), és ezekről is vannak már tapasztalatok az évtizedünk közepére, amikorra valóban döntést kell hozni a hazánknak leginkább megfelelő egységről. Nagy kérdés, hogy a húszas években mikor helyezik üzembe hazánkban az első és a második új blokkot. Mindenesetre a húszas évek második felében feltétlenül számolni kell ezen egységekkel úgy, hogy 2030-ban mint üzemi gépek nyilvántarthatók (a próbaüzem 2029-ben lezárul). A két gépegység üzembe helyezése között 3-4 év eltelte lehetséges (vagy szükséges), így az első gépre legkésőbb 2026-ban szükség lehet. A nagy egység-teljesítőképesség miatt ki kell egészíteni ezt a fejlesztést a tercier szabályozási tartalékok növelésével. Ez lehet nyílt ciklusú gázturbina-park mint eddig, de lehet vásárolt tercier szabályozási tartalék is más, szomszédos szabályozási zónákból. A drága, de olcsó növekményköltségű atomerőművek kellő kihasználásához szükség lehet tárolós megoldásokra, így például a kézenfekvő szivattyús-tározós


- 39 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

vízerőműre. Arra is fel kell készülni, hogy nagy atomerőműves termelési részarány mellett az atomerőmű-kihasználás csökkeni fog (talán nem a mostani francia 6600-6800 óra/évre, de elmaradva az atomerőművünk jelenlegi 7800-8000 óra/év kihasználásától). Lehet, hogy egy ilyen tárolós megoldás egyéb célból – például a szél- és naperőművekhez – szóba jön, azonban egy ilyen drága tároló csak rendszeres napi vagy heti ciklusokkal való működésben lehet gazdaságos, ezért jobb a nagy volumenű tárolást az atomerőművekhez igazítani.

3.3.2. Kiserőmű-létesítések A kiserőműveknél külön kell választani a földgázzal üzemelő kapcsolt termelést és a megújuló forrásokat hasznosító erőműveket.

1 Gázmotorok 20 25 30 352 Gázturbinák és CCGT 13 63 85 1053 Gőzturbinák 0 0 0 0

33 88 115 1404 Szilárd biomassza 199 402 514 6745 Biogáz 29 86 126 1866 Szerves hulladék 0 0 40 40

228 488 680 9007 Szélerőművek 337 530 695 8108 Vízerőművek 2 16 30 509 Naperőművek 21 62 100 20010 Geotermikusak 15 57 80 150

375 665 905 1210603 1153 1585 2110636 1241 1700 2250

2015 2020 2025 2030

Összes kiserőmű-létesítés (terv)Összes megújulós kiserőmű




17. táblázat Kiserőmű-létesítések 2030-ig – 2010-hez képest, MW

A földgázos kapcsolt termelést – a jelzett irányelvek szerint – jórészt megújulós kapcsolt termelésű erőművek helyettesíthetik, ezért viszonylag kevés ilyen egység építésére számíthatunk a következő két évtizedben. - Mint láttuk a leállításoknál, elég sok gázmotoros, földgázos megoldás megszűnhet, ha a támogatás nem megfelelő, de azért néhányat helyettesíthet új egység is. Két évtized alatt azonban legfeljebb 35 MW többlettel számolunk. - A kisebb gázturbinás megoldásoknál nagyobb lehet a fejlődés, de elsősorban ezen a területen is a helyettesítések adhatják az új egységek többségét. Feltételezhető, hogy két évtized alatt csak mintegy 105 MW kis gázturbinás villamos teljesítőképesség létesül. - Viszonylag nagy biztonsággal feltételezhető, hogy földgázra tisztán gőzturbinás új megoldással nem helyeznek üzembe a következő két évtizedben egységeket hazánkban.


- 40 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Összesen tehát legfeljebb 140 MW új földgáztüzelésű, kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésű kiserőmű épülhet hazánkban a következő húsz év alatt elég megbízható valószínűséggel. Ebből ebben az évtizedben remélhetjük a többséget (kb. 90 MW-ot). A kiserőművek többsége – feltehetően a támogatási rendszer módosulásának eredményeképpen – megújuló forrásra fog épülni a jövőben. A megújuló forrásoknál meg kell különböztetni a biotermikus kiserőműveket, amelyek biogén tüzelőanyaggal (szilárd, folyékony és gáznemű éghető anyagokkal és szerves hulladékokkal) üzemelnek. Külön lehet és kell kezelni az ún. primer megújuló forrásokat (szél, víz, nap, földhő) felhasználókat, ahol egységes megállapodás alapján számolják a hatásfokokat, illetve az energiahordozó-felhasználást.

2011BT NBP BT

1 Gázmotorok 559 7 566 570 495 440 3952 Gázturbinák és CCGT 257 0 257 270 320 325 2853 Gőzturbinák 168 0 168 160 140 115 70

984 7 991 1000 955 880 7504 Szilárd biomassza 104 0 104 303 476 580 7105 Biogáz 14 5 19 43 100 140 2006 Szerves hulladék 24 0 24 24 24 40 40

142 5 147 370 600 760 9507 Szélerőművek 245 48 293 577 750 900 10008 Vízerőművek 50 2 52 52 66 80 1009 Naperőművek 1 0 1 22 63 100 20010 Geotermikusak 0 0 0 15 57 80 150

296 50 346 666 936 1160 1450438 55 493 1036 1536 1920 2400

1422 62 1484 2036 2491 2800 3150Összes kiserőműÖsszes megújulós kiserőmű

Tervek

2015 2020 2025 2030




2010Tények NCST

18. táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2030-ig , MW15

Feltételezhető tehát, hogy a jelenlegi (2011 eleje) 1484 MW kiserőműves teljesítőképességhez, tehát – kerekítve – a mintegy 1500 MW-hoz képest, a leállások és építések eredőjeként: 2015-ben kb. 2000 MW-tal, 2020-ban kb. 2500 MW-tal, 2025-ben kb. 2800 MW-tal és 2030-ban kb. 3200 MW-tal lehet majd számolni.

15 A 2011 elejére, közepére vonatkozó rész = BT+NBP 2010 végéről


- 41 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4. Előrejelzések

4.1. Teljesítőképesség-mérlegek 4.1.1. Rövid táv (2015)

Paksi Atomerőmű 2000Dunamenti "F" és "G" 876Dunamenti új G3 410Mátrai Erőmű 950Tisza II. Erőmű 900Gyönyűi Erőmű (új CCGT) 433Budapesti Erőmű 415Csepeli Erőmű 410GTER gázturbinák (OCGT) 410Bakonyi Erőmű (új OCGT) 120Bakonyi Erőmű (régi) 102Pannonpower (Pécs) 95Debreceni Erőmű 95ISD Power (Dunaújváros) 65

Összes nagyerőmű 7281Gázmotorok 570Gázturbinák és CCGT 270Gőzturbinák 160Szilárd biomassza 303Biogáz 43Szerves hulladék 24Szélerőművek 577Vízerőművek 52Naperőművek 22Geotermikusak 15

Összes kiserőmű 2036Összes hazai erőmű, BT 9317

állandó hiányok (ÁH) 589változó hiányok (VH) 624tervszerű karbantartás (TMK) 50kényszerkiesés (KK) 280

Ténylegesen igénybe vehető (TIT) 7774Rendszerirányítási tartalék (RIT) 815Várható csúcsterhelés (P) 7100

19. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg – 2015-ben, MW

A 19. táblázat az eddig felsorolt leállítások és fejlesztések alapján a 2015-re várható legvalószínűbbnek tartott mérleget szemlélteti. Lényegében tehát az kerül bemutatásra, hogy 600 MW csúcsidei importra van szükség ahhoz, hogy a maradó teljesítmény legalább a BT 5%-a legyen (IMPORT TIT=RIT+0,05·BT+P-TIT). Azaz a villamosenergia-hálózatnak legalább ekkora teljesítmény behozatalát kell tudni


- 42 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

biztosítania. Természetesen árnyalni kell a képet, hiszen az erőművi engedélyesek, kereskedők piaci viselkedése nagyban befolyásolja az import mértékét, adott esetben ez akár nettó villamosenergia-exportot is eredményezhet. Amennyiben a jelzettnél több egységet állítanak le, fel kell készülni ennél nagyobb import behozatalára is. A bemutatott teljesítőképesség-táblázat alapján 2015-ben – 2010-hez képest – a következő módosulások várhatók:

. megmaradók épülők összesen_. Nagyerőművek: 6318 MW 963 MW 7281 MW Kiserőművek: 1400 MW 636 MW 2036 MW Összes erőmű: 7718 MW 1599 MW 9317 MW

Ebből jól látható, hogy „csak” alig 1600 MW új kapacitás létesül. A nagyerőműveknél a már próbaüzemben lévők a közel 1000 MW-tal, a kiserőműveknél pedig a jelzett megújulós program alapján több mint 600 MW-tal. A közel 1000 MW-ot adó új gázturbinás nagyerőművek már 2011-ben üzemi gépek lehetnek, és így természetesen 2015-ben lehet számítani ezek üzemére nagyobb bizonytalanság nélkül. Az új erőművek 60%-át tehát földgáztüzelésű nagyblokkok adják ebben az időszakban. A kiserőmű-létesítés az MCsT szerint halad, és az új erőművek 40%-át ezek az egységek teszik ki a következő öt évben. Ezek közül a tavalyi bejáratási próbák alapján 62 MW biztosnak látszik, így csak a többi 574 MW-ról kell alig több mint négy év alatt gondoskodni. Főleg két terület bizonytalan:

(i) Kérdésesnek látszik a közel 200 MW-ra szilárd biomassza-tüzelésű erőmű megépítése, ha korlátozva lesz a támogatható nagyság, és a támogatást a hőellátáshoz is kötik. Ezzel lényegében korlátozott kapacitásérték teremtődik (nyári kihasználhatósága kérdéses).

(ii) Bizonytalan lehet az 577 MW szélerőművi kapacitás kiépítése, hiszen eddig csak 330 MW-nyi kvóta lett kiosztva. Jelenleg ennek megfelelő teljesítőképesség van üzemben, illetve áll üzembe helyezés alatt.

Nagyon fontos tehát, hogy a most folyó egyeztetések alapján – az iparág képviselőinek véleményét figyelembe véve – a kormányzat milyen támogatási rendszert alakít ki annak érdekében, hogy az MCsT teljesüljön a következő néhány évben.


- 43 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4.1.2. Középtáv (2020)

Paksi Atomerőmű 2000Dunamenti "G" 241Dunamenti új G3 + G4 860Mátrai Erőmű 750Tisza II. Erőmű, régi 225Tisza II. Erőmű, új CCGT-k 810Százhalombattta 840Gyönyűi Erőmű új, G1 433Budapesti Erőmű 279Csepeli Erőmű 410Csepeli Erőmű új CCGT 430GTER gázturbinák (OCGT) 410Bakonyi Erőmű (új OCGT) 120Bakonyi Erőmű (régi) 89Pannonpower (Pécs) 35Debreceni Erőmű 95ISD Power (Dunaújváros) 65

8092Gázmotorok 495Gázturbinák és CCGT 320Gőzturbinák 140Szilárd biomassza 476Biogáz 100Szerves hulladék 24Szélerőművek 750Vízerőművek 66Naperőművek 63Geotermikusak 57

249110583


8683900

7600Rendszerirányítási tartalék (RIT)Várható csúcsterhelés (P)

Ténylegesen igénybe vehető (TIT)

Összes nagyerőmű

Összes kiserőműÖsszes hazai erőmű, BT

20. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg – 2020-ban, MW

A bemutatott teljesítőképesség-táblázat alapján az évtizedünk végére, azaz 2020-ban – 2010-hez képest – a következő módosulások várhatók:

. megmaradók épülők összesen__ Nagyerőművek: 4599 MW 3493 MW 8 092 MW Kiserőművek: 1250 MW 1241 MW 2 491 MW Összes erőmű: 5849 MW 4734 MW 10 583 MW


- 44 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Ebből látható, hogy már közel 5000 MW új kapacitás létesülhet tíz év alatt. A nagyerőműveknél nagyjából 3500 MW-ot építhetnek földgáztüzelésű, főleg kondenzációs CCGT blokkokkal. A kiserőműveknél az MCsT eléggé meghatározta a szükséges építést, a több mint 1200 MW-ot. Ezekkel a kerekített számokkal jelezhető, hogy háromszor annyi nagyerőmű kell ebben az évtizedben, mint kiserőmű, amelyek az új építéseknek már csak kb. 25%-át teszik ki. Ebben az időben a megmaradó erőműves teljesítőképesség közel akkora lesz, mint a tíz év alatt épülő. A 2010. évi 9300 MW-ból 10 500 MW fölé juthat a hazai erőművek beépített teljesítőképessége. Mindez azt jelenti, hogy minimális (350 MW) csúcsidei importtal elérhető, hogy a maradó teljesítmény a BT 5%-a legyen. A táblázatban lévő hiányok adott pillanatban meglévő mértéke természetesen eredményezheti azt, hogy a villamosenergia-rendszerből a szomszédos országok felé történik teljesítmény-szállítás. Fontos lenne nagyjából 1800 MW-nyi CCGT-s fejlesztés megvalósulása. Erre több lehetőség is kínálkozik (a Dunamenti Erőmű és a Csepeli Erőmű bővítése; a Tisza Erőmű fejlesztése; Szeged, Százhalombatta, Almásfüzitő, Nyírtass), de ezeknek vagy ezek egy részének a megvalósítása ebben az évtizedben úgy, hogy 2020 januárjának elejétől üzemi gépek legyenek, ma még kockázatosnak tekinthető. Bizonytalanságokat vet fel az MCsT megvalósulása is 2020-ra. Különösen úgy, hogy a biomassza-tüzelés és a biogáz-felhasználás – a jelenlegi elképzelések szerint – elsősorban akkor támogatható, ha kapcsolt termeléssel valósítható meg. Nem a 750 MW-os szélerőmű-park megvalósulása igazán a kockázat, hanem a 600 MW-os biotermikus kiserőmű létesítése – adott esetben <10 MW körüli egységekkel – a hőellátáshoz igazodva, hiszen ilyen mértékű hőigény-növekedésre aligha számíthatunk. Természetesen az sem látszik biztosnak, hogy a villamos csúcsterhelés egy évtized alatt 1000 MW-tal növekedni fog, de ahogy az már korábban említésre került, a beruházások szükségessége jobban függ az erőművi selejtezések, leállítások mértékétől. A következő elemzések készítésekor is van lehetőség felülvizsgálni a csúcsterhelésre vonatkozó előrejelzést. Arra azonban már számítani kell, hogy a csúcs nyárra esik majd, amikor – technológiától függően – a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésű egységek kapacitásértéke korlátozott.


- 45 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4.1.3. Hosszú táv (2030)

Paksi Atomerőmű 2000Paksi Atomerőmű új blokkok 2400Dunamenti új G3 + G4 860Mátrai Erőmű 530Tisza II. Erőmű új CCGT-k 1215Százhalombatta 840Gyönyűi Erőmű új G1 433Budapesti Erőmű 169Csepeli Erőmű 410Csepeli Erőmű új CCGT 430Új OCGT tartalék egységek 1000Bakonyi Erőmű (új OCGT) 120Bakonyi Erőmű (régi) 60Pannonpower (Pécs) 35Debreceni Erőmű 95ISD Power (Dunaújváros) 50

10647Gázmotorok 395Gázturbinák és CCGT 285Gőzturbinák 70Szilárd biomassza 710Biogáz 200Szerves hulladék 40Szélerőművek 1000Vízerőművek 100Naperőművek 200Geotermikusak 150

315013797


117971 5008 800

Rendszerirányítási tartalék (RIT)Várható csúcsterhelés (P)

Ténylegesen igénybe vehető (TIT)

Összes nagyerőmű

Összes kiserőműÖsszes hazai erőmű, BT

21. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg – 2030-ban, MW

A bemutatott teljesítőképesség-mérleg alapján a következő évtized végére, azaz 2030-ra – 2010-hez képest – a következő módosulások várhatók:

. megmaradók épülők összesen . Nagyerőművek: 3 364 MW 7 298 MW 10 647 MW Kiserőművek: 900 MW 2 250 MW 3 250 MW Összes erőmű: 4 264 MW 9 548 MW 13 797 MW


- 46 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Látható, hogy húsz év alatt több mint 9000 MW új kapacitás létesíthető hazánkban, és ebből mintegy 7000 MW-ot tehetnek ki a nagyerőművek, elsősorban az atomerőműves bővítés következtében. A villamosenergia-rendszerünkben összesen több mint 13 500 MW vagy még nagyobb együttes névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőmű üzemelhet 2030-ban, kicsivel több a korábban feltételezett 13 000 MW szükségesnél. A kiserőművek kapacitásaránya 24% körül maradhat, tehát már feltehetően nem növekedik a következő évtizedben – az atomerőmű-építés miatt. Az import megszűnik (vagy megszűnhet) a húszas évek végére, mert a nagy atomerőműves részarány miatt inkább exportra kell gondolnunk. Egyelőre azonban az export csak akkor lesz mértékadó, ha a hatalmasra növekedő Paksi Atomerőmű gazdaságos kihasználása csak ezzel érhető el. (A táblázat alapján még 800 MW-nyi teljesítmény exportálásánál is eléri a BT 5%-át a maradó teljesítmény) A 21. táblázatban a 2x1200 MW-os atomerőművi bővítésnél – a szükséges tartalékkal együtt – megoldható a húszas évek nagyerőmű-fejlesztése, tehát elvben új földgáztüzelésű erőmű már nem kell. A gyakorlatban más lehet a helyzet (lásd később). A maradó teljesítmény a megmaradó teljesítőképességekkel együtt megközelítheti a 10%-ot is, jelentősen meghaladva a szükséges mértéket. Nagyobb mértékű leállítások sem látszanak tehát 2030-ban kockázatosnak. Azonban az 1x1600 MW-os paksi bővítés nem látszik elegendőnek. Itt a nagyobb blokkhoz nagyobb tercier szabályozási tartalék is rendelendő. A kiadódott, valamivel 5% alá kerülő maradó teljesítmény azonban nem olyan veszélyes, mert a 8800 MW csúcsterhelés, illetve a 2000 MW-os hiány (BT-TIT) feltételezésével inkább a biztonságra törekedtünk. Egy blokk üzembe helyezése 2030 előtt csak akkor fogadható el, ha 2032-34 között a második is üzembe kerül, hiszen az atomerőműves bővítést most elsősorban a régi egységek leállítási kényszere okozza. A harmincas évek közepére a helyettesítésnek már készen kell állnia, itt kompromisszum aligha lehetséges. A 2x1600 MW-os bővítés viszont túl nagynak látszik 2030-ban, hiszen a biztonságot jelző maradó teljesítmény a 15%-ot közelíti, ami gazdasági szempontból nem túl előnyös. Túl nagy lehet természetesen ez a tartalék ebben a változatban a húszas évek végén, második felében. Azért kockázatos ez a megoldás, mert sem az igénynövekedés, sem a regionális kereskedelem feltételezett alakulása nem nyújt garanciát az 5200 MW-ra növekedő Paksi Atomerőmű gazdaságos kihasználására az „átmeneti” időszakban. Az egész 2030-ra vonatkozó elemzésben feltételeztük, hogy a húszas években nem épül új CCGT egység földgázra, tehát 2030-ban ugyanannyi új nagyerőmű lesz ezzel a technikával, mint 2020-ban. Ez a feltételezés csak akkor lenne jó, ha 2021-től már üzembe kerülne az első új atomerőműves blokk. Mint ma már tudjuk, ennek igen kicsi a valószínűsége. Érdemes megvizsgálni azt az esetet is, ha csak 2026-ban lesz üzemi gép az ötödik blokk Pakson, azaz a próbaüzem csak 2025-ben kezdődik. Ekkor a 2020-ra beépített nagyerőműves kapacitás 2025-ben, azaz egy évvel az új paksi blokk feltételezett üzembe lépése előtt már nem elegendő. A 2020-ra a közel 2500 MW BT-vel rendelkező kiserőmű-park csak tíz év alatt éri el a maximum 3200 MW-ot, tehát ezekkel nem lehet az esetleges paksi „késést” bepótolni.


- 47 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Amennyiben – a feltételezésünk szerint szénerőmű nem épül még a húszas évek elején hazánkban – pótolni kell az atomerőműves „késést” nagyerőművekkel, úgy ezek csak szintén földgáztüzelésű CCGT-k lehetnek. Üzembe kell tehát helyezni több új összetett körfolyamatú egységet a 2020-as évek első felében. Erre meg is van a lehetőség, hiszen a bemutatott (15. táblázat) nagyjából 6500 MW-os lehetőségből a tízes években ennek alig több mint a felét használtuk ki. Marad még több lehetőség (Szeged, Almásfüzitő, Nyírtass és több, még ismeretlen terv), tehát nem megvalósíthatatlan a feladat, bár nem kockázatmentes. De ha kiépül még 2-3000 MW CCGT blokk a húszas évek elején, akkor megmaradnak (megmaradhatnak) még 2030-ban is, azonban nem lettek figyelembe véve a 2030. évi teljesítőképesség-mérlegben. Felvetődik tehát, hogy ha 2025-ig is csak földgáztüzelésű nagyerőművek jöhetnek szóba új termelőként hazánkban, akkor a húszas évek végén épülő nagy atomerőműves egységek már túl „soknak” bizonyulhatnak átmenetileg az addig kiépülő fosszilis, földgázbázisú erőműpark mellett. Jelentős exporttal persze kezelhető lenne akkor, ha a térségben, a többi szomszédos szabályozási zónában nem lenne meg az esélye megvalósuló új atomerőműveknek, például Csehországban, Szlovákiában, Bulgáriában, Romániában, esetleg Lengyelországban és Szlovéniában. Az elemzésben feltételezett évi 100 MW-os csúcsterhelés-növekedést tehát nehéz jól követni 1200-1600 MW-os egység-teljesítőképességű blokkokkal úgy, hogy az átmenet – például 2025 és 2035 között – biztonsággal és gazdaságosan (tőke- és hitelkíméléssel) megoldható legyen. A 4400-5600 MW-ra növő Paksi Atomerőmű ezen átmenet után 2400-3200 MW-ra szűkül, tehát a harmincas években már nem lesznek ilyen „túltermelési” gondok a többlet beépített teljesítőképességeinkkel. Megoldást jelenthet az is, hogy az első nagy atomerőmű-blokk üzembe helyezésével egyidejűleg legalább 1200 MW „régi” erőmű leáll. A nagyerőművek leállításával, illetve az élettartam-növelő beruházásokkal kapcsolatos döntések a tulajdonosok hatáskörébe tartoznak, akik természetesen mérlegelik a piaci viszonyokat. Mint már említettük, a nagy blokkokkal egy időben nagy tartalékot is kell építeni a biztonságos üzemeltetéshez.


- 48 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4.2. Energiamérlegek 4.2.1. Rövid táv (2015) A hazai erőműparkra, ill. lényegében az egész villamosenergia-ellátás forrásoldalára (az importszaldóval együtt) be lehet mutatni a fontosabb energetikai adatokat és jellemzőket (22. táblázat). Külön kiemeltek (pirossal) az új fejlesztések.

termelt kiadott szén olaj gáz egyéb összes2 000 15,76 14,83 0,50 171,93 171,93 31,3%

876 1,19 1,15 1,05 0,81 11,07 11,88 43,7%410 0,95 0,93 0,00 6,50 6,50 51,6%950 6,30 5,63 0,20 55,50 2,50 8,00 66,00 31,0%900 1,43 1,34 0,00 1,80 11,80 13,60 35,5%433 1,35 1,32 0,00 8,80 8,80 54,1%415 1,65 1,58 7,90 0,05 17,00 17,05 79,8%410 1,20 1,16 1,15 8,50 8,50 62,7%410 0,01 0,01 0,00 0,15 0,15 28,8%120 0,10 0,10 0,00 0,89 0,89 40,0%102 0,16 0,12 2,50 2,50 0,01 2,00 4,51 65,0%95 0,11 0,10 0,20 1,70 1,70 32,9%95 0,40 0,39 1,00 3,10 3,10 77,5%65 0,14 0,12 4,30 0,20 7,80 8,00 59,2%

7 281 30,75 28,79 18,80 58,00 3,01 79,67 181,93 322,61 38,0%570 2,85 2,76 10,40 26,50 26,50 76,7%270 1,35 1,32 7,10 15,50 15,50 76,4%160 0,75 0,71 4,50 1,60 10,00 11,60 60,9%303 1,74 1,57 1,35 15,50 15,50 45,1%43 0,24 0,23 0,05 1,85 1,85 47,7%24 0,16 0,14 0,50 3,35 3,35 30,2%

577 1,18 1,17 0,00 4,25 4,25 99,5%52 0,22 0,21 0,00 0,79 0,79 97,0%22 0,02 0,02 0,00 0,07 0,07 100,0%15 0,08 0,07 0,00 2,88 2,88 9,3%

2 036 8,59 8,20 23,90 0,00 1,60 52,00 28,69 82,29 64,9%9 317 39,34 37,00 42,70 58,00 4,61 131,67 210,62 404,90 43,4%

500 6,58 6,58 23,69 23,69 100,0%9 817 45,92 43,58 42,70 58,00 4,61 131,67 234,31 428,59 46,6%

Szerves hulladékSzélerőművek

Pannonpower (Pécs)Debreceni ErőműISD Power (Dunaújváros)

Csepeli ErőműGTER gázturbinák (OCGT)Bakonyi Erőmű (új OCGT)Bakonyi Erőmű (régi)

Mátrai ErőműTisza II. ErőműGyönyűi Erőmű (új CCGT)Budapesti Erőmű

Paksi AtomerőműDunamenti "F" és "G"Dunamenti új G3

BT, MW Villany, TWh Hő, PJ Felhasznált energia, PJ

ÖsszesenImportszaldó

Összes nagyerőmű

Összes kiserőműÖsszes hazai erőmű

Gázmotorok

Geotermikusak

Gázturbinák és CCGTGőzturbinák

VízerőművekNaperőművek

Szilárd biomasszaBiogáz

Hatásfok

22. táblázat Rövid távú energiamérleg – 2015-ben

A következő négy évben túl sok változásra nem kell számítani, de az erőműves hatásfok javul (a 2010. évi kb. 42%-ról) annak ellenére, hogy az energiatakarékossági intézkedések eredményeképpen a kiadott hő közel 6%-kal csökkenhet. A hatásfok-javulás a két új CCGT egységnek köszönhető – a leállt szénerőművek mellett. Az importszaldó feltételezhetően még nagy marad, sőt a tavalyi 12,8%-hoz képest közel 14%-ra növekedhet a 6,5 TWh éves várható behozatali többlettel. Nem lett számításba véve a többlet hazai termelésből származó export, hiszen az lényegében földgázból eredne, míg a térségben jelentős szénbázisú áramtermelés maradhat meg. Nem is szólva arról, hogy várhatóan 2012-ben, illetve 2013-ban már üzembe kerülhet egy-egy új atomerőműves egység a Mohi Atomerőműben. Öt év alatt a hálózatra itthon kiadott, illetve külföldről importált villamos energia, tehát a bruttó villamosenergia-fogyasztás mintegy 7,7%-kal lehet nagyobb a tavalyi értéknél. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya várhatóan elérheti már a 22%-ot a tavalyi alig 18%-hoz képest. Ez elsősorban a feltehetően – legalább részlegesen – megmaradó támogatásoknak lesz főleg köszönhető. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) tavalyi, közel 14%-os


- 49 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

villamosenergia-kiadási aránya ugyan 12,9%-ra mérséklődhet, de ez főleg a kisebb hő kiadásának eredménye lehet, és csak részben a támogatás módosulása miatt leálló gázmotoroké. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya elérheti a 9,5%-ot a 2010. évi 6,5%-hoz képest. Ez igen jelentős növekedés, különösen akkor, ha figyelembe vesszük, hogy már csak két nagyerőműben (Mátra és Bakony) tüzelnek biomasszát az évtized közepén. A várható intézkedések hatására elsősorban a kiserőművekben hasznosítják a jövőben a megújuló energiaforrásokat. Feltehetően azért a közel 50 MW-os fatüzelésű, kapcsolt termelésű egység megmarad Pécsett, és nem áll le a tisztán kondenzációs Szakolyi Erőmű sem, ha a biomassza-tüzelés támogatását a hő kiadásához, a jó termikus hatásfokhoz kötik. Nagy kérdés, hogy a kis, biomassza-tüzelésű erőművek miként fognak fejlődni, ha támogatásukat – a nagyságon kívül – a kapcsolt termeléshez, ill. annak a jó hatásfokához kapcsolják a formálódó jogszabályokkal. Az ún. primer megújuló kiserőművek (ideértendők a víz-, a szél-, a naperőművek és a geotermikus erőművek) villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti a 3,9%-ot (a 2010. évi 2,0%-hoz képest). Ez elsősorban a szélerőműves fejlődésnek lesz az eredménye, de már megjelenhetnek a naperőművek és a geotermikusak is – egyelőre igen szerény részaránnyal. Szólni kell a teljesítőképességek kihasználásairól – egyelőre még a jobban érthető, hagyományos bruttó villamosenergia-termelés és a bruttó névleges teljesítőképességek alapján. Paks megmaradhat a közel 7900 óra éves kihasználáson, sőt a Mátra sem fog még 6600 óra/év alá csökkenni. Ez a két alaperőművünk marad (Oroszlány leáll). Az új CCGT egységek kihasználása azonban 2500-3200 óra/év lehet csak, míg az új OCGT (Bakony) legfeljebb 800-900 óra/év közötti értékre számíthat. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek éves kihasználása 5000 óra körül maradhat, míg a szélerőműveké meghaladhatja a 2000 óra/évet. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 4200 óra/év körül lehet (2010-ben 4160 óra/év volt). A nagyerőművek kihasználása javulhat (4200 óra/év, a tavalyi 4090 óra/évhez képest), viszont a kiserőműveké – elsősorban a szélerőművek üzemének következtében – 4500 óra/év feletti értékről 4200 óra/év körülire mérséklődhet. A primerenergia-felhasználásról megjegyezhető, hogy a jóval nagyobb villamosenergia-kiadás ellenére (jelentéktelenül kisebb hő kiadása mellett) a hazai erőművek tüzelő- és hasadóanyag-felhasználása kis mértékben csökkenhet: 408 PJ-ról 405 PJ-ra. Jóval kevesebb lesz a szén, és csak kicsit több a földgáz. Ez – többek között – a környezet védelme tekintetében is előnyös, bár az energetikai importfüggőségünket azért kissé megnöveli. Nem szabad azonban kizárni azt a lehetőséget (a másik két sarokévben sem), hogy az új erőművek kihasználási óraszáma nagyobb lesz, ami természetesen az éves import mennyiségét csökkenti, sőt a piaci viselkedések függvényében Magyarország akár éves szinten is exportáló országgá válhat


- 50 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4.2.2. Középtáv (2020) Az évtizedünk végére, 2020-ra várható erőműves és beszerzési villamosenergia-mérleg (23. táblázat) tájékoztatást ad a termelt és kiadott villamos energiáról, a kiadott hőről és a felhasznált energiáról.

termelt kiadott szén olaj gáz egyéb összesPaksi Atomerőmű 2000 15,76 14,83 0,50 171,93 171,93 31,3%Dunamenti "G" 241 0,37 0,36 0,50 3,00 3,00 59,6%Dunamenti új G3+G4 860 2,58 2,53 0,00 18,00 18,00 50,6%Mátrai Erőmű 750 4,50 4,02 0,20 37,50 2,50 5,57 45,57 32,2%Tisza II. Erőmű régi 225 0,36 0,34 0,00 0,50 2,95 3,45 35,2%Tisza II. Erőmű új CCGT-k 810 2,38 2,23 0,00 0,60 14,70 15,30 52,5%Százhalombatta 840 2,53 2,48 0,00 17,60 17,60 50,7%Gyönyűi Erőmű új CCGT 433 1,35 1,32 0,00 8,80 8,80 54,1%Budapesti Erőmű 279 1,11 1,07 4,70 10,75 10,75 79,4%Csepeli Erőmű 410 0,85 0,82 1,00 6,20 6,20 63,9%Csepeli Erőmű új CCGT 430 1,35 1,32 0,00 8,90 8,90 53,5%GTER gázturbinák (OCGT) 410 0,01 0,01 0,00 0,15 0,15 28,8%Bakonyi Erőmű (új OCGT-k) 120 0,09 0,09 0,00 0,90 0,90 36,0%Bakonyi Erőmű (régi) 89 0,14 0,12 2,00 2,50 0,01 2,00 4,51 53,9%Pannonpower (Pécs) 35 0,09 0,09 0,20 1,70 1,70 30,2%Debreceni Erőmű 95 0,40 0,39 1,00 3,10 3,10 77,5%ISD Power (Dunaújváros) 65 0,14 0,12 4,10 0,20 7,80 8,00 56,7%

8 092 34,01 32,14 14,20 40,00 1,45 106,91 179,50 327,86 39,6%Gázmotorok 495 2,17 2,10 9,90 22,60 22,60 77,2%Gázturbinák és CCGT 320 1,58 1,54 8,90 19,20 19,20 75,2%Gőzturbinák 140 0,60 0,57 4,00 1,60 10,00 11,60 52,2%Szilárd biomassza 476 2,24 2,02 2,45 19,30 19,30 50,3%Biogáz 100 0,54 0,42 0,05 2,94 2,94 53,1%Szerves hulladék 24 0,16 0,14 0,50 3,35 3,35 30,2%Szélerőművek 750 1,50 1,49 0,00 5,40 5,40 99,5%Vízerőművek 66 0,26 0,25 0,00 0,94 0,94 97,0%Naperőművek 63 0,05 0,05 0,00 0,18 0,18 100,0%Geotermikusak 57 0,35 0,31 0,00 12,60 12,60 8,9%

2 491 9,45 8,89 25,80 0,00 1,60 51,80 44,71 98,11 58,9%10 583 43,46 41,03 40,00 40,00 3,05 158,71 224,20 425,96 44,1%

500 6,00 6,00 21,60 21,60 100,0%11 083 49,46 47,03 40,00 40,00 3,05 158,71 245,80 447,56 46,8%Összesen

Importszaldó

Összes nagyerőmű

Összes kiserőműÖsszes hazai erőmű

HatásfokBT, MW Villany, TWh Hő, PJ Felhasznált energia, PJ

23. táblázat Középtávú energiamérleg – 2020-ban

Az évtizedünk végére hat nagyerőműves, gázturbinás fejlesztés emelhető ki, de természetesen a kiserőműves bővülés is jelentős lehet. Az évtizedünk folyamán várhatóan az erőműves hatásfok javul, átlépheti a 44%-ot (a 2010. évi kb. 42%-ról) a mintegy 16%-os villamosenergia-felhasználási többlet ellenére. Ebben nem a többlet hő játszik szerepet, hiszen az energiatakarékossági intézkedések eredményeképpen a kiadott hő közel 12%-kal csökkenhet egy évtized alatt. A hatásfok-javulás itt is az új CCGT egységeknek köszönhető – a leállt régebbi erőművek hatását sem elhanyagolva. Az importszaldó a mintegy 6 TWh éves várható behozatali többlettel feltételezhetően még megmarad a tavalyi 12,8%-kal közel azonos szinten. Nem lett számításba véve a gázturbinás hazai termelésből származó export lehetősége, és feltehető, hogy a térségben még jelentős szénbázisú, viszonylag olcsó áramtermelés maradhat meg. Ebben az évtizedben már Szlovákiában és Romániában új atomerőműves egységek kerülhetnek üzembe, amelyekből exportálhatnak. A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya már kicsit mérséklődhet, visszaeshet 20-21%-ra, de még mindig több a 2010. évi ~18%-hoz képest. Ez elsősorban a


- 51 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

feltehetően csökkenő támogatásoknak lesz az eredménye. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) tavalyi, közel 14%-os villamosenergia-kiadási aránya már 10% alá kerülhet, ami részben a kisebb hő következménye lehet, részben a leálló gázmotoroké. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya meghaladhatja a 11%-ot a 2010. évi 6,5%-hoz képest. Ez a jelentős növekedés elsősorban az MCsT teljesítéséből adódik. A primer megújulós kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti az 5,1%-ot (a 2010. évi 2,0%-hoz képest). Ez a szélerőművek további terjedésének lesz leginkább az eredménye. A teljesítőképességek kihasználása a következők szerint alakulhat a tavalyi, 2010. évihez képest: A Paksi Atomerőmű továbbra is a közel 7900 óra éves kihasználáson marad, de a háromblokkos Mátra 6000 óra/évre csökkenhet. A sok új CCGT egységek kihasználása mintegy 3000-3200 óra/év között állhat be a menetrend tartásának követelményei szerint. A nemrég átadott két új OCGT (Bakony) legfeljebb 700-800 óra/év között lehet, míg a régebbiek, a tercier szabályozási tartalékok kb. 20-30 óra/évvel többnyire állnak. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek éves kihasználása 4500 órára mérséklődhet, a biotermikus (szilárd, cseppfolyós és gáznemű biomassza, továbbá a szerves hulladék eltüzelésére épített) kiserőműveké 5500 óra/év fölé is kerülhet a hő szolgáltatásától függően. A szélerőműveké továbbra is a 2000 óra/évet, a naperőműveké a 800 óra/évet érheti csak el, vagy haladhatja egy kicsit meg. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása 4060 óra/év lehet a számítás szerint (2010-ben kicsivel több, 4160 óra/év volt). Ez a 47%-os kihasználás elég nagy biztonságot jelent. A nagyerőművek kihasználása kissé megnőhet (4200 óra/év közelébe vagy fölé, a tavalyi 4090 óra/évhez képest), viszont a kiserőműveké – elsősorban a szél- és naperőművek üzemének következtében, továbbá a biomasszának a tervezett hőhöz való kötöttsége miatt – a tavalyi 4500 óra/év feletti értékről 3600 óra/év körüli értékre változhat. A primerenergia-felhasználás alakulásáról az mondható egyelőre, hogy a jóval nagyobb (+16%) villamosenergia-kiadás ellenére (a valamivel kisebb hő kiadása mellett) a hazai erőművek tüzelő- és hasadóanyag-felhasználása szerény mértékben nő meg a tavalyihoz képest: 408 PJ-ról legfeljebb 426 PJ-ra emelkedik, tehát csak 4,4%-kal. Jóval kevesebb lesz a szén, de a földgáz már a 159 PJ-lal kicsit meghaladhatja az eddigi legnagyobbat, a 2007. évi szintet (150 PJ). Ez a 6%-os növekedés tizenhárom év alatt nem túlzottan jelentős még, és feltehetően nem okoz ellátási gondokat. Más kérdés, hogy a 2021. év és az első új nagy atomerőmű-blokk üzembe helyezése közötti időben (például 2024-2027-ig) még sok földgázra lesz szükség, mert a növekményt ekkor főleg a CCGT technológia adja. Ez az igény aztán az új atomerőműves nagyblokkal drasztikusan csökkenhet.


- 52 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

4.2.3. Hosszú táv (2030) A következő évtized végére – mintegy két évtized múlva, 2030-ra16 – várható forrásoldali villamosenergia-mérleg (24. táblázat) most is tájékoztatást ad a termelt és kiadott villamos energiáról, a kiadott hőről és a felhasznált energiáról.

termelt kiadott szén olaj gáz egyéb összesPaksi Atomerőmű 2000 15,00 14,11 0,50 163,64 163,64 31,4%Paksi Atomerőmű V. és VI. blokk 2400 15,70 14,92 0,00 171,27 171,27 31,4%Dunamenti új G3+G4 860 2,40 2,35 0,00 16,50 16,50 51,3%Mátrai Erőmű 530 2,80 2,50 0,20 22,00 2,00 3,50 27,50 33,5%Tisza II. Erőmű új CCGT-k 1 215 3,15 2,95 0,00 21,10 21,10 50,4%Százhalombatta 840 2,30 2,25 0,00 16,00 16,00 50,7%Gyönyűi Erőmű új CCGT 433 1,20 1,18 0,00 7,80 7,80 54,3%Budapesti Erőmű 169 0,55 0,53 4,00 8,00 8,00 73,8%Csepeli Erőmű 410 0,85 0,82 1,00 6,20 6,20 63,9%Csepeli Erőmű új CCGT 430 1,10 1,08 0,00 7,50 7,50 51,7%Új tartalék gázturbinák (OCGT) 1 000 0,03 0,03 0,00 0,35 0,35 30,5%Bakonyi Erőmű (új OCGT-k) 120 0,09 0,09 0,00 0,90 0,90 36,0%Bakonyi Erőmű (régi) 60 0,12 0,10 1,60 1,00 2,50 3,50 56,0%Pannonpower (Pécs) 35 0,09 0,09 0,20 1,70 1,70 30,2%Debreceni Erőmű 95 0,35 0,33 1,00 3,10 3,10 70,6%ISD Power (Dunaújváros) 50 0,11 0,09 3,10 0,15 6,00 6,15 55,7%

10 647 45,84 43,42 11,60 23,00 0,50 96,80 340,91 461,21 36,4%Gázmotorok 395 1,70 1,64 8,00 18,50 18,50 75,2%Gázturbinák és CCGT 285 1,38 1,35 8,40 17,50 17,50 75,7%Gőzturbinák 70 0,32 0,30 4,00 1,35 7,50 8,85 57,6%Szilárd biomassza 710 3,50 3,15 4,15 23,50 23,50 65,9%Biogáz 200 0,95 0,80 0,15 5,50 5,50 55,1%Szerves hulladék 40 0,20 0,16 0,70 4,00 4,00 31,9%Szélerőművek 1000 2,00 1,99 0,00 7,20 7,20 99,5%Vízerőművek 100 0,42 0,41 0,00 1,51 1,51 97,0%Naperőművek 200 0,16 0,16 0,00 0,58 0,58 100,0%Geotermikusak 150 0,90 0,85 0,00 32,40 32,40 9,4%

3 150 11,53 10,81 25,40 0,00 1,35 43,50 74,69 119,54 53,8%13 797 57,37 54,23 37,00 23,00 1,85 140,30 415,60 580,75 40,0%

0 0,00 0,00 0,00 0,0013 797 57,37 54,23 37,00 23,00 1,85 140,30 415,60 580,75 40,0%Összesen

Összes hazai erőmű

Hatásfok

Importszaldó

Összes nagyerőmű

Összes kiserőmű

BT, MW Villany, TWh Hő, PJ Felhasznált energia, PJ

24. táblázat Hosszú távú energiamérleg – 2030-ban

A húszas évek végére üzembe kerülhet a két 1200 MW-os atomerőműves egység és a kiegészítő tercier szabályozási tartalék (OCGT) – a korábbi hat nagyerőműves, gázturbinás (és az esetleg még több) fejlesztés mellett. Természetesen a kiserőműves létesítés a következő évtizedben továbbra is jelentős maradhat. A következő évtized végére az erőműves hatásfok már nem javul, sőt visszaesik a 40%-ra, mert az atomerőmű értékeléséhez 33%-os hatásfok vehető fel a termelt villamos energiára vonatkoztatva. Az új, harmadik nemzedékes atomerőmű-blokkok termikus hatásfoka valószínűleg megközelíti majd a 37%-ot. Az importszaldó a feltételezések szerint nullára csökken. Inkább exportszaldó várható a nagy atomerőmű-teljesítőképesség jó kihasználása miatt, de ettől is eltekinthetünk, ha a régióban szintén épülnek atomerőművek (Lengyelország, Csehország, Szlovákia, Románia, Bulgária stb.) a húszas évek végéig. Ebben a változatban sem tartós exportra, sem tartós importra nem számítunk, tehát a villamosenergia-ellátásunk teljes egészében a hazai erőműparkra támaszkodik. Természetesen Ausztria vagy Horvátország felé még lehet mértékadó import, de

16 A 2025-ra becsülhető adatokat nem szerepeltetjük, mivel ma még igen bizonytalan az új atomerőműves egység első üzemi évének dátuma.


- 53 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

aligha várható, hogy az ottani fejlesztők a magyar atomerőmű-bővítésre fognak várni. (Az Ausztriában ma beépített erőmű-kapacitás jóval több, mint a kétszerese az évi csúcsterhelésnek, de a vízjárás ingadozása miatt inkább a szezonális import a jellemző, mint a tartós évi.) A kiserőműves villamosenergia-kiadás aránya már visszaeshet 20%-ra. Ez elsősorban a távlatilag várhatóan csökkenő támogatások eredménye lesz. A földgáztüzelésű, kapcsolt termelésű kiserőművek (gázmotorok, gőzturbinák, gázturbinák) villamosenergia-kiadási aránya már csak 6% körüli lehet. A megújuló forrásokból a fogyasztóknak kiadott villamos energia aránya megközelítheti a 15%-ot a 2010. évi 6,5%-hoz képest. A primer megújulós kiserőművek villamosenergia-kiadási aránya az összes erőműves hálózatra adott villamos energiából már elérheti a 6,3%-ot (a 2010. évi 2,0%-nak több mint háromszorosa). Ez a szélerőművek további terjedésének a következménye lesz, de már mértékadó lehet a geotermikus forrásokon alapuló áramtermelés, és nem elhanyagolható a naperőművek szerepe. A vízerőművek teljesítőképességének ugrásszerű növekedése nem várható. A teljesítőképességek kihasználása a következők szerint alakulhat a tavalyi, 2010. évihez képest: A Paksi Atomerőmű régi része 7500 óra/év, az új blokkoké 6700 óra/év körüli kihasználással vehető figyelembe. Az új rész már nagyobb mértékben visszaterhelhető. Az új CCGT egységek kihasználása mintegy 2500-3000 óra/év között vagy alatt állhat be a menetrend tartásának követelményei szerint. A tercier szabályozási tartalékok kb. 30 óra/évvel többnyire állnak – a feladatuk teljesítésére készen. Az egész magyarországi erőműpark névleges bruttó villamos teljesítőképességének a kihasználása nagyobb, 4160 óra/év lehet a számítás szerint (nagyjából a tavalyinak megfelelő). Ez a 48%-os kihasználás elég nagy biztonságot jelent. A nagyerőművek kihasználása megnőhet (4300 óra/év körül lehet, a tavalyi 4090 órához képest), viszont a kiserőműveké – elsősorban a szél- és naperőművek üzemének következtében, továbbá a biomasszának a hőhöz való kötöttsége miatt – a tavalyi 4500 óra/év feletti értékről 3700 óra/év körüli értékre módosulhat. A primerenergia-felhasználás alakulásáról egyelőre az mondható, hogy a jóval nagyobb (+35%) villamosenergia-kiadás és a nagy atomerőműves részarány miatt (a kisebb hő kiadása mellett) a hazai erőművek tüzelő- és hasadóanyag-felhasználása jelentősen megnő a tavalyihoz képest: 408 PJ-ról nem kevesebb, mint 580 PJ-ra emelkedik, tehát 43%-kal. Szén már alig lesz (ha lesz egyáltalán), de a földgáz 140 PJ-ra csökkenhet, alig több mint a 2006. évi erőműves fogyasztás jóval nagyobb hőigényénél (bár meghaladja a 2010-es szintet). A 80 PJ-t meghaladó megújuló energiaforrás több mint a duplája a 2010. évinek. Az atomerőmű-fejlesztés és a megújulós bővülés egyelőre csak csökkenti, de nem szünteti meg két évtizeden belül az erőműves földgázigény terhét. Meg kell még jegyezni, hogy a villamosenergia-ellátásunk tavalyi teljes primerenergia-igénye (427 PJ) a teljes országos felhasználás (1085 PJ) 39%-a volt. Két évtized múlva az ország primerenergia-felhasználása 1125-1140 PJ körül lehet (évente 0,20-0,25%-ot növekedve), de ebből az erőművek már 580 PJ-t igényelnek, azaz 51-52%-ot. Növekszik tehát iparágunk energetikai fontossága.


- 54 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5. Export-import vizsgálat

5.1. Visszatekintés Az elmúlt évtizedekben a villamosenergia-import igen meghatározó volt hazánkban, hiszen általában meghaladta a fogyasztás 10%-át (korábban elérte a 30%-át is). A magyar villamosenergia-rendszer határmetszékein - a földrajzi adottságaiból következően, az európai szinkronhálózat szerves részeként és az egységes belső piac szabályai szerint – folyamatos energiaáramlások teljesülnek. Az ENTSO-E előírása alapján minden szinkronzóna önmagát köteles kiszabályozni, a beállított órás csereteljesítményt, mint alapjelet alapul véve. Általánosságban tudjuk, hogy a határmetszékeken kialakuló áramlásokat – az import, az export és a tranzit – a hazai fogyasztás mellett a gazdasági érdekek mozgatják; a kereskedő igyekszik az olcsóbb forrásokból vásárolni. Az elmúlt évek pénzügyi válságára visszavezethetően csökkent a villamosenergia-fogyasztás is – nemcsak nálunk, hanem európai szinten is -, vagyis a termelői oldalon túlkínálat alakult ki (a beruházási ciklusok, az erőművek műszaki élettartama hosszabb ciklusú a pénzügyi-gazdasági ciklusoknál), csökkentek az energiaárak; legalábbis a termelői oldalon, ami persze nem gyűrűzik automatikusan tovább a végfelhasználókig. Az import és az export különbsége az ún. importszaldó. Szokásosan használt mutató a hazai termeléshez viszonyított aránya egy adott időszakra vonatkoztatva, amely az utóbbi években csökkenő mértékű volt.

16. ábra Az import és az export havi alakulása


- 55 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5.1.1. Metszékáramlások és a tranzit A teljesítményszállítási képesség (import, export, tranzit) napi határkeresztező aukciókon kerül kiosztásra a kereskedők igényei szerint. Jelen trendek szerint a bilaterális aukciókat az áramlásalapon történő napi kiosztás váltja fel. Stratégiai cél a többirányú kereskedelmi ügyletek és a biztonságos szállítási útvonalak biztosítása (kb. 2000 MW). Az egyes vezetékek terhelése nagymértékben függ az európai és villamosenergia-rendszer egészének működésétől, a régiós kereskedelemtől, ezért előrejelzése, pontos kalkulálása csak hozzávetőlegesen lehetséges.

SK>HUprogram

AT>HUprogram

RO>HUprogram

SRB>HUprogram

UA>HUprogram

HR>HUprogram

SZALDOprogram

TRANZITprogram

2010Maximum 1 200 500 500 600 360 520 2 062 1 247

Átlag 274 -35 187 244 68 -145 593 375Minimum -788 -839 -459 -386 0 -1 018 -1 133 0

Szórás 412 221 165 231 108 240 482 2682009

Maximum 1 245 500 386 497 455 0 1 912 1 515Átlag 709 67 112 -21 148 -387 629 528

Minimum -281 -349 -342 -582 0 -890 -756 0Szórás 235 185 102 216 98 145 456 218

2008Maximum 1 237 300 300 121 475 0 1 306 1 502

Átlag 724 88 135 -165 249 -589 443 768Minimum 24 -339 -180 -408 0 -865 -711 0

Szórás 218 138 88 135 125 166 338 262

SK>HUáramlás

AT>HU áramlás

RO>HU áramlás

SRB>HU áramlás

UA>HU áramlás

HR>HU áramlás

SZALDOáramlás

TRANZITáramlás

2010Maximum 1 454 686 454 369 615 488 2 063 1 498

Átlag 557 42 126 17 187 -337 593 439Minimum -553 -697 -244 -430 -229 -2 096 -1 039 0

Szórás 273 193 122 131 149 241 481 2522009

Maximum 1 752 682 318 297 904 211 1 918 1 800Átlag 685 132 32 -147 304 -377 629 562

Minimum -24 -379 -377 -599 -188 -979 -746 0Szórás 206 148 107 128 175 211 455 294

2008Maximum 1 864 473 366 26 730 180 1 291 2 029

Átlag 850 14 70 -302 415 -603 443 952Minimum 174 -682 -209 -713 -30 -1 245 -674 0

Szórás 282 167 93 134 127 275 338 381 25. táblázat Import és export (realizált programok és áramlások)

Az importunk jellemzően a szlovák és ukrán metszéken zajlik. A szerb viszonylat kismértékű emelkedést, míg az import adott órára és valamennyi határra összegezve csökkenő trendet jelez. A szlovák metszéken 2008. évben - de egyéb időszakokban is elhanyagolható mértékben - nem exportáltunk, csak importot bonyolítottunk, míg Ukrajna felé a realizált tervszámok minden esetben nullás értékűek. A legnagyobb export


- 56 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Horvátország irányába történik. Az export adott órára és valamennyi határra összegezve csökkenő trendet mutat az elmúlt három év viszonylatában. A metszékekre jellemző áramlások szlovák importtöbblettel és horvát exporttöbblettel rendelkeznek. Érdekesség, hogy a szerb exportot – legalábbis 2010. évre – enyhe import váltotta fel. Éves szinten a tranzit a mintegy 950 MW átlagértékről 500 MW alá csökkent. A határokon átnyúló tranzitok, kereskedelmi ügyletek piaci körülmények – erőműpark összetétele, fogyasztói igények mértéke, energiaárak alakulása − függvényében változnak. A magyar hálózat jelentős – a hazai igények kielégítésén felül − tranzit kapacitásokkal (kb. 3000 MW) rendelkezik. Az időjárás változásai is befolyásolják a kialakult regionális kereskedelmet és ezen keresztül a határkeresztező vezetékek terheléseit is. (Például egy tartósan esős időszakban, amikor a környező országok víztározós erőműveiből nagyobb mennyiségek jelennek meg az árampiacokon.)

-105

0

-900

-750

-600

-450

-300

-150 0

150

300

450

600

750

900

2010

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

óra

MW

201020092008

17. ábra A nem szándékolt tranzit gyakorisága

A nem szándékolt tranzit értékei széles skálán mozognak (±750 MW) és megfigyelhető, hogy a 2008. év adatainak középértéke kisebbnek adódott.


- 57 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5.1.2. Munkanapi importszaldó alakulása 2008-2010. év Fontos tanulmányozni a naptípusonkénti változásokat, ezen belül is főleg a munkanapokat.

-500

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2008.01.02 2008.06.30 2009.01.05 2009.07.01 2009.12.31 2010.06.29 2010.12.22

MW

18. ábra Importszaldó alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum

Az importszaldó munkanapi csúcsértékei nyáron (1500-2000 MW) jellemzően nagyobbak, mint télen (500-1000 MW). Gyakorisági eloszlása 1000 MW körül szimmetrikus képet mutat.

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

2008.01.02 2008.06.30 2009.01.05 2009.07.01 2009.12.31 2010.06.29 2010.12.22

MW

19. ábra Import alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum

Az import munkanapi csúcsértékei enyhén csökkenő trendet mutatnak (1800 MW-ról 1400 MW-ra). Érdekesség, hogy a korábban magasabb téli értékek helyett az utóbbi kettő évben a nyári időszakban voltak nagyobb importjaink.


- 58 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

020

040

060

080

010

0012

0014

0016

0018

0020

0022

0024

0026

0028

0030

00

MW

20. ábra Munkanapi importmaximum gyakoriság, 2008-2010

-2 000

-1 800

-1 600

-1 400

-1 200

-1 000

-800

-600

-400

-200

0

2008.01.02 2008.06.30 2009.01.05 2009.07.01 2009.12.31 2010.06.29 2010.12.22

MW

21. ábra Export alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum

Az export munkanapi csúcsértékeinek abszolút értéke jelentős csökkenést mutat, mind a nyári (600 MW-ról 300 MW-ra), mind a téli (1800 MW-ról 800 MW-ra) évszakban.


- 59 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

-2 000

-1 800

-1 600

-1 400

-1 200

-1 000

-800 -600 -400 -200 0

MW

22. ábra Munkanapi exportmaximum gyakoriság, 2008-2010

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

2 000

2008.01.02 2008.06.30 2009.01.05 2009.07.01 2009.12.31 2010.06.29 2010.12.22

MW

23. ábra Tranzit alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum

A tranzit munkanapi csúcsértékei csökkentek az elmúlt időszakokban. A korábbi 1700 MW körüli értékekről a tavalyi maximum 1200 MW-ra mérséklődött. A 23. ábrából is szembetűnően látszik, hogy a nyári tranzit 400-600 MW-tal is alacsonyabb a téli értékeknél.


- 60 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

24. ábra Import, export havi alakulása határmetszékenként

5.2. Előrejelzés A jövőben két időszakot lehet megkülönböztetni.

• Növekedhet az importszaldó aránya a tízes években, elsősorban most az olcsó regionális kínálati ár miatt, amely hatást a még 2020 előtt üzembe helyezhető két „régiós” atomerőmű (Mohi, Cernavodă) két-két egysége tovább erősítheti – sőt a cseh Temelíni Erőmű harmadik és negyedik blokkja is szóba jöhet már (részletesen ld. az 5.3. alfejezetben).

• Csökkenhet az importszaldó a húszas években, különösen akkor, ha hazánkban előbb helyeznek üzembe két nagy, III. generációs nukleáris egységet, például 2x1600 MW-ot. Ekkor még az is előfordulhat, hogy 2030 környékén exportálni fogunk évi átlagban.

Az előírt szabályozási feltételek mellett - a szomszédos szabályozási területek együttműködésével - megtartható az önálló primer és szekunder szabályozás a hazai tartalékokkal, a tercier szabályozási tartalékok beszerzésekor kiterjeszthető a kereskedés az egész régióra. A kiegyenlítésekhez – hasonlóan a német, holland vagy dán rendszerekhez – igénybe vehetjük a szomszédok jobb adottságait, a kiépített és könnyen bővíthető töltési és kisütési kapacitású szivattyús-tározós vízerőműveket (pl. Ausztriában). Ellátásbiztonsági szempontból azonban ez kiszolgáltatottságot jelent, amit célszerű szem előtt tartani, mivel – mint már utaltunk rá – a térség országai is hasonló kiegyenlítési problémákkal szembesülhetnek a jövőben. Az importhoz és az exporthoz szükséges villamos átviteli, hálózati kapacitások nagyrészt már most rendelkezésre állnak, de további bővítés lehetséges Szlovákia felé, és megnyílhat az összeköttetés Szlovéniával is.


- 61 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5.3. Kitekintés a szomszédos országok erőmű építési terveire A 2008 őszén bekövetkezett gazdasági visszaesés nyomán a régióban számos energetikai vállalat újraértékelte erőmű-beruházási terveit. Különösen a nagyobb kockázattal járó, tőkeigényes erőmű-beruházások maradnak el vagy válnak bizonytalanná. Néhány régiós országban (Románia, Szlovákia) például megfigyelhető, hogy a korábban bejelentett atomerőmű-bővítések megvalósulása több évvel eltolódik, illetve kérdésessé válik. Az alábbiakban rövid helyzetképet adunk az egyes országokban folyó erőműfejlesztésekről, valamint egy önálló összefoglaló alfejezetben ismertetjük a közép- és hosszabb távon várható kapacitáshelyzetet, továbbá (az Európai Unió tagországai esetében) a Megújuló energia cselekvési terv tartalmát. A hazánkkal szomszédos országok mellett a Cseh Köztársaság, Lengyelország és Németország várható kapacitáshelyzetét tekintjük át. (A nyugat-ukrajnai régióban – Burstin-sziget – egyelőre nincs tudomásunk nagyobb, előkészítés alatt álló erőmű-beruházásról, ezért arra a fejlesztések bemutatásakor külön nem térünk ki.)

5.3.1. Ausztria A 2011 februárjában közzétett osztrák hálózatfejlesztési terv (APG-Masterplan 2020. Die strategische Weiterentwicklung des Höchstspannungsnetzes der Austrian Power Grid AG. In Kooperation mit der TU Wien und der TU Graz) 2010 és 2020 között jelentős mértékű új erőmű kapacitás üzembe lépését valószínűsíti az erőműtársaságoktól kapott információk alapján. Adatvédelmi okokból konkrét helyszíneket nem neveznek meg, azonban megadják az összes teljesítőképességet és az érintett régiókat. A szivattyús-tározós erőművek az ország nyugati részében, a földgáztüzelésű erőművek pedig a keleti tartományokban létesülnének. Az évtized során várhatóan üzembe kerülő új hőerőművek összes teljesítőképessége 3600 MW. Közülük 2011 végére 832 MW teljesítőképességgel elkészül a Verbund beruházásában létesülő Mellachi Erőmű. Riedersbachban 2015-ben léphet üzembe az a 400 MW teljesítőképességű kombinált ciklusú erőművi blokk, amelynek engedélyeztetését 2010 nyarán kezdte meg az Energia AG Oberösterreich. Az új szivattyús-tározós erőművek kapacitása elérheti az 5000 MW-ot: 2011-re befejeződik a Limberg II Erőmű (480 MW) kivitelezése, 2014-től pedig várhatóan üzembe lép a Reißeck II Erőmű (430 MW) is. A burgenlandi régióban újabb szélerőművek jelenhetnek meg, a kapacitásbővülés 700 MW-ra tehető. A nagyobb teljesítőképességű tározós erőművek mellett Tirol, Stájerország, Salzburg tartományok területén további kisebb vízerőművek létesítésére kell számítani – a rendszerirányító előzetes felmérése alapján szintén 700 MW teljesítőképességgel. A fejlesztési terv megállapítja, hogy a német szélerőmű-fejlesztés és az újonnan létesülő osztrák tározós erőművek – a szükségszerű együttműködés révén – jelentős hálózati többletterheléseket okoznak. Ezek a jelenlegi hálózattal már nem uralhatók.


- 62 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

5.3.2. Cseh Köztársaság A Cseh Köztársaságban a meglévő atomerőművek további bővítését tervezik. Napirenden van a Temelíni Atomerőmű harmadik és negyedik blokkjának megépítése, amelyre 2009 augusztusában a ČEZ kiírta a fővállalkozói tendert. Várhatóan 2012 első felében kerülhet sor a fővállalkozói szerződés megkötésére, és hét-nyolc évre becsülhető az engedélyeztetési eljárás időtartama. Az újonnan létesülő kapacitás a ČEZ által közzétett információk szerint akár a 3400 MW-ot is elérheti. Sor kerülhet a Dukovany Atomerőmű ötödik blokkjának megépítésére is, amely akár 1700 MW teljesítőképesség-növekedést is jelenthet, azonban az ezzel kapcsolatos tervek csak a megvalósíthatósági tanulmány fázisában vannak. A hőerőművek közül a ČEZ beruházásában új szuperkritikus blokkal bővül a lignittüzelésű Ledvicei Erőmű, amelyet 2013 második felében adnak majd át. Az új blokk kivitelezése 2007-ben kezdődött, tervezett nettó hatásfoka 42,5%, teljesítőképessége 660 MW lesz. Ezzel együtt azonban a jelenlegi, mintegy 5700 MW lignitkapacitás több mint 3500 MW-tal csökken majd az elkövetkezendő években. Az élettartamuk végét elérő lignitblokkok nagy részét ugyanis nem korszerűsítik, ehelyett inkább más tüzelőanyagokkal váltják ki őket (retrofitra csak Prunéřovi Erőműben és a Tusimicei Erőműben kerül sor.) A földgáztüzelésű blokkok közül 2011 áprilisában megkezdték a Počerady kombinált ciklusú erőművi blokk helyszíni munkáit. Az új egység 2013 júniusában kerülhet üzembe, várható nettó hatásfoka 57,4% lesz.

5.3.3. Horvátország A horvát állami villamosenergia-társaság (Hrvatska Elektroprivreda d. d.) középtávú stratégiája a hőerőművek kapacitásának bővítését irányozza elő. Ezen erőművek szerepelnek a horvát kormány által 2010 novemberében jóváhagyott energetikai beruházási csomagban. A Plomin C-500 széntüzelésű blokk (500 MW) tervdokumentációi nagyrészt elkészültek, folyik az EBRD-vel együttműködésben létesítendő Ombla vízerőmű (68 MW) engedélyeztetése. Emellett több más vízerőmű rekonstrukciója, illetve kisebb vízerőművek létesítése is napirenden van.

5.3.4. Lengyelország 2009-ben a lengyel kormány döntése nyomán elindult a lengyel atomerőmű program, és jelenleg mind kormányszinten, mind vállalati szinten (PGE csoport) folynak az előkészületek. 2010 elején megalakult a PGE EJ1 projekt társaság, melynek feladata a beruházás előkészítése és a lehetséges telephelyek kiválasztása. Előzetesen 3000 MW kapacitás létesítését tervezik egy vagy több helyszínen, a mostani célkitűzés szerint az első blokk 2020-ra üzembe kerülne. Jelenleg azonban még a lengyel villamosenergia-termelés nagy része szénerőművekből származik. Problémát jelent, hogy az erőműpark jelentős része elöregedett, és a kapacitásbővülés nem követi a fogyasztói igények növekedésének ütemét, az új erőműblokkok megvalósítása késik. Az egyes energetikai társaságok beruházási terveit összegző elemzések szerint 2011 és 2015 között mintegy 3 GW új hőerőmű kapacitás üzembe helyezése várható, de eközben leállításokkal is számolni kell. 2016-ban azonban jelentős – akár közel 7 GW – új kapacitás jelenhet meg, ekkorra kerülhetnek üzembe például a földgáztüzelésű blokkok Dolna


- 63 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Odrában, Bydgoszcz-ban, illetve egy 1000 MW teljesítőképességű szénerőmű blokk a Kozienicei Erőműben. (Utóbbinál folyik a fővállalkozói ajánlatok értékelése, és várhatóan ez év novemberére aláírják majd a fővállalkozói szerződést.) A lengyel energiaszabályozó hatóság szerint azonban számolni kell azzal, hogy 2016-2017-ig nyilvánosságra hozott, összesen 11 GW-ot kitevő erőmű-létesítési terv fele nem valósul majd meg. (A ČEZ, RWE és Vattenfall leállította beruházásait, az Enea és TAURON esetében a privatizáció késlelteti a projekteket, és feltehetően a PGE csoport is eláll majd bejelentett erőműterveinek egy részétől.)

5.3.5. Németország Németországban 2011. június 6-án megszületett a határozat nyolc atomerőmű fokozatos leállításáról 2022-ig – megváltoztatva ezzel az üzemidő-meghosszabbításról 2010 őszén hozott döntést. (2015 végéig leállítják az atomerőművet Grafenrheinfeldben, 2017 végéig tart a Gundremmingen B, 2019 végéig a Philippsburg 2, illetve 2021 végéig a Grohnde, a Gundremmingen C és a Brokdorf erőművek üzemideje. A három legújabb atomerőmű – Isar 2, Emsland és Neckarwestheim 2 – csak 2022 végével áll majd le.) Mindez új helyzetet teremt a németországi villamosenergia-ellátásban. A kieső kapacitásokat pótolni kell, mivel az atomerőművek leállítása mellett a villamosenergia-önellátás, az importfüggőség kizárása is az energiapolitikai célok között szerepel. A forráshiány kiküszöbölésében főszerepet játszhatnak a jó hatásfokú földgáztüzelésű kapcsolt és kombinált ciklusú erőművek, emellett számítanak a megújuló energiaforrások további hasznosítására, az erőművek élettartam-meghosszabbítására. Az energiahatékonysági intézkedések révén pedig csökkenhet a forrásoldali kapacitásigény. A rugalmas üzemvitelre alkalmas földgáztüzelésű erőművek létesítése ugyanakkor a jelenlegi körülmények között kevésbé gazdaságos, hiszen éves kihasználási óraszámuk a szélerőművek terjedésével egyre inkább csökken, üzemeltetésük gazdaságilag ellehetetlenül. A kapacitáshiány elkerülése érdekében erőmű-támogatási programot dolgoznak ki, és felvetődött a kapacitásdíjak bevezetésének szükségessége is. Egy 2011 májusában közzétett kormányzati háttértanulmány (Umweltbundesamt: Umstrukturierung der Stromversorgung in Deutschland) adatai szerint jelenleg 11 GW fosszilis (szén- és földgáztüzelésű) erőmű építése van folyamatban, amelyek 2014-ig várhatóan üzembe kerülnek. Ugyanakkor 2020-ig mintegy 6 GW régebbi építésű szén- és földgáztüzelésű erőmű leállítása várható. A leállítások ütemezésére és az esetleges retrofitokra az atomerőművek üzemidejével kapcsolatos döntések nagyban kihatnak.

5.3.6. Románia Jelenleg kérdéses a romániai atomerőmű-fejlesztés folytatása. Jóllehet 2008 novemberében megszületett a döntés arról, hogy a Nuclearelectrica, az ArcelorMittal, a ČEZ, a GDF Suez, az ENEL, az Iberdrola és az RWE részvételével konzorcium alakul a Cernavodăi Atomerőmű harmadik és negyedik blokkjának (egyenként 740 MW) megvalósítására, 2010-ben, illetve 2011 elején több tagvállalat is távozott a konzorciumból. Először a ČEZ, később a GDF Suez, az Iberdrola és az


- 64 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

RWE döntött úgy, hogy a piaci környezettel és projekttel kapcsolatos bizonytalanságok, illetve a jelentős tőkeigény miatt nem vesz részt a beruházásban. (A román rendszerirányító 2010 decemberében kiadott távlati tervének – Transelectrica: Planul de Perspectivă al RET Perioada 2010-2014 şi orientativ 2019 – konzervatív forgatókönyve 2019-ig nem számol a két blokk üzembe lépésével, az alapváltozat viszont igen.) A korábban bejelentett hőerőművi projektek közül a gazdasági válság nyomán számos beruházást felfüggesztettek: a ČEZ például 2010 júliusában elállt a zöldmezős Galaţi projekt (500 MW teljesítőképességű földgáztüzelésű erőmű) megvalósításától. Bizonytalanná vált, illetve eltolódik a Termoelectrica, E.ON és ENEL közös vállalkozásában tervezett brăilai 800 MW-os erőműbővítés. Gyakorlatilag elkészült ugyanakkor a Petrom román olaj- és földgáztársaság beruházásában a Brazi földgáztüzelésű kombinált ciklusú erőmű, melynek teljesítőképessége 860 MW. A két gázturbinás, egy gőzturbinás erőműben 2011 júniusában az átadás előtti üzemi próbákat végezték. Gyors ütemben bővül a szélerőmű-kapacitás. A ČEZ beruházásában létesül a Fântânele-Cogealac szélerőműpark összesen 600 MW teljesítőképességgel, a projekt első fázisa 2010 végére befejeződött. Napirenden van az 1000 MW teljesítőképességű Tarniţa – Lăpuşteşti szivattyús-tározós erőmű megvalósítása, azonban ehhez a román állam még befektetőket keres. Információink szerint az előzetes környezetvédelmi hatásvizsgálatot végzik.

5.3.7. Szerbia Az EFT beruházásában létesül a 300 MW teljesítőképességű Stanari hőerőmű, amelyre 2010-ben aláírták a fővállalkozói szerződést. Az új blokkot 2014-re várhatóan üzembe helyezik. Szintén az EFT csoport beruházása – és várhatóan 2016-ra üzembe kerül – a 35 MW teljesítőképességű Ulogi vízerőmű. Az EPS szerb energetikai vállalat befektetőket keres a Kolubara B (700 MW) és a Nikola Tesla B3 (700 MW) széntüzelésű blokkok megvalósításához. Az ajánlat-beadási határidőt érdektelenség miatt többször el kellett halasztani (2011. februárra, később pedig 2011. májusra). A szerb társaság a Kolubara B erőműblokk esetében az olasz Edison, a Nikola Tesla B3 esetében pedig a német RWE társaságot nevezte meg lehetséges partnerként. Emellett több erőműprojekt is előkészületben van – például egy nagyobb újvidéki hőszolgáltató erőmű –, azonban megvalósulásuk stratégiai partnerek hiányában kérdéses.

5.3.8. Szlovákia Az ENEL és a Slovenské Elektrárne beruházásában 2008 óta folyik a Mohi Atomerőmű harmadik és negyedik blokkjának kivitelezése. Az egyenként 471 MW teljesítőképességű egységek várhatóan 2012-ben, illetve 2013-ban kezdhetik meg a kereskedelmi üzemet. A Jászlói/Apátszentmihályi (Jaslovské Bohunice) Atomerőmű új blokkjának megépítése azonban jelentős, legalább ötéves csúszást szenved majd. A szlovák atomenergia felügyelet információi szerint a tervezett 2020-as átadás helyett legkorábban 2025-re várható az üzembe helyezés.


- 65 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A hőerőművek közül 2011 májusában került sor a Manigai (Malženice) Kombinált Ciklusú Erőmű átadására az E.ON beruházásában, az erőműblokk teljesítőképessége 436 MW. A pozsonyi Slovnaft olajfinomító szomszédságában 800-900 MW teljesítőképességű nagyerőmű létesülhet a MOL csoport és a ČEZ közös beruházásában. Az erőmű jelenleg engedélyeztetés alatt áll, a SEPS-sel is folynak a hálózati csatlakozással kapcsolatos egyeztetések. A fővállalkozói szerződéssel kapcsolatos előkészítő tárgyalásokkal – a ČEZ által 2011 májusában közzétett információk szerint – kivárnak. Az erőmű üzembe helyezésére csak 2014 után kerülhet sor.

5.3.9. Szlovénia Szlovénia – Horvátországgal közös – atomerőművének üzemideje 2023-ban lejár, de felvetődött az élettartam-meghosszabbítás lehetősége. Távlatilag a bővítés is elképzelhető, az új, második atomerőművi blokk 2020 és 2025 között kerülhetne üzembe. Szlovénia jelenlegi legnagyobb erőmű-beruházása egy nagyobb, szuperkritikus lignitblokk létesítése (Šoštanj 6), melyre 2010 nyarán az ALSTOM nyerte el a fővállalkozói megbízást. Az új blokk kereskedelmi üzemét 2015-ben kezdheti meg. 2010-re elkészült az ország első szivattyús-tározós erőműve (Avče, 185 MW), de a tervek szerint tovább folytatódik a vízerőművek fejlesztése. Engedélyeztetés alatt van a 440 MW teljesítőképességű Kozjak szivattyús-tározós erőmű, emellett számos vízerőmű rekonstrukciója, bővítése van napirenden.

5.3.10. Régiós kapacitáshelyzet, importlehetőségek Az erőműfejlesztések országonkénti bemutatása után összefoglaljuk a közép- és hosszú távon várható régiós kapacitáshelyzetet az ENTSO-E hagyományos, évente frissített országonkénti kapacitás-előrejelzései (System Adequacy Forecast) alapján, ismertetve a Megújuló energia cselekvési tervekben előirányzott kapacitásokat is. A német atomerőművek leállítását az EURELECTRIC EURPROG adatbázisa alapján vettük figyelembe. Végül a különböző nemzetközi előrejelzéseket (Európai Unió Energiaügyi Főigazgatóság: EU energy trends to 2030, valamint EURELECTRIC Power Statistics. 2010 Edition) egybevetve értékeljük a tendenciákat. Az elmúlt két évre vonatkozó helyzetkép a 26. táblázatban található. Eszerint Csehország jelenleg a régió meghatározó villamosenergia-exportőre, emellett Németország, Románia, Szlovénia, a nyugat-ukrajnai régió és Lengyelország esetében is kiviteli többlet mutatkozott. Jelentős mértékben importra szorult ugyanakkor Horvátország, kisebb mértékben pedig Ausztria és Szlovákia.


- 66 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Importszaldó 2009 Importszaldó 2010 GWh GWh

Ausztria 1 455 3 260 Csehország -13 644 -14 897 Horvátország 5 693 4 663 Lengyelország -2 195 -1 345 Németország -14 342 -17 712 Románia -2 473 -2 919 Szerbia -860 323 Szlovákia 1 314 1 047 Szlovénia -3 060 -2 133 Ukrajna (Nyugat) -2 668 -1 157

26. táblázat Import és export realizált terv és a tényértékek

A 2010 őszén készült ENTSO-E előrejelzéseket (System Adequacy Forecast B forgatókönyv) a 27-30. táblázatok tartalmazzák. Mivel ezek az előrejelzések 2010 őszén készültek, a táblázatokban a német atomerőművek teljesítőképességét a fokozatos leállításukról hozott döntés szerint módosítottuk.

Beépített teljesítőképesség

Atom-erőmű

Szén-erőmű

Földgáz-erőmű

Egyéb fosszilis erőmű

Víz-erőmű

Egyéb megújuló

Szél-erőmű

Erőmű összesen

Éves csúcs

2011 MW MW MW MW MW MW MW MW MW Ausztria - - - 8400 13300 300 1100 23100 9800Csehország 3500 8700 600 100 2100 2400 400 17800 10900Horvátország 0 300 500 1100 2100 0 100 4100 3100Lengyelország 0 28880 780 0 2330 80 1650 33720 23940Németország 20300 50700 22100 3300 9700 22200 28900 157200 83200Románia 1300 5230 760 2550 5930 10 380 16160 8650Szerbia 0 4950 310 0 2630 0 0 7890 7370Szlovákia 1810 780 1280 860 2480 250 50 7510 3810Szlovénia 700 820 80 320 1120 250 30 3320 2030Ukrajna (Nyugat) 0 0 20 2500 30 0 0 2550 1100

27. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2011-ben (ENTSO-E)


Atom-erőmű

Szén-erőmű

Földgáz-erőmű


Víz-erőmű

Egyéb megújuló

Szél-erőmű

Erőmű összesen

Éves csúcs


28. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2015-ben (ENTSO-E, EURELECTRIC)


- 67 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04


Atom-erőmű

Szén-erőmű

Földgáz-erőmű


Víz-erőmű

Egyéb megújuló

Szél-erőmű

Erőmű összesen

Éves csúcs


29. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2020-ban (ENTSO-E, EURELECTRIC)


Atom-erőmű

Szén-erőmű

Földgáz-erőmű


Víz-erőmű

Egyéb megújuló

Szél-erőmű

Erőmű összesen

Éves csúcs


30. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2025-ben (ENTSO-E, EURELECTRIC)

Az előrejelzéseket értékelve feltételezhető, hogy Ausztria esetében átmenetileg – 2015-re – javul a forrásoldali kapacitáshelyzet az új hőerőművi blokkok üzembe lépésével. Ekkorra az új szivattyús-tározós erőművek egy része is rendelkezésre áll majd. Egyes elemzések azzal számolnak, hogy az ország időlegesen ismét villamosenergia-exportőrré válhat. Csehországban 2025-re a jelenlegihez képest csaknem megduplázódik az atomerőművek teljesítőképessége, hosszú távon is nagymértékű kapacitástöbblettel rendelkezik majd. Németország esetében az előrejelzés az atomerőművek fokozatos leállítása melletti bizonytalanság miatt kevésbé tekinthető mértékadónak. Horvátországban a rendszerirányító feltételezései szerint közép- és hosszú távon javulhat a kapacitáshelyzet. A lengyel előrejelzés hosszabb távon is a jelenlegihez hasonló kapacitástöbblettel számol a szénerőművek meghatározó szerepe mellett. Kérdéses azonban, hogy megvalósulnak-e az elöregedett erőműveket kiváltó új beruházások, és a szénerőművekre alapozott villamosenergia-ellátás a kibocsátás-kereskedelmi rendszerben milyen mértékű gazdasági többletterheket jelent majd. Romániában az előrejelzés 2020-ra prognosztizálja a Cernavodăi Atomerőmű harmadik-negyedik blokkjának megvalósulását, és várhatóan hosszabb távon is fennmarad majd a forrásoldali kapacitástöbblet. A szerb villamosenergia-rendszerben 2025-ig a jelenlegi helyzethez hasonlóan csak kismértékű többletkapacitást lehet feltételezni. Szlovákiában 2012-ben, illetve 2013-ban üzembe lépnek az új atomerőmű-egységek, ezt követően várhatóan megszűnik a jelenlegi kismértékű import. Szlovéniában a vizsgált időszakban feltehetően végig fennmarad a jelenlegihez


- 68 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

hasonló mértékű teljesítőképesség-tartalék. A nyugat-ukrajnai régióban nem számítanak jelentős változásra. A 31-32. táblázatok a 2010-ben benyújtott MCsT-k alapján készültek 2010-re és 2020-ra. Az időjárásfüggő megújuló energiaforrások szerepe régiós szinten meghatározó lesz, a tervek szerint egy évtized alatt megháromszorozódik majd a naperőművek teljesítőképessége, és a szélerőművek kapacitása is közel kétszeresére nő majd.

Beépített teljesítőképesség 2010 Ausztria

Cseh-ország

Lengyel-ország

Német- ország Románia Szlovákia Szlovénia

Vízerőmű MW 8235 1047 952 4052 6413 1622 1071Geotermális erőmű MW 1 0 0 10 0 0 0Naperőmű MW 90 1650 1 15782 0 60 12Szélerőmű MW 1011 243 1100 27676 560 5 2Biomassza-erőmű MW 1211 457 380 6312 14 118 52

Szilárd biomassza MW 1099 344 300 3707 10 100 22Biogáz MW 97 113 80 2368 4 18 30Folyékony biomassza MW 15 0 0 237 0 0 0

Összesen MW 10548 3397 2433 53832 6987 1805 1137

31. táblázat Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2010-ben a Megújuló energia cselekvési tervek alapján

Beépített teljesítőképesség 2020 Ausztria

Cseh-ország

Lengyel-ország

Német-ország Románia Szlovákia Szlovénia

Vízerőmű MW 8997 1125 1152 4309 7729 1812 1354Geotermális erőmű MW 1 4 0 298 0 4 0Naperőmű MW 322 1695 0 51753 260 300 139Szélerőmű MW 2578 743 6650 45750 4000 350 106Biomassza-erőmű MW 1281 1284 2530 8825 600 280 95

Szilárd biomassza MW 1164 867 1550 4792 405 170 34Biogáz MW 102 417 980 3796 195 110 61Folyékony biomassza MW 15 0 0 237 0 0 0

Összesen MW 13179 4851 10332 110935 12589 2746 1694

32. táblázat Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2020-ban a Megújuló energia cselekvési tervek alapján

A 33. táblázat importszaldó-előrejelzéseket tartalmaz az Európai Unió tagországaira. Az adatok egy része a Primes modell segítségével elvégzett számításokon alapul (Európai Unió Energiaügyi Főigazgatóság: EU energy trends to 2030), a másik előrejelzés pedig szakértői becslések alapján készült (EURELECTRIC Power Statistics. 2010 Edition). Hosszabb távon Csehország, Románia, Szlovákia lehet jelentősebb importforrás a régióban. Igen nagy viszont a bizonytalanság Németország jövője tekintetében.


- 69 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Importszaldó EU (Baseline 2020) EURPROG (2020) Importszaldó EU

(Baseline 2025) TWh TWh TWh Ausztria -0,2 2,2 -0,2 Csehország -9,8 -2,0 -11,9 Lengyelország -5,2 0,0 -5,8 Németország 12,8 -35,7 16,3 Románia -7,6 -4,0 -7,7 Szlovákia -2,2 -5,8 -4,0 Szlovénia -1,6 -0,3 -2,9

33. táblázat Nemzetközi importszaldó-előrejelzések 2020-ra és 2025-re

Összegzésként az előzőek nyomán megállapítható, hogy az importlehetőségek előrejelzése számos bizonytalanságot hordoz. Az energiapolitikai döntések, valamint az általános gazdasági helyzet alakulása nagyban kihatnak az erőműfejlesztésre. Az alaptendenciák érvényesülésén felül az időjárásfüggő megújuló energiaforrások jelentős kapacitásbővülése miatt az export-import alakulása terén igen nagy változékonysággal kell majd számolni.


- 70 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

6. Szabályozási kérdések Elmondható, hogy gyakoriságát nézve a rendszerterhelés-változásban a 10-20 MW/perces gradiens a legjellemzőbb fel és le irányban egyaránt, de előfordul 60-70 MW/perc körüli gradiens érték is. Ezzel szemben a hazai szekunder szabályozásba bevonható rendelkezésre álló erőművi teljesítmény-változtatási képesség az esetek nagy részében 20 MW/perc alatti értékkel bír. A rendszerirányító számára a folyamatos, 15 percen belüli kiegyenlítéshez a szekunder szabályozási tartalék erőművek állnak rendelkezésre. Ezek leginkább a fosszilis energiaforrásokat (lignitet, szénhidrogéneket) felhasználó hőerőművek. A tervek szerint a jövőben kevésbé jól szabályozható atomerőművet és megújuló forrásokkal üzemelő erőművet is szeretnének építeni, nem csak fosszilis tüzelőanyag felhasználásával működőket. Az atomerőmű természetesen szabályozható, de a típusától függően korlátozottan. Különösen a régi egységeknél. Az atomerőmű tipikus alaperőmű, amelynél nincs is sok értelme a szabályozásnak, a visszaterhelésnek, hiszen a termelés növekményköltsége kicsi. A szabályozási terület igényei miatt azonban a kis terhelési tartományokban sokszor visszaterhelik. A visszaterheléssel csökkenő energiakiadás azonban csekély, és a meglévő atomerőművünk kihasználása igen nagy. Ahol nagy az atomerőműves részarány, például Franciaországban, ott a kihasználásuk – még a jelentős exportra termelés mellett is – csak 75% körül van. A húszas években várhatóan megépülő nagy villamos egység-teljesítőképességű (1000-1600 MW) egységek, és a még meglévő, összesen 2000 MW-os paksi blokkok együttes üzemelésekor, várhatóan a jelenleginél kisebb kihasználással kell számolni. A regionális export lehetősége azonban adott, hiszen még egy új atomerőmű teljes kihasználására számított termelési egységköltségének is legfeljebb 10-15%-a lehet a növekményköltség. Ez a térségben az éjszakai, hétvégi piaci áraknál kisebb lehet, tehát kiterhelhetők az új egységek. Feltéve, hogy a térségben (Csehország, Szlovákia, Lengyelország, Románia, Bulgária) nem helyeznek üzembe hasonlóan nagy egységeket a kisebb gazdasági növekedés miatt esetleg ott is csak mérsékelten emelkedő villamosenergia-igények kielégítéséhez. Fel kell tehát arra készülni, hogy az új atomerőműveinket szabályozni fogjuk, ezért a rendelésnél a megfelelően alacsony minimális terhelés és a lehetőleg nagy terhelésváltoztatási sebesség adatai tárgyalási alapot képezhetnek. Szivattyús-tározós vízerőművel természetesen az atomerőmű kihasználása megnövelhető. A tárolási hatásfok itt elég jó (70% körüli), és a létesítmény a szélerőműves ingadozások kiegyenlítésére is alkalmas. Továbbá szabályozásra is igénybe vehető egy ilyen megoldás – pl. a hidraulikus rövidzárás használatával – a gyors beavatkozási lehetőség kihasználásával. A kedvezőbb adottságú, szomszédos szabályozási területeken már vannak kiépített szivattyús-tározós vízerőművek, és továbbiakat terveznek. Nagyon fontos tehát a regionális együttműködés, a tervek megvalósításának az összehangolása, ami ugyan a termelői, ezzel a szabályozási versenyben nem egyszerű feladat, mégis jelentős befektetői kockázatokat lehetne ezzel mérsékelni. Hazánkban továbbra is napirenden kell tartani egy ilyen erőmű létesítésének a kérdését, de szorosan elsősorban az atomerőmű-építéshez kapcsolódva, hiszen a létesítésnek az


- 71 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

elsőszámú feladata mégis az atomerőmű kiterhelhetőségének a növelése. A megvalósítással kapcsolatban felmerült, hogy az állam a CO2-kvóták térítésmentes kiosztásának 2013-as megszűntetése után derogációt kér a nagy hatékonysággal működő kogenerációs erőművek tekintetében, és az ebből befolyó összegből finanszírozza a szivattyús-tározós erőmű építését. Ehhez azonban szükségeltetik, hogy a munkálatok 2020-ig befejeződjenek. A megújuló forrásokra épülő erőműveknél más a helyzet. Itt a kötelező átvétel miatt eleve kiesne a szabályozhatóság. Mértékadó tapasztalatok – pl. Németország – alapján azonban a piaci hatások itt is érvényesíthetők lesznek, vagy lehetnek. Nem mindegy, hogy milyen megújuló forrásra mennyi erőműves teljesítőképességet építünk, és az átvétel jogi kereteit miként állapítjuk meg. Elvben minden megújuló forrásra épített erőmű szabályozható, de nem mindig van ennek értelme, még ha a lehetőség adott is. Az ún. primer megújuló forrásoknál (víz, szél, nap) a bruttó termelési hatásfok 100%, és a növekményköltség – eltekintve a karbantartás változó költségeitől – gyakorlatilag nulla, tehát üzemeltetésük korlátozása indokolatlan lehet. Mégis foglalkozni kell a szabályozásban játszó szerepükkel. Vízerőműveink szabályozása megoldott, általában a felvíz-szintre szabályozzák megfelelő eltéréssel (pl. ± 10-20 cm) a kialakított tározó nagyságának függvényében. Természetesen a vízhozamtól függően változik a teljesítőképességük. Túl kis vízáramnál (m3/s) nagyon kicsi, túl nagynál – árvíz-közeli helyzetben – pedig nulla. Több vízerőmű építhető még hazánkban, de a szabályozási szerepük mérsékelt maradhat. A mai, kb. 50 MW-os vízerőmű-kapacitás legfeljebb 80 MW-ra nőhet meg reálisan a húszas években. A folyami vízerőművek átlagos kapacitás-kihasználása 50% körül van, és a szabályozás tekintetében a jelentőségük igen mérsékeltnek mondható. Szélerőművek építése, a szélenergia-hasznosítás fejlődése feltartóztathatatlannak látszik. Az időjárási gondok itt a legnagyobbak, és a szélerősség ingadozásának hatását lehet a legnehezebben kiszabályozni. A mai 330 MW körüli szélerőmű-teljesítőképességről már ebben az évtizedben 700 MW fölé kerülhetünk. A szabályozás nem gond a gyakori kis szélsebességeknél (3-7 m/s), és nincs különösebb gond a több napig tartó nagy szeleknél (15-20 m/s) sem, de az ingadozások és a túl nagy szélsebességnél bekövetkező automatikus leállások már nehézséget jelentenek. A havi és évi termelésváltozás nem jelent nehézséget, csak a napközi teljesítményváltozás gyorsasága kíván jó szabályozhatóságot a rendszerben. A szárazföldi szélerőmű-parkok 16-20%-os kihasználása több nehézséggel járhat, mint a tengerbe építettek 40%-ot elérő értéke. Sokan fejlesztenek különféle tárolási rendszereket, például sűrített levegős energiatárolót, amelyek a környezetben nem jelentenek olyan nagy zavarást, mint egy szivattyús-tározós vízerőmű. Igaz, hogy itt a tárolási hatásfok alacsony (55%), de a tárolandó energiamennyiség is elég kicsi a szárazföldi rendszerek kis kihasználása miatt. A gyors ingadozás viszont ezzel a rendszerrel eredményesen kiszabályozható. A naperőművek terjednek most a leggyorsabban a világon, bár a fajlagos beruházási költségük még mindig elég nagy. Az időjárás hatása itt is jelentős, de elég jól kiszámítható. A ciklikusság kedvezőbb, mint a szélerőműveknél. A napelemes rendszerek kihasználása 10% körül van térségünkben. Egyelőre a fejlődés nagyon


- 72 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

lassú hazánkban, ezért nem gond a naperőművek hazai kiszabályozása, és a következő másfél évtizedben valószínűleg túl sok nehézséget ezek nem is fognak jelenteni. A megújuló forrásokkal működő erőművek másik nagy csoportját az ún. biotermikus erőművek jelentik, amelyek szerves anyagok, hulladékok eltüzelésével, hőkörfolyamatok segítségével állítanak elő villamos energiát. Hatásfokuk tehát viszonylag kicsi (20-40%). Ide tartoznak a szilárd biomasszát (fát, mezőgazdasági maradványokat), a folyékony bio-üzemanyagokat (biodízel, bioetanol), a biogázt (gázmotorokban) eltüzelő erőművek, továbbá a kommunális és egyéb települési vagy ipari hulladékok termikus ártalmatlanításával, volumencsökkentésével és energetikai hasznosításával foglalkozó erőművek. Hazánkban jelenleg ezeknek az erőművek az elterjedése a legnagyobb, különösen az ún. együttes tüzelés (pl. fa és szén) kihasználásának a következtében. Ezeknél az erőműveknél a növekményköltség már nem nulla, a biomassza előteremtése elég sokba kerülhet. Kivételt a hulladékhasznosító erőművek jelentenek, ahol a szemetelő fizet maradványainak „megsemmisítéséért”. A szabályozásba mégsem vonják be ezeket az erőműveket, általában a kötelező átvétel kategóriájába sorolják üzemüket. A kötelező átvétel árának meghatározásával – például a napi rendszerterhelés függvényéhez való illesztéssel – azonban ösztönzést adhatnak arra, hogy az üzemeltető milyen időfüggvény szerint hasznosítsa ezeket a megújuló forrásokat. Különösen az együttes tüzelésnél lehet kikötni ilyen átvételi tarifaváltozásokat, ha a biomassza aránya nem túl nagy (pl. 10-15% körüli) az erőműben. Egyelőre azonban a biotermikus erőművek elterjedése sem halad a megfelelő gyorsasággal. Kevés új erőmű épül, az átvételi árak még nem elég ösztönzők. Amennyiben a biotermikus erőművek hazai fejlődése valóban beindul, úgy a szabályozhatóságuk kihasználható.

6.1. Szabályozási tartalékok Ez a fejezet azt szándékozik bemutatni, hogy a feltételezett erőművi parkkal hogyan lehet a megjelenő rendszerterhelést ellátni, szükséges-e importot behozni, mekkora lesz a rendszerben a tartalékok mértéke, és mekkora lesz ezek gradiense. Természetesen a számításokban rengeteg feltételezés van, a bemutatott eseteket szemléltetésként tartalmazza a tanulmány. Rendszerterhelés A gazdasági válság villamosenergia-iparra gyakorolt közvetlen hatása eredményeként jelen vizsgálat elkészítésekor még a 2008. év jellemezhető a legnagyobb rendszerterheléssel, illetve a legjelentősebb napon belüli terhelésváltozással. Folyamatosan növekvő fogyasztói igényt feltételezve – amely a 2010. és 2011. év alapján is megfigyelhető – mindhárom sarokévre (2015, 2020 és 2030) vonatkozó rendszerterhelés a 2008. év első felének rendszerterhelési adatai alapján került kialakításra. A rendszerterhelés a legvalószínűbbnek vélt csúcsterhelés változásának megfelelően a tervezett 1,5%-os terhelésnövekedéssel arányos.


- 73 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A napi csúcs- és völgyidőszaki rendszerterhelés, valamint a fogyasztói igényt minden időpillanatban kiegyenlíteni hivatott rendszertermelést biztosító erőművi parkállomány az egyes sarokévekre több új taggal bővül, amelyek egy része a korábban üzemelők helyett, másik része teljesen új egységként jelenik meg a villamosenergia-rendszerben. Erőműves felépítés, forrás oldali menetrendek Az erőműves felépítést tekintve, az előzőekkel összhangban, megkülönböztethetünk jelenleg is üzemelő termelőegységeket, valamint később megjelenő újakat. Előbbiek esetében a becslés során alkalmazott menetrendek kialakításának alapját az egyes termelőkre általánosítható menetrendezési szokások képezik, míg az új termelőegység esetében az év 8760 órájára vonatkozóan 80-85% közötti kihasználtság mellett feltételezett az adott beruházás tervezett megtérülése. Az alapvető különbség az új erőművek 4.2. alfejezetben szereplő kihasználási óraszáma, valamint az itt megjelenő kihasználtság között az, hogy az energiamérlegeknél az export lehetősége nem lett számításba véve – természetesen adott ott is a lehetősége –, ebben a fejezetben viszont az erőművek megtérülésére vonatkozóan egy új szempont jelent meg. A villamosenergia-fogyasztás és -termelés állandó, minden időpillanatbeli kiegyenlítettsége érdekében rendelkezésre fenntartott szabályozási tartalékokat a rendszerben az egyes termelőegységek szabályozhatósága és teljesítményváltoztatási képessége határozza meg. A képességet egyrészt a változtatható tartomány szélessége, másrészt ezen tartományon belül a terhelésváltoztatás gyorsasága jellemzi. A változtatható tartomány minden egyes erőművi gépegység esetén a szabályozhatóság alsó határát képező minimum, valamint a felső határát képező maximum között található. A továbbiakban ez a tartomány minden egyes erőműre vonatkozóan az abszolút szélsőértékekkel került figyelembevételre: a minimumok közül a lehető legkisebb, a maximumok közül a lehető legnagyobb, függetlenül attól, hogy az adott napra vonatkozó termelési menetrend milyen üzemállapotot feltételez az egyes erőműveket képező termelőegységek esetében. Az egyelőre nem ismert képességekkel rendelkező erőművek esetén a jelenleg hatályos előírásoknak megfelelően kerültek figyelembevételre az egyes paraméterek. Azok a termelőegységek, amelyek termékei támogatott módon (KÁT, kapcsolt termelők) kerülnek értékesítésre, elsősorban az időjárásfüggők miatt nincsenek figyelembe véve a szabályozhatósági számításokban. Szabályozhatóság Az új erőművi egységek létesítése elsősorban azok megtérülésétől tehető függővé, amelyet jelentősen befolyásolnak a villamosenergia-piaci árak. Abban az esetben, ha egy adott beruházás megvalósul, a kihasználtságot és termelést elsősorban a minél gyorsabb megtérülés szerint alakítják az egyes piaci szereplők. Így egyrészt a drágább piaci termék előállítására és értékesítésére képes termelők kiszorulhatnak, – hiszen a rendszerbeli teljesítőképesség minden esetben nagyobb, mint a rendszerterhelés – alacsonyabb kihasználtság jellemzi őket. A fel és le irányú szabályozási tartalék mennyisége az újabb egységeknek köszönhetően garantált a rendszerben, elérhetősége a piaci árak függvénye.


- 74 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

Abban az esetben, ha a beruházás nem valósul meg, mind fel, mind le irányban a régebbi erőművek képezik a szabályozási tartalékok piacát, amelyek jellemzően drágább villamosenergia-termelési költségei jelentős hatással vannak a szabályozási tartalékok rendelkezése tartásának költségeire, valamint közép- és hosszú távon – az erőművek bezárása miatt – mennyiségi hiány és további minőségromlás lép fel.

6.1.1. Rövid táv (2015) A magasabb rendszerterheléssel jellemezhető időszakban bár az újabb, jelentősebb beépített teljesítménnyel rendelkező erőművek nagyobb kapacitással vannak jelen a lassabb, elsősorban zsinór terméket előállító erőművekkel együtt, jelentős import termelés jelenléte jellemzi a magyar villamosenergia-rendszert. Az alacsonyabb terhelésű időszakokban a hirtelen és jelentős terheléscsökkenés következtében termelési többlettel rendelkezik a rendszer.

25. ábra Rendszerterhelés és –termelés, 2015

Az erőművek jellemzően alacsonyabb kihasználtsága következtében a szabályozási tartalék fel és le irányban megfelelő, a jelenlegi szabályozási környezet és az erőművi összetétel alapján szükségesnek ítélt mennyiség (továbbiakban „Szükséges tartalék (fel)” és „Szükséges tartalék (le)” az ábrákon) rendelkezésre áll. A teljesítményszabályozás gyorsaságát tekintve a rendelkezésre álló tartalékok fel irányban átlagosan 203 MW/15 perces, le irányban 119 MW/15 perces gradienssel jellemezhetők.


- 75 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

26. ábra Rendelkezésre álló tartalékok, 2015

6.1.2. Középtáv (2020) Középtávon az új erőművi beruházások termelése jelentős export-növekedést mutat 2015-höz képest. Az időszakossal szemben egész nap többlettermelés jellemző. Természetesen ilyen mértékű energia-kivitel már nem csak az erőműveken múlik, hiszen a kiszállíthatóságot az átviteli hálózatnak kel biztosítania. A hálózatfejlesztési terv készítésének folyamatában megfelelő figyelmet kell fordítani arra, hogy az erőművi új beruházások, illetve a határkeresztező kapacitások mértéke összhangban legyen, hiszen a hálózati kapacitások szűkössége adott esetben egy beruházás elmaradásához is vezethet.



- 76 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A 2015. évhez hasonlóan a szabályozási tartalék mennyisége mind fel, mind le irányban megfelelő, a szükséges mennyiségek rendelkezésre állnak. Az átlagos szabályozási gyorsaság fel és le irányban megközelítőleg 300 MW/15 percre emelkedik a 27. ábrán mutatott viszonyokat feltételezve.


6.1.3. Hosszú táv (2030) A Paksi Atomerőmű újabb egységének üzembe helyezésével további 2400 MW-os zsinór teljesítmény jelenik meg a rendszerben. A középtáv kapcsán említett termelési viszonyokkal jellemezhető hosszú távon is a rendszer. Továbbra sincs olyan időszak az adott nap során, amikor import kapacitás által kell a magyar villamosenergia-rendszer igényeit ellátni. Az új erőművek megtérüléséhez szükséges éves kihasználási óraszámot feltételezve, ahogy az a 29. ábrán látható, gyakorlatilag 2000 MW-nyi zsinór export jelenik meg, mely időszakonként 4000 MW felé emelkedhet. Ekkora export kiviteléhez rendelkezésre kell állnia a megfelelő határkeresztező kapacitásoknak, így a hálózatfejlesztés tervezésénél figyelembe kell venni ilyen mértékű teljesítmény kivitelének lehetőségét is. A 2030. év még messze van, nem szükséges döntéseket hozni, hiszen az erőműves beruházói döntések sem születtek még meg, viszont továbbra is figyelmet kell szentelni ennek a témának mind a hálózatfejlesztés tervezés, mind a forrásoldali elemzés folyamatában. Feltétlenül meg kell jegyezni, hogy ez a számítás számos feltételezéssel élt, melyek együtt vezettek az ábrázolt viszonyok megjelenéséhez. Akár már egy számításba vett erőművi beruházás elmaradás jelentős befolyással bírhat az eredményekre. Így tehát ez nem jelenti azt, hogy 2030-ra Magyarország jelentős exportáló lesz, de a lehetősége megvan, ezért ezt a változatot is vizsgálni kell, és szükséges figyelemmel kísérni.


- 77 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04


Az új erőművek megépülésével a rendelkezésre álló tartalékok reakcióideje és a fel irányú tartalék – a tartalék gázturbináknak köszönhetően – jelentősen növekedhet. A fentebbi ábrán látható üzemállapotot feltételezve a le irányú tartalék szükséges mennyiségét biztosítani képes, a szabályozhatóság akár 450 MW/15 perces fel irányú gradienst, illetve 370 MW/15 perces le irányú gradienst is keletkeztethet a magyar villamosenergia-rendszerben.



- 78 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

6.2. Beavatkozás a fogyasztóknál Közismert a nagyobb fogyasztók és a villamosenergia-értékesítők közötti szerződéses kapcsolatban az ún. hangfrekvenciás vagy rádiófrekvenciás körvezérlés. Ez a régóta használt és bevált eszköz a fogyasztó oldali befolyásolásnak az a módja, amikor egyeztetett vezérléssel (ki- és bekapcsolással) gazdasági érdekek alapján módosítják a fogyasztói terhelést. Különösen a csúcsterhelést. Sok olyan fogyasztó van, amelyeknek – adott napi energiaigények mellett – módosítható a terhelési képe. Más a helyzet a kisebb fogyasztóknál vagy – mondjuk – az összes fogyasztónál. Őket is befolyásolni lehet, ha érdekeink találkoznak. Erre alakult ki az információs és kommunikációs technika (ICT) használatával az ún. okos mérések (Smart Metering) rendszere. Digitális technikával meghatározott, a helyi érdekek alapján könnyen és automatizálható módon beavatkozási lehetőséget teremtő eszközzel megvalósítható a fogyasztó oldali célirányos vezérlésre. Egyelőre a hazai elterjedés üteme nem ítélhető meg ezen a területen. Az említett vezérlések nem tárgyai az elemzésnek, de a jövőbeni fontosságát mégis hangsúlyozni kell. Nem oldja meg a jelenleg meglévő szabályozási gondjainkat, de segíthet rajta.


- 79 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7. Energiaképek és mutatószámok

7.1. Villamosenergia-kiadás és -termelés Az elvégzett elemzések alapján először bemutatható a teljes hazai bruttó villamosenergia-fogyasztás, azaz az erőművekből a villamos hálózatra kiadott energia és a behozatali többlet összessége (31. ábra).

31. ábra A villamosenergia-kiadás változása, aránya

Az ábrát megtekintők figyelmét arra hívjuk fel, hogy a 6 TWh/év körüli importszaldó egészen addig megmaradhat – vagy növekedhet –, amíg új paksi nagyblokk nem kerül üzembe. Később viszont eltűnhet, sőt, akár exportszaldóba is átcsaphat. Nagyon bizonytalan még a szén eltűnésének az időpontja is hazai villamosenergia-termelésből – feltételezhető, hogy 2030-ban még lehet a hazai lignitre számítani. Külön nézzük meg a bruttó hazai villamosenergia-termelés időbeni alakulását (32. ábra), amelyben az önfogyasztás már szerepet játszik!


- 80 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

32. ábra A villamosenergia-termelés változása, aránya

Itt a bruttó termelési részarányok időbeni változására kell elsősorban a figyelmet felhívni. Az atomerőmű termelési részaránya a tavalyi 42% körüli értékről megnő 53,5%-ra, tehát a paksi teljesítőképesség több mint megduplázása sem jelentheti azt, hogy 60% fölé fogunk kerülni húsz éven belül. A világ 225 országa közül a hatodik helyen vagyunk ma az atomerőmű-termelési részarány rangsorában, és bár a franciákat nem fogjuk megelőzni, a dobogós helyet azonban megcélozhatjuk. Jelenleg az EU-27-ben a negyedik helyen állunk. A földgázos villamosenergia-termelési arány a tavalyi egyharmadról egy évtized alatt 40% fölé növekedhet, sőt tovább is juthatunk az első új nagy atomerőműves egység tényleges üzeme előtti évben. A szénerőműves termelési részarányban még 4%-os arány jelenik meg 2030-ra (a tavalyi, minisztériumi 5%-os jelzés helyett). Nagy kérdés, hogy a Mátrai Erőműben felújított két nagy egység (a IV. és V. blokk a gázturbinákkal) üzemel-e ekkor még nagy alaperőműves túlsúly mellett. A megújulós bruttó villamosenergia-termelési részarányt a tavalyi 7,8%-ról indulva mindenképpen meg kell növelni. A jelzett jogi szabályozás (támogatás) alapján azonban a 15%-nál nagyobb részarány 2030-ban illúzió lenne, hiszen a biomassza-felhasználás korlátozott fejlesztése még ehhez is kevés lehet. Kétséges az egyes helyeken, műhelymunkákban bemutatott 20%-os részarány.


- 81 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7.2. Erőműves hő kiadása energiahordozónként A hő kiadásából eddig kb. 50%-ot jelentett a lakossági távfűtés igényeinek a kielégítése, 20%-ot a közületi távfűtés és a maradék 30%-ot az ipari gőz-, forróvíz-értékesítés és melegvíz-ellátás. Várhatóan mindhárom területen csökkenés várható a takarékossági, hatékonyságnövelési és intenzitáscsökkentési elképzeléseknek megfelelően (támogatások hatására vagy az „endogén” hatások eredőjeként). Egyelőre nem vehető figyelembe a globális fölmelegedés hatása, mert az inkább hosszabb távon lesz igazán mértékadó a hő szolgáltatásának módosulásához. Húsz év alatt ennek ellenére alig több mint 18%-kal fog csak csökkenni az erőművekből kiadott hő éves mennyisége (33. ábra).

33. ábra A hő kiadásának változása, aránya

A hő kiadásában továbbra is a földgáz marad a meghatározó, bár részaránya 80%-ra mérséklődhet. A megújuló forrásokra alapozott távfűtés ugyan növekedhet, de 15%-nál sokkal nagyobb részarány ezen a területen sem várható, hiszen a kiépített kapcsolt termelés jelentős része megmaradhat.


- 82 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7.3. Összes erőműves energiakiadás Az erőművek két terméke, a villamos energia és a hő a jövőben is megmarad, de a feltételezések szerint az arány megváltozik (34. ábra).

34. ábra Az erőművek energiakiadása

Az erőművek villamosenergia-kiadása jelentősen nő a jövőben, és az importszaldó mérséklődése következtében még jobban, mint a hazai bruttó villamosenergia-felhasználás, viszont a hő kiadása csökkenni fog – a megmaradó, valahogy még támogatott kapcsolt termelés ellenére. Az ábrából kitűnik, hogy 2010-ben az összes kiadott energiához képest még 26%-ot jelentett a kiadott hő, de ez az érték két évtized múlva alig lehet 16%-nál több. A villamosenergia-ellátás irányítása tekintetében ez kedvező jövőt jelent, de az ország energiagazdálkodása tekintetében már nem. Számolni kell tehát azzal, hogy drágulhat, ezért még inkább visszaszorulhat a távfűtés a kevesebb kapcsolt termelési lehetőség következtében, és ennek eredményeként országos szinten csökkenhet a primerenergia-megtakarítás.


- 83 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7.4. Energiahordozó-felhasználás Érdeklődésre tarthat számot az egész hazai erőműparkunk energiahordozó-felhasználásának alakulása (35. ábra), hiszen a szükséges energiahordozók rendelkezésre állása is a forrásoldali ellátásbiztonság fontos oldala.

35. ábra Az energiafelhasználás változása, aránya

Elsősorban a földgáz és a hasadóanyag lehet figyelemre méltó, mint a két legfontosabb, erőművekben átalakítandó energiahordozó. Az erőműves földgázfelhasználás részaránya a tavalyi 30% körüli értékről a húszas évek közepére akár 40% fölé kerülhet, hogy aztán a két új nagy atomerőműves blokk 25% alá csökkentse két évtizeden belül ezt a viszonylag nagy arányt. Az atomerőműves hasadóanyag-felhasználás az értelmezett hatásfokkal 42%-ról 58%-ra növekedik, ami természetesnek mondható. A megújuló energiahordozók erőműves átalakításának bemeneti oldalán az eddigi, közel 9%-os arány megnőhet 14%-ra. A megállapodás szerint közel száz százalékos hatásfokkal értékelt víz-, szél- és naperőműves termelés hatása az, hogy kicsi itt a növekedés. A jelenlegi erőműves szénfelhasználás 1/6-os aránya húsz év alatt 1/25-öd alá mérséklődhet, vagy teljesen megszűnhet. A CO2 leválasztás és tárolás (carbon capture and storage – CCS) technológiájának későbbi európai elterjedése ezen aligha fog még mértékadóan változtatni – 2030-ig. Az erőműves olajtüzelés 1,5%-os aránya 1% alá csökkenhet attól függően, hogy milyen tercier szabályozási tartalékokat fogunk üzemeltetni hazánkban.


- 84 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7.5. Szén-dioxid-kibocsátás Az erőművek szén-dioxid-kibocsátása természetesen csökkenhet akkor is, ha a kiadott energia növekedik (36. ábra). Ez főleg a szénfelhasználás mérséklődéséből ered, de szerepe van a jobb energiaátalakítási hatásfoknak is. Végül pedig az atomerőmű nagy részaránya segít.

36. ábra A CO2 kibocsátás változása, aránya

Az erőművek két termékére (villamos energia és hő) lehetne vonatkoztatni ezt a kibocsátást, de a szokás szerint maradjunk csak a villamos energiánál, tehát a felhasznált tüzelőanyagot is meg kell osztani a két termék között (pl. a kiadott energiák arányában). A fajlagos, a nettó villamosenergia-termelésre (kiadásra) vonatkoztatott szén-dioxid-kibocsátás a következőképpen alakulhat: 2010-ben 318 g/kWh (legyen: 100%); 2015-ben 298 g/kWh (azaz ~94%); 2020-ban 252 g/kWh (azaz ~80%); 2030-ban 143 g/kWh (azaz ~45%). Amennyiben a szenet teljesen megszűntetnék két évtized alatt, és földgázzal helyettesíthetnék, akkor már jóval 40% alá csökkenne a hazai erőműves villamosenergia-kiadásnak a tavalyihoz képesti a fajlagos szén-dioxid-kibocsátása. Két évtized alatt ekkora csökkenés a hazai villamosenergia-ellátást igen kedvező színben tüntetheti fel Európában.


- 85 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

7.6. Hatásfokok Az energetikai jellemzők alakulását ismertetve végül nem tekinthetünk el attól, hogy bemutassuk a hatásfok várható átlagos változását a következő évtizedekben (37. ábra).

37. ábra Az erőművek hatásfokának alakulása

Természetesen nagyon sok függ a hatásfok meghatározásától. Az elfogadott energiaátalakítási hatásfok azt jelenti, hogy a kiadott energiák összegét osztják a bevezetett energiák összegével. Csak két kiadott energiát elemeztünk: a villamos energiát (E) és a hőt (Q), és a különféle bevezetett energiákat (B) együtt kezeltük. Ezzel aztán az ábrán látható hatásfok (η) igen egyszerűen kiadódik. Általában ezt „mennyiségi” hatásfoknak nevezik. Látható, hogy minél több hőt adunk ki, annál jobb a hatásfok. A kiserőműveknél a hő kiadásának aránya jóval több, ezért ott már tavaly megközelítettük a 67%-ot, amely aztán két évtized alatt 54%-ra mérséklődhet – egyrészt a biomassza használata, másrészt a kevesebb hő miatt. Nagyerőművekből kevesebb hőt adnak ki, ezért ott nem olyan jelentős a kapcsolt termelés hatásfokjavító szerepe, de 37%-ról 40%-ra lehet kerülni 2020-ra – még kevesebb hő kiadásakor is. Később a nagyobb atomerőműves arány rontja a hatásfokot, de ennek nincs nagy jelentősége.


- 86 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

8. Összefoglalás A két évtized alatt várható fő változások a villamosenergia-ellátásunk forrásoldalán a következők szerint foglalhatóak össze:

• Szükség van kereken 9000 MW új névleges bruttó villamos teljesítőképességű erőműre.

• Az új erőművek közül mintegy 7000 MW lesz várhatóan az új nagyerőmű.

• Az új nagyerőművek közül 2000-3400 MW-ot tehetnek ki az atomerőműves egységek – két új PWR egység.

• A többi új nagyerőmű szénhidrogén-tüzelésű gázturbinás erőmű lesz, főleg földgáztüzelésű CCGT, de olajtüzelésű (tercier szabályozási tartalék) is lehet OCGT megoldással.

• A nagy egység-teljesítőképességek miatt a tercier szabályozási tartalékok nagysága legalább 1000 MW-ot tesz majd ki, és ez akár többségében olajtüzelésű, nyílt ciklusú gázturbina is lehet.

• Új nagy szénerőmű CCS-szel a következő húsz év alatt aligha épül fel hazánkban.

• Bizonytalan a lehetősége annak, hogy húsz éven belül nagy szivattyús-tározós vízerőművet helyeznek üzembe az országban, mert egyelőre nagy a környezetvédelmi ellenállás, és nehéz magánbefektetőt találni.

• Nagyobb a valószínűsége annak, hogy az ésszerű erőműves üzemvitelhez kihasználják a térség adottságait és kereskedelmi lehetőségeit.

• A földgázra épített összetett körfolyamatú (CCGT) erőművek éves kihasználása 30-35% körüli lesz, és rugalmas üzemüket napi indítások fogják kiegészíteni.

• Az első új, nagy, III. generációs (nemzedékes) atomerőmű-egység üzembe helyezéséig épülő nagyerőművek földgáztüzelésű egységűek lesznek, főleg CCGT technológiával – legfeljebb 4000-5000 MW-tal.

• Jelentősen megnő a kiserőművek aránya az országban, és legalább 2000 MW új kiserőműves villamos teljesítőképességgel kell számolni.

• Ezek a szinte teljes egészében megújuló forrásra épülő kiserőművek lesznek a következő két évtizedben, de földgázra is épülhetnek még kapcsolt termelésű kiserőművek.

• Elsősorban az olcsóbbá váló szélerőművek további terjedéséről lehet szó, de nagyobb jelentőséget kaphatnak a biomassza-tüzelésű kiserőművek is.

• A biomassza, a napenergia és a geotermikus energia jelentős szerepet kaphat hazánkban a hő piacán a jövőben, de tekintetbe kell venni őket a villamosenergia-ellátás forrásoldalán is.

• A hazai „zöld technológia” fejlesztésében elsősorban ennek a három megújuló forrásnak lehet kiemeltebb szerepe.


- 87 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

• A bemutatott fejlesztések eredményeképpen a hazai erőművek szén-dioxid-kibocsátása az évi 15 millió tonnáról 10 millió közelébe vagy alá csökkenhet két évtizeden belül még akkor is, ha egy minimális lignittüzelés azért még megmaradna (pl. a lignittermelés folyamatossága, jövője miatt).

• A villamosenergia-kiadásra vonatkoztatott fajlagos szén-dioxid-emisszió a tavalyi 320 g/kWh-ról 140 g/kWh-ra mérséklődhet két évtized alatt.

A 2010 és 2020 közötti növekedést láthatóan a CCGT egységek illesztése és a kiserőműves fejlesztés (MCsT) határozza meg. Itt különösebb gond nincs, mert viszonylag sok egység leállítására is számítunk, tehát a 430-450 MW-os egységekkel viszonylag jól követhető a csúcsterhelés mérsékeltebb növekedése. Az MCsT-ben szereplő erőművek kisebb kapacitásértéke nem játszik jelentősebb szerepet. Az idén üzembe kerülő CCGT és OCGT egységek még néhány évig elegendőek lehetnek, de 2014 és 2015 között már erősen csökken a tartalék. Tehát vagy a feltételezett import kell valójában, vagy a többi CCGT egység üzembe helyezését kell előbbre hozni. Nagyobb az esélye az importnak. Kisebb a valószínűsége, hogy az előkészületek alapján a következő három évben új, nagy CCGT egység kerül üzembe, mert a jelenlegi üzembe helyezések (négy gázturbina) alkalmával kiderült, hogy az import villamos energia ára és a földgáz ára még nem teszi túl célszerűvé az új építéseket. A következő években várható gazdaság- és energiaalakulás alapján már nem lehet kockázatos, hogy az évtized közepén több nagy CCGT egységet is üzembe helyezhetik különböző telephelyen. Nem kérdéses, hogy az évtized vége felé még több más ilyen egységet is üzembe helyezhetnek hazánkban17. Más lehet a gond a húszas évek közepén, amikor várhatóan egy nagy (1200-1600 MW-os) egység-teljesítőképességű blokk kerülhet üzembe - kiegészítve a megfelelő perces tartalékkal. Itt a nehézséget nem a kockázat, hanem az átmeneti túlépítettség miatti gazdasági gondok jelenthetik. A perces tartalék OCGT gázturbináinak egyikét vagy másikát már az új atomerőmű próbaüzeméhez figyelembe kell venni, tehát – mondjuk – 2024-ben. Aztán például 2025-ben üzemi gép lesz az első új nagyblokk Pakson, és négy éven belül ezt követi a második is. A húszas évek második felében tehát igen jelentős többletünk lesz az erőműparkunkban, amit kellő mértékben ki kellene használni: vagy exporttal, ha a szomszédokban hiány lesz, vagy szivattyús-tározós vízerőművel. Mindkettőre csak igen bizonytalanul számíthatunk a húszas évek második felében. A fő nehézség 2023 körül jelentkezik, ha a földgázos CCGT építések a húszas években befejeződnek – felkészülve a nagy atomerőműves bővítésre. Ha nem maradnának abba, például a piaci hatások eredőjeként, akkor viszont 2025-től még nagyobb túlépítettségre kellene számítani a 2000-3400 MW-os atomerőmű-bővítés miatt.

17 Még az „atomerőműves” Franciaországban is most, idén áprilisban helyezett üzembe a GDF-Suez egy 433 MW-os CCGT erőművet földgázra, 9FB típusú GE gázturbinával.


- 88 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

A kiserőmű-létesítések ugyan tovább folytatódhatnak, de a fő részarányt képviselő szélerőművek és a hő ellátásához kötött biomassza-tüzelésű erőművek teljesítőképesség-értéke továbbra is igen mérsékelt lehet csak. Természetesen még messze vagyunk a húszas évek második felétől, és addig sok minden megváltozhat. A leírt, bemutatott változat csak egy lehetőség annak szemléltetésére, hogy milyen nehézségek jelentkezhetnek.


- 89 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

9. Ábrajegyzék 1. ábra A forráslétesítés szükségessége.................................................................... 6 2. ábra A nettó és a bruttó energiakép értelmezése................................................... 9 3. ábra Villamos terhelés és teljesítmény ................................................................. 10 4. ábra Villamos teljesítőképességek, MW............................................................... 12 5. ábra Teljesítőképesség-tartalékok, MW ............................................................... 13 6. ábra Az összes hazai villamosenergia-felhasználás (1990-2010)........................ 17 7. ábra Éves csúcskihasználási óraszám (1990-2010) ............................................ 19 8. ábra Téli és nyári csúcsterhelések (2001-2010)................................................... 20 9. ábra Napi terhelési görbe 2008. téli és nyári csúcsterhelési napjára ................... 20 10. ábra Hőségnapok éves száma (1961-2010) ...................................................... 21 11. ábra A nettó villamosenergia-fogyasztás............................................................ 22 12. ábra A hazai villamosenergia-rendszer napi átlagterhelése (2003-2010), MW .. 23 13. ábra Napi átlagterhelések a napi középhőmérséklet függvényében .................. 24 14. ábra A téli csúcsterhelések és a referencia-hőmérsékletekre átszámított értékek................................................................................................................................. 26 15. ábra A nyári csúcsterhelések és a referencia-hőmérsékletekre átszámított értékek ..................................................................................................................... 26 16. ábra Az import és az export havi alakulása........................................................ 54 17. ábra A nem szándékolt tranzit gyakorisága........................................................ 56 18. ábra Importszaldó alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum ....................... 57 19. ábra Import alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum.................................. 57 20. ábra Munkanapi importmaximum gyakoriság, 2008-2010.................................. 58 21. ábra Export alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum.................................. 58 22. ábra Munkanapi exportmaximum gyakoriság, 2008-2010.................................. 59 23. ábra Tranzit alakulása, 2008-2010, munkanapi maximum................................. 59 24. ábra Import, export havi alakulása határmetszékenként .................................... 60 25. ábra Rendszerterhelés és –termelés, 2015........................................................ 74 26. ábra Rendelkezésre álló tartalékok, 2015 .......................................................... 75 27. ábra Rendszerterhelés és –termelés, 2020........................................................ 75 28. ábra Rendelkezésre álló tartalékok, 2020 .......................................................... 76 29. ábra Rendszerterhelés és –termelés, 2030........................................................ 77 30. ábra Rendelkezésre álló tartalékok, 2030 .......................................................... 77 31. ábra A villamosenergia-kiadás változása, aránya .............................................. 79 32. ábra A villamosenergia-termelés változása, aránya........................................... 80 33. ábra A hő kiadásának változása, aránya............................................................ 81 34. ábra Az erőművek energiakiadása..................................................................... 82 35. ábra Az energiafelhasználás változása, aránya ................................................. 83 36. ábra A CO2 kibocsátás változása, aránya .......................................................... 84 37. ábra Az erőművek hatásfokának alakulása........................................................ 85


- 90 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

10. Táblázatok 1. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák beépített teljesítőképessége (MCsT 2010) ............................................................................................................ 14 2. táblázat Az egyes megújuló energetikai technológiák éves termelési adatai (MCsT 2010) ........................................................................................................................ 15 3. táblázat Országos villamosenergia-mérleg (1990-2010) ...................................... 16 4. táblázat A magyar villamosenergia-rendszer csúcsterhelése (1990-2010) .......... 17 5. táblázat Havi csúcsterhelések és átlaghőmérsékletek (2001-2010)..................... 18 6. táblázat Az összes villamosenergia-felhasználás várható változása, TWh.......... 22 7. táblázat Az éves bruttó villamos csúcsterhelés várható alakulása, MW............... 27 8. táblázat Előzetes erőműmérleg 2010-re............................................................... 28 9. táblázat Hazai nagyerőművek éves kihasználása (2003-2010) ........................... 29 10. táblázat A hazai erőművek teljesítőképessége (2010. december 31.) ............... 30 11. táblázat Az összes megmaradó erőmű várható BT-je a jövőben, MW............... 31 12. táblázat A megmaradó nagyerőművek várható bruttó BT-je, MW...................... 33 13. táblázat A megmaradó kiserőművek várható bruttó BT-je, MW ......................... 36 14. táblázat A szükséges erőműlétesítés 2010 és 2030 között, MW ....................... 36 15. táblázat Nagyerőmű-létesítési lehetőségek (ismertek) földgázra, MW............... 37 16. táblázat Atomerőmű-építési lehetőségek ........................................................... 38 17. táblázat Kiserőmű-létesítések 2030-ig – 2010-hez képest, MW......................... 39 18. táblázat Kiserőművek teljesítőképessége 2030-ig , MW .................................... 40 19. táblázat Rövid távú teljesítőképesség-mérleg – 2015-ben, MW......................... 41 20. táblázat Középtávú teljesítőképesség-mérleg – 2020-ban, MW......................... 43 21. táblázat Hosszú távú teljesítőképesség-mérleg – 2030-ban, MW...................... 45 22. táblázat Rövid távú energiamérleg – 2015-ben.................................................. 48 23. táblázat Középtávú energiamérleg – 2020-ban.................................................. 50 24. táblázat Hosszú távú energiamérleg – 2030-ban ............................................... 52 25. táblázat Import és export (realizált programok és áramlások) ............................ 55 26. táblázat Import és export realizált terv és a tényértékek .................................... 66 27. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2011-ben (ENTSO-E).... 66 28. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2015-ben (ENTSO-E, EURELECTRIC)....................................................................................................... 66 29. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2020-ban (ENTSO-E, EURELECTRIC)....................................................................................................... 67 30. táblázat Beépített teljesítőképesség és csúcsterhelés 2025-ben (ENTSO-E, EURELECTRIC)....................................................................................................... 67 31. táblázat Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2010-ben a Megújuló energia cselekvési tervek alapján ............................................................. 68 32. táblázat Megújuló energiaforrások beépített teljesítőképessége 2020-ban a Megújuló energia cselekvési tervek alapján ............................................................. 68 33. táblázat Nemzetközi importszaldó-előrejelzések 2020-ra és 2025-re ................ 69


- 91 -

MAVIR-RTO-DOK-0005-00-2011-10-04

11. Irodalomjegyzék NFM: Nemzeti Energiastratégia – 2030; 2011. május (Ez az anyag a Minisztérium és a Kormány álláspontját nem tükrözte, de a végleges anyag 2011 augusztusának végéig még nem volt nyilvános.) REKK: „A Nemzeti Energiastratégia – 2030” Gazdasági Hatáselemzése, 2011. Env-in-Cent Kft.: Környezeti értékelés a Nemzeti Energiastratégia 2030-ig, kitekintéssel 2050-re c. dokumentum Stratégiai Környezeti Vizsgálatához, 2011. NFM: Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Terve, 2010-2020 - A 2020-ig terjedő megújuló energiahordozó-felhasználás alakulásáról; 2010. GKI Energiakutató Kft: A magyar villamosenergia-fogyasztás várható változása 2030-ig, 2011. június PÖYRY-ERŐTERV: A magyarországi villamosenergia-ellátás forrásoldalának 2010. évi tényeiből levonható fontosabb következtetések, és a MAVIR ZRt. 2011. évi forrásoldali kapacitáselemzéséhez szükséges alapadatok és alapelvek, 2011. PÖYRY-ERŐTERV: A várható magyarországi erőműépítések fontosabb adatainak beszerzése, rendezése közép- és hosszú távra, valamint a MAVIR ZRt. 2011. évi forrásoldali kapacitáselemzéséhez az első változatnak az összeállítása, 2011. IEA: World Energy Outlook 2010. MTA Energiastratégiai Munkabizottság: Megújuló energiák hasznosítása, 2010. MAVIR ZRt: Tanulmány a magyar villamosenergia-rendszer szekunder szabályozásába bevont erőműveinek és a szélerőművek gradiensének egymásra gyakorolt hatásairól, 2010. ERŐTERV: Elemzés a magyarországi villamosenergia-rendszer szabályozhatóságáról, 2010.

a magyar villamosenergia rendszer forrásoldali elemzése

Documents