a magyarországi nagykereskedelmi · ntc • egyes órákban mindössze 600-700 mw állt csak...
TRANSCRIPT
A magyarországi nagykereskedelmi
villamosenergia-piac 2017-es évének
áttekintése
Mezősi András
REKK Workshop
2018. 05. 18.
EURÓPAI TRENDEK
2
A megújuló kapacitások előtérbe
kerültek az EU-ban
• Forrás:?
3
Szél ; 169; 18%
Nap; 107; 11%
Vízerőmű; 137;
15%
Biomassza; 15; 2%
Földgáz; 188; 20%
Szén; 148; 16%
Nukleáris; 118;
12%
Ola j; 29; 3%Egyéb; 27; 3%
Szél ; 41; 6%
Nap; 2; 0%
Vízerőmű; 120; 18%
Biomassza; 7; 1%
Földgáz; 138; 20%
Szén; 167; 25%
Nukleáris; 131; 19%
Olaj; 52; 8%
Egyéb; 18; 3%
2005: 676 GW 2017: 938 GW
Forrás: EWEA, 2018
Beépített kapacitás az EU28-ban, GW
Megújuló arány: 25% Megújuló arány: 46%
Az új erőművek egyre nagyobb
arányban megújuló alapúak
4Forrás: EWEA
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Meg
úju
ló a
rány
a, %
Éves
új k
apac
itás
, MW
Szél NapBiomassza VízerőműHulladék és egyéb megújuló FöldgázSzén és egyéb fosszilis Atom
Új erőművi kapacitások az EU-ban, MW
A fosszilis nettó kapacitások
csökkenek
5
-10000
-5000
0
5000
10000
15000
20000
Szél Földgáz PV Szén Olaj Biomassza Hulladék Vízerőmű CSP
MW
Új Kilépő
Forrás: EWEA
Új és kilépő erőművi kapacitások az EU-ban 2017-ben, MW
Jelentősen növekszik a földgáz alapú
termelés az EU-ban
6
Forrás: REKK Piaci Jelentés, 2017Q4
*: Csak 18 ország adatait tartalmazza
Termelési mix az EU-ban* az utóbbi időszakban, TWh
0
10
20
30
40
50
60
2015.01.02 2015.07.02 2016.01.02 2016.07.02 2017.01.02 2017.07.02 2018.01.02
Hat
árkö
ltsé
g, €
/MW
h
Szén Gáz
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2015.01.02 2015.07.02 2016.01.02 2016.07.02 2017.01.02 2017.07.02 2018.01.02
TTF
gázá
r, €
/MW
h
0
20
40
60
80
100
120
2015.01.02 2015.07.02 2016.01.02 2016.07.02 2017.01.02 2017.07.02 2018.01.02
AR
A s
zén
ára
, $/t
A tényezőáraknak köszönhetően a gáz alapú
termelés költsége közel került a fekete szénéhez!
77
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2015.01.02 2015.07.02 2016.01.02 2016.07.02 2017.01.02 2017.07.02 2018.01.02
CO
2 k
vóta
ára
, €/t
Szén ár
Gáz ára
CO2 kvóta ára
Gáz és szénerőművek
határköltsége
Jelentős áremelkedési trend
Európában
8
Zsinór átlagos spot ár,
2016, €/MWh
29,3
36,8
31,5
37,9
31,129,0
27,0
24,6
33,1
40,1
32,4
36,9
50,7
42,8
35,3
40,3
42,7
36,5
29,0
36,1
50,7
32,2
26,4
37,0
39,4
33,3
29,1
35,6
31,5
Zsinór átlagos spot ár,
2017, €/MWh
36,8
44,8
39,3
46,0
37,034,7
27,2
29,6
33,2
53,8
33,2
45,3
51,8
54,7
50,4
46,9
53,9
35,2
34,7
34,7
51,8
39,4
28,7
37,6
53,8
48,5
31,4
49,5
41,0
Base load prices in 2020, €/MWh
-28 €/MWh
113+ €/MWh
92-95 €/MWh
71-74 €/MWh
47-50 €/MWh
42,1
40,3
41,2
41,2
40,5
42,0
42,9
40,440,3
40,3
40,3
39,1
47,1
37,4
43,2
52,9
42,4
41,5
41,5
52,9
46,5 42,1
39,3
40,3
39,1
42,0
16,7
42,1
52,9
40,4
37,1
41,6
47,1
42,0
42,1
37,1
41,5
41,5
36,9
27,5
41,5
Base load prices in 2020, €/MWh
-28 €/MWh
113+ €/MWh
92-95 €/MWh
71-74 €/MWh
47-50 €/MWh
42,1
40,3
41,2
41,2
40,5
42,0
42,9
40,440,3
40,3
40,3
39,1
47,1
37,4
43,2
52,9
42,4
41,5
41,5
52,9
46,5 42,1
39,3
40,3
39,1
42,0
16,7
42,1
52,9
40,4
37,1
41,6
47,1
42,0
42,1
37,1
41,5
41,5
36,9
27,5
41,5
Forrás: ENTSO-E
A differenciált 2017. évi áremelkedési trend
jobban szétszakította a régió országait
0
10
20
30
40
50
60
2016.01 2016.04 2016.07 2016.10 2017.01 2017.04 2017.07 2017.10 2018.01 2018.04
12
hav
i átl
agár
, €/M
Wh
DE CZ GR
HU RO SK
9
9
€/MWh 6
€/MWh
16
€/MWh12
€/MWh
MAGYARORSZÁGI FOLYAMATOK
10
Növekvő fogyasztás, kismértékű
kapacitásbővülés
11
MW 2016 2017Q3 Változás
Atom 2 000 2 000 0
Szén 939 939 0
Gáz 3 424 3 424 0
Nap 231 311 80
Biomassza és
biogáz 268 284 16
Szél 329 329 0
Víz 60 60 0
Összesen 7 250 7 346 96
3000
3200
3400
3600
3800
4000
4200
Hav
i bru
ttó
fogy
aszt
ás, G
Wh
2015 2016 2017 2018 Beépített kapacitás, MW
• 2016-ban a fogyasztásnövekedés 0,26%-os
volt
• 2017-ben 2,65%-kal nőtt a fogyasztás,
döntően időjárási okok miatt
• Jelentős naperőművi
bővülés, aminek a felét a
HMKE adja
Havi tüzelőanyag-összetétel
alakulása
12
1 738
2 395
1 746 1 651 1 731 1 8201 565
1 840 1 7901 533 1 647
1 473
1 884
1 437
1 8721 907 1 876
1 850
1 7511 375 1 549
1 8831 450 1 913
591
624708
359 378 324
553 692716 694
704
649
1 216 759
467
564 525707
752837 688 674 1 257
954
317
286
330
367 325311
295302 280 325
323 327
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
2017-1 2017-2 2017-3 2017-4 2017-5 2017-6 2017-7 2017-8 2017-9 2017-10 2017-11 2017-12
Átl
ago
s te
rmel
és,
MW
Nettó import Atomerőmű Szén Gáz Egyéb
• A gázbázisú termelés 26%-kal nőtt 2017-ben a 2016-oshoz képest
• A szén alapú termelés 11%-kal csökkent -> részben hosszabb karbantartás és kiesés miatt
• Kiugróan magas importarány februárban (41,4%) a nyári hónapokban a megszokottnál jóval
alacsonyabb szinten mozgott
• Decemberben legalacsonyabb a nettó import aránya (26,1%)
A rugalmasságot az import és a
gázbázisú erőművek adják
13
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
114
729
343
958
573
187
710
2311
6913
1514
6116
0717
5318
9920
4521
9123
3724
8326
2927
7529
2130
6732
1333
5935
0536
5137
9739
4340
8942
3543
8145
2746
7348
1949
6551
1152
5754
0355
4956
9558
4159
8761
3362
7964
2565
7167
1768
6370
0971
5573
0174
4775
9377
3978
8580
3181
7783
2384
6986
15
Átla
gos
term
elés
, MW
Atom Szén Egyéb Import Gáz
• Atom, szén és egyéb, jellemzően megújulók termelése független a fogyasztástól
• Alacsony fogyasztás mellett a nettó import aránya mindössze 16-17%,
amely folyamatosan növekszik 40%-ig -> a korlátos import miatt a növekedés
megáll
• Az import tetőzése után a növekvő fogyasztást a hazai gázbázisú termelés elégíti ki
Forrás: MAVIR
A hazai erőművek nem minden esetben lettek volna
képesek kielégíteni a hazai fogyasztást
14
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2016
-120
16-1
2016
-120
16-2
2016
-220
16-2
2016
-320
16-3
2016
-320
16-4
2016
-420
16-4
2016
-520
16-5
2016
-520
16-6
2016
-620
16-6
2016
-720
16-7
2016
-720
16-8
2016
-820
16-9
2016
-920
16-9
2016
-10
2016
-10
2016
-10
2016
-11
2016
-11
2016
-11
2016
-12
2016
-12
2016
-12
2017
-120
17-1
2017
-120
17-2
2017
-220
17-3
2017
-320
17-3
2017
-420
17-4
2017
-420
17-5
2017
-520
17-5
2017
-620
17-6
2017
-620
17-7
2017
-720
17-7
2017
-820
17-8
2017
-820
17-9
2017
-920
17-9
2017
-10
2017
-10
2017
-10
2017
-11
2017
-11
2017
-12
2017
-12
2017
-12
Ma
rad
ó k
ap
aci
tás,
MW
• igen magas fogyasztás az alacsony hőmérséklet miatt
• Erőművi kiesések:
• Paksi Atomerőmű egyik blokkja,
• a Mátrai Erőmű
• Dunamenti Erőmű G3-as blokk
A maradó
kapacitás
=
fogyasztás
–
beépített
kapacitás
–
erőművi
önfogyasztás
-
erőművi kieső
kapacitás
-
megújuló
erőművek
termelése
Maradó rendszerkapacitás
15
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2016
-120
16-1
2016
-120
16-2
2016
-220
16-2
2016
-320
16-3
2016
-320
16-4
2016
-420
16-4
2016
-520
16-5
2016
-520
16-6
2016
-620
16-6
2016
-720
16-7
2016
-720
16-8
2016
-820
16-9
2016
-920
16-9
2016
-10
2016
-10
2016
-10
2016
-11
2016
-11
2016
-11
2016
-12
2016
-12
2016
-12
2017
-120
17-1
2017
-120
17-2
2017
-220
17-3
2017
-320
17-3
2017
-420
17-4
2017
-420
17-5
2017
-520
17-5
2017
-620
17-6
2017
-620
17-7
2017
-720
17-7
2017
-820
17-8
2017
-820
17-9
2017
-920
17-9
2017
-10
2017
-10
2017
-10
2017
-11
2017
-11
2017
-12
2017
-12
2017
-12
Mar
adó
kapa
citá
s, M
W
A maradó
kapacitás
=
Maradó
kapacitás
+
SK és AT import
NTC
• egyes órákban mindössze 600-700 MW állt csak rendelkezésre
• számított maradó rendszerkapacitások szolgálnak arra is, hogy akár
szekunder, akár tercier felszabályozási tartalékok legyenek a rendszerben,
így a kereskedelmi célokra elérhető kapacitás ennél lényegesen alacsonyabb
volt.
Nagyon magas másnapi árak alakultak ki
2017 januárjában a magyar piacon
• 2017. január 11-én a piac extrém magas HUPX árakat produkált:
‣ Tartósan 150 €/MWh-as órás árak
‣ Előfordult 300 €/MWh-as kötés is
• Ez a tüske megfigyelhető a szerb és a szlovén árak esetén is
• Nincs azonban kiugró ár ezen a napon a cseh, a szlovák, a román és a német piacon sem.
16
0
50
100
150
200
250
300
350
20
16
.12
.01
20
16
.12
.08
20
16
.12
.15
20
16
.12
.22
20
16
.12
.29
20
17
.01
.05
20
17
.01
.12
20
17
.01.19
20
17
.01
.26
€/M
Wh
2015-2016
2016-2017
Mi kellett a január 11-i kiugró magyar
árakhoz
• Extrém magas kereslet Magyarországon, és a tőlünk délre fekvő országokban
‣ 1000 MW-nyi többletkereslet egy héttel későbbi állapothoz képest
• Hiányzó erőművi kapacitások
‣ Alacsony lignit-termelés (~500 MW)
‣ Dunamenti G3-as blokkjának kiesése (~400 MW)
‣ Egyéb gázos erőművek nem teljes kapacitással működnek (~340 MW)
• Határkeresztező kapacitás
‣ Az átlagosnál alacsonyabb import irányú NTC az osztrák-magyar határon (-200 MW)
• Összesen: 2440 MW-nyi „esemény” történt a magyar árrégióban. Ez a 17000 MW-os régiós fogyasztás 15 %-a
• Nem tökéletesen működő energiapiac a Balkánon
‣ SI-HR határ esete
‣ nincs likvid tőzsde
17
Nőtt a fontos importkapacitások
mennyisége 2017-ben
18
AT HR RS RO SK AT HR RS RO SK
2016 472 1 000 939 615 1 049 605 1 000 932 654 811
2017 526 1 000 976 582 1 117 597 1 000 972 678 792
Változás 54 0 37 -34 68 -8 0 40 24 -19
2016 150 0 123 65 161 58 0 130 87 71
2017 98 0 80 119 142 15 0 92 108 50
Változás -53 0 -43 54 -19 -43 0 -38 20 -22
2016 32% 40% n.a. 56% 62% 41% 40% n.a. 59% 48%
2017 36% 40% n.a. 53% 66% 41% 40% n.a. 62% 47%
Változás 4% 0% n.a. -3% 4% -1% 0% n.a. 2% -1%
2016 91% 11% 64% 63% 84% 15% 23% 65% 42% 16%
2017 97% 5% 57% 57% 92% 6% 33% 77% 36% 4%
Változás 6% -7% -7% -6% 9% -8% 10% 11% -6% -12%
Import Export
NTC átlag, MW
NTC szórás,
MW
Kihasználtság,
%
NTC/Benchmark
érték
• Nőtt a két legfontosabb (SK, AT)
kereskedelmi import szállítási
kapacitás, és csökkent a
bizonytalanság
• A csúcsórákban azonban kisebb a
importlehetőség AT-ből, mint a
mélyvölgy órákban
• Az NTC/benchmark AT-HU
kapacitás nagyon alacsony (36%
vs. 47% európai átlag) ->loop-
flow-k miatt
Régiós áralakulás
19
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90H
avi á
tlag
os
zsin
órá
ram
ára
, €/M
Wh
DE CZ HU RO SK
• A magas árú időszakokban jelentősen megnő az árkülönbség a régióban
• 2018-ban minimális árkülönbségek a régióban
• Két kritikusabb időszak: 2016/2017 tele; illetve 2017 nyár/ősz
A magyar árak esetén alakultak ki a
legnagyobb ártüskék
0
20
40
60
80
100
120
€/M
Wh
CZ SK RO HU DE
• A magyar másnapi
árak 2017 augusztus
elején 80-100 €/MWh
körül alakultak
• Két árcsúcs:
• Július 31-
augusztus 9.
• Augusztus 25.
• Nyáron egyetlen nap
sem volt, amikor a
német másnapi árak 40
€/MWh fölé emelkedtek
volna
• A román árak nagyon
erősen
együttmozognak a
magyarral
• Csehország és
Szlovákia között erős
árszakadás
20
Forrás: ENTSO-E
A kritikus hét
21
• Az órás HU-DE
spread 60-100
€/MWh között
mozog a nappali
órákban
• Völgyidő-
szakokban
lényegesen kisebb
spread, sok
esetben el is tűnik
• Egypúpú magyar
ár napközben,
kétpúpú ár DE-ben
• Pénteken a német
árak a cseh és
szlovák árakat is
lerántották0
20
40
60
80
100
120
140
€/M
Wh
CZ SK HU
RO DE
2017.07.31.(hétfő)
2017.08.02.(szerda)
2017.08.01.(kedd)
2017.08.03.(csütörtök)
2017.08.04.(péntek)
2017.08.05.(szombat)
Forrás: ENTSO-E alapján REKK számítás
Kereslet és az időjárásfüggő-termelés a
vizsgált héten Németországban
22
*: A beépített szélerőművi kapacitás ~45000 MW, a naperőművi kapacitás ~40000 MW
• A naperőművi
termelés jellemző
felfutása
eredményezi a
kétpúpúságát a
maradó
keresletnek ->
árakra is visszahat
• A napi árcsúcsok
áthelyeződnek, és
nem a
legmagasabb
fogyasztás esetén
lesz a
legmagasabb ár
Forrás: ENTSO-E alapján REKK számítás
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
70 000
80 000
MW
Naperőmű Szélerőmű Kereslet Maradó kereslet
2017.07.31.(hétfő)
2017.08.01.(kedd)
2017.08.02.(szerda)
2017.08.03.(csütörtök)
2017.08.04.(péntek)
2017.08.05.(szombat)
2017.08.06.(vasárnap)
A napközbeni árakban lényegesen nagyobb
spreadek, mint az éjjeli órákban
23
• Jelentős napon belüli árvolatilitás
• DE-HU árkülönbség:
• a hajnali órákban 5 €/MWh alatt volt
• reggel 9 órától a késő éjszakai órákig 20 €/MWh-os spread
0
10
20
30
40
50
60
70
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
€/M
Wh
CZ SK HU RO DE
A várakozások kisebb árkülönbséget
mutatnak, mint a spot árak
24
20
25
30
35
40
45
50
55
2017.01.02 2017.04.02 2017.07.02 2017.10.02 2018.01.02 2018.04.02
20
19
-es
éves
zsi
nó
rter
mék
, €/M
Wh
CZ SK HU RO DE
• 2017-ben minden országban növekvő trend a tényezőárak növekedéséből kifolyólag
• A határidős DE-HU spread 9 €/MWh-ról 7 €/MWh-ra csökkent
• HU-RO árkülönbség növekedett
Összegzés
• A villamosenergia-rendszer bruttó fogyasztása 2017-ben 2,9%-kal
növekedett -> nagyrészt hőmérsékleti hatás
• Az erőművi kapacitás kismértékben bővült 2017 első három negyedévében,
köszönhetően elsősorban a naperőművi beruházásoknak (80 MW
növekmény), illetve kisebb mértékben a biomassza alapú kapacitásoknak
(16 MW).
• A gázbázisú termelés 26%-kal nőtt 2017-ben a 2016-oshoz képest,
miközben a szén alapú termelés 11%-kal csökkent.
• Az import- és exportkapacitások (NTC) értékei 2016-ról 2017-re nem
változtak jelentősen az egyes határokon. Az osztrák import irányú kapacitás
átlagos kihasználtsága 2017-ben 97%-os volt, és ettől csak néhány
százalékponttal maradt el a szlovák irányú importkapacitások
kihasználtsága (92%).
• Jelentős áremelkedés a régióban, de a legnagyobb mértékű hazánkban volt
• A német és a magyar spot zsinórárak különbsége is jelentősen megnőtt: míg
ez 2016-ban csupán 6,4 €/MWh volt, 2017-re 16,2 €/MWh-ra növekedett.
25
Tanulságok, kérdések
• Magyarországon és a régióban visszatértek az
ártüskék
• Magyarország a déli, kevésbé fejlett
energiapiacokhoz csatlakozik -> Magyarország
erősen kitett a vízerőművi termelésnek
• Felmerülő kérdések/dilemmák:
‣ Veszélyben van-e az áramellátás?
‣ Szűkösek-e a hazai/régiós kapacitások?
‣ Megoldást jelenthet-e az északi/nyugati irányú
határkeresztező-kapacitás bővítés, vagy hazai
termelői kapacitások szükségesek?
‣ Gondot okoznak-e az ártüskék?26
