Ez itt az on the other hand, a portfolio vélemény rovata.
Az egyes energiaforrások költségei
A villamosenergia árára egyszerre hatnak időjárási, piaci, technológiai és szabályozási tényezők. A piaci viszonyok közül fontos kiemelni a kereslet és a kínálat egyensúlyát. A keresletet a fogyasztók árérzékenysége és az általuk vételezni kívánt villamosenergia mennyisége alakítja. A kínálatot pedig főként az egyes termelési technológiákból összeálló energiamix befolyásolja, mely három forrásból származik: fosszilis, megújuló és nukleáris. A kategóriák tovább bonthatók: a fosszilis csoporton belül a gáz és a szén, míg a megújulóban a nap- a szél-, a víz- és a geotermikus energia ára a meghatározó.
Mivel az egységnyi energia (ez lehet 1 kWh vagy 1 MWh is, a cél, hogy ugyanaz a mennyiség képezze az összehasonlítás alapját, ezáltal könnyen összehasonlíthatók a különböző erőműtípusok) megtermelésének ára az egyes országok sajátosságaitól függ, ezen források ára legjobban az úgynevezett "élettartamra vonatkoztatott fajlagos energiaköltséggel" (levelized cost of energy, vagy LCOE) hasonlítható össze.
Az elmúlt másfél évtizedben a legnagyobb mértékben (85%-kal) a napelemes technológia LCOE-je mérséklődött, köszönhetően a gyártás méretgazdaságosságának, illetve a naperőművek széleskörű elterjedésnek.
A szárazföldi szélenergia ára a szélturbinák egyre jobb hatékonysága, valamint a működési költségek (OPEX) csökkenése miatt pedig több mint felére mérséklődött. A tengeri szélenergia ugyan még jelentősebb (65%-os) LCOE-mérséklődést tudhat magáénak, ennek ellenére 2023-as szintje magasabb, mint a szárazföldi szélerőművek által megtermelt energiáé (BloombergNEF, New Energy Outlook 2023). Mivel termelési stabilitása a tengeri széljárások sajátossága miatt egyenletesebb, így jobb bevételi lehetőségekkel is kecsegtet.
A folyóvizes vízenergia változatlanul képes az energia olcsó és megbízható termelésére, a víztározós erőművek használatában rejlő lehetőségek pedig az energia tárolásában mutatkoznak meg (IRENA, Renewable Power Generation Costs in 2023). Helyspecifikusságuk és magas tőkeberuházási (CAPEX) igényük miatt azonban nem váltak versenyképesebbé az elmúlt szűk másfél évtizedben.
A geotermikus (és biomassza-) technológia sok tekintetben mutat hasonlóságot a vízenergiával: bár alkalmas az energia folyamatos termelésére, helyspecifikus jellege miatt kevéssé számít elterjedtnek Európában (Fraunhofer ISE: Levelized Cost of Electricity- Renewable Energy Technologies).
A földgáz LCOE-je enyhe emelkedést mutat:
bár az erőművek bekerülési és működési költsége alapjaiban véve nem változott sokat, a kibocsátási kvótarendszer miatt az egységnyi energia megtermelésének ára folyamatosan növekedik (IEA, World Energy Outlook 2023).
A szén energiaköltségében még nagyobb emelkedés tapasztalható, ami ugyanazon okokra vezethető vissza, mint a gáz esetében. A megújuló erőforrások további előretörésével várható, hogy a szén LCOE-je már fenntarthatatlanul magas lesz:
a szél- és a napenergia 2023-ra már Hollandiában, valamint Olaszországban és Franciaországban is kiszorította a szenet az energiamixből az ENTSO-E adatai szerint.
Az atomenergia LCOE-je többé-kevésbé változatlan maradt az évek során. Bár a magas CAPEX és a – hagyományos atomerőművek esetén fennálló – hosszú létesítési idő hátrányt jelent, a zsinórtermelő képessége, illetve karbonmentes működése miatt fontos elemét képezi az európai energiamixnek.
Az egyes erőműtípusok egy MWh-ra vetített átlagos LCOE-változását vizsgálva tehát megállapítható, hogy
amíg a szén esetében enyhe növekedés ment végbe, a nap- és szélenergia (kiváltképp a tengeri szél) esetén drasztikus csökkenés történt.
Az alábbi ábra szemlélteti az egyes energiatermelési módszerek élettartamra vonatkoztatott fajlagos energiaköltségének (LCOE) fent említett változásait, kiemelve a nap- és szélenergia jelentős költségcsökkenését.
A megújuló erőforrások térnyerése Európában
Az Európai Unió kibocsátáscsökkentést célzó reformcélkitűzései eredményeként a hagyományos, fosszilis energiahordozók szerepét egyre nagyobb arányban kezdik átvenni a megújuló források. Az EMBER 2024. év elején megjelent "European Electricity Review 2024" című éves jelentése szerint 2023-ban már az EU energiamixének több mint 44%- a származott megújuló forrásból.
Az európai megújulók első alkalommal 2023-ban termeltek több energiát, mint a fosszilis tüzelőanyagú erőművek vagy az atomerőművek.
A zöldítéssel párhuzamosan a szén- és a gázalapú energiatermelés egyaránt jelentősen csökkent: előbbi 26%-kal, míg utóbbi 15%-kal mérséklődött az előző év azonos időszakához képest. A megújuló forrásokon alapuló termelés két motorja a nap- és a szélenergia volt, melyek együtt az EU teljes energiatermelésének több mint negyedét, összesen 27%-át adták. Az EU energiamixében ráadásul a szélenergia aránya a tavalyi évben haladta meg először a gázét (EMBER, European Electricity Review 2024).
Az időjárásfüggő termelők – a termelési ingadozásuk miatt – azonban nem minden időpillanatban tudják kielégíteni a hőszivattyúk, klímaberendezések és más, áramigényes technológiák miatt egyre növekvő keresletet, a megtermelt energia hosszú távú tárolásának technológiája pedig jelenleg még meglehetősen költséges. Ezért
a hiány kielégítése, valamint a szabályozóenergia biztosítása érdekében továbbra is szükség van a fosszilis gázerőművek időszakos energiatermelésére, ami a napi piaci ár növekedését eredményezi.
A megújuló erőforrások jelentős mértékű térnyerését megelőzően ugyanis a hálózati frekvencia szinten tartását a dinamikusan terhelhető gázerőművek látták el. Ez a mai villamosenergia-piacon sincs másképp, sőt, a megújuló erőművek termelése jóval kevésbé kiszámítható: a szél- és naperőművek kisebb menetrendtartási képessége és időszakos termelése miatt még inkább megnövekedett a gázerőművek kiegészítő és kiegyenlítő szerepe. A rugalmassági kihívásokat tehát már nem csak a fogyasztás ingadozása okozza, hanem a termelés nehezebben tervezhetősége is. Ezáltal jelentős időjárásfüggő erőművi kapacitás esetén még több tartalékkal kell rendelkezni, szemben egy olyan energiamixszel, ami leginkább a hagyományos energiaforrásokra támaszkodik.
A megújulók előretörése tehát jelentősen átrendezte a villamosenergia-piaci kínálatot: a nap- és a szélerőművek nagy száma miatt a költségesebb, jellemzően fosszilis tüzelőanyagot használó erőművek fokozatosan visszaszorulnak a termelési behívási sorrendben, így
egyre ritkábban van szükség arra, hogy a gázzal működő erőműveket huzamosabb ideig működtessék. Ezek használatának az ára így óhatatlanul tovább emelkedik.
Egyrészről a ritkább használat hatására a fosszilis erőművek magasabb árakat szabnak meg, hogy a rövidebb működési idő alatt is meg tudják termelni fix költségeiket. Másrészről pedig az áraikat tovább növeli az EU emisszió-kereskedelmi rendszere (ETS), melyben a CO2-kibocsátók (főként a fosszilis alapú energiatermelők) kvótákat vásárolnak, hogy a működtetésükkel járó kibocsátásaikat fedezhessék. A kvóták árának növekedésével a szén- és a gázerőművek termelési költségei is emelkednek, így olcsóbb kiegyenlítő energia biztosítása a jelenlegi kvótarendszerben, a jelenlegi módszerekkel egyszerűen nem lehetséges.
Végül pedig tovább rontják a helyzetet az orosz–ukrán konfliktus miatti geopolitikai feszültségek. Az energiahordozók világpiaci ára az orosz gázról az alternatív forrásokra (pl. LNG) való áttérés költségei miatt is emelkedik. Ezek a tényezők pedig jelentős mértékben befolyásolják az európai villamosenergia-árakat.
Rugalmasság és energiatárolás
A tartalékképzés történhet a már említett, a kiegyenlítő energia biztosításáért felelős, gyorsan bekapcsolható, viszont relatíve magas üzemeltetési költségű gázerőművekkel, illetve a különféle technológiával működő energiatárolók segítségével is. Utóbbiak közül az akkumulátoros energiatároló rendszerek (Battery Energy Storage Systems, BESS) térnyerése a legjelentősebb.
A SolarPower Europe napelemes iparági szervezet 2024 augusztusában megjelent éves jelentése szerint Európában 2020 óta minden évben megduplázódik az akkumulátoros kapacitás. Bár ez a bővülés rendkívül nagy léptékű, a mostani tárolókapacitás továbbra is igen csekélynek számít: a 2023-as tárolókapacitás mindössze 17,2 GWh. Ugyanezt a mennyiségű villamosenergiát az európai megújulók (482 GW) alig több, mint 2 perc alatt előállítják, az európai fogyasztók pedig csúcsfogyasztásuk idején kevesebb, mint két perc alatt elfogyasztják.
Az energiatárolás tehát egyelőre rövid- és középtávon (1-2 nap) továbbra sincs megoldva, ami egyben az aznapi (intraday) és a kiegyenlítő piacok magas áraihoz is hozzájárul az EU-ban.
Az európai villamosenergia-piacon kialakult árfal
Részben a fentebbi sajátosságoknak is a következménye, hogy a különböző termelési szerkezettel és infrastrukturális adottságokkal rendelkező országok között bizonyos esetekben szélsőséges villamosenergia-árkülönbség alakulhatnak ki. Bár ezek jellemzően csupán rövidebb időszakokat, esetleg néhány órát érintenek, egyértelműen az összeeurópai rendszer hiányosságaira hívják fel a figyelmet. Az "árfal" egy időszakosan megjelenő jelenség az európai villamosenergia-piacon, amikor éles árkülönbség alakul ki a kontinens különböző régiói között. Különösen jellemző a közép- és délkelet-európai, valamint a nyugat-európai országok között, ahol a "fal" nyugati oldalán az árak jóval alacsonyabbak, míg a keleti oldalán akár kétszer-háromszor magasabbak lehetnek.
Az árfal kialakulása leginkább a hálózati kapacitások szűkösségéhez és a régiók közötti eltérő működési feltételekhez köthető.
Az európai villamosenergia-piac 2024. július 15-i árait vizsgálva jól látható a kontinens két részét elválasztó árfal.
Az árfal kialakulása több tényező összjátékának köszönhető. 2024 nyarán a rendkívüli hőség miatt jelentősen megnövekedett a villamosenergia-kereslet Kelet-Európában. A magas kereslet azonban önmagában nem magyarázza a kialakult helyzetet: az árfal hátterében az eltérő piacszabályozási módszerek és a régiók közötti gyenge infrastrukturális kapcsolatok is állnak. Míg Délkelet-Európában a hagyományos NTC (nettó átviteli kapacitás) módszert alkalmazzák, amely a szomszédos országok közötti energiaáramlásra összpontosít, addig Nyugat-Európa egy modernebb, áramlásalapú piac-összekapcsolási rendszert (FBMC) használ. Ez utóbbi az egész hálózat valós kapacitásait figyelembe veszi, így hatékonyabb, de olykor csökkentheti az energiaáramlást bizonyos irányokban, ha a hálózat túlterhelt vagy egyéb korlátok lépnek fel.
A hálózati kapcsolatok szűkössége is fontos tényező az árfal kialakulásában.
Bulgária, Románia és Görögország gyenge összeköttetése az EU többi piacával jelentős akadályt képez. A délkelet-európai régióban kevés határkeresztező kapacitás áll rendelkezésre, ami akadályozza a megfelelő mennyiségű energia áramlását a nyugati piacokról kelet felé. Az ENTSO-E által 2024 májusában publikált jelentés szerint a kelet- és délkelet-európai infrastruktúra jelentősen elmarad a nyugat-európai régióhoz képest, ahol a tagállamok közötti hálózati kapcsolatok sűrűbbek és erősebbek.
A megújuló energiaforrások egyre növekvő elterjedésével még nagyobb kihívást okoz az országok átviteli hálózatai közötti összeköttetés szűkössége. Megfigyelhető, hogy
az árfal nyugati oldalán jelentős mértékű határkeresztező kapacitások húzódnak a tagállamok között, míg az árfal keleti oldalán jóval szűkösebb lehetőségek vannak a villamosenergia nemzetközi áramlására.
A lokális árnövekedésre szintén hatással lehetett, hogy a háború miatt Ukrajna villamosenergiaimport-igénye jelentősen megnőtt, ezzel megnövelve a régió keresletét, így az árait is. 2024 májusa és júniusa között az ukrán villamosenergia-behozatal több mint a kétszeresére (850 ezer MWh-ra) növekedett, amely 6%-kal magasabb, mint a 2023-as teljes importmennyiség. 2024 júniusában az ukrán import 42%-a Magyarország, 17-17%-a Szlovákia és Románia, 16%-a Lengyelország, 8%-a pedig Moldova felől érkezett az ukrán DixiGroup agytröszt adatai szerint. Az említett okokon felül további eseti tényezők is befolyásolják az árfal kialakulását, például erőművi, vagy alállomási karbantartások és modernizálások, valamint a megújuló energiaforrások, például a vízerőművek csökkentett nyári termelése.
Az árfalak tehát piaci rendellenességeknek tekinthetők, hiszen az energiakereslet és -kínálat kiegyensúlyozatlanságából kialakuló extrém helyzetekre mutatnak rá. Ugyanakkor nem az árfal az egyetlen jelenség, amely a piac működésében zavarokat okozhat. Hasonló tényezők – például a megújuló energiaforrások időjárásfüggő termelése és a hálózati összeköttetések korlátozottsága – más rendellenességekhez is vezethetnek. Ezek közé tartozik a negatív áramár, amely akkor fordulhat elő, ha az alacsony rugalmasságú rendszerben kínálati túlsúly lép fel, és a túltermelést nem lehet megfelelően kezelni, például exportálni.
A negatív energiaárak mögötti okok
A Németországban és a skandináv államokban rendelkezésre álló nagy mennyiségű zöld (jellemzően szél-, illetve nap-) energia bizonyos időszakokban túlkínálatot okoz, ami szükségszerűen csökkenti, illetve adott esetben negatív tartományba taszítja az áramárakat. A 2024 harmadik negyedévében, Európában mért 94 TWh-ás napenergia-termelés minden idők legmagasabb értéke volt (ez az előző év azonos időszakához képest 15%-os növekedést jelent), a szélenergia pedig 104,7 TWh-t termelt, ami a valaha mért második legmagasabb negyedéves érték.
Szintén az eseti alacsony energiaárakhoz járulnak hozzá a leginkább Svédországban és Norvégiában alkalmazott "származási garanciák", vagyis azon tanúsítási rendszerek, melyek biztosítják, hogy a fogyasztó által vásárolt és felhasznált energia egy adott (jellemzően megújuló) forrásból származik. Ez a rendszer ösztönzi a megújulók folyamatos termelését még túlkínálat idején is, hiszen a származási garanciák értéke csak a megtermelt és hálózatba táplált energia után realizálható. A villamosenergia-piac ezt kétféle módon kezelhetné: lemondhatna a származási garanciák értékesítéséről, vagy korlátozhatná a hagyományos erőművek – például atomerőművek – termelését. Előbbiről környezetvédelmi, utóbbiról pedig üzembiztonsági okok miatt nem mond le, ez pedig jelentős kínálati nyomást okoz, amely egész Európában egyre gyakrabban vezet negatív áramárakhoz.
A fenti okokból kifolyólag a skandináv és német területeken az áram napi piaci ára az átlagot messze meghaladó óraszámban kerül negatív tartományba. A negatív áramáras órák száma ráadásul évről évre folyamatosan növekszik: Németországban a 2022-ben mért 69 db negatív áramáras óra egy évvel később már több mint négyszeresére, 301 órára nőtt. A folyamat az idei évben tovább gyorsult: miközben a nap- és a szélenergia-termelés 2024 harmadik negyedévében rekordmagasságot ért el, a negatív áras órák száma több országban is megugrott. Finnországban és Svédország egyes részein a csak a harmadik negyedévet vizsgálva több mint 200 órában voltak negatív árak.
A megújuló energiaforrásokból származó túlkínálat, különösen a napenergiacsúcsok idején, jelentősen növelte a csúcsidőszakok és a csúcsidőszakon kívüli órák közötti árkülönbséget. A jelenség, az európai energiapiac sajátosságából fakadóan hatással volt a kontinens többi országára is. Ez a jelenség fogyasztói szemmel ugyan kedvezőnek tűnhet, azonban jelentős kockázatot is jelent a piac egésze számára. Az ilyen szélsőséges árváltozások – -500 €-tól +4000 €-ig tartó terjedelemben – más piacokhoz mérten is egyedülállóan nagy tartományokat ölelnek fel, és komoly pénzügyi károkat okozhatnak a szereplők számára.
Következtetések
A fent összegyűjtött és bemutatott energiapiaci jelenségek alapján
kijelenthető, hogy az európai energiapiac piaci anomáliáinak oka részben a megújuló energiaforrások hirtelen térnyerése, részben pedig az infrastruktúra szűkössége.
A jelentős számú, nap- és szélerőmű hatására kiszorultak a nappali termelési palettából a – dinamikus termelésváltoztatásra képes – gázerőművek, így jellemzően az esti-éjszakai időszakokra korlátozódott a termelésben való részvételük. Ennek következében üzemeltetési költségeik fedezésére rövidebb idő áll csupán rendelkezésre, így a korábbiakhoz képest sokkal magasabb áron értékesítik az általuk megtermelt energiát. A megújuló energiaforrások időjárás- és napszakfüggő termelése miatt túlkereslet esetén a piaci egyensúly a magasabb költségű energiatermelők felé tolódik el, ami jelentős áremelkedéshez vezet. A túlkínálati időszak viszont negatív árakat eredményez, ami bár elsőre kedvezőnek hangozhat, hosszú távon azonban súlyos következményekkel járhat.
Az ilyen piaci anomáliák esetén ugyanis a kiszámítható energiaellátást biztosító termelők nem jutnak hozzá a gazdaságos működésükhöz szükséges bevételhez. Ez szélsőséges esetben akár e termelők termelésből való kiesését is okozhatja, másrészről pedig visszavetheti a jövőbeli beruházásokat.
A megfelelő infrastruktúra hiánya (különösen a határkeresztező kapacitások szűkössége) elmélyíti a régiók közötti különbségeket, a közép- és délkelet-európai térségben pedig az Európa többi részére jellemző árak többszörösét eredményezi.
A témában készült elemzések egyöntetűen arra a következtetésre jutottak, hogy a fennálló probléma megoldása az energiatárolás fejlesztésében, valamint a hálózati rugalmasság és kapacitások növelésében rejlik.
A fenntartható átmenethez nemcsak a megújuló energia megtermeléséhez, hanem az annak tárolásához szükséges infrastruktúra minél nagyobb léptékű kiépítése is elengedhetetlen.
A címlapkép illusztráció. Címlapkép forrása: Portfolio
