Ártüske után konszolidáció a földgáz piacon– piaci kommentár 2021.03.31.

Az energiahordozók (köztük a földgáz) világpiaci ára jelentős mértékben emelkedett 2020. november első napja óta. A naptári éves előretartású földgáz ára közel 35%-kal, míg a másnapi földgázár átlagosan 40-50%-kal drágult a vizsgált piacokon. Az energiamix legjobban teljesítő elemei a kőolaj, valamint a szén-dioxid kvóta voltak, az áremelkedés mértéke esetükben rendre 65% és 75%.

Az ábrán az alsó sávban szereplő két földgázár-grafikonon feltűnő lehet (az áremelkedés mellett), hogy a sötétbarna (TTF napi előretartású termékárát megjelenítő) görbe a 2020. december és 2021. március közötti időszakban magasabb, míg az azt megelőző és az után időszakban kis különbséggel követi az éves előretartású termékárakat megjelenítő világosbarna görbét.

A magasabb napi előretartású termékárak oka lehet elmúlt néhány évben szokásosnál hidegebb téli hónapok 2021-ben, valamint a távol kelet LNG „elszívó hatása”.

Január 11-i másnapi piaci ártüske az átlagnál hidegebb téli időjárásnak (de még nem extrém hidegnek), valamint az Európát elkerülő LNG szállítmányoknak volt köszönhető. Az LNG szállítmányok fő célpontja a távol kelet, mivel ott az európai tőzsdei áraknál magasabb áron értékesítethették a szállítók a cseppfolyós földgázt.

Az LNG-ellátás csökkenése magasabb földgáz- és LNG-árakat eredményezett Ázsiában és Európában is, ezzel nagyobb mennyiségű LNG jött az Egyesült Államokból.

A következő öt év keresleti és kínálati egyensúlya jelentősen szigorodni fog a most tapasztalt öt évhez képest, ennek fontos következményei lesznek az LNG eszközértékére, valamint az európai gáz- és villamos energia áramárakra. Ebben az időszakban a nettó kereslet valószínű növekedni fog, miközben a nettó kapacitásbővítések valószínűleg lelassulnak.

Ezek a piaci strukturális változások turbulens árakhoz fognak vezetni, különösen a csúcsigényes időszakokban.

Kun Erika & dr. Gál Gábor

Megújuló energiák termelési és költség prognózisa –IEF modell

Az elemzés az ipari termelő vállalatok költségeinek várható növekedésével és időbeli megoszlásával foglalkozik a 2021-2025 közötti időszakban, tekintettel arra, hogy nekik kell fizetniük a hazai megújuló energiatermelés költségeit.

Az iparvállalatok életében meghatározó szerepet játszik az éves- és középtávú költségvetés tervezése.  Az energiahordozók un. végfelhasználói ára, változása és reális tervezése különösen fontos az energia intenzív iparágak esetén.

A villamos energia végfelhasználói árára az utóbbi időben a piaci ármozgásokon túl, meghatározó módon hatnak a hazai megújuló energiabázisú termelés költségei, amelyeket szinte kizárólag az iparnak kell kiegyenlíteni. Ez a felhasznált villamos energiát terhelő u.n. Pénzeszközön keresztül (Ft/kWh-ban), a KÁT és METÁR finanszírozási rendszer felárán, prémiumán keresztül van realizálva ma hazánkban. A terhek, az előállított villamos energia mennyiségéhez mérten, a KÁT finanszírozásnál különösen jelentősek (de ezzel a problémakörrel a jelenlegi elemzésben nem foglalkozunk).

A jelenlegi hazai gyakorlatban, sem az ITM sem a MEKH nem publikál közép- és hosszútávú elemzéseket az ezen a soron jelentkező költségekről és finanszírozási terhekről, annak ellenére, hogy ugyan ennek az időszaknak meg van a tervezett energia mix-e (primer energiaforrás szerinti megoszlással), és a MAVIR is csak egy éves prognózist ad a Pénzeszközre (jó-rossz korrelációval).

Az igazsághoz hozzá tartozik, hogy csak a második METÁR tender és a kiegyenlítő energia KÁT elszámolása körüli bizonytalanságok jelentős csökkenése teszi lehetővé egy megbízható prognósztizációs modell felépítését.

Az IEF a MEKH-től és a MAVIR-tól kapott kapacitás előrejelzési adatok segítségével egy Kereskedelmi Szabályzási Albizottsági munka kapcsán kidolgozott egy középtávú termelési és költség modellt a hazai megújuló energiatermelés 2021-2025 közötti időszakára.

A modell alapvető sajátosságai (különbségei a MAVIR éves modellhez képest):

  • A modell a megújuló termelés volumenének prognosztizációjánál a beépített kapacitásokra, felfutásukra és az egyes primer energiaforrások termelési sajátosságaira épül (különösen napnál)
  • A prognosztizáció kiterjed a 2020-2025 évekre havi bontásban (kapacitások, volumenek, költségek és pénzeszköz elemek -KÁT és METÁR)
  • A modell viszonylag egyszerű, kb. egy negyed adatot használ mint a MAVIR modell
  • A modellben összevont/átlagolt fontosabb paraméterek:

– A beépített kapacitásokra épülő termelési volumen meghatározás (tekintettel a növekvő   naperőművek volumenére)

   –  A volumen meghatározásnál az éghajlati sajátosságok éven belüli megoszlása a domináns

   –  KÁT termelés HUPX értékesítésének ára DAM prognosztizációs átlagárra épül

   –  METÁR prémium ár prognosztizációs átlagárra épül csökkenő mértékben

   – A KÁT kiegyenlítő energia nettó költsége, átlagáron folyamatosan csökkenő mértékben van figyelembe véve a kivezetés függvényében a mérlegkör költségeiből

   – Egyéb költségek (ID piac kezelése, pénzügyi műveletek szaldója, MAVIR költség, tőzsdei műveletek költsége, stb) és a KÁT termelői ár (költségek) statisztikai adatok alapján van figyelembe véve (viszonylag stabil)

A felállított modell eredményei alapján már ma is levonható néhány fontos következtetés a megújulók elterjedésével kapcsolatban:

A beépített kapacitások felfutása –a jelenleg ismert adatok alapján– becsvágyóan jó. Úgy tűnik, formálisan nem fog gondot okozni a 7-8 000 MW megújuló kapacitás kiépítése 2030-ra, de az ezzel a kapacitással megtermelt villamos áram volumene a beépített kapacitásoknak csak a töredéke, a potenciál mintegy 20 %-át tudja csak hasznosan kitermelni. A napos órákban az órás termelés akár 100% -os, de éjszaka és a téli hónapokban akár csak 9 % lehet (a nap kapacitások kiesése miatt).

Jól látható, hogy a KÁT kapacitások kiépülése (elsősorban nap) 2024 elejéig töretlen, ekkortól azonban a kapacitás kiépülés dinamikáját a METÁR projektek veszik át (de ezek is elsősorban PV jellegűek). A jelenleg beépített KÁT PV kapacitás 1330 MW (november), mely volumen 2025 év végére 2860 MW-ra nő (2770 MW -2024 elején), miközben a jelenlegi METÁR PV kapacitás 60 MW, amely 2025 végére 2150 MW-ra fog növekedni (tervek szerint).

Az egyre dominánsabb PV termelés, az éghajlati viszonyok hatására (napos órák száma) egyre nyomasztóbb havi termelési különbségeket (nyári-téli hónapok) fog okozni az évek előre haladtával és gondot fog okozni -elsősorban a MAVIR szintjén- az ezen az ábrán nem látható napi (24 órás) kilengés is.

Ha az így megtermelt energiát a két finanszírozási forma szerint hasonlítjuk össze, akkor

az ábráról jól látható a finanszírozási különbség a két projekt típus között (KÁT-METÁR).

Ezt a különbözetet mutatja a két finanszírozási módszer nyereség tartalma is, amely a következő ábrán látható az elmúlt két év adatai alapján.

A beruházási szempontból különösen kedvező KÁT finanszírozási forma 2025-re komoly terheket fog róni az ipari, különösen az energia intenzív iparágakra 3-5 Ft/kWh, miközben a METÁR termelés fajlagos költség vonzata nem haladja meg az 1 Ft/kWh-t. Az összevont Pénzeszköz a 6 Ft/kWh-t és a fogyasztókat terhelő egyéb energia adó jellegű költségek  (pl. hőtámogatás) miatt a plusz terhek bizonyos hónapokban meg fogják haladni a 7 Ft/kWh-t 2025-ben.

Ezen adatok alapján, a támogatási rendszer költségeinek (különösen a KÁT támogatás) további növelése, mint a most készülő KÁT elszámolási rendszer továbbfejlesztése, minden képen elkerülendő.

A 3.0 Ft/kWh feletti pénzeszköz érték, amit ha az energia intenzív iparnak kell finanszíroznia, súlyos károkat fog okozni a hazai iparfejlesztésnek/működtetésnek és el fogja riasztani a külföldi ipari befektetőket, akiknek jelentős a villamos energia fogyasztása.

Habár a havi költségek változásainak ciklikusságából következőleg, bizonyos ipari termelő vállalatoknak el lehet, kell gondolkoznia a termelési ciklusainak áttervezéséről, ha erre van lehetőségük (pl. raktározással), mivel a 3-4 Ft/kWh költség különbség a téli és nyári hónapok között (csak a megújuló termelés miatt) esetleg vonzó lehet egy fogyasztói termelésszabályozásra (DSR).

Az IEF által kifejlesztett modell pontosságát, megbízhatóságát tovább lehetne javítani, ha pontosabb adatokat kaphatnánk az új projektek üzembe helyezésének idejéről és a ténylegesen beépített kapacitásáról és az új projektek tervezett termelésbe állásának adatairól.

Összességében úgy ítéljük meg, hogy az itt ismertetett modell kellő alapot biztosít a várható termelési és pénzügyi költségek tervezhetőségéhez és felhasználásához vállalatainknál a megújuló energiákkal kapcsolatban.

Az élet gyorsan hozta a modell alkalmazásának igényét egy most készülő jogszabály módosítás vitájához.

A MAVIR előterjesztésében –mi heves tiltakozásunk ellenére- már a KSZB-is átment az a KÁT mérlegkör és a kiegyenlítési energia elszámolásának fejlesztésére szánt elképzelés, amely a 2020 áprilisától bevezetett szabályzási pótdíj kompenzációt beépítené fixen, alanyi jogon, a tényleges költségtől függetlenül, a KÁT átvételi árba.

Az elmúlt év tapasztalatai alapján a KÁT kiegyenlítő energia költsége örvendetesen csökken, illetve egy adott szint körül stagnál a javuló menetrendezési pontosság következtében.

Sajnálatos módon, a „továbbfejlesztési javaslat” kreatív módon a változtatás plusz költségviselőinek ismét az ipart tekinti, igaz erre az előterjesztésekben nem térnek ki az javaslattevők.

A kifejlesztett modell segítségével az IEF kimutatta a várható költség átrendeződés hatását a KÁT termelőknél és az ipari fogyasztóknál 2022 viszonylatában, ha ez a változtatás életbe lép.

A beépített és jelenleg is folyó KÁT (elsődlegesen nap erőművek) fejlesztések hatására a 2022 évi KÁT termelés alakulása:

A tervezett átterhelés miatti költség változás:

A táblázatból jól látható, hogy a tervezett változtatással a KÁT termelőknél az eddigi bevételeiken túl, mintegy 8,79 Mrd Ft többletbevétel keletkezik éves szinten (2022-ben). A jelenlegi KÁT menetrendezési pontosságot figyelembe véve (és idexálva 2022-re) a kiegyenlítő energia költségeik mintegy 4,08 Mrd forintot tesznek ki 2022-ben (amely a várható tervezési pontosság javulásával csökkenni fog).

A fenti adatokkal, a nettó költségnövekedés 2022-ben 4,71 Milliárd Ft (KÁT költség 6,0 %-a) azaz ennyi a tiszta nyeresége a KÁT termelői szektornak a javasolt változtatással és természetesen ennyi a plusz költsége a fizetésre kötelezetteknek, elsősorban az energia intenzív iparágaknak.

ENERGETIKA szaklap cikke az ipar villamosenergia-költségeiről 2020 Q3

Az ENERGETIKA szaklap 2020 3. számában megjelent egy átfogó cikk “Az ipar villamosenergia-költségei 2020-ban”, amely részletesen elemzi a piaci viszonyokat, árakat és a hazai megújuló energiatermelés anomáliáit és az iparra háruló következményeit

Részletesebben