Elképesztő árampiaci anomáliák alakultak ki Európában – íme, a zöld átállás mélyebb háttere

Stockcake | Közkincs

A kiszámítható és alacsony villamosenergia-árak időszaka a Covid-világjárványt és az orosz–ukrán háború kitörését követően véget ért, Európának pedig új energiapiaci kihívásokkal kell szembenéznie. Az Oroszországtól való energiafüggés csökkenésével a drágább amerikai olaj és cseppfolyósított földgáz (LNG) szerepe megnőtt. Az európai zöld átállás miatt pedig hangsúlyosabbá váltak a megújuló energiaforrások az energiamixben. A megnövekedett gázárak következtében azonban számos európai országban szélsőséges kilengések és egyenlőtlenségek jelentkeztek a gázpiachoz szorosan kapcsolódó áramárak tekintetében. A piaci integrációval kapcsolatos célkitűzések ellenére a megújuló energiaforrások bevezetésével egy újfajta piaci dinamika jelentkezett az európai villamosenergia-piacokon. Ez egyrészről a negatív áramáras órák számában, másrészről pedig a kiugróan magas eseti energiaárakban mutatkozik meg.

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, mert ezáltal könnyen összehasonlíthatók a különböző erőműtípusok) megtermelésének ára az egyes országok sajátosságaitól függ, ezért legjobban az úgynevezett „élettartamra vonatkoztatott fajlagos energiaköltséggel” (levelized cost of energy, 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 széles körű elterjedésnek.

A szárazföldi szélenergia ára a szélturbinák egyre növekvő hatékonysága, valamint a működési költségek (OPEX) csökkenése miatt pedig több mint felére mérséklődött. A tengeri szélenergia még jelentősebb (65%-os) LCOE-mérséklődést tudhat magáénak, ennek ellenére 2023-as szintje magasabb, mint a szárazföldi szélerőművek által megtermelt energiáé.[1] Mivel azonban termelési stabilitása a tengeri széljárások sajátossága miatt egyenletesebb, 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. Helyspecifikusságuk és magas tőkeberuházási (CAPEX) igényük miatt azonban nem váltak versenyképesebbé az elmúlt szűk másfél évtizedben.

A geotermikus (és a biomassza-) technológia sok tekintetben mutat hasonlóságot a vízenergiával: bár alkalmas az energia folyamatos termelésére, helyspecifikus jellege miatt kevéssé számít elterjedtnek Európában.

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.

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, 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.

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 nemcsak a fogyasztás ingadozása okozza, hanem a termelés nehezebb 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 fosszilisalapú 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 nyarán 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-árkülönbségek alakulhatnak ki. Bár ezek jellemzően csupán rövidebb időszakokat, esetleg néhány órát érintenek, egyértelműen az összeurópai 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 jelenség.

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, annak hátterében az eltérő piacszabályozási módszerek és a régiók közötti gyenge infrastrukturális kapcsolatok is állnak. Míg Délkelet-Európában a hagyományos NTC-módszert (nettó átviteli kapacitás) 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 összekötöttsége 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 régiójéhoz 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 felhajtva 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-s 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 a 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 darab 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. Bár fogyasztói szemmel mindez kedvezőnek tűnhet, a piac egésze számára jelentős kockázatot jelent. 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 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, illetve 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 tehát nemcsak a megújuló energia megtermeléséhez, hanem az annak tárolásához szükséges infrastruktúra minél nagyobb léptékű kiépítése is elengedhetetlen.

A bejegyzés munkatársaink Portfolio online gazdasági újságon 2024. december 18-án megjelent írásának utánközlése.