Jelen olvasmány egy négyrészes cikksorozat első része, mely(ek)ben a hazánkban működő villamosenergia-termelő erőművek üzemviteli stratégiáiról írunk. Elsősorban a hagyományos erőműklaszterek kerülnek bemutatásra, rövid kitekintéssel a megújulók és a HMKE-k helyzetére.
Az erőművek hazánkban is piaci alapon működnek, vagyis üzemeltetésüktől profitot várnak a tulajdonosok. A villamosenergia-rendszer (továbbiakban csak VER), valamint -piac komplexitása értelmében az erőműveknek többféle tevékenységből (egyéb piaci jelenlét) származhat bevételük. A villamosenergia-termelésen túl hőigényt is kiszolgálhatnak, továbbá a rendszerszintű szolgáltatásokban való részvételük – mely számos feltételhez kötött – alapján is részesülhetnek bevétel(ek)ben. Hogy mely tevékenységekhez mekkora mértékű erőforrásokat rendelnek, azt gazdasági számításokkal igyekeznek meghatározni. A villamosenergia-árak volatilitása miatt a piaci tendenciák elemzése és a kockázatértékelés elengedhetetlen részét képezik a tervezésnek.
A villamos energiához köthető tevékenységek az energiapiaci liberalizáció következtében piaci keretek között folynak. A villamosenergia-termelés és az azzal való kereskedelem bármely piaci szereplőnek jogában áll, aki ezen tevékenységekhez a szükségszerű engedéllyel (MEKH[1] által kibocsátott) rendelkezik. Magyarországon villamosenergia-(nagy)kereskedelem csak mérlegkörök között mehet végbe (ez a pénzügyi áramlás, mely nem feltétlen egyezik meg a fizikaival a kereskedelmi mennyiségek „nettósítása” miatt). A mérlegkörök a kiegyenlítő energia okozathelyes elszámolására létrehozott elszámolási egységek vagy szerveződések[2]. Máshogyan, a mérlegkörök hálózati topológiától vagy földrajzi elhelyezkedéstől független piaci szereplők csoportosulása. Minden elszámolási pontnak mérlegkörbe kell tartoznia, így a termelési pont azonosítóknak is. A mérlegköröknek az egyes üzleti napok végén kiegyenlítettségre kell törekedniük, az eltérést a Rendszerirányító szankcionálhatja. A mérlegköri szaldó az abba importált (bel-és külföldről), az abban termelt, valamint az abból exportált (bel-és külfödre), továbbá abban fogyasztott villamos energia mennyiségének előjelhelyes összege. Általánosságban elmondható, hogy minél nagyobb egy mérlegkör, vagyis minél több (ha) fogyasztót és termelőt ölel fel, annál összetettebb a kiegyenlítettséget megvalósítani, ugyanakkor minél több tagja van egy mérlegkörnek, annál nagyobb kiegyenlítő hatás érvényesülhet. Iméntieket a későbbiek jobb megértése érdekében részleteztük.
A villamosenergia-termelés céljából üzemeltetett gépegysége(ke)t és kiszolgáló berendezéseiket együttesen erőműnek nevezzük. Villamosenergia-termelő erőművek alapvetően két céllal kerülnek megépítésre. Kereskedelmi célból, valamint saját fogyasztás kiváltása érdekében. Ebben a cikksorozatban olyan – elsősorban – nagyerőművekről lesz szó, melyek kifejezetten azzal a céllal épültek, hogy az előállított villamos energiát a közüzemi hálózatba táplálva értékesítsék. Ennek három módja ismert: közvetlen, kapcsolt és kombinált ciklusú energiatermelés. Az üzemben töltött idő szerint is csoportosíthatjuk erőműveinket: alap-, menetrendtartó és csúcserőművek. Az alaperőművek jellemzően olcsóbban üzemeltethető, kedvező hatásfokú és nagy kihasználási óraszámú (5500 <h/a) erőművek. A Paksi Atomerőmű mindenképpen ebbe a csoportba sorolható. A menetrendtartó erőművek képesek követni a villamosenergia-igények változásait, terhelésük kellőképp rugalmasan és tág határok között változtatható. Ide sorolható a Dunamenti, és a Gönyűi Erőmű is. A csúcserőművek csupán a csúcsigények jelentkezésekor lépnek üzembe, kihasználási óraszámuk 1.500-2.000 h/a körül alakul. Jellemzően kisebb beruházási igényű, de drágán üzemeltethető erőművek. Csúcserőművek Magyarországon a gyorsindítású gázturbinás erőművek: Lőrinci, Sajószöged, Litér, Bakony (Ajka).
Az erőművek életciklusán belül elkülöníthetjük a beruházás megvalósítási és működési időtartamát. A megvalósítási szakasz a létesítmény üzembe helyezésével véget ér, ebben a fázisban jellemzően bevételek nem, csak költségek merülnek fel. A működési fázisban ellenben már bevétel is előáll, ez az időszak a berendezés elhasználódásáig, vagy a projekt termelési céljának megvalósulásáig tart. Ennek megfelelően az erőművekkel kapcsolatos költségeket alapvetően két nagy csoportra oszthatjuk, ezek a tőkeköltség vagy beruházási költség (Ft/kW) és az energiafejlesztés költsége (Ft/kWh). Utóbbi további két fő kategóriára bontható, ez a tüzelőanyag-költség, valamint a működtetési és fenntartási költségek (Ü&K vagy O&M [ang.]). Szokás még az állandó és változó felosztást is alkalmazni, a beruházási költségek jellemzően állandó jellegűek, míg az energiafejlesztésnek vannak állandó (például adók) és változó (üzemanyag költség) komponensei is, azzal a kiegészítéssel, hogy a tüzelőanyagnak is lehet a változó energiadíjakon túl állandó komponense pl.: teljesítmény vagy lekötési díj.[3]
A 2022. október 1-jei állapot szerint a hazai (50 kW BT[4]-nél nagyobb) erőművek összes teljesítőképessége 10.750 MW volt. Ebből mintegy 7.700 MW hagyományos, míg 3.000<MW megújuló termelő volt. Utóbbi ¾ része PV kapacitás[5]. A bemutatott állapotot kiegészítve az akkori mintegy 1.500 MW-nyi HMKE-vel a VER bruttó szumma BT 12.140 MW volt tavaly.[6] Természetesen az erőművek technológiájuk, életkoruk stb. alapján különböző állapotokban lehetnek, például állandó vagy változó hiány, kiesések. A fogyasztói igények folyamatos kielégítése érdekében ezért a Rendszerirányítónak tartalékokat kell képeznie a rendszerben. És itt kapcsolódnánk vissza a VER komplexitásához és a rövid gazdasági kitekintőhöz. Egy erőműnek ugyanis nem csupán a hagyományos értelemben vett termelésből származhat bevétele, hanem például a rendelkezésre állásból, vagy egyéb, a rendszeregyensúlyt segítő szolgáltatásokból, például „black start” vagy nyelés. A következő részekben többek között ezekre is kitérünk az egyes erőműklaszterekre jellemző működési környezet bemutatása során.
