Az EMD International A/S által kiadott adatok alapján a szélenergiával előállított villamosenergia mennyisége Dániában 18 százalékkal meghaladta az aznapi teljes villamosenergia-kereslet országos szintjét, míg a nyugati országrészben – Jutland félszigeten és Fyn szigeten – 57%-os többletet termeltek a szélturbinák.
Forrás: https://www.emd.dk/el/
Ez önmagában is elég érdekes hír lenne, habár ilyen hírekkel már biztos találkozott a kedves Olvasó, hiszen a dánok évről - évre döntögetik az általuk felállított szélenergia-felhasználási rekordokat.
Ugyanakkor ez a poszt a technológiai szempontból is elismerésre méltó szélenergia-termelési eredményt közgazdaságtani szempontból kívánja kicsit mélyebben elemezni a fenti ábrán látható két érdekes anomália, egyrészt a koraesti órákig tapasztalható negatív másnapi-piaci árak, másrészt a délután négy órakor „felkapcsolt” szélerőművi termelés miatt.
Ahhoz, hogy a negatív másnapi-piaci árak alakulását értelmezhessük, egy rövid skandináv villamosenergia-piaci (Nord Pool) és földrajzi áttekintést kell tennünk:
Forrás: https://www.nordpoolspot.com/globalassets/download-center/tso/max-ntc.pdf
Dánia szárazföldi területe Jutland félszigetből, Fyn és Sjaelland szigetekből, valamint több kisebb szigetből áll. Lévén, hogy Fyn és Sjaelland szigetek távolabb (16-30km) helyezkednek el egymástól és ezek fizikai összeköttetése 2010-ig nem történt meg (ekkor kezdték el használni az 590 MW kapacitású nagyfeszültségű egyenáramú távvezetéket), Dániát két ajánlattételi övezetre osztották, ahol a DK1 jelöli Jutland és Fyn területeit, míg a DK2 Sjællandszigetét foglalja magában. A telepített szélenergiakapacitást tekintve a nyugati régióban közel négyezer megawattnyi kapacitást találunk, szemben a keleti régió 1000 MW kapacitásával. [1]
Az előbb említett, a két dán ajánlattételi övezetet összekötő nagyfeszültségű távvezeték mellett a nyugati régió az észak-németországi villamosrendszerrel, valamint a norvég (NO2) és svéd (SE3) övezetekkel áll fizikai összeköttetésben. A DK2 – keleti – rendszer Németországgal és Svédországgal (SE4) osztozkodik határkeresztező kapacitásain.
Forrás: REKK-összeállítás Entsoe-e Transparency Platform adatok alapján
Dánia a másnapi és napon belüli piacokat tekintve a skandináv (svéd, norvég és finn) valamint a Balti államokkal kapcsolódik össze a Nord Pool piacok tagjaként. Az észak-németországi offshore szélenergia kapacitás jelentős, míg Norvégiában a folyami- valamint a szivattyús vízerőművek az elterjedtek, szemben a svédországi nukleáris-, vízi- és szélenergiára támaszkodó energiamix-szel.
Forrás: REKK-összeállítás Entsoe-e Transparency Platform adatok alapján
Negatív árak
Forrás: REKK-összeállítás Entsoe-e Transparency Platform adatok alapján
Visszatérve a március tizenhetedikei történethez, azt a tanulságot tudjuk levonni, hogy az aznapi negatív árak kialakulásához három tényező együttállása vezetett:
Forrás: REKK-összeállítás Entsoe-e Transparency Platform adatok alapján
- erős pozitív korreláció az észak-németországi offshore és a dán szélerőművek termelése között,
- a norvég szivattyús víztározó erőművekben elérhető vízmennyiség jellemzően a tél végére csökken le minimum szintre és a nyári-őszi időszakban töltődik fel újból, valamint
- a dán határkeresztező kapacitások alacsony mértéke.
Ezeket a tényezőket röviden az alábbi bekezdésekben részletezem.
A vizsgált releváns országok – Dánia, Norvégia és Svédország – Nord Pool piacon belüli és az ahhoz közvetlenül kapcsolódó határkeresztező kapacitásain áramoltatott villamos energia adatait alapul véve láthatjuk, hogy a nettó villamos energiát exportáló ajánlattételi övezetek délen (DE [2], DK1, NL [3]) és keleten (SE2, SE3) voltak jelen március 17-én. A „déli” export a megnövekedett szélenergia-termelésnek ( 1), míg a „keleti” export az ott üzemelő három nukleáris erőmű termelésének tudható be. A nettó villamos energiát importáló ajánlattételi övezetek között a közép-nyugati (NO1, NO2, NO3) és északi (NO4, SE4) régiók jelentek meg. Ez az importéhség az említett övezetek vízerőműveinél tapasztalható alacsony vízállásnak tudható be ( 2). Így látható, hogy az északi-tengeri fokozott szélenergia-termelést az északon jelentkező – csapadékmentes időjárásból adódó – villamosenergia-szűkösség enyhítésére hasznosították, rendkívüli nyomást helyezve a déli-északi irányú (DE->DK1->NO2) határkeresztező kapacitásokra; főként a nap első 16 órájában.
Amennyiben elégséges határkeresztező kapacitás áll rendelkezésre, úgy az egyes ajánlattételi övezeti árak egyensúlyban vannak és megegyeznek az elméleti piaci árral [4].
A dán határkeresztező kapacitásokon áramoltatott villamos energia arányát a névleges kapacitással összevetve ugyanakkor azt láthatjuk, hogy ezen meglévő kapacitások (főként a DK1-NO2, DK1-DK2, DE-DK1 és DE-DK2 vezetékeken) nem elégségesek ezekben az extrém helyzetekben, lévén ez az arány a vizsgált napon több alkalommal megközelítette a 100 százalékot. A német-dán kapacitásokon csak az esti órákban csökkent az áramoltatott villamos energia mennyisége, köszönhetően a németországi megújulótermelés csökkenésének (nap- és szélenergia egyaránt) és a növekvő villamosenergia-kereslet együttes hatásának. A Dánia és Svédország közötti határkeresztező kapacitások alacsonyabb kihasználtsága a kelet-svédországi nukleáris erőművi-termeléssel és a diverzifikált importforrással magyarázható.
Az északi-tengeri szélenergia-termelésből adódó dán és német villamosenergia-túlkínálatnak, a szignifikánsan nagy észak-norvégiai és észak-svédországi keresletnek, valamint a dán határkeresztező kapacitásokon jelentkező torlódásnak köszönhetően a másnapi piaci árak az egyes ajánlattételi övezetekben kettéváltak: míg Németországban és Dániában negatív értékeket vett fel az ár, addig Norvégiában 39 és 42 €/MWh között (átlagosan 40,5€/MWh), Svédországban pedig 31-40 €/MWh között (átlagosan 35€/MWh) mozgott. A helyzet az esti órákra konszolidálódott – a már az előbb is említett megnövekedett német keresletnek és csökkenő megújuló termelésnek köszönhetően –, így a dán-német-svéd ajánlattételi piaci árak újra összeértek.
Tengeri szélerőművek termelésének visszafogása
Az EMD International A/S által közölt ábrán látható, hogy a délutáni órákban a nyugat-dániai (DK1) szélerőművi termelés hirtelen és szignifikánsan megnövekedett délután négy óra körül, amelyből arra következtethetünk, hogy az azt megelőző órákban a szélenergia-termelést korlátozták a régióban. Az alábbi részletesebb ábrán látható, hogy a tengeri szélerőművek energiatermelése közel 400 MW-tal növekedett a jelzett időpontban.
Amint azt már említettük, Németország ekkor csökkentette villamosenergia-exportját, így a Dániába délről érkező tranzitenergia jelentősen lecsökkent, ami teret adott a hazai szélenergia-termelés megnövelésének anélkül, hogy az a rendszerbiztonságot veszélyeztette volna, lévén a tranzit csökkenésével elérhetővé váltak a felszabadult kapacitások.
A dán tengeri szélenergia-projektek feed-in tariff (FIT) és feed-in-premium (FIP) adataiból arra következtethetünk, hogy a március 17-i tengeri szélenergia-termelés visszaterhelése nem piaci megfontolásból történt, mivel a FIT-árak 46.85-140.56 €/MWh között, a FIP-árak pedig 36 €/MWh körül alakultak, így a negatív árak mellett is pozitív mérleggel üzemeltek volna ezek az üzemek. A nap tanulsága, hogy a megnövekedett tranzitforgalom és rendszerbiztonsági indokok miatt kellett visszatartani a tengeri szélerőművek termelését.
De mit hozhatunk mi haza ebből?
A dánoknak kezelniük kell a kialakult helyzetet, mivel évről-évre növekszik azon órák száma, amikor a piaci árak negatívak és a szélenergia által termelt villamos energia mennyisége meghaladja a hazai keresletet. Ugyancsak növekszik a német beépített megújuló energiaforrások kapacitása, ami tovább növeli azoknak az óráknak a számát, amikor negatív piaci árak alakulnak ki a dán ajánlattételi övezetekben. Akár energiapolitikai/villamosenergia-piaci eszközökkel (például kapacitáspiac vagy a keresletoldali-szabályozás kiterjesztésével) vagy technológiai oldalról (energiatároló- rendszerek széleskörű használata, nagyfeszültségű távvezetékek kapacitásának további bővítése) közelítik meg a kérdést, a probléma egyre sürgetőbbé válik, amint azt az 50€/MWh fölötti alternatív költségek is mutatják [5].
Hazai szempontból ugyanakkor érdekes lehet eljátszani pár „mi történne, ha” gondolattal: Mi történne, ha a jövőben túlkapacitás alakulna ki (5-6?) nukleáris blokk és akár többezer megawattnyi kapacitású naperőmű együttes termeléséből fakadóan, miközben a környező országokban is kapacitásbővítésen gondolkodnak? Elegendő határkeresztező kapacitással rendelkezünk-e ahhoz, hogy a tranzitforgalom mellett a többlet villamosenergia-termelésünket értékesíteni tudjuk külföldön? Egyes projektek költség-haszon elemzésében milyen valószínűségi mutatóval kell figyelembe venni a túltermelésből eredő piaci árcsökkenést, amely befolyásolhatja a megtérülést? Egyáltalán milyen eszközöket vennénk figyelembe ezen problémák megválaszolásakor (tisztán energiapolitikaiakat, műszakiakat vagy a kettőt ötvözőket)?
Habár ezek a kérdések távolinak/sci-finek/jelenleg nem túl relevánsnak tűnnek, a mai energiapolitikai döntések ilyen és ehhez hasonló jövőbeli megoldandó problémákhoz vezethetnek, figyelembevételükkel akár a mai döntéseket is újra kellenelehetne értékelni. Még szerencse, hogy az előbb részletezett eseményekre megoldási lehetőségeket kínálnak a fent említett, valamint további, a megújuló energia használata mellett elkötelezett országok.
Források
Borítókép forrás: Wind Turbine Landscape Photography
Ábrák forrása: REKK-összeállítás Entsoe-e Transparency Platform adatok alapján
Lábjegyzetek
- 2015-ös adat, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2015/integration-variabler-erneuerbarer-energien-daenemark/Agora_Snapshot_of_the_Danish_Energy_Transition_WEB.pdf alapján.
- Az elemzés a németországi határkeresztező kapacitások tekintetében csak a DE-DK1, DE-DK2 és DE-SE4 kapacitásokat veszi figyelembe.
- A hollandiai határkeresztező kapacitás csak a COBRA (NL-NO2) vezetéket foglalja magában.
- Amennyiben a szállítási költségek elhanyagolhatók.
- A norvég ajánlattételi övezetben tapasztalt piaci árakkal összevetve.
