A földgáz szerepe az Új Nemzeti Energiastratégiában
2021/4. lapszám | Török Miklós | 259 |
2021. szeptember 29-én tartotta az IIR Magyarország Kft. az éves gázkonferenciáját, a GasCon-2021-et.
Elsőként dr. Kaderják Péter, az Innovációs és Technológiai Minisztérium munkatársa, zöldgazdaság-fejlesztési miniszteri főtanácsadó tartott bemutatót a kormány által szeptemberben elfogadott Nemzeti Tiszta Fejlődési Stratégiáról. Ez a törvénycsomag magába foglalja a júliusban megjelent uniós, úgynevezett „Fit for 55 package”-et, amely a korábbinál ambiciózusabb célokat, és javaslatokat tartalmaz az Európai Unió tagállamai számára. A legjelentősebb célkitűzés az üvegházhatású gázok 2030-ra tervezett 40%-os kibocsátáscsökkentésének 55%-ra növelése. Emellett az energiahatékonyság, a megújuló energiaforrások részarányának növelése, valamint a végenergia-felhasználás csökkentése is a tervek között szerepel. Ezek hatása a földgázpiacra is jelentősen összetett: a magyar gázfogyasztás előreláthatólag 2030-ra a jelenlegi 10 milliárdról 8,7 milliárd m³-re, az importfüggőség pedig akár 80-ról 70%-ra is csökkenhet. 2050-re pedig az elektrifikáció és a dekarbonizáció együttes hatására a földgázigény terén további jelentős csökkenések várhatók. Ezt a földgáz hidrogénnel való részleges kiváltása is elősegítheti.
Az Innovációs és Technológiai Minisztérium 3 forgatókönyvet vizsgált azok társadalmi költségei és hasznai alapján. Az első az „ölbe tett kéz” (ÖTK), amely szerint minden aktuális ágazati szakpolitikai stratégia és intézkedés érvényben marad, újabbakat nem vezetnek be. A második a „korai cselekvés” (KCs) amelynek során ambiciózus intézkedéseket foganatosítanának 2030-ig, majd lineárisan csökkentenék az üvegházhatásúgáz-kibocsátást 2050-ig. Bár a korai lépéselőny eredményeképpen több lehetőséget lehetne kiaknázni, ez jelentős pótlólagos költségekkel járna az ÖTK szcenárióhoz képest: összesen nagyjából 24 000 milliárd forintra lenne szükség, melynek jelentős része az energiaágazatba kerülne. A harmadik forgatókönyv a „halasztott cselekvés” (HCs). Ebben az esetben maradnának az ambiciózus intézkedések 2030-ig, majd lassúbb ütemű kibocsátáscsökkentés zajlana 2045-ig, amit követően 2050-ig valósulna meg egy jelentős csökkentés. Bár itt is komoly pótlólagos költségek jelentkeznek, a kivárás miatt a technológiai költségek alacsonyabbak lehetnek, így ezek összesen 12 000 milliárd forintra becsülhetők. A költségek ebben az esetben is nagyrészt az energiaszektorban merülnének fel.
Vigassy Csaba András, a Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal (MEKH) energetikáért felelős elnökhelyettese titkárságának vezetője a hidrogéntechnológiákról adott elő. Elsőként az előző előadáshoz is kapcsolódó „Fit for 55 package” hidrogénre vonatkozó részét ismertette. 2030-ra a tagállamok iparában felhasznált hidrogén legalább 50%-a zöld hidrogén kell legyen. Az EU bevezette a „nem biológiai eredetű megújuló üzemanyag” fogalmát, ezek közé tartozik a zöld hidrogén is. Az EU 2020-ban elkészült hidrogénstratégiájának célja: 2024-ig a meglévő hidrogéntermelés karbonlábnyomának csökkentése és az új hidrogénalkalmazások elterjesztésének egyszerűsítése, felgyorsítása. 2025 és 2030 között valósulna meg a hidrogén beillesztése az integrált energiarendszerbe, valamint a teljes értékű hidrogénökoszisztéma kialakítása. Végül 2030–2050 között a költséghatékonyság és a versenyképesség elérése, továbbá a nehezen elektrifikálható ágazatokban a megújuló alapú hidrogén alkalmazása lenne a célkitűzés. Mindezt a szükséges infrastruktúrák kiépítése és a termelési kapacitás folyamatos bővítése kísérné.
A hazai rendszerben jelenleg a legfontosabb feladat a hidrogént érintő szabályozási rendszer létrehozása. Ehhez az első szükséges lépések: az információszerzés pilot projektekből, a publikus információk megosztása, együttműködés kialakítása a témában, a származási garanciák kialakítása. Ez utóbbi a biogázra is vonatkozik, azonban a kék és zöld hidrogén esetében különös jelentősége van. Mielőbbi bevezetése indokoltnak látszik, a jelenleg ismert álláspont szerint a MEKH fogja a származási garanciákat kiadni. Sokféle fejlesztési tervet és lehetőséget elemeznek, emiatt is kiemelt fontosságúak a pilot projektek. Ezek közül több jelenleg is zajlik, vagy tervezés alatt áll. Ilyen a Magyar Földgáztároló Zrt. Akvamarin projektje, amelynek keretében egy 2,5 MW összteljesítményű elektrolizáló rendszert létesítenek a hozzá tartozó gázelőkészítő rendszerrel együtt. Vizsgálják a hidrogén tárolását, szállítását és a jelenlegi földgázrendszerbe való bekeverésének lehetőségeit és feltételeit.
Csallóközi Zoltán, a FŐGÁZ Zrt. nyugalmazott igazgatója a régió gázellátásáról, valamint a hazai gázellátás diverzifikációjáról tartott előadást. Egy átlagos évben Magyarországon nagyjából 10 milliárd m³ gázt használunk fel. Bár ez jelentős menynyiségnek tűnik, Magyarországon több gáztároló is rendelkezésre áll, amelyek enyhítik az esetleges téli kiszolgáltatottságot. A kereskedelmi és a stratégiai gáztárolók összesen körülbelül 6,3 milliárd m³ kapacitásúak, kitárolási kapacitásuk pedig akár 73 millió m³ is lehet naponta. Ez utóbbi azért számít jelentősnek, mert a szezonális napi fogyasztási csúcsok egy átlagos évben 60 millió m³ körül mozognak, de volt már példa 90 milliós értékre is néhányszor 2008–2010 között.
A gáz jelenleg is több útvonalon jut hazánkba, a jövőben pedig további diverzifikálásra kerülhet sor. A nemrégiben üzembe helyezett Északi Áramlat 2 is ad erre lehetőséget. A két vezeték összesen 55 milliárd m³ gáz szállítását tenné lehetővé, amely Közép- Európa fogyasztói igényeit jelentős részben fedezné. A Török Áramlat tervezett meghosszabbítását követően ezen a vonalon is 2,65 milliárd m³ érkezhet az országba. A csanádpalotai kétirányú magyar-román interkonnektoron 1,75 milliárd m³ szállítására van lehetőség. Bár még nem áll kitermelés alatt, a Romániában található Neptun Deep gázmező is csökkentheti a jövőben az orosz gázfüggést. Amennyiben megvalósul az Észak-Dél gázfolyosó, azaz Magyarország, Szlovákia és Csehország érintésével összekötik a lengyel és a horvát LNG terminálokat, mind a horvát, mind a lengyel LNG elérhető lesz. Ezek az újabb útvonalak és források főként az újra elmérgesedő oroszukrán viszony miatt jelentősek.
A negyedik előadást Pavlics Babett, a KELER KSZF Zrt. vezérigazgatója tartotta. A KELER KSZF Zrt. egy „CCP clearing”, azaz egy központi szerződő fél, amely a kockázatokat bizonyos felárért átvállalva segít közvetíteni a piacon. Ez azt jelenti, hogy az „eladó” és a „vásárló” felek nem közvetlenül egymással kereskednek, hanem a CCPvel, így akár az a helyzet is előfordulhat, hogy a két fél nem is tud arról, hogy melyik cég van az üzlet másik oldalán. Pontosan ez az anonimitás az, amely megszünteti a partnerkockázatot, ezzel is vonzóbbá téve a lehetőséget. Emellett a CCP garanciavállalása is nagyobb fokú biztonságot jelent az így kötött üzleteknek. A kereskedést követő nap végi elszámolások magas fokú transzparenciája eredményeként a kereskedési folyamatok kiszámíthatóan zajlanak. Bár a belépés díjköteles és bizonyos összegű biztosíték elhelyezése is szükséges, öszszességében jelentős előnyöket szolgáltat a piaci résztvevők számára egy így működő társaság a tőzsdén. A CCP-t a jelentős fix költségek és tőkeigény jellemzi, ez a méretgazdaságosság megnövekedett jelentőségéhez vezet. Ebből adódóan számos problémára megoldás lehet egy nagy regionális CCP, amelyen keresztül a különböző piacok könnyebben kereskedhetnének egymással, ezzel növelve a régió stabilitását is. Emellett egy nagyobb méretű CCP könnyebben szállna versenybe ezen kiemelkedően versengő iparágban a nyugat-európai vetélytársakkal szemben is.
Szabó John, a CEU PhD-hallgatójának előadása a földgáz és a megújulók kapcsolatáról szólt. A prezentáció során egy rövid, 1990-től napjainkig tartó időskálán haladtunk végig, és megismertük, hogy az egyes időszakok politikája hogyan viszonyult az említett kapcsolathoz. 1990 és 2011 között fogalmazódtak meg az első klímapolitikai célkitűzések, így például a brit „Dash for gas” is. Ezek lényege a szénről a gáz használatára való áttérés volt, miután a földgáz tüzelése fajlagosan jóval kevesebb szén-dioxid kibocsátásával jár. A megújuló energiaforrások ebben az időszakban marginális szerepet kaptak, csak a gázra történő áttérés után lettek volna jelentősek. Miután ebben az időszakban alacsonyak voltak a szénárak, és az ETS rendszerben forgalmazott kibocsátási egységek ára is alacsony volt, nem volt gazdaságos az áttérés, és nem is valósult meg. Az ezt követő 2011– 2016-os időszakban a német energiafordulat (Energiewende) egyre ambiciózusabban fordult a megújulók felé, így felgyorsult azok beépülése a rendszerbe. Emiatt és az EU 2050-re kitűzött dekarbonizációs céljai miatt a megújulók kerültek a főszerepbe, míg a gáz pusztán kiegészítő funkciót kapott, amelyet akkor használnak, ha a megújulók nem termelnek. 2015–16-ban pedig már ez a szerep is egyre kevésbé kivehető a közpolitikából, ahogyan a megújulók mellett az elektrifikáció szerepe is megnő. A 2017–18-as években jött a felismerés, hogy bár a beépített megújuló kapacitások folyamatosan bővülnek, a teljes termelt bruttó energiában továbbra is csak alacsony részaránnyal képviseltetik magukat, így továbbra is szükség lehet a gázfelhasználásra a szén helyett. 2018-tól napjainkig kezd világosabban látszódni, hogy bár sok pozitívuma van az elektrifikációnak, nem lehetséges minden esetben így eljárni, azaz a gázra továbbra is szükség van.
Marosvári Csaba, az MVM CEEnergy Zrt. vezető üzletfejlesztési szakértője előadásában a régió gázkereskedelmi helyzetéről hallhattunk kereskedői szemszögből. Régiónk nettó importőr, mindössze Ukrajna és Románia lenne képes az önellátásra a területükön lévő gázmezők kiaknázásával, azonban ezek egyelőre még váratnak magukra. Az importigényt jelenleg nagyrészt az orosz gáz fedezi, bár egyre nagyobb az igény a diverzifikációra, akár jelentősebb befektetések árán is. Ilyen projekt például a 2022-es megnyitásra tervezett „Baltic pipe”, amely az Északi-tenger norvég területeiről szállítana gázt Dánián keresztül Lengyelországba. Ugyancsak a diverzifikálást szolgálják a régióban épült LNG terminálok, ezekből jelenleg kettő van, egy Lengyelországban, egy pedig Horvátországban található. Ezáltal az LNG is megjelenik a piacon, jóllehet előállítása és szállítása jelentős többletköltségekkel jár, és az ázsiai versenytársak is feljebb viszik az árakat. Végül az egyes piacok referenciaárairól esett néhány szó: kontinentális szinten a holland TTF, míg régiónkban a bécsi CEGH VTP árai a mértékadóak.
A hetedik előadás rendhagyó módon két részből állt, előbb Szendefy Júlia, a Magyar Cukor Zrt. biogázüzem-vezetője beszélt a biometán-gyártásról és a fenntarthatósági tanúsítvány jelentőségéről, majd Elek Zoltán, a Landwaerme CE Trading Kft. ügyvezetője a biometán előnyeiről és az annak kereskedelmét érintő korlátozásokról adott tájékoztatást. Biogázt sokféle anyagból elő lehet állítani: A Magyar Cukor Zrt. kaposvári gyárában például a cukorgyártás után visszamaradó cukorrépa-maradékot fermentálják. A biogáz metántartalma kb. 50-60%, így ezt még nem sok helyen lehet hasznosítani, azonban gáztisztítási eljárásokkal kis metánveszteség árán olyan biometánt lehet belőle előállítani, amely 98%-os metántartalommal már földgázminőségűnek számít. Ezt akár a földgázhálózatba is be lehetne táplálni vagy gázmotorok üzemanyagaként is fel lehet használni. A gázmotorokkal körülbelül 40%-os hatásfokkal villamos energiát és ezzel kapcsoltan hőt lehet termelni, amely utóbbi távhőként, vagy valamely gyári folyamat hőigényének fedezésére hasznosítható.
A legnagyobb problémát jelenleg a biometánnal kapcsolatos szabályozások hiánya okozza. A betáplálásra jelenleg ugyanazok az előírások vonatkoznak, mint a földgázra, míg a zöldenergiaként való értékesítésére Magyarországon még nincs szabályozás. Ez utóbbira lenne megoldás a fenntarthatósági tanúsítvány, amely hitelesítené a termelést. Erre sokféle lehetőség adódna, az előadáson a Redcert kézikönyvet ismertette az előadó a maga jogszabályi követelményeivel együtt. A rendszer hitelesítése miatt szerepelne benne a felhasznált technológia és az alapanyagok, valamint az üzemeltetés és az adatgyűjtés módja. Ezek mellett havonta termelési jelentést, CO2-mérleget és elszámolást kellene leadni, továbbá szükség lenne évenkénti auditra is a rendszer működésének és a mérőműszerek hitelességének ellenőrzése végett.
A tanúsítvány fontos lenne a zöld metán fogalmának bevezetéséhez, és annak bizonyításához. Ez a biogázból, fából és a hidrogénből előállított metánt foglalná magába. A biometán egyik nagy előnye a legtöbb megújuló energiaforrással szemben a tárolhatóságában rejlik. További jelentős előny, hogy az előállítási folyamatnak már eleve része a CO2-leválasztás, így az nem terheli a légkört. Mivel a biomasszát olyan megújulónak tekinthetjük, amelynek nincs CO2-kibocsátása, a biometán emissziója negatívnak minősül. A hidrogéntechnológiákkal szembeni előnye, hogy nem szükséges új hálózat a használatához, ugyanis metánról lévén szó, a jelenlegi gázvezetékek használhatók, így a hosszú távú szállítás sokkal olcsóbb lehet. További előny, hogy a biogáztermelés visszamaradó alapanyaga a mezőgazdaságban trágyázásra használható. A piacon – bár a kereslet meglenne rá – a biometán egyelőre korlátozottan elérhető a megfelelő szabályozás hiányában. A jövőben akár az is előfordulhat, hogy mivel a CO2 nem terheli a biometán árát, olcsóbb is lehet, mint a földgáz.
Pintér László, a CEEGEX Zrt. piac- és üzletfejlesztési főmunkatársa arról tartott előadást, hogy hogyan alakult a tőzsde a pandémia során. A gáz ára ezen időszakban olyan stabilan csökkent, hogy a CEEGEX munkatársai elképzelhetőnek tartották a negatív árak elérését is, ami rengeteg problémát okozott volna. Végül az ár 2020 júniusában 6 EUR/MWh körüli minimumértéket ért el a másnapi (day ahead) piacon, majd növekedésnek indult, így sikerült elkerülni a negatív gázárat. Ugyanakkor a növekedés se számított jó hírnek, hiszen az egyre drasztikusabb mértékűvé vált. Az előadás időpontjában a rekord 87 EUR/MWh volt, azóta néhányszor már 100 EUR fölött is járt az érték. A korábbi rekord 2018 telén volt, amikor is a másnapi gázár körülbelül 70 EUR/MWh-ás értéket ért el. Ennek oka akkor a rekord hideg időjárás volt.
A piacra a jövőben jelentős hatása lehet a „power to gas” (P2G) technológiáknak. Ezek lényege, hogy – elsősorban az időjárásfüggő megújuló energiaforrásokból termelt – villamos energiából pl. elektrolízissel hidrogént állítanak elő. A két szektor összekapcsolása miatt kiegyensúlyozottabb árak alakulnának ki mind az áram-, mind a gázpiacon. Ennek elősegítéseképpen azonban szükség lenne egy standardizált származtatási rendszerre, a hozzá tartozó garanciákkal együtt, amelyről az előző előadáson is szó volt.
A konferencia záró előadását Bálint Norbert, az MVM Mobiliti Kft. vezető üzletfejlesztési szakértője tartotta „A gázüzemű autózás jövője a villanyautók korában” címmel. A prezentáció során főleg a bioCNG, és a bioLNG használatáról esett szó. Míg előbbit főként a személyautókhoz, utóbbit inkább a nagy járművekhez (teherhajók, kamionok stb.) használják. A hidrogén használata egyelőre kevéssé elterjedt, további fejlesztéseket igényel. A biometán előállításához a korábbi előadásokban megbeszélteken túl felmerült a hulladéklerakókon termelődő biogáz használata. Az ott képződő, nagy mennyiségű metán alapvetően a környezetet szennyezi, miközben akár hasznosítható is lehetne. Jelentős lehetőség a korábban említett P2G módszer használata zöld metán előállítására. Ekkor a biológiai eredetű szén-dioxidot és hidrogént kombinálva metán és oxigén állítható elő. A folyamat végrehajtásához megújuló energiára és a kémiai reakcióhoz bizonyos katalizátorokra van szükség. Végezetül az E-mobilitáshoz kapcsolódó különböző töltési szolgáltatásokról esett néhány szó. Ilyen például a zöldáramú töltés, amelynek során tanúsítvánnyal rendelkező megújuló energiaforrásból származó villamos árammal tölthetjük járművünket, valamint megemlítendők a különböző kedvezményes éjszaki díjcsomagok is.
2021/4. lapszám | Török Miklós | 259 |
