2015. március: jegyzet, portré, lézer, tudomány, biotechnológia, neutronkutatás, innováció, paragrafus, egyetem, disszemináció, fenntarthatóság, zöldkörnyezet, energiagazdálkodás, megújuló energia, it

Aktuális és innovatív a virtuális erőmű

Mielőtt még rosszra gondolnánk: a virtuális erőmű nem onnan kapta a nevét, hogy az utolsó turbinalapátot is ellopták egy áramfejlesztő telepről, s így már csak papíron létezik. Egyszerűen arról van szó, hogy – a támogatás megszűntével – a piacra kikerült kis teljesítményű, és ezért hátrányos helyzetű kapcsolt erőművek egy szabályozott hálózatba tömörülnek. Kifelé viszont úgy adják el magukat, mintha egyetlen, de már megfelelő méretű erőművet képeznének. A dologban semmiféle törvénytelenség vagy magyaros „okosság” nincsen, innovatív kiutat jelent a nehéz helyzetbe kerülő energetikai vállalkozók számára. A részletekről Papp Andrással, a Magyar Kapcsolt Energia Társaság elnökségi tagjával, a Sinergy Kft. ügyvezető igazgatójával beszélgettünk.


Mivel a hétköznapi ember szá­mára nemhogy a virtuális erő­mű, de a „kapcsolt energiatermelés”, illetve a szinonimaként használt „kogeneráció”, sőt az angol nyelvterületen leggyakrabban előforduló CHP (combined heat and power) fogalom sem tartozik a technikai evidenciák körébe, kissé messzebbről kell indulnunk. A kapcsolt energiatermelés ismerete nélkül ugyanis nem igazán érthető a virtuális erőmű koncepciója sem.

Ha a „kapcsolt” helyett az „összekapcsolt” szót használná a szakma, talán jobban lehetne asszociálni valami nagyon fejlett dologra, a lényeg persze ugyanaz: kombinált hő- és villamosenergia-termelésről beszélünk, egyetlen berendezéssel és egy folyamaton belül. Ezeknek a kogenerációs erőműveknek több előnyük is van a külön-külön áramot és hőt termelő egységekkel szemben.
A legfontosabb: a kettős energiatermelés jóval nagyobb összenergetikai hatásfokkal valósítható meg, mint az elkülönült. A szén vagy gáz alapú villamosenergia-termelés hatásfoka az erőművek életkorától függően 30-65 százalék, a külön hőtermelésé sem több 90 százaléknál, a kogenerációs berendezéseké viszont 80-90 százalék körüli. A hagyományos villamosenergia-termelés hulladékhőjének a jelentős részét ugyanis tovább lehet hasznosítani forró víz vagy gőz előállítására. (Egy további berendezés, az abszorpciós hűtő beépítésével már trigenerációról, azaz kapcsolt hőenergia-, hidegenergia- és villamosenergia-előállításról beszélhetünk.)
Mindebből logikusan következik, hogy a CHP jelentős „primer energiahordozó” (többnyire földgáz) megtakarításával, költségcsökkenéssel és kevesebb káros anyag (például szén-dioxid) kibocsátásával jár. Arról nem is szólva, hogy bizonyos mértékig független, decentralizált energiatermelésről van szó, amelynek során az energia nagy része a termelési hely közelében használható fel, így megspórolhatjuk a jelentős szállítási veszteségeket. Ha pedig a jövőben a földgázt is sikerülne lecserélni, mondjuk biomasszára vagy biogázra (ami ma már szintén elérhető technológia), akkor egy igazán zöld és környezetkímélő technológiáról beszélhetnénk.
Nem véletlen hát, hogy Európa nagy ré­szén a kapcsolt energiatermelés felfutását valószínűsítik, Németországban például a kapcsolt termelő kapacitások megduplázást tűzték ki célul. És talán az sem véletlen, hogy nálunk jelenleg ezzel éppen ellentétes irányú folyamatok zajlanak.

2011-ben ütött be a krach

Már hétmérföldes léptekkel közelítünk a virtuális erőművek felé, csak előtte még felvázoljuk hazai helyzetképet.
Itthon a kapcsolt energiatermelés a kétezres években élte virágkorát. Az akkori szabályozás szerint a kisebb-nagyobb kogenerációs erőművek korrekt árat kaptak az általuk szállított hőmennyiségért, az előállított elektromos energiát pedig (50 megawatt teljesítmény alatt) kötelezően és a szabadpiacinál jóval magasabb áron átvette a Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító (Mavir) Zrt. Ez volt az úgynevezett KÁT (kötelező át­vételi) rendszer. Miután a hő­energia gőz, illetve meleg vagy forró víz formájában termelődik, és azok szállítása nagy távolságokra reménytelen vállalkozás, ezek a CHP-erő­művek leginkább a helyi távhőszolgáltatók rendszereire, valamint iparvállalatok gőzrendszereire kapcsolódtak rá, ami az összes résztvevő számára előnyös üzletnek bizonyult. Becslések szerint a távhőszolgáltatók mintegy 90 százalékánál épült ki kapcsolt energiatermelés.
Nem csoda tehát, hogy egyre csak szaporodtak a szereplők: 2010-ben például összesen 161 kiserőmű termelt kapcsoltan hőt és villamos energiát. Az országos kapcsolt áramtermelés elérte a teljes áramtermelés 23 százalékát. A biztos jövedelem reményében sokan 10-15 éves futamidejű hitelt vettek fel a beruházásra, aminek máig ható következményei vannak.
A krach 2011-ben ütött be: az új kor­mány úgy döntött, hogy július 1-jével a kapcsolt termelők már nem részesülhetnek KÁT „támogatásban”. A megtermelt villamos energiát a Mavir nem veszi át kötelezően, garantált áron, csak akkor, ha a termelők tüzelőanyagként nem földgázt, hanem megújuló energiát (jellemzően biomasszát, biogázt) használnak. Az egyéb erőmű-tulajdonosok lépjenek ki a szabadpiacra, és próbálják meg ott értékesíteni a termékeiket.
Az új szabályozás hatása már ugyanebben az évben megmutatkozott: a kogenerációs erőművek áramtermelése és értékesítése több mint 30 százalékkal csökkent. Ez a tendencia azóta is folytatódik: 2014-ben már alig több mint 10 százalékos volt a kapcsolt energia­termelés aránya, és csak azért nem kisebb, mert például a hatalmas pécsi „szalmaerőmű” önmagában lefedi a termelés felét.
A kis – jellemzően 1–10 megawattos – kogenerációs erőművek válaszút elé kerültek: vagy abbahagyják a termelést, ami a hitelek miatt nem igazán jó ötlet, vagy kitalálnak valami nagy okosságot a továbbélésre. Mert az villámgyorsan kiderült, hogy a nyomott szabadpiaci áramárak miatt – az értékesített hőmennyiséggel együtt – gyakran még a fölhasznált földgáz árát sem tudják kitermelni, és akkor még nem beszéltünk a karbantartásról, a felújításról, a hiteltörlesztésről és az esetleges profitról.

Technikai háttér
A szén, gáz, atom, olaj vagy éppen biomassza alapú hőerőműveknél a villamos­ener­gia-termelés melléktermékeként nagy mennyiségű „hulladékhő” keletkezik. A hagyományos erőműveknél a gőzturbinákat elhagyó forró gázeleggyel csak a baj van: nagy mennyiségű hűtővízzel lehet csak kondenzálni, „lecsapatni”, amit ezután hűtőtornyokba vagy hűtőtavakba, esetleg folyókba (Paks) kell vezetni. A gázturbina vagy belső égésű motor (gázmotor) kipufogógázait nem szükséges hűteni, így viszont jelentős mennyiségű hő távozik a szabadba. Így is, úgy is számottevő a rendszer hővesztesége, ezért is alacsony (30-65 százalék) az ilyen erőművek hatékonysága.
Ám az emberiségnek nemcsak elektromos, hanem hőenergiára (távfűtés, fürdés, zöldségtermesztés, ipari gőz stb.) is szüksége van. Az ilyen szinergiákat használja ki a kapcsolt energiatermelés. A szorosabb szimbiózist két dolog akadályozta meg az elmúlt évtizedekben: a hatalmas hőerőműveket érthető módon általában a szén- vagy lignitbányák közelébe telepítették. Az pedig köztudott, hogy a villamos energiát ugyan sok száz vagy sok ezer kilométerre is lehet szállítani, ellenben a hőenergia hatóköre csak néhány tíz kilométer. Maradt tehát az elkülönülés sok évtizeden keresztül.

A nagy ötlet

És ekkor dörrent bele a nagy reménytelenségbe a virtuális erőmű, illetve a virtuális erőműbe integrált kapcsolt erőművek ötlete, amelyet akár magyar innovációként is felfoghatunk, hiszen más, szerencsésebb szabályozással rendelkező országokban nem volt szükség ilyen kiút keresésére.

A részletekről Papp Andrással beszélgettünk, aki nemcsak a Magyar Kapcsolt Energia Társaság elnökségi tagja, de az ál­tala vezetett cég is erőteljesen kötődik a virtuális erőmű koncepciójának kidolgozásához, illetve a gyakorlatba való átültetéséhez.
A szakember igyekezett megkímélni bennünket a magyar villamosenergia-termelés és -szabályozás „hardcore” technikai részleteitől, ám a virtuális erőművek (hiszen már több is van belőlük) háttere így is elég érdekes.
Az elmúlt években először is tisztázni kellett az alapokat a szereplőkkel. A hazai kis, gáz alapú kogenerációs erőművek a 2011-es – és az ígéretek ellenére azóta is változatlanul hagyott – szabályozók és az egész Európában érvényes alacsony villamosenergia-árak miatt gyakorlatilag halálra voltak-vannak ítélve. Az egyetlen kiút számukra az lenne, ha részt vehetnének a hazai villamosenergia-rendszer szabályozási piacán, vagyis a Mavir tenderein. Ez pedig arról szól, hogy a nagy alaperőművek (Paks, Mátrai Erőmű) termelte, illetve a kötelezően átvett árammennyiség, plusz a megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek által termelt energia még mindig nem fedi le egészen a napi vagy évi csúcsidőszakok igényeit, nem hidalja át a kapacitásváltozásokat, s ezt a hiányt a szabadpiacról kell kiegyenlíteni. Ez történhet importból (hazánk évi villamosenergia-szükségletének közel 30 százaléka az ukrán, az osztrák, illetve a szlovák határon túlról érkezik), de az itthoni, könnyen beindítható és leállítható kis és nagy „csúcserőművek” révén is.
Szakmai nyelven: a „le és fel irányú szabályozási igény” naponta úgy 150-200 mega­wattot tesz ki. Ez nem tűnik olyan óriási mennyiségnek, ám ennek akár pár perces hiánya is (áramkimaradás, rendszerösszeomlás) beláthatatlan következményekkel járna a villamosenergia-rendszerre, így a hazai gazdaságra nézve. Ezért a mennyiségért is több mint 500 megawatt kapacitás „harcol”, amelynek mintegy felét a kapcsolt energiatermelők teszik ki.

A kis és minierőművek szempontjából viszont az volt a legnagyobb probléma, hogy a Mavir az éves és negyedéves tendereken 10 megawattos lépcsőkben versenyezteti, illetve köti le a kapacitásokat a piaci szereplőkkel, ez nála az úgynevezett kapacitáslépcső. Az viszont a „virtuálisok” nagy szerencséjére nem igazán érdekli, hogy ezt a 10 megawattot egyetlen erőmű állítja elő vagy éppenséggel hat, nyolc, netán tíz. Az informatika és irányítástechnika jelenlegi fejlettsége mellett ez gyakorlatilag mindegy is, feltéve, hogy a résztvevők mindegyike hiánytalanul és folyamatosan képes a legfontosabb technikai feltételek teljesítésére. Így kaphattak szerepet 2012-től kezdve a virtuális erőművek.
Azt mindenesetre nem minden erőműtulajdonosnak volt könnyű feldolgoznia, hogy az addigi különálló erőművek ezentúl üzemirányítási szempontból már egy központi vezérlőegység, az úgynevezett szabályozóközpont alá tartoznak. Gyakorlatilag elvesztik az önállóságukat, hiszen ettől kezdve az erőműegységek teljesítményét a szabályozóközpont határozza meg. De hát valamit valamiért.

Ezt is Edison fedezte fel
Ha nem is virtuális, de „kogenerációs minierőművet” már 1882-ben Thomas Edison is épített, amely a megtermelt kevéske áram mellett meleg vízzel fűtötte a szomszédos házakat. Néhol már az előző századforduló környékén is használták lakások fűtésére az erőművek hulladékhőjét (például Németországban), ám az igazi át­törésre csak a második világháború után került sor. Az erősen szennyező, általában szén alapú hőerőművek ugyanis egyre kellemetlenebbek voltak a nagyvárosokban. A pakura alapú berendezések sem javították a városok levegőminőségét, és biztonsági okokból az atomerőműveket is igyekeztek a metropolisoktól távol elhelyezni. Ezért a kogeneráció igazi elterjedésére egészen addig kellett várni, amíg a könnyen szállítható és egyben kevéssé környezetszennyező földgázerőmű polgárjogot nem nyert a városokban.
Magyarországon az ötvenes évek nehézipari őrülete segítette elő a kapcsolt energiatermelés megszületését: óriási ipartelepek (Csepel, Kőbányai Sörgyár, Sztálinváros, Almásfüzitő stb.) hulladékhőjével fűtötték a gyári lakónegyedeket. Budapest más részein is a „szenes”, majd később a „pakurás” erőművek (Kelenföld, Révész utca, Újpest) mellékterméke távfűtötte az első, nem panel lakótelepeket.

Egyedül nem megy

Jogosan merülhet fel a kérdés: ha ezek a kis erő­művek a szabadpiacon nem tudnak megélni, hogyan sikerülhet mindez „virtualizálva”, ráadásul a Mavir védőszárnyai alatt, amely a szabadpiaci szereplőket még folyamatosan versenyezteti is a minél olcsóbb ár érdekében?
A válasz egyrészt lehangoló, másrészt biztató: szinte száz százalék, hogy ezek az egységek nem érik el azt az árbevételt és főleg nyereséget, mint 2011 előtt, viszont reális esélyt kapnak a túlélésre. Az úgynevezett „szekunder szabályozási körben” – ahová ezek a virtuális erőművek is tartoznak – egyrészt úgynevezett teljesítménydíj jár a rendelkezésre állásért, másrészt a szabályozási energia díja is magasabb, mint a folyamatos, szakmai zsargon szerinti „zsinórterméké”. Tehát a gázturbina vagy a gázmotor nem éjjel-nappal üzemel, mint régen, inkább csak két vagy három órán át, de akkor legalább gazdaságosan. A havi vagy évi bevételt természetesen nehéz előre megjósolni, hiszen mint tudjuk, a szabadpiacon semmire sincs garancia.
Persze nagy csoda lenne, ha ezekkel az összegekkel a magyar erőmű-tulajdonosok elégedettek lennének. Éppen ezért bizonyos feltételek mellett ki is lehet lépni a virtuális erőműből, illetve át lehet menni egy másikhoz, mert ma már hat-hét ilyen egység is létezik, mögöttük a legnagyobb ágazati szereplőkkel. Itt sincsenek nagy meglepetések: az alapkoncepciójuk nagyon hasonló, inkább a szabályozási részleteket és a pénzügyi feltételeket tekintve fedezhető fel köztük némi eltérés. Az azonban biztos, hogy már itt is folyik a harc a piacért, illetve a piaci szereplőkért.
Az idők változását jól jelzi, hogy a jövőre húszéves Magyar Kapcsolt Energia Társaság a kezdetektől kiosztott Az év kapcsolt erőműve elismerésen kívül az idén meghirdette Az év szabályozóközpontja pályázatot is.•

 
Innotéka