Az elmúlt évtized globális energiapolitikai ügyei között kiemelt jelentőségű volt a kőolaj, majd földgázellátás biztonsága. Ennek megfelelően a nemzetközi energetikai projektek között is nagyobb hangsúllyal szerepeltek a különféle csővezeték építési kezdeményezések, amelyek többek között arra is lehetőséget adtak, hogy a különböző államok politikai döntéshozói aktív, cselekvőképes szereplőnek tűnhessenek fel az energetika világában is. A jelenlegi energiaválság, illetve az arra adott politikai válaszok különösen látványossá tették ezen erőfeszítéseket.

A Nemzetközi Energia Ügynökség adatai és az Európai Unió tervei alapján egyértelműen látható, hogy világszerte, így Európában is a villamosenergia-igények drasztikusan növekednek. A villamosenergia már ma is az a másodlagos energiaforrás, amely a modern társadalmak működésének nehezen nélkülözhető feltétele. Ennek elkeserítő demonstrálása az ukrajnai háború is.

A növekvő villamosenergia-igények kielégítésére Európa egész területén intenzív forrásoldali fejlesztésekre lesz szükség. Az elmúlt évek magyar energiapolitikai vitái azonban belesüllyedtek az atom-szén-gáz klasszikus technológiai háromszögbe. A megújuló energiaforrások a klasszikus magyarországi energetikai szakma szempontjából valójában a megtűrt kategóriába tartoztak. Mindezekből pedig következik, hogy azokra a technológiákra, illetve projekt fejlesztési lehetőségekre kevés hazai figyelem irányult, amelyek a megújuló energiaforrások hálózati integrálását segítik. Ennek megfelelően a hazai szakirodalomban alig található olyan publikáció, amely a nagyfeszültségű egyenáramú átvitel kérdéseivel foglalkozik, pedig Európa peremvidékein megjelentek a különféle nagyfeszültségű egyenáramú projekt ötletek, amelyek távol megtermelt megújuló alapú villamosenergiát kívánnak Európába hozni.

Mindezen előzmények után, némi előzetes hírek után meglepetésként értesülhetett a szakmai közvélemény arról, hogy 2022. december 17-én Bukarestben a

„világon egyedülálló beruházás mellett kötelezte el magát partnereivel Magyarország, a világ leghosszabb tenger alatti villamosenergia-vezetékének megépítésére készülünk”

jelentette ki Magyarország miniszterelnöke, majd a hazai sajtó hírek szerint aláírta azt a megállapodást, amely egy Azerbajdzsánból Grúzián és Románián keresztül Magyarországra áramot szállító villamosenergia-hálózat építéséről szól. A megállapodás pontos tartalma a magyar híradások szerint nem azonosítható, de a rendelkezésre álló – nemzetközi források alapján – érdemes a projektet a hazai energetikai szakma számára is értelmezni.

A projekt tartalmát vélhetően pontosan határozza meg Jeyhun Bayramov, az Azerbajdzsáni Köztársaság külügyminisztere, aki 2022. december 12-én „Azerbajdzsán-Grúzia-Románia-Magyarország Fekete-tengeri tenger alatti kábelprojekt” címen hivatkozik a beruházásra az Európai Unió keleti partnerség külügyminisztereinek találkozóján. Az aláírt szerződés pontos jellege Várhelyi Olivérnek, az Európai Unió szomszédsági és bővítési politikáért felelős biztos twitter bejegyzése alapján azonosítható, azaz egy „Memorandum of Understanding - MoU” került aláírásra.

A „memorandum of understanding” kifejezést magánjogi és közjogi jogviszonyokban egyaránt alkalmazzák, így kormányzati szervek, vagy akár államok közötti kapcsolatokra is. Ha a „memorandum of understanding” megszövegezésébe kifejezetten beillesztenek olyan rendelkezéseket, amelyek arra utalnak, hogy a felek kötelezik magukat egy későbbi, érvényes szerződés megkötésére, akkor egyértelműen a magyar jogfogalommal egyező jelentésű előszerződésről beszélhetünk. Ha ez nem így van akkor leginkább egy előzetes megállapodásról beszélhetünk. Vélhetően az aláírt dokumentum ebbe a kategóriába tartozik.

A projekt anyagi támogatásával kapcsolatban érdemes felidézni Von der Leyen Elnök Asszony szavait, amely szerint

„…nagyon várom a jelenleg folyamatban lévő megvalósíthatósági tanulmány eredményeit. Készek leszünk támogatni. Mert most lehetőségünk van a szomszédos országokkal közös érdekű projektek pénzügyi támogatására…”.

A projekt

A tervezett projekt alapötlete az, hogy a grúz és a román villamosenergia-rendszereket egy tenger alatti kábellel kapcsolják össze. Ezzel lehetőség lenne a dél-kaukázusi energiarendszerek és a kontinentális Európa energiarendszereinek összekapcsolására, amely javítaná a grúz villamosenergia-rendszer ellátásbiztonságát. A projekt tervezésénél abból az alaphelyzetből indultak ki, hogy a grúz villamosenergia-rendszer jelentős mértékben vízerőművekre épül, amelyek termelése erősen függ a térség csapadékviszonyaitól, ugyanakkor az ország a térség összes országával már ma is erős, vagy tovább erősíthető hálózati kapcsolattal rendelkezi. Tehát az esetleges hazai többletek, illetve a térségben megtermelt és helyben fel nem használt jobbára megújuló alapú villamosenergia exportálható lenne az Európai Uniónak.

Az ötletet megvalósítására a JSC Georgian State Electrosystem (GSE) és a Transelectrica elkezdett egy közös vizsgálatot. A grúzok a Világbanktól támogatást is kaptak egy megalapozó tanulmány elkészítéséhez és a grúz 10 éves hálózatfejlesztési tervbe is bekerült egy 1000 MW kapacitású tengeralatti kábel megépítése. A 2022-ben készült ENTSO-E hálózatfejlesztési terv szintén tartalmazza a grúz-román kábel projektet [1. ábra].

Újabb Világbanktól kapott támogatás és egy nemzetközi pályázatot követően Grúzia szerződést írt alá az olasz CESI SpA energetikai tanácsadó céggel, amely elkezdte a megvalósíthatósági tanulmány kidolgozását. A közel 2,5 millió euró értékű szerződés szerint a megvalósíthatósági tanulmány elkészítése 2022. május 11-én kezdődött és 18 hónapig tart.

Grúz közlés alapján

„a tanulmány részeként a GSE aktívan együttműködik a román Transelectrica átvitelirendszer-üzemeltetővel. Grúzia Gazdasági és Fenntartható Fejlődési Minisztériuma rendszeres konzultációkat folytat a projektről Románia, Örményország és Azerbajdzsán illetékes minisztériumaival, valamint a GSE-vel – az említett országok energiavállalataival".

Műszaki tartalom

Az átviteli projekt érdekében grúz oldalon a meglévő 500 kV-os Jvari és az új 500 kV-os Anaklia alállomások (tengerpart) között egy 500 kV-os kétrendszerű távvezetéket építenek. A továbbiakban pedig Anaklia-Constanta (Constanta Nord esetleg Medgidia Sud) között kiépítenének egy kétpólusú 500 kV-os egyenáramú tenger alatti kábelt . Ehhez Anaklia alállomáson 2x500 MW beépített kapacitású 500/500 kV-os AC/DC átalakító állomás építését tervezik. Hasonló kapacitású DC/AC állomás kiépítése szükséges a román csatlakozási ponton is. A tenger alatti kábel teljes hossza – az első becslések szerint – 1100 kilométer lenne, amelyhez 95 km-es szárazföldi szakasz is tartozna.

A távolság méréséről nincs nyilvános információ. A Világbank előzetes jelentése alapján vélhetően nem a tenger aljzatának domborzati viszonyainak figyelembevételével határozták meg a hosszúságot.

Tehát a projekthez nem kapcsolódik további román belső hálózatfejlesztés, illetve a magyar átviteli hálózat sem érintett a projektben.

Nem ezen projekt keretében, de tervezik a grúz-azeri határmetszék 700-1000 MW kapacitásra történő bővítését (Gardabani-Agstafa 330 kV második rendszer felszerelése).

Ilyen elképzelések legalább is az ENTSO-E hálózatfejlesztési tervéből nem azonosíthatók.

Az ENTSO-E tervezési adatok között az szerepel, hogy a beruházás CAPEX költsége 2118,85 M€, míg az OPEX költsége 9,42 M€/év, amelybe beleértendő a hálózati veszteség költsége is. Ezek a költségek – az értékek alapján – valószínűleg a két évvel korábbi Világbanki költségbecslés €-ban történő átszámításából adódnak. Mivel azóta meglehetősen magas az európai infláció és a €/USD árfolyam kb. 10%-os romlása is bekövetkezett ezért valószínű, hogy nem sokat tévedünk akkor, ha kb. 20%-kal magasabb költséggel kalkulálunk. Mindezek alapján egy most kezdődő beruházás esetén, 25 éves időtartalommal, 10%-os belső megtérülési rátával, 4 évig tartó építési időszakkal, 90%-os kapacitás kihasználást feltételezve és EU támogatás nélkül mintegy 56 €/MWh átviteli díj adódik a Constanta Nord alállomás gyűjtősínjén leszállított villamosenergiára. Amennyiben ehhez hozzászámoljuk a politikai nyilatkozatokban emlegetett megújuló energiaforrások LCOE költségét, a román átviteli tarifát és a román-magyar határátmenet költségeit akkor a magyar villamosenergia-piacra körülbelül 110-140 €/MWh áron érkezhetne villamosenergia (a kockázatok miatt vélhetően a sáv felső határa körül lehet a tényleges ár), de az sem nagy mennyiségben. Az, hogy ez a kalkulált ár sok, vagy kevés azt egyelőre nem lehet megmondani. Például a napjainkban szokásos magyar spot piaci árakhoz képest ez kisebb érték, de ez az árszint körülbelül a 2026-os szállítású német „base load” termékár nagyságrendjében van. Az mindenesetre nyilvánvaló, hogy ez a költségszint az egyéb termelés technológiákhoz képest már nem nevezhető kedvezőnek. Ráadásul a hosszútávú magyarországi beszállítás lehetősége erősen korlátos is, hiszen a kábel vége Constanta Nord alállomásban lesz. Onnan a tovább szállítás csak az EU belső piaci szabályok alapján lehetséges (a projektben nincs szó semmilyen közvetlen, magyar-román vezeték megépítéséről), amely egyrész a piacok kereskedelmi összekapcsolására épít, másrészt nem lehetséges éven túli kapacitáslekötéseket tenni a határmetszékeken. A villamosenergia-ipar ugyanis másképpen működik, mint a gázipar. Itt már régen nincsenek éven túli kapacitáslekötések.

A magyar fél számára az esetlegesen rendelkezésre álló kapacitás sem tűnik túl jelentősnek. Amennyiben csak arányosan osztják szét a kapacitást és a projektgazdák nem vonnak be olyan szereplőt, aki már üzemeltetett hosszú tengeralatti kábelt, akkor az 1000 MW kapacitásból mintegy 250 MW jutna Magyarországnak.

A projekt műszaki megítélése szempontjából fontos azt is tudnunk, hogy Európában a legutóbb üzembe helyezett hasonló (jelenleg a leghosszabb) tengeralatti kábel projekt a North Sea Link.

A norvég Statnett és a brit National Grid 2009. októberében kezdte el a megvalósíthatósági tanulmány elkészítését és 2015. márciusában született végleges beruházási döntés (FID – Final Investment Decision).

Ez a kábel 730 km hosszúságú, 1400 MW-os északi-tengeri kábeles összeköttetés, amely Norvégia és az Egyesült Királyság villamosenergia-rendszereit köti össze, és amely 2021. októberétől működik. A kábel hossza, amely egy politikai bejelentés kapcsán büszkeségre okot adó jellemzője a vizsgálatunk tárgyát képező projektnek, valójában egy

a jelenlegi leghosszabb kábelnél minimum
50%-kal hosszabb kábelt eredményez.
Ez számos – korábban nem látott –
műszaki problémát vethet fel.

Nem segítik a projektet a geológiai adottságok sem, hiszen a Fekete-tenger aljzata két medencéből áll: a Nyugati-Fekete-tengerből és a Keleti-Fekete-tengerből, amelyet a Középső-Fekete-tengeri magaslat választ el egymástól (Andrusov-hátság). A maximális vízmélység 2245 m. Mindkét medence tektonikailag aktív, az Arab-lemez folyamatos északi irányú mozgásának eredményeként, amely az anatóliai tömb nyugati irányú mozgását okozza az észak- és kelet-anatóliai törések mentén. Ebből pedig nem tűnik úgy, hogy a tenger mélyén nyugalom lenne.

Megújuló energia a Kaukázusból

A fenti projekt forrásoldala is meglehetősen bizonytalannak tűnik. Azeri adatokalapján az ország teljes beépített villamosenergia-termelő kapacitása 7542,2 MW. Ebből a megújuló energiaforrásokkal működő erőművek beépített teljesítménye 1304,5 MW, ami a teljes kapacitás 17,3%-a. A megújuló energiaforrások – a nagy vízerőműveket nem számítva – beépített teljesítménye 2021-ben 194 MW volt, ami a teljes villamosenergia-termelő kapacitás 2,5%-a. A meglévő vízerőművek fokozott használata helyett a megújuló energiaforrásokból előállított villamosenergia mennyisége csak a teljes termelés 5,8 %-át tette ki. Jelenleg tehát az azeri villamosenergia-termelés alacsony arányban tartalmaz megújuló energiaforrásokat, döntő mértékben fosszilis energiaforrásokra épül. 2021-ben Azerbajdzsán villamosenergia-termelése 27,8 TWh volt, ebből mintegy 1,6 TWh villamosenergia exportra került, amely a fentiek alapján döntő mértékben fosszilis forrásból származott.

Kétségtelen tény azonban az is, hogy 2022-ben beruházási program indult a megújuló energiaforrások intenzív használata érdekében. Az azeri hivatalos potenciál becslés szerint a gazdaságilag életképes és műszakilag megvalósítható megújuló energiaforrások potenciálja 27.000 MW (ebből 3.000 MW szélenergia, 23.000 MW napenergia, 380 MW biomassza és 520 MW vízerőmű). Az energiatermelés szempontjából azonban az is fontos, hogy az azeri nap és szélerőművek kapacitáskihasználása az IRENA adatai alapján 16-17%. Az új beruházásoktól sem várhatunk ettől jelentősen eltérő kapacitáskihasználást, hiszen ez alapvetően a földrajzi adottságoktól függ. Következésképpen ellentmondás látszik a lehetséges azeri megújuló kapacitások termelési lehetőségei és a tervezett vezeték megtérüléséhez szükséges kapacitáskihasználás között. Nyilván ez az ellentmondás finomítható lenne egy részletesebb, a vízerőművek lehetőségeit pontosan leképző modellezéssel (vélhetően ezt is elvégzik a CESI SpA szakértői), de az eltérés első közelítésben nagyon soknak tűnik.

Az azeri-grúz határmetszék grúz oldalán is sajátos a helyzet. Grúzia villamosenergia-termelése 2021-ben 12,6 TWh volt, amelyhez 1,6 TWh import szaldó tartozott. Tehát a grúz villamosenergia-rendszer jelenleg importra támaszkodik, de a saját termelés mintegy 81%-ban vízerőművekből származott. 2021-ben Grúziában a teljes beépített villamosenergia-termelő kapacitás 4525,1 MW. Ebből a 105 db üzemelő vízerőmű teszi ki a legnagyobb részt, amely mintegy 3350 MW-ot jelent (74%). Emellett van 20,7 MW szélerőmű (0,5%) míg a fennmaradó 1154,4 MW (25,5%) fosszilis (döntően gáz alapú) termelőegység. A grúz szélerőművek 20-22%, míg a napelemek 14-20% kapacitáskihasználás mellett működnek. A grúz hivatalos becslés alapján az ország jelentős vízerőmű potenciállal rendelkezik (15.000 MW), de kb. 3000 MW nap és szélerőmű is beépíthető lenne a rendszerbe.

Következtetések

A fentiek alapján, ha eltekintünk a létesítés műszaki kérdéseitől és a Fekete-tenger bizonytalan politikai környezetétől, akkor nem zárható ki, hogy a grúz és az azeri vízerőművek, valamint az azeri nap és szélerőművek együttesen optimalizált termelése képes lenne 90%-os kapacitáskihasználással megtölteni a tengeralatti kábelt, de

ezek az azeri nap és szélerőmű kapacitások
egyelőre nem léteznek.

Lesz-e ilyen kapacitás akkor, amikor elkészül a kábel? Hogyan lehet olyan üzleti modellt készíteni a kábelen történű villamosenergia-átvitelre, amelyben csak azt nem tudjuk, hogy milyen árú, milyen kapacitású és milyen kapacitáskihasználású forrást akarunk elérni?

A grúz vízerőművekkel integrált működés egyelőre szintén elméleti lehetőségnek tűnik, hiszen ez egy nagyon szorosan integrált piaci működést igényelne a két ország között, ráadásul nem világos, hogy ezen országoknak milyen érdeke fűződik a megújuló energia közös exportjához akkor, amikor a saját fosszilis termelésüket is ki kellene és lehetne váltani a megújulókkal (ez főleg Azerbajdzsán esetében lehetséges). Érdemes felidézni, hogy a korábban elkészült Világbanki előzetes vizsgálat sem abból indult ki, hogy kizárólag megújuló alapú villamosenergia-átvitel érdekében épül a kábel.

Talán ezért is nyilatkozta Azerbajdzsán elnöke még 2022. júliusában azt, hogy a megújuló energiaforrások használatának fejlesztése

„…lehetővé teszi számunkra, hogy megtakarítsuk a földgázt és exportáljuk a megtakarított földgázt, különös tekintettel arra, hogy a gázunk iránti kereslet mára drámaian megnőtt…”.

Összeségében tehát számos
műszaki és üzleti kérdést vet fel a projekt,

de Magyarországról egy másik stratégiai probléma is felmerül. Nem egyértelmű ugyanis, hogy Magyarország szárazföldi államként hogyan tud részesedni egy olyan megújuló projekt termeléséből, amely valamely, az EU-tól távoli területhez kötődik. A belső piac szabályai ugyanis teljesen egyértelműek, azaz

hosszútávú kapacitások nem
foglalhatók a határmetszékeken.

Ezen a szabályon pedig nem is szabad változtatni, hiszen ez a belső piaci integrációnak az alapja. Félreértés ne essék, ha nem lenne belső energiapiaci integráció, akkor a magyar megújulóenergia potenciál sem lenne kihasználható.

Lehet, hogy itthon is érdemben kellene foglalkozni
az Európai „Super Grid” ötletével?

Az Európai „Super Grid” egy olyan projekt elképzelés, amely egy Európára kiterjedő nagyfeszültségű egyenáramú hálózat létrehozását irányozza elő a nagy távolságból beszállítandó megújuló energia átvitelére.

Továbbá azon is érdemes lehet tovább gondolkodni, hogy milyen távolságból érdemes villamosenergiát beszállítani az EU területére?

Bizonyosan van ugyanis olyan távolság, amely már üzletileg nem eredményezhet megvalósítható projektet. Még akkor sem, ha az politikailag jó ötletnek tűnik.

Egy dolog azonban biztos, ha nem készülne megvalósíthatósági tanulmány, akkor esélyünk sem lenne a fenti kérdések pontosabb megválaszolására.