Ha főként a paksi bővítésre épül a magyar villamosenergia-rendszer kapacitásainak bővítése, akkor az ország továbbra is tartósan importra szorul - derül ki a Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító (Mavir) Zrt.-nek a magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2013 címet viselő, tavaly novemberben publikált tanulmányából. A Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont (REKK) modellszámításaiból pedig az derül ki, hogy könnyen elszabadulhatnak Paks 2 költségei, illetve a projekt csak a jelenleginél sokkal magasabb áramár mellett lehet rentábilis. A kormány ezzel szemben a mostaninál is olcsóbban adná az áramot, ami végül sokba fog kerülni nekünk - e veszélyekről korábbi cikkünkben itt olvashat.
Pótolni kell
A Mavir egyik alapvető megállapítása, hogy a 2013. január 31-i 9079 megawatt (MW) beépített teljesítőképességnek 2018-ban már csak a 70 százaléka áll majd várhatóan rendelkezésre, 2030-ra pedig csak 5100 MW jelenleg is meglévő teljesítőképességre lehet számítani. A pótlási igények mellett a fogyasztói igények feltételezett növekedése is új kapacitások létesítését teszi szükségessé. A forrásoldali kapacitáslétesítési igény rövidtávon 3000 MW, középtávon 4100 MW, hosszú távon pedig 6300 MW.
A rendszerszintű teljesítőképesség-mérlegeket és a forrásoldali energiamérlegeket két nagyerőmű-fejlesztési változatra dolgozták ki: az A változatban minden tervezett, a rendszerirányítóhoz bejelentett új beruházást figyelembe vettek, míg a B verziónál azt a jelenlegi folyamatot vették figyelembe, melyben a nagy, földgáztüzelésű, kombinált ciklusú (Combined Cycle Gas Turbine - CCGT) egységek működtetése jelentős nehézségekbe ütközik és emiatt a tervezett beruházások nem valósulnak meg.
Jó sok új kapacitás kell
A tanulmány a következő másfél évtized távlatában vizsgálta a magyar villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztését. A 2012-es előzetes forrásoldali energiamérlegből, illetve a nyilvántartott beépített teljesítőképességből kiindulva az elemzés során számba vették a várható leállításokat, az elemzés sarokéveire (2018 - rövid táv, 2023 - középtáv, 2030 - hosszú táv) meghatározták a nagyerőművek, illetve a kiserőművek fennmaradó teljesítőképességét. A lehetséges új nagyerőművi beruházásokat a rendszerirányítóhoz bejelentett információk (szándéknyilatkozat, kötelezettségvállalási nyilatkozatok, érvényes csatlakozási szerződések) alapján vették figyelembe.Földgázzal vagy anélkül
Ennek megfelelően az A, intenzív kapacitásnövekedéssel járó változatban a paksi 2400 MW-os bővítés mellett nagyarányú földgáztüzelésű kapacitáslétesítéssel számoltak. A feltétezett erőművi kihasználási óraszámok alapján mindez akár exportot is eredményezhet, és a maradó teljesítmény kiadódó értéke is meghaladja az előírtat - hangzik a konklúzió.
A B változatban csak a paksi atomerőműves bővítést tartották meg az A-hoz képest. Ebben az esetben viszont a maradó teljesítményre vonatkozó kritériumok, miszerint azoknak meg kell haladniuk a beépített teljesítőképesség 5 százalék - a várható csúcsterhelésekhez képest - csak importot feltételezve teljesülnek. A hazai villamosenergia-rendszer tehát továbbra is tartósan importra szorul - állapították meg a Mavir munkatársai (az tanulmányt a cég rendszerirányítási igazgatóságának rendszerszintű tervezési és elemzési osztálya jegyzi). Megállapításuk szerint a valóság/tényleges megvalósulás a két változat között lehet valahol.
A B verzió megvalósulása esetén középtávon (2023-ra) az importszaldó a mintegy 10 terawattóra (TWh) éves várható behozatali többlettel feltételezhetően tovább nő a rövid távú mérlegben feltételezett 5 TWh-hoz képest. A régiós kapacitásviszonyok döntőek lehetnek az export-import szaldó tényleges alakulásában. Figyelembe kell venni például, hogy egy évtizedes távlatban Szlovákiában és Romániában új atomerőműves egységek kerülhetnek üzembe. Majd hosszú távon (2030-ra) az importszaldó újra 5 TWh-ra mérséklődhet, igaz a a régiós kereskedelmet azonban nagyban befolyásolhatja, ha új atomerőművi blokkok létesülnek más országokban - olvasható a tanulmányban.
Rengeteg a drága kockázat
A REKK kutatói egy saját modellel vizsgálták a pénzügyi megtérülést, és megállapították, hogy egy sikeres nukleáris projekt végrehajtásával kapcsolatos legjelentősebb pénzügyi/megtérülési kockázatok a beruházási és a finanszírozási költségek alakulásával kapcsolatosak.
A beruházási költséget az éretlen technológia alkalmazásából és az előkészítetlen / rutintalan engedélyezésből fakadó elhúzódó kivitelezés ugrásszerűen növelheti. Az utóbbi évek európai projektjei esetén a kivitelezési idő átlagosan az eredetileg tervezett duplája, egy ilyen csúszás pedig a tervezett költségeket is megkétszerezheti. A kivitelezési/technológiai kockázatok jelentős részben abból fakadnak, hogy az atomerőművi beruházások kevésbé gyakoriak, ezért adott reaktortípus esetén nehezebb a kivitelezési rutin megszerzése, és lassabban megy a nukleáris berendezések gyártóiból, egyéb beszállítókból és alvállalkozókból összeálló "beszállítói lánc" kiépítése. A szabályozási és engedélyezési kockázatok a politikai támogatottság változékonyságával, a biztonsági előírások gyakori változtatásával, illetve az új technológiákkal kapcsolatos tapasztalatok hiányából, és az ezeket kísérő szabályozói beavatkozásokból erednek.
A beruházási költségeket ráadásul becsülni is igen nehéz: a bizonytalanságot jól jelzi, hogy a Massachusetts Institute of Technology 2003-ban még kétezer dolláros kilowattonkénti összeggel számolt, 2009-ben ennek duplájával, az USA energiaügyi minisztériuma 2010-ben pedig több mint 5,3 ezer dollárral.
Az erőmű üzembe lépését követően elsősorban üzemeltetési és piaci-értékesítési kockázatok jelentkezhetnek. Az erőművi projektek megtérülésének kulcsfontosságú feltétele a magas (90 százalék körüli) kapacitáskihasználtság és a megfelelően magas piaci áramár. Ezen tényezők romlása jelentős megtérülési kockázatot jelent.
Ha magát az áramot olcsón is adják, az összes költséget valakinek állnia kell, mégpedig az adófizetőknek, vagyis a háztartásoknak és a cégeknek, csak épp más címen. Igaz, azt nem tudhatjuk, miként fogja megítélni ezt a gyakorlatot az Európai Unió.
Visszatérve a tanulmányra, a szerzők megállapítják, hogy az üzemidő lejártával (3+ generáció esetén várhatóan 60 év) jelentkező két fontos kockázati elem az erőmű bezárása és elbontása, illetve a kiégett fűtőelemek és egyéb radioaktív hulladékok elhelyezése. Ezek közül ugyanakkor egyik sem gyakorol jelentős hatást a projekt megtérülésére - szögezi le a REKK. A bezárás költségét (0,5-1 milliárd dollár blokkonként) általában egy, az élettartam alatt működtetett bezárási alap fedezi. A hulladékelhelyezés költsége (elsősorban a geológiai tároló kiépítése) nagyon jelentős lehet, de mivel időben távol jelentkezik (és a költségek megoszlanak a jelenleg üzemelő, illetve a jövőben megépülő blokkok között), jelenértéke a 40-60 évnyi diszkontálás következtében meglehetősen csekély.
Az előkészítés során felmerülő kockázatok elsősorban az engedélyezéssel kapcsolatosak. Miközben az engedélyek megszerzése a projekt költségeinek mindössze 1-5 százalékát teszik ki, időigényük jelentős lehet.
Csak akkor nincs bukó, ha minden jól alakul
A kutatók három megtérülési forgatókönyvet vázoltak fel, egy optimistát, egy pesszimistát és egy reálisat - utóbbinál a bemenő változók értéktartományának középértékével számoltak. (Az építési időt a pesszimista szcenárióban például 8, az optimistában 5 évben határozták meg, a beruházási költség minimumát négyezer, maximumárt pedig 6,5 ezer dollárban adták meg kilowattonként.) A pesszimista forgatókönyv alapján valószínűtlenül magas, 176 euró/MWh áramár kellene a megtérüléshez, míg az optimista szcenárióval számolva elég volna 66 eurós ár is, a projekt nettó jelenértéke pedig - a másik két forgatókönyvvel szemben - pozitív volna, meghaladná a 400 milliárd forintot. (A HUPX áramtőzsde adatai szerint jelenleg a zsinóráram ára mintegy 33 euró, a csúcsár 40 euró felett van, utóbbi a leghúzósabbnak számító szombat délelőtti időszakban 80-ra is felmehet.)
A realista forgatókönyvet később kiegészítették a beruházás eddig ismert feltételeit számításba vevő modellezéssel is. A kiegészítés elkészültekor az orosz hitel kamata még nem volt ismert, a számítások a hivatalosan közöltnél valamivel magasabb, 5-6 százalékos értékkel készültek. A beruházás 20 százalékát finanszírozó hazai forrás hozamának meghatározása erősen függ a fejlesztéssel kapcsolatos kockázatok megosztásától, mivel a hozamelvárás növekszik a kockázatok emelkedésével. Ha például olyan szerződést kötnek, amely értelmében a magyar fél jelentős szerepet vállal az esetleges költségtúllépések finanszírozásában, akkor a 20 százaléknyi forrás kamata többszöröse lehet az orosz hitelének. A REKK véleménye szerint ezért indokolt lehet összességében 7-10 százalékos reálkamatláb alkalmazása a megtérülési számítás során.
Hét százalékos reálkamatláb esetén a HUPX-en 2015-re kereskedett zsinóráram árfolyamához képest több mint kétszeres áramár mellett érné meg a beruházás, 10 százalékkal kalkulálva pedig bő háromszoros ár mellett. Utóbbi meghaladná a nagy-britanniai Hinkley Pointban termelendő áram árát is, márpedig az a jelenlegi duplája. (Tavaly állapodott meg a brit kormány és az EdF, hogy a Hinkley Point-i új atomerőművi blokkot a francia vállalat építheti, a megtermelt villamos energiát pedig 92,5 font/MWh-os kötelező átvételi áron értékesítheti.)