tartalom Büki Gergely: Atomerőmű a magyar energetika múltjában és jövőjében 2

Méret: px
Mutatás kezdődik a ... oldaltól:

Download "tartalom Büki Gergely: Atomerőmű a magyar energetika múltjában és jövőjében 2"

Átírás

1 ENERGETIKA M A G Y A R XXI. évfolyam, 3. szám május Alapította a Magyar Energetikai Társaság Együttműködő szervezetek: Magyar Atomfórum Egyesület, Magyar Kapcsolt Energia Társaság, Magyar Napenergia Társaság, Magyar Távhőszolgáltatók Szakmai Szövetsége Főszerkesztő: dr. Veresegyházi Mária Mobil: szerkeszto@e-met.hu Szerkesztőbizottság: dr. Büki Gergely, dr. Czibolya László, Civin Vilmos, dr. Emhő László, dr. Farkas István, dr. Garbai László, dr. Gács Iván, Újhelyi Géza, Zarándy Pál Szerkesztőség: Kiadó: Mérnök Média Kft Budapest, Róbert Károly krt. 90. Telefon: Fax: Laptulajdonos: Magyar Energetikai Társaság 1094 Budapest, Ferenc krt. 23. II. em. 2. Telefon/fax: Tervezőszerkesztő: Büki Bt. Borítóterv: Metzker Gábor Nyomda: Prospektus Kft. Felelős vezető: Szentendrei Zoltán ügyvezető igazgató ISSN: tartalom Büki Gergely: Atomerőmű a magyar energetika múltjában és jövőjében 2 Tihanyi László, Horánszky Beáta, Tihanyi Katalin: Célkeresztben a vezetékes energiaellátás 8 Hózer Zoltán, Vimi András: Súlyos balesetek kezelése az új paksi blokkokon 13 Bencze Bálint: Magyarország energiapolitikai válaszúton: az optimális energiamix, a paksi bővítés és a zöldenergia kérdései 16 Aszódi Attila, Boros Ildikó, Kovács Arnold: A paksi atomerőmű bővítésének energiapolitikai, műszaki és gazdasági kérdései 20 Hírek 32 Cserháti András: A VVER reaktortípus 50 éves evolúciója 35 Stróbl Alajos: Gondolatok a hazai erőműépítésről 40 Buzea Kaludia: Naphőerőművek jelenlegi helyzete 44 Most, hogy a Paks II.-szerződés körüli politikai viták kicsit csillapodtak, érdemes áttekinteni a projekt szakmai oldalát is. Tehetjük ezt talán immár úgy is, hogy objektíven véleményt mondunk mind a műszaki, mind az üzemeltetési, mind a gazdasági kérdéseket is. Cikkeink túlnyomó többsége e témával foglalkozik, így lehetnek, sőt vannak is vissza-visszatérő gondolatok ez, úgy hiszem, elkerülhetetlen egy ilyen témánál, amely rengeteg színből rajzol elénk képet. Címlapfotónk forrása az MVM Paksi Atomerőmű Zrt. archívuma 1

2 NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU Büki Gergely Atomerőmű a magyar energetika múltjában és jövőjében Magyarország villamosenergia-ellátásában az atomerőmű fontos volt és fontos is marad. A fontosságot mindenekelőtt energiahelyzetünk indokolja, energiahordozókban nem voltunk és nem vagyunk gazdagok. Villamosenergia-ellátásunk biztonságát az atomerőmű garantálta, ezt várjuk a jövőben is. Az atomerőmű létesítése sokba került, az új atomerőmű-egységek is sokba kerülnek, mégis, az elmúlt évtizedekben az atomerőmű szolgáltatta legolcsóbban a villamos energiát, és a jövőben is az atomerőmű lehet a legolcsóbb áramforrásunk, ha jól alakítjuk. A Paksi Atomerőmű létesítése és üzemeltetése magas színtű nukleáris szakmakultúrát igényelt és hozott létre az oktatásban, a tervezésben, az iparban, a kutatásban és az üzemeltetésben. Az új atomerőmű-egységek létesítésétől most is a hazai energetika újrapezsdülését, az erőműtervezés erősítését, új munkahelyek létesítését, a gazdaság fejlesztését és növekedését várjuk. Most a hazai atomenergia-hasznosítás második szakasza van napirenden. Néhány vonatkozásban indokolt visszatekinteni a Paksi Atomerőmű történetének kezdetére, s párhuzamot vonni az akkori és a mostani helyzettel, előkészítéssel ben végzős hallgatóként és kezdő gépészmérnökként még semmit sem tudhattam meg az atomerőművekről Lévai professzor Hőerőművek előadásában és az akkor megjelent könyvéből [1]. Ám 1956-ban már megjelent az Atomerőművek című egyetemi jegyzetünk, amelyet Lévai András előadásai alapján Kováts Imre kollégámmal állítottunk össze [2]. Közben gyorsan peregtek az események: ben volt a Genfi Atomkonferencia, ahol első alkalommal ismertették az atomenergia békés hasznosításának megoldásait. Ezt követően Simonyi Károly és Lévai András a Mérnök Továbbképző Intézet keretében előadássorozatot tartott a reaktorfizika, a reaktortechnika és az atomerőművek kérdéseiről, s ezzel elkezdődött a hazai nukleáris szakmakultúra kialakítása. A nukleáris szakmakultúra több szinten fejlődött: a KFKI-ban kísérleti atomreaktor épült és reaktortechnikai kutatások kezdődtek, a BME Hőerőművek Tanszékén az Országos Atomenergia Bizottság támogatásával kétéves Atomtechnikai Tanfolyamokat tartottunk több szakirányban, ekkoriban létesült az Egyetemi Tanreaktor, az ERŐTERV pedig saját keretében létrehozta és kiképezte az atomerőművek tervezésére alkalmas tervezőgárdát. A hazai nukleáris szakmakultúra és szakirodalom kialakításával párhuzamosan elkezdődtek az első hazai atomerőmű létesítésére vonatkozó vizsgálatok [3, 4]. A teljesen új technológiának számító A cikk a szerző a MTA febr. 18-i Villamosenergia-ellátás a XXI. században c. tanácskozásán elhangzott A nem nukleáris alapú villamosenergia-termelés lehetőségei c. előadása alapján készült. atomerőművek létesítését több tényező indokolta: mindenekelőtt a villamosenergia-igények gyors növekedése (akkortájt a villamosenergia-igények tíz év alatt megduplázódtak), a gyors növekedést szénerőművekkel nem lehetett követni, az import szénhidrogének (akkor az olaj) beszerzése sok bizonytalanságot jelentett. Természetesen az atomerőmű létesítése is nagyon sok kérdést vetett fel, például hogy milyen reaktortípust alkalmazhatunk (előbb a gázhűtésű atomreaktorokban gondolkodtunk, majd a mérleg nyelve a nyomottvizes reaktorok felé billent), hol legyen az atomerőmű telephelye, igazolni kellett az atomerőmű biztonságát és gazdaságosságát. A szénhidrogén- és az atomerőmű komoly versenytársak voltak, a versenyben az atomerőmű halasztásra is került, de végül mindkettő megvalósult, a Paksi Atomerőmű az eredetileg tervezettnél kétszer nagyobb blokkszámmal és teljesítménnyel. Hat évtized elteltével került napirendre a Paks 2. atomerőmű, az atomerőmű bővítése két új blokkal. A korábbi és mostani felkészülésben számos a hasonlóság, ám inkább az eltérések a jellemzők. Mára a hazai nukleáris szakmakultúra kialakult, és fejlettnek mondható mind az oktatás, mind a kutatás, mind az alkalmazás területén. Az atomerőmű tervezésére alkalmas tervezőiroda viszont nagyságában jelentősen csökkent. Olyan időszakban kell az új atomerőmű-egységeket létesíteni, amikor a villamosenergia-igények alig növekednek. Az atomerőműbővítés alternatívájaként most nemcsak a fosszilis erőműveket, hanem a megújuló erőműveket is számításba kell venni. Az atomerőművek baleseteiről már vannak ismereteink, amiket a társadalom eltérően ítél meg. Az elmúlt hat évtized az atomerőművek területén is hatalmas fejlődést hozott, kialakultak a biztonságosabb és korszerűbb 3. generációs atomreaktorok. Társadalmi és gazdasági rendszerünk is teljesen átalakult, s ez érinti az atomerőmű megítélését és beszerzését is. Az új atomerőmű-egységek és egyéb megoldások, több lábon állás A magyar villamosenergia-ellátás fejlesztésében számításba vehető megoldásokat az 1. ábra mutatja, a évi villamosenergia-termelés és teljes primerenergia-felhasználás adataival (az ábrán Q a hőellátásra, Ü az üzemanyag-ellátásra utal). Villamosenergia-rendszerünket az ellátásbiztonságot növelő több lábon állás jellemzi: az atomerőmű mellett számításba kell venni a fosszilis és a megújuló erőműveket [5], ám a villamosenergia-importot is értékelni kell. A villamosenergia-ellátás energiarendszer, amelyben a rendszerszemléletnek érvényesülnie kell [1]. A villamosenergia-rendszer részei a villamosenergia-termelők, a -szolgáltatók és a -fogyasztók. A villamosenergia-rendszerben egyaránt szerepe van az államnak és a piacnak, az energetikai, a gazdasági, az ellátásbiztonsági és a környezeti követelményeknek, ezekkel a több lábon állás tervezésénél is számolni kell. Ha a gazdasági követelményeket emeljük ki, akkor figyelembe kell vennünk a villamosenergia-rendszeren belüli (erőmű, villamos háló- 2

3 E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS GEOTERMIA ENERGIA 15,4 Twh (37%) Villamos energia, E = 41,6 Twh 14,5 Twh (35%) 11,7 Twh (28%) Import villamos teljesítmény: P = 1200 MW, évi kihasználási időtartam: τ = 7500 h/a, fajlagos beruházási költség: b = Ft/kW, élettartam: n = 60 év (futamidő 25 év). AE Q Atomenergia 165 PJ (16,5%) Q FE CE Fosszilis erőművek Q Ü VE SzE NE BE Megújuló erőművek Fosszilis energiák (olaj + földgáz + szén Megújuló energiák 725 PJ (72,5%) 110 PJ (11%) Primerenergia-felhasználás, G = 1000 PJ 1. ábra. Atomerőmű és más erőművek a magyar villamosenergia-ellátásban Q Ü Q Villamosenergia-import A magyar villamosenergia-ellátás egyik lábát a villamosenergia-import jelenti, amelynek százalékos alakulását a 2. ábra mutatja. A nemzeti villamosenergia-rendszerek öszszekapcsolása és együttműködése (export és import) indokolt, mindenekelőtt a tartaléktartás, szabályozás és az üzembiztonság szempontjából. Ám ennek keretében jelentős import-export szaldót tervezni és megvalósítani nem szabad. Tervezni azért nem indokolt, mert a villamos energiát termelni gazdaságosabb, mint importálni. A hazai termelés fejleszti a gazdaságot és növeli a foglalkoztatást. Importálni a primer energiát (földgáz, kőolaj) indokolt és szükséges, nem a végenergiát. A nagyarányú villamosenergia-import energiafüggőséget is jelent. Világ EU / /11 Szénerőmű % , ,4 Földgázerőmű % , ,2 Vízerőmű % , ,3 Szélerőmű % 2 7 6, ,7 Napelem % ,4 Atomerőmű % , ,9 Összesen TWh , ,1 1. táblázat. Különböző típusú erőművek megoszlása és növekedése a világon és az Európai Unióban [7, 8] 40 % , , ,9 10 6, zat stb.) és kívüli (externális) költségeket. Összehasonlítható energiaköltségként az erőmű élettartamára támogatás nélkül, kamatokkal számolt költségek jelenértékét kell figyelembe venni, a szolgáltatott villamos energia jelenértékére vetítve. A költségek között esetenként a beruházási költségeknek kitüntetett szerepük van, amelyeknél azt kell hangsúlyoznunk, hogy csak azonos fogyasztói csúcsteljesítmény ellátására alkalmas (azonos értékelhető teljesítményű) erőművek létesítését szabad egyenértékűnek tekinteni és összehasonlítani [6]. A hazai villamosenergia-rendszer fejlesztésénél, több lábon állásánál természetesen a hazai adottságokat és lehetőségeket vehetjük figyelembe. Érdemes rátekinteni arra is, hogy a világ és az Európai Unió hogyan fejlesztette, és hogyan tervezi a villamosenergia-termelését (1. táblázat). A világ és az európai fejlesztésben sok közös vonás van, ám számos eltérő tendencia is megállapítható. Atomerőmű A Paksi Atomerőműben jelenleg 4 db 500 MW villamos teljesítményű VVER 440 blokk üzemel. A villamosenergia-felhasználásunk közel 40%-át ezek termelik. A régi blokkok az élettartam-hosszabbítás után 2032 és 2037 között állnak le. A Paks 2. Atomerőműben az új atomerőmű-egységek 2025-ben és 2026-ban lépnek üzembe. Az új orosz blokkok 3. generációs VVER 1200 (AES 2006) egységek, amelyek ismert és feltételezett, cikkünkben használt jellemzői: 2. ábra. Villamosenergia-import a rendszerváltáskor és jelenleg A villamosenergia-rendszerek együttműködése során megvalósuló nagymértékű villamosenergia-import a gazdaság gyengeségét vagy a villamosenergia-ipar gyenge versenyképességét jelzi. A rendszerváltást megelőzően kialakult mintegy 30%-os villamosenergia-import az akkori tervgazdaság végén a magyar gazdaság rossz szerkezetét jelezte, a mostani mintegy 28%-os importunk pedig a meglehetősen erős piaci versenyben mutatja gyengeségünket. A jövőben a villamosenergia-import csökkentése az atomerőmű-bővítése mellett is lehetőséget nyújt például megújuló erőművek létesítésére. Fosszilis erőművek A fosszilis tüzelőanyagok, a földgázerőművek (FE) és a szénerőművek (CE) szerepe a villamosenergia-termelésben mérséklődik, de továbbra is számolni kell velük. A mérséklődés eltérő a szén és a földgáz esetén, illetve a világon és az Európai Unióban. A tervezett földgázfelhasználás aránya úgy tűnik nem változik, ám ez a világon 2035-ig mintegy 1,7-szeres, az Európai Unióban 1,2-szeres növekedést jelent. A szén felhasználása viszont a világon arányában 41%-ról 31%-ra csökken, de a felhasználás 1,3-szorosra nő, ugyanakkor az Európai Unióban a tervezett aránya 27%-ról 11%-ra, mértéke 0,4-ére csökken. A hazai villamosenergia-termelésben a földgáz- és a szénfelhasználás egyaránt mérséklődik, eltérő szempontok alapján. 3

4 NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU Földgázerőművek. A közelmúltban a földgázerőművek, ezek 215 MW villamos teljesítményű blokkjai képezték a magyar villamosenergia-rendszer gerincét. Ma már rossznak tekinthető, 36% körüli hatásfokuk és a földgáz nagyarányú áremelkedése miatt háttérbe szorultak. A magas földgázár még a meglévő, közel 60% hatásfokú kombinált gáz/gőzerőmű-blokkok (Csepel, Gönyű, Dunamenti) üzemeltetését is megkérdőjelezi, új földgázerőművek hazai létesítése pedig gyakorlatilag fel sem merül. A hazai villamosenergiarendszerben viszonylag számottevő a földgáztüzelésű kapcsolt energiatermelő (gáz/gőz körfolyamatú és gázmotoros) fűtőerőművek aránya, amiben szerepet játszott a villamosenergia-termelést támogató KÁT rendszer és az azt kihasználó lobbyérdek. Az elhibázott támogatás megszűnése, a kapcsolt energiatermelés alapját képező hőigények csökkenése és a földgázár-növekedés miatt a meglévő földgáztüzelésű fűtőerőművek kihasználása és villamos teljesítménye az utóbbi években számottevően csökkent [9, 10]. A jövőt illetően az energetikailag és gazdaságilag hatékony földgázalapú kapcsolt energiatermelést ki kell használnunk, ez az energiahatékonyság eszköze. Ám a földgázerőművek a villamosenergia-termelés kapacitásfejlesztésében nem jelentenek Paks 2. Atomerőmű számára olyan alternatívát, mint a korabeli szénhidrogén- (akkor olajtüzelésű) erőművek a Paksi Atomerőmű létesítésekor. Szénerőművek. A 2. világháború után villamosenergia-rendszerünk a szénerőművek bázisán alakult ki. Később a mélybányászatra támaszkodó szénerőművek megszűntek, jelenleg csak a felszíni, lignittüzelésű Mátrai Erőmű képviseli a szénerőműveket. A szénerőművek jövőbeli szerepét Paks 2. alternatívájaként a bányászat nehézségei, költségessége és a környezeti szempontok korlátozzák, a hazai energiaforrás- és munkahely-létesítési megfontolások háttérbe szorultak. Minimum megoldásként a Mátrai Erőmű elavult (mintegy 30% hatásfokú) blokkjai helyett kellene megépíteni a tervezett korszerű, szuperkritikus (mintegy 45% hatásfokú) lignitblokkot. Ez a korszerűsítés az új atomerőmű-egységek mellett is megvalósítható, az előnye pedig kétféleképpen is megnyilvánul: változatlan évi lignitfelhasználás (~ TJ/a) mellett az erőmű évente mintegy 50%-kal több villamos energiát (~2000 GWh/a) termelne, változatlan évi villamosenergia-termelés (~4000 GWh/a) mellett az új blokk évente mintegy 33%-kal kevesebb lignitet (~ TJ/a) használna fel és szén-dioxidot (~8800 t/a) bocsátana ki. 3. ábra. Megújuló energiák a hő- és a villamosenergia-termelésben HS Megújuló bázisú erőművek A megújuló energiák hasznosításáról a 3. ábra ad tájékoztatást [11]. A megújuló energiákból végenergiaként hőt, üzemanyagot és villamos energiát állíthatunk elő. A napkollektorok (NK) és a geotermikus energia (GE) csak hőtermelésre alkalmasak. A biomasszából vagy biomassza-kazánokban (BK) hőt, vagy biomassza-fűtőerőművekben (BE) kapcsoltan hőt és villamos energiát termelünk. Az alacsony hőfokszintű földhőt hasznosító hőszivattyúk (HS) villamos energiát nem termelnek, hanem fogyasztanak. A bioüzemanyag-gyártás (ÜA) a villamosenergia-termeléstől független. A megújulók közül a villamosenergia-termelésben a vízerőművek (VE), a szélerőművek (SzE) és a napelemek (NE) jöhetnek számításba. Vízerőművek. A vízerőművek korábban és a jövőben is mindenütt jelentős részét képezik a villamosenergia-termelésnek. A világon a vízerőművek eddigi és 2035-ig tervezett aránya 16%, a tervezett növekedés 1,7-szeres, az Európai Unióban pedig az arány 10%-ról 11%- ra nő, a növekedés 1,3-szoros. Magyarországon eddig 32 kis vízerőmű épült, mintegy 60 MW összteljesítménnyel és évente 200 GWh/a villamosenergia-termeléssel, ami jóval 1% alatt marad. A vízerőművek hazai vizsgálata és létesítése immár több évtizede tabutéma. A szakma, a társadalom és a politika még nem dolgozta fel a Bős-Nagymaros Vízlépcső okozta traumát. A vízlépcső tervezésének alaphibája az volt, hogy a bősi erőművet ún. oldalcsatornás megoldással tervezték, ami a határfolyó, a Duna elterelésével járt. A Csehszlovákián át vezetett oldal-vízcsatornás megoldás politikai szinten már nagyon korán elfogadást nyert, amelyen a későbbiekben már nem is lehetett változtatni [12]. A Nagymarosi Vízlépcső elhagyása ennek csak rossz, dacos következménye volt. József Attilával (A Dunánál) szólva, indokolt lenne rendezni végre közös dolgainkat, ez a mi munkánk; és nem is kevés. A hazai vízenergia-potenciál MW teljesítményre és 3-5 TWh/a energiára becsülhető, amely teljes kihasználás mellett sem tenné ki a villamos igények 10%-át. Vizsgálatok nélkül a kiépítés mértékére javaslat természetesen nem tehető. A tabu feloldásával újra vizsgálni kellene a korábban felvetett lehetőséget, a Nagymarosi, az Adonyi és a Fajszi Vízlépcsőt, egyenként mintegy 150 MW villamos teljesítménnyel. A nagyobb vízerőművek mellett feltárandók a kisebb folyóinkon létesíthető kisebb vízerőművek is. A Paks 2. atomerőmű-egységek létesítése kapcsán konkrétan is felvetődik a frissvízhűtés vizsgálata, kapcsolódóan pedig a sokszor felvetett szivattyús tározós vízerőmű szükségessége. Ezek elhallgatása nem megoldás, a megoldás csak a tabu feloldásával kereshető meg. A nem energetikai kérdések, mint a hajózás, öntözés, víztározás, ugyancsak indokolják a vízlépcsők vizsgálatát. Vizsgálat nélkül az atomenergia alternatívájaként szóba jövő vízerőművek jellemzői természetesen nem adhatók meg. F Villamos energia Hő Üzemanyag VE SzE NE BE NK BK GE ÜA Megújuló energiák, U Szélerőművek. Az elmúlt évtizedekben a szélerőművek olyan mértékben fejlődtek, hogy a villamosenergia-rendszer fejlesztésében már feltétlenül számolni kell velük. A világon a szélerőművek mintegy 2%- ot képviselnek, arányukat 2035-ig 7%-ra tervezik, ami 6,4-szeres növekedést jelent. Az európai adatok intenzívebbek, a mostani 6%-os arányt 2035-ig 18%-ra, a növekedést 3,7-szeresre tervezik. A szélerőművek fejlesztése nálunk is beindult. Jelenlegi teljesítményük 330 MW, évi energiatermelésük 600 GWh/a, például a vízerőművekének mintegy háromszorosa. A megújulók cselekvési terve 2020-ig a szélerőművek évi energiatermelését 1550 GWh/a-re tervezi [13]. A szélerőművek jellemzőit érzékenyen befolyásolja telepítési helyük. A tengerparti szélerőművek kihasználása és gazdaságossága 4

5 E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS GEOTERMIA ENERGIA lényegesen kedvezőbb, mint a szárazföldön telepítetteké, különösen mint a Kárpát-medencében elhelyezetteké. A hazai viszonyok között telepíthető szélerőművek jellemzőit a következők szerint becsülhetjük: évi csúcskihasználási időtartam: τ 1900 h/a, fajlagos beruházási költség: b = Ft/kW, élettartam: n = 25 év. Figyelembe kell venni, hogy a szél hektikusan változik. Hosszabb szélcsend idején a teljes szélerőmű-park hosszabb időre leállhat, ezért a szélerőművek értékelhető teljesítménye P ért 0. A szélerőművek kis aránya esetén az erőműrendszer meglévő tartalékai, rugalmassága ezt bizonyos mértékig kompenzálhatják, nagy szélerőmű-aránynál ennek hatásai még nem feltártak, az az erőműtervezés tisztázandó feladata. Fajlagos beruházási költség b Ft/kW Évi kihasználási Időtartam h/a Az erőmű élettartama n a Fajlagos beruházási költségteher Ft/kWh kamat nélkül r= 0,05 kamatlábbal Szélerőmű ,3 8,4 11,2 14,9 Napelem ,5 18,2 25,8 32,3 Atomerőmű * ,3 8,0 0 10,6 14, táblázat. Az atomerőmű-bővítés és a megújuló erőművek fajlagos beruházási költségterhe Napelemek. A naperőművek között a napelemek világszerte az utóbbi években jelentek meg dinamikus növekedéssel. A tervezett adatok azt jelzik, hogy a napelemek 2035-ben a világ villamosenergia-termelésében 4%-ot, az Európai Unióban 6%-ot képviselnek. Ezek az induló adatok nagyon figyelemfelkeltők, nyilván magukban hordozzák az új energiatechnológia bizonytalanságait. Magyarországon is intenzív a napelemek alkalmazása, ám középtávra még megalapozott tervezetekkel nem rendelkezünk. A villamosenergia-rendszer kapacitástervezésében a napelemekkel már számolni kell. Gazdaságosságuk még bizonyításra szorul, mert az eddigi alkalmazásukat elsősorban különböző (EU, norvég) támogatások tették lehetővé. A napelemek jellemzőit megbízható tervezési adatháttér hiányában csak becsülhetjük, a következők szerint: évi csúcskihasználási időtartam: τ 1100 h/a, fajlagos beruházási költség: b = Ft/kW, élettartam: n = 25 év. A napelemek esetén is figyelembe kell venni, hogy a napsugárzás is kiszámíthatatlan. Tartósan borult időben a napelemek villamosenergia-termelése hosszabb időre kieshet, a napelemek értékelhető villamos teljesítménye szintén P ért 0. Itt is hangsúlyozni kell, hogy kis arányú napelem hatását a meglévő villamosenergia-rendszer kompenzálja, a nagyarányú napelem-építés hatásai viszont még nem ismertek. Atomerőmű és megújuló erőművek beruházási költségterhe Az atomerőmű-egységek és a figyelembe veendő alternatív erőműmegoldások gazdasági összehasonlításában kiemelkedő szerepe van a beruházási költségeknek és költségterheknek, mert a tüzelőköltségek és egyéb költségek jelentősége az érintett eljárásoknál többnyire másodrendű. Indokolt a beruházási költségterhek összehasonlítása, amelyben szerepe van a fajlagos beruházási költségnek (b, Ft/kW), az évi kihasználási időtartamnak (τ, h/a), az élettartamnak (n, év) és a figyelembe veendő kamatlábnak (r). Az atomerőmű-bővítés és megújulók alternatíváinak (szélerőmű és napelem) beruházási költségterhét a 2. táblázat hasonlítja össze. A fajlagos beruházási költségteher kamatok nélkül b ka =, Ft/kWh, τ n és a kamatok figyelembevételével αl b a = τ, Ft/kWh, k r ahol az évente állandó energiatermelés mellett a kamattal számolt annuitási tényező n r(1+ r) α l =. n (1+ r) 1 Az annuitási tényező r = 0,05 kamatláb mellett n = 25 év esetén α l = 0,071, n = 60 év esetén pedig α l = 0,053. A 2. táblázat adatai alapján több, az új atomerőmű-egységek energiatermelésének beruházási költségterhét érintő megállapítás tehető: Kamatok nélkül az atomerőmű beruházási költségterhe 3,3 Ft/kWh, jóval kisebb, mint a szélerőművek 6,3-8,4 Ft/kWh és a napelemek 14,5-18,2 Ft/kWh beruházási költségterhe. r = 0,05 kamatláb esetén ha az erőművek tervezett élettartamával számolunk az atomerőmű beruházási költségterhe 10,6 Ft/kWh, szintén kisebb a szélerőművek 11,2-14,9 Ft/kWh és a napelemek 25,8-32,3 Ft/kWh beruházási költségterhénél. Ha viszont az atomerőműnél is például 25 éves futamidővel számolunk, akkor az atomerőmű beruházási költségterhe erre az időtartamra 14,2 Ft/kWh-ra nő, ami még mindig versenyképes a szélerőművekével és kisebb a napelemekénél, s azt is jelenti, hogy az atomerőmű villamosenergia-termelését a év közötti időszakban beruházási költség már egyáltalán nem terhelné. A táblázat nem tartalmazza az építés ideje alatt fellépő költségek kamatterhét, az interkaláris tényezőt, ami atomerőmű hosszú építési ideje miatt a beruházási költségeket 15-20%-kal is megnövelheti. Összességében megállapítható, hogy az atomerőmű beruházásának költségterhe az atomerőmű energiatermelésére vetítve kamatok nélkül és kamatokkal, illetve rövidített futamidőre számítva is viszonylag mérsékelt és versenyképes. Indokolt a különböző megoldások beruházási költségeit is összehasonlítani azonos évi villamosenergia-termelés mellett. Ezt az öszszehasonlítást a 3. táblázat adja meg, melynek adatai azt mutatják, hogy az atomerőmű-bővítés nagy beruházási költségeit az azonos 3. táblázat. Atomerőmű, szélerőmű és napelem beruházási költségigényének összehasonlítása Évi energiatermelés E GWh/a Kihasználási időtartam h/a Villamos teljesítmény P MW Fajlagos beruházási költség b, Ft/kW Beruházási költség B Mrd Ft Szélerőmű Napelem Atomerőmű

6 NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU mennyiségű villamos energiát termelő szélerőművek és napelemek beruházási költsége meghaladhatja, esetleg jelentősen. Itt azt is figyelembe kell venni, hogy az atomerőmű értékelhető villamos teljesítménye 2400 MW, a szélerőműveké és a napelemeké gyakorlatilag nulla. A fentiekhez még hozzá kell fűzni, hogy a nagyteljesítményű atomerőmű-egységet tartaléktartás, a szélerőműveket és a napelemeket pedig az értékelhető teljesítményük hiánya miatti kapacitáslétesítés beruházási költségei terhelik. Erre számszerűsíthető adatok jelenleg nem állnak rendelkezésre, ám valószínűsíthető, hogy ezek a beruházási költségterhek a szélerőműveknél és a napelemeknél jóval nagyobbak. Erőmű típusa Atomerőmű Szélerőmű Napelem magas költség közepes költség alacsony költség tengerparti szárazföldi kristályos vékonyréteges, filmes Fajlagos beruházási költség 10 6 USD/MW 6,62 4,80 3,57 1,08-1,88 4,29-8,08 1,45-1,60-6,21 Egységköltség (LCOE) USD/MWh táblázat. Atomerőmű, szélerőmű és napelem fajlagos beruházási költsége és összehasonlítható egységköltsége (LCOE) [15] Az erőműtípusok gazdasági megítélése a világon és az Európai Unióban Az atomerőmű-egységek és a felvetődő alternatívák gazdasági öszszehasonlításánál érdemes figyelembe venni a nemzetközi vizsgálatok eredményét is. Két mérvadó vizsgálat eredményeire utalunk. A 4. táblázatban az Európai Bizottság vonatkozó tanulmánya alapján a különböző típusú erőművek aktualizált egységköltségét és országokra vonatkozó összehasonlító adatait közöljük. A táblázat adatai minden vizsgált országban az atomerőművek gazdaságosságát mutatják, nagyobb mértékben a szárazföldi szélerőművekkel és a napelemekkel szemben, kisebb mértékben a szén- és földgázerőművekhez mérten. A tanulmány vizsgálja a különböző típusú erőművek hálózati kapcsolódásának költségeit és az externális költségeket, amelyeket az 5. táblázatban adunk meg. A hálózati költségek különösen szélerőművek és napelemek esetén, az externális költségek pedig a fosszilis erőművek esetén nagyok. A különböző erőmű-technológiák várható költségeit elemezte WEC tanulmány is. Ebből az atomerőművek, a szélerőművek és a napelemek fajlagos beruházási költségét és összehasonlítható egységköltségét (Levelised Cost of Electricity, LCOE) adjuk meg a 6. táblázatban. 4. táblázat. Különböző típusú erőművek aktualizált egységköltsége néhány országban [14] Aktualizált egységköltség, USD/MWh Atom Szén Gáz Tengerparti szél Szárazföldi szél Napelem Finnország 73,8 71,6 88,1 111,0 158,4 488,3 Franciaország 72,2 85,7 87,3 110,8 143,2 413,4 Németország 67,2 85,7 87,3 119,5 158,4 249,3 Korea 42,3 69,4 92,3 111,0 174,2 222,3 Anglia 84,0 94,3 105,7 113,4 137,4 363,7 USA 63,6 75,5 74,3 93,2 114,2 214,9 5. táblázat. A különböző típusú erőművek hálózati és externális költségei [14] Hálózati költségek USD/MWh Externális költségek /MWh Atomerőmű Szénerőmű 1 40 Földgázerőmű 0,5 20 Szélerőmű, szárazföldi tengerparti Napelem A világra kiterjedő adatok optimista és pesszimista számokat egyaránt tartalmaznak, ezek nagy szórást mutatnak, de az összehasonlításból az atomerőművek versenyképessége állapítható meg. Új atomerőmű-egységek és az erőműtervezés A Paks 2. Atomerőműbe kerülő új atomerőmű-egységek, a 3. generációs atomreaktorok tervezése és szállítása orosz feladat és felelősség. Ugyanakkor az atomerőmű telepítése, hűtése, csatlakozásai stb. magyar erőműtervezési feladatok. Számos részlet- és kiviteli tervet szintén magyar tervezőknek kell elkészítenie. A Paksi Atomerőmű VVER 440 blokkjainak létesítése igényelte az akkori nagy ERŐTERV sokoldalú és színvonalas tervezését. Az erőműtervezés csapatmunka, nagy projekt tervezése nagy tervező csapatot igényel. A rendszerváltás és az energiaipar privatizálása után a hazai nagy tervezőirodák megszűntek, vagy elaprózódtak, az ERŐTERV tervezőkapacitása is jelentősen csökkent. Az atomerőmű-bővítés tervezéséhez szükséges a még meglévő tervezők összefogása, új tervezők bevonása, és a tervezőcsapat képzése és felkészítése a várható feladatokra. A várható tervezési feladatok sokrétűek, csupán két feladatra utalunk: a) A Paksi Atomerőmű meglévő és új egységeinek átfedése gondos tervezést igényel. Az átfedésre állnak rendelkezésre adatok, ezeket a 4. ábra mutatja, amely évi 1%-os villamosenergia-növekedést tételez fel. Az ismert tervek szerint a régi és az új egységek 12 éven keresztül üzemelnek együtt, ebből 6 éven át teljes kapacitással, azaz 4400 MW villamos teljesítménnyel. Mi indokolhatja ezt a meglepő, jelentős átfedést? Az ok kereshető a meglévő blokkok élettartam-hosszabbítása és az új blokkok üzembelépése bizonytalanságában, bár szerintem egyik sem szolgáltat meggyőző indokot. A meglévő blokkok élettartam-hosszabbítását szakszerű vizsgálat és engedélyezés alapozza meg. Az új blokkok üzembelépésénél sem indokolt csúszással számolni, miként az a régi blokkok építése esetén valóban előfordult. A régi atomerőmű-egységek halasztását a korabeli intenzív szénhidrogén-program és szénhidrogén erőműépítés, az olajfinomítás melléktermékeként megjelenő nagymennyiségű gudron erőművi hasznosítása indokolta. A halasztás az atomerőművek intenzív technikai-környezeti fejlesztése időszakára esett, és azzal egyértelműen jól jártunk, mert a halasztás után kettő helyett négy blokkot építettünk, s ami lényegesebb, a megvalósított blokkok teljesítménye nagyobb lett, korszerűsége és biztonsága (lokalizációs torony) pedig fokozottabb követelményeket is kielégített. Paks 2. esetén a csúszástól technikai előnyök már nem várhatók, az csak gazdasági hátrányt okozhat: új költségeket hozhat, és mindenképpen növeli az interkaláris tényezőt. 6

7 E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS GEOTERMIA ENERGIA A hosszú ideig tartó és nagymértékű átfedés több aggályt is felvet az atomerőmű, a vele együttműködő erőművek és a villamosenergia-rendszer szempontjából. Az atomerőmű szempontjából az átfedés egyik nehézségét a hűtés biztosítása jelenti. A Paksi Atomerőmű nagyságrendje esetén a frissvízhűtés megvalósítása a Duna nagyságú folyó esetén határértékeket érinthet. Az erőműtervezőnek úgy kell az atomerőmű hűtőrendszerét megterveznie, hogy a megoldás egyrészt minden környezetvédelmi követelménynek megfeleljen, másrészt az atomerőmű gazdaságosságát biztosítsa. Az átfedés 6-12 éve alatt a hűtéssel elvonandó hőteljesítmény az előtti és az utáni érték kétszeresére nő, és ebben az időszakban nagyon nehéz lesz a környezeti követelményeket és a gazdaságossági elvárásokat együtt biztosítani. Az atomerőmű az átfedési időszakban megkétszerezett teljesítménye mellett nehezen fogja elérni a gazdaságosság miatt megkövetelt nagy kihasználást. Várható, hogy ebben az időszakban érzékenyen csökken az erőmű kihasználtsága. Az átfedési időszakban az atomerőmű jelentősen csökkenti az együttműködő erőművek villamosenergia-termelését. A 4. ábra szerint az atomerőmű a vele együttműködő fosszilis és megújuló erőművek termelését az átfedés időszakában a felére csökkenti, majd az átfedés után nagyon megnöveli. Ez a drasztikus változás az erőműrendszer üzemvitelét és gazdaságosságát rontja, és önmagában is felvetheti a szivattyús tározós erőmű létesítésének szükségességét. Az átfedési időszakban lényegesen megváltozik a villamosenergiarendszer energiaáramlása. Megvizsgálandó, hogy az átmeneti átfedés a villamosenergia-átvitel rendszerében milyen átalakításokat, fejlesztéseket és költségeket igényel. b) A Paks 2. bővítés egyik vonzó gazdasági hatása, hogy a beruházás 40%-át hazai vállalkozások teljesítik, magyar munkaerők végzik. A hazai beszállítás és munkahely-teremtés a magyar gazdaság fejlesztésének kiváló eszköze lehet, amihez szükséges, hogy a hazai közreműködést körültekintő és szakszerű erőműtervezés készítse elő. A széleskörű részvételi szándék nyilvánvaló, sokak és az ország érdeke, ám a részvétel konkrét és reális lehetőségeit az energiatervezésnek kell feltárnia egyrészt az atomerőmű tényleges igényei alapján, másrészt a számításba vehető hazai beszállítók adottságainak figyelembevételével. Összefoglalás, megállapítások Az új atomerőmű-egységek létesítése élénk szakmai, társadalmi és politikai vitát váltott ki. A cikk és több évtizedes tapasztalat alapján a következő megállapításokat tesszük: A Paksi Atomerőmű a közel 40%-os energiatermelésével a hazai villamosenergia-rendszer meghatározó alaperőműve volt az elmúlt évtizedekben, s ebben a szerepben az atomerőműnek a jövőben sincs valós alternatívája. A korszerű szén/lignit-erőművek, a vízerőművek (ha a tabu megszűnik), a jó hatásfokú és kapcsolt földgázerőművek, a szélerőművek és a napelemek az atomerőműnek szükséges és fontos kiegészítői. Létesítésükre az elöregedő erőműveink pótlása és az import csökkentése bőséges lehetőséget biztosít. Paks 1. és Paks 2. folytonosságát biztonsággal, ám a legkisebb átfedéssel célszerű biztosítani. Paks 2. beruházási költsége igen nagy. Ám a termelt villamos energiára fajlagosított és kamatokkal számolt fajlagos költségterhe alapján versenyképes, gazdaságos villamosenergia-termelést biztosít. 100 % E 35 (2013) 65 Paks 1 Paks 1/1 2/1 Paks 2/2 1 %/a Fosszilis és megújuló erőművek 1/3 1/4 Paks ábra. Paks 1. és Paks 2. Atomerőmű tervezett átfedése A villamosenergia-rendszer fejlesztéséhez szükség van állami stratégiai tervezésre, amely figyelembe veszi az összes felvetődő lehetőséget (az amatőrök javaslatát is), és azokat gazdasági, biztonsági és környezeti követelmények szerint szakszerűen értékelve alakítja ki a hazai erőműépítési tervet. A Paks 2. bővítés sikeres megvalósításához megerősített erőműtervezésre van szükség, amely biztosítja az atomerőmű-bővítés csúszásmentes, szakszerű megvalósítását, ebben a hazai beszállítás tervszerű, minél nagyobb arányú tényleges részvételét. Irodalom [1] Lévai A.: Hőerőművek, Nehézipari Könyv- és Folyóiratkiadó Vállalat, [2] Lévai A., Büki G., Kováts I.: Atomerőművek. Tankönyvkiadó, [3] Büki G.: A Lévai örökség (in: Járosi: A Lévai örökség és a magyar energetika, Püski, 2010). [4] Csom Gy.: Lévai András szerepe az atomenergetika hazai meghonosításában (in: Járosi: A Lévai örökség és a magyar energetika, Püski, 2010). [5] Lovas R.: Áttekintés Magyarország energiastratégiájáról. MTA Köztestületi Stratégiai Programok, [6] Büki G.: Erőművek. Műegyetemi Kiadó, [7] World Energy Outlook [8] Stróbl A.: Villamos energia és teljesítőképesség , [9] Stróbl A.: A magyarországi kapcsolt villamosenergia-termelés alakulásáról. MKET Konferencia, [10] Hamvai L.: Gázmotorok üzemeltetése az új szabályozási környezetben. Magyar Energetika, 2014/2. [11] Büki G., Lovas R.: Megújuló energiák hasznosítása. MTA Köztestületi Stratégiai Programok, [12] Lévai A.: A Duna Pozsony alatti magyar szakaszának tragédiája. Püski, [13] Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Terve [14] William D. D haeseleer: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy. Study for the European Commission, [15] WEC: World Energy Perspective, Cost of Energy Technologies, /2 7

8 ENERGIAPOLITIKA E-NERGIA.HU Tihanyi László, Horánszky Beáta, Tihanyi Katalin Célkeresztben a vezetékes energiaellátás Az elkövetkező évtizedekre vonatkozó energiaellátási stratégiákban Európa-szerte általános bizonytalanság és útkeresés tapasztalható óta hektikusan változnak az energiahordozó-árak, és egyre több kérdőjel merül föl a még érvényes hosszú távú földgázszállítási szerződések lejárta utáni időszakkal kapcsolatban. A kelet-európai földgázellátásban meghatározó szerepet játszó orosz földgáz az USA földgázpiacain érvényesülő árakhoz képest meglehetősen drága; az olajárhoz kötött gázárak nagymértékben elszakadtak a tengerentúli árpiaci trendektől, s nem követik a cseppfolyós földgáz (LNG) piaci áringadozásait sem. Az elmúlt években kialakult helyzet jelentősen rontja az EU-tagországok nemzetközi versenyképességét. Nagy kérdés, lehet-e új árképzési szabályokban megegyezni az orosz partnerrel, illetve mennyire lehet, érdemes a spot-piaci árakra építeni. A földgáz-felhasználó országok várakozással tekintenek a nem-hagyományos földgázkészletek kiaknázásában rejlő lehetőségekre, valamint az LNG növekvő térnyerésére. Az energiaárak közelebbről a földgázárak Magyarország jövőbeni fejlődését is alapvetően befolyásolhatják. A szerzők a múltbeli események és trendek elemzésével kívánnak hozzájárulni e komplex kérdéskör megismeréséhez. Váratlan események A 21. századba lépve úgy tűnt, az Európai Unió tagállamai célirányosan haladnak előre a fenntartható fejlődés útján. Az Unión belül egyre határozottabb formát öltöttek a fenntartható fejlődésre vonatkozó stratégiák, rögzítésre kerültek az energiapiacok működését szabályozó keretek, együttműködési szabályok. Számos fontos közösségi dokumentum látott napvilágot, melyek az európai polgárokban azt a hitet erősíthették: jó irányba halad a Közösség, bizonytalanságok csak a céldátumokkal kapcsolatban lehetségesek. A legtöbb tagországban időarányosan teljesültek a megújulók részarányára vonatkozó vállalások, javult az energiahatékonyság, és figyelemreméltó eredmények születtek az üvegházhatású gázok (ÜHG) kibocsátásával kapcsolatban. Az energetika területét érintő dokumentumok, elemzések, átfogó pályázati programok az EU hivatalos internetes oldalain mindenki számára hozzáférhetők. A tagországokra vonatkozó széleskörű adatbázis áll rendelkezésre az EUROSTAT honlapján, megbízható hátteret biztosítva a tagországok adatainak összehasonlításához, különböző elemzések készítéséhez az Unió bármely polgára számára. Az előzők szerinti folyamatban váratlan esemény volt a 21. század első évtizedének végén az USA-ban kirobbant pénzügyi válság, mely átterjedt az EU-tagországokra is, s hatása csak napjainkban kezd gyengülni. A válság az Európai Unióhoz csak néhány éve csatlakozott kelet-európai országokat mélyebben érintette, mint az erősebb gazdasággal rendelkező tagállamokat. A visszaesés mértéke a válság előtt felhalmozódott egyensúlytalanságoktól függött. Lengyelország, Szlovákia és Csehország növekedési kilátásai kisebb mértékben romlottak, Magyarország viszont a visegrádi országok sorában az utolsó helyre csúszott [1, 2]. Globális hatású esemény volt a Fukushima Daiicsi (Fukushima I) atomerőművet érintő, március 11-én, helyi idő szerint kor bekövetkezett tohokui földrengés és az azt követően kialakult szökőár. A természeti katasztrófa súlyos nukleáris üzemzavarok és balesetek sorozatát indította el. Három reaktorban teljes zónaolvadás történt, négy reaktorblokk szerkezetileg károsodott. Az erőműből nagy mennyiségben kijutott radioaktív anyagok több tíz kilométeres távolságig beszenynyezték a környezetet. A balesetet a Nemzetközi Nukleáris Eseményskála (INES) szerinti legsúlyosabb, 7-es fokozatba sorolták [3]. A július 23-án a japán kormány számára készített független parlamenti bizottsági jelentés a katasztrófa fő okaként egyértelműen az emberi felelőtlenséget jelölte meg azaz ember okozta katasztrófának minősítette a fukushimai balesetet. Németországban a fukushimai katasztrófát követően, március 15-én, Merkel kancellár azonnali hatállyal három hónapra leállíttatta a hét legöregebb német atomerőművi blokkot [4]. Kevesebb, mint három hónappal később, május 30-án, a kancellár újabb döntést hozott, melyben visszatért elődje, Schröder évi döntéseihez: a három hónapra leállított hét legidősebb reaktor már nem indulhat újra, a többi blokk 2021-ig végleg beszünteti működését, három erőművet csak 2022-ben zárnak be, a nukleáris üzemanyagadó továbbra is megmarad. A márciusi döntés következtében a mintegy 20 GW atomerőműi beépített teljesítmény egyik napról a másikra 40%-kal esett vissza. A döntés értelmében, 5 éves türelmi idő után, kétévenkénti fokozatos csökkentésnek kell következnie. Utóbbi intézkedés hatására az atomerőművi beépített kapacitás lépcsőzetesen 50, 45, végül 40%-ra fog mérséklődni. Az utolsó évben már csak a három legkorszerűbb reaktorhoz kapcsolódó maradék 20%-os (4 GW) kapacitás üzemelhet. A fenti folyamat eredményeképp Németország villamosenergiarendszerében 2020-ra mintegy 10 GW teljesítményhiány lép föl, és nincs végleges elképzelés arról, hogyan kellene ezt pótolni áprilisában az energiaipar meghatározó szereplői a kancellár vezetésével vitatták meg az energiaellátás jövőjére vonatkozó javaslatokat. A kiszivárgott információk szerint az iparági szereplők képviselői a gáztüzelésű erőművek jelenleginél jobb ösztönzését várják a kormánytól, mert tapasztalataik szerint ezek az erőművek képesek a megújuló energiák ingadozásának kiegyenlítésére és a csúcsigények kielégítésére. Az EU döntéshozói körében törést jelentett, hogy a december 7. és 18. között tartott koppenhágai klímacsúcson résztvevő országoknak nem sikerült sem rövid, sem hosszú távú kötelező erejű célkitűzésben megállapodniuk a szén-dioxid-kibocsátás csökkentésének mértékéről. A koppenhágai egyezmény ugyanakkor előremutató is volt, lévén az első olyan ENSZ-dokumentum, amelyben valamennyi ország elismeri annak szükségességét, hogy az éghajlatváltozás mértékét a kritikus 2 fokos szint alatt tartsák. Az EP előzetes állásfoglalása szerint a fejlett 8

9 E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA GEOTERMIA országoknak 2020-ra együttesen százalékos csökkentést kellene elérniük. Hosszú távú célként jelölték meg az 1990-es szinthez képest legalább 80 százalékos kibocsátás-csökkentés elérését (2050-ig) [5]. Az Energia 2020 program célkitűzéseit és az Energia 2020 stratégia végrehajtását szolgáló európai uniós intézkedések és szakpolitikák nagyon biztatóak. Ezek alapján várható, hogy a kedvező folyamatok 2020 után is folytatódni fognak, elősegítve, hogy a kibocsátás 2050-ig 40 %-kal csökkenjen. Mindez azonban nem elégséges az Európai Unió 2050-re vonatkozó szén-dioxid-mentesítési törekvéseinek megvalósításához, mivel a kitűzött időpontig előre láthatóan csak a tervezett korlátozás fele fog realizálódni. Ez jelzi, milyen hatalmas erőfeszítésekre és változásokra van szükség a versenyképes és biztonságos energiaágazat fenntartásához, és vele párhuzamosan a szükséges kibocsátás-csökkentés eléréséhez - mind szerkezeti, mind társadalmi szinten. Hangsúlyozni szeretnénk, hogy az Európai Unió az energetika minden területén, minden lényeges kérdésben kidolgozta és folyamatosan frissíti iránymutatásait, előírásait. Ezen dokumentumok az állampolgárok számára is könnyen hozzáférhetők a Summaries of EU legislation Energy honlapon [6]. Számot kell vetni ugyanakkor az esetleges politikai, pénzügyi és piaci bizonytalanságokkal, melyek előre nem látható módon befolyásolhatják a döntések alakulását. Az Európai Unión belül az egyes tagországok érdekei meglehetősen eltérnek egymástól, s ezeket a nemzeti döntéshozatalban minden ország igyekszik előtérbe helyezni. Objektív tényezőként azt is figyelembe kell venni, hogy az energiaellátás terén a kis országok ki vannak szolgáltatva az energiaexportáló országoknak, az EU-n belül pedig nagymértékben függenek az energetikai infrastruktúra fejlesztéseitől. Gázár változások A szakemberek számára is meglepő volt, hogy az 1990 és 2000 között stagnáló, majd 2000től 2005-ig lassan növekvő energiaárak 2005 után elszakadtak egymástól, majd 2008 után kiszámíthatatlan mértékben és tendenciával változtak. Ez a folyamat napjainkban is tart, ami nagyon megnehezíti az energetikában elengedhetetlen hosszú távú tervezést. A váratlan piaci mozgások első számú szereplője a kőolaj, amely más energiahordozóval csak nagyon korlátozott mértékben helyettesíthető. Ha az évente megjelenő BP Statistical Review of World Energy kiadványban a több mint 100 éves időtartamra vonatkozó aktuális és diszkontált olajár-görbét szemléljük, hihetetlennek tűnik, hogy a második világháború idején az olajár végig töredéke volt a mainak, s a hadigépezetek hatalmas üzemanyag-igénye ellenére alig ingadozott [7]. Napjainkban egy sokkal szerényebb esemény (vagy annak híre) is kiszámíthatatlan ingadozást eredményez. Forráskörzet Norvégia 13,3% 22,7% Oroszország 55,3% 25,1% Észak-Afrika 14,9% 12,3% NL+DK+UK 16,2% 13,6% Közép-Afrika 0,0% 4,5% Katar 0,0% 9,1% Egyéb 0,3% 12,8% Összesen 100% 100% 1. táblázat. Az import földgáz részarányának változása Az 1. ábrán a földgáz világpiaci árának alakulása látható az közötti időszakban. Az ábra alapján megállapítható, hogy től 2008-ig a kőolaj és a földgáz világpiaci ára szűk tartományban, jelentős ingadozások nélkül változott és 2008 között a kőolaj ára elszakadt a földgáz-áraktól és gyors ütemben növekedett. Ebben az időszakban Észak-Amerikában és Európában a földgáz, a Távol-Keleten az LNG ára a kőolajénál kisebb mértékben nőtt és 2009 között a fosszilis energiahordozóknál jelentős mértékű, de differenciált áresés következett be után a vizsgált energiahordozók árai elszakadtak egymástól, így 2012-re több mint ötszörös különbség alakult. A földgázpiacon a jövőt illetően bizonytalanságot okoz, hogy a nemhagyományos gázkészletek (tight gas, shale gas) nagyságával és jövőbeni piaci részarányával kapcsolatos becslések széles tartományban szórnak [8]. Optimista becslések szerint a nem-hagyományos készletekből termelt földgáz az elkövetkező évtizedekben árcsökkentő hatású lesz a gázpiacokon. A pesszimista becslések viszont azt hangsúlyozzák, hogy a kitermelés nem kellően kiforrott technológiája miatt a közeljövőben nem indokolt jelentős mennyiségekkel számolni. A 2. ábrán látható, hogy 1990 és 2010 között az EU-tagországok az import földgáz döntő részét négy nagy forráskörzetből: Oroszországból, Norvégiából, az észak-afrikai térségből (Algéria Líbia Egyiptom), valamint az EU belső forráskörzetéből (Hollandia Dánia Egyesült Királyság) szerezték be. Látható, hogy a földgáz import 1994-től ig közel egyenletesen növekedett, miközben folyamatosan változott az egyes forráskörzetekből vásárolt földgáz részesedése. Az orosz import abszolút nagysága alig változott, de részaránya 55%-ról 25%-ra mérséklődött. Ez egyben azt jelenti, hogy a hosszú távú szerződésekre és az olajárhoz kapcsolt árformulára épülő piaci szegmens részaránya csökkent. Ugyanezen időszakban a norvég importhányad 13%-ról 23%- ra bővült. Figyelemre méltó, hogy a közép-afrikai és katari körzetből 1. ábra. Az energiahordozók ára a nemzetközi kereskedelemben (Forrás: BP Statistical Review of Energiahordozó World Energy, 2013) árak 2. ábra. Az import földgáz mennyisége az EU-27 országcsoportban EU-27 - földgáz import (Forrás: EUROSTAT, 2014) USD/MWh EU (NG) UK (NG) US (NG) Canada (NG) Japan (LNG) Crude Oil OECD PJ (GCV) Oroszország Norvégia Észak-Afrika NL+DK+UK Közép-Afrika Katar Egyéb 9

10 ENERGIAPOLITIKA E-NERGIA.HU Európába érkező import részaránya 1990 és 2011 között 0%-ról 22%- ra nőtt. Utóbbi szegmensben a spot-piaci árak érvényesültek. A trendek alapján megállapítható, hogy Európában a gázpiac dinamikusan bővült, és nem valószínű, hogy a közeljövőben e téren lényeges változás fog bekövetkezni. Az Európai Bizottság vizsgálata Az Európai Bizottság közelmúltban megjelent közleménye, részletes vizsgálatra támaszkodva, összefoglalja azt a sokszínűséget, mely az EU-n belül jelenleg érvényes vezetékes energiaárak területén tapasztalható [9]. A közlemény rámutat arra, hogy a gáz- és villamosenergia-számlán megjelenő ár három komponensből tevődik össze. Első komponens: a gáz- és villamosenergiának a hálózatba történő betáplálásáig jelentkező költségek. Ez földgáz esetén a kitermeléshez és előkészítéshez kapcsolódó költségeket, míg villamosenergiánál a tüzelőanyag megvásárlásának, szállításának, továbbá az erőművek megépítésének, üzemeltetésének és leszerelésének költségeit jelenti. A második komponenst a vezetékes infrastruktúra létesítésével és üzemeltetésével, továbbá a rendszerirányítással és az energiának a végső fogyasztók számára történő értékesítésével kapcsolatos költségek alkotják. E második komponensbe tartoznak továbbá a hálózati veszteségek is. A hálózati tarifákhoz gyakran olyan díjak is hozzáadódnak, melyek a közszolgáltatási kötelezettséggel és technológiai támogatással kapcsolatosak. Végül, a fogyasztói ár harmadik komponense az adók és illetékek köre; ezek lehetnek általános (forgalmi) adó típusúak (hozzáadottérték-adó, jövedéki adó), vagy az energiapolitika és az éghajlat-változási politika alapján kivetett külön illetékek. A hivatkozott közlemény azt is megállapítja, hogy az Unió átlagában 2008 és 2012 között a háztartási villamosenergia-árak évi 4%-kal nőttek. A legtöbb tagállamban ez az emelkedés meghaladta az inflációt. Ugyanezen időszak alatt a háztartási gázárak évi 3%-kal lettek magasabbak, szintén az inflációt meghaladóan. Hangsúlyozni kell, hogy az előző átlagok jelentős nemzeti eltéréseket takarnak. Az ipari fogyasztókra vonatkozó kiskereskedelmi villamosenergia-árak a tagállamok felében mintegy évi 3,5%-kal, azaz messze az infláció felett, a gázárak pedig évi 1% körül az infláció alatti mértékben emelkedtek a legtöbb tagállamban. A földgáz kiskereskedelmi árát tekintve 2008 és 2012 között az energia-ár összetevő (első komponens) szinten maradt, míg a hálózati komponens uniós átlagban 17%-os növekedést mutatott a háztartások, és 14%-os növekedést az ipari fogyasztók esetében. A harmadik ár-komponens (adók és illetékek) 12 14%-kal emelkedtek a háztartási, és 12%- kal az ipari kategória vonatkozásában. A háztartási és a nagyfogyasztói árak összehasonlítása A továbbiakban a villamosenergia és a földgáz háztartási és nagyfogyasztói árának alakulását elemezzük az EUROSTAT adatai alapján [10, 11, 12]. A statisztikai adatbázisban szereplő differenciált fogyasztói kategóriák közül további vizsgálatunkhoz a 2. táblázat szerinti kategóriákat választottuk. 2. táblázat. Az elemzésben vizsgált fogyasztói kategóriák Villamos energia Háztartási Nagyfogyasztói 2500 kwh < F1 < 5000 kwh 500 MWh < F2 < 2000 MWh Földgáz Háztartási Nagyfogyasztói 5600 kwh < F3 < kwh 2778 MWh < F4 < MWh EUR/kWh 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 Dánia Németország Olaszország Spanyolország Belgium Háztartási villamosenergia árak Svédország Ausztria Portugália Villamos energia: 2500 kwh < éves fogyasztás < 5000 kwh EU-28 Hollandia Egy. Királyság Az EUROSTAT adatbázisában minden kategóriára lebontva megtalálhatók az adókat és illetékeket tartalmazó bruttó, és az előzőek nélküli nettó árak a közös európai és a nemzeti valutában egyaránt. Háztartási fogyasztói kategóriában a bruttó, míg a nagyfogyasztói kategóriában a nettó árat választottuk vizsgálatunkhoz. A nemzetközi összehasonlítást a közös európai valutában (EUR) megadott költségek alapján végeztük. Az előző feltételek azonosak az EUROSTAT által készített nemzetközi összehasonlítás feltételeivel [10]. A 3. ábrán a háztartási villamosenergia-árak láthatók az Európai Közösség választott országaiban 2009, 2011 és 2013 első félévére vonatkozóan. A csökkenő sorrendet a 2013/1. félévre vonatkozó adatok határozták meg. Az ábra alapján megállapítható, hogy a vizsgált időszakban az országok döntő többségénél változó mértékű növekvő trend figyelhető meg. A háztartási villamosenergia-ár Dániában volt a legmagasabb (0,30 EUR/kWh); az EU-28- ra vonatkozó ár 0,20 EUR/kWh, a magyarországi 0,14 EUR/kWh volt, míg a legkisebb energiaárat Bulgáriában jegyezték (0,092 EUR/kWh). Az ábráról az is leolvasható, hogy a Magyarországot követő öt fiatal EU-tagállamban az árak közel azonosak, minimális eltéréssel. A 4. ábra tanúsága szerint a nagyfogyasztói villamosenergia-ár a 2013/1. félévben Olaszországban volt a legmagasabb (0,168 EUR/kWh). Az EU-28- ra vonatkozó ár 0,120 EUR/kWh, a magyarországi ár 0,096 EUR/kWh volt, míg a sorrendben leghátul álló Svédországban az energiaár megközelítette a 0,080 EUR/kWh-t. Az ábrából az is kitűnik, hogy 2009 és 2013 között Magyarország jelentős mértékű árcsökkentést hajtott végre, ennek eredményeképpen került az utolsó harmadba. Figyelemre méltó, hogy az országok sorrendjében közvetlenül Magyarország előtt Hollandia és Franciaország áll, azonos értékkel. Szlovákia Szlovénia Cseh Közt. Lengyelország Franciaország 2009 s1 E 2011 s1 E 2013 s1 E 3. ábra. Háztartási villamosenergia-árak változása között (Forrás: EUROSTAT, 2014) 4. ábra. Nagyfogyasztói villamosenergia-árak változása között Nagyfogyasztói villamosenergia árak (Forrás: EUROSTAT, 2014) EUR/kWh 0,18 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 Olaszország Németország Szlovákia Litvánia Spanyolország EU-28 Egy. Királyság Portugália Lettország Ausztria Belgium Dánia Cseh Közt. Szlovénia Észtország Hollandia Magyarország Franciaország Lettország Magyarország Horvátország Horvátország Litvánia Lengyelország Észtország Villamos energia: 500 MWh < éves fogyasztás < 2000 MWh 2009 s1 E 2011 s1 E 2013 s1 E Románia Románia Bulgária Bulgária Svédország 10

11 E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA GEOTERMIA Háztartási földgáz árak A vezetékes energiák összehasonlítása 0,14 0,12 Földgáz: 5600 kwh < éves fogyasztás < kwh 0,35 0,30 EUR/kWh 0,10 0,08 0,06 0,04 EUR/kWh 0,25 0,20 0,15 0,10 0,02 0,05 0,00 Svédország Dánia Portugália Olaszország Hollandia Ausztria Spanyolország Franciaország Szlovénia Németország EU-28 Belgium Cseh Közt. Litvánia Egy. Királyság Észtország Lettország Bulgária Szlovákia Horvátország Lengyelország Magyarország Románia 0,00 Dánia Németország Olaszország Spanyolország Belgium Svédország Ausztria Portugália EU-28 Hollandia Egy. Királyság Szlovákia Szlovénia Cseh Közt. Lengyelország Franciaország Magyarország Lettország Horvátország Litvánia Észtország Románia Bulgária 2009 s1 G 2011 s1 G 2013 s1 G 5. ábra. Háztartási földgázárak változása között (Forrás: EUROSTAT, 2014) 2013 s1 EH 2013 s1 EI 2013 s1 GH 2013 s1 GI 7. ábra. A vezetékes energiaellátás árainak változása között (Forrás: EUROSTAT, 2014) Az 5. ábra alapján megállapítható, hogy a háztartási földgáz-ár minden vizsgált országban lényegesen kisebb, mint a villamosenergiáé. A vonatkozó időszakban további általános tendencia, hogy 2011 első félévéhez képest 2013 első hat hónapjára növekedtek az árak. A 2013/1. félévi sorrendben Svédország áll az élen (0,123 EUR/kWh), az EU-28 itt is a középmezőnyben van (0,063 kwh), Magyarország az utolsó előtti (0,043 EUR/kWh), végül Románia zárja a sort (0,029 EUR/kWh). Az 5. ábra tanúsága szerint a vizsgált ár Szlovéniában, Szlovákiában és Romániában csak minimális mértékben változott. Szembetűnő, hogy a földgáz ára Svédországban és Dániában lényegesen magasabb, mint a többi országban. A magas dán gáz-ár azért meglepő, mert Dánia jelentős készletekkel rendelkezik, és földgázt exportál a szomszédos Németországnak. A háztartási gáz-árak a 2011/1. félévi értékhez képest 2013 azonos időszakára csak Dániában, Szlovéniában és Romániában maradtak változatlanok (szemben a többi tagországgal, ahol jelentősen emelkedtek). Magyarország az egyetlen, ahol csökkent a lakossági fogyasztóknak szolgáltatott földgáz ára. A 6. ábra szemléletesen mutatja, hogy a 2013/1. félévi nagyfogyasztói földgáz-árak nagyság szerint csökkenő sorrendjében első helyen Dánia áll (0,073 EUR/kWh-val). Magyarország (0,041 EUR/kWh-val) a vizsgált országok középmezőnyében helyezkedik el, holtversenyben az EU-28 (0,041 EUR/ kwh) országcsoporttal. Az ábrából az is látható, hogy a magyarországi nagyfogyasztói földgáz-ár alig nagyobb a Franciaországra, Hollandiára, Belgiumra és Spanyolországra vonatkozó áraknál. A vizsgált országok sorrendjében az utolsó helyet Románia foglalja el (0,028 EUR/kWh). Magyarországhoz hasonlóan több tagországban is megfigyelhető, hogy a 2011/1. félévi árak alacsonyabbak voltak, mint a 2009/1. és 2013/1. félévi árak. A 7. ábrán a 2. táblázat szerinti kategóriákban érvényes, 2013/1. félévre vonatkozó villamosenergia- és földgáz-árak láthatók a vizsgált országokban. Szembetűnő, hogy a villamosenergia-árak minden országban lényegesen nagyobbak a földgázénál. Egyes tagállamokban jelentős különbség mutatkozik a háztartási és a nagyfogyasztói kategória árai között, mind a villamosenergia, mind pedig a földgáz esetében. Magyarországon három kategóriában az EU- 28 átlagnál lényegesen kisebbek, a negyedikben (nagyfogyasztói gázár) pedig az átlaggal azonosak az árak. A 8. ábra a háztartási gáz- és villamosenergia ár-arányokat szemlélteti, a 2009/ /1. és 2013/1. félévre vonatkozó adatok alapján a 2013/1. féléves adatok csökkenő sorrendjében. Látható, hogy Magyarországon az adókkal és illetékekkel terhelt háztartási villamosenergia ára 3,26-szor volt nagyobb, mint a háztartási földgázé. A vizsgált hányados Romániában a legnagyobb (4,55), és Svédországban a legkisebb (1,71), az EU-28-ra vonatkozó érték 3,03. A 9. ábrán bemutatott nagyfogyasztói villamosenergia- és földgáz árarányok alapján megállapítható, hogy a két ár hányadosa Olaszországban volt a legnagyobb (4,00) a 2013/1. félévi adatok sorrendje alapján. Magyarországon a hányados 2,34 értékű, míg a sorrendben utolsó helyen álló Dániában a legkisebb (1,44). Az ábráról az is leolvasható, hogy a vizsgált időszakban az arányszám változása nagyon vegyes képet mutatott. Összefoglalás Az Európai Unióban az elmúlt két évtizedben jelentős erőfeszítések történtek egy működőképes energiapiac kialakítása érdekében. Jól nyomon követhető az a folyamat, amelynek során kialakultak a villamosenergia- és a földgázpi- 6. ábra. Nagyfogyasztói földgázárak változása között (Forrás: EUROSTAT, 2014) Nagyfogyasztói földgáz árak 8. ábra. Háztartási villamos energia- és gázár-arányok A háztartási villamosenergia- és gázár (Forrás: aránya EUROSTAT, 2014) EUR/kWh 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0,00 Dánia Svédország Szlovénia Németország Horvátország Ausztria Litvánia Portugália Olaszország Földgáz: 2778 MWh < éves fogyasztás < MWh Franciaország EU-28 Magyarország Hollandia Belgium Spanyolország Észtország Lettország Szlovákia Bulgária Lengyelország Egy. Királyság Cseh Közt. Románia 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Románia Németország Szlovákia Belgium Egy. Királyság Magyarország Lengyelország Spanyolország EU-28 Horvátország Olaszország Lettország Ausztria Dánia Észtország Portugália Hollandia Szlovénia Cseh Közt. Litvánia Franciaország Bulgária Svédország 2009 s1 G 2011 s1 G 2013 s1 G 2009 s1 GH 2011 s1 GH 2013 s1 GH 11

12 ENERGIAPOLITIKA E-NERGIA.HU 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Olaszország Szlovákia Egy. Királyság Románia Spanyolország Cseh Közt. Németország Lettország EU-28 Litvánia Portugália ac jogi keretei, valamint nemzeti és uniós intézményrendszere. Ezzel a folyamattal párhuzamosan az EU példamutató módon élére állt a megújuló energiák hasznosításának és az ÜHG-kibocsátás csökkentésének. A 21. század első évtizedében számos EU-s és nemzeti dokumentum jelent meg, melyekben egy reálisnak látszó energetikai jövőkép körvonalazódott ban azonban az USÁ-ban kirobban pénzügyi válság gazdasági recesszióba csapott át, ehhez járult a Fukusima-i atomerőmű katasztrófája, aminek hatására több vezető ipari országban háttérbe szorult a nukleáris energia-hasznosítás. Az előzőekkel párhuzamosan felszínre kerültek a megújuló energiákkal kapcsolatos rendszerszintű nehézségek is. A klímavédelmi erőfeszítések kudarcát jelentette, hogy ebben a kérdésben nem sikerült új, előremutató nemzetközi egyezményt elfogadtatni, és több Európán kívüli vezető ipari nagyhatalom nem azonosult a klímavédelmi célokkal. Végeredményben csökkent az Európai Unió versenyképessége a világpiacon, ami belső vizsgálatokat indított el. A legtöbb EU-tagállam folyamatosan keresi a közép- és hosszú távra vonatkozó legkedvezőbb energia-ellátási lehetőséget. Sajnos a nemzetközi feltételek napjainkban is meglehetősen bizonytalanok, ami nehezíti az energetikában nélkülözhetetlen közép- és hosszú távú tervek készítését. Belgium Lengyelország Észtország Ausztria Hollandia Magyarország Franciaország 2009 s1 GI 2011 s1 GI 2013 s1 GI 9. ábra. A nagyfogyasztói villamos energia és gázár aránya (Forrás: EUROSTAT, 2014) Bulgária Horvátország Szlovénia Svédország Dánia A kutatómunka a Miskolci Egyetem stratégiai kutatási területén működő Fenntartható Természeti Erőforrás Gazdálkodás Kiválósági Központ keretében valósult meg. A szerzők, csatlakozva az Európai Bizottság hasonló tárgyú vizsgálatához, az EU-tagországokra vonatkozó energiaár-elemzéssel kívántak hozzájárulni a hazai energetikai jövőkép formálásához. Ennek érdekében elemezték a háztartási, illetve a nagyfogyasztói földgáz- és villamosenergia-árak változásait az EUROSTAT 2009/1, 2011/1. és a 2013/1. féléves adatai alapján. Az eredményekből az alábbi következtetések vonhatók le: Az adókkal és illetékekkel terhelt háztartási földgáz-árak a 2009/1. és 2013/1. félév közötti időszakban számos tagországban nőttek, egyeseknél stagnáltak. Magyarország volt az egyetlen ország, ahol 2011 és 2013 között csökkent a lakossági fogyasztóknak szolgáltatott földgáz ára. Az árszint a legmagasabb Svédországban, a legalacsonyabb pedig Romániában volt, arányuk mintegy 4,1-szeres. Az adókat és illetékeket nem tartalmazó nagyfogyasztói földgáz-árakat vizsgálva megállapítható, hogy Magyarország a vizsgált országok között a középmezőnyben helyezkedett el. A legnagyobb földgáz-árat Dániában, a legkisebbet pedig Romániában jegyezték, arányuk mintegy 2,6-szoros. Az adókkal és illetékekkel növelt háztartási villamosenergia-ár 2013/1. félévi csökkenő sorrendjében Magyarország az utolsó harmadba esett, minimális különbséggel megelőzve Lettországot, Horvátországot, Litvániát Észtországot Romániát és Bulgáriát. A Dániára vonatkozó legnagyobb, illetve a Bulgáriára vonatkozó legkisebb villamosenergia-ár aránya 3,26-szoros volt. Az adókat és illetékeket nem tartalmazó nagyfogyasztói villamosenergia-ár 2013/1. féléves rangsorában Magyarország hasonló helyen áll, mint az előző kategóriában köszönhetően a vizsgált időszakban végrehajtott jelentős mértékű árcsökkentésnek. Olaszország került az első-, és Svédország az utolsó helyre, mintegy 2,1-szeres aránnyal. A háztartási villamos energia- és földgáz-ár aránya azt mutatja meg, hogy az adott országban a vizsgált fogyasztói kategóriában hányszor nagyobb a villamos energia ára a földgázénál. Az elemzett országok közül Romániában a legnagyobb ez az érték (4,55), Magyarországon illetve az EU- 28-ban közepes (3,26 ill. 3,03), míg Svédországban a legkisebb (1,71) a mutatószám. A nagyfogyasztói villamos energia- és földgáz-ár arányokat elemezve, a vizsgált országok sorrendjében Olaszország áll az élen (4,00 értékkel), az EU-28 és Magyarország mutatószámai ennél kedvezőbbek (2,93 ill. 2,34). A két vezetékes energia-ár hányadosa Dániában a legkisebb (1,44). Az ábrázolt adatsorok alapján megállapítható, hogy 2009/1. és 2013/1. félévek közötti időszakban az EU-tagországokban meglehetősen eltérő irányban és mértékben változtak a háztartási és a nagyfogyasztói földgáz- és villamosenergia-árak. Az összehasonlító elemzésből az is kitűnik, hogy a vizsgált tagállamok rendre saját rövidtávú érdekeik alapján változtatták a két vezetékes energia végfelhasználói árait. Irodalom [1] Belyó P.: A válság hatása a magyar gazdaságra. XXI. század Tudományos Közlemények, 25, 2011, pp [2] Farkas B.: Az Európai Unió kohéziós országai a világgazdasági válságban. Válság: mérföldkő az európai integrációban?, Szegedi Tudományegyetem Műhelytanulmányok, MT-PNGKI 2012/2, pp , ISBN [3] Fukusimai atomerőmű-baleset baleset, január [4] Cserháti A.: A leépítők osztrák, olasz, német, svájci és japán atomenergia. Nukleon szeptember V. évf. (2012) 115 [5] 2050-ig szóló energiaügyi ütemterv - A Bizottság Közleménye. COM (2011) 885 végleges, Brüsszel, 2011, pp [6] Summaries of EU legislation Energy január [7] BP Statistical Review of World Energy, statistical-review-of-world-energy-2013.html, január [8] Macroeconomic effects of European shale gas production. Pöyry Management Consulting (UK) Ltd, november co.uk/files/public_report_ogp v5_0.pdf, január [9] Energiaárak és -költségek Európában. A Bizottság közleménye, COM (2014) 21 final, N:HU:PDF, január [10] Electricity and natural gas price statistics file:///d:/tmp/cikkek-2014/electricity%20and%20natural%20gas%20 price%20statistics%20-%20statistics%20explained.htm, január [11] Quarterly Reports on European Gas Markets - Volume 6, issue 2, Second quarter január [12] Quarterly Reports On European Electricity Markets - Volume 6, issue 2, Second quarter január 12

13 E-NERGIA.HU BIZTONSÁG GEOTERMIA Hózer Zoltán, Vimi András Súlyos balesetek kezelése az új paksi blokkokon A paksi atomerőműben épülő harmadik generációs, orosz tervezésű blokkok olyan műszaki megoldásokkal rendelkeznek, amelyek alkalmasak a súlyos balesetek kezelésére is. Az erőműben zónaolvadással járó súlyos baleset akkor következhet be, ha az aktív zóna tartósan hűtés nélkül marad. Az új reaktorok különleges olvadékcsapdával rendelkeznek arra az esetre, ha a zónaolvadék a reaktortartály sérüléséhez vezet. Az erőmű primer körét magában foglaló konténment megakadályozza a fűtőelemekből kikerülő radioaktív hasadási termékek kijutását a környezetbe. A cirkónium oxidációja során keletkező hidrogén robbanását rekombinátorok segítségével előzik meg. A jelenleg működő paksi reaktorok tervezésekor más, hasonló évjáratú, ún. második generációs erőművi blokkokhoz hasonlóan azzal számoltak, hogy zónaolvadáshoz vezető folyamatok valószínűsége olyan csekély, hogy a súlyos balesetek kezelésére nem szükségesek speciális eszközök. A kilencvenes évektől kezdődően biztonságnövelő intézkedéseket hajtottak végre, amelyek eredményeként a zónasérülés valószínűsége tovább csökkent. A zónaolvadék hűtésére, a radioaktivitás kibocsátásának mérséklésére és a hermetikus tér szerkezeti integritásának megőrzésére különleges, kiegészítő megoldások születtek. [1] A harmadik generációs atomerőműveknél már a tervezési fázisban definiálják azokat a műszaki megoldásokat, amelyekkel a súlyos balesetek következményei olyan mértékben csökkenthetők, hogy ne okozzanak környezeti károkat. A fukushimai balesetet követő felülvizsgálatok következtetései is hangsúlyozták a külső hatásokkal szembeni védettséget, az alternatív villamos betáplálási és hűtési lehetőségek biztosítását, valamint a súlyos balesetek következményeinek csökkentését. A most, illetve a következő években épülő erőművek többségének tervezésekor már figyelembe veszik ezeket az elvárásokat is. A január közepén bejelentett orosz-magyar megállapodás szerint a paksi atomerőmű két új, egyenként 1200 MW villamos teljesítményű, orosz gyártmányú blokkal bővül. Jelen cikkben áttekintjük azokat a megoldásokat, amelyeket az AES-2006 típusú blokkoknál alkalmaznak a súlyos balesetek kezelésére. A zónaolvadás folyamata Az erőművi reaktorok aktív zónájában található fűtőelemeket cirkónium-burkolatba zárt urán-dioxid tabletták alkotják. A normál üzemelés során a tablettákban maghasadások mennek végbe, és a keletkező hasadási termékek jelentős része radioaktív. A baleset kezdetén (pl. a primerköri csővezeték törését követően) a biztonsági rudak a láncreakciót leállítják, de a radioaktív izotópok bomlása miatt a reaktor több MW hőteljesítménnyel rendelkezik. A maradványhő elvitelére az erőművek több, egymástól független rendszerrel is rendelkeznek. Súlyos baleset akkor következhet be, ha ezek a rendszerek valamilyen okból mégsem képesek elvinni a fűtőelemekben keletkező hőt. Ekkor megkezdődik a fűtőelemek felmelegedése. A cirkónium-burkolatot exoterm reakcióval oxidálja a forró vízgőz. A fűtőelemek belső nyomása miatt a fűtőelemek felhasadnak, és megkezdődik a radioaktív izotópok kikerülése a fűtőelemből. Az új orosz blokkokban a VVER-1000 típushoz hasonlóan a szabályozó és biztonságvédelmi rudak elnyelő anyaga B 4 C, amit acélcsőben helyeznek el. A zóna anyagai közül az acél rendelkezik a legalacsonyabb olvadásponttal (kb C), ezért a hőmérséklet emelkedése először az acélcsöveket olvasztja meg. A burkolat sérülése után megkezdődik a B 4 C vízgőzös oxidációja. Az 1. ábrán egy elektromosan fűtött kísérleti köteg metszeteivel illusztráljuk a köteg tönkremenetelét. A bal oldali képen a fűtőelemek teljesen épek, a középső rúd és megvezető cső között acélolvadék látható, ami felülről folyt le. A középső ábrán már nem látható az acélcső, csak a B 4 C tabletta, amit egy sérült cirkónium-megvezető cső vesz körül. A jobb oldali ábrán már a B 4 C tabletta sem látható, az oxidáció miatt tűnt el. Az 1. ábra jobb oldali felvételén már a fűtőelemek burkolata sem ép, és jelentős mértékben oxidálódott is. 1. ábra. A B 4C szabályozó rudat tartalmazó VVER kísérleti köteg tönkremenetele [2] 13

14 BIZTONSÁG E-NERGIA.HU A további felmelegedés 1800 Cnál a még nem oxidálódott, fém cirkónium megolvadásához vezet. Az UO 2 tabletták olvadása 2700 C körül következik be. A felmelegedéssel párhuzamosan egyre több hasadási termék kerül ki a fűtőelemekből. Közben a zóna átrendeződik, a zónaolvadék lejut a reaktortartály fenekére. Ha ezután sem sikerül megoldani a maradványhő elvezetését, akkor megsérül a reaktortartály, és az olvadék lefolyik a tartály alatti betonaknába. Az akna alján a zónaolvadék kölcsönhatásba lép a betonalappal, az anyagok kémiai kölcsönhatása gázokat termel, amelyek növelik a konténmenten (védőépületen) zónaolvadéké. A hígabb olvadék a tartályfalra kisebb hőfluxussal adja át a maradványhőt, ezért hűtése egyszerűbb. A zónaolvadékban található fém cirkónium úgy oxidálódik a kerámiával, hogy közben nem keletezik hidrogén ez fontos lehet a konténment épségének megőrzéséhez. A kerámiatöltet kiválasztásánál lényeges szempont volt az is, hogy ha a kölcsönhatások eredményeként még mindig marad fém az olvadékban, akkor az nem az olvadékmedence tetején, hanem az alján gyűlik össze. Ez az elhelyezkedés kedvező a hőelvitel szempontjából, hiszen nem alakulhat ki vékony fókuszáló fémréteg. [3] belül uralkodó nyomást. Az olvadékcsapda működését a Az alaplap teljes átolvadása után a radioaktív anyagok kikerülnek a talajba, azaz a környezetbe. 2. ábrán mutatjuk be. A reaktortartály sérülése után az olvadék az alsó tartályba jut, ahol keveredik az ott található kerámiával. Az így képződött Az olvadékcsapda A zóna megolvadása utánra a cirkóniumból, uránból, acélkomponensekből és ezek oxidjaiból álló olvadék hűtésére két, egymástól alapvetően eltérő megoldást fejlesztettek ki. A reaktortartály külső hűtésével (az akna vizes elárasztásával) megakadályozható a tartály sérülése. Ez a megoldás elsősorban kis teljesítményű olvadékból a maradványhőt az alsó tartály külső felületén keresztül viszik el. A csapdát a konténmenten belül található vízkészletekből árasztják el. A víz elforrásából keletkező gőz kijut a konténmentbe, ahol lekondenzál, és a zsompon keresztül jut vissza az alsó tartályhoz. A rendszer alapvetően paszszív működésű, csak a hűtővíz csővezetékein található szelepek működ- reaktoroknál alkalmazható, tetéséhez kell elektromos betáplálás. ahol a tartály falán keresztül a kritikus hőfluxusnál kisebb az olvadékból A baleset későbbi fázisában az olvadékot fölülről biztonságosan el lehet származó hő egységnyi felületre árasztani hideg vízzel, hiszen a fémfázis 2. ábra. Az olvadékcsapda működése vonatkozó fajlagos teljesítménye. (1 reaktortartály, 2 zónaolvadék, 3 az olvadékcsapda az olvadékmedence alján lesz, és sem A külső hűtés alkalmazásánál nem lehet kizárni azt sem, hogy a tartályon belül kialakult olvadékmedence tetején tartálya, 4 kerámiatöltet az olvadékcsapdában, 5 hűtővíz) gőzrobbanás, sem fokozott hidrogénfejlődés nem fog fellépni. egy olyan vékony fémréteg jöjjön létre, ami lokális sérülést okoz- hat a tartályfal adott magasságában. Az olvadéktartályon kívüli hűtésére akkor kerül sor, ha a reaktortartály megsérült, és az olvadék kijutott az aknába. A külső hűtésre Hidrogénkezelés A súlyos baleset során, a zóna sérülését követően, az exoterm cirkónium-vízgőz reakció következtében jelentős mennyiségű hidrogén keletkezik. több műszaki megoldás is szóba jöhet, ezek közös jellemzője, hogy a zónaolvadéknak hűthető geometriával kell rendelkeznie. Zr + 2H 2 O => ZrO 2 + 2H 2 Az új orosz blokkokban az olvadék külső hűtésére olvadékcsapdát építenek be. Az első ilyen csapdákat az indiai Kudankulam erőműben létesítették, az azóta épített összes VVER blokkot ellátták ilyen csapdával. Az olvadékcsapda egy olyan tartály, amelyet a reaktortartály alá építenek be. A csapdában Al 2 O 3 és Fe 2 O 3 oxidokból álló kerámiatöltet van, ezek endoterm reakcióba lépnek az olvadékkal, és csökkentik a hőmérsékletet. A kerámiatéglákhoz 1% gadolínium-oxidot is adagolnak a mélyen szubkritikus állapot biztosítására. A zónaolvadékból és a kerámiából az eredetinél hígabb azaz fajlagosan kisebb maradványhővel rendelkező olvadék jön létre, amelynek olvadáspontja alacsonyabb, mint az U-Zr-Fe-O komponensekből álló A fukushimai baleset látványosan hívta fel a figyelmet arra, hogy a konténment épségére milyen veszélyt jelent a védőépületben felhalmozódó hidrogén, hiszen az utolsó védelmi gát sérüléséhez vezethet. A hidrogén gyors égése a TMI-2 balesetben is egy hirtelen nyomáscsúcsot eredményezett a konténmentben, de az épület kibírta a terhelést, és nem sérült meg. Az épületen belüli robbanás a baleset kezelése szempontjából fontos biztonsági berendezések meghibásodását is okozhatja. Az AES-2006 erőműben a védőépületfelső részében elhelyezett passzív autokalitikus rekombinátorok akadályozzák meg a robbanásveszélyes állapotok kialakulását. Az erőmű jelenleg működő blokkja- 14

15 E-NERGIA.HU GEOTERMIA BIZTONSÁG iba is ilyen berendezéseket építettek be a hidrogénrobbanás megelőzésére [4]. A konténmentben elhelyezett rekombinátorokba beáramló, hidrogént is tartalmazó gőz-levegő keverékben található oxigén a hidrogénnel a berendezés katalitikus felületein lép reakcióba. A hidrogén égésének beindulásához általában magas hőmérséklet szükséges, de a rekombinátorok felületén a reakció a katalizátor hatására alacsony hőmérsékleten is végbemegy. A rekombinátorok mennyiségét úgy kell megválasztani, hogy képesek legyenek a súlyos baleset során keletkező összes hidrogén rekombinálására, továbbá olyan teljesítménnyel kell rendelkezniük, ami az intenzív hidrogénfejlődés időszakában is képes arra, hogy alacsony hidrogénkoncentrációt tartson a konténment légterében. Környezeti kibocsátások megakadályozása Az új paksi blokkokban a reaktor, a primer kör és a pihentető medence is a kettős falú, 50 méter átmérőjű védőépületben fog elhelyezkedni. Ha súlyos baleset történik az erőműben, akkor azzal lehet számolni, hogy a primer kör és a fűtőelemek burkolata is megsérül, így az utolsó védelmi gát, a konténment kell, hogy megakadályozza a radioaktív anyagok kikerülését a környezetbe. A védőépület egy 44 m belső átmérőjű, hengeres alapterületű épület, amelyet felül egy félgömb zár le. Az előfeszített betonból készített falakat belülről 6 mm vastag acélburkolat fedi le, ami megakadályozza a szivárgásokat. A belső konténment hermetikusan elzárja a környezettől a radioaktív anyagokat. A külső és belső fal közötti légtérből folyamatos elszívás történik szűrőkön keresztül. A konténment szivárgása 0,49 MPa belső nyomás esetén nem haladhatja meg a napi 0,2%-ot. A konténment épségének megőrzésére az erőmű rendelkezik aktív és passzív rendszerekkel. A sprinkler rendszeren keresztüli hidegvízbefecskendezés hatására a baleset során képződött gőz lekondenzál, 3. ábra. A konténment sematikus ábrája (1 reaktortartály, 2 gőzfejlesztő, 3 konténmenten kívüli hőcserélő, 4 konténmenten belüli hőcserélő, 5 külső fal, 6 belső fal, 7 kupola, 8 szűrő) és ez effektíven tudja csökkenteni az épületen belül létrejövő nyomást, de a rendszer működtetéséhez hűtővíz és elektromos áram szükséges. Ha a sprinkler rendszer nem működik, akkor a passzív hőelvitel gondoskodik arról, hogy a védőépület belső nyomása ne érje el azt az értéket, ami az épület épségét veszélyeztethetné. Ehhez az épületen belül és kívül is hőcserélőket helyeznek el. A konténmenten kívüli és belüli hőcserélők összekötő vezetékeiben természetes cirkulációval valósul meg a hőelvitel a környezet felé. A konténmenten kívüli hőcserélő léghűtésének fokozására egy kupolát is építenek a külső fal fölé, ennek belsejében a kéményhatás növeli a levegő forgalmát. A kupola tetejére egy szűrőt is terveznek, amivel a konténment szivárgásából származó kibocsátás tovább csökkenthető. A konténment külső hőcserélői felhasználhatók ugyancsak passzív módon a gőzfejlesztők hűtésére is (3. ábra). A konténment külső fala elsősorban a külső eseményekkel szembeni védettség biztosítására szolgál. Az épület képes elviselni az akár több méter vastag nedves hótakaró miatt kialakuló hónyomást, ellenáll az erős szélnek, árvíznek, külső robbanást követő lökéshullámnak, és kibírja egy repülőgép rázuhanását is. [5] Összefoglalás A paksi atomerőmű új orosz gyártmányú blokkjai rendelkezni fognak a harmadik generációs erőművekre jellemző biztonsági megoldásokkal. Tervezéskor számolnak a Fukushima után felmerült követelményekkel is. Az erőmű fel lesz készítve a súlyos balesetek kezelésére, és komoly védelemmel fog rendelkezni a külső események lehetséges hatásaival szemben. Az új blokkokban a zónaolvadék kezelésére egy speciális olvadékcsapdát építenek be a reaktor alá, amiben olyan kerámiát helyeznek el, amely kedvezően változtatja meg a zónaolvadék tulajdonságait. A csapdából természetes cirkulációs hűtéssel vezetik el a maradványhőt. A súlyos balesetek során keletkező hidrogén kezelésére passzív autokatalitikus rekombinátorokat helyeznek el a konténmentben. A kontément épségének megőrzésére olyan passzív hőelviteli megoldásokat is kidolgoztak, amelyek elektromos áram és hűtővíz nélkül is képesek alacsony értéken tartani a védőépületen belüli nyomást. Irodalomjegyzék: [1] Dr. Elter József: Biztonsági felülvizsgálatok a paksi atomerőműben a kezdetektől a stressz-tesztig, Elektrotechnika 105. évfolyam, 2012/01, [2] Z. Hózer, L. Maróti, P. Windberg, L. Matus, I. Nagy, Gy. Gyenes, M. Horváth, A. Pintér, M. Balaskó, A. Czitrovszky, P. Jani, A. Nagy, O. Prokopiev, B. Tóth: Behavior of VVER fuel rods tested under severe accident conditions in the CODEX facility, Nuclear Technology, 154, [3] B.R. Sehgal: Nuclear Safety in Light Water Reactors: Severe Accident Phenomenology, Avademic Press [4] Hamvas István, Bana János, Elter József, Katona Tamás: A Paksi Atomerőmű Célzott Biztonsági Felülvizsgálata, Budapest, május cbf/$file/02_cbf_bme.pdf?openelement (letöltés: IV.17.) [5] Design AES-2006, Joint Stock Company St. Petersburg Research and Design Institute, ATOMENERGOPOEKT,2011, ru/wps/wcm/connect/spb_aep/site/ resources/d b 1ae22be86442d90bd/AES-2006_2011_EN.pdf (letöltés: ) 15

16 ENERGIAPOLITIKA E-NERGIA.HU Bencze Bálint Magyarország energiapolitikai válaszúton: az optimális energiamix, a paksi bővítés és a zöldenergia kérdései Az elmúlt években heves vita zajlott hazánkban a követendő energiastratégiáról, különösen a nukleáris bővítésről és a zöldenergia hasznosítási lehetőségeiről. Az alábbi cikk 3 alapkérdésre keresi a választ: (a) milyen prioritásokat célszerű követnie Magyarországnak energiapolitikája kialakításakor, (b) ennek keretében miként ítélendő meg a paksi bővítés kérdése, illetve (c) milyen szerepe lehet a megújuló energiaforrásoknak a magyar energiamixben. Magyarország energiapolitikája napjainkban, egy gyorsuló és bizonytalan világban olyan kérdésekkel szembesül, amelyek jövőnket év távlatában alapvetően meg fogják határozni. Néhány alapvető tény, jelzésszerűen. A jelenlegi villamosenergia-termelő kapacitás az erőművek elöregedése, leállítása következtében várhatóan a jelenlegi szint (kb MW) felére csökken 2030-ra. A környezeti kényszereken és az EU követelményein alapuló Nemzeti Energiastratégia a megújuló energia összes felhasználáson belüli arányát 2020-ra 14,65%-ban határozta meg. Ennek eléréséhez azonnali cselekvésre van szükség. A 2015-ben lejáró hosszú távú gázimport-szerződés újratárgyalása szintén időszerű, amihez a jövőbeni felhasználási igényeket számos változó alapján kell megbecsülni. A felszíni vizek védelme, a folyószabályozás keretében szükséges intézkedések tervezésekor figyelemmel kell lenni a vizek energetikai célú hasznosítására is. A hulladékgazdálkodás keretében ugyancsak célul kell tűzni a minél nagyobb arányú újrahasznosítást. Ezen tényezőkből adódó kihívásokra az energetikai alapelvi triász, a fenntarthatóság, a versenyképesség és az ellátásbiztonság optimális arányú figyelembevételével kell választ adni. Az energiapolitikát ráadásul nem lehet önálló területként kezelni: az energetikai alapkérdéseket ipar- és szociálpolitikai szempontok, valamint a nemzetközi gazdasági, politikai, technológiai környezet adottságai árnyalják. Lényegében Magyarország versenyképessége a tét, amelyet rövid távon a kereslet, hosszú távon azonban a kínálat (az energia, a munkaerő, a tőke, és egyre inkább: a tudás kínálata) határoz meg. A versenyképesség erősödéséhez az importfüggőség csökkentésén és a hazai ipar fejlesztésén keresztül vezet az út, így tehát nyilvánvaló, hogy a hazai energiatermelő kapacitások fejlesztése szükséges. Az energiapolitikai problémák átfogó, részletes elemzése azonban jelentősen meghaladja jelen írás kereteit, így e tanulmány arra tesz kísérletet, hogy néhány alapvető, széles körben ismert adat, valamint a szerző korábban már publikált alapvetései 1 alapján felvázoljon egy lehetséges alternatívát, amely a szerző meggyőződése szerint leginkább szolgálná Magyarország érdekeit MW MW MW MW Nagyerőművek Kiserőművek Összes meglévő erőmű Százalékban - 70% 65% 54% 1. táblázat. az összes megmaradó erőmű várható beépített teljesítőképessége a jövőben [Forrás: A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése MAVIR Zrt., 2012 (17. o.)] A jelenlegi és a 2030-ig várható helyzet Az energetika fő részterületei: az olaj, a földgáz, a villamos energia és a távhő közül a legégetőbb kérdés jelenleg a villamosenergia-rendszer állapota és fejlesztése, ami azonban az összes többi részterületre is kihat. Magyarországon a villamos erőművek bruttó összkapacitása a évi MW-ról 2013 júliusára nagyságrendileg 9000 MW-ra csökkent. 2 Ebből nagyerőmű összesen kb MW, míg kiserőmű kb MW. A MAVIR elemzése 3 szerint a beépített teljesítőképesség 2017-re kb. 7000, míg 2027-re kb MW-ra csökken (1. ábra), a villamosenergia-igény növekedési üteme pedig a következő tizenöt évben évente átlagosan 1,5% lesz. 4 Ezen prognózisokat mindeddig senki nem vonta kétségbe. A fogyasztás növekedése alapvetően három esetben lehetséges: (a) az ipari termelés bővülése révén, (b) a lakossági felhasználás növekedése által (elsősorban a gázfogyasztás villamosenergia-fogyasztással való kiváltása esetén), illetve (c) a közlekedési energiafelhasználásban a fosszilis energiahordozók részarányának csökkenése következtében. A szerző álláspontja szerint Magyarországon (sajnos) egyik verzióval sem kell komolyan számolni a következő évtizedben, 5 az energiahatékonyság irányába tett lépések az igények csökkenését eredményezik, továbbá mindegyik fent említett esetben a növekmény új, lokális (elsősorban megújuló energiára épülő) termelőegységek beállításával lefedhető. Ennek okán csak részlegesen fogadjuk el a MAVIR álláspontját, és a maradó teljesítményre vonatkozó követelményt 6 is figyelembe véve feltételezzük, hogy az igénynövekedés (a 6200 MW körüli csúcsterhelés 7 növekedése) évi átlag 1% körül alakul, így 2030-ra mintegy MW beépített kapacitásra lesz szükség, tehát az 5800 MW maradó kapacitás mellett mintegy 5200 MW új kapacitást 8 kell létrehozni (amit az import egészíthet ki szükség esetén) (2. ábra). 2. ábra. Lehetséges erőműfejlesztések Forrás: Aszódi Attila előadása az MTA-n, /9 16

17 E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA GEOTERMIA A kérdés az, hogy milyen típusú erőművekkel célszerű az új kapacitásokat létrehozni? Az energiapolitika hármas célrendszerének önellentmondásai láthatóak, amelyeket a külső és belső meghatározottság elemeivel is kiegészítve nyilvánvaló, hogy nincs ideális, csak optimális megoldás, ami pedig országonként változik. Bár erőművet saját kockázatára bárki építhet, a villamosenergia-piac áralakulása, a beruházási (hitelhez jutási) feltételek elnehezülése és a szabályozási környezet változásainak kiszámíthatatlansága azt valószínűsítik, hogy nagyerőmű építése állami szerepvállalás nélkül nem reális, kiserőművi fejlesztések esetében pedig az állami, illetve uniós támogatási források preferenciái fogják meghatározni a beruházások irányait. Mindkét esetkörben tehát az állam szerepének erősödésével kell számolni. Kormányzati oldalról nézve pedig hazánkban egyrészről meg kell határozni a nagy- és kiserőművek közötti kívánatos arányt (a decentralizáció preferált mértékét), másrészről az ipari produktivitás, az innováció, az oktatás és a foglalkoztatás szempontjait is figyelembe véve dönteni kell a preferált erőműtípusokról és a szabályozási környezetet az uniós keretek adta lehetőségeken belül ehhez szükséges igazítani. A fejlesztések várható (és javasolt) irányai (A) Nagyerőművek A MAVIR historikus adatai szerint a magyar villamosenergia-rendszer alapterhelése MW körül alakult, míg a csúcsterhelés soha nem érte el a 7000 MW-ot. Szakmai közhely, hogy az alapterhelést szén-atom-víz (esetlegesen gáz) erőművekkel, míg a csúcsterhelést gáz-, illetve megújuló erőművekkel, elsősorban lokális termeléssel lehet és célszerű lefedni. Bár az elfogadott Nemzeti Energiastratégia 10 megvalósítandó célnak az ún. Atom- Szén-Zöld forgatókönyvet tekinti, maga a MAVIR sem számol a szénnel, mint nagyerőművi primer tüzelőanyaggal reális alternatívaként 11 (a feketekőszén-import az ellátásbiztonságot veszélyezteti, a lignittüzelés pedig CO 2 kibocsátása révén problémás), így a nagyerőművi (alaperőművi) fejlesztések esetében csak a nukleáris, a (tározós) vízi- és a kombinált ciklusú (ún. CCGT) gázerőművek jöhetnek szóba. A fenti alapadatok alapján az alaperőművi szükséglet 2030-ra kb MW lehet, amikorra a jelenlegi kb. ugyanekkora (8000 MW) meglevő kapacitás nagyjából 4300 MW-ra csökken MW nukleáris kapacitásbővítéssel számolva is további 1300 MW-nyi, elsősorban a rendszer kiszabályozási igényeit is figyelembe véve szivattyús tározós vízierőmű, 12 illetve esetlegesen gázerőmű létesítése célszerű. Áttekintve az energiatermelési technológiák ÜHG-kibocsátási adatait, adódik a következtetés: amennyiben Magyarország komolyan gondolja gázfüggősége csökkentését, valamint a CO 2 -semleges technológiák preferálását, nyilvánvaló, hogy: az alaperőművi szükséglet kizárólag új atomerőmű építésével elégíthető ki (3. ábra). 3. ábra. az áramtermelés CO 2-kibocsátása (Forrás: Munkácsy Béla előadása az MTA-n, ) Villamosáram-termelés üvegházgáz-kibocsátása (gco 2 /kwh) (Sovacoll, B. K. 2008) A nukleáris kapacitás fejlesztéséről szóló döntés 2013-ban megszületett. A döntésnél, illetve a technológia kiválasztásánál a következő szempontokat kellett mérlegelni: (1) a technológia milyen üzemeltetési tapasztalatokkal rendelkezik, (2) a beruházó/technológia-szállító milyen finanszírozási konstrukciót ajánl, és (3) a választott megoldás (és szállító) mennyire növeli hazánk külső függőségét, milyen magyar beszállítói hányad elérése lehetséges, és a beruházás jelenthet-e potenciális exportpiacot a magyar ipar számára. Miután a magyar kormány meghozta a döntést a Roszatommal való együttműködésről, az ellenzők számos (sajnos jórészt érdemi vitára alkalmatlan) kifogást fogalmaztak meg (mindenkor érdemi alternatíva felvázolása nélkül). Ezek közül az elemzésre érdemes indokok az alábbi fő csoportokra oszthatók: (i) az atomenergia veszélyes és drága, (ii) nem marad tere a megújulóknak és (iii) felesleges többletkapacitás keletkezik a rendszerben. Indokolt ezeket röviden áttekinteni. (i) A veszélyesség kérdése nem igényel bővebb kifejtést: noha természetesen igaz, hogy egy nukleáris üzemi katasztrófa sokkal szélesebb körű környezeti hatással jár, mint más erőműtípusok esetében, azonban a technológia üzembiztossága ténykérdés (ellenkező esetben egyáltalán nem működhetnének a világban atomerőművek). Az eddig előfordult balesetek (Csernobil, Three Mile Island, Fukushima) kivétel nélkül emberi mulasztásból, és nem a technológia hibájából eredtek, és napjaink technológiai újításai (pl. a Roszatom által kifejlesztett olvadékcsapda ) számos esetben alkalmasak ezen emberi hibák következményeinek megelőzésére, illetve elhárítására is. Az árkérdés esetében a paksi bővítést csakis a beruházási költségekre fókuszálva ellenző elemzések több okból is hibásak. Egyrészt nem veszik figyelembe a működtetési költségeket, amelyek az alternatívaként elméletben szóba jöhető erőműtípusoknál (gáz, szén) a fűtőanyagköltségek, a CO 2 - kibocsátás és a további negatív externáliák okán jelentkeznek, 14 másrészt figyelmen kívül hagyják az új nukleáris blokkoknál a magyar beszállítói hányad révén az iparra és a foglalkoztatottságra, valamint a kutatás-fejlesztésre, és így az oktatásra gyakorolt jótékony multiplikátor-hatást, harmadrészt nem számolnak az importfüggőség csökkenéséből következő biztonsági szufficit hatással. Kiemelendő, hogy a villamos energia árának alakulását éves távlatban természetszerűleg lehetetlen prognosztizálni, azonban az ellátás biztonságából eredő hatások egy esetleges (relatív) magas ár hatását is a kiszámíthatóság okán ellensúlyozzák. (ii) Tévhit, hogy a nukleáris erőmű elvenné a teret a megújulók elől: az alaperőműként, folyamatosan termelő atomerőmű mellett a csúcsidőszakok többletigényét (a biztonsági tartalékként is szolgáló néhány, ún. black-start gázerőmű mellett) a decentralizáltan telepített, megújuló energiát hasznosító kiserőművek képesek lokálisan lefedni. Itt a vízi- és biomassza-erőművek kiegészítő, illetve a szélerőművek marginális szerepe mellett elsősorban a hulladékból energiát előállító kiserőművek és a hő-koefficiensre, a fényspektrumra és a napsugárzás beesési szögére rugalmasan reagáló vékonyréteg napelemek szerepét kell kihangsúlyozni, ahol az atomerőművi beszállítás mellett magyar vállalkozások, innovációk történelmileg is jelentős szerephez juthatnak (lásd az alábbi B pontot). Csökken Szél: 9-10 Víz: Fotovillamos: 32 Biomassza: Geotermális: 38 Atomen.: átl. 66,1 növekszik Növekszik Földgáz: 443 Kőolaj: 778 Szén: (iii) Tévhit az is, hogy a magyar villamosenergia-rendszerben többletkapacitások lennének vagy állnának elő a paksi bővítéssel. Ha valóban kapacitásfelesleg lenne hazánkban, akkor nem érne el komoly ellátásbiztonsági kérdéseket felvetve kb. 30%-ot a villamosenergia-ellátásban az import részaránya. 15 A jelenlegi és az új nukleáris blokkok együtt-üzemelésének idején 16 kialakuló többlet energia pedig egyrészt exportálható, másrészt felhasználható lehet belföldön is, például a gázfűtéses rendszerek elektromossá alakítása keretében, vagy az elektromos járművek várható terjedése során 17

18 ENERGIAPOLITIKA E-NERGIA.HU azok (éjszakai) töltésére. E körben észre kell venni az alábbiakat: a lakossági szektorban a rossz hatásfokú gázfűtéses rendszerek elektromossá alakítása jelentős hatékonyságnöveléssel járhat, amit az EU ra vonatkozó pénzügyi keretében több formában is ösztönözni fog, 17 továbbá csökkentheti a gázimport-függőséget. A közlekedés (elsősorban a közösségi közlekedés) EU által pénzügyileg is támogatott elektrifikációja pedig a környezetvédelmi hatásokon túl jelentős ipari multiplikátor-hatást is eredményezne. A gazdaságpolitika (és azon belül a magyar gazdaság nemzetközi kitettsége) szempontjából alapvető jelentőséggel bír az erőműépítésben alkalmazható magyar beszállítói hányad, valamint a létező és a jövőben elérhető magyar hozzáadott érték kérdése. Mivel a mintegy harmincéves, világviszonylatban is versenyképes üzemeltetési tapasztalat és beszállítói háttér az orosz erőművi technológia bázisán alakult ki Magyarországon, nem igényel különösebb magyarázatot, hogy egy attól eltérő technológiával megvalósuló fejlesztés a specifikus magyar tudás és ipari háttér elértéktelenedésével járna, míg az orosz féllel kötött megállapodás alapján magyar cégek akár 40%- os arányban vehetnek részt a beruházásban. Levonható a következtetés: a magyar-orosz nukleáris energetikai együttműködés eddigi tapasztalatai, az alternatív erőműépítők technológiáinak a magyar ismeretektől gyökeresen különböző mivolta miatt iparszerkezetileg nehezen lett volna indokolható az orosz technológiától eltérő, más típusú reaktor építése, továbbá a finanszírozási szerepvállalás, a magyar beszállítói arány és a földrajzi meghatározottság is a magyar energiabiztonság szempontjainak szem előtt tartásával az orosz partnerrel való együttműködés mellett szólnak. Itt jegyzendő meg, hogy mivel több közép-európai ország is tervez atomerőmű-építést, és regionális szinten az összes jelenlegi terv együttes megvalósulása valóban kapacitásfelesleget okozna, így kiemelt fontossága van a tervezés és a kivitelezés gyorsaságának, mivel megfelelő időzítéssel hazánk jelenleg nagymértékű energiaimportja nettó exportba fordítható át, a döntés halogatása viszont az importfüggőség erősödését vetíti előre. Ki kell térni röviden a 40%-os magyar beszállítói arányra is. Több elemzés felveti, hogy a magyar ipar jelenlegi állapotában illúzió lehet ez az arány. Léteznek azonban alternatív megoldások, amelyek révén hazánk komplex, hosszútávú előnyöket realizálhat. Ilyen lehet például az az eset, ha a Roszatom harmadik országbeli projektjeiben kapnak a magyar tervező és kivitelező vállalkozások szerepet (tudásexport). További megoldás lehet a hadiiparban megszokott ellentételezési megoldás: az orosz fél vállalhat egyéb szektorokban beruházási, fejlesztési kötelezettséget, ami által exportképes termelői bázis jöhet létre. Mindegyik esetben hangsúlyozni kell a távlati stratégiában történő gondolkodás fontosságát: olyan megoldásokra kell törekedni, amelyek a magyar ipar számára innovatív, nemzetközi viszonylatban is versenyképes tudást és termelői kapacitásokat eredményeznek. (B) Kiserőművek A soron következő kérdés, hogy reális-e 2030 körül 3000 MW-nyi kiserőművi, elsősorban megújuló energiát hasznosító termelőkapacitással számolni (azaz 1500 MW-nyi új egységet telepíteni 2030-ig). A válasz egyértelmű igen, elsősorban a napenergiára, a vízierőművekre és a hulladékból történő energiatermelésre alapozva. Ma már idejétmúlt tévhit, hogy a napenergia drága (gondoljunk csak a németországi 34 ezer (!) MW szolár kapacitásból eredő áramár-csökkenésre), a felhasználási hely és a felhasználás formája függvényében számos technológiai megoldásból (kristályos és vékonyréteg technológiák) lehet kiválasztani az optimális applikációt, továbbá a jelenleg kifejlődő hazai gyártásból és rendszerintegrációból eredően a szolár iparágban olyan innovatív, exportképes magyar tudásbázis és ipari háttér, valamint kapcsolódó oktatási (K+F) együttműködés alakulhat ki, amely hazánk nemzetközi versenyképességét a tudásalapú társadalmakban nagymértékben megnövelheti. 18 A vízenergia megfelelő hasznosításához elsősorban szükséges lenne a Duna helyzetének régóta húzódó rendezése is, amihez a paksi projekt kiváló alkalmat nyújtana. Az elmúlt években tapasztalt alacsony vízállás folytán indokolt lenne egy duzzasztó építése, ami biztosíthatná az új blokkok hűtését, egyúttal elősegítené a Duna hajózhatóságát. Egy a Tiszán épített hasonló vízmű segítségével a két folyó összeköthető lenne egy csatornával, ami környezetvédelmi, területfejlesztési és hajózási célokat egyaránt szolgálna. A vízművekben ugyancsak magyar ipari termékeket hasznosító erőművek is elhelyezhetők lennének. Hasonló (1-10 MW közötti kapacitású) vízierőművek könnyen és gyorsan építhetők lennének már meglévő építményekben (pl. Dunakiliti duzzasztómű), illetve a folyószabályozási projektek kapcsán (pl. Tassnál a Ráckevei Duna-ág rekonstrukció keretében). 19 Az egy lakosra jutó, mintegy évi 403 kg háztartási és kommunális hulladéknak csak kb. 10%-a kerül elégetésre. A fennmaradó mennyiség még nem hasznosított energetikai potenciálja a korszerű szilárdtüzelésű villamos művekben való elégetéssel jól kiaknázható lenne. 20 A kommunális hulladék hasznosítása körében emellett kiemelkedő szerepe lehet a szintén magyar tudósok által kifejlesztett technológián alapuló metanol-előállításnak és -hasznosításnak. Raisz Iván kémikus Oláh György Nobel-díjas professzor alapkutatásait hasznosító, elektrolízisen alapuló találmánya utat mutathat a szerves hulladék hasznosítása, a CO 2 -közömbösítés, az energiatárolás és az áramfelesleg hasznosítása komplex kezelésére. 21 A hulladékhasznosítás annak nyilvánvaló energetikai előnyei mellett a környezetvédelem céljainak megvalósításához is nagymértékben hozzájárulhat. De mi lesz a gázzal? Az Európai Bizottság legfrissebb hozzáférhető statisztikája által feldolgozott, 2011-es állapot 22 szerint az EU-27-ek teljes, 1698 Mtoe (millió tonna olajegyenérték) fogyasztásából a földgáz 24%-ot tett ki (4. ábra). Ez ugyan nem tűnik kiemelkedően soknak, azonban ha hozzávesszük, hogy a gáz terén az importfüggőség az 1995-ös 43,5%-ról 2011-re 67%-ra nőtt, 23 a kép kevésbé rózsás. Magyarországon a földgázfelhasználás aránya a teljes energiafogyasztáson belül kb. 40%, az importfüggőség kb. 80%-os. 24 A nagyságrendileg 9-10 milliárd m 3 -es éves fogyasztás mellett 6,1 milliárd m 3 -es tárolói kapacitással rendelkezünk, 25 ami stratégiai lehetőséget jelent. A teljes magyar energiafogyasztás 32-33%-áért a háztartások felelősek, a lakossági energiafelhasználásból pedig 55-60%-kal részesedik a földgáz. 26 Figyelembe véve azt a tényt is, hogy a fűtés és a használati meleg víz 80%-os arányú a háztartási energiafogyasztásban (5. ábra), 27 nyilvánvaló, hogy a gázfűtéses rendszerek elektromossá alakítása révén igen jelentős mértékben csökkenthető a gázfüggőség. Amennyiben ez a paksi bővítéssel és a megújulók, elsősorban a napelemes rendszerek megfelelő támogatásával párhuzamosan megtörténik, úgy 15 éves távlatban akár 30%-kal is csökkenthető a lakossági szektor gázfelhasználása. Ez pedig az ellátásbiztonság növelése és a forrásoldali diverzifikáció mellett geopolitikai előnyökkel is jár, mert bár az alternatív vezetékek, az LNG-beszerzési lehetőségek, a tárolói kapacitások és a csökkent kereslet révén Európa gázfüggősége az utóbbi 5 évben enyhült, 28 egy esetleges hosszabb ellátási zavar jelentős negatív gazdasági hatásokkal járna. A hazai felhasználás csökkenése révén a tárolókból felszabadítható készletek értékesítése pedig hazánk energiaellátásban betöltött regionális szerepét jótékonyan erősítheti. Összefoglalás A hazai energiapolitika kulcskérdése a villamosenergia-rendszer fejlesztése. A fejlesztéseket a gazdaságpolitika átfogó prioritásainak kell meghatározni, mivel e döntés az ország egész gazdasági fejlődésére kihat. A fentebb részletezett okokból véleményem szerint az orosz technológiára alapozott atomerőmű-építésnek, illetve a fotovoltaikus szolár megoldásokra, valamint 18

19 E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA GEOTERMIA Total 2011:1 698 Mtoe 10% Egyéb 20% 14% 17% 24% 35% Petroluem and Products Gas Solid Fuels Nuclear Heat Renewables Használati melegvíz 11% Fűtés 69% 4. ábra. Az EU energiamixe 2011-ben (Forrás: EU Energy In Figures. Statistical Pocketbook 2013.) 5. ábra. Épületek energiafelhasználása Magyarországon (Forrás: a vízierőművek és a hulladékból energiát típusú kiserőművek fejlesztésére alapozott stratégiának lehet a legnagyobb nemzetgazdasági multiplikátorhatása az ellátásbiztonság, a fenntarthatóság és a versenyképesség célrendszerének optimális figyelembevétele mellett. A gáz- és olajfüggőség csökkentése érdemben a háztartási fűtési rendszerek és a közlekedés elektrifikációja révén érhető el, amely révén nemcsak környezetvédelmi, de iparszerkezeti előnyök is realizálhatók. Az energiapolitikai triász -ból tehát a hangsúlyt az ellátásbiztonságra és a fenntarthatóságra kell helyezni, a versenyképességet pedig az (elsősorban energetikai és közlekedési) ipar oldalán kell elérni, és az ipari versenyképesség javulása természetszerű következményként eredményezi majd az energiaellátás versenyképességének fokozódását. Jegyzetek 1 Bencze Bálint: Válaszút előtt áll a magyar energiapolitika. Világgazdaság, szeptember 25., Bencze Bálint: Energiabiztonság és a szociális terhek mérséklése. Magyar Nemzet, október 3., Bencze Bálint: Tévhitek az atomenergiáról. Világgazdaság, november Egyre kevesebb áramot termelnek a magyar erőművek. Penzportal.hu, ( f88&mf=&p=energetika_ _-_00_00_00) 3 A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése MAVIR Zrt., 2012 ( Mavir ) 4 Mavir, 6. o. (a Mavir az igények növekedésére vonatkozó becslést semmivel nem indokolja vagy támasztja alá) 5 Például az EU húzógazdasága, Németország esetében az előrejelzések csökkenő fogyasztási tendenciát mutatnak, de még Oroszország is csak évi 0,8%-os igénynövekedéssel számol. Stróbl Alajos: Erőműépítések Európában. Előadás a Magyar Mérnöki Kamara konferenciáján, október 4., PPT prezentáció, 8. o. és 13. o. ( Stróbl MMK ) Továbbá a évi terhelést mára sem érte el a magyar villamosenergia-rendszer terhelése. Stróbl Alajos: Hazai és európai erőműves körkép. Előadás a Magyar Energetikai Társaság Erőmű-fórumán, március 22., PPT prezentáció, 2. o. ( Stróbl MET ) 6 A maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a nettó beépített villamos teljesítőképesség 5%-a. Mavir, 9. o. 7 Stróbl MET, 4. o évi 9000 MW x 18 év x évi 1%-os növekmény (90 MW/év) = (18 x 90) = , kerekítve MW. Ebből kivonva a 2027-re feltételezetten maradó 5800 MW-ot, 5200 MW-ot kapunk. 9 MTA_ pdf 10 77/2011. (X. 14.) OGY határozat 11 Mavir, 24. o. 12 szükségesnek látszik nagy teljesítőképességű energiatározó létesítése hazánkban hosszú távon, Mavir, 24. o v2.pdf 14 Ennek okán a teljes élettartamra vonatkoztatva az atomerőmű olcsóbb, mint a gáz- vagy szénerőmű, és mivel a beruházási költségek nagyrészt a létesítés időszakában merülnek fel, a teljes élettartam során a váratlan kockázatok felmerülésének esélye korlátozott. Az atomerőművekben alkalmazott üzemanyag, az urán földrajzi elterjedtsége és így a beszerezési források diverzifikáltsága folytán az ellátásbiztonságot erősíti. Az urán energiasűrűsége és az üzemeltetés jellege (nagyrészt alaperőművek) miatt pedig a források felhasználása sokkal hatékonyabb és az ellátásbiztonság magasabb, mint más természeti erőforrások esetében. Hadnagy Lajos: Az Európai Nukleáris Energia Fórum elemzése az atomenergiáról. Magyar Energetika, 2011/3, 43. o. 15 Stróbl Alajos: A magyarországi erőműépítés útjai és nehézségei. Magyar Energetika, 2013/6. 16 A jelenlegi paksi blokkok az alább időpontokban állítandók le: I. blokk 2032, II. blokk 2034, III. blokk 2036, IV. blokk 2037, feltételezve, hogy minden blokk 20 éves üzemidő-hosszabbítására sor kerül. A 2 új blokk 2025-ös, illetve 2027-es legkorábbi beüzemelését alapul véve. 17 Tóth András György: Az energiahatékonyság pénzügyi támogatása az Európai Unióban 2020-ig és azon túl. Magyar Energetika, 2014/1, o. 18 Hogy a nukleáris és a megújuló energia átgondolt közös alkalmazása milyen szinergiákat jelenthet, csak egyetlen példa: Szaúd-Arábia (amely hazánkkal is folytat energetikai technológiai együttműködésre irányuló tárgyalásokat) az elkövetkezendő 15 évben mintegy 110 milliárd dolláros befektetéssel MW kapacitású nukleáris termelő kapacitást (16 reaktor) épít ki az alapterhelés lefedésére, emellett mintegy 16 ezer MW-nyi fotovoltaikus szolár kapacitást fejleszt a fosszilis tüzelőanyagok kiváltása érdekében. A hosszas és átgondolt előkészítés után meghozott példaértékű szaúdi döntés is nyilvánvalóvá teszi: a XXI. századi (felhasználási) igények és (természeti) lehetőségek a nukleáris és a megújuló energia átgondolt együttes alkalmazásával hozhatók közös nevezőre. (Erről lásd például saudi-arabia-investing-109-billion-into-solar-energy-wants-13-of-electricityfrom-solar-by-2032/ 19 Ujhelyi Géza megjegyzése Stróbl Alajos tanulmányához. Magyar Energetika, 2013/6, 15. o. 20 Szilágyi Zsombor: Paksi bővítés vagy megújulók? Magyar Energetika, 2014/2, 7. o EU EnergyIn Figures. Statistical Pocketbook European Commission, ( EU Energy Statistics 2013 ) Letöltve a publications/doc/2013_pocketbook.pdf weboldalról 23 EU Energy Statistics 2013, 22. o. 24 Csallóközi Zoltán: Közép és Kelet-Európa gázellátása. Előadás, október 4. Letöltve a pdf weboldalról 25 Kereskedelmi tároló: 4,8 mrd m3, stratégiai tároló 1,3 mrd m3 26 Bakács István: Nemzeti energia stratégia, Előadás a PTE Energetikai Szakjogász képzésén, október Iván Martén Balázs Kotnyek: The Ukraine Conflict Won t Ignite Another European Energy Crisis At Least Not Yet. Boston Consulting Group, március 19

20 ATOM E-NERGIA.HU Dr. Aszódi Attila, Boros Ildikó, Kovács Arnold A paksi atomerőmű bővítésének energiapolitikai, műszaki és gazdasági kérdései A paksi atomerőmű négy, jelenleg működő, orosz tervezésű blokkja között, három évtizede lépett üzembe ban a paksi blokkok az ország 42 TWh-nyi villamosenergia-fogyasztásából 15 TWh-t, tehát a fogyasztás mintegy 36%-át fedezték elején a magyar és az orosz kormány megállapodást írt alá a paksi telephelyen két újabb, egyenként 1200 MW bruttó teljesítményű egység felépítéséről. Cikkünkben áttekintést adunk az új atomerőművi blokkok létesítésének energiapolitikai, műszaki-biztonsági és gazdasági aspektusairól. A paksi erőmű bővítése tulajdonképpen a nyolcvanas évek óta fel-felbukkan az energetikai tervekben. A jelenlegi blokkok telephelyét eleve úgy valósították meg, hogy oda még két, akár 1000 MW feletti teljesítményű blokk is elhelyezhető legyen. A rendszerváltáskor intenzív vizsgálatok zajlottak a paksi telephelyen két 1000 MW-os blokk létesítése vonatkozásában. A kilencvenes években az MVM tendert írt ki erőművi kapacitásbővítésre, amelyen az atomerőmű három blokktípussal (az amerikai AP600, a kanadai CANDU6 és az orosz VVER-640 típusokkal) is pályázott, végül azonban nem hirdettek győztest a nagyerőművi kategóriában, így a bővítés akkor elmaradt. A 2000-es évek közepén merült fel ismét komolyabban a paksi erőmű bővítése, hiszen a hazai villamosenergia-felhasználás tartósan növekedett, az erőműpark pedig bővítésre szorult. Az ellátásbiztonsági és klímavédelmi célok figyelembe vételével hosszú távon elkerülhetetlennek látszott az új atomerőművi blokkok felépítése. E szempontokat tükrözi a 2008-ban elfogadott nemzeti energiapolitikai koncepció, amely felhatalmazta a kormányt az új blokkok építésére vonatkozó döntéselőkészítő munka megkezdésére. Végül az Országgyűlés március 30-án elvi jóváhagyását adta az új atomerőmű létesítésének előkészítésére. A politikai támogatás mellett a lakosság támogatása is adott, felmérések szerint a paksi erőmű bővítését országos szinten a lakosság több mint fele támogatja. A parlamenti elvi döntést követően az MVM megalakította a Lévaiprojektet, amelynek célja a további előkészítő munka elvégzése volt, beleértve a szállítói tender előkészítését is. Végül 2012 júliusában megalakult az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt., amely az építés előkészítéséért és irányításáért felelős január 14-én a kormány bejelentette: államközi szerződés keretében az orosz Roszatom cég versenytárgyalás nélkül építhet két új, egyenként 1200 MW-os atomerőművi blokkot Pakson. A bejelentés a hazai nukleáris szakmát is meglepte, az egyeztetések ugyanis magas politikai szinten zajlottak. Az orosz szállító kiválasztását alighanem az indokolta, hogy kizárólag ők voltak képesek és hajlandóak igen kedvező feltételek mellett, 5% alatti kamatra hitelt nyújtani a szerződés értékének 80%-ára, amit Magyarország piaci hitelként csak sokkal drágábban és korlátozottan érhetett volna el. A megegyezés szerint az első új blokk 2025-ben, a második néhány évvel később léphet üzembe. Cikkünkben a döntés energiapolitikai, technológiai és gazdasági hátterét járjuk körbe. Villamosenergia-igényeink várható alakulása Az elmúlt másfél évtizedben a hazai minimális és maximális villamosenergiaigény 3000 és 6500 MW között változott, a jelenlegi paksi blokkok kapacitása bruttó MW. Ehhez hozzávéve az új blokkok várhatóan bruttó MW, nettó MW-os teljesítőképességét, látható, hogy a paksi kapacitás a minimális rendszerterhelés fölé kerül abban a néhány évben, amíg a régi és az új atomerőművi blokkok egyidejűleg üzemelni fognak. Kérdés természetesen, hogy várhatóan hogyan változik a hazai villamosenergia-igény a következő évtizedekben. A magyar gazdaság helyzete jelenleg meglehetősen kedvezőtlen, alacsony az ország értékteremtő képessége, régiós viszonylatban is alacsony a GDP. Emellett meglepően kevés villamos energiát fogyasztunk (ld. 1. ábra): az egy főre eső villamosenergia-fogyasztás Szlovákiában 34%-kal, Csehországban 63%-kal, Németországban 87%-kal, míg Ausztriában 110%- kal magasabb, mint nálunk. Nagyon nehéz megjósolni a jövőbeli villamosenergiaigény-növekedést, az azonban szinte bizonyos, hogy a gazdaság növekedésével több villamos energiára lesz szükség (ld. 2. ábra). Az Egyesült Államokban az 50-es, 60-as években az elektromosáram-igény éves növekedése jelentősen meghaladta a GDP növekedési ütemét, a 2000-es évekre azonban abba a helyzetbe kerültek, hogy az átlagban 2-2,5%-os GDP növekedéshez az USA-ban átlagban 0,9-1% éves villamosenergiaigény-növekedés társult. Sok más országnál lát- [kwh/fő/év] ábra. Az egy főre jutó villamosenergia-fogyasztás néhány európai országra (adatok forrása [1]) Ausztria Cseho. Németo. Magyaro. Szlovákia 2. ábra. Az egy főre jutó GDP és az egy főre jutó villamosenergia-fogyasztás néhány kiválasztott európai országban 2011-ben (adatok forrása [2]) Egy főre jutó villamoenergia-fogyasztás [kwh/fő] Szlovákia Csehország Magyarország Németország Egy főre jutó GDP [USD/fő] Finnország Ausztria

21 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ATOM Milliárd USD (2005) ábra. A magyar gazdaság GDP prognózisa vásárlóértéken mérve (PPP) 2060-ig az OECD becslése alapján [3] 4. ábra. A beépített kapacitások várható változása 2025-ig, és egy lehetséges forgatókönyv az új kapacitások megvalósítására 5. ábra. Az atomenergia várható hazai részaránya 2050-ig és a kényszerértékesítés várható mértéke a 6 paksi blokk párhuzamos üzeme idején [4] juk, hogy a gazdaság fejlődése az áramigény növekedésével jár, még akkor is, ha adott esetben a primerenergia-felhasználásában stagnálás vagy csökkenés következik be. Magyarországon is reális forgatókönyv lehet, hogy a lakások jelentős részének hőszigetelésével csökken a fűtési hőigény, így a primerenergia-felhasználás is csökken, de ez elsősorban földgáz-megtakarítást eredményez majd, sőt a hőszivattyús fűtés terjedésével a fűtési célú áramfelhasználás még növekedhet is. A közlekedés elektrifikációja, az ipar fejlődése mind az áramigény növekedésének irányába mutat. Magyarország éves GDP-jének várható változása tekintetében alapul vehetjük az OECD becslését (3. ábra), amely a következő 50 évre lassú, de folyamatos emelkedést prognosztizál a lakosság 9 millió főre történő fogyásával együtt is. Amennyiben a következő évtizedekben nem leszakadunk az Európai Uniótól, hanem azzal együtt fejlődünk, akkor reális becslés lehet, hogy a következő évekre, évtizedekre Magyarországon 0,5-1-1,5%/év villamosenergiaigény-növekedéssel számoljunk. Jelenleg a hazai villamosenergia-rendszerben mintegy 9000 MW-nyi beépített kapacitás található noha ennek egy része, mintegy 1000 MW állandó hiányként van jelen, ezen erőművek elindítása már ma sem reális. A fenti becslések alapján a beépített villamos kapacitást a mostani kb MW-ról kb MW-ra kell bővíteni 2025-ig. Erre mutat egy lehetséges forgatókönyvet a 4. ábra. Látható, hogy a jelenlegi termelőkapacitásból mintegy 4000 MW-nyit kell 2025-ig leselejtezni, azaz az igények növekedésével együtt 5000 MW új kapacitást kell a villamosenergia-rendszerbe beépíteni. Ha ebben figyelembe vesszük a 2400 MW-nyi új paksi kapacitást, látható, hogy önmagában az atomerőmű bővítése sem oldja meg a villamos energetika minden problémáját: a paksi bővítés a megoldás része, de nem a teljes megoldás. Jelentős, 1500 MW megújuló, és néhány 100 MW gáz-, valamint lignittüzelésű blokk beépítésével is lehet számolni. A hazai közvéleményt rendkívüli mértékben foglalkoztatja az a kérdés, hogy miért kell most a paksi bővítési projektet megvalósítani, miért nem lehet várni 6-8 évet a létesítéssel, hiszen így elkerülhető lenne a régi és az új blokkok egyidejű üzeme. Ennek megválaszolásában egyrészt érdemes figyelembe venni, hogy az atomerőmű-projektekben sajnos benne van a csúszás lehetősége, ahogy azt több nemzetközi példa is mutatja. Másrészt a villamos termelő kapacitások tervezésében mindig kellenek tartalékok, hiszen műszaki problémák bármikor előfordulhatnak, amelyek egyes termelőegységek tartós kieséséhez vezethetnek. Harmadrészről a kérdés valójában az, mekkora problémát okoz a villamosenergia-rendszernek a hat blokk együttes üzemelése. A mostani paksi blokkok várhatóan 2032-től fokozatosan állnak le, míg az új blokkok belépése re van tervezve, azaz kb. 6-8 évnyi átfedés várható az üzemidőben, amikor mind a 6 blokk egyszerre termelne. Erre a kérdésre keresve a választ elemzést végeztünk, amelyben a teljes közép-európai régió villamosenergia-rendszere szerepelt a határkeresztező kapacitásokkal, a meglévő erőművi kapacitásokkal, a menetrendekkel és a tervezett, új atomerőmű projektekkel együtt [4]. Ez az elemzés azt adta, hogy a 6-8 éves átfedési időben, amikor 6 blokk működik Pakson, összességében évi 1-2 TWh-nyi villamos energiát kényszerértékesíteni kell export útján, vagy pedig ennek megfelelő mértékben vissza kell terhelni valamelyik atomerőművi blokkot. Ennek értelmezéséhez érdemes felidézni, hogy a jelenlegi blokkok évente 15 TWh energiát termelnek, míg az új blokkok várhatóan 18 TWh villamos energiát fognak termelni évente, azaz az összesen 33 TWhhoz kell viszonyítani ezt a többlet 1-2 TWh-nyi mennyiséget. A többlettermelés felhasználására a visszaterhelés és az export mellett a villamosenergia-tárolók létesítését is meg kell fontolni, de az is elképzelhető, hogy a fogyasztói szerkezet átalakulásával akár belföldön is felhasználhatóvá válik ez az árammennyiség. Abban az időszakban, amikor mind a 6 blokk üzemel, 57% körül lehet a magyar villamosenergia-fogyasztásban az atomenergia részesedése, utána a mostani blokkok leállásával 40% alá, tehát a jelenlegivel azonos nagyságrendbe kerül ez a részarány. A Paks II. erőmű létesítéséhez kapcsolódó költségszámítások Az atomerőmű bővítésével kapcsolatban az egyik leggyakrabban vitatott kérdés, hogy az új blokkokból milyen önköltséggel termelhető villamos energia, és ez mennyiben lehet versenyképes más termelők áramárával. Jelen fejezetben két eltérő finanszírozási feltételrendszer esetére mutatunk be a villamos energia egységköltségére vonatkozó számításokat. Részletesen elemezzük, hogy az egyes bemenő paraméterek változásának milyen hatása lehet az áram önköltségére. Számítási metódusok A Paksi Atomerőmű bővítésére a magyar kormány államközi szerződést kötött Oroszországgal, melynek értelmében a Roszatom vállalat két darab 1200 MW 21

22 ATOM E-NERGIA.HU Név Mennyiség Mértékegység Beruházási költség, A0 Hitel, AH 20% önerő, AÖ Hitel futamideje Építési idő Várható üzemkezdet Beépített nettó teljesítmény, BT Éves csúcskihasználási tényező, τcs 1. táblázat. Kiinduló adatok 12, , ,96 EUR EUR EUR év év MWe - névleges bruttó teljesítményű nyomottvizes reaktorblokkot épít fel a paksi telephelyen. A tervezett beruházás kiinduló adatai az 1. táblázatban láthatók. Az egyszerűség kedvéért blokkonként 1100 MW nettó beépített kapacitással számoltunk. A beruházás a felvett hitelből és önerőből valósul meg, a megegyezés szerint minden költségelem 80%-át az orosz hitelből, 20%-át önerőből kell fizetnie a beruházónak. Az itt ismertetett számításban azt feltételeztük, hogy a beruházási költség 20%-át kitevő magyar önerő a pénzpiacon felvett hitelből kerül finanszírozásra, így az alkalmazott kamatláb más lesz, mint az orosz féltől felvett hitel esetében. A cikkben a beruházás teljes költségének 80%-át kitevő orosz-magyar államközi hitelt hitel -nek, míg a 20% önerőt jelentő piaci hitelt rövidítve önerő -nek nevezzük. A megtérülés-számítás során inflációval nem számoltunk, aminek két oka van: a) feltételeztük, hogy Magyarország középtávon az euró-övezet tagja lesz, ahol az infláció mértéke nagyon alacsony marad; b) a számításunk célja a villamosenergia-egységköltség meghatározása 2013-as jelenértéken. A beruházás megtérülését két különböző módszerrel számítottuk, ezeket a következőkben részletesen bemutatjuk. A K) módszer egyszerűbb, a klasszikusan a villamosenergia-termelés költségeinek számításánál használt egyenleteket használja fel a villamosenergia egységköltségének meghatározásához (a K rövidítés a klasszikus módszerre utal). Itt az építés idejére állandó, 3,95% mértékű hitelkamatot feltételeztünk. Az üzemkezdet után a felvett hitel törlesztésére szintén egy fix hitelkamat (4,9%) melletti tőketörlesztési költséget határoztunk meg. Az orosz hitel és az önerő esetében más kamatlábat kell használni a törlesztőrészletek meghatározásához, az önerő esetében a piacról felvett hitel kamata a számításban 8%. A törlesztést az orosz hitelhez hasonlóan az üzemidő kezdetekor kezdjük. Az L) módszer esetében a médiában megjelent számokra támaszkodtunk a pontosabb, lépcsős kamatozású hitelkonstrukció számítása érdekében (az L rövidítés a lépcsős kamatozás figyelembe vételére utal). A beruházásra felvett orosz hitel kamata az alábbi lépcsők szerint változik: az építés ideje alatt, vagyis a hitel felvételének tíz évében a nominális kamatláb 3,95%, a törlesztés és az üzem első hét évében 4,5%, a második hét évben 4,8%, majd az utolsó hét évben 4,95%. A kormány által a médiában közöltek szerint a hitel törlesztésének menetére is megszorításokat találhatunk: az erőmű üzemének első hét évében (vagyis 2025-től 2032-ig) a felvett hitel 25%-át, majd a második hét évben (2032-től 2039-ig) további 35%-ot, végül a harmadik hét üzemévben (2039-től 2046-ig) a maradék 40%-ot kell visszafizetni a hitelt nyújtó félnek. Az önerő fedezésére itt is a K) módszerhez hasonlóan a piacról veszünk fel fix 8% kamatozású hitelt, melyet az üzemidő kezdetekor kezdünk törleszteni. K) Egységköltség számítása egyszerű kamatozással A fejezetben ismertetésre kerülő számítás az [5] irodalomban leírt módszeren alapul. A villamosenergia-egységköltség klasszikus számítása az (1) egyenlet segítségével történik. Ca + C k = E v Ca Cv = + E E (1) itt k a villamosenergia egységköltsége [Ft/kWh] C a az egy évben felmerülő állandó költségek [Ft/év] C v az egy évben felmerülő változó költségek [Ft/év] E az egy évben megtermelt villamos energia mennyisége [kwh/év] Az állandó költségek körébe a tőkeköltség (C l ) mellett a karbantartási költséget (C TMK ) és az egyéb, termeléstől független felmerülő költséget (C e ) kell beleszámítani. C a = C l + C TMK + C e (2) A modell szerint a karbantartási költség és az egyéb költségek a beruházási költség bizonyos százalékának megfelelő értéket vesznek fel minden évben. Ezért számításukhoz egy rájuk jellemző tényezőt használunk fel. C TMK = α TMK A0 (3) C e = α e A0 (4) ahol A 0 a beruházási költség [EUR] α TMK a karbantartási költségtényező [%/év], a kiinduló értéke α TMK =1,5%/év α e az egyéb költségek költségtényezője [%/év], kiinduló értéke α e =1%/év A tőkeköltség két komponensből áll, az orosz hitel és az önerő tőkeköltségéből. Az orosz hitel tőkeköltségének meghatározása az (5) egyenlettel történik. Megjegyzendő, hogy ez az egyszerű számítási módszer távol áll a számviteli törvény szerinti leírástól. Az évente visszatérítendő tőkeköltség a következőképpen számítható: C l,h = α l,h i t,h AH (5) ahol A H az orosz hitel összege, EUR α l,h a leírási kulcs, vagy annuitás1 az orosz hitel esetén i t,h az interkaláris tényező 2 az orosz hitel esetén Az önköltség fedezésére felvett hitelt is törleszteni kell, vagyis egy újabb tőkeköltség típusú költségelemet kell bevezetni (6). C l,ö = α l,ö i t,ö AÖ (6) ahol A Ö az önerő összege, 2,5 109 EUR α l,ö a leírási kulcs, vagy annuitás az önerő esetén az interkaláris tényező az önerő esetén i t,ö A leírási kulcs és az interkaláris tényező számítása a (7) és (8) egyenletekkel végzendő el a hitel esetén [5]. po α l, H = (7) 1 1+ p 1 j ( ) n H, j = m j+ 0,5 (1+ p) t, H = 1 A j= m H, j i o A ahol p o a beruházás ideje alatt érvényes hiteltörlesztési kamat [%], 3,95% n a hitel törlesztésének időtartama az üzemidő kezdetétől [év], 21 év A H,J a j. évben hitelből fedezendő beruházási költség összege [EUR] m az erőmű építésének hossza [év], 10 év p a 21 éves üzemidőre vett átlagos kamat [%], 4,9 % A fentiekhez hasonló egyenleteket alkalmazhatunk az önerő komponenseinek meghatározásához, ezeket a (9) és (10) egyenletek mutatják be. pö α l, Ö = n (9) 1 1+ p ( ) ö ö (8) 22

23 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ATOM ahol 1 Ö, j j m j ( 1+ pö ) AÖ, j = + 0,5 t, Ö = 1 j= m i p ö az önköltségi rész fedezésére felvett hitel kamata [%], 8% n ö a hitel futamideje [év], 21 év A ö,j a j. évben önerőből fedezendő beruházási költség összege [EUR] m az erőmű építésének időtartama [év], 10 év (10) Az atomerőmű energiatermelésének változó költségei az általunk vizsgált esetben az üzemanyagköltségre és a Központi Nukleáris Pénzügyi Alapba (KNPA) befizetendő, a megtermelt energiával arányos költségekre korlátozódnak. Az üzemanyagköltséget a nemzetközi tapasztalatok és [6] alapján k üa =2 Ft/kWh értékre, a KNPA-ba történő befizetést a jelenlegi magyar törvényi előírásokat [7] figyelembe véve, saját becslésünk alapján szintén k KNPA =2 Ft/ kwh értékre vettük fel. Az erőmű által egy év alatt megtermelt villamos energia mennyisége 96% kihasználtság mellett az adott beépített teljesítmény ismeretében kiszámítható: E = τ cs BT 8760 (11) ahol E az egy év alatt megtermelt energia [kwh] τ cs az éves csúcskihasználási tényező [%], kiindulási adat 96% BT a beépített teljesítmény [kw] A számítások során 300 Ft/EUR kiinduló valutaárfolyammal dolgoztunk. A fenti összefüggések alapján a villamosenergia-termelés egységköltsége meghatározható. Cl, H + Cl, Ö + CTMK + Ce Ft k = + küa + kknpa (12) E kwh A részeredményeket a K) számítási módszer esetén a 2. táblázatban összegeztük. A részeredmények ismeretében a (12) egyenlettel a villamosenergia-termelés egységköltsége meghatározható. A kiindulási adatokkal a hiteltörlesztés 21 évére vonatkozó villamosenergia-egységköltség 28,89 Ft/kWh értékűre adódott, a hiteltörlesztés utáni 39 évnyi időre 9,07 Ft/kWh, míg a teljes 60 éves üzemidőre vonatkoztatott kiegyenlített egységköltség (LCOE) 16,01 Ft/kWh. Ezeket nevezzük referenciaértékeknek. A felvett referenciaparaméterek változtatásával az egységköltség változik, ezért érzékenységvizsgálatot végeztünk néhány paraméterre vonatkozóan. Ezek az α TMK, a Ft/EUR árfolyam, az önrészt fedező hitel kamata és futamideje (p ö, n ö ) és az erőmű éves csúcskihasználási tényezője (τ cs ). Az eredmények a 3. táblázatban láthatók. A k 1-21 az erőmű üzemének 1. és 21. éve között megtermelt villamos energia átlagos egységköltségét, a k a 2. táblázat. A K) számítási metódus részeredményei Név Mennyiség Mértékegység αtmk αe αl,h αl,ö it,h it,ö CTMK Ce Cl,H Cl,Ö küa kknpa E A 1,5 1 7,731 9,983 1,15 1,33 1, , , , , % % % % - - EUR EUR EUR EUR Ft/kWh Ft/kWh kwh Változtatott paraméter Változtatás mértéke αtmk 1,00% 1,50% 2,00% 2,50% Árfolyam 300 Ft/EUR 310 Ft/EUR 320 Ft/EUR Önrész hitel kamata 8% 10% 12% Kihasználási tényező 96% 92% 90% 85% 80% Önrész hitel futamidő 21 év 15 év 10 év k1-21 [Ft/kWh] 27,88 28,89 29,91 30,92 28,89 29,86 30,82 28,89 30,21 31,73 28,89 29,98 30,55 32,12 33,87 28,89 28,01 27,34 k22-60 [Ft/kWh] 8,05 9,07 10,08 11,09 9,07 9,24 9,41 9,07 9,07 9,07 9,07 9,29 9,41 9,72 10,08 9,07 9,07 9,07 k1-60 (LCOE) [Ft/kWh] 14,99 16,01 17,02 18,03 16,01 16,45 16,90 16,01 16,47 17,00 16,01 16,53 16,81 17,56 18,41 16,01 15,70 15,46 3. táblázat. Érzékenységvizsgálat a klasszikus számítási módszerrel tőkeköltségek visszafizetése utáni (22.-től 60. üzemév) egységköltséget, míg a k 1-60 az erőmű teljes élettartama alatti átlagos villamosenergia-egységköltséget (LCOE) jelenti. A 3. táblázatban felsorolt értékek referenciaértékektől való legnagyobb abszolút értékű eltéréseit jeleníti meg az 6. ábra. Az egyes egységköltség-típusok esetében a vizsgált referenciaparaméterek változtatásával kapott legnagyobb értékeket az egységköltségek referenciaértékeivel együtt a 7. ábra mutatja be ábra. A referenciaértékek változtatásának hatása a villamos energia egységköltségére a K) módszer szerinti számításokban [Ft/kWh] αtmk (-) k_1-21 k_22-60 k_1-60 αtmk (+) Ft/EUR (+) Önrész hitel kamat (+) Kihasználási tényező (+) Önrész futamidő (-) 7. ábra. A villamosenergia-termelés egységköltsége a K) módszer szerinti számításban és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt legnagyobb eltérések okozta bizonytalanság Egységköltség [Ft/kWh] k_1-21 k_22-60 k_1-60 Egységköltség típusa 23

24 ATOM E-NERGIA.HU Kamatláb jelölése p0 p1 p2 p3 Nominális kamatláb [%] 3,95 4,5 4,8 4,9 Időszak jelölése - I. II. III. Időszak kezdete Időszak vége Össz. időtartam [év] táblázat. A L) módszer esetében érvényes hitelfeltételek Visszafizetés mértéke - 25% 35% 40% L) Lépcsős kamatozású egységköltség-számítás A sajtóból tudható, hogy az orosz-magyar államközi megállapodás keretében nyújtott hitel kamatozása lépcsős szerkezetű, ami nyilvánvalóan befolyásolja a villamos energia egységköltségét. A Számítási metódusok című alfejezetben ismertetett hitelkonstrukció tulajdonságai a 4. táblázatban láthatók, melyeket figyelembe vettünk az itt ismertetésre kerülő részletesebb számítások során. A villamos energia egységköltsége itt a K) módszerhez hasonlóan két részből áll: a termelés mértékétől független állandó költségekből, valamint a megtermelt energia mennyiségével egyenes arányban változó költségekből. A költségelemek számításánál a teljes feltételezett üzemidő ( ) esetén számítottuk az adott évben felmerülő költségelemeket. A beruházási költséget ebben az esetben is 80%-ban hitelből, 20%-ban önerőből fedezzük, így az egységköltségek meghatározásánál a tőkeköltség itt is két részletből tevődik össze: az orosz hitel és az önerő fedezésére felvett hitel és kamatainak törlesztőrészleteiből. Ugyanakkor a tőkeköltség számításának menete néhány ponton eltér a K) módszerben alkalmazottól. A hitel tőkeköltségeinek meghatározásához a beruházási költség orosz hitelből fedezett részét a p 0 kamatlábbal számítva az üzemidő kezdetére (2025- re) diszkontáltuk, a (13) egyenlettel. A , H = AH, j 1 j= m ( + p ) 0,5 m o (13) 8. ábra. A beruházási költségek felvett időbeli eloszlása a teljes beruházási költséghez viszonyítva 30% 25% 20% A jelölések megegyeznek a K) módszer esetében használt jelölésekkel. A beruházás költségeinek időbeli eloszlására egy feltételezett, fiktív eloszlást vettünk fel, amely hasonló az atomerőművi nagyberuházások esetében jellemző eloszláshoz, vagyis a beruházás kezdeti szakaszában kisebb költségek merülnek fel, míg a legnagyobb kiadások a beruházás végéhez közelebb jelennek meg. Az általunk felvett eloszlás a 8. ábrán látható. A villamosenergia-termelés egységköltségében megjelenő tőkeköltség orosz hitelből eredő részét a K) módszertől eltérően számítottuk. Figyelembe vettük, hogy a törlesztés során eltérő kamatlábak és visszafizetési kötelezettségek vannak érvényben attól függően, hogy a törlesztés melyik szakaszában vagyunk. Ennek értelmében a három időszakra három különböző éves tőketörlesztési költség adódott, ami három különböző áramárat eredményezett a három időszakra. A feltételezések szerint az erőmű első üzemévében, 2025-ben A 2025,H [EUR] hitelteher van az erőművön. Az első hét üzemévben ( ) ennek 25%-át kell visszafizetni, vagyis az n I = 7 év alatt visszafizetendő összeg 0,25 A 2025,H [EUR], miközben a hitel kamatlába 4,5%. Ezen adatok ismeretében számítható az első üzemidőszakra (I.) vonatkozó tőketörlesztés mértéke az (5) és (6) egyenletekbe behelyettesítve a megfelelő értékeket, ahogy a (14) egyenletben látható. ni p1 ( 1+ p1 ) Cl, I = 0,25 A2025, H n (14) I ( 1+ p1 ) 1 A második üzemidőszakban az orosz-magyar szerződés értelmében a hitel 35%-át kell visszafizetnünk. A hitel kamatlába ebben az időszakban a sajtóban megjelent hírek szerint p 2 = 4,8%, az időszak hossza az előző időszakhoz hasonlóan hét év (n II = 7 év), ahogy ez a 4. táblázatban látható. Azonban az I. időszakban vissza nem fizetett orosz hitel az első időszak alatt p 1 kamatlábbal kamatozott, ezt figyelembe kell venni. A második üzemi időszakban az éves törlesztő részlet számítása a (15) egyenlettel történik. nii n p2 (1+ p ) I 2 C (15) l, II = 0,35 A2025, H (1+ p1 ) nii ( 1+ p2 ) 1 A harmadik üzemidőszak alatt (III., ) fizetendő éves tőketörlesztés mértéke az előző két időszak számítási módszeréhez hasonló. A III. üzemi időszak tőketörlesztési költsége meghatározható, ha tudjuk, hogy a p 3 =4,95% és az n III =7 év (16). niii n n p3 ( ) ( 1+ p ) I II 3 Cl, III = 0,4 A2025, H (1+ p1 ) 1+ p2 (16) niii ( 1+ p3 ) 1 A (14), (15) és (16) egyenletekkel a felvett orosz hitel éves tőketörlesztése a 3 7 éves visszafizetési időszakra meghatározható. A beruházás önerőből fedezett költségeinek számításánál a K) módszer esetében ismertetett módon jártunk el. Az önrészből eredő tőkeköltséget a felvett hitel nagyságán kívül annak futamideje és az irányadó piaci kamatláb határozza meg. Referenciaértékként itt is 21 éves futamidejű, 8% kamatú piaci hitelt feltételeztünk. Az önrész tőkeköltség-számítása megegyezik a K) módszerben ismertetett menettel (17). C l,ö = A Ö α l,ö i t,ö (17) Az állandó költségek közül a TMK költséget és az egyéb költséget a K) számítási metódusnál ismertetett módszerrel számoltuk minden évre a (18) és (19) egyenletekkel. C TMK = (A H + A Ö) α TMK (18) C e = (A H + A Ö) α e (19) A változó költségek számítása szintén a K) metódus során ismertetett módszerekkel zajlott. Az n-ik üzemévben mind az üzemanyagköltség, mind a hulladékkezelési és leszerelési felhalmozás (KNPA) költségének meghatározásánál a 2013-as évben érvényes egységköltségek (üzemanyag: k üa =2 Ft/ kwh, KNPA: k KNPA =2 Ft/kWh) értékét vettük figyelembe a (12) egyenletnél alkalmazottakhoz hasonlóan, a (20, 21) egyenletnek megfelelően. C üa = k üa E (20) C KNPA = k KNPA E (21) Az egységköltség számításához a vizsgált időszakban jelentkező összes költség és az időszak alatt megtermelt összes villamos energia hányadosát kell vennünk (22). Ennek előnye, hogy több, tetszőlegesen kiválasztott időtartamra számíthatjuk a villamosenergia-termelés egységköltségét. k 1 n n, x n C C j= 1 j j= l, = = n, x E j= 1 j + C + Ce, n E + C + C 1 j TMK, j j üa, j KNPA, j (22) Az üzemkezdettől való távolság [év] 15% 10% 5% 0% Az L) számítási módszer szerinti számítások részeredményeit az 5. táblázatban foglaltuk össze. A számításunk eredményeiből az alábbi energiatermelési egységköltségeket számítottuk ki: az I. üzemi időszak alatti, a II. időszak alatti, a III. üzemi időszak alatti, a hiteltörlesztés alatti átlagos, a hiteltörlesztést követő időszak ( golden end ) alatti és az erőmű teljes élettartama alatti (LCOE) egységköltségeket. Az eredményeket a 6. táblázat foglalja össze és a 9. ábra mutatja be. 24

25 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ATOM Név Mennyiség Mértékegység A2025,H 1, A2025,Ö 3, Cl,I 4, Cl,II 9, Cl,III 1, Cl,Ö 3, CTMK 1, Ce 1, táblázat. Az L) számítási módszer részeredményei Időszak I. üzemi időszak II. üzemi időszak III. üzemi időszak Hiteltörlesztés alatt (átlagos) Hiteltörlesztés után ( golden end ) Teljes erőmű élettartam (LCOE) 9. ábra. A villamos energia egységköltségének alakulása a 60 éves üzemidő alatt EUR EUR EUR/év EUR/év EUR/év EUR/év EUR EUR Egységköltség [Ft(2013)/kWh] 22,38 29,72 38,81 30,30 9,07 16,38 6. táblázat. A különböző időszakok villamosenergia-egységköltségei Villamosenergiaegységköltség [Ft/kWh] Üzemidő (év) Az egységköltségek alakulását jelentősen befolyásolhatja a felvett paraméterek megváltozása, ezért itt is célszerű érzékenységvizsgálatot végezni néhány input paraméterre. A K) módszerhez hasonlóan ezek az α TMK, a Ft/EUR árfolyam, az önrészt fedező hitel kamata és futamideje (p ö, n ö ), valamint az 7. táblázat. Az L) módszerrel számított villamosenergiaegységköltségek érzékenységvizsgálata Változtatott paraméter Változtatás mértéke αtmk 1,00% 1,50% 2,00% 2,50% Árfolyam 300 Ft/EUR 310 Ft/EUR 320 Ft/EUR Önrész hitel kamata 8% 10% 12% Kihasználási tényező 96% 92% 90% 85% 80% Önrész hitel futamidő 21 év 15 év 10 év k1-21 [Ft/kWh] 29,29 30,30 31,31 32,33 30,30 31,18 32,05 30,30 31,61 33,14 30,30 31,44 32,05 33,71 35,56 30,30 29,42 28,74 k22-60 [Ft/kWh] 8,05 9,07 10,08 11,09 9,07 9,24 9,41 9,07 9,07 9,07 9,07 9,29 9,41 9,72 10,08 9,07 9,07 9,07 k1-60 (LCOE) [Ft/kWh] 15,36 16,38 17,39 18,40 16,38 16,79 17,20 16,38 16,83 17,35 16,38 16,92 17,20 17,98 18,85 16,38 16,07 15, αtmk (-) k_1-21 k_22-60 k_1-60 (LCOE) αtmk (+) Árfolyam (+) Önrész kamat (+) Kihasználási tényező (-) Önrész futamidő (-) 10. ábra. A referenciaértékek változtatásának hatása a villamos energia egységköltségére az L) módszer szerinti számításokban Egységköltség [Ft/kWh] k_1-21 k_22-60 Egységköltség típusa k_1-60 (LCOE) 11. ábra. A villamosenergia-termelés egységköltsége az L) módszer szerinti számításban és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt legnagyobb eltérések okozta bizonytalanság erőmű éves csúcskihasználási tényezője (τ cs ). A számadatokat a 7. táblázat foglalja össze, a 10. ábra és a 11. ábra az egyes referenciaparaméterek változtatásának hatását és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt legnagyobb eltéréseket mutatja be. A K) és L) számítási módszerek esetében a referenciaparaméterek felhasználásával kapott egységköltség-értékeket a 8. táblázat tartalmazza. A 8. táblázat alapján kijelenthető, hogy az eredményül kapott villamos energia egységköltségek alig térnek el egymástól a két számítási módszer esetében. A 3. és 7. táblázatokat elemezve kijelenthető, hogy a referenciaparaméterek változtatása is nagyon hasonlóan változtatja az egységköltségeket. A 6. és a 10. ábra alapján kijelenthető, hogy a legnagyobb egységköltség-növekedést a kihasználási tényező jelentős mértékű, 96%-ról 80%-ra történő csökkenése okozza, ennek hatása a két számítási módszerben mintegy 5 Ft/kWh az üzemévig tartó üzemi időszakban. A többi referenciaparaméter vizsgált tartományon belüli változásának hatása a kihasználási tényező hatásához képest jelentősen kisebb. A karbantartási költségtényező 1,5%-ról 1%-ra történő csökkentése, illetve 2,5%-ra történő növelése -1 Ft/kWh, illetve +2 Ft/kWh változást eredményez. A Ft/EUR árfolyam 7%-os gyengülése a hiteltörlesztési időszakban mintegy 2 Ft/kWh, míg a teljes üzemidő alatt 1 Ft/kWh alatti árnövelő hatású. Megállapítható továbbá, hogy az önrész fedezésére felvett hitel kamatlábának 8%-ról 12%-ra történő növelésére nagyságrendileg 3 Ft/ 8. táblázat. A referenciaparaméterek felhasználásával számított egységköltségek Számítási módszer k1-21 [Ft/kWh] k22-60 [Ft/kWh] k1-60 (LCOE) [Ft/kWh] K) 28,89 9,07 16,01 L) 30,30 9,07 16,38 25

26 ATOM E-NERGIA.HU kwh-val nő, míg a futamidő csökkentésére 2 Ft/kWh-val csökken az első 21 üzemévben a villamos energia termelésének átlagos költsége. Ez utóbbi egy érdekes, magyarázatra szoruló változás: a 8, 10 illetve 12% kamatlábbal figyelembe vett önrész futamidejének csökkentése ugyan növeli az egy évben visszafizetendő tőkét, de a magas kamatláb miatt a futamidő csökkentése jelentősen csökkenti a kamatköltségeket. Így összességében a számítás szerint kedvezőbb a magas kamatlábbal figyelembe vett önrészhitelt a lehető legrövidebb futamidő alatt visszafizetni, a törlesztés idejét az orosz hitel futamidejénél jelentősen rövidebbre venni. A 7. és 11. ábrán a három jellemző időszakra a referenciaparaméterekkel meghatározott villamos energia egységköltséget, illetve ennek a számítások szerinti maximális pozitív, illetve maximális negatív irányban tapasztalható eltérését ábrázoltuk. Mindkét számítási módszer esetében megállapítható, hogy az üzemeltetés első 21 évében az átlagos villamos energia egységköltség 30 Ft/kWh környékén alakul, ehhez képest +5 Ft/kWh és -1 Ft/kWh eltérés látható a vizsgált paramétertartományban. A 22-től a 60. üzemévig az erőmű a 2013-as árakhoz képest is abszolút versenyképes, 9 Ft/kWh körüli költséggel fog termelni, várhatóan +2 Ft/kWh és -1 Ft/kWh eltérés jelentkezhet ehhez a költséghez képest. A teljes élettartamra vetített villamos energia egységköltség (LCOE) 16,01 és 16,38 Ft/kWh-nak adódott a két számítási módszer esetében, a referenciaértékekhez képest a bemenő paraméterek változtatásával ebben az egységköltségben összességében +2,5 Ft/kWh, illetve -1 Ft/ kwh eltérések adódtak. Kijelenthető, hogy megfelelő hitelkondíciók mellett, a tervezési és kivitelezési idő megfelelő beosztásával, valamint az ütemterv tartásával az újonnan építendő erőmű hosszútávon versenyképes áron lesz képes villamos energiát előállítani. A VVER-1200 (AES-2006) típus A következő fejezetben a Paksra tervezett új orosz blokkok legfontosabb műszaki és biztonsági jellemzőit foglaljuk össze. VVER-történelem A Szovjetunióban az USA-hoz képest néhány évvel később 1955-ben indult meg a könnyűvizes reaktortípusok fejlesztése, korábban elsősorban a grafitmoderálású vízhűtésű energetikai reaktorokra koncentráltak. A szovjet nyomottvizes reaktorok a VVER (könnyűvíz-hűtésű és könnyűvíz-moderátoros energetikai atomreaktor) típusnevet kapták. A VVER sorozatban eddig mintegy 15 reaktortípust fejlesztettek ki. Jelenleg 51 ilyen atomerőművi blokk üzemel világszerte, ami a nyomottvizes reaktorok kb. 20%-át teszi ki. A VVER reaktorokkal eddig kb reaktorévnyi üzemidő tapasztalatai gyűltek öszsze. Az első VVER reaktorral szerelt atomerőmű 1964-ben lépett üzembe Novovoronyezsben. A VVER-210 jelű prototípus névleges villamos teljesítménye 210 MW volt, a blokk 20 évig üzemelt. A VVER sorozat fejlesztésében egyre nagyobb egységteljesítményű blokkok születtek: a 210-es után a 365 MW-os típus, majd 1971-ben a 440 MWos készült el. Utóbbi VVER-440 néven az első nagy sikerű, külföldön is nagy számban eladott szovjet reaktortípus lett. A VVER-440 típuson belül a fejlesztés időpontja alapján több verziót lehet megkülönböztetni. A V-230-as verzió és alváltozatai még jelentős biztonsági hiányosságokkal küzdöttek, többek között nem épült hozzájuk megfelelő méretű hermetikus védőépület, és eleve nem volt kellőképpen felkészítve nagy átmérőjű csövek eltöréséből kialakuló üzemzavarok lekezelésére. Ilyen reaktor üzemelt a szlovák Bohunicében (1. és 2. blokk) és a bolgár Kozloduj atomerőműben (1-4. blokk) is, ezeket a blokkokat azonban le kellett állítani Szlovákia és Bulgária európai uniós csatlakozásakor. Az üzembe helyezett 19 első generációs VVER-440 közül mára már csupán öt blokk működik a világon (2-2 blokk az orosz Kola - V és Novovoronyezs - V atomerőművekben, és egy az örmény Metsamorban - V-270 altípus). Balakovo Bushehr Dél-Ukrán atomerőmű Hmelnyickij Kalinyin Kudankulam Kozloduj Novovoronyezs Rosztov Rovno Temelin Tianwan Zaporozsje Oroszország Irán Ukrajna Ukrajna Oroszország India Bulgária Oroszország Oroszország Ukrajna Csehország Kína Ukrajna 4*VVER-1000/V-320 1*VVER-1000/V-446 1*VVER-1000/V-302 1*VVER-1000/V-338 1*VVER-1000/V-320 2*VVER-1000/V-320 2*VVER-1000/V-338 1*VVER-1000/V-320 1*VVER-1000/V-412 2*VVER-1000/V-320 1*VVER-1000/V-187 2*VVER-1000/V-320 2*VVER-1000/V-320 1*VVER-1000/V-320 2*VVER-1000/V-320 6*VVER-1000/V táblázat. A világszerte üzemelő VVER-1000 blokkok [10] A VVER-440 blokkok közül Pakson már egy újabb, a V-213-as jelű altípus épült, amely már sokkal jobb biztonsági paraméterekkel rendelkezik, mint az elődje, ezért nem jelentett problémát hazánk uniós csatlakozása során. Az között üzembe lépett négy paksi blokk biztonsága a nemzetközi felülvizsgálatok szerint megfelel a hasonló korú nyugati blokkokénak. Az erőmű biztonsági rendszereit és a hermetikus védőépületet a legnagyobb átmérőjű (NA 500) csővezeték teljes keresztmetszetű törésére méretezték. A 20 üzembe helyezett VVER-440/V213 közül 18 jelenleg is üzemel az orosz Kola, az ukrán Rovno, a finn Loviisa, a cseh Dukovany, a szlovák Bohunice (Apátszentmihály) és Mohovce (Mohi), valamint a paksi telephelyeken. A 440-es típus mellett a szovjetek egy nagyobb teljesítményű reaktortípus, a VVER-1000 kifejlesztésébe is belefogtak, a prototípus erőmű ban lépett üzembe, szintén Novovoronyezsben. Ez az 1000 MW-os sorozat jó üzemi és biztonsági mutatói miatt igen sikeres lett, eddig 30 ilyen blokkot építettek világszerte, ezek mindegyike üzemel ma is (ld. 9. táblázat). A VVER már a nyugaton megszokott, nagy térfogatú hengeres hermetikus védőépülettel (konténmenttel) készült. A típus újabb darabjai (például a kínai Tianwan erőműben épült AES-91 vagy az indiai Kudankulam AES-92 blokkjai) már passzív biztonsági, és az esetleges súlyos balesetek kezeléséhez szükséges rendszerekkel, például zónaolvadék-csapdával is rendelkeznek. Ezek a blokkok már az atomerőművek legújabb, 3. generációjához sorolhatók, az AES-92 pedig az európai szolgáltatók által felállított követelményrendszernek (European Utility Requirement - EUR) is megfelelnek, amit az EUR szövetség vizsgálata is igazolt. A VVER-1200 fő jellemzői Az AES-91 és AES-92 alapján a 2000-es években az orosz Atomenergoprojekt és a Gidropressz az igények alapján még nagyobb egységteljesítményű, továbbfejlesztett reaktortípust tervezett. A VVER-1200-as, AES-2006 típus 12. ábra. A VVER-1200 típusú blokk térbeli elrendezése. Bal oldalon a turbinacsarnok, jobb oldalon a kettős falú konténment és a hozzá csatlakozó segédépületek [9] 26

27 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ATOM 13. ábra. A VVER-1200-hoz javasolt TVS-2M üzemanyag-kazetta (balra), a kazetta keresztmetszete (jobbra fent), és a szabályozórudak szerkezete (jobbra lent) [9] névleges bruttó teljesítménye MW, éves csúcskihasználási tényezője a 92-96%-ot is elérheti. 14. ábra. A VVER-1200 primer köre. Piros színnel jelezve a reaktortartály, zölddel a gőzfejlesztők, lilával a térfogatkompenzátor, A reaktor nem cserélhető főberendezéseinek tervezett élettartama 60 év, és akár 18 vagy 24 hónapos folyamatos kékkel pedig a hidroakkumulátorok tartályai [12] üzem (kampány) is elérhető vele. A reaktortí- pus alapvetően 0,25 g maximális talajfelszíni gyorsulásra van méretezve, ami jelent az alacsonyabb fő paraméterekkel 15. ábra. A VVER-1200 reaktor-berendezése [2]. (123 bar üzemi primerköri túlnyo- Jelmagyarázat: megfelel a jelenlegi paksi blokkokra számított tízezer éves visszatérési idejű 1 zónán belüli mérések, 2 felső földrengés okozta gyorsulásnak. [9] más, 297 C zóna-kilépő hőmérséklet) blokk, 3 védőcsőblokk, 4 reaktorakna, Az AES-2006-ra vonatkozó ún. zónasérülési valószínűség (annak számított gyakorisága, hogy komoly zónakárosodást okozó súlyos baleset történik a reaktorban) /év, ami jelentősen kisebb az új reaktorokra vonatkozó, rendelkező jelenlegi paksi blokkokhoz képest. A VVER-1200 típusú reaktorral szerelt atomerőmű nettó teljes hatásfoka 5 zónatartó kosár, 6 zóna, 7 reaktortartály [12] nemzetközi szinten elvárt 10-5 /év értéknél, és hasonló a legmodernebb, a piacon jelenleg elérhető többi harmadik generációs reaktor zónasérülési az orosz adatok szerint 33,9%, ez az adat azonban függ a hűtési módtól és a hűtővíz éves átlagos hőmérsékletétől. gyakoriságához. A zóna sérülése azonban nem vezet mindenképpen jelentős környezeti kibocsátáshoz. A súlyos baleseti rendszereknek köszönhetően a baleset korai szakaszában történő nagy radioaktív kibocsátás számított valószínűsége <10-7 /év. Az AES-2006-nak jelenleg két altípusa létezik. Az azonos fő technológiai paraméterek mellett az Atomenergoprojekt moszkvai és szentpétervári irodája egymással párhuzamosan fejlesztette ki a V-392M és a V-491 altípusokat. A két típus elsősorban a biztonsági rendszerek megvalósításában különbözik egymástól. A V-491 első reaktorai a Leningrád és a Balti atomerőművekben épülnek (2-2 blokk), az első V-491 várhatóan 2016-ban kezdheti meg a kereskedelmi üzemet. Az első V-392M blokkok a Novovoronyezs atomerőműben épülnek, az első ilyen típusú reaktor várhatóan még 2014-ben üzembe léphet. Aktív zóna Az orosz tervezők a VVER-1200 esetében is megtartották a korábban már jól bevált, a VVER-eknél hagyományosan alkalmazott hexagonális üzemanyagkazetta geometriát, ezen belül pedig az üzemanyagpálcák háromszögrácsát. A paksi blokkokkal ellentétben azonban a VVER-1000-ben és VVER-1200-ban az üzemanyag-kazetták nem rendelkeznek külső köpennyel. A 163 üzemanyag-kazettából álló zóna 4,57 m magas, külső átmérője 3,16 m. A 312 üzemanyagpálcát tartalmazó üzemanyag-kazettákon belül 18 vezetőcső található, amelyek a méréseknek vagy a fésűs szabályozó elemeknek adhatnak helyet. A megszokott paksi az üzemanyag-kazettához hasonló geometriájú szabályozó-kazettákhoz képest tehát eltérő, inkább a nyugati PWR-ekhez hasonló a szabályozó rudak szerkezete. Ez a megoldás egyenletesebb Műszaki paraméterek Az AES2006 típus fő műszaki paramétereit a 10. táblázat mutatja. Jól látható, hogy a VVER-1200 üzemi paraméterei meglehetősen hasonlóak a nagy egységteljesítményű nyugati PWR-ek adataihoz. Ez nagy változást neutronfluxus-eloszlást, valamint kisebb függőleges kiterjedésű reak- tortartályt tesz lehetővé. Az üzemanyag-tervezés alapjául a VVER-1000 típusban már bizonyított TVS-2M üzemanyag-kazettát vették, ezzel 68 MWnap/kg uránkiégési szintet lehet elérni. A 4,79%-os maximális kezdeti dúsítás mellett 12 hónapos kampányt 10. táblázat. A VVER-1200 (AES-2006) fő üzemi paraméterei [11] lehet megvalósítani, jelenleg bevezetés alatt áll a 18 hónapos kampányt Névleges hőteljesítmény Primerköri üzemi nyomás Primer hűtőközeg hőmérséklete zónabelépésnél Primer hűtőközeg hőmérséklete zónakilépésnél 3200 MW 162 bar 298,2 C 328,9 C lehetővé tevő üzemanyag, és fejlesztik a 24 hónapos kampányhoz szükséges üzemanyagot is. Az üzemanyagban gadolínium kiégő mérget alkalmaznak a kezdeti reaktivitástartalék lekötésére. Primerköri hűtőközeg-forgalom m 3 /h Szekunder oldali frissgőz-nyomás 68 bar Primer kör Szekunder oldali frissgőz-hőmérséklet Frissgőz tömegáram 283,8 C 6408 t/h A reaktor aktív zónája a 11,2 m magas, 330 tonna tömegű reaktortartályban helyezkedik el (ld. 15. ábra). A reaktortartályt kovácsolt hen- 27

28 ATOM E-NERGIA.HU 16. ábra. A VVER-1200 fekvő elrendezésű gőzfejlesztője [9] geres elemekből hegesztik össze, függőleges hegesztési varratok mellőzésével. Az AES-2006 primer köre (14. ábra) a VVER-1000-hez hasonlóan négy gőzfejlesztőt, ennek megfelelően négy primer hurkot tartalmaz. A primerköri hűtőközeg össztérfogata a térfogatkompenzátort leszámítva 290 m 3. A reaktortartályt és a gőzfejlesztőket 850 mm belső átmérőjű csővezetékek kötik össze. A 4. hurok meleg- és hidegágához csatlakozik a térfogatkompenzátor bekötő és befecskendező vezetéke. A primerköri nyomást biztosító térfogatkompenzátor csaknem 80 m 3 térfogatú, a benne levő víz-gőz keverék üzemi hőmérséklete 347,9 C. A reaktorból elszállított hőt a primer kör a VVER reaktorokban megszokott fekvő (vízszintes) gőzfejlesztőkben adja át a szekunder körnek, gőzfejlesztőnként darab, összesen 6100 m 2 felületű, 08H18N10T jelű acélötvözetből készült hőátadó csövön keresztül (16. ábra). A 14 m hosszú gőzfejlesztő belső átmérője 4200 mm. A V-491 altípus esetén a gőzfejlesztőkön keresztül lehetséges a primer körből a hő elvonása baleseti helyzetben passzív módon is. Konténment A teljes primer kört befoglaló hermetikus, kettős falú, hengeres alakú, kupolával ellátott konténmentépület egy 2,4 m vastag, 51,6 m átmérőjű vasbeton alaplemezen nyugszik (17. ábra). A belső konténmentfal előfeszített vasbeton szerkezetű, belülről 6 mm vastag hegesztett korrózióálló acélburkolattal ellátva. A belső konténmentfal egyik fő feladata üzemzavarok során a reaktorból esetlegesen kikerülő radioaktív anyagok visszatartása. A külső konténment vasbetonból készült, feladata a reaktor és a belső konténmentfal megóvása a külső hatásoktól. A konténmentépület belső átmérője 44 m, belső falának vastagsága 120 cm. A konténment tervezési szivárgása 0,2 térfogatszázalék naponta egy posztulált balesetet követően. A konténmentépület passzív katalitikus 17. ábra. A VVER-1200 hermetikus védőépülete (balra) és a zónaolvadék-csapda (jobbra) [12], [14] hidrogén-rekombinátorokkal van felszerelve, amelyek mennyiségét úgy választják meg, hogy feladatukat súlyos baleseti körülmények között is ellássák. Az AES-2006-ban is alkalmazzák a Tianwan atomerőműben bevezetett zónaolvadék-csapdát (ld. 17. ábra). A berendezés a reaktortartály alatt helyezkedik el, feladata az olvadt nukleáris üzemanyag lokalizálása és hűtése egy esetleges zónaolvadással járó tervezési alapon túli baleset esetén. A zónaolvadék-csapdában lehetséges az üzemanyag hűtése is. Az aktív olvadékhűtő-rendszer kiesése esetén az olvadék hűtése passzív módon is biztosítható 24 órán keresztül. Biztonsági rendszerek A V-491 altípus biztonsági rendszerei A V-491 altípus esetén aktív és passzív biztonsági rendszerek működnek a tervezési alapon belüli és azon túli üzemzavarok kezelésére [8]. Az aktív rendszerek alapvetően a tervezési üzemzavarok kezelésére szolgálnak, ezek között üzemzavari zónahűtő-rendszerek, vészbórozó rendszer és üzemzavari tápvíz-rendszer található. A nagy és kis nyomású üzemzavari hűtőrendszer 4 100% redundanciájú, és segítségével a csőtöréses üzemzavarok teljes spektruma kezelhető 850 mm-es, 200%-os csőtörésig. A vészbórozó rendszer 4 50% redundanciával rendelkezik, üzemelése esetén magas bórsav-koncentrációjú (40 g/kg) hűtőközeget fecskendez a térfogatkompenzátorba, egyrészt gyors nyomáscsökkentést téve lehetővé (pl. primer-szekunder átfolyás esetén), másrészt biztosítva a reaktor leállítását abban az esetben, ha a normál leállító rendszer nem elérhető. A passzív biztonsági rendszerek között találjuk az ún. hidroakkumulátorokat, amelyek az üzemzavari zónahűtőrendszerek részét képezik. Ilyen hidroakkumulátorok a jelenlegi paksi blokkokban is vannak, szerepük bórsavas hűtőközeg zónába juttatása hűtőközeg-vesztéses üzemzavarok során. A hidroakkumulátor-tartályokból a hűtőközeg szükség esetén külső energiabevitel vagy operátori beavatkozás nélkül jut a zónába. Számos passzív biztonsági rendszer szolgál a tervezési alapon túli balesetek kezelésére. A passzív hőelvonó rendszer, amely a V-491 típus sajátossága, a gőzfejlesztőkön keresztül képes a remanens hő elvonására tervezési alapon túli balesetek esetén (18. ábra). A négy párhuzamos ágból álló rendszer (PHRS-SG) áganként vízhűtésű hőcserélőn keresztül adja át a primer kör hőjét a végső hőnyelőnek, ami ebben az esetben az atmoszféra, egy-egy 450 m3 térfogatú víztartályon keresztül. (A víztartályok a légkörre nyitottak, a párolgás szállítja el belőlük a hőt a végső hőnyelőbe, az atmoszférába.) A rendszer összesen 200 MW hőteljesítményt képes elszállítani a négy gőzfejlesztőn keresztül. Ezek a víztartályok használhatók a passzív konténmenthűtés (PHRS-C) során is, amelynél a konténmentépületen belül elhelyezett hőcserélők (ld. 18. ábra 27 jelű elemei) segítségével, szintén természetes áramlással lehetséges a konténmentből a hőelvitel. A V-392M altípus biztonsági rendszerei A V-392M altípus esetén a V-491-hez hasonlóan aktív és passzív biztonsági rendszerek is részt vesznek a tervezési alapon belüli és azon túli üzemzavarok kezelésében.az aktív üzemzavari zónahűtő rendszeren és a hidroakkumulátorokon kívül a V-392M passzív zónaelárasztó rendszerrel is rendelkezik. Ez a tulajdonképpen második hidroakkumulátor fokozatnak tekinthető rendszer 15 bar alá csökkenő primerköri nyomás esetén képes passzív módon bórsavas vizet juttatni a primer körbe, így a külső villamosenergia-betáplálás elvesztése esetén 24 órán át biztosított a zóna hűtése. Súlyos balesetek esetén ennél a modellnél is passzív módon történhet a hőelvonás a primer körből a gőzfejlesztőkön keresztül (19. ábra). A V-392M esetében a gőzfejlesztőkről a konténmentépület külső falán kívül elhelyezett 28

29 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ATOM hőcserélőkhöz lehet vezetni a gőzt, ahol a környezeti levegő hűti le és kondenzáltatja azt, majd a kondenzátum gravitációs úton visszafolyhat a gőzfejlesztőkbe. Összefoglalás A cikkben áttekintettük a magyar villamosenergia-rendszer jelenlegi helyzetét. Tárgyaltuk a villamosenergia-igények bővülésének lehetőségeit, valamint az ezt fedezni képes erőműpark forrásoldali összetételét. Ismertettük a paksi atomerőmű telephelyére tervezett blokkokban termelt villamos energia egységköltségére vonatkozó számításainkat, figyelembe véve a sajtóban megjelent finanszírozási konstrukció adatait. Elemeztük az egyes, bizonytalan paraméterek áramárra gyakorolt hatását. Végezetül áttekintettük az új atomerőművi egységek fő műszaki és biztonsági jellemzőit. Az új paksi blokkok jól megtervezett és kivitelezett projekt esetén értékes és hasznos elemei lehetnek a magyar villamosenergia-rendszernek, amelyek versenyképes áron lesznek képesek áramot termelni. Ugyanakkor további erőművi fejlesztésekre is szükség lesz ahhoz, hogy az áramigényeket kellő biztonsággal fedezni lehessen. Az atomerőmű bővítésének számos más aspektusa is van, amelyeket sok további cikk fog elemezni a következő időszakban. 18. ábra. A V-491 biztonsági rendszerei [11] 1. Reaktortartály 2. Gőzfejlesztő 3. Fő keringtető szivattyú 4. Térfogatkompenzátor 5. Hidroakkumulátor 6. Belső konténmentfal 7. Külső konténment 8. Zsomptartály (alacsony koncentrációjú bórsav-oldat) 9. Üzemzavari hőcserélők 10. Kisnyomású ZÜHR szivattyú 11. Nagynyomású ZÜHR szivattyú 12. Sprinklerszivattyú 13. Magas koncentrációjú bórsavtartály 14. Vészbórozó szivattyú 15. Vegyszertartály 16. Vegyszeradagoló szivattyú 17. Sprinklerrendszer 18. Passzív hidrogén-rekombinátor 19. Térfogatkompenzátor buborékoltató tartály 20. Vészhelyzeti lúgtartály 21. Főgőzrendszer elzáró szelep 22. Annulus szellőztetés 23. Szűrő 24. Szellőztető kémény 25. Sótalanvíz-tartály 26. Üzemzavari tápszivattyú 27. Passzív konténment hőelvonó rendszer kondenzátora 28. Passzív hőelvonó rendszer víztéri hőcserélője 29. Passzív primerköri hőelvonó rendszer hőcserélője 30. Vízdugó 31. Zónaolvadék-csapda 19. ábra. A V392 biztonsági rendszerei [15] 1. Légszűrők 2. Katalitikus hidrogén-rekombinátorok 3. Sprinkler-rendszer 4. Primer hidroakkumulátor 5. Szekunder hidroakkumulátor 6. Gőzfejlesztő passzív hőelvonó rendszer hőcserélője 7. Térfogatkompenzátor 8. Reaktor 9. Gőzfejlesztők 10. Zónaolvadék-csapda 11. Fő keringtető szivattyú 12. Atmoszférába redukáló szelepek 13. Zsomptartály 14. Primerköri víztisztító rendszer 15. Gáztalanító tartály 16. Vegyszertartály 17. Szivattyú 18. Kondenzátumtartály 19. Pótvízszivattyú 20. Üzemzavari zónahűtő-rendszer 21. Gőzfejlesztők üzemzavari hűtése 22. Biológiai védelem hűtése 23. Vészbórozó szivattyúk 24. Vészhelyzeti reaktorhűtés 25. Biztonsági hűtővízrendszer szóróhűtő medencéi Lábjegyzetek 1. A beruházási költség azon éves részaránya, amit az adott évben vissza kell fizetni ahhoz, hogy a futamidő alatt a teljes beruházás megtérüljön. 2. Az építési idő alatti kamatok miatti költségnövekedés arányszáma. Irodalomjegyzék [1] Európai Környezetvédelmi Hivatal statisztikái [2] Forrás: IEA Key World Energy Statistics 2013 [3] stats.oecd.org [4] Hegedűs Zoltán Diplomaterv, témavezető: Aszódi A., BME NTI, 2013 [5] Gács I.: Villamosenergia-termelés. Egyetemi jegyzet, BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék, Budapest, [6] W.D. D haeseleer: Synthesis on the Economics of Nuclear Energy, Study for the European Commission, Study for the European Commission DG Energy, 2013 November 17 [7] évi CCXXX. törvény a Magyarország évi központi költségvetéséről 69. (1) [8] Sergey Boyarkin, Rosatom: Safety of new Russian VVER designs with an account of the lessons, learned from Fukushima Daiichi accident and new IAEA requirements, Feb 27, [9] Nikolay Fil, OKB Gidropress: VVER Design Overview, IAEA Safety Assessment Education and Training Program, Essential Knowledge Workshop on Safety Analysis Report, Malaysia, Putra Jaya, 1-5 July 2013 [10] IAEA ARIS (Advanced Reactors Information System), sites/pwr.html [11] Atomenergoprojekt: Design AES-2006, Concept Solutions by the example of Leningrad NPP-2, d b1ae22be86442d90bd/aes-2006_2011_en.pdf [12] Vitaly Ermolaev, Atomstroyeksport JSC: VVER NPP experience and development, MIR.1200 project, január 10., [13] Mikhail Bykov, OKB Gidropress: Safety system of reactor plant V-491 and safety analyses results, INPRO Dialogue Forum on Sustainability of Nuclear Energy System Based on Evolutionary Reactors, IAEA, Vienna, 19th 22nd November, 2013., [14] Nikolay Fil: Status and perspectives of VVER nuclear power plants, Meeting of the TWG-LWR IAEA Headquarters, Vienna, Austria, July 2011 [15] Нововоронежская АЭС-2, Московский Атомэнергопроект, aep_site.pdf 29

30 PR E-NERGIA.HU Nálamszigetelnek Program: 46%-kal csökkentette a gázfogyasztást a szigetelés Lezárult az első, valós körülmények között végzett épület-energiahatékonysági összehasonlító program. 46%-kal csökkentette a gázfelhasználását a korszerű szigetelés derült ki a Knauf Insulation által indított első, valós körülmények között végzett épületenergiahatékonysági összehasonlító program eredményeiből. A 7 hónapon át tartó vizsgálat két, egymástól 6 km-re lévő, közel azonos műszaki paraméterekkel rendelkező családi ház energiafogyasztását mérte, de az ingatlanok között volt egy jelentős különbség: az egyeiket leszigetelték, a másikat nem. A látványos gázfogyasztás-csökkenés persze a szigetelt házban élő család kiadásaiban is meglátszott: ők az idén télen forinttal költöttek kevesebbet fűtésre, azaz mintegy három és félhavi gázszámlájukat takarították meg, és mivel kazánjuk is csak harmad-annyiszor kapcsolt be, mint a nem szigetelt ház kazánja, még az áramszámlájuk is csökkent forinttal. A Nálamszigetelnek Program a Budapesti Műszaki Egyetem Épületszerkezettani Tanszéke, az Energiaklub, a Magyar Energiahatékonysági Intézet, valamint a Pannonműhely Kft. szakmai támogatásával és a Metropol médiatámogatásával valósult meg. Az elmélet bizonyítása a gyakorlatban Köztudott, hogy a szigetelés alkalmazásával 30-40%-os energiamegtakarítás érhető el, ezt a feltevést azonban eddig egyetlen gyártó sem igazolta gyakorlati mérésekkel. Ezen a helyzeten kívánt változtatni a Knauf Insulation magyar vállalata, amikor tavaly nyáron egy Magyarországon és Európa-szerte is egyedülálló kísérletbe kezdett. A Nálamszigetelnek Program célja az volt, hogy valós körülmények között, hiteles mérésekkel bizonyítsa azt, hogy korszerű szigetelőanyagok alkalmazásával legalább a deklarált 30-40%-os, de akár ennél nagyobb energiamegtakarítás is elérhető mondta Aszódy Tamás, a Knauf Insulation Kft. ügyvezető igazgatója. Az elmélet bizonyítása mellett vállalatunk célja volt az is, hogy a kísérlet eredményei egy országos, családi házakat célzó szigetelési program megvalósításának alapját képezhessék tette hozzá a szakember. Kinél nem szigeteltek még? A kísérlet megvalósításához a Knauf Insulation pályázat útján keresett két azonos technikai és műszaki jellemzőkkel bíró családi házat. A pályázati felhívásra összesen 179 család jelentkezett, akik közül a cég, valamint a program méréseit végző Budapesti Műszaki Egyetem és a Pannonműhely Kft. szakemberei egy hajdúnánási család 110 nm-es, valamint egy hajdúdorogi család 108 nm-es otthonát választották ki és vonták be a kísérletbe. Mindkét ház téglából épült, közel azonos műszaki állapotban van, bennünk két-két felnőtt, valamint két-két gyermek lakik, és légvonalban egymástól mindössze 6 kilométerre helyezkednek el, ami a mérések azonos hőmérsékleti körülmények között történő megvalósítása miatt volt fontos szempont. Náluk már szigeteltek! De hogyan? A program kezdetén a Knauf Insulation szakemberei a hajdúnánási házat, Attila és családjának otthonát leszigetelték. A ház födémének szigeteléséhez a szakemberek 25 cm vastag üveggyapot, a homlokzat szigeteléséhez pedig 20 cm vastag, éghetetlen kőzetgyapot szigetelőanyagot alkalmaztak, amelynek révén ez az ingatlan már megfelel a január 1-jétől életbe lépő 120/2014. (III. 7.) számú BM rendeletben foglalt hőátbocsátási tényezőkre (U érték) vonatkozó előírásoknak, és az energiahatékonyság szempontjából rossznak tekinthető F-G -ből, A besorolású ingatlanná vált. A másik ingatlan, Gábor és családjának hajdúdorogi otthona nem kapott szigetelést. A Pannonműhely Kft. és a Budapesti Műszaki Egyetem Épületszerkezettani Tanszékének munkatársai mindkét ingatlanba mérőberendezéseket telepítettek. A kazánok fűtési célú, előremenő meleg vizének hőmérsékletét hőmennyiségmérőkkel mérték, az otthonok belső hőmérsékletét pedig digitális hőmérőkkel ellenőrizték, és azt állandóan nappal 22 C-on, éjjel 19,5 C-on tartották. A külső hőmérséklet méréséhez az egyik ház kertjében egy meteorológiai állomást telepítettek. A 24 órás mérési adatokon alapuló összehasonlító elemzéseket a program teljes időtartama alatt, szeptember 27. és március 31. között bárki folyamatosan figyelemmel kísérhette a www. nalamszigetelnek.hu oldalon. Bizonyíték, nem ígéret: 46%-kal csökkent a fűtésszámla A közel 7 hónapig tartó összehasonlító mérések eredményei számos tekintetben a szakembereket is meglepték. A belső hőmérséklet azonos szinten tartásához a nem szigetelt ház 2182 m 3 gázt használt el, míg a szigetelt házban lakóknak ehhez 1196 m 3, vagyis 46%-kal kevesebb gázra volt szükség. A nem szigetelt házban lakó család a gázszámlákra forintot, vagyis havonta átlagosan volt kénytelen fordítani. Ezzel szemben a szigetelt házban élő család összesen forintot, havonta átlagosan mindössze forintot költött az energiahordozóra, ami szintén 46%-os különbséget jelent mondta Kanyuk László, a Knauf Insulation Kft. marketing vezetője. Ezzel bizonyítást nyert az elmélet: a szigetelés a családi házak energiafogyasztás csökkentésének a legfenntarthatóbb módja tette hozzá. A két családi ház gázfogyasztása és fűtési célú kiadásai közötti különbség annak ellenére is kiugróan nagy, hogy az idei téli középhőmérséklet átlagosan 3 C-kal volt magasabb, mint a tavalyi. Az idén télen is volt azonban néhány olyan nap, illetve hét, amikor kifejezetten hideget mértek. Ezeken a napokon a két ház energiafogyasztása és fűtésköltsége közötti különbség elérte az 55%-ot is. Ha a téli átlaghőmérséklet 3 C fokkal alacsonyabb lett volna, a szigeteletlen ház gázfogyasztása további 15-18%-kal lett volna magasabb. Szigeteléssel az áramszámlát is csökkenthetjük A program során a szakemberek negyedórás bontásokban vizsgálták a kazánok működését is. A szigetelt ház kazánja átlagosan mindössze harmadannyit üzemelt, mint a nem szigetelt otthoné, sőt voltak olyan melegebb téli napok, 30

31 E-NERGIA.HU GEOTERMIA PR amikor be sem kapcsolt, mert a ház belső hőmérséklete nem csökkent a meghatározott érték alá. Mivel a kazán nem kapcsolt be, az elektromos keringtető szivattyú sem üzemelt, ami a teljes fűtési szezonra vetítve mintegy forintos megtakarítást eredményezett. Szigetelés: megtérülő befektetés, és többet hoz, mint egy bankbetét Ha a program során felhasznált hőszigetelő anyagok árát, nettó Ft-ot összehasonlítjuk a gázfogyasztás csökkenésből adódó forint megtakarítással, megállapíthatjuk, hogy a hőszigetelés anyagköltsége 12 éven belül megtérül. Ez egyben azt is jelenti, hogy a korszerű szigetelés az anyagköltségre, mint befektetésre vetítve évente átlagosan 8%-os nettó hozamot hoz, ami átlagosan háromszor magasabb, mint a jelenleg elérhető betéti kamatok. Az ásványgyapot szigetelés élettartama 50 év. Ha az éves megtakarítást a szigetelés teljes élettartamára kiszámoljuk, azt kapjuk, hogy 50 év alatt nettó jelenértékben kifejezve forintot takaríthatunk meg, vagyis minden 1 forint, amit szigetelésbe fektetettünk, 4,3 forint megtérülést eredményez. Mihez kezdjünk a Nálamszigetelnek Program eredményeivel? A Nálamszigetelnek Program eredményeit, egy a program országos szintű kiterjesztésére vonatkozó modellszámítással együtt, a Knauf Insulation átadja az új kormány energiahatékonyságért felelős szakembereinek. Az összes hazai lakóingatlan, 4,3 millió épület mintegy 66%-a családi ház. Ebből a 2,83 millió épületből a Knauf Insulation szakértői szerint 2,5 milliót lenne érdemes energiahatékonysági állapota miatt szigetelni. Ennek ellenére a családi házak szigetelésére jelenleg nincs a panelprogramhoz hasonló, osztott finanszírozású energiahatékonysági program, amelynek kialakításához a Nálamszigetelnek Program eredményei jó alapot jelenthetnek. És mi lesz a szigeteletlen házzal? A Nálamszigetelnek Program az eredmények közreadásával nem ér véget. A szigetelt házban élő Attila és családja már most télen is élvezhette az otthon melegét, a nem szigetelt házban lakó Gábornak és családjának erre azonban nagyon sokat kellett költeni. A Knauf Insulation ezért az idén nyáron az ő otthonukat is leszigeteli, így a következő télen már ők is lefelezhetik fűtésszámlájukat. (x) További információ kérhető: Aszódy Tamás Knauf Insulation Kft. Tel.: 06/ tamas.aszody@ knaufinsulation.com Piskóti Attila / Pál Ildikó Premier Kommunikációs Iroda Tel: / sajto@premiercom.hu VÍZ-, GÁZ-, FÛTÉSTECHNIKA MEGÚJULÓ ENERGIA Teljes körû megújuló energia megoldások a pályázati á lehetôség felkutatásától, táától a szakmai tanácsadáson át, a komplex rendszer beszerzéséig! További információk a Merkapt Zrt. megújuló energia termékeirôl és megoldásairól: Kis István, kis.istvan@merkapt.hu 31

32 HÍREK E-NERGIA.HU Hírek Technikatörténet A MET Választmánya fontosnak tartja a technikatörténeti emlékezet ápolását. Ennek a gondolatnak a jegyében kapcsolatot kíván tartani a műszaki, elsősorban az energetikai jellegű múzeumokkal. Ennek első eseményként én kihelyezett, múzeumlátogatással egybekötött válaszmányi ülést tartottunk az Elektrotechnikai Múzeumban. A látogatásra meghívtuk a MET tagságát is. Szívesen vesszük olvasóink javaslatait hasonló programokra, amelyekről a tagságot értesíteni fogjuk. A MET elnöksége Idei Heller László-díjasok A Magyar Kapcsolt Energia Társaság március én Siófokon tartotta XVII. konferenciáját, ahol sor került az MKET által alapított Heller László Díj átadására is. A megtisztelő díjat ez alkalommal két személy nyerte el, Hamvai László aranydiplomás villamosmérnök és Korcsog György okleveles gépészmérnök. Hamvai László 1957 óta az ERBE cégnél tevékenyen részt vett a magyarországi szinte összes nagy erőmű építésében. A 90-es évek végétől a kapcsolt energiatermelés területén szervezési munkájával elősegítette a gázmotor, a gázturbina munkabizottság létrehozását, működését, továbbá lelkesedéssel és hozzáértéssel szervezte az MKET éves konferenciáit. Műszaki publikációival hozzájárult a kapcsolt termelés elismeréséhez, fennmaradásához. Korcsog György az Április 4. Gépgyárban kezdte energetikai tevékenységét, majd a Mátrai Erőműben az erőműves szakma mellett kötelezte el magát tól a kapcsolt energiatermelés és a hőszolgáltatási célú hőtermelés jelentette a fő feladatot számára a Debreceni és Nyíregyházi Erőmű irányításában. Elkötelezetten támogatta a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelést, a városi távhőszolgáltatás mellett az ipari igényeket is jó hatásfokkal biztosították a két városban. Ebben az időben valósult meg az első 7,1 MW-os használt gőzturbina telepítése a debreceni telephelyre, valamint a Debreceni és Nyíregyházi Kombinált Ciklusú Erőmű, melyek beruházásában, irányításában meghatározó szerepet töltött be 1996 és 2007 között. Ezúton is gratulálunk nekik, és további sikeres munkát, jó egészséget kívánunk! Megalakult az A1 Hőszigetelőanyag-gyártók Egyesülete A most megalakult A1 Hőszigetelőanyag-gyártók Egyesületét a Magyarországon meghatározó üveg- és kőzetgyapot-gyártó, -forgalmazó cégek hívták életre. Az Egyesületet az alapítók azzal a hiánypótló szándékkal hozták létre, hogy az épületek energiahatékony építésénél, felújításánál a szakmai alapkövetelmények, különös tekintettel a tűzvédelemre, megfelelő módon kerüljenek figyelembevételre. Az Egyesület tagjai a magyarországi piacon jellemzően a legmagasabb tűzvédelmi osztályú (A1, A2), nem éghető hőszigetelésekkel vannak jelen, de számos tagvállalat forgalmaz éghető (akár E tűzvédelmi osztályú) szigeteléseket is. Ebből eredően a tagok széles termékismeretekkel rendelkeznek a teljes hőszigetelőanyagpiacról, valamint az alkalmazáshoz szorosan kapcsolódó építményszerkezetekről is. Milyen lesz Németország atom nélkül? Németország elsőként vállalta, hogy fokozatosan leállítja atomerőműveit, helyette a szél- és napenergiára helyezi a hangsúlyt. Az energiafordulat elsöprő lakossági támogatást élvez. Németország villamos energiájának 25%-a jelenleg is megújuló Kitüntették Penninger Antalt A hazai műszaki felsőoktatás fejlesztéséért, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem hazai és nemzetközi tudományos és ipari kapcsolatainak kiépítéséért és fejlesztéséért, valamint a jövő műszaki értelmiségének nevelésében vállalt szerepe elismeréseként a Magyar Érdemrend Lovagkeresztjét vehette át Penninger Antal, a műszaki tudomány doktora, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem Gépészmérnöki Kar Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék egyetemi tanára. Meglepetéssel vettem tudomásul, hogy kitüntetésben részesülök mondta a professzor, akit, mint fogalmazott, megelégedéssel tölt el, hogy egy élet munkáját mások is értékelik. Azt szokták mondani, hogy a kitüntetést nem kapja az ember, hanem adják. Jól esik, hogy az egyetemért és az egyetemen végzett négy évtizedem eredményeit elismerik. Tisztelt Választmány! Nagy örömmel szereztem tudomást arról, hogy a MET korábbi elnökét, a BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék korábbi vezetőjét, a Gépészmérnöki Kar korábbi dékánját, Választmányunk tagját, dr. Penninger Antal professzor urat a Magyar Érdemrend Lovagkeresztjével tüntették ki. A Magyar Tudományos Akadémia elnökének előterjesztésére, a március 15-i nemzeti ünnep alkalmából Magyarország köztársasági elnöke által adományozott elismerést a Magyar Tudományos Akadémia Székházában Pálinkás József, az MTA elnöke adta át. Kedves Anti! Tisztelettel és szeretettel gratulálok a négy évtizedes életpálya elismeréséhez. Jó egészséget kívánok! Korényi Zoltán 32

33 E-NERGIA.HU GEOTERMIA HÍREK Molnár László ETE főtitkár Paks valós szerepe a magyar energetikában Hozzászólás Szilágyi Zsombor Paksi bővítés vagy megújulók? című cikkéhez (megjelent a Magyar Energetika áprilisi számában) A szerző érdekes elemzést készített arról, hogy a Paks II. atomerőművet ki lehetne-e váltani megújuló energiákkal. A cikk alapgondolatával, a levont következtetésekkel egyetértek, magam is tapasztaltam, hogy számos téves állítás, hogy ne mondjam butaság hangzott el a hazai médiában ezzel kapcsolatban. Szakértők állították például, hogy Paks II-t helyettesíteni lehet épületszigeteléssel, vagy a 2400 MW-os nukleáris kapacitással azonos értékű szélturbina-kapacitással. Mindkét állítás téves; az épületszigeteléssel hőt lehet megtakarítani, de a hőszigetelés nem termel áramot, a 2400 MW szélturbina pedig a hazai szélviszonyok mellett, éves szinten 5-6-szor kevesebb villamos energiát termelne, mint az azonos kapacitású atomerőmű. Egy hiba azonban becsúszott cikkbe, melynek kijavítása Paks II. helyes megítélése szempontjából fontos. A szerző azt írja: a két darab (egyenként) 1200 MW teljesítményű blokk évi 8000 óra üzemeléssel számolva mintegy 70 PJ (villamos) energiát termelhet, ami az ország jelenlegi, (évi) 1000 PJ primer energiahordozó-felhasználásának 7%-a. Itt, a primer energiára történő átszámítás során a szerző eltévedt az energiastatisztika bonyolult módszertanában. Ha elvégezzük a 2x1200 MW x 8000 óra számítást, 19,2 TWh villamos energiát kapunk, ami hőegységben kifejezve kereken 70 PJ. Ha egy 40%-os hatásfokú, földgáztüzelésű erőmű 19,2 TWh (=70 PJ) villamos energiát termel, akkor világos, hogy a primer energiára való átszámítás során a 40%-os hatásfokot figyelembe kell venni, azaz a 70 PJ-nyi villamos energiát el kell osztani 0,4-gyel, és eredményül 175 PJ primer energiát kapunk. A nemzetközi energiastatisztikában az atomerőművek hatásfokát egységesen 33%-ban állapították meg, ezért Paks II. példájában a 70 PJos villamosenergia-termelést el kell osztani 0,33-mal, és eredményül 210 PJ-t kapunk, ami az ország 1000 PJ primer energiahordozó-felhasználásának 21%-a, azaz több mint 1/5-e. De a Paksi Atomerőműnek nemcsak a termelési szerepe kiemelkedően nagy, hanem növeli az ellátásbiztonságot, csökkenti az áramimportot és stabilizálja az energiaárakat. Miért 33% az atomerőművek egységes hatásfoka? Azért, mert ez lehetővé teszi, hogy a nukleáris energiát nem, vagy alig használó országokat (pl. Ausztria) energetikailag össze lehessen hasonlítani a magas részarányban nukleáris energiát használó országokkal (pl. Franciaország). Ha 100%-osnak vennénk az atomerőművek hatásfokát, akkor Franciaország energetikai termelékenységi és hatásfokadatai sokkal jobbnak mutatkoznának az osztrák adatoknál. A 33%-os hatásfok egy szenet, földgázt, biomasszát egyaránt használó ország átlagos hatásfokát tükrözi, és segítségével a nemzetközi energetikai elemzések biztonságosan elvégezhetők. energiaforrásokból származik, és az ország évente legalább 10 milliárd eurót takarít meg a hagyományos energiahordozók importjának csökkenése miatt. A megújuló ipar 40 milliárd eurós forgalmat bonyolít le évente, és 2012-ben embert foglalkoztatott. Németországban, valamint a legtöbb európai országban 70%-kal nőtt a hagyományos energiahordozók ára az elmúlt tíz évben, míg a megújuló energiaköltségek jelentősen csökkentek ebben az időszakban. A szárazföldi szélenergia 20%-kal, a napelem pedig 90%-kal olcsóbb, mint egy évtizeddel ezelőtt. Újabb nyilvános sűrített földgáz-töltőállomást nyitott a FŐGÁZ Budapesten A FŐGÁZ április 4-én átadta Budapest második nyilvános sűrített földgáz- (CNG) töltőállomását. A Budaörsi út 126. szám alatt található CNG töltőállomáson személyautók, teherautók és buszok is tankolhatnak. A sűrített földgáz, mint üzemanyag (CNG) a benzin- és a dízelalapú közlekedés környezetbarát és költségtakarékos alternatívája, azonban Magyarországon részben a töltőállomások hiánya miatt még nem elterjedt. A FŐGÁZ ben célul tűzte ki, hogy a CNG üzemű közlekedés népszerűsítése érdekében megteremti a szükséges infrastruktúrát. Ezen célkitűzés egyik első lépéseként 2011-ben megnyitotta a X. kerület Kőbányai úton a főváros első nyilvános CNG üzemanyagtöltő állomását. A pozitív tapasztalatok és a növekvő igények arra ösztönözték a FŐGÁZ vezetőségét, hogy további lépéseket tegyenek a CNG üzemanyag ismertségének növelése érdekében. Folytatásként együttműködési megállapodást kötöttek az ENI Hungária Zrt.-vel a következő földgáz-üzemanyagtöltő kút telepítésére egy Agip üzemanyag-töltőállomáson. A második CNG kút megnyitásával a FŐGÁZ már Budapest két kiemelt fogalmú csomópontján biztosítja a lehetőséget a CNG üzemű gépjárművek tankolásához. A sajtótájékoztatón Koncz László, a FŐGÁZ Zrt. vezérigazgatója elmondta, hogy tárgyalásokat folytatnak taxitársaságokkal, kommunális szolgáltatást nyújtó és közösségi közlekedést biztosító vállalatokkal, akik felismerve a földgázüzemű járművek gazdasági előnyeit, sorra veszik fontolóra gépjárműflottájuk CNG üzeműre történő lecserélését. A társaság jó példával elől járva saját autóflottáját fokozatosan cseréli le CNG üzeműre. Energia, civilizáció, szintézisigény Szergényi István bemutatja új könyvét Az ember már csak oly módon tud élni, hogy saját fizikai energiáját mind több és több természetben található energiával egészíti ki. Ez utóbbit korábban, egyre gyarapodó tapasztalattal és tudással, azaz szellemi energiával állította a saját szolgálatába, ezáltal is különbözve az élővilág minden más lényétől. Ugyanez a szellemi energia az idők folyamán sajátos kultúrák kialakulásában is megnyilatkozott. A változó körülmények és a meg-megjelenő kihívások később folyamatosan tökéletesedő technikákat és technológiákat, végül civilizációkat érleltek ki. A civilizációk kialakulásának kezdetén még kevéssé érződött az erőforrások korlátozottsága, hiszen ha a legelők és a termőföldek kimerültek, illetve a klíma változott, az érintett népcsoportok odébb vándoroltak. A kezdetben igénybevett megújuló energiaféleségeket az emberiség már jórészt lecserélte a fosszilis energiahordozókra, és egyre inkább azoktól vált függővé, főként amióta egyre zabolátlanabbul használja fel őket. Az először csak önmagáról gondoskodó, gondolkodó ember telhetetlenségében immár az egeket ostromolja. Eközben akár észreveszi, akár nem saját maga is tetézi az őt érő különböző természeti kihívásokat. Fontos lenne, hogy legalább azokat ne fokozzuk, és ne szaporítsuk, amelyekért mi magunk vagyunk a felelősek. Az energiáról gondolkodni szerteágazó hatása miatt globális rálátást indokolna, nem csupán a természettudományok és a technológia szempontjából, hanem geopolitikailag is, továbbá az emberi tudásnak és viselkedésnek, valamint a világ sok más problémájának széles panorámájára úgyszintén. A témakör súlya 33

34 HÍREk E-NERGIA.HU miatt megkívánná, hogy a közvélemény, főleg pedig a döntéshozók megismerjék és megértsék az energia fontosabb összefüggéseit. Folyamatosan integrálniuk kell az ökológia, a gazdaság és társadalom területéről begyűjthető információkat. Felelős munkájukhoz az energetikai szakembereknek is jártasnak kell lenniük a saját maguk által művelttől eltérő, de energiavonzattal rendelkező területeken. Az is nélkülözhetetlen, hogy a véleményformáló média, és nem utolsó sorban az oktatás is kivegye a részét a szakszerű ismeretközlésből. Ez a könyv szerény kísérlet az emberek holisztikus ismereteinek bővítésére, legalábbis az oly fontos energiakérdés jobb megismerése tekintetében. Megírásával, ha többet nem is, de legalább pozitív impulzust kívántam adni az olvasónak. Írásom időtállóságát és kritizálhatóságát természetesen befolyásolja, hogy az egyes területeken folyamatosan halmozódik az információ és a tudás, illetve egyre nehezebbé válik az eligazodás. Azt az illúziót tehát el kellett vetnem, hogy végleges, átfogó kép festhető, hiszen a tudomány és a technológia fejlődése gyorsulva gyarapszik, valamint sok esetben a kiszámíthatatlan politika is hat a folyamatokra. A terület bonyolultsága egyszerűsítésekre, illetve arra kényszerített, hogy a tengernyi energiafüggő területből csupán néhány különösen fontosat emeljek ki. Még azokhoz is szükséges volt időnként idegen vizekre eveznem, ami viszont óhatatlanul megkívánta, hogy olyan, másodkézből származó ismereteket is felhasználjak, amelyek megbízhatóságáról nem minden esetben volt lehetőségem közvetlenül meggyőződni. Ez tagadhatatlanul a felelősség bizonyos mértékű áthárítását jelenti, de ha azt nem vállalom, e könyv nem születik meg. A gazdag országokban eluralkodott a pazarlás szelleme, ami rossz példát mutat a harmadik világ felzárkózó népei számára. Az örökös bőség hamis hiedelme az ember számára önigazolást ad a jellemzően a mostra irányuló életszemlélet és életvitel követésére. Ez nemcsak az ismeretek hiányával és az általános tájékozatlansággal magyarázható, hanem azzal is, hogy az emberek a nagyobb összefüggések iránt többnyire közömbösek, céljaikat jobbára saját rövid távú érdekeik határozzák meg. Csupán a közelmúltban és távolról sem mindenki előtt vált egyértelművé, hogy takarékosabban kellene élnünk. A XXI. században a kihívások serege olyan kort nyit meg, amelyben döntő változásra van szükség, ha az eddigi vívmányainkat nem akarjuk veszni hagyni. Ennek a nagyszabású programnak a véghezviteléhez szükséges időtartam hossza nehezen becsülhető meg, hiszen az emberi szemlélet- és a technológiaváltást egyaránt sajátos inercia jellemzi. Át kell tehát vészelnünk egy bizonytalan hosszúságú időszakot addig, ameddig új, bőséges és biztonságos, elméletileg végleges energiaellátási megoldásra talál az egyre szaporodó embertömeg. A folyamat sikere vagy sikertelensége sorsfordító jelentőségű lesz. A legfontosabb kérdés tehát az, hogy lesz-e elegendő idő úgy lépnünk, hogy erőforrás-gazdálkodásunk, tudásunk, új technológiáink, valamint a környezet változásához történő alkalmazkodóképességünk együttesen lehetővé tegyék megtartani mindazt, amit eddig elértünk. Ezzel kapcsolatban több olyan kérdésre kell felelnünk, mint például a következők: A nemhagyományos energiaforrások és a villamos energia át tudják-e venni a kőolaj szerepét? Mi lesz a szén és a nem-hagyományos energiaféleségek jelentősége, beleértve a megújuló energiaforrásokét? Igazolható-e a CO 2-pánik? Mi lesz a nem-hagyományos szénhidrogének, valamint a nukleáris energia szerepe, és ez utóbbival kapcsolatban az uráné vagy a tóriumé-e a jövő? Nem tudhatjuk egyértelműen eldönteni azt sem, hogy melyik infrastrukturális és felhasználói technika fogja kiváltani a minden bizonnyal a jelenleginél is nagyobb rendszereket. Mindegyik kérdés mint egy-egy folyamat/eseménysorozat egyszer kritikussá válik, és akkor megválaszolandó kihívásként jelenik meg. Az egyes események azonban nem egymástól függetlenül léteznek, hanem mintegy komplex egészet alkotnak. Egyetlen elemet kiemelve belőle, az egész megváltozik, és nem lesz ugyanaz többé, mint ami korábban volt. Civilizációnk jövője szempontjából szélsőségesen derülátó vagy pesszimista nézetek alakultak ki. Ezek egyikének elfogadása nem célravezető. Helyettük minden intellektuális energiánkat latba vetve, fáradhatatlan kereséssel rá kell találnunk arra az útra, amely megadja az energia vonatkozásában is a jövőbe való átlépés nagyobb megrázkódtatás nélkül lezajló, kellő megbízhatósággal ma még nem ismert módját. A valóság maga csak egy, ha különbözőképpen szemléljük is azt. Az ENSZ ma már több mint egy tucat globális kihívást tart számon. Az ezekre adandó helyes válaszok megtalálásának esélyét növelheti az egyoldalúságba egyre jobban belecsúszó hétköznapi ember, valamint a tudós és a politikus látókörének, energia-kölcsönhatásaival kapcsolatos ismereteinek bővítése. Ennek hatékony elősegítésével a tudományszervezés a mai napig adós. Jogos kritikára ad alapot kihívásként is értelmezhető az is, hogy a természettudományos és a humán műveltség az utóbbi évtizedekben túlzottan elkülönül, és az utóbbi tárgyi ismeretek híján igyekszik befolyást gyakorolni az energiapolitikákra (is). Ez a jelenség veszélyes, és változtatni kell rajta. A sokak által mindenhatónak hitt piac mint láthatatlan karmester éppen az egyre szaporodó kihívások kezelésének szükségessége miatt már nem lesz képes sikeresen vezényelni a folyamatokat. Új közgazdasági elméletre és gyakorlatra, továbbá a jelenleginél etikusabb emberi magatartásra azaz globális paradigmaváltásra van/lenne szükség. Ez az a meggyőződés, amiért e könyvet megírtam. A Nobel-díjas ENSZ Klímapanel legújabb jelentésének munkáit magyar szakértő is vezette Berlinben 180 ország több mint ezer delegáltja ülésezett április 7. és 12. között, hogy megvitassák az ENSZ tudományos panelének legújabb klímajelentését, ami hétévente kerül kiadásra 4 kötetben. A 2007-es jelentés után Béke Nobel-díjjal tüntették ki a Kormányközi Klímavédelmi Testületet (IPCC). A most megjelenő, úgynevezett Ötödik Értékelő Jelentés most nyilvánosságra hozott kötete a harmadik a sorban, és az éghajlatváltozás mérséklési lehetőségeit elemzi. Az első kötet, amely az éghajlatváltozás tudományos hátterével foglalkozik, tavaly szeptemberben jelent meg, míg a másodikat, ami a hatásokat és alkalmazkodást tanulmányozza, nemrég hozták nyilvánosságra Japánban. A mostani jelentésen 4 éve dolgozik 58 ország 253 szakértője, közte Magyarországról a Közép-Európai Egyetem professzora és Éghajlat- és Fenntartható Energiapolitikai Kutatóközpontjának igazgatója, Dr. Ürge-Vorsatz Diana. A jelentés szeptemberben megjelent első kötete többek között megállapította, hogy az éghajlatváltozás ténye és ebben az ember felelőssége most már tudományosan megkérdőjelezhetetlen, és évezredek óta nem megfigyelt jelenségeket okoz. Az ipari forradalom óta már közel egy C-ot emelkedett a Föld átlaghőmérséklete, ami olyan káros hatásokért felelős, mint az Északi-sarki és grönlandi jégtakaró igen jelentős olvadása, növekvő gyakoriságú időjárási szélsőségek, mint erős viharok, áradások, aszályok, hőhullámok. A második munkacsoport március végén nyilvánosságra hozott jelentése megállapította többek között, hogy a változó klíma igen jelentős hatásokkal és kockázatokkal jár a társadalmi-gazdasági rendszerekre vonatkozóan, amik akár több százalékponttal is csökkenthetik a világgazdaság teljesítményét, háborúkhoz és jelentős népvándorlásokhoz is vezethetnek. A harmadik, az utolsó jelentés az éghajlatváltozás megelőzésével kapcsolatos lehetőségeket elemzi. 34

35 E-NERGIA.HU TECHNOLÓGIA GEOTERMIA Cserháti András A VVER reaktortípus 50 éves evolúciója 2013 második felében döntés született Paks 5 és 6 tender nélküli, orosz partnerrel való megvalósításáról januárjában előzetes megállapodást írtak alá Moszkvában, amit rövidesen követett a pénzügyi konstrukció rögzítése. Eszerint a Roszatom két, legalább 1000 MW villamos teljesítményű blokkot szállít, amihez Oroszország 10 milliárd euróig bezárólag hitelt nyújt Magyarországnak. Önrészünk a beruházásban 20%, a ténylegesen felhasznált hitel összegét 21 év alatt kell visszafizetni 3,95-4,95% közti lépcsős kamatozással. Jelen cikk nem foglalkozik sem energiapolitikai, sem finanszírozási kérdésekkel. Alapvető üzenete az, hogy az orosz VVER mára hatalmas tapasztalati bázison nyugvó, kellően biztonságos és világszínvonalú technológia. A VVER típusról általában A 30 éve kiválóan működő paksi blokkok révén sokaknak ismert, hogy e betűk kibontva a következőt fedik: водо-водянойэн ергетический реактор, azaz víz-vizes energetikai reaktor. Az első két szó tartalmilag azt jelenti, hogy a víz kettős szerepet játszik: egyidejűleg moderátor (hidrogénjének magjai sok-sok rugalmatlan ütközéssel a nagy energiájú hasadási neutronokat lelassítják) és az energetikában jól ismert, kipróbált hűtőközeg is. Ahhoz, hogy egy ilyen reaktorban ne forrjon fel a víz, kellő nyomás alatt kell tartani. Ezért hívják ugyanezt a típust nyugaton nyomottvizes reaktornak (pressurized water reactor, röviden PWR), a VVER-t pedig néha orosz PWR-nek. Az atomreaktorok energetikai célú alkalmazásának története a múlt század 50-es éveiben kezdődött. Furcsa, de tény: a felfutó hidegháború körülményei közt, 1953-ben tartotta Eisenhower amerikai elnök az Atoms for Peace (Atomok a békéért) című, propagandaelemeket sem nélkülöző híres beszédét az ENSZ-ben, az atomenergia békés felhasználása érdekében ben a szovjetek Obnyinszkban üzembe helyezték az első 5 MW-os, grafit moderátoros, vízhűtésű reaktorral működő atomerőművet ben Genfben tartották meg az atomenergetika első nemzetközi konferenciáját, amelyen politikai hovatartozás nélkül vehettek részt az egyes országok ben Shippingportban az amerikaiak is elindították az első 60 MW-os atomerőművüket, melynek tengeralattjárókéhoz hasonló nyomottvizes reaktora volt. A különféle fejlettségű VVER reaktorok első megjelenései rendszerint a Don-parti Novovoronyezsi Atomerőműhöz köthetők. Az 1. táblázat típusneveiben szereplő számok a villamos teljesítményt adják MW-ban. Az altípusok számozásában már nehezebb logikát találni: bár jobbára az idővel növekvő a számsor, előfordul visszaugrás. Az altípusok végén megjelenő M модифицированный (módosított) jelentést hordoz. Az AES kezdetű és további elnevezésekről alább lesz szó. Típus Altípus Elnevezés Év Blokk VVER-210 V-1 bevezető blokkok VVER-70 V VVER-365 V-3M VVER-440 V-179, V-230, V-270 korai V-213 kései, konténment V-213 kései, lok. torony VVER-1000 V-187 fejblokk VVER-1200 V-302, V-338 kis sorozat V-320 nagy sorozat V-428 AES V-412 AES V-392M V-491 AES-2006 külföld: MIR VVER-1300 V-510 TOI, AES-2010?? 1. táblázat. A VVER típusok, altípusok időrendben Bevezető blokkok A három blokk majdnem ugyanazokból a főberendezésekből épült fel. Például ha a reaktort közvetlenül hűtő primerköri hurkok és gőzfejlesztők vagy a 70 MW-os turbinák számát tekintjük, a következő látható: VVER- 210: 6 hurok, 3 turbina; VVER-70: 1 hurok, 1 turbina; végül a VVER- 365: 8 hurok és 5 kicsit növelt teljesítményű turbina. A V-1 reaktor jelentősen eltért a későbbiektől az üzemanyag geometriáját illetően. Az akkori NDK-ban, a Berlintől északra fekvő rheinsbergi tóvidéken létesült a V-2 altípus blokkja. E demonstrációs, ipari léptékű kísérletnek számító blokkok jellemzői a következők: A 60-as években enyhe túlzással még olyan szemlélet uralkodott, hogy az atomerőmű voltaképpen egy atomkazánnal fűtött hőerőmű, így kialakításakor nem igazán a nukleáris biztonság volt az elsődleges. A várható üzemzavarok kapcsán azt tételezték fel, hogy a primerköri csővezeték nem törhet el, így a reaktorok gyors, nagyarányú hűtőközegvesztése nem következik be. A hangsúlyt bizonyos halványan körvonalazott veszélyek műszaki és szervezési intézkedésekkel történő megelőzésére helyezték, de ma elvárható fejlettségű biztonsági rendszerek még nem voltak e blokkokon. A VVER-440 A 440 MW-os villamos teljesítményű típus a VVER következő csoportja. Ha a sikert az üzembe helyezett blokkok számával mérjük, akkor ez kiemelkedően eredményes sorozat: összesen 35, valaha működött vagy ma is működő blokk tartozik ide. Sőt, ma is épül kettő (Szlovákiában, Mochovce-3 és -4). Ugyanakkor a nagy darabszám műszaki és főleg biz- 35

36 TECHNOLÓGIA E-NERGIA.HU tonsági megítélés szempontjából két markánsan elkülönülő részre oszlik. Az időben első csoportot megint Novovoronyezsben, annak 3. blokkjaként vezették be (V-179). Ezt követte a Szovjetunióban, NDK-ban, Bulgáriában és Csehszlovákiában folyamán a tucatnyi V-230. Sajnos e blokkok biztonsági szempontból nem sokban haladták meg az előzőkben említett bevezető blokkokat. Továbblépés csupán bizonyos főberendezések és műszaki megoldások tekintetében történt. Az örmények két V-270 altípushoz tartozó reaktorát is a V-230 kismértékű módosításával fejlesztették ki. Emelt földrengés-állóságot kaptak: megjelentek bennük vagy további ágakkal, nagyobb kapacitással épültek ki egyszerűbb hűtőrendszerek (üzemzavari tápvíz, reaktor maradványhő-elvonás stb.). Ugyanakkor továbbra sem oldódott meg két fő gond: a primer köri nagy csőtörés következményeinek kezelése, illetve az üzemzavar során kikerülő radioaktív anyagok visszatartása a reaktorépületben. Az igazán jelentős változás a kései V-213 altípussal állt elő: itt gyökeres biztonsági filozófiaváltás történt. A tervezési üzemzavar a primerköri csővezeték pillanatszerű, kettős kiömlésű törése lett. A visszatartást a finn Loviisa reaktora esetében amerikai mintájú, jégkondenzátorokkal hűthető védőépület (konténment) biztosítja, a további V-312 blokkoknál így Pakson is a buborékoltató kondenzátorokkal működő ún. lokalizációs torony. Ezekbe a blokkokba már aktív (villamos betáplálást igénylő) és passzív (külső energiaforrás nélkül működő), kis- és nagynyomású biztonsági hűtőrendszereket építettek be, több egymástól elválasztott ággal, alapvetően 3 100% tartalékolással: azaz a három redundáns rendszer közül egy is elegendő az üzemzavar levezetésére. A tranziensek lefutásának megfelelő szakaszában villamos tápforrásként dízelmotoros generátorok lépnek be, és lépcsőzetesen veszik fel a terhelést. A létfontosságú irányítástechnikát normál energiaforrás híján egy ideig akkumulátortelepek hajtják. A hermetikus helyiségrendszerben a csőtöréskor kiáramló gőz nyomását zuhanyszerű sprinkler rendszerek csökkentik. A paksi blokkok biztonsági értékelését a filozófiaváltás ellenére a kilencvenes évek közepére hazai erőkkel, nyugaton is ismert, elfogadott eszközparkkal újra el kellett végezni, illetve ki kellett egészíteni. Ez volt az ún. AGNES projekt (Advanced and Generally New Evaluation of Safety). Egyebek közt azért, mert a szovjet módszertan, eszközök és minőségbiztosítás a nyolcvanas évekre sokat, de még nem eleget fejlődött. A kapott eredmények kijelölték a biztonságnövelés prioritásait. Az 1. ábra térképe áttekinti az európai VVER-440 blokkokat. Külön jellel mutatja az egyes altípusokat, színek a mai státuszt. A blokkok számának növekedése 1987-ig töretlenül tartott, de ezt követően különféle okokból csökkenés indult meg. Feltűnik egy sor helyhez köthető esemény, amely negatív hatású volt végleges leállításhoz, egyes projektek törléshez vezetett. Így Csernobil súlyos balesete (bár nem VVER, jelentős az áttételes hatása); Szpitak földrengés; német újraegyesítés; lengyel népszavazás; EU csatlakozás. Az ábrán csak a kubai 1. ábra. Az európai VVER-440 blokkok jelenleg, altípusok szerint, a sorsukat befolyásoló egyes eseményekkel 36

37 E-NERGIA.HU TECHNOLÓGIA GEOTERMIA Bevez. VVER-440 VVER-1000 VVER-1200 év V-179 V-230 V ? 2017? 2018? 2019? 2020? Novo1 Rhei1 Novo2 Novo3 Novo4 Kola1 Grei1 Kozl1 Kola2 Grei2 Kozl2 Mets1 Grei3 Bohu1 Grei4 Mets2 Bohu2 Kozl3 Kozl4 Erőművek, országok Asztravec (BY) Balakovo (SU-RU) Balti (RU) Bohunice (CS-SK) Bushehr (IR) Dukovany (CS-CZ) D-Ukrán (SU-UA) Greifswald (DDR) Hmelnyicki (SU-UA) Kalinyin (SU-RU) Kola (SU-RU) Kozloduj (BG) Kudankulam (IN) Leningrád II (RU) Loviisa (FI) Metsamor (SU-AM) Mohovce (CS-SK) Novovoronyezs (SU-RU) Paks (HU) Rheinsberg (DDR) Rostov (RU) Rovno (SU-UA) Temelin (CZ) Tianwan (CN) Zaporozsje (SU-UA) V-213 V-187 V-302 V-338 Lovi1 Lovi2 Rovn1 Kola3 Rovn2 Paks1 Bohu3 Paks2 Kola4 Duko1 Bohu4 Duko2 Paks3 Duko3 Duko4 Paks4 Grei5 Moho1 Moho2 Moho3 Moho4 Novo5 Dukr1 Kali1 Dukr2 Kali2 V-320 V-446 Zapo1 Zapo2 Bala2 Zapo3 Rovn3 Bala2 Kozl5 Zapo4 Hmel1 Bala3 Zapo5 Dukr3 Kozl6 Bala4 Zapo6 Teme1 Rost1 Teme2 Hmel2 Rovn4 Kali3 Kali4 Bush1 Rost3 Rost4 V-392B V-428 V-412 Tian1 Tian2 Kuda1 Kuda2 Tian3 Hmel3 Tian4 Hmel4 Indult épül táblázat. VVER kronológia az összes elindított és ma létesülő blokk (forrás: [1], [3]) Jelmagyarázat blokk azonosító az erőmű név első négy betűje és a blokk sorszáma végleg leállítva V-392M V-491 Nov21 Nov22 Len21 Aszt1 Len22 Balt1 37

38 TECHNOLÓGIA E-NERGIA.HU atomerőmű nem szerepel, mivel Európán kívüli. A teljesség kedvéért: 1992-ben valutahiány miatt törölték a rendre 95% és 25% készültségű Juragua-1 és -2 befejezését. A V-318 altípushoz tartoztak volna, ami a V-312 kialakítása acéllemezzel borított, hengeres vasbeton védőépületben. Konklúzióként tehát a VVER-440 történetéből az szűrhető le, hogy az atomerőművek sorsa nem csak építésükkor, hanem elindításukat követően is ki van téve politikai, gazdasági és természeti kockázatoknak. Ugyanakkor az igényes biztonsági kialakítás e kockázatokat nagyban csökkenti, így például nekünk sikerült V-213 reaktorainkkal, azok biztonságának szakadatlan javításával az EU-ba nagyobb gond nélkül belépnünk. A bolgár és szlovák V-230 reaktorokat viszont le kellett állítani, mert elvárható biztonsági szintre hozásuk már nem volt ésszerű ráfordítással megvalósítható. A VVER-1000 Az ezredforduló utáni évtizedig bezárólag a VVER-1000 blokkok megjelenésével, elterjedésével az evolúció tovább folytatódott. Ez is Novovoronyezsben, az ún. fejblokk által vette kezdetét, majd következett a kis sorozat, végül a nagy sorozat, utóbbi késői példányai ugyan már eléggé eltérnek a fejblokktól. Általánosan megállapítható, hogy a VVER-440/V-312-től a VVER- 1000/V-320 végéig a következő trendek érvényesültek és fokozatosan erősödtek: A nukleáris előírásokban rögzítették a tervezési alap biztonsági követelményeit (először az OPB-73 előírásokban). Felismerték az aktív és passzív biztonsági rendszerek fontosságát. Jelentős fejlődés történt a biztonság számítási és kísérleti megalapozásban. Alkalmazást nyert a mélységi védelem elve. Fontos szerepet kapott a radioaktív anyagok kikerülését megakadályozó gátak állapotának figyelése, működőképességük megőrzése. Kitűzött sugárvédelmi cél lett a személyzet, lakosság és a környezet differenciált védelme. Az orosz atomipar elkezdte átvenni a nyugati biztonsági normákat, minőségbiztosítást. A Three Mile Island és Csernobil balesetei, az ott elkövetett tervezési és kezelési hibák után világszerte jóval szigorúbbak lettek az előírások, így a VVER-re is. Az új követelmények szerint tizedére (10-5/év), illetve tizedére-századára ( /év) kellett csökkenteni a zónaolvadás és nagy radioaktív kibocsájtás valószínűségeit. A működő VVER-440 és VVER-1000 blokkok jelentős részénél ma teljesítménynövelés és üzemidő-hosszabbítás zajlik. Ezek újabb biztonsági elemzésekkel és átalakításokkal, korszerűbb üzemanyag bevezetésével járnak. Főleg az ezres blokkok esetében folyik az áttérés 12 hónaposról 18 hónapos üzemanyagciklusra. De a paksi, időközben már ötszázassá felminősített blokkokra is megalapozható 15 hónapra való ciklushosszabbítás. Mindez azt bizonyítja, hogy a robusztus hőerőgépészeti kialakítás jó alap a még hatékonyabb üzemeltetést, olcsó kapacitásnövelést célzó innovációra a biztonság megőrzése vagy további javítása mellett. Mivel az irányítástechnika avulása gyorsabb, több-kevesebb mértékű rekonstrukció mindenhol elindult vagy napirenden van. Mi Pakson az elsők között hajtottuk végre a reaktorvédelem digitális átalakítását, ezek a meglévő blokkokra kimunkált változtatások pedig folyamatosan beépültek és beépülnek az új altípusokba. A VVER-1000 nagy sorozat után A V-320 jelű nagy sorozat után különféle altípusok bonyolult láncolatán keresztül további javított VVER-1000 változatok jelentek meg. Ezek rendre az AES-91, AES-92 neveket kapták, ahol az AES az атомная электростанция (atomerőmű) rövidítése, míg a számok a projektek kidolgozási évszámára utalnak. Így e még korszerűbb, utólagos feljavítás nélkül is biztonságosabb VVER altípusok első reprezentánsai Kínában és Indiában épültek meg. E projektekben növelték a reaktortartály élettartamát, a gőzfejlesztők megbízhatóságát, a termikus hatásfokot (magasabb üzemi paraméterek), a kihasználást (kevesebb üzemzavar és ritkább, rövidebb, jobb minőségben végrehajtható karbantartási leállások). A legfontosabb trendek a biztonság növelésén túl tehát az üzemi paraméterek és gazdaságosság javítása, és a saját tapasztalatok mellett a Nemzetközi Atomenergia Ügynökség ajánlásainak, valamint az európai atomerőmű-üzemeltetők új atomerőművekre közösen kidolgozott követelményeinek (EUR, European Utility Requirements) érvényesítése lett. Az AES-2006 sok biztonsági rendszerrel rendelkezik. Aktívak: üzemzavari zónahűtés, bórsav-befecskendezés, tápvíz-ellátás vagy gőzfejlesztő-hűtés. Passzívak: üzemzavari zónahűtés, hőelvezetés a reaktorból, zónaelárasztás vagy hőelvezetés az épületből, zömmel 4 100% kapacitású független ágakkal. Súlyos baleset kezelésére szolgál a reaktortartály alatti olvadékcsapda. A reaktort külső behatásoktól (extrém időjárás, robbanás, repülőgép-rázuhanás stb.), a környezetet radioaktív anyagok kikerülésétől kettős falú vasbeton konténment védi. A jövő ígérete: a VVER-TOI A spontán evolúciós fejlődés mellett megférnek, sőt azt erősítik bizonyos felülről vezérelt, irányelvek megszabásával kialakuló tendenciák is. Ilyen hívja életre a ma még csak tervekben szereplő, VVER-1300 névvel is illethető VVER-TOI típust. A záró három betű jelentése a következő: Tipizált kiindulást ad különféle konkrét atomerőmű-tervekhez. Optimalizált az AES-2006 üzemi, gazdasági paramétereit tovább javítja. Konkrét követelményként például megjelenik, hogy a szériablokkot az első betontól a fizikai indításig 40 hónap alatt kell létesíteni, és 20%-kal kevesebb pénzért kell felépíteni, mint Novovoronyezs-II/1-et, valamint 10%-kal olcsóbban kell üzemelnie, mint Balakovo-4-nek. Informatizált (nincs ilyen magyar szó még) ami nem csak a korszerű irányítástechnikát, ember-gép kapcsolatot, hanem a modern információtechnológia teljes alkalmazását jelenti már az életciklus legelejétől tervezés, piacra vitel, létesítés stb. Az összes elindított és most létesülő VVER áttekintése A 2. táblázatban évek, típusok, altípusok szerint szerepel minden párhuzamos kapcsolásig eljutott és ma épülő VVER blokk. Ez majdnem a teljes VVER történelem, ha eltekintünk a be nem fejezett projektektől (ilyenek például a már említett kubai Juragua, a lengyel Zarnowiec mellett az NDKbeli Stendal, a bolgár Belene vagy a szovjet Krimi atomerőmű). Sokáig lehet búvárkodni az adatokban. Érdekes stúdium végezhető országok és telephelyek kapcsán is. Megbecsülhetők a hajdani reaktorgyártási, létesítési kapacitások. Külön bizonyító erővel szolgál a cikk tárgya szempontjából a blokkok számában és reaktorévekben mérhető felhalmozódott tervezési, létesítési és üzemeltetési ismerettömeg. Jól követhető az egyes altípusok megjelenésének dinamikája, a több helyen párhuzamosan folyó építés, szerelés, üzembe helyezés. 38

39 E-NERGIA.HU TECHNOLÓGIA GEOTERMIA Jellemző VVER-210 VVER-365 VVER-440 VVER-1000 VVER-1200 VVER-1300 Hőteljesítmény [MW] Hatásfok [%] 27,6 27,6 32,0 33,0 34,8 38,4 Nyomás, primer [bar] Nyomás, szekunder [bar] Hőmérséklet, reaktor be ki [ C] Zóna méret, Ø h [cm] x373 Teljesítmény fajlagos [kw/l] Fűtőelem Ø [mm] 20,2 9,1 9,1 9,1 9,1 9,1 Fűtőelem [db/kazetta] ? Kazetta, szabályozó [db]?? 349, , , , 94 Urán töltet [t] ? Dúsítás, átlagos [%] 2,0 3,0 3,5 3,3-4,4 4,71-4,85? Kiégés [MWnap/kgU] , ? Hurok [db] táblázat. VVER paraméterek változása, sárga háttérrel a mai és a leendő paksi reaktorok (forrás: [2], [3], [4]) A táblázat alapján a következő számszerű megállapítások tehetők: Befejezett VVER blokk eddig 9 országban épült, működik (a Szovjetunió és Csehszlovákia felbomlásával ez a szám 12-re emelkedett), az 50 év alatt 23 telephelyen 68 VVER blokkot indítottak el, közülük 53 ma is termel, időegységre vetítve a legtöbbet között helyeztek üzembe: =22 blokkot, ami átlagosan 5,5 blokk évente, a hullámvölgy a 90-es évek időszaka, de itt sem állt meg az élet teljesen, a működő blokkokon eddig 1355 reaktorévnyi tapasztalat gyűlt össze, jelenleg 15 további blokk épül, amelyek várhatóan 2020-ig elindulnak, újabb sűrűsödést kiváltva, 2014-ben négyféle altípushoz tartozó blokk is startot vehet: VVER- 440/V-213 (Mochovce-3), egy nagy sorozathoz tartozó VVER-1000 (Rosztov-3), a második AES-92 (Kudankulam-2), illetve az első AES-2006 (Novovoronyezs-II/1). A számokból jól látszik, hogy ez egy igen tekintélyes család. Néhány fontosabb szerkezeti, üzemi paraméter A folyamatos fejlődés ugyancsak jól tükröződik a 3. táblázatban. A hőteljesítmény emelésével javult a méretgazdaságosság. A magasabb nyomások és hőmérsékletek a hatásfokot növelték. Az aktív zóna méreteinél sokáig a reaktortartály vasúti szállíthatósága is szempont volt (ez persze a szovjet/orosz széles nyomtávra és űrszelvényre értendő). A fűtőelempálca burkolatának átmérője hamar beállt, de a tabletta azután is módosult. Ugyanígy változott a kazetta vagy fűtőelemköteg mérete, kialakítása például elhagyták a kazetta külső falát, ezzel megengedve a kötegek közt a keresztáramlásokat is. A nagyobb dúsítás lehetőséget nyújt emelt teljesítményre, hosszabb üzemanyagciklusra és az urán jobb kihasználására (nagyobb kiégés). Mivel a friss üzemanyag betöltésekor már túl erős lenne, a kezdeti hetekben gadolínium-tartalmú ún. kiégő méreggel fogják vissza. Gadolínium abszorber már van a továbbfejlesztett paksi kazettákban is, de az újabb reaktoroknál az eredeti kialakítás részeként. Nem látszik ugyan a táblázatban, de a legújabb típusok fűtőelemei, főberendezései fokozottan tolerálják a terheléskövető vagy manőverező üzemmódot. Ez napi és/vagy heti leterhelési ciklusokkal történhet, aránylag gyors teljesítmény-változásokkal, legalább 50% mélységig. Persze ha lehet, a viszonylag olcsón termelő nukleáris blokkokat érdemesebb zsinórban működtetni. Zárásul Jukka Laaksonen sok évtizedes tapasztalattal rendelkező finn atomenergetikai szakértő a Three Mile Island reaktorbaleset után az amerikai nukleáris hatóságnál dolgozott, Csernobil után a Nemzetközi Atomenergia Ügynökségnél, majd a finn nukleáris hatóság vezetője volt, jelenleg a Rusatom Overseas alelnöke. Egy videóinterjúban [5] arról beszél, hogy milyen átalakuláson ment át az orosz atomipar és atomtechnológia, miért fontos az oroszoknak a biztonság, és ő maga mit tesz ezért. A világ nukleáris biztonságára akkor tudok legjobban hatással lenni, ha a Roszatomnál dolgozom, és segítek nekik biztonságos atomerőműveket építeni. Az orosz technológia már ma is nagyon biztonságos és megbízható. A nyomottvizes típusaikat a 60-as évek óta fejlesztik, nagy számban építettek azóta ilyen reaktorokat, közel 70 reaktort a világ különböző részein. Egy jelentős evolúció eredményei, mert mindig tanultak a korábbi tapasztalataikból. Tény, a kezdetekkor nem volt túl nagy hangsúly a biztonságon, de a csernobili baleset után gyökeresen megváltozott a szemléletük után a biztonság az első számú tényező lett Oroszországban is, ami nem egészen ismert az országon kívül. Egyedül azok, akik együtt dolgoznak velük, látják igazán a változást. Az átlagember számára nem köztudott az a tény, hogy az orosz nukleáris technológia ma alapvetően különbözik a 80-as évek közepének technológiájától. Az orosz szakértők nem nagyon képesek a világ felé kommunikálni eredményeiket, mert ennek náluk nagyon komolyak a nyelvi akadályai. Nehéz elhinni, de az orosz szakértők nem tudnak angolul. A fiatal generáció már változtatni fog a helyzeten, de az öregebbek csak oroszul beszélnek. Egy ilyen helyzetben nem könnyű a világot meggyőzni, hogy milyen jó termékeik vannak. A másik probléma, hogy kevés a kapcsolatuk a világ többi részével Irodalom: [1] IAEA Power Reactor Information System (PRIS) [2] OKB Hidropress VVER projektjei [3] Wikipedia: VVER (magyarul, oroszul, angolul, illetve az oldalakról kiinduló elugrások) [4] Драгунов Ю.Г.: Реакторнаяустановка ВВЭР дляпроекта АЭС-2006, развитие легково дныхкор пусных ВВЭР. 39

40 ERŐMŰVEK E-NERGIA.HU Stróbl Alajos Gondolatok a hazai erőműépítésről Harmadik éve nem épül már nagyerőmű Magyarországon, de kicsi is alig. Eldöntötték, hogy a húszas évek második felében két új nagyblokkot helyeznek majd üzembe Pakson. Ez rendben is lenne, de addig is kell valamit csinálni. Nagyon sok régi erőművet leállít a tulajdonosa, az importszaldó erős növekedése nem illik függetlenedési törekvéseinkhez, az igények pedig ismét növekedésnek indulhatnak. Ésszerű tehát már valamit tenni mostanában is ahhoz, hogy ez egész hazai villamosenergia-ellátás forrásoldala biztonságot adjon. Néhány gondolat rögzíthető itt annak szorgalmazására, hogy építsenek már új és jó erőműveket itthon. Soha még nem tapasztaltunk ennyi energetikát érintő vitát választások előtt. A rezsit csökkenteni kell, ez nem kérdés. Az atomerőművet helyettesíteni kell, ez sem lehet a szakemberek között vitatható megállapítás. Aztán jön a haszon nélküli (nonprofit) közszolgáltatás, amelyben a villamos energia kiemelt szerepet kap. Azt még azonban nem tudni, hogy miként lesz nálunk a legolcsóbb a villany az egész kontinensen. Az államnak valóban többet kell törődnie az ellátás biztonságával, gazdaságosságával és annak tartós fennmaradásával. Mindenekelőtt erőműveket kellene építeni, illetve építtetni. Miért, mikor, mennyit és milyet? ez a fő kérdés. Az igények változása A villamosenergia-igény általában növekszik, és az állami fejlesztési tervekben szinte mindig. Ez nem egy szokás hencegési gyakorlat, hanem annak jelzése, hogy minden nőni fog. A gyerek is, a jólét is, a bölcsességünk is. Csak a rezsi csökken. Az OT (Országos Tervhivatal) jelzései alapján 1975-ben még azt jövendölte az ERŐTERV, hogy az ezredfordulóra normál növekedést feltételezve 159 TWh összes villamosenergia-felhasználással számolhatunk hazánkban 1. A valóság aztán csak 39 TWh lett. De az akkori 7-8%-os éves növekedési ütem mellett nem lehetett ezt előre látni, így nem kell hibáztatni a tervezőket. Most is tévedhetünk. 1. ábra. A villamosenergia-igény alakulásának negyven esztendeje A villamosenergia-felhasználásban időnként visszaesésekre kell számítani, hiszen ismerjük a háború, a forradalom, az olajválság, a politikai fordulat és a pénzügyi krízis hatásait. Nézzük meg tehát, hogy 1980 és 2013 között miként változott meg hazánkban a nettó és bruttó fogyasztás, valamint az összes felhasználás (1. ábra). A lényeg a végső fogyasztás, a nettó. Ha kiszámítjuk az egyes növekedési szakaszok átlagos éves változási ütemeit a nadírtól a zenitig, akkor jól játszik, hogy a nyolcvanas években még 3,8%/a tempóval fejlődtünk, aztán a politikai váltást követő fejlődés megkezdése után a következő válságig ennek már csak a felét, 1,8%/a ütemet jegyezhettünk fel. Lehet, hogy most további felezés jön? Az eddigi legnagyobb felhasználást a pénzügyi válság előtt értük el 43,9 TWh-val, majd a krízis hatására erős csökkenéssel kellett számolni. Kis növekedés után ismét csökkenés indult be, és a maximum után öt évvel, tavaly már csak 42,2 TWh-t mutatott a statisztika. Remélhető, hogy a csökkenést jövőre talán már az idén növekedés váltja fel ismét, de aligha kell ebben az évtizedben 0,8%/a ütemnél nagyobbal számolni. Az EU-ban az új politika alapján csak 0,4%-os évi átlagos növekedést jeleznek, mert a fejlett országokban már a hatékonyság növelésére helyezik a nagyobb súlyt. Inkább a jólétet kell emberibbé tenni, és nem az energia fogyasztását megnövelni. Ez alapján feltételezhető, hogy az évtized végére ismét elérjük vagy kicsit meg is haladjuk az eddigi legnagyobb évi villamosenergia-felhasználásunkat. Pontosan persze nem lehet jelezni a nettó fogyasztás alapján ezt az értéket, hiszen sok függ a hálózati veszteségtől (pl. decentralizált termeléskor csökkenhet) és az erőművek önfogyasztásától (szél-, víz- és naperőműveknél ez kisebb, lignit- és atomerőműveknél nagyobb). A lényeg az, hogy ismét növekedéssel lehet kell számolni, de nem eltúlozva a változási tempó ütemét. Aztán majd a húszas években ismét jöhet egy kissé nagyobb, maximum 1,2% éves növekedés, hogy később, a harmincas években már mi is elsősorban a hatékonyság növelését tarthassuk célnak, tehát kicsit ismét áttérhetünk a mérsékeltebb emelkedésre, miután az egy főre jutó fogyasztásban megközelítettük a nyugatot. Terhelések, teljesítőképességek Az erőműépítés szempontjából a terhelések és a teljesítőképességek fontosabbak, mint az energetikai változások. Nézzük meg ezért, hogy a vázolt negyven év során miként változott a hazai villamosenergia-ellátásunkban az évi csúcsterhelés, az erőművek névleges beépített teljesítőképessége (BT) és az importszaldó számolt kapacitásértéke (2. ábra). Az évi csúcsterhelés tavaly 6307 MW volt, ami közel 300 MW-tal elmaradt a hat évvel korábbi csúcstól (6605 MW). Már a politikai váltás előtt is mértek 6500 MW-nál nagyobb csúcsot. Nem baj, hogy kisebb lesz ez az érték, legalább így növekedik a csúcskihasználási óraszám. Azt azért a biztonság érdekében fel kell tételezni, hogy a jövőben ismét nagyobb lehet egy kicsit a csúcsterhelés, és így 2020-ra elérjük ezen a területen is az eddigi legnagyobb magyar értéket. Az elmúlt harmincöt évben a beépített teljesítőképesség szépen növekedett, és 2011-ben már MW fölé került. Nem mindig volt elég a 40

41 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ERŐMŰVEK MW csúcsterhelés beépített (BT) BT + import 2. ábra. A csúcsterhelések és a teljesítőképességek BT a csúcsterheléskor, de ekkor az import kisegített. Aztán tavaly közel ezer megawattal kisebb lett az erőműparkunk, mert leálltak régi, addig állandó hiányban tartott erőművek, például négy nagyblokk a Dunamenti Erőműben, de kivették a mérlegből a régóta álló Bánhidai Erőművet (100 MW) és a Pécsi Erőmű megmaradt szenes blokkját (60 MW) is. Ezzel tavaly a BT már alig haladta meg a 9100 MW-ot, és idén sem számíthatunk sokkal többre, hiszen legfeljebb néhány kiserőmű pótolhatja a leállókat. Az importszaldó, azaz a behozatal és a kivitel különbségének számolt kapacitásértéke szépen növekedett a teljes piacnyitás éve, 2008 óta. Ez a decemberi munkanapi átlagból következtetett 1500 MW nagyon sokat segített. A napközi változások is fontosak, hiszen a kereskedők a napi terhelés növekedésekor egyre többet importálnak. Nem csodálható, hogy a napi csúcsidőben az importszaldó órás értéke 2500 MW felett is lehet, mint például január 9-én, csütörtökön volt (3. ábra). Az importszaldó segít most abban, hogy minden hónapban jelezni tudjuk az európai rendszerirányítóknak, hogy a biztonságot jelentő 5%-os maradó teljesítményt ugyan a hazai erőművekkel nem, de a kereskedőink vásárlásával el tudjuk érni. Az ENTSO-E azonban szeretné, ha minden nagyobb rendszerének irányítója jelezné, hogy van elegendő hazai beépített villamos teljesítőképesség is. A fő kérdés most az, hogy hogyan tovább az erőműparkunkkal, miként alakítsuk annak együttes teljesítőképességét évtizedünk hátra lévő hat esztendejében. Építsünk-e sok erőművet, vagy növeljük tovább az importot? Az viszonylag könnyen jelezhető előre, hogy a 6700 MW-ot közelítő csúcsterheléshez legalább MW BT kell akkor, ha az importot minimálisra akarjuk szorítani mondjuk függetlenségünk növelése érdekében. Ekkor a BT/csúcs aránya megközelítheti az 1,5-öt. Ez ugyan jóval elmarad sok ország? (Ausztria, Szlovákia, Románia, Bulgária vagy Németország) 2,0-t meghaladó értékétől, de ez is nagyon függ attól, hogy milyen erőművekből áll az erőműpark például az ún. primer megújulós forrással üzemelő szél-, nap- és vízerőműveknél nagyobb arány szükséges, mint a jobban szabályozható biomasszás megújuló forrásokra épített erőműveknél. Meglévő erőműparkunk közeli jövőjéről A meglévő erőműparkunk néhány erőmű kivételével elég idős, átlagos életkoruk meghaladja már a 25 évet, és sok erőmű már ötven felett jár. Fel kell készülni arra, hogy a mai 9100 MW-os parkból az évtized végére kedvező esetben is csak alig 7000 MW maradhat megbízhatóan üzemben. Jelenleg több mint 1800 MW áll szüneteltetési engedélyt kérve és kapva az ismert állandó hiányok csoportjában. Ide tartozik például a Tisza II. Erőmű, és a volt amerikai tulajdonos két másik nagyerőműve, a Tiszapalkonyai és a Borsodi Erőmű. Az E.ON sem üzemelteti a Debreceni és a Nyíregyházai Erőművét. Az egész Dunamenti Erőmű már több mint fél éve egyetlen kwh-t sem adott a hálózatra. Sok kiserőműves tulajdonos sem tartja megbízhatóan üzemben a támogatás megszüntetése óta a kis gázmotorját. Aztán jövőre leáll az Oroszlányi Erőmű, megszűnik a széntüzelés. Sok nagyerőmű pl. Ajkán, Dunaújvárosban a bizonytalan iparhoz kötődik, és életkora hatvanon túli. Az elmúlt két évben csak egyetlen új nagyerőműves egységet helyeztek papíron üzembe: a Pannonpower (Pécsi) Erőmű új biomassza-tüzelésű kazánjával hoztak kapcsolatba egy meglévő 35 MW-os turbó-gépcsoportot. Az új, jó hatásfokú, földgáztüzelésű egységek Gönyű és Százhalombatta térségében alig üzemelnek, mert a mai nagykereskedelmi energiaárak mellett még a legjobb hatásfok sem teszi gazdaságossá az üzemüket. Erőművet tehát azért kell építeni, hogy helyettesítsük a régiteket. Hasonlóan, mint a Paksi Atomerőmű esetén, ezt elhatározták. Természetesen a helyettesítés mellett még az említett növekedés is indokolttá teszi az új erőművek létesítését. Vagy a többlet importszaldót? Mit építsünk 2020-ig? Nehéz dolog arra felelni, hogy miért és milyen erőműveket építsünk minél hamarabb. Először azt kell tisztázni, hogy lehet-e még jelentősen megnövelni az importszaldót, azaz elhúzható-e még az erőműlétesítés? Nem, gyakorlatilag az importszaldó elérte a politikai váltás előtti legnagyobbat, aligha lehet tartósan 30%-os részarány fölé menni. Ezt egyrészt a villamos átviteli hálózat korlátozhatja (bár ez is bővíthető még több elképzelés alapján), másrészt az a feltételezés, hogy a szomszéd országok sem fognak részünkre több és jobb erőművet építeni, mint amit mi tudnánk. Elvileg négy járhatónak látszó út vázolható az importszaldó változtatása tekintetében a következő évek során (4. ábra): 3. ábra. Az importszaldó napi változása egy téli munkanapon 4. ábra. Az importszaldó változtatásának lehetőségei 2020-ig Importszaldó a bruttó felhasználás %-ában 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1950 A B C D

42 ERŐMŰVEK E-NERGIA.HU A) Nem épül erőmű, és a leállókat a nagyobb behozatal pótolja. B) Állandó marad az importszaldó, és legalább 1500 MW-nyi erőmű épül. C) Csökkenthető az importszaldó, ha legalább 2000 MW-ot helyezünk üzembe. D) Megszüntethető az import, ha legalább 3000 MW-ot tudunk építeni. Könnyen belátható, hogy az A) változat nagyon kockázatos, megvalósítása ezért nem javasolható. Az szinte kizárt, hogy a hátralévő hat év alatt hazánkban az állami vagy a magántársaságok MW beépített teljesítőképességű, vadonatúj erőműparkot tudnak létrehozni, ezért a C) és a D) változat is inkább elméleti, mint reális. Egyedül a B) változat, az 1500 MW-os új erőművi teljesítőképesség képzelhető csak el, de ez is azt jelenti, hogy évi átlagban 250 MW-ot kell létrehozni, ami nem kis feladat. Mindenesetre el kell kezdeni, és nem várhatunk arra, míg az új atomerőmű-blokk üzembe kerül. Az egyetlen erőműtípus most csak a megújuló forrásokat feldolgozó lehet, mert ez viszonylag gyorsan felépíthető, könnyen elfogadtatható és engedélyeztethető. Szénre, hasadóanyagra, sőt még földgázra sem lehet erőművet úgy építeni hat év alatt, hogy most kezdik csak el az előkészületeket. Van persze még fosszilis megoldás is, csak már nem sok. Lehet arra számítani, hogy a debreceni vagy nyíregyházi erőműveket ismét üzembe helyezik. Gondolni lehet arra, hogy egy-egy nagy ipari létesítményhez kisebb üzemi erőművet építenek. Elképzelhető, hogy egy-két korábbi terv földgázzal működő erőműre ismét előkerül, és az eddigi sok előkésztő munka hasznosul. Az viszont alig látszik valónak, hogy mindebből másfélezer megawatt összejön még ebben az évtizedben. A megújuló forrásokat hasznosító erőművekre már tettünk vállalást a brüsszeli bürokráciának, és részletesen leírtuk a Nemzeti Megújuló Energia Cselekvési Terv (NeMECseT) lapjain, hogy 2010 és 2020 között közel nyolcszáz megawattot kitevő új megújulós erőművet építünk. Több év eltelt már, de sok ilyen erőmű azért még nem épült. Talán ezután majd fog, ha kellő ösztönzéssel, anyagi segítséggel rávehetők a befektetők az ilyen erőművek mielőbbi beruházására. Elvben elképzelhető az 1500 MW hat év alatt, ha a kötelező átvétel árait megnövelik úgy, hogy a fogyasztói árak mégse nőjenek meg. A gyakorlatban erre ugyan még nincs példa, de mi ezt is megtehetjük. Nézzük meg például, hogy az egyes megújuló forrású erőműtípusok közül melyekkel lehet leginkább túlszárnyalni a NeMECseT egykor még túlzásnak tartott számait (1. táblázat). Ez a közel kétszeres túllépés még talán szürreálisnak tűnik, de a munka elkezdésének elhatározása nem az. Ez alapkövetelmény. Elsősorban a háztetőkre építhető napelemes megoldásra lehet gondolni, amely közvetlenül a fogyasztóhoz csatlakozik. A tapasztalatok szerint ezeknek a beruházási költsége csökken a legjobban, és hazánkban kedvezők a feltételek. Feltehetően elérhető a korábban már bejelentett 750 MW-os hazai szélerőmű-park is hazánkban. A vízerőművek területén egyelőre csak kisebb helyi egységek telepítésére lehet számítani. Fontos lenne, hogy a szabályozás, a kihasználás miatt kedvező biomassza-tüzelésű erőművek és 1. táblázat. Megújulós erőművek építése 2020-ig, BT, MW Erőműtípus Meglévők A többletépítési igény 2013-ban NeMECseT Javasolt Szélerőművek Naperőművek Vízerőművek Biomassza-erőművek Biogáz-erőművek Geotermikus erőművek Összesen a biogázra építhetők vidéken elterjedjenek különösen a meglévő régebbi erőművek adottságait kihasználva. A geotermikus forrásokat használó erőművek elterjedésére még várni kell, de az évtized végén már ilyen erőművek is üzembe kerülhetnek. Építhetők lennének még szerves hulladékot, kommunális szemetet elégető városi erőművek is, csak az a gond, hogy ezek létesítése sokkal hosszabb időt igényel, éppen úgy, mint a nagy vízerőműveké. Nem kell félni a decentralizált erőművektől, övék a jövő. Elsősorban a fogyasztók közelébe telepíthetőké. Lehet, hogy a = 2100 MW-os megújulós erőműparkunk egyelőre álomnak tűnik 2020-re, de el kell már kezdeni, mert különben marad a többlet import. Erőmű-létesítés középtávon Nem elegendő természetesen csak erre az évtizedre gondolni, amelyből alig van már hátra néhány esztendő, és való, hogy az igazi építési időszak a húszas években várható. Az igények már gyorsabban növekedhetnek, elérhetik előbb az 1, majd az 1,2%-ot évente. Azzal lehet számolni, hogy a következő évtized közepére a teljes felhasználása a 47 TWh-t, a csúcsterhelés a 7000 MW-ot eléri, majd 2030-ban már mintegy 50 TWh és 7300 MW várható. Mivel a kapacitásigény MW-ra emelkedhet, és csökkenteni kell a behozatali arányt, ezért legalább 6000 MW új erőművi villamos teljesítőképességet kell létrehozni a most következő háromszor öt év alatt. Könnyen belátható, hogy az új atomerőműves nagy egységek üzembiztos működésére csak a húszas évek második felében számíthatunk, így előtte üzembe kell helyezni, mert már lehet, fosszilis tüzelésű erőműveket is. Az ötéves beosztásokkal jellemzett másfél évtizedes fejlődésben (5. ábra) jól elkülöníthető a megújulós, a fosszilis és a hasadóanyagos fejlesztés beindulása és várható nagysága. Új fosszilis tüzelőanyag egyrészt a szén (lignit), másrészt a földgáz lehet a húszas évek elején, de már gondolni kell arra, hogy több pozitív perces tartalékot igényel a nagyobb egység-teljesítőképesség megjelenése hazánkban. Az atomerőműves üzemi próbákhoz ezért már = 700 MW-nyi új, olajtüzelésű, nyílt ciklusú gázturbinás megoldások kellenek. Ez a tartalék ugyan beszerezhető lenne külföldről is, de feltehetően az sem lenne olcsóbb, mint a hazai létesítés, és nem adna annyi biztonságot. Az érvényes Nemzeti Energiastratégia ugyan csak megújulót, szenet és hasadóanyagot jelzett, mégis itt a szenet fosszilis energiahordozókra általánosítottuk, mert nem tudni biztosan, hogy a gáz, az olaj és a szén (lignit) milyen ütemben és arányban fog újból megjelenni a húszas évek alatt az erőműparkunkban. A mai bizonytalanságok miatt előzetes arányok sem rögzíthetők. A szükséges erőmű-létesítés a pótlások és az igénynövekedés követése miatt duplázónak tekinthető a bemutatott MW sor alapján. Biztosnak egyelőre csak a 2x1200 MW-os atomerőműves fejlesztés látszik, ugyanakkor a következő évtized alatt végig építhető megújuló és fosszilis energiaforrásra is erőmű hazánkban. A bemutatott = 4700 MW természetesen nem elegendő fejlesztés a következő évtized végéig, de azt, hogy a maradék 1300 MW-ot milyen arányban teszi majd ki az új megújulós és fosszilis erőműpark, azt aligha kell most eldönteni. Van még idő nagyobb megújulós erőmű építésére, például vízerőműre, és van idő új lignittüzelésű erőműre hazai energiabázison, esetleg új feketeszén-tüzelésűre import segítségével. Az a cél, hogy az importszaldót a minimálisra szorítsuk, könnyen elérhető akkor, ha a ma meglévő erőműparkból marad még legalább 6000 MW a húszas évek végén. Ez egyáltalán nem biztos, mert aligha foglalkozik egyetlen erőmű tulajdonosa sem még azzal, hogy a következő másfél évtized alatt mit fog átmenetileg szüneteltetni, majd leállítani összefüggésben a várható erőmű-létesítési elképzeléseivel. Döntő lehet, hogy a meglévő erőműves 42

43 E-NERGIA.HU GEOTERMIA ERŐMŰVEK A Nemzeti Energiastratégia alapján: megújulók, fosszilis, atom Megújulók Fosszilisek (szén, gáz, olaj) Hasadóanyag MW?? +800 MW?? Összesen kell MW!! MW MW MW 5. ábra. Minimális erőmű-létesítés ötéves időszakonként 6. ábra. A teljesítőképességek, a csúcsterhelés és a Paksi Atomerőmű telephelyeket miként tudják felhasználni új erőművek beruházására. Természetesen a régiós, az európai helyzet, a piac is erősen változhat még másfél évtized alatt. Erőműépítés hosszabb távon Kitekinthetünk akár huszonöt éves távlatra is, amikor új nemzeti energiastratégia szükségességére hívjuk fel a figyelmet, hiszen nagyobb fordulatokra pl. nonprofit ellátásra a piaci alapú helyett kell vagy lehet még felkészülni. A harmincas években már mérséklődhet az igénynövekedés a hatékonysági programok következtében, de azért energiában még 1-1,1% évi növekedés elképzelhető. Ebből adódik, hogy például 2040-ben már 55 TWh összes hazai villamosenergia-felhasználásra és 8000 MW bruttó csúcsterhelésre lehet számítani. A lehető legkevesebb behozatali többlet célja azt jelentené, hogy a hazai erőműpark beépített kapacitása ekkorra érje el vagy haladja meg a MW-ot, ezzel pedig a BT/csúcs aránya 1,8-ra növekedjék. A húszas és a harmincas évek változásait követve kiemelhetjük az atomerőművünk alakulását Pakson (6. ábra), mint a meghatározó alaperőműét. Az ábra csak jelzi (zölddel) a szükséges többi erőmű nagyságát a teljes hazai erőműparkban. Fel lehet ismerni a csúcsterhelés görbéjének emelkedését is az ábrán. A jelenlegi Paks I. Atomerőmű 2000 MW-ja felett az évtizedünk végén még kell mintegy 8000 MW egyéb erőműves teljesítőképesség is. Ennek egy része lehet még külföldi, azaz import, de jobb lenne minél több hazai erőmű. Az atomerőművünk ekkor mintegy a felét adná a teljes hazai villamosenergia-termelésnek. Aztán a húszas évek második felében megjelenik a Paks II. Atomerőmű, átmenetileg tehát 4400 MW adódik például 2030-ban a szükséges MW-hoz. Ennek a nagy atomerőműnek a kihasználása ekkor megközelítheti a 70%-ot, és importra gyakorlatilag nem kell már gondolnunk, esetleg exportra igen. A harmincas évek második felében teljesen leállna a Paks I., és csak Paks II. üzemelne 2400 MW-tal. Az adott telephelyen azonban legalább 4000 MWra kiépített infrastruktúra még rendelkezésre állhat, tehát egy újabb blokk építhető a megmaradt kettő mellé, ami Paks III. néven említhető. Lehet ez is egy orosz 1200 MW-os, de lehet más is, például a francia 1600 MW-os. Így aztán az évszázad közepe felé haladva ismét 4000 MW üzemelhet Pakson. Közben az összes hazai kapacitásigény MW fölé nőhet, így az atomerőmű termelési részaránya megint 50% körülire mérséklődhet. Hosszú távon nem az a fő kérdés, hogy kell-e atomerőmű, hanem inkább az, hogy a többi, mintegy MW beépített villamos teljesítőképesség itthon miként lesz optimális megújuló és fosszilis energiahordozókra épített egységekkel. Következtetés Magyarországon új erőművek építésére elsősorban a meglévők kiváltása, másodsorban az importszaldó csökkentése, harmadsorban pedig a várhatóan növekvő villamosenergia-igények miatt van szükség. Nem elegendő csak atomerőművel foglalkozni, mert többféle egyéb erőművi egység is kell. A legsürgősebb teendőnek ma az látszik, hogy az évtized végéig legalább másfélezer megawattot adó új erőművel kiváltsuk a leálló régi blokkokat, és ezzel gátat szabjunk az importszaldó további növekedésének. Gyakorlatilag ez függetlennek látszik a következő hat évben várható csúcsterhelés-növekedéstől. Elsősorban megújuló forrásokkal kellene minél előbb minél több kapacitást üzembe helyezni. Nem kis gond a húszas évek első felében, egészen az új atomerőműves egységek megjelenéséig, az építendő erőműtípusok kiválasztása. Minden megújulókkal feltehetően nem megy, kellenek fosszilis energiahordozókra is erőművek rugalmas nagyerőművek szénre és földgázra, tartalékok olajra. A most következő tíz-tizenkét esztendő erőmű-építési szakasza döntő lehet az egész energiagazdálkodásunk jövője szempontjából. Igazodva a térségi fejlesztésekhez, az ENTSO-E elveihez, a gazdasági fejlődés irányzataihoz, a környezetvédelmi feltételekhez, a biztonsági követelményekhez és a piaci hatásokhoz, ekkor kell a legnagyobb körültekintéssel megválasztani az új erőműegységek típusát, nagyságát és üzembe helyezési időpontját. Nem központi, állami döntésekre, hanem tartós szabályokra van szükség, amelyek alapján mind az állami, mind a magánberuházók érdekeltté tehetők a befektetésben. Sajnos tisztán politikai kérdéssé tették az atomerőmű-létesítést hazánkban, és közben semmit sem hallani arról, hogy mikor és milyen egyéb energiahordozóra ki és mikor épít erőművet. A múlt század hetvenes, nyolcvanas éveinek állami döntéseiből eredő nemzetgazdasági károk ismerete megóvhat attól, hogy a mindenre ható, mindent megmondó állam gondoskodása legyen a meghatározó. Feltétlenül nagyobb teret kell engedni a villamosenergia-ellátásunk forrásoldalán a piacnak, a versenynek, de csak tartós szabályok és ellenőrzött lebonyolítás alapján. Mint ismeretes, a vadkapitalizmust csak egy valódi szociális piacgazdaság válthatja fel. Különösen az energiaellátás rendszerében. Lábjegyzet: 1. Forrás: ERŐTERV Közlemények,

44 IFJÚSÁGI TAGOZAT E-NERGIA.HU Buzea Klaudia Lektorálta: Gács Iván Naphőerőművek jelenlegi helyzete A napenergia-alapú villamosenergia-termelés egyik kevésbé elterjedt módja a koncentrátoros naperőművek (CSP Concentrated Solar Power) alkalmazása. Jelen cikk áttekinti a naphőerőművek helyzetét a világban, majd a meghatározó régiókban, illetve kitér a hazai telepítés realitására is. Naphőerőművek a világban Az első koncentrátoros naperőművet 1990-ben helyezték üzembe Amerikában (SEGS, 354 MW), egészen 2005-ig nem is építettek több ilyen típusú erőművet. A fejlődés lassú ütemben kezdődött meg: 2006-ban a beépített kapacitás alig nőtt (365 MW), 2010-re azonban elérte a 2553 MW értéket. A naphőerőművek három technológiai alrendszerre oszthatók: a hőtermelő (vagyis a koncentráló), a hőtároló és a hőhasznosító alrendszerre. A koncentráló alrendszer és így a naphőerőművek négy típusát különböztetjük meg. A parabolavályús naphőerőművekben a beérkező párhuzamos napsugarakat a parabola keresztmetszetű tükrök egy fókuszvonalra koncentrálják, ebben a fókuszvonalban helyezkedik el egy cső a felfűtendő hőhordozó közeggel. A Fresnel-tükrös kollektor esetében a fókuszálást több, vékony síktükörrel valósítják meg, nem hajlított parabola alakú tükörrel. A naptányér esetében a tükröket egy parabolakonzolon helyezik el (műholdvevőre hasonlító konstrukció), melynek fókuszpontjában van a hőgyűjtő a hőhordozó közeggel, és általában Stirling-motorral történik a villamosenergia-termelés. A naptorony szintén kétdimenziós koncentrálást valósít meg, síktükröket helyeznek el egy hőgyűjtő torony körül, és ezek az úgynevezett heliosztátok követik a nap mozgását úgy, hogy a sugárzást a torony hőgyűjtő felületére irányítják. A típusok legnagyobbjait az 1. táblázat foglalja össze.(a legnagyobb beépített teljesítményű 1,5 MW e naptányérmező az amerikai Maricopa Solar volt, mely működését 2010 januárjában kezdte meg, és 2011 szeptemberében az üzemeltető cég csődje miatt termelése meg is szűnt). Az eddig megvalósult, kereskedelmi üzemű és a korábbi demonstrációs projektek tapasztalatai alapján a naphőerőművek kulcsfontosságú jellemzőit az International Renewable Energy Agency (IRENA) 2013-as tanulmánya foglalja össze, a legfontosabb jellemző paramétereket a 2. táblázat mutatja (sóolv. sóolvadékos munkaközeg). A táblázatból is látszik, hogy az eddigi fejlesztésekre két irány jellemző egyrészt a szintetikus olaj munkaközegű parabolavályús rendszerek, melyekkel C os maximális kilépő hőmérséklet érhető el, és kisebb sóolvadékos hőtárolókkal egészíthetők ki, másrészt a sóolvadékos munkaközegű naptornyos és parabolavályús rendszerek, melyekkel C-os maximális kilépő hőmérséklet érhető el, és eredményes, nagy kapacitású hőtárolás valósítható meg. A naphőerőművek nagy előnye a hőtárolás, hiszen így egy megfelelően méretezett rendszer napi termelése kiegyenlítetté válik, rendszerbe illeszthetősége javul. Az NREL System Advisor Model (SAM) programjával végzett szimuláció alapján félsivatagos spanyol viszonyokra parabolavályús hőtárolóval kiegészített rendszer menetrendje az 1. ábra szerint is alakulhat, mellyel éves szinten 3000 h/év kihasználási óraszám felett termel a csak napenergia-alapú erőmű. A tükörrendszer növelésével és kiegészítő tüzeléssel érhető el (a Gemasolar erőműre is jellemző) még nagyobb kihasználási óraszám. Naphőerőművek az USA-ban Az USA a beépített naphőerőmű-kapacitást tekintve ugyan csak a második Spanyolország után, de a legrégibb, a legnagyobb és a legújabb 1. ábra. Parabolavályús hőtárolós naphőerőmű villamosenergiatermelése egy nyári napon 300 Szolárpark veszteségmentes energiatermelése, MWh Hőtároló feltöltés, MWh Hőtároló kisütés, MWh Bruttó villamosenergia-termelés, MWh 1. táblázat. A legnagyobb üzemelő naphőerőművek Erőmű Teljesítmény Hely Típus Ivanpah Solar Power Facility 377 MW USA naptorony Solar Energy Generating Systems 354 MW USA parabolavályú Solana Generating Station 280 MW USA parabolavályú Solnova Solar Power Station 150 MW Spanyolország parabolavályú Andasol Solar Power Station 150 MW Spanyolország parabolavályú Energiatermelés, MW Puerto Errado 31,4 MW Spanyolország Fresnel kollektor 50 PS20 solar power tower 20 MW Spanyolország naptorony Gemasolar 19,9 MW Spanyolország naptorony PS10 solar power tower 11 MW Spanyolország naptorony Liddell Power Station 9 MW Ausztrália Fresnel kollektor Óra 44

45 E-NERGIA.HU IFJÚSÁGI GEOTERMIA TAGOZAT Típus Parabolavályú Naptorony Fresnel Naptányér Tipikus beépített teljesítmény, MW kw Hatásfok, % >30 Hőközvetítő közeg olaj olaj sóolv. vízgőz sóolv. vízgőz H, He Hőközvetítő max. hőmérséklete, C >800 Hőtárolás nem igen igen igen igen nem/igen nem Hőtároló közeg - sóolv. sóolv. vízgőz sóolv. vízgőz - Hőtároló kapacitás - 6 h 8 h 1 h 15 h 0,5 h - Terület, ha/mw ,5 2-2,5 2,5 1-1,5 Üzemidő, év >30 30 na. 30 na. na. >15 Építési idő, év Kihasználási tényező, % > Koncentrálási fok >600 > táblázat. Naphőerőművek jellemzői erőművek is itt találhatók, döntően Arizona, Kalifornia és Nevada sivatagos, félsivatagos területein. A legrégebbi, az 1990-es években épült parabolavályús rendszer, a Solar Energy Generating Systems (SEGS) a Mojave sivatagban található, 9 mezőből áll, a teljes rendszer teljesítőképessége 354 MWe, amely a következőképp épül fel: a SEGS III-VII. mezők Kramer Junction közelében épültek, öszszesen 150 MW e teljesítménnyel, a SEGS VIII-IX. mezők a Harper Lake közelében épültek, összesen 160 MW e teljesítménnyel, a SEGS I-II. mezők Daggett város közelében épültek, összesen 44 MW e teljesítménnyel. A területen darab tükör került elhelyezésre, ez 6,5 km 2 területet fed le. Évente nagyjából 3000 tükör kerül kicserélésre. A tükrök reflexivitása 94% (a hagyományos tükröké 70%) és szoros koncentrálást valósítanak meg. A hőgyűjtő csőben szintetikus olajat keringtetnek, amely 400 C hőmérsékletre hevül fel, és egy hőcserélőn keresztül a víz munkaközegnek adja át a hőjét, ami egy Rankine körfolyamatban hasznosul. Az erőmű kihasználási tényezője 21%, ez nagyjából 1850 h/év kihasználási óraszámnak felel meg. A rendszert kiegészítették egy földgáztüzelésű kazánnal is, hogy az éjszakai órákban is üzemképes legyen. 2. ábra. Ivanpah naptornyos erőmű 2013-ig az Egyesült Állomokban elszórtan építettek néhány naphőerőművet, ezek teljesítménye jellemzően 5 MW alatt volt. Az időszak legnagyobb erőműve a 2007-es Nevada Solar One (NSO), 64 MW beépített teljesítménnyel végén azonban üzembe lépett két világszinten élvonalbeli naphőerőmű: A világ legnagyobb naptornyos erőműve, az Ivanpah naphőerőmű (2. ábra) szeptemberben kezdte meg működését a Mojave sivatagban. Az 1416 hektáros naptornyos rendszer három egységből áll, mindegyikhez egy 140 méter magas torony tartozik. A hőközvetítő közeg víz, melyet 565 C hőmérsékletre fűtenek fel. A naptoronyhoz nem tartozik hőtároló rendszer, viszont rendelkezik kiegészítő földgáztüzeléssel. A teljes beruházási költség 2,18 milliárd USD (5560 USD/kW) volt, amelyből 1,6 milliárd USD állami hitel. A tervezett évi villamosenergia-termelése 1080 GWh, ami nagyjából 2700 h/év kihasználást jelent. A Solana naphőerőmű októberben kezdte meg működését. A parabolavályús erőmű két egységből áll, a szolárpark a termoolajat 380 C-ra fűti fel, a 140 MW os gőzturbinák 100 bar nyomású frissgőzzel üzemelnek. Az erőmű 6 órás sóolvadékos hőtárolóval rendelkezik. Az erőmű beruházási költsége nagyjából 2 milliárd USD (7150 USD/ kw) volt, tervezett évi villamosenergia-termelése 944 GWh, ami közel 3800 h/év kihasználási óraszámnak felel meg. A 2013-as fejlődési ütem a bejelentések alapján nem fog leállni, 3 nagyobb projekt már most építés alatt áll (Mojave Solar 250 MW, Genesis Solar 250 MW, Crescent Dunes 110 MW), és közel 4 GW beépített teljesítmény tervezési fázisban van. Naphőerőművek Spanyolországban Spanyolország meteorológia paraméterei ideálisak a napenergia-hasznosítás terén, így a félsivatagos régiókban adott a koncentrátoros technológia alkalmazásának lehetősége. Az ország az egyetlen Európában, mely CSP-gyártó ipari szektorral rendelkezik végén összesen 42 erőmű üzemelt, ebből 37 parabolavályús, 3 naptornyos és 2 Fresnel-tükrös típus, 2013 végéig pedig újabb 5 parabolavályús erőmű lépett keres- 45

46 IFJÚSÁGI TAGOZAT E-NERGIA.HU kedelmi üzembe, és további 3 áll jelenleg is építés alatt ben az éves villamosenergia-termelés 3800 GWh, 2013-ban 4500 GWh körül alakult. Az országban egyértelműen a parabolavályús naphőerőművek 50 MW-os prototípusai dominálnak, mégis a spanyol telepítések ban a Planta Solar 10 (PS10) naptornyos erőművel kezdődtek meg, melynek második üteme, a Planta Solar 20 (PS20) az Európában üzemelő legnagyobb naptorony. Ez a naphőerőmű m2 területen fekszik, amelyen 1255 darab heliosztát és egy 165 m magas torony helyezkedik el, a beépített Ruth-tárolóval körülbelül egyórás tárolást tudnak megvalósítani. Az ország harmadik naptornyos erőműve, a Gemasolar 2011-ben került üzembe, 2650 heliosztátból és egy 147 m magas toronyból áll, az erőmű teljes területe 185 hektár. A munkaközeg sóolvadék, az erőmű 15 ekvivalens óra kapacitású hőtároló tartályokkal rendelkezik, és 15%-ban használ kiegészítő földgáztüzelést (kihasználási tényezője a tapasztalok alapján magas, 74% körüli) volt az óriási fellendülés éve a spanyol CSP piacon, 17 új erőmű lépett be 802,5 MW összkapacitással, 2013 végére világelső lett a több mint 2 GW beépített kapacitás. A megújuló energia-támogatási rendszer ekkor még ösztönözte ezt a fellendülést, 25 évre 30 /kwh, majd a 26. évtől 24 /kwh átvételi árat biztosított (RD661/2007). A kedvező támogatási rendszer hatására olyan mértékben megindultak a napenergia-hasznosítási beruházások (főleg PV rendszerek beépítése), amelyre a kormányzat nem számított, hamar be is fagyasztották a támogatási rendszert. A gyakorlatilag csak 6 éve működő rendszer átalakítása mostanra pontosodott. A CSP erőművekre 18 standard kategóriát alkottak meg a technológia és az üzembelépési év alapján. A támogatást a beruházási költség, illetve a jó hatásfokkal üzemelő erőmű üzemeltetési költsége alapján számították ki, úgy, hogy a projektek belső megtérülési rátája ne haladja meg az általuk jogosnak és reálisnak tartott 7,39%-os határt. Ez a fix belső megtérülési ráta lezárta a spanyol piac fellendülését, a technológia forgalmazói számára az egyetlen lehetséges kiút a más piacokon történő értékesítés, további országok ösztönzése koncentrátoros naphőerőművek telepítésére. Naphőerőművek Olaszországban Meteorológiai adottságaiból adódóan Olaszország lehet Európa másik vezető országa a koncentrátoros napenergia-hasznosítás terén. A kormány 2012 decemberében vezette be új, részletes támogatási rendszerét, amely a beruházók számára attraktívvá teheti naphőerőművek telepítését. A támogatás értelmében 25 éves periódusra 2500 m 2 feletti begyűjtő felület és 85% napenergia-alapú termelés mellett a villamos energia átvételi ára 32 /kwh, 50-85% napenergia-hasznosítás mellett 30, ez alatt 27 /kwh. A kisebb erőművekre (2500 m2 begyűjtő felület alatt) hasonló osztályozás szerint 36, 32 és 30 /kwh az átvételi ár. A támogatást maximum 2,5 millió m 2 lefedésig biztosítják, és a m 2 feletti erőművek kötelesek energiatárolókat beépíteni. A támogatás különlegessége, hogy a villamos energiaértékesítési ár mellett jár, így az olasz támogatási rendszer a világ legkedvezőbb feltételeivel ösztönzi a befektetőket. Az olasz CSP erőművekkel kapcsolatban azonban van két megkötés: nem használhatnak szennyező és gyúlékony hőközvetítő közeget (gyakorlatilag nem létesíthető termoolajos erőmű, sóolvadékos azonban igen), illetve az erőműveknek rendelkezniük kell egy jogszabályban meghatározott minimális tárolókapacitással. Jelenleg Olaszországban 3 naphőerőmű üzemel, mindhárom parabolavályús demonstrációs projekt, és egy újabb demonstrációs projekt áll építés alatt. A jövőben 5 új parabolavályús erőmű szerepel a tervekben (Szicília, Szardínia), összesen 230 MW beépített kapacitással. További projektek Európában A kereskedelmi üzemű erőműveken kívül Európa más országai is foglalkoznak koncentrátoros napenergia-hasznosítással, főleg kutatásfejlesztés céljából. Franciaország déli határán a Fresnel-tükrös naphőerőművek fejlesztésének érdekében építettek három kisebb erőművet (25 kw e, 9 MW e és 12 MW e beépített teljesítménnyel), Németországban pedig a Jülich Solar Tower kutatási projekt keretében egy új típusú felfogó egység (receiver) fejlesztésével foglalkoznak. Görögország és Ciprus egy-egy naptornyos és egy-egy naptányéros (Dish Stirling) projekt megvalósítását tervezi kereskedelmi és kutatási célokkal. DESERTEC koncepció Európát a naphőerőművek technológiájához az előzők mellett az úgynevezett DESERTEC koncepció is hozzákapcsolja. Ennek alapelképzelése, hogy a kontinens területén túlmutatva az észak-afrikai és közel-keleti régiók (MENA Middle-East and North-Africa) megújuló potenciáljának európai villamosenergia-rendszerbe kapcsolását támogatja. Maga a konkrét koncepció DESERTEC Concept néven 2003 és 2007 között fogalmazódott meg Marokkó, Algéria, Líbia, Egyiptom, Jordánia, Jemen, valamint Németország megújuló energiatermeléssel foglalkozó intézeteinek közreműködésével. Az Európai Unió villamosenergia-rendszerébe kapcsolás az elképzelések szerint olcsó és környezetbarát import áramot jelentene az EU számára. A 2050-re tervezett összekapcsolt rendszert az 3. ábra szemlélteti, és a következő elveken alapul: az EUMENA régióban 91% megújuló alapú és 9% földgázalapú villamosenergia-termelés, a megújuló energia 48% onshore és 5% offshore szélenergia, 16% CSP és 9% PV napenergia hasznosításból származik, az összekapcsolt rendszer alapja hét dél-északi és egy dél-keleti irányú nagyfeszültségű egyenáramú (HVDC High-Voltage Direct Current) vezeték, melyen évi 1100 TWh villamos energia folyna keresztül, az EUMENA régió villamosenergia-igényének 33%-át adják az észak-afrikai és közel-keleti területek, a fő exportőr a Magreb régió, részletes vizsgálat alapján a rendszerben résztvevő országok 3. ábra. Az EU és a MENA régió villamosenergia-rendszerének összekapcsolása 46

47 E-NERGIA.HU IFJÚSÁGI GEOTERMIA TAGOZAT Típus Fajlagos beruházási költség, $/kw Feketeszén-erőmű 1870 Atomerőmű 7000 Kombinált ciklusú gázerőmű 1200 Vízerőmű 5000 Fotovillamos naperőmű 3300 Parabolavályús CSP Naptornyos CSP táblázat. Korszerű erőművek fajlagos beruházási költségei 4. ábra. Nyári és téli nap termelés-lefutása hőtárolás nélküli 80 m magas naptorony esetén megújuló potenciáljukat és villamosenergia-felhasználásukat tekintve három kategóriába lesznek sorolhatók szupertermelők (például Norvégia, Magreb), importőrök (például Németország, Olaszország, Franciaország, Törökország) és a kiegyenlített termelő-fogyasztó országok (például Egyiptom, Szaúd-Arábia, Szíria, Spanyolország, Egyesült Királyság, Dánia). Az összekapcsolt rendszerben fontos kérdés a műszaki és politikai ellátásbiztonság. Az összekapcsolás műszakilag előnyös abból a szempontból, hogy az eltérő napi és évszakos meteorológiai paraméterek az EU és a MENA területén kiegyenlítetté tehetik a megújuló források energiatermelését. További előny lehet a diverzifikált import (a jelenlegi orosz földgázfüggőséggel szemben), ellenben a MENA több országának politikai stabilitása erőteljesen megkérdőjelezi a rendszer kiépíthetőségét és biztonságos fenntarthatóságát, legalábbis rövidtávon. A MENA országai közül több is úttörő szerepet tölt be a megújuló projektek megvalósításában. Tunéziában 2 GW kapacitású TuNur naphőerőmű építését kezdik 2014-ben (export Olaszországba tól). Marokkóban már megkezdődött az összesen 500 MW kapacitású Ouarzazate naperőmű kiépítése (400 MW naphőerőmű, 100 MW napcella), az első 125 MW teljesítményű részt 2014 júniusában tervezik üzembe helyezni, az exportot a már meglévő Marokkó-Gibraltár- Spanyolország hálózaton akarják megvalósítani. Szaúd-Arábia célja a legambiciózusabb: 25 GW kapacitású CSP erőműpark, valamint 16 GW kapacitású fotovillamos naperőmű kialakítása 2032-ig, elsősorban saját tengervíz-sótalanításukra összpontosítva, kezdő lépéseként 2013 első negyedévében meghirdették tendereiket a minimum 5 MW os projektekre. Az Egyesült Arab Emírségekben pedig megépült a 100 MW kapacitású Shams 1 parabolavályús naphőerőmű, melyet március 17-én helyeztek üzembe. Hazai vonatkozások és vizsgálatok Magyarországon a naphőerőművek realitása megkérdőjelezhető, hiszen a meteorológiai adottságaink közel sem optimálisak, egyáltalán nem hasonlítanak a magas direkt besugárzású sivatagos, félsivatagos lehetőségekhez. A magas beruházási költség és az óriási területigény is rontja a hazai alkalmazás lehetőségeit, mindezek ellenére felmerült már a gondolat ilyen erőművek telepítésére elsősorban mezőgazdaságilag nem hasznosítható, rekultivációs területeken. Számításaim során egy naptorony típusú erőművet vizsgáltam, melynek hőközvetítő és hőtároló közege is sóolvadék, ezért modellem alapjául a spanyol Gemasolar konstrukcióját választottam. A naptornyos erőmű esetét hőtárolás nélkül és hőtárolással is vizsgáltam 80 m (legkisebb torony), illetve 149 m (legkisebb területigény) magas tornyokhoz tartozó optimalizált heliosztát-mezőkre. Egy nyári és egy téli nap energiatermelését szemlélteti a 4. ábra, amelyen látszik, hogy a téli időszakban nagyon alacsony a termelés, összességében decemberben az önfogyasztást (például sóolvadék-fagyvédelem) sem fedező a megtermelhető villamos energia. Hazánkban egy ilyen naptornyos erőmű kihasználási óraszáma 1000 h/év körüli, hőtárolással sem növelhető jelentősen, és a technológia nagy területigényét, magas beruházási költségét szem előtt tartva alkalmazása indokolatlan. Költségek és prognózisok Az IRENA tanulmányai alapján, illetve a DESERTEC koncepció elvei szerint is távlatában jelentős költségcsökkenésre számíthatunk a naphőerőművek piacán. Összességében a szakirodalmi források parabolavályús erőművek esetén 20 40% közötti, naptornyos erőművek esetén pedig közel 30%-os beruházási költségcsökkenést prognosztizálnak 2020-ra, mindezeket azonban csak erőteljes fejlődési ütem mellett tartják reálisnak. Más új korszerű technológiákkal, vagyis a mai energetikai beruházásokkal összevetve a fajlagos beruházási költségeket a 3. táblázat foglalja össze. Az adatok alapján már egyértelműen kijelenthető, hogy naphőerőművet csak félsivatagos, sivatagos területen érdemes telepíteni, ahol van esély arra, hogy nagy mennyiségű, a megtermelt villamos energia és üzemvitel szempontjából kiegyensúlyozottabb a rendelkezésre álló napenergia, illetve lehetőség nyílik hőtárolással 24 órás üzemkészség megvalósítására és így a magas beruházási költség megtérülésére. Források: Gács Iván (2012): Naphőerőművek. Magyar Energetika, XIX. évfolyam 4. szám, szeptember Buzea Klaudia (2013): Naphőerőművek. Diplomaterv. BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék International Renewable Energy Agency (2013): Concentrating Solar Power Technology Brief. EurObserv ER 2013: The State of Renewable Energies in Europe

48 ELŐZETES E-NERGIA.HU E számunk szerzői: Dr. Aszódi Attila igazgató, BME Nukleáris Technikai Intézet aszodi@reak.bme.hu Bencze Bálint ügyvéd, energetikai szakjogász, Dr. Bencze Bálint Ügyvédi Iroda balint_bencze@yahoo.com Boros Ildikó egyetemi tanársegéd, BME Nukleáris Technikai Intézet boris@reak.bme.hu Buzea Kaludia PhD hallgató, BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék buzea@energia.bme.hu Dr. Büki Gergely a műszaki tudományok doktora, ny. egyetemi tanár, BME Energetikai Gépek és Rendszerek tanszék bukibt@t-online.hu Cserháti András műszaki főszakértő, MVM Paksi Atomerőmű Zrt. cserhati@npp.hu Horánszky Beáta egyetemi tanársegéd, Miskolci Egyetem horanszkyb@kfgi.uni-miskolc.hu Hózer Zoltán Magyar Tudományos Akadémia, Energiatudományi Kutatóközpont hozer.zoltan@energia.mta.hu Kovács Arnold energetika MSc hallgató, BME Nukleáris Technikai Intézet kovacs.arnold@reak.bme.hu Stróbl Alajos PÖYRY-ERŐTERV ZRt. strobl@mavir.hu Tihanyi Katalin tudományos kutató, Miskolci Egetem tihanyikata@gmail.com Tihanyi László egyetemi tanár, Miskolci Egyetem tihanyi@kfgi.uni-miskolc.hu Vimi András? Magyar Tudományos Akadémia Energiatudományi Kutatóközpont vimi.andras@energia.mta.hu e-met.hu Előzetes a következő szám tartalmából: Következő, 2014/4. számunkból (megjelenés: augusztus 29.) Településenergetika Az elmúlt 20 év alatt Kaposváron teljesen átalakult a távfűtés. A fogyasztói oldalon a lakossági épületkorszerűsítések, a fűtési rendszerek szabályozása és a költségmegosztás következtében az energiafelhasználás a felére csökkent. A szolgáltatói oldalon a hőközponti, fűtőművi felújítások és a távvezetéki rekonstrukciók a hálózati hőveszteségeket csökkentették. A hőtermelő berendezések kihasználtsága 50%-ra csökkent, a felszabadult kapacitásra új fogyasztók kerültek rákapcsolásra, ami 30%-os növekedést jelent. A hőtermelés egy helyre történő összevonásával és távfűtési hálózatok összekapcsolásával nagyobb teljesítményű kapcsolt termelést lehetett megvalósítani gázmotorok telepítésével. A kapcsolt hőtermelés mellett további olcsóbb hőt a megújuló energiák felhasználása biztosít. Kaposváron a város északi részén létesül egy faapríték-tüzelésű erőmű, 17 MW hő- és 10,4 MW villamos teljesítménnyel, amely egy célvezetékkel csatlakozik a fűtőműhöz. A város számára a korszerűsített és felbővített távfűtési hálózat komoly energiastratégiai eszköz. A távfűtési hálózat biztosítja, hogy a keletkező hulladékenergiákat, továbbá a megújuló energiaforrásból származó olcsóbb hőenergiát összegyűjtsék és a fogyasztókhoz eljuttassák. A távfűtésre kapcsolódók száma tovább bővíthető az új vezeték mentén. A növekvő hőpiacra már nagyobb megújuló energiát hasznosító projekteket lehet megvalósítani, aminek eredményeképpen a hőár alacsonyan tartható. Javul a város levegőminősége, a távfűtés biztonságos, klímabarát. A megújuló energiák használata csökkenti a földgázfelhasználást, és a tüzelőanyag előállítása munkát ad a helyi lakosságnak. A hatékony kapcsolt energiatermelés alapot biztosít a távhűtés megvalósításához is. 48

A nem nukleáris alapú villamosenergia-termelés lehetőségei

A nem nukleáris alapú villamosenergia-termelés lehetőségei A nem nukleáris alapú villamosenergia-termelés lehetőségei Büki Gergely Villamosenergia-ellátás Magyarországon a XXI. században MTA Energiakonferencia, 2014. február 18 Villamosenergia-termelés, 2011 Villamos

Részletesebben

Dr. Stróbl Alajos. ENERGOexpo 2012 Debrecen, 2012. szeptember 26. 11:50 12:20, azaz 30 perc alatt 20 ábra időzítve, animálva

Dr. Stróbl Alajos. ENERGOexpo 2012 Debrecen, 2012. szeptember 26. 11:50 12:20, azaz 30 perc alatt 20 ábra időzítve, animálva Dr. Stróbl Alajos Erőműépítések Európában ENERGOexpo 2012 Debrecen, 2012. szeptember 26. 11:50 12:20, azaz 30 perc alatt 20 ábra időzítve, animálva egyéb napelem 2011-ben 896 GW 5% Változás az EU-27 erőműparkjában

Részletesebben

A villamosenergia-termelés szerkezete és jövője

A villamosenergia-termelés szerkezete és jövője A villamosenergia-termelés szerkezete és jövője Dr. Aszódi Attila elnök, MTA Energetikai Bizottság igazgató, BME Nukleáris Technikai Intézet Energetikáról Másként Budapest, Magyar Energetikusok Kerekasztala,

Részletesebben

MEE Szakmai nap Hatékony és megvalósítható erőmű fejlesztési változatok a szén-dioxid kibocsátás csökkentése érdekében.

MEE Szakmai nap Hatékony és megvalósítható erőmű fejlesztési változatok a szén-dioxid kibocsátás csökkentése érdekében. MEE Szakmai nap 2008. Hatékony és megvalósítható erőmű fejlesztési változatok a szén-dioxid kibocsátás csökkentése érdekében. Hatvani György az Igazgatóság elnöke A hazai erőművek beépített teljesítőképessége

Részletesebben

A fenntartható energetika kérdései

A fenntartható energetika kérdései A fenntartható energetika kérdései Dr. Aszódi Attila igazgató, Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem, Nukleáris Technikai Intézet elnök, MTA Energetikai Bizottság Budapest, MTA, 2011. május 4.

Részletesebben

Nukleáris alapú villamosenergiatermelés

Nukleáris alapú villamosenergiatermelés Nukleáris alapú villamosenergiatermelés jelene és jövője Dr. Aszódi Attila igazgató, egyetemi tanár Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem Nukleáris Technikai Intézet Villamosenergia-ellátás Magyarországon

Részletesebben

Az energiapolitika szerepe és kihívásai. Felsmann Balázs 2011. május 19. Óbudai Szabadegyetem

Az energiapolitika szerepe és kihívásai. Felsmann Balázs 2011. május 19. Óbudai Szabadegyetem Az energiapolitika szerepe és kihívásai Felsmann Balázs 2011. május 19. Óbudai Szabadegyetem Az energiapolitika célrendszere fenntarthatóság (gazdasági, társadalmi és környezeti) versenyképesség (közvetlen

Részletesebben

Sajtótájékoztató február 11. Kovács József vezérigazgató

Sajtótájékoztató február 11. Kovács József vezérigazgató Sajtótájékoztató 2009. február 11. Kovács József vezérigazgató 1 Témakörök 2008. év értékelése Piaci környezet Üzemidő-hosszabbítás Teljesítménynövelés 2 Legfontosabb cél: A 2008. évi üzleti terv biztonságos

Részletesebben

Napenergia-hasznosítás iparági helyzetkép

Napenergia-hasznosítás iparági helyzetkép Figyelem! Az előadás tartalma szerzői jogvédelem alatt áll, azt a szerző kizárólag a konferencia résztvevői számára, saját felhasználásra bocsátotta rendelkezésre, harmadik személyek számára nem átruházható,

Részletesebben

Kitekintés az EU földgáztárolási szokásaira

Kitekintés az EU földgáztárolási szokásaira Dr. Tihanyi László, professor emeritus Galyas Anna Bella, PhD hallgató Kitekintés az EU földgáztárolási szokásaira 2 16 15 4 2 MISKOLCI EGYETEM Műszaki Földtudományi Kar Kőolaj és Földgáz Intézet Gázmérnöki

Részletesebben

A villamosenergia-termelés szerkezete és jövıje

A villamosenergia-termelés szerkezete és jövıje A villamosenergia-termelés szerkezete és jövıje A villamos energia speciális termék Hálózati frekvencia [Hz] 5 49 51 Dr. Aszódi Attila elnök, MTA Energetikai Bizottság igazgató, BME Nukleáris Technikai

Részletesebben

Energiamenedzsment kihívásai a XXI. században

Energiamenedzsment kihívásai a XXI. században Energiamenedzsment kihívásai a XXI. században Bertalan Zsolt vezérigazgató MAVIR ZRt. HTE Közgyűlés 2013. május 23. A megfizethető energia 2 A Nemzeti Energiastratégia 4 célt azonosít: 1. Energiahatékonyság

Részletesebben

Erőműépítések tények és jelzések

Erőműépítések tények és jelzések Dr. Stróbl Alajos Erőműépítések tények és jelzések Kárpát-medencei Magyar Energetikai Szakemberek X Szimpóziuma MESZ 2016 Bp. Pesthidegkút, 2016. szeptember 22. 11:00 (20 perc alatt 30 ábra fele hazai,

Részletesebben

Megújuló energiák hasznosítása MTA tanulmány elvei

Megújuló energiák hasznosítása MTA tanulmány elvei Megújuló energiák hasznosítása MTA tanulmány elvei Büki Gergely A MTA Földtudományi Osztálya és a Környezettudományi Elnöki Bizottság Energetika és Környezet Albizottsága tudományos ülése Budapest, 2011.

Részletesebben

Magyar Energetikai Társaság 4. Szakmai Klubdélután

Magyar Energetikai Társaság 4. Szakmai Klubdélután Magyar Energetikai Társaság 4. Szakmai Klubdélután Az "Energiewende" energiagazdálkodási, műszaki és gazdasági következményei Hárfás Zsolt energetikai mérnök, okleveles gépészmérnök az atombiztos.blogstar.hu

Részletesebben

Energiapolitika Magyarországon

Energiapolitika Magyarországon Energiapolitika Magyarországon Dr. Aradszki András államtitkár Keresztény Értelmiségiek Szövetsége Zugló, 2016. június 9. Nemzeti Energiastratégia Célok Ellátásbiztonság Fenntarthatóság Versenyképesség

Részletesebben

Energiapolitika hazánkban - megújulók és atomenergia

Energiapolitika hazánkban - megújulók és atomenergia Energiapolitika hazánkban - megújulók és atomenergia Mi a jövő? Atom vagy zöld? Dr. Aszódi Attila igazgató, egyetemi docens BME Nukleáris Technikai Intézet Energetikai Szakkollégium, 2004. november 11.

Részletesebben

Szőcs Mihály Vezető projektfejlesztő. Globális változások az energetikában Villamosenergia termelés Európa és Magyarország

Szőcs Mihály Vezető projektfejlesztő. Globális változások az energetikában Villamosenergia termelés Európa és Magyarország Szőcs Mihály Vezető projektfejlesztő Globális változások az energetikában Villamosenergia termelés Európa és Magyarország Áttekintés IEA World Energy Outlook 2017 Globális trendek, változások Európai környezet

Részletesebben

A Paksi Atomerőmű bővítése és annak alternatívái. Századvég Gazdaságkutató Zrt. 2014. október 28. Zarándy Tamás

A Paksi Atomerőmű bővítése és annak alternatívái. Századvég Gazdaságkutató Zrt. 2014. október 28. Zarándy Tamás A Paksi Atomerőmű bővítése és annak alternatívái Századvég Gazdaságkutató Zrt. 2014. október 28. Zarándy Tamás Az európai atomerőművek esetében 2025-ig kapacitásdeficit várható Épülő atomerőművek Tervezett

Részletesebben

Magyarország energiaellátásának általános helyzete és jövıje

Magyarország energiaellátásának általános helyzete és jövıje Magyarország energiaellátásának általános helyzete és jövıje Dr. Aszódi Attila elnök, MTA Energetikai Bizottság igazgató, BME Nukleáris Technikai Intézet Dr. ASZÓDI Attila, BME NTI 1 Társadalmunk mindennapjai

Részletesebben

4 évente megduplázódik. Szélenergia trend. Európa 2009 MW. Magyarország 2010 december MW

4 évente megduplázódik. Szélenergia trend. Európa 2009 MW. Magyarország 2010 december MW Szélenergia trend 4 évente megduplázódik Európa 2009 MW Magyarország 2010 december 31 330 MW Világ szélenergia kapacitás Növekedés 2010 2020-ig 1 260 000MW Ez ~ 600 Paks kapacitás és ~ 300 Paks energia

Részletesebben

Széndioxid-többlet és atomenergia nélkül

Széndioxid-többlet és atomenergia nélkül Széndioxid-többlet és atomenergia nélkül Javaslat a készülő energiapolitikai stratégiához Domina Kristóf 2007 A Paksi Atomerőmű jelentette kockázatok, illetve az általa okozott károk negyven éves szovjet

Részletesebben

A HINKLEY POINT C ATOMERŐMŰ GAZDASÁGI VIZSGÁLATA A RENDELKEZÉSRE ÁLLÓ ADATOK ALAPJÁN

A HINKLEY POINT C ATOMERŐMŰ GAZDASÁGI VIZSGÁLATA A RENDELKEZÉSRE ÁLLÓ ADATOK ALAPJÁN A HINKLEY POINT C ATOMERŐMŰ GAZDASÁGI VIZSGÁLATA A RENDELKEZÉSRE ÁLLÓ ADATOK ALAPJÁN Putti Krisztián, Tóth Zsófia Energetikai mérnök BSc hallgatók putti.krisztian@eszk.rog, toth.zsofia@eszk.org Tehetséges

Részletesebben

A megújuló energiaforrások alkalmazásának hatásai az EU villamosenergia rendszerre, a 2020-as évekig

A megújuló energiaforrások alkalmazásának hatásai az EU villamosenergia rendszerre, a 2020-as évekig XXII. MAGYAR ENERGIA SZIMPÓZIUM (MESZ-2018) Budapest, 2018. szeptember 20. A megújuló energiaforrások alkalmazásának hatásai az EU villamosenergia rendszerre, a 2020-as évekig dr. Molnár László, ETE főtitkár

Részletesebben

"Bármely egyszerű probléma megoldhatatlanná fejleszthető, ha eleget töprengünk rajta." (Woody Allen)

Bármely egyszerű probléma megoldhatatlanná fejleszthető, ha eleget töprengünk rajta. (Woody Allen) "Bármely egyszerű probléma megoldhatatlanná fejleszthető, ha eleget töprengünk rajta." (Woody Allen) Kapcsolt energiatermelés helyzete és jövője, MET Erőmű fórum, 2012. március 22-23.; 1/18 Kapcsolt energiatermelés

Részletesebben

Átalakuló energiapiac

Átalakuló energiapiac Energiapolitikánk főbb alapvetései ügyvezető GKI Energiakutató és Tanácsadó Kft. Átalakuló energiapiac Napi Gazdaság Konferencia Budapest, December 1. Az előadásban érintett témák 1., Kell-e új energiapolitika?

Részletesebben

Villamos hálózati csatlakozás lehetőségei itthon, és az EU-ban

Villamos hálózati csatlakozás lehetőségei itthon, és az EU-ban Villamos hálózati csatlakozás lehetőségei itthon, és az EU-ban Molnár Ágnes Mannvit Budapest Regionális Workshop Climate Action and renewable package Az Európai Parlament 2009-ben elfogadta a megújuló

Részletesebben

Napenergiás helyzetkép és jövőkép

Napenergiás helyzetkép és jövőkép Napenergiás helyzetkép és jövőkép Varga Pál elnök MÉGNAP Egyesület Napkollektoros és napelemes rendszerek (Magyarországon) Napkollektoros és napelemes rendszerek felépítése Hálózatra visszatápláló napelemes

Részletesebben

MIÉRT ATOMENERGIA (IS)?

MIÉRT ATOMENERGIA (IS)? Magyar Mérnök Akadémia MIÉRT ATOMENERGIA (IS)? Dr. EMHŐ LÁSZLÓ Magyar Mérnök Akadémia BME Mérnöktovábbképző Intézet emho@mti.bme.hu ATOMENERGETIKAI KÖRKÉP MET ENERGIA MŰHELY M 7. RENDEZVÉNY NY 2012. december

Részletesebben

A megújuló alapú villamosenergia-termelés Magyarországon

A megújuló alapú villamosenergia-termelés Magyarországon A megújuló alapú villamosenergia-termelés Magyarországon Dr. Tombor Antal MVM ZRt. Budapest, 2009. május 20 13:30-14:00 A magyar primerenergia-mérleg primer villany 1,2 PJ 0,4% (víz és szél) megújuló 57,0

Részletesebben

A paksi atomerőmű bővítésének. vonatkozásai. Hazai villamosenergia-fogyasztás. Hazai villamosenergia-fogyasztás nemzetközi összehasonlításban

A paksi atomerőmű bővítésének. vonatkozásai. Hazai villamosenergia-fogyasztás. Hazai villamosenergia-fogyasztás nemzetközi összehasonlításban Hazai villamosenergia-fogyasztás A paksi atomerőmű bővítésének villamos energetikai és gazdasági vonatkozásai Prof. Dr. Aszódi Attila igazgató, egyetemi tanár Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem

Részletesebben

Energiatermelés, erőművek, hatékonyság, károsanyag kibocsátás. Dr. Tóth László egyetemi tanár klímatanács elnök

Energiatermelés, erőművek, hatékonyság, károsanyag kibocsátás. Dr. Tóth László egyetemi tanár klímatanács elnök Energiatermelés, erőművek, hatékonyság, károsanyag kibocsátás Dr. Tóth László egyetemi tanár klímatanács elnök TARTALOM Energia hordozók, energia nyerés (rendelkezésre állás, várható trendek) Energia termelés

Részletesebben

A rendszerirányítás. és feladatai. Figyelemmel a változó erőművi struktúrára. Alföldi Gábor Forrástervezési osztályvezető MAVIR ZRt.

A rendszerirányítás. és feladatai. Figyelemmel a változó erőművi struktúrára. Alföldi Gábor Forrástervezési osztályvezető MAVIR ZRt. A rendszerirányítás szerepe és feladatai Figyelemmel a változó erőművi struktúrára Alföldi Gábor Forrástervezési osztályvezető MAVIR ZRt. Kihívások a rendszerirányító felé Az évtized végéig számos hazai

Részletesebben

Zöldenergia szerepe a gazdaságban

Zöldenergia szerepe a gazdaságban Zöldenergia szerepe a gazdaságban Zöldakadémia Nádudvar 2009 május 8 dr.tóth József Összefüggések Zöld energiák Alternatív Energia Alternatív energia - a természeti jelenségek kölcsönhatásából kinyerhető

Részletesebben

Napenergia-hasznosítás hazai és nemzetközi helyzetkép. Varga Pál elnök, MÉGNAP

Napenergia-hasznosítás hazai és nemzetközi helyzetkép. Varga Pál elnök, MÉGNAP Varga Pál elnök, MÉGNAP Globális helyzetkép Forrás: EA Solar Heating & Cooling Programme Solar Heat Worldwide, 2016 A többi megújuló-energia hasznosítási módhoz hasonlítva, az éves hőenergia termelés tekintetében

Részletesebben

CHP erőmű trendek és jövője a villamosenergia rendszerben

CHP erőmű trendek és jövője a villamosenergia rendszerben CHP erőmű trendek és jövője a villamosenergia rendszerben MKET Konferencia 2016. Március 2-3. Dr. Kiss Csaba, CogenEurope, igazgatósági tag MKET, alelnök GE, ügyvezető igazgató Tartalom Statisztikák Klíma-

Részletesebben

A MEGÚJULÓ ENERGIAHORDOZÓ FELHASZNÁLÁS MAGYARORSZÁGI STRATÉGIÁJA

A MEGÚJULÓ ENERGIAHORDOZÓ FELHASZNÁLÁS MAGYARORSZÁGI STRATÉGIÁJA A MEGÚJULÓ ENERGIAHORDOZÓ FELHASZNÁLÁS MAGYARORSZÁGI STRATÉGIÁJA Dr. Szerdahelyi György Főosztályvezető-helyettes Gazdasági és Közlekedési Minisztérium Megújuló energiahordozó felhasználás növelés szükségességének

Részletesebben

Jövőkép 2030 fenntarthatóság versenyképesség biztonság

Jövőkép 2030 fenntarthatóság versenyképesség biztonság Energiastratégia 2030 a magyar EU elnökség tükrében Globális trendek (Kína, India); Kovács Pál helyettes államtitkár 2 A bolygónk, a kontinens, és benne Magyarország energiaigénye a jövőben várhatóan tovább

Részletesebben

A FÖLDGÁZ SZEREPE A VILÁGBAN ELEMZÉS ZSUGA JÁNOS

A FÖLDGÁZ SZEREPE A VILÁGBAN ELEMZÉS ZSUGA JÁNOS Műszaki Földtudományi Közlemények, 86. kötet, 2. szám (2017), pp. 188 193. A FÖLDGÁZ SZEREPE A VILÁGBAN ELEMZÉS ZSUGA JÁNOS MVM Zrt. drzsuga@gmail.com Absztrakt: A földgáz mint a jövő potenciálisan meghatározó

Részletesebben

A megújuló erőforrások használata által okozott kihívások, a villamos energia rendszerben

A megújuló erőforrások használata által okozott kihívások, a villamos energia rendszerben A megújuló erőforrások használata által okozott kihívások, a villamos energia rendszerben Kárpát-medencei Magyar Energetikusok XX. Szimpóziuma Készítette: Tóth Lajos Bálint Hallgató - BME Regionális- és

Részletesebben

Napenergia-hasznosítás iparági helyzetkép

Napenergia-hasznosítás iparági helyzetkép Termikus hasznosítás - Napkollektor Globális helyzetkép 62 GW th (89 millió m 2 ) 435 GW th (622 millió m 2 ) Forrás: EA Solar Heating & Cooling Programme Solar Heat Worldwide, 2016 51 TWh 357 TWh A folyadék

Részletesebben

K+F lehet bármi szerepe?

K+F lehet bármi szerepe? Olaj kitermelés, millió hordó/nap K+F lehet bármi szerepe? 100 90 80 70 60 50 40 Olajhozam-csúcs szcenáriók 30 20 10 0 2000 2020 Bizonytalanság: Az előrejelzések bizonytalanságának oka az olaj kitermelési

Részletesebben

Atomerőművek. Záróvizsga tételek

Atomerőművek. Záróvizsga tételek Energetikai mérnök BSc képzés - Atomenergetika szakirány Atomerőművek Záróvizsga tételek 1. (AE) Mely reaktortípusok tartoznak a III. generációs reaktorok közé? Ismertesse az EPR fő jellemzőit, berendezéseit!

Részletesebben

Sajtótájékoztató január 26. Süli János vezérigazgató

Sajtótájékoztató január 26. Süli János vezérigazgató Sajtótájékoztató 2010. január 26. Süli János vezérigazgató 1 A 2009. évi üzleti terv Legfontosabb cél: biztonságos üzemeltetés stratégiai projektek előkészítésének és megvalósításának folytatása Megnevezés

Részletesebben

MET 7. Energia műhely

MET 7. Energia műhely MET 7. Energia műhely Atomenergetikai körkép Paks II. a kapacitás fenntartásáért Nagy Sándor vezérigazgató MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt. 2012. december 13. Nemzeti Energia Stratégia 2030 1 Fő célok:

Részletesebben

Nagyok és kicsik a termelésben

Nagyok és kicsik a termelésben Nagyok és kicsik a termelésben Tihanyi Zoltán osztályvezető Forrástervezési Szolgálat MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt. Smart Grid Hungary Budapest, 26. november 3. 1 45

Részletesebben

avagy energiatakarékosság befektetői szemmel Vinkovits András

avagy energiatakarékosság befektetői szemmel Vinkovits András Hatékonyságnövelés és kibocsátás csökkentés, avagy energiatakarékosság befektetői szemmel Vinkovits András 2011. március 24. Energiaszektoron belül Energiatakarékosság = Hatásfoknövelés, veszteségcsökkenés

Részletesebben

A SZÉLENERGIA HASZNOSÍTÁS HELYZETE

A SZÉLENERGIA HASZNOSÍTÁS HELYZETE Európai Tanács lefektette a 2030-ig tartó időszakra vonatkozó éghajlat- és energiapolitikai keretet. A globális felmelegedés megállítása érdekében az EU vezetői 2014 októberében úgy döntöttek, hogy: A

Részletesebben

Fosszilis energiák jelen- és jövőképe

Fosszilis energiák jelen- és jövőképe Fosszilis energiák jelen- és jövőképe A FÖLDGÁZELLÁTÁS HELYZETE A HAZAI ENERGIASZERKEZET TÜKRÉBEN Dr. TIHANYI LÁSZLÓ egyetemi tanár, Miskolci Egyetem MTA Energetikai Bizottság Foszilis energia albizottság

Részletesebben

Honvári Patrícia MTA KRTK MRTT Vándorgyűlés, 2014.11.28.

Honvári Patrícia MTA KRTK MRTT Vándorgyűlés, 2014.11.28. Honvári Patrícia MTA KRTK MRTT Vándorgyűlés, 2014.11.28. Miért kikerülhetetlen ma a megújuló energiák alkalmazása? o Globális klímaváltozás Magyarország sérülékeny területnek számít o Magyarország energiatermelése

Részletesebben

H/17395. számú. országgyűlési határozati javaslat

H/17395. számú. országgyűlési határozati javaslat MAGYAR KÖZTÁRSASÁG KORMÁNYA H/17395. számú országgyűlési határozati javaslat a kis és közepes aktivitású radioaktív hulladékok tárolójának létesítését előkészítő tevékenység megkezdéséhez szükséges előzetes,

Részletesebben

Energiatárolás szerepe a jövő hálózatán

Energiatárolás szerepe a jövő hálózatán Energiatárolás szerepe a jövő hálózatán Horváth Dániel 60. MEE Vándorgyűlés, Mátraháza 1. OLDAL Tartalom 1 2 3 Európai körkép Energiatárolás fontossága Decentralizált energiatárolás az elosztóhálózat oldaláról

Részletesebben

7. Hány órán keresztül világít egy hagyományos, 60 wattos villanykörte? a 450 óra b 600 óra c 1000 óra

7. Hány órán keresztül világít egy hagyományos, 60 wattos villanykörte? a 450 óra b 600 óra c 1000 óra Feladatsor a Föld napjára oszt:.. 1. Mi a villamos energia mértékegysége(lakossági szinten)? a MJ (MegaJoule) b kwh (kilówattóra) c kw (kilówatt) 2. Napelem mit állít elő közvetlenül? a Villamos energiát

Részletesebben

Finanszírozható-e az energia[forradalom]? Pénzügyi és szabályozói kihívások

Finanszírozható-e az energia[forradalom]? Pénzügyi és szabályozói kihívások Finanszírozható-e az energia[forradalom]? Pénzügyi és szabályozói kihívások Felsmann Balázs Budapesti Corvinus Egyetem Kutatóközpont-vezető Az Energia[forradalom] Magyarországon: Úton a teljesen fenntartható,

Részletesebben

Napenergia kontra atomenergia

Napenergia kontra atomenergia VI. Napenergia-hasznosítás az épületgépészetben és kiállítás Napenergia kontra atomenergia Egy erőműves szakember gondolatai Varga Attila Budapest 2015 Május 12 Tartalomjegyzék 1. Napelemmel termelhető

Részletesebben

Megújuló energiaforrásokra alapozott energiaellátás növelése a fenntartható fejlődés érdekében

Megújuló energiaforrásokra alapozott energiaellátás növelése a fenntartható fejlődés érdekében Megújuló energiaforrásokra alapozott energiaellátás növelése a fenntartható fejlődés érdekében Dr. Csoknyai Istvánné Vezető főtanácsos Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztérium Budapest, 2007. november

Részletesebben

Túlélés és kivárás 51. KÖZGAZDÁSZ-VÁNDORGYŰLÉS. átmeneti állapot a villamosenergia-piacon. Biró Péter

Túlélés és kivárás 51. KÖZGAZDÁSZ-VÁNDORGYŰLÉS. átmeneti állapot a villamosenergia-piacon. Biró Péter Túlélés és kivárás átmeneti állapot a villamosenergia-piacon 51. KÖZGAZDÁSZ-VÁNDORGYŰLÉS Biró Péter 2 Kereslet Kínálat rendszerterhelés 3 4 Árak 5 Termelői árrés 6 Költségtényezők Végfogyasztói árak, 2012

Részletesebben

AZ ENERGIAUNIÓRA VONATKOZÓ CSOMAG MELLÉKLET AZ ENERGIAUNIÓ ÜTEMTERVE. a következőhöz:

AZ ENERGIAUNIÓRA VONATKOZÓ CSOMAG MELLÉKLET AZ ENERGIAUNIÓ ÜTEMTERVE. a következőhöz: EURÓPAI BIZOTTSÁG Brüsszel, 2015.2.25. COM(2015) 80 final ANNEX 1 AZ ENERGIAUNIÓRA VONATKOZÓ CSOMAG MELLÉKLET AZ ENERGIAUNIÓ ÜTEMTERVE a következőhöz: A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE AZ EURÓPAI PARLAMENTNEK, A

Részletesebben

A bányászat szerepe az energetikában és a nemzetgazdaságban

A bányászat szerepe az energetikában és a nemzetgazdaságban A bányászat szerepe az energetikában és a nemzetgazdaságban Kovács Pál energiaügyért felelős államtitkár Országos Bányászati Konferencia, 2013. november 7-8., Egerszalók Tartalom 1. Globális folyamatok

Részletesebben

Megújuló energia akcióterv a jelenlegi ösztönzési rendszer (KÁT) felülvizsgálata

Megújuló energia akcióterv a jelenlegi ösztönzési rendszer (KÁT) felülvizsgálata Megújuló energia akcióterv a jelenlegi ösztönzési rendszer (KÁT) felülvizsgálata dr. Matos Zoltán elnök, Magyar Energia Hivatal zoltan.matos@eh.gov.hu Energia másképp II. 2010. március 10. Tartalom 1)

Részletesebben

A magyarországi erőműépítés főbb kérdései

A magyarországi erőműépítés főbb kérdései Dr. Stróbl Alajos A magyarországi erőműépítés főbb kérdései 1.A jelenlegi hazai erőműpark és villamosenergia-ellátás 2.Nemzetközi erőmű-létesítési irányzatok 3.A rövidtávú hazai erőműépítés valószínűsége

Részletesebben

Energetikai gazdaságtan. Bevezetés az energetikába

Energetikai gazdaságtan. Bevezetés az energetikába Energetikai gazdaságtan Bevezetés az energetikába Az energetika feladata Biztosítani az energiaigények kielégítését környezetbarát, gazdaságos, biztonságos módon. Egy szóval: fenntarthatóan Mit jelent

Részletesebben

2008-2009. tanév tavaszi félév. Hazánk energiagazdálkodása, és villamosenergia-ipara. Ballabás Gábor bagi@ludens.elte.hu

2008-2009. tanév tavaszi félév. Hazánk energiagazdálkodása, és villamosenergia-ipara. Ballabás Gábor bagi@ludens.elte.hu Magyarország társadalmi-gazdasági földrajza 2008-2009. tanév tavaszi félév Hazánk energiagazdálkodása, és villamosenergia-ipara Ballabás Gábor bagi@ludens.elte.hu Forrás: GKM Alapkérdések a XXI. század

Részletesebben

Sajtótájékoztató. Baji Csaba Elnök-vezérigazgató, MVM Zrt. az MVM Paksi Atomerőmű Zrt. Igazgatóságának elnöke

Sajtótájékoztató. Baji Csaba Elnök-vezérigazgató, MVM Zrt. az MVM Paksi Atomerőmű Zrt. Igazgatóságának elnöke Sajtótájékoztató Baji Csaba Elnök-vezérigazgató, Zrt. az Igazgatóságának elnöke Hamvas István vezérigazgató Budapest, 2015. február 4. stratégia Küldetés Gazdaságpolitikai célok megvalósítása Az Csoport

Részletesebben

KIHÍVÁSOK, FELADATOK Energiapolitikai elképzelések az EU elvárásokkal összhangban. Dr. Szerdahelyi György

KIHÍVÁSOK, FELADATOK Energiapolitikai elképzelések az EU elvárásokkal összhangban. Dr. Szerdahelyi György KIHÍVÁSOK, FELADATOK Energiapolitikai elképzelések az EU elvárásokkal összhangban Dr. Szerdahelyi György Az energetika állami szereplői a kormányváltás után 1. A korábbi kormányzat 12+1 minisztériumból

Részletesebben

Megújuló energiák fejlesztési irányai

Megújuló energiák fejlesztési irányai Megújuló energiák fejlesztési irányai Büki Gergely az MTA doktora Energiagazdálkodási és Megújuló Energia Konferencia Szeged, 2010. szept. 23. Megújuló energiák az energiaellátás rendszerében V égenergia-felhasználás,

Részletesebben

AZ ENERGIAJOG LEGÚJABB KIHÍVÁSAI, KÜLÖNÖS TEKINTETTEL AZ INTELLIGENS RENDSZEREKRE

AZ ENERGIAJOG LEGÚJABB KIHÍVÁSAI, KÜLÖNÖS TEKINTETTEL AZ INTELLIGENS RENDSZEREKRE AZ ENERGIAJOG LEGÚJABB KIHÍVÁSAI, KÜLÖNÖS TEKINTETTEL AZ INTELLIGENS RENDSZEREKRE 2017. november 2. DR. HABIL. SZUCHY RÓBERT PHD EGYETEMI DOCENS DÉKÁNHELYETTE A MEGÚJULÓ ENERGIAHORDOZÓK HELYZETE JOGI MEGKÖZELÍTÉSBEN

Részletesebben

Mit jelent 410 MW új szélerőmű a rendszerirányításnak?

Mit jelent 410 MW új szélerőmű a rendszerirányításnak? Mit jelent 410 MW új szélerőmű a rendszerirányításnak? Tihanyi Zoltán igazgató MAVIR ZRt. ElectroSalon 2010. MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító Zártkörűen Működő Részvénytársaság

Részletesebben

Az enhome komplex energetikai megoldásai. Pénz, de honnan? Zalaegerszeg, 2015 október 1.

Az enhome komplex energetikai megoldásai. Pénz, de honnan? Zalaegerszeg, 2015 október 1. Az enhome komplex energetikai megoldásai Pénz, de honnan? Zalaegerszeg, 2015 október 1. Az energiaszolgáltatás jövőbeli iránya: decentralizált energia (DE) megoldások Hagyományos, központosított energiatermelés

Részletesebben

Az energiapiac helyzete Magyarországon a teljes piacnyitás kapujában. Előadó: Felsmann Balázs infrastruktúra ügyekért felelős szakállamtitkár

Az energiapiac helyzete Magyarországon a teljes piacnyitás kapujában. Előadó: Felsmann Balázs infrastruktúra ügyekért felelős szakállamtitkár Az energiapiac helyzete Magyarországon a teljes piacnyitás kapujában Előadó: Felsmann Balázs infrastruktúra ügyekért felelős szakállamtitkár Tartalom I. Az új magyar energiapolitikai koncepció II. Ellátásbiztonság

Részletesebben

ENERGIATERMELÉS 3. Magyarország. Energiatermelése és felhasználása. Dr. Pátzay György 1. Magyarország energiagazdálkodása

ENERGIATERMELÉS 3. Magyarország. Energiatermelése és felhasználása. Dr. Pátzay György 1. Magyarország energiagazdálkodása ENERGIATERMELÉS 3. Magyarország Energiatermelése és felhasználása Dr. Pátzay György 1 Magyarország energiagazdálkodása Magyarország energiagazdálkodását az utóbbi évtizedekben az jellemezte, hogy a hazai

Részletesebben

Varga Katalin zöld energia szakértő. VII. Napenergia-hasznosítás az Épületgépészetben Konferencia és Kiállítás Budapest, március 17.

Varga Katalin zöld energia szakértő. VII. Napenergia-hasznosítás az Épületgépészetben Konferencia és Kiállítás Budapest, március 17. Megújuló energetikai helyzetkép különös tekintettel a hazai napenergia-statisztikákra Varga Katalin zöld energia szakértő VII. Napenergia-hasznosítás az Épületgépészetben Konferencia és Kiállítás Budapest,

Részletesebben

A nagy hatásfokú hasznos hőigényen alapuló kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés terén elért előrehaladásról Magyarországon

A nagy hatásfokú hasznos hőigényen alapuló kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés terén elért előrehaladásról Magyarországon A nagy hatásfokú hasznos hőigényen alapuló kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés terén elért előrehaladásról Magyarországon (az Európai Parlament és a Tanács 2004/8/EK irányelv 6. cikk (3) bekezdésében

Részletesebben

Napenergiás jövőkép. Varga Pál elnök. MÉGNAP Egyesület

Napenergiás jövőkép. Varga Pál elnök. MÉGNAP Egyesület Napenergiás jövőkép Varga Pál elnök MÉGNAP Egyesület Fototermikus napenergia-hasznosítás Napkollektoros hőtermelés Fotovoltaikus napenergia-hasznosítás Napelemes áramtermelés Új technika az épületgépészetben

Részletesebben

A VPP szabályozó központ működési modellje, és fejlődési irányai. Örményi Viktor 2015. május 6.

A VPP szabályozó központ működési modellje, és fejlődési irányai. Örményi Viktor 2015. május 6. A VPP szabályozó központ működési modellje, és fejlődési irányai Örményi Viktor 2015. május 6. Előzmények A Virtuális Erőművek kialakulásának körülményei 2008-2011. között a villamos energia piaci árai

Részletesebben

Prof. Dr. Krómer István. Óbudai Egyetem

Prof. Dr. Krómer István. Óbudai Egyetem Környezetbarát energia technológiák fejlődési kilátásai Óbudai Egyetem 1 Bevezetés Az emberiség hosszú távú kihívásaira a környezetbarát technológiák fejlődése adhat megoldást: A CO 2 kibocsátás csökkentésével,

Részletesebben

A nap- és szélerőművek integrálásának kérdései Európában. Dr. habil Göőz Lajos professor emeritus egyetemi magántanár

A nap- és szélerőművek integrálásának kérdései Európában. Dr. habil Göőz Lajos professor emeritus egyetemi magántanár A nap- és szélerőművek integrálásának kérdései Európában Dr. habil Göőz Lajos professor emeritus egyetemi magántanár A Nap- és szél alapú megújuló energiaforrások nagyléptékű integrálása az országos és

Részletesebben

Towards the optimal energy mix for Hungary. 2013. október 01. EWEA Workshop. Dr. Hoffmann László Elnök. Balogh Antal Tudományos munkatárs

Towards the optimal energy mix for Hungary. 2013. október 01. EWEA Workshop. Dr. Hoffmann László Elnök. Balogh Antal Tudományos munkatárs Towards the optimal energy mix for Hungary 2013. október 01. EWEA Workshop Dr. Hoffmann László Elnök Balogh Antal Tudományos munkatárs A Magyarországi szélerőmű-kapacitásaink: - ~330 MW üzemben (mind 2006-os

Részletesebben

Megújuló energia piac hazai kilátásai

Megújuló energia piac hazai kilátásai Megújuló energia piac hazai kilátásai Slenker Endre vezető főtanácsos Magyar Energia Hivatal 1 Tartalom Az energiapolitika releváns célkitűzései EU direktívák a támogatásról Hazai támogatási rendszer Biomassza

Részletesebben

Magyarország megújuló energia stratégiai céljainak bemutatása és a megújuló energia termelés helyezte

Magyarország megújuló energia stratégiai céljainak bemutatása és a megújuló energia termelés helyezte Magyarország megújuló energia stratégiai céljainak bemutatása és a megújuló energia termelés helyezte Szabó Zsolt fejlesztés- és klímapolitikáért, valamint kiemelt közszolgáltatásokért felelős államtitkár

Részletesebben

+ 2000 MW Út egy új energiarendszer felé

+ 2000 MW Út egy új energiarendszer felé + 2000 MW Út egy új energiarendszer felé egyetemi docens Pécsi Tudományegyetem Közgazdaságtudományi Kar Stratégiai Tanulmányok Tanszéke Interregionális Megújuló Energiaklaszter Egyesület somogyv@videant.hu

Részletesebben

Települések hőellátása helyi energiával

Települések hőellátása helyi energiával MTA KÖTEB Jövőnk a Földön Albizottság MTA Energetikai Bizottság, Hőellátás Albizottság, a MMK, MATÁSZSZ és MTT közreműködésével szervezett konferencia Települések hőellátása helyi energiával A konferencia

Részletesebben

Kapcsolt energia termelés, megújulók és a KÁT a távhőben

Kapcsolt energia termelés, megújulók és a KÁT a távhőben Kapcsolt energia termelés, megújulók és a KÁT a távhőben A múlt EU Távlatok, lehetőségek, feladatok A múlt Kapcsolt energia termelés előnyei, hátrányai 2 30-45 % -al kevesebb primerenergia felhasználás

Részletesebben

5-3 melléklet: Vízenergia termelés előrejelzése

5-3 melléklet: Vízenergia termelés előrejelzése Vízgyűjtőgazdálkodási Terv 2015 53 melléklet: Vízenergia termelés előrejelzése Vízgyűjtőgazdálkodási Terv 2015 TARTALOM 1 VÍZENERGIA HASZNOSÍTÁSÁNAK ELŐREJELZÉSE... 3 2 GEOTERMIKUS ENERGIA HASZNOSÍTÁSÁNAK

Részletesebben

A NAPENERGIA PIACA. Horánszky Beáta egyetemi tanársegéd Miskolci Egyetem Gázmérnöki Tanszék TÉMÁIM A VILÁG ÉS EURÓPA MEGÚJULÓ ENERGIAFELHASZNÁLÁSA

A NAPENERGIA PIACA. Horánszky Beáta egyetemi tanársegéd Miskolci Egyetem Gázmérnöki Tanszék TÉMÁIM A VILÁG ÉS EURÓPA MEGÚJULÓ ENERGIAFELHASZNÁLÁSA A NAPENERGIA PIACA Horánszky Beáta egyetemi tanársegéd Miskolci Egyetem Gázmérnöki Tanszék 2005. 07.07. Készült az OTKA T-046224 kutatási projekt keretében TÉMÁIM A VILÁG ÉS EURÓPA MEGÚJULÓ ENERGIAFELHASZNÁLÁSA

Részletesebben

Elemzés a megújuló energia ágazatról - Visegrádi négyek és Románia 2012

Elemzés a megújuló energia ágazatról - Visegrádi négyek és Románia 2012 Elemzés a megújuló energia ágazatról - Visegrádi négyek és Románia 2012 2012. január info@trinitinfo.hu www.trinitinfo.hu Tartalomjegyzék 1. Vezetői összefoglaló...5 2. A megújuló energiaforrások helyzete

Részletesebben

Éves energetikai szakreferensi jelentés

Éves energetikai szakreferensi jelentés Éves energetikai szakreferensi jelentés Készítette: Terbete Consulting Kft. Bevezetés Magyarország - az Európai Uniós energiapolitikai törekvések mentén - komoly lépéseket tett az elmúlt évek során az

Részletesebben

Magyarország megkívánt szerepe a megújuló technológiák, illetve a napelemes rendszerek elterjedésében Kiss Ernő MNNSZ elnök

Magyarország megkívánt szerepe a megújuló technológiák, illetve a napelemes rendszerek elterjedésében Kiss Ernő MNNSZ elnök Magyarország megkívánt szerepe a megújuló technológiák, illetve a napelemes rendszerek elterjedésében Kiss Ernő MNNSZ elnök Felhasznált források: www.mnnsz.hu EPIA Global market outlook for PV 2013-2017

Részletesebben

Megújulóenergia-hasznosítás és a METÁR-szabályozás

Megújulóenergia-hasznosítás és a METÁR-szabályozás Megújulóenergia-hasznosítás és a METÁR-szabályozás Tóth Tamás főosztályvezető Magyar Energetikai és Közmű-szabályozási Hivatal Magyar Energia Szimpózium 2016 Budapest, 2016. szeptember 22. Az előadás vázlata

Részletesebben

Megújuló energia projektek finanszírozása Magyarországon

Megújuló energia projektek finanszírozása Magyarországon Megújuló energia projektek finanszírozása Magyarországon Energia Másképp III., Heti Válasz Konferencia 2011. március 24. Dr. Németh Miklós, ügyvezető igazgató Projektfinanszírozási Igazgatóság OTP Bank

Részletesebben

A Csepel III beruházás augusztus 9.

A Csepel III beruházás augusztus 9. A Csepel III beruházás 2010. augusztus 9. Áttekintés 1. Anyavállalatunk, az Alpiq 2. Miért van szükség gáztüzelésű erőművekre? 3. Csepel III beruházás 4. Tervezés és engedélyeztetés 5. Ütemterv 6. Csepel

Részletesebben

Közlekedésbiztonsági trendek az Európai Unióban és Magyarországon

Közlekedésbiztonsági trendek az Európai Unióban és Magyarországon Közlekedésbiztonsági trendek az Európai Unióban és Magyarországon Prof. Dr. Holló Péter, az MTA doktora KTI Közlekedéstudományi Intézet Nonprofit Kft. kutató professzor Széchenyi István Egyetem, Győr egyetemi

Részletesebben

Az és Magyarország villamosenergia stratégiájának kapcsolódásai (különös tekintettel az atomenergiára)

Az és Magyarország villamosenergia stratégiájának kapcsolódásai (különös tekintettel az atomenergiára) Nem az a dicsőség, hogy sohasem bukunk el, hanem az, hogy mindannyiszor felállunk!!! Az és Magyarország villamosenergia stratégiájának kapcsolódásai (különös tekintettel az atomenergiára) Lenkei István

Részletesebben

Távhőszolgáltatás és fogyasztóközeli megújuló energiaforrások

Távhőszolgáltatás és fogyasztóközeli megújuló energiaforrások szolgáltatás és fogyasztóközeli megújuló energiaforrások Pécs, 2010. szeptember 14. Győri Csaba műszaki igazgatóhelyettes Németh András üzemviteli mérnök helyett/mellett megújuló energia Megújuló Energia

Részletesebben

Belső piaci eredménytábla

Belső piaci eredménytábla Belső piaci eredménytábla A tagállamok teljesítménye Magyarország (Vizsgált időszak: 2015) A jogszabályok nemzeti jogba történő átültetése Átültetési deficit: 0,4% (az előző jelentés idején: 0,8%) Magyarországnak

Részletesebben

A megújulóenergia-termelés Magyarországon

A megújulóenergia-termelés Magyarországon GAZDASÁGI PANORÁMA 2018 A megújulóenergia-termelés Magyarországon Csapó Róbert Az új megújuló kapacitásoknak köszönhetően jelentősen átalakul a villamosenergiatermelés Globálisan a legtöbb kormányzat elkötelezte

Részletesebben

A közúti közlekedésbiztonság helyzete Magyarországon

A közúti közlekedésbiztonság helyzete Magyarországon A közúti közlekedésbiztonság helyzete Magyarországon Prof. Dr. Holló Péter KTI Közlekedéstudományi Intézet Nonprofit Kft. kutató professzor Széchenyi István Egyetem egyetemi tanár Tartalom 1. A hazai közúti

Részletesebben

MEGÚJULÓ ENERGIAPOLITIKA BEMUTATÁSA

MEGÚJULÓ ENERGIAPOLITIKA BEMUTATÁSA MEGÚJULÓ ENERGIAPOLITIKA BEMUTATÁSA Szabó Zsolt fejlesztés- és klímapolitikáért, valamint kiemelt közszolgáltatásokért felelős államtitkár Nemzeti Fejlesztési Minisztérium Fenntartható gazdaság szempontjai

Részletesebben

Közép és Kelet-Európa gázellátása

Közép és Kelet-Európa gázellátása Közép és Kelet-Európa gázellátása Előadó: Csallóközi Zoltán Magyar Mérnöki Kamara Gáz- és Olajipari Tagozat elnöke Budapest, 2012. október 4. Földgázenergia felhasználás jellemző adatai A földgáz a világ

Részletesebben

A megújuló energiaforrások környezeti hatásai

A megújuló energiaforrások környezeti hatásai A megújuló energiaforrások környezeti hatásai Dr. Nemes Csaba Főosztályvezető Környezetmegőrzési és Fejlesztési Főosztály Vidékfejlesztési Minisztérium Budapest, 2011. május 10.. Az energiapolitikai alappillérek

Részletesebben