Energia és közgazdaságtan

Átírás

1 MAGYAR TUDOMÁNYOS AKADÉMIA VILÁGGAZDASÁGI KUTATÓINTÉZET HOZZÁJÁRULÁS AZ MTA ENERGIASTRATÉGIAI MUNNKABIZOTTSÁG ÁLTAL KÉSZÍTENDŐ ANYAGHOZ Energia és közgazdaságtan Készítette: Hugyecz Attila MTA VKI, kutató Budapest, március 9.

2 Tartalomjegyzék Tartalomjegyzék... 2 Az Európai Unió, mint keret... 3 A gáz- és villamosenergia-piacok liberalizációja... 3 Az Éghajlatváltozási és Energiacsomag... 4 Magyarország energiahelyzete... 7 A villamosenergia-termelő rendszer... 8 Az atomerőművek Széntüzelésű erőművek Szénhidrogén-tüzelésű erőművek Geotermikus erőművek Szélenergia Vízerőművek A biomassza erőművi felhasználása Az áramtermelő technológiák gazdasági összehasonlításának nehézségei A közlekedés energiafogyasztása Az épületek energiafogyasztása Felhasznált irodalom... 30

3 Az Európai Unió, mint keret Mivel a magyar energiatermelés, -szállítás és -felhasználás az Európai Unió kereteibe van ágyazva, elkerülhetetlen, hogy az energiaszektor gazdasági értékelését megelőzően ismertessük az Unió által igen jelentősen befolyásolt energetikai környezetet. Az EU-s környezet két legfontosabb eleme az energiapiaci liberalizácó, valamint a december 17-én elfogadott Éghajlatváltozási és Energiacsomag. A gáz- és villamosenergia-piacok liberalizációja Az energiapiaci liberalizáció az 1990-es években kezdődött, s gyakorlatilag máig nem zárult le. A liberalizációs törekvéseket megelőzően a tagállamokban az energiatermelés, szállítás és szolgáltatás terén jogi, ill. természetes monopóliumok álltak fenn 1. Ez azt jelenti, hogy bizonyos erőforrások szűkös rendelkezésre állása miatt a piacon nem lehet versengő szolgáltatást nyújtani. Ezen iparágak közé tartozik az energiaszektor is, mindenekelőtt a földgáz- és a villamosenergia-termelő szektor. E szektorokban egy új hálózat (pl. gázszállító infrastruktúra, vagy villamos távvezetékek) kiépítése rendkívül nagy költséggel jár, s ez távol tartja a piacra újonnan belépni szándékozó szereplőket előtt a gáz- és villamosenergiapiacokon a legtöbb EU-tagállamban mindössze egy, ill. nagyon kisszámú szereplő volt jelen (Hollandia és Nagy-Britannia már korábban elkezdte liberalizálni gázpiacát). A vevők rendszerint nem választhatták meg az eladókat, s a rendszer monopolárak (a versenypiacinál magasabb árak) kialakulásához vezetett. A teljes energiapiaci liberalizáció azt jelenti, hogy az energia vásárlói szabadon választhatják meg, kitől vásárolnak energiát, ez esetben földgázt és villamos energiát. Ehhez hozzátartozik az is, hogy a pótlólagos vásárlói igények kielégítését kapacitáskorlát nem gátolja, s hogy az energiaszolgáltatás nyújtója hozzáfér a szállító- és elosztóhálózatokhoz, s ezáltal az ezekhez kapcsolt fogyasztóhoz. Az ilyen tiszta piaci verseny az energiapiacokon nehezen alakul ki, hisz a hatalmas beruházások csak akkor valósulnak meg, ha a befektető garanciát kap arra, hogy az általa termelt terméket (pl. áramot) valaki meg is vásárolja tőle, s beruházása ésszerű időn belül megtérül. Erre szolgálnak a hosszú távú megállapodások, ezek azonban a teljes piaci liberalizáció megvalósulását gátolják, hisz bebetonozzák a keresletikínálati struktúrát. Az Európai Unió tagállamaiban a 90-es éveket megelőzően az energiatermelési, - szállítási és -elosztási tevékenység állami kézben és vertikálisan integrált társaságba szervezve működött. Később ezek a társaságok lemondtak vertikális integráltságukról, különváltak (menedzsment szintjén), az állami tulajdonlás azonban rendszerint megmaradt. A harmadik lépcső a privatizációt jelentette, ám a magántőke piaci szereplői hosszú időre szóló monopóliumokat kaptak a szolgáltatás nyújtására. A negyedik lépcső volt a valós liberalizáció első fázisa, amelynek során az egyes vertikális részpiacokba beengedték a versenyt. A gyakorlatban ez azt jelentheti például, hogy egy területileg és jogilag védett területen már nem csak egy villamosenergia-termelő erőmű működik, hanem több, s ezek versengenek a nagykereskedő kegyeiért (és vásárlásaiért). Ez már megtöri a monopólium egyeduralmát, s elválik egymástól az energiatermelés és a hálózathasználat. Az ötödik lépcső a teljes liberalizáció, amelynek során az ágazat teljes vertikumában és mindenki számára megnyílik a 1 Az EU energiapolitikájáról részletesen ír e fejezet szerzője: Hugyecz Attila. Lásd: Kengyel Ákos (szerk.): Az Európai Unió közös politikái, Akadémiai Kiadó, Budapest, X. fejezet, megjelenés alatt.

4 verseny. A szolgáltatás nyújtói (pl. gázszolgáltatók) versengenek a fogyasztókért, s megpróbálják a lehető legkedvezőbb gázszállítási és elosztási feltételeket kialkudni a gázszállító- és -elosztó társaságoktól. Az európai döntéshozók ettől a folyamattól az energiapiaci árak csökkenését és ezáltal az Unió versenyképességének növekedését várják. Ehhez azonban más feltételek teljesülése is szükséges. Egyrészt ha a liberalizációval együtt jár az állami ártámogatások leépítése, akkor ez az árak emelkedéséhez is vezethet. Jól tudjuk, hogy az állam a liberalizáció legtöbb fázisában akár tulajdonosként, akár szabályozó hatóságként az ún. hatósági árakkal, jogszabályok útján jelentős hatást gyakorol a piaci árakra, rendszerint ártámogatásokkal csökkenti a fogyasztók által fizetendő díjakat. A liberalizáció előrehaladásával azonban a befektetők számára biztosítani kell a megfelelő megtérülést, ez pedig az áraknak a piaci szinthez való közelítését, az ártámogatások leépítését, ezáltal az árak emelkedését váltja ki. Másrészt most az ártámogatásoktól eltekintve az is előfordulhat, hogy a piacok megnyitásával a kínálati kapacitások (pl. erőművek) elégtelensége miatt keresleti piac alakul ki, ami az árak emelkedéséhez vezet. Ez a probléma jól ismert a közép- és kelet-európai piacon, ahol áramhiány van, s a termelőkapacitások szűkösek. Ahhoz tehát, hogy a liberalizáció valóban a piaci árak csökkenéséhez vezessen, elengedhetetlen az, hogy a kínálati oldalon bőséges kapacitások álljanak rendelkezésre, s ezáltal a termelők versenyezzenek a fogyasztókért, s ne fordítva 2. Az európai energiapiac liberalizációs lépéseinek elemzésétől eltekintve összességében elmondható, hogy az 1990-es évek elejétől 2009-re eljutottunk a jogi értelemben vett, többékevésbé teljes liberalizációig. Az ún. új villamosenergia- és gázirányelv (2003/54/EK, valamint a 2003/55/EK irányelvek) értelmében az EU tagállamai július 1-étől teljes mértékben megnyitják energiapiacaikat. Ez tehát azt jelenti, hogy az uniós állampolgárok ettől az időponttól szabadon választhatják meg, hogy melyik gáz- vagy villamosenergiaszolgáltatótól vásárolnak energiát. A gyakorlatban azonban ez nem teljesen valósult meg, mert a jogi lépések érvényesülésének gátat szabott a fizikai infrastruktúra, a gáz- és villamosenergia-szállító hálózatok nemzetközi összekapcsolásának mértéke, s az, hogy az energiatermelési, elosztási és hálózatüzemeltetési tevékenységeket nem sikerült úgy szétválasztani, hogy a hálózathoz való hozzáférés megkülönböztetésektől mentesen valósuljon meg. Az egyes tagállamok késlekedve nyitották meg piacaikat, s egyes esetekben nem is megfelelően vették át a megfelelő irányelveket. A magyar energiastratégia számára ez azért fontos, mert épp hazánkban nem várható, hogy a piaci liberalizáció eredménye az energiapiaci árak csökkenése legyen. A gázpiacon a gázártámogatás fokozatos megszűntetésével a lakossági árak jelentős emelkedése várható, a villamosenergia-piacon pedig a szűkös hazai erőműkapacitások miatt következhet be áremelkedés. Az Éghajlatváltozási és Energiacsomag A márciusában bemutatott Éghajlatváltozási és Energiacsomagot (a továbbiakban klímacsomag) az Európai Parlament végül december 17-én fogadta el, a csomag követelményeit és hatásait ez alapján fogalmazzuk meg. A klímacsomag célkitűzései a következők: az üvegházhatást okozó gázok kibocsátásának legalább 20%-kal történő csökkentése az 1990-es szinthez képest. Amennyiben sikerül olyan nemzetközi egyezményt elérni, 2 Az energiapiac liberalizációjának magyar vonatkozásairól lásd: Horváth Tamás: Az energetikai ágazat liberalizációja és a magyar energiapolitika, in MTA Tanulmányok a magyarországi energetikáról, Budapest, o.

5 amelyben más nagy kibocsátó országok is jelentős kibocsátáscsökkentést vállalnak, akkor a kibocsátáscsökkentési cél 30%-ra emelkedik, a megújuló energiaforrások részaránya 2020-ra érje el a Közösség energiafogyasztásának 20%-át, 2020-ra az üzemanyag-fogyasztás legalább 10%-át minden tagállam megújuló forrásból fedezze, az energiafogyasztás 20%-kal történő csökkentése a 2020-ra prognosztizált szinthez képest az energiahatékonyság javítása révén. A klímacsomag az egyes tagállamok számára kötelezően elérendő értékeket határoz meg. A fenti célok az EU egészére vonatkoznak, az egyes tagállamok kötelezettségei különböznek. Az EU kibocsátás-kereskedelmi rendszere (Emissions Trading System, a továbbiakban ETS) a klímacsomag kulcseleme 3. A rendszer januártól működik, célja az, hogy a benne szereplő vállalatok a legköltséghatékonyabban érjék el kibocsátáscsökkentési céljaikat. Az EU ETS-ben az EU 27 országa, valamint Norvégia, Liechtenstein és Izland vesznek részt. A rendszer 2009-ben mintegy vállalatot, s az EU teljes széndioxid-kibocsátásának kb. 40%-át fedi le. Ezek a vállalatok a nagy széndioxid-kibocsátással rendelkező szektorok vállalatai. A 2013-tól lefedett szektorok a teljesség igénye nélkül a következők: villamosenergia-termelő szektor, olajfinomítók, vas- és acélgyártás, cement-, mész- üveg-, tégla-, cserép-, papír-, kerámiagyártás, légi közlekedés. Az ETS hatálya alá tartoznak még egyes vegyipari tevékenységeket folytató vállalatok. Ezeket a szektorokat ETS-szektoroknak nevezzük. Az ETS-be 2013-tól már nem csak a széndioxid tartozik, hanem bizonyos tevékenységekből származó dinitrogén-oxid, s más káros anyagok is. A nem-ets-szektorok legfontosabbjai a közlekedési szektor (2013-tól kivéve a légi közlekedést), a lakossági szektor, a mezőgazdaság és a hulladékgazdálkodás. Az ETS egy úgynevezett cap and trade rendszer. Az ETS-rendszerben lévő vállalatok minden évben meghatározott mennyiségű széndioxid-kibocsátási jogot, ún. kvótát/szénkvótát kapnak, egy kvóta egy tonna széndioxid kibocsátására jogosítja fel birtokosát. A vállalatok ezekkel a kvótákkal gazdálkodnak. Az évente kiosztandó kvóták mennyiségét előre meghatározzák, ez a plafon, az ún. sapka (az angol cap szóból), ennél többet az ETS-szektor vállalatai nem bocsáthatnak ki. Amennyiben az adott vállalkozás az adott évben nem használja fel a neki kiosztott kvótát, a fennmaradó részt a szabad piacon (az ETS-ben) az aktuális árfolyamon értékesítheti. Amennyiben nem fér bele kvótájába (többet bocsát ki, mint amennyire engedélyt, kvótát kapott), akkor két lehetősége van: vagy energiahatékonysági, vagy bármilyen más, kibocsátáscsökkentő beruházást foganatosít, s eléri, hogy beleférjen kvótájába, vagy a hiányzó kvótamennyiséget a szabad piacról megvásárolja. (Az ETS első kereskedési időszaka között zajlott, a második között, a harmadik között tart. A klímacsomag rendelkezései a harmadik és további kereskedési időszakokat érintik.) A kvóták árfolyama a kereslet-kínálati viszonyoknak megfelelően folyamatosan változik. 4 A rendszer lehetővé teszi, hogy mindig azok a kibocsátáscsökkentő beruházások valósuljanak meg, amelyek a legolcsóbban hajthatók végre. A klímacsomagban szereplő, 1990-hez viszonyított 20%-os széndioxidkibocsátáscsökkentési cél fel van bontva az ETS-szektorra és a nem-ets-szektorra, sőt a viszonyítási alap sem 1990, hanem Az ETS-szektor kibocsátását a szektor 2005-ös kibocsátáshoz képest 21%-kal, a nem-ets-szektor kibocsátását szintén a 2005-ös szinthez képest mérve 3 Az ETS-rendszer bonyolultsága és helyszűke miatt nem térünk ki a részletes szabályokra, s az első két kereskedési időszak tapasztalataira és jellemzésére. 4 A vállalat számára azért ez a legköltséghatékonyabb rendszer, mert ha számára egy tonna széndioxid (egy kvóta) megtakarításának költsége 30 euró, míg a kvóta aktuális, szabadpiaci ára 20 euró, akkor inkább a szabadpiacon vásárolja meg a pótlólagos CO2-kibocsátás jogát.

6 10%-kal kell csökkenteni höz képest a teljes kibocsátás 14%-kal csökken. Az ETSszektorban végrehajtandó kibocsátáscsökkentések a harmadik kereskedési időszakban (2013- tól) nincsenek lebontva egyes tagállamokra, mivel egy EU-szintű sapkát (cap) állapítanak meg, s ez csökken évente, lineárisan, 1,74%-kal. Az egyes tagállamok ETS-szektorai számára kiosztandó kvóták mennyiségét a tagállamok által az ETS-szektorban 2008 és 2012 között kiosztott kvóták éves átlagának (új szektorok ETS-be való bevonásának s más okoknak köszönhető) kis mértékben módosított értéke határozza meg. A sapka éves 1,74%-os csökkentése erről a szintről indul tól az egyes vállalatok nem ingyen kapják a kvótát, hanem árverésen kell azok egy részét, ill. egészét megvásárolniuk. Az árveréseken szétosztott kvóták szerepe egyre nő, az egyes szektorok különböző arányban kötelesek kvótáikat árverésen beszerezni. Íme néhány, a harmadik kereskedési időszakra ( ) érvényes szabály: a villamosenergia-termelő szektor főszabályként az összes széndioxid-kibocsátási jogot (kvótát) árverésen vásárolja meg. Bizonyos feltételek teljesülése esetén (GDP/fő, energiahordozó-szerkezet stb.) az adott tagállam ez alól részben mentesülhet, de az erőműveknek ingyen kiosztott kvóta részaránya legfeljebb 70% lehet, s ez folyamatosan csökken. (Ezt a kedvezményt az a Lengyelország harcolta ki, amely villamosenergia-termelésének több, mint 90%-a szénre épül.) a kiosztott kvóták kb. felét 2013-tól árverésen értékesítik, az árverésen értékesített kvóták részaránya 2020-ra eléri a 70%-ot, várhatóan 2027-re a 100%-ot, a károsanyag-kibocsátás alapja az üzemből kibocsátott anyag mennyisége, függetlenül attól, hogy az energiahordozók elégetéséből (fűtés, gyártási folyamathoz használt hőenergia, pl. cementégetés során szükséges hőmennyiség létrehozatalához), vagy a gyártási folyamat során automatikusan keletkező károsanyag-képződésről van szó. Utóbbi olyan, ún. technológiai kibocsátás, amely a gyártás során nem kerülhető el, mivel a kémiai folyamatok törvényszerűsége miatt keletkezik káros anyag. az erdőtelepítéseket nem lehet széndioxidkibocsátás-csökkentésként elszámolni, azon iparágak, melyek ki vannak téve a globális versenynek, s a szénkvóták költségeinek köszönhető versenyképesség-romlás miatt a Közösség területéről való elköltözésük (ez a carbon leakage ) valószínűsíthető, ingyen kaphatják meg kvótáikat, amennyiben az elérhető legjobb technológiát használják. (Az ilyen veszélynek kitett szektorok listáját a Bizottság állítja össze.) a tagállamok a szénkvóták miatt várható villamosenergiaár-emelkedés ellentételezésére kompenzációt adhatnak a villamosenergia-intenzív iparágaknak, hogy elkerüljék, hogy azok áthelyezzék termelésüket egy olyan országba, ahol széndioxid-kvóták megvásárlására nem kényszerülnek. az alacsony egy főre jutó jövedelemmel rendelkező országok megkapják a gazdagabb országoknak szánt kvóták egy részét. Ezt az új tagállamok harcolták ki. Ezt kapják cserébe azért, hogy a 2005-ös bázisév alkalmazása miatt az 1990 és 2005 között Kelet-Európában elért széndioxidkibocsátás-csökkentést a klímacsomag nem veszi figyelembe. az árverésből befolyt összegek felét az éghajlatváltozás elleni küzdelemre javasolt felhasználni. az előírt kibocsátáscsökkentés felét az adott tagállam területén kívül is (akár az EU-n kívül is) végre lehet hajtani. Ezen beruházások (CDM, clean development machanism, tiszta fejlesztési mechanizmus, ill. JI, joint implementation, közös végrehajtás) kibocsátáscsökkentési hatását el lehet számolni úgy, mintha azt a saját tagállamon belül érték volna el. A nem-ets-szektorban az egyes tagállamok 2020-ig különböző mértékben kötelesek kibocsátásaikat csökkenteni. A tehetősebb tagállamok erőteljesebb csökkentésre

7 kényszerülnek, az újonnan csatlakozó szegényebb országok akár növelhetik is a nem-etsszektorból származó kibocsátásaikat. A Magyarországra vonatkozó érték +10%, tehát hazánkban a nem-ets-szektorokból, tehát a közlekedésből, a hulladékgazdálkodásból, a háztartások energiafelhasználásából, valamint a mezőgazdaságból származó kibocsátás höz képest 2020-ig 10%-kal növekedhet. Amennyiben egy ország nem-ets-szektora nem fér bele az éves kibocsátási kvótába, akkor a következő évben ennek az elmaradt kibocsátáscsökkentésnek az 1,08-szorosát kell pótlólag teljesítenie. A szabályok megsértése a tagállam ellen indított jogsértési eljárás megindításával járhat. A csomag másik nagy területén, a megújuló energia kérdéskörében az egyes országokra nézve elérendő megújulóenergiaforrás-részarányok megállapításánál figyelembe vették a kiindulási helyzetet, s az ország ezen energiahordozókkal való ellátottságát. A hazánk számára 2020-ra elérendő cél 13% ben a hazai energiafogyasztás 4,3%-át fedezték megújuló energiaforrások. A bioüzemanyagokra vonatkozó 10%-os részarány minden tagállamra nézve kötelező. Az országok eldönthetik, hogy a megújuló energiák támogatására milyen támogatási rendszereket alkalmaznak. A klímacsomag támogatja a széndioxid befogását és föld alatti tárolását (carbon capture and storage, CCS). A CCS technológia azt jelenti, hogy a nagy CO2-kibocsátó erőművek kibocsátását befogják, s a befogott széndioxidot geológiai tárolókban, javarészt kimerült földgázmezőkben helyezik el. Feltételezések szerint a korábban földgázt raktározó geológiai struktúra alkalmas a CO2 hosszú távú tárolására is. Az intézkedéscsomag 12 CCS demonstrációs projekt megvalósítását tűzi ki célul. Hazánk ilyen projektnek nem részese. A személyautók CO2-kibocsátására vonatkozó 1995-ös közösségi stratégia javasolta, hogy az újonnan forgalomba kerülő személyautók flottájának egy kilométerre vetített átlag CO2-kibocsátása 2012-ben legfeljebb 120 gramm legyen. Az autóipar önálló kötelezettségvállalása elmaradt, ezért a klímacsomag kötelező célokat ír elő. A célkitűzést 2012 és 2014 között rendre a gyártó forgalomba helyezett személyautóinak 65, 75, ill. 80%- ára alkalmazzák. Az előírás túllépését a túllépés mértékén alapuló büntetéssel sújtják. A as cél 95 gramm CO2/km, de ezt még 2013-ban felülvizsgálják. A klímacsomag további rendelkezése, hogy az üzemanyagok teljes életciklusára számított üvegházgáz-kibocsátást 6%-kal csökkenteni kell. Az értéket 2012-ben felülvizsgálják, s a lehetőségekhez mérten 10%-ra emelik. Ez tehát az a keret, amelyen belül a magyar energiaszektornak működnie kell. Az ETSszektorba tartozó villamosenergia-termelő üzemeknek (erőművek) 2013-tól fizetniük kell az általuk kibocsátott széndioxidért. Az ETS-szinten kibocsátható széndioxid mennyisége ra a 2005-ös értékhez képest 21%-kal csökken. A megújuló energiaforrások részarányát hazánkban a teljes energiafogyasztás 13%-ára kell emelni. A nem-ets-szektorhoz köthető hazai CO2-kibocsátás 2020-ra 2005-höz képest legfeljebb 10%-kal növekedhet. Az energiatakarékossági kötelezettségek tehát hazánk számára azt jelentik, hogy a nem-etsszektorban a közlekedési szektor várható előretörése ellenére sem növekedhet a CO2- kibocsátás 10%-nál nagyobb mértékben. Ezek az EU által előírt szabályok, ezeket költségvonzatuktól függetlenül teljesíteni kell. Magyarország energiahelyzete Hazánk energiafelhasználásában rendkívül nagy szerepet játszik a földgáz. A csak kis mennyiségű földgázt termelő Magyarországon a teljes energiafelhasználás közel 40%-a földgázra épül, ez Európa-szerte kiemelkedő érték. Hasonlóan magas aránnyal csak a

8 földgázexportőr Hollandia rendelkezik. Az ország energiaimport-függősége is magas, a felhasznált szén 47,2%-a, a felhasznált kőolaj 88,6%-a, a felhasznált földgáz 81,3%-a import forrásokra épül. Az import földgáz 74,9%-a Oroszországból, 7,9%-a Németországból, a fennmaradó 17,2%-a egyéb európai és eurázsiai országokból származik. Hazánk cseppfolyósított földgázt nem importál ábra: Magyarország energiafelhasználásának megoszlása energiahordozók szerint 2007-ben Megújulók; 5,3% Szén; 12,5% Atomenergia + import áram; 15,5% Kőolaj; 27,5% Földgáz; 39,8% Forrás: Energiagazdálkodási Statisztikai Évkönyv 2007, Energia Központ Kht., Budapest, 2008 A terjedelmi korlátoknak megfelelve a következőkben csak a legnagyobb energiafogyasztó szektorokat vesszük górcső alá, azok közül is a leginkább égető kérdéseket tárgyaljuk. A villamosenergia-termelő rendszer körüli heves vita miatt ezt kissé részletesebben tárgyaljuk, míg a közlekedés és az épületek energiafogyasztását szűkebben. Fejezetünkben csak a téma tárgyalásához nélkülözhetetlen műszaki jellemzőkkel foglalkozunk, a hangsúlyt a gazdasági, társadalmi és ellátásbiztonsági kérdésekre helyezzük. A hazánk számára kisebb jelentőségű áramtermelő technológiákat (napelemek, ár-apály stb.) nem tárgyaljuk. A villamosenergia-termelő rendszer A magyar erőműpark termelését, valamint a december 31-én beépített kapacitást mutatja a következő ábra. 2. ábra: A magyar erőművek adatai 2006-ban Tüzelőanyag Szén Olaj Földgáz Nukleáris Megújuló Hatásfok Bruttó beépített teljesítőképesség MW Arány Kispesti 0,2% 99,8% 76,0% 114 1,3% Újpesti 1,5% 98,5% 75,5% 110 1,3% 5 British Petrol: BP Statistical Review of World Energy June 2008, London, június, pp. 30.

9 Kelenföldi 0,6% 99,4% 70,2% 172 2,0% Pannonpower 0,7% 99,3% 68,6% 133 1,5% Debreceni 100,0% 66,2% 95 1,1% Ajkai 84,7% 0,2% 15,2% 57,2% 101 1,2% EMA POWER 5,3% 94,7% 52,9% 69 0,8% Csepeli 2,2% 97,8% 51,5% 396 4,6% Dunamenti 1,1% 98,9% 50,6% ,2% Borsodi 56,7% 2,3% 41,0% 37,7% 137 1,6% Tisza II. 17,7% 82,3% 35,8% ,4% Mátrai 94,5% 1,6% 3,9% 32,5% 836 9,7% Paks 100,0% 31,2% ,7% Litéri 100,0% 29,7% 120 1,4% Oroszlányi 94,6% 0,9% 4,5% 29,6% 240 2,8% Lőrinczi 100,0% 29,5% 170 2,0% Tiszapalkonyai 55,4% 11,1% 33,5% 25,7% 200 2,3% Sajószögedi 100,0% 21,2% 120 1,4% Nagyerőművek összesen 23,8% 1,6% 28,0% 44,13% 2,5% 38,3% ,2% Kiserőművek 0,3% 2,4% 75,0% 22,3% 62,6% ,8% Összesen 20,3% 1,8% 35,0% 37,6% 5,4% 41,9% ,0% Forrás: MAVIR: A villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásterve 3. kiadásának mellékletei, Budapest, július 31. A magyar erőműpark egyes elemeinek életkorát ábrázolja a következő ábra. Jól látható, hogy különösen a nagyerőművek idősödtek el. 3. ábra: A magyar erőművek életkora

10 Forrás: MAVIR: A villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásterve 3. kiadásának mellékletei 2007., Budapest, július 31., 14. o. Az új erőművek építése nem annyira a növekvő villamosenergiaigény-növekedés miatt, hanem a régi erőművek pótlása miatt szükséges. 4. ábra: A várható erőműmegszűnések 2020-ig Megszűnések ) Főbb tüzelőanyagok (2006- Átlagos kihasználás (BT-re vetítve, 2006, h/a) Paks nukleáris Dunamenti földgáz Tisza II földgáz+olaj Mátrai szén Csepeli földgáz Oroszlányi szén Tiszapalkonyai szén+res Kelenföldi földgáz Lőrinci olaj 0 12 Borsodi szén+res Pécsi földgáz Litéri olaj 0 10 Sajószögedi olaj 0 9 Újpesti földgáz Kispesti földgáz Ajkai szén+res Debreceni földgáz EMA Power földgáz Nagyerőművek 7515 összesen Kiserőművek földgáz+res Erőművek Importszaldó Összes régi BT Forrás: MAVIR: A villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásterve 2. kiadásának mellékletei 2005., Budapest, október 21. Látható, hogy nagyerőműből 2020-ig várhatóan közel 4400 MW kapacitás szűnik meg, vagy esik ki a rendszerből (import), ebből 1090 MW szénerőművet (alaperőművet), 2173 MW pedig két menetrendtartó erőművet (Dunamenti és Tisza II.) érint. A villamosenergia-igények növekedése miatt (évi 2%-os növekedést feltételezve) a MAVIR számításai szerint további 1400 MW új kapacitás kiépítése szükséges. Összesen tehát 2020-ig kb MW új erőműkapacitás kiépítése szükséges. A tervezett erőművek legtöbbje földgázra épül. A magyar energiapolitikának ezt a kiindulási alapot figyelembe véve kell irányt mutatnia a villamosenergia-termelő rendszer számára.

11 A jövőbeni erőműépítések nem-műszaki szempontjai a következők: - kezdő beruházási igény, - működtetési és karbantartási költségek, - primer energiahordozók költségei, - a primer energiahordozók hazai rendelkezésre állása, ill. ezek hiánya, külkereskedelmi mérlegre és a munkaerőpiacra gyakorolt hatások, - energiaszállítási infrastruktúra fejlesztésének igénye (földgázhálózat, villamosenergiahálózatok), - a rendszerszabályozási igények kielégítésének környezeti és gazdasági szempontjai - a helyi hálózatok megfelelősége (új erőművek rákapcsolásának hálózatfejlesztési költsége) - CO2-kibocsátási kvóták árai, - az adott energiahordozó folyamatos rendelkezésre állása (mindenekelőtt földgázellátás folyamatosságának kérdése), tárolhatósága - társadalmi elfogadottság kérdése, - környezetvédelmi szempontok, - nemzetközi együttműködés. Az atomerőművek Az atomerőművek fajlagos (egy kw-ra vonatkoztatott) beruházási költsége a többi hagyományos erőművek megfelelő értékéhez képest rendkívül nagy. A hazánk számára szóba jövő, harmadik generációs reaktorok beruházási költsége kb /kw. Két darab, egyenként 1000MW-os blokk létesítésének költsége kb. 4 milliárd euró (a EUR/HUF árfolyamtól függően milliárd forint) 6. A hatalmas beruházási költség teszi ki a termelt áram 1 kwh-ra jutó költségének mintegy 50-60%-át, ennek köszönhető, hogy az atomerőműveket jellemzően alaperőműként, zsinórüzemben, nagy éves kihasználással használják, a beruházás csak ekkor térül meg. A tüzelőanyag költsége nem jelentős a termelt villamos energia árában, mintegy 10-15%, a paksi atomerőmű esetén 14%, a Finnországban épülő EPR típus esetén 10,9% 7. Az atomerőmű fűtőanyaga a világ számos országából beszerezhető. 5. ábra: Az urán bizonyított készleteinek eloszlása a Földön, dec. 31-én 6 A 4-es metró Kelenföldi pályaudvartól Keleti pályaudvarig tartó szakaszának építési költsége 353 milliárd, forint. 7 Dr. Csom Gyula: Atomerőművek, Budapest, 2004, Magyar Atomfórum Egyesület, 26. o.

12 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe: Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2007, Stand , Hannover, december, 28. o., Ressource: bizonyított készletek, Reserve: gazdaságosan kitermelhető készletek, Kum. Förderung: kumulált kitermelés. A 40 dollár/kg urán költség alatt kitermelhető készletek 96%-a 10 országban található, a legnagyobbak ezek közül Ausztrália, Kanada, Kazahsztán, Brazília. A 2007-ben működő 439 atomreaktor t uránt használt fel (ebből 41 ezer tonna származott bányászatból), a 40 dollár alatt kitermelhető készletek mennyisége 1,77 millió tonna, a dolláros költséggel kitermelhető uránkészletek mennyisége 3,3 millió tonna 8. A paksi atomerőmű jelenleg Oroszországból vásárolja a fűtőelemeket, ennek oka azok jó minősége és kedvező ára. A hazai atomerőmű rendelkezik engedéllyel arra is, hogy Angliából vásároljon fűtőelemeket. Az uránkészletek, ill. a fűtőelemek beszerzési forrásait, valamint azok tárolhatóságát figyelembe véve ellátásbiztonsági problémára az atomerőműnél nem számítunk. Az atomerőműből termelt áram ára viszonylag stabil. Ennek egyik oka, hogy a primer energiahordozó áralakulása nem függ a politikailag instabil térségekben (pl. Közel-Kelet) zajló eseményektől, másik oka, hogy a termelt áram árából az üzemanyag költsége mintegy 10-15%-ot tesz ki. Az atomerőmű előnye tehát, hogy az általa termelt áram ára nem változékony (nem volatilis), a gazdasági számításokban jól alkalmazható. Az atomerőmű további előnye, hogy működése során nem bocsát ki széndioxidot, így az ETSrendszer új szabályai miatt sem emelkedik működési költsége. A Pakson termelt áram önköltsége 8-10 Ft/kWh, ebben a paksi atomerőmű szakemberei szerint már benne van a kiégett fűtőelemek elhelyezésének költsége is (kb. 1,5 Ft/kWh). Az egyes áramtermelő technológiák gazdasági alapú összehasonlításának nehézségeire később visszatérünk. 8 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe: Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2007, Stand , Hannover, december, függelék 35. táblázat

13 Széntüzelésű erőművek A korszerű, szénportüzelésű, szuperkritikus gőzparaméterekkel rendelkező kőszéntüzelésű erőművek kezdő beruházási igénye kb /kw, a lignitre, vagy barnaszénre épülő erőművek drágábbak, kb /kw költséggel számolhatunk 9. A széntüzelésű erőművek fejlesztései a hatásfok javítására, valamint rugalmas üzemvitel biztosítására, a minimális/maximális terhelésarány csökkentésére, a terhelésváltoztatási sebesség növelésére irányul. Ez azért rendkívül fontos hazánk számára, mert a széntüzelésű erőművek akkor jelenthetnek nagy előnyt a hazai villamosenergia-rendszerben, ha képesek menetrendtartó erőműként üzemelni. A piacon elérhető korszerű szénportüzelésű blokkok villamos teljesítőképessége 400 és 1000 MW között változik, a kisebb blokkok megfelelnek a magyar villamosenergia-termelő rendszer számára. A kőszénre épülő erőművek hatásfoka 48-50%-os is lehet, a lignitre épülő erőműtől legalább 43%-ot kell elvárnunk, a lignit eltüzelése előtti víztelenítése esetén ez is eléérheti a 48%-ot 10. A jelenleg működő mátrai, oroszlányi, borsodi, ajkai szénerőművek kapacitásából 1090 MW 2020-ig megszűnik. A mátrai erőműben már határoztak egy 400MW-os (lignitre épülő) új blokk építéséről. A menetrendtartó gáztüzelésű erőműveinkből 2173 MW szűnik meg, ezek helyettesítésére menetrendtartó erőmű szükséges. Ez lehet földgázra épülő erőmű, valamint modern (menetrendtartásra képes) széntüzelésű erőmű is. A széntüzelésű erőművekben a primer energiahordozók teszik ki a teljes önköltség mintegy 45-50%-át 11. Ez azt jelenti, hogy az áram árát 45-50%-ban a szén beszerzési ára határozza meg. A szén nyugat-európai árát mutatja az alábbi ábra. 6. ábra: A nyugat-európai szénárak alakulása USD/tonna Szén ára (USD/tonna) 9 Dr. Büki Gergely: Fosszilis erőművek, Budapest, január, Magyar Atomfórum Egyesület, 12. o. 10 Dr. Büki Gergely: Fosszilis erőművek, Budapest, január, Magyar Atomfórum Egyesület 11 Dr. Csom Gyula: Atomerőművek, Budapest, 2004, Magyar Atomfórum Egyesület, 26. o.

14 Forrás: British Petrol: BP Statistical Review of World Energy June 2008, London, 2008 A szén világpiaca nem túlzottan nagy, a világon kitermelt szén mintegy 16-18%-a kerül külkereskedelmi forgalomba, a legnagyobb importőr Japán és Dél-Korea, a legnagyobb exportőrök Ausztrália és Indonézia, a legnagyobb kitermelők Kína és az Egyesült Államok. Kína szénfogyasztása 2000 és 2007 között megduplázódott, azonban ezt mind képes volt hazai termelésből fedezni, nettó exportja 2007-ig pozitív volt, a nettó export pozitív egyenlege azonban 2007-re eltűnt. A kínai villamosenergia-igény növekedése, s ezáltal a kínai szénigény növekedése miatt várható, hogy Kína a jövőben nettó importőrként lép fel a világpiacán. A világpiacon ez kis mennyiséget jelenthet, még akkor is, ha Kína 2007-ben a világ szénfogyasztásának 41%-áért volt felelős 12. Az európai (földgáz-)ellátásbiztonsági aggályok lehet, hogy több államot új szénerőművek építésére késztetnek majd (bár ez ellen hat a széndioxid-kibocsátás csökkentésének kötelezettsége), ez növelheti a szénért folytatott világpiaci versenyt, de a szén árának drasztikus növekedésére nem számítunk. Az európai, s így a magyar szénerőművek jövőbeli kilátásait a földgázellátás folyamatosságával kapcsolatos kételyek, a szén világpiaci árának alakulása, valamint a széndioxid-kibocsátási kvóták ára határozza meg. Utóbbi eddig zérus költségként jelentkezett, 2013-tól az erőműveknek a kibocsátott széndioxid teljes mennyiségére jogot kell vásárolniuk (az EU ETS keretein belül). Egy tonna széndioxid kibocsátásának joga máig 0 és 30 között változott, ezt alapul véve lehet költségszámításokat végezni. A szénerőművek által termelt áram önköltsége kb Ft/kWh, ehhez kell hozzászámolnunk a jövőben megfizetendő széndioxid-kibocsátást es erőműadatok alapján a széntüzelésű erőművek által termelt áram árának változását mutatja a következő táblázat erőművekre lebontva. Különböző széndioxid-áraktól függően az utolsó három oszlopban szereplő értékekkel nő a termelt áram ára. 7. ábra: Az egyes széntüzelésű erőművek várható CO2-költségei Termelt áram (GWh) CO2-kibocsátás (ezer tonna) Szénintenzitás (tco2/mwh) CO2-kibocsátás költsége kwh-ként 10 EUR/tCO2 esetén 20 EUR/tCO2 esetén 30 EUR/tCO2 esetén Ajkai 172,9 431,0 2,49 6,48 12,96 19,44 Borsodi 349,2 346,5 0,99 2,58 5,16 7,74 Mátrai 6170,6 6387,5 1,04 2,69 5,38 8,07 Oroszlányi 1473,9 1630,5 1,11 2,88 5,75 8,63 Tiszapalkonyai 324,0 467,7 1,44 3,75 7,51 11,26 Átlag 8490,6 9263,2 1,09 2,84 5,67 8,51 Forrás: Energiahivatal, 2007-es adatok, saját számítások, 1 euró = 260 Ft. A széntüzelésű erőművek által termelt áram önköltsége a széndioxid-kereskedelmi rendszer 2013-tól bekövetkező változásának köszönhetően jelentősen nő. A fenti áramtermelési arányok megmaradása esetén a korábban forintos áram önköltsége 10, 20, ill. 30 eurós szénkvótaár esetén átlagosan rendre 2,8, 5,7, ill. 8,5 Ft-tal nő. Ezek a pótlólagos költségek nem a széndioxid-kibocsátás környezeti kárát hivatottak számszerűsíteni. A szénkvóták ára a széndioxid-tőzsde hatékony működése esetén azt adja meg, hogy a széndioxid-kereskedelembe vont területeken mennyi az egy tonna széndioxid- 12 Kína nyersanyagpiacokon betöltött szerepéről részletesen lásd: Hugyecz Attila: Kína: nyersanyag- és energiapiacok, Együttműködési és konfliktusmezők hazánk számára, Budapest, 2008, MTA VKI MeH.

15 kibocsátás megtakarításának legkisebb költsége. Ha egy erőműben egy tonna széndioxid kibocsátásának elkerülése 30 euróba kerül, míg a tőzsdén egy tonna CO2 kibocsátásának jogáért 10 eurót kell fizetni, akkor az erőmű inkább kvótát vásárol, mintsem csökkentené kibocsátását. A tőzsdén tapasztalt 10 eurós ár azért alakulhat ki, mert máshol mondjuk egy acélipari társaságnál egy tonna CO2-kibocsátás-csökkentés 10 eurónál kisebb költséggel megvalósítható, s az acélmű eladásra kínálja megtakarított széndioxid-kvótáját. Az ellátásbiztonság szempontjából jó választás a szénerőmű, hisz feketeszenet a világ számos országából lehet importálni, igaz, ekkor ki vagyunk téve a feketeszén, valamint a logisztikai költségek világpiaci áringadozási hatásainak. Lignitre épített erőmű esetén, amennyiben a lignitet határainkon belül bányásszuk, az ország importja csökken (ezáltal külkereskedelmi mérlege javul), a bányászat hazai munkahelyeket teremt, s hozzájárul a bruttó hazai termék növeléséhez. További előnyös szempont, hogy a szén jól és veszteségek nélkül tárolható, nagy tömegben, vízi úton szállítható. A széntüzelésű erőművek további, még nem említett környezeti kárainak számszerűsítésére még nem alakult ki piac. Számszerűsítésükhöz az ezekre visszavezethető megbetegedések gyógyításának költségeit vehetjük figyelembe. Ennek során természetesen nem mindig tudjuk pontosan meghatározni az ok-okozati összefüggéseket, továbbá a tartós betegségek okozta szenvedést, ill. az emberéletet sem tudjuk majd értékelni. A globális éghajlatváltozás elleni küzdelem miatt a szénerőművek ellen erőteljes a tiltakozás. Építésüket az ellátásbiztonság növekedése indokolhatja. Szénhidrogén-tüzelésű erőművek A szénhidrogén-tüzelésű erőművek közül leginkább a földgáztüzelésű erőmű jöhet szóba, olajra épülő erőműveket ma már nem nagyon építenek, s a meglévőket is csak csúcserőműként használják (egyes országok, pl. szigetországok ez alól kivételek). A földgáztüzelésű erőmű egy kw-ra vonatkoztatott beruházási költsége alacsony, jelenleg mintegy A kezdő beruházási igény a termelt villamos energia árának csak kb %-át teszi ki, kb %-ot tesz ki a földgáz beszerzési költsége. 8. ábra: A földgáz árának alakulása az Európai Unióban 13 Dr. Büki Gergely: Fosszilis erőművek, Budapest, január, Magyar Atomfórum Egyesület, 18.o.

16 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 USD/Btu 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0, Földgázárak az EU-ban Forrás: British Petrol: BP Statistical Review of World Energy June 2008, London, 2008 A földgáz ára a kőolaj áralakulását követi országonként változóan 6-9 hónap késéssel. Ennek alapján a földgáz ára 2009 során számottevően csökkenhet. A magyar földgázárak alakulására ez nem feltétlenül igaz, hisz a kormány tervei szerint a gázár csökkenését a gázártámogatás azonos mértékű csökkentése kíséri majd. A földgázra épülő erőművek viszonylag gyorsan és olcsón megépíthetők, működtetésük azonban a földgáz árától függően rendkívül drága is lehet. Kiválóan alkalmasak viszont menetrendtartásra, terhelésváltoztatási sebességük kedvező, s kapacitásukat viszonylag széles tartományban tudják változtatni. Ezeket az erőműveket magas működési költségük miatt nem használják alaperőműként, hanem jellemzően menetrendtartóként üzemelnek. Hazánkban a legtöbb építeni tervezett erőmű földgázra épül. Ennek hátránya, hogy hazánk nem rendelkezik jelentős földgázkészletekkel, s földgázimportunk kb. háromnegyede kizárólag orosz forrásból származik, az import nem diverzifikált. Az elmúlt években fellépő gázviták rávilágítottak arra, hogy immár a gázimport megszakadásával is számolnunk kell, továbbá arra is, hogy az orosz gáztól oly nagymértékben függő kelet-európai EU-s tagállamok határokon átívelő gázszállító hálózatok hiányában még csak kisegíteni sem tudják egymást. Nincsenek összekapcsolva a lengyel és a szlovák, az osztrák és a cseh, a magyar és a szlovén/román/horvát, a horvát és a bosnyák stb. szállítórendszerek. A év eleji válság arra is rávilágított, hogy az erőművek alternatív üzemanyaga (a turbinaolaj) földgázból gyártott hidrogén felhasználásával készül. A gázszállítás megszakadása esetén ezért az alternatív üzemanyag gyártásában is fennakadások léphetnek fel. A kormányzat feladata eldönteni, hogy a földgázellátás megszakadását mennyire tekinti valós veszélynek, s ennek elhárítására milyen intézkedéseket hoz. Ezen intézkedések közé tartozik a gázszállító hálózatok összekapcsolása más országok hálózataival, LNG-terminálokhoz való kapcsolódás kiépítése, valamint gáztárolók építése. Ezek költségeit természetesen a gáz fogyasztói fizetik meg. A tervezett gázerőművek építése jelentős mértékben megnöveli az ország földgázfogyasztását, a jelenlegi milliárd köbméter 18 milliárd körüli értékre nőhet 2020-ig. Az EU széndioxidkibocsátás-kereskedelemi rendszere a kis fajlagos széndioxidkibocsátással rendelkező erőművek felé tereli az erőműépítéseket. Ilyenek a megújuló

17 források, az atomerőművek, valamint a földgázra épülő erőművek. Menetrendtartó erőművekként ezért építenek ma leginkább földgázra épülő erőműveket. 9. ábra: Az egyes földgázbázisú erőművek várható CO2-költségei CO2-kibocsátás költsége kwh-ként Termelt CO2-kibocsátás Szénintenzitás áram (ezer tonna) (tco2/mwh) (GWh) 10 EUR/tCO2 esetén 20 EUR/tCO2 esetén 30 EUR/tCO2 esetén Kispesti 468,0 246,8 0,53 1,37 2,74 4,11 Újpesti 530,5 301,5 0,57 1,48 2,96 4,43 Kelenföldi 743,5 411,3 0,55 1,44 2,88 4,31 Pannonpower 232,4 258,5 1,11 2,89 5,78 8,68 Debreceni 600,5 260,8 0,43 1,13 2,26 3,39 Csepeli 2219,3 965,0 0,43 1,13 2,26 3,39 Dunamenti 4301,4 2142,5 0,50 1,30 2,59 3,89 Tisza II. 2099,9 1218,8 0,58 1,51 3,02 4,53 Átlag 11195,5 5805,2 0,52 1,35 2,70 4,04 Forrás: Energiahivatal, 2007-es adatok, saját számítások, 1 euró = 260 Ft; az EMA Powert itt nem szerepeltettük, mert árbevételének mindössze 10-15%-át teszi ki a villamosenergia-értékesítés. Jól látható, hogy a gáztüzelésű erőművek önköltsége jóval kisebb mértékben nő a széndioxidkvóták miatt, mint a széntüzelésű erőművek esetében. Geotermikus erőművek A geotermikus forrás felhasználásával áramot termelő erőművek jelenleg még a világ csak néhány országában termelnek számottevő mennyiségű energiát. Egy ilyen beruházás fajlagos tőkeigénye a Pannergy Nyrt. tájékoztatása 14 szerint hazánkban kb. 1,7 millió Ft/kW, más források dollár/kw értéket adnak meg. Hazánkban sajnos még nem valósult meg referenciaerőmű, s a nemzetközi adatok használatával a megújuló források esetén óvatosan kell bánni. Egyes források szerint legolcsóbban eddig Izlandon termeltek áramot geotermikus erőművel, költsége 0,06 (árfolyamtól függően Ft) volt kilowattóránként, mások szerint 16 az USA-ban jellemző értékek 5-9 dollárcent (10-20 Ft/kWh) között szóródnak. A Németországban megvalósult beruházások 0,1-0,15 /kwh (25-40 Ft/kWh) árú áram előállítására képesek. A Pannergy 2013-ig 200 MW villamosenergia-termelő kapacitás megvalósítását tervezi, számításaik szerint a jelenlegi betáplálási rendszer paramétereivel számítva a belső megtérülési ráta 7-8%. A beruházások költségeinek jó részét (hőhasznosító üzem esetén kb. 90%-át) a felszín alatti munkálatok teszik ki. A felszín alatti létesítmények várható élettartama akár 100 év is lehet (ma működik a világon 80 éves erőmű), a felszín feletti létesítmények esetén éves élettartammal lehet számolni. A technológia azonban folyamatosan fejlődik, s terjedésükkel áruk is csökken. Ennek előrevetítése jelenleg igen bizonytalan. A geotermikus erőművek létesítésének legnagyobb kockázata a fúrás, a teljes beruházási igény mintegy 30%-át a kutatási, felmérési, értékelési munkálatok teszik ki. Nagyban segítené 14 Interjú a PannErgy üzletfejlesztési igazgatójával, május Dr. Fazekas András István: Villamosenergia-termelési technológiák jellemzői, Magyar Atomfórum Egyesület, Budapest, 2005, 289. o. 16 Ld. előző lábjegyzet, 297. o.

18 a beruházások megvalósulását egy pontos geotermikus térkép léte. Amíg ezt minden beruházónak magának kell megalkotnia, addig ez jelentős piaci belépési korlát marad. A geotermikus erőműveket úgy célszerű építeni, hogy a hőt nem csak áramtermelésre használják, hanem más alkalmazásokkal társítva (távfűtés, ipari hő értékesítés, mezőgazdasági célú felhasználás, halastavak, medencék temperálása stb.) a kivett és visszatáplált víz hőmérsékletkülönbségét (a hőlépcsőt) a lehető legnagyobb mértékűre növeljük. A nagy beruházási igény miatt a geotermikus erőműveket alaperőműként, akár évi órás kihasználtsággal célszerű üzemeltetni. A kitermelt hőért hazánkban bányajáradékot kell fizetni, a primer energiahordozó tehát ez esetben sincs teljesen ingyen. Az áramtermelés megtérülését a betáplálási ár és a kivett víz hőmérsékletének függvényében lehet értékelni. A Pannergy szerint a jelenlegi magyar árak mellett ott éri meg áramtermelő geotermikus erőművet építeni, ahol a felszínre jutó víz hőmérséklete legalább Celsius-fok. A geotermikus energia előnye, hogy költségei jól tervezhetők, mivel a primer energiahordozó költsége minimális (bányajáradék), mindössze a befektetett tőke és a működtetési és karbantartási költségek jelentenek kiadást. További érv mellette, hogy nem kimerülő forrás (megfelelő hasznosítás esetén), károsanyag-kibocsátása kezelhető. A geotermikus energia hőhasznosításáról később szólunk. Szélenergia A szélerőművek beruházási igénye kb dollár/kw, ez azonban nem ad elég információt a beruházás megtérülésétől. Mivel a szélerőmű által termelt energia mennyisége a szélerősség harmadik hatványával arányos, rendkívül fontos a szél erőssége, a szélkerék telepítésének helyszíne. Hazánkban kb óra teljes kihasználtsággal lehet számolni. A kulcsi 600 kw teljesítményű szélerőmű az első évben 1230 MWh energiát termelt. A 333 ezer Ft/kW fajlagos beruházású szélkerék 2050 órás éves kihasználtsággal működött, az átlag szélerősség 6,2 m/s. Hazánkban 2008 végén 128 MW szélerőmű működött. A szélerőművek működésük során nem bocsátanak ki káros anyagokat, így az EU széndioxid-kereskedelmi rendszere sem növeli működési költségüket. Hátrányai közé szokás sorolni az általa keltett zajártalmat, a vizuális tájképrombolást, az esetlegesen előforduló madárpusztulásokat. A szélenergia megújuló és kimeríthetetlen forrás. A szélerőművekkel szemben felhozott legerősebb érvet a villamosenergia-rendszer keresleti és kínálati oldalát egyensúlyban tartó szabályozók hozzák fel: folyamatosan változó és irányíthatatlan áramtermelés mellett nehéz kiszabályozni a keresleti és kínálati ingadozásokat. Kis mennyiségek esetén ez nem jelent túl nagy nehézséget, egy bizonyos határ felett azonban a hirtelen változó szélerősség zavarokat okozhat a rendszerben. Erre a problémára megoldást nyújthat, ha a termelt áramot tárolni tudjuk, ha az áramkeresletet szabályozni tudjuk, ill. ha a hálózatokat fejlesztjük. Az áram tárolása leginkább egy szivattyús-tározós erőmű segítségével oldható meg, a nagy tömegű megújuló energiából termelt áram legegyszerűbben így tárolható. A megújuló energiából termelt áramot ma hazánkban kötelező átvenni, s meghatározott árat kell érte fizetni. A betáplálási ár minden évben az előző évi fogyasztói árindex (CPI) mértékének megfelelően változik. A szélenergia-kapacitás lehetőségeit jól mutatja, hogy a befektetők 1750 MW kapacitás létesítésére kértek engedélyt, rendszerszabályozási okokból azonban csak 330 MW építését engedélyezték. Megjegyezzük, hogy 1750 MW teljesítményű szélerőmű 2000 órás

19 kihasználással számolva évente 3,5 TWh áramot termel. A hazai villamosenergia-fogyasztás 2007-ben mintegy 44 TWh volt 17. A szélenergia másik jelentős problémája, hogy a megépített szélerőművek csak kis mennyiségű hagyományos erőmű megépítését teszik feleslegessé. A rendszerirányító a megépített szélerőmű-kapacitást csak kb. 10%-ban tudja figyelembe venni MW szélerőmű létesítése tehát csak 100 MW hagyományos erőmű építését váltja ki. A jelenlegi árrendszer szerint megéri szélerőművet építeni (természetesen megfelelő átlagos szélsebesség esetén), erre csak egy rövid, egyszerű példát mutatunk be. Egy 1 MW-os szélerőmű építési költsége 330 millió forint, várható élettartama 20 év, az átlagos kamatszintet évi 7%-nak vesszük. Az erőmű évi 2050 órás kihasználtsággal 2050 MWh áramot termel. Költségek: (1) amortizáció: 330 M Ft / 20 év = 16,5 M Ft; alternatívaköltség (elvesztett haszon): 330 M Ft * 7% = 23,1 M Ft, fentiek összesen: 39,6 M Ft. További költségek: földbérlet, működési és karbantartási költségek. Bevételek: 2,05 millió kwh * 27 Ft/kWh = 55,35 M Ft. Éves haszon: 15,75 M Ft, ebből kell fedeznünk a telephely (föld)bérleti díját, valamint a működési és karbantartási költségeket. Amennyiben ezek teljesen felemésztik a 15,75 millió forintot, akkor elmondhatjuk, hogy 20 évre befektettünk 330 millió forintot évi 7%-os kamatra. Amennyiben a fenti összeget nem költjük el, a befektetés éves hozama ennyivel nő. A számítás nem számol a betáplálási ár (ezáltal a bevétel) éves növekedésével, s földbérlet, valamint a működési és karbantartási költségek éves szintű változásával. Némi kockázatot jelent az átvételi ár esetleges kedvezőtlen megváltoztatása, valamint a leadott menetrendtől való eltérés miatt fizetett büntetés. Ezt a kockázatot az elért haszonnak fedeznie kell. Az, hogy a potenciális befektetők 1750 MW kapacitás megépítésére kértek engedélyt, alátámasztja, hogy megtérülő beruházásokról van szó. A szélerőművek hazai terjedését nagyban segítené, ha a rendszerirányító képes lenne integrálni ezeket az erőműveket a hálózatba. Ehhez valamint a további kiszabályozási igények fedezésére megoldás lehet egy szivattyús-tározós erőmű megépítése. Vízerőművek A magyarországi vízerőművek beépített teljesítmény kereken 50 MW, évente kb. 200 GWh áramot termelnek 18. Vízerőművekből többfélét lehet megkülönböztetni, ilyenek az átfolyós, a tározós és a szivattyús-tározós vízerőművek. Az egyes típusok beruházási igénye széles határok között mozog. Az átfolyós erőmű euró/kw, tározós vízerőműből Törökországban 831 dollár/kw fajlagos beruházási költséggel valósult meg egy 1800 MW-os létesítmény, Nepálban egy 40 MW-os erőmű beruházási költsége 2333 dollár volt kilowattonként. A szivattyús-tározós erőművek beruházási igénye is széles határok között mozog, jellemzően dollár/kw 19. A hazai vízenergia-kapacitás kb. háromnegyedét a Duna teszi ki. A magyar Duna-szakasz kb. fele közös Szlovákiával, így itt csak a szlovák fél beleegyezésével létesíthető vízerőmű. A be nem fejezett bős-nagymarosi vízerőmű-rendszer hazánk számára 440 MW vízerő-kapacitást, valamint évi kb. 2,5 TWh áramot jelentett volna. További kapacitás építhető a Dunára 17 Energia Központ Kht: Energiagazdálkodási Statisztikai Évkönyv 2007, Budapest, november 18 A vízenergia jelenlegi helyzetéről és szerepéről részletesen ír Dr. Szeredi István: A vízenergia hasznosításának szerepe és helyzete, Budapest, február. 19 Idézi: Dr. Fazekas András István: Villamosenergia-termelési technológiák jellemzői, Magyar Atomfórum Egyesület, Budapest, 2005, 288. o.

20 Adonynál és Fajsznál, ezek mindegyike MW teljesítményt jelentene. Az infrastruktúrafejlesztési igények miatt ez a beruházás csak állami támogatással lehet gazdaságilag életképes. Vízenergia kihasználására szóba jövő folyók ezenkívül a Tisza, a Dráva, valamint törpe vízerőművek építésére a kisebb hazai folyókat vehetjük figyelembe. Reálisan, gazdasági támogatás nélkül megvalósítható vízenergia-kapacitás építése kb. 40 MW-ot jelenthet, ez évi GWh villamosenergia-termelést jelentene 20. A vízenergiával termelt áram önköltségére igen eltérő becslések vannak, 0,5 dollárcenttől egészen 5 dollárcentig terjed a becslések skálája 21. A nagyobb vízerőművek építése különböző környezeti okok miatt a társadalom tiltakozását is kiválthatja, bár ez inkább nagyobb erőművek megépítésekor valószínű. A szivattyús-tározós erőmű megépítését a hazai rendszerirányító, s számos szakember szükségesnek ítéli. Az elmúlt években számos helyszínt megvizsgáltak abból a szempontból, hogy alkalmas lenne-e ilyen erőmű telephelyéül. Ezek felsorolásától eltekintve csak a lényeget emeljük ki: a megújuló energiaforrások, valamint nagy alaperőművek villamosenergia-rendszerbe való illesztéséhez nagy segítséget jelentene egy ilyen erőmű. A Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztérium azonban évek óta ellenzi a tervet, mondván, nincs olyan helyszín, amely ne lenne nemzeti park, NATURA 2000 terület, vagy más egyéb természetvédelmi körzet. A beruházás nagy tőkét igényelne, általa azonban megoldódna a hazai rendszerirányítás problémája, s a befektetők jóval több szélerőmű megépítésére kaphatnának engedélyt. Lehetővé válna az is, hogy az éjjel, az alaperőművekkel olcsón termelt áramot tároljuk, s nemcsak a magyar csúcserőmű-igényt csökkenthetnénk, hanem a környező országok számára fogyasztási csúcsidőkben kedvező áron exportálhatnánk áramot. A környezetvédő és zöld mozgalmak hazánkban tiltakoznak egy ilyen erőmű építése ellen. Egy szivattyús-tározós erőmű megépítése komoly környezeti károkat okoz. Gazdasági alapon ezeket csak nehezen lehet számszerűsíteni. A környezeti költségeket a többi megújuló energiahordozó rendszerbe integrálása által elért környezeti haszonnal, a rendszerirányítási költségek csökkenésével, valamint az exportált áramból eredő haszonnal lehet szembeállítani. A biomassza erőművi felhasználása Biomassza eltüzelése (együttégetése) a jelenlegi széntüzelésű erőműveinkben is folyik. A tisztán biomasszára építő erőmű beruházási költsége dollár/kw. A biomassza környezetkímélőbb, mint a hagyományos fosszilis energiahordozók, megtermelésük azonban földterületet igényel, s a mezőgazdasági munkák, valamint a források összegyűjtése jellemzően fosszilis energiahordozókra épül. Az ilyen típusú erőművek építése a jelentős biomassza-potenciállal rendelkező Magyarországon ott célszerű, ahol az erőmű viszonylag kis vonzáskörzetén belül jelentős mennyiségű tüzelőanyag begyűjthető. A beruházás kockázata, hogy az erőmű által felhasznált primer energiahordozó ára igen változékony lehet. Ez ellen hosszú távú biomassza-vásárlási szerződésekkel lehet védekezni. Sokan érvelnek amellett is, hogy a biomassza-termelés csökkenti a mezőgazdasági termékek termelésére rendelkezésre álló földterületet, ezáltal csökkenti azok kínálatát, ami az élelmiszer-alapanyagok áremelkedéséhez vezet. Noha a biomassza termelése tényleg tetemes földterületet igényel, a mezőgazdasági termékek árai leginkább az adott évi időjárástól és termékhozamoktól függenek. 20 Dr. Szeredi István: A vízenergia hasznosításának szerepe és helyzete, Budapest, február. 21 Idézi: Dr. Fazekas András István: Villamosenergia-termelési technológiák jellemzői, Magyar Atomfórum Egyesület, Budapest, 2005, 288. o.