tartalom - Magyar Energetikamagyarenergetika.hu/wp-content/uploads/me/ME 2014-3.pdf · 2017-09-26 · A magyar villamosenergia-ellátás egyik „lábát” a villamos-energia-import

1

Most, hogy a Paks II.-szerződés körüli politikai viták kicsit csillapodtak, érde-mes áttekinteni a projekt szakmai ol-dalát is. Tehetjük ezt talán immár úgy is, hogy objektíven véleményt mon-dunk mind a műszaki, mind az üze-meltetési, mind a gazdasági kérdése-ket 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

MAGYAR ENERGETIKA 2014/3

tartalomBüki 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

M A G Y A R

ENERGETIKA Együttműködő szervezetek:Magyar Atomfórum Egyesület, Magyar Kapcsolt Energia Társaság, Magyar

Napenergia Társaság, Magyar Távhőszolgáltatók Szakmai Szövetsége

XXI. évfolyam, 3. szám 2014. május

Alapította a Magyar Energetikai Társaság

www.e-met.hu

Főszerkesztő:dr. Veresegyházi MáriaMobil: 06-20-537-7416E-mail: [email protected]

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. 1134 Budapest, Róbert Károly krt. 90.Telefon: 1-450-0868Fax: 1-236-0899

Laptulajdonos:Magyar Energetikai Társaság1094 Budapest, Ferenc krt. 23. II. em. 2.Telefon/fax: 1-201-7937

Tervezőszerkesztő: Büki Bt.

Borítóterv: Metzker Gábor

Nyomda:Prospektus Kft.Felelős vezető: Szentendrei Zoltán ügyvezető igazgató

ISSN: 1216-8599

E-NERGIA.HU GEOTERMIA

2 MAGYAR ENERGETIKA 2014/3

NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU

Büki Gergely

Atomerőmű a magyar energetika múltjában és jövőjében

Magyarország villamosenergia-ellátásában az atomerőmű fon-tos volt és fontos is marad. A fontosságot mindenekelőtt ener-giahelyzetünk indokolja, energiahordozókban nem voltunk és nem vagyunk gazdagok. Villamosenergia-ellátásunk biztonsá-gát az atomerőmű garantálta, ezt várjuk a jövőben is. Az atom-erőmű 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 nuk-leáris 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 napiren-den. Néhány vonatkozásban indokolt visszatekinteni a Paksi Atomerő-mű történetének kezdetére, s párhuzamot vonni az akkori és a mostani helyzettel, előkészítéssel.

1954-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 jegyze-tünk, amelyet Lévai András előadásai alapján Kováts Imre kollégámmal állítottunk össze [2]. Közben gyorsan peregtek az események: 1955-ben volt a Genfi Atomkonferencia, ahol első alkalommal ismertették az atomenergia békés hasznosításának megoldásait. Ezt követően Simo-nyi Károly és Lévai András a Mérnök Továbbképző Intézet keretében előadássorozatot tartott a reaktorfizika, a reaktortechnika és az atom-erőművek kérdéseiről, s ezzel elkezdődött a hazai nukleáris szakma-kultúra 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 tartot-tunk több szakirányban, ekkoriban létesült az Egyetemi Tanreaktor, az ERŐTERV pedig saját keretében létrehozta és kiképezte az atomerő-művek tervezésére alkalmas tervezőgárdát.

A hazai nukleáris szakmakultúra és szakirodalom kialakításá-val párhuzamosan elkezdődtek az első hazai atomerőmű létesítésé-re vonatkozó vizsgálatok [3, 4]. A teljesen új technológiának számító

atomerőművek létesítését több tényező indokolta: mindenekelőtt a villamosenergia-igények gyors növekedése (akkortájt a villamosener-gia-igények tíz év alatt megduplázódtak), a gyors növekedést szén-erőművekkel 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 atomreakto-rokban gondolkodtunk, majd a mérleg nyelve a nyomottvizes reakto-rok 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 atom-erőmű 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 felkészülés-ben 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 atomerő-mű tervezésére alkalmas tervezőiroda viszont nagyságában jelentősen csökkent. Olyan időszakban kell az új atomerőmű-egységeket létesíte-ni, amikor a villamosenergia-igények alig növekednek. Az atomerőmű-bővítés 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. gene-rációs 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 állásA magyar villamosenergia-ellátás fejlesztésében számításba vehető megoldásokat az 1. ábra mutatja, a 2013. évi villamosenergia-ter-melés és teljes primerenergia-felhasználás adataival (az ábrán Q a hőellátásra, Ü az üzemanyag-ellátásra utal). Villamosenergia-rend-szerünket 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 rendszer-szemléletnek érvényesülnie kell [1]. A villamosenergia-rendszer részei a villamosenergia-termelők, a -szolgáltatók és a -fogyasztók. A villa-mosenergia-rendszerben egyaránt szerepe van az államnak és a piac-nak, 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-

A cikk a szerző a MTA 2014. febr. 18-i Villamosenergia-ellátás a XXI. században c. tanácskozásán elhangzott A nem nukleáris alapú villamosenergia-termelés lehetőségei c. előadása alapján készült.


3MAGYAR ENERGETIKA 2014/3

E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS ENERGIA

zat stb.) és kívüli (externális) költségeket. Összehasonlítható energia-költségként 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 léte-sítését szabad egyenértékűnek tekinteni és összehasonlítani [6].

A hazai villamosenergia-rendszer fejlesztésénél, több lábon állá-sánál 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-terme-lését (1. táblázat). A világ és az európai fejlesztésben sok közös vonás van, ám számos eltérő tendencia is megállapítható.

AtomerőműA Paksi Atomerőműben jelenleg 4 db 500 MW villamos teljesítmé-nyű 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, cikkünk-ben használt jellemzői:

• villamos teljesítmény: P = 1200 MW,• évi kihasználási időtartam: τ = 7500 h/a,• fajlagos beruházási költség: b = 1 500 000 Ft/kW,• élettartam: n = 60 év (futamidő 25 év).

Villamosenergia-importA magyar villamosenergia-ellátás egyik „lábát” a villamos-energia-import jelenti, amelynek százalékos alakulását a 2. ábra mutatja. A nemzeti villamosenergia-rendszerek ösz-szekapcsolása és együttműködése (export és import) in-dokolt, 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 termel-ni gazdaságosabb, mint importálni. A hazai termelés fejleszti a gazdaságot és növeli a foglalkoztatást. Importálni a primer energiát (földgáz, kőolaj) indokolt és szükséges, nem a vég-energiát. A nagyarányú villamosenergia-import energiafüg-gőséget is jelent.

A villamosenergia-rendszerek együttműködése során megvalósuló nagymértékű villamosenergia-import a gazdaság gyengeségét vagy a villamosenergia-ipar gyenge versenyképességét jelzi. A rendszer-váltást 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-bőví-tése mellett is – lehetőséget nyújt például megújuló erőművek létesítésére.

Fosszilis erőművekA fosszilis tüzelőanyagok, a földgázerőművek (FE) és a szénerőművek (CE) szerepe a villamosenergia-termelésben mérséklődik, de tovább-ra is számolni kell velük. A mérséklődés eltérő a szén és a földgáz esetén, illetve a világon és az Európai Unióban. A tervezett földgázfel-használás 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 csök-ken. A hazai villamosenergia-termelésben a földgáz- és a szénfelhasz-nálás egyaránt mérséklődik, eltérő szempontok alapján.

VE SzE NE BE

Megújuló energiák

110 PJ (11%)

Atomenergia165 PJ (16,5%)

Fosszilis energiák (olaj + + szén

725 PJ (72,5%)

földgáz

Villamos energia, E = 41,6 Twh

CEFE

AE

Megújuló erőművekFosszilis erőművek

Primerenergia-felhasználás, G = 1000 PJ

11,7 Twh (28%)15,4 Twh (37%)

ÜÜQ

Q Q

Q

Q

14,5 Twh (35%)Import

1. ábra. Atomerőmű és más erőművek a magyar villamosenergia-ellátásban

Világ EU-28

2011 2035 35/11 2011 2035 35/11

Szénerőmű % 41 33 1,3 27 11 0,4

Földgázerőmű % 22 22 1,7 21 22 1,2

Vízerőmű % 16 16 1,7 10 11 1,3

Szélerőmű % 2 7 6,4 6 18 3,7

Napelem % 4 1 6 4,4

Atomerőmű % 12 12 1,7 28 22 0,9

Összesen TWh 22 113 37 087 1,7 3257 3610 1,1

1. táblázat. Különböző típusú erőművek megoszlása és növekedése a világon és az Európai Unióban [7, 8]

2. ábra. Villamosenergia-import a rendszerváltáskor és jelenleg

1970 80 90 2000 100

10

20

30 30

40

%

18,9

25,6

6,68,9

28

1215

2 2013



NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU

Földgázerőművek. A közelmúltban a földgázerőművek, ezek 215 MW villamos teljesítményű blokkjai képezték a magyar villamos-energia-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% hatásfo-kú kombinált gáz/gőzerőmű-blokkok (Csepel, Gönyű, Dunamenti) üzemeltetését is megkérdőjelezi, új földgázerőművek hazai léte-sítése pedig gyakorlatilag fel sem merül. A hazai villamosenergia-rendszerben viszonylag számottevő a földgáztüzelésű kapcsolt energiatermelő (gáz/gőz körfolyamatú és gázmotoros) fűtőerőmű-vek aránya, amiben szerepet játszott a villamosenergia-termelést támogató KÁT rendszer és az azt kihasználó lobbyérdek. Az elhi-bázott támogatás megszűnése, a kapcsolt energiatermelés alap-ját 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 földgáz-alapú kapcsolt energiatermelést ki kell használnunk, ez az energia-hatékonyság eszköze. Ám a földgázerőművek a villamosenergia-ter-melés 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 tá-maszkodó szénerőművek megszűntek, jelenleg csak a felszíni, lignit-tüzelésű Mátrai Erőmű képviseli a szénerőműveket. A szénerőművek jövőbeli szerepét Paks 2. alternatívájaként a bányászat nehézségei, költségessége és a környezeti szempontok korlátozzák, a hazai ener-giaforrás- és munkahely-létesítési megfontolások háttérbe szorultak. Minimum megoldásként a Mátrai Erőmű elavult (mintegy 30% hatás-fokú) blokkjai helyett kellene megépíteni a tervezett korszerű, szu-perkritikus (mintegy 45% hatásfokú) lignitblokkot. Ez a korszerűsítés az új atomerőmű-egységek mellett is megvalósítható, az előnye pedig kétféleképpen is megnyilvánul:

• változatlan évi lignitfelhasználás (~48 000 TJ/a) mellett az erő-mű 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 (~16 000 TJ/a) használna fel és szén-dioxidot (~8800 t/a) bocsátana ki.

Megújuló bázisú erőművekA megújuló energiák hasznosításáról a 3. ábra ad tájékoztatást [11]. A megújuló energiákból végenergiaként hőt, üzemanyagot és villa-mos energiát állíthatunk elő. A napkollektorok (NK) és a geotermi-kus energia (GE) csak hőtermelésre alkalmasak. A biomasszából vagy biomassza-kazánokban (BK) hőt, vagy biomassza-fűtőerőművekben (BE) kapcsoltan hőt és villamos energiát termelünk. Az alacsony hő-fokszintű földhőt hasznosító hőszivattyúk (HS) villamos energiát nem termelnek, hanem fogyasztanak. A bioüzemanyag-gyártás (ÜA) a villamosenergia-termeléstől független. A megújulók közül a villamos-energia-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 nö-vekedés 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 villa-mosenergia-termeléssel, ami jóval 1% alatt marad.

A vízerőművek hazai vizsgálata és létesítése immár több évtizede ta-butéma. A szakma, a társadalom és a politika még nem dolgozta fel a Bős-Nagymaros Vízlépcső okozta traumát. A vízlépcső tervezésének alap-hibája az volt, hogy a bősi erőművet ún. oldalcsatornás megoldással ter-vezték, 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 változ-tatni” [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 600-1000 MW teljesítményre és 3-5 TWh/a energiára becsülhető, amely teljes kihasználás mellett sem ten-né ki a villamos igények 10%-át. Vizsgálatok nélkül a kiépítés mértéké-re 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 létesít-hető 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 víz-erőművek jellemzői természetesen nem adhatók meg.

Szélerőművek. Az elmúlt évtizedekben a szélerőművek olyan mér-tékben 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 nö-vekedést jelent. Az európai adatok intenzívebbek, a mostani 6%-os arányt 2035-ig 18%-ra, a növekedést 3,7-szeresre tervezik. A szél-erőművek 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 szél-erőművek évi energiatermelését 1550 GWh/a-re tervezi [13].

A szélerőművek jellemzőit érzékenyen befolyásolja telepítési he-lyük. A tengerparti szélerőművek kihasználása és gazdaságossága

VE SzE NE NK BK GE ÜABE

HS

HőVillamosenergia

Üzem-anyagF

Megújuló energiák, U

3. ábra. Megújuló energiák a hő- és a villamosenergia-termelésben

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS 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 = 300 000–400 000 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 Pért ≈ 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.

Napelemek. A naperőművek között a napelemek világszerte az utób-bi években jelentek meg dinamikus növekedéssel. A tervezett adatok azt jelzik, hogy a napelemek 2035-ben a világ villamosenergia-terme-lésében 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 terveze-tekkel nem rendelkezünk.

A villamosenergia-rendszer kapacitástervezésében a napelemek-kel már számolni kell. Gazdaságosságuk még bizonyításra szorul, mert az eddigi alkalmazásukat elsősorban különböző (EU, norvég) tá-mogatások tették lehetővé.

A napelemek jellemzőit – megbízható tervezési adatháttér hiányá-ban – csak becsülhetjük, a következők szerint:

• évi csúcskihasználási időtartam: τ ≈ 1100 h/a,• fajlagos beruházási költség: b = 400 000–500 000 Ft/kW,• élettartam: n = 25 év.A napelemek esetén is figyelembe kell venni, hogy a napsugár-

zás is kiszámíthatatlan. Tartósan borult időben a napelemek villamos-energia-termelése hosszabb időre kieshet, a napelemek értékelhető villamos teljesítménye szintén Pért ≈ 0. Itt is hangsúlyozni kell, hogy kis arányú napelem hatását a meglévő villamosenergia-rendszer kom-penzálja, a nagyarányú napelem-építés hatásai viszont még nem is-mertek.

Atomerőmű és megújuló erőművek beruházási költségterheAz atomerőmű-egységek és a figyelembe veendő alternatív erőmű-megoldások gazdasági összehasonlításában kiemelkedő szerepe van a beruházási költségeknek és költségterheknek, mert a tüzelőköltsé-gek 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 meg-újulók alternatíváinak (szélerőmű és napelem) beruházási költségter-hét a 2. táblázat hasonlítja össze. A fajlagos beruházási költségteher kamatok nélkül

és a kamatok figyelembevételével

ahol – az évente állandó energiatermelés mellett – a kamattal számolt annuitási tényező

Az annuitási tényező r = 0,05 kamatláb mellett n = 25 év esetén αl = 0,071, n = 60 év esetén pedig αl = 0,053.

A 2. táblázat adatai alapján több, az új atomerőmű-egységek ener-giatermelésének 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 élettartamá-val 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 szá-molunk, akkor az atomerőmű beruházási költségterhe erre az idő-tartamra 14,2 Ft/kWh-ra nő, ami még mindig versenyképes a szél-erőművekével és kisebb a napelemekénél, s azt is jelenti, hogy az atomerőmű villamosenergia-termelését a 25-60 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 beruházásá-nak költségterhe az atomerőmű energiatermelésére vetítve kamatok nélkül és kamatokkal, illetve rövidített futamidőre számítva is viszony-lag mérsékelt és versenyképes.

Indokolt a különböző megoldások beruházási költségeit is össze-hasonlítani azonos évi villamosenergia-termelés mellett. Ezt az ösz-szehasonlítást a 3. táblázat adja meg, melynek adatai azt mutatják, hogy az atomerőmű-bővítés nagy beruházási költségeit az azonos

Fajlagos beruházási

költség b

Ft/kW

Évi ki-használásiIdőtartam

h/a

Az erőmű

élettartamana

Fajlagos beruházási költségteher

Ft/kWh

kamatnélkül

r= 0,05 kamatlábbal

Szélerőmű 3–400000 1900 25 6,3–8,4 11,2–14,9

Napelem 4–500000 1100 25 14,5–18,2 25,8–32,3

Atomerőmű 1500000 750060

0–25*25–60

3,38,00

10,614,2

0

Évi energia-termelés

EGWh/a

Kihasználásiidőtartam

h/a

Villamos teljesítmény

PMW

Fajlagosberuházási

költségb, Ft/kW

Beruházásiköltség

BMrd Ft

Szélerőmű 7500 2400 1500000 3600

Napelem 18 000 1900 9474 3–400000 2892–3790

Atomerőmű 1100 16364 4–500000 6546–8182

2. táblázat. Az atomerőmű-bővítés és a megújuló erőművek fajlagos beruházási költségterhe

3. táblázat. Atomerőmű, szélerőmű és napelem beruházási költségigényének összehasonlítása

n

bkτ

=a , Ft/kWh,

τα bk r

l a = , Ft/kWh,

1)(1)(1

l−+

+= n

n

rrrα .

E-NERGIA.HU GEOTERMIA NUKLEÁRIS ENERGIA E-NERGIA.HU


mennyiségű villamos energiát termelő szélerőművek és napelemek beruházási költsége meghaladhatja, esetleg jelentősen. Itt azt is fi-gyelembe kell venni, hogy az atomerőmű értékelhető villamos telje-sítménye 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 napele-meket pedig az értékelhető teljesítményük hiánya miatti kapacitás-létesítés beruházási költségei terhelik. Erre számszerűsíthető adatok jelenleg nem állnak rendelkezésre, ám valószínűsíthető, hogy ezek a beruházási költségterhek a szélerőműveknél és a napelemeknél jóval nagyobbak.

Az erőműtípusok gazdasági megítélése a világon és az Európai UnióbanAz atomerőmű-egységek és a felvetődő alternatívák gazdasági ösz-szehasonlításánál érdemes figyelembe venni a nemzetközi vizsgálatok eredményét is. Két mérvadó vizsgálat eredményeire utalunk.

A 4. táblázatban az Európai Bizottság vonatkozó tanulmánya alap-ján a különböző típusú erőművek aktualizált egységköltségét és or-szágokra vonatkozó összehasonlító adatait közöljük. A táblázat adatai minden vizsgált országban az atomerőművek gazdaságosságát mu-tatják, nagyobb mértékben a szárazföldi szélerőművekkel és a napele-mekkel szemben, kisebb mértékben a szén- és földgázerőművekhez mérten.

A tanulmány vizsgálja a különböző típusú erőművek hálózati kap-csolódásának 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 erőmű-vek esetén nagyok.

A különböző erőmű-technológiák várható költségeit elemezte WEC tanulmány is. Ebből az atomerőművek, a szélerőművek és a napele-mek fajlagos beruházási költségét és összehasonlítható egységköltsé-gét (Levelised Cost of Electricity, LCOE) adjuk meg a 6. táblázatban.

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 erőműtervezésA Paks 2. Atomerőműbe kerülő új atomerőmű-egységek, a 3. generá-ciós atomreaktorok tervezése és szállítása orosz feladat és felelősség. Ugyanakkor az atomerőmű telepítése, hűtése, csatlakozásai stb. ma-gyar erőműtervezési feladatok. Számos részlet- és kiviteli tervet szin-tén magyar tervezőknek kell elkészítenie. A Paksi Atomerőmű VVER 440 blokkjainak létesítése igényelte az akkori nagy ERŐTERV sokol-dalú 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 tervező-kapacitása is jelentősen csökkent. Az atomerőmű-bővítés tervezé-séhez szükséges a még meglévő tervezők összefogása, új tervezők bevonása, és a tervezőcsapat képzése és felkészítése a várható fel-adatokra. A várható tervezési feladatok sokrétűek, csupán két feladat-ra 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 keres-hető a meglévő blokkok élettartam-hosszabbítása és az új blokkok üzembelépése bizonytalanságában, bár szerintem egyik sem szolgál-tat 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-egysé-gek halasztását a korabeli intenzív szénhidrogén-program és szén-hidrogén 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 (loka-lizációs 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.

Aktualizált egységköltség, USD/MWh

Atom Szén Gáz Tenger-parti szél

Száraz-földi 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

4. táblázat. Különböző típusú erőművek aktualizált egységköltsége néhány országban [14]

5. táblázat. A különböző típusú erőművek hálózati és externális költségei [14]

6. táblázat. Atomerőmű, szélerőmű és napelem fajlagos beruházási költsége és összehasonlítható

egységköltsége (LCOE) [15]

Hálózati költségekUSD/MWh

Externális költségek€/MWh

Atomerőmű 2–3 1–4

Szénerőmű 1 40

Földgázerőmű 0,5 20

Szélerőmű, szárazföldi– tengerparti

20–3030–40 2

Napelem 35–55 10

Erőmű típusa Fajlagos beruhá-zási költség106 USD/MW

Egységköltség(LCOE)

USD/MWh

Atomerőmű magas költségközepes költségalacsony költség

6,624,803,57

1479491

Szélerőmű tengerpartiszárazföldi

1,08-1,884,29-8,08

47-113147-367

Napelem kristályosvékonyréteges, filmes

1,45-1,60-6,21

79-43990-449


7

E-NERGIA.HU NUKLEÁRIS ENERGIA


A hosszú ideig tartó és nagymértékű átfedés több aggályt is felvet az atomerőmű, a vele együttműködő erőművek és a villamosener-gia-rendszer szempontjából. Az atomerőmű szempontjából az átfe-dés 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 kétsze-resére nő, és ebben az időszakban nagyon nehéz lesz a környezeti követelményeket és a gazdaságossági elvárásokat együtt biztosítani.

Az atomerőmű az átfedési időszakban megkétszerezett teljesítmé-nye 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 sze-rint az atomerőmű a vele együttműködő fosszilis és megújuló erő-művek termelését az átfedés időszakában a felére csökkenti, majd az átfedés után nagyon megnöveli. Ez a drasztikus változás az erő-műrendszer üzemvitelét és gazdaságosságát rontja, és önmagában is felvetheti a szivattyús tározós erőmű létesítésének szükségességét.

Az átfedési időszakban lényegesen megváltozik a villamosenergia-rendszer energiaáramlása. Megvizsgálandó, hogy az átmeneti átfedés a villamosenergia-átvitel rendszerében milyen átalakításokat, fejlesz-téseket és költségeket igényel.

b) A Paks 2. bővítés egyik vonzó gazdasági hatása, hogy a beru-házás 40%-át hazai vállalkozások teljesítik, magyar munkaerők vég-zik. 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 érde-ke, ám a részvétel konkrét és reális lehetőségeit az energiatervezés-nek kell feltárnia egyrészt az atomerőmű tényleges igényei alapján, másrészt a számításba vehető hazai beszállítók adottságainak figye-lembevételével.

Összefoglalás, megállapításokAz 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 ha-zai 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 meg-szűnik), a jó hatásfokú és kapcsolt földgázerőművek, a szélerőművek és a napelemek az atomerőműnek szükséges és fontos kiegészítői. Lé-tesítésükre 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 bizto-sít.

• A villamosenergia-rendszer fejlesztéséhez szükség van állami stratégiai tervezésre, amely figyelembe veszi az összes felvetődő le-hetőséget (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 erő-műtervezésre 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 Válla-

lat, 1954.[2] Lévai A., Büki G., Kováts I.: Atomerőművek. Tankönyvkiadó,

1956.[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 megho-

nosításában (in: Járosi: A Lévai örökség és a magyar energetika, Püski, 2010).

[5] Lovas R.: Áttekintés Magyarország energiastratégiájáról. MTA Köztestületi Stratégiai Programok, 2012.

[6] Büki G.: Erőművek. Műegyetemi Kiadó, 2003.[7] World Energy Outlook 2013.[8] Stróbl A.: Villamos energia és teljesítőképesség 2011–2035,

2013.[9] Stróbl A.: A magyarországi kapcsolt villamosenergia-termelés

alakulásáról. MKET Konferencia, 2014.[10] Hamvai L.: Gázmotorok üzemeltetése az új szabályozási környe-

zetben. Magyar Energetika, 2014/2.[11] Büki G., Lovas R.: Megújuló energiák hasznosítása. MTA Köztes-

tületi Stratégiai Programok, 2010.[12] Lévai A.: A Duna Pozsony alatti magyar szakaszának tragédiája.

Püski, 2000.[13] Magyarország Megújuló Energia Hasznosítási Cselekvési Terve.

2010.[14] William D. D’haeseleer: Synthesis on the Economics of Nuclear

Energy. Study for the European Commission, 2013.[15] WEC: World Energy Perspective, Cost of Energy Technologies,

2013.

2020 2025 2030 2035 2040

Paks 1/11/3

Paks 2/22/1

Paks 1 Paks 2

(2013)Fosszilis és megújuló

erőművek100

E

%

1 %/a

1/21/4

35

65

4. ábra. Paks 1. és Paks 2. Atomerőmű tervezett átfedése



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. 2008 óta hektikusan változnak az energiahordozó-árak, és egyre több kérdőjel merül föl a még érvényes hosszú távú földgázszállítási szer-ződések lejárta utáni időszakkal kapcsolatban. A kelet-európai föld-gázellátásban 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 kér-dés, lehet-e új árképzési szabályokban megegyezni az orosz part-nerrel, illetve mennyire lehet, érdemes a spot-piaci árakra építeni. A földgáz-felhasználó országok várakozással tekintenek a nem-ha-gyományos földgázkészletek kiaknázásában rejlő lehetőségekre, va-lamint az LNG növekvő térnyerésére. Az energiaárak – közelebbről a földgázárak – Magyarország jövőbeni fejlődését is alapvetően befo-lyásolhatják. A szerzők a múltbeli események és trendek elemzésével kívánnak hozzájárulni e komplex kérdéskör megismeréséhez.

Váratlan eseményekA 21. századba lépve úgy tűnt, az Európai Unió tagállamai célirányo-san haladnak előre a fenntartható fejlődés útján. Az Unión belül egy-re határozottabb formát öltöttek a fenntartható fejlődésre vonatkozó stratégiák, rögzítésre kerültek az energiapiacok működését szabályozó keretek, együttműködési szabályok. Számos fontos közösségi doku-mentum látott napvilágot, melyek az európai polgárokban azt a hitet erősíthették: jó irányba halad a Közösség, bizonytalanságok csak a cél-dátumokkal kapcsolatban lehetségesek. A legtöbb tagországban idő-arányosan teljesültek a megújulók részarányára vonatkozó vállalások, javult az energiahatékonyság, és figyelemreméltó eredmények szület-tek az üvegházhatású gázok (ÜHG) kibocsátásával kapcsolatban.

Az energetika területét érintő dokumentumok, elemzések, átfogó pályázati programok az EU hivatalos internetes oldalain mindenki szá-mára hozzáférhetők. A tagországokra vonatkozó széleskörű adatbázis áll rendelkezésre az EUROSTAT honlapján, megbízható hátteret bizto-sítva a tagországok adatainak összehasonlításához, különböző elemzé-sek 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 át-terjedt 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 rendel-kező 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, 2011. március 11-én, helyi idő szerint 14.46-kor bekövetkezett tohokui földrengés és az azt követően kialakult szökőár. A természeti katasztrófa súlyos nukleáris üzemzavarok és balesetek so-rozatát indította el. Három reaktorban teljes zónaolvadás történt, négy reaktorblokk szerkezetileg károsodott. Az erőműből nagy mennyiség-ben kijutott radioaktív anyagok több tíz kilométeres távolságig beszeny-nyezték a környezetet. A balesetet a Nemzetközi Nukleáris Esemény-skála (INES) szerinti legsúlyosabb, 7-es fokozatba sorolták [3]. A 2012. 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 minősí-tette a fukushimai balesetet.

Németországban a fukushimai katasztrófát követően, 2011. márci-us 15-én, Merkel kancellár azonnali hatállyal három hónapra leállíttatta a hét legöregebb német atomerőművi blokkot [4]. Kevesebb, mint há-rom hónappal később, 2011. május 30-án, a kancellár újabb döntést hozott, melyben visszatért elődje, Schröder 2000. évi döntéseihez:

• a három hónapra leállított hét legidősebb reaktor már nem indul-hat újra,

• a többi blokk 2021-ig végleg beszünteti működését,• három erőművet csak 2022-ben zárnak be,• a nukleáris üzemanyagadó továbbra is megmarad.A 2011. márciusi döntés következtében a mintegy 20 GW atom-

erőműi beépített teljesítmény egyik napról a másikra 40%-kal esett vissza. A döntés értelmében, 5 éves türelmi idő után, kétévenkénti fo-kozatos 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 re-aktorhoz kapcsolódó maradék 20%-os (4 GW) kapacitás üzemelhet.

A fenti folyamat eredményeképp Németország villamosenergia-rendszerében 2020-ra mintegy 10 GW teljesítményhiány lép föl, és nincs végleges elképzelés arról, hogyan kellene ezt pótolni. 2012 áp-rilisában az energiaipar meghatározó szereplői a kancellár vezetésével vitatták meg az energiaellátás jövőjére vonatkozó javaslatokat. A kiszi-várgott információk szerint az iparági szereplők képviselői a gáztüzelé-sű 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 2009. december 7. és 18. között tartott koppenhágai klímacsúcson résztvevő országok-nak nem sikerült sem rövid, sem hosszú távú kötelező erejű célkitűzés-ben megállapodniuk a szén-dioxid-kibocsátás csökkentésének mértéké-ről. 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

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA


országoknak 2020-ra együttesen 25-40 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 straté-gia 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 megvalósítá-sához, mivel a kitűzött időpontig előre láthatóan csak a tervezett korlá-tozás fele fog realizálódni. Ez jelzi, milyen hatalmas erőfeszítésekre és változásokra van szükség a versenyképes és biztonságos energiaágazat fenntartásához, és vele párhuzamosan a szükséges kibocsátás-csök-kentés eléréséhez - mind szerkezeti, mind társadalmi szinten.

Hangsúlyozni szeretnénk, hogy az Európai Unió az energetika min-den területén, minden lényeges kérdésben kidolgozta és folyamatosan frissíti iránymutatásait, előírásait. Ezen dokumentumok az állampolgá-rok 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 lát-ható 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 energia-exportáló országoknak, az EU-n belül pedig nagymértékben függenek az energetikai infrastruktúra fejlesztéseitől.

Gázár változásokA szakemberek számára is meglepő volt, hogy az 1990 és 2000 között stag-náló, majd 2000től 2005-ig lassan növekvő energiaárak 2005 után elsza-kadtak egymástól, majd 2008 után kiszámíthatatlan mértékben és tenden-ciával 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 megje-lenő BP Statistical Review of World Energy kiadványban a több mint 100 éves időtartamra vonatkozó aktuális és diszkontált olajár-görbét szemlél-jük, 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.

Az 1. ábrán a földgáz világpiaci árának alakulása látható az 1990-2011 közötti időszakban. Az ábra alapján megállapítható, hogy 1990-től 2008-ig a kőolaj és a földgáz világpiaci ára szűk tartományban, je-lentős ingadozások nélkül változott. 2005 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. 2008 és 2009 között a fosszilis energiahordozóknál jelentős mértékű, de differenciált áresés következett be. 2009 után a vizsgált energiahordozók árai elszakadtak egymástól, így 2012-re több mint ötszörös különbség alakult.

A földgázpiacon a jövőt illetően bizonytalanságot okoz, hogy a nem-hagyományos gázkészletek (tight gas, shale gas) nagyságával és jö-vőbeni piaci részarányával kapcsolatos becslések széles tartományban szórnak [8]. Optimista becslések szerint a nem-hagyományos készle-tekből 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 közeljö-vőben 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: Oroszország-ból, Norvégiából, az észak-afrikai térségből (Algéria–Líbia−Egyiptom), valamint az EU belső forráskörzetéből (Hollandia–Dánia−Egyesült Ki-rályság) szerezték be. Látható, hogy a földgáz import 1994-től 2010-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 mér-séklődött. 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 World Energy, 2013)

2. ábra. Az import földgáz mennyisége az EU-27 országcsoportban(Forrás: EUROSTAT, 2014)

Energiahordozó árak

0

1

2

3

4

5

6

1990

.01.

01

1995

.01.

01

2000

.01.

01

2005

.01.

01

2010

.01.

01

USD

/MW

h

EU (NG) UK (NG) US (NG) Canada (NG) Japan (LNG) Crude Oil OECD

EU-27 - földgáz import

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

16 000

18 000

1990 1995 2000 2005 2010

PJ (G

CV)

Oroszország Norvégia Észak-Afrika NL+DK+UK Közép-Afrika Katar Egyéb

Forráskörzet 1990 2011

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




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 vizsgálataAz Európai Bizottság közelmúltban megjelent közleménye, részletes vizs-gálatra 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 kapcsoló-dó 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 rendszerirá-nyítással és az energiának a végső fogyasztók számára történő értéke-sítésével kapcsolatos költségek alkotják. E második komponensbe tar-toznak 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 har-madik 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 il-letékek.

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. Ugyan-ezen időszak alatt a háztartási gázárak évi 3%-kal lettek magasabbak, szintén az inflációt meghaladóan. Hangsúlyozni kell, hogy az előző átla-gok jelentős nemzeti eltéréseket takarnak. Az ipari fogyasztókra vonat-kozó 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 ener-gia-ár összetevő (első komponens) szinten maradt, míg a hálózati kom-ponens uniós átlagban 17%-os növekedést mutatott a háztartások, és 14%-os növekedést az ipari fogyasztók esetében. A harmadik ár-kompo-nens (adók és illetékek) 12–14%-kal emelkedtek a háztartási, és 12%-kal az ipari kategória vonatkozásában.

A háztartási és a nagyfogyasztói árak összehasonlításaA továbbiakban a villamosenergia és a földgáz háztartási és nagyfogyasz-tói árának alakulását elemezzük az EUROSTAT adatai alapján [10, 11, 12]. A statisztikai adatbázisban szereplő differenciált fogyasztói kate-góriák közül további vizsgálatunkhoz a 2. táblázat szerinti kategóriákat választottuk.

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 kategó-riában 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 Közös-ség 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 eredmé-nyeképpen került az utolsó harmadba. Figyelemre méltó, hogy az országok sorrendjében közvetlenül Magyarország előtt Hollandia és Franciaország áll, azonos értékkel.

Villamos energia

Háztartási Nagyfogyasztói

2500 kWh < F1 < 5000 kWh 500 MWh < F2 < 2000 MWh

Földgáz

Háztartási Nagyfogyasztói

5600 kWh < F3 < 56 000 kWh 2778 MWh < F4 < 27 778 MWh

2. táblázat. Az elemzésben vizsgált fogyasztói kategóriák

Háztartási villamosenergia árak

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

Dán

ia

Ném

etor

szág

Ola

szor

szág

Spa

nyol

orsz

ág

Bel

gium

Své

dors

zág

Aus

ztria

Por

tugá

lia

EU

-28

Hol

land

ia

Egy

. Kirá

lysá

g

Szl

ovák

ia

Szl

ovén

ia

Cse

h K

özt.

Leng

yelo

rszá

g

Fran

ciao

rszá

g

Mag

yaro

rszá

g

Letto

rszá

g

Hor

váto

rszá

g

Litv

ánia

Ész

tors

zág

Rom

ánia

Bul

gária

EUR

/kW

h

2009 s1 E 2011 s1 E 2013 s1 E

Villamos energia: 2500 kWh < éves fogyasztás < 5000 kWh

3. ábra. Háztartási villamosenergia-árak változása 2009-2013 között(Forrás: EUROSTAT, 2014)

Nagyfogyasztói villamosenergia árak

0,000,020,040,060,080,100,120,140,160,18

Ola

szor

szág

Ném

etor

szág

Szl

ovák

ia

Litv

ánia

Spa

nyol

orsz

ág

EU

-28

Egy

. Kirá

lysá

g

Por

tugá

lia

Letto

rszá

g

Aus

ztria

Bel

gium

Dán

ia

Cse

h K

özt.

Szl

ovén

ia

Ész

tors

zág

Hol

land

ia

Fran

ciao

rszá

g

Mag

yaro

rszá

g

Hor

váto

rszá

g

Leng

yelo

rszá

g

Rom

ánia

Bul

gária

Své

dors

zág

EUR

/kW

h

2009 s1 E 2011 s1 E 2013 s1 E

Villamos energia: 500 MWh < éves fogyasztás < 2000 MWh

4. ábra. Nagyfogyasztói villamosenergia-árak változása 2009-2013 között(Forrás: EUROSTAT, 2014)



E-NERGIA.HU ENERGIAPOLITIKA

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 középmezőny-ben 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 vizs-gált ár Szlovéniában, Szlovákiában és Romániában csak minimális mérték-ben 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 expor-tál 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 je-lentősen 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 orszá-gok középmezőnyében helyezkedik el, holtversenyben az EU-28 (0,041 EUR/kWh) országcsoporttal. Az ábrából az is látható, hogy a magyarországi nagy-fogyasztói 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 hason-lóan több tagországban is megfigyelhető, hogy a 2011/1. félévi árak alacso-nyabbak 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 na-gyobbak 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) pe-dig az átlaggal azonosak az árak.

A 8. ábra a háztartási gáz- és villamosenergia ár-arányokat szemlélteti, a 2009/1. 2011/1. 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 leg-nagyobb (4,55), és Svédországban a legkisebb (1,71), az EU-28-ra vonat-kozó érték 3,03.

A 9. ábrán bemutatott nagyfogyasztói villamosenergia- és földgáz ár-arányok alapján megállapítható, hogy a két ár hányadosa Olaszországban volt a legnagyobb (4,00) a 2013/1. félévi adatok sorrendje alapján. Magyar-országon a hányados 2,34 értékű, míg a sorrendben utolsó helyen álló Dáni-ában a legkisebb (1,44). Az ábráról az is leolvasható, hogy a vizsgált időszak-ban az arányszám változása nagyon vegyes képet mutatott.

ÖsszefoglalásAz 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-

5. ábra. Háztartási földgázárak változása 2009-2013 között(Forrás: EUROSTAT, 2014)

7. ábra. A vezetékes energiaellátás árainak változása 2009-2013 között(Forrás: EUROSTAT, 2014)

6. ábra. Nagyfogyasztói földgázárak változása 2009-2013. között(Forrás: EUROSTAT, 2014)

8. ábra. Háztartási villamos energia- és gázár-arányok(Forrás: EUROSTAT, 2014)

Háztartási földgáz árak

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

Své

dors

zág

Dán

ia

Por

tugá

lia

Ola

szor

szág

Hol

land

ia

Aus

ztria

Spa

nyol

orsz

ág

Fran

ciao

rszá

g

Szl

ovén

ia

Ném

etor

szág

EU

-28

Bel

gium

Cse

h K

özt.

Litv

ánia

Egy

. Kirá

lysá

g

Ész

tors

zág

Letto

rszá

g

Bul

gária

Szl

ovák

ia

Hor

váto

rszá

g

Leng

yelo

rszá

g

Mag

yaro

rszá

g

Rom

ánia

EUR

/kW

h

2009 s1 G 2011 s1 G 2013 s1 G

Földgáz: 5600 kWh < éves fogyasztás < 56 000 kWh

Nagyfogyasztói földgáz árak

0,00

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

Dán

ia

Své

dors

zág

Szl

ovén

ia

Ném

etor

szág

Hor

váto

rszá

g

Aus

ztria

Litv

ánia

Por

tugá

lia

Ola

szor

szág

Fran

ciao

rszá

g

EU

-28

Mag

yaro

rszá

g

Hol

land

ia

Bel

gium

Spa

nyol

orsz

ág

Ész

tors

zág

Letto

rszá

g

Szl

ovák

ia

Bul

gária

Leng

yelo

rszá

g

Egy

. Kirá

lysá

g

Cse

h K

özt.

Rom

ánia

EUR

/kW

h

2009 s1 G 2011 s1 G 2013 s1 G

Földgáz: 2778 MWh < éves fogyasztás < 27 778 MWh

A vezetékes energiák összehasonlítása

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

Dán

ia

Ném

etor

szág

Ola

szor

szág

Spa

nyol

orsz

ág

Bel

gium

Své

dors

zág

Aus

ztria

Por

tugá

lia

EU

-28

Hol

land

ia

Egy

. Kirá

lysá

g

Szl

ovák

ia

Szl

ovén

ia

Cse

h K

özt.

Leng

yelo

rszá

g

Fran

ciao

rszá

g

Mag

yaro

rszá

g

Letto

rszá

g

Hor

váto

rszá

g

Litv

ánia

Ész

tors

zág

Rom

ánia

Bul

gária

EUR

/kW

h

2013 s1 EH 2013 s1 EI 2013 s1 GH 2013 s1 GI

A háztartási villamosenergia- és gázár aránya

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0

Rom

ánia

Ném

etor

szág

Szl

ovák

ia

Bel

gium

Egy

. Kirá

lysá

g

Mag

yaro

rszá

g

Leng

yelo

rszá

g

Spa

nyol

orsz

ág

EU

-28

Hor

váto

rszá

g

Ola

szor

szág

Letto

rszá

g

Aus

ztria

Dán

ia

Ész

tors

zág

Por

tugá

lia

Hol

land

ia

Szl

ovén

ia

Cse

h K

özt.

Litv

ánia

Fran

ciao

rszá

g

Bul

gária

Své

dors

zág

2009 s1 GH 2011 s1 GH 2013 s1 GH




ac jogi keretei, valamint nemzeti és uniós intézményrendszere. Ezzel a folya-mattal párhuzamosan az EU példamutató módon élére állt a megújuló energi-ák 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. 2008-ban azon-ban 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 kapcso-latos 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 Euró-pai Unió versenyképessége a világpiacon, ami belső vizsgálatokat indított el. A legtöbb EU-tagállam folyamatosan keresi a közép- és hosszú távra vonat-kozó legkedvezőbb energia-ellátási lehetőséget. Sajnos a nemzetközi feltéte-lek napjainkban is meglehetősen bizonytalanok, ami nehezíti az energetiká-ban nélkülözhetetlen közép- és hosszú távú tervek készítését.

A szerzők, csatlakozva az Európai Bizottság hasonló tárgyú vizsgálatá-hoz, az EU-tagországokra vonatkozó energiaár-elemzéssel kívántak hozzájá-rulni a hazai energetikai jövőkép formálásához. Ennek érdekében elemezték a háztartási, illetve a nagyfogyasztói földgáz- és villamosenergia-árak vál-tozásait 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, ará-nyuk mintegy 4,1-szeres.

• Az adókat és illetékeket nem tartalmazó nagyfogyasztói földgáz-ára-kat 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, mini-mális különbséggel megelőzve Lettországot, Horvátországot, Litvániát Észt-országot 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 villamosener-gia-ár 2013/1. féléves rangsorában Magyarország hasonló helyen áll, mint az előző kategóriában köszönhetően a vizsgált időszakban végrehajtott jelen-

tős 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 na-gyobb a villamos energia ára a földgázénál. Az elemzett országok közül Ro-mániában 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 irány-ban és mértékben változtak a háztartási és a nagyfogyasztói földgáz- és villa-mosenergia-árak. Az összehasonlító elemzésből az is kitűnik, hogy a vizsgált tagállamok rendre saját rövidtávú érdekeik alapján változtatták a két veze-tékes energia végfelhasználói árait.

Irodalom[1] Belyó P.: A válság hatása a magyar gazdaságra. XXI. század – Tudományos

Közlemények, 25, 2011, pp. 71-90.[2] Farkas B.: Az Európai Unió kohéziós országai a világgazdasági válságban.

Válság: mérföldkő az európai integrációban?, Szegedi Tudományegyetem Műhelytanulmányok, MT-PNGKI – 2012/2, pp. 210-243, ISBN 978-963-306-155-8

[3] Fukusimai atomerőmű-baleset http://hu.wikipedia.org/wiki/Fukusimai_atomer%C5%91m%C5%B1-

baleset, 2014. január[4] Cserháti A.: A leépítők – osztrák, olasz, német, svájci és japán atomenergia.

Nukleon 2012. szeptember V. évf. (2012) 115[5] 2050-ig szóló energiaügyi ütemterv - A Bizottság Közleménye. COM (2011)

885 végleges, Brüsszel, 2011, pp. 1-23.[6] Summaries of EU legislation – Energy http://europa.eu/legislation_summaries/energy/index_en.htm, 2014. január[7] BP Statistical Review of World Energy, 2013 http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/

statistical-review-of-world-energy-2013.html, 2014. január[8] Macroeconomic effects of European shale gas production. Pöyry Management

Consulting (UK) Ltd, 2013. november http://www.poyry.co.uk/sites/poyry.co.uk/files/public_report_ogp__v5_0.pdf, 2014. január

[9] Energiaárak és -költségek Európában. A Bizottság közleménye, COM (2014) 21 final, 2014. 01. 22.

http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2014:0021:FIN:HU:PDF, 2014. január

[10] Electricity and natural gas price statistics file:///D:/TMP/Cikkek-2014/Electricity%20and%20natural%20gas%20

price%20statistics%20-%20Statistics%20Explained.htm, 2014. január[11] Quarterly Reports on European Gas Markets - Volume 6, issue 2, Second

quarter 2013 http://ec.europa.eu/energy/observatory/gas/gas_en.htm, 2014. január[12] Quarterly Reports On European Electricity Markets - Volume 6, issue 2,

Second quarter 2013 http://ec.europa.eu/energy/observatory/electricity/electricity_en.htm, 2014. január

A kutatómunka a Miskolci Egyetem stratégiai kutatási terü-letén működő Fenntartható Természeti Erőforrás Gazdálko-dás Kiválósági Központ keretében valósult meg.

A nagyfogyasztói villamosenergia- és gázár aránya

0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,5

Ola

szor

szág

Szlo

váki

a

Egy.

Kirá

lysá

g

Rom

ánia

Span

yolo

rszá

g

Cse

h K

özt.

Ném

etor

szág

Letto

rszá

g

EU-2

8

Litv

ánia

Portu

gália

Belg

ium

Leng

yelo

rszá

g

Észt

orsz

ág

Ausz

tria

Hol

land

ia

Mag

yaro

rszá

g

Fran

ciao

rszá

g

Bulg

ária

Hor

váto

rszá

g

Szlo

véni

a

Svéd

orsz

ág

Dán

ia

2009 s1 GI 2011 s1 GI 2013 s1 GI

9. ábra. A nagyfogyasztói villamos energia és gázár aránya(Forrás: EUROSTAT, 2014)

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-NERGIA.HU BIZTONSÁG


Hózer Zoltán, Vimi András

Súlyos balesetek kezelése az új paksi blokkokon

A paksi atomerőműben épülő harmadik generációs, orosz ter-vezésű blokkok olyan műszaki megoldásokkal rendelkeznek, amelyek alkalmasak a súlyos balesetek kezelésére is. Az erő-műben zónaolvadással járó súlyos baleset akkor következhet be, ha az aktív zóna tartósan hűtés nélkül marad. Az új reakto-rok 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 hidro-gén robbanását rekombinátorok segítségével előzik meg.

A jelenleg működő paksi reaktorok tervezésekor – más, hasonló év-járatú, ún. második generációs erőművi blokkokhoz hasonlóan – az-zal 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 zónasérü-lés valószínűsége tovább csökkent. A zónaolvadék hűtésére, a radio-aktivitás kibocsátásának mérséklésére és a hermetikus tér szerkezeti integritásának megőrzésére különleges, kiegészítő megoldások szü-lettek. [1]

A harmadik generációs atomerőműveknél már a tervezési fázis-ban definiálják azokat a műszaki megoldásokat, amelyekkel a súlyos balesetek következményei olyan mértékben csökkenthetők, hogy ne okozzanak környezeti károkat. A fukushimai balesetet követő felülvizs-gálatok következtetései is hangsúlyozták a külső hatásokkal szembeni védettséget, az alternatív villamos betáplálási és hűtési lehetőségek biztosítását, valamint a súlyos balesetek következményeinek csökken-tését. A most, illetve a következő években épülő erőművek többsé-gének tervezésekor már figyelembe veszik ezeket az elvárásokat is.

A 2014. január közepén bejelentett orosz-magyar megállapodás szerint a paksi atomerőmű két új, egyenként 1200 MW villamos telje-

sítményű, orosz gyártmányú blokkal bővül. Jelen cikkben áttekintjük azokat a megoldásokat, amelyeket az AES-2006 típusú blokkoknál al-kalmaznak a súlyos balesetek kezelésére.

A zónaolvadás folyamata Az erőművi reaktorok aktív zónájában található fűtőelemeket cirkóni-um-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 láncre-akciót leállítják, de a radioaktív izotópok bomlása miatt a reaktor több MW hőteljesítménnyel rendelkezik. A maradványhő elvitelére az erő-művek 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 meg-kezdődik a fűtőelemek felmelegedése. A cirkónium-burkolatot exo-term 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 B4C, amit acélcsőben helyeznek el. A zóna anyagai közül az acél rendelkezik a legalacsonyabb olvadásponttal (kb. 1400 °C), ezért a hőmérséklet emelkedése először az acélcsöveket olvasztja meg. A burkolat sérü-lése után megkezdődik a B4C 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 felül-ről folyt le. A középső ábrán már nem látható az acélcső, csak a B4C tabletta, amit egy sérült cirkónium-megvezető cső vesz körül. A jobb oldali ábrán már a B4C 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 B4C szabályozó rudat tartalmazó VVER kísérleti köteg tönkremenetele [2]



BIZTONSÁG E-NERGIA.HU

A további felmelegedés 1800 °C- nál a még nem oxidálódott, fém cir-kónium megolvadásához vezet. Az UO2 tabletták olvadása 2700 °C kö-rül következik be. A felmelegedéssel párhuzamosan egyre több hasadási termék kerül ki a fűtőelemekből. Köz-ben a zóna átrendeződik, a zónaolva-dék lejut a reaktortartály fenekére. Ha ezután sem sikerül megoldani a maradványhő elvezetését, akkor meg-sérül a reaktortartály, és az olvadék le-folyik a tartály alatti betonaknába. Az akna alján a zónaolvadék kölcsönha-tásba lép a betonalappal, az anyagok kémiai kölcsönhatása gázokat termel, amelyek növelik a konténmenten (vé-dőépületen) belül uralkodó nyomást. Az alaplap teljes átolvadása után a ra-dioaktív anyagok kikerülnek a talajba, azaz a környezetbe.

Az olvadékcsapda A zóna megolvadása utánra a cirkóni-umból, uránból, acélkomponensekből és ezek oxidjaiból álló olvadék hűté-sére két, egymástól alapvetően eltérő megoldást fejlesztettek ki.

• A reaktortartály külső hűtésével (az akna vizes elárasztásával) meg-akadályozható a tartály sérülése. Ez a megoldás elsősorban kis teljesít-ményű reaktoroknál alkalmazható, ahol a tartály falán keresztül a kriti-kus hőfluxusnál kisebb az olvadék-ból származó hő egységnyi felületre vonatkozó fajlagos teljesítménye. A külső hűtés alkalmazásánál nem le-het kizárni azt sem, hogy a tartályon belül kialakult olvadékmedence tete-jén egy olyan vékony fémréteg jöjjön létre, ami lokális sérülést okoz-hat a tartályfal adott magasságában.

• Az olvadéktartályon kívüli hűtésére akkor kerül sor, ha a reaktor-tartály megsérült, és az olvadék kijutott az aknába. A külső hűtésre több műszaki megoldás is szóba jöhet, ezek közös jellemzője, hogy a zónaolvadéknak hűthető geometriával kell rendelkeznie.

Az új orosz blokkokban az olvadék külső hűtésére olvadékcsapdát építenek be. Az első ilyen csapdákat az indiai Kudankulam erőmű-ben létesítették, az azóta épített összes VVER blokkot ellátták ilyen csapdával. Az olvadékcsapda egy olyan tartály, amelyet a reaktor-tartály alá építenek be. A csapdában Al2O3 és Fe2O3 oxidokból álló kerámiatöltet van, ezek endoterm reakcióba lépnek az olvadékkal, és csökkentik a hőmérsékletet. A kerámiatéglákhoz 1% gadolínium-oxi-dot is adagolnak a mélyen szubkritikus állapot biztosítására. A zóna-olvadékból 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

zónaolvadéké. A hígabb olvadék a tar-tályfalra kisebb hőfluxussal adja át a maradványhőt, ezért hűtése egysze-rűbb. A zónaolvadékban található fém cirkónium úgy oxidálódik a kerámiával, hogy közben nem keletezik hidrogén – ez fontos lehet a konténment épsé-gének megőrzéséhez. A kerámiatöltet kiválasztásánál lényeges szempont volt az is, hogy ha a kölcsönhatások ered-ményeként még mindig marad fém az olvadékban, akkor az nem az olvadék-medence tetején, hanem az alján gyű-lik össze. Ez az elhelyezkedés kedvező a hőelvitel szempontjából, hiszen nem alakulhat ki vékony fókuszáló fémré-teg. [3]

Az olvadékcsapda működését a 2. ábrán mutatjuk be. A reaktortar-tály sérülése után az olvadék az alsó tartályba jut, ahol keveredik az ott ta-lálható kerámiával. Az így képződött 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 pasz-szív működésű, csak a hűtővíz csőve-zetékein található szelepek működ-tetéséhez kell elektromos betáplálás. A baleset későbbi fázisában az olva-dékot fölülről biztonságosan el lehet árasztani hideg vízzel, hiszen a fémfázis az olvadékmedence alján lesz, és sem gőzrobbanás, sem fokozott hidrogénfej-lődés nem fog fellépni.

HidrogénkezelésA súlyos baleset során, a zóna sérülését követően, az exoterm cir-kónium-vízgőz reakció következtében jelentős mennyiségű hidrogén keletkezik.

Zr + 2H2O => ZrO2 + 2H2

A fukushimai baleset látványosan hívta fel a figyelmet arra, hogy a konténment épségére milyen veszélyt jelent a védőépületben felhal-mozódó hidrogén, hiszen az utolsó védelmi gát sérüléséhez vezethet. A hidrogén gyors égése a TMI-2 balesetben is egy hirtelen nyomáscsú-csot 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 robbanás-veszélyes állapotok kialakulását. Az erőmű jelenleg működő blokkja-

2. ábra. Az olvadékcsapda működése (1 – reaktortartály, 2 – zónaolvadék, 3 – az olvadékcsapda

tartálya, 4 – kerámiatöltet az olvadékcsapdában, 5 – hűtővíz)



E-NERGIA.HU BIZTONSÁG

iba is ilyen berendezéseket építettek be a hidrogénrobbanás megelő-zésére [4]. A konténmentben elhelyezett rekombinátorokba beáramló, hidrogént is tartalmazó gőz-levegő keverékben található oxigén a hid-rogénnel a berendezés katalitikus felületein lép reakcióba. A hidrogén égésének beindulásához általában magas hőmérséklet szükséges, de a rekombinátorok felületén a reakció – a katalizátor hatására – ala-csony 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 ala-csony hidrogénkoncentrációt tartson a konténment légterében.

Környezeti kibocsátások megakadályozásaAz 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 ké-szített falakat belülről 6 mm vastag acélburkolat fedi le, ami megaka-dályozza a szivárgásokat. A belső konténment hermetikusan elzárja a környezettől a radioaktív anyagokat. A külső és belső fal közötti lég-térből 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 hidegvíz-befecskendezés hatására a baleset során képződött gőz lekondenzál,

és ez effektíven tudja csökkenteni az épületen belül létrejövő nyo-mást, 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 épüle-ten 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 hőcse-rélő 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 hő-cserélői felhasználhatók – ugyancsak passzív módon – a gőzfejlesztők hűtésére is (3. ábra).

A konténment külső fala elsősorban a külső eseményekkel szem-beni védettség biztosítására szolgál. Az épület képes elviselni az akár több méter vastag nedves hótakaró miatt kialakuló hónyomást, ellen-áll az erős szélnek, árvíznek, külső robbanást követő lökéshullámnak, és kibírja egy repülőgép rázuhanását is. [5]

ÖsszefoglalásA paksi atomerőmű új orosz gyártmányú blokkjai rendelkezni fognak a harmadik generációs erőművekre jellemző biztonsági megoldásokkal. Tervezéskor számolnak a Fukushima után felmerült követelmények-kel 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 ke-rámiát helyeznek el, amely kedvezően változtatja meg a zónaolvadék tulajdonságait. A csapdából természetes cirkulációs hűtéssel veze-tik 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 be-lüli nyomást.

Irodalomjegyzék:[1] Dr. Elter József: Biztonsági felülvizsgálatok a paksi atomerőműben

„a kezdetektől a stressz-tesztig”, Elektrotechnika 105. évfolyam, 2012/01, 14-18.

[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, 302-317.

[3] B.R. Sehgal: Nuclear Safety in Light Water Reactors: Severe Accident Phenomenology, Avademic Press 2012.

[4] Hamvas István, Bana János, Elter József, Katona Tamás: A Paksi Atomerőmű Célzott Biztonsági Felülvizsgálata, Budapest, 2012. május 03. http://www.haea.gov.hu/web/v2/portal.nsf/att_files/cbf/$File/02_CBF_BME.pdf?OpenElement (letöltés: 2014. IV.17.)

[5] Design AES-2006, Joint Stock Company St. Petersburg Research and Design Institute, ATOMENERGOPOEKT,2011, http://www.rosatom.ru/wps/wcm/connect/spb_aep/site/ resources/d4229080474289b1ae22be86442d90bd/AES-2006_2011_EN.pdf (letöltés: 2013. 01. 23.)

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)


16



Bencze Bálint

Magyarország energiapolitikai válaszúton:az optimális energiamix, a paksi bővítés és a zöldenergia kérdéseiAz elmúlt években heves vita zajlott hazánkban a követendő energia-stratégiáról, különösen a nukleáris bővítésről és a zöldenergia hasz-nosítási lehetőségeiről. Az alábbi cikk 3 alapkérdésre keresi a választ: (a) milyen prioritásokat célszerű követnie Magyarországnak energia-politikája 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 vi-lágban olyan kérdésekkel szembesül, amelyek jövőnket 40-60 év távlatában alapvetően meg fogják határozni. Néhány alapvető tény, jelzésszerűen. A je-lenlegi villamosenergia-termelő kapacitás az erőművek elöregedése, leállítása következtében várhatóan a jelenlegi szint (kb. 10 000 MW) felére csökken 2030-ra. A környezeti kényszereken és az EU követelményein alapuló Nem-zeti 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 újratárgya-lása szintén időszerű, amihez a jövőbeni felhasználási igényeket számos vál-tozó 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 ugyan-csak célul kell tűzni a minél nagyobb arányú újrahasznosítást. Ezen tényezők-ből adódó kihívásokra az energetikai alapelvi triász, a fenntarthatóság, a ver-senyképesség 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 árnyal-ják. 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 erősödé-séhez 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 elem-zése 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 alapvetései1 alapján – felvázoljon egy lehet-séges alternatívát, amely a szerző meggyőződése szerint leginkább szolgálná Magyarország érdekeit.

A jelenlegi és a 2030-ig várható helyzetAz energetika fő részterületei: az olaj, a földgáz, a villamos energia és a távhő közül a legégetőbb kérdés jelenleg a villamosenergia-rendszer állapota és fej-lesztése, ami azonban az összes többi részterületre is kihat. Magyarországon a villamos erőművek bruttó összkapacitása a 2012. évi 10 000 MW-ról 2013 júliusára nagyságrendileg 9000 MW-ra csökkent.2 Ebből nagyerőmű összesen kb. 7500 MW, míg kiserőmű kb. 1500 MW. A MAVIR elemzése3 szerint a beépí-tett teljesítőképesség 2017-re kb. 7000, míg 2027-re kb. 5800 MW-ra csök-

ken (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 fogyasz-tás 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 részarányá-nak csökkenése következtében.

A szerző álláspontja szerint Magyarországon (sajnos) egyik verzióval sem kell komolyan számolni a következő évtizedben,5 az energiahatékonyság irá-nyába 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 részlege-sen fogadjuk el a MAVIR álláspontját, és a maradó teljesítményre vonatkozó követelményt6 is figyelembe véve feltételezzük, hogy az igénynövekedés (a 6200 MW körüli csúcsterhelés7 növekedése) évi átlag 1% körül alakul, így 2030-ra mintegy 11 000 MW beépített kapacitásra lesz szükség, tehát az 5800 MW maradó kapacitás mellett mintegy 5200 MW új kapacitást8 kell létrehozni (amit az import egészíthet ki szükség esetén) (2. ábra).

2011 2017 2022 2027

MW MW MW MW

Nagyerőművek 8637 5718 5348 4358

Kiserőművek 1472 1352 1259 1124

Összes meglévő erőmű 10109 7070 6607 5482

Százalékban - 70% 65% 54%

1. táblázat. az összes megmaradó erőmű várható beépített teljesítőké-pessége a jövőben [Forrás: A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú

távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2012. MAVIR Zrt., 2012 (17. o.)]

2. ábra. Lehetséges erőműfejlesztésekForrás: Aszódi Attila előadása az MTA-n, 2014.02.18./9


17



A kérdés az, hogy milyen típusú erőművekkel célszerű az új kapacitáso-kat létrehozni? Az energiapolitika hármas célrendszerének önellentmondásai láthatóak, amelyeket a külső és belső meghatározottság elemeivel is kiegé-szítve nyilvánvaló, hogy nincs ideális, csak optimális megoldás, ami pedig országonként változik. Bár erőművet – saját kockázatára – bárki építhet, a vil-lamosenergia-piac áralakulása, a beruházási (hitelhez jutási) feltételek elne-hezülése és a szabályozási környezet változásainak kiszámíthatatlansága azt valószínűsítik, hogy nagyerőmű építése állami szerepvállalás nélkül nem reá-lis, 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. Kormány-zati 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) NagyerőművekA MAVIR historikus adatai szerint a magyar villamosenergia-rendszer alap-terhelése 4000-4200 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 Energiastratégia10 megvalósítandó célnak az ún. „Atom-Szén-Zöld” forgatókönyvet tekinti, maga a MAVIR sem számol a szénnel, mint nagyerőművi primer tüzelőanyaggal reális alternatívaként11 (a fekete-kőszén-import az ellátásbiztonságot veszélyezteti, a lignittüzelés pedig CO2 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. 8000 MW lehet, amikorra a jelenlegi kb. ugyanekkora (8000 MW) meglevő kapacitás nagyjából 4300 MW-ra csökken. 2×1200 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 gáz-függősége csökkentését, valamint a CO2-semleges technológiák preferálását, nyilvánvaló, hogy: az alaperőművi szükséglet kizárólag új atomerőmű építé-sével elégíthető ki (3. ábra).

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 ren-delkezik, (2) a beruházó/technológia-szállító milyen finanszírozási konstruk-ciót 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 együttműködés-ről, az ellenzők számos (sajnos jórészt érdemi vitára alkalmatlan) kifogást fogalmaztak meg (mindenkor érdemi alternatíva felvázolása nélkül). Ezek kö-zül 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 termé-szetesen igaz, hogy egy nukleáris üzemi katasztrófa sokkal szélesebb körű környezeti hatással jár, mint más erőműtípusok esetében, azonban a tech-nológia üzembiztossága ténykérdés (ellenkező esetben egyáltalán nem mű-ködhetnének a világban atomerőművek). Az eddig előfordult balesetek (Cser-nobil, 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 elmélet-ben szóba jöhető erőműtípusoknál (gáz, szén) a fűtőanyagköltségek, a CO2-kibocsátás és a további negatív externáliák okán jelentkeznek,14 másrészt fi-gyelmen 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 20-30 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 hasznosí-tó 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 fényspekt-rumra 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).

(iii) Tévhit az is, hogy a magyar villamosenergia-rendszerben többletkapa-citások lennének vagy állnának elő a paksi bővítéssel. Ha valóban kapaci-tásfelesleg 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 idején16 kialakuló többlet energia pedig egyrészt exportálható, másrészt fel-használható lehet belföldön is, például a gázfűtéses rendszerek elektromossá alakítása keretében, vagy az elektromos járművek várható terjedése során

Villamosáram-termelésüvegházgáz-kibocsátása (gCO2/kWh)

(Sovacoll, B. K. 2008)

CsökkenSzél: 9-10Víz: 10-13Fotovillamos: 32Biomassza: 14-41Geotermális: 38

NövekszikFöldgáz: 443Kőolaj: 778Szén: 960-1050

Atomen.: átl. 66,1 növekszik

3. ábra. az áramtermelés CO2-kibocsátása (Forrás: Munkácsy Béla előadása az MTA-n, 2014.02.1813)


18



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 2014-2020-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 kitett-sége) szempontjából alapvető jelentőséggel bír az erőműépítésben alkal-mazható magyar beszállítói hányad, valamint a létező és a jövőben elérhető magyar hozzáadott érték kérdése. Mivel a mintegy harmincéves, világvi-szonylatban 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 jár-na, 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 finanszí-rozási szerepvállalás, a magyar beszállítói arány és a földrajzi meghatáro-zottság is – a magyar energiabiztonság szempontjainak szem előtt tartásá-val – 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 ka-pacitásfelesleget okozna, így kiemelt fontossága van a tervezés és a kivitele-zés 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 elem-zés felveti, hogy a magyar ipar jelenlegi állapotában illúzió lehet ez az arány. Léteznek azonban alternatív megoldások, amelyek révén hazánk komp-lex, hosszútávú előnyöket realizálhat. Ilyen lehet például az az eset, ha a Roszatom harmadik országbeli projektjeiben kapnak a magyar tervező és ki-vitelező vállalkozások szerepet (tudásexport). További megoldás lehet a ha-diiparban 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 stra-tégiában történő gondolkodás fontosságát: olyan megoldásokra kell töreked-ni, amelyek a magyar ipar számára innovatív, nemzetközi viszonylatban is versenyképes tudást és termelői kapacitásokat eredményeznek.

(B) KiserőművekA 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, el-sősorban a napenergiára, a vízierőművekre és a hulladékból történő energia-termelésre 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 techno-lógiai megoldásból (kristályos és vékonyréteg technológiák) lehet kiválaszta-ni az optimális applikációt, továbbá a jelenleg kifejlődő hazai gyártásból és rendszerintegrációból eredően a szolár iparágban olyan innovatív, exportké-pes 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 kivá-ló alkalmat nyújtana. Az elmúlt években tapasztalt alacsony vízállás folytán indokolt lenne egy duzzasztó építése, ami biztosíthatná az új blokkok hűté-sét, egyúttal elősegítené a Duna hajózhatóságát. Egy a Tiszán épített hason-ló 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) vízierőmű-vek 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 hulla-déknak csak kb. 10%-a kerül elégetésre. A fennmaradó mennyiség még nem hasznosított energetikai potenciálja a korszerű szilárdtüzelésű villamos mű-vekben való elégetéssel jól kiaknázható lenne.20 A kommunális hulladék hasz-nosítása körében emellett kiemelkedő szerepe lehet a szintén magyar tudósok által kifejlesztett technológián alapuló metanol-előállításnak és -hasznosítás-nak. Raisz Iván kémikus Oláh György Nobel-díjas professzor alapkutatásait hasznosító, elektrolízisen alapuló találmánya utat mutathat a szerves hulladék hasznosítása, a CO2-közömbösítés, az energiatárolás és az áramfelesleg hasz-nosítása 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 állapot22 szerint az EU-27-ek teljes, 1698 Mtoe (millió tonna olaj-egyenérték) 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 energiafogyasz-táson belül kb. 40%, az importfüggőség kb. 80%-os.24 A nagyságrendileg 9-10 milliárd m3-es éves fogyasztás mellett 6,1 milliárd m3-es tárolói kapa-citással rendelkezünk,25 ami stratégiai lehetőséget jelent. A teljes magyar energiafogyasztás 32-33%-áért a háztartások felelősek, a lakossági energia-felhasználásból 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 gáz-függőség. Amennyiben ez – a paksi bővítéssel és a megújulók, elsősorban a napelemes rendszerek megfelelő támogatásával párhuzamosan – megtörté-nik, úgy 15 éves távlatban akár 30%-kal is csökkenthető a lakossági szektor gázfelhasználása. Ez pedig az ellátásbiztonság növelése és a forrásoldali di-verzifikáció mellett geopolitikai előnyökkel is jár, mert bár az alternatív ve-zetékek, az LNG-beszerzési lehetőségek, a tárolói kapacitások és a csökkent kereslet révén Európa gázfüggősége az utóbbi 5 évben enyhült,28 egy eset-leges hosszabb ellátási zavar jelentős negatív gazdasági hatásokkal járna. A hazai felhasználás csökkenése révén a tárolókból felszabadítható készletek értékesítése pedig hazánk energiaellátásban betöltött regionális szerepét jó-tékonyan erősítheti.

ÖsszefoglalásA hazai energiapolitika kulcskérdése a villamosenergia-rendszer fejlesztése. A fejlesztéseket a gazdaságpolitika átfogó prioritásainak kell meghatároz-ni, 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




19

a vízierőművek és a „hulladékból energiát” típusú kiserőművek fejlesztésére alapozott stratégiának lehet a legnagyobb nemzetgazdasági multiplikátorha-tása az ellátásbiztonság, a fenntarthatóság és a versenyképesség célrendsze-rének 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 ellátás-biztonságra 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.

Jegyzetek1 Bencze Bálint: Válaszút előtt áll a magyar energiapolitika. Világgazdaság,

2013. szeptember 25., Bencze Bálint: Energiabiztonság és a szociális terhek mérséklése. Magyar Nemzet, 2013. október 3., Bencze Bálint: Tévhitek az atomenergiáról. Világgazdaság, 2013. november 27.

2 Egyre kevesebb áramot termelnek a magyar erőművek. Penzportal.hu, 2013.07.01. (http://penzportal.hu/index.cgi?r=&v=&l=&feaz=zwu97s5gtdj7f88&mf=&p=energetika_2013-07-01_-_00_00_00)

3 A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapaci-tásfejlesztése 2012. 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 csökke-nő fogyasztási tendenciát mutatnak, de még Oroszország is csak évi 0,8%-os igénynövekedéssel számol. Stróbl Alajos: Erőműépítések Európában. Előadás a Magyar Mérnöki Kamara konferenciáján, 2012. október 4., PPT prezentáció, 8. o. és 13. o. („Stróbl MMK”) Továbbá a 2008. 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, 2012. március 22., PPT prezentáció, 2. o. („Stróbl MET”)

6 A maradó teljesítmény legyen nagyobb, mint a nettó beépített villamos telje-sítőképesség 5%-a. Mavir, 9. o.

7 Stróbl MET, 4. o. 8 2013. évi 9000 MW x 18 év x évi 1%-os növekmény (90 MW/év) = 9000 + (18

x 90) = 10 620, kerekítve 11 000 MW. Ebből kivonva a 2027-re feltételezetten maradó 5800 MW-ot, 5200 MW-ot kapunk.

9 http://mta.hu/data/cikk/13/35/74/cikk_133574/prezentaciok/Aszodi_MTA_20140218.pdf

10 77/2011. (X. 14.) OGY határozat11 Mavir, 24. o.12 „szükségesnek látszik nagy teljesítőképességű energiatározó létesítése ha-

zánkban hosszú távon”, Mavir, 24. o.13 http://mta.hu/data/cikk/13/35/74/cikk_133574/prezentaciok/Munkacsy_

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 üzem-anyag, az urán földrajzi elterjedtsége és így a beszerezési források diverzifi-káltsága folytán az ellátásbiztonságot erősíti. Az urán energiasűrűsége és az üzemeltetés jellege (nagyrészt alaperőművek) miatt pedig a források felhasz-nálása sokkal hatékonyabb és az ellátásbiztonság magasabb, mint más ter-mészeti 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 Ener-getika, 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 min-den 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, 12-14. 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 14 000 MW kapacitású nukleáris termelő kapacitást (16 reaktor) épít ki az alap-terhelés lefedésére, emellett mintegy 16 ezer MW-nyi fotovoltaikus szolár ka-pacitást fejleszt a fosszilis tüzelőanyagok kiváltása érdekében. A hosszas és átgondolt előkészítés után meghozott példaértékű szaúdi döntés is nyilvánva-lóvá teszi: a XXI. századi (felhasználási) igények és (természeti) lehetőségek a nukleáris és a megújuló energia átgondolt együttes alkalmazásával hozha-tók közös nevezőre. (Erről lásd például http://cleantechnica.com/2012/11/25/saudi-arabia-investing-109-billion-into-solar-energy-wants-13-of-electricity-from-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.21 http://zoldtech.hu/cikkek/20131016-energiatarolas-metanollal 22 EU EnergyIn Figures. Statistical Pocketbook 2013. European Commission,

2013. („EU Energy Statistics 2013”) Letöltve a http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/2013_pocketbook.pdf weboldalról

23 EU Energy Statistics 2013, 22. o.24 Csallóközi Zoltán: Közép és Kelet-Európa gázellátása. Előadás, 2012. október

4. Letöltve a http://www.e-met.hu/files/cikk2661_02_Csallokozi_20121004.pdf weboldalról

25 Kereskedelmi tároló: 4,8 mrd m3, stratégiai tároló 1,3 mrd m326 Bakács István: Nemzeti energia stratégia, 2011-2030. Előadás a PTE Energe-

tikai Szakjogász képzésén, 2011. október 7.27 http://energia.ma/epulet/passzivhaz/20120616-passzivhaz-bevezeto-a-

passzivhazak-fontossaga/28 Iván Martén – Balázs Kotnyek: The Ukraine Conflict Won’t Ignite Another Eu-

ropean Energy Crisis – At Least Not Yet. Boston Consulting Group, 2014. már-cius

Petroluem and Products

Gas

Solid Fuels

Nuclear Heat

Renewables

35%

24%

17%

14%

10%

Total 2011:1 698 Mtoe

Fűtés69%

Használati melegvíz

11%

Egyéb20%

4. ábra. Az EU energiamixe 2011-ben (Forrás: EU Energy In Figures. Statistical Pocketbook 2013.)

5. ábra. Épületek energiafelhasználása Magyarországon (Forrás: http://energia.ma)



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 1982-1987 között, három évtizede lépett üzembe. 2013-ban a pak-si blokkok az ország 42 TWh-nyi villamosenergia-fogyasztásából 15 TWh-t, tehát a fogyasztás mintegy 36%-át fedezték. 2014. elején a magyar és az orosz kormány megállapodást írt alá a paksi telep-helyen két újabb, egyenként 1200 MW bruttó teljesítményű egység felépítéséről. Cikkünkben áttekintést adunk az új atomerőművi blok-kok 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 valósí-tották 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 kilenc-venes 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 elfoga-dott nemzeti energiapolitikai koncepció, amely felhatalmazta a kormányt az új blokkok építésére vonatkozó döntéselőkészítő munka megkezdésére. Végül az Országgyűlés 2009. március 30-án elvi jóváhagyását adta az új atomerőmű létesítésének előkészítésére. A politikai támogatás mellett a lakosság támo-gatása 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 Lévai- projektet, amelynek célja a további előkészítő munka elvégzése volt, bele-értve a szállítói tender előkészítését is. Végül 2012 júliusában megalakult az MVM Paks II. Atomerőmű Fejlesztő Zrt., amely az építés előkészítéséért és irányításáért felelős.

2014. január 14-én a kormány bejelentette: államközi szerződés kere-tében az orosz Roszatom cég versenytárgyalás nélkül építhet két új, egyen-ként 1200 MW-os atomerőművi blokkot Pakson. A bejelentés a hazai nukleáris szakmát is meglepte, az egyeztetések ugyanis magas politikai szinten zaj-lottak. Az orosz szállító kiválasztását alighanem az indokolta, hogy kizárólag ők voltak képesek és hajlandóak igen kedvező feltételek mellett, 5% alat-ti kamatra hitelt nyújtani a szerződés értékének 80%-ára, amit Magyaror-szág 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 alakulásaAz elmúlt másfél évtizedben a hazai minimális és maximális villamosenergia-igény 3000 és 6500 MW között változott, a jelenlegi paksi blokkok kapacitása bruttó 4×500 MW. Ehhez hozzávéve az új blokkok várhatóan bruttó 2×1200 MW, nettó 2×1085 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 természete-sen, hogy várhatóan hogyan változik a hazai villamosenergia-igény a követ-kező évtizedekben. A magyar gazdaság helyzete jelenleg meglehetősen ked-vezőtlen, 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 ke-rültek, hogy az átlagban 2-2,5%-os GDP növekedéshez az USA-ban átlagban 0,9-1% éves villamosenergiaigény-növekedés társult. Sok más országnál lát-

1. ábra. Az egy főre jutó villamosenergia-fogyasztás néhány európai országra (adatok forrása [1])

Ausztria Cseho. Németo. Magyaro. Szlovákia0

2000

4000

6000

8000

[kWh/fő/év]

Finnország

Ausztria

NémetországCsehország

Szlovákia

Magyarország

00

2000

40006000

8000

10 000

12 00014 000

16 000

18 000

10 000

Egy főre jutó GDP [USD/fő]

20 000 30 000 40 000 50 000

Egy f

őre j

utó

villam

oene

rgia-

fogy

asztá

s[k

Wh/

fő]

2. ábra. Az egy főre jutó GDP és az egy főre jutó villamosenergia-fogyasztás néhány kiválasztott európai országban 2011-ben (adatok forrása [2])



E-NERGIA.HU ATOM

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 primerener-gia-felhasználás is csökken, de ez elsősorban földgáz-megtakarítást eredmé-nyez majd, sőt a hőszivattyús fűtés terjedésével a fűtési célú áramfelhaszná-lás még növekedhet is. A közlekedés elektrifikációja, az ipar fejlődése mind az áramigény növekedésének irányába mutat.

Magyarország éves GDP-jének várható változása tekintetében alapul ve-hetjük az OECD becslését (3. ábra), amely a következő 50 évre lassú, de folyamatos emelkedést prognosztizál – a lakosság 9 millió főre történő fo-gyásával együtt is. Amennyiben a következő évtizedekben nem leszakadunk az Európai Uniótól, hanem azzal együtt fejlődünk, akkor reális becslés le-het, hogy a következő évekre, évtizedekre Magyarországon 0,5-1-1,5%/év villamosenergiaigény-növekedéssel számoljunk.

Jelenleg a hazai villamosenergia-rendszerben mintegy 9000 MW-nyi be-épített 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. 9000 MW-ról kb. 10 000 MW-ra kell bővíteni 2025-ig. Erre mutat egy lehetséges forga-tókönyvet 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 önma-gában 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 le-

het várni 6-8 évet a létesítéssel, hiszen így elkerülhető lenne a régi és az új blokkok egyidejű üzeme. Ennek megválaszolásában egyrészt érdemes figye-lembe 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 prob-lémát okoz a villamosenergia-rendszernek a hat blokk együttes üzemelése. A mostani paksi blokkok várhatóan 2032-től fokozatosan állnak le, míg az új blokkok belépése 2023-2025-re van tervezve, azaz kb. 6-8 évnyi átfedés vár-ható 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, összes-ségében 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 jelen-legi blokkok évente 15 TWh energiát termelnek, míg az új blokkok várhatóan 18 TWh villamos energiát fognak termelni évente, azaz az összesen 33 TWh-hoz 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 atom-energia részesedése, utána a mostani blokkok leállásával 40% alá, tehát a jelenlegivel azonos nagyságrendbe kerül ez a részarány.

A Paks II. erőmű létesítéséhez kapcsolódó költségszámításokAz atomerőmű bővítésével kapcsolatban az egyik leggyakrabban vitatott kér-dés, hogy az új blokkokból milyen önköltséggel termelhető villamos energia, és ez mennyiben lehet versenyképes más termelők áramárával. Jelen fejezet-ben 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 metódusokA Paksi Atomerőmű bővítésére a magyar kormány államközi szerződést kötött Oroszországgal, melynek értelmében a Roszatom vállalat két darab 1200 MW

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 kényszer-értékesítés várható mértéke a 6 paksi blokk párhuzamos üzeme idején [4]

0

100

200

300

400

500

600

Mill

iárd

USD

(200

5)

2010 2020 2030 2040 2050 2060

3. ábra. A magyar gazdaság GDP prognózisa vásárlóértéken mérve (PPP) 2060-ig az OECD becslése alapján [3]



ATOM E-NERGIA.HU

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 hitel-ből 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 költ-ségeinek 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 feltételez-tünk. Az üzemkezdet után a felvett hitel törlesztésére szintén egy fix hitelka-mat (4,9%) melletti tőketörlesztési költséget határoztunk meg. Az orosz hitel és az önerő esetében más kamatlábat kell használni a törlesztőrészletek meg-határozásához, 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 sze-rint 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 har-madik 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 kamatozássalA fejezetben ismertetésre kerülő számítás az [5] irodalomban leírt módszeren alapul. A villamosenergia-egységköltség klasszikus számítása az (1) egyenlet segítségével történik.

(1)

itt k – a villamosenergia egységköltsége [Ft/kWh]Ca – az egy évben felmerülő állandó költségek [Ft/év]Cv – az egy évben felmerülő változó költségek [Ft/év]E – az egy évben megtermelt villamos energia mennyisége [kWh/év]

Az állandó költségek körébe a tőkeköltség (Cl) mellett a karbantartási költ-séget (CTMK) és az egyéb, termeléstől független felmerülő költséget (Ce) kell beleszámítani.

Ca = Cl + CTMK + Ce (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.

CTMK = αTMK · A0 (3)Ce = αe · A0 (4)

aholA0 – a beruházási költség [EUR]αTMK – a karbantartási költségtényező [%/év], a kiinduló értéke αTMK =1,5%/évαe – az egyéb költségek költségtényezője [%/év], kiinduló értéke αe =1%/év

A tőkeköltség két komponensből áll, az orosz hitel és az önerő tőkeköltségé-ből. 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 következő-képpen számítható:

Cl,H = αl,H · it,H · AH (5)aholAH – az orosz hitel összege, 10·109 EURαl,H – a leírási kulcs, vagy annuitás1 az orosz hitel eseténit,H – az interkaláris tényező2 az orosz hitel esetén

Az önköltség fedezésére felvett hitelt is törleszteni kell, vagyis egy újabb tő-keköltség típusú költségelemet kell bevezetni (6).

Cl,Ö = αl,Ö · it,Ö · AÖ (6)aholAÖ – az önerő összege, 2,5·109 EURαl,Ö – a leírási kulcs, vagy annuitás az önerő eseténit,Ö – az interkaláris tényező az önerő esetén

A leírási kulcs és az interkaláris tényező számítása a (7) és (8) egyenletekkel végzendő el a hitel esetén [5].

(7)

ahol

(8)

po – a beruházás ideje alatt érvényes hiteltörlesztési kamat [%], 3,95%n – a hitel törlesztésének időtartama az üzemidő kezdetétől [év], 21 évAH,J – a j. évben hitelből fedezendő beruházási költség összege [EUR]m – az erőmű építésének hossza [év], 10 évp – 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.

(9)

Név Mennyiség Mértékegység

Beruházási költség, A0

Hitel, AH

20% önerő, AÖ

Hitel futamidejeÉpítési időVárható üzemkezdetBeépített nettó teljesítmény, BTÉves csúcskihasználási tényező, τcs

12,5·109

10·109

2,5·109

3110

202522000,96

EUREUREURévév

MWe

-

1. táblázat. Kiinduló adatok

EC

EC

ECCk vava +=

+=

( ) n

o

oHl p

p−+−

=11,α

∑

∑−

−=

−

−= ++= 1

,

15,0

,

,)1(

mj jH

mj jjH

HtApA

i

( ) ön

ö

öÖl p

p−+−

=11,α



E-NERGIA.HU ATOM

ahol

(10)

pö – az önköltségi rész fedezésére felvett hitel kamata [%], 8%nö – a hitel futamideje [év], 21 évAö,j – a j. évben önerőből fedezendő beruházási költség összege [EUR]m – az erőmű építésének időtartama [év], 10 év

Az atomerőmű energiatermelésének változó költségei az általunk vizsgált esetben az üzemanyagköltségre és a Központi Nukleáris Pénzügyi Alapba (KNPA) befizetendő, a megtermelt energiával arányos költségekre korlátozód-nak. Az üzemanyagköltséget a nemzetközi tapasztalatok és [6] alapján küa=2 Ft/kWh értékre, a KNPA-ba történő befizetést a jelenlegi magyar törvényi elő-írásokat [7] figyelembe véve, saját becslésünk alapján szintén kKNPA=2 Ft/kWh értékre vettük fel.

Az erőmű által egy év alatt megtermelt villamos energia mennyisége 96% kihasználtság mellett az adott beépített teljesítmény ismeretében kiszámít-ható:

E = τcs · BT · 8760 (11)aholE – az egy év alatt megtermelt energia [kWh]τcs – az éves csúcskihasználási tényező [%], kiindulási adat 96%BT – a beépített teljesítmény [kW]

A számítások során 300 Ft/EUR kiinduló valutaárfolyammal dolgoztunk. A fen-ti összefüggések alapján a villamosenergia-termelés egységköltsége megha-tározható.

(12)

A részeredményeket a K) számítási módszer esetén a 2. táblázatban össze-geztük. A részeredmények ismeretében a (12) egyenlettel a villamosener-gia-termelés egységköltsége meghatározható. A kiindulási adatokkal a hitel-törlesztés 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 válto-zik, ezért érzékenységvizsgálatot végeztünk néhány paraméterre vonatko-zóan. Ezek az αTMK, a Ft/EUR árfolyam, az önrészt fedező hitel kamata és futamideje (pö, nö) és az erőmű éves csúcskihasználási tényezője (τcs). Az eredmények a 3. táblázatban láthatók. A k1-21 az erőmű üzemének 1. és 21. éve között megtermelt villamos energia átlagos egységköltségét, a k22-60 a

tőkeköltségek visszafizetése utáni (22.-től 60. üzemév) egységköltséget, míg a k1-60 az erőmű teljes élettartama alatti átlagos villamosenergia-egységkölt-séget (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 változtatá-sával kapott legnagyobb értékeket az egységköltségek referenciaértékeivel együtt a 7. ábra mutatja be.

2. táblázat. A K) számítási metódus részeredményei

6. ábra. A referenciaértékek változtatásának hatása a villamos energia egységköltségére a K) módszer szerinti számításokban


αTMK

αe

αl,H

αl,Ö

it,Hit,Ö

CTMK

Ce

Cl,H

Cl,Ö

küa

kKNPA

E

1,51

7,7319,9831,151,33

1,88·108

1,25·108

8,91·108

3,32·108

22

1,85·108

%%%%--

EUREUREUREUR

Ft/kWhFt/kWh

kWh

Változtatott paraméter

Változtatás mértéke

k1-21[Ft/kWh]

k22-60[Ft/kWh]

k1-60 (LCOE)[Ft/kWh]

αTMK 1,00%1,50%2,00%2,50%

27,8828,8929,9130,92

8,059,07

10,0811,09

14,9916,0117,0218,03

Árfolyam 300 Ft/EUR310 Ft/EUR320 Ft/EUR

28,8929,8630,82

9,079,249,41

16,0116,4516,90

Önrész hitel kamata 8%10%12%

28,8930,2131,73

9,079,079,07

16,0116,4717,00

Kihasználási tényező 96%92%90%85%80%

28,8929,9830,5532,1233,87

9,079,299,419,72

10,08

16,0116,5316,8117,5618,41

Önrész hitel futamidő 21 év15 év10 év

28,8928,0127,34

9,079,079,07

16,0115,7015,46

3. táblázat. Érzékenységvizsgálat a klasszikus számítási módszerrel

k_1-21

k_22-60

k_1-60

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

α TM

K (-)

α TM

K (+

)

Ft/E

UR

(+)

Önr

ész

hite

l kam

at (+

)

Kiha

szná

lási

tény

ező

(+)

Önr

ész

futa

mid

ő (-)

[Ft/k

Wh]

( )∑

∑−

−=

−

−= ++= 1

,

15,0

,

,1

mj jÖ

mj jö

jÖ

ÖtApA

i

++

+++=

kWhFtkk

ECCCC

k KNPAüaeTMKÖlHl ,,

k_1-21 k_22-60 k_1-600

5

10

15

20

25

30

35

40

Egységköltség típusa

Egys

égkö

ltség

[Ft/k

Wh]

7. ábra. A villamosenergia-termelés egységköltsége a K) módszer szerinti számításban és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt

legnagyobb eltérések okozta bizonytalanság



ATOM E-NERGIA.HU

L) Lépcsős kamatozású egységköltség-számításA 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 (2025-2085) ese-tén 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 számítá-sának menete néhány ponton eltér a K) módszerben alkalmazottól.

A hitel tőkeköltségeinek meghatározásához a beruházási költség orosz hi-telből fedezett részét a p0 kamatlábbal számítva az üzemidő kezdetére (2025-re) diszkontáltuk, a (13) egyenlettel.

(13)

A jelölések megegyeznek a K) módszer esetében használt jelölésekkel. A be-ruházás költségeinek időbeli eloszlására egy feltételezett, fiktív eloszlást vet-tünk fel, amely hasonló az atomerőművi nagyberuházások esetében jellemző eloszláshoz, vagyis a beruházás kezdeti szakaszában kisebb költségek merül-nek fel, míg a legnagyobb kiadások a beruházás végéhez közelebb jelennek meg. Az általunk felvett eloszlás a 8. ábrán látható. A villamosenergia-terme-lés 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 A2025,H

[EUR] hitelteher van az erőművön. Az első hét üzemévben (2025-2032) en-

nek 25%-át kell visszafizetni, vagyis az nI = 7 év alatt visszafizetendő összeg 0,25·A2025,H [EUR], miközben a hitel kamatlába 4,5%. Ezen adatok ismereté-ben számítható az első üzemidőszakra (I.) vonatkozó tőketörlesztés mértéke az (5) és (6) egyenletekbe behelyettesítve a megfelelő értékeket, ahogy a (14) egyenletben látható.

(14)

A második üzemidőszakban az orosz-magyar szerződés értelmében a hitel 35%-át kell visszafizetnünk. A hitel kamatlába ebben az időszakban a sajtó-ban megjelent hírek szerint p2 = 4,8%, az időszak hossza az előző időszakhoz hasonlóan hét év (nII = 7 év), ahogy ez a 4. táblázatban látható. Azonban az I. időszakban vissza nem fizetett orosz hitel az első időszak alatt p1 kamatlábbal kamatozott, ezt figyelembe kell venni. A második üzemi időszakban az éves törlesztő részlet számítása a (15) egyenlettel történik.

(15)

A harmadik üzemidőszak alatt (III., 2039-2046) fizetendő éves tőketör-lesztés mértéke az előző két időszak számítási módszeréhez hasonló. A III. üzemi időszak tőketörlesztési költsége meghatározható, ha tudjuk, hogy a p3 =4,95% és az nIII =7 év (16).

(16)

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. Referencia-értékként itt is 21 éves futamidejű, 8% kamatú piaci hitelt feltételeztünk. Az önrész tőkeköltség-számítása megegyezik a K) módszerben ismertetett menettel (17).

Cl,Ö = AÖ · αl,Ö · it,Ö (17)Az állandó költségek közül a TMK költséget és az egyéb költséget a K) szá-mítási metódusnál ismertetett módszerrel számoltuk minden évre a (18) és (19) egyenletekkel.

CTMK = (AH + AÖ) · αTMK (18)Ce = (AH + AÖ) · αe (19)

A változó költségek számítása szintén a K) metódus során ismertetett mód-szerekkel zajlott. Az n-ik üzemévben mind az üzemanyagköltség, mind a hulladékkezelési és leszerelési felhalmozás (KNPA) költségének meghatáro-zásánál a 2013-as évben érvényes egységköltségek (üzemanyag: küa =2 Ft/kWh, KNPA: kKNPA =2 Ft/kWh) értékét vettük figyelembe a (12) egyenletnél alkalmazottakhoz hasonlóan, a (20, 21) egyenletnek megfelelően.

Cüa = küa · E (20)CKNPA = kKNPA · E (21)

Az egységköltség számításához a vizsgált időszakban jelentkező összes költ-ség és az időszak alatt megtermelt összes villamos energia hányadosát kell vennünk (22). Ennek előnye, hogy több, tetszőlegesen kiválasztott időtartam-ra számíthatjuk a villamosenergia-termelés egységköltségét.

(22)

Az L) számítási módszer szerinti számítások részeredményeit az 5. táblázat-ban 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 hiteltörlesz-tést 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.

Kamatláb jelölése

Nominális kamatláb

[%]

Időszak jelölése

Időszak kezdete

Időszak vége

Össz. időtartam

[év]

Vissza-fizetés

mértéke

p0

p1

p2

p3

3,954,54,84,9

-I.II.III.

2015202520322039

2025203220392046

10777

-25%35%40%

4. táblázat. A L) módszer esetében érvényes hitelfeltételek

( )∑−

−=

−−+⋅=1

5,0,,2025 1

mj

mojHH pAA

( )( ) 11

125,01

11,2025,

−++⋅

⋅⋅=I

I

n

n

HIl pppAC

( ) 11)1()1(35,0

2

221,2025, −+

+⋅⋅+⋅⋅=

II

III

n

nn

HIIl ppppAC

( ) ( )

( ) 1111)1(4,0

3

3321,2025, −+

+⋅⋅+⋅+⋅⋅=

III

IIIIII

n

nnn

HIIIl pppppAC

En

CCCCC

E

Ck

n

j jKNPAjüajejTMKjl

xn

j j

xn

j jn ⋅

++++==∑

∑∑ =

=

=−

1 ,,,,,

,

1

,

11

8. ábra. A beruházási költségek felvett időbeli eloszlása a teljes beruházási költséghez viszonyítva

-10 -8 -6 -4 -20%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

Az üzemkezdettől való távolság [év]



E-NERGIA.HU ATOM

Az egységköltségek alakulását jelentősen befolyásolhatja a felvett para-méterek megváltozása, ezért itt is célszerű érzékenységvizsgálatot végezni néhány input paraméterre. A K) módszerhez hasonlóan ezek az αTMK, a Ft/EUR árfolyam, az önrészt fedező hitel kamata és futamideje (pö, nö), valamint az

erőmű éves csúcskihasználási tényezője (τcs). A számadatokat a 7. táblázat foglalja össze, a 10. ábra és a 11. ábra az egyes referenciaparaméterek vál-toztatásának hatását és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt legnagyobb eltéréseket mutatja be.

A K) és L) számítási módszerek esetében a referenciaparaméterek fel-használásával 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 1-21. üzemévig tartó üzemi időszakban. A többi referenciaparaméter vizsgált tarto-mányon 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/


A2025,H

A2025,Ö

Cl,I

Cl,II

Cl,III

Cl,Ö

CTMK

Ce

1,15·1010

3,33·109

4,89·108

9,41·108

1,50·109

3,32·108

1,88·108

1,25·108

EUREUR

EUR/évEUR/évEUR/évEUR/év

EUREUR

5. táblázat. Az L) számítási módszer részeredményei

9. ábra. A villamos energia egységköltségének alakulása a 60 éves üzemidő alatt

7. táblázat. Az L) módszerrel számított villamosenergia-egységköltségek érzékenységvizsgálata

6. táblázat. A különböző időszakok villamosenergia-egységköltségei

Időszak Egységköltség [Ft(2013)/kWh]

I. üzemi időszakII. üzemi időszakIII. üzemi időszak

Hiteltörlesztés alatt (átlagos)Hiteltörlesztés után (˝golden end˝)Teljes erőmű élettartam (LCOE)

22,3829,7238,8130,309,0716,38

0

5

15

25

35

45

10 20 30 40 50 60

Üzemidő (év)

Villa

mos

ener

gia-

egys

égkö

ltség

[Ft/k

Wh]

Változtatott paraméter

Változtatás mértéke

k1-21[Ft/kWh]

k22-60[Ft/kWh]

k1-60 (LCOE)[Ft/kWh]

αTMK 1,00%1,50%2,00%2,50%

29,2930,3031,3132,33

8,059,0710,0811,09

15,3616,3817,3918,40

Árfolyam 300 Ft/EUR310 Ft/EUR320 Ft/EUR

30,3031,1832,05

9,079,249,41

16,3816,7917,20

Önrész hitel kamata 8%10%12%

30,3031,6133,14

9,079,079,07

16,3816,8317,35

Kihasználási tényező 96%92%90%85%80%

30,3031,4432,0533,7135,56

9,079,299,419,7210,08

16,3816,9217,2017,9818,85

Önrész hitel futamidő 21 év15 év10 év

30,3029,4228,74

9,079,079,07

16,3816,0715,84

-2-10123456

k_1-21k_22-60k_1-60(LCOE)

α TM

K (-

)

α TM

K (+

)

Árfo

lyam

(+)

Önr

ész

kam

at (+

)

Kih

aszn

álás

ité

nyez

ő (-

)

Önr

ész

futa

mid

ő (-

)

10. ábra. A referenciaértékek változtatásának hatása a villamos ener-gia egységköltségére az L) módszer szerinti számításokban

11. ábra. A villamosenergia-termelés egységköltsége az L) módszer szerinti számításban és az érzékenységvizsgálat során tapasztalt

legnagyobb eltérések okozta bizonytalanság

k_1-210

5

10

15

20

25

30

35

40

k_22-60 k_1-60 (LCOE)Egységköltség típusa

Egys

égkö

ltség

[Ft/k

Wh]

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

8. táblázat. A referenciaparaméterek felhasználásával számított egységköltségek



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 fi-gyelembe 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 sze-rint kedvezőbb a magas kamatlábbal figyelembe vett önrészhitelt a lehető legrövidebb futamidő alatt visszafizetni, a törlesztés idejét az orosz hitel fu-tamidejénél 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 el-térését 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 lát-ható 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 egység-költség (LCOE) 16,01 és 16,38 Ft/kWh-nak adódott a két számítási módszer esetében, a referenciaértékekhez képest a bemenő paraméterek változtatá-sával 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) típusA következő fejezetben a Paksra tervezett új orosz blokkok legfontosabb mű-szaki és biztonsági jellemzőit foglaljuk össze.

VVER-történelemA Szovjetunióban – az USA-hoz képest néhány évvel később – 1955-ben in-dult 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 mint-egy 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. 1500 reaktorévnyi üzemidő tapasztalatai gyűltek ösz-sze. Az első VVER reaktorral szerelt atomerőmű 1964-ben lépett üzembe Novovoronyezsben. A VVER-210 jelű prototípus névleges villamos teljesítmé-nye 210 MW volt, a blokk 20 évig üzemelt.

A VVER sorozat fejlesztésében egyre nagyobb egységteljesítményű blok-kok születtek: a 210-es után a 365 MW-os típus, majd 1971-ben a 440 MW-os készült el. Utóbbi VVER-440 néven az első nagy sikerű, külföldön is nagy számban eladott szovjet reaktortípus lett. A VVER-440 típuson belül a fejlesz-tés 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 csat-lakozásakor. Az üzembe helyezett 19 első generációs VVER-440 közül mára már csupán öt blokk működik a világon (2-2 blokk az orosz Kola - V-230 - és Novovoronyezs - V-179 - atomerőművekben, és egy az örmény Metsamorban - V-270 altípus).

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 1982-1987 között üzembe lépett négy paksi blokk biztonsága a nemzetkö-zi felülvizsgálatok szerint megfelel a hasonló korú nyugati blokkokénak. Az erőmű biztonsági rendszereit és a hermetikus védőépületet a legnagyobb át-mérőjű (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 reaktor-típus, a VVER-1000 kifejlesztésébe is belefogtak, a prototípus erőmű 1980-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-1000 már a nyugaton megszokott, nagy térfogatú hengeres hermetikus vé-dőépülettel (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 szük-séges 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 jellemzőiAz AES-91 és AES-92 alapján a 2000-es években az orosz Atomenergoprojekt és a Gidropressz az igények alapján még nagyobb egységteljesítményű, to-vábbfejlesztett reaktortípust tervezett. A VVER-1200-as, AES-2006 típus

BalakovoBushehrDél-Ukrán atomerőmű

HmelnyickijKalinyin

KudankulamKozlodujNovovoronyezsRosztovRovnoTemelinTianwanZaporozsje

OroszországIrán

Ukrajna

UkrajnaOroszország

IndiaBulgária

OroszországOroszország

UkrajnaCsehország

KínaUkrajna

4*VVER-1000/V-3201*VVER-1000/V-4461*VVER-1000/V-3021*VVER-1000/V-3381*VVER-1000/V-3202*VVER-1000/V-3202*VVER-1000/V-3381*VVER-1000/V-3201*VVER-1000/V-4122*VVER-1000/V-3201*VVER-1000/V-1872*VVER-1000/V-3202*VVER-1000/V-3201*VVER-1000/V-3202*VVER-1000/V-3206*VVER-1000/V-320

9. táblázat. A világszerte üzemelő VVER-1000 blokkok [10]

12. ábra. A VVER-1200 típusú blokk térbeli elrendezése. Bal oldalon a turbina-csarnok, jobb oldalon a kettős falú konténment és a hozzá csatlakozó segédépületek [9]



E-NERGIA.HU ATOM

névleges bruttó teljesítménye 1150-1200 MW, éves csúcskihasználási tényezője a 92-96%-ot is elérheti. A reaktor nem cserélhető főberendezéseinek tervezett élettartama 60 év, és akár 18 vagy 24 hónapos folya-matos üzem (kampány) is elérhető vele. A reaktortí-pus alapvetően 0,25 g maximális talajfelszíni gyorsulásra van méretezve, ami megfelel a jelenlegi paksi blokkokra számított tízezer éves visszatérési idejű földrengés okozta gyorsulásnak. [9]

Az AES-2006-ra vonatkozó ún. zónasérülési valószínűség (annak számí-tott gyakorisága, hogy komoly zónakárosodást okozó súlyos baleset történik a reaktorban) 6×10-7/év, ami jelentősen kisebb az új reaktorokra vonatko-zó, nemzetközi szinten elvárt 10-5/év értéknél, és hasonló a legmodernebb, a piacon jelenleg elérhető többi harmadik generációs reaktor zónasérülési 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 való-színűsége <10-7/év.

Az AES-2006-nak jelenleg két altípusa létezik. Az azonos fő technológiai paraméterek mellett az Atomenergoprojekt moszkvai és szentpétervári irodá-ja 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 ke-reskedelmi üzemet. Az első V-392M blokkok a Novovoronyezs atomerőműben épülnek, az első ilyen típusú reaktor várhatóan még 2014-ben üzembe léphet.

Műszaki paraméterekAz AES2006 típus fő műszaki paramétereit a 10. táblázat mutatja. Jól lát-ható, hogy a VVER-1200 üzemi paraméterei meglehetősen hasonlóak a nagy egységteljesítményű nyugati PWR-ek adataihoz. Ez nagy változást

jelent az alacsonyabb fő paraméterek-kel (123 bar üzemi primerköri túlnyo-más, 297 °C zóna-kilépő hőmérséklet) rendelkező jelenlegi paksi blokkokhoz képest. A VVER-1200 típusú reaktorral szerelt atomerőmű nettó teljes hatásfo-ka az orosz adatok szerint 33,9%, ez az adat azonban függ a hűtési módtól és a hűtővíz éves átlagos hőmérsékletétől.

Aktív zónaAz orosz tervezők a VVER-1200 esetében is megtartották a korábban már jól bevált, a VVER-eknél hagyományosan alkalmazott hexagonális üzemanyag-kazetta 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 elemek-nek 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 egyenle-tesebb 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 kam-pányt lehet megvalósítani, jelenleg bevezetés alatt áll a 18 hónapos kampányt lehetővé tevő üzemanyag, és fejlesztik a 24 hónapos kampányhoz szükséges üzemanyagot is. Az üzemanyagban gadolínium kiégő mérget alkalmaznak a kezdeti reaktivitástartalék lekötésére.

Primer körA reaktor aktív zónája a 11,2 m magas, 330 tonna tömegű reaktortar-tályban helyezkedik el (ld. 15. ábra). A reaktortartályt kovácsolt hen-

10. táblázat. A VVER-1200 (AES-2006) fő üzemi paraméterei [11] Névleges hőteljesítményPrimerköri üzemi nyomásPrimer hűtőközeg hőmérséklete zónabelépésnélPrimer hűtőközeg hőmérséklete zónakilépésnélPrimerköri hűtőközeg-forgalomSzekunder oldali frissgőz-nyomásSzekunder oldali frissgőz-hőmérsékletFrissgőz tömegáram

3200 MW162 bar298,2 °C328,9 °C

86 000 m3/h68 bar

283,8 °C6408 t/h

13. ábra. A VVER-1200-hoz javasolt TVS-2M üzem-anyag-kazetta (balra), a kazetta keresztmetszete (jobbra fent), és a szabályozórudak szerkezete (jobbra lent) [9]

14. ábra. A VVER-1200 primer köre. Piros színnel jelezve a reak-tortartály, zölddel a gőzfejlesztők, lilával a térfogatkompenzátor, kékkel pedig a hidroakkumulátorok tartályai [12]

15. ábra. A VVER-1200 reaktor-berendezése [2]. Jelmagyarázat: 1 – zónán belüli mérések, 2 – felső blokk, 3 – védőcsőblokk, 4 – reaktor-akna, 5 – zónatartó kosár, 6 – zóna, 7 – reaktortartály [12]


28

ATOM E-NERGIA.HU


geres elemekből hegesztik össze, függőleges hegesztési varratok mellőzésével. Az AES-2006 primer köre (14. ábra) – a VVER-1000-hez hason-lóan – négy gőzfejlesztőt, ennek megfelelően négy primer hurkot tartalmaz. A primerköri hűtőközeg össztérfogata – a térfogatkompenzátort leszámít-va – 290 m3. 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 nyo-mást biztosító térfogatkompenzátor csaknem 80 m3 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, gőzfejlesztőn-ként 11 000 darab, összesen 6100 m2 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 lehet-séges a primer körből a hő elvonása baleseti helyzetben passzív módon is.

KonténmentA teljes primer kört befoglaló hermetikus, kettős falú, hengeres alakú, kupo-lával 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 ellát-va. 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

hidrogén-rekombinátorokkal van felszerelve, amelyek mennyiségét úgy vá-lasztják 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 he-lyezkedik el, feladata az olvadt nukleáris üzemanyag lokalizálása és hűtése egy esetleges zónaolvadással járó tervezési alapon túli baleset esetén. A zó-naolvadék-csapdában lehetséges az üzemanyag hűtése is. Az aktív olvadék-hűtő-rendszer kiesése esetén az olvadék hűtése passzív módon is biztosítható 24 órán keresztül.

Biztonsági rendszerek

A V-491 altípus biztonsági rendszereiA 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% redundanci-ájú, és segítségével a csőtöréses üzemzavarok teljes spektruma kezelhető 850 mm-es, 200%-os csőtörésig. A vészbórozó rendszer 4×50% redundan-ciával rendelkezik, üzemelése esetén magas bórsav-koncentrációjú (40 g/kg) hűtőközeget fecskendez a térfogatkompenzátorba, egyrészt gyors nyomás-csökkentést 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. hidroakkumuláto-rokat, amelyek az üzemzavari zónahűtőrendszerek részét képezik. Ilyen hidroakkumulátorok a jelenlegi paksi blokkokban is vannak, szerepük bór-savas hűtőközeg zónába juttatása hűtőközeg-vesztéses üzemzavarok so-rán. 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 balese-tek kezelésére. A passzív hőelvonó rendszer, amely a V-491 típus sajátossága, a gőzfejlesztőkön keresztül képes a remanens hő elvonására tervezési ala-pon túli balesetek esetén (18. ábra). A négy párhuzamos ágból álló rendszer (PHRS-SG) áganként 18-18 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 gőz-fejlesztőn keresztül. Ezek a víztartályok használhatók a passzív konténment-hűtés (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 rendszereiA V-392M altípus esetén – a V-491-hez hasonlóan – aktív és passzív biz-tonsági 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 te-kinthető rendszer – 15 bar alá csökkenő primerköri nyomás esetén képes passzív módon bórsavas vizet juttatni a primer körbe, így a külső villamos-energia-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

16. ábra. A VVER-1200 fekvő elrendezésű gőzfejlesztője [9]

17. ábra. A VVER-1200 hermetikus védőépülete (balra) és a zónaolvadék-csapda (jobbra) [12], [14]


29

E-NERGIA.HU ATOM


hőcserélőkhöz lehet vezetni a gőzt, ahol a környezeti levegő hűti le és kon-denzáltatja azt, majd a kondenzátum gravitációs úton visszafolyhat a gőzfej-lesztőkbe.

ÖsszefoglalásA cikkben áttekintettük a magyar villamosenergia-rendszer jelenlegi hely-zetét. Tárgyaltuk a villamosenergia-igények bővülésének lehetőségeit, vala-mint az ezt fedezni képes erőműpark forrásoldali összetételét. Ismertettük a paksi atomerőmű telephelyére tervezett blokkokban termelt villamos ener-gia egységköltségére vonatkozó számításainkat, figyelembe véve a sajtóban megjelent finanszírozási konstrukció adatait. Elemeztük az egyes, bizonyta-lan paraméterek áramárra gyakorolt hatását. Végezetül áttekintettük az új atomerőművi egységek fő műszaki és biztonsági jellemzőit. Az új paksi blok-kok 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 le-hessen. Az atomerőmű bővítésének számos más aspektusa is van, amelyeket sok további cikk fog elemezni a következő időszakban.

Lábjegyzetek1. 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, 2003.[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] 2013. évi CCXXX. törvény a Magyarország 2014. évi központi költségvetéséről 69.§ (1)

[8] Sergey Boyarkin, Rosatom: Safety of new Russian VVER designs with an ac-count of the lessons, learned from Fukushima Daiichi accident and new IAEA requirements, 2013. Feb 27, http://www.energia.sk/pr-sprava/jadrova-ener-gia/rosatom-prezentacia-z-prednasky-sergeja-bojarkina-v-bratislave/9750/

[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), https://aris.iaea.org/sites/PWR.html

[11] Atomenergoprojekt: Design AES-2006, Concept Solutions by the example of Leningrad NPP-2,

http://www.rosatom.ru/wps/wcm/connect/spb_aep/site/resources/d4229080474289b1ae22be86442d90bd/AES-2006_2011_EN.pdf

[12] Vitaly Ermolaev, Atomstroyeksport JSC: VVER NPP experience and develop-ment, MIR.1200 project, 2012. január 10., www.skoda-js.cz

[13] Mikhail Bykov, OKB Gidropress: Safety system of reactor plant V-491 and safety analyses results, INPRO Dialogue Forum on Sustainability of Nuclear En-ergy System Based on Evolutionary Reactors, IAEA, Vienna, 19th − 22nd No-vember, 2013., http://www.iaea.org/INPRO/7th_Dialogue_Forum/index.html

[14] Nikolay Fil: Status and perspectives of VVER nuclear power plants, Meeting of the TWG-LWR IAEA Headquarters, Vienna, Austria, 26 -28 July 2011

[15] Нововоронежская АЭС-2, Московский Атомэнергопроект, http://www.ro-satom.ru/resources/385753804798dd1a85689d32dd078209/broshure_nw_aep_site.pdf

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. Sprinkler-rendszer 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 hőcserélő-je 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 rend-szer hőcserélője 7. Térfogatkompenzátor 8. Reaktor 9. Gőzfejlesztők 10. Zónaolvadék-csap-da 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


30

PR E-NERGIA.HU


Nálamszigetelnek Program: 46%-kal csökkentette a gázfogyasztást a szigetelés

Lezárult az első, valós körülmények között végzett épület-energiaha-tékonysági összehasonlító program.

46%-kal csökkentette a gázfelhasználását a korszerű szigetelés – derült ki a Knauf Insulation által indított első, valós körülmények között végzett épület-energiahatékonysági összehasonlító program eredményeiből. A 7 hónapon át tartó vizsgálat két, egymástól 6 km-re lévő, közel azonos műszaki paramé-terekkel 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 ki-adásaiban is meglátszott: ők az idén télen 113 800 forinttal költöttek keve-sebbet 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 10 000 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 médiatámogatásá-val valósult meg.

Az elmélet bizonyítása a gyakorlatbanKöztudott, hogy a szigetelés alkalmazásával 30-40%-os energia- megtakarítás 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 Eu-rópa-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 felhí-vásra összesen 179 család jelentkezett, akik közül a cég, valamint a program méréseit végző Budapesti Műszaki Egyetem és a Pannonműhely Kft. szakem-berei 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 tör-ténő 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, amely-nek révén ez az ingatlan már megfelel a 2015. 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 ingat-lan, Gábor és családjának hajdúdorogi otthona nem kapott szigetelést.

A Pannonműhely Kft. és a Budapesti Műszaki Egyetem Épületszerkezettani Tanszékének munkatársai mindkét ingatlanba mérőberendezéseket telepí-tettek. A kazánok fűtési célú, előremenő meleg vizének hőmérsékletét hő-mennyiségmérőkkel 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 meteo-rológiai állomást telepítettek. A 24 órás mérési adatokon alapuló összehason-lító elemzéseket a program teljes időtartama alatt, 2013. szeptember 27. és 2013. március 31. között bárki folyamatosan figyelemmel kísérhette a www.nalamszigetelnek.hu oldalon.

Bizonyíték, nem ígéret: 46%-kal csökkent a fűtésszámlaA közel 7 hónapig tartó összehasonlító mérések eredményei számos tekin-tetben a szakembereket is meglepték. A belső hőmérséklet azonos szinten tartásához a nem szigetelt ház 2182 m3 gázt használt el, míg a szigetelt ház-ban lakóknak ehhez 1196 m3, vagyis 46%-kal kevesebb gázra volt szükség.

„A nem szigetelt házban lakó család a gázszámlákra 250 495 forintot, vagyis havonta átlagosan 35 785 volt kénytelen fordítani. Ezzel szemben a szigetelt házban élő család összesen 136 607 forintot, havonta átlagosan mindössze 19 515 forintot költött az energiahordozóra, ami szintén 46%-os különbséget jelent” – mondta Kanyuk László, a Knauf Insulation Kft. marke-ting 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 napo-kon 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 csökkenthetjükA program során a szakemberek negyedórás bontásokban vizsgálták a kazá-nok működését is. A szigetelt ház kazánja átlagosan mindössze harmadannyit üzemelt, mint a nem szigetelt otthoné, sőt voltak olyan melegebb téli napok,


31

E-NERGIA.HU PR


amikor be sem kapcsolt, mert a ház belső hőmérséklete nem csökkent a meg-határozott érték alá. Mivel a kazán nem kapcsolt be, az elektromos keringtető szivattyú sem üzemelt, ami a teljes fűtési szezonra vetítve mintegy 10 000 forintos megtakarítást eredményezett.

Szigetelés: megtérülő befektetés, és többet hoz, mint egy bankbetétHa a program során felhasznált hőszigetelő anyagok árát, nettó 1 327 553 Ft-ot összehasonlítjuk a gázfogyasztás csökkenésből adódó 113 888 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 ho-zamot hoz, ami átlagosan háromszor magasabb, mint a jelenleg elérhető be-téti 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 5 694 400 forintot takaríthatunk meg, vagyis minden 1 forint, amit szigetelésbe fektetettünk, 4,3 forint megtérülést ered-ményez.

Mihez kezdjünk a Nálamszigetelnek Program eredményeivel?A Nálamszigetelnek Program eredményeit, egy a program országos szintű ki-terjesztésére 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 ener-giahatékonysági állapota miatt szigetelni. Ennek ellenére a családi házak szi-getelésére 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 fűtés-számlájukat. (x)

További információ kérhető:

Aszódy TamásKnauf Insulation Kft.Tel.: 06/23-880-755E-mail: [email protected]

Piskóti Attila / Pál IldikóPremier Kommunikációs IrodaTel: 483-1860 / 30-240-7619E-mail: [email protected]

További információk a Merkapt Zrt. megújuló energia termékeirôl és megoldásairól:Kis István, +36 20 362 4181 • [email protected]

Teljes körû megújuló energia megoldások a pályázati lehetôség felkutatásától,a szakmai tanácsadáson át, a komplex rendszer beszerzéséig!

T lj kö û új ló i ldá k ál á ti l h tô é f lk t tá ától

VÍZ-, GÁZ-, FÛTÉSTECHNIKAMEGÚJULÓ ENERGIA

www.merkapt.hu

Merkapt_210x145mm.indd 1 2013.02.04. 12:49


32

HÍREK E-NERGIA.HU


TechnikatörténetA MET Választmánya fontosnak tartja a tech-nikatörténeti emlékezet ápolását. Ennek a gondolatnak a jegyében kapcsolatot kíván tartani a műszaki, elsősorban az energetikai jellegű múzeumokkal. Ennek első esemény-ként 2014. 04. 24-én kihelyezett, múzeum-látogatással 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-díjasokA Magyar Kapcsolt Energia Társaság 2014. március 18-19-én Siófokon tartotta XVII. konferenciáját, ahol sor került az MKET ál-tal alapított Heller László Díj átadására is. A megtisztelő díjat ez alkalommal két személy nyerte el, Hamvai László aranydiplomás vil-lamosmérnök és Korcsog György okleveles gépészmérnök.

Hamvai László 1957 óta az ERBE cégnél tevékenyen részt vett a magyarországi – szin-te összes – nagy erőmű építésében. A ’90-es

évek végétől a kapcsolt energiatermelés te-rületén szervezési munkájával elősegítette a gázmotor, a gázturbina munkabizottság lét-rehozását, működését, továbbá lelkesedéssel és hozzáértéssel szervezte az MKET éves kon-ferenciáit. Műszaki publikációival hozzájárult a kapcsolt termelés elismeréséhez, fennma-radásához.

Korcsog György az Április 4. Gépgyárban kezdte energetikai tevékenységét, majd a Mátrai Erőműben az erőműves szakma mel-lett kötelezte el magát. 1981-tól a kapcsolt energiatermelés és a hőszolgáltatási célú hőtermelés jelentette a fő feladatot számára a Debreceni és Nyíregyházi Erőmű irányítá-sában. Elkötelezetten támogatta a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelést, a városi távhőszolgáltatás mellett az ipari igényeket is jó hatásfokkal biztosították a két város-ban. 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, me-lyek beruházásában, irányításában meghatá-rozó szerepet töltött be 1996 és 2007 között.

Ezúton is gratulálunk nekik, és további si-keres munkát, jó egészséget kívánunk!

Megalakult az A1 Hőszigetelő-anyag-gyártók EgyesületeA most megalakult A1 Hőszigetelőanyag-gyár-tók Egyesületét a Magyarországon meghatáro-zó 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 termékismere-tekkel rendelkeznek a teljes hőszigetelőanyag-piacról, valamint az alkalmazáshoz szorosan kapcsolódó építményszerkezetekről is.

Milyen lesz Németország atom nélkül?Németország elsőként vállalta, hogy fokozatosan leállítja atomerőműveit, helyette a szél- és nap-energiára helyezi a hangsúlyt. Az energiafordulat elsöprő lakossági támogatást élvez. Németország villamos energiájának 25%-a jelenleg is megújuló

HírekHírekHírekHírekHírekHírek

Kitüntették Penninger AntaltA hazai műszaki felsőoktatás fejlesztéséért, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudomá-nyi Egyetem hazai és nemzetközi tudomá-nyos és ipari kapcsolatainak kiépítéséért és fejlesztéséért, valamint a jövő műszaki értelmiségének nevelésében vállalt szerepe elismeréseként a Magyar Érdemrend Lo-vagkeresztjét vehette át Penninger Antal, a műszaki tudomány doktora, a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem Gépészmérnöki Kar Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék egyetemi tanára. „Meg-lepetéssel vettem tudomásul, hogy kitünte-tésben részesülök – mondta a professzor, akit, mint fogalmazott, megelégedéssel tölt el, hogy egy élet munkáját mások is értéke-

lik. – Azt szokták mondani, hogy a kitünte-tést nem kapja az ember, hanem adják. Jól esik, hogy az egyetemért és az egyetemen végzett négy évtizedem eredményeit elis-merik.”

Tisztelt Választmány!Nagy örömmel szereztem tudomást arról, hogy a MET korábbi elnökét, a BME Energetikai Gé-pek és Rendszerek Tanszék korábbi vezetőjét, a Gépészmérnöki Kar korábbi dékánját, Választ-mányunk tagját, dr. Penninger Antal professzor urat a Magyar Érdemrend Lovagkeresztjével tüntették ki. A Magyar Tudományos Akadé-mia elnökének előterjesztésére, a március 15-i nemzeti ünnep alkalmából Magyarország köz-társasági elnöke által adományozott elismerést a Magyar Tudományos Akadémia Székházában Pálinkás József, az MTA elnöke adta át.

Kedves Anti! Tisztelettel és szeretettel gra-tulálok a négy évtizedes életpálya elismerésé-hez. Jó egészséget kívánok!

Korényi Zoltán


33

E-NERGIA.HU HÍREK


energiaforrásokból származik, és az ország éven-te legalább 10 milliárd eurót takarít meg a ha-gyományos energiahordozók importjának csök-kenése miatt. A megújuló ipar 40 milliárd eurós forgalmat bonyolít le évente, és 2012-ben 377 000 embert foglalkoztatott. Németországban, va-lamint a legtöbb európai országban 70%-kal nőtt a hagyományos energiahordozók ára az elmúlt tíz évben, míg a megújuló energiaköltségek jelentő-sen csökkentek ebben az időszakban. A szárazföl-di szélenergia 20%-kal, a napelem pedig 90%-kal olcsóbb, mint egy évtizeddel ezelőtt.

Újabb nyilvános sűrített földgáz-töltő-állomást nyitott a FŐGÁZ BudapestenA FŐGÁZ 2014. április 4-én átadta Budapest második nyilvános sűrített földgáz- (CNG) töltő-állomását. A Budaörsi út 126. szám alatt talál-ható CNG töltőállomáson személyautók, teher-autók és buszok is tankolhatnak.

A sűrített földgáz, mint üzemanyag (CNG) a benzin- és a dízelalapú közlekedés környezetba-rát és költségtakarékos alternatívája, azonban Magyarországon – részben a töltőállomások hiá-nya miatt – még nem elterjedt. A FŐGÁZ 2011-ben célul tűzte ki, hogy a CNG üzemű közlekedés népszerűsítése érdekében megteremti a szük-séges infrastruktúrát. Ezen célkitűzés egyik első lépéseként 2011-ben megnyitotta a X. kerület Kőbányai úton a főváros első nyilvános CNG

üzemanyagtöltő állomását. A pozitív tapaszta-latok és a növekvő igények arra ösztönözték a FŐGÁZ vezetőségét, hogy további lépéseket te-gyenek a CNG üzemanyag ismertségének növe-lése érdekében. Folytatásként együttműködési megállapodást kötöttek az ENI Hungária Zrt.-vel a következő földgáz-üzemanyagtöltő kút telepí-tésére egy Agip üzemanyag-töltőállomáson. A második CNG kút megnyitásával a FŐGÁZ már Budapest két kiemelt fogalmú csomópontján biztosítja a lehetőséget a CNG üzemű gépjár-művek tankolásához.

A sajtótájékoztatón Koncz László, a FŐGÁZ Zrt. vezérigazgatója elmondta, hogy tárgyalá-sokat folytatnak taxitársaságokkal, kommunális szolgáltatást nyújtó és közösségi közlekedést biztosító vállalatokkal, akik felismerve a föld-gázüzemű járművek gazdasági előnyeit, sorra veszik fontolóra gépjárműflottájuk CNG üzemű-re történő lecserélését. A társaság jó példával elől járva saját autóflottáját fokozatosan cseréli le CNG üzeműre.

Energia, civilizáció, szintézisigénySzergényi István bemutatja új könyvétAz ember már csak oly módon tud élni, hogy saját fizikai energiáját mind több és több természet-ben található energiával egészíti ki. Ez utóbbit korábban, egyre gyarapodó tapasztalattal és tudással, azaz szellemi energiával állította a

saját szolgálatába, ezáltal is különbözve az élő-világ minden más lényétől. Ugyanez a szellemi energia az idők folyamán sajátos kultúrák kiala-kulásában is megnyilatkozott. A változó körül-mények és a meg-megjelenő kihívások később folyamatosan tökéletesedő technikákat és tech-nológiákat, végül civilizációkat érleltek ki. A ci-vilizációk kialakulásának kezdetén még kevéssé érződött az erőforrások korlátozottsága, hiszen ha a legelők és a termőföldek kimerültek, illet-ve 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, gon-dolkodó ember telhetetlenségében immár az egeket ostromolja. Eközben – akár észreveszi, akár nem – saját maga is tetézi az őt érő külön-böző 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 techno-lógia szempontjából, hanem geopolitikailag is, továbbá az emberi tudásnak és viselkedésnek, valamint a világ sok más problémájának széles panorámájára úgyszintén. A témakör – súlya

Molnár LászlóETE főtitkár

Paks valós szerepe a magyar energetikában

Hozzászólás Szilágyi Zsombor „Paksi bővítés vagy megújulók?” című cik-kéhez (megjelent a Magyar Energetika 2014. áprilisi számában)

A szerző érdekes elemzést készített arról, hogy a Paks II. atomerőmű-vet 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 mé-diában ezzel kapcsolatban. „Szakértők” állították például, hogy Paks II-t helyettesíteni lehet épületszigeteléssel, vagy a 2400 MW-os nukleáris ka-pacitással azonos értékű szélturbina-kapacitással. Mindkét állítás téves; az épületszigeteléssel hőt lehet megtakarítani, de a hőszigetelés nem ter-mel áramot, a 2400 MW szélturbina pedig a hazai szélviszonyok mellett, éves szinten 5-6-szor kevesebb villamos energiát termelne, mint az azo-nos 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 szá-molva mintegy 70 PJ (villamos) energiát termelhet, ami az ország jelen-

legi, (évi) 1000 PJ primer energiahordozó-felhasználásának 7%-a”. Itt, a primer energiára történő átszámítás során a szerző eltévedt az ener-giastatisztika bonyolult módszertanában. Ha elvégezzük a 2x1200 MW x 8000 óra számítást, 19,2 TWh villamos energiát kapunk, ami hőegység-ben 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 PJ-os villamosenergia-termelést el kell osztani 0,33-mal, és eredményül 210 PJ-t kapunk, ami az ország 1000 PJ primer energiahordozó-felhasználá-sának 21%-a, azaz több mint 1/5-e. De a Paksi Atomerőműnek nemcsak a termelési szerepe kiemelkedően nagy, hanem növeli az ellátásbiztonsá-got, csökkenti az áramimportot és stabilizálja az energiaárakat.

Miért 33% az atomerőművek egységes hatásfoka? Azért, mert ez le-hetővé teszi, hogy a nukleáris energiát nem, vagy alig használó országo-kat (pl. Ausztria) energetikailag össze lehessen hasonlítani a magas rész-arányban nukleáris energiát használó országokkal (pl. Franciaország). Ha 100%-osnak vennénk az atomerőművek hatásfokát, akkor Franciaország energetikai termelékenységi és hatásfokadatai sokkal jobbnak mutatkoz-nának az osztrák adatoknál. A 33%-os hatásfok egy szenet, földgázt, biomasszát egyaránt használó ország átlagos hatásfokát tükrözi, és segít-ségével a nemzetközi energetikai elemzések biztonságosan elvégezhetők.



HÍREk E-NERGIA.HU

miatt – megkívánná, hogy a közvélemény, főleg pedig a döntéshozók megismerjék és megértsék az energia fontosabb összefüggéseit. Folyama-tosan integrálniuk kell az ökológia, a gazdaság és társadalom területéről begyűjthető infor-mációkat. Felelős munkájukhoz az energetikai szakembereknek is jártasnak kell lenniük a saját maguk által művelttől eltérő, de energiavonzat-tal rendelkező területeken. Az is nélkülözhetet-len, 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 megismeré-se tekintetében. Megírásával, ha többet nem is, de legalább pozitív impulzust kívántam adni az olvasónak. Írásom időtállóságát és kritizál-hatóságát 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, illet-ve arra kényszerített, hogy a tengernyi energia-függő területből csupán néhány különösen fon-tosat emeljek ki. Még azokhoz is szükséges volt időnként „idegen vizekre eveznem”, ami viszont óhatatlanul megkívánta, hogy olyan, másodkéz-ből származó ismereteket is felhasználjak, ame-lyek 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 pazar-lás 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 ismere-tek hiányával és az általános tájékozatlansággal magyarázható, hanem azzal is, hogy az emberek a nagyobb összefüggések iránt többnyire közöm-bösek, céljaikat jobbára saját rövid távú érdeke-ik 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 nagyszabá-sú programnak a véghezviteléhez szükséges időtartam hossza nehezen becsülhető meg, hiszen az emberi szemlélet- és a technológia-

váltást egyaránt sajátos inercia jellemzi. Át kell tehát vészelnünk egy bizonytalan hosszú-ságú időszakot addig, ameddig új, bőséges és biztonságos, elméletileg „végleges” energia-ellátási megoldásra talál az egyre szaporodó embertömeg. A folyamat sikere vagy sikerte-lensége sorsfordító jelentőségű lesz. A legfon-tosabb kérdés tehát az, hogy lesz-e elegendő idő úgy lépnünk, hogy erőforrás-gazdálkodá-sunk, tudásunk, új technológiáink, valamint a környezet változásához történő alkalmazko-dóképességünk együttesen lehetővé tegyék megtartani mindazt, amit eddig elértünk.

Ezzel kapcsolatban több olyan kérdésre kell felelnünk, mint például a következők: A nem-hagyományos energiaforrások és a villamos energia át tudják-e venni a kőolaj szerepét? Mi lesz a szén és a nem-hagyományos energiaféle-ségek jelentősége, beleértve a megújuló ener-giaforrásokét? Igazolható-e a CO2-pánik? Mi lesz a nem-hagyományos szénhidrogének, va-lamint a nukleáris energia szerepe, és ez utób-bival kapcsolatban az uráné vagy a tóriumé-e a jövő? Nem tudhatjuk egyértelműen eldönteni azt sem, hogy melyik infrastrukturális és fel-használói technika fogja kiváltani a minden bi-zonnyal a jelenleginél is nagyobb rendszereket. Mindegyik kérdés – mint egy-egy folyamat/ese-ménysorozat – egyszer kritikussá válik, és ak-kor megválaszolandó kihívásként jelenik meg. Az egyes események azonban nem egymástól függetlenül léteznek, hanem mintegy komplex egészet alkotnak. Egyetlen elemet kiemelve be-lőle, az egész megváltozik, és nem lesz ugyanaz többé, mint ami korábban volt.

Civilizációnk jövője szempontjából szél-sőségesen derülátó vagy pesszimista nézetek alakultak ki. Ezek egyikének elfogadása nem célravezető. Helyettük minden intellektuális energiánkat latba vetve, fáradhatatlan keresés-sel rá kell találnunk arra az útra, amely megadja – az energia vonatkozásában is – a jövőbe való átlépés nagyobb megrázkódtatás nélkül lezaj-ló, kellő megbízhatósággal ma még nem ismert módját. A valóság maga csak egy, ha különbö-zőképpen szemléljük is azt.

Az ENSZ ma már több mint egy tucat globális kihívást tart számon. Az ezekre adandó helyes vá-laszok megtalálásának esélyét növelheti az egy-oldalúságba egyre jobban belecsúszó hétköznapi ember, valamint a tudós és a politikus látóköré-nek, energia-kölcsönhatásaival kapcsolatos isme-reteinek bővítése. Ennek hatékony elősegítésével a tudományszervezés a mai napig adós. Jogos kritikára ad alapot – kihívásként is értelmezhető – az is, hogy a természettudományos és a hu-mán műveltség az utóbbi évtizedekben túlzottan elkülönül, és az utóbbi – tárgyi ismeretek híján

– igyekszik befolyást gyakorolni az energiapoliti-kákra (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 gya-korlatra, 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 leg-újabb jelentésének munkáit magyar szakértő is vezetteBerlinben 180 ország több mint ezer delegáltja ülésezett április 7. és 12. között, hogy meg-vitassák az ENSZ tudományos panelének leg-újabb klímajelentését, ami hétévente kerül kiadásra 4 kötetben. A 2007-es jelentés után Béke Nobel-díjjal tüntették ki a Kormányközi Klímavédelmi Testületet (IPCC). A most meg-jelenő, 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 foglal-kozik, 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 Magyarország-ról a Közép-Európai Egyetem professzora és Éghajlat- és Fenntartható Energiapolitikai Ku-tatóközpontjának 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 megkér-dőjelezhetetlen, és évezredek óta nem meg-figyelt jelenségeket okoz. Az ipari forradalom óta már közel egy °C-ot emelkedett a Föld át-laghőmérséklete, ami olyan káros hatásokért felelős, mint az Északi-sarki és grönlandi jég-takaró igen jelentős olvadása, növekvő gyako-riságú 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 szá-zalékponttal is csökkenthetik a világgazdaság teljesítményét, háborúkhoz és jelentős nép-vándorlásokhoz is vezethetnek. A harmadik, az utolsó jelentés az éghajlatváltozás megelőzésé-vel kapcsolatos lehetőségeket elemzi.


35

E-NERGIA.HU TECHNOLÓGIA


Cserháti András

A VVER reaktortípus 50 éves evolúciója

2013 második felében döntés született Paks 5 és 6 tender nél-küli, orosz partnerrel való megvalósításáról. 2014 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 tényle-gesen felhasznált hitel összegét 21 év alatt kell visszafizetni 3,95-4,95% közti lépcsős kamatozással. Jelen cikk nem fog-lalkozik sem energiapolitikai, sem finanszírozási kérdésekkel. Alapvető üzenete az, hogy az orosz VVER mára hatalmas ta-pasztalati bázison nyugvó, kellően biztonságos és világszínvo-nalú technológia.

A VVER típusról általábanA 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 energi-ájú 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, rövi-den 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 hi-degháború körülményei közt, 1953-ben tartotta Eisenhower amerikai elnök az „Atoms for Peace” (Atomok a békéért) című, propagandaele-meket sem nélkülöző híres beszédét az ENSZ-ben, az atomenergia békés felhasználása érdekében. 1954-ben a szovjetek Obnyinszkban üzembe helyezték az első 5 MW-os, grafit moderátoros, vízhűtésű reaktorral működő atomerőművet. 1955-ben Genfben tartották meg az atomenergetika első nemzetközi konferenciáját, amelyen politi-kai hovatartozás nélkül vehettek részt az egyes országok. 1957-ben Shippingportban az amerikaiak is elindították az első 60 MW-os atom-erőművüket, melynek tengeralattjárókéhoz hasonló nyomottvizes re-aktora volt.

A különféle fejlettségű VVER reaktorok első megjelenései rendsze-rint a Don-parti Novovoronyezsi Atomerőműhöz köthetők.

Az 1. táblázat típusneveiben szereplő számok a villamos telje-sítményt 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 elnevezé-sekről alább lesz szó.

Bevezető blokkokA három blokk majdnem ugyanazokból a főberendezésekből épült fel. Pél-dául 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 hűtőközeg-vesztése nem következik be.

• A hangsúlyt bizonyos halványan körvonalazott veszélyek műszaki és szervezési intézkedésekkel történő megelőzésére helyezték, de ma el-várható fejlettségű biztonsági rendszerek még nem voltak e blokkokon.

A VVER-440A 440 MW-os villamos teljesítményű típus a VVER következő csoportja. Ha a sikert az üzembe helyezett blokkok számával mérjük, akkor ez ki-emelkedően 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-

1. táblázat. A VVER típusok, altípusok időrendben

Típus Altípus Elnevezés Év Blokk

VVER-210 V-1 bevezető blokkok 1964 1

VVER-70 V-2 1966 1

VVER-365 V-3M 1969 1

VVER-440 V-179,V-230, V-270

korai 1971 16

V-213 kései, konténment 1977 2

V-213 kései, lok. torony 1980 17

VVER-1000 V-187 „fejblokk” 1980 1

V-302, V-338 „kis sorozat” 1982 4

V-320 „nagy sorozat” 1984 21

V-428 AES-91 2006 2

V-412 AES-92 2013 1

VVER-1200 V-392MV-491

AES-2006külföld: MIR-1200 2014 0

VVER-1300 V-510 TOI, AES-2010 ? ?


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, Bulgáriá-ban és Csehszlovákiában 1973-1982 folyamán a tucatnyi V-230. Sajnos e blokkok biztonsági szempontból nem sokban haladták meg az előzőkben említett bevezető blokkokat. Továbblépés csupán bizonyos főberendezé-sek és műszaki megoldások tekintetében történt. Az örmények két V-270 altípushoz tartozó reaktorát is a V-230 kismértékű módosításával fejlesz-tették ki. Emelt földrengés-állóságot kaptak: megjelentek bennük vagy további ágakkal, nagyobb kapacitással épültek ki egyszerűbb hűtőrend-szerek (üzemzavari tápvíz, reaktor maradványhő-elvonás stb.). Ugyanak-kor továbbra sem oldódott meg két fő gond: a primer köri nagy csőtörés következményeinek kezelése, illetve az üzemzavar során kikerülő radio-aktív anyagok visszatartása a reaktorépületben.

Az igazán jelentős változás a kései V-213 altípussal állt elő: itt gyö-keres biztonsági filozófiaváltás történt. A tervezési üzemzavar a primer-köri csővezeték pillanatszerű, kettős kiömlésű törése lett. A visszatartást a finn Loviisa reaktora esetében amerikai mintájú, jégkondenzátorokkal hűthető védőépület (konténment) biztosítja, a további V-312 blokkok-nál – így Pakson is – a buborékoltató kondenzátorokkal működő ún. lokalizációs torony. Ezekbe a blokkokba már aktív (villamos betáplá-lást 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 terhe-lést. 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 ki-lencvenes 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 minőségbiz-tosítás 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 kü-lönféle okokból csökkenés indult meg. Feltűnik egy sor helyhez köthe-tő 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 újra-egyesítés; lengyel népszavazás; EU csatlakozás. Az ábrán csak a kubai

1. ábra. Az európai VVER-440 blokkok jelenleg, altípusok szerint, a sorsukat befolyásoló egyes eseményekkel


37



Bevez. VVER-440 VVER-1000 VVER-1200

év V-179V-230V270

V-213 V-187V-302V-338

V-320V-446

V-392BV-428V-412

V-392MV-491

19641965

Novo1

19661967196819691970

Rhei1

Novo2

19711972197319741975

Novo3Novo4

Kola1 Grei1Kozl1 Kola2 Grei2

Kozl2

19761977197819791980

Mets1Grei3Bohu1Grei4

Mets2 Bohu2 Kozl3

Lovi1

Lovi2 Rovn1 Novo5

19811982198319841985

Kozl4Kola3 Rovn2

Paks1

Bohu3 Paks2 Kola4Duko1 Bohu4

Dukr1

Kali1Dukr2

Zapo1Zapo2 Bala2

19861987198819891990

Duko2 Paks3 Duko3Duko4 Paks4

Grei5

Kali2 Zapo3 Rovn3Bala2 Kozl5 Zapo4 Hmel1

Bala3Zapo5 Dukr3

19911992199319941995

Kozl6

Bala4

Zapo6

19961997199819992000

Moho1Moho2

Teme1

20012002200320042005

Rost1Teme2

Hmel2 Rovn4 Kali3

20062007200820092010

Tian1Tian2

20112012201320142015

Moho3Moho4

Kali4 Bush1

Rost3Kuda1Kuda2 Nov21

2016?2017?2018?2019?2020?

Rost4

Tian3 Hmel3Tian4Hmel4

Nov22 Len21

Aszt1 Len22Balt1

Indult 3 16 19 5 22 3

épül 2 2 5 6

2. táblázat. VVER kronológia – az összes elindított és ma létesülő blokk (forrás: [1], [3])

Erőművek, országokAsztravec (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)

Jelmagyarázatblokk azonosító az erőmű név első négy betűje és a blokk sorszámavégleg leállítva



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 védőépü-letben.

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 kockázatok-nak. Ugyanakkor az igényes biztonsági kialakítás e kockázatokat nagy-ban 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 ál-lítani, mert elvárható biztonsági szintre hozásuk már nem volt ésszerű ráfordítással megvalósítható.

A VVER-1000Az ezredforduló utáni évtizedig bezárólag a VVER-1000 blokkok meg-jelenésével, elterjedésével az evolúció tovább folytatódott. Ez is Novovoronyezsben, az ún. „fejblokk” által vette kezdetét, majd követke-zett 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 kö-vetelményeit (először az OPB-73 előírásokban).

• Felismerték az aktív és passzív biztonsági rendszerek fontosságát.• Jelentős fejlődés történt a biztonság számítási és kísérleti megala-

pozásban.• Alkalmazást nyert a mélységi védelem elve.• Fontos szerepet kapott a radioaktív anyagok kikerülését megakadá-

lyozó 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-szá-zadára (10-6-10-7/év) kellett csökkenteni a zónaolvadás és nagy radio-aktív kibocsájtás valószínűségeit.

A működő VVER-440 és VVER-1000 blokkok jelentős részénél ma teljesítménynövelés és üzemidő-hosszabbítás zajlik. Ezek újabb biz-tonsági elemzésekkel és átalakításokkal, korszerűbb üzemanyag be-vezetésével 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 hónap-ra való ciklushosszabbítás. Mindez azt bizonyítja, hogy a robusztus hőerőgépészeti kialakítás jó alap a még hatékonyabb üzemeltetést, ol-csó 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 el-sők 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” utánA V-320 jelű „nagy sorozat” után különféle altípusok bonyolult láncola-tán 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 ki-dolgozási 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 mi-

nőségben végrehajtható karbantartási leállások).

A legfontosabb trendek a biztonság növelésén túl tehát az üzemi paraméterek és gazdaságosság javítása, és a saját tapasztalatok mel-lett a Nemzetközi Atomenergia Ügynökség ajánlásainak, valamint az európai atomerőmű-üzemeltetők új atomerőművekre közösen kidolgo-zott követelményeinek (EUR, European Utility Requirements) érvénye-sítése lett.

Az AES-2006 sok biztonsági rendszerrel rendelkezik. Aktívak: üzem-zavari zónahűtés, bórsav-befecskendezés, tápvíz-ellátás vagy gőzfejlesz-tő-hűtés. Passzívak: üzemzavari zónahűtés, hőelvezetés a reaktorból, zó-naelárasztás 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 kikerülésé-től kettős falú vasbeton konténment védi.

A jövő ígérete: a VVER-TOIA 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 illet-hető 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 szériablok-kot 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 kor-szerű irányítástechnikát, ember-gép kapcsolatot, hanem a modern infor-mációtechnológia teljes alkalmazását jelenti már az életciklus legelejétől – tervezés, piacra vitel, létesítés stb.

Az összes elindított és most létesülő VVER áttekintéseA 2. táblázatban évek, típusok, altípusok szerint szerepel minden párhu-zamos 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 NDK-beli Stendal, a bolgár Belene vagy a szovjet Krimi atomerőmű). Sokáig le-het búvárkodni az adatokban. Érdekes stúdium végezhető országok és te-lephelyek 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.




A táblázat alapján a következő számszerű megállapítások tehetők:• Befejezett VVER blokk eddig 9 országban épült, működik (a Szovjet-

unió 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 1984-1987 között helyeztek üzem-

be: 5+5+6+6=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 elindul-

nak, 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 paraméterA folyamatos fejlődés ugyancsak jól tükröződik a 3. táblázatban. A hő-teljesítmény emelésével javult a méretgazdaságosság. A magasabb nyomások és hőmérsékletek a hatásfokot növelték. Az aktív zóna mé-reteinél 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 az-után is módosult. Ugyanígy változott a kazetta vagy fűtőelemköteg mé-rete, kialakítása – például elhagyták a kazetta külső falát, ezzel meg-engedve 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 üzem-anyag betöltésekor már „túl erős” lenne, a kezdeti hetekben gadolíni-um-tartalmú ún. kiégő méreggel „fogják vissza”. Gadolínium abszorber már van a továbbfejlesztett paksi kazettákban is, de az újabb reakto-roknál 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-változá-sokkal, legalább 50% mélységig. Persze ha lehet, a viszonylag olcsón termelő nukleáris blokkokat érdemesebb zsinórban működtetni.

ZárásulJukka Laaksonen sok évtizedes tapasztalattal rendelkező finn atomener-getikai szakértő a Three Mile Island reaktorbaleset után az amerikai nuk-leáris 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 megbízha-tó. A nyomottvizes típusaikat a ’60-as évek óta fejlesztik, nagy számban építettek azóta ilyen reaktorokat, közel 70 reaktort a világ különböző ré-szein. Egy jelentős evolúció eredményei, mert mindig tanultak a korábbi tapasztalataikból. Tény, a kezdetekkor nem volt túl nagy hangsúly a biz-tonságon, de a csernobili baleset után gyökeresen megváltozott a szem-léletük. 1986 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 en-nek 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 helyzet-ben 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) http://www.iaea.org/pris/[2] OKB Hidropress VVER projektjei http://www.gidropress.podolsk.ru/ru/projects/wwer.php, http://www.gidropress.podolsk.ru/en/projects/wwer.php[3] Wikipedia: VVER (magyarul, oroszul, angolul, illetve az oldalakról kiinduló

elugrások) http://hu.wikipedia.org/wiki/VVER, http://ru.., http://en...[4] Драгунов Ю.Г.: Реакторнаяустановка ВВЭР дляпроекта АЭС-2006,

развитие легково дныхкор пусных ВВЭР. http://www.myshared.ru/slide/177410/

Jellemző VVER-210 VVER-365 VVER-440 VVER-1000 VVER-1200 VVER-1300

Hőteljesítmény [MW] 760 1320 1375 3000 3200 3300

Hatásfok [%] 27,6 27,6 32,0 33,0 34,8 38,4

Nyomás, primer [bar] 100 105 125 157 162 162

Nyomás, szekunder [bar] 29 29 44 63 68 70

Hőmérséklet, reaktor be→ki [°C] 250→269 250→275 269→300 291→321 299→330 297→329

Zóna méret, Ø×h [cm] 288×250 288×250 288×250 312×355 312×373 312x373

Teljesítmény fajlagos [kW/l] 47 81 84 111 118 122

Fűtőelem Ø [mm] 20,2 9,1 9,1 9,1 9,1 9,1

Fűtőelem [db/kazetta] 90 126 126 306 303 303?

Kazetta, szabályozó [db] ? ? 349, 37 163, 61 163, 121 163, 94

Urán töltet [t] 38 40 42 71 78 ?

Dúsítás, átlagos [%] 2,0 3,0 3,5 3,3-4,4 4,71-4,85 ?

Kiégés [MWnap/kgU] 13 27 28,6 50 58 ?

Hurok [db] 6 8 6 4 4 4

3. táblázat. VVER paraméterek változása, sárga háttérrel a mai és a leendő paksi reaktorok (forrás: [2], [3], [4])



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 nagy-blokkot helyeznek majd üzembe Pakson. Ez rendben is lenne, de ad-dig is kell valamit csinálni. Nagyon sok régi erőművet leállít a tulaj-donosa, 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 sze-repet 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 fennmaradásá-val. Mindenekelőtt erőműveket kellene építeni, illetve építtetni. Miért, mikor, mennyit és milyet? – ez a fő kérdés.

Az igények változásaA villamosenergia-igény általában növekszik, és az állami fejlesztési tervek-ben 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 hazánkban1. 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.

A villamosenergia-felhasználásban időnként visszaesésekre kell számíta-ni, 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 ki-számítjuk 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 nö-vekedés 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 orszá-gokban 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 csök-kenhet) és az erőművek önfogyasztásától (szél-, víz- és naperőműveknél ez kisebb, lignit- és atomerőműveknél nagyobb). A lényeg az, hogy ismét növe-kedéssel 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 elsősor-ban a hatékonyság növelését tarthassuk célnak, tehát kicsit ismét áttérhetünk a mérsékeltebb emelkedésre, miután az egy főre jutó fogyasztásban megkö-zelítettük a „nyugatot”.

Terhelések, teljesítőképességekAz erőműépítés szempontjából a terhelések és a teljesítőképességek fon-tosabbak, 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 mér-tek 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 növe-kedett, és 2011-ben már 10 000 MW fölé került. Nem mindig volt elég a

1. ábra. A villamosenergia-igény alakulásának negyven esztendeje



E-NERGIA.HU ERŐMŰVEK

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 ka-pacitásértéke szépen növekedett a teljes piacnyitás éve, 2008 óta. Ez a dec-emberi munkanapi átlagból következtetett 1500 MW nagyon sokat segített. A napközi változások is fontosak, hiszen a kereskedők a napi terhelés növeke-désekor egyre többet importálnak. Nem csodálható, hogy a napi csúcsidőben az importszaldó órás értéke 2500 MW felett is lehet, mint például 2014. január 9-én, csütörtökön volt (3. ábra). Az importszaldó segít most abban, hogy min-den hónapban jelezni tudjuk az európai rendszerirányítóknak, hogy a bizton-ságot 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 esz-tendejében. Építsünk-e sok erőművet, vagy növeljük tovább az importot?

Az viszonylag könnyen jelezhető előre, hogy a 6700 MW-ot közelítő csúcs-terheléshez legalább 10 000 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 erő-műpark – például az ún. primer megújulós forrással üzemelő szél-, nap- és vízerőműveknél nagyobb arány szükséges, mint a jobban szabályozható bio-masszás megújuló forrásokra épített erőműveknél.

Meglévő erőműparkunk közeli jövőjérőlA 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. Erő-mű, 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 kazán-jával 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 leg-jobb hatásfok sem teszi gazdaságossá az üzemüket.

Erőművet tehát azért kell építeni, hogy helyettesítsük a régiteket. Ha-sonlóan, 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, gyakorlati-lag 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):

2. ábra. A csúcsterhelések és a teljesítőképességek

3. ábra. Az importszaldó napi változása egy téli munkanapon

?

19804000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000MW

1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

csúcsterhelés beépített (BT) BT + import

A

B

C

D1950

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020

Impo

rtsza

ldó

a bru

ttó fe

lhas

ználá

s %-á

ban

4. ábra. Az importszaldó változtatásának lehetőségei 2020-ig



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, megvalósí-

tása ezért nem javasolható. Az szinte kizárt, hogy a hátralévő hat év alatt hazánkban az állami vagy a magántársaságok 2000-3000 MW beépített telje-sítőképességű, 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 le-het, mert ez viszonylag gyorsan felépíthető, könnyen elfogadtatható és en-gedélyeztethető. Szénre, hasadóanyagra, sőt még földgázra sem lehet erő-művet 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 he-lyezik. 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 haszno-sul. 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 nyolc-száz 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 kö-zül melyekkel lehet leginkább túlszárnyalni a NeMECseT egykor még túlzás-nak tartott számait (1. táblázat). Ez a közel kétszeres túllépés még talán szürreálisnak tűnik, de a munka elkezdésének elhatározása nem az. Ez alap-követelmény.

Elsősorban a háztetőkre építhető napelemes megoldásra lehet gondolni, amely közvetlenül a fogyasztóhoz csatlakozik. A tapasztalatok szerint ezek-nek 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

a biogázra építhetők vidéken elterjedjenek – különösen a meglévő régebbi erőművek adottságait kihasználva. A geotermikus forrásokat használó erő-művek elterjedésére még várni kell, de az évtized végén már ilyen erő-művek 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 víz-erőműveké.

Nem kell félni a decentralizált erőművektől, övék a jövő. Elsősorban a fogyasztók közelébe telepíthetőké. Lehet, hogy a 600+1500 = 2100 MW-os megújulós erőműparkunk egyelőre álomnak tűnik 2020-re, de el kell már kezdeni, mert különben marad a többlet import.

Erőmű-létesítés középtávonNem elegendő természetesen csak erre az évtizedre gondolni, amelyből alig van már hátra néhány esztendő, és való, hogy az igazi építési időszak a hú-szas 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 12 000 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 el-különíthető 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 hazánk-ban. Az atomerőműves üzemi próbákhoz ezért már 1200-500 = 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 általá-nosítottuk, 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 rög-zíthetők.

A szükséges erőmű-létesítés a pótlások és az igénynövekedés követése miatt duplázónak tekinthető a bemutatott 1500–3000–6000 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 1500+800+2400 = 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 meg-újulós és fosszilis erőműpark, azt aligha kell most eldönteni. Van még idő nagyobb megújulós erőmű építésére, például vízerőműre, és van idő új lig-nittüzelésű 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 hú-szas 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 várha-tó erőmű-létesítési elképzeléseivel. Döntő lehet, hogy a meglévő erőműves

Erőműtípus Meglévők A többletépítési igény

2013-ban NeMECseT Javasolt

Szélerőművek 330 +420 +420

Naperőművek 10 +56 +580

Vízerőművek 54 +15 +20

Biomassza-erőművek 162 +140 +300

Biogáz-erőművek 44 +94 +150

Geotermikus erőművek 0 +57 +30

Összesen 600 +782 +1500

1. táblázat. Megújulós erőművek építése 2020-ig, BT, MW



E-NERGIA.HU ERŐMŰVEK

telephelyeket miként tudják felhasználni új erőművek beruházására. Termé-szetesen a régiós, az európai helyzet, a piac is erősen változhat még másfél évtized alatt.

Erőműépítés hosszabb távonKitekinthetünk akár huszonöt éves távlatra is, amikor új nemzeti energiastra-tégia 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 ha-zai 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 14 000 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 alap-erőműét. 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 villa-mosenergia-termelésnek.

Aztán a húszas évek második felében megjelenik a Paks II. Atomerő-mű, átmenetileg tehát 4400 MW adódik például 2030-ban a szükséges 12 000 MW-hoz. Ennek a nagy atomerőműnek a kihasználása ekkor meg-közelítheti 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 MW-ra 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 14 000 MW fölé nőhet, így az atomerő-mű termelési részaránya megint 50% körülire mérséklődhet.

Hosszú távon nem az a fő kérdés, hogy kell-e atomerőmű, hanem inkább az, hogy a többi, mintegy 10 000 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 várható-an 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-növeke-déstől. Elsősorban megújuló forrásokkal kellene minél előbb minél több kapa-citást üzembe helyezni.

Nem kis gond a húszas évek első felében, egészen az új atomerőmű-ves 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 pi-aci 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 befek-tetésben.

Sajnos tisztán politikai kérdéssé tették az atomerőmű-létesítést hazánk-ban, és közben semmit sem hallani arról, hogy mikor és milyen egyéb ener-giahordozóra 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-el-látásunk 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 rend-szerében.

Lábjegyzet:1. Forrás: ERŐTERV Közlemények, 1975

2015 2020 2025 2030

+1500 MW +3000 MW +6000 MW

A Nemzeti Energiastratégia alapján: „megújulók, fosszilis, atom”

Megújulók

Fosszilisek(szén, gáz, olaj)

Hasadóanyag

Összesen kell

+1500 MW

+800 MW

+2400 MW

??

? ?

!!

5. ábra. Minimális erőmű-létesítés ötéves időszakonként 6. ábra. A teljesítőképességek, a csúcsterhelés és a Paksi Atomerőmű



IFJÚSÁGI TAGOZAT E-NERGIA.HU

Buzea KlaudiaLektorálta: Gács Iván

Naphőerőművek jelenlegi helyzete

A napenergia-alapú villamosenergia-termelés egyik kevés-bé 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 világbanAz első koncentrátoros naperőművet 1990-ben helyezték üzem-be 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 al-rendszerre. A koncentráló alrendszer és így a naphőerőművek négy típusát különböztetjük meg. A parabolavályús naphőerőművekben a beérkező párhuzamos napsugarakat a parabola keresztmetszetű tük-rök egy fókuszvonalra koncentrálják, ebben a fókuszvonalban helyez-kedik 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 hőhordo-zó közeggel, és általában Stirling-motorral történik a villamosener-gia-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 sugár-zást a torony hőgyűjtő felületére irányítják.

A típusok legnagyobbjait az 1. táblázat foglalja össze.(A legna-gyobb beépített teljesítményű – 1,5 MWe – naptányérmező az ame-rikai Maricopa Solar volt, mely működését 2010 januárjában kezdte meg, és 2011 szeptemberében az üzemeltető cég csődje miatt terme-lése meg is szűnt).

Az eddig megvalósult, kereskedelmi üzemű és a korábbi demonst-rációs projektek tapasztalatai alapján a naphőerőművek kulcsfontos-ságú jellemzőit az International Renewable Energy Agency (IRENA) 2013-as tanulmánya foglalja össze, a legfontosabb jellemző paramé-tereket a 2. táblázat mutatja (sóolv. – sóolvadékos munkaközeg). A táblázatból is látszik, hogy az eddigi fejlesztésekre két irány jellemző – egyrészt a szintetikus olaj munkaközegű parabolavályús rendsze-rek, melyekkel 370 390 °C¬ os maximális kilépő hőmérséklet érhető el, és kisebb sóolvadékos hőtárolókkal egészíthetők ki, másrészt a sóolvadékos munkaközegű naptornyos és parabolavályús rendszerek, melyekkel 550-565 °C-os maximális kilépő hőmérséklet érhető el, és eredményes, nagy kapacitású hőtárolás valósítható meg.

A naphőerőművek nagy előnye a hőtárolás, hiszen így egy megfe-lelően méretezett rendszer napi termelése kiegyenlítetté válik, rend-szerbe illeszthetősége javul. Az NREL System Advisor Model (SAM) programjával végzett szimuláció alapján félsivatagos spanyol viszo-nyokra parabolavályús hőtárolóval kiegészített rendszer menetrendje az 1. ábra szerint is alakulhat, mellyel éves szinten 3000 h/év kihasz-nálási óraszám felett termel a csak napenergia-alapú erőmű. A tükör-rendszer növelésével és kiegészítő tüzeléssel érhető el (a Gemasolar erőműre is jellemző) még nagyobb kihasználási óraszám.

Naphőerőművek az USA-banAz USA a beépített naphőerőmű-kapacitást tekintve ugyan csak a má-sodik Spanyolország után, de a legrégibb, a legnagyobb és a legújabb

1. táblázat. A legnagyobb üzemelő naphőerőművek

Szolárpark veszteségmentes energiatermelése, MWhHőtároló feltöltés, MWhHőtároló kisütés, MWhBruttó villamosenergia-termelés, MWh

00

50

100

150

200

250

300

4 8 12 16 20 24 4Óra

Ener

giat

erm

elés

, MW

1. ábra. Parabolavályús hőtárolós naphőerőmű villamosenergia-termelése egy nyári napon

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

Puerto Errado 31,4 MW Spanyolország Fresnel kollektor

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



E-NERGIA.HU IFJÚSÁGI TAGOZAT

erőművek is itt találhatók, döntően Arizona, Kalifornia és Nevada siva-tagos, 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 teljesí-tőképessége 354 MWe, amely a következőképp épül fel:

• a SEGS III-VII. mezők Kramer Junction közelében épültek, ösz-szesen 150 MWe teljesítménnyel,

• a SEGS VIII-IX. mezők a Harper Lake közelében épültek, össze-sen 160 MWe teljesítménnyel,

• a SEGS I-II. mezők Daggett város közelében épültek, összesen 44 MWe teljesítménnyel.

A területen 936 384 darab tükör került elhelyezésre, ez 6,5 km2 területet fed le. Évente nagyjából 3000 tükör kerül kicserélésre. A tük-rök reflexivitása 94% (a hagyományos tükröké 70%) és 70-80-szoros koncentrálást valósítanak meg. A hőgyűjtő csőben szintetikus olajat keringtetnek, amely 400 °C hőmérsékletre hevül fel, és egy hőcseré-lőn 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 órák-ban is üzemképes legyen.

2013-ig az Egyesült Állomokban elszórtan építettek néhány nap-hőerőművet, ezek teljesítménye jellemzően 5 MW alatt volt. Az idő-szak legnagyobb erőműve a 2007-es Nevada Solar One (NSO), 64 MW beépített teljesítménnyel. 2013 végén azonban üzembe lépett két világszinten élvonalbeli naphőerőmű:

• A világ legnagyobb naptornyos erőműve, az Ivanpah naphőerő-mű (2. ábra) szeptemberben kezdte meg működését a Mojave siva-tagban. 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 föld-gáztüzeléssel. 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 ki-használást 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 frissgőz-zel 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 kö-

zel 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 SpanyolországbanSpanyolország meteorológia paraméterei ideálisak a napenergia-hasznosítás terén, így a félsivatagos régiókban adott a kon-centrátoros technológia alkalmazásának le-hetősége. Az ország az egyetlen Európában, mely CSP-gyártó ipari szektorral rendelke-zik. 2012 végén összesen 42 erőmű üze-melt, ebből 37 parabolavályús, 3 naptornyos és 2 Fresnel-tükrös típus, 2013 végéig pedig újabb 5 parabolavályús erőmű lépett keres-

2. ábra. Ivanpah naptornyos erőmű

Típus Parabolavályú Naptorony Fresnel Naptányér

Tipikus beépített teljesítmény, MW 14-80 50 5 10-20 20 5-30 10-25 kW

Hatásfok, % 13-15 13-15 14-16 15-17 15-17 8-13 >30

Hőközvetítő közeg olaj olaj sóolv. vízgőz sóolv. vízgőz H, He

Hőközvetítő max. hőmérséklete, °C 390 390 550 250 565 270 >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 2 2 2 2-2,5 2-2,5 2,5 1-1,5

Üzemidő, év >30 30 na. 30 na. na. >15

Építési idő, év 1-3 1-3 1 1-2 1-2 1-2 1

Kihasználási tényező, % 25-28 40 45-50 25-28 >70 25-28 28-30

Koncentrálási fok 70-80 70-80 70-80 >600 >600 60-70 600-1000

2. táblázat. Naphőerőművek jellemzői



IFJÚSÁGI TAGOZAT E-NERGIA.HU

kedelmi üzembe, és további 3 áll jelenleg is építés alatt. 2012-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 2006-ban a Planta Solar 10 (PS10) naptornyos erőművel kezdődtek meg, melynek második üteme, a Planta Solar 20 (PS20) az Európában üze-melő legnagyobb naptorony. Ez a naphőerőmű 150 000 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 erő-mű 15 ekvivalens óra kapacitású hőtároló tartályokkal rendelkezik, és 15%-ban használ kiegészítő földgáztüzelést (kihasználási tényezője a tapasztalok alapján magas, 74% körüli).

2012 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 beépíté-se), 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 ka-tegóriát 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 pro-jektek 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, továb-bi országok ösztönzése koncentrátoros naphőerőművek telepítésére.

Naphőerőművek OlaszországbanMeteorológiai adottságaiból adódóan Olaszország lehet Európa má-sik vezető országa a koncentrátoros napenergia-hasznosítás terén. A kormány 2012 decemberében vezette be új, részletes támogatási rendszerét, amely a beruházók számára attraktívvá teheti naphőerő-művek telepítését. A támogatás értelmében 25 éves periódusra 2500 m2 feletti begyűjtő felület és 85% napenergia-alapú termelés mellett a villamos energia átvételi ára 32 ¢/kWh, 50-85% napenergia-hasz-nosítás 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 m2 lefedésig biztosítják, és a 10 000 m2 feletti erőművek kötelesek energiatároló-kat beépíteni. A támogatás különlegessége, hogy a villamos energia-értékesítési ár mellett jár, így az olasz támogatási rendszer a világ legkedvezőbb feltételeivel ösztönzi a befektetőket. Az olasz CSP erő-művekkel kapcsolatban azonban van két megkötés: nem használhat-nak 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 para-bolavályús demonstrációs projekt, és egy újabb demonstrációs projekt

áll építés alatt. A jövőben 5 új parabolavályús erőmű szerepel a ter-vekben (Szicília, Szardínia), összesen 230 MW beépített kapacitással.

További projektek EurópábanA kereskedelmi üzemű erőműveken kívül Európa más országai is fog-lalkoznak koncentrátoros napenergia-hasznosítással, főleg kutatás-fejlesztés céljából. Franciaország déli határán a Fresnel-tükrös naphő-erőművek fejlesztésének érdekében építettek három kisebb erőművet (25 kWe, 9 MWe és 12 MWe beépített teljesítménnyel), Németország-ban pedig a Jülich Solar Tower kutatási projekt keretében egy új típu-sú 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 koncepcióEurópát a naphőerőművek technológiájához az előzők mellett az úgynevezett DESERTEC koncepció is hozzákapcsolja. Ennek alapel-képzelése, hogy a kontinens területén túlmutatva az észak-afrikai és közel-keleti régiók (MENA – Middle-East and North-Africa) megújuló potenciáljának európai villamosenergia-rendszerbe kapcsolását támo-gatja. 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 elkép-zelések 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-ke-leti irányú nagyfeszültségű egyenáramú (HVDC – High-Voltage Direct Current) vezeték, melyen évi 1100 TWh villamos energia folyna ke-resztül,

• 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

E-NERGIA.HU GEOTERMIA E-NERGIA.HU IFJÚSÁGI TAGOZAT


megújuló potenciáljukat és villamosenergia-felhasználásukat tekint-ve három kategóriába lesznek sorolhatók – szupertermelők (például Norvégia, Magreb), importőrök (például Németország, Olaszország, Franciaország, Törökország) és a kiegyenlített termelő-fogyasztó or-szágok (például Egyiptom, Szaúd-Arábia, Szíria, Spanyolország, Egye-sült Királyság, Dánia).

Az összekapcsolt rendszerben fontos kérdés a műszaki és politikai ellátásbiztonság. Az összekapcsolás műszakilag előnyös abból a szem-pontból, hogy az eltérő napi és évszakos meteorológiai paraméterek az EU és a MENA területén kiegyenlítetté tehetik a megújuló forrá-sok 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 rövidtá-von.

A MENA országai közül több is úttörő szerepet tölt be a megúju-ló projektek megvalósításában. Tunéziában 2 GW kapacitású TuNur naphőerőmű építését kezdik 2014-ben (export Olaszországba 2016-tól). Marokkóban már megkezdődött az összesen 500 MW kapacitá-sú Ouarzazate naperőmű kiépítése (400 MW naphőerőmű, 100 MW napcella), az első 125 MW teljesítményű részt 2014 júniusában ter-vezik 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, elsősor-ban 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 2013. március 17-én helyeztek üzembe.

Hazai vonatkozások és vizsgálatokMagyarországon a naphőerőművek realitása megkérdőjelezhető, hi-szen 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 mezőgazdasá-gilag 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 naptor-nyos 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 decem-berben az önfogyasztást (például sóolvadék-fagyvédelem) sem fedező a megtermelhető villamos energia. Hazánkban egy ilyen naptornyos erőmű kihasználási óraszáma 1000 h/év körüli, hőtárolással sem nö-velhető jelentősen, és a technológia nagy területigényét, magas beru-házási költségét szem előtt tartva alkalmazása indokolatlan.

Költségek és prognózisokAz IRENA tanulmányai alapján, illetve a DESERTEC koncepció elvei szerint is 2020-2050 távlatában jelentős költségcsökkenésre számít-hatunk a naphőerőművek piacán. Összességében a szakirodalmi for-rások parabolavályús erőművek esetén 20 40% közötti, naptornyos erőművek esetén pedig közel 30%-os beruházási költségcsökkenést prognosztizálnak 2020-ra, mindezeket azonban csak erőteljes fejlő-dési ütem mellett tartják reálisnak. Más új korszerű technológiákkal, vagyis a mai energetikai beruházásokkal összevetve a fajlagos beru-házási 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 szempontjá-ból kiegyensúlyozottabb a rendelkezésre álló napenergia, illetve lehe-tőség nyílik hőtárolással 24 órás üzemkészség megvalósítására és így a magas beruházási költség megtérülésére.

Források:Gács Iván (2012): Naphőerőművek. Magyar Energetika, XIX. évfo-lyam 4. szám, 2012. szeptemberBuzea Klaudia (2013): Naphőerőművek. Diplomaterv. BME Energeti-kai Gépek és Rendszerek TanszékInternational Renewable Energy Agency (2013): Concentrating Solar Power – Technology Brief. EurObserv’ER 2013: The State of Renewable Energies in Europehttp://www.csp-world.com/http://www.nrel.gov/csp http://www.desertec.orghttps://sam.nrel.gov

Típus Fajlagos beruházási költség, $/kW

Feketeszén-erőmű 1870

Atomerőmű 7000

Kombinált ciklusú gázerőmű 1200

Vízerőmű 5000

Fotovillamos naperőmű 3300

Parabolavályús CSP 4600-9800

Naptornyos CSP 6300-10 500

3. táblázat. Korszerű erőművek fajlagos beruházási költségei

4. ábra. Nyári és téli nap termelés-lefutása hőtárolás nélküli 80 m magas naptorony esetén

48

ELŐZETES E-NERGIA.HU


Dr. Aszódi Attilaigazgató, BME Nukleáris Technikai Intézet [email protected]

Bencze Bálintügyvéd, energetikai szakjogász, Dr. Bencze Bálint Ügyvédi [email protected]

Boros Ildikóegyetemi tanársegéd, BME Nukleáris Technikai Inté[email protected]

Buzea KaludiaPhD hallgató,

BME Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszé[email protected]

Dr. Büki Gergelya műszaki tudományok doktora, ny. egyetemi tanár, BME Energetikai Gépek és Rendszerek tanszé[email protected]

Cserháti Andrásműszaki főszakértő, MVM Paksi Atomerőmű [email protected]

Horánszky Beátaegyetemi tanársegéd, Miskolci [email protected]

Hózer ZoltánMagyar Tudományos Akadémia, Energiatudományi Kutatókö[email protected]

Kovács Arnoldenergetika MSc hallgató, BME Nukleáris Technikai Inté[email protected]

Stróbl AlajosPÖYRY-ERŐTERV [email protected]

Tihanyi Katalintudományos kutató, Miskolci [email protected]

Tihanyi Lászlóegyetemi tanár, Miskolci [email protected]

Vimi András? Magyar Tudományos Akadémia Energiatudományi Kutatókö[email protected]

Következő, 2014/4. számunkból (megjelenés: augusztus 29.)

TelepülésenergetikaAz 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 felsza-badult kapacitásra új fogyasztók kerültek rákapcsolásra, ami 30%-os növekedést jelent. A hőtermelés egy helyre történő összevonásával és távfűtési hálózatok összekap-csolásával nagyobb teljesítményű kapcsolt termelést le-hetett megvalósítani gázmotorok telepítésével. A kapcsolt hőtermelés mellett további olcsóbb hőt a megújuló ener-giák felhasználása biztosít. Kaposváron a város északi ré-szén létesül egy faapríték-tüzelésű erőmű, 17 MW hő- és 10,4 MW villamos teljesítménnyel, amely egy célvezeték-kel csatlakozik a fűtőműhöz.

A város számára a korszerűsített és felbővített távfű-tési 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 le-vegőminősége, a távfűtés biztonságos, klímabarát. A megújuló energiák használata csökkenti a földgázfelhasználást, és a tüze-lőanyag előállítása munkát ad a helyi lakosságnak. A hatékony kapcsolt energiatermelés alapot biztosít a távhűtés megvalósí-tásához is.

E számunk szerzői:

Előzetes a következő szám tartalmából:

e-met.hu

Documents

tartalom - Magyar Energetikamagyarenergetika.hu/wp-content/uploads/me/ME 2014-3.pdf · 2017-09-26 · A magyar villamosenergia-ellátás egyik „lábát” a villamos-energia-import