A szerző energetikai szakértő. Ez itt az Ekonomi, a G7 véleményrovata, amelyben külső elemzők, szakértők cikkei olvashatók. Az írások és az azokban megfogalmazott vélemények kizárólag a szerzők álláspontját tükrözik.
Amikor a hazai villamosenergia-rendszer gerincét adó Paksi Atomerőmű egy-egy blokkja – akár tervezett karbantartás, akár üzemzavar, akár most nyáron a Duna vízállása miatt – kiesik, a magyar áramhálózat azonnal jelentős importra és költséges kiegyenlítő energiára szorul. A kialakuló ártüskék és a strukturális importkitettség azonban jóval enyhébbek lennének, ha a rendszerváltás környéki politikai térben, majd 2010-et követően a kleptokrácia kiépülésével szabályozott energetikai politikában nem sikkadt volna el egy tisztán energetikai és hálózatirányítási tény: a rugalmas csúcskapacitás hiánya. Így lett a vízlépcsővitából végül „se pénz, se posztó”.
A hazai villamosenergia-ellátás fundamentuma évtizedek óta a zsinóráramot termelő Paksi Atomerőmű, kiegészülve a gyorsan felfutó, de időjárásfüggő naperőművi kapacitásokkal. Amikor a paksi blokkok termelése – akár egy váratlan hálózati esemény, akár most, augusztus elején a hűtővízhiány miatt – csökken vagy leáll, a hazai rendszerirányítónak (MAVIR) azonnal pótolnia kell a kieső teljesítményt, hogy a hálózati frekvencia egyensúlyban maradjon.
Ilyenkor a magyar piac jellemzően a külföldi spot (azonnali) piacokhoz, illetve a magas áron jegyzett kiegyenlítő energiához kénytelen nyúlni. Mivel a környező országok árai (az EU-s piacösszekapcsolás révén) is reagálnak a megnövekedett magyar keresletre, az importköltségek meredeken megugranak.
Nem kell elméleti modellhez folyamodni ahhoz, hogy lássuk, mibe kerül egy paksi kiesés: 2026 nyarán az ország ezt élőben végigélte. A Duna alacsony vízállása miatt július végén és augusztus elején sorban álltak le a paksi blokkok turbinái – augusztus 2-ára már csak egyetlen, 240 megawattos turbina termelt a normál 2000 megawattos kapacitásból.
A Portfolio számítása szerint július 25-én, amikor Paks még teljes kapacitással működött, Magyarország nettó villamosenergia-importjának napi költsége mintegy 0,6 milliárd forint volt, augusztus elejére ez a napi importszámla közel 4 milliárd forintra emelkedett. Augusztus 4-én a behozott áram átlagára 218 euró/megawattóra volt, miközben a HUPX (áramtőzsde) másnapi piaci átlagára 187 euró/megawattóra – a különbséget az okozta, hogy Magyarország éppen az esti csúcsórákban szorult jelentős importra, amikor az árak eleve magasan jegyzettek.
Ez pontosan az a mechanizmus, amit az alábbi modellszámítás ír le – csak épp nem feltételezésként, hanem tényként. Az Oeconomus Gazdaságkutató Alapítvány elemzése szerint a 2025-ös HUPX másnapi piac átlagos zsinórára 108,51 euró/megawattóra volt, az órás árak ugyanakkor −210 és +615 euró/megawattóra között mozogtak – vagyis az alábbi számításban használt 500 eurós csúcsár a sáv alsó-középső részén helyezkedik el egy valódi hiányhelyzetben.
Nézzünk egy tipikus nyári időszakra fókuszáló modellszámítást, amely a fenti, valós augusztusi árszinteket tükrözi. Tegyük fel, hogy 500 megawatt paksi kapacitás kiesik a kora esti órákban (amikor a naperőművek termelése már nullához közelít, de a lakossági fogyasztás csúcson van), és a pótlására négy órán keresztül van szükség.
Ha legalább 500 megawatt teljesítményt kell pótolni négy órán át, az 2000 megawattóra villamos energiát jelent, ami 500 eurós egységárral számolva 1 millió euró, vagyis ennyi ennek a rövid epizódnak a pótlólagos importköltsége.
Mi történt volna, ha megépül Bős-Nagymaros?
Az 1977-es államközi szerződés értelmében a vízlépcsőrendszer (a 720 megawattos Bős és a mintegy 160 megawattos Nagymaros) összkapacitásának felével, azaz 440 megawattal a magyar rendszerirányító rendelkezett volna. Mivel a vízerőmű működési költsége minimális – számoljunk konzervatívan megawattóránként 20 euróval, a matematika egészen másképp alakul:
- A hiányzó 500 megawatt pótlására 440-et azonnal, percek alatt ráadunk a hálózatra a saját kvótánkból, és ezt négy órán át fenntartjuk, ennek az 1760 megawattórának a költsége mindössze 35,2 ezer euró.
- A hiányzó 60 megawattot négy órán keresztül a piacról kell megvennünk (ez összesen 240 megawattóra), aminek a költsége 120 ezer euró.
- A vízlépcső megléte esetén a négy órás üzemzavar kezelése 155,2 ezer euróba került volna.
- A különbség egyetlen, 4 órás esemény alatt 844,8 ezer euró (közel 400 forintos euróárfolyamon számolva mintegy 338 millió forint) megtakarítás lett volna.
Az Oeconomus elemzése szerint egy teljes évig elhúzódó paksi kiesés importból történő pótlása 2025-ös árszinten körülbelül 1,75 milliárd euróba, a GDP 0,8 százalékába kerülne – ennek fényében a rendszeres, 440 megawattos csúcskapacitás jelenléte hatalmas, évi szinten euró tízmilliós megtakarítást jelenthetett volna évtizedeken át.
Miért nem gázturbina vagy tároló pótolta ezt?
Jogos a kérdés, hogy ha a rugalmas csúcskapacitás ennyire kritikus, akkor Magyarország miért nem épített helyette gyorsindítású gázturbinás erőműveket vagy energiatárolót? A válasz részben a volumenekben, részben a szabályozói és piaci környezet anomáliáiban keresendő.
A kilencvenes évek elején, az UCTE (az európai villamosenergia-hálózatok egykori összehangoló szervezete) csatlakozás tárgyalásai során derült ki hivatalosan is, hogy hiányoznak a gyorsan igénybe vehető tartalékkapacitások. Erre válaszul épültek meg a gyorsindítású gázturbinás erőművek (Litér, Sajószöged, Lőrinci, Ajka), összesen kevesebb mint 450 megawatt kivehető teljesítménnyel.
Ez a szám nem véletlen, a 450 megawatt gázturbina szinte pontosan megegyezik azzal a 440 megawattos vízerőmű kapacitással, amit az eredeti szerződés biztosított volna nekünk. A különbség „csupán” annyi, hogy amíg a Duna vize szinte ingyen adta volna a rugalmasságot, addig a gázturbinák csúcsrajáratása méregdrága, importált fosszilis tüzelőanyagot emészt fel.
A nagyobb léptékű rugalmasság kiépülését évtizedekig lassította az a hazai adottság, amit a MEKH szabályozói gyakorlata is tükröz. A transzparencia hiánya, a titkosított tarifaszámítások és a holdingoknak kedvező hatósági mechanizmusok egyfajta szabályozói fogságot (regulatory capture) eredményeztek. Érdekes módon bizonyos kereskedői és napelemes körök is sokáig érdektelenséget mutattak a nagyméretű központi szabályozhatósággal szemben, mert a tökéletlen piaci struktúra rövid távon kifizetődő arbitrázs-pozíciókat kínált számukra.
A jelenlegi válság egyik tanulsága, hogy a probléma ma a tárolás hiánya, megfelelő kapacitással Paks részleges leállása sem okozna ekkora problémát. A hazai ipari akkumulátoros tárolókapacitás a tervek szerint 2030-ra eléri az 1 gigawattot.
Vagyis 2026-ban ugyanazt a feladatot próbáljuk megoldani akkumulátorokkal, amit Bős 1990 körül vízenergiával oldott volna meg – évtizedekkel később, miután minden egyes hiányórát drága importtal fizettünk ki.
Ezek a számok rávilágítanak arra is, mennyire téves az az érv, hogy Bős-Nagymaros megépítése azért lett volna felesleges, mert „egy közepes akkugyárat sem bírna el”.
A tévedés gyökere a beépített teljesítmény (MW) és a megtermelt energiamennyiség (MWh), valamint a hálózati funkciók összekeverése. Egy akkugyár zsinórfogyasztó, vagyis az év 365 napján 0-24 órában egyenletesen igényli az áramot. Ezzel szemben Bős eredetileg csúcserőműnek épült. Feladata az volt, hogy a duzzasztott vizet rányitva, lökésszerűen adjon le jelentős teljesítményt a hálózatnak a csúcsidőszakokban, Nagymaros dolga pedig ezeknek a vízlökések az utólagos folyószabályozási kisimítása lett volna. Egy hálózati kilengéseket kezelő csúcserőművet egy állandóan üzemelő gyárhoz mérni szakmailag irreleváns.
Se pénz, se posztó – a drága tanulópénz
Fontos leszögezni, hogy ez a cikk nem a környezetvédelem ellen érvel. Természetesen a fenti gondolatmenet minden pontjára lehet érvényesnek tűnő ellenérveket hozni. A mára legendás Duna Körösök joggal hivatkozhatnak arra, hogy a vízlépcső elhagyásával megmentették Budapest parti szűrésű ivóvízbázisát vagy Visegrád látképét. A kereskedői oldal pedig éppúgy joggal mutathat rá, hogy pontosan a hiányból fakadó esti ártüskék (és az arbitrázslehetőség) adják azt a brutálisan erős piaci árszignált, ami miatt ma egyáltalán megéri magántőkéből akkumulátorokat telepíteni.
A történet végét azonban ismerjük. Magyarország kihátrált a bősi projektből, a környezetvédelmi érvek pedig a valóságban csorbát szenvedtek, amikor Szlovákia a C-variánssal Dunacsúnynál egyoldalúan elterelte a folyót.
A mérleg ma így fest: se pénz, se posztó. A Szigetköz vízutánpótlása romokban van, az öreg Duna-meder erodál, Magyarország pedig elesett egy olcsó és szabályozható csúcserőművi profiltól, és akkor az extra költségeket most hagyjuk is.
Lássuk be, a teljes be nem avatkozás sem valós alternatíva. Technológiai társadalomban élünk, és aki ezt tagadja, annak meg kellene mondania, hogyan szakítsuk ki magunkat a világ szövetéből. Hiszen épp a klímaváltozás okozta szélsőségek, mint a mostani rekordalacsony Duna-vízállás mutatják meg leginkább, hogy a „ne nyúljunk hozzá” és a „mindenáron avatkozzunk be” közötti feszültség nem elméleti kérdés, hanem a hétköznapi valóság.
Az 1977-es döntési ponthoz már nem tudunk visszatérni. Bős-Nagymaros nem épül meg, a történelem kereke nem visszafordítható. Amit viszont megtehetünk, hogy tanulunk ebből a borzasztóan drága tanulópénzből. A jövőbeli energetikai és infrastrukturális döntéseinknél mindenképpen el kell kerülnünk az egyoldalú szemléletmódok térnyerését és a politikai indíttatású „csakazértis” tagadás rombolását.
Rövid távon a folyó ügye nem ad megoldást a jelenlegi ellátásbiztonsági problémáinkra. A hazai energetikai intézményrendszer és a szabályozói környezet érdemi felrázása nélkül azonban a hasonló helyzetek kódolva maradnak. Csak egy transzparens, a független piaci szereplőket is integráló, a szélsőségeket elkerülő keretrendszer képes megelőzni azt, hogy a fizikai anomáliákat és a szabályozatlanság árát folyamatosan a gazdaság és a fogyasztók fizessék meg.
