Megvan, mennyibe került a paksi leállás. Ki fizesse a számlát?
A szerzők a Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont (REKK) kutató főmunkatársai. 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.
Szeptember 3-án jelent meg a kormány határozata*
A REKK egy korábbi elemzésében bemutattuk a nyári magas villamosenergia-árak mögött meghúzódó tényezőket, most azt vizsgáljuk, mekkora volt az előre nem tervezett erőművi visszaterhelések addicionális villamosenergia-piaci költsége. A számítás során abból indultunk ki, hogy alapesetben a Paksi Atomerőmű teljes termelését az MVM-csoport kereskedő cégének értékesíti. Így az erőmű által le nem szállított villamos energia miatt az MVM-nek – saját ellátási szerződéses kötelezettségei teljesítése érdekében – a kieső paksi áramot piaci forrásokból kellett biztosítania. Vagyis az MVM mint az erőmű tulajdonosa számára a többlet kereskedelmi költség a piaci áron beszerzett és a meg nem termelt áram termelési önköltségének különbsége.
A pénzügyi hatások elemzésénél az ENTSO-E Transparency Platform Magyarországra vonatkozó negyedórás spot (azonnali) piaci villamos energia nagykereskedelmi ár adatait használtuk fel, amelyek megegyeznek a hazai áramtőzsdén, a HUPX-en kialakult árakkal. A visszaterhelések mértékét a Mavir honlapján elérhető nukleáris erőművi termelési adatok alapján számszerűsítettük. Az általunk vizsgált időszak a július 18-án rövid ideig a vízhőmérséklet miatti 160 megawattos leterheléssel kezdődő, majd július 27-től több lépcsőben zajló, 2026. augusztus 26-ig tartó leterhelések időszakát vizsgálja. Az atomerőművet a vizsgált időszakban fokozatosan, több lépcsőben korlátozták.
A Mavir által közölt órás termelési adatok alapján számítható a normál működéshez mért kiesés. Ennek mértékét úgy határoztuk meg, hogy veszteségként számoltuk el mindazon órák kiesését, amelyekben az erőmű termelési szintje 1750 megawatt alatt maradt. Az 1750 megawattos limitérték magyarázata, hogy az erőmű termelése normál esetben sem konstans, négy reaktorblokkos működés mellett is elképzelhető, hogy éppen aktív a szabályozási energiapiacon, és emiatt alacsonyabb a termelési szintje.
A kiesésben érintett órák tény termelése és a normál termelési szint közötti különbségként számítottuk a kiesett termelés mértékét az adott időszaki tényadat és egy 1850 megawattos normál üzemelés különbségeként. A teljes vizsgált időszakra a kiesés 922 ezer gigawattórára tehető, 1850 megawattos normál működést feltételezve. A kiesett mennyiségeket az ENTSO-E által közölt negyedórás nagykereskedelmi árakkal megszorozva megkaptuk a kiesett paksi áram pótlására megvásárlandó energia becsült beszerzési költségét.
Ez a megközelítés felső becslést jelent a többletköltségek vonatkozásában egy konzervatív kereskedelmi stratégia mentén, ahol a hiányzó mennyiséget minden időpontban az aktuális spotpiaci áron vásárolja meg az MVM. Mivel az időszakban látható volt, hogy a paksi kiesés hosszabb időszakig is fennáll, a beszerzési költséget a kereskedő csökkenthette, amennyiben más rövid távú termékekkel kombinálta a spotpiaci beszerzéseket.
Az erőmű (illetve az MVM) veszteségének meghatározásához a kiesett termelés időszakára nagykereskedelmi áron számított beszerzési költséget csökkenteni kell az erőmű önköltségi áron számolt költségével. Ezt a Paksi Atomerőmű éves 2025-ös éves beszámolójában közölt adatok alapján határoztuk meg. A 2025-ös beszámoló szerint az erőmű árbevétele 247,9 milliárd forint, üzemi eredménye 22,2 milliárd forint volt, míg a megtermelt villamos energia 16097,9 gigawattóra.
A tavalyi adatok alapján számított önköltség – árbevétel mínusz üzemi eredmény osztva a termelt árammennyiséggel – 14,02 forint/kilowattórára adódott, így számításainkban 14 forintos önköltséggel számoltunk. A számítás eredményét az alábbi ábra mutatja, amelyen nyomon követhető a napi és a kumulált veszteség mértéke.
Volt olyan nap, amikor a veszteség meghaladta a kétmilliárd forintot is, a teljes időszak összesített vesztesége pedig 37,4 milliárd forintot tett ki.
Végül felvetődhet a címben feltett kérdés: kit terhel ez az üzleti veszteség? E tekintetben fontos körülmény, hogy vajon a bekövetkezett kisvizes állapot rendkívüli, előre nem látható eseménynek tekinthető-e, hiszen ebben az esetben nem várható el az üzemeltetőtől, hogy előre felkészüljön a kárenyhítésre. Az azonnali beavatkozást igénylő vészhelyzetek, természeti katasztrófák esetén indokolt lehet a költségek társadalmasítása.
Meggyőződésünk ugyanakkor, hogy az augusztusi kisvizes állapot nem tekinthető ilyennek. Már a Paks 2 erőmű előkészítésére indított Lévai projekt keretein belül a 2010-es évtized első éveiben készült hidrológiai vizsgálatok is felhívták a figyelmet a vízellátással kapcsolatos kihívások kezelésének szükségességére. De ha nem akarunk az időben ennyire visszamenni, a Nukleáris Biztonsági Egyezmény keretében 2025-ben az Országos Atomenergia Hivatal által készített Tizedik nemzeti jelentés alapján is egyértelmű, hogy a kisvizes helyzet egy olyan körülmény, amelyre az erőműnek fel kell (vagy kellett volna) készülnie.
„A globális éghajlatváltozás következtében a klímamodellek alapján Paks környezetére fokozatos melegedés várható, azonban ennek mértéke bizonytalan. A legerőteljesebb melegedés az évszakok közül nyáron várható… az atomerőmű hűtését szolgáló folyó, a Duna vizének extrém magas hőmérsékletéhez kötődő üzemeltetési problémák fokozottabb megjelenésére is kell számítani” – áll a jelentés 17. oldalán.
De a leterhelés fő kiváltó oka, a szárazság miatti vízállás problémája is egyértelműen olvasható a jelentés 18. oldalán: „A tágabb környezetben (a Duna vízgyűjtő területén) fellépő tartós szárazság azonban a Duna vízállására hatással van, amin keresztül az erőmű hűtővízellátását is veszélyeztetheti. Megjegyzendő, hogy a Duna vízállását jelentősen változtathatja a Duna-meder morfológiájának változása is, amely viszont nem az éghajlatváltozással kapcsolatos tényező.”
A fentieket olvasva nehéz lenne elfogadni, hogy az idén nyári helyzet olyan rendkívüli esemény, amelyre ne lehetett volna előre kockázatcsökkentési tervvel készülni.
A hűtési rendszer áttervezése, szivattyúk áthelyezése vagy akár a megvalósult részleges mederduzzasztás bármelyike jelentősen kisebb költséget jelentett volna, mint a magasabb áramárak miatt alig egy hónap alatt elszenvedett veszteség.
Ha az MVM magánvállalat lenne, egyértelmű, hogy ez a veszteség a tulajdonosokat kellene, hogy terhelje.
Ez akkor sem lehet másként, ha a cég állami tulajdonban van, ez a körülmény nem ad indokot arra, hogy a társadalom állja az elmaradt üzemeltetői kockázatmenedzsment miatti veszteséget.
