A villamosenergia-termelő beruházások aktuális közgazdasági kérdései Felsmann Balázs Budapesti Corvinus Egyetem kutatóközpont-vezető Stratégiai és nemzetközi menedzsment kutatóközpont
Villamosenergia-ellátás Magyarországon a XXI. században Szakmai konferencia
Magyar Tudományos Akadémia Budapest, 2014. február 18.
Előadásomban nem kívánok általánosságban állást foglalni a nukleáris energiatermelés jövőbeni magyarországi szerepéről. Célom, hogy bemutassam, nincs olyan sürgető körülmény, ami indokolttá tenné, hogy hazánk a 2020-as évtized közepén, párhuzamosan a még működő paksi blokkokkal új nukleáris kapacitást állítson üzembe. Annak vizsgálata, hogy hogyan alakuljon a magyar erőművi park a meglévő atomerőmű üzemidejének lejárta - 2032-2037 után - további mélyreható, komplex, interdiszciplináris elemzéseket igényel. Ezeket a vizsgálatokat a különböző természet- és társadalomtudományok művelőinek összehangolt cselekvésével és a technológiai fejlődés hatásainak folyamatos nyomon követésével kell lefolytatni és a felelős döntést a 2020-as évtized elején meghozni. 2
Az előadás felépítése 1) Bevezetés – az egyes energiatermelő technológiák eltérő sajátosságai 2) Piaci, keresleti hatások 3) Finanszírozási kérdések 4) A technológiai fejlődés hatása az egyes technológiáknál 5) A Paks-2 projekt várható megtérülése 6) Egyéb figyelemre érdemes beruházási és működési tényezők
3
1) Az egyes energiatermelő technológiák eltérő sajátosságai
4
Technológiai eltérésekből adódó eltérő projektfinanszírozási feladatok az egyes meghatározó energiatermelési technológiáknál
5
Technológiák költségeinek összehasonlítása egységnyi villamosenergiatermelésre (LCOE – levelized cost of electricity) vetítve
Akkuyu (TR) garantált ár 15 évre 123,5 USD/MWh Hinkley Point garantált ár 35 évre 92,5 font/MWh Német szélenergia átvételi ár 48,7-89,3 EUR/MWh max. 20 évre Német 10 MW feletti fotovillamos átvételi ár 20 évre
Forrás: MPRA Paper No. 50306 2013 október http://mpra.ub.uni-muenchen.de/50306/ 6 És RES Legal (2013) adatok alapján
2) Piaci, keresleti hatások
7
Reális-e az évi 1,5%-os hazai áramkereslet-bővülés előrejelzése? Az elmúlt két évtizedben (1994-2012-ig) Magyarország évi átlag 2,5%-os GDP növekedést ért el vásárlóerő-paritáson, úgy, hogy csak 0,9%-kal növelte a villamos energia iránti keresletet. A makrogazdasági előrejelzések szerint ennél alacsonyabb, 1,5% a magyar gazdaság tartós növekedési üteme (Forrás: Csaba László in Világgazdaság, 2014.01.30) A következő évtizedek népesedési előrejelzései önmagában 0,5%-os addicionális hatást eredményezhetnek a lakossági energiakereslet csökkenésében.
8
Indokolt-e egy együttműködő európai villamosenergia-rendszerben 90%-hoz közeli teljesítmény-kihasználási tényezővel modellezni a hazai bővítésnél?
c
A francia atomerőművek kihasználtsága 2011 óta csökken miközben termelési részarányuk 77,5%-ról 73,2%-ra esett vissza. A kibővített kapacitású paksi erőműnél sem indokolt 90%-os vagy azt meghaladó kihasználási tényezővel számolni.
„Az együttműködő VERben a megújuló villamos energia üzemköltsége lesz a legkisebb, ezért amikor rendelkezésre áll, akkor ez kerül felhasználásra, amivel menetrendtartó tartományba tolhatja az atomerőműblokkokat. Ezért a ma tervezett atomerőműblokkokra megfogalmazták a gyors teljesítményváltoztatás követelményét 50-100 % tartományban.” Dr. Ősz János, BME 2014. 9
A közlekedési elektrifikáció várható hatásai a 2020-as évtizedben
2020-ig az elektromos meghajtású járművek elterjedése minimális marad, várható részesedésük az új gépjármű értékesítésen belül 3-8%-ot ér el. 2025-re az European Green Car Initiative 15 millió elektromos autót prognosztizál az EU-n belül, ami elenyésző magyarországi megjelenést feltételez (Forrás: Universitat Duisburg Essen, 2012) Az elektromos autók töltése nem kötődik szükségszerűen az olcsó „völgyidőszaki” áramhoz. Okos hálózati (smart grid) technológiai megoldások révén ezeknek a járműveknek az akkumulátorai megfelelő pufferként szolgálhatnak az időjárásfüggő technológiák termelésének kiegyenlítésére így egyáltalán nem kézenfekvő, hogy ezek a járművek a nehezen szabályozható alaperőművi kapacitásigényt fogják növelni. 10
3) Finanszírozási kérdések
11
A magyar makrogazdasági helyzet hatása a tőkeintenzív projektek finanszírozási igényére Becsült beruházási érték
Bulgaria Czech Republic Hungary Romania Slovakia Slovenia United Kingdom
3750 milliárd HUF
Country Risk Premium* 2,15% 0,92% 3,93% 3,23% 1,26% 3,44% 0,17%
A magyarországi Finanszírozási kockázati felár többletköltség/év (%) (mrd forint) 1,79%
66,94
3,02%
113,06
0,00% 0,71%
26,44
2,67%
100,13
0,50%
18,56
3,77% *Forrás: Damodaran http://pages.stern.nyu.edu/~%20adamodar/
141,19
Updated: Januar 1, 2014
Magyarország országkockázata minden olyan térségi országnál magasabb, amely működtet atomerőművet, így rendelkezik megfelelő szakmai tapasztalattal egy új projekt elindítására. A térségbeli országok mindegyike olcsóbb piaci finanszírozást érhet el, mint Magyarország. A pénzügyi forrásokhoz jutás tekintetében egyértelmű komparatív hátrányunk van. 12
A „kedvezményes” orosz hitel legfeljebb enyhítheti, de nem szünteti meg a magyar versenyhátrányt a finanszírozás terén A térségben hozzánk leginkább hasonlítható Romániával szemben a dollárban kibocsátott 10 éves magyar államkötvények átlagos kamatfelára 0,91%. A 10 éves román kötvények hozama jelentősen alatta van a „kedvezményes” orosz hitel 3,95-4,95%-os euró kamatszintjének, de még a 30 éves futamidejű román kötvények hozama sem haladja meg annak átlagát. Forrás: Reuters
13
4) Technológiai innováció, tanulási görbe és skálahozadék
14
Egy indikátor a technológiák eltérő innovációs hátteréhez – a bejelentett szabadalmi oltalmi igények változása
Forrás: OECD Environment Working Paper No.45 2012 15
Nukleáris beruházási költségek (USA és Franciaország a kumulatív kapacitások arányában
16
A technológiai fejlődés hatása az Egyesült Államok fotovillamos (PV) beruházási költségeire
Forrás: Feldman et al. NREL (2012)
17
Átlagos építési időtartam az új nukleáris projekteknél (1954-2012)
18
5) A Paks-2 projekt várható megtérülése
19
A Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont (REKK) tanulmányának fő következtetései a várható megtérülésről
„Realista” forgatókönyv mellett a modell eredménye NPV=-109,1 Mrd Ft, LCOE=106 EUR/MWh
20
A REKK modell eredményeinek szemléltetése Diszkontráta 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10%
Atom 66 76 86 100 114 130 148
Szél 68 73 78 84 89 95 100
Nap 78 86 96 105 115 125 136
REKK alapmodell (1200 MW-ra): Beruházás 1740 Mrd Ft, nincs nagyfelújítás, bezárási költségek 198 Mrd Ft, Ft/euró árfolyam 290, megújulók összehasonlító éve: 21 2025.
Saját modellfuttatás a REKK alapmodell adatainak felhasználásával Diszkontráta 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9%
Atom 56 64 72 82 94 106 118
Szél 55 59 63 68 72 77 82
Nap 54 60 67 74 81 89 97
Saját modellfuttatás (1200 MW-ra): Beruházás 1800 Mrd Ft, 25. évben 20%-os értékben nagyfelújítás, bezárási költségek 250 Mrd Ft, Ft/euró árfolyam 300, megújulók összehasonlító éve: 2030.
22
A beruházási döntés során figyelembe veendő egyéb tényezők Járulékos költségek a régi és új blokkok együttes üzemeltetése miatt 1) Hálózat- és alállomás fejlesztések ~ 100 Mrd Ft 2) Hűtési többletigény (együttes üzemeltetésnél kérdéses, hogy a Duna vízhozama megfelelő biztonságú hűtést biztosít-e a párhuzamosan működő blokkoknak és az élővilág szempontjából elfogadható-e a környezetterhelés (folyóvíz felmelegedése) ~ 100 Mrd Ft További addicionális kérdések 1) 700 MW tartalékkapacitás folyamatos biztosítása ~ éves 18-20 Mrd Ft folyó költség az erőmű teljes élettartama alatt (rendszerhasználati díjakon keresztül emeli az áramárat) 2) Kis és közepes radioaktivitású hulladékok tárolása ~ 50-100 Mrd Ft 3) Nagy radioaktivitású hulladékok hosszú távú tárolása ~??? 4) Nukleáris biztonsági alap (Európában nincs ilyen – a közelmúlt 23 balesetei alapján indokolt lehet a létrehozása)
Lehetne másképp? Egy alternatív energiapolitikai javaslat a következő évtizedre (BCE-ELTE-ÓE) Paksi Atomerőmű Paks-2 Megmaradó fosszilis Új gázbázisú Új OCGT tartalék Összes nagyerőmű Gázmotorok, gázturbinák, gőzturbinák Szilárd biomassza Biogáz Szélerőművek Naperőművek Egyéb (víz, geotermikus, hulladék) Összes kiserőmű Összes hazai erőmű beépített teljesítménye
?
MAVIR kapacitásterv "A" változat 2 000 2 400 1703 3796 1 200 11 099 780 600 120 850 90 190 2630 13 729
Alternatív energiamodell 2 000 0 1703 3796 500 7 999 780 600 120 3183 3025 190 7899 15 898
„A 2032-ig, a jelenlegi paksi blokkok várható leállításának kezdő időpontjáig előretekintve … megalapozottnak tartjuk, hogy a magyar áramigényből 10 terawattóra mennyiséget az addigra kiépülő 3300 MW beépített szélerőművi és 3400 MW fotovillamos kapacitások termeljenek meg. … A megújuló energia beruházási program összértékét 2600 milliárd forintra becsüljük, ami a termelt energiaegységre vetítve kisebb, mint az új atomerőmű fajlagos beruházási költsége.”
http://unipub.lib.uni-corvinus.hu/1440/
24
Lezárásként: érvek és ellenérvek a nukleáris energia távlati bővítése témakörében Indokolt lehet a nukleáris opció preferálása
Nem indokolt a nukleáris opció preferálása
Stabil piaci lehetőségek megléte esetén; Ha elmarad a megújuló energiaberuházási költségek előrejelzett csökkenése; Amennyiben Magyarország tőkevonzó képessége jelentősen meghaladja a régió országaiét (komparatív előny lehetősége a finanszírozásban); Ha sikerül megfelelő biztosítékokat kialakítani a jelenleg nem megfelelően fedezett kockázatok kezelésére (pl. Nukleáris Pénzügyi Alap elégtelensége esetleges katasztrófahelyzet esetén); Amennyiben nem cél a megújuló energiaforrások elsőbbsége a hálózati betáplálásnál; Ha megfelelő mennyiségű és olcsó tárolási technológia biztosítja a völgyidőszaki áram időszakos tárolását; Amennyiben a villamos-energia iránti igény dinamikusan emelkedik Ha van regionális kooperáció.
Bizonytalan piaci kilátások esetén; A hazai megújuló energia-beruházási költségek szigifikáns csökkenése és/vagy új szállítási opciók esetén (pl. európai supergrid ; Amennyiben Magyarország tőkevonzó képessége nem haladja meg a régió országaiét (azonos vagy kedvezőtlenebb finanszírozási feltételek); Elégtelen biztosítékok esetén az üzembiztonság területén; Amennyiben a megújuló energiaforrások elsőbbséget élveznek a hálózati betáplálásnál; Kereslet-oldali hálózatmenedzsment (smart grid megoldások) elterjedése esetén; Amennyiben a villamos-energia iránti igény lassan vagy nem emelkedik. Ha nincs regionális kooperáció. 25
Köszönöm megtisztelő figyelmüket!
[email protected]
26
Forrásjegyzék 1. Damodaran, A., (2014). Country Default Spreads and Risk Premiums. June 2013 Update. Online available at http://pages.stern.nyu.edu/~%20adamodar/ 2. EIA U.S. Energy Information Administration, (2013). Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants. U.S. Department of Energy, April 2013. 3. ENTSO-E, (2013). Statistical Yearbook 2011. Secretariat of ENTSO-E, Avenue de Cortenbergh 100, B-1000 Brussels 4. Feldman, D. et al. (2012). Photovoltaic (PV) Pricing Trends: Historical, Recent and NearTerm Projections. NREL Technical Report DOE/GO-101012-3839. Denver, November 2012. 5. Felsmann, B., Kádár P., Munkácsy B. (2014) A fenntarthatósági szempontok érvényesülése a paksi atomerőmű bővítése kapcsán. Budapest, 2014. január. Kézirat. http://unipub.lib.uni-corvinus.hu/1440/ 6. International Energy Agency (IEA), (2013). World Energy Outlook 2013. OECD/IEA, 2013. ISBN: 978-92-64-20130-9 7. Kessides, Ioannis, (2012). The future of the nuclear industry reconsidered: Risks, uncertainties, and continued promise. Energy Policy 48 (2012) 185–208. 8. Lanzi, E., Haščič, I., Johnstone, N. (2012). The Determinants of Invention in Electricity Generation Technologies: A Patent Data Analysis. OECD Environment Working Papers No. 45, OECD Publishing. 27
9. Larsson, S., Fantazzini, D., Davidsson, S., Kullander, S. and Hook, M. (2013). Reviewing electricity production cost assessments. MPRA Paper No. 50306 Online at http://mpra.ub.uni-muenchen.de/50306/, September 2013. 10. MAVIR (2013). A Magyar Villamosenergia-rendszer közép- és hosszú távú forrásoldali kapacitásfejlesztése 2013. Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli Rendszerirányító ZRt., MAVIR-RTO-DOK-0008-00-2013-09-30., Budapest 2013. 11. OECD, (2012). Corrections on the Projected Costs of Generating Electricity: 2010 Edition. 2012. 12. OECD-NEA, (2012). Nuclear Energy Today. Second Edition OECD 2012. ISBN 978-92-64-99204-7 13. Ősz János (2014). Paks II. egy szakember szemével. Kézirat, Budapest 2014. 14. Proff, H., Kilian D. (2012). Competitiveness of the EU Automotive Industry in Electric Vehicles. Final Report. Universitat Duisburg-Essen. 19 December 2012. 15. The University of Chicago, Energy Policy Institute, (2011). Analysis of GWScale Overnight Capital Costs. Technical Paper, November 2011.
28
