M agyarország 7500 megawattos (MW) erőművi kapacitásának egyharmada környezetszennyező, rossz hatásfokkal működő üzemben van, amelyet másfél évtizeden belül le kell állítani. De nem csupán ezek pótlásáról, hanem az energiaszükséglet növekedése miatti többletkapacitásokról is gondoskodni kell, szakértői számítások szerint legalább 1500 MW mértékig. A pótlás és a növekvő igények kielégítése érdekében a következő másfél évtizedben mintegy 3800 MW új kapacitás létrehozására lesz szükség. Becslések alapján – tavalyi árakkal kalkulálva – 650-750 milliárd forintra tehető a fejlesztő beruházások összege, és ehhez még mintegy 100 milliárd forintos rekonstrukciós költséget is hozzá kell adni.
A kormány hosszú távú erőmű-létesítési terve szerint az ezredfordulóig legalább 900 megawattnyi új erőművi kapacitásra van szüksége az országnak. A Magyar Energia Hivataltól (MEH) kapott információk szerint összesen 1499 megawattot érő előzetes létesítési, illetve létesítési kérelem vár az engedélyezési procedúra folytatására. Ebből az állami tulajdonban lévő Magyar Villamos Művek Rt. (MVM Rt.) által megvalósítani tervezett erőművek összesen 360 megawattal részesednek. Ezek létesítését Magyarországnak a nyugat-európai energiarendszerhez (UCPTE) való csatlakozása teszi szükségessé. Az esetleges teljesítményhiány esetén ugyanis a tagrendszerek tíz percig segítenek, de azon túl az adott országnak kell azt pótolnia. Ezért akkora tartalékkapacitás kell, hogy szükség esetén a legnagyobb hazai erőműblokk – a Paksi Atomerőmű 460 megawattos blokkja – kiesése se okozzon fennakadást az ellátásban.
Mint ismeretes, a három, szénbányákat is üzemeltető dunántúli erőművi társaságtól eltekintve az erőművek már külföldi tulajdonban vannak. A privatizációs szerződésekben a befektetők különböző fejlesztésekre vállalkoztak.
A Mátrai Erőmű Rt. német tulajdonosa, az RWE/EVS konzorcium tervei között szerepel egy 450 MW-os hagyományos, lignittüzelésű erőmű vagy három, egyenként 150 MW-os blokkból álló fluidágyas (ugyancsak szenes) erőmű felépítése. Az üzembe helyezés időpontját a németek 2000 végében jelölték meg. Ez azonban a hosszadalmas engedélyezési, környezetvédelmi eljárásokat és az időigényes tervezési, pénzügyi előkészítést is figyelembe véve teljesen valószínűtlen. Egy ilyen erőműépítés általában legalább 5-6 évet vesz igénybe – állítják a szakemberek. A konzorcium – fejlesztési alternatívaként – a bükkábrányi telephelyen létesítendő két, egyenként 500 MW-os egységből álló erőmű megvalósíthatósági tanulmányát is elkészítette.
A belga Tractebel a Dunamenti Erőmű Rt.-nél ugyancsak 2000 végi átadással vállalta egy 550 MW-os, nehéz fűtőolajjal működő új erőmű létrehozását. A beruházást késlelteti, hogy a befektető a villamos- és hőenergia számára kedvező árszabályozására vár.
A Tiszai Erőmű Rt. külföldi tulajdonosa az amerikai AES. Az elképzeléseknek megfelelően a Tisza II. erőműben négy 215 MW-os blokkot újítana fel, a Borsodiban pedig egy 300 MW-os egységet építene, 2000 év végi határidővel. (A pályázati előírás ezzel szemben az volt, hogy 150 MW-os széntüzelésű, fluidágyas erőművet hozzanak létre. Az amerikaiak felajánlották, hogy amennyiben az ő tervük valósul meg, s 1997 közepéig engedélyt kapnak az építésre, hajlandóak az eredeti vételárat megfejelni.)
A Budapesti Erőmű Rt. finn-japán tulajdonosa, az IVO-Tomen konzorcium az Újpesti Erőmű területén 100 MW teljesítményű, kombinált ciklusú gázturbina létesítésére vállalkozott. Átadása még az ezredforduló előtt megtörténhet. A Csepeli Erőmű angol tulajdonosa, a PowerGen mintegy 390 MW névleges teljesítőképességű, gázturbinás erőmű építésére tett ajánlatot.
Az Algynvest Algyői Erőművet Beruházó és Üzemeltető Kft. 180 MW-os, kombinált ciklusú, földgáztüzelésű erőműve 1998 végén lépne be a villamosenergia-rendszerbe. Az osztrák EVN és a Mol Rt. által létrehozott IN-ER Erőmű Kft. Inke-Liszó térségében szándékozik egy 80 megawatt teljesítményű, gázturbinás erőművet építeni, a térségben talált nagy mennyiségű inert anyagot (széndioxidot) tartalmazó földgázra alapozva. A MEH-hez benyújtott kérelem 1999 januárjára ígéri a rendszerbe való belépés időpontját.
A gyorsan indítható, úgynevezett szekunder tartalékkapacitásokat három erőmű szolgáltatja majd. A Litéri és a Sajószögedi Erőművet 110-110 megawatt teljesítményűre tervezik, a Lőrinci Erőmű gázturbinái pedig 160 megawattosak lesznek.
A még állami kézben lévő Vértesi, Pécsi és Bakonyi Erőmű Rt.-nél egyenként 150 MW teljesítményű, széntüzelésű fluidágyas technológiával épülne új erőművi blokk 2000 decemberéig. Ám ezek megvalósítására egyelőre nincs vállalkozó. Ráadásul a napokban pattant ki a Vértesi Erőmű Rt. deficitválsága. A számára kedvezőtlen erőművi energiaárak miatt a cég az utóbbi három évben 6 milliárd forintnyi veszteséget halmozott fel. Megmentése érdekében új vezérkart nevezett ki az ÁPV Rt., de egyelőre keveset hallani a tarifa emeléséről vagy az egyébként szükséges fejlesztések forrásáról.
A fejlesztési programok az Európai Unió normáihoz igazodó környezetvédelmi előírásokat, a primer energiahordozók meglétét és a legkisebb költség elvét figyelembe véve készülnek.
Az ipari tárca idevágó jelentése – amelyet a GKI Rt. előrejelzésére alapozott – 2010-ig prognosztizálja a villamosenergia-fogyasztást. Eszerint 46 terawattóra (TWh, 1012 Wattóra) lesz az akkori fogyasztás (ez a vizsgálat időpontjában, 1994-ben 35,3 TWh volt; 2000-re a gazdaságkutatók 38,5 TWh-val számoltak). Ez persze attól is függ, hogy mekkora lesz a gazdaság növekedési üteme, s az energiaigény ezzel párosuló bővülése.
Azt mindenesetre a jelentés is leszögezi, hogy az energiaellátás költségeinek minimalizálása érdekében a megvalósítandó kapacitásokat a jövőben versenyeztetni kell egymással, s gondoskodni kell arról, hogy a felhasználók minden esetben a legolcsóbb ellátási lehetőséget választhassák. Ilyen lehetőséget kínál az úgynevezett kapcsolt energiatermelés: az a villamos energia, amely az ipari üzemekben keletkező hőenergia termelésével párhuzamosan állítható elő – és amelyet egyelőre messze nem használnak ki. Szakértők szerint Magyarországon csupán a távfűtéshez kapcsolódó ilyen jellegű energiatermelés ezer MW-ra tehető – több, mint amennyit az erőmű-fejlesztési program előirányoz! A gazdaságosan működtethető kapacitások fejlesztésére ráadásul hosszú távon gondolkodó befektetők is lennének. Az effajta hő- és villamosenergia-termelés jogi keretei azonban egyelőre rendezetlenek.
Némi előrelépést jelenthet a napirenden lévő távfűtési törvény elfogadása. Napjainkban az ipari erőműveket csak részlegesen használják ki az érintettek. Ennek oka elsősorban a fölösleges energia átvételének visszás szabályozása. A ma is érvényben lévő ártörvény a kötelező átvétel előírásával 1996 végéig lehetővé tette ugyan a többletenergia országos vagy helyi hálózatba engedését, ám ez a lehetőség idén januártól megszűnt. A hazai energiaipar átlagos hatásfokának akár a csaknem kétszeresével működő kapcsolt energiatermelés lehetőségei tehát beszűkültek. Holott Nyugat-Európában és a kontinensen kívül is épp ezeket – a költségkímélő, ezért olcsóbb energiaforrást jelentő – megoldásokat karolják fel a legszívesebben a helyi önkormányzatok.
Idehaza az önkormányzatok érdektelenségét a törvényi szabályozás mellett a pénzhiány magyarázza. A privatizált áramszolgáltató és erőművi társaságok külföldi tulajdonosai ugyanakkor sérelmeznék, ha valaki megnyirbálná monopolhelyzetüket. A BKZ Beruházásfejlesztési Kft. magyar tulajdonosai úgy tudják, elsőként Győrben, azután Székesfehérvárott készülhet el az ottani ipari parkok önálló ellátását szolgáló bázis. A megtermelt hőenergiát a lakossági távfűtésen túl az iparvállalatok használnák fel, az elektromos energiát pedig közvetlenül fogyaszthatnák vagy eladhatnák a helyi áramszolgáltatónak. Egyelőre azonban mindkét helyen tovább dolgoznak a rossz hatásfokú helyi fűtőművek, mivel a térséget ellátó, francia kézben lévő ÉDÁSZ tulajdonában lévő fűtőművek fejlesztéséről csak a tulajdonosok dönthetnek. Az egyeztetés az összes szereplő elemi érdeke lenne, ám ezek érvényesítését főként a franciákkal kötött privatizációs szerződés akadályozza. (Ezért aztán nem is csoda a franciák ódzkodása.)
A privatizációs buktató legékesebb példájaként a BKZ szakemberei a papíripart említik. Szerintük a kapcsolt energiatermelés megvalósítására a világon mindenütt ez az iparág a legfogékonyabb, hiszen a technológia során állandó és nagy a hőenergia-igény, ami párosul az elektromos energia iránti igénnyel. A magyarországi főtulajdonos Prinzhornnak azonban elsősorban nem az elvesztegetett energia miatt fájhat a feje.
Nem járt sikerrel a kőbányai Richter Gedeon Rt.-nek tett ajánlat sem egy kisebb gázturbinás erőművi blokk megépítésére. Mint Zsemberi László, a BKZ Kft. ügyvezetője elmondta, a gyógyszergyáriak eleinte nagyon lelkesedtek a jelenlegi energiaárakon 4-5 év alatt megtérülő beruházás lehetőségének hallatán. Mégis nemet mondtak az ajánlatra, mert jobbnak látták gyártási technológiájuk fejlesztését, az ugyanis 6-12 hónapos megtérülést ígér.
Mindez persze csupán azt jelzi: a jó szándék kevés; elemi kényszer kell, hogy vezesse az energetikai beruházásokat a termelő iparban. Nem véletlen, hogy elsők között ép-pen a Dunaferr határozott el gázturbi-nás bővítést, és kötött szerződést az El Paso Energy (korábban Tenneco Energy) amerikai energetikai cégóriással a meglevő erőmű privatizálására és jövőbeni fejlesztésére.
A dunaújvárosiaknál korábban, majd három esztendeje kezdték készíteni koncepciójukat a Nitrokémia Rt. szakértői. A munkát Halas György főenergetikus kezdeményezte. Felmérték, hogy meglévő energiatermelő és -ellátó rendszerük felújítása legalább másfél milliárd forintba kerülne. Hosszas tanulmányozás során arra az elhatározásra jutottak, hogy úgynevezett kogenerációs erőművet építenek. Ez ugyan több milliárd forintos beruházást jelentene, ám megéri, hiszen ezzel a jelenlegi, 1960-ban épült, 5 MW-os blokk kapacitását megtízszerezhetnék, s így energiatermelőből és -felhasználóból aktív eladókká is válhatnának. Ez pedig viszonylag gyors megtérülést eredményezhetne. A főenergetikus szerint azonban a beruházás megvalósítását néhány alapvető tényező hátráltatja. Így fogalmaz: az egyik árkérdés, a másik különböző vélt és valós érdekeken alapuló “irányított piaci” szabályozási környezet, amely leginkább a “tervezett spontaneitás” tartalmával jellemezhető.
Hasonló próbálkozások az ország más területein is akadnak; közülük az egyik legjelentősebb a BorsodChemé. A koncepciókészítésen túl azonban még nem sokan jutottak. Pedig csak így indulhat el az igazi verseny a hazai energiatermelésben – állítják a BKZ Kft. szakemberei. Zsemberi László és tulajdonostársa, Aranyos József villamosmérnök komoly előnyöket lát az úgynevezett független áramtermelők megjelenésében. Ehhez azonban a jogi szabályozás mellett a megfelelő árarányok kialakítására is szükség van. Úgy fogalmaznak: a nemzetközi ökölszabály szerint, 1 kWh mértékegységben kifejezve, a földgáz és az áram árának aránya 1:4-4,5. Eszerint tehát a hazai villamos energia termelői ára még túlságosan alacsony, így a befektetések megtérülése nem megfelelő. Ugyanakkor az egyes energiahordozók ára hosszú távon ki kell, hogy egyenlítődjön. Stratégiai, politikai okokból ettől el lehet térni, ahogyan ezt máshol is megteszik – de ezt előre, kiszámítható módon a piaci szereplők tudomására kell hozni, hiszen az energetikai befektetéseknél hosszú távú szerződésekkel dolgoznak. Zsemberi szerint Magyarországnak a jövőben a nagy teljesítményű erőművek építése mellett a helyi lehetőségek eddiginél sokkal hatékonyabb kihasználására van szüksége. Ez kevesebb pénzt, viszont hatékonyabb érdekegyeztetést igényel.
Az erőművi rendszer szükségszerű fejlesztése során kitüntetett figyelmet kell szentelni annak, hogy az egyes cégek milyen költségeket kalkulálnak bele a felújításokba, s hogyan alakítják majd az erőműveikben termelt energia árát.
A MEH az erőművek átlagárait a potenciális befektetők közötti versenyhelyzet megteremtésével kívánja “elfogadható” szinten tartani. Az erőművi átlagár hozzávetőlegesen kétharmad részben határozza meg a fogyasztói árszintet. A versenyhelyzet kialakítását a Gazdasági Versenyhivatal is szorgalmazná: álláspontja szerint (Figyelő, 1997/15. szám) a jelenlegi szabályozási rendszer statikus, a fogyasztók számára kedvezőtlen. A villamosenergia-rendszerben a nagykereskedő-szállító szerepkörét betöltő MVM Rt. ugyanis nem teheti meg azt, hogy nem vásárol áramot valamelyik erőműtől.
A MEH hivatott dönteni az engedélyesek közötti vitákról, valamint az egyes fogyasztói csoportok felvetéseinek megalapozottságáról is.
Az erőművek gazdálkodásához szorosan kapcsolódó probléma a nagyipari fogyasztók kérdése. Ez a vállalati kör közvetlen hozzáférést igényel az alaphálózati vezetékekhez, megspórolandó az áramszolgáltatók árrését. A MEH kétéves tevékenységét összegző beszámoló megemlíti az energiaipari társaságok – összesen 31 cég – tavaly júniusban lezárult költségfelülvizsgálatát. A felülvizsgálat eredménye, valamint a tavaly októberről idén január 1-jére halasztott energiaár-emelés miatt a Dunamenti Erőmű Rt. (DE) belga tulajdonosa, a Tractebel tiltakozott a leglátványosabban. A belga befektető kezdetben azt sem zárta ki, hogy perre viszi az ügyet, ám a MEH-hel és az ÁPV Rt.-vel folytatott tárgyalások beindultával egyre kisebb ennek az esélye. Az erőműtársaság 1997. január 1-jétől érvényes, a MEH által elismert költségei között nem szerepelnek az erőművi berendezések biztosítási díjai – ezek az idén körülbelül 400 millió forintot tesznek ki – valamint a veszélyes hulladékok elhelyezésének költségei -, ezek nagyjából 200 millió forintra rúgnak.
Az Állami Számvevőszék jelentése a DE privatizációjáról egy hosszú ideje vajúdó fejlesztési elképzelésre is rávilágít. Az MVM Rt. igazgatósága által 1995 júliusában jóváhagyott erőműépítési stratégia része volt összesen 500 megawatt új kapacitás létesítése az erőműtársaságnál. Az előkészítő munkálatok, elemzések körülbelül 400-500 millió forintot emésztettek fel, a beruházás költségei – a megvalósítás lehetséges változataitól függően – 60-70 milliárd forintra rúgnak. A fejlesztést eredetileg az ezredforduló táján tervezték üzembe helyezni, az ÁSZ szerint azonban nem zárható ki, hogy ez 2010-ig tolódik. A MEH nyilvántartásaiban az előzetes létesítési engedélyt kérők között nem szerepel a DE ezen elképzelése.
A MEH az engedélykérelmek elbírálásánál vizsgálja az engedélyt kérők pénzügyi helyzetét, likviditását, ehhez a potenciális befektetőknek független szakértői elemzést is csatolniuk kell – tehát az engedélyt kapott befektetőknek elvileg rendelkezniük kell a beruházások pénzügyi forrásaival. Az ÁSZ jelentése szerint a privatizációs szerződés előírja, hogy a “vevőnek minden ésszerűen elvárhatót el kell követnie” az üzleti tervben meghatározott kötelezettségvállalások végrehajtására, amennyiben azok a “józan üzleti gyakorlattal továbbra is összhangban állnak”. A hatályos magyar jog azonban nem ismeri ezt a fogalmat, így tartalma sem határozható meg – nem nehéz hát megjósolni, hogy ez elhúzódó jogviták forrása lehet.
