A nukleáris energia súlya a jövőben csökkenhet az európai villamosenergia termelésben, a piaci környezet komoly kihívások elé állítja az atomerőmű beruházásokat, melyek több egybehangzó vélemény szerint sem tudnak a jelenlegi környezetben piaci alapon megvalósulni. Az említett nehézségek miatt szükséges a lehetséges kockázatok alapos áttekintése és megosztása a fogyasztók, az üzemeltetők és a fejlesztők között – olvasható a Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont legutóbb kiadott jelentésében.
Komoly kihívások előtt a nukleáris erőművek
A potenciálisan megépülő nukleáris erőműveknek olyan piaci környezetben kell helyt állniuk, ami egyre több kihívás elé állítja őket. A zsinórtermelők piaci szegmense folyamatosan szűkül, a klímavédelmi szempontok és az alacsony határköltség miatt Európában tovább folytatódhat a megújuló energia térhódítása (2040-ig újabb 731 GW kapacitás létesülhet). Mindemellett a nukleáris energia előnyei az egyéb fosszilis zsinórtermelő kapacitásokkal szemben sem egyértelműek. Az Európai Bizottság vizsgálata szerint 2030 előtt egyetlen modellezett forgatókönyv esetében sem lehetett olyan CO2 egyensúlyi árat találni, ami mellett piaci alapon az új nukleáris erőmű beruházások megtérülnének.
A piaci kihívások mellett jól ismertek az atomerőmű beruházások további lényeges kockázati elemei is, mint a projektek során sok esetben fellépő idő és költségtúllépés. A nukleáris projektek közelmúltja nem volt sikertörténet – az elmúlt évtizedben mindössze 2 projekt indult az EU-ban -, a nehézségek ellenére mégis néhány uniós ország nukleáris beruházások mellett döntött az elmúlt időszakban, vagy a közeljövőben tervezi ezt.
Mindezek láttán fontos kérdés, hogy milyen kockázatkezelési megoldásokkal, kockázatmegosztási modellekkel lehet az ilyen beruházások során fellépő bizonytalanságot csökkenteni, a turbulens piaci és finanszírozási környezetet kiszámíthatóbbá tenni.
Az értékesítési kockázatok kezelése
Az értékesítési kockázatok kezelésénél két modell látszik körvonalazódni, az egyik a brit Hinkley Point erőmű esetében alkalmazott küszöbár, ami egy rögzített időtartamra (35 év) küszöbárat határoz meg (92,5 GBP/MWh). Amennyiben a piac ár ezt a rögzített árszintet nem éri el, a brit energiafogyasztók egy speciális tarifaelemek keresztül kipótolják az erőmű bevételét. Ha viszont a piaci árak magasabbak, a többletbevételt az erőmű egy alapba befizeti. Hasonlít ez a megújulóknál korábban alkalmazott kötelező átvételi mechanizmushoz.
Ettől eltérő megoldást választottak a finnek, ami az ún. Manka-la-modell. Ennek lényege, hogy az erőmű tulajdonosai lehetőséget kapnak arra, hogy a termelt villamos energiát közvetlen önköltségen megvásárolhatják az erőműtől. Mivel a nukleáris energia határköltsége alacsony, ez a módszer biztosíthatja a hosszú távú működést, az persze nem garancia, hogy a projekt ki fogja termelni a beruházási összeget, de ez nem is elvárás.
Paks esetében nem beszélhetünk az említettekhez hasonló kockázatmegosztásról, a kormány szerint erre nincs szükség, mivel a projekt piaci alapon is megtérül.
A beruházási kockázatok kezelése
Az atomerőműveknél kiemelkedőek a beruházási időszak kockázatai, a kivitelezés megkezdése és az üzembe állás között átlagosan 7,8 év telik el Európában. Az ilyenkor fellépő két fontos kockázati tényező a költség és az időtúllépés. Egy nukleáris projekt elhúzódása óriási mértékben ronthatja annak üzleti kilátásait. Ezen kockázatok kezelésére a projektek megrendelői különböző szerződéses garanciákat építenek be a szerződésekbe. A tervezett brit Hinkley Point C projekt a magánbefektetőkre hárítja a beruházási kockázatokat, a tervezés, a kivitelezés és az üzemeltetés kockázata is a fejlesztésben részt vevő befektetőket terheli. A finneknél az újabb erőmű beruházásoknál szintén a magánbefektetők viselik a kockázatokat, bár a modell itt kevésbé tiszta.
Paks esetében a tervek szerint a kormány projekttársasága bonyolítja le a beruházást, a kivitelezés időszakára egy kulcsrakész szerződés hivatott biztosítani a védelmet. A titkosítás miatt ennek részletei nem ismertek. Érdemes megemlíteni, hogy ez önmagában még nem jelent garanciát, biztos védelmet, elég csak a finn Olkiluoto 3 erőműre gondolni: a TVO egy kulcsrakész szerződést írt alá a kivitelező Areva-Siemens konzorciummal. Mindezek ellenére a költségtúllépések nagyságrendje akár a 8,5 milliárd eurót is elérheti és legkorábban 2018 végére készülhet el a beruházás. A szerződő felek a Stockholmi Nemzetközi Választottbíróságon perelik egymást.
A működési és finanszírozási kockázatok kezelése
A fentebb említett Hinkley Point-nál a működési és finanszírozási kockázatokat is a magánbefektetők viselik. A finneknél (Hanhiviki projekt) a kockázatok megoszlanak a projektet tulajdonló társaságok között. Paks esetében az állami üzemeltető vállalat vállalja a kockázatok kezelését.
A brit és a finn erőműveknél a finanszírozási hátteret (kezdeti és többlet költségek) a fejlesztők/konzorciumi partnerek biztosítják, míg Paksnál az induló forrásköltség 80%-át, de legfeljebb 10 millió eurót államközi hitel keretében biztosít Oroszország. A szerződés nem tér ki az esetleges többlet források biztosítására. Itt is megfigyelhető egyfajta kockázatmegosztás, de nem a magánbefektető irányába, hanem a projekttársaságtól a hazai adófizetők felé.
Forrás: portfolio.hu