A Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem (BME) Természettudományi Karán (TTK) hosszabb ideje vizsgáljuk az európai országok villamosenergia-piacainak működésére hatást gyakorló tényezőket, legújabb kutatásunkban az európai másnapi (day-ahead) villamosenergia-árak mesterséges intelligencia alapú modellezése és elemzése tárgyában az ún. magyarázható mesterséges intelligencia (explainable AI) algoritmusok alkalmazásának lehetőségét vizsgáltuk. A Nukleáris Technikai Intézet (NTI) és a Matematika Intézet Human & Social Data Science labor (HSDS) kooperációjában működő kutatócsoportunk fontos közös tanulmánya a napokban jelent meg a nemzetközi szinten magasan elismert „Energy Conversion and Management: X” nevű folyóiratban (IF: 7.6, D1 besorolás) „Industry-adaptable explainable AI based methodology for forecasting electricity prices” címmel.

A magyarázható mesterséges intelligencián alapuló modellek használata felértékelődött az elmúlt időben, mert a segítségükkel a piaci szereplők hatékonyabb stratégiákat dolgozhatnak ki előrejelzéseik számára azáltal, hogy az adatok feldolgozása során az algoritmus segítségével értelmezést adhatnak az adatok hatalmas tömegében rejlő mintázatok felismeréséhez, amire alapozva az előrejelzések mögötti piaci folyamatok értelmezhetőbbé, így maguk az árelőrejelzések végül pontosabbá válhatnak. A kutatás keretében nyilvánosan hozzáférhető adatokon és algoritmusokon alapuló mesterséges intelligencia modelleket fejlesztettünk ki 19 európai ország másnapi villamosenergia-árainak előrejelzésére. A magyarázható mesterséges intelligencia algoritmus által szolgáltatott ún. SHAP-értékek segítségével elemeztük a modellek különböző bemeneti adatainak hatását, az egyes paraméterek fontosságát (súlyát) az előrejelzésben.

Ezen felül a cikkben egy újszerű keretrendszert is bemutatunk az árampiacok kategorizálására, amely a globális SHAP-profilok alapján alkalmaz klaszterezést, megmutatva az egyes országok piacai közötti hasonlóságokat, illetve különbözőségeket. Az országokat SHAP attribútumvektorok alapján csoportosítva azonosítottuk azokat a piacokat, amelyek alapvetően hasonló árképzési mechanizmusokkal és strukturális érzékenységekkel rendelkeznek, feltárva ezzel a piaci dinamikában rejlő rendszerbeli hasonlóságokat. A publikáció további újdonsága, hogy az első olyan mesterséges intelligencia modellt mutatja be, amelyet SHAP-értékek felhasználásával fejlesztettek ki az európai másnapi villamosenergia-árak – piaci körülmények között is alkalmazható, akár kereskedelmi célú – előrejelzésére. A modell futtatásához ugyanis kizárólag a piaci feltételek mellett ténylegesen rendelkezésre álló adatok szükségesek, figyelembe véve, hogy éles piaci körülmények között az egyes adatok ténylegesen mikor válnak elérhetővé, így a modell a másnapi villamosenergia-piac működéséhez igazodik, ezáltal az könnyen beilleszthető a piaci szereplők üzleti működésébe, a piaciár-előrejelzést végző üzleti számítógépes eszközökbe.

Az áramárak előrejelzéséhez öt adatkategóriát használtunk az ENTSO-E ingyenesen elérhető adatbázisából: az egyes energiahordozók termelésének historikus adatai, historikus másnapi ár, historikus határkeresztező áramlás, a villamosenergia-fogyasztás előrejelzése, valamint a szélenergia- és napenergia-termelés előrejelzése. Az előrejelzési problémát többcélú regressziós feladatként kezeltük, és a múltbeli adatok alapján egyszerre jósoltuk meg a következő nap mind a 24 órás árait. Az árampiac egyedi időbeli szerkezetére tekintettel speciális adatokat építettünk be az előrejelzési modellünkbe. A termelés és a határkeresztező áramlások jellemzői esetében a 7, 3 és 2 nappal korábbi órás értékeket és a predikció napján érvényes (tehát a „másnap”-hoz képest 1 nappal korábbi nap) 00:00 és 07:00 közötti órás adatokat vettük figyelembe, így jellemzőnként 79 bemeneti értéket használ fel a modellünk. A historikus villamosenergia-árak esetében a 7, 3, 2 és 1 nappal korábbi órás értékeket használtuk fel, ebben az esetben tehát összesen 96 jellemzőt. A felhasznált adatok fent leírt időhorizontját az 1. ábra foglalja össze grafikusan.

A másnapi villamosenergia-piacon kereskedő erőművek működési korlátaihoz való jobb igazodás érdekében zártuk ki a predikció napján 7:00 óra utánra vonatkozó tényleges termelési adatokat. Az erőműveknek a következő napra vonatkozó termelési menetrendjüket mindig 12:00 óráig kell benyújtaniuk, így a bemeneti adatokat 7:00 óráig terjedő értékekre korlátoztuk, ezzel biztosítva, hogy az ipari alkalmazás során a felhasználóknak elegendő idejük legyen a modell adatokkal való feltöltésére, a modell futtatására, az eredmények értékelésére és a tájékozott üzleti döntések meghozatalára a másnapi menetrendek benyújtási határideje előtt. Ez az adatstruktúra a modellünket könnyen alkalmazhatóvá teszi ipari felhasználásra.

1. ábra: A bemeneti adatok és a célérték időhorizontjának bemutatása

A mesterséges intelligencia algoritmus alkalmazására alapozott árelőrejelzési módszertanunkat 19 európai ország adataira teszteltük, négy különböző mesterséges intelligencia modell segítségével. Az eredmények azt mutatják, hogy a faalapú modellek mind a 2015–2020, mind a 2020–2024 időszakra vonatkozóan következetesen felülmúlják a többi modellt a másnapi villamosenergia-árak előrejelzésének pontosságában. Ezen kívül eredményeink értékelése azt adta, hogy 2020 és 2024 között jelentősen megnőtt az árampiac komplexitása, ami a COVID-19-járványnak és az orosz-ukrán háború hatásainak tudható be. Ez a megnövekedett komplexitás megnehezítette a másnapi áramárak modellezését, ezért célszerű szélesebb körű jellemzők beépítése a másnapi villamosenergia-ár modellekbe. A SHAP-értékek klaszterezése alapján megállapítottuk, hogy 2020-ban a SHAP-profilok még egyértelműbb magyarázó mintákat mutattak, azonban 2024-re a legtöbb ország egy nagy klaszterbe került, ami arra utal, hogy a legfontosabb magyarázó tényezők összetettebbé, ugyanakkor az egyes országok vonatkozásában homogénebbé váltak az európai árampiacon. Ez a konvergencia összhangban áll az időjárásfüggő megújuló energiaforrások kiépítésének az elmúlt években tapasztalt felgyorsulásával, ami csökkentette az európai országok villamosenergia-piacai közötti különbségeket.

A lent szereplő, a cikkből idézett 2. ábra a fő eredményeket foglalja össze. Az egyes paraméterek fontossága az ábra jobb oldali színskálája szerint került ábrázolásra a vizsgált 19 országra. A SHAP-modellünk egy (365, 79, 24) méretű több dimenziós vektort hoz létre minden bemeneti adat esetén. Itt az első dimenzió (365) az év egyes tesztnapjait jelenti, a második (79) a jellemző órás bontású értékeit, a harmadik (24) pedig a nap adott óráját, amelyre szeretnénk a másnapi villamos energia árat előre jelezni. Az egyik célunk az volt a kutatásban, hogy összehasonlítsuk a különböző jellemzők fontosságát, hogy meghatározzuk, melyek befolyásolják leginkább a másnapi villamosenergia-árakat, ami nehezen lenne megvalósítható, ha minden jellemző minden órás értékének SHAP hozzájárulását megjelenítenénk a 2. ábrán, ugyanis így az ábra y tengelye több ezer sorból állna. Ezen probléma megoldására a Pesenti és O’Sullivan[1] által kidolgozott, SSHAP néven ismert összesítési módszert alkalmaztuk. Ez a megközelítés kihasználja a SHAP-értékek additív tulajdonságát, lehetővé téve az eltérő időbeli adatok hozzájárulásoknak összeadását egy egységes mérőszámmá minden jellemző esetében. Az adott két évre a vizsgált árbefolyásoló paraméterek a táblázat bal oldali függőleges tengelye mentén vannak feltüntetve, fentről lefelé haladva csökkenő fontossági sorrendben. Jól látszik az ábrából, hogy a 2024. évben a legtöbb országban a historikus másnapi áramár rendelkezett a legmagasabb fontossági paraméterrel, ezt követték a határmetszéki áramok, a szárazföldi szélerőművi termelés és annak előrejelzése, valamint a földgáz tüzelésű erőművek termelésének értéke. Ehhez képest a korábbi, 2020-as évben historikus másnapi piaci áramár, a villamosenergia-igény előrejelzett értéke, a határmetszéki áramok, a szárazföldi szélerőművi termelés értéke, valamint a konkrét napszak figyelembevételét (a hét melyik napján vagyunk, melyik hónapban, a hónap melyik napja és az év hányadik napján) megvalósító idővel kapcsolatos jellemzők vektora bizonyult a legnagyobb hatásúnak a másnapi áramárak előrejelzésére.

2. ábra: A modellezett országokban 2020-ban és 2024-ben a különböző bementi paraméterek fontosságának bemutatása

A teljes cikk ingyenes és szabadon elérhető a következő linken: https://doi.org/10.1016/j.ecmx.2026.101583

A kutatást végző csoport tagjai Biró Bence (NTI), Kiss Csaba (HSDSLab), Dr. Molontay Roland (HSDSLab) és Prof. Dr. Aszódi Attila (NTI).

A jelen írás először a Portfolio.hu gazdasági portálon jelent meg.

[1] Pesenti A, O’Sullivan A. Explaining deep neural network models for electricity price forecasting with XAI. Energy and AI 2025;21:100532. https://doi.org/10.1016/J.EGYAI.2025.100532.

Amerikai-magyar nukleáris együttműködések lehetőségei, különös tekintettel a kis moduláris reaktor projektekre 

 Ahogy arról írtam 2024. októberi cikkemben a Portfolió hasábjain is, az Amerikai Egyesült Államokban radikális változás következett be az atomenergetikai projektek energiapolitikai és társadalmi megítélésében, amikor egy évvel ezelőtt a nagy technológiai cégek, a Google, a Microsoft és az Amazon Web Services jelentős invesztíciókat jelentett be kis moduláris reaktorokat fejlesztő cégekbe. Az első ránézésre meglepő fejlemények azóta tovább fejlődtek, és ma még inkább látható, hogy miért lényegesek ezek a fejlesztések. Írásomban azt foglalom össze, hogy az informatikai technológiai szektor és a mesterséges intelligencia alkalmazások miért hajtják fel az új atomerőművi kapacitások iránti igényeket, hogyan kapcsolódhat ez a magyar-amerikai együttműködésekhez, és mit profitálhat ebből a magyar gazdaság. 

Néhány nappal ezelőtt, 2025. október 29-én az Országos Fizikatanári Ankéton tartottam előadást, ahol ezt a témakört is érintettem, kölcsönveszek hát néhány fóliát az előadásomból. 

Az OECD Nemzetközi Energia Ügynöksége (OECD IEA) 2025 tavaszán publikált egy nagyon érdekes jelentést, amelyben azt vizsgálta, hogy a mesterséges intelligencia alkalmazások fejlesztése és üzleti elterjedése milyen hatással lehet a világ energiafelhasználására. A tanulmány kiválóan bemutatja, hogy 2022 novemberétől (a ChatGPT megjelenésétől) 2024 végéig, tehát kb. 2 év alatt az S&P 500 tőzsdei listán szereplő vállalatok piaci kapitalizációja növekedésének 65%-át mesterséges intelligencia fókuszú vállalatok értékének növekedése okozta. Ugyan az egyéb vállalatok tőzsdei értéke is növekedett, de a mesterséges intelligenciát alkalmazó cégek növekedése sokkal nagyobb volt. Meglehetősen nagy a hajtóerő tehát a technológiai szektorban, hogy a vállalatok mesterséges intelligencia alapú szolgáltatásokat kínáljanak a piac számára, vagy ilyen módszereket és alkalmazásokat építsenek be az üzleti folyamataikba. 

 A mesterséges intelligencia alkalmazása azonban energiát igényel, méghozzá sok energiát.  

A következő fólia baloldali ábrája jól mutatja, hogy a ChatGPT vagy más fejlettebb, mesterséges intelligencia alapú algoritmusok futtatása arányaiban sokkal több villamos energiát igényel szerveroldalon, mint egy egyszerű Google keresés. Fajlagosan itt 10-20 vagy akár 30-szoros növekedés várható egyetlen keresésre, ha azt mesterséges intelligencia algoritmus segítségével hajtjuk végre.  

A jobb oldali ábra a Nature folyóirat egyik cikke alapján azt mutatja, hogy 1000 darab bonyolultabb elemzést igénylő mesterséges intelligencia alapú lekérdezés a szerver oldalon annyi villamos energiát igényelhet, mint egyetlen laptop 20 órás működtetése. Ez hatalmas energia, ami a felhasználó számára direktben nem jelenik meg, ugyanakkor az energiaellátás szempontjából nagyon komoly kihívás elé állítja azokat a cégeket, amelyek az ilyen algoritmusok kiszolgálását végző szerverfarmok telepítésével és működtetésével foglalkoznak.  

Globálisan a szerverfarmok működtetése 2024-ben a világ teljes villamosenergia-fogyasztásának 1,5%-át tették ki, de itt a következő években radikális növekedés várható. Az egyre nagyobb és egyre koncentráltabb szerverfarmok működtetése a mostani éves 400 TWh villamos energia helyett akár 1000 TWh-t meghaladó villamosenergia-mennyiséget is igényelhet 2030-ra. Márpedig a szerverfarmokat folyamatosan el kell látni energiával, 0-24-ben, az év 365 napján. A felhasználók nem akarják lekérdezéseiket a nap- és/vagy szélenergia rendelkezésre állásához kötni, így a szerverfarm üzemeltetők arra készülnek, hogy a rendszereiket folyamatosan el tudják látni zsinórárammal.  Ez a szerverfarm működtetés bizonyos helyszíneken komoly lokális villamosenergiaigény-növekedést generál: Európában pl. Írország jelenlegi áramfogyasztásának 20%-a szerverfarmok működtetésére fordítódik, míg az USA Virginia állama (mint egy kiemelt szerverfarm helyszín) áramfogyasztásának 25%-át fordítja ilyen célokra. Az USA-ban van olyan adatközpont, aminek a villamos teljesítmény-igénye közel 5000 MW! (Csak viszonyításképpen, a paksi atomerőmű mostani 4 blokkjának együttes teljesítménye 2000 MW, és Magyarország éves villamosenergia-igényének több, mint harmadát biztosítja. 5000 MW zsinórtermelés gyakorlatilag megegyezik hazánk éves villamosenergia-igényével.) 

A nagy abszolút számok és a nagy növekedési potenciál nyilván arra sarkallja a technológiai cégeket, hogy megoldást találjanak erre a kihívásra, és hosszú távon biztosítsák a szerverfarmok olcsó, karbonsemleges zsinórárammal való ellátását. Márpedig ha karbonsemleges és zsinóráramról beszélünk, akkor ott érdemben csak az atomenergia jöhet szóba.  

Emiatt számos technológiai cég, pl. a Google, az Amazon és a Microsoft is jelentős atomenergetikai beruházásokba kezdett az USA-ban. Üzembe helyeznek korábban leállított atomerőművet, új blokkok építésében gondolkodnak, de egyes cégek kis moduláris reaktorok (small modular reactor, SMR technológiák) fejlesztésébe is beszálltak kockázati tőke befektetőként, hogy biztosítsák maguknak a technológiai elsőbbséget.   

Miért SMR-ek?

Egyrészről a nagy, 1000 MWe teljesítményű reaktorok piacára belépni nagyon bonyolult. Néhány nagy gyártó maradt csak ezen a világpiacon (az amerikai Westinghouse, a francia EdF-Framatome, az orosz Rosatom, a dél-koreai KHNP-KEPCO és kínai cégek). De szembe kell nézni azzal, hogy a nagy atomerőművek építési piacára belépni nagy befektetést és komplex kompetenciákat igényel, a nagyberendezések gyártásához szükséges nehézipari kapacitásokat pedig az USA, de számos nyugat-európai ország is elveszítette (a franciákat kivéve). A nagy erőmű építések hosszú időigénye komoly üzleti és finanszírozási kockázatokat rejteget. Egyszerűbbnek és finanszírozhatóbbnak tűnik kis moduláris reaktorok fejlesztésébe fektetni, ha egy energetikai mérnöki cég fejével gondolkodunk. A kis moduláris reaktorok a tőkepiac számára is attraktívak, mert hihetőbb, hogy egy új kis reaktor technológiából a piacon értékesíthető erőmű lesz, mint egy nagy erőmű esetében. Hogy ez a hiedelem aztán majd beváltja-e a reményeket, az egy más kérdés, de minden esetre a helyzet az, hogy mintegy 100 különböző SMR projekt fejlesztése forog jelenleg a nagyvilágban, számos start-up cég alakult a területen, miközben hasonló intenzitású fejlesztés a nagy atomerőművek területén nem látszik.  

Ahogy arról korábban írtam már, SMR-nek a nemzetközi terminológia szerint tipikusan a 10 MWe feletti és 300 MWe alatti villamos teljesítményű modulárisan építhető reaktorokat nevezzük (bár a teljesítményhatárok nem jelentenek szigorú korlátot).  

Az SMR-ekkel kapcsolatos alapvető elvárás, hogy a nagy atomerőműveknél sokkal gyorsabban, akár 3-4 év alatt megépíthetőek legyenek. Ennek alapvető célja, hogy a projekt finanszírozási kockázatai és költségei sokkal kisebbek legyenek, és a létesítmény a beruházói döntést követően gyorsabban legyen üzembe helyezhető. A gyorsabb építés záloga, hogy az erőmű modulokból legyen összeépíthető, hogy a tevékenység jelentős része egy gyártóműbe vihető legyen, ahol a gyártás-összeszerelés folyamata hatékonyabb és kontrollálhatóbb. Ezzel a telephelyi építési tevékenység idő- és munkaigénye jelentősen csökkenthető. A modularitás másik előnye, hogy a létesítmény jobban skálázható, és üzemeltetése során is rugalmasabb lehet, mint egy nagy létesítmény.  

Az SMR-eknél tervezési cél, hogy a reaktorberendezésbe integráljanak olyan berendezéseket (pl. a keringető szivattyúkat, a gőzfejlesztő berendezéseket), amelyek a nagy erőműveknél külön berendezések. Az integrált kialakítás előnye, hogy a reaktorberendezés telephelyre kiszállítva már készen van, nem kell az összehegesztésével a telephelyen foglalkozni. Az integrált kialakítás adott esetben a hűtési funkció természetes áramlással történő megoldását is lehetővé teszi, így az üzemeltetés, valamint az üzemzavarok kezelése is új mérnöki alapokra helyezhető. 

A modularitás aspektusai

A moduláris kialakítás azt is lehetővé teszi, hogy 100-300 MWe teljesítményű egységekből többet egymás mellé telepítve akár egy nagyobb erőmű  is megépíthető, ha az adott telephelyen erre van szükség.  

Az amerikai nuScale koncepció 77 MWe egységekből áll, a reaktorok egymás mellé kerülnek egy nagy vizes medencébe, az egyes reaktormodulokhoz különálló turbina egységek kapcsolódnak. A reaktortartályok vizes környezete lehetővé teszi, hogy akár egy üzemzavari helyzetet is le tud kezelni a berendezés emberi beavatkozás nélkül, akár napokon keresztül. Ez nagyon robusztus kialakítást tesz lehetővé.  

A dél-koreai iSMR koncepció is egymás mellé helyezett reaktormodulokból áll, itt az egyes reaktorok nem víz alatt helyezkednek el, száraz aknákban, de a nuScale-hez hasonlóan egymás mellett vannak elhelyezve.  

Egy másik amerikai koncepció, a GE-Hitachi Vernova BWRX-300 reaktora 300 MWe teljesítményű egységekből áll. Itt az egyes reaktorblokkok teljesen különállóak, önálló erőművek, de a 300 MWe egységekből több is elhelyezhető egy adott telephelyen (úgy képzeljük ezt el ezek egymás melletti elhelyezését, mint a mostani paksi blokkokat; egyébként a 300 MWe nem is sokkal kisebb, mint egy mostani paksi VVER-440 blokk 500 MWe teljesítménye).  

Mi hajtja ezeket a fejlesztéseket?

Több dolog is felsorolható: 

• Ahogy fentebb említettem, szükség van a karbonsemleges zsinóráramra a gazdaság számos területén. 
• A technológiai szektorban van szabad pénz kutatás-fejlesztésre, és szükség van új energiaellátási megoldásokra, így a nukleáris innováció szükségszerűsége jól indokolható a tőkepiacokon. 
• Olyan technológiák kellenek, amelyek gyorsabban telepíthetőek, mint a nagy atomerőművek. Egy naperőmű 1,5 év alatt megépíthető. Egy kombinált ciklusú gázturbinás erőmű 4 év alatt felépíthető. Ehhez kellene felzárkóznia az SMR projekteknek.  
• A fosszilis energiahordozók kivezetésével, ezen belül is a szén kivezetésével számos barna mezős ipari telephely ellehetetlenül világszerte. Márpedig ezek az erőművek nagyon sok helyszínen az ipar gerincét adják, villamos energiával és hővel látva el a helyi ipari üzemeket és a lakosságot. Az erőmű és a körülötte lévő ipar munkát ad a lakosságnak és adóbevételeket biztosít az önkormányzatoknak, valamint a központi kormányzatnak. Ezeknek a szénerőműveknek a végleges leállítása sok régió ellehetetlenülését okozná. Az USA-ban 2025 végéig közel 30.000 MWe szénerőművi kapacitást állítottak le. Emiatt is folynak intenzív vizsgálatok az USA-ban is, hogy hogyan lehet a szénerőműveket SMR-ekkel kiváltani (ld. a lenti diát). 

Ugyanakkor van itt egy nagyon fontos kérdés, ami a kis-közepes országok számára, mint amilyen hazánk is, tulajdonképpen az első számú kérdés: az engedélyezés rendszere!

Az SMR-ek elterjedésének kulcsa ugyanis a hatékony engedélyezési rendszer! 

Mit értek ez alatt? Az SMR technológiák akkor fognak tudni elterjedni, ha nem az Európában most megszokott módon engedélyezzük őket, hanem úgy, ahogy az pl. az USA-ban vagy éppen az Egyesült Királyságban lehetséges. Szükség van arra, hogy egy erőművi konstrukcióra típusengedélyt lehessen szerezni, adott esetben még azelőtt, hogy egy konkrét erőmű építési projekt, konkrét telephellyel eldőlt volna. Ha a típust engedélyeztetni tudja a technológia szállítja vagy a jövőbeli működtető (engedélyes), majd a megszerzett engedély birtokában indulhat meg az erőmű építése, akkor maga az építési projekt már mentesítve van attól a kockázattól, hogy esetleg amiatt csúszik a projekt, mert a részletes tervezést az építés során végzik, és ebben a folyamatban felmerül valamilyen műszaki-engedélyezési probléma. Ha van típusengedélyezés és a részletes műszaki tervezést lebonyolítják az erőmű építésének megkezdése előtt, akkor az engedélyezési műszaki problémákat is rendezni lehet, még az építés megkezdése előtt, így a beruházást érintő nagyobb pénzügyi kockázatok jelentésen csökkenthetők. 

Ebből a sémából az is következhet, hogy ha egyszer egy típus egy adott országban típusengedélyt kapott és nem változtatnak a terveken, akkor ténylegesen sorozatgyártás is lehetséges. A sorozatgyártást úgy is érteni kell, hogy akár több telephelyre ugyanazt az erőművet lehessen megépíteni, a tervek és a típusengedély módosítása nélkül.  

Ebben az engedélyezési sémában, a típusengedélyezésben, továbbá az egyben kiadott nagyobb engedélyezési csomagokban az Amerikai Egyesült Államokban nagyon sok tapasztalat gyűlt össze, így lehet tőlük tanulni. Az amerikai-magyar nukleáris együttműködés egyik kulcseleme lehet az ezzel kapcsolatos tudásátadás, és az amerikai engedélyezési tapasztalatok hazai hasznosítása.  

Milyen SMR-ek jöhetnek szóba Magyarország számára?  

A világ SMR fejlesztési tájképe nagyon színes, az OECD Nukleáris Energia Ügynöksége közel 100 különböző SMR koncepciót jegyez. Ezek mind a teljesítmény, mind a működési hőmérséklet, mind a fejlettségi-megtervezettségi szint szempontjából rendkívül diverz képet mutatnak.  

Az alábbi ábra ezt a diverz tájképet szemlélteti. A magas hőmérsékletű reaktorok bizonyosan lényeges szerepet játszhatnak majd az ipari (vegyipari, nehézipari stb.) hőigények kiszolgálásában, de engedélyezésük, tesztelésük és létesítésük bonyolultabb lesz. Emiatt inkább az várható, hogy rövid-középtávon a könnyűvíz hűtésű és könnyűvíz moderálású reaktoron alapuló SMR-ek fognak először elterjedni, és az olvadt fémmel, magas hőmérsékletű gázzal vagy éppen sóolvadékkal hűtött (egzotikus hűtőközeggel működtetett) reaktorok széles körű alkalmazása később fog megtörténni.  

A fentieket is szem előtt tartva mindenképpen részletes értékelést érdemelnek az alábbi reaktorok: 

Az amerikai GE Hitachi Vernova által fejlesztett BWRX-300 típusú forralóvizes reaktor, amelynek prototípusa jelenleg már épül a kanadai Darlington atomerőmű telephelyén. A 4 blokkosra tervezett létesítmény első blokkja épül jelenleg, a teljes projekt költség- és ütemterve szerepel az alábbi ábrán.  

Az amerikai nuScale egy ún. integrált nyomottvizes reaktor, ami kompakt kialakításával és innovatív hűtési megoldásaival tűnt ki a mezőnyből. Az első demonstrációs projektet az USA-ban törölték, így nem valószínű, hogy ez lesz az első SMR Észak Amerikában. 

A Rolls-Royce SMR technológiát az Egyesült Királyságban fejlesztik, szerepel a brit atomenergetikai programban a short-list-en. 470 MWe blokkjaival fejlett villamosenergia-rendszerekbe is jól integrálható lesz. Fontos előnye, hogy európai típus, európai beszállítói lánccal, meghatározó szerepet játszhat az európai nukleáris lendületbe hozásában.  

Sok más típust is említeni lehetne, de ide beemelem még a dél-koreai fejlesztésű iSMR-t, mert a dél-koreai nehézipar megkerülhetetlen ma a fejlett világ atomenergetikájában. Az ország nem csak a saját reaktorok fejlesztésében és exportjában tűnik ki, hanem abban is, hogy amerikai nagy atomerőművek és SMR-ek főberendezéseit valójában Dél-Koreában tervezik legyártani.  

Mit profitálhat Magyarország egy amerikai-magyar nukleáris együttműködésből?

Az új technológiák fejlesztésében rengeteget.  

Az SMR-ek fejlesztéséből és alkalmazásából nem szabad kimaradni. Itt is ki kell építeni a beszállítói láncot, és mivel ezek kisebb létesítmények, a berendezéseik gyártása – megfelelő ipari felkészülés esetében – könnyebben lehet lokalizálható, mint a nagyerőműveké. Sok ilyen projekt várható, így aki időben beszáll ebbe az üzletbe, számos kapcsolódó projektben szerezhet meghatározó beszálllítói részesedést.  

Ahogy fentebb említettem, fontos lehetőség az amerikai nukleáris engedélyezési tapasztalatok hasznosítása.  

Európában a Westinghouse nagy atomerőművi blokkokkal új projekteket fog indítani, az ezekben való részvétel jó lehetőség lehet a magyar gazdaság, a magyar nukleáris szakmai számára is. És nem utolsó sorban említeni kell a friss atomerőművi üzemanyag gyártást-szállítást és a kiégett üzemanyagok átmeneti tárolását, amelyben USA vállalatok jelentős tapasztalatokkal, kompetenciákkal és kapacitásokkal bírnak. 

Megjegyzések:

2025. október 29-én az Országos Fizikatanári Ankéton tartottam előadást, ahol ezt a témakört is érintettem. A képek egy részét az előadásomból kölcsönöztem. A képek elkészítésében Biró Bence kollégám volt segítségemre, köszönet érte!

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában először a portfolio.hu-n jelent meg 2025. november 6-án, még Orbán Viktor és Donald Trump személyes találkozója előtt. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra és a jelen blogbejegyzésre való hivatkozással idézhetők. 

 Az SMR boom témájáról beszélgettem Somodi-Solymos Eszterrel a SpiritFM Generátor című műsorában 2025. júliusában, amelynek videója itt tekinthető meg. 

Bejárta a magyar és nemzetközi sajtót, hogy 2025. szeptember 11-én az Európai Unió Bírósága (európai uniós szintű másodfokú bíróság) hatályon kívül helyezte az Európai Unió Törvényszéke (EU-s szintű elsőfokú bíróság) 2022. november 30-i keltű döntését, továbbá megsemmisítette az Európai Bizottság 2017. március 6-i keltű határozatát. Ez utóbbiban annak idején az Európai Bizottság megállapította, hogy a Paks II projekt megvalósítása tartalmaz ugyan állami támogatást, de az kompatibilis az EU-s jogszabályokkal (továbbá bizonyos feltételek betartását írta elő, pl. a majdan megtermelendő villamos energia piaci értékesítésére vonatkozóan), így a projekt versenyjogi szempontból rendben van, megvalósítható.

Az EU Törvényszéke, majd az EU Bírósága eljárására azért került sor, mert az Európai Bizottság 2017-es versenyjogi döntését Ausztria megtámadta. Az eljárásokban az alperes az Európai Bizottság volt, Magyarország több más országgal együtt beavatkozóként vett részt az eljárásban. Mindkét bíróság eljárásában Ausztria összesen tíz különböző igénypontban támadta az Európai Bizottság 2017-es versenyjogi döntését.

Az EU elsőfokú bírósága vizsgálata összesen mintegy 5,5 évig tartott, és nem állapított meg jogsértést, az Európai Bizottság 2017-es döntését megfelelőnek találta. A mostani, másodfokú döntés Ausztria tíz igénypontjából nyolcat elutasított, egy igénypont tekintetében részben, egyben pedig teljesen Ausztriának adott igazat. Emiatt megsemmisítette az elsőfokú ítéletet és az Európai Bizottság versenyjogi főigazgatósága (DG COMP) 2017 márciusi döntését. Ennek következtében jelenleg a Paks II projekt nem rendelkezik EU-s versenyjogi, az állami támogatást jóváhagyó határozattal. De a folyamatot, amin keresztülment a projekt, az Európai Bizottság és Magyarország, nem lehet semmisnek tekinteni, ezeket a Bíróság sem tette hatálytalanná. Ilyen komplex versenyjogi vizsgálat az európai atomenergetika történetében a Paks II esetén kívül csak még egy volt, a brit Hinkley Point C atomerőmű esete.

Mit kifogásol Paks II esetében a másodfokú bíróság?

Az Európai Unió Bírósága azt kifogásolja, hogy a véleménye szerint a versenyjogi kérdés (tehát az, hogy tartalmaz-e állami támogatást a Paks II projekt, és ez a támogatás kompatibilis-e az EU-s jogszabályokkal) vizsgálata során az Európai Bizottságnak részletesen vizsgálnia és indokolnia kellett volna, hogy a Paks II projekt technológia szállítójának (a Rosatom leányvállalata, az ASE JSC, a tervezésre, kivitelezésre és üzembe helyezésre vonatkozó EPC szerződés fővállalkozója) kiválasztása során a magyar fél a közbeszerzési jogszabályoknak megfelelően járt-e el. A Bíróság nem azt állítja, hogy a projektben nem lehetett volna a Fővállalkozót és a technológiát közvetlenül, közbeszerzés nélkül kiválasztani, és azt sem állítja, hogy a technológia kiválasztása hibás alapokon nyugodna. A Bíróság azt sem állítja, hogy az Európai Bizottság nem vizsgálta volna a közbeszerzési eljárás kérdését. Sőt, a valóság az, hogy az Európai Bizottság belső piaci főigazgatósága (DG GROW) egy részletes eljárásban célzottan vizsgálta a technológia kiválasztás jogszerűségét, és az eljárást még 2016. november 17-én lezárta azzal, hogy nem talált jogsértést, magyarán elismerte, hogy Magyarországnak alapja és joga volt a technikai kivételszabály alkalmazására.

A mostani másodfokú bírósági döntés ugyanakkor azt a feladatot adja az Európai Bizottságnak, hogy a Paks II állami támogatási kérdésében hozzon újra határozatot, amely határozatban a közbeszerzés kérdését tegye az állami támogatási kérdés szerves részévé, és az indokolásában térjen ki a közbeszerzési kérdés vizsgálatának részleteire.

Mi következik a Paks II projektre vonatkozóan a másodfokú bírósági döntésből?

A jogi helyzet az, hogy 2025. szeptember 11-től a Paks II projekt nem rendelkezik EU-s versenyjogi, az állami támogatást jóváhagyó határozattal. A szabályok szerint (néhány kivételtől eltekintve) állami támogatás nyújtásához az Európai Bizottság engedélye szükséges, így elvileg az állami támogatás ettől a dátumtól kezdve nem alkalmazható mindaddig, amíg az Európai Bizottság újra ki nem ad egy pozitív versenyjogi határozatot. A naptárra tekintve azt is mondhatjuk, hogy a Paks II projekt helyzete kb. olyan az állami támogatás tekintetében, mintha visszaugranánk időben 2017. március 6. elé, amikor még nem állt rendelkezésre a Paks II projekt versenyjogi engedélye.

Feladatok első körben tehát az Európai Bizottság asztalán keletkeztek, mert egy olyan versenyjogi határozatot kell hoznia, ami megfelel az Európai Bíróság 2025. szeptember 11-i döntésében foglaltaknak.

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában először a portfolio.hu-n jelent meg. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra és a jelen blogbejegyzésre való hivatkozással idézhetők.

Egy olyan nagy üzemzavar és nagy területre kiterjedő tartós áramkimaradás után, mint ami 2025. április 28-án hétfőn történt az Ibériai-félszigeten, teljesen jogos a kérdés, hogy nálunk ilyen megtörténhet-e, illetve mit tanulhatunk a spanyolok és portugálok problémáiból. Úgy is megfogalmazhatjuk ezt a kérdést, hogy nálunk jobb vagy rosszabb a helyzet? A kérdést részben már érintettem 2025. április 30-i, a Portfolión megjelent írásomban, de szeretnék most kicsit a magyar villamosenergia-rendszerre koncentrálni. Ehhez pedig egy közelmúltbeli magyar eseményre érdemes visszatérni.

Bevezető megfontolások

Sok helyen megjelent ugyanis a sajtóban is, hogy idén húsvét hétfőn napközben rekord alacsony volt a magyar villamosenergia-rendszerben az áramigény. Ennek több oka is volt:

1. A négynapos hétvége során nagyon sok munkahelyen teljes leállás van, sokan mennek szabadságra. Termelőüzemek is felfüggesztik tevékenységüket, így nyilván alacsonyabb az ipari villamosenergia-igény, mint egy szokásos hétvégén. (A hétvége már eleve alacsonyabb terhelésű szokott lenni a munkaszünet miatt, de ehhez most még hozzáadódott a hosszú hétvége hatása.)
2. Az április időjárása Magyarországon nagyon kedvező energetikai szempontból (is). Fűteni már nem kell, hűteni még nem kell, tehát hőigény csak a használati melegvíz előállításához merül fel (ez pedig sok helyen eleve nem villamos energia, hanem földgáz alapú). A nappalok hosszúak, szívesen vagyunk a szabadban, és kevesebbet világítunk bent a lakásban.
3. A jelen cikk szempontjából leglényegesebb aspektus, amiben ráadásul évről évre változás következik be, hogy egyre több háztartási méretű kiserőmű (rövidítve HMKE, köznapi néven háztetőre szerelt napelem) működik hazánkban. Jelenleg több, mint 2700 MW beépített kapacitás van a háztetőre szerelt napelemekben Magyarországon. Ez nyilván örvendetes abból a szempontból, hogy közel 300.000 magyar háztartás invesztált ilyen rendszerekbe, ők zömükben átgondolták otthonuk energetikáját, talán energiatudatosabban élnek is emiatt, mint annak előtte.

Ugyanakkor a HMKE naperőművek több szempontból is jelentős kihívás elé állítják a jelenlegi magyar villamosenergia-rendszert:

1. Történelmileg úgy alakult Magyarországon, hogy a háztartási naperőművek központilag nincsen közvetlenül mérve. A magyar hálózati rendszerirányító gyakorlatilag semmit nem tud ezeknek a berendezéseknek az aktuális állapotáról, termeléséről. Úgyis szoktuk ezt mondani, hogy kínai szervereken, a kínai invertergyártóknál többet tudnak a magyar HMKE-k aktuális termeléséről, mint a magyar villamosenergia-rendszerben. Ez addig nyilván nem volt gond, amíg ezek az 5-10 kW-os teljesítményű rendszerek kis számban voltak jelen, de most, hogy összesen 2700 MW ilyen kapacitás van az országban, meglehetősen kellemetlen, hogy központi adatbázisban nem jön össze az aktuális termelésük.
2. A HMKE napelemek által megtermelt energia elviekben az adott háztartásban kerülne felhasználásra, de nem tipikus, hogy egy – mondjuk éves szaldóban lévő háztartás – az adott pillanatban megtermelt áram az adott pillanatban abban a háztartásban felhasználásra is tud kerülni, mert a napelemek csúcsteljesítménye sokkal nagyobb, mint a háztartás csúcsigénye, és a termelés-felhasználás időbeli lefutása is teljesen eltérő. A legtöbb ilyen házi napelemes rendszert úgy méretezték, hogy egy év alatt az adott háztartás teljes villamosenergia-igényét (vagy annál egy kicsivel többet) termeljenek meg. De mivel a napelemek csak jó időben, és akkor is csak napközben termelnek, ezért valójában napközben többet termelnek, mint az adott időszakban szükséges, és a termelésüknek megfelelő mennyiségű – de más forrásból származó villamos energiát – a háztartás később, este, éjszaka, hajnalban, illetve mondjuk az őszi-téli időszakban használja fel, amikor a napenergia egyáltalán nem áll rendelkezésre.
   Ez azt jelenti, hogy egy éves szaldóban a háztartás igényeire méretezett napelemes rendszer a termelési állapotok zömében (amikor tényleg termel a háztetőn lévő napelem) valójában sokkal többet termel, mint amennyi áramot az adott háztartás éppen igényel. Tipikus ökölszabály lehet, hogy ha az egyidejűséget is figyelembe vesszük, akkor egy háztartás éves szaldóra méretezett napelemes rendszere által megtermelt villamos energia 25-30%-a kerül felhasználásra ténylegesen az adott háztartásban, a maradék 70-75% kimegy a háztartásból és máshol, tipikusan még ugyanabban a fogyasztási körzetben, de más fogyasztók által kerül felhasználásra. (A hálózat nem tárolja ezt a villamos energiát, a villamosenergia-rendszer nem tároló!!!)

Miért lényeges mindez? Mivel a HKME termelés valójában nincsen központilag mérve ma Magyarországon, ezért ebben a pillanatban a több, mint 2700 MW HMKE termelőkapacitás zöméről nem tudjuk, hogy valójában hogyan működik, csak azt látjuk, hogy virtuálisan lecsökkentik a fogyasztást, „behorpasztják” a fogyasztási görbét. És nem csak az adott háztartás fogyasztási görbéjét torzítják, hanem még jópár továbbiét is, hiszen a megtermelt, de az adott háztartásban fel nem használt villamos energia a környéken egy másik háztartásban felhasználásra kerül, ezzel csökkentve az átviteli hálózaton keresztül a nagy erőművekből érkező – központilag is mért – áram mennyiségét.

 Az áprilisi speciális, kiélezett rendszerállapotok

Tehát ahogy fentebb már tárgyaltuk, az áprilisi időszakok különlegesek abból a szempontból, hogy ilyenkor sem fűtési, sem hűtési (légkondicionálási) hőigény nincsen, ez mérsékli a villamosenergia-fogyasztást. A húsvéti ünnepek alatt sok üzlet, ipari üzem, szolgáltató egység és iroda bezár, így a munkához kötődő villamosenergia-igény húsvétkor még alacsonyabb, mint munkanapokon. Ez a helyzet nagyon kiélezi a speciális rendszerállapotokat. Ennek következményeit tárgyaljuk a következő négy ábra segítségével.

Először vizsgáljunk meg az 1. ábrát, amelyen 2021, 2023, 2024 és 2025 évekre, egy-egy április közepi péntekre mutatjuk a hazai villamosenergia-fogyasztás teljesítmény-igényét (folytonos görbék), valamint megadjuk (szaggatott vonallal) ugyanezen napokra a hazai ipari fotovoltaikus erőművek betáplálási teljesítményét. (A 2022. év azért hiányzik a görbék közül, mert az orosz-ukrán háború kitörésekor a piacok teljesen felfordultak, ami jelentősen befolyásolta a villamosenergia-fogyasztási menetrendeket is abban az évben.) A görbéket érdemes fekete-kék-zöld-piros sorrendben szemügyre venni.

A folytonos görbék, tehát az április közepi pénteki napok rendszerterhelési görbéi jól mutatják, hogy 2024-2025 időszakára jelentősen, majdnem 2000 MW-tal csökkent a napközbeni áramigény hazákban, miközben a hajnali-reggeli és az esti-éjszakai görbékben alig van eltérés a négy vizsgált év között. Ez bár elsőre meglepő lehet, de annak tulajdonítható, hogy a háztartási méretű kiserőművek (ezek 2024 vizsgált időszakában 2362 MW, 2025 vizsgált időszakában pedig 2733 MW teljesítménnyel voltak a magyar rendszerben) napközben közel 2000 MW betáplálást biztosítottak, ami az adott háztartásban és a fogyasztói körzetében került felhasználásra, így virtuálisan ennyivel csökkent a fogyasztói igény, de ez valójában csak a hagyományos erőművek, a mért ipari naperőművek és az import által biztosítandó teljesítmény csökkenését jelentette, igazi fogyasztáscsökkenés nem látszana, ha ismernénk és ábrázolni tudnánk a háztetőre szerelt naperőművek tényleges termelését.

1. ábra: Magyar villamos rendszerterhelés négy különböző évben április közepi pénteki napon, és az ipari naperőművek termelése

Szintén érdemes szemügyre venni ugyanezen ábra szaggatott vonalait: ezek azt mutatják, hogy az ipari erőművek beépített kapacitásának növekedésével milyen jelentős betáplálás jelentkezik ezekből a nagy naperőművekből az adott nap órái során. Nyilvánvaló, hogy ez a betáplálás csak napközben lehetséges, amikor süt a nap, és ez a betáplálás napközben sem egyenletes, kisebb ingadozások mellett közel haranggörbét követ, csúcsértéke 10 óra és 14 óra között figyelhető meg.

Az idei nagypéntek előtti péntek

Aki követi az energetika híreit, tudhatja, hogy hazánk sok évtizede nettó villamos energia importőr, 25-35% közötti hosszú évtizedek óta az import éves aránya az ellátásban. De az import is változó teljesítménnyel történik, sőt, sokszor óráról órára változik, hogy importálunk vagy exportálunk. A 2. ábra 2025. április 11-ére (a nagypéntek előtti hét péntekére) mutatja a nettó import-export szaldót, negyedórás felbontásban.

Megjegyzés: azért lényeges az export-import nettó értéke (szaldója), mert hazánk nagyon jól kapcsolódik a szomszédos országok távvezetéki rendszeréhez, és ez az összeköttetés-rendszer sokszor tranzitra is szolgál, tehát hazánkon nagyon sok esetben halad át nagy mennyiségű villamos energia. Ezt az export-import szaldó számításával kiküszöböltük, az átmenő forgalom nem torzítja a 2. ábrát.

2. ábra: A magyar villamos energia import/export pozíció alakulása negyedórás felbontásban 2025. április 11-én, pénteken

Jól látszik, hogy 2025. április 11-én (egy pénteki munkanapon) hajnalban és délelőtt, illetve este és éjszaka, amikor a napelemek nem termeltek, az ország 1500-2000 MW teljesítménnyel importált áramot, a napelemes termelés felfutásakor viszont a nettó import pozíció export pozícióba fordult. A görbék területéből könnyen megállapítható, hogy ezen a napon is hazánk összességében nettó áramimportőr volt.

A híres-nevezetes idei húsvét hétfő

Hogy a villamosenergia-rendszer szempontjából mennyivel sérülékenyebb volt a helyzet húsvét hétfőn, ezt szemlélteti a következő két ábra. A 3. ábrán jól látható, hogy a fogyasztási görbe eleve 1000-1500 MW-tal lentebb futott húsvét hétfőn, összehasonlítva a nagypéntek előtti péntekkel. Ezt a kisebb teljesítményről induló terhelési görbét is torzította 2024-ben és 2025-ben a háztetőre szerelt napelemek termelése, így idén ezen a napon délután 13 és 14 óra között a terhelési görbe 2500 MW-ig csökkent. Ez találkozott az ipari naperőművek növekvő termelésével, így 2025.04.21-én, húsvét napján 9:45-kor meghaladta a hazai naperőművek termelése a rendszerigényt és ez az állapot egészen 15:45-ig fenn is maradt. (A 3. ábrán figyeljük meg azt a két pontot, ahol a zöld szaggatott vonal elmetszi a zöld folytonos vonalat.)

3. ábra: Rendszerterhelés és ipari naperőművi betáplálás negyedórás felbontásban 2021, 2023, 2024, 2025 húsvét hétfőn

Ez tehát azt jelenti, hogy idén húsvét hétfőn Magyarországon a napenergia (HMKE és ipari naperőművek) hazai termelése jelentősen meghaladta a villamosenergia-rendszer teljes igényét, így már a napenergia egy részét önmagában is exportálni kellett ahhoz, hogy a rendszer egyensúlyát fenn lehessen tartani.

A 4. ábra mutatja, hogy az export mekkora volt idén húsvét hétfőn: a reggeli 500 MW import után 7:15-től exportba fordult a nettó határmetszéki áramlás, és az exportpozíció egészen este 18 óráig fennmaradt. Az exportunk 10 és 16 óra között 3000 MW fölött maradt. Ebben az időszakban a napon belüli kereskedésben többször volt negatív az ár, a legnagyobb abszolút értékű napon belüli negatív ár -167,8 EUR/MWh volt.

4. ábra: A magyar villamos energia import/export pozíció alakulása negyedórás felbontásban 2025. április 21-én, húsvét hétfőn

A villamosenergia-rendszerben mutatkozó problémák, és a spanyol rendszerüzemzavar magyar tanulságai

Miért érdekes és miért problémás a magyar villamosenergia-rendszerben tapasztalható, fent leírt helyzet? Több okból is:

1. Ahogy a május elsején a Portfolión megjelent cikkemben említettem, az április 28-i spanyol rendszerösszeomlás idején Spanyolországban az üzemzavar kezdete előtt 32.368 MW összes termelés mellett közel 19.340 MW naperőművi betáplálás volt, ami ott kb. 60% napenergia részaránynak felelt meg. Nálunk ez az arány ennél sokkal nagyobb volt húsvét hétfőn! 13:00-kor 2469 MW rendszerterhelés mellett az ipari naperőművek 3040 MW-ot termeltek. És valójában még figyelembe kellene venni a HMKE termelést is, de ahhoz nincsen adatunk, így most ezt hanyagoljuk el. 3040 MW ipari PV termelés a 2469 MW rendszerigény 123%-a! Tehát a 60%-os spanyol napenergia arány duplája volt a magyar rendszer napenergia kitettségi aránya húsvét hétfőn. Ez alapján a magyar villamosenergia-rendszer még sérülékenyebb is a napenergia szempontjából, mint a spanyol. Annyi szerencsénk van, hogy a szomszédos országokkal való összeköttetéseink sokkal több segítségre adnak lehetőséget, mint ami az Ibériai-félsziget esetében rendelkezésre áll. Ugyanakkor ezeken a határmetszékeken sokkal több helyről is szivároghat be zavarás (tranziens) a rendszerbe, ezért ez többlet kockázatot is jelent.
2. Jelen helyzetben, azokon a napokon, amikor süt a nap, a magyar rendszerben a napenergia mellett nem marad vagy alig marad hely más erőműveknek. Mondhatnánk erre, hogy ez nem probléma, hiszen „a nap ingyen süt”, de ez nem a teljes igazság, mert ahogy a spanyol-portugál üzemzavar esetében láttuk, alapvető probléma lehetett ott, hogy a magas napenergia beépített kapacitás olyan rendszert eredményezett, amelyben nincsen elég inercia (tehetetlenség, forgó tömeg), ami a szabályozás és a rendszer stabilitása szempontjából óriási technikai problémát okoz.
3. Napközben ugyan termelnek a naperőművek, de késődélutántól a termelésük drasztikusan esik, majd megszűnik. Ugyanakkor ebben az időszakban is kell villamos energia, sőt, az esti csúcsban kell csak igazán. Nem lehet úgy működtetni egy stabil villamosenergia-rendszert, hogy az atomerőművi blokkokat és más konvencionális egységeket a napsütötte napokon napközben leállítjuk, és azután estétől reggelig üzemeltetjük őket, mert ezek a rendszerek ilyen módon nem tudnak működni. Idén húsvét hétfőn a napenergia mellett hazánkban a Paksi Atomerőmű, biomassza és gáztüzelésű blokkok is üzemben voltak.
4. Már a mostani beépített kapacitás adatok mellett is az a helyzet, hogy amikor sok naperőmű termel, alacsony vagy éppen negatív az áramár, azután ugyanazon a napon az esti órákban extrém magas árak lépnek fel.

A teendők itthon

A fent bemutatott, ábrákkal alátámasztott rendszerállapotok egy speciális időszakra vonatkoznak, de mégis felhívják a figyelmet a rendszert terhelő problémákra. Egyértelműen felmerül kérdésként, hogy miért építünk be a magyar villamosenergia-rendszerbe még további naperőműveket, ha azok azt a teljesítménycsúcsot növelik, amikor negatív áras időszakban vagyunk kénytelenek exportálni (mi fizetünk azért, hogy vegye át valaki az áramot), míg aztán este extrém magas áron importálunk (amire szintén ráfizetünk)?

Nagyon jó, hogy mind a lakosság, mind az ipar sokkal energiatudatosabb, mint néhány éve, de ezt a tudatosságot és befektetési kedvet arra kellene használni, hogy szabályozható, flexibilis kapacitások épüljenek be a rendszerbe. Olyan kapacitások kellenek, amelyek akkor is működnek, ha nem süt a nap, és adnak inerciát is, szabályozási lehetőséget is a rendszerben. Hogy milyen technológiák jöhetnek szóba, arra – terjedelmi okokból – egy másik írásban tudok kitérni.

Azt is lényegesnek tartom, hogy flexibilis kapacitások létesítése mellett szükség lenne valójában a lakossági árrendszer finomhangolására is. Ösztönözni kellene, hogy a napközbeni negatív áras termelési csúcsokban megtermelt villanyt itthon fel lehessen használni.

A villamosenergia-rendszer és a költségvetés helyzete a nyári időszakban csak romlani fog, ha a légkondicionálókat akkor fogja működtetni az egyetemes szolgáltatás előnyeit élvező, fix áras szerződésben áramot vásárló lakossági fogyasztó, amikor este a piacon extrém magas az ár. A lakást napközben is le lehetne hűteni, és este hűtött lakásba érkezve már nem kellene növelni az áramigényt. Egy olyan villamosenergia-rendszerben, mint a jelenlegi hazai, az elektromos és plug-in hibrid autók töltését nem szabad estére hagyni, még akkor sem, ha az adott háztartás az éves szaldóelszámolásban van, mert az a rendszerszintű költségeket és hálózati stabilitási kockázatokat jelentősen növelni fogja. A háztartásokban a mosást, mosogatást a napközbeni időszakokra lenne szükséges időzíteni (ha erre alkalmas a mosógép, mosogatógép). Ehhez természetesen olyan tarifarendszer, vagy legalább egy olyan bónusz rendszer kell, ami a fogyasztókat az ilyen tudatos felhasználásra ösztönzi.

A teendők az összes európai országban

A spanyol üzemzavar fontos tanulsága, hogy bár ritkák a nagy területre kiterjedő hálózati zavarok Európában, azok nem kizárhatóak. Sőt, a volatilis, időjárásfüggő megújuló források terjedésével a rendszer hajlamosabb lehet a problémás rendszerállapotokra. Tudjuk, hogy számos nagyfeszültségű távvezeték-építés, hálózatfejlesztés elmaradt vagy késedelmet szenved a lakossági támogatás hiánya vagy egyéb okok folytán nyugat-európai országokban. A villamosenergia-rendszer fejlesztése elkerülhetetlen, ha tovább folytatódik a dekarbonizáció, ami az energiahordozó-szerkezetben és a rendszerjellemzőkben jelentős változásokat eredményez. A hálózatfejlesztés során kiemelt figyelmet kell fordítani a hálózati elemek monitorozási és távfelügyeleti lehetőségeinek fejlesztésére is.

Szükség lenne az európai országok villamosenergia-rendszerének stressztesztjére. Ki kell derüljön, hogy azok a sérülékenységi tényezők, amelyek a spanyol-portugál üzemzavarhoz számottevően járultak hozzá, mennyiben vannak jelen más országok rendszerében.

Portugáliában teljes rendszerleállás volt, de a spanyol hálózat jelentős része is leállt. Kulcskérdés, hogy a „teljes sötétségből” hogyan lehet a rendszert újraéleszteni. Ez nyilván minden országban le van írva a rendszerüzemeltetők és a nagy erőművek üzemviteli dokumentumaiban, de hogy a korábbi tervek ténylegesen működnek-e éles helyzetben, az már egy másik kérdés. Emiatt elengedhetetlen, hogy a hagyományos erőművek, benne az atomerőművek black start képessége ellenőrzésre kerüljön. Ezt is részévé kell tenni egy az európai országokra kiterjedő stressztesztnek, hogy ha bekövetkezik más országban is hasonló üzemzavar, ebből a nagyon kedvezőtlen, a lakosságnak és a gazdaságnak is nagy kárt okozó rendszerállapotból a lehető leggyorsabban vissza lehessen térni a normalitásba.

Megjegyzés: Az ábrák adatainak forrása a MAVIR nyilvános adatbázisa volt, de az ábrák saját ábrázolásban készültek. Az ábrák elkészítésében Biró Bence kollégám volt a segítségemre.

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában először a portfolio.hu-n jelent meg. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra és a jelen blogbejegyzésre való hivatkozással idézhetők.

Egészen biztosan bekerül az európai energiastratégiákkal és a villamosenergia-rendszer fejlődésével foglalkozó történelemkönyvekbe mindaz, ami 2025. április 28., hétfőn Spanyolországban és Portugáliában történt. A mintegy 60 millió érintett lakos, a civilizált társadalom alapvető működéséhez szükséges infrastruktúra teljes leállása hatalmas földrajzi területen nem csak a spanyol és a portugál lakosság, hanem az egész Európai Unió lakosságának és döntéshozóinak érdeklődését kiváltotta.

Lehet ilyen máshol is?

Igen, lehet. A rendkívül összetett villamosenergia-rendszerekben a zavarok időnként nagy kiterjedésűek is lehetnek, és számos olyan eseményt ismerünk a múltból, amikor gördülő áramszünetek, vagy éppen nagy területre kiterjedő teljes ellátási hiány alakult ki (USA Texas állam, 2021 február – téli viharok és a rendkívüli hideg miatt 4,5 millió háztartás maradt áram nélkül napokra; 2006-os nyugat-európai áramszünet, amikor 15 millió háztartás maradt áram nélkül néhány órára; 2003-as olasz áramszünet, amikor egy Svájc és Olaszország közötti távvezeték meghibásodása miatt 50 millió ember maradt áram nélkül kb. fél napra; Nyugat-Magyarország, 2014 decembere, amikor ónos eső tette tönkre a távvezetékeket, oszlopokat ledöntve, itt egyes területeken napokig szünetelt a villamosenergia-ellátás). Nyilván nem szeretjük ezeket a rendszerállapotokat, mert nagy gazdasági károkat okoznak, de teljesen nem elkerülhetőek. Ugyanakkor kulcskérdés, hogy az Ibériai-félszigeten most mi okozta ezt a specifikus eseményt, hiszen hasonló helyzeteket akkor tudunk elkerülni, ha a felmerült probléma okát ismerjük és a tanulságokat levonjuk.

Mi jellemzi a spanyol és portugál villamosenergia-rendszert?

Portugália egy kb. 10 milliós, Spanyolország egy 48 milliós lakosságú ország, egyenként is sokkal nagyobb a villamosenergia-termelő kapacitásuk, mint Magyarországé. Portugáliában mintegy 20.000 MW, míg Spanyolországban mintegy 120.000 MW erőművi kapacitás van beépítve a rendszerbe, amelynek energiahordozók szerinti megoszlását a lenti ábra mutatja. A spanyol kapacitás fele konvencionális erőművekből áll, negyede napenergia, negyede szélenergia. A konvencionális kapacitások között Portugáliában nincsen atomerőmű, míg Spanyolországban 7 atomerőművi blokk összesen 7100 MW kapacitással áll rendelkezésre.

A kontinentális európai villamosenergia-hálózat belső részeihez (pl. a közép-európaihoz) képest fontos specialitás az Ibériai-félszigeten, hogy ez a terület tulajdonképpen egy kvázi „zsákutca”: dél felé egyetlen tenger alatti vezetékkel kapcsolódik a marokkói hálózathoz, de a francia rendszerhez is mindössze két darab 220 kV-os, két darab 400 kV-os, és egy darab egyenáramú vezetékkel kapcsolódik. Ilyen értelemben elszigeteltebb, mint Európa belső részei, ennek hatására az üzemzavarok kezelése során kevésbé számíthat a határkeresztező kapacitásokra.

Adatok forrása: ENTSO-E, saját ábrázolás (a többi diagram esetén is)

Nagyfeszöltségű villamosenergia-hálózat az Ibériai-félszigeten, forrás: ENTSO-E

Milyen állapotban volt az Ibériai-félsziget villamosenergia-rendszere az üzemzavar előtt és alatt?

A spanyol rendszer 2025. április 28-i tervezett fogyasztási menetrendjét ismerjük az előző napon készült „másnapi” menetrendből. Ezt mutatja fekete színű görbével a következő ábra. Ez lett volna a terv hétfőre. Ehhez képest a piros görbe szerinti rendszerterhelés valósult meg, tehát hétfőn a déli órákban 25.000 MW helyett 10.000 MW-os szintre esett le a rendszerterhelés. Ez a 15.000 MW a spanyol hivatalos közlések szerint termelői oldalról esett ki, azt közölték a spanyol hatóságok hogy 12:30 körül mintegy másfél percen belül két nagyobb termelő is kiesett (lecsatlakozott a hálózatról), aminek hatására összesen 15.000 MW termelőkapacitás esett ki a rendszerből. Ez jól látszik a piros görbén. A rendszerterhelés 60%-ának elvesztését nagyon nehéz lekezelni egy villamosenergia-rendszerben, nem csoda, hogy a végeredmény az lett, amit a hírekben láttunk. A 15.000 MW egyébként nagy valószínűséggel Spanyolország dél-nyugati részén jórészt naperőművek kieséséből illetve hálózatról való lekapcsolódásából származhatott. Ez számos konvencionális erőmű kieséséhez vezetett a hálózati frekvencia névlegestől való jelentős eltérése miatt, de erre még később visszatérünk.

A portugálok valójában sokkal rosszabbul jártak, mert az ő rendszerük egyedül a spanyol villamosenergia-rendszerhez kapcsolódik, és a spanyol hálózatból beterjedő zavar hatására a portugál rendszer teljesen „elhasalt”, teljesítménye gyakorlatilag nullára esett, ahogy a következő ábra piros görbéje mutatja. A portugál rendszerterhelés mintegy 6 órán keresztül 0 MW közeli maradt.

Érdekes megfigyelni a portugál-spanyol határmetszéki áramlásokat: míg a hétfői hajnali órákban 1500-2300 MW villamos teljesítmény mellett exportált Portugália Spanyolország felé, reggel 9-kor az áramlás iránya megfordult, egészen az üzemzavar időpontjáig. Akkor a rendszerek szétcsatolódtak és kvázi egy napra megszűnt a villamosenergia-forgalom a két ország között.

A következő két ábrán az energiahordozókra lebontott erőművi termelési adatokat elemezhetjük a két érintett országra.

Spanyolországban az üzemzavar kezdete előtt 32.368 MW összes termelés mellett közel 19.340 MW naperőművi betáplálás volt, 3.416 MW volt a szélerőművek, 3.172 MW a vízerőművek teljesítménye, a fosszilisok 2.460 MW, a nukleáris egységek 3.384 MW, a biomassza erőművek 356 MW teljesítményen működtek. A rendszer összeomlása – ahogy fentebb már írtam – 10.000 MW alá vitte a termelést, a hálózati zavar majdnem az egész országra kiterjedt.

Ahogy a következő ábra mutatja, a portugáloknál a biomassza erőműveken kívül gyakorlatilag minden egység kiesett, és a spanyoloktól sem tudtak importálni, így bár az üzemzavar a hivatalos közlésekkel összhangban nagy valószínűséggel Spanyolországból indult ki, de mégis Portugália súlyosabban volt érintve. Egy teljes, 6 órás black-out egy 10 milliós országban nagyon durva esemény, nem csoda, hogy ekkora figyelmet kapott. Mivel Spanyolország kb. ötször nagyobb lakosságú, mint Portugália, így a spanyol következmények mind területükben, mind az érintett lakosság számában, mind pedig gazdasági értelemben összességében nagyobbak lesznek.

Utolsó ábraként megmutatom még a spanyol-francia határmetszéki forgalmakat, mert ez a kapcsolat a véleményem szerint az üzemzavar kezelésében és a gyors helyreállításban fontos szerepet játszott. Ugyanis az a tény, hogy a spanyol és a portugál rendszer is helyreállítható volt másnap, kedd reggelre, egy nagyon komoly eredmény, és az összes érintett joggal érdemel elismerést érte.

Április 28., hétfő hajnalban mintegy 2500 MW teljesítmény mutatkozik az ENTO-E adatbázisa szerint Spanyolországból Franciaország felé. Ez reggel 7 órától 1500 MW-ra mérséklődött. Az üzemzavar során a határmetszéken megszűnt az áramlás, majd Franciaország segítette ki a spanyol rendszert 1500-2000 MW közötti teljesítménnyel, egészen hétfő este 23 óráig, amikor több órára gyakorlatilag megszűnt a francia-spanyol határkeresztezőn az áramlás.

Mi okozhatta az üzemzavart?

Ez az írás nem tud és nem is akar választ adni erre a kérdésre. Ehhez egyszerűen nem áll rendelkezésre kellő mennyiségű információ. A spanyol és portugál hatóságok el fogják végezni a vizsgálatokat (a számukra hozzáférhető nagy mennyiségű adat elemzése segítségével), amiből majd levonják a megfelelő következtetéseket.

Fontos, hogy a kibertámadás lehetőségét kizárták. Szintén lényeges, hogy az extrém meteorológiai helyzet miatti kezdeti eseményt is cáfolták. Ez az első pillanattól kezdve nagyon furcsa volt, hiszen könnyen ellenőrizhető volt, hogy semmilyen extrém magas hőmérséklet nem volt aznap (nyáron, Spanyolország középső részén sokkal magasabb hőmérsékletek uralkodnak).

A távvezetékek elektromágneses rezgéséből származó hatás következtében létrejövő üzemzavar nem kizárt, de nem látszik most olyan körülmény, ami ezt indokolná, és nehéz elképzelni, hogy olyan nagy távvezetéki mechanikus rezgések lettek volna, amelyek meghaladják egy erős szélvihar mechanikai hatásait, amelyeket nyilván nagy számban kiálltak már ezek a távvezetékek.

Sokkal valószínűbbnek tűnik, hogy egy (nap)erőmű, egy alállomás meghibásodása indított el egy eseményláncot, ami ekkora méretűre duzzadt.

Szintén elképzelhető, hogy a távvezetékek egy része már tartósan a névleges teljesítmény és feszültségszint fölött üzemelt, egy termelőegység vagy egy hálózati elem kiesett, aminek következtében a teljesítmény-áramlások más vezetékekre helyeződtek át, amelyek ennek hatására még inkább túlterhelődtek és ez kaszkádszerűen nagy kiterjedésűvé duzzasztotta a kezdeti lokális zavart. Kiderül, ha megkapjuk a hivatalos kivizsgálási eredményeket.

Mi volt az atomerőműveknél?

A spanyol nukleáris kapacitások fele működött csak a hálózati üzemzavar során. Ezek a blokkok rendben leálltak a hálózat összeomlásakor, rendben elindultak a dízelgenerátorok és biztonságosan, az előírások szerinti állapotba kerültek. Nem tudunk semmilyen anomáliáról vagy üzemzavarról. Az atomerőműveket tervezik a hálózat összeomlása során létrejövő tranziens folyamatokra, így ez nem okozhatott, nem is okozott különösebb problémát. Ilyenkor az atomerőművi blokkok teljesen leválnak a hálózatról, a dízelgenerátorok segítségével minden szükséges biztonsági rendszer ellátható árammal, ez itt sem volt másként. A hálózatra extra terhet az atomerőművek nem róhattak, ilyenkor ellátják saját magukat villamos energiával.

Mit érdemes tenni, mi következik mindebből a villamosenergia-rendszer szintjén?

1. Mindenképpen látnunk kell a spanyol kivizsgálás eredményét. Abból további következtetéseket lehet majd levonni.
2. Az bizonyos, hogy a sok napenergia kapacitással rendelkező rendszerekben a termelés ingadozása extra műszaki követelményeket támaszt. Erre oda kell figyelni, folyamatosan.
3. A hálózat ellenállóképessége és robusztussága kiemelt kérdés. A zöld átállás során sok helyen elmaradt a hálózat szükséges fejlesztése, ami növeli a rendszerek sérülékenységét. Ha egy távvezetéki rendszer tartósan túlterhelt állapotban működik, az biztosan nem tesz jót, és sérülékenyebb lesz a hálózati zavarok során. Ez a problémakör folyamatos feladatot ad minden országban a hálózatüzemeltetők, a rendszerirányítók és a kormányok számára is.
4. Rendkívül fontos a megfelelő monitoringrendszerek kiépítése és fejlesztése, hogy tisztában legyünk a valós rendszerállapottal.
5. A hagyományos erőművekben a gőz és gázturbinák nagy forgó tömegek, amelyek a kisebb tranziensek kezelésében hatalmas jelentőséggel bírnak. A turbinák forgó tömege nagy inerciát ad a rendszernek, ami növeli a robusztusságot. A fotovoltaikus erőműveknek ilyen inerciája nincsen. A villamosenergia-rendszer stabilitása szempontjából alapvető fontosságú, hogy legyen kellő mennyiségű forgó tömeg a rendszerben, és legyenek olyan erőművek, amelyek a kellő flexibilitást biztosítják. A nap- és szélerőművek technológiájukból fakadóan ezt a követelményt nem tudják teljesíteni. Ugyanígy kellő mennyiségű meddő teljesítmény szükséges a rendszer stabil működéséhez.

Mit érdemes tenni az egyén és a háztartások szintjén?

1. Amint láttuk az elmúlt napokban, hasznos, ha az áramkimaradásokra felkészülünk. Nem azért, mert szeretnénk őket, hanem azért, mert időnként bekövetkeznek, és kevésbé negatív a hatásuk, ha felkészülünk rájuk.
2. Ha van egy háztartásban akkumulátoros lámpa, gyertya, gyufa, némi tartós élelmiszer, pár liter víz és némi készpénz, az segíthet egy néhány órás vagy néhány napos ilyen eseményt átvészelni. Télen kérdéses lehet az alternatív, villamos energia nélküli fűtés is.
3. Nagy probléma ilyenkor az információhiány miatti bizonytalanság. „Ha áram van, minden van, ha áram nincs, semmi sincs.” – mondhatjuk a régi reklámszlogen kiterjesztésével. Villamos energia nélkül se internet, se közösségi média, se mobilhálózat, se TV… Szóval hasznos, ha van otthon rádió, ami működik elemről vagy akkumulátorról. Ott a hatóságok hivatalos közléseit nyomon tudjuk követni.
4. Ha valaki elektromos autót vásárol, érdemes odafigyelni, hogy rendelkezzen olyan opcióval, aminek segítségével az autó akkumulátorára külső fogyasztót lehet kapcsolni. Egy mai korszerű elektromos autó akkumulátora 60-80, vagy akár közel 100 kWh villamos energiát képes tárolni, amivel egy átlagos háztartás napi 8-12 kWh nagyságú villamosenergia-igénye több napig fedezhető. Ha legalább a hűtőszekrényt tudjuk működtetni egy ilyen akkumulátorról, a kisebb készülékek (lámpa., rádió) akkumulátorait fel tudjuk tölteni, az nagy segítség lehet egy háztartásban.

De legyünk optimisták, és bízzunk benne, hogy nem lesznek rendszeresek ezek az események.

Megjegyzés: Minden ábra esetén az adatok forrása az ENTSO-E adatbázisa volt, de az ábrák saját ábrázolásban készültek. Az ábrák elkészítésében Biró Bence kollégám volt a segítségemre.

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában először a portfolio.hu-n jelent meg. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra és a jelen blogbejegyzésre való hivatkozással idézhetők.

2025. február 7-én több sajtóhír is megjelent azzal kapcsolatban, hogy a Paks II. projekt 5. blokki munkagödör egy részén a munkát fel kellett függeszteni. A munkagödör problémáiról az elmúlt hetekben többször is lehetett olvasni. Jelen írásomban megpróbálom mérnöki szemszögből értelmezni a híreket. Szemléltetéshez a Paks II. ZRt. honlapján, illetve Facebook oldalán korábban már közzétett fotókat, illetve saját készítésű sematikus rajzokat használok fel.

A Paks II. projekt telephelyvizsgálata során megállapításra került, hogy milyen talajmechanikai és hidrogeológiai jellemzőkkel bír a terület, ahová az új blokkok kerülnek. Ez az építési terület és maga az építési feladat speciális, több okból is:

• A Duna nagyon közel van a területhez, a talajvíz és a Duna között közvetlen a kapcsolat, ezért ha változik a vízállás a Dunában, akkor kis időkésleltetéssel ez a változás a talajvíz szintjében is megjelenik.
• Több olyan talajréteg is található a területen, amelyben nagy átjárhatóságú (nagy permeabilitású) kavicsos kőzet található, amiben a talajvíz könnyen tud mozogni.
• A talaj mechanikai terhelhetősége korlátozott, aminek következtében figyelembe kell venni a területre kerülő épületek nagy súlyát, amelyek össze fogják nyomni ezt a talajt, így az épületek ebből származó süllyedése jelentős lehet, amelyre vonatkozóan építőipari és nukleáris ipari előírásokat kell tudni betartani. Emiatt a talajt meg kell erősíteni.
• Az eredeti talaj egy jelentős földrengés esetén megfolyósodhatna, amely hatás miatt szintén indokolt a blokkok alatti talaj megerősítése.
• A munkagödör a nagy épületméretek miatt mind oldalirányú, mind mélységi kiterjedésében nagy kell legyen, és bőven a talajvíz szintje alá is kell mélyíteni a munkagödröt.
• A talajvíz – megfelelő védelem nélkül – beszivárogna a munkagödörbe, amely vizet azonban nyilván ki kell onnan szivattyúzni, hogy a munkagödörben dolgozni lehessen.
• Ha a kiszivattyúzott vízmennyiség túl nagy, akkor az építkezés jelentősen beleszólna a helyi hidrogeológiai viszonyokba, ami által jelentősen megváltoztatná a környező talajvízszintet.
• A telephelyelrendezési sajátosságok miatt a működő 4. blokk meglehetősen közel van az 5. blokk munkagödréhez, így a munkagödör víztelenítése során figyelemmel kell lenni erre a körülményre is. Az 5. és 6. blokk építkezése nem veszélyeztetheti a már meglévő létesítmények, így a 4. blokk működtetését és biztonságát.

A fentiek miatt született az a döntés még a projekt korai fázisában, hogy a talajvíz munkagödörbe szivárgását jelentősen vissza kell szorítani, azt korlátozni kell. Ennek érdekében az új blokkok körül (végig az építkezési terület kerülete mentén) mintegy 30 méter mély, majdnem 3 km hosszú résfal készült, valamint speciális (a mélyépítésben egyébként jól ismert, sokszor alkalmazott) cementálási eljárásokkal az új blokkok alatt a talajt meg kell erősíteni. Ahogy azt a projekt sokszor kommunikálta, a talajt mintegy 70.000 darab, helyben cementált cölöp elkészítésével erősítik meg. Ennek lényege, hogy a munkagödröt először -5 méteres szintre (még a talajvíz szintje fölé) mélyítették ki, ahova felvonultak a speciális munkagépekkel.

Az atomerőmű nagy mérete és a működéséhez szükséges számos épület, illetve ezek eltérő funkciói miatt a munkagödör nem egyetlen kocka vagy téglatest alakú szerkezet, hanem azon mind alaprajzát, mind mélységét tekintve különböző kiszögellések vannak. Ha megnézzük a Paks II által a weblapján közzétett fényképeket, ezt jól megfigyelhetjük.

Néhány képen keresztül szeretném végig vezetni az olvasóimat, hogy világos legyen, miről is van szó.

Az 1. ábrán az 5. és 6. blokk látványtervét látjuk. Az ábrán jelöltem a két jellegzetes épületet, a reaktorépületet és a turbinacsarnokot, mindkét blokkra. Ezeken kívül mintegy 100 épület van a telephelyen, ezekkel most nem foglalkozunk. A lényeg, hogy a reaktorépületen és a turbinacsarnokon kívül még számos különböző méretű és különböző funkciójú épület van a telephelyen, amelyek eltérő mélységű alapozást igényelnek.

A 2. ábrán egy egyszerű vonalas rajzzal szemléltetem a reaktorépületet és a nukleáris sziget két főbb segédépületét, erre a kontúrra egyszerűsítve a blokki épületeket, hogy majd a következő ábrán egyszerűbben rajzolhassuk meg a talajszint alatti szerkezeteket, valamint az alapozást.

A 3. ábrán a talajmunkák szempontjából lényeges szerkezeteket foglaltam össze. A telephely terepszintje a fekete vízszintes vonal, a kék vízszintes vonal a szintjelzővel mutatja az átlagos talajvízszintet, ami -6 méter terepszint alatt. A talajvíz kizárására mintegy -30 méter mélységig ún. résfalat építettek (ld. fent). Egy hatalmas talajszilárdított tömb készült, az épületek igényeitől függően különböző mélységekben (ld. a rajzon a „Talajszilárdított tömb” feliratú térrészt). A munkagödör egyes falai mentén ún. összemetsző cölöpfal készült (zöld hasábbal szimbolizálva a rajzon), ami 88 cm átmérőjű beton cölöpökből áll, amelyek belül vasalást (ún. armatúrát) is tartalmaznak. A munkagödör más falai mentén több sorban egymás mögött a talajszilárdított tömb részét képező 2 méter átmérőjű cementált oszlopokból álló fal biztosítja a munkagödör elhatárolását (a rajzon sötétkék szövegdobozzal és nyíllal jelölve).

Ezen szerkezetek elkészítésének műveleteiről és valós kinézetükről a Paks II. Facebook oldaláról vettem képeket.

A 4. ábra azt a talajszilárdító gépet mutatja, amellyel a talajszilárdított tömböt és a talajban a cementált oszlopokat készítette a Bauer, a mélyépítésben nagy tapasztalattal bíró mélyépítő cég (az alkalmazott mély talajkeveréses technológia (DSM) leírása az itt hivatkozott írásban megtalálható).

Az 5. ábrán ugyanez a talajszilárdító gép látható működés közben. A kép azért is érdekes, mert a gép hátterében láthatóak azok a fém armatúrák, amelyek az összemetsző cölöpfal egyes beton cölöpjeibe beépítésre kerültek.

A 6. ábra mutatja a talajszilárdító gépek sorát munka közben a 6. blokk területén, míg a háttérben már az 5. blokki munkagödör kimélyítésének munkafázisát látjuk. Hangsúlyozom, minden képet a Paks II. nyilvános Facebook oldaláról vettem át.

A 7. ábra a 4. blokk irányából mutatja a munkaterületet, előtérben az 5. blokki munkagödör, távolabb a 6. blokki terület talajszilárdítási munkálatai láthatóak.

A 8. ábra északról mutatja az 5. blokki munkagödörben zajló munkát, a háttérben a 4. blokkot látjuk.

A 9. ábrán már az 5. blokki munkagödörben járunk, ahol nagyon jól látható az összemetsző cölöpfal, ami a munkagödör keleti falát határolja. Ezek a 60 cm átmérőjű, talajban kibetonozott, belső vasalással (armatúrával) ellátott cölöpök a mögöttük lévő talajban lévő speciális szerkezethez hozzá vannak horgonyozva, ezt mutatják a falon két sorban elhelyezkedő kerek kupakok.

A 10. ábrán a munkagödörből történő talajkitermelést látjuk, a háttérben a munkagödör keleti határoló falát adó összemetsző cölöpfallal.

A 11. ábra a munkagödörben már a munkasíkok kialakítása érdekében zajló munkát mutatja. A gépek itt már azokat a síkokat munkálják meg, amelyek a munkagödör tényleges alját adják majd, és amelyekre – egy szerelőbeton elkészítése után – az egyes épületek alaplemeze kerül, majd ezekre kerülnek megépítésre az egyes épületek.

A 12. ábrán (11 bevezető, magyarázó ábra után) jutunk el a jelen probléma lényegéhez. A Paks II. ZRt. Csárdi Antal országgyűlési képviselő eheti látogatása kapcsán közölt a Facebook oldalán két fotót, amelyeken a tényleges probléma által érintett terület látható. Az Országos Atomenergia Hivatal 2025. február 7-i, P2-HA00759 számú határozata szerint a „déli falon a megerősített talajban a 81,15 mBf és 74,00 mBf közötti szinten repedéseket észleltek… 2025.01.30-án a megerősített talaj egy része beomlott a repedés kialakulásának területén”.

Az atomerőmű telephelyének nullszintje 97,15 mBf (mBf a Balti-tenger szintje felett mért szintet jelent), ami alapján a hatósági határozatban szereplő szintek a munkagödörben a -16 méter és a -23 méter közötti mélységeknek felelnek meg. Véletlen folytán én magam éppen a beomlás előtti napon, január 29-én tettem személyes bejárást a munkagödörben, így a ma közölt képek alapján és a telephelyet ismerve a probléma helyét könnyen azonosítani tudom.

A 12. ábra szerinti fotón látható egy „félsziget” (kiugrás), ami a probléma által érintett terület. Ha megfigyeljük a fotót, a félsziget jobb oldalán jól látható egy fényesebb (világosabb), negyedkör alakú felület, ami a levált sarkot mutatja. A 12. ábra jobb oldalára beszúrtam a 3. fólián bemutatott, általam rajzolt sematikus képet, amelyen megjelöltem a levált saroknak megfeleltethető részt. Hangsúlyozom, hogy egyszerűsített, sematikus rajzról van szó, de akkor is jól látható, hogy a levált sarok nem azt jelenti, hogy a munkagödör beomlott volna. A látható levált sarok lokális hibára utal, nem globális szerkezeti hibára. Ugyanakkor az eset nyilván komoly figyelmet érdemel, amely figyelmet láthatóan mind a nukleáris biztonsági hatóság (OAH), mind pedig az engedélyes Paks II. ZRt. megadta az esetnek.

Fontos említeni, hogy a munkagödör déli fala mentén nincsen kihorgonyzott összemetsző cölöpfal, ott a háttérben a cementált oszlopfalat láthatjuk (a 12. ábrán külön szövegdobozzal jelöltem ezt). A -16 méteres szinten láthatunk egy barna sávot, ami a korábban elhelyezett földsáncot mutatja, amelyet a magasabb cementált oszlopfal megtámasztására helyeztek oda egy további munkafázis előtt.

Mik most a további teendők?

1. Az elsődleges a munkavédelmi biztonsági szabályok szigorú betartása. Munkát csak ott és úgy szabad engedni, ahogy és ahol biztonságos. A problémával érintett területen és annak környezetében a munkavégzés megtiltása a véleményem szerint helyes volt.
2. Ki kell vizsgálni, hogy a cementált rész leválása miért történt meg, milyen kiterjedésűek azok a problémák, amelyek a leválást okozták.
3. Tisztázni kell, hogy a szilárdított rész eredeti tervezési funkciójának ellátását érinti-e a tapasztalt eltérés.
4. Folyamatosan nyomon kell követni a munkagödör szerkezeti elemeinek mozgását.
5. Ugyanígy alapvető fontosságú a meglévő 1-4. blokk épületmozgási monitoring-rendszerének folyamatos nyomon követése, az eredmények folyamatos értékelése.
6. A talajvízszint-mérő kutak adatainak folyamatos értékelése mind az 1-4. blokk, mind a majdani 5.-6. blokk területén szintén elkerülhetetlenül fontos.
7. A munkagödrök víztelenítése, az ezzel kapcsolatos esetleges jövőbeli változások folyamatos figyelmet érdemelnek.

Nukleáris területen alapelv, hogy ha a tervektől eltérő állapotot vagy rendkívüli jelenséget tapasztalunk, akkor meg kell állni, a helyzetet értékelni kell, és elemzés után lehet tovább haladni. Ennek elrendelése történt meg, ami helyes. Az 5. blokki munkagödör többi részén zajló munkát a levált sarok nem érinti.

(A jelen blogbejegyzésem elsőként a Telex hírportálon jelent meg.)

Az elmúlt hetek rettentően erősen alakultak az atomenergetika nemzetközi hírei vonatkozásában. Nagy technológiai cégek, mint a Microsoft, az Amazon vagy a Google egymás után jelentettek be atomerőművekhez kapcsolódó projekteket. Mi lehet ennek a folyamatnak a hátterében? És mire is vállalkozott a Google – Kairos Power konzorcium?

Zsinóráram heti 7 nap, napi 24 órában

Először is le kell szögezni, hogy az a régóta vitatott – meglehetősen teoretikus – kérdés, miszerint van-e még a villamosenergia-piacon olyan termék, hogy „zsinóráram” és szükség van-e alaperőművekre, egyértelműen eldőlt. Láthatóan az informatikában tevékenykedő nagy nemzetközi technológiai cégek úgy látják, hogy a szerverparkjaik állandó működtetése nem lehetséges folyamatos villamosenergia-ellátás nélkül. Az az alapgondolat, hogy majd nap- és szélenergiával látják el ezeket a szerverparkokat 0-24 órában, télen-nyáron, nyilvánvalóan egy olyan energiapolitikai marketingfogás, ami ugyan jól hangzik, de erős technológiai korlátokba ütközik. Erre egy informatikai szolgáltató és kereskedő cég nem tud folyamatos és fenntartható üzletvitelt alapozni úgy, hogy közben karbonsemleges forrásokat kellene használnia. Ez az egyik oka annak, hogy ezek a technológiai cégek atomerőművi fejlesztésekbe fogtak, illetve ilyen projektek finanszírozására köteleződtek el.

És van itt még egy szempont, ami sajnos Európa versenyhátrányát mutatja. Nevezetesen, hogy ezek a nagy technológiai cégek alapvetően amerikai székhellyel, az Amerikai Egyesült Államokból indulva folytatják tevékenységüket, és az üzletvitelük következtében olyan nagy pénzügyi forrásokat halmoztak fel, hogy minden további nélkül lehetséges számukra atomerőmű projektekbe való befektetés. Ezek a technológiai vállalatok mára olyan kockázatitőke-alapokkal rendelkeznek, amelyek már nem csak informatikai, telekommunikációs projektekbe fektetnek be, hanem amelyek révén minden további nélkül képesek akár több 100 millió dollárnyi forrást új , akár atomenergetikai fejlesztésekbe fektetni.

Kis moduláris reaktorok

Márpedig az atomenergetika területén új fejlesztésekre van szükség. Amíg korábban a villamosenergia-piaci folyamatok az egyre nagyobb méretű nukleáris blokkok fejlesztése irányába terelték el ezt az iparágat, ez a folyamat azzal is járt, hogy a nagy és komplex erőművek építése egyre több időt igényel, aminek következtében a nagy atomerőmű beruházások finanszírozása (a tőke kamatköltsége) egyre többe kerül. Ezzel kíván versenyezni az úgynevezett kis moduláris reaktor (angolul Small Modular Reactor, vagy SMR) technológiák fejlesztése. Ez jellemzően 300 MW-nál kisebb villamos kapacitású atomerőműveket jelent. A koncepció szerint, ha lecsökkentjük az atomerőművi blokkok egységméretét, és egy erre épített üzemben, optimális gyártási körülmények között gyártjuk le az erőmű részegységeit, moduljait, majd ezeket a modulokat az erőmű telephelyén csak össze kell illeszteni, hogy kész atomerőművet kapjunk, akkor a mostani atomerőművekre tipikus 8-15 éves (vagy adott esetben akár 17 éves, ld. Olkiluoto-3) építési idő akár három-négy-öt évre is rövidíthető lenne.

Ez a jelentős építési idő csökkentés pedig a tőkeköltségek radikális csökkentéséhez vezethet. Így aztán ha egy kis moduláris reaktor fajlagos beruházási költsége (tehát az 1 kW-ra eső beruházási költsége) nagyobb is lesz, mint egy nagy atomerőművi blokk fajlagos beruházási költsége, ezt a költséghátrányt a rövidebb építési idő és a kisebb tőkeköltség masszívan kompenzálhatja. Tehát abszolút van értelme annak, hogy ilyen kis moduláris reaktorok fejlesztésével foglalkozzunk.

És van itt még egy nagyon fontos technológiai szempont is. Az atomenergia hajnalán, az 50-es, 60-as években rengeteg különböző egzotikus reaktorkoncepcióra készültek tervek a nagy nukleáris kutatóközpontokban, szerte a világon. Sőt, kísérleti reaktorok is épültek, amelyekkel akkoriban üzemeltetési tapasztalatot szereztek a kutatóintézetek. Ez a sok tervezési, építési és üzemeltetési tapasztalat – az azóta elvégzett kutatás-fejlesztéssel együtt – ma hasznosítható, érdemes őket elővenni az asztalfiókokból. Ha van befektető és kedvező a finanszírozási környezet, akkor ezeket a tanulmányokat, koncepciókat le lehet porolni, és a legújabb technológiákat alkalmazva jelentősen tovább lehet fejleszteni. Az eseményeket figyelve az látható, hogy az USA-ban olyan kedvező piaci kutatás-fejlesztés finanszírozási környezet alakult ki, amiben ezek a nagy tech cégek kockázatitőke-alapjai készek befektetni új nukleáris technológiák fejlesztésébe. Csak hogy néhány példát említsek, a Bill Gates által alapított Terrapower nevű cég folyékony nátrium hűtésű SMR reaktort fejleszt. A ChatGPT-t fejlesztő OpenAI cég vezérigazgatója az OKLO nevű tőzsdei cég résztulajdonosa és igazgatósági elnöke, ők kis méretű (15-50 MWe) gyorsneutronos reaktort fejlesztenek, melynek specialitása, hogy a hűtése hőcsövekkel lesz megoldva. Az ilyen fejlesztéseknek, és a kockázati tőke nukleáris fejlesztésekbe való bevonásának európai megfelelője egyelőre várat magára, pedig óriási szükség lenne rá.

A Google, a Kairos Power és a sóolvadékos reaktorok

De nézzük meg kicsit közelebbről, mire vállalkozott a Google, amikor a Kairos Power céggel szövetkezett egy új sóolvadékos kis moduláris reaktor kifejlesztése és kereskedelmi használatba vétele érdekében. A cégek közleménye szerint a két vállalat általános erőműfejlesztési megállapodást írt alá, amely értelmében a Kairos Power kifejleszt egy korszerű reaktorral működő atomerőművet, amely típusból több blokkot is megépít, majd üzemeltet, és a megtermelt energiát eladja, valamint kiegészítő szolgáltatásokat nyújt a Google számára. Ennek lényeges eleme lesz, hogy a Kairos Power atomerőműve szén-dioxid-kibocsátástól mentesen termel majd áramot, így a Google-nek áramvásárlási szerződések (Power Purchase Agreements, PPAs) keretében fog villamos energiát szolgáltatni, és igazolni fogja tudni, hogy az eladott áram karbonsemleges forrásból származik. Az erőműveket „a Google adatközpontjainak tiszta villamos energiával való ellátása érdekében az érintett szolgáltatási területeken” fogják telepíteni, az első telepítés 2030-ig fog megvalósulni, hogy támogassák a Google 24/7 karbonmentes energiával kapcsolatos céljait.

A Kairos Power által fejlesztett SMR egy sóolvadékos reaktorkoncepció, amit a fejlesztők KP-FHR-nek hívnak. Ennek a betűszónak a kifejtése Kairos Power Fluoride Salt Hight Temperature Reactor, amit magyarra fluoridsós magas hőmérsékletű reaktornak fordíthatunk. Ez a típus sok szempontból különleges, egzotikus. Úgy is mondhatom, hogy nehéz olyan jellemzőt találni, amiben a Kairos reaktora egyáltalán hasonlítana a ma használt könnyűvíz hűtésű, könnyűvíz moderálású nyomottvizes (PWR) nagy atomerőművi reaktorokra, leszámítva természetesen az energiatermelés alapjául szolgáló nukleáris láncreakciót. Vegyünk sorra pár kiemelt jellemzőt, és ezek mentén vessük össze a PWR erőműveket a KP-FHR koncepcióval.

Üzemanyag

Amíg a PWR-ek fém burkolatban elhelyezett, hengeres üzemanyagot használnak legfeljebb 5% urándúsítás mellett, addig a KP-FHR üzemanyaga apró (kb 1 mm-es), gömb alakú, kerámia burkolatú sörétszerű golyókban található; az alkalmazott kezdeti urándúsítás 19,75%, ami mintegy négyszer magasabb a mostani reaktorüzemanyagok dúsításánál.

Moderátor

A PWR-ek könnyűvizet használnak a neutronok lelassítása, tehát a moderálás céljára, míg a KP-FHR grafit moderálású. Grafit található az üzemanyag sörétekben is, de a sörétek nagyobb, 4 cm átmérőjű grafit gömbök külső héjába vannak belefoglalva, tehát ez a grafit is moderátor. (Ez az ún. TRISO üzemanyag, amelyet az 1. ábra mutat.) A neutronok lelassításának feladatára vannak a reaktorban olyan – teniszlabda nagyságú – grafit golyók (moderátor golyók) is, amelyekben egyáltalán nincsen hasadóanyag, csak grafit.

1. ábra: A KP-FHR-ben alkalmazandó üzemanyag golyó felépítése, benne a TRISO „sörétekkel” [1]

Hűtés és energiaátalakítás

A reaktorban megtermelt hőt a PWR-ekben nagy, kb. 150 bar nyomású, nagyjából 300 °C-os víz szállítja el a gőzfejlesztő elnevezésű hőcserélőkbe, ahol aztán a hő segítségével a kb. 70 bar nyomású szekunder közi vizet elforralják, a gőzzel pedig gőzturbinát hajtanak meg. A KP-FHR-ben a TRISO üzemanyag golyók között FLiBe (fluor-lítium-berillium) só olvadéka áramlik, ami akár atmoszférikushoz közeli (1-2 bar) nyomás mellett is alkalmas arra, hogy 500 °C fölé melegítsék. Névleges adatok szerint a sóolvadék hűtőközeg 550 °C hőmérsékleten lép be a reaktorba, és 650 °C-on lép ki onnan. A FLiBe sóolvadék primer köri közeg egy hőcserélőben egy nitrát sóolvadékot alkalmazó szekunder körnek adja át a hőt, ami azután egy újabb hőcserélőben, a gőzfejlesztőben állítja elő a gőzturbina számára a túlhevített gőzt (ld. a 2. ábrán). Ezzel a hősémával, a magas kiinduló hőmérséklet miatt a KP-FHR jóval magasabb hatásfokra képes, mint a PWR-ek (33-35% helyett 45-48%-os hatásfok is lehetséges). A szekunder körben alkalmazott nitrát só megegyezik a naptornyos hőerőművekben alkalmazott sóval, így alkalmazhatóvá teszi a naptornyos erőművekkel szerzett tapasztalatokat, valamint hőtárolást és az átalakuló villamosenergia-hálózathoz illeszkedő flexibilisebb turbina üzemeltetést tesz lehetővé.

2. ábra: A KP-FHR elvi hősémája [1]

Átrakás

A PWR-ekben az üzemanyag cseréje, átrakása a reaktor leállított, lehűtött és nyomásmentesített állapotában lehetséges. A KP-FHR képes arra, hogy abban üzem közben az üzemanyag egy részét ki lehessen cserélni, így a reaktor indulásakor kisebb hasadóanyag-készlet és kisebb reaktivitás-tartalék is elegendő, ami jelentős biztonsági előnynek számít. Fontos megemlíteni, hogy a sóolvadékos reaktorkoncepciók között van olyan, ahol az üzemanyag a sóolvadék hűtőközegben lenne feloldva, aminek következtében különböző izotópokat lehetne a hűtőközeg-üzemanyag keverékhez üzem közben hozzáadni vagy onnan kivonni. A KP-FHR nem ilyen, itt az üzemanyag nincs feloldva a hűtőközegben, ugyanakkor a grafit-üzemanyag golyók úsznak a hűtőközegben, a reaktoron belül elmozdulnak, így az átrakás üzem közben is lehetséges.

A reaktortartály méretét és felépítését a 3. ábra szemlélteti. Érdemes megjegyezni, hogy a KP-FHR 140 MW elektromos teljesítményű blokkjában a reaktorzónában elegendő mindössze kb. 100 kg tömegű dúsított uránt elhelyezni a TRISO üzemanyag formájában, míg egy 1200 MW elektromos teljesítményű PWR erőmű reaktorában több, mint 200 000 kg (200 tonna) üzemanyag található. Cserében viszont a KP-FHR-ben szükség van üzem közben átrakásra.

3. ábra: A KP-FHR reaktortartálya [1]

Mérnöki gátak rendszere

A radioaktivitás környezetbe jutásának megakadályozására ún. mérnöki gátakat alkalmazunk, azaz falakat, védőrétegeket helyezünk a sugárzó anyagok és a környezet közé. A PWR reaktorokban négy mérnöki gátat alkalmazunk:

1. Az üzemanyag pasztillák urán-dioxidból készülnek, melyek keramikus szerkezete visszatartja a hasadási termékek ~99%-át.
2. Ezek a hengeres pasztillák cirkónium ötvözetből készített hengeres fém pálcákban vannak elhelyezve, amely fém csövek hermetikusan elzárják az üzemanyag pasztillákat a hűtővíztől.
3. Az üzemanyag pálcák a nagy nyomásra méretezett reaktortartályban találhatóak, ez a vastag falú fém tartály és a hozzá kapcsolódó, nagy nyomásra méretezett hűtőrendszer a harmadik mérnöki gát.
4. Az egész nukleáris hőtermelő rendszer egy 3-5 bar túlnyomásra méretezett vasbeton épületben helyezkedik el, ami képes felfogni azt a nagy nyomású gőzt, ami kiszabadul, ha a 3. mérnöki gát megsérülne.

A KP-FHR biztonsági filozófiája és mérnöki gát rendszere teljesen más:

1. A TRISO üzemanyagban egy adott üzemanyag sörét magjában egy 19,75% dúsítású urán-dioxid szemcse található, amely körül karbon és szilícium-karbid rétegek találhatóak. Ez a réteges szerkezet nagyon robusztus védelmet ad a hasadási termékek kiszökésével szemben. Az első mérnöki gátnak az urán-dioxid szemcse tekinthető, ami a sörétek közepén található, a második mérnöki gátnak pedig a szemcsék körüli szilícium-karbid réteg.
2. A harmadik mérnöki gát a pirolitikus karbon (magas hőmérsékleten előállított speciális szénmódosulat) réteg a szilícium-karbid réteg körül, továbbá az üzemanyag golyók grafitmátrixa.
3. A primer körben alkalmazott FLiBe sóolvadék maga is jelentős hasadási termék visszatartási képességgel rendelkezik, ezt is egyfajta mérnöki gátnak tekintik a tervezők.

Biztonsági filozófia

A PWR reaktorokban a fent leírt négy mérnöki gátból álló rendszer, a mélységi védelem elve, és a biztonsági rendszerek adják a biztonsági filozófia alapját. A mérnöki gátak fennmaradását üzemzavari folyamatok során a biztonsági rendszerek szolgálják.

Fontos érteni, hogy a KP-FHR reaktor biztonsági filozófiája nagyon más. A TRISO üzemanyag – ami egyébként nem új találmány, a hatvanas évek óta kutatják és fejlesztik speciális reaktorokba – épen marad egészen extrém hőmérsékletek elérése esetén is, a szemcsék megtartják integritásukat és funkciójukat akár 1600 °C-ig. A FLiBe primer köri sóolvadék forráspontja atmoszférikus nyomáson 1430 °C, ami szintén nagy tartalékot ad az üzemzavari hűtésben.

A primer körben a nyomás alacsony, így a KP-FHR-ben nem kell nagy nyomásra méretezett reaktortartály és csővezeték-rendszer. Ha a primer körben csőtörés következne be, nem kell pótolni a hűtőközeget, mert a TRISO üzemanyag megvédi saját magát az olvadástól, elegendő számára a passzív hűtés. A fentiek következtében az elérhető leírások alapján a KP-FHR esetében a reaktor körül nincsen szükség hermetikus védőépületre, a reaktorépület funkciója a reaktor külső hatásokkal szembeni védelme. Mindezek sokkal olcsóbb rendszert és sokkal gyorsabb építési időt ígérnek.

Túl szép, hogy igaz legyen?

Nyilván mindenkiben felmerül a kérdés, hogy ha ez a technológia ennyi sok kérdésre ad választ, és már a 60-as években kísérleteztek vele, akkor a most üzemelő reaktorok között miért nincsen egyetlen ilyen sóolvadékos reaktor sem. A válasz sokrétű, de könnyen összefoglalható: vannak olyan hátrányai is, amire eddig nem volt igazi, gazdaságos válasz, de nyilván a technológia fejlődése ezeket idővel megoldhatja. Néhány kihívást itt felsorolok:

1. A magas hőmérsékletű sóolvadékok tipikusan nagyon korrozív anyagok, ezekkel kompatibilis szerkezeti anyagokat találni nem egyszerű. A reaktortartály és a primer köri csővezetékrendszer a FLiBe sónak, míg a szekunder köri berendezések a nitrátsó-olvadéknak van kitéve. Ezzel kompatibilis anyagot találni nem könnyű. De még a jó anyag is degradálódik ilyen környezetben. A KP-FHR esetében a reaktortartály tervezési élettartama 20 év, míg az erőművet 80 éves üzemidőre tervezik. Ez azt jelenti, hogy 20 évente a reaktortartályt ki kell cserélni. Ez önmagában komoly műszaki kihívás lesz. Ugyanez lehet a helyzet a hőcserélőkkel is. Érdemes megjegyezni, hogy a Kairos Power épp ezen kihívások miatt már létrehozott egy sóolvadék-tesztüzemet, ahol az anyag viselkedését és a szerkezeti anyagokkal való kölcsönhatását elemzik.
2. A primer körben alkalmazott FLiBe sóban lítium van, ami neutronbesugárzás hatására felaktiválódik, majd radioaktív bomlásából trícium keletkezik. A trícium kezelése a környezeti sugárterhelés szempontjából kihívást jelent. Továbbá a berillium mérgező anyag, ez is nehezebbé teszi a primer köri sóval való munkát.
3. Egy ilyen létesítmény kémiai kérdéseinek kezelése sokkal több kihívást rejt magában, mint egy vízhűtésű reaktor kémiája. Ezzel a komplexebb feladattal egyelőre kevés a tapasztalat. Nyilván a tapasztalat összegyűjthető, de ez időt és pénzt igényel.
4. Kevés az üzemeltetési tapasztalat, ami egy kommerciális létesítmény működtetéséhez elengedhetetlen. Megint, az üzemeltetési tapasztalat összegyűjthető, de ez is idő és pénz kérdése.
5. A hulladékkezelés itt más típusú kihívásokat rejt magában, mint a PWR-ek esetében. A TRISO üzemanyag feldolgozására egyelőre nincsen technológia, így az is majd rendezendő kérdés, hogy egy ilyen reaktor kiégett üzemanyagával pontosan mit kell tenni. Olyan országban, mint az USA, ahol nem tervezik a kiégett atomerőművi üzemanyag újrafeldolgozását, ez végül is nem probléma, mert ugyanaz történhet a kiégett TRISO üzemanyaggal, mint a kiégett PWR üzemanyaggal: átmeneti tárolás után később végső mélygeológiai lerakóba kerülhet. A 20%-ot megközelítő, magas dúsítás miatt fajlagosan (egységnyi mennyiségű villamos energia előállítása során) sokkal kevesebb kiégett üzemanyag előállításával jár majd egy ilyen reaktor működtetése, mint egy PWR reaktor esetében, ugyanakkor a PWR reaktor üzemanyaga újra feldolgozható, ehhez létező technológia áll rendelkezésre több országban is.
6. Engedélyezési kérdések is vannak bőven, mivel a nukleáris biztonsági hatóságoknál nem gyülemlett fel tapasztalat a sóolvadékos reaktorok nukleáris biztonsági engedélyezésével kapcsolatban. Ez is nyilván összegyűjthető, de ez is idő és pénz. A Kairos kis méretű, villamos energiát még nem előállító prototípusát egyébként idén nyáron kezdték építeni.

A kihívások ellenére – vagy éppen azok miatt is – izgalommal figyeljük, hogy a Google és a Kairos Power együttműködése révén mikorra készülnek el és milyenek lesznek ténylegesen ezek a reaktorok. Egyelőre számos teszt van folyamatban, ami nagyon biztató. Az bizonyos, hogy a fejlett gazdaságoknak, és bennük a tech cégeknek szükségük van 7/24-ben folyamatosan alaperőművi zsinóráramra, a technológiai diverzifikáció pedig az atomenergiában is számos előnnyel kecsegtet.

Felhasznált források:
[1] IAEA SMR Book, 2020 (Advances in Small Modular Reactor Technology Developments, A Supplement to: IAEA Advanced Reactors Information System (ARIS), 2020 Edition)
[2] World Nuclear News
[3] Kairos Power (https://kairospower.com/)

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában megjelent a portfolio.hu-n is. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra való hivatkozással idézhetők.

Az európai országok villamosenergia-ellátása számos kihívással néz szembe, mint például a szén-dioxid-semlegesség elérése, az emelkedő árak kezelése, a fosszilis tüzelőanyagoktól és azok importjától való függőség csökkentése. E célok elérése érdekében valamennyi európai ország villamosenergia-rendszerének jelentős változásokon kell átesnie, figyelembe véve a műszaki, környezetvédelmi, gazdasági és társadalmi célkitűzéseket. Legújabb szimulációink különböző erőművi portfóliók és villamosenergia-fogyasztási forgatókönyvek órás felbontású elemzésével meghatározó fontosságú adatokat szolgáltatnak ehhez az átalakuláshoz. Az elemzések középpontjában az atomenergia és az időjárásfüggő megújulók együttműködése áll, valamint az akkumulátoros villamosenergia-tárolás lehetséges szerepe a magyar villamosenergia-rendszerben.

A Heliyon című, nagy nemzetközi tudományos folyóiratban a napokban megjelent tanulmányunkban bemutatjuk a villamosenergia-piaci modell felállítása során szerzett tapasztalatokat és az Energy Exemplar PLEXOS szoftverben felépített modell futtatásának eredményeit Magyarország és hat szomszédos ország (Szlovákia, Románia, Szerbia, Horvátország, Szlovénia és Ausztria) villamosenergia-rendszerén. A modell figyelembe a határkeresztező kapacitások korlátait is. A 2030-as erőművi portfóliókra, az akkumulátor-kapacitásokra és a megújuló energiaforrásokra vonatkozó érzékenységi vizsgálat eredményei, amelyeket a tanulmányban elemzünk, kiterjednek Magyarország import/export pozíciójára, a villamosenergia-termelés energiaforrás-struktúrájára, az akkumulátorok működésére, a villamosenergia-termelésből származó CO2-kibocsátásra, a rendszerben várható árakra és az atomerőművek kihasználtsági paramétereire.

1. ábra: A felépített modell csomópontjainak és határkeresztező kapacitásainak vizualizációja (Forrás: Biró, Aszódi, 2024)

Annak érdekében, hogy a PLEXOS szoftverkörnyezetben a lehető legpontosabb modelleket lehessen készíteni az országok villamosenergia-rendszereiről, részletes szakirodalmi kutatást végeztünk a hagyományos erőművek, a megújuló erőművek, a szivattyús tározós vízerőművek és az akkumulátoros villamosenergia-tárolók műszaki és gazdasági paramétereiről.

Három erőművi portfóliót elemeztünk a magyar villamosenergia-fogyasztás és az erőművi kapacitás függvényében, valamint négy különböző forgatókönyvet elemeztünk, hogy megvizsgáljuk a magyarországi akkumulátorpark potenciális kapacitásának hatását a rendszerre. Az időjárásfüggő energiatermelés bizonytalanságának számszerűsítésére érzékenységi vizsgálatot végeztünk a nap- és szélerőművek órás felbontású kihasználási tényezői alapján, az elmúlt 40 év adatait figyelembe véve. Így a modellel le tudjuk írni és számszerűsíteni tudjuk azokat a bizonytalanságokat, amelyeket az időjárás változékonysága miatt tapasztalhatunk az időjárásfüggő villamosenergia-termelők esetében.

A számítási eredmények alapján egyértelmű, hogy a Nemzeti Energia és Klímaterv célkitűzéseinek teljesülése esetén Magyarország 2030-ban még mindig nettó villamosenergia-import pozícióban lesz, de az import mértéke jelentősen változik attól függően, hogy a Paks 2 atomerőmű ekkor rendelkezésre áll-e vagy sem. Az eredmények azt mutatják, hogy Magyarország csak Paks 2 üzembe helyezésével tudja teljesíteni a 90%-os karbonsemlegességi villamosenergia-termelési célt. Elemzésünk azt is mutatja, hogy a Paks 2 nélkül a kieső nukleáris alapú termelés közel 90%-át fosszilis tüzelőanyagokkal tudja csak pótolni a villamosenergia-rendszer, ami jelentősen aláásná a magyar CO2-kibocsátási célok elérését.

A tanulmány számos fontos új eredményt szolgáltat a lítium-ion akkumulátorok 2030-as lehetséges működésével kapcsolatban is. Az akkumulátorokra vonatkozó értékek azt mutatják, hogy azok átlagosan napi 1,5-2 töltési-tárolási-kisütési cikluson mennek keresztül, és még a 8 órás kapacitású akkumulátorok esetében is (D forgatókönyv) az év kevesebb mint 50%-ában használják őket ténylegesen. Az akkumulátorok adatainak órás mintázata azt mutatja, hogy a töltési-tárolási-kisütési ciklus a kora reggeli órákban és napközben is előfordul, és hogy a kapacitás növekedése a tárolási idő csökkenésével jár.

2. ábra: Az akkumulátorok töltési-kisütési ciklusai a szimulációk alapján (Forrás: Biró, Aszódi, 2024)

A tárolók gazdasági adatai alapján megállapítható, hogy az 1 órás (A forgatókönyv) és a 2 órás tárolási kapacitású (B forgatókönyv) akkumulátorpark esetében a legmagasabb az egy egységnyi kisütött villamos energiára jutó nyereség, míg a legalacsonyabb egyértelműen a D forgatókönyv (8 órás tárolási kapacitás) esetében. Elemzésünk megerősíti, hogy jelenleg a legköltséghatékonyabb megoldás a 2 órás akkumulátoros tárolók beépítése a rendszerbe.

Az akkumulátorokkal kapcsolatban azonban azt is fontos megjegyezni, hogy a szakirodalomban feltételezett beruházási költségek mellett az akkumulátoros beruházások nem lesznek nyereségesek pusztán árarbitrázs-tevékenység révén, és ahhoz, hogy megtérülő beruházások legyenek, részt kell venniük a kiegyenlítő piacokon, és további bevételt kell termelniük a fel- és lefelé irányuló kiegyenlítő termékek révén.

3. ábra: A magyar akkumulátor-flotta fajlagos nyeresége (balra) és megtérülése (jobbra) különböző szcenáriók esetén az 1. portfólió esetében (Forrás: Biró, Aszódi, 2024)

A szén-dioxid-kibocsátásra és a villamosenergia-árakra vonatkozó eredményeink azt mutatják, hogy a két új 1 200 MW-os atomerőművi blokk egyértelműen pozitív hatással lesz Magyarország villamosenergia-ellátására a vizsgált szempontokból.

A tanulmány fontos eredményeket mutat be a magyarországi nukleáris blokkok kihasználtságára vonatkozóan is. Az atomerőművek kihasználtságára adódott számítási eredmények azt mutatják, hogy az év több, mint 97%-ában továbbra is zsinóráram termelőként fognak tudni működni, de menetrendtartó erőműként a rendszer kiegyensúlyozásához is hozzá kell járulniuk. E rugalmasság eléréséhez elengedhetetlen az atomerőművek rugalmas üzemeltetésének fejlesztése és az ehhez kapcsolódó kutatás-fejlesztés.

4. ábra: A magyar atomerőművek kihasználási tényezőjének megoszlása a különböző portfóliókban (Forrás: Biró, Aszódi, 2024)

A vizsgált országok kormányai által közzétett hivatalos energiastratégiai dokumentumok elemzése alapján látható, hogy az országok villamosenergia-rendszere 2030-ra jelentős átalakuláson fog keresztül menni, a térségben több időjárásfüggő és kevesebb hagyományos kapacitás lesz, ami csökkenti a rendszer rugalmasságát. A cikkünkben bemutatott eredmények azt mutatják, hogy a Paks 2 beruházás elengedhetetlen a magyar villamosenergia-rendszer magas szintű ellátásbiztonságának fenntartásához és az ország 2030-ra kitűzött CO2-kibocsátási céljainak teljesítéséhez.

Amint azt már korábbi cikkeinkben bemutattuk, nem elegendő a villamosenergia-rendszer jövőbeli állapotát éves energiamérlegek vagy referencia-időszakra vonatkozó számítások alapján modellezni, hanem a villamosenergia-ellátás órás felbontású szimulációira van szükség a nagymértékű időjárásfüggő penetráció esetén. A megújuló energiaforrások ingadozása hatásainak vizsgálatára tanulmányokban végzett érzékenységi vizsgálatok azt mutatják, hogy az időjárásfüggő energiaforrások (nap- és szélenergia) változó termelése és az évek közötti változékonysága miatt érdemes a lehető legtöbb rendelkezésre álló év alapján szimulációkat végezni. A sok év adatait felhasználó szimulációk a bizonytalanságok számszerűsítésével jelentősen növelik az eredmények megbízhatóságát.

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában megjelent a portfolio.hu-n is. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra való hivatkozással idézhetők.

A napokban az MVM Paksi Atomerőmű bejelentette, hogy hivatalosan is kezdetét vette a meglévő paksi blokkok további üzemidő-hosszabbítása. A kérdéssel korábban a Kormány, majd a Parlament is foglalkozott, most pedig az EURATOM egyezmény értelmében az Európai Bizottsághoz kellett a projektet hivatalosan is bejelenteni. A paksi, egyenként 500 MW névleges villamos teljesítményű, eredetileg 440 MW-os négy darab VVER-440/V213 típusú orosz tervezésű blokk 1982 és 1987 kezdte meg a működését. Az eredetinél nagyobb névleges teljesítményt a több lépésben, sok év munkájával végrehajtott teljesítménynövelési program tette lehetővé.

A blokkok terveit annak idején – moszkvai és kijevi tervezőirodákban – 30 éves tervezett élettartamot feltételezve készítették el a mérnökök, de az akkori nyugati nyomottvizes reaktorokhoz hasonlóan ezek a blokkok is hatalmas műszaki tartalékkal épültek meg, így a 2000-es évek legelején indult az a program, ami megalapozta az egységek üzemidő-hosszabbítását. Akkor, a 2000-es években 20 éves üzemidő-hosszabbítás volt a cél, amit sikerült is mind engedélyezési, mind műszaki oldalról megvalósítani. Műszakilag az akkori (mondhatjuk első) üzemidő-hosszabbítási (ÜH) program inkább egy gondos és következetes tervszerű karbantartási program volt, a berendezések nagy tervezési tartalékai és jó műszaki állapota nem követelt többet.

Engedélyezési oldalról a munka sokkal nagyobb volt, mert az 1970-es évek szovjet dokumentációs előírásai nem voltak olyan szigorúak, mint a 2000-es évek nyugati nemzetközi gyakorlata, így számos berendezés tervezési alapját gyakorlatilag újra elő kellett állítani, és tulajdonképpen a kész, működő létesítményről be kellett bizonyítani, hogy a megoldásai megfelelnek a kor előírásainak. Ez a munka sikeres volt, és a létesítmény üzemeltetési engedélyt kapott az eredeti 30 év fölött további 20 évre. Ez a +20 éves üzemidő a négy blokk esetében 2032 és 2037 között jár le, de az előzetes vizsgálatok – és a nemzetközi tapasztalatok – azt mutatják, hogy efölötti további üzemeltetés is lehetséges, ezt tűzi ki célul a most hivatalosan is bejelentett további üzemidő-hosszabbítási (TÜH) program. Ez végeredményben akár 30+20+20=70 éves teljes üzemidőt is lehetővé tehet. De ne szabadjunk ennyire előre, nézzük a részleteket!

Kilóg-e ez a magyar terv a nemzetközi trendekből, a nemzetközi gyakorlatból?

A válasz egyértelműen az, hogy nem, nem rí ki a nemzetközi folyamatokból a magyar terv. A nyomottvizes reaktorokat nyugaton eleve 40 éves üzemidőre engedélyezték, és ezt fejelik meg a legtöbb helyen először 20, majd további 20 évvel. Sőt, az USA nukleáris biztonsági szabályai akár a 80 éven túli üzemeltetést is megengedik, ha a nukleáris biztonsági szabályokat a létesítmény és annak üzemeltetője teljesíteni tudja. A finnek, csehek, szlovákok, franciák (stb.) hasonló hosszú távú üzemeltetésre készülnek a paksiakhoz hasonló korú atomerőművi blokkoknál.

Hogyan lehetséges az atomerőművek ilyen hosszú távú üzemeltetése?

Eleve le kell szögezni, hogy ez nem minden létesítménynél lehetséges! Például a britek grafitmoderálású gázhűtésű reaktorai (GCR) műszakilag nem alkalmasak az ilyen hosszú távú üzemre, mert a reaktorberendezés elhasználódása olyan mértékű az idő előrehaladtával, hogy a műszaki követelmények teljesítése az eredetileg tervezett üzemidő felett túl sok pénzbe kerülne. Ott eddig 33 darab ilyen GCR blokkot állítottak le véglegesen, és a még üzemelő 8 darab blokk leállítása is bekövetkezik a következő években. De a 70-es évek végétől épített nyomottvizes (PWR és VVER) reaktorok a legtöbb országban bőven tovább üzemeltethetőek, mint az eredetileg tervezett 30 vagy 40 éves üzemidő.

Mivel az atomerőművek a villamosenergia-piacon értékesítik terméküket, ezért először is gazdaságos kell legyen az üzemidő-hosszabbítás, a szükséges befektetések meg kell térüljenek a maradék üzemidő alatt. Ez egy fontos, szükséges, de nem elégséges feltétel. A blokkok üzemidő-hosszabbítása 40 vagy 50 éves üzemen túl mindenképpen jelentős beruházásokat, felújításokat igényel, de ez a legtöbb esetben töredéke egy új atomerőmű beruházási költségeinek. A létesítmény hatásfoka az elhasználódással érdemben nem csökken, a normál karbantartási programokkal az energiaátalakító rendszerek hatásfoka megtartható a névleges érték közelében.

Műszakilag sokkal inkább az a kérdés, hogy a rendelkezésreállás hogyan alakul, hiszen a kopás, elhasználódás következtében egyes berendezések működési megbízhatósága csökkenhet. Jó karbantartási és állapotfelügyeleti programokat kell működtetni annak érdekében, hogy a normál üzemhez szükséges berendezések folyamatos működőképességét fenn tudják tartani. Egy gyakorta karbantartásra szoruló létesítmény sokkal kevesebb áramot termelne, így a tulajdonosoknak, üzemeltetőknek nyilván nem érdeke, hogy ez bekövetkezzen. Az üzemeltetési megbízhatóság fenntartása érdekében tehát a szükséges felújításokat el fogják végezni, és ez gazdaságilag is megtérülő beruházás lesz.

Külön kell gondoskodni a nukleáris biztonsági feltételek teljesítéséről. Evidencia, hogy a létesítménynek az üzemelés utolsó napján is teljesítenie kell minden nukleáris biztonsági követelményt, tehát ebben nyilvánvalóan nem lehetséges engedményeket tenni.

Hogyan teljesíthetőek a nukleáris biztonsági követelmények?

Közelítsük meg a kérdést a mérnöki gátak irányából! Atomerőművekben négy mérnöki gát szolgálja a maghasadásos láncreakció során keletkező radioaktív anyagok létesítményben tartását, amelyektől a környezetet meg akarjuk óvni. Ezek a mérnöki gátak:

1. az urán-dioxid üzemanyag tabletták kerámia mátrixa,
2. az urán-dioxid tablettákat befogadó üzemanyag pálcák fém burkolata,
3. a primer hűtőrendszer nagy nyomásra méretezett fémszerkezete, benne kiemelten a reaktortartállyal és annak falával,
4. a hermetikus védőépület (konténment).

1. ábra: Mérnöki gátak az atomerőműben (Forrás: Aszódi Attila, egyetemi előadás)

A mérnöki gátak közül az 1. és a 2. három-négy évente, újra és újra megújul, hiszen az üzemanyagkazetták cseréjével mindig új üzemanyagot, ezzel új tablettákat és őket körülvevő új üzemanyag pálcákat rakunk a reaktorba. Ezek megengedettnél nagyobb elhasználódását tehát a normál üzemmenet mellett alkalmazott átrakási programmal eleve elkerüljük. Ez nem igényel speciális, további beavatkozást a további üzemidő-hosszabbítás során.

Nukleáris biztonsági szempontból fő kérdésnek tehát a 3. és a 4. mérnöki gát funkcióinak hosszú távú fenntartása marad.

A 3. mérnöki gát, tehát a primer hűtőrendszer és a reaktortartály az egyik kritikus elem, amire kiemelten oda kell figyelni az üzemidő-hosszabbítás során. Ezek vastag falú gépészeti szerkezetek, sok hegesztési varrattal, így ezeket rendszeresen vizsgálják, a varratokat átvilágítják, roncsolásmentes anyagvizsgálatokkal győződnek meg arról, hogy megfelelő állapotban vannak.

A reaktortartály olyan értelemben is kritikus elem, hogy ebben zajlik a maghasadásos láncreakció, melynek során nagy energiájú neutronok keletkeznek, amelyek képesek károsodást okozni az anyagszerkezetben. Mivel a reaktortartály nagy nyomásnak (120-150 bar, erőműtől függően) és magas, 300 °C körüli hőmérsékletnek van kitéve normál üzemben, ezért kulcskérdés, hogy az ebből származó mechanikai feszültségeket el tudja viselni tönkremenetel nélkül, ráadásul átmeneti, tranziens folyamatok során is helyt kell állnia. Annak igazolására, hogy a reaktortartály anyag mindezt kibírja, egy speciális ún. tartályfelügyeleti programot kell végrehajtani: a paksi reaktortartályok gyártásánál is vettek az alapfémből és a hegesztési varratokhoz használt anyagokból mintákat, ezekből ún. próbatesteket készítettek és ezeket a mintákat gyorsított öregítésnek vetették alá.

Olyan ez egy kicsit, mint az ember bőrét ért UV sugárzás esetében: akinek a bőre több UV sugárzást kap (sok napozás, sok szolárium miatt), annak a bőre gyorsabban öregszik. Így van ez a tartályfelügyeleti programban is: próbatesteket sugárzunk be olyan, reaktorzónához közeli pozíciókban, ahol intenzívebb neutronsugárzásnak vannak kitéve. Így a konkrét reaktortartály-anyag neutronsugárzás általi öregedése a próbatesteknél gyorsabban megy végbe, mint magában a tényleges tartályanyagban. A próbatesteket besugárzás után roncsolásos anyagvizsgálatnak vetik alá, amelynek segítségével meghatározzák a mechanikai tulajdonságaik romlását. Mivel a próbatesteket jóval több gyorsneutron éri, mint magát a teherviselő reaktortartály falát, a vizsgálatokkal előre látjuk, hogy a reaktortartály 10-20-30 évvel később milyen mechanikai állapotban lesz.

Ez alapján lehet ellenőrizni a tartály anyagának megfelelőségét. Ha a vizsgálatok azt mutatnák, hogy a tartályfal öregedése nem megengedett szintet ér el, lehetőség van a tartály helyszíni hőkezelésére: a paksiakhoz hasonló finn Loviisai Atomerőműben erre korábban sor is került, az eljárás működőképessége többszörösen bizonyított. De ebben a pillanatban a rendelkezésre álló adatok arra mutatnak, hogy a paksi reaktortartályok – hőkezelés nélkül is – képesek lesznek összességében 70 éves üzemidőt teljesíteni.

A reaktortartályokhoz további vizsgálatok is társulnak. Arról, hogy nincs-e vagy nem jelent-e meg repedés a tartályok falában, roncsolásmentes (ultrahangos) vizsgálatokkal győződnek meg. Mivel a reaktortartály gazdaságosan nem cserélhető komponense az atomerőműnek, a gondos üzemeltetés és a tartály állapotának folyamatos nyomon követése (a reaktortartály felügyeleti program) az atomerőmű üzemidő-hosszabbításának egyik kulcseleme.

2. ábra: A paksi VVER-440 blokk primer köri főberendezéseinek 3D ábrája, középen a reaktortartállyal, körülötte a gőzfejlesztő berendezésekkel (Forrás: Aszódi Attila, egyetemi előadás)

A másik kulcskérdés, ami a 3. mérnöki gáthoz tartozik, a gőzfejlesztők állapotának kérdése. Ezek a berendezések képezik a hőtechnikai kapcsolatot a reaktort hűtő primer hűtőrendszer és a hőt mechanikai munkává, majd villamos energiává alakító szekunder rendszer között. A gőzfejlesztők hatalmas felületi hőcserélők, amelyek a nyugati PWR-ek és az újabb orosz VVER reaktorok esetében úgy vannak beépítve a hermetikus védőépületbe, hogy jelentősebb épületbontás nélkül ki lehessen őket cserélni, de a VVER-440 esetében a tervezők erre még nem gondoltak. Így a paksi üzemidő-hosszabbítás megvalósíthatóságának másik fontos kulcseleme, hogy a gőzfejlesztőket ne kelljen cserélni a meghosszabbított üzemidő alatt sem. A rendelkezésünkre álló adatok alapján elmondható, hogy nagy valószínűséggel ez a feltétel is teljesíthető lesz.

A 4. mérnöki gát a hermetikus védőépület: itt a vasbeton állapota, az épület funkcióinak fenntartása, illetve ennek az igazolása kulcskérdés. Ez is elsősorban vizsgálatokat igényel, de elképzelhetőek olyan helyek, ahol például a vasbeton szerkezetek belső felületén elhelyezett, ún. dekontaminálható acél burkolatok felújítása válik szükségessé. Az épületekkel tehát külön programelemként az üzemidő-hosszabbítási programban foglalkozni kell.

A biztonsági rendszerek állapotfenntartása, követelményeknek való folyamatos megfeleltetése szintén kulcskérdés a további üzemidő-hosszabbítás során, de itt semmi olyan körülmény nem látszik, ami műszakilag nehézséget okozna.

Az 50 éven túli üzemelésben kulcskérdés még az irányítástechnika, a villamos berendezések és a kábelezés állapota. Ezen a területen rengeteg komponens, berendezés működik, amelyek műszakilag és erkölcsileg is elévülnek ennyi idő alatt, így felújításuk vagy komplett cseréjük szükséges. Ez a munka volumene és összetettsége miatt nagyobb beruházást, komolyabb munkát és nagyon jó koordinációt igényel.

Az üzemidő-hosszabbítás nem csak „vasat, betont és rezet”, hanem „papírt” is igényel, nagyobb mennyiségben: a követelményeknek való megfelelést elemzésekkel igazolni, és biztonsági jelentésekben dokumentálni kell. Nagy feladat az ún. végleges biztonsági jelentés frissítése. Az üzemidő-hosszabbításra engedélyt kell kapni a nukleáris biztonsági hatóságtól, és a környezethasználat okán a környezetvédelmi hatóságtól is. A blokkok 10 évente aktuális időszakos biztonsági felülvizsgálata a további üzemidő-hosszabbítás alatt is feladat lesz.

Az atomerőműnek a normál működése során egyetlen érdemi hatása van a környezetre, a hűtés kapcsán a Duna hőterhelése. Ez az év jelentős részében nem probléma, de a nyári időszakban, főleg majd a Paks II. üzemével párhuzamos üzem alatt fontos kérdéssé válik, és figyelembe kell venni a klímaváltozás várható hatásait is. A hamarosan induló környezeti hatásvizsgálat és környezetvédelmi engedélyezés során erre a kérdésre külön ki kell térni, és itt is igazolni kell a környezetvédelmi előírások betarthatóságát. A feladat nem megoldhatatlan, de foglalkozni kell vele.

A TÜH projekt révén a paksi blokkok mostantól még 30-35 évig működhetnek majd, ami emberi léptékben egy teljes szakember generációt jelent. Ebből az következik, hogy a további üzemidő-hosszabbítás elengedhetetlen feltétele a humán erőforrások biztosítása, egy új üzemeltető generáció kiképzése, munkába állítása és megtartása a nukleáris iparban. Ez önmagában is komoly feladat, ami országos, kormányzati teendőket is ad.

Összességében a paksi atomerőmű meglévő VVER-440 típusú blokkjainak további üzemidő-hosszabbítása előtt elháríthatatlan akadály nem látszik, de sok adminisztrációs és műszaki feladatot kell elvégezni ahhoz, hogy a blokkok a 2030-as éveken túl is működhessenek. Hogy a további üzemidő-hosszabbítás pontosan hány éves lesz, azt a megkezdett műszaki vizsgálatok fogják megmutatni. A +20 év az összes blokk esetén egy reális és kézenfekvő cél.

Jelen blogbejegyzés szerkesztett formában megjelent a portfolio.hu-n is. A bejegyzés vagy annak részei csak a portfolio.hu-ra való hivatkozással idézhetők.

Az atomenergia fontos szerepet játszik az Európai Unió országainak villamosenergia-ellátásában: 2022-ben a 167 atomerőművi blokk 148.000 MW kapacitást képviselt, amelyek az EU-27 országokban a villamos energia 22%-át állították elő. Az atomenergia a legnagyobb karbonsemleges termelő az EU-ban, és a legnagyobb zsinóráram forrás. Amíg Németország 2023-ban kivezette az atomenergiát az energiamixéből, addig más országok, például Magyarország, Szlovákia, Csehország, Franciaország, Hollandia, Svédország, Finnország a meglévő blokkok üzemidő-hosszabbítását és új egységek építését tervezi, és pl. Lengyelország, amelyik nem alkalmaz jelenleg nukleáris energiát, új belépőként új atomerőművi blokkok építésén dolgozik.

Eközben egyes energiapolitikai szereplők az atomenergia kivezetése mellett érvelnek. Legújabb, a Műegyetemen készített tanulmányunkban azt vizsgáltuk nagy időfelbontású szimulációk segítségével, hogy milyen hatással lenne a karbonsemlegességi célokra és a folyamatos villamosenergia-ellátásra, ha az EU országai kivezetnék az atomenergiát, és azt nap, szél és gázerőművekkel helyettesítenék. A vizsgálat eredményei az egyik legrangosabb nemzetközi folyóiratban, az Elsevier kiadó által gondozott Nuclear Engineering and Design folyóiratban jelentek meg.

A cikkben részletes szakirodalmi tanulmányt követően áttekintettük a jelenleg atomenergiát használó vagy azt tervező 15 Európai Uniós ország (Belgium, Bulgária, Horvátország, Csehország, Finnország, Franciaország, Hollandia, Lengyelország, Magyarország, Németország, Románia, Spanyolország, Svédország, Szlovákia, Szlovénia) energiastratégiáit, összefoglaltuk a 2030-ra és 2040-re vonatkozó villamosenergia-igényüket és feltételezett erőművi portfóliójukat.

1. ábra: A különböző primerenergia-hordozók szerepe a vizsgált országokban a 2040-es nemzeti energiastratégiákban és a feltételezett forgatókönyvekben
(Forrás: Aszódi et. al, 2023)

A Nemzetközi Atomenergia Ügynökség ESST modellezési keretrendszerének felhasználásával modelleket készítettünk az egyes vizsgált országok villamosenergia-ellátásáról, és modellek segítségével megvizsgáltuk, hogy a referencia-forgatókönyvhöz képest hogyan változna a rendszerek működése, ha az országok fokozatosan kivezetnék az atomenergiát az energiamixükből. Ehhez az országok rendszereibe a nukleáris kapacitás háromszorosának megfelelő napenergia-kapacitást és a nukleáris kapacitás kétszeresének megfelelő szélenergia-kapacitást építettünk be, egy másik forgatókönyvben pedig az előbb említett nap- és szélenergia-kapacitáson felül a nukleáris kapacitással megegyező kapacitású gázerőműpark beépítését feltételeztük a jövőbeli villamosenergia-rendszerekbe, az atomenergia egyidejű kivezetése mellett, elfogadva azokat a becsléseket, amelyet az egyes országok kormányai a villamosenergia-igények jövőbeli alakulására tettek.

E modellek segítségével megvizsgáltuk, hogyan működhetnek ezek a villamosenergia-rendszerek 2030-ban és 2040-ben, hogyan alakulhat az egyes energiaforrások részesedése a villamosenergia-ellátásban, milyen korlátok lehetnek a villamosenergia-ellátásban, milyen lehet a rendszer CO2-kibocsátása és földgázigénye, milyen lehet a túltermelés és a villamosenergia-tárolás igénye.

2. ábra: A karbonsemleges (atomenergia és megújulók) és a fosszilis energiahordozók, valamint a ki nem szolgálható villamosenergia-igény aránya az egyes vizsgált országokban 2040-ben a szimulációkban feltételezett három forgatókönyv esetében
(Forrás: Aszódi et. al, 2023)

Az eredmények világosak: még ha az egyes országok atomerőművei kapacitásának háromszorosát építenénk is be fotovoltaikus naperőművek, és az atomerőművek kapacitásának kétszeresét építenénk be szélerőművek formájában, akkor sem lehetne a szükséges mennyiségű villamos energiát előállítani, tekintettel az időjárásfüggő megújuló források változékonyságára és sokkal kisebb kapacitás kihasználási tényezőire. Ha a nagy megújuló kapacitás mellett az atomerőművek kapacitásának megfelelő teljesítményű gáztüzelésű erőművi parkot építünk be a rendszerekbe, az ellátásbiztonsági problémák (a folyamatos áramellátás kihívásai) ugyan megoldódnak, de radikálisan növekszik az országok földgázfelhasználása és az ezzel összefüggő széndioxid-kibocsátása is. Tekintettel arra, hogy az EU-27 döntő részben földgázimportra szorul, ez nem csak klímavédelmi, hanem ellátásbiztonsági kérdéseket is felvet.

A nagy felbontású szimulációk eredményei alapján a vizsgált 15 országban 2030-ra a széndioxid-kibocsátást 90 millió tonnával növelné az atomerőművek kivezetése ahhoz képest, mintha hagyjuk az atomenergiát a 2030-as energiamixben. A 2040-es villamosenergia-rendszer 80 millió tonnával több CO2-t bocsátana ki, ha nem alkalmaznánk az energiastratégiákban tervezett atomerőműveket az Európai Unióban.

A vizsgált országok villamosenergia-rendszere mintegy 50 milliárd m3 földgázzal igényelne többet évente a 2030-as, 2040-es évtizedekben, ha nem alkalmaznánk atomenergiát, annak ellenére, hogy a számítások a nap- és szélenergia kapacitások radikális növekedéséből indultak ki. Mindez klímavédelmi és ellátásbiztonsági szempontból is komoly aggályokat vet fel.

Az eredmények azt is mutatják, hogy a legalacsonyabb CO2-kibocsátású forgatókönyvek azok, amelyekben az atomenergia is szerepel. Az atomerőművek leállítása a nagy nap- és szélkapacitások ellenére növeli a rendszer CO2-kibocsátását, növeli azon időszakok hosszát, amikor az ellátás részben korlátozott lehet, és nagy villamosenergia-tárolókapacitás igénye jelentkezik. A számítások szerint hónapokon és évszakokon átívelő szezonális tárolásra is szükség lenne, amelyre jelenleg még nincs megvalósítható technológia. A számítások egyértelműen mutatják, hogy az Európai Uniónak eminens érdeke a nukleáris kapacitás fenntartása, sőt egyes országokban még annak fejlesztése is. Így a meglévő atomerőművek élettartamának meghosszabbítása és új blokkok építése ésszerű és célszerű. A tárgyalt számítások azt is világosan mutatják, hogy az atomenergia fenntartása az Európai Unióban feltétlenül szükséges a dekarbonizációs, az ellátásbiztonsági és a fenntarthatósági célok elérése érdekében. A vizsgált 15 országból egyedül Svédország az, ahol az atomenergia nélküli forgatókönyvek képesek lehetnek teljesíteni 2040-ben a 90%-os karbonsemleges villamosenergia-termelési célt, az összes többi vizsgált ország villamos szektora nem képes teljesíteni a klímavédelmi céljait atomenergia nélkül. (Svédországban is növekedne a fosszilis energiahordozóknak való kitettség, még úgy is, hogy az ország nagy vízenergia kapacitásokkal rendelkezik, amely kedvező természeti adottság számos más európai ország számára nem áll rendelkezésre.)

A cikkben bemutatott vizsgálatoknak fontos értéke, hogy nem csak egyetlen országra, hanem összességében 15 különböző európai országra terjednek ki, és bemutatják a földgázfogyasztás növekedését, valamint a megújuló energiaforrások ingadozó termeléséből adódó számítási bizonytalanságokat is.

A modell egyszerűsítései miatt az ESST modell a vizsgálatok ezen szakaszában nem írta le a határkeresztező kapacitásokat. Az egyes országok villamosenergia-rendszerét és villamosenergia-ellátását külön-külön elemeztük. Természetesen nem feltételezzük, hogy 2030-ban vagy 2040-ben az európai országok villamosenergia-rendszerei elszigetelten működnének majd. A modellfejlesztés jelenlegi fázisa arra ad lehetőséget, hogy megnézzük, az egyes országok erőművi portfóliója mennyire képes kielégíteni saját nemzeti szükségleteit az év mind a 8760 órájában. Az országok közötti különbségek rávilágítanak a potenciális ellátási gyengeségekre és a tendenciákra. A létrehozott modellek és azok eredményei alapul szolgálnak egy jelenleg fejlesztés alatt álló, még fejlettebb modellhez, amelyet a PLEXOS modellkörnyezetben fejlesztünk. Ez a modell a határkeresztező kapacitásokat és a nemzeti villamosenergia-rendszerek közötti összeköttetéseket is le fogja írni, szintén órás felbontásban. Meggyőződésünk, hogy csak ilyen nagy időfelbontású modellek eredményei alapján lehet és kell megalapozott energiastratégiai döntéseket hozni.

A cikk mellékletében a kiinduló adatok táblázata is megtalálható, így ha valaki szeretné a szimulációkat saját eszközeivel megismételni, az adatok a folyóiratcikk weboldalán a „Supplementary data” fejezetben elérhetőek. A cikk teljes egészében nyilvános („full open access”), bárki letöltheti a megadott linken html, itt pedig pdf formában is.

A kutatás a Budapesti Műszaki és Gazdaságtudományi Egyetem (BME) Természettudományi Kar Nukleáris Technikai Intézetében készült, a kutatásban részt vevők a következők voltak: Aszódi Attila, Biró Bence, Adorján László, Dobos Ádám Csaba, Illés Gergely, Tóth Norbert Krisztián, Zagyi Dávid, Zsiborás Zalán Tas