Áramvita: Szükség volt az erőművek hosszú távú szerződéseire

A hosszú távú áramvásárlási szerződésekkel kapcsolatban nemrég vizsgálatot indított az Európai Bizottság. Mint az energetikai privatizáció egykori „karmestere” hogyan látja, szükség volt-e ezeknek a garantált nyereséget hozó szerződéseknek a megkötésére?
A kérdés megértéséhez vissza kell mennünk a kilencvenes évek közepéig. A villamosenergia-ipar magánosítása idején minden árelem hatóságilag szabályozott volt. Bonyolította a helyzetet az is, hogy a villamosenergia-ellátás sajátosságaiból, az áramellátás biztonságának követelményéből fakadóan az áramot csak az egyetlen nagykereskedőnek, a Magyar Villamos Műveknek lehetett eladni, szabott áron. Ezek komoly kockázati tényezőknek számítottak. Ahhoz viszont, hogy egy energetikai befektető idejöjjön, s részt vegyen mondjuk az erőművi privatizációban, tudnia kell, hogy a befektetésre, a korszerűsítésekre szánt pénze miként térül meg, mekkora nyereségre számíthat. Ezt a kérdést az akkori szabályozási környezet mellett úgy lehetett megoldani, hogy egy árképletet alkalmaztak, és rögzítették a kiinduló árat, így megszabták a nyereséget is. Mindezt hosszú távú szerződésbe foglalták – ez persze nem magyar sajátosság, erre másutt is van példa szerte Európában. A hosszú távú szerződések nélkül eladhatatlanok lettek volna az erőműtársaságok. Gondolja el, ha egyik nap megveszi az erőművet és a nagykereskedő másnap azt mondja, hogy nem kell neki az áram, akkor a befektetése elvész. Ezt senki sem kockáztathatta meg. A privatizációs szerződésekben a kormány az említett árképletbe építve nyolcszázalékos korrigált, sajáttőke-arányos profitot garantált, s ez az akkori tőkepiaci környezetben kifejezetten visszafogott volt, hiszen visszanézve az akkori szokásos megtérüléseket, messze húsz százalék feletti értékkel is találkozhatunk. Más kérdés, hogy 2000-ben az árszabályozás módosításával, a korábbi megtérülési ráta átalakult kilenc százalék feletti eszközarányos nyereséggé, s ezzel tulajdonképpen megduplázódott a profit, ez épült be akkor a szabályozásba.
Más technikával nem lehetett volna megnyerni a befektetőket?
A privatizáció nemzetközi sztenderdek alapján zajlott, a parlament döntése alapján. A 480 milliárd forintos privatizációs bevétel döntően hozzájárult az ország pénzügyi stabilitásának megtartásához. Nem is szólva arról, hogy nemzetközileg elismert energetikai cégek telepedtek meg Magyarországon, s hajtottak végre jelentős környezetvédelmi beruházásokat, elősegítve ezzel az ország uniós csatlakozását.
Az is igaz viszont másfelől, hogy zöldmezős beruházásban alig épül nagy új áramtermelő…
Nemzetközi tapasztalat, hogy saját kockázatra senki nem épít erőművet. Legfeljebb, ha vertikálisan integrált vállalatcsoportról van szó, vagy ha bezárás előtt álló erőművet akarnak újjal pótolni. Saját tőkéből általában nem épül áramtermelő, ám ha kell hozzá hitel – és ez szinte mindig így van –, akkor üzleti tervet is fel kell tudni mutatni a bank részére. Egy erőmű, ne feledjük, negyven évre épül, a bank szemszögéből viszont csak öt-tíz év számít belátható időtávnak, afelett a kockázat hatványozottan nő. Márpedig, ha az erőművi befektető nem tud olyan papírt felmutatni, hogy az áramot tíz év elteltével is átveszik tőle, akkor ajtót mutatnak neki a bankban. De van itt más probléma is: a tervezhetőség. A világpiaci olajár és a hozzá köthető gázár nehezen prognosztizálható. Ki számolt volna például két éve hetvendolláros olajárral? Egy gázturbinás erőműnél a változó költségek teszik ki a költségek 60 százalékát, ez viszont beszerzésiár-függő. Jósolni nagyon nehéz, a kockázatok nagyok. A hazai tapasztalatokra visszatérve: a hosszú távú szerződések azért is elengedhetetlenek, mert azok nélkül a befektetők nem lépték volna meg a műszakilag indokolt fejlesztéseket. Az ellátásbiztonság oldaláról nézve szintén a szerződések kulcsszerepét tapasztaltuk: a hosszú távú szerződések tartották egyben a 2003-as árampiaci liberalizációig, de részben azután is a hazai áramellátást, ezek révén tudtuk a rendszer centrumában lévő nagykereskedőként a termelői és fogyasztói oldalt egyensúlyban tartani.
A jelenlegi környezetben mit tehet az állam, hogy a villamosenergia-rendszer hosszú távú működését biztosítsa?
Az állam húsz-harminc évre szóló energiastratégia kialakításával megszabhatja a fejlődés irányait, s ennek végrehajtásához befektetőbarát környezetet, kiszámítható szabályozást kell teremtenie. Ezt kéri tagállamaitól az OECD is. El kell dönteni, hogy mit gondol az ország a szénről, a nukleáris vagy a megújuló energiaforrásokról, s ezek figyelembevételével kell meghatározni a legfontosabb feladatokat. Nagy rendszerekben, régiókban kell gondolkodni, amikor energiapolitikáról beszélünk. Annál is inkább, mert az erőművek is a villamoshálózatok révén nagy, összefüggő rendszerek részei, nem öt perc alatt építhetők fel. És még egy szempont: meg kell találni az optimális megoldást, hogy az energiafüggőség kezelhető legyen. Illeszkedni kell a régió lehetőségeihez. Távolabbra tekinteni nincs sok értelme, hiszen a villamos energiának nincsen világpiaci ára, mert az egyes régiók pozíciói alapvetően különbözők. A régiós árat legalább négy tényező határozza meg: a helyben megtalálható primer energiahordozók mennyisége és jellege, a helyi erőműpark összetétele, a régió határmetsző villamos-távvezetéki kapacitása, illetve ennek révén a pótlólagos beszerzési források elérhetősége. A negyedik meghatározó tényező a reguláció, a jogi-szabályozási környezet. Mindebből is látszik, hogy egy-egy régió nem ugyanolyan árat hoz ki. Ha megfeszülünk, sem tudjuk árban felvenni a versenyt mondjuk Norvégiával vagy Svédországgal, ahol az állandóan és olcsón rendelkezésre álló vízenergia részaránya 70 százalékos az áramtermelésben, s olyanok az időjárási viszonyok, hogy a szélerőművek rotorjai háromszor annyi ideig forognak egy évben, mint nálunk. Ezért az ilyen árösszevetések csalókák, nem vezetnek eredményre.
Legalább Paks olcsón termel…
Ez a szerencsénk. Meg az, hogy az atomerőművi blokkok üzemidő-hoszszabbításának lehetősége adott, azt a parlament óriási többséggel szavazta meg. Így ennek az ország biztonságát szolgáló döntésnek nincs alternatívája. A négy blokk kétezer megawatt összteljesítménnyel folyamatosan termel majd, egészen a 2032 és 2037 közötti időszakig. Fontos szempont: Paks saját erőből ki tudja gazdálkodni a fejlesztéshez szükséges milliárdokat, a költségvetést ez a tétel nem sújtja, miközben a tulajdonos részére folyamatosan nyereséget termel. Mindemellett, ha a lakosságot és az ipart a távolabbi jövőben is olcsó árammal akarjuk kiszolgálni, akkor még két új, ezer-ezer megawattos blokkot fel kell építeni Pakson. Ezzel egyben Magyarország régióban játszott szerepe is jelentősen felértékelődne.
Meddig marad üzemben a vértesi erőmű? Versenyképessé lehet-e tenni az elsiratott szénbányászatot?
A legfontosabb változás, hogy átveszszük a részvényeket a kincstártól és az ÁPV Rt.-től, így teljes egészében egy kézbe kerül a társaság. Ezután megpróbálunk olyan utat felvázolni, amely a befektetők számára is vonzó lehet. Ami a versenyképességet illeti: a márkushegyi szén túl drága, kitermelése támogatást igényel. Ezt szolgálja az új, tervezett szénfillérrendszer, ami egy EU-konform támogatási forma, és emiatt is feltétlenül szükséges a bevezetése. Ma ugyanis a kötelező átvétel rendszerén keresztül valósul meg a támogatás. Jelenleg ezt miniszteri rendelet írja elő számunkra, s ez tizenegymilliárd forintos szubvenciót jelent a bányászatnak, amit az MVM fizet meg. Az EU-konform megoldással megszűnik a kötelező átvétel, az árba beépülő szénfillér révén viszont a vértesi erőmű is hozzájut a talpon maradásához szükséges forráshoz. Az ellátásbiztonságra épülő magyarországi villamosenergia-rendszerben ennek az erőműnek is megvan a maga helye, s természetes, hogy ennek a költségei is megjelennek az árakban.
A megújuló energiaforrásokból az MVM melyikben lát fantáziát?
Például a vízenergia hasznosításában. Egy a rendszerszabályozást segítő tározós vízerőmű építése szükséges, ennek megvalósíthatóságát jelenleg a Felső-Tisza mellékfolyóin, Ukrajnában vizsgáljuk. A biomassza felhasználásában Magyarországon robbanásszerű fejlődés volt az utóbbi években, ez kedvező folyamat. Mi is foglalkozunk a gondolattal, hogy a vértesi erőmű egyik telephelyén a gazdaságtalanná vált széntüzelést biomassza-tüzeléssel váltsuk ki.
Úgy tűnik, egy időre lekerült a napirendről az MVM privatizációja, így tervezhetőbb lesz a jövő.
A parlament a nyáron nagy többséggel döntött arról, hogy az MVM csoport Pakssal, a rendszerirányító Mavirral, a távvezeték-hálózatot üzemeltető Ovittal együtt tartós állami tulajdonban maradjon. Az államigazgatási döntések alapján megalkotott üzleti stratégiánk lényege, hogy az MVM erős, vertikálisan integrált nemzeti villamosenergetikai társaságcsoporttá fejlődjön olyan stratégiai holdingirányítás mellett, ahol a holdingban nincs engedélyezési tevékenység. Ezért a villamos energia nagykereskedelmét és a nagyfeszültségű hálózathoz kapcsolódó átviteli feladatkört is leányvállalatokba szervezzük – ez utóbbit az EU-s gyakorlatnak és a vonatkozó államigazgatási döntéseknek megfelelően egyben integráljuk a rendszerirányító társaságba. Négy-öt éven belül a társaságcsoport piaci értékét két-háromszorosára növeljük, például azáltal, hogy a határokon kívül, a régióban is pozíciókat keresünk. A lényeg, hogy erős, regionális szereplővé váljon a nemzeti villamostársaság-csoport. A szomszédos országokban szeretnénk erős pozíciókat kiépíteni akvizíciók, az ottani privatizációban való részvétel révén. Az a célunk, hogy az ország kedvező földrajzi fekvését kihasználva a közös európai villamosenergia-rendszer és a nemrégiben csatlakozott déli, délkelet-európai államok közötti kapcsolatot erősítsük, ezzel is növelve a magyar energiarendszer regionális szerepét.