# Economics of Nuclear Fission Power Plants: LCOE Approach (Chapter ch10)

> **Könyv:** Nuclear Power: Technology, Geopolitics, and Economics (Springer, 2026)
> **Szerzők:** Alexander Wimmers, Leonard Göke, Claudia Kemfert, Fabian Präger
> **Eredeti oldalszám:** 267-286
> **Open access:** CC BY 4.0 (https://doi.org/10.1007/978-3-031-99894-2)
> **Wiki raw:** [books/ch10.md] szinkronizálva a könyv-feldolgozás során
> **Forrás:** [books/ch10.md] szinkronizálva a könyv-feldolgozás során

## Bevezetés és a fejezet célja

A 10. fejezet a nukleáris energiatermelés gazdasági elemzésének egyik legfontosabb módszertani kérdésével, a villamosenergia-kiegyenlített költség (Levelized Cost of Electricity, LCOE) alkalmazhatóságával foglalkozik. Alexander Wimmers, Leonard Göke, Claudia Kemfert és Fabian Präger a Berlini Műszaki Egyetem (TU Berlin), a DIW Berlin, az ETH Zürich és a Leuphana Egyetem kutatóiként a fejezetben három célt tűznek ki: egyrészt áttekintik a tényleges, a tervezett és a várható költségadatok közötti eltéréseket az atomerőművi technológiák esetében, másrészt megvizsgálják a nukleáris energia szerepét a megújuló alapú hibrid energiarendszerekben, harmadrészt rámutatnak az LCOE-metrika korlátaira.

A szerzők hangsúlyozzák, hogy a különböző energiatermelési technológiák gazdasági összehasonlítása rendkívül összetett, mert az eltérő szén-dioxid-kibocsátási profil, hulladékgazdálkodási költségek, rendszer-integrációs költségek, leszerelési költségek és ellátási láncok egyidejű kezelését igényli (Mai et al. 2021). Az LCOE ugyan hasznos benchmark, de nem veszi figyelembe a rugalmasság belső értékét, a nukleáris hulladék kezelésének költségeit, valamint az időjárásfüggő megújulókhoz való piaci integráció költségeit. A fejezet ezért kiegészítő költségmetrikákat is tárgyal, és kitekint az energiarendszer-modellezés irányába.

## Az LCOE-metrika és a számítás módszertana

Az LCOE az adott technológia által egy év alatt megtermelt villamos energia egy egységére (1 MWh) jutó átlagköltséget jelenti, és magában foglalja a tőkeköltséget (CAPEX), az üzemeltetési és karbantartási költséget (O&M), valamint a teljes terheléses üzemórák (FLH) által tükrözött rendelkezésre állást. A 10.1.1. szakaszban bemutatott két egyenlet közül a gyakorlatban leginkább az évesített formát használják (10.2. egyenlet), ahol a CAPEX egy konstans kamatlábbal (i) és az n éves várható élettartammal számított évesített beruházási kiadás, a rögzített O&M pedig a termeléstől független, míg a változó O&M (amely az üzemanyagköltséget is tartalmazza) a termelési volumennel arányos.

A nukleáris energiatermelés sajátossága, hogy a teljes projektköltség mintegy 80%-át a tőkeköltségek teszik ki. Ebből kifolyólag a tőkeköltségeket általában úgynevezett egyszerűsített, egy nap alatt megvalósítható beruházási költségként (overnight construction cost, OCC) adják meg, amely nem tartalmazza a tőke költségét, de az építési idő (t) alatt felhalmozódó kamatköltséget (interest during construction, IDC) a 10.3. egyenlet szerint súlyozott átlagos tőkeköltséggel (WACC) kell kiszámítani. A nukleáris projektek esetén a WACC jellemzően 5% és 10% között mozog, tükrözve a hitelezés kockázatát (Polzin et al. 2021). Az OCC és az IDC együttesen adják a teljes építési költséget (TCC).

A 10.1. ábra a nukleáris erőmű stilizált költség- és bevételi szerkezetét mutatja: az építési szakaszban csak költségek merülnek fel, az üzemeltetés során bevételek is keletkeznek, majd a 60-100. év táján a leszerelés és a bezárás költségei dominálnak. A szerzők kiemelik, hogy az építési idő alatt a beruházás nem termel bevételt, ezért minden egyes év építési idő jelentősen növeli a tőkeköltséget.

## Tanulási görbék és a méretgazdaságosság kérdése

A 10.1.2. szakasz a technológiai tanulás és a méretgazdaságosság szerepét tárgyalja. Az IEA, NEA és OECD 2020-as jelentése gyakran közöl úgynevezett n-edik darab (Nth-of-a-Kind, NOAK) költségeket, amelyek feltételezik, hogy az ismétlődő gyártási folyamatok tanulási hatásokat generálnak, és a sorozatgyártás révén csökkennek az egységköltségek. Az első darab (First-of-a-Kind, FOAK) költségek ezzel szemben jóval magasabbak. A NOAK-költségek a 10.4. egyenlet szerint számíthatók, ahol x a tanulási ráta, d pedig a termelési volumen duplázódásainak száma. A nukleáris projektek esetén a tanulási rátákat 2% és 15% közé teszik (Stewart és Shirvan 2022), de a francia flotta esetében negatív tanulási rátát is megfigyeltek (Grubler 2010).

A kisméretű moduláris reaktorok (SMR) esetében a méretgazdaságosság (economies of scale) hiánya komoly hátrányt jelent, mivel a fő költségtényezők (OCC, OPEX, anyag- és személyi költségek) nem lineárisan skálázódnak a teljesítménnyel. A 10.5. egyenlet ezt a méretből fakadó költségbüntetést fejezi ki, ahol b a skálázási paraméter. A SMR-proponensek a modularizációból és a tömeggyártásból származó tanulási hatásokkal kívánják ezt a hátrányt kiküszöbölni. A 10.3. ábra Böse et al. (2024) alapján azt mutatja, hogy egy 225 MWe-es SMR-modulnak hányszoros termelési volument kell elérnie ahhoz, hogy az egységköltsége (per kW) alacsonyabb legyen, mint egy 1100 MWe-es LWR-é (amelynek OCC-jét 6000 USD2018/kW-ra, b-t pedig 0,55-re teszik). 6%-os tanulási ráta mellett körülbelül 3000 SMR-modul (d≈11,55) megépítésére lenne szükség.

A szerzők rámutatnak, hogy a sorozatgyártás beindításához szükséges minimális darabszám bizonytalan, de a becslések szerint tíz-száz darab SMR-re volna szükség. A piaci kereslet korlátos, a ténylegesen aláírt szerződések száma alacsony (Schneider et al. 2024). A kanadai off-grid telephelyek ígéretes piacot jelenthetnének, de a becsült 600 MWe-os potenciál nem elegendő a gyártókapacitás kiépítéséhez, és ezeken a helyszíneken a megújulók is versenyképesek (Böse et al. 2024).

## További költségmetrikák: LVOE, NVOE, NVOC és rendszer-LCOE

A 10.1.3. szakasz a 10.1. táblázatban foglalja össze az alternatív költségmetrikákat. A kiegyenlített villamosenergia-érték (Levelized Value of Electricity, LVOE) az eszköz által megtermelt villamos energia rendszerbeli értékét méri, figyelembe véve, hogy a villamos energia értéke napszaktól és évszaktól függően változik. A nettó villamosenergia-érték (Net Value of Electricity, NVOE) az LCOE és az LVOE különbsége, és átfogó (comprehensive) metrikaként jelzi, hogy a rendszer értéke meghaladja-e a költségeket. A nettó kapacitásérték (Net Value of Capacity, NVOC) az éves rendszerérték és az évesített költségek különbségét osztja a beépített kapacitással. A rendszer-LCOE (System LCOE) az NVOE negatív értéke, korrigálva egy tetszőlegesen választott benchmarkárral, és célja az integrációs költségek (pl. akkumulátorok) számszerűsítése. Végül az úgynevezett rendszer-jövedelmezőségi metrikák (system profitability metrics) dimenziómentes hányadosok, mint a rendszer haszon-költség arány, a rendszer megtérülési ráta és a rendszer nyereségráta. Ezek a metrikák egységes pénzbeli alapra helyezik a különböző technológiák által nyújtott eltérő szolgáltatásokat.

## A fényesvízi reaktorok (LWR) költségei: tervezett és tényleges adatok

A 10.2.1. szakasz Göke et al. (2025) nyomán rávilágít, hogy az OECD-országokban az LWR-ek tervezett OCC-értékei és a tényleges projektköltségek között jelentős eltérés van. A 10.5. ábra szerint a tényleges projektek átlaga 9038 USD2018/kW, míg a tervezett értékek átlaga csupán 5144 USD2018/kW. A legfontosabb konkrét projektek, amelyek mindegyike jelentős késedelmet és költségnövekedést szenvedett el: az Olkiluoto-3 (Finnország), a Vogtle (Georgia, USA) és a Flamanville-3 (Franciaország). Ezek a projektek rávilágítanak arra, hogy a nemzetközi szervezetek és folyóirat-tanulmányok jövőbeli projektekre vonatkozóan továbbra is alacsonyabb költségekkel számolnak, ami túlbecsüli a jövőbeli LWR-kapacitásokat és a nukleáris energiának a dekarbonizációban betöltött szerepét.

Göke et al. (2025) megállapítják, hogy az LWR-ek versenyképességéhez egy jövőbeli európai energiarendszerben az OCC-t 5000 USD/kW alá kellene csökkenteni, olyan költségszintre, amelyet eddig sem Európában, sem az Egyesült Államokban nem figyeltek meg. Az elemzés nukleár-barát feltételekkel dolgozik (90%-os kapacitáskihasználás, teljes rugalmasság), és még így is azt találja, hogy a teljes rendszerköltség minden megújulókra épülő forgatókönyvben alacsonyabb az atomerőmű-kapacitásbővítés magas tőkeköltsége miatt.

## Az úgynevezett új reaktorkoncepciók (SNR) költségei

A 10.2.2. szakasz az SNR-kategóriába tartozó reaktortípusokat tárgyalja: a nátrium-hűtésű és ólom-hűtésű gyorsneutron-reaktorokat (SFR és LFR), a kisméretű, 300 MWe alatti LWR-alapú SMR-eket, a magas hőmérsékletű reaktorokat (HTR), az olvasztott sóreaktorokat (MSR) és egyéb egzotikusabb koncepciókat. A szerzők hangsúlyozzák, hogy ezen reaktorok egyike sem épült meg ténylegesen, és a legtöbb még évekre van a kereskedelmi hasznosítástól.

A Wimmers et al. (2024) irodalmi áttekintése alapján az FOAK-költségek átlaga SFR-ekre 9511 USD2019/kW, HTR-ekre 9439 USD2019/kW, míg a nagy kapacitású LWR-ekre optimistábban 5622 USD2019/kW. A NOAK-költségek a nagy LWR-ekre 4934 USD2019/kW-ra csökkennek, míg a többi technológia esetében a feltételezett tanulási hatások drasztikusabb NOAK-csökkenést jeleznek. A 10.6. és 10.7. ábrák szerint az elmúlt évtizedben megnőtt a publikált költségprojekciók száma, de egyetlen, az 1990-es évek elején publikált koncepciót sem sikerült kereskedelmi forgalomba hozni.

A szerzők megállapítják, hogy az SNR-ek az FOAK-költségek átlagos szintjén egyetlen technológia esetében sem versenyképesek a megújulókkal. Csak jelentős költségcsökkentés mellett válhatnak versenyképessé a HTR-ek és SFR-ek, elsősorban a magas hőmérsékletű ipari hő előállításában, ahol az alacsony szén-dioxid-kibocsátású hidrogén a fő versenytárs (amely szintén drága). Ehhez azonban egy adott technológián belül egyetlen tervre kellene szorítani az építkezést, figyelmen kívül kellene hagyni a hulladék- és leszerelési költségeket, 90%-os átlagos rendelkezésre állást kellene garantálni, és korlátozni kellene a nukleáris létesítmények iránti társadalmi ellenállást.

## A nukleáris energia integrációjának kihívásai a megújulókra épülő rendszerekben

A 10.3. szakasz Präger et al. (2024) munkájára épít, és azt vizsgálja, hogy a nukleáris energia milyen szerepet tölthet be a változó megújuló forrásokra (nap- és szélenergia) épülő energiarendszerekben. A hagyományos nukleáris üzemeltetési modell az úgynevezett alapterhelés (baseload) termelés, amelyet must-run kényszerek jellemeznek: a volt német atomerőmű-flottát, amelyet a világ leginkább rugalmasnak tartottak, a nyomottvizes reaktoroknál (PWR) 20-50%, a forralóvizes reaktoroknál (BWR) 60% must-run szint jellemezte (Grünwald és Caviezel 2017). Ezt a modellt a változó megújulók előretörése egy rugalmas, keresletkövető modellel váltja fel (Hodge et al. 2020).

Az újabb reaktortervek technikailag jobb terheléskövetési képességekkel rendelkeznek (Jenkins et al. 2018), de a meglévő flotta gazdasági, műszaki és biztonsági megfontolások miatt jellemzően folyamatos alapterhelésként üzemel. Duan et al. (2022) szerint a rugalmas nukleáris termelés hőtárolók és a hagyományos alapterhelésű erőmű három-négyszeres gőzturbina-kapacitásának beépítésével valósítható meg, ha az éves teljes terheléses órákat 8000-ről 2000-re csökkentik. Ez rontja az új atomerőművek gazdaságosságát, és a hőtárolók rugalmassága csak néhány napra korlátozódik, ami nem elegendő a szezonális kiegyenlítésre. Ezzel szemben a víztározós vízerőművek, a bioenergia-erőművek és a szezonális hidrogén- vagy metántárolás hatékonyabban kezelik a szezonális ingadozásokat (Bogdanov et al. 2019).

A magas megújuló-arányú rendszerek a teljes energiarendszert lefedik (áram, hő, közlekedés, ipar), és ez a szektorkapcsolás (sector coupling) további rugalmasságot biztosít (Breyer et al. 2022). Az intelligens elektromosjármű-töltés és a vehicle-to-grid koncepciók akár egy hetes időtávon is olcsóbb rugalmasságot kínálnak (Taljegard et al. 2019), ami csökkenti a rugalmas nukleáris termelés értékét. Bár egyes szerzők (Sepulveda et al. 2018) a folyamatos alapterhelést a nukleáris energia egyedi előnyének tartják, a változó megújulók tárolási megoldásokkal kombinálva olcsóbban képesek alapterhelés-szerű profilt nyújtani (Fasihi és Breyer 2020; Lazard 2021). A BloombergNEF 2025-ös adatai szerint egyes régiókban az új megújulók már a fosszilis erőművek működési határköltségénél is olcsóbbak, nemhogy a nukleárisnál.

A 10.3.2. szakasz a kompatibilitási problémát tárgyalja: a nukleáris és a megújulók termelési profiljának konvergenciája miatt a kettő integrációja nehézkes. A kumulált megújuló termelési spektrum a terhelési görbe minden tartományát lefedi, az alapterheléstől a csúcsterhelésig. Egy nukleáris dominanciájú rendszerben a megújulókat folyamatosan korlátozni kellene, ami megszüntetné azok gazdasági és rendszerhatékonysági potenciálját. Ezzel szemben egy megújulókra épülő rendszerben az alapterhelési igény gyakorlatilag megszűnik (Breyer et al. 2022), és a nukleáris erőművek integrálása komoly gazdasági és műszaki hátrányokkal járna. A nukleáris energia bővítése a fosszilis-nukleáris és a megújulók kettős rendszerét hozná létre, ami megerősíti az alaptermelési logika lock-in-hatását (REN21 2017). Emellett a nukleáris és a 100%-os megújuló forgatókönyv egyaránt állami támogatást és közfinanszírozást igényel, így a két út nem egymást erősíti, hanem versenyez egymással.

## Összegzés

A fejezet négy legfontosabb tudományos hozzájárulása:

1. **Az LCOE-metrika kritikai újraértékelése** — A szerzők rámutatnak, hogy a kiegyenlített villamosenergia-költség önmagában nem elegendő a technológiák összehasonlítására, mert nem tartalmazza a rugalmasság, a hulladékgazdálkodás, a leszerelés és a piaci integráció költségeit. A kiegészítő metrikák (LVOE, NVOE, NVOC, rendszer-LCOE) együttes alkalmazása ad reálisabb képet.

2. **A tervezett és tényleges költségek közötti szakadék számszerűsítése** — Az OECD-országok LWR-projektjeinél a tényleges OCC átlaga 9038 USD2018/kW, míg a tervezett értékek átlaga 5144 USD2018/kW, ami 76%-os túlbecslést jelent a modellekben. A versenyképességhez 5000 USD/kW alatti OCC-re lenne szükség, amelyet eddig egyetlen nyugati projekt sem ért el.

3. **Az SNR-ek és SMR-ek korlátai** — A gyorsneutron-reaktorok és a magas hőmérsékletű reaktorok FOAK-értékei 9000 USD2019/kW felettiek, és a NOAK-költségek sem versenyképesek. A SMR-ek méretgazdaságossági hátrányát csak körülbelül 3000 modul legyártásával lehetne kiegyenlíteni, ami irreális piaci feltételeket igényelne.

4. **A rendszer-integrációs probléma** — A nukleáris erőművek alapterhelési modellje inkompatibilis a változó megújulókra épülő rendszerekkel, és a rugalmas üzemeltetés 3-4x gőzturbina-kapacitást és hőtárolót igényelne, ami rontja a gazdaságosságot. A must-run kényszerek, a korlátozott terheléskövetés és a piaci értékvesztés tovább csökkentik a nukleáris energia rendszerbeli értékét.

A fejezet fő üzenete: a nukleáris energia a kereskedelmi felhasználás hét évtizede alatt sem vált versenyképes villamosenergia-termelő technológiává, és a jelenlegi költségprojekciók, mind a nagy LWR-ek, mind az SMR/SNR-koncepciók esetében, rendszeresen túlbecsülik a jövőbeli költségcsökkentési potenciált. A megújulók és a tárolási technológiák fejlődésével a nukleáris energia szerepe a dekarbonizált jövőben erősen kérdéses, és a pontosabb költségelemzéshez a leszerelési, hulladékgazdálkodási, proliferációs és biztosítási költségeket is figyelembe kell venni. E költségek beépítésével a nukleáris energia még a jelenlegi LCOE-becsléseknél is drágábbnak bizonyulna, ami magyarázza, hogy a beruházók körében az állami tulajdonú szereplők (pl. az orosz Rosatom) dominálnak.

## Forrás

Wimmers, A., Böse, F., Kemfert, C., & von Hirschhausen, C. (Eds.). (2026). *Nuclear Power: Technology, Geopolitics, and Economics* (Studies in Energy, Resource and Environmental Economics). Springer Nature. ISBN 978-3-031-99893-5. https://doi.org/10.1007/978-3-031-99894-2

Chapter ch10: Economics of Nuclear Fission Power Plants: LCOE Approach. In: *Nuclear Power*. Authors: Alexander Wimmers, Leonard Göke, Claudia Kemfert, Fabian Präger. Open access (CC BY 4.0). Eredeti oldalszám: 267-286.