Új naperőművek Magyarországon: túlkínálat és hiány is van egyszerre

Magyarország energiastratégiája hozzávetőlegesen további 4,5 GW naperőmű-kapacitás megépítését irányozza elő 2030-ig. Ilyen mértékű naperőmű fejlesztés kihívás és kockázat a befektetőknek, a finanszírozóknak és a rendszerüzemeltetőknek egyaránt. A kiegyenlítési költségek emelkedése mellett a 3. METÁR tenderen indulni szándékozóknak szembe kell nézniük a könnyen elérhető hálózati csatlakozási pontok számának csökkenésével is.

Magyarországon évente 2000-2500 órát süt a nap, ami az alacsony hozamkörnyezetben jó megtérüléssel kecsegteti a naperőmű beruházásokat, különösen akkor, ha azok támogatási forrásokhoz jutnak az aktuális METÁR tendereken. Csakhogy egy-egy ilyen projekt összeállításában és a METÁR tenderekben számos buktató létezik, amik megnehezítik az üzleti tervek és a pályázati dokumentációk összeállítását. Az első METÁR tenderen adminisztratív okokból bukott el az összes pályázó mintegy 30 százaléka. A pályázók sokat tanultak az ott elkövetett hibákból, mert a másodikon már csak a pályázatok 12,5 százaléka lett érvénytelen a MEKH adatközlése szerint, de ettől még most is igaz, hogy egy ilyen dokumentáció összeállítása egy felkészült csapatnak is több hetes munkát ad.

Egy megawatt kapacitású naperőmű telepítés költsége ma Magyarországon 0,7-1 millió euró körül van, vagyis a napenergia jelenleg inkább a nagybefektetők terepe.

Ez egyúttal azt is jelenti, hogy sok projektbe külső finanszírozást, banki forrásokat is be kell vonni, vagyis nemcsak a pályázati feltételeknek kell megfelelni, hanem a bankok kockázatkerülési hajlandóságát is le kell győznie a beruházóknak. Ezzel együtt a befektetés jó megtérüléssel kecsegtet, ha azzal számolunk, hogy egy megawatt kapacitás egy évben összesen 1100-1300 megawattórányi áramot termel a lokáció, a technológia és a konkrét időjárás függvényében.

Magyarországon a jelenlegi nagyságrendileg 2000, és a 2030-ra tervezett 6500 megawatt naperőmű kapacitás kiépítését, a szükséges forrásbevonást és nyereséges üzemeltetését azonban több tényező is veszélyezteti.

A külső forrás bevonása szempontjából az egyik kulcskérdés a naperőmű telepítésére szolgáló ingatlan kérdése,

mert ez alapvetően meghatározhatja a banki forrásokhoz való hozzáférést. A terület használata alapvetően 4 formában valósulhat meg. A beruházó lehet a terület tulajdonosa, időleges tulajdonosa, kaphat rá harmadik személytől, azaz a tulajdonostól biztosítékokat, de a tulajdonjog és a biztosítékok hiányában is megvalósulhat a beruházás.

A legtisztább ügy, a tulajdonjog szerzése, hiszen így a bank bejegyezhet zálogjogot a földre, vételi jogot köthet ki, vagy elidegenítési tilalmat jegyezhet be, sőt magán az eszközparkon is könnyebb a zálogjogot érvényesíteni, hiszen például egy bérleti jog esetén a bérbeadó előnyt élvez a hitelező bankkal szemben a bérleményen található eszközök elszállításában. Forráshoz jutás szempontjából ugyancsak jó megoldás az ideiglenes tulajdonjog, amikor a beruházó vételi vagy visszavásárlási jogot biztosít az eredeti tulajdonosnak az üzemidő végére. Ezzel a megoldással ráadásul néha árkedvezmény is elérhető a területszerzés folyamán. Nem ilyen egyszerű a helyzet, amikor a beruházó csak az üzembe helyezéskor, vagy valamely más időpontban válik a terület tulajdonosává, ilyenkor a projekt elején a terület nem ajánlható fel a banknak jelzálogként.

Előfordulnak olyan esetek is, amikor a tulajdonos a beruházó helyett nyújt biztosítékokat a banknak a finanszírozáshoz.

Ez alapvetően akkor állhat elő, amikor a tulajdonosnak ugyan szándékában áll a terület eladása a beruházónak, de a tulajdonosváltás valamilyen jogszabályba ütközik, például termőföld esetén. Ha a tulajdonos nem kíván megválni a területtől, és nem is ad biztosítékokat a banknak a beruházó helyett, akkor bérleti jog, haszonélvezeti, földhasználati jog, vagy ezek kombinációja jöhet szóba. Elképzelhető lenne, hogy a föld és a felépítmények tulajdonjoga elváljon egymástól, és a felépítmény önálló helyrajzi számot kapjon, ám jelenleg a naperőmű nem minősíthető épületnek, így erre nincs lehetőség.

Ugyancsak kockázati tényező a hálózati kapcsolat megtalálása vagy kiépítése. Ez nem feltétlenül a beruházó feladata, sokkal inkább a rendszerüzemeltetőé, de tény, hogy ma Magyarországon könnyűszerrel már kevés új erőmű csatlakoztatható a hálózatra, minden további beruházáshoz szükség van a mögöttes infrastruktúra fejlesztésére. A mögöttes hálózat azért fontos, mert annak áteresztő képessége szűk keresztmetszet lehet, amikor hétágról süt a nap, és az erőmű teljes kapacitáson termel. Ilyenkor széles áteresztő kapacitásra van igénye az erőműnek, amire eddig nem volt igény a rendszerben, ezért nem is elég erősek ehhez a hálózatok.

Képzeljük el, hogy autógyárat építünk. A beruházás természetes velejárója, hogy a szükséges bekötő utakat megépítjük, de az autópálya vagy a vasúti hálózat kiépítését nem vállalhatjuk magunkra, ehhez az állam együttműködése szükséges. Ilyen a villamos hálózatban a mögöttes infrastruktúra, aminek elkészültére az erőművet tervező befektető nem tud felelősséget vállalni, hiszen nincs igazán ráhatása az eseményekre. Ez késedelmet okozhat a beruházásban, ami önmagában is kedvezőtlenül befolyásolja a megtérülési számításokat, de kifuthatunk akár a vállalt határidőből is, ami komoly következményekkel járhat.

Ugyancsak komoly kockázat a kiegyenlítési mechanizmus üzemeltetése, ami egyértelműen a beruházó feladata.

A naperőmű üzemeltetőjével szemben a befogadó rendszerüzemeltetőnek az az elvárása, hogy előre pontosan becsülje meg a várható leadott energia mennyiségét. Az egyre pontosabb meteorológiai adatok ebben sokat segítenek, de a pontos becslés értelemszerűen lehetetlen és itt lép be a kiegyenlítés. Az üzemeltetőnek ugyanis gondoskodnia kell arról, hogy tényleg annyi áramot adjon le, amennyit ígért, ellenkező esetben a hálózat egyensúlya megbomolhat, és ez veszélyeztetné az ellátás biztonságát. Hogy ez milyen költséget jelenthet, ahhoz jó tudni, hogy egy kilowattóra energiáért 15-20 forintot fizet a befogadó, a kiegyenlítési mechanizmus üzemeltetése ebből akár 2-3 forintot – adott esetben az egész marzsot – is elvihet. A kérdésnek különös aktualitást ad, hogy az elmúlt hónapokban a kiegyenlítő energia költsége a korábbiak 3-5-szörösére emelkedett. Ha ez a költségszint fennmaradna, úgy a már megépült, és saját költségen kiegyenlítésre kötelezett erőművek megtérülése is veszélybe kerülne.

Ami az alkalmazott technológiát illeti, a beruházónak nagyon kell figyelnie a műszaki tartalomra, mert sokféle napelem létezik és ezek élettartama nagyon különböző lehet. Gyakran csábító az olcsóbb árajánlat, de ha ez azzal párosul, hogy a paneleket 5-10 éven belül cserélni kell, akkor a 20-30 évre tervezett naperőmű projektek megtérülése azonnal kérdőjelessé válik.

A piaci szereplők jelenleg már a harmadik METÁR tenderre készülnek, amely tender keretében évi 450 millió forint új támogatás osztható ki maximum 300 GWh áramtermelésre (a 0,3 – 1 MW közötti teljesítménykategóriában évi 50 GWh mennyiség osztható ki maximum évi 200 millió forint támogatási összeggel, a nagyobb kategóriában (20 MW kapacitásig) pedig évi 250 GWh megtermelt energia után adható összesen legfeljebb évi 250 millió forint támogatás). A projektek megvalósításának határideje változatlanul három év. A tenderre 2021. július 1-től 2021. július 30-ig nyújthatók be ajánlatok az április végén közzétett kiírási dokumentumban meghatározottak szerint. Ismerve azonban a korábbi tenderek eredményeit és a piaci viszonyokat, minden bizonnyal nagyon izgalmas és eseménydús második félév elé nézünk a naperőműberuházások piacán.

A cikk szerzője a KPMG Energetikai és Közüzemi szektorért felelős igazgatója és a KPMG Energetikai és Közüzemi szektor szenior tanácsadója.

Címlapkép: Getty Images