Így jut 20 évig fix áron zöldenergiához az ország egyik legnagyobb iparvállalata

Az E.ON a Bosch maklári telephelyén egy közel 4 MW beépített teljesítményű napelemparkot épít, amely PPA konstrukció keretében legalább 20 évig zöldárammal látja el a vállalatot. Milyen üzleti területeken működik ma az E.ON és hol helyezkedik el ebben a projektet megvalósító üzletág?

Csoportszinten a tevékenységünk három pilléren áll. Az első a villamosenergia- és földgázelosztó hálózatok üzemeltetése, fejlesztése, csatlakozások engedélyezése és kiépítése, az egész mérési-infrastruktúra menedzselése. Itt most a digitalizáció és az okoshálózati (smart grid) fejlesztések vannak fókuszban. A második pillér a villamosenergia- és földgáz-kereskedelem, amelyben Magyarországon a B2B szegmensre koncentrálunk. A harmadik pillér a megoldásértékesítési üzletág, amely mindazon lakossági és vállalati energetikai szolgáltatásokat foglalja magában, amelyek nem „klasszikus commodity”-nek (villamos energia, földgáz) minősülnek: helyszíni megújuló termelés (jellemzően napelem), akkumulátoros energiatárolás, rugalmassági megoldások, és energiahatékonysági projektek akár E.ON beruházásban.

A Bosch csoport hatvani gyárában már befejezési szakaszban van egy, a maklárihoz hasonló on-site PPA projekt. Milyen régre nyúlik vissza a két vállalat együttműködése?

A kapcsolat 2021-re nyúlik vissza, amikor a Bosch hatvani telephelyére aláírtunk egy szándéknyilatkozatot helyszíni naperőműben megtermelt villamosenergia szállítás megvalósítására. Ebből mára egy több mint 4 MW kapacitású on-site erőmű lett, a kivitelezés folyamatban van, hamarosan át is fogjuk adni. A most megszületett megállapodás a maklári telephely zöld forrásból történő energia ellátására vonatkozik, szintén közel 4 MW beépített teljesítménnyel.

Mit takar pontosan az on-site PPA (helyszíni hosszú távú energiavásárlási szerződés) konstrukció? Milyen előnyök származhatnak belőle?

Az on-site PPA lényege, hogy az erőmű az ügyfél telephelyén – vagy annak közelében – épül meg, olyan módon, hogy az E.ON finanszírozza a beruházást, tulajdonolja és teljes körűen menedzseli az erőművet: tervezés, engedélyezés, kivitelezés, üzemeltetés és karbantartás egy kézben összpontosul. A vevő nem az eszközt bérli, hanem a helyben megtermelt villamosenergiát vásárolja meg hosszú távú – tipikusan 15–20 éves – szerződés keretében, forint vagy euró alapon rögzített árképzéssel. Műszakilag visszwatt-védett rendszerként alakítjuk ki, tehát normál üzemben nem táplál a közcélú hálózatra; az energiát azonnal helyben használja fel a gyár. Pénzügyi és tarifális szempontból ez azért fontos, mert

a lokálisan elfogyasztott mennyiség után az ügyfél nem fizet hálózati rendszerhasználati díjat, az így kalkulált villamosenergia ár versenyképes a hálózatról vételezett energia árával.

Bizonyos esetekben kedvezőbb is, a lényeg azonban a kiszámíthatóság. A vállalat be tud építeni a pénzügyi tervébe egy fix árú zöldenergia-komponenst, és ettől a villamosenergia-ár volatilitásnak való kitettsége csökken.

A konstrukció az ügyfél oldaláról CAPEX-mentes: a tőkéjét nem köti le infrastruktúrában, azt az üzletfejlesztésre, más beruházásokra fordíthatja. Emellett a kockázatallokáció szempontjából is kedvező: a projektmenedzsment, engedélyezések, műszaki és rendelkezésre állási kockázatok többsége az E.ON-nál marad. A 20 éves időhorizont ugyan hosszú elköteleződés, de rugalmas opciókkal kezeljük – például szerződéses kilépési mechanizmusokkal –, ami egy esetleges telephely-átstrukturálásnál is segít elkerülni a „beragadt” eszközproblémákat.

Térjünk rá a műszaki részletekre. Milyen technológiát választottak, és mit jelent ez a termelési profilban? Tartalmaz-e a projekt akkumulátoros energiatárolót?

A maklári Bosch-projektben egytengelyes, kelet–nyugat irányú követőrendszerrel dolgozunk. Ez a fix döntésű rendszerekhez képest szélesebb időablakban „fogja meg” a napsugárzást, így a reggeli és kora esti órákban is nagyobb hatékonysággal működik, a napi termelési görbe laposabb, a termelési csúcs pedig kevésbé kiugró. A fajlagos hozamot – telephelyi adottságoktól, árnyékolástól, modul- és inverter-választástól függően – minden esetben egyedi szimulációval tervezzük;

a lényeg az, hogy a termelési profil minél jobban illeszkedjen a gyár tényleges fogyasztási menetrendjéhez.

A hosszú távú üzemre vonatkozóan a panelteljesítmény természetes degradációjával számolunk; ez egy iparági tény, évi kismértékű (tipikusan fél százalék körüli) kapacitásvesztést jelent. Ennek megfelelően építjük fel a teljesítménygaranciákat, a karbantartási tervet és a pénzügyi modell görbéit. Meghibásodásokra, modul- vagy invertercserékre tartunk tartalékot és SLA-szintű (szolgáltatási szint megállapodás szerinti) reakcióidőt.

A maklári és hatvani projektekben jelenleg nincs beépített energiatároló kapacitás. Nem zártuk ki, hogy a jövőben – akár bővítésként – integráljuk, de ez mindig egyedi gazdasági döntés. A mai eszközárak mellett ipari méretű energiatároló projektekről eseti alapon, komoly költség-haszon elemzéssel érdemes dönteni.

A naperőmű termelése mekkora arányt képvisel a telephely teljes fogyasztásához képest, és hogyan illeszkedik ez a vállalat energiaellátási stratégiájába?

A maklári telephelyen az on-site naperőmű éves szinten hozzávetőleg a fogyasztás 20 százalékát fedezi. Ez összhangban van az ipari helyszíneken tipikusan érvényesülő háromműszakos terhelési profillal: nappal erős önfogyasztást biztosít a PV, az éjszakai órákban pedig a hálózatról történik a vételezés. A PPA alapon biztosított energia a vállalat energiaellátási mixének stabil, zöld komponense, a fennmaradó mennyiséget a vállalat a „klasszikus” B2B kereskedelmi szerződésein keresztül szerzi be. A döntéshozatali folyamat is eltér: míg villamosenergia-beszerzésnél gyakori az éves vagy kétéves tenderciklus, a 20 évre szóló PPA központi – az anyavállalatot is bevonó – jóváhagyást igényel.

Nemcsak telephelyi, hanem off-site PPA szerződések keretében is lehet dedikált forrásból zöldáramot biztosítani az ügyfelek számára. Létezik az E.ON kínálatában ilyen megoldás?

Igen, létezik. Az off-site PPA-k esetében az erőmű nem az ügyfél telephelyén van, a termelő a közcélú hálózatra táplál, és az elszámolás pénzügyi-fizikai hibrid modellben történik. Ilyenkor a teljes ellátási mixet együtt tervezzük a kereskedelmi kollégákkal és természetesen az ügyféllel: a zöld komponenseket – származási garanciával (GO) igazolt, dedikált forrásból származó zöldáramot – és a fosszilis forrásból származó áramot úgy kombináljuk, hogy az ügyfél kockázati profilja és fenntarthatósági céljai is teljesüljenek. Off-site modellnél értelemszerűen a rendszerhasználati díj beépül a végárba, ugyanakkor nagyobb léptékű kapacitások és portfóliószintű optimalizáció érhető el, az ESG célok megvalósításáról nem is beszélve.

Az Energiahatékonysági Kötelezettségi Rendszerben (EKR) az E.ON kötelezettnek számít, vagyis igazolhatóan energiahatékonysági projekteket kell megvalósítania az ügyfelei közreműködésével. A maklári vagy hatvani projekt releváns ebből a szempontból? Jellemzően hogyan teljesíti a vállalatcsoport a kötelezettségeit?

Az EKR-ben kötelezett piaci szereplők számára a kimutatható energia-megtakarítások számítanak. Az on-site energiatermelés alapvetően zöldítés – villamosenergia-előállítás dekarbonizációja –, azaz nem klasszikus fogyasztás megtakarítás, ezért önmagában nem EKR-elszámolási tétel. Amikor viszont energiahatékonysági beavatkozásról beszélünk – például világításkorszerűsítés, sűrített levegős rendszerek optimalizálása, frekvenciaváltós hajtások –, ott mérhető és auditálható megtakarítás keletkezik, amely EKR-releváns lehet.

Milyen más ipari szereplőknél futnak hasonló on-site solar PPA projektek?

A megoldásértékesítési üzletágunk portfóliójában több ipari ügyféllel dolgozunk hasonló konstrukcióban. Név szerint említhetem például az AGC Glass Hungaryt, amely jelentős autóipari üveg-beszállító, a Schneider Electric dunavecsei okosgyárát és zalaegerszegi telephelyét is.

Különösen büszkék vagyunk a BMW debreceni járműipari gyárhoz kapcsolódó ~43 MW kapacitású naperőművi projektre, amely a gyártás indulásával szinkronban készül.

A Bosch-csoportnál magyarországi telephelyeken túl csoportszinten is zajlanak PPA-kezdeményezések: Csehországban már kész megállapodások vannak, Lengyelországban és Németországban előkészítés alatt áll több nagyobb volumenű projekt.

A hagyományos nyugat-európai befektetőkön kívül számos ázsiai nagyberuházás érkezett az utóbbi években az országba. Mennyire nyitottak ezek a nagyvállalatok az ilyen jellegű PPA konstrukciókra Magyarországon?

Egyértelműen van érdeklődés, folynak egyeztetések, de tapasztalatunk szerint ezek a cégek gyakran saját – rendkívül versenyképes – beszerzési csatornákkal rendelkeznek modulokra és inverterekre, ami a „design & build” megoldás felé tolja őket, azaz az E.ON generálkivitelezőként tud ezekben a projektekben megjelenni. Ilyenkor a PPA üzleti értékét – tőke- és kockázatmegosztás, teljes élettartam-szolgáltatás, rendelkezésre állási garancia, üzemeltetés – kell jól artikulálni, mert pusztán eszközárban nehéz versenyezni a globális ellátási láncokkal. Ugyanakkor minden olyan esetben, amikor a hosszú távú árstabilitás, a kockázattranszfer és a CAPEX-kímélés fontos, a PPA komoly alternatíva lehet.

A fenntarthatósági jelentéstételi kötelezettségek (CSRD, ESG) körül Európában volt némi „fékezés” és adminisztrációs könnyítés. Mennyire érzik ezt az ügyféldöntésekben?

Érzékelhető némi halasztás vagy fókuszváltás az adminisztratív megfelelés terén, de az energetikai realitások – energiafüggetlenség, ellátásbiztonság, költségstabilitás – megmaradtak. A naperőművel elérhető helyi termelés csökkenti a hálózati kitettséget és növeli a tervezhetőséget. A 2022–2023-as extrém piaci volatilitás időszakában sok vállalat kifejezetten fix, kiszámítható költségsort keresett az Excel-modelljében; erre a PPA jó válasz, mert a portfólió egy – nem elhanyagolható – részére 15–20 éves horizonton ad ár- és ellátási stabilitást. ESG-szempontból a kibocsátáscsökkentési célok elérést is támogatja.

Miben különbözik egy PPA-s „értékesítés” folyamata egy klasszikus energiabeszerzési tenderéhez képest?

Egyrészt a jellemzően 15-20 éves elköteleződés miatt tipikusan központi (csoportszintű) döntés születik, és a műszaki, pénzügyi, jogi kockázatokat egyaránt részletesen értékelik. Másrészt egy PPA szerződés nem „csak” adminisztratív kérdés, hanem tanácsadó jellegű folyamat: telephelyi audit, fogyasztási profilok elemzése, műszaki illesztés (tető/terület, árnyékolás, alállomási csatlakozás), engedélyezési pálya, biztosítások, rendelkezésre állási garanciák – mind-mind részei az ajánlatnak. Harmadrészt a szerződéses csomag – teljesítménykockázat-kezelés, karbantartás, rendelkezésre állási kötbér, vis maior és hálózati események kezelése, indexálási logika – sokkal összetettebb, mint egy éves, fix áras villamosenergia-szállítás esetében.

Melyek a legfontosabb mérlegelési szempontok azoknál a vállalatoknál, amelyek most on-site vagy off-site PPA-ban gondolkodnak?

Három elemet emelnék ki. Egy: adatalapú döntés. Érdemes legalább 12–24 hónap negyedórás fogyasztási adatsorát elemezni, és a terhelési profilhoz illeszteni a naperőmű méretezést és – ha van értelme – a tárolást. Kettő: kockázatallokáció. A szerződésben világosan rögzíteni kell, milyen műszaki és pénzügyi kockázatot ki visel, milyen szolgáltatási szinteket garantálunk, és mi történik rendkívüli helyzetben. Három: stratégiai illeszkedés.

A PPA nemcsak egy „olcsó kWh”, hanem hosszú távú energiaellátási és fenntarthatósági eszköz;

akkor hozza a legtöbb értéket, ha a vállalat dekarbonizációs és ellátásbiztonsági céljaihoz illeszkedik, és egy portfólióban gondolkodó beszerzési stratégiába illesztjük.

Mit vár az előttünk álló év(tized)től a vállalati energiapiacon?

A decentralizált, digitális és dekarbonizált energiarendszer irányába haladunk. A vállalati oldalon ez több on-site termelést, intelligens fogyasztásmenedzsmentet, célzott energiahatékonysági beruházásokat és – ahol értelmezhető – tárolási megoldásokat jelent. Aki időben és adatalapon lép, az nemcsak zöldebb, hanem versenyképesebb és ellenállóbb is lesz.

A cikk megjelenését az E.ON támogatta.

Címlapkép forrása: Portfolio - Mónus Márton, fotók: E.ON