2 GW-os fejlesztésen dolgozik az Electron: már nem elég áramot termelni

Az európai országok az elmúlt években rekordszintű megújuló kapacitást helyeztek üzembe, de ez mintha a villamosenergia éves átlagárára nem sok hatást gyakorolt volna. Mikor érhet be ez az energiaátmenet, és letörheti-e érdemben a kontinens villamosenergia-árát?

Érdemes egy lépést hátralépni, és megnézni, miből áll az áram ára. Középtávon két dolog határozza meg az árszintet: a már megépített erőművek tőkeköltsége és az éppen üzemelő erőművek működési költsége, beleértve a primer energiahordozókat és a szabályozói terheket is. Európában évtizedeken keresztül viszonylag olcsó volt a villamos energia – nem kellett tömegével új erőműveket építeni, mert a meglévő atom- és szénerőművek tőkeköltsége nagyrészt már megtérült, a primer energiaforrások pedig elfogadható áron álltak rendelkezésre.

Ez a helyzet a 2020-as évek elejétől megváltozott. Az atom- és szénerőművek egy részét leállítják vagy kivezetik, így a meglévő rendszer kapacitásait pótolni kell, miközben a primer energiaforrások ára geopolitikai okokból megugrott, és a fogyasztás is növekszik.

Magyarországon például a következő évtizedben akár 40 százalékos villamosenergiafogyasztás-növekedéssel is lehet számolni.

Ennek eredménye egy Európa-szerte zajló erőműépítési hullám, amely nem csak megújuló kapacitásokról szól. A megújulók időjárásfüggők, ezért rugalmas, sok esetben gázerőművi kapacitásokra is szükség van, amelyek akkor biztosítják az ellátást, amikor nem süt a nap és nem fúj a szél. Európa lényegében dupla erőművi infrastruktúrát épít. Ez a dupla infrastruktúra a hálózatra is kihat – soha nem látott fejlesztési igényekkel és kapacitáskorlátokkal nézünk szembe, a tőkeköltség pedig a következő másfél-két évtized áramáraiban is megjelenhet.

Európa globális versenytársai ezzel szemben sok esetben olcsóbb primer energiaforrásokra és egyszerűbb infrastruktúrára támaszkodnak energiaszállításban és -termelésben egyaránt. Egy magyar ipari fogyasztó középfeszültségű vételezéssel lényegesen magasabb all-in árat, több mint 200 dollárt fizethet, mint egy amerikai, közel-keleti vagy kínai versenytárs, aki 50-60 dollárt. Ezt a strukturális különbséget Európa valószínűleg nem tudja teljesen ledolgozni, legfeljebb csökkenteni és stabilizálni.

Az energiapiac régen a lassan változó, kiszámítható, már-már unalmas üzleti folyamatok világa volt. Mi az, ami az elmúlt években ezt felülírta?

Az energiamix folyamatosan változik, de az elmúlt években fontos hangsúlyeltolódás történt. Tíz évvel ezelőtt a piacot sokkal inkább az állami szabályozások és támogatási programok vezérelték, ma viszont egyre inkább a technológia fejlődése és annak költségszintje határozza meg, milyen beruházások tudnak tömegessé válni.

Az elmúlt öt év megújuló-boomja, különösen a napelemparkok gyors európai terjedése is ebből fakadt. A napelemes technológia költsége olyan szintre esett, hogy az aktuális európai áramárak mellett ezek a beruházások megtérülőnek tűntek. Most viszont a negatív oldal is látszik: annyi naperőművi kapacitás épült ki, hogy bizonyos időszakokban egymás bevételeit kannibalizálják. Amikor túl sok azonos termelési profilú kapacitás jelenik meg a piacon, az lefelé nyomja az árakat, szélsőséges esetben nulla körüli vagy negatív árszinteket is eredményezhet. Erre a problémára adhat választ a tárolástechnológia, amely 

nem csupán a hálózat számára jelent rugalmassági kapacitást, hanem a megújuló termelésnek is új üzleti logikát nyit.

Az Electronnál ebből indultunk ki, amikor 2020 végén megkezdtük a tárolói kapacitások fejlesztését. Akkor még főként napelemes portfóliónk volt, és azt láttuk, hogy ha a kannibalizációs trend felgyorsul, a tárolás szerepe is felértékelődik. Kezdetben elsősorban a rendszerszintű szabályozási bevételekben gondolkodtunk, ma viszont már a napon belüli árkülönbségek kihasználása is egyre fontosabb.

A naperőműveknél már láttuk, hogy a beruházási költségek csökkenése hogyan tud tömeges fejlesztési hullámot elindítani. Az akkumulátoros energiatárolás most hasonló pályára kerülhet?

Az akkumulátoros technológia önmagában nem új, de üzleti szempontból egészen más költségszinten érhető el, mint néhány éve: nagyjából az ötödére esett vissza az elmúlt három évben. A lítium-ion technológia korábban is jelen volt az energiapiacon, de főként szűk szegmensben, a frekvenciaszabályozó (FCR) piacokon. A költségesés ezt a szegmenst kinyitotta, és olyan új felhasználási területeket hozott létre, amelyek a 2020-as évek elején elképzelt energiamixeket Európa-szerte átírhatják.

A következő tíz év energiamixét nagyrészt az határozhatja meg, milyen ütemben csökken tovább a tárolástechnológia költsége. Ha hasonló pályát fut be, mint a fotovoltaikus technológia a 2010-es évektől, az érdemben növelheti a gazdaságosan integrálható megújuló kapacitások volumenét. A tárolás ugyanakkor nem váltja ki teljesen a szabályozható erőműveket: inkább abban segít, hogy több megújuló kapacitást lehessen beilleszteni a rendszerbe, és a termelés, a fogyasztás és az árampiaci értékesítés jobban összehangolható legyen.

Ha a naperőművek és a tárolók költsége is csökken, logikus várakozás lenne, hogy az áram is olcsóbb lesz. Megjelenhet ez rövid távon az árakban is?

A villamosenergia-rendszert nem lehet egy-egy technológia költsége alapján megítélni. Európának a következő években nemcsak megújulót és tárolót kell építenie, hanem közben ki kell vezetnie régi, jellemzően szenes kapacitásokat, és biztosítania kell az ellátást a megújuló termelés szűkebb időszakaiban is. A jelenlegi technológiai és költségszintek mellett ehhez rugalmas, szabályozható kapacitásokra is szükség van. Ezeknek a beruházásoknak a tőkeköltsége akkor is megjelenik a rendszerben, ha az adott erőmű nem termel folyamatosan.

Ezért rövid távon nem biztos, hogy az olcsóbb napelemek és akkumulátorok önmagukban alacsonyabb átlagárat eredményeznek.

A következő évek inkább arról szólhatnak, hogy a megújuló termelés, a tárolás és a szabályozható kapacitások milyen költséggel tudnak együtt működni.

A hálózatfejlesztés régóta visszatérő téma, sok ipari és erőművi beruházást hátráltat, vagy akár hiúsít meg. Mire számíthatnak az ipari fogyasztók ezen a területen?

Az elmúlt években sokat beszéltünk arról, hogy nincs elég hálózat, szűkösségek vannak, fejleszteni kell az átviteli és elosztói infrastruktúrát. Ez részben igaz: bizonyos pontokon valóban szükség van fejlesztésekre. Ugyanakkor, ha megnézzük, mekkora hálózati kapacitás van Magyarországon kiépítve, és ehhez képest mekkora az átlagos rendszerterhelés, akkor jelentős különbséget látunk a kettő között.

A magyar kormány sikeresen hazahozta azokat az uniós forrásokat, amelyekből a szükséges hálózatfejlesztések finanszírozhatók. Az RRF-keretből mintegy 1,4 milliárd euró – nagyságrendileg 540 milliárd forint – jut a villamosenergia-hálózat korszerűsítésére és a megújulók rendszerbe integrálására. Emellett a meglévő rendszer hatékonyabb kihasználásában is komoly tartalék van. Sok esetben az hozhatja a legnagyobb hozzáadott értéket, ha a fogyasztást és a termelést jobban összehangoljuk, miközben az új infrastruktúra-építést célzottabban kezeljük.

Egy ipari fogyasztó energiaellátása ma már egyre kevésbé szól pusztán arról, hogy melyik kereskedőtől vásárol áramot. Sokkal inkább arról, hogyan lehet az energiaellátást rendszerként kezelni: ebben lehet hálózati vételezés, helyben megtermelt napenergia, akkumulátoros tárolás, adott esetben gázmotoros termelés, hőtermelés és kereskedelmi optimalizáció is. A tárolással nem csak az olcsó és drága időszak árkülönbsége nyerhető meg, hanem a zöldenergia ellátási aránya is – az eddigi 20–25 százalékról – a duplájára növelhető. Ezt egyre több ügyfél kéri, akár teljes körű hálózati ellátásként, akár a kerítésen belüli, behind-the-meter rendszerként; a magas rendszerhasználati díjak miatt pedig a telephelyi gázmotorok is reneszánszukat élik, amelyekre szintén kínálunk megoldást.

Ezeknek a megoldásoknak az értéke sokszor nem is az olcsóbb energia, hanem az árvolatilitás kivédése, az ellátásbiztonság és a vállalati karbonkitettség kezelése – az ügyfelek ma már kiszámítható, 5–10 éves működési modellt keresnek, nem pusztán áramterméket.

Az elmúlt időszakban jelentős naperőművi és tárolói fejlesztéseket hajtottak végre. Ez inkább egyszeri beruházási hullám volt, vagy egy több éve épített stratégia eredménye?

A portfóliót, amelyet 2025 nyarától kiviteleztünk, lényegében az azt megelőző négy évben engedélyeztettük. Ezeknek az erőműveknek a projektfejlesztési időszaka jellemzően 3-4 év, bizonyos esetekben ennél is több. Az elmúlt másfél évben nagyságrendileg háromszor annyi erőművet építettünk, mint a 2017-es alapítástól 2025 nyaráig összesen.

Ebben az időszakban 150 MWp napelempark és 590 MWh akkumulátoros tárolókapacitás valósult meg,

amivel a magyar piac egyik jelentős tárolókapacitással rendelkező szereplőjévé váltunk. A stratégiai döntés azonban nem pusztán ezeknek az erőműveknek a megépítése volt, hanem az, hogy egyszerre építsünk képességet az energia-infrastruktúra fejlesztésében, az energiatermelésben és -tárolásban, az aggregátori és szabályozási szerepkörben, valamint a végfelhasználói energiaellátásban. Magyarországon nincs sok olyan szereplő, amely mindezeket egy integrált rendszerben tudja kezelni – márpedig ipari ügyfél oldalán éppen ez a különbség a puszta szállító és a hosszú távú stratégiai partner között.

A növekedés ugyanakkor nem csak kivitelezési kérdés. Az erőművek nagy része banki projektfinanszírozásból valósul meg, amelynek jellemzően feltétele a hosszú távú fix bevétel. A jelenlegi piaci környezetben ez nem mindig biztosítható, ezért legalább ilyen fontos, hogy a finanszírozó értse, milyen piaci bevételekre lehet számítani, és hogyan illeszkedik a tároló egy nagyobb termelői-kereskedői portfólióba.

És a régiónk, Közép-Európa? Hogyan néz ki most ez a kép az átmenet szempontjából?

Azt gondoljuk, hogy Európa ipari visszaesése megállhat, és ennek egyik haszonélvezője Közép-Kelet-Európa lehet. Lengyelország, Csehország, Magyarország, Románia és a tágabb régió még mindig rendelkezik olyan adottságokkal, amelyek vonzóvá tehetik ipari beruházások számára. Ilyen a képzett, de a nyugat-európainál alacsonyabb munkaerőköltség, a földrajzi elhelyezkedés és az ipari beszállítói háttér. Ezzel együtt az energiaár nagyon komoly korlát.

A megújuló kapacitásokban emiatt jelentős további potenciált látunk. A 2024-es adatok alapján készítettünk egy rendszerszintű modellezést, és arra jutottunk, hogy a Magyarországon akkor működő

nagyjából 7,5 GW napelemes kapacitás – megfelelő tárolói kapacitás beépítésével – akár megduplázható lenne versenyképes ár mellett,

anélkül, hogy a jelenlegi exportot érdemben növelnénk. A következő tíz év energiarendszere ezért várhatóan sokkal inkább a megújuló erőművek és a hozzájuk kapcsolódó tárolási kapacitás egységében gondolkodik majd.

Jelenleg közel 2 GW-nyi nemzetközi fejlesztésről beszélnek. Milyen fázisban vannak ezek a projektek?

Romániában van egy nagy naperőművi és energiatárolási projektünk, amely nagyságrendileg 500 MWp napelemes kapacitást és 1 600 MWh tárolói kapacitást jelent. Ez jelenleg a fejlesztési portfóliónk egyik legnagyobb projektje, amelynek kivitelezését a következő időszakban szeretnénk elindítani. Emellett vannak fejlesztéseink Szerbiában, Boszniában és Görögországban, illetve vizsgálunk más közép-európai lehetőségeket is. Összesen nagyjából 2 GW kapacitás van előkészítés alatt, naperőművi, szélerőművi, tárolói és gázerőművi projektekben. A hosszú távú cél ezekben az országokban is az integrált energetikai működés kiépítése, de az első lépés jellemzően az erőművi infrastruktúra előkészítése és megvalósítása.

Az energetika jellegéből adódóan erősen szabályozott tevékenység. Milyen szabályozással vagy ösztönzőkkel lehetne támogatni a szereplőket a jelenlegi piaci környezetben?

A legnagyobb hatása annak lenne, ha az engedélyezési folyamatokat érdemben fel lehetne gyorsítani. Ma egy zöldmezős erőművi projekt előkészítése Magyarországon akár 3–4 évig is eltarthat, és ez Európa más országaiban sem kivétel. Ez megdrágítja a projektet, lassítja a kapacitásépítést, és végső soron az áramárakra, illetve az európai versenyképességre is hat.

A támogatások sokszor torzítják a piacot, és azt az ösztönzőt erősítik, hogy a szereplők akkor ruháznak be, ha valamilyen támogatási forrás megjelenik. Ezzel szemben, ha egy beruházást gyorsabban, kiszámíthatóbban és kevesebb adminisztratív kockázattal lehetne előkészíteni, az a piac egészének működését javítaná.

Az engedélyezés gyorsítása nem egyetlen határidő lerövidítését jelenti. Ahhoz, hogy érdemi változás legyen, a teljes ökoszisztémát kell újragondolni, ami nem csak energetikai, hanem környezet- és tájképvédelmi, építésügyi, agrár, illetve honvédelmi szempontokat is érint. Ha gyorsabban akarunk új erőművi és tárolói kapacitásokat építeni, ezek között a területek között kell transzparens szabályrendszert teremteni.

A következő évtized energiapiacán nem az lesz a legfontosabb kérdés, hogy ki tud több MW-ot építeni, hanem az, hogy ki tudja a teljes rendszert intelligensen összehangolni – a termeléstől a tároláson át egészen a végfelhasználói portfólióig. Ahogy Szent-Györgyi Albert mondta: felfedezni annyi, mint látni, amit mindenki lát, és közben arra gondolni, amire még senki. Az energetikában is az teremt értéket, aki az erőművet, a tárolót és a hálózatot először látja egyetlen, összehangolt rendszerként.

A cikk megjelenését az Electron Holding támogatta.

Címlapkép forrása: Portfolio