BESS és kolokációs projektek finanszírozási megoldásai

A magyar villamosenergia-rendszerben a naperőművek szerepe gyorsan nőtt. Ez önmagában kedvező a megújuló termelés szempontjából, pénzügyi oldalról viszont új kérdést hoz elő: mi történik egy naperőmű megtérülésével akkor, amikor sok hasonló erőmű ugyanabban a néhány napközbeni órában termel, és éppen ezekben az órákban esnek le az árak?

A finanszírozhatóság, vagy gyakran használt kifejezéssel a bankolhatóság azon múlik, hogy a projekt várható bevételi és kockázati profilja elég meggyőző-e a finanszírozók számára. Ennek egyik fontos alapja a projektszintű megtérülés, vagyis az, hogy maga a beruházás a saját költségei és bevételei mellett milyen hozamot tudhat elérni.

Ebben a keretben három helyzetet érdemes külön megérteni: az önálló naperőművet, az önálló akkumulátoros energiatárolót, valamint a kettő közös, kolokációs működését.

Miért lett érzékenyebb a magyar piac a napközbeni árhatásokra?

Magyarországon a beépített erőművi kapacitás nagyjából 16 GW-ra nőtt, és ennek 59 százalékát megújuló energiaforrásokat hasznosító erőművek adják. Ezen belül döntő az időjárásfüggő naperőművek szerepe.

Fontos különbséget tenni a beépített kapacitás és a ténylegesen megtermelt energia között. A beépített kapacitás azt mutatja meg, hogy az erőművek elméletileg mekkora teljesítményre képesek. A megtermelt energia viszont azt, hogy egy adott időszakban ténylegesen mennyi villamos energiát állítottak elő. A megtermelt villamos energián belül az megújuló erőművek 2024-ben 32 százalékot tettek ki, szintén döntően naperőművi termeléssel.

Az időjárásfüggő termelés pénzügyi szempontból azért különösen fontos, mert nem feltétlenül akkor jelenik meg, amikor a fogyasztás a legnagyobb. Egy nyári napon a nap közepén az időjárásfüggő erőművek önmagukban már majdnem képesek megtermelni a teljes rendszerterhelést. Ha ehhez hozzávesszük az alaperőműveket is, a termelés akár meg is haladhatja az aktuális terhelést.

Hasonló helyzet télen is előfordulhat. A bemutatott példa szerint 2024. január 28-án a rendszerterhelés és a megtermelt villamos energia viszonya gyakorlatilag úgy alakult, mint egy jellemző nyári napon. Ez azt mutatja, hogy a napközbeni termelési többlet nem kizárólag nyári jelenség.

Magyarország naperőművi részaránya nemzetközi összevetésben is kiemelkedő

A magyar piac érzékenységét erősíti, hogy a naperőművi termelés részaránya a teljes termelésen belül globálisan is kiemelkedő. Egy júniusi hónapban a naperőművek napi átlagos részaránya 41 százalék volt a teljes magyar villamosenergia-termelésen belül. A legmagasabb termelésű napon volt olyan óra, amikor a teljes termelés 91 százalékát naperőművek adták.

Ez a finanszírozás szempontjából azért lényeges, mert minél több naperőmű termel ugyanabban az időszakban, annál nagyobb eséllyel alakul ki árnyomás a napközbeni órákban. Ha a naperőmű éppen akkor termel sokat, amikor az ár alacsony vagy akár negatív, akkor az éves átlagár önmagában félrevezető lehet. A projekt bevételét az határozza meg, hogy a termelési órákban milyen áron lehet értékesíteni az áramot.

Standalone PV: magas működési margin, erős árkitettség

Az önálló naperőművek pénzügyi sajátossága, hogy a beruházás megvalósítása után nincs tüzelőanyagköltségük, és nincs olyan meghatározó működési költségük sem, amely abevételhez képest döntő lenne. Ezért működhetnek magas EBITDA-marginnal. Az EBITDA-margin leegyszerűsítve azt mutatja meg, hogy az árbevételből a működési költségek levonása után mekkora rész marad meg kamat, adó és értékcsökkenés előtt.

Ez a magas működési margin első látásra kedvező. A kockázat viszont az árbevételi oldalon jelenik meg. Ha a működési költségek nem mozognak érdemben, akkor a projekt megtérülését főként az befolyásolja, hogy a jövőben milyen árakon tud értékesíteni.

A 2022-es és 2024-es árak összevetése azt mutatta, hogy 2024-ben nagyobbak lettek az árkilengések. Az árvolatilitás az árak ingadozását jelenti; itt különösen a napon belüli alacsony és magas árú órák közötti különbség fontos. A finanszírozhatóság szempontjából az is lényeges, hogy 2024-ben a minimumárak sokkal többször kerültek nulla közelébe vagy negatív tartományba, mint 2022-ben. Ezek a kritikus órák: olyan időszakok, jellemzően a nap közepén, amikor a naperőművek sokat termelnek, miközben a kereslet viszonylag alacsony. Ilyenkor a PV-projektek jövedelemtermelő képessége romolhat, mert a termelés nagy része éppen alacsony árú órákra esik.

Mit mutat a szemléltető PV-modell?

A pénzügyi hatások érzékeltetésére a DLA Piper Business Advsisory Kft. egy számviteli, adózási és egyéb szempontokból egyszerűsített, finanszírozói szempontból alapvetően konzervatív feltételezéseken alapuló PV-modellt készített illusztrációs céllal. Amelynek célja nem egy tűpontos beruházási terv elkészítése volt, hanem annak bemutatása, hogy az árak és az árvolatilitás változása milyen hatással lehet a projektszintű megtérülésre.

A modell fő feltételezései:

1. 120 MW beépített naperőművi kapacitás;
2. 100 MW-os hálózati csatlakozás, vagyis ekkora kapacitáson keresztül kapcsolódik a projekt a villamosenergia-hálózathoz;
3. 25 éves hasznos élettartam;
4. 1350 MWh/MWp fajlagos termelés;
5. 90 százalékos átlagos degradáció az időtáv alatt, ami a termelési képesség fokozatos csökkenését jelenti;
6. 660 ezer euró/MWp fajlagos CAPEX, vagyis beruházási költség;
7. éves 10 ezer euró/MW fajlagos működési költség;
8. 2024-es napi órás adatokból képzett jellemző napi ár-előrejelzés.

A modellezést alapját képező jellemző napon az átlagár 95 euró/MWh volt. A legalacsonyabb átlagos órás ár délután 2 és 3 között 53 euró/MWh, a legmagasabb pedig 188 euró/MWh volt.

Az alapesetben a modell 9 százalékos projektszintű megtérülést mutatott, ami nagyjából még bankolható lehet. A lényeg azonban az érzékenység: ha azokban az órákban csökkennek az árak, amikor a naperőmű termelni tud, a megtérülés jelentősen visszaeshet. A modellben 5 százalék alatti projektszintű megtérülésnél már erősen felmerül a bankolhatóság kérdése. Ez nem általános banki küszöbérték, hanem a bemutatott szemléltető modell egyik fontos tanulsága.

Standalone BESS: bevétel a napon belüli árkülönbségekből

Az akkumulátoros energiatároló rendszer villamos energiát tölt be, majd később visszatáplálja a hálózatra. A legegyszerűbb piaci működésben a BESS akkor tölt, amikor alacsonyak az árak, és akkor süt ki, amikor magasak.

A bemutatott leegyszerűsített modellben a BESS a négy legalacsonyabb árú órában tölt, majd a négy legmagasabb árú órában kisüt. Ez a modell a napon belüli árkülönbségekből próbál bevételt termelni.

Ez szándékosan konzervatív megközelítés. Nem számol azzal, hogy a BESS rendszerszintű szolgáltatásokat is nyújthatna, amelyek külön bevételi lehetőséget jelenthetnek. A leegyszerűsítés oka, hogy ez a működés könnyen érthető, és finanszírozói oldalról is viszonylag egyszerűen magyarázható.

Miért bizonytalanabb az önálló BESS piaci megtérülése?

Az energiatárolók megtérülési alapját részben az teremtette meg, hogy a naperőművek egyre nagyobb árvolatilitást okoznak a napközbeni piacon. Amikor sok a napenergia-termelés, az árak leeshetnek; amikor a naperőművek nem termelnek, magasabb árak alakulhatnak ki. Az akkumulátor ezt az időkülönbséget próbálja pénzügyi értékké alakítani.

A másik fontos előfeltétel az akkumulátorárak jelentős csökkenése volt az elmúlt 10 évben. Ha a beruházási költség csökken, ugyanakkora bevételi lehetőség mellett javulhat a projekt megtérülése. Ez azonban önmagában nem jelenti azt, hogy minden önálló BESS-projekt piaci alapon is finanszírozható.

Nemzetközi szinten a BESS-kapacitások 2019–2020-ig gyakorlatilag alig jelentek meg érdemben, majd gyors növekedés indult. 2025-ben az új napenergia-kapacitás 15 százalékának megfelelő akkumulátorkapacitás épül fel. Ez azt jelzi, hogy a piac fejlődik, de az új naperőművi kapacitáshoz képest a lefedettség még korlátozott.

Magyarországon a 2030-as célok 12 GW beépített naperőművi kapacitást és 1 GW BESS-célkitűzést tartalmaznak. Ha ezek teljesülnek, az energiatárolók által lefedett beépített naperőművi kapacitás akkor is 10 százalék alatt maradna. A bemutatott piaci helyzet alapján a 2021 óta megépült, illetve 2026 folyamán üzembe helyezésre kerülő hazai akkumulátorok kisebb-nagyobb támogatással valósultak meg. Ez arra utal, hogy támogatás nélkül az önálló energiatároló rendszer piaci megtérülése nem magától értetődő.

Mit mutat a szemléltető BESS-modell?

A BESS-modell ugyanazokkal az átlagár- és volatilitási feltételezésekkel számolt, mint a PV-modell.

A fő feltételezések a következők voltak:

1. 100 MW-os, 4 órás BESS;
2. átlagosan 90 százalékos state of health, vagyis az akkumulátor állapotára és használhatóságára utaló feltételezés;
3. 95 százalékos töltési és kisütési hatásfok;
4. 12 éves hasznos élettartam;
5. a PV 25 éves hasznos élettartamához igazítva két egymást követő 12 éves projekt;
6. 210 euró/MWh fajlagos beruházási költség;
7. 3000 euró/MWh fajlagos O&M, vagyis üzemeltetési és karbantartási költség;
8. 20 euró/MWh rendszerhasználati díj, amely a hálózat használatához kapcsolódó költség.

Az egyszerűsített modell a négy legalacsonyabb árú órában történő töltést és a négy legmagasabb árú órában történő kisütést vizsgálja.

Az alapesetben a 100 MW-os BESS projektszintű megtérülése valamivel 7 százalék felett alakult. Ez a bemutatott értelmezés szerint már a bankolhatóság határát súrolja. Ha az árvolatilitás csökken, a BESS bevételi lehetősége is szűkülhet. Ha az árvolatilitás nő, a BESS megtérülése javulhat.

Az ausztrál példa: a BESS saját bevételi alapját is mérsékelheti

A BESS-ek piaci hatását jól érzékelteti az ausztrál példa. Globálisan Chile és Ausztrália emelkedik ki abban, hogy az új naperőművi fejlesztések jelentős része BESS-szel lefedett. Chilében ez az arány több mint 75 százalék, Ausztráliában több mint 50 százalék.

Ausztráliában a vizsgált időszakban nőtt az akkumulátorok ármeghatározó szerepe azokban az órákban, amikor az akkumulátorokat érdemes kisütni, vagyis a magas árú órákban. Ezzel párhuzamosan csökkent az árak volatilitási tartománya, és 44 százalékos éves átlagárár csökkenés következett be 2024 negyedik negyedévéhez képest.

Ebből óvatos tanulság következik: ha sok energiatároló lép be a piacra, mérsékelheti azokat az árkülönbségeket, amelyekből a tároló bevételt termel. Ez nem vetíthető át automatikusan Magyarországra, de pénzügyi szempontból fontos jelenség. Az önálló akkumulátoros rendszer megtérülése éppen attól a volatilitástól függ, amelyet a tárolók nagyobb arányú elterjedése csökkenthet.

Kolokáció: hogyan egészítheti ki egymást a PV és a BESS?

A standalone PV és a standalone BESS érzékenysége eltérő irányú. Amikor alacsonyabb a volatilitás, a PV megtérülése kedvezőbb lehet, mert kevésbé esnek le a termelési órák árai. Ugyanez a helyzet a BESS-nek kedvezőtlenebb, mert kisebb árkülönbségből tud bevételt termelni. Amikor magasabb a volatilitás, a BESS bevételi lehetősége javulhat, a PV-é viszont romolhat, mert a napközbeni termelési órákban alacsonyabb árak alakulhatnak ki.

A kolokáció azt jelenti, hogy a naperőmű és az akkumulátoros energiatároló ugyanazon projektben vagy közös hálózati megoldásban működik együtt. A bemutatott modellben a közös 100 MW-os hálózati csatlakozás mellett a PV-termelést akkor értékesítik a piacon, amikor ez megéri. Amikor a napközbeni árak alacsonyak, a PV által termelt villamos energia a BESS töltésére használható. A magas árú órákban a BESS kisüt.

A modell működése egyszerűen leírható:

1. a négy legalacsonyabb árú órában a PV-termelés nem a piacra kerül, hanem a BESS töltésére szolgál;
2. ha ezekben az órákban nincs PV-termelés, a modell hálózatról történő töltéssel számol;
3. a négy legmagasabb árú órában a BESS kisüt;
4. a projekt így részben időben eltolja az értékesítést az alacsonyabb árú órákról a magasabb árú órákra.

A pénzügyi előny abból adódhat, hogy a két technológia eltérő árérzékenysége egy projekten belül kapcsolódik össze. A naperőmű számára kedvezőtlen alacsony árú órák a BESS számára töltési lehetőséget jelentenek. A BESS számára kedvező magas árú órák pedig lehetőséget adnak arra, hogy a korábban eltárolt energia nagyobb értéken jelenjen meg.

Mit mutat a kolokációs érzékenységvizsgálat?

A kolokációs modell ugyanazokra az alapfeltételezésekre épült, mint a standalone PV- és BESS-modellek. Az alapesetben 9 százalékos projektszintű megtérülést mutatott. A fontosabb tanulság azonban a stabilitás.

A vizsgált tartományban a projektszintű megtérülés 6 és 11 százalék között maradt. Vagyis az átlagár és a volatilitás változása befolyásolta ugyan az eredményt, de kevésbé drasztikusan, mint az önálló PV vagy az önálló BESS esetében.

Finanszírozói szempontból különösen a lefelé mutató kockázat mérséklése számít. A bemutatott modell alapján a kolokáció jelentős piaci árváltozások mellett is stabilabb megtérülési profilt adhat. Ez nem jelenti azt, hogy minden kolokációs projekt automatikusan bankolható. A konkrét beruházás helyszíne, költségei, hálózati feltételei és piaci kitettsége továbbra is projekt-specifikus modellezést igényel.

Gyakorlati következtetés B2B döntéshozóknak

A magyar naperőművi részarány magas, és a napközbeni termelési órákban egyre fontosabb kérdéssé válik az árak alakulása. Az önálló PV-projektek esetében a fő pénzügyi kockázat az, hogy a termelés jelentős része alacsony vagy nulla közeli árú órákra eshet. Az önálló BESS-projektek ezzel szemben éppen az árkülönbségekből élnek, de ha a volatilitás csökken, a megtérülésük is romolhat.

A kolokáció a bemutatott modellek alapján azért érdemel figyelmet, mert a PV és a BESS eltérő árérzékenységét egy közös projektben kezeli. Alacsony árú órákban a naperőmű termelése töltheti az akkumulátort, magas árú órákban pedig a tárolt energia értékesíthető.

A fő tanulság: a PV- és BESS-fejlesztéseket érdemes együtt, árvolatilitási és projektszintű megtérülési érzékenység alapján vizsgálni, mert a kolokáció mérsékelheti azokat a kockázatokat, amelyek külön-külön erősebben jelentkeznek.

A cikk alapját Kovaloczy Áron, a DLA Piper Business Advisory ügyvezető igazgatójának a Finance Bootcamp konferencián tartott előadása adta. A teljes előadás ide kattintva tekinthető meg.