h hccq F cc - Magyar Energia Hivatal

ÉPÍTÉSI ÉS KERESKEDELMI amerikai–magyar Kft. 

1126 BUDAPEST, Istenhegyi út 9/d. HUNGARY 

Tel: 355-4614 • Fax: 212-9626 

email: unkedit@actel.hu 

NEMZETI MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁSI 

CSELEKVÉSI TERV 

háttértanulmánya 

„B” kötet 

MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ 

ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSI- 

MODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA 

Készítette: a PYLON Kft. és munkacsoportja 

Témafelelős: Dr. Unk Jánosné ügyv.ig. 

2010. február

ÉPÍTÉSI ÉS KERESKEDELMI amerikai–magyar Kft. 

1126 BUDAPEST, Istenhegyi út 9/d. HUNGARY 

Tel: 355-4614 • Fax: 212-9626 

email: unkedit@actel.hu 

„B” kötet 

munkaközi anyag 

MAGYARORSZÁG 2020-IG HASZNOSÍTHATÓ MEGÚJULÓ 

ENERGIAPOTENCIÁLJÁNAK GAZDASÁGOSSÁGI, MEGTÉRÜLÉSI- 

MODELL, OPTIMÁLIS TÁMOGATÁSI ESZKÖZÖK VIZSGÁLATA 

A szaktanulmányban részt vett szakértők és cégek: 

Dr. Unk Jánosné szakértő, ügyv.ig., PYLON Építési és Kereskedelmi Kft. 

Zsuffa László szakértő, BIOX Mérnöki Szolgáltató Bt. 

Kapros Zoltán szakértő, egyéni vállalkozó 

Bányai István szakértő, ügyv.ig., 2R Befektetési Tanácsadó Kft. 

Horváth János szakértő, ügyv.ig., GEO-MONTAN Kft. 

Mészáros Géza szakértő

TARTALOMJEGYZÉK 

I. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ 3 

II. A TANULMÁNY CÉLJA ÉS A MEGOLDANDÓ FELADATOK 9 

II.1 BEVEZETÉS, ÖSSZEFÜGGÉSRENDSZER .............................................................. 9 

II.2 TERVEZÉSI CÉLOK ÉS FELADATOK .................................................................. 10 

II.3 EURÓPAI UNIÓS ÉS HAZAI IRÁNYELVEK, ELŐÍRÁSOK, 

KÖTELEZETTSÉGEK ......................................................................................... 11 

III. ÚJ TÁMOGATÁSI POLITIKA MEGALAPOZÁSA 13 

III.1 A MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI ESZKÖZEINEK 

TÍPUSAI, CSOPORTOSÍTÁSA .............................................................................. 13 

III.1.1 A megújuló energiafelhasználás állami ösztönzésének 

szükségessége ....................................................................................... 13 

III.1.2 A megújuló energiafelhasználás ösztönzőinek csoportosítása ............. 15 

III.2 A MEGÚJULÓ ENERGIA HASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI RENDSZERE AZ 

EURÓPAI UNIÓBAN ........................................................................................... 16 

III.2.1 Az Európai Uniós támogatási rendszer háttere, filozófiája ................. 16 

III.2.2 Az Európai Unióban alkalmazott támogatási eszközök áttekintése ..... 19 

III.2.2.1 A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RES- 

E) támogatási eszközei ............................................................. 20 

III.2.2.2 A RES-E támogatási eszközök előnyei és hátrányai ................ 23 

III.3 A MAGYARORSZÁGON ELÉRHETŐ TÁMOGATÁSOK ISMERTETÉSE ÉS 

ÉRTÉKELÉSE ..................................................................................................... 30 

III.3.1 Alapelvek .............................................................................................. 30 

III.3.2 A jelenlegi magyarországi támogatási rendszer áttekintése ................ 31 

III.3.2.1 A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási 

rendszere 2008-ig ..................................................................... 31 

III.3.2.2 A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási 

rendszere 2008-tól .................................................................... 32 

III.3.2.3 Adózás ...................................................................................... 34 

III.3.2.4 Pályázati úton történő beruházás támogatás ............................. 34 

III.3.2.5 A megújuló energiafelhasználás várható közvetlen 

beruházás támogatásai 2015-ig ................................................. 35 

III.3.2.6 A megújuló energiafelhasználás ösztönzésének további 

közvetett eszközei ..................................................................... 36 

III.3.2.7 Kutatás-fejlesztés a megújuló energiák terén ........................... 36 

III.3.2.8 Információterjesztés, tájékoztatás, oktatás ............................... 37 

IV. BENCHMARK KÖLTSÉG-MEGHATÁROZÁS 39 

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010 I

II 

IV.1 A BENCHMARK PROJEKTELEMZÉSEN ALAPULÓ GYAKORLAT 

INDOKOLTSÁGA ................................................................................................ 39 

IV.2 A PROJEKTEK KÖLTSÉGÉRTÉKELÉSÉNEK MÓDSZERTANA ............................. 40 

IV.3 A SZÁMÍTÁSOKNÁL ALKALMAZOTT FELTÉTELRENDSZER .............................. 50 

IV.4 A BENCHMARK PROJEKTEK STRUKTÚRÁJA ÉS A TECHNOLÓGIÁK 

ISMERTETÉSE .................................................................................................... 64 

IV.5 A BENCHMARK PROJEKTEK KÖLTSÉGEI ........................................................ 109 

IV.6 A BENCHMARK PROJEKTEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI ............................ 117 

IV.7 AZ ÜVEGHÁZATÁSÚ GÁZOK KIBOCSÁTÁSCSÖKKENÉSÉNEK, VALAMINT A 

MEGÚJULÓK RÉSZARÁNYA NÖVELÉSÉNEK KÖLTSÉGEI, VALAMINT EZEK 

INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI .......................................................................... 117 

V. GAZDASÁGOSSÁGI VIZSGÁLATOK BENCHMARK PROJEKTEKEN 

ALAPULÓ KÖLTSÉGELEMZÉSSEL 118 

V.1 ÜZLETI TERV KÉSZÍTÉSÉNEK MÓDSZERTANA ............................................... 118 

V.2 A BENCHMARK PROJEKTEK GAZDASÁGOSSÁGI SZÁMÍTÁSAI TÁMOGATÁS 

NÉLKÜLI ILLETVE A JELENLEGI TÁMOGATÁSI GYAKORLATNAK 

MEGFELELŐEN (BERUHÁZÁSI TÁMOGATÁS, KÁT TÁMOGATÁS) .................. 120 

V.3 A SZÁMÍTÁSOK ÉRTÉKELÉSE ......................................................................... 120 

VI. TÁMOGATÁSI IGÉNY VIZSGÁLATA 120 

VI.1 A VIZSGÁLAT MÓDSZERTANA ........................................................................ 120 

VI.2 A SZÜKSÉGES ÉS ELÉGSÉGES TÁMOGATÁS MÉRTÉKEINEK 

MEGHATÁROZÁSA BENCHMARK PROJEKTEK ALAPJÁN ................................. 128 

VI.3 A BENCHMARK PROJEKTEK TÁMOGATÁSSZÜKSÉGLETÉNEK TÁRSADALMI 

HASZNOSSÁGA AZ EXTERNÁLIS KÖLTSÉGEK ALAPJÁN .................................. 128 

VII. EGYÉB JAVASLATOK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA 128 

VII.1 INNOVATÍV TECHNOLÓGIÁKKAL BŐVÍTETT BAT PROJEKTEK 

TÁMOGATÁSÁNAK MÓDSZERTANA, JAVASOLT FELTÉTELRENDSZERE ......... 128 

VII.2 BECSLÉSEK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA KÖZÉP ÉS HOSSZÚ 

TÁVON, AZ EGYES TECHNOLÓGIÁK MŰSZAKI-GAZDASÁGI 

PARAMÉTEREINEK VÁRHATÓ VÁLTOZÁSI TENDENCIÁI ALAPJÁN ................. 128 

VIII. ÖSSZEGZÉS 128 

IX. IRODALOMJEGYZÉK 129 

X. MELLÉKLETEK 131 

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010

I. VEZETŐI ÖSSZEFOGLALÓ 

A tanulmány során a célunk alapvetően a Európai Unió részére közeljövőben kötelezően benyújtani 

szükséges megújuló energetikai nemzeti program meghatározó háttértanulmányának 

az elkészítése. A tagságból következő nemzeti kötelezettségvállalásunk részét képező megújuló 

energiafelhasználás programozott növelése mellett ugyanakkor figyelemmel kell lenni a 

közös piac által támasztott legfontosabb alapelvekre is. 

Így a program megvalósításához nyújtott támogatások mértéke nem haladhatja meg a szükséges 

és elégséges mértéket, tehát az extraprofit nyújtása, még ha egy nemzeti stratégia erre 

lehetőséget is adna, csak „csekély összegű” támogatás, illetve átmeneti támogatás esetén lehetséges 

a vonatkozó szabályok szerint. 

A megújuló energetikai EU által elfogadható nemzeti program összeállításához tisztában kell 

lenni az egyes technológiák illetve projekttípusok valós termelési költségeivel. A termelt szekunder 

energiára viszonyított fajlagos költségek meghatározásánál viszont a befektetett tőke 

súlyozott átlagos költségeit is figyelembe kell venni, a beruházási költségek és működési költségek 

értékelése mellett. 

A fenti feladatra elfogadott módszertant jelent a Green-X módszertan, melyet közösségi K+F 

projekt keretében pont erre a célra fejlesztették ki, és több ország számára mintaként szolgálta 

Megújuló Energia Stratégia elkészítésénél (például Írország). Feladatunk volt a módszertan 

adaptálása, a szükséges számítások meghatározó projekttípusokra való elvégzése és a kapcsolódó 

program elkészítése. 

A program adaptálásánál jeleztük, illetve alkalmaztuk azokat a szabályozói lehetőségeket, 

melyeket véleményünk szerint az EU-szabályokkal összhangban alkalmazni lehet egyéb nemzeti 

célok érvényesítésére. Így például a jogszabály szerinti nagyvállalat tőkeköltségét eltérő 

módon vettük figyelembe a kis- és középvállalkozás illetve egyéb beruházói csoportokkal 

szemben, hiszen a jellemzően globális méretekben működő vállalkozásoknak alapvetően eltérő 

lehetőségei vannak a beruházási portfóliók kockázatok szempontjából is kielégítő összeállításának, 

mint a csak egyedi projektet megvalósítók esetében. 

Egyes projekttípusoknál indokoltnak éreznék többlet kockázati prémium biztosítását (például 

távhőszolgáltatás megújuló alapú kapcsolt energiatermeléssel vagy időjárásfüggő, menetrendadási 

kényszer alatt lévő projektek), melyek lehetőségét a tanulmányban szintén jeleztük. 

A tipikus beruházási költségeket és üzemeltetési költségeket projekt-benchmark alapján végeztük, 

figyelemmel arra, hogy az egyes típusok esetében nem a legjobb körülmények közötti 

értékeket szerepeltessük, hanem egy keresleti robbanás esetén várható átlagot becsüljünk. 

A szekunder energiahordozók (villamosenergia, hő, hidegenergia) előállításának a költségei 

így meghatározzák azt a termelt energiára vonatkoztatott fajlagos költséget, melyek fedezetének 

megléte illetve biztosítás feltétel egy projekttípus várható keresleti robbanásának a kialakulásához. 

Abban az esetben, ha bevételek és támogatások nem elegendőek, bár speciális körülmények 

és eltérő várakozások miatt természetesen történhetnek megvalósulások, de számuk 

várhatóan kicsi marad. Abban az esetben, ha a támogatások ennél a költségnél nagyobb 

mértékű hozamot biztosítanak, akkor a projektgazda részben csekély összegű vagy tiltott támogatást 

is kap. A fentiek miatt meghatároztuk projekttípusonként a jellemző piaci körülmények 

közötti bevételeket és a támogatási hiány, illetve szükségelt mértékét. 

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010 3

Figyelemmel arra, hogy a támogatási módszere többféle logika szerint történhet, a támogathatóság 

mértékét illetve a támogatásnyújtás költségét különböző rendszerek szerint vizsgáltuk. 

A támogatások tekintetében a beruházási támogatás meglétét a projekt adottságának tekintettük, 

így eltérő beruházási támogatások esetén vizsgáltuk meg a prémium illetve KÁT rendszeren 

keresztül nyújtható támogatások mértékét. 

A KÁT illetve prémium támogatások mértékét reál illetve nominális módon is meghatároztuk. 

Az első esetben évente az infláció mértékével folyamatosan növekvő támogatásról van szó, 

míg a másik esetben egy az induláskor meghatározott nominálisan fix összegről, mely adott 

időszakig jár. A második esetben nagyobb induló támogatás adható, de a várakozástól eltérő 

infláció kockázatát a támogató és a projektgazda közösen viseli. 

A jogosan járó prémium illetve KÁT meghatározásánál meghatároztuk a 15 éves garantált 

időtartamig adható fajlagos támogatások mértékeit, valamint meghatároztuk az adott KÁT 

összeg esetén garantálható időtartam hosszát is. 

A projektek értékelésénél az egyes projekttípusok jellemző szükséges és elégséges támogatói 

költségét az egyes projektekkel jellemzően kiváltott üvegházhatást növelő gázok kiváltása 

szempontjából is értékeltük. 

A tanulmányban illetve a számításoknál prémiumnak a termelt szekunder energia piaci értéke 

és a KÁT rendszeren keresztüli garantált átvételi díj különbségét értjük. Így a prémium a 

KÁT rendszeren keresztül garantált fajlagos átvételi díj valódi támogatástartamának minősíthető 

részt is jelenti. 

Természetesen elképzelhető olyan prémiumrendszerű támogatás is, amikor is a termelt szekunder 

energiára vonatkozva az átvételt az állam nem garantálja, de az étékesített energiamennyiségre 

tekintettel valamely piaci szereplő részére kiegészítő támogatást nyújt. Ebben az 

esetben is a megállapított prémium összeg a várhatóan adható kiegészítés szükséges-elégséges 

mértékét jelenti. 

A tanulmányban nem csak a villamos energiával, hanem a hő- illetve hidegenergiával is foglalkoztunk, 

melyeket elsősorban prémiumrendszeren keresztül támogathatónak tartunk és javaslunk. 

Kapcsolt energiatermelés esetén meghatároztuk azt a KÁT illetve prémium értéket is, mely 

kizárólag a villamosenergia termelés oldaláról támogatná a megújuló energetikai projektet, de 

meghatároztuk a KÁT illetve prémium értékeket arra az esetre is, ha a villamosenergia termelés 

és a hőszolgáltatás támogatása külön tételként kerül elfogadásra. 

A célunk elsősorban az EU felé leadandó jelentés háttértanulmányaként szolgáló alátámasztása 

volt, de másodsorban a programalkotó különböző EU konform támogatási lehetőségek 

melletti összegeinek a meghatározása is, segítve a támogatási rendszer esetleges átalakítását. 

A tanulmányhoz tartozik egy a számításokat kinyomtatva is tartalmazó melléklet (17-22 oldal 

projekttípusonként) illetve a számításokat végző MS Excel program. 

A legfontosabbnak tartott eredményeket az alábbi táblázatokban összesítjük: 

4 


I. Villamosenergia termelés/1 

Ssz. Név cEL: 

2.1. 

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 

Prémium támogatás 

(reál) prtEL 

KÁTEL 

KÁT = 35 Ft/kWh 

esetén a jogosultsági 

időszak hossza 

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010 5 

Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 

ÜHG kiváltás támogatásigénye 

(prémium 

kiegészítés - kasszából) 


(KÁT - kasszából) 

Beruházási támogatás 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 

Biomassza, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs 

erőmű 

Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh év év Ft/GJ Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 

30 373 16 026 10 397 30 373 24 745 10,37 6,00 2 354 54 237 28 617 18 567 54 237 44 187 

2.2. Szén-biomassza erőmű együttégetés 21 076 6 509 2 659 20 857 17 006 3,51 1,35 1 986 37 636 11 624 4 748 37 244 30 368 

3.4. Depóniagáz motor 18 296 2 349 0 16 696 0 1,05 0,00 1 854 32 671 4 195 0 29 815 0 

3.3. Iszapgáz motor 50 518 36 171 30 610 50 518 44 957 15,00 15,00 5 199 90 211 233 54 661 90 211 80 281 

7.1. 0-20 kWp PV rendszer 96 166 79 464 31 738 93 811 46 086 15,00 15,00 22 706 171 724 141 900 56 676 167 520 82 296 

2.1. 20 kWp - 1 MWp PV rendszer 79 726 63 477 25 281 77 824 39 628 15,00 15,00 18 824 142 368 113 352 45 144 138 972 70 764 

2.1. PV erőmű 1 MWp fölött 51 094 33 543 8 075 47 890 22 422 15,00 4,47 11 354 91 240 59 898 14 420 85 518 40 040 

8.1. Kis teljesítményigényű autonóm PV 111 459 97 112 63 704 111 459 78 051 15,00 15,00 24 769 199 034 173 414 113 757 199 034 139 376 

8.2. 

8.3. 

Önellátó háztartások (szél és pv komplex 

rendszer) 

70% szél és 30% pv hibrid (gazdasági, 

kisüzemi) 

76 037 61 690 34 407 76 037 48 754 15,00 15,00 17 953 135 780 110 160 61 440 135 780 87 060 

60 334 44 954 18 970 59 301 33 317 15,00 12,88 14 246 107 739 80 275 33 875 105 895 59 495


9.1. 

6 


(reál) prtEL 

KÁTEL 




Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 


(prémiumkiegészítés - 

kasszából) 




Háztartási kisteljesítményű 

egyedi szélgenerátor 


99 663 83 222 34 502 97 569 48 850 15,00 15,00 27 657 177 970 148 611 61 611 174 231 87 231 

9.2. Szélerőmű 23 397 6 675 0 21 022 0 3,25 0,00 6 486 41 780 11 919 0 37 539 0 

9.3. Szélerőmű telep 20 046 2 795 0 17 143 0 1,42 0,00 5 552 35 797 4 992 0 30 612 0 

13.1. Kisteljesítményű vízerőmű 31 201 16 025 5 198 30 372 19 545 9,84 2,46 7 800 55 715 28 615 9 282 54 235 34 902 

13.2. Középteljesítményű vízerőmű 22 841 6 625 0 20 972 0 3,22 -1,24 5 964 40 788 11 830 0 37 450 0 

13.3. Nagy teljesítményű vízerőmű 31 955 14 894 83 29 241 14 430 9,40 0,04 7 989 57 062 26 596 147 52 216 25 767 


II. Kapcsolt Hő- és Villamosenergia termelés 

ssz. Név cEL: 

2.3. 

2.4. 

Beruházási 

támogatás 

Biomassza 

fűtőerőmű (kondenzációs) 

Faelgázosító 

erőmű, gázmotorral 

3.1. Fermentációs 

nagy biogáz 

3.2. 

Fermentációs kis 

biogáz 

Ft/MW 

h 

Csak villamosenergia prémium külön 

hőenergia támogatás nélkül 


(reál) 

prtEL 

KÁTEL 

Hőenergia prémium és villamosenergia KÁT 

támogatási rendszer 

prémium 

(hő) 

KÁT 

(villamosen 

ergia) 

prémium 

(hőszolgáltatás) 

KÁT 

(villamosenergiatermelés) 

KÁT = 35 Ft/kWh + 

hőszolg prémium: 

mellett a jogosultsági 



Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 

ÜHG kiváltás 

támogatásigénye 

(prémium kiegészítés 

- kasszából) 


támogatás-igénye 


0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 

Ft/MWh Ft/MWh Ft/MW 

h 

Ft/MW 

h 

Ft/GJ Ft/MWh Ft/GJ Ft/MWh év év Ft/GJ Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 

26 149 18 468 11 253 32 815 25 601 1 079 28 930 658 23 233 9,14 4,99 1 624 36 055 23 833 14 523 53 940 44 630 

43 343 32 624 22 603 46 971 36 950 2 622 37 532 1 817 30 410 15,00 10,40 2 757 53 571 40 886 28 327 72 569 60 010 

38 551 26 767 17 723 41 115 32 070 1 915 34 222 1 268 27 506 11,15 6,24 3 719 56 674 34 345 22 740 63 446 51 841 

42 844 33 507 22 565 47 854 32 689 1 742 41 582 1 173 32 689 15,00 12,17 4 111 64 969 45 281 30 494 73 871 59 084 

4.1. Hulladékégetés 47 644 36 665 22 820 51 012 37 167 3 370 38 881 2 097 29 617 15,00 9,71 3 144 90 853 70 579 43 928 119 057 92 406 

5.1. 

5.2. 

Szünetmentes 

áramforrás PEM 

cella 

üzemanyagcella 

kiserőmű (245 

kWe) 

11.1. Geotermikus 

kiserőmű 


középerőmű 

334 559 88 287 597 428 

74 996 59 943 24 640 74 291 38 987 4 844 56 852 1 991 31 819 15,00 10,83 7 977 103 341 75 329 30 964 106 740 62 374 

36 881 33 289 17 420 47 636 31 768 1 975 40 526 1 034 28 047 15,00 7,86 4 755 44 206 41 217 21 569 72 367 53 664 

30 796 20 546 11 406 34 894 25 753 1 186 30 625 658 23 383 10,59 5,09 4 344 38 967 25 832 14 340 57 191 45 699

8 

III. Hőenergia termelés 

Ssz. Név cth: 

1.1. 


(reál) prtth 

KÁTth 

prémium = 1500 Ft/GJ 



Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 

ÜHG kiváltás támogatásigénye(prémiumkiegészítés 


Beruházási támogatás 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 

Egyedi pellet kazán hőellátás háztartási 

méretben; 

Ft/MWh Ft/GJ Ft/GJ Ft/GJ Ft/GJ Ft/GJ év év Ft/GJ 

[Ft/tCO2] 

[Ft/tCO2] [Ft/tCO2] 

14 673 4 076 356 0 3 951 0 2,77 0,00 3 261 61 756 5 391 0 

1.2. Központos pelletes hőellátás üzem 24 679 6 855 3 491 2 135 6 855 5 500 15,00 15,00 5 484 103 869 52 891 32 356 

1.3. 

Biomassza hőtermelés meglévő 

távhőszolgáltatáshoz; 

13 215 3 671 215 0 3 579 0 1,51 0,00 2 937 55 620 3 252 0 

6.1. Síkkollektor hmv-termelésre 32 602 9 056 5 068 1 201 8 664 4 797 15,00 10,32 9 056 137 213 76 787 131 266 

6.2. Társasházi kollektoros fűtés + hmv 36 979 10 272 6 498 1 858 9 862 5 222 15,00 15,00 10 272 155 637 98 452 28 149 

10.1. 

10.2. 

12.1. 

12.2. 

Geotermikus hőre alapozott új 

távhőrendszer 

Meglévő városi távhőrendszer 

bővítése geotermikus energiával 

Egyedi családi házas hőszivattyú 

fűtési célra 

Közösségi illetve irodaházi geotermikus 

hőszivattyú, fűtésre – hűtésre 

13 355 3 710 513 0 3 504 0 3,85 0,00 3 710 56 207 7 775 0 

12 905 3 585 162 0 3 152 0 1,12 0,00 3 585 54 312 2 449 0 

36 177 10 049 6 453 3 611 10 049 7 207 15,00 15,00 10 049 1 330 854 478 

19 456 5 405 1 032 43 4 397 3 408 8,84 0,29 5 405 39 297 7 504 313 


II. A TANULMÁNY CÉLJA ÉS A MEGOLDANDÓ FELADATOK 

II.1 BEVEZETÉS, ÖSSZEFÜGGÉSRENDSZER 

Az EURÓPAI UNIÓ 2009/28/EK számú Irányelvei szerint, valamennyi tagországnak el kell 

készítenie a saját NEMZETI MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁSI CSELEKVÉSI TER- 

VÉT az Európai Közösségek Bizottságának C (2009) 5174 sz. HATÁROZATA értelmében.[10] 

A TERV megalapozását szolgálják az ugyancsak rendszerbe foglalt, az 1.–3. „PILLÉR” alá 

csoportosított szaktanulmányok (lásd 1. ábra), amelyek címe szerepel az egyes boxokban. 

Forrás: ALAPFELADATOK (MEH) – Bővítmények (PYLON Kft.) 

1. ábra Magyarország Megújuló Energiahasznosítási Cselekvési Tervének felépítése. Feladatok a kidolgozás 

tervezett folyamatában, és ütemtervében 

MEH–PYLON Kft.: Hasznosítható megújuló energiapotenciálok, gazdaságossági támogatási vizsgálatok 2020-ig. „B” kötet. 2010 

9

Jelen szaktanulmány – a 3. PILLÉR alatt –, a 2. sz. boxban szerepel, és megalapozza nemcsak 

a 2. PILLÉR-ben elvárt feladatok teljesítését, hanem alapját képezi a 3. PILLÉR keretében 

kidolgozandó hasznosítható gazdasági-műszaki potenciál kimutatásoknak (3. PILLÉR 3. 

boksz) is. 

Az egyes alapozó szaktanulmányokat más-más, a Megbízó MEH által felkért és koordinált 

szakcégek készítik, időben átadják eredményeiket a velük kooperálóknak, ily módon a kívánt 

összehangolás biztosított. 

II.2 TERVEZÉSI CÉLOK ÉS FELADATOK 

Magyarország 2020-ig hasznosítható megújuló energiapotenciáljának, s annak 3 forgatókönyv 

szerinti ajánlásaihoz, meghatározásához elengedhetetlenül szükséges olyan, az Európai 

Unióban alkalmazott módszer szerinti GAZDASÁGOSSÁGI MODELLVIZSGÁLA- 

TOK, SZÁMÍTÁSOK elvégzése, valamennyi, javasolt főbb technológiára, amely után reálisan 

vállalható a hazai és az Európai Uniós támogatásokkal az optimális forgatókönyv szerinti 

fejlesztések megvalósítása. 

A vállalt feladatok részletezése: 

10 

Technológiánként a benchmark erőművi költségek meghatározása 

reális beruházási és működtetési költségek, minőségi paraméterek definiálása (forrás: 

az engedélyezésre benyújtott üzleti tervek adatai, az elfogadott energetikai pályázatoknak 

a megvalósítás során elszámolt költségei, szakértői költségbecslések, 

nyugat-európai adatbázisok, tanulmányok adatai), 

Megtérülési modell (excel) a benchmark erőművi adatbázison 

Energiaforrásonként/technológiánként kiszámolja (az egyik paraméter rögzítése mellett) 

a megtérülési időt, illetve az 1 kWh / GJ energia előállításához szükséges fajlagos 

termelési költséget. 

Szabadon változtatható paraméterek: az éves üzemóraszám, a beruházás éve (technológiai 

fejlődés figyelembevételének kezelése), a tüzelőanyagár, az erőművek által 

kapott egyéb támogatás aránya a beruházás függvényében. 

A benchmark adatok szerinti technológiák értékelésének véglegesítése. 

A hazai és európai uniós támogatási eszközök, rendszerek jellemzése, értékelése 

Támogatási módszerek rövid áttekintése, támogatási filozófia 

A támogathatóság feltételrendszere, elismerhető és el nem ismerhető költségek (a 

környezetvédelmi állami támogatásokról szóló iránymutatás alapján) 

A támogathatóság javasolt maximális mértékei gazdaságossági számítással igazolva 

(mely az externális és társadalmi hatásokat összegző társadalmi hasznosságon alapulnak) 

Innovatív módszerekkel, technológiákkal bővített, kiegészített alapvetően BAT projektek 

támogathatóságának a módszertana. Innovatív projektek különleges támogathatóságának 

feltételrendszere. 

Becslés a támogathatóság változására az egyes technológiáik műszaki gazdasági paramétereinek 

várható tendenciáit tekintve közép és hosszú távon. 


II.3 EURÓPAI UNIÓS ÉS HAZAI IRÁNYELVEK, ELŐÍRÁSOK, KÖTELEZETTSÉGEK 

EURÓPAI UNIÓS JOGSZABÁLYOK 

2009/28/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS A TANÁCS IRÁNYELVE (2009. ápr. 

23.) a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról 

2009/548/EK AZ EURÓPAI BIZOTTSÁG HATÁROZATA (2009. június 30.) a 

2009/28/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv szerinti, megújuló energiaforrásokra 

vonatkozó nemzeti cselekvési tervek formanyomtatványáról 

2006/32/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE a tagállamoknak 

a Nemzeti Energiahatékonysági Cselekvési Tervről 

COM(2008) 772 A BIZOTTSÁG KÖZLEMÉNYE Energiahatékonyság: a 20%-os cél 

elérése 

COM(2007) 354 A BIZOTTSÁG ZÖLD KÖNYVE A TANÁCSNAK, AZ EURÓPAI 

PARLAMENTNEK, AZ EURÓPAI GAZDASÁGI ÉS SZOCIÁLIS BIZOTTSÁGNAK 

ÉS A RÉGIÓK BIZOTTSÁGÁNAK Alkalmazkodás az éghajlatváltozáshoz Európában – 

Az uniós fellépés lehetőségei 

COM(2005) 265 ZÖLD KÖNYV az energiahatékonyságról avagy többet kevesebbel 

COM(2007) 140 ZÖLD KÖNYV a környezetvédelmi és a kapcsolódó politikai célokra 

szolgáló piaci alapú eszközökről 

Megújuló forrásokból előállított energia COM(2008)0019 – C6-0046/2008 – 

2008/0016(COD) Irányelvre irányuló javaslat – RES – AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS 

AZ EURÓPAI UNIÓ TANÁCSA 

2006/32/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2006. április 5.) 

az energia-végfelhasználás hatékonyságáról és az energetikai szolgáltatásokról, valamint a 

93/76/ EGK tanácsi irányelv hatályon kívül helyezéséről 

397/2009/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS RENDELETE az Európai Regionális 

Fejlesztési Alapról szóló 1080/2006/EK rendeletnek az energiahatékonyságba és 

a megújuló energiaforrásokba való lakásberuházások támogathatósága tekintetében történő 

módosításáról 

2004/8/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2004. február 

11.) a hasznos hőigényen alapuló kapcsolt energiatermelés belső energiapiacon való támogatásáról 

és a 92/42/EGK irányelv módosításáról 

2003/54/EK AZ EURÓPAI PARLAMENT ÉS TANÁCS IRÁNYELVE (2003. június 

26.) a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 96/92/EK irányelv 

hatályon kívül helyezéséről 

…/EK IRÁNYELV A KÖRNYEZETVÉDELMI ÁLLAMI TÁMOGATÁSOKRÓL 

(2007. …) 

A HAZAI ENERGIAPOLITIKAI FŐ DOKUMENTUMOK 

Magyarországon országgyűlési határozat írja elő Energia Stratégia megalkotását és folyamatos 

aktualizálását. Hasonló jellegű előírás létezik a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégiáról, 

valamint legújabban a Homokhátság Fenntartható Fejlődése kapcsán a tanyavillamosítás kérdésköréről 

is. Az energiahatékonyságról egy 1999-ben elfogadott kormányhatározat jelenti a 

fő jogszabályt, mely érdekében azonban a NEP lakossági energetikai programok a feladathoz 


11

és a szükségletekhez képest alacsony keretösszegekkel valósulnak meg. A meghatározó jogszabályok 

a következők: 

12 

2007. évi LX. törvény az ENSZ Éghajlatváltozási Keretegyezménye és annak Kiotói 

Jegyzőkönyve végrehajtási keretrendszeréről 

29/2008. (III. 20.) OGY határozat a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégiáról 

40/2008. (IV. 17.) OGY határozat a 2008–2020 közötti időszakra vonatkozó energiapolitikáról, 

valamint H/4858/1. háttéranyag a 2007–2020 közötti időszakra vonatkozó energiapolitikai 

koncepcióról szóló, H/4858 számú országgyűlési határozati javaslathoz 

49/2009. (V. 27.) OGY határozat a tanyák és tanyás térségek megőrzéséről, fejlesztéséről 

2148/2008. (XI. 31.) Korm. határozat az új Megújuló energiahordozó felhasználás növelési 

stratégiájáról 

2019/2008. (II. 23.) Korm. határozat a Nemzeti Energiahatékonysági Cselekvési Tervéről 

A fentieken túl a jogszabályok előírnak a biztonságos üzemeltetés fenntartása érdekében, a 

különböző fejlesztéseket kötelező érvénnyel tartalmazó stratégiák elkészítését, mely a hatósági 

ellenőrzés és jóváhagyás függvénye. Ilyen például a Magyar Villamosenergia rendszer hálózatfejlesztési 

terve, melyben az átviteli hálózati elemeket 5 évre, az elosztói hálózati elemeket 

3 évre előre kell rögzíteni. 

Megújuló Energiahasznosítási Törvénye nincs az országnak, bár már jó ideje számos 

szakmai fórumon követelik megalkotását, az európai tagállamok példái nyomán, mivel vélhetően 

ez feltétele a biztonságos fejlesztéseknek, a támogatási eszközök hozzárendelésének. 

Energetikai kerettörvény nem létezik, bár több szakmai szervezet szükségesnek látja, hogy a 

biztonság – versenyképesség – fenntarthatóság egységesen definiálva jelenjen meg az energetikában, 

és a megvalósítás feltételei, szabályozásai, a nemzeti érdekképviselet módjai is rögzítésre 

kerüljenek. 


III. ÚJ TÁMOGATÁSI POLITIKA MEGALAPOZÁSA 

III.1 A MEGÚJULÓ ENERGIAHASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI ESZKÖZEINEK TÍPUSAI, CSO- 

PORTOSÍTÁSA 

III.1.1 A megújuló energiafelhasználás állami ösztönzésének szükségessége 

Az Európai Unió célkitűzéseihez hasonlóan a magyar energiapolitikának is lényeges eleme az 

energiahatékonyság és a megújuló energiaforrások részarányának növelése, párhuzamosan az 

energiapiaci liberalizáció bevezetésével. A megújuló energia hasznosítási technológiákra jellemző, 

hogy általában drágábbak, mint a piacon meglévő, versenyképes, a fosszilis tüzelőanyagok 

alkalmazásán alapuló technológiák, ami főként e technológiák újszerűségéből, a 

kezdeti magas tőkeköltségből és a piaci kockázatokból származik, sőt ezt esetenként a megújuló 

energiával versenyző más energiaforrásoknak nyújtott támogatások is befolyásolják. 

Amennyiben a megújuló energia technológiáknak szélesebb körű és gyors elterjedését kívánjuk 

elérni, valamilyen támogatási rendszert kell létrehozni és működtetni. A támogatási rendszer 

kialakításánál figyelemmel kell lenni arra, hogy milyen célokat szeretne a környezet- és 

energiapolitika elérni, és e célok elérése érdekében milyen mértékű és jellegű állami beavatkozás 

indokolt. Az állami eszközöknek a megújuló energiák terjedése előtt álló gazdasági, 

szabályozási, intézményi akadályok lebontására kell irányulniuk, szem előtt tartva a gazdaságosság 

és hatékonyság szempontjait is. 

A támogatási rendszer hatékonysági szempontból akkor lehet indokolt, ha a kormányzati beavatkozás 

a piaci folyamatok automatizmusa által nem megoldható célt ér el. Indokolhatja a 

megújulók támogatását, ha a támogatás során keletkező többletköltségekért cserében keletkező 

externális társadalmi hasznok meghaladják a ráfordításokat. Ennek megfelelően a megújuló 

energiákat különböző okok miatt lehet támogatni: 

Fenntartható fejlődés és környezetvédelem 

A fenntartható fejlődés három alappilléren nyugszik: a szociális, a gazdasági és a környezeti 

pilléreken és mindhármat együttesen, kölcsönhatásaik figyelembevételével mérlegelni kell a 

különböző fejlesztési stratégiák, programok kidolgozása során, illetve a konkrét intézkedésekben, 

cselekvésekben. A megújuló energiaforrások alkalmazásának növelése jelentős eszköz 

a fenntartható fejlődés megvalósításához, mivel segíti a meglévő erőforrások hosszú távú 

rendelkezésre állását a gazdaság és társadalom fejlődéséhez. A megújulók alkalmazása a foszszilis 

tüzelőanyagokhoz képest általában kisebb levegőszennyezéssel jár mind lokális/regionális, 

mind globális szinten, amelynek számos előnye van, pl. az egészségügyi helyzet 

javulása, az épített környezet állagromlásának lassulása, illetve az üvegházhatás mérséklődése, 

amely utóbbi a nemzetközi egyezményekből eredő kötelezettségvállalások teljesítése 

szempontjából is fontos. 

A fenntartható fejlődés nemzeti stratégiájának elkészítése nemzetközi kötelezettség: az ENSZ 

2002-ben Johannesburgban rendezett Fenntartható Fejlődés Csúcstalálkozója, illetve az Európai 

Unió Göteborgban tartott Európai Tanácsi ülése hívta fel a kormányokat arra, hogy minden 

ország készítse el hosszútávra szóló, a gazdasági, a szociális és a környezeti szempontokat 

kiegyensúlyozottan figyelembe vevő stratégiáját. A fenntartható fejlődés megvalósítása az 

EU egyik alapvető célja. Ezt egyrészt az EU versenyképességének növelését célul kitűző liszszaboni 

folyamat, másrészt a lisszaboni célkitűzéseket a környezeti dimenzióval is kiegészítő 


13

göteborgi stratégia hivatott megvalósítani – más-más eszközökkel, más időhorizonttal, egymást 

kiegészítve. 

A megújuló energiák támogatási rendszerének kialakításánál az Európai Unió két fontos alapstratégiáját 

kell szem előtt tartani. A fenntartható gazdasági és társadalmi fejlődés megvalósításáról 

szóló 2000-es Lisszaboni Stratégia azt a célt tűzte az Európai Unió elé, hogy 2010-re 

váljék a világ legversenyképesebb és legdinamikusabb, tudásalapú gazdaságává, amelynek 

fenntartható növekedése a kutatás-fejlesztésen, az innováción, az információs és kommunikációs 

technológia széles körű alkalmazásán alapul. A Lisszaboni Stratégia társadalmi célokat is 

megfogalmaz, melyek kapcsán meghatározó szerephez jutott a foglalkoztatás bővítése, a társadalmi 

és gazdasági kohézió, az összetartó társadalom erősítésének, valamint a szolidaritás 

növelésének gondolata. 

A fenntartható fejlődés megvalósítása érdekében a 2001-es Göteborgi Stratégia hét fő prioritási 

területre összpontosít: az éghajlatváltozás elleni küzdelem és az energiagazdálkodás javítása; 

a környezetkímélőbb közlekedés és szállítás; a termelés és a fogyasztás fenntarthatóbbá 

tétele; a természeti erőforrásokkal való körültekintő gazdálkodás; az emberi egészség védelme; 

a társadalmi befogadás erősítése, a demográfiai változások és a migráció kezelése; és 

végül a szegénység elleni küzdelem és a fenntartható fejlődés előmozdítása globális szinten. 

Az energia importfüggőség csökkentése, energiaforrások diverzifikálása 

Az energiaellátás biztonsága és függetlensége nemzetbiztonsági kérdés. Magyarország energiaellátása 

jelentős részben importált energiaforrásokkal történik, ezen belül is különösen jelentős 

a földgáz esetében az egyoldalú függőség. A függőségből eredő kockázatok csökkentése 

fontos externális pozitív hatása lehet a megújuló energia hasznosítás növelésének. Az egyes 

energiahordozók világpiaci árváltozásait számos, az importáló ország által nem befolyásolható 

tényező befolyásolja, amelyek a monopolhelyzet következtében azonban erősen hatnak az 

importáló ország gazdaságára. Ezért a diverzifikálás költségeit, beleértve a megújuló energiaforrások 

növelésének ráfordításait is, indokolt valamilyen részben a piaci szereplőknek (energiafogyasztók) 

és az államnak viselnie. 

Hosszú távú ellátásbiztonság 

A néhány évtized múlva kimerülőnek prognosztizált energiaforrásokkal szemben a megújuló 

energiák nem kimerülő fajtái addicionális externális értékkel rendelkeznek a hosszú távú 

energiaellátás szempontjából. Az ezzel kapcsolatos piaci folyamatok előrejelzése azonban 

bizonytalan, a kimerülés várható üteme, a hagyományos energiahordozó ezzel kapcsolatos 

hosszú távú áralakulása, a helyettesítés költségeinek várható alakulása nehezen prognosztizálható. 

Ennek ellenére a megújuló energia hasznosítással összefüggő hosszú távú ellátásbiztonság 

mindenképpen externális értéket képvisel. 

Régiófejlesztés, térségfejlesztés 

A megújuló energiák alkalmazása hozzájárul a helyi energiaforrások kiaknázásához, amely 

elősegíti az osztott energiatermelés térnyerését. A megújuló energiafajták jelentős része mezőgazdasági 

tevékenységből származik, támogatásuk hozzájárul a – főként mezőgazdasági - 

vidéki munkaerő foglalkoztatási problémáinak megoldásához, a regionális és térségi gazdasági 

fejlődés elősegítéséhez. A megújulók ezáltal olyan módon növelhetik a vidék lakosságmegtartó 

erejét, hogy egyben a fenntartható helyi fejlődést segítik elő, általában a táj hagyományos 

jellegének megőrzésével. A nagy léptékű megújuló energiás beruházások (pl. szélfarm, 

naperőmű) hozzájárulhatnak a helyi adóbefizetések növekedése által a régió, vagy település 

infrastruktúrájának gyorsabb fejlődéséhez is. 

14 


Innováció, kutatás-fejlesztés, technológiai fejlődés 

A megújuló energetikai technológiák jelentős része – főként a beruházási költségeket tekintve 

- még nem versenyképes, nem piacérett technológia. Bár a technológiák nagy része már több 

éve megbízhatóan működik (szélerőművek, napkollektorok stb.), emellett fokozott az igény a 

technológiai fejlesztésekre, elsősorban a piacképesség javítása érdekében. Az innováció, kutatás-fejlesztés 

támogatása minden olyan területen indokolt, ahol a várható kutatási eredmények 

nemzetközileg is piacképes termékek, technológiák létrehozását teszik lehetővé. Ezért a kormányok 

különböző szakpolitikákkal, szabályozással és erőforrások hozzárendelésével segítik 

elő a technológiai fejlődést. Ennek egyik útja a kutatás-fejlesztési tevékenységek közvetlen 

támogatása, amelynek több gyakorlati megvalósítási formája is szokásos, mint például az állami 

kutatási ráfordítások (állami kutatóintézetekben folytatott kutatások, vagy az állami 

programok hozzájárulása magánkutatásokhoz), vagy a szabályozás oldaláról például a szabadalmazás 

rendszere. A másik út az új technológiák piacra kerülését segítő támogatások rendszere, 

amely lehet beruházás támogatás a megújuló energetikai demonstrációs projektekhez, 

vagy akár támogatás az új technológiákról szóló ismeretek minél szélesebb körben történő 

megismertetéséhez a potenciális alkalmazók körében. 

A kutatás-fejlesztés támogatása célzottan a hazai háttéripar fejlesztését segíti elő, azonban a 

megújuló energetikai beruházási projektek támogatása a legtöbb esetben nem a hazai fejlesztésű 

új technológiák, hanem a külföldön már több éve működő, megbízható technológiák hazai 

alkalmazásának elterjesztését segíti, mivel ez biztosítja a megújuló energiák hasznosításának 

gyorsabb növekedését, ezáltal a megújuló energia részarányra vonatkozó célok gyorsabb 

elérését. Ezért körültekintően kell eljárni a kutatás-fejlesztési támogatási rendszer, és a technológiák 

széles körű alkalmazását – tehát a megújuló energia hasznosítás növelését - célzó 

támogatási rendszer összehangolt kialakítása és működtetése során, figyelembe véve a hazai 

kutatás-fejlesztési sajátosságokat, kapacitásokat, és a komparatív előnyökkel kecsegtető kutatási 

területeket. 

III.1.2 A megújuló energiafelhasználás ösztönzőinek csoportosítása 

A megújuló energiaforrások felhasználásának növelése érdekében az Európai Unió országaiban 

és az USA-ban különböző, az állam részéről alkalmazható ösztönző eszközöket dolgoztak 

ki, és alkalmaznak. Ezek többféle szempont szerint csoportosíthatók. 

Az alkalmazás jellege szerint: 

kötelező 

önkéntes 

Az állami szerepvállalás jellege szerint: 

piaci keretfeltételek megteremtésével, 

közvetlen pénzügyi támogatásokkal, 

szabályozókkal, 

önkéntes megállapodások, intézkedések támogatásával. 

A támogatás érvényesülésének területe szerint: 

az árakon keresztül közvetlen támogatás formájában, 

kedvező és átlátható szabályozási keretek biztosításával (pl. egyszerű engedélyezési folyamat, 

garantált átvétel biztosítása), 

közvetlen beruházási vagy termelési támogatás révén, 

adóelőny biztosításával, 


15

16 

a megújuló technológiák terjedését, társadalmi elfogadtatását, a felhasználók szemléletformálását 

célzó ösztönzőkön keresztül. 

Az eszközök jellege szerint: 

Fiskális eszközök 

Adózás: energiaadó, széndioxid adó, környezetterhelési díj kivetése, adókedvezmények 

Közvetlen beruházási pénzügyi támogatások 

Termelési támogatási eszközök 

Kötelező átvételi rendszer 

Forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer 

Zöld prémium rendszer 

Közvetett eszközök 

Kutatás-fejlesztési támogatások 

Tájékoztatás, információterjesztés és oktatás támogatása 

Egyéb közvetett eszközök (pl. együttes végrehajtási projektek, emisszió kereskedelem) 

III.2 A MEGÚJULÓ ENERGIA HASZNOSÍTÁS TÁMOGATÁSI RENDSZERE AZ EURÓPAI 

UNIÓBAN 

III.2.1 Az Európai Uniós támogatási rendszer háttere, filozófiája 

Az Európai Bizottság 2008. január 23-án elfogadta a Környezetvédelmi állami támogatásokról 

szóló közösségi iránymutatást, amely 2008. február 3-án váltotta fel a korábbi hatályos 

közösségi iránymutatást. 

Az iránymutatás több új rendelkezést is tartalmaz, mint pl. a szabványok korai bevezetéséhez 

nyújtott támogatás, környezetvédelmi tanulmányok készítéséhez nyújtott támogatás, távfűtéshez 

nyújtott támogatás, hulladékgazdálkodáshoz nyújtott támogatás, továbbá a kibocsátáskereskedelmi 

rendszerekhez kapcsolódó támogatás. 

A támogatási intenzitásokat számottevően megemelték. Nagyvállalatok esetében az intenzitási 

értékek a korábbi 30%–40%-ról 50%–60%-ra emelkedtek, míg kisvállalkozások esetében 

50%–60%-ról 70%–80%-ra. Abban az esetben továbbá, ha a közösségi szabványok alkalmazási 

hatékonyságát fokozó beruházások vagy a környezetvédelem színvonalának hiányzó 

normák melletti emelésére irányuló beruházások ökoinnovációt is magukban foglalnak, 10% 

többlettámogatás is adható. A 2001-es iránymutatással ellentétben nem létezik már többlettámogatás 

a támogatott régiók esetében, illetve a valamely közösség egészének igényeit szolgáló, 

megújuló energiaforrásokat alkalmazó létesítmények esetében. 

Az adócsökkentések esetében az iránymutatás fenntartja a hosszú távú és feltételekhez nem 

kötött környezetvédelmi adóeltéréseket, amennyiben az érintett vállalatok a csökkentés érvényesítését 

követően legalább a közösségi minimumszintet megfizetik. Hosszú távú eltérés 

lehetséges akkor is, ha a vállalatok nem fizetik meg a közösségi minimumszintet, ilyenkor 

azonban a tagállamnak bizonyítania kell, hogy ezek az eltérések szükségesek és arányosak. A 

Bizottság álláspontja szerint akár a teljes mentességet is elérő nagy összegű csökkentések is 

bizonyos feltételek mellett indokoltak lehetnek, a tagállamoknak azonban ezek szükségességét 

indokolniuk kell. 


Az iránymutatás különbséget tesz az intézkedések általános, illetve részletes értékelése között. 

A vállalkozások számára egyénileg juttatott nagy összegű támogatások részletes értékelését 

azért vezették be, hogy lehetővé tegyék a verseny és a kereskedelem torzítására leginkább 

alkalmas egyéni esetek mélyrehatóbb vizsgálatát. Az adómentességi és adócsökkentési rendszereket 

csak az adott rendszer egészét tekintve vizsgálják, azaz a vállalkozásokat egyénileg 

nem vonják részletes értékelés alá. 

A megújuló energiahordozók felhasználásának támogatási irányelveit az Európai Unióban az 

„Európai Parlament és a Tanács 2009/28/EK irányelve (2009. április 23.) a megújuló energiaforrásból 

előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 2003/30/EK irányelv 

módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről” című dokumentum tartalmazza (továbbiakban: 

Irányelv).[9] 

Az Irányelv értelmezésében „támogatási rendszer” alatt nemcsak a szűken értelmezett pénzügyi 

támogatásokat kell érteni, hanem a következőt: 

„Egy tagállam vagy tagállamok egy csoportja által alkalmazott olyan eszköz, rendszer vagy 

mechanizmus, amely a megújuló energiaforrásokból előállított energia felhasználására ösztönöz 

ezen energia költségének csökkentésével, az eladási ár emelésével, vagy a megújuló 

energiaforrásokból előállított energia megvásárolt mennyiségének – a megújuló energiával 

kapcsolatos kötelezettség bevezetése révén vagy egyéb módon való – növelésével. Magában 

foglalja a beruházási támogatásokat, az adómentességet vagy adókedvezményeket, az adóvisszatérítést, 

a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettséghez kapcsolódó – többek között 

zöld bizonyítványokat alkalmazó – támogatási rendszereket, valamint a közvetlen ártámogatás 

rendszerét, beleértve a betáplálási tarifát és a támogatások kifizetését, de nem korlátozódik 

az említettekre.” (Irányelv 2. cikk k) pont) 

A 2009/28/EK Irányelv szerint a megújuló energiahordozók felhasználásának támogatási filozófiája 

a következő megfontolásokon alapul: 

Az Irányelv közös keretet hoz létre a megújuló energiaforrásokból előállított energia támogatására. 

Kötelező nemzeti célkitűzéseket állapít meg a megújuló energiaforrásokból előállított 

energiának a teljes bruttó energiafogyasztásban képviselt részarányára és a megújuló energiaforrásokból 

előállított energiának a közlekedésben felhasznált részarányára vonatkozóan. 

Szabályokat állapít meg a tagállamok közötti statisztikai átruházások, a tagállamok közötti, 

valamint a tagállamok és harmadik országok közötti közös projektek, a származási garanciák, 

a közigazgatási eljárások, a tájékoztatás és képzés, valamint a megújuló energiaforrásokból 

előállított energiának a villamosenergia-hálózatokhoz való hozzáférése tekintetében. A 

bioüzemanyagokra és a folyékony bio-energiahordozókra vonatkozóan fenntarthatósági kritériumokat 

állapít meg. 

Az egyes tagállamok különböző adottságokkal rendelkeznek a megújuló energiaforrások 

hasznosítása terén, és nemzeti szinten különböző támogatási rendszereket működtetnek a 

megújuló energiaforrások hasznosítására vonatkozóan. 

A tagállamok többségében alkalmazott támogatási rendszer kizárólag a saját területén termelt, 

megújuló energiaforrásokból előállított energiát támogatja. 

Az Irányelvben megfogalmazott cél elérésének egyik fontos eszköze a 2001/77/EK irányelv 

szerinti nemzeti támogatási rendszerek megfelelő működtetésének garantálása annak érdekében, 

hogy a befektetői bizalmat megőrizzék, és a tagállamok a célkitűzések teljesítését célzó, 

hatékony nemzeti intézkedéseket dolgozhassanak ki. 

A támogatásokra kidolgozott Irányelv célja az, hogy a nemzeti támogatási rendszerek sérelme 

nélkül megkönnyítse a megújuló energiaforrásokból előállított energia határokon átnyúló tá- 


17

mogatását. Olyan tagállamok közötti lehetséges együttműködési mechanizmusokat vezet be, 

amelyek révén lehetőségük nyílik megállapodni arról, hogy az egyik tagállam milyen mértékben 

támogatja a másik tagállamban folyó energiatermelést, valamint hogy a megújuló energiaforrásokból 

előállított energiát milyen mértékben kell beszámítani valamelyikük összesített 

nemzeti célértékébe. A célkitűzések teljesítésére vonatkozó mindkét intézkedés – azaz a nemzeti 

támogatási rendszerek és az együttműködési mechanizmusok – hatékonyságának biztosítása 

érdekében lényeges, hogy a tagállamok maguk dönthessék el, hogy nemzeti támogatási 

rendszerüket kiterjesztik-e a más tagállamokban termelt, megújuló energiaforrásokból előállított 

energiára, ha igen, akkor milyen mértékben, és erről az Irányelvben előirányzott együttműködési 

mechanizmusok alkalmazásával állapodhassanak meg. 

Állami támogatás szükséges ahhoz, hogy a Közösség elérje a megújuló energiaforrásból előállított 

villamos energia térnyerésével kapcsolatos célkitűzéseit, különösen addig, amíg a belső 

piac villamosenergia-árai nem tükrözik a felhasznált energiaforrások teljes környezeti és 

társadalmi költségeit és hasznát. 

A tagállamokat ösztönözni kell arra, hogy az együttműködésnek minden, az Irányelvben megfogalmazott 

célok elérését segítő, és annak megfelelő formáját használják ki, nevezetesen a 

tagállamok közötti statisztikai átruházásokon, közös projekteken, a közös támogatási rendszereken 

és az átláthatósági platformon kívül az együttműködés megvalósulhat például az információ 

és a legjobb gyakorlatok cseréjével is, különösen az ezen irányelvben meghatározott 

átláthatósági platformon, valamint a támogatási rendszerek valamennyi típusának egyéb önkéntes 

összehangolása formájában is. Az együttműködés különböző szinteken folyhat, két- 

vagy többoldalúan. 

Lehetővé kell tenni, hogy a zöld villamos energia fejlődő fogyasztói piaca hozzájáruljon a 

megújuló energiaforrásból előállított energia előállítását szolgáló új létesítmények építéséhez. 

A tagállamok ezért a 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdésével összhangban előírhatják 

az energiahordozóikat a végső fogyasztók rendelkezésére bocsátó villamosenergiaszolgáltatók 

számára, hogy a származási garanciák minimális százalékban megújuló energiaforrásokból 

előállított energia előállítására szolgáló, újonnan épített létesítményekből származzanak. 

A támogatási rendszerekben el kell kerülni a kétszeres beszámítás és kétszeres tájékoztatás 

kialakulásának lehetőségeit. A hasznos hőigényen alapuló kapcsolt energiatermelés belső 

energiapiacon való támogatásáról szóló, 2004. február 11-i 2004/8/EK európai parlamenti és 

tanácsi irányelv a nagy hatékonyságú kapcsolt energiatermelő erőművek által termelt villamos 

energia eredetét bizonyító származási garanciákról rendelkezik. Ezeket a származási garanciákat 

nem lehet felhasználni a 2003/54/EK irányelv 3. cikkének (6) bekezdése szerinti, a megújuló 

energiaforrásból előállított energia felhasználásáról szóló tájékoztatás során, mivel ez 

kétszeres beszámításhoz és kétszeres tájékoztatáshoz vezetne. 

A megújuló energiáknak az energiarendszerekbe történő integrálása érdekében, különösen a 

nem folyamatosan rendelkezésre álló megújuló energiaforrások esetében a megújuló energiaforrásokból 

előállított energia szállítási és elosztási hálózatba való bekapcsolásához, valamint 

a közbülső energiatároló rendszerek használatához támogatásra van szükség. 

A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia számára biztosított elsőbbségi 

hozzáférés és garantált hozzáférés fontos a megújuló energiaforrásoknak a villamos energia 

belső piacába való integrációja szempontjából, összhangban a 2003/54/EK irányelv 11. cikkének 

(2) bekezdésével, továbbfejlesztve 11. cikkének (3) bekezdését. 

A megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiát előállító termelők számára a villamos 

hálózathoz való elsőbbségi hozzáférés biztosítékot nyújt arra, hogy a megújuló energia- 

18 


forrásból előállított villamos energiát a csatlakozási szabályokkal összhangban, a forrás rendelkezésre 

állásakor mindenkor képesek lesznek eladni és továbbítani. Abban az esetben, ha a 

megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia integrálódott az azonnali ügyleteket 

bonyolító piacokba, a garantált hozzáférés biztosítja, hogy az eladott és támogatott villamos 

energia teljes mennyisége hozzáfér a távvezeték-hálózathoz, ezáltal a hálózatra kapcsolt létesítmények 

által termelt, megújuló energiaforrásokból előállított villamos energiából a lehető 

legnagyobb mennyiség használható fel. Mindez ugyanakkor nem jelent semmilyen kötelezettséget 

a tagállamok számára arra nézve, hogy a megújuló energiát támogassák vagy azzal kapcsolatos 

vásárlási kötelezettséget írjanak elő. Más rendszerek szabott árat határoznak meg a 

megújuló energiaforrásokból előállított villamos energia tekintetében, amihez általában a 

rendszerüzemeltető vásárlási kötelezettsége párosul. Ebben az esetben az elsőbbségi hozzáférés 

eleve biztosított. 

A bioüzemanyagok előállításának fenntarthatónak kell lennie. A bioüzemanyagokra alkalmazott 

fenntarthatósági kritériumok bevezetése a célját nem fogja elérni, ha ezek a termékek 

nem felelnek meg a kritériumoknak, és bioüzemanyag helyett folyékony bioenergiahordozóként 

kerülnek felhasználásra a fűtés vagy a villamos energia ágazatában. Ezért 

a fenntarthatósági kritériumokat általában a folyékony bio-energiahordozókra is alkalmazni 

kell. 

III.2.2 Az Európai Unióban alkalmazott támogatási eszközök áttekintése 

A 2009/28/EK irányelv előzőekben röviden összefoglalt filozófiája szerint az Európai Unió 

nem ír elő egységes gyakorlatot a tagországok számára a megújuló energiaforrások támogatására 

vonatkozóan. Ennek megfelelően a tagországok különféle támogatási rendszereket, eszközöket 

alkalmaznak e területen. A támogatási rendszer olyan eszköz, rendszer vagy mechanizmus, 

amely a megújuló energiaforrásokból előállított energia felhasználására ösztönöz 

ezen energia költségének csökkentésével, az eladási ár emelésével, vagy a megújuló energiaforrásokból 

előállított energia megvásárolt mennyiségének – a megújuló energiával kapcsolatos 

kötelezettség bevezetése révén vagy egyéb módon való – növelésével. Magában foglalja a 

beruházási támogatásokat, az adómentességet vagy adókedvezményeket, az adó-visszatérítést, 

a megújuló energiával kapcsolatos kötelezettséghez kapcsolódó – többek között zöld bizonyítványokat 

alkalmazó – támogatási rendszereket, valamint a közvetlen ártámogatás rendszerét, 

de mindezeken túlmenően ide tartozik az intézményi, jogi hátér megteremtése is. A leginkább 

egységes támogatási rendszert a megújuló energiából történő villamos energia támogatása 

képezi. 

A megújulók támogatását szolgáló eszközök két fő típusa a termelési és a beruházási támogatás. 

A legelterjedtebben alkalmazott közvetlen eszközök közé tartozik közvetlen beruházási 

támogatás, a termelési támogatási eszközök, azaz a zöldáram átvétele magasabb átvételi áron, 

különféle adókedvezmények, a kutatás-fejlesztési támogatások, és a felhasználás terjedését 

segítő oktatási, képzési és ismeretterjesztési programok támogatása. A tagállamok általában 

több támogatási eszközt együtt vagy párhuzamosan alkalmaznak. A közvetlen támogatási 

eszközök mellett egyes tagállamok közvetett eszközöket is alkalmaznak, a fosszilis energiahordozók 

felhasználásának drágításával (pl. energia adóval, széndioxid adóval), vagy az 

üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek, az 

Európai Unió emisszió kereskedelmi rendszere, illetve zöld beruházási rendszer formájában. 

A támogatási eszközök csoportosítási lehetőségeit a III.1.2 fejezet bemutatta. 


19

A különböző megújuló energia technológiák támogatására az Európai Unióban az alábbi eszközöket 

alkalmazzák: 

A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RES-E): 

A támogatás elsődlegesen a termelés támogatásával történik, ezen belül az elterjedten alkalmazott 

eszközök a következők: 

átvételi ár támogatás (feed-in-tariff): (az EU tagországok többsége, pl. Németország, 

Ausztria) 

forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer (pl. Egyesült Királyság) 

zöld prémium rendszer (pl. Spanyolország, Csehország) 

A megújuló energia alapú fűtési és hűtési energia termelés(RES-H/C): 

A leggyakrabban alkalmazott eszközök: 

Beruházási támogatás: (szinte mindegyik EU tagállamban) 

Tarifák / bonusz modell: (Németország) 

Adókedvezmény: (pl. Hollandia, Svédország, Írország) 

Emellett még alkalmazható eszközök a kedvezményes hitelek, közbeszerzés, kvótarendszer, 

versenyeljárás. 

Bioüzemanyagok: 

20 

Adózási eszközök: adókedvezmény, adómentesség 

Beruházási támogatás 

III.2.2.1 A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés (RES-E) támogatási eszközei 

Átvételi ár támogatás (feed-in-tariff) rendszer 

A garantált áras kötelező átvételi rendszerben a RES-E termelők a villamosenergia-hálózatra 

adott általuk termelt energiáért garantált minimum árat kapnak, amely a villamos energia piaci 

áránál magasabb. A garantált árat rendszerint egy bizonyos időperiódusra határozzák meg, 

mértékét a termelés hosszú távú határköltségei alapján állapítják meg. Piaci körülmények között 

az átvételre kötelezett szolgáltató a többletköltségeit az áraiban érvényesíti, de hogy versenypiacon 

ne kerüljön hátrányba versenytársaival szemben, a RES-E-t nagyobb mennyiségben 

átvevőket automatikus mechanizmus révén kompenzálják a kisebb mennyiségben átvevők 

(kiegyenlítés). Ily módon árai az átvételi kötelezettség miatt nem alakulnak kedvezőtlenebbül, 

mint más kötelezetteké (kiegyenlítő kompenzációs kötelező átvételi rendszer). Monopolhelyzetben 

a kiegyenlítés kérdése nem merül fel, egyszerűen áramár vagy hálózathasználati díjemelés 

a következmény. 

A befektetés ösztönzés érdekében a betáplálási tarifák egy elfogadható mértékű profitot is 

tartalmaznak. Az kötelező átvételi eszközt alkalmazó országok általában differenciálják a tarifákat 

a különböző megújuló energia technológiák szerint. Ennek hiányában a rendszer igen 

költséges lehet a fogyasztóknak, miközben az olcsón termelőknek indokolatlanul nagy kockázatmentes 

többletet biztosít. Ideális esetben a tarifák követik a RES-E termelési határköltséggörbe 

menetét. A kötelező átvételi tarifák egyik fő célja, hogy csökkentse a termelők pénzügyi 

kockázatát úgy, hogy biztos bevételt garantálnak számukra egy bizonyos időperiódusra. 

A garantált áras rendszer alkalmazásával a RES-E technológiák számára nem jönnek létre 

piaci viszonyok, mivel a RES-E termelők sem egymással sem a hagyományos technológiával 

dolgozó erőművekkel nem állnak versenyben. A garantált áras rendszer támogatói szerint 

rövid és középtávon meg kell óvni ezeket a megoldásokat a piaci versenytől, addig, amíg a 

megújuló villamosenergia-termelés a költségek tekintetében versenyképes lesz más megoldásokkal, 

melynek pedig egyik előfeltétele, hogy kiépüljön egy megfelelő mennyiségű termelő 


kapacitás, és addig is a magasabb költségek ellenére a rendszer hosszú távon externális haszonnal 

jár. A verseny teljes kiiktatásának azonban hatékonyságvesztés a következménye. A 

termelőknél a költségcsökkentés többletprofitot eredményez, és ha a technológiai fejlődéssel 

nem csökkentik az átvételi tarifákat, akkor az új belépők is egyre nagyobb többlet haszonra 

tesznek szert. Ennek ellenére kényelmességre jobban hajlamosít ez a rendszer, mint más olyan 

támogatási eszközök alkalmazásánál, amelyeknél a költségkímélő megoldások késlekedő bevezetése 

akár a piacról való teljes kiszorulással is járhat. Ha a tarifákat a költségcsökkentő 

tendenciáknak megfelelően tervezik csökkenteni, akkor pontosan az ilyen irányú innováció 

ösztönző erejétől fosztják meg a rendszert. A fix tarifákon alapuló kompenzációs kötelező 

átvételi rendszerek nem adnak teret a RES-E termelők közötti versenynek, a drága technológiákból 

valószínűleg túl sok, az olcsókból pedig túl kevés fog kiépülni, tehát a kiépülő kapacitások 

összetétele nem lesz optimális. A versenytől való védettség két ellentétes irányú hatással 

jár: egyrészt elősegíti a kevéssé piacérett, még drága megújuló technológiák elterjedését, és 

azoknál a méretgazdaságossággal és az alkalmazás közbeni tanulással járó költségcsökkenést, 

másrészt az olcsó technológiák fenyegetése hiányzik, így kisebb a hatékonyságra ösztönző 

erő. Valamelyest – legalábbis a fogyasztók költségeinek szempontjából – segít a helyzeten, ha 

technológiánként differenciált tarifákat állapítanak meg a hatóságok. A támogatott áras eszköz 

alkalmazásával, az árak és a támogatási időtartam beállításával, és a technológiák szelektálásával 

átmenetileg a szabályozók kísérelik meg azt, hogy a nem működő piaci automatizmusok 

helyett hosszútávon hatékony erőforrás elosztást valósítsanak meg. 

A tagállamok többsége differenciált támogatott áras modellt alkalmaz. Az átvételi árak differenciálásának 

több módja is létezik: energiaforrás szerint (biomassza esetén akár származási 

hely szerint), technológia szerint, erőműméret szerint, az üzembe helyezés időpontja szerint. 

Az eddigi tapasztalatok alapján egyértelműen megállapítható, hogy e modellt alkalmazó országok 

(pl. Németország, Ausztria, Szlovákia) a megújuló célkitűzések elérése tekintetében 

sokkal jobban teljesítenek, mint más támogatási rendszert alkalmazó országok. Ennek fő oka, 

hogy a projekt megtérüléséig garantált átvételi árak miatt alacsony a befektetői kockázat, továbbá 

hogy megfelelően kialakított keretfeltételek mellett (általában lépcsőzetesen, időben 

csökkenő átvételi árak esetén) költséghatékony lehet, ha az egyes technológiák eltérő érettségét, 

fejlődését, valamint a méretgazdaságossági előnyöket is figyelembe vevő termelési költségeket 

veszi alapul. E modellben lehetőség van egyéb nemzetgazdasági szempontok közvetlen 

érvényesítésére is (pl. munkahelyteremtés). 

A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer 

A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszerben első lépésként a döntéshozók meghatározzák 

egy adott időszakra évente a megújulókból termelt áram (RES-E) fogyasztásának tervezett 

részarányát az összes országos villamosenergia-fogyasztáson belül. Második lépésként a 

villamosenergia-piac egy vagy több szegmensének szereplőit kötelezik a fenti cél (részarány) 

elérésének megfelelő arányban RES-E termelésére (amennyiben a szabályozás a termelőkre 

vonatkozik), vagy vásárlására (ha a kereskedők vagy a fogyasztók a kötelezettek). RES-E 

termelés/vásárlás helyett azonban a kötelezetteknek megvan az a lehetőségük is, hogy zöld 

bizonyítvány vásárlásával teljesítsék kötelezettségeiket anélkül, hogy RES-E-t termelnének 

illetve az általuk vásárolt áram eredetét vizsgálnák. 

A zöld bizonyítvány kettős célt szolgál: egyrészt egy elszámolási eszköz, egy elektronikus 

formában megjelenő okirat, mellyel igazolni, illetve nyomon követni lehet, hogy a kötelezettségek 

teljesülnek-e, másrészt pénzügyileg elősegíti, támogatja a RES-E termelését és kereskedelmét. 

Az egyik alapvető szabályozói feladat meghatározni a zöld bizonyítványra jogosult 

megújuló energia fajtáit és egyéb fontos paramétereit. Ez jelenleg nem egységes az EU-n belül, 

és így a gyakorlat országonként eltérő, amelynek kereteit a RES-E direktíva (2001/77/EC) 

és a “State Aid” iránymutatás (2001/C 37/03 Community Guidelines) adja meg. 


21

A RES-E-t előállító termelő jogosult a termelésének megfelelő mennyiségű zöld bizonyítvány 

kézhezvételére/kiállítására, majd annak értékesítésére, melyre a keresletet a termelési illetve 

vásárlási kötelezettség teremti meg. A RES-E magasabb költségeivel szemben kapott kompenzáció 

működési mechanizmusa azonban eltérő attól függően, hogy a termelők, vagy a kereskedők 

a kötelezettek. 

Amennyiben a termelőket kötelezik bizonyos arányú RES-E előállítására, akkor az áramimportőröket 

is kötelezni kell ugyanilyen arányú RES-E vásárlására a versenysemlegesség érdekében, 

azaz hogy a hazai erőművek ne szenvedjenek versenyhátrányt a portfoliójukban kötelezően 

szereplő, magasabb költségű megújuló energia miatt. Mivel minden termelő, illetve 

importőr kötelezve van magasabb költségű tényezőket is bevonni a termelésbe, ezt mindanynyian 

versenyhátrány nélkül magasabb termelői árakban érvényesíthetik. A magasabb költségű 

megújuló energia input azonban nem homogén, költséghatékonyság és egyéb szempontok 

alapján tehát optimalizálhat a termelő, ezáltal versenyelőnyhöz juthat a másokénál kevésbé 

megemelt áraival. A forgalmazhatóság azt is lehetővé teszi, hogy valamely, a megújulók 

szempontjából hátrányban lévő termelő saját termelés helyett más termelőtől zöld bizonyítványt 

vegyen meg. Így a saját termelés esetén fellépő magasabb többletköltség helyett valamivel 

kisebb többletköltséget – a zöld bizonyítvány vételáráét - kell elismertetni az áraiban. 

Amennyiben a kereskedő a kötelezett, akkor ő köteles áramvásárlásának adott százalékát 

RES-E vásárlással teljesíteni. A termelő, amikor RES-E-t ad el, egyrészt a nagykereskedőtől 

az áramért megkapja a piaci nagykereskedelmi árat, valamint pótlólagos bevételhez jut az 

átadott zöld bizonyítvány ellenében, amelyet akár más piaci szereplőnek is eladhat. A kereskedőnek 

azon túl, hogy a vele kapcsolatban álló termelőktől szerzi be az zöld bizonyítványt 

további két választása is van, amennyiben az olcsóbb számára: ő is előállíthat RES-E-t, illetve 

nem saját áramtermelő ügyfeleitől szerzi be a zöld bizonyítványt, hanem más termelőktől, 

vagy brókerektől az zöld bizonyítvány piacon (és így esetleg egyáltalán nem, vagy kisebb 

arányban vásárol RES-E-t). 

Amennyiben a fogyasztó a kötelezett, és az árampiac liberalizált, a fogyasztónak lehetősége 

van arra, hogy ne az áramárban „szétterítve”, átlagosan fizessen magasabb árat a megújulók 

fokozottabb piacra lépéséért, hanem közvetlenül fizessen magasabb árat az általa választott, 

egymással versenyző megújuló termelőknek a kötelezettsége mértékéig. Lehetősége van arra 

is, hogy RES-E vásárlás helyett zöld bizonyítványt vegyen. Emellett a fennmaradó, nem RES- 

E eredetű villamos energiát pedig annak piaci árán vásárolhatja meg. Megakadályozható a 

kötelezettség megkerülése függetlenül attól, hogy kitől vásárol a fogyasztó, sőt akkor is, ha 

maga állítja elő a saját fogyasztásának megfelelő árammennyiséget. Ugyanakkor tiszta formájában 

ez nyomon követhetetlen, és rendkívül drága lenne az adminisztráció és a monitoring. 

Ezért engedik meg, hogy a kereskedő illetve a szolgáltató – szerződéses alapon – átvállalja a 

fogyasztótól a kötelezettség teljesítését, illetve annak demonstrálását. 

A zöld bizonyítvány rendszer jelenleg hat tagállamban működik. Előnye, hogy harmonizál a 

belső villamos energia szabadpiaci modellel, ezért is javasolja az Irányelv hosszú távon a zöld 

bizonyítvány rendszert a tagállamok egységes támogatási rendszerének. Hátránya, hogy ebben 

a támogatási rendszerben nincsenek hosszú távú garanciák, ezért a megújuló energia felhasználásra 

kitűzött célértékek teljesülése nem garantált, és a piaci kockázatok magasak. 

Zöld prémium rendszer 

Néhány tagországban a támogatott áras rendszerrel párhuzamosan bevezették az ún. „zöld 

prémium” rendszert, melynek lényege, hogy a termelő a zöld villamos energiát a szabadpiacon 

értékesíti, ugyanakkor az értékesített zöld áram után prémiumra is jogosult (ennek nagyságát 

az előző évi piaci átlagárak alapján számítják ki úgy, hogy a piaci ár és a prémium öszszege 

magasabb legyen, mint a támogatott átvételi ár). E rendszer előnye, hogy jól illeszthető 

22 


a belső villamos energia szabadpiaci modellbe és a támogatások megszűnése esetén sem okoz 

elsüllyedt költségeket. Hátránya, hogy költségesebb a támogatott áras modellnél, mert a magasabb 

befektetői kockázat miatt magasabb felárat kell biztosítani. A már versenyképes megújuló 

energiatechnológiák esetén (pl. biomassza-együttégetés) több országban is (pl. Dánia) 

csak a prémium rendszer választható. 

III.2.2.2 A RES-E támogatási eszközök előnyei és hátrányai 

Az EU tagországok támogatási rendszereinek vizsgálata azt mutatja, hogy a garantált áras 

kötelező átvételi rendszert alkalmazzák a legelterjedtebben, de a forgalmazható zöld bizonyítvány 

rendszer és a zöld prémium rendszer alkalmazása is több országban eredményesen működik. 

Az általános megítélés szerint a fő támogatási rendszerek közötti választásnál többnyire két 

alapvető szempont ütközik: a hatékonyság, vagyis adott megújuló energiafelhasználási cél 

melletti költség minimalizálás és a hatásosság, vagyis a megújuló energiaforrások bővülése 

hosszú távú elősegítésének mértéke.[23] Ezek a szempontok azonban nem feltétlenül ellentmondóak, 

továbbá indokolt annak a vizsgálata, hogy e kettőn kívül még milyen szempontok 

szerint érdemes a támogatási konstrukciókat összevetni. Ennek megfelelően az alábbiakban a 

támogatási konstrukciók értékelésénél az alábbi szempontok szerint végezzük el az összehasonlítást: 

1. Hatásosság – a megújuló energiaforrások bővülésének elősegítése 

2. Hatékonyság - árcsökkentésre ösztönzés, piaci verseny 

3. Technológiai haladás elősegítése 

4. Fenntarthatóság 

5. Diverzifikáció 

6. Decentralizáció 

7. Többletköltségek a fogyasztóknál vagy adófizetőknél 

1. Hatásosság 

A nemzetközi tapasztalatok szerint a garantált árat alkalmazó országokban épültek ki a legnagyobb 

megújuló energia alapú villamosenergia-termelő kapacitások, amely a magas garantált 

ár biztosította magas és szinte kockázatmentes megtérülési mutatóknak köszönhető. A korábban 

tender rendszert alkalmazó két meghatározó EU tagország felhagyott ezzel a formával, és 

Franciaország a garantált ár rendszerre, Nagy-Britannia pedig a zöld bizonyítvány rendszerre 

tért át. 

A garantált áras kötelező átvételi rendszer alkalmazása esetén a megújuló alapú 

villamosenergia-termelés termelés költségeinek kellő mélységű ismerete elengedhetetlen ahhoz, 

hogy ne legyen túl alacsony, ezáltal hatástalan, vagy túl magas és így túlzottan hatásos, 

de kevéssé hatékony a garantált átvételi ár. A nemzetközi tapasztalatok azt mutatják, hogy 

inkább a túl magas garantált ár kialakításának van nagyobb veszélye. A technológiánként differenciált 

átvételi ár alkalmazása csökkenti ezt a termelői többletet, ennek eredményeként 

pedig a megújulók támogatásának a végső fogyasztókra továbbhárított összköltségét. 

A garantált ár, illetve prémium megállapításánál az optimális megközelítés a zöld villamos 

energia belépésének externális határhasznából számítható. Az áramár feletti prémium ekkor 

fedezi az elkerült környezeti károkat, a technológiai fejlesztés és az ellátásbiztonság (diverzifikált 

energiaellátás) piacon el nem ismert értékét. További nehézséget jelent az is, hogy hosz- 


23

szú távon (5-10 évre) nehéz előre meghatározni az erőművi struktúrát, és az ezzel szorosan 

összefüggő egyéb paramétereket, amelyek a számításokhoz szükségesek, így pedig a megújuló 

energia alkalmazásokból eredő előnyök számszerűsítése sem könnyű, mivel már a viszonyítási 

alap is nehezen határozható meg. A döntéshozók azonban általában konkrét célkitűzésekben 

és a költségek kézben tartásában gondolkodnak, amelynek a garantált árnál feltehetően 

a körültekintően megtervezett zöld bizonyítvány rendszer jobban megfelel. 

2. Hatékonyság - árcsökkentésre ösztönzés, piaci verseny 

Amennyiben van piaci verseny, akkor az általában a legolcsóbb technológiák költséghatékony 

alkalmazását kényszeríti ki, normál piaci profit szint mellett. Ez hosszú távon nem független a 

technológiai fejlődéstől, amelyet azonban ettől külön választva kell vizsgálni, mint inkább 

hosszú távon ható tényezőt. 

A garantált árú kötelező átvételi rendszer legfőbb hiányossága, hogy nem ösztönzi a megújuló 

energia alapú technológiák termelési költségeinek leszorítását, és a másik oldalról nincs kellő 

hatással a fogyasztók energiaköltségeinek csökkentésére. A működő garantált árú támogatási 

rendszer általában rövidebb-hosszabb késéssel reagál a technológiai változásokra, így az új 

csökkentett átvételi árak meghirdetése is – hacsak nincs beépítve valamilyen automatizmus – 

lassan követi a technológiai haladás következtében bekövetkező technológiai költségcsökkenéseket. 

Ezzel az új technológiák alkalmazása extraprofitot eredményez az alkalmazónál, és 

indokolatlan többlet költséget okoz a fogyasztóknál. A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer 

versenypiaci feltételek melletti alkalmazása esetén a megújuló energia alapú villamos 

energia költségcsökkenése azonnal megnyilvánul majd, amennyiben a költséggörbe süllyedése 

alacsonyabb zöld bizonyítvány árakat eredményez. Ez hasonló üzleti kockázatot jelent a 

beruházóknak, mint bármely más piacon, hiszen bármilyen termék piacáról kiszorulhat egy 

régebbi technológia alkalmazója, ha egy hatékonyabb új technológia jelenik meg. A kockázat 

ebben az esetben üzleti és nem szabályozói. A zöld bizonyítvány rendszerben az árakat (és így 

a jövedelmezőséget) csökkentő szabályozói kockázatot az jelentené, ha a kitűzött megújuló 

energia alapú villamos energia arányt csökkentenék, a garantált árnál pedig azt, ha az átvételi 

árakat nem csak belépő újabb kapacitásokra csökkentenék, hanem a meglévőkre is. A garantált 

ár biztonságának hiánya visszaveti a potenciális termelők beruházási hajlandóságát. 

Egyensúlyban lévő működő piacon, ha egy garantált átvételi ár generál egy adott termelési 

mennyiséget, akkor forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer alkalmazása esetén ehhez a 

termelési mennyiséghez ugyanakkora zöld bizonyítvány ár alakul ki, mint amekkora prémiumot 

az adott garantált ár biztosítana. Azonban a forgalmazható zöld bizonyítvány ár piaci 

jellegű, és ezért még jól kialakított piac esetén is ingadozó, ezért a befektetők jogosan igényelnek 

egy kockázati prémiumot. Így a forgalmazható zöld bizonyítvány ár középértéke várhatóan 

magasabb lesz, mint hasonló körülmények között a kötelező átvételi ár. 

3. Technológiai haladás elősegítése 

A technológiai fejlődés két fő eleme a technológiákat fejlesztők kutatás-fejlesztése és a technológiákat 

alkalmazók gyakorlati ismereteinek javulása. Mindkettő lényeges az új technológiák 

elterjedése és hatékony működése szempontjából, míg az energiarendszer szempontjából a 

költségcsökkenés a legfontosabb eredmény. A technológiai fejlődést segíti, ha a költségcsökkenésből 

eredő többlet eredmény minél nagyobb része marad a megújuló energia termelőknél. 

A garantált árú rendszer az összes többletet a megújuló energia termelőnél hagyja, jelentősen 

ösztönözve ezzel a további költségcsökkentő fejlesztéseket és a technológia alkalmazóinak 

tanulását. A garantált átvételi tarifák technológiai haladással párhuzamos csökkentése azonban 

elvesz a termelő többletéből, sőt, ha differenciált áras a rendszer, és a mindenkori átvételi 

ár jól igazodik a zöld villamos energia határköltség-görbére, akkor minden többlet hasznon a 

24 


fogyasztóé lehet. Így a garantált áras rendszerben is csökkenhet vagy elveszhet a fejlesztésre 

irányuló ösztönző erő. A forgalmazható zöld bizonyítvány rendszerben a többlet egy részét a 

termelő, másik részét pedig a fogyasztó nyerheti. Így a technológiai fejlődésre ösztönző ereje 

is kisebb, mint a merev garantált áras rendszeré, de a fogyasztó ezzel párhuzamosan alacsonyabb 

áron juthat az energiához. 

4. Fenntarthatóság 

Az energiarendszerek fejlesztése során a fenntarthatósági szempontoknak meg kell jelenniük 

a jogi, műszaki és közgazdasági szabályzásban, valamint a támogatási és ösztönzési rendszerek 

feltételeinek a megalkotása, illetve módosítása során is. A támogatási rendszer kialakításakor 

komplex módon kell figyelembe venni környezeti hatásokat: a támogatások révén elérhető 

megújuló energiahordozó növekmény teljes környezeti hatását úgy kell meghatározni, a 

kiváltott fosszilis energiahordozók révén elkerült környezeti károk, valamint a megújuló energiaforrások 

hasznosítása során fellépő közvetett és közvetlen környezeti hatások egyaránt 

figyelembe vételre kerüljenek. A támogatási rendszerek összehasonlításánál a fenntarthatóság 

szempontja a minél nagyobb megújuló energia részarány kialakítását jelenti, az ezzel összefüggő 

környezeti hatások érvényesítésével. Az előzőek alapján ezt a kritériumot a garantált 

áras rendszer elégíti ki jobban, de csak abban az esetben, ha a támogatási rendszer hosszú 

távon biztonságosan garantált árakon nyugszik. A fenntarthatóság szempontjából a magasabb 

felhasználói árak előnyösek, mivel energiatakarékosságra ösztönző hatásuk érvényesül. Másik 

oldalról a garantált magas átvételi árak miatti lassú technológiai fejlődés a fenntarthatósági 

szempontjából kedvezőtlen. Hosszabb távon mindkét támogatási rendszer átgondolt alkalmazása 

hasonló mértékben kielégítheti a fenntarthatósági követelményeket. 

5. Diverzifikáció 

Az energiaforrások diverzifikálása és az energiaimport függőség csökkentése lényeges ellátás 

biztonsági szempont, amelyhez a megújuló energiaforrások fokozott hasznosítása az egyik 

fontos eszköz. A támogatáspolitikai döntések során ezért ösztönözni kell az ellátásbiztonságot 

szolgáló diverzifikációt. A megújuló energia támogatási rendszerek alkalmazása esetében 

e szempontnak a magasabb megújuló energia arányt lehetővé tevő eszközök felelnek meg 

jobban. 

6. Decentralizáció 

A megújuló energiaforrások jellemzően alacsony energiasűrűsége miatt a legtöbb esetben 

érdemesebb őket helyben felhasználni, mint nagy távolságokra szállítani. Adott térségben az 

országos potenciál rangsorhoz képest eltérő preferenciák alakíthatók ki az egyes megújuló 

energia fajták között. A támogatási döntések során, az alkalmazott támogatási rendszerek kialakításánál 

ezért ösztönözni kell a helyi adottságok kihasználására és a helyi energiaigények 

kielégítésére alkalmas megoldásokat. A támogatási döntések során a decentralizáció ösztönzése 

révén kedvező vidék-, régiófejlesztési hatások érhetők el. A támogatási rendszerek kialakításánál 

indokolt lehet a regionális szempontok érvényesítése, amelyre a piaci alapon működő 

rendszerek, mint például a forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer kevésbé alkalmas. A 

regionális különbségeket érvényesítő, főként nem piaci alapon működő támogatási rendszereknél 

ugyanakkor nagyon erős a veszélye annak, hogy a térségi eltéréseket a támogatási 

rendszer nem megfelelő módon veszi figyelembe, ezáltal indokolatlan előnyöket, illetve a 

rendelkezésre álló korlátozott források miatt indokolatlan hátrányokat hozhat létre. 


25

7. Többletköltségek a fogyasztóknál vagy adófizetőknél 

A fogyasztóknál vagy az adófizetőknél jelentkező többletköltség két fő részből áll: a megújuló 

energiák támogatásának magasabb költsége és a termelői többlet haszon. A garantált áras 

rendszerek gyakori bőkezűsége és az ennek eredményeképp gyorsan, szinte kontroll nélkül 

növekvő beépített kapacitás, valamint a teljes többlet haszon átengedése igen költséges a fogyasztók, 

vagy az adófizetők számára. Éppen ezért differenciálták technológiánként az átvételi 

tarifát Németországban, és egyes érett technológiákra például (szél) csökkentették is az előző 

évekhez képest. A rendszer létrehozása, működtetése, adminisztrálása egyszerű, tehát a 

költségei alacsonyak. 

Az forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer adott időpillanatban, adott technológiai fejlettség 

mellett egyenértékű a garantált áras rendszerrel. Ha tehát a kialakult forgalmazható zöld 

bizonyítvány ár melletti szituációt összehasonlítunk egy ugyanebben a gazdaságban alkalmazandó 

ugyanekkora garantált árral, akkor a fogyasztók/adófizetők többletköltségei is egyformák. 

Hosszú távon azonban más a helyzet. Ugyanis a technológiai fejlődésből a forgalmazható 

zöld bizonyítvány rendszer esetén ár- és költségcsökkenés formájában a fogyasztók is profitálnak, 

míg a merev garantált áras rendszer esetén nem. Ugyanakkor a garantált áras rendszer 

jobban elősegíti az innovációt, a hosszú távú termelési költségcsökkenést. Ebből azonban 

csak akkor részesülhet a fogyasztó vagy az adófizető, ha a termelő így keletkezett többletéből, 

adó vagy csökkentett új átvételi tarifák formájában elvesz az állam. Ez azonban a fejlesztések 

motivációját csökkenti. A megoldás valószínűleg az, hogy a többletnek csak egy részét szabad 

elvenni, tehát kevésbé lehet csökkenteni az átvételi tarifákat, mint ahogy a megújuló alapú 

energia előállítási költségek csökkennek. A fejlesztés szempontjából segíthet a tarifacsökkentés 

ütemének hiteles hosszú távú meghirdetése. Ez azonban feltételezi a fejlődés jövőbeli 

alakulásának ismeretét. 

A RES-E támogatási eszközök alkalmazása az Európai Unió országaiban [24] 

Az Európai Unió még nem fogalmazott meg el ajánlást azzal kapcsolatban, melyik támogatási 

rendszert preferálja. A garantált áras rendszer hatásosnak bizonyult, de költségesnek, Németország 

és Spanyolország sikeresen működteti kötelező átvételi rendszerét és Franciaország is 

erre tért át a korábbi tender rendszerről. A zöld bizonyítvány rendszereket egyre több ország 

alkalmazza, de működési tapasztalatai még nem elegendőek a teljes körű értékeléshez. 

Az alábbi táblázat bemutatja, hogy az Európai Unió tagországaiban mely támogatási eszközöket 

alkalmazzák a megújuló energia alapú villamosenergia-termelés ösztönzésére. 

26 


Ország Víz Szél Biomassza Biogáz Nap (PV) Egyéb 

(pl. geotermia) 

Ausztria FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Belgium FZB FZB FZB FZB FZB FZB 

Bulgária FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Ciprus FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Csehország FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR 

Dánia FIT ZPR ZPR FIT/ZPR FIT FIT 

Észtország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Finnország TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM 

Franciaország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Németország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Görögország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Magyarország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Írország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Olaszország FIT/FZB FIT/FZB FIT/FZB FIT/FZB FIT FIT/FZB 

Lettország FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Litvánia FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Málta TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM TÁM 

Hollandia FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Lengyelország FZB FZB FZB FZB FZB FZB 

Portugália FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Románia FZB FZB FZB FZB FZB FZB 

Szlovákia FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Szlovénia FIT FIT FIT FIT FIT FIT 

Spanyolország FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR FIT/ZPR 

Svédország FZB FZB FZB FZB FZB FZB 

Egyesült Királyság FZB FZB FZB FZB FZB FZB 

Forrás: European Renewable Energies Federation: Prices for Renewable Energies in Europe, Report 2009. 

FIT: feed-in tariff (garantált áras kötelező átvétel) 

FZB: forgalmazható zöld bizonyítvány 

ZPR: zöld prémium 

TÁM: beruházás támogatás 

1. Táblázat A megújuló energia alapú villamosenergia-termelés ösztönzésére alkalmazott eszközök az EU 

tagállamaiban 

Néhány EU tagország RES-E támogatási rendszerének áttekintése [25][26][27] 

Németország: kötelező átvételi ár támogatási rendszer 

Németországban a megújulók felhasználásának növelését a megújuló energia törvény 

Ereuerbare-Energien-Gesetz alapozza meg 1990 óta, amelyet több alkalommal módosítottak. 

Jelenleg a 2004-es, és a 2009. január 1-től módosított EEG van érvényben, amely elsődlegesen 

a megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatását segíti a kötelező átvételi rendszer 

eszközével. (Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2004; EEG 2009 1/01/2009). A törvényi 

háttér biztosítja, hogy a megújuló energia alapú villamos energia iránti fogyasztói igény növekedjék, 

a termelők hálózatra való csatlakozása biztosítva legyen, és a technológiai fejlődés 

feltételei kialakuljanak, amely az árak tartós csökkenését eredményezi. A szabályozás főbb 

elemei a következők. 

A hálózati operátor köteles átvenni és továbbítani a megújuló energiával termelt villamos 

energiát minden termelőtől (erőművek, vállalkozások, magánszemélyek). A megújuló energiával 

termelt villamos energiának elsőbbsége van a többi forrásból származó villamos energiával 

szemben. 


27

A törvény pontosan meghatározza, hogy mely megújuló energetikai technológiákra terjed ki a 

hatálya. 

A törvény figyelemmel van a technológiai fejlődésre és a megújuló energiahordozók szerint 

differenciált kötelező átvételi árakat az idő függvényében degresszíven határozza meg, de 

úgy, hogy a termelők számára profitot garantáljon. 

A technológiánként eltérően időben 5, 10, 15, vagy 20 évre előre meghatározott átvételi árak 

garanciát jelentenek a beruházások jövedelmezőségére, ugyanakkor a csökkenő árak biztosítják 

az innovációs tevékenységet is, amely segíti a német gazdaság számára fontos ágazatok 

folyamatos fejlődését. A német megújuló energia ipar éves forgalma 2006-ban 21,6 milliárd 

Euro volt, és 214 ezer főt foglalkoztatott, többet, mint az atomenergetika és a teljes szénbányászat 

együttvéve. 2020-ra a megújuló energia iparban kb. 500,000 fő foglalkoztatásával 

számolnak. 

Az átvételi árak finanszírozásának két szokásos módja van: az egyik lehetőség, hogy a költségeket 

felosztják a fogyasztók között, a másik lehetőség egy erre a célra létrehozott speciális 

alap. Németországban a költségeknek a fogyasztók közötti egyenlő arányban történő felosztását 

alkalmazzák, amely háztartásonként havonta 1,50 Euro többlet kiadást jelent. E megoldás 

előnye, hogy a finanszírozási mód független az állami költségvetéstől, ezáltal a változó politikai 

helyzet nem tudja befolyásolni. 

Egyesült Királyság: forgalmazható zöld bizonyítvány rendszer 

Az Egyesült Királyságban több forgalmazható eszközt is kidolgoztak az üvegházhatású gázok 

kibocsátásának csökkentése érdekében. Ezeknek a forgalmazható eszközöknek az egyike az 

energiaszektorban a forgalmazható zöld bizonyítványok rendszere (Renewables Obligation 

Scheme) amely a megújuló energiaforrások arányának növelését hivatott elősegíteni az áramtermelésben, 

és amely 2002. április 1-jén kezdte meg működését, felváltva az addig működő 

Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) rendszert. 

A tenderrendszerként működő az árak csökkentésének hatékony eszköze volt, ugyanakkor a 

mennyiségi eredményei nem voltak megfelelőek, a szélenergia esetében például a megnyert 

tendereknek csak egyharmada valósult meg. Emellett az NFFO tenderek időszakos jellege 

nem jelentett a hosszú távú tervezhetőség szempontjából kedvező megoldást a potenciális 

befektetők számára sem. 

A forgalmazható zöld bizonyítványok rendszerének célja a megújuló energia arányának emelése 

az összes elektromosenergia-termelésen belül, részben a kiotói vállalások teljesítésének 

egyik eszközeként. Nagy-Britanniában 2050-re a CO2 kibocsátás 60 %-kal való csökkentését 

tervezik. Emellett cél a megújuló energiaforrások ösztönzése a fosszilis energiahordozóktól 

való függőség csökkentése érdekében, mivel az Egyesült Királyság, jelenleg áramtermelés 

tekintetében nettó exportőr, ezért egyre növekvő mértékben függővé válna az olaj- és gázimporttól 

az elkövetkezendő évtizedekben. 

A megújuló energia felhasználásával történő áramtermelés ösztönzését szolgáló program a 

zöld bizonyítványrendszer mellett más elemeket is tartalmaz: pl. klímaváltozási adó (Climate 

Change Levy - CCL) fizetése alóli mentesség, megújuló energiaforrások után a fogyasztók 

által önkéntes alapon fizetett pótlólagos díj (Green Supply Offerings), K+F támogatások stb. 

Az alkalmazott forgalmazható zöld bizonyítvány (FZB) rendszer (Renewable Obligations 

Certificate – ROC) esetében a bizonyítványok iránti kereslet végső forrása az állam által 

meghatározott kötelezettség (és a kötelezettség elmulasztása esetében kiszabott fizetési kötelezettség 

elkerülésére való törekvés), nem a fogyasztói kereslet vagy az iparág önkéntes megállapodása. 

A kötelezettség az energiaszolgáltatókat terheli, minden évben az általuk szolgál- 

28 


tatott energia bizonyos hányadának megfelelő egységnyi zöld bizonyítványt kell megszerezniük 

a megújuló energia termelőitől. A termelőkre ösztönzőleg hat a zöld bizonyítványokból 

származó pótlólagos bevétel. Zöld bizonyítványokra jogosult a szolgáltatóknak átadott energiamennyiség 

után minden hatóságilag akkreditált, megújuló energiát hasznosító áramtermelő. 

A szolgáltatók számára a kötelezettségek teljesítésének három módja van: 

Megfelelő mennyiségű megújulókkal termelt energia vásárlása, amivel együtt megkapja a 

ROC-ot is, amennyiben erre már a megújuló zöld bizonyítványt megelőző NFFO rendszer 

alatt szerződést kötött. 

Lehetőség van arra, hogy másik szolgáltatótól, illetve áramtermelőtől (de nem feltétlenül a 

zöld áramhoz kötve) szerezzék be a szolgáltatók a zöld bizonyítványokat. Ez esetben külön 

válik a termelt árammal való kereskedés a környezeti hasznokkal (ROC) való kereskedéstől. 

Amennyiben a szolgáltató nem tudja teljesíteni az első két feltétel valamelyikét, akkor az 

OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets) számára be kell fizetnie a kivásárlási árat 

(buy-out price). 

Az Egyesült Királyságban 2002-ben vezették be a kvóta rendszert és a forgalmazható zöld 

bizonyítványokat. A bizonyítványok ára és ezzel a projektek jövedelmezősége erőteljesen 

ingadozott. Annak érdekében, hogy a kormány stabilizálja a piacot, hosszú távon kellett rögzíteni 

a megújuló bázisú villamos energia-termelés célértékét, ugyanakkor a közép- és hosszú 

távú kockázatok továbbra is magasak maradtak. 

Spanyolország: zöld prémium rendszer 

A spanyol 54/1997 Villamos Energia törvény és a 2000-2010 időszakra vonatkozó Nemzeti 

Megújuló Energia Terv a megújulók összes fogyasztáson belüli arányának 12%-ra emelését 

tűzte ki célul 2010-re. Ez a megújulók áramtermelésen belüli 29,4%-os részesedésével lesz 

egyenértékű. 

Jelenleg a villamosenergia-termelés szabályozására számos jogszabály van érvényben, melynek 

alapja a 17/2007. törvény. A 2019/1997 Királyi Rendelet a villamosenergia-piac szervezeti 

és szabályozási hátterét tartalmazza. A 2017/1997 Királyi Rendelet a villamosenergiarendszer 

költségeire és a fizetési eljárásokra vonatkozó szabályozást tartalmazza. A 

1955/2000 Királyi Rendelet szabályozza az átviteli, elosztási és értékesítési tevékenységeket, 

és az erőművi engedélyezés folyamatát. A 661/2007 Királyi Rendelet a speciális 

villamosenergia-termelési rendszerekre vonatkozó szabályozás háttere. Az ITC/3860/2007 

rendelkezés a 2008. január 1-től alkalmazott villamos energia tarifákat szabályozza. 

A megújulók támogatási rendszere vegyes: a megújulóból termelt villamos energiára vonatkozóan 

a kötelező átvételi rendszer működik, amelyet zöld prémium rendszer egészít ki. 

A nem megújulókkal termelt áram esetében a spanyol árampiac teljesen liberalizált. A megújulókkal 

termelt áram esetében kötelező az átvétel, az áramtermelő az áramért egy garantált 

minimális árat kap. A technológiánként eltérő átvételi árat a fenti jogszabályok határozzák 

meg. A megújulók felhasználásával elektromos áramot termelő vállalat választhat, hogy az 

általa termelt áramért a rögzített betáplálási árat, vagy a piaci áramárat és azon felül egy rögzített 

(differenciált) nagyságú prémiumot kíván kapni. Mind a prémium, mind a betáplálási ár 

évente kerül módosításra, az átlagos termelői áramár előző időszakbeli változásának megfelelően. 

A prémiumok és átvételi árak az egyes megújuló technológiák szerint differenciáltan 

kerültek meghatározásra, figyelembe véve az adott technológia költségviszonyait és azt, hogy 

az adott technológia esetében milyen mennyiségi célt tűztek ki. A prémiumok és betáplálási 


29

árak évenkénti módosítása mellett azok felülvizsgálatára is sor kerül négyévente. A felülvizsgálatot 

követően, amennyiben a kitűzött mennyiségi célok teljesülése nem biztosított, a betáplálási 

árak és prémiumok nagyságának módosítására kerül sor. A felülvizsgálat során a kitűzött 

célok teljesülése mellett figyelembe veszik a technológiai haladást (esetleges költségcsökkenés), 

az áramár alakulását, és a különböző technológiák hatását a rendszer technikai 

menedzsmentjére. A prémiumokat a szolgáltatók fizetik a termelők számára, majd annak költségét 

továbbhárítják, tehát végül a többletterhet a fogyasztók fizetik meg a fogyasztói áramárban. 

III.3 A MAGYARORSZÁGON ELÉRHETŐ TÁMOGATÁSOK ISMERTETÉSE ÉS ÉRTÉKELÉ- 

SE 

III.3.1 Alapelvek 

A megújuló energiaforrásokkal rövid és középtávon, egyes technológiák esetében hosszú távon 

is költségesebben lehet energiát előállítani, mint a fosszilis energiahordozók alkalmazásával. 

Ezért, amennyiben célul tűzzük ki a megújuló energiák hasznosításának növelését, a 

jövőben is fenn kell tartani valamilyen átgondolt ösztönző támogatási rendszert. A hazai támogatási 

rendszer keretei jelenleg, és 2015-ig várhatóan a következőek: a megújuló energia 

alapú áram támogatása a differenciált emelt áron történő kötelező átvételi rendszeren keresztül 

megmarad, a későbbiekben az esetlegesen bevezetett a zöld bizonyítvány rendszerrel kiegészülhet, 

a megújulók hasznosítását uniós és hazai finanszírozású beruházási támogatások, a 

bioüzemanyagok felhasználását adózási kedvezmények segítik 

A támogatási rendszer továbbfejlesztésénél a következő alapelveket kell figyelembe venni: 

Hatásosság 

A támogatási rendszer működésével szemben követelmény, hogy segítse a megújuló energiafelhasználás 

mennyiségére vonatkozó célok elérését, azaz a megújuló energia potenciál minél 

nagyobb készének kiaknázását támogassa. 

Hatékonyság 

Fontos szempont, hogy mely támogatási forma tekinthető társadalmi jóléti szempontból a 

leghatékonyabbnak, vagyis egy forint támogatás milyen formában eredményezi a legnagyobb 

gazdasági hozadékot a megújulók hasznosítása során. Szempont továbbá a támogatási mérték 

megfelelősége, valamint hogy az adott piaci feltételek mellett a célkitűzések elérésnek mi az 

optimális formája. A hatékonyságot nemcsak a támogatási rendszer egésze, hanem a támogatási 

rendszer egyes elemeinek tekintetében is alapelvként kell tekinteni: a támogatásoknak a 

gazdaságilag és környezetileg is hatékony megújuló energiaforrás felhasználást kell ösztönözniük, 

a korszerű technológiák, megoldások preferálásával. 

A technológiai haladás elősegítése 

A technológiai haladás két fő részből áll. Egyrészről a technológiákat fejlesztők kutatásfejlesztési 

tevékenységének eredményessége, másrészről a technológiákat alkalmazók tudásának, 

gyakorlati ismereteinek javulása, az alkalmazás során végzett tanulási folyamat keretében. 

Az új technológiák elterjedése és hatékony működése szempontjából mindkét elem fontos, 

az energiarendszer szempontjából pedig az új technológiák piacra kerülése és hatékony 

működtetése révén elérhető költségcsökkenés tekinthető a legfontosabb eredménynek. 

30 


Fenntarthatóság 

Nemcsak a fosszilis, hanem a megújuló energiaforrások hasznosítása is jár valamilyen mértékű 

környezeti károsítással. Ezért a fenntartható fejlődés szempontjainak érvényesítése a támogatási 

rendszer kialakításánál komplex szemléletmódot kíván. A támogatások révén elérhető 

megújuló energiahordozó növekmény teljes környezeti hatását úgy kell meghatározni, hogy a 

kiváltott fosszilis energiahordozók révén elkerült környezeti károk, valamint a megújuló energiaforrások 

hasznosítása során fellépő közvetett és közvetlen környezeti hatások egyaránt 

számszerűsíthetők és értékelhetők legyenek. 

Decentralizáció 

A megújuló energiaforrásokra alapozott energiatermelés elsősorban a helyi, decentralizált 

termelési rendszerek kialakítására alkalmas, mivel a megújulók alacsony energiasűrűsége 

miatt a nagyobb távolságokra történő szállításuk nem gazdaságos. Adott térségben az országos 

potenciál rangsorhoz képest eltérő preferenciák alakíthatók ki az egyes megújuló energia 

fajták között. A támogatási döntések során, az alkalmazott támogatási rendszerek kialakításánál 

ezért ösztönözni kell a helyi adottságok kihasználására és a helyi energiaigények kielégítésére 

alkalmas megoldásokat. A támogatási rendszer megfelelő kialakításával a decentralizáció 

révén kedvező vidék-, régiófejlesztési hatások érhetők el. A regionális különbségeket érvényesítő, 

főként nem piaci alapon működő támogatási rendszereknél ugyanakkor nagyon 

erős a veszélye annak, hogy a térségi eltéréseket a támogatási rendszer nem megfelelő módon 

veszi figyelembe, ezáltal indokolatlan előnyöket, illetve a rendelkezésre álló korlátozott források 

miatt indokolatlan hátrányokat hozhat létre. 

Diverzifikáció 

Az energiaellátás biztonságának egyik alapvető feltétele az energiaforrások diverzifikációja. 

A megújuló energiaforrások hasznosítása a hazai erőforrások kihasználásán alapul, ezáltal 

csökkenti az importfüggőséget. Ez a hatás a megújuló energia részarány-növekedésével párhuzamosan 

erősödik, tehát a támogatási rendszernek ebből a szempontból a minél nagyobb 

mértékű megújuló energia potenciál kihasználást kell elősegítenie. 

III.3.2 A jelenlegi magyarországi támogatási rendszer áttekintése 

III.3.2.1 A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-ig 

Magyarországon a 2001/77/EK irányelvben foglalt célok elérése érdekében a villamos energiáról 

szóló 2001. évi CX. törvény (VET) vezette be a kötelező átvétel intézményét, amely lehetővé 

tette a megújuló energiaforrást felhasználó villamosenergia-termelők támogatását (a részletes 

szabályozás az átvételi kötelezettség alá eső villamos energia átvételének szabályairól 

szóló 56/2002. (XII. 29.) GKM rendeletben került rögzítésre.) [24] 

A 2005. évi LXXIX törvény, az új, módosított VET jelentősen megváltoztatta a korábbi rendszert. 

Az új törvény változatlanul előírta a megújuló energiaforrásból előállított villamos 

energia kötelező átvételét, de – új elemként – az átvételi árakat is a törvény határozta meg. A 

megújuló energiaforrásból előállított villamos energia induló átvételi ára k*23 Ft/kWh volt, 

ahol a „k” tényező a fogyasztói árindex, amely révén az ár lépést tart az inflációval. Ennek 

köszönhetően a zöld áram átvételi átlagára 2006-ban az előző évihez képest 9%-kal, 23,62 

Ft/kWh-ra emelkedett, ami közel 12 Ft/kWh-val volt magasabb a nagykereskedelmi átlagárnál. 

A 2005. évi szabályozás szerint a törvényben már megkülönböztették az időjárástól függő 

(nap, szél) és az időjárástól független (biomassza, geotermális, víz) megújuló energiaforrásokat. 


31

Jelentős változást jelentett, hogy a 2005. évi szabályozás a Magyar Energia Hivatal (MEH) 

feladatául írta elő, hogy megállapítsa és igazolja a megújuló energiaforrásból vagy hulladékból 

nyert energiával előállított villamos energia termeléséhez felhasznált erőforrást, valamint 

az így termelt zöld áram kötelezően átveendő mennyiségét. A MEH a megújuló alapú villamos 

energia kötelezően átveendő mennyiségét az erőmű, vagy kiserőmű engedélyében állapította 

meg, és szintén az engedélyben rögzítette a működési engedély időtartamát. A támogatott 

átvételre jogosult zöld áram mennyiségének és a működési engedély időtartamának meghatározásával 

a szabályozás biztosította, hogy elkerülhető legyen a zöld áram termelők „túltámogatása”. 

A korábbi rendszerben az átvételre kötelezett közüzemi szolgáltatók az átvételi 

árak és a közüzemi nagykereskedelmi (hatósági) díjak különbsége alapján számított „kompenzációt” 

(KÁP) kaptak a rendszerirányítótól. A KÁP fedezetét a rendszerirányítási díjba 

épített díjelem („KÁP-díj”) finanszírozta. Ebben a rendszerben a kvóta és az ár alapú rendszerek 

voltak egymással kombinálva. 

III.3.2.2 A megújuló alapú villamosenergia-termelés támogatási rendszere 2008-tól 

2008-tól a 2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról határozza meg a 

villamosenergia-piac szabályozását. A jogszabály változás legfőbb oka, hogy Magyarországnak 

az Európai Unió tagállamaként végre kellett hajtania a villamosenergia-piacon a teljes 

piacnyitást. Az új szabályozásnak megfelelően megszűnt a közüzemi ellátás, így a korábbi 

közüzemi szolgáltatók a továbbiakban nem kötelezhetők a megújuló energiaforrásokból termelt 

villamos energia átvételére. 

Új feltételekkel a 2007. évi VET továbbra is fenntartja a megújuló alapú villamos energia és 

kapcsolt termelés támogatott áron történő kötelező átvételének a rendszerét. A MEH feladata 

továbbra is, hogy a törvényben rögzített szempontok figyelembevételével megállapítja az átvételi 

kötelezettség alá eső villamos energia mennyiségét és a kötelező átvétel időtartamát 

(ami az adott beruházásnak a jogszabály szerint évente meghatározott átvételi ár melletti megtérüléséig 

szól). A MEH évente utólag igazoló eredetigazolást ad ki a termelők részére. A 

kapcsoltan termelt energia vonatkozásában a kötelező átvételi rendszerben történő részvételnek, 

és az eredetigazolás kiadhatóságának további feltétele a hasznos hőigényen alapuló kapcsolt 

energiatermelésre vonatkozó 2004/8/EK irányelv rendelkezéseinek történő megfelelés. 

Az új rendszerben a támogatott villamos energia befogadásában és szétosztásában központi 

szereplőként az átviteli rendszerirányító működik közre. A 389/2007. (XII.23.) Kormány 

Rendelet értelmében MAVIR ZRt. KÁT osztályának a feladata az átvételi kötelezettség alá 

eső villamos energia befogadásával és továbbításával kapcsolatban az átvételi kötelezettség 

alá eső villamos energia elszámolására létrehozott mérlegkör működtetése, kiegyenlítése, valamint 

a VET 13. § (1) bekezdésében meghatározott engedélyesek és a villamos energiát importáló 

felhasználók által kötelezően átveendő villamos energia mennyiségének a jogszabályi 

előírások szerint történő meghatározása, szétosztása, és elszámolása. A kötelező átvételre kerülő 

villamos energia termelői az átviteli rendszerirányító által kifejezetten erre a célra létrehozott, 

az elszámolásokat biztosító mérlegkörhöz csatlakoznak. Az átviteli rendszerirányító 

ezt követően a MEH kötelező átvételi jogosultságot megállapító határozatával összhangban a 

befogadja a termelt villamos energiát. Az átviteli rendszerirányító a termelőkkel jogszabályban 

meghatározott árakon számol el, majd a befogadott villamos energiát továbbadja a 

villamosenergia-kereskedők, illetve egyetemes szolgáltatók részére. A VET rendelkezései 

értelmében a kereskedők és az egyetemes szolgáltatók a velük jogviszonyban álló felhasználók 

részére értékesített villamos energia arányában veszik át a kötelező átvételi rendszerben 

értékesített villamos energiát, és annak árát továbbhárítják a végfelhasználókra. A rendszerirányító 

és a kereskedők, egyetemes szolgáltatók közötti elszámolás alapját a rendszerirányító 

által a termelőknek kifizetett árakból kialakuló átlagár határozza meg. Ebben a rendszerben 

32 


értelemszerűen megszűnik a korábbi KÁP szerinti elszámolás. A kötelező átvételi rendszer 

azáltal segíti elő a fent említett energiaforrások és a kapcsoltan termelt energia felhasználását, 

hogy jogszabályban meghatározott feltételrendszer szerint biztosítékot nyújt az érintett villamos 

energia megvásárlására. Az ilyen módon támogatott villamos energia megvásárlására 

végső soron a villamos energia felhasználói kötelesek, a felhasznált villamos energia arányának 

megfelelő mértékben. 

A kötelező átvételi rendszerben figyelembe vehető technológiákat, amelyek energiatermeléséből 

származó energia értékesíthető a rendszerben, jogszabályok határozzák meg, és az átvételre 

kerülő villamos energia körében több árkategóriát hoztak létre. A besorolás a felhasznált 

energiaforrások, az alkalmazott termelési eljárások, az erőművi teljesítőképesség, az energiaátalakítás 

hatásfoka, továbbá a beruházás megtérülési idejére tekintettel az erőmű létesítésének 

időpontja határozza meg. A kötelező átvétel történhet piaci áron vagy támogatott áron, a 

támogatott ár legmagasabb induló mértéke 24,71 Ft/kWh*k, ami 2008 január 1-től - a 

389/2007 (XII.23.) Korm. rendelet szerint - 26,46 Ft/kWh-ra emelkedett (a „k” az előző éves 

fogyasztói árindex értéke). A 2007. évi VET biztosítja, hogy a jogszabály megjelenésekor 

működő erőműveknek a villamos energiáról szóló 2001. évi CX. törvény, valamint az átvételi 

kötelezettség alá eső villamos energia átvételének szabályairól és árainak megállapításáról 

szóló 56/2002. (XII. 29.) GKM rendelet alapján szerzett jogosultságai az új átvételi rendszerben 

nem csorbulnak. 

A támogatott kötelező átvétel rendszerén keresztül nem támogatható a megújuló bázisú hőtermelés, 

valamint a fűrészipari rönk vagy magasabb rendű faválaszték hasznosításával történő 

villamosenergia-termelés (kivételt képeznek a korábbi VET szerint engedélyt kapott biomasszás 

erőművek). A szélerőművek vonatkozásában a korábbi 330 MW korlát felülvizsgálatával 

a MEH a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény 7. § (2) bekezdése és 8. 

§-a alapján, a 159. § q) pontjában meghatározott hatáskörében eljárva, szélerőmű kapacitás 

létesítésére pályázatot írt ki. A pályázható szélerőmű kapacitás összes mennyisége 410 MW 

volt, ezzel szemben 2010. március 1-ig 68 pályázat érkezett be, összesen 1117,75 MW szélerőmű 

kapacitás létesítésére. 

Az új szabályozás megfelel az Európai Parlament és Tanács 2001/77/EK irányelvének 5. cikkében 

előírt azon rendelkezésnek, amely előírja, hogy a tagállamok a megújuló energiaforrásból 

előállított villamos energia származásáról állítsanak ki eredetigazolást (ez korábban hiányzott 

a hazai rendszerből). Hasonló módon erősíti az irányelvnek való megfelelést az is, 

hogy az új szabályozás nem csak azt teszi lehetővé, hogy a Kormány - mérlegelve a zöld bizonyítvány 

rendszer nemzetközi tapasztalatait, valamint a hazai megújuló energiapiac alakulását 

– zöld bizonyítványt vezessen be, hanem azt is előírja, hogy a MEH kétévente, először 

2008. végén köteles volt a Kormányt tájékoztatni a zöld bizonyítvány rendszer bevezethetőségének 

a feltételeiről. 

Az erősödő piaci viszonyok, az irányelvnek való megfelelés további fokozása mellett az új 

szabályozásnak előnyét jelenti az a rendelkezés is, hogy biomasszával történő 

villamosenergia-termelés esetén igazolni kell, hogy a szilárd biomassza fenntartható gazdálkodásból 

származik. 

Az állami támogatásokra vonatkozó közösségi jogszabályokkal összhangban az átvételi és 

támogatási rendszer egyrészt csak a beruházások megtérüléséig kompenzálja a megújuló 

energiaforrást vagy hulladékot hasznosító erőművek létesítésénél a technológiai sajátosságokból 

adódó versenyhátrányt, másrészt szintén a közösségi jogi prioritásokkal összhangban elősegíti 

az elsődleges energiaforrások megtakarítását a kapcsoltan termelt villamos energia kötelező 

átvétele révén. A kötelező átvételre kerülő villamos energia termelői számára pozitív 

gazdasági hatásként jelentkezik a garantált értékesítés, továbbá az értékesítés során alkalma- 


33

zandó, jogszabályban meghatározott ár. A rendszer alapelvei között – a támogatások kumulációjának 

közösségi jogi elvére tekintettel – megjelenik, hogy a kötelező átvételi jogosultság 

megállapítása során figyelembe kell venni az érintett termelő által más forrásból kapott állami 

támogatásokat, továbbá ugyanabban az erőműegységben termelt energiára nem kérhető egyszerre 

két jogcímen, azaz megújuló energiaforrásból vagy hulladékból nyert energiával termelt 

energia átvételeként, illetve a kapcsoltan termelt energia átvételeként is jogosultság. A 

felhasználók számára a rendszer gazdasági hatása közvetlenül az energia árában jelenik meg, 

a kötelező átvételre kerülő villamos energia költsége ugyanis beépül a kereskedők, illetve 

egyetemes szolgáltatók beszerzési költségei közé. 

III.3.2.3 Adózás 

A bioüzemanyagok felhasználásához Magyarország a 2003/96/EK irányelvnek megfelelően 

adókedvezményt biztosít. A jövedéki adóról szóló 2003. évi CXXVII. Törvény 2007. december 

31-ig biztosította a dízel üzemanyagba bekevert biodízelre, illetve 2007. június 30-ig a 

benzinhez adagolt bioetanolra a jövedéki adó visszatérítést. Ezen időpontoktól a szabályozás a 

megkívánt bekeverési arányt (4,4 térfogat %) elérő üzemanyagokra adó differenciálást biztosít. 

A jövedéki adó mentesség következtében a bioetanol alapon gyártott ETBE előállítása és 

benzinbe való bekeverése 2005-ben megkezdődött. Szabványosításra került az E85 üzemanyag, 

amely esetében a bioetanol tartalom 2007. január 1-től adómentes. További, a megújulók 

hasznosítását közvetetten elősegítő adózási intézkedés a környezetterhelési díj kivetése. 

2010. január 1-től a benzin esetében 10 százalékkal, a gázolajnál 8 százalékkal emelkedett a 

jövedéki adó mértéke. A tüzelési célú gázolaj 8 százalékkal drágult, a cseppfolyosított gáz 

(LPG) jövedéki adója változatlan maradt, míg a sűrített földgáz jövedéki adóterhe megszűnt. 

Ezen intézkedések révén a fosszilis energiahordozók felhasználása drágábbá válik, így javul a 

megújuló energiaforrások felhasználásának versenyképessége. 

III.3.2.4 Pályázati úton történő beruházás támogatás 

Magyarország 2004-es Európai Uniós csatlakozásával jogosulttá vált az Európai Unió fejlesztési 

támogatásaira. Az I. Nemzeti Fejlesztési Terv keretében a Környezetvédelmi és Infrastruktúra 

Operatív Program (KIOP) három ágazatban, a környezetvédelem, az energetika és a 

közlekedés területén tette lehetővé fejlesztések megvalósítását uniós társfinanszírozással, a 

regionális politika céljait szolgáló Strukturális Alapok forrásainak igénybevételével. A KIOP 

keretében 2004-2006 között megújuló energiaforrásokat hasznosító projektek támogatására 

3,35 Mrd Ft-os keretösszeggel került sor, amelyben összesen 18 db megújulós pályázat részesült. 

A kilencvenes évektől különböző hazai forrású állami programok is ösztönözték a megújuló 

energiahordozók felhasználását, amelyek többnyire összekapcsolódtak az energiatakarékosságot, 

energiahatékonyságot szolgáló beruházások támogatásával. 

Az Energiatakarékossági Hitel Alap kedvezményes kamatozású hitellel segíti az energiahatékonyság 

növelését célzó beruházások megvalósítását és a megújuló energiaforrások hasznosítását. 

A hitelalap 1991-ben jött létre „német szénsegély” néven, jelenleg is működik, kezelője 

az Energia Központ Nonprofit Kft. A kedvezményes hitelért vállalkozások és önkormányzatok 

pályázhatnak a pályázati feltételek szerint. 

A 1107/1999. (X. 8.) Korm. határozat nyomán 1999-ben indult a hosszú távú energiatakarékossági 

program, amelynek pályázati rendszerét a GKM 2000-ben Energiatakarékossági 

Program néven, 2001-2002-ben a Széchenyi Terv részeként, 2003-2006-ban Nemzeti Energiatakarékossági 

Program (NEP) néven működtette. A programok célja energiatakarékossági 

és megújuló energiahordozók felhasználását célzó projektek támogatása volt, amihez 2000-ig 

34 


kedvezményes hitelt és vissza nem térítendő támogatást, 2001-től teljes körűen vissza nem 

térítendő támogatást biztosított. A program 2007 évi folytatását a „Sikeres Magyarországért” 

energiatakarékossági és megújuló energiahordozó felhasználást ösztönző lakossági pályázata 

jelenti, vissza nem térítendő támogatást, és az kiegészítő kedvezményes hitel lehetőséget biztosít. 

A megújuló energiahordozók terjedését a korábbi GKM, jelenleg a KHEM pályázatain kívül 

más tárcák hatókörébe tartozó programok is ösztönzik/ösztönözték. A Földművelésügyi és 

Vidékfejlesztési Minisztérium támogatja az energetikai célú növények termesztését (a 

18/2005. (III. 18.) FVM rendelet, a 28/2005. (IV. 1.) FVM rendelet, illetve a 74/2005. (VIII. 

22.) FVM rendelet alapján), a Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztérium az I. és II. Nemzeti 

Környezetvédelmi Program keretében, valamint a Kiotói Jegyzőkönyv alapján létrehozott 

Együttes Végrehajtás keretében támogat megújuló energiaforrás felhasználást elősegítő projekteket. 

III.3.2.5 A megújuló energiafelhasználás várható közvetlen beruházás támogatásai 2015ig 

Magyarország Európai Uniós tagsága révén több ezer milliárd forint fejlesztési célokra felhasználható, 

uniós forrású támogatásra jogosult a 2007-2013-ig terjedő időszakban. Az Új 

Magyarország Fejlesztési Terv (ÚMFT) Környezeti és Energia Operatív Programja (KEOP) 

összesen 4916 M euró-s (1219 Mrd Ft) keretéből két prioritási tengely támogat energetikai 

célú hazai projekteket: a „Megújuló energiaforrás-felhasználás növelése” prioritási tengely 

céljaira a teljes keret 5,15%-a, az energiatakarékosság ösztönzését célzó „Hatékony energiafelhasználás” 

prioritási tengely céljaira pedig 3,14%-a áll rendelkezésre. 

A „Megújuló energiaforrás-felhasználás növelése” prioritás tengelyhez az Európai Regionális 

Fejlesztési Alap biztosítja a támogatást, így a KEOP támogatásaira a nyugat-dunántúli, középdunántúli, 

dél-dunántúli, észak-magyarországi, észak-alföldi és dél-alföldi régiók jogosultak. 

A „megújuló energiahordozó-felhasználás növelése” prioritási tengely elsődleges célja a hazai 

energiahordozók forrásszerkezetének kedvező irányú befolyásolása, azaz a fosszilis energiaforrások 

felhasználásától a megújuló energiaforrások felé történő elmozdulás elősegítése. A 

megújuló energiaforrások nagyobb részarányának elérése érdekében hő- és/vagy 

villamosenergia-előállítás támogatására lehet pályázni, 2013-ig összesen 58 Mrd Ft-ra41, illetve 

nagy- és közepes kapacitású bioetanol üzemek létesítésének támogatására, 2007-2015 

között 5 Mrd Ft-os keretösszeg erejéig. A beruházók a támogatásokhoz pályázati rendszer 

keretében juthatnak hozzá. 

A KEOP-on kívül az Új Magyarország Vidékfejlesztési Stratégiai Terv (ÚMVST) intézkedései 

is támogatják a megújuló energiafelhasználás hazai terjedését. Az ÚMVST célja, hogy a 

vidék a szükséges alapanyagok megtermelésén túl intenzíven részt tudjon venni a bioenergia 

szegmens fejlődésében. Az ÚMVST a megújuló energiaforrások előállítását három stratégiai 

irány mentén támogatja, ezek a folyékony biomassza (bioetanol és biodízel), a szilárd biomassza 

(fás szárú és lágyszárú energetikai ültetvények), valamint a biogáz. A támogatások 

forrása az Európai Mezőgazdasági és Vidékfejlesztési Alap (EMVA), amely a biomassza versenyképes 

megtermeléséhez és elsődleges félkész termékké történő feldolgozásához, illetve a 

termelők saját energiaellátásához biztosít támogatást. 

Az uniós támogatásokon felül várhatóan tovább működnek azok a hazai finanszírozású programok, 

amelyek az elmúlt években az energiatakarékosságot és a megújuló energiafelhasználást 

ösztönözték. Az Energiatakarékossági Hitel Alap (EHA) és az abba beolvadó Phare Társfinanszírozású 

Energiahatékonysági Hitelkonstrukció kedvezményes hitellehetőséget biztosít 

a megújuló energiahordozó-felhasználásra irányuló beruházásokhoz. További növekményt 


35

eredményezhetnek a 2007-2013-ra folyamatosnak tervezett Nemzeti Energiatakarékossági 

Program pályázati lehetőségei. 

III.3.2.6 A megújuló energiafelhasználás ösztönzésének további közvetett eszközei 

A megújuló energiafelhasználás terjedésére a zöld áram kötelező átvételi rendszerén, és a 

megújulók közvetlen beruházási támogatásán kívül egyéb, indirekt eszközök is hatással vannak. 

Ezek közé tartoznak 

36 

az üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek, 

az Európai Unió emisszió kereskedelmi rendszere, 

zöld beruházási rendszer kialakítása. 

Üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentését szolgáló együttes végrehajtási projektek 

A 2008-2012 közötti időszakban történő üvegházhatású gázok kibocsátás csökkentésének 

elősegítését szolgálja a Kiotói Jegyzőkönyv 6. Cikkelye alapján létrehozott együttes végrehajtási 

projektek rendszere. A projektek támogatása a hazánknak megítélt kibocsátható mennyiségi 

egységekből történik, annak megfelelően, hogy a szokásos üzletmenetnek megfelelően 

egyébként nem megvalósítható projektek mekkora mértékű üvegházhatású gáz kibocsátáscsökkentést 

eredményeznek. 

Az EU emisszió-kereskedelmi rendszere 

A 87/2003/EK irányelv által létrehozott emisszió-kereskedelmi rendszer célja, hogy egyes 

nagy kibocsátók, különösképpen az energetikai szektorban, limitálják a széndioxid kibocsátásaikat 

a rendelkezésükre álló ingyenesen kiosztott és a vásárolt kibocsátási-egység mennyiségnek 

megfelelően. Az emisszió-kereskedelmi rendszer 2005. év január 1-vel került bevezetésre. 

A 2005-2007 közötti időszakban a kibocsátási egységekből a rendszer hatálya alá tartozó 

létesítmények a kibocsátásukat meghaladó mértékben részesültek ingyenes kiosztásra kerülő 

egységekből, így a rendszer az eredeti céljához, vagyis a fosszilis energiahordozók költség 

emeléshez nem járult hozzá. 

Zöld beruházási rendszer 

A 2059/2007 (IV.3.) Kormány határozatnak megfelelően, amelyben a Kormány felhatalmazza 

a Környezetvédelmi és Vízügyi Minisztert, hogy dolgozza ki a kibocsátás-kereskedelemből 

származó bevételek felhasználásának elveit és intézményi kereteit, 2008-tól ún. zöld beruházási 

rendszer került felállításra. Ennek lényege, hogy a Kiotói Jegyzőkönyv által létrehozott 

nemzetközi emisszió-kereskedelmi bevételek kibocsátás-csökkentést elősegítő intézkedések 

támogatására fordíthatók a megújuló energia felhasználás és az energiahatékonyság területén, 

összhangban a Nemzeti Éghajlatváltozási Stratégia prioritásaival. A zöld beruházási rendszer 

a hagyományos technológiával épült lakások esetében az épületek energiatakarékos felújítása 

keretében támogatást ad a megújuló energiaforrások alkalmazásához is. 

III.3.2.7 Kutatás-fejlesztés a megújuló energiák terén 

Az energiapolitikai, környezeti célok eléréséhez való hozzájárulás mellett a megújuló energiaforrások 

technológiái jellemzően dinamikusan fejlődő iparágak, piacuk erőteljesen nő, ezért 

jelentős foglalkoztatási hatással is járnak. 

Az Európai Unió számos különböző technológiát nevez meg egyidejűleg a jövőbeli fejlesztések 

fő irányaként, többek között a megújuló energiák technológiáit és hasznosításukat is. A 

megújuló energiaforrások hasznosítása ugyan csak egy a fejlesztési feladatok sorában, az 

egyéb területeken megvalósuló technológiai fejlesztések is (pl. nanotechnológia, biotechnológia 

stb.) nagyban hozzájárulhatnak a megújulók felhasználásának eredményességéhez. 


A jelentős energetikai fejlesztési igényeknek megfelelően az Európai Unió 7. Kutatási Technológiafejlesztési 

és Demonstrációs kutatási keretprogramjában 2007-2013 között külön tematikus 

területet képvisel az energia. A program kiemelten foglalkozik a megújuló energiaforrásokkal 

a megújuló villamosenergia-termelés, a megújuló üzemanyag előállítás és a megújulók 

felhasználása a hűtés-fűtés területén, valamint a hidrogén és tüzelőanyag-cella technológiákkal 

kapcsolatos kutatásokkal. Emellett a megújuló energiaforrásokkal kapcsolatos pályázati 

lehetőségek – nem külön, kiemelt témaként –, de megjelennek más tematikus területeken 

is. 

A technológiai fejlesztések felgyorsítása mellett az Unió nagy hangsúlyt helyez az új és eredményes 

energetikai technológiák elterjedése előtt álló nem technikai jellegű akadályok leküzdésére. 

Az ehhez szükséges eszközöket és mechanizmusokat az Intelligens Energia – Európa 

II., a 2007–2013-ra vonatkozó, energiahatékonyságot és megújuló energiákat ösztönző, nem 

technológiai jellegű programja biztosítja. Célja oktatási, ismeretterjesztési, és az új energetikai 

technológiák piacra kerülését fékező akadályok lebontását célzó tevékenységek pályázati úton 

történő támogatása. Az IEE II program a Verseny és Innováció keretprogram részeként működik, 

amelynek prioritásai közé tartozik az öko-innováció és fenntartható erőforráshasznosítás 

támogatása. 

A 2007. évi munkaprogram a korábbi évek rész-programjainak folytatásaként három nagyobb 

programcsomagot tartalmaz: 

az ALTENER, amely a megújuló energiaforrások alkalmazását segíti elő, 

a SAVE program az energiahatékonyság növelésre irányul, 

a STEER program célja a közlekedés energiahatékonyságának a növelése. 

Megújuló energiafelhasználással kapcsolatos hazai kutatás-fejlesztés 

Magyarországon a megújuló energiaforrásokkal kapcsolatos kutatás-fejlesztés támogatásában 

az Európai Unióhoz történt csatlakozásunk óta az uniós közösségi programok játszanak döntő 

szerepet. Emellett a vállalati befizetésekből és költségvetési hozzájárulásból finanszírozott 

Kutatási és Technológiai Innovációs Alap felhasználásán keresztül nyílik lehetőség a kutatásfejlesztés 

támogatására. A Nemzeti Kutatási és Technológiai Hivatal által az elmúlt években 

kiírt pályázatok közül több, megújuló energiaforrások hasznosításával kapcsolatos projektnek 

ítélt meg támogatást a Jedlik Ányos Program, az Asbóth Oszkár Program, valamint a Pázmány 

Péter Program keretében. 

Az állami innovációs- és kutatás-fejlesztés politikában ugyan címszavak szintjén megjelentek 

a fenntartható energiatermés, és a megújuló energiaforrások hasznosítása, az elmúlt években 

erre a témára fókuszáló K+F politika és szisztematikus pályázati program nem jött létre. 

III.3.2.8 Információterjesztés, tájékoztatás, oktatás 

A megújuló energiahordozó felhasználás növekedése előtt álló korlátok azokból a nehézségekből 

fakadnak, melyek minden új technológia piacra kerülésekor jelentkeznek. Ennek egyik 

fontos eleme, hogy a potenciális felhasználók mennyire ismerik az új technológiákat, képesek-e 

a technológiák elfogadására és alkalmazására, és mindezek az ismeretek kellően motiválják-e 

a fogyasztókat a régi technológiák felváltására. A felhasználót döntésében befolyásolhatják 

a technológiáról alkotott ismeretei, illetve saját szempontjai: mennyire kényelmes, 

megbízható, zavaró hatásoktól mentes, stb. Fontos szerepe van ezért az állami, önkormányzati 

és civil szerepvállalásnak a megfelelő tájékoztatásban, népszerűsítő kampányok szervezésében. 

Ahhoz, hogy ezeket a feladatokat megfelelően el lehessen végezni, fontos a szakreferensek 

képzése, akik tudatformálással és tájékoztatással egységesen léphetnek fel a lakosság 

meggyőzésében. Szintén az önkormányzatok feladata a hozzáférhető pályázati lehetőségek 


37

megismerése és a forrásokból való minél nagyobb arányú részesedés megszerzése. A megújulók 

terjedése egy-két éven belül minden bizonnyal megnöveli az olyan szakemberek iránti 

igényt, akik képesek megújuló energetikai projektek kidolgozására és vezetésére. Ezekhez a 

képzésekhez jelenleg nincs állami támogatási rendszer kialakítva. 

38 


IV. BENCHMARK KÖLTSÉG-MEGHATÁROZÁS 

IV.1 A BENCHMARK PROJEKTELEMZÉSEN ALAPULÓ GYAKORLAT INDOKOLTSÁGA 

A benchmark projektek elemzésén alapuló módszer során több tényszerű projekt elemzésével 

olyan tipizált projekteket állítunk össze, amelyek az egyes típusú projektek megvalósítását, 

működését tipizált mintaprojekten keresztül vizsgálja. Az így megalkotott benchmark projekt 

az egyes tényszerű projektek egyedi jellemzőinek mellőzésével igyekszik az elemző a mintát 

megalkotni. A hatósági szabályzások szívesen élnek a benchmarkon alapuló tipizálással képzett 

mintaprojektek használatával rendszerint két esetben: amikor egy változtatás, beavatkozás 

hatását döntést megelőzően modellezni kell, illetve ha egy szabályozási elem (például rendszerhasználati 

díjak) jogos mértékének meghatározása a feladat. 

A megújuló energia elterjesztésének benchmark projekteken keresztül történő vizsgálata több 

szempontból különös felelősséget jelent. Az elemzésre kiválasztott projekteknek jól kell tudni 

szemléltetniük azt az áltag projektet, ami a valóságban pontosan a leírt formában talán nem is 

létezik, de jól szemlélteti a kiválasztott technológia műszaki-gazdasági viszonyait. 

A fenti benchmark projektre alapozott számítások jól jellemzik a kiválasztott technológia és a 

jellemzően méretnagyság szerinti projekttípusokat, így az egyes típusokat a megújuló energia 

támogatási politika megalkotásánál a megújuló energia portfolió kezelhető egységeként lehet 

kezelni. 

Nagy felelősség van abban, hogy úgy kell meghatározni az egyes projekteket, hogy a későbbi 

mérhetőség, támogathatóság szempontjából az eltérően kezelni kívánt illetve eltérően kezelni 

érdemes egységek önállóan értékelhetően is megjelenhessenek. Abban az esetben, ha például 

a felelős minisztérium csak a legkisebb költség szűken vett elvét kívánná érvényesíteni a 

megújuló energia politikában, a tanulmányban bemutatott benchmarkprojektek jelentős része 

elhagyható lenne. 

Ugyanakkor egy-egy kiválasztott benchmark projektre alapozott támogatási rendszer hátrányosan 

is kezelheti az egyes kategóriába tartozó, de ott a speciális jellegzetességei miatt a 

kategórián belül kevésbé versenyképes projekteket, amelyek megvalósulása így nem várható. 

Viszont lehetnek olyan indokok, amelyek alapján egy-egy kategórián belül az egyes kevésbé 

hatékony projektek megvalósulását a támogató szeretné ösztönözni, de ha a maximális támogatási 

intenzitásokat a mintaprojektek határozzák meg, ez csak külön elfogadott célok és a 

célokhoz illesztett külön források összehangolásával biztosítható. 

A tanulmányban leírt projekttípusokat a szakértők a valós projektek elemzéseiből illetve tervezői 

gyakorlataikból állították össze úgy, hogy az egyes mintának vett projekttípusok a következő 

években megvalósuló átlagos körülményeknek és technológiai viszonyoknak megfeleljen. 

Így a kapott értékek stratégiaalkotásra, jövőképek felvázolására felhasználhatók. 

Ha benchmark projekttípusok alapján kiszámított támogatásszükséglet elérhetővé válik a projektgazdák 

számára, nagy valószínűséggel a technológiák iránti kereslet ugrásszerű növekedése 

várható, míg alacsonyabb elérhető támogatások esetén a kereslet stagnálása, esetleg nagyon 

lassú növekedése várható. 

Ha a tanulmányban tehát valamelyik fontos, már technológiailag érett és ma elérhető megújuló 

energia szegmens nem kerülne önálló értékelésre, az olyan projekteket zárhatna ki a megvalósítás 

későbbi támogatásából, amelyek megvalósulása a kedvező járulékos társadalmi, 

környezeti hatások (externáliák) vagy a kedvező munkahelyteremtő hatás miatt fontos lehet. 


39

A túl kevés kiválasztott kategória tehát egyes különben támogatásra érdemes szegmenseket 

elrejt és megvalósulásukat gátolná, viszont a túl nagyszámú típusprojekt gátolná egy kezelhető 

részletességű támogatási politika és stratégia létrejöttét. 

A módszertani kérdések tisztázása mellett először kijelöltük azokat a megújuló energia típusú 

főcsoportokat, melyek a megújuló stratégia fő számaiban is fontos, hogy önálló tételként jelenjenek 

meg. Az értékelés során azonban a főcsoportokat további alcsoportokra bontottuk 

azért, hogy a megújuló-energetikai portfólió még kezelhető számú, de elég részletes benchmark 

projektre támaszkodhasson. A kiválasztott projekteknél tekintettel voltunk arra, hogy a 

vizsgált időszakban várhatóan típusában elterjedni tudó, az alcsoport egészére jellemző és már 

most is elérhető, példákon alapuló projekt jellemzői alkossuk meg. 

Az egyes kategóriákban olyan mintaprojekteket emeltünk ki, amelyek esetében megvalósul az 

ésszerű telephelyválasztás, a legkisebb költségre törekvés elve és a legjobb elérhető technológia 

alkalmazása. 

A projektek értékelésénél minden paraméter esetében egy darab konkrét jellemző érték megadására 

törekedtük, így bár egy típusprojektet jellemzően intervallumok megadásával lehetne 

jellemezni, a vizsgálatnál átlagviszonyokat modelleztünk elkerülve a részben vagy egészben 

szélsőségesnek minősíthető projekttípusok értékelését. 

IV.2 A PROJEKTEK KÖLTSÉGÉRTÉKELÉSÉNEK MÓDSZERTANA 

A feladatot olyan módszertan szerint kell végrehajtani, amit az Európai Unió illetékes szervei 

is megfelelőnek, hitelesnek találnak. Ezért esett a választás az Európai Bizottság Kutatási Főigazgatósága 

(DG Research) és a Bécsi Műszaki Egyetem által kifejlesztett Green-X modellre. 

Ebben a fejezetben azt mutatjuk be, hogy a modell alkalmazása a benchmark projektek 

értékelésénél milyen módszertant tett szükségessé. Ez a fajta projektértékelés a teljes Green-X 

módszertan része és annak alapját képezi, hiszen az egyes típus-beruházások, technológiák 

megvalósításának, üzemelésének és tőkeköltségeinek olyan összetett energiatermelésre vonatkoztatott 

jellemző fajlagos költségeit eredményezi, amely összehasonlíthatóvá, értékelhetővé 

teszi az egyes projekttípusokat a fajlagos költségek alapján. Így a benchmark projektekre 

elvégzett számításokkal a megújuló energiaforrások felhasználásának növelésére irányuló 

stratégiák és megvalósításuk költségigénye felmérhető. Ezt követően az egyes projektekkel 

elérhető bevételek elemzésekor az elvárt illetve elfogadható tőkeköltségre is elfogadható jövedelmet 

biztosító támogatásszükséglet is meghatározható. 

A GREEN–X modell célja a megújuló energiából származó villamosenergia termelést segítő 

támogatói stratégia megalapozása volt. Az EU Intelligens Energia programja által támogatott 

Green-X projekt egy olyan szemléletmódot alakított ki és olyan eszköztárat teremtett eredetileg 

a megújuló villamos energiára vonatkoztatva (RES-E), amelyek alkalmazásával tudományos 

és politikai konszenzus mellett lehetséges egy megújuló energetikai (rövidítve RES) 

politika megvalósítása. A fentiek alkalmazásával Európa-konform RES politika alapozható 

meg Magyarországon. A támogató leírása és kapcsolódó tanulmányai a http://www.green-x.at 

honlapon letölthetők. [5][6][7] 

Egy gazdaságossági értékelés lefolytatásánál alapvetően három munkaszakasz különböztethető 

meg, melyből az első az értékelés tárgyának és módszereinek meghatározása, a második a 

vizsgálat elvégzése, míg végül csak a harmadik szakasz a tulajdonképpeni értékelés. Az első 

alapvető szakasz során jellemzően az alábbi tényezőket kell rögzíteni: 

1. Az értékelési feladat pontos megjelölése, körülhatárolása, kinek, minek a számára kell 

elvégezni. 

40 


2. A vizsgálat térbeli és időbeli időhorizontja 

3. A ráfordítások, költségek meghatározása, hogyan lehet ezeket a tételeket számszerűsíteni 

4. Annak tisztázása, hogy mit tekintünk hozamnak, gazdasági eredménynek az adott vizsgálatkor. 

5. Annak tisztázása, hogy milyen módon lehet tisztázni a hozam nagyságát illetve milyen 

formában jelenik meg. 

6. Milyen kritériumokat, mérőszámokat alkalmazunk a vizsgálat értékelésénél. 

Az értékelési feladat a felállított benchmark projektek gazdasági viszonyainak értékelése 

alapvetően döntéstámogatási célból. Az értékelés célrendszernek azonban több pontja is van. 

Az egyes technológiatípusok összehasonlíthatósága gazdaságossági szempontból 

Egy olyan módszertan lefektetése, amelyhez a különböző támogatási típusokat és prioritásokat 

illesztve a megújuló energetikai kínálati függvény bármikor felrajzolható lehet. 

Az egyes projekttípusok megvalósítási és működtetési költségeinek a meghatározása 

Az egyes projekttípusok támogatásszükségletének a meghatározása 

A különböző megújuló energia stratégiai támogatási programok társadalmilag felelősen 

vállalható támogatási mértékének a meghatározása 

Egy olyan elemzési módszer lefektetése, amely konkrét projektek esetében alkalmas az 

üzleti tervek és megszerzett beruházási támogatások ismeretében a felelősen adható átvételi 

ár, illetve működési pénzügyi támogatások meghatározásához kétféle eltérő megközelítés 

szerint: 

— adott fix időtartamig projektenként eltérő nagyságú átvételi ár 

— fix átvételi ár mellett projektenként eltérő időtartamig nyújtott támogatás 

A projektek értékeléséhez a szakértők olyan típusokat állítottak fel, mely összhangban van a 

gyakorlatuk szerinti, illetve a jelen tanulmány elkészítésekor betekintést nyert projektek tényleges 

megvalósulásaival. A szakértők az egyes projektek felállításánál kiszűrik az egyedi jellegzetességekből 

adódó speciális előnyöket, illetve hátrányokat. 

Az egyes vizsgálatok térbeli horizontjának lehatárolása nem mindig magától értetődő egy 

megújuló energetikai projektnél. Az egyes projektek működéséhez, működetéséhez szükséges 

járulékos beruházások közül azokat az elemeket, amelyeket jellemzően nem az energetikai 

projekt gazdája hajt végre – például pelletüzem vagy energiaerdő telepítés, vagy akár szakemberképzés 

– nem tekintjük a gazdaságossági értékelés tárgyának. Viszont néhány esetben a 

beruházási költségek között olyan tételeket is figyelembe vettük, ami bár nem tekinthető közvetlenül 

a létesülő energetikai technológia részének, de az üzemeltetéséhez szükséges olyan 

járulékos építést jelent, amit jellemzően a beruházó valósít meg. Ilyen jellegű fejlesztés például 

a termelt hő értékesítését lehetővé tevő hővezetéki – hőközponti rendszer vagy a jellemzően 

szükséges meglévő fűtési rendszer átalakítása sugárzó fűtéssé a napenergiával vagy hőszivattyúval 

termelt hő felhasználhatósága érdekében. 

A benchmark projektek leírásánál tehát mindig külön jelöljük azokat a járulékos projektelemeket, 

amelyeket a beruházási költségek részeként kezeltük, de nem tekinthetők a legszigorúbban 

vett technológia részének. Alapvetően a kialakult pályázati struktúrák szerint elfogadott 

megközelítését alkalmaztuk a projektek fenti térbeli lehatárolásánál. 


41

A projektek értékelésénél BAT (Best Available Technology) elveken nyugvó átlagprojekteket 

vizsgáltunk, melyek jellemzően Magyarországra vonatkoztathatók. A projektek esetleges lokalitásából 

eredő különbségeket nem vizsgáltuk, de nyílván a költségek esetenként ettől is 

függnek. Például eltérő régiókban némileg eltérő a rendelkezésre álló szakember és eltérő a 

bérszínvonal, eltérőek a közüzemi hálózatok kiépítettségei, eltérőek az egyes elérhető megújuló 

energia potenciálok mértékei. A fentiek miatt természetesen lehetnek olyan régiók, ahol 

a tanulmányban meghatározott költségek alulbecsültek (vagy kisebb mértékben felülbecsültek), 

így megvalósításukhoz szükséges támogatás értéke is nagyobb (illetve kisebb) lehet. 

Azonban a Benchmark – projektek megvalósítását azokban a régiókban képzeltük el, ahol a 

meglévő adottságok jellemzően reálisan indokolttá is tehetik a technológiák megvalósítását. A 

fajlagos költségek meghatározása így az egyes kistérségek, régiók számára iránymutatásul 

szolgálhat a tekintetben, hogy a térségi megújuló energetikai fejlesztési koncepciójukhoz milyen 

típusú technológiákat érdemes és milyen típusokat kevésbé érdemes figyelembe venniük. 

A tanulmányban felvázolthoz képest lokálisan a csak jelentős többlet fajlagos költséggel jellemezhető 

technológiákat nyílván a regionális – lokális politikában indokolt lehet figyelmen 

kívül hagyni. 

A vizsgálatok időhorizontját a dinamikus beruházás gazdaságossági vizsgálatoknál még jellemzően 

elfogadhatónak tartott 15 évben határoztuk meg, ami a Green-X modellben lefektetett 

értékkel összhangban van. A vizsgálatoknál figyelembe vettük a projekt maradványértékét 

is. 

A maradványérték meghatározásához a technológia műszaki élettartama és az időhorizont 

közötti jellemző éves pénzáramok többlethozamát tekintettük mérvadónak (éves pénzbevételek 

– árbevétel illetve megtakarítás – és a működési negatív pénzáramok különbsége), azzal a 

megszorítással, hogy a 15 éven túli éves pénzáram hozamot 30%-kal alacsonyabbnak tételeztük 

fel a karbantartási szükséglet várható növekedése, illetve egyéb piaci, logisztikai bizonytalanságok 

miatt, mint ami a 15. évben adódik. 

A fajlagos költségek meghatározása a Green-X modellben a kínálati görbék megrajzolása 

miatt fontos, hiszen a termelt energiára vonatkoztatott fajlagos hosszú távú határköltséget 

kellett megállapítani, amit fajlagos bevétel oldalról az üzem számára az energiapiacnak biztosítani 

kell tudni ahhoz, hogy az üzem a piacon eladóként megjelenjen. A tanulmányban a 

benchmark projektek egyik fő gazdasági értékszámát jelenti a fajlagos költség, amit a Green- 

X modellel összhangban határoztunk meg. 

A Green-X modell szerinti fajlagos összes villamosenergia költség (c) az üzemelési költség és 

a tőkeköltségek arányos részeinek az összege. A fajlagos költséget a modell az energiatermelésre 

vetített változó költség valamint a projekt állandó költségének és az egy év alatt megtermelt 

energiamennyiség hányadosának az összege alapján számítja. A modell az állandó 

költségek között értékeli a dinamikus szemlélettel meghatározott beruházási költség fajlagos 

értékét is. A gazdaságossági vizsgálatok esetében dinamikus szemléletűnek akkor tekintünk 

egy értékelést, ha figyelembe veszi az pénz mennyiségének értékelésénél az időpreferenciát. 

A modell az alábbi módon határozza meg a fajlagos termelési költséget, ahol az egyes jelölések 

a hazai villamosenergia szektorban megszokott jelölésekkel történnek: 

1. VÁLTOZAT. Villamosenergia termelés hőértékesítés nélkül [11] 

42 

c 

EL 

c 

VÁLTOZÓ 

ahol: 

cEL: a villamos energia fajlagos összes költsége [Ft/MWh] 

q F 

EL 

c 

f 1000 s CRF 

1000 

4.1 

1 2 

c 

h 

CS 


h 

CS

CVÁLTOZÓ: az üzemeltetés fajlagos változó költsége [Ft/MWh] 

F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség stb.) 

[Ft/év] 

qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a] 

C1: a primer energiahordozó fajlagos költsége [Ft/MWh] 

C2: egyéb fajlagos változó költség (segédenergia, változó karbantartási költség) [Ft/MWh] 

f: fajlagos állandó működési költség [Ft/kW*év] 

hCS: csúcskihasználási óraszám [óra/év] 

s: fajlagos egységnyi kapacitásra eső beruházási költség [Ft/kW] 

CRF: Tőkemegtérülés annuitás faktor – a beruházási költséget ezzel megszorozva megkapjuk, 

hogy évente mekkora – időben állandó – összeget kell realizálnia a projektnek önmagában a 

beruházási költség megtérüléséhez (részletesebben lásd: 4.6. képlet). 

A hivatkozott forrásban az energiatermeléstől függő változó költségnek eredetileg csak a tüzelőanyag 

költséget tekintették, minden más költséget állandó költségként vettek számításban. 

Alapvetően az eredeti struktúrát megtartva a tüzelőanyag költségen kívül a számításoknál 

értelmezzük a működéstől függő egyéb változó költségeket is (például segédenergia költség). 

Az állandó és a változó költségeket az egyes példákban elkülönülten bemutatjuk. 

2. VÁLTOZAT Villamosenergia termelés kapcsolt hőenergia értékesítéssel [12] 

c 

EL 

c 

VÁLTOZÓ 

A képlet az alábbi tétellel bővült: 

bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele [Ft/MWh] 

q F 

EL 

c 

c 


h 

f 1000 

1000 b 

1 2 

hő 

4.2 

CS 

CS 

A bhő meghatározását a Green-X modell az alábbiak szerint számolja 

ahol 

P 

h h 

s 

h 

CRF 

b hő hő 

hő el 

4.3 

el hő 

phő : A hőenergia fajlagos értékesítési ára (piaci ár) [Ft/MWhth] 

ηhő: Hőtermelés hatásfoka [%] 

ηel: Villamosenergia termelés hatásfoka [%] 

hel: Villamosenergia kapacitásra vonatkozatott csúcskihasználási óraszám, a számításban az 

értéke megegyezik hCS értékkel [óra/év] 

hhő: Hőenergia termelési kapacitásra vonatkoztatott csúcskihasználási óraszám [óra/év] 

A modell a költségek között a hőtermelés és villamosenergia költségét nem tekinti elkülöníthetőnek 

így a villamosenergia termelés teljes fajlagos költségét a hőértékesítés árbevételének 

a figyelembevételével határozza meg. 

Elvételes kondenzációs üzemben a két csúcskihasználási óraszám vonatkoztatási alapja nem 

független egymástól, ezért a benchmark projektek esetén a maximális hőszolgáltatási igény 

önfogyasztással növelt értékét tekintjük a hhő vonatkoztatási alapjának. A hel érték alapjának a 

fűtőerőmű működésének átlagos kiadható teljesítményét tekintjük. 

A benchmark projektek kapcsán a hő árát jellemzően olyan piaci árnak tekintjük, amely az 

egyedi gázkazános hőellátáshoz képest legalább 20%-os költségmegtakarítást eredményez. A 

tapasztalatok szerint új projektek esetében jellemzően ekkora kimutatható megtakarítás szükséges 

ahhoz, hogy a hőeladás versenyképes alternatíva lehessen. 

43

3. VÁLTOZAT. Hőenergia termelés villamosenergia termelés nélkül 

44 

c 

hő 

c 

VÁLTOZÓ 

q F 

hő 

c 

f 1000 s CRF 

1000 

4.4 

1 2 

c 

ahol: 

chő: a hőenergia fajlagos összes költsége [Ft/MWh] 


F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség, stb.) [Ft] 

qhő: az éves hasznos illetve értékesített hőenergia termelés [MWh/a] 

C1: a primer energiahordozó fajlagos költsége [Ft/MWh] 

C2: egyéb fajlagos változó költség (segédenergia, változó karbantartási költség) [Ft/MWh] 

f: fajlagos állandó költség [Ft/kW*év] 

hhő: Hőtermelés csúcskihasználási óraszáma [óra/év] 

s: fajlagos egységnyi kapacitásra eső beruházási költség [Ft/kW] 

A Green-X modell eredendően csak a villamosenergia termelés fajlagos költségét vizsgálta, 

azonban a mostani megújuló energetikai stratégiai célok és kötelezettségek már nem csak a 

villamosenergia felhasználás előírt arányának a teljesítését követeli meg, hanem a megújuló 

energiaforrásoknak az országos primer energiahordozó szerkezetében történő növelését. A 

hőenergia célú megújuló energia projektek igazságos támogatását tehát hasonló metodika 

szerint kell vizsgálnunk, mint a villamosenergia termelés esetében. 

A magyar villamosenergia szektorban megszokott jelölések némileg eltérnek a Green-X modellben 

alkalmazott jelölésektől. A tanulmányban alapvetően a nemzeti jelölési rendszert 

használjuk Fazekas András István művében foglaltaknak megfelelően.[13] A nemzetközi 

szakirodalommal való összevethetőség és a jogszabályoknak való megfelelés érdekében az 

alábbiakban bemutatjuk a Green-X modellben alkalmazott jelöléseket is. 

Megnevezés Hagyományos magyar 

jelölés 

Green-X jelölés Mértékegység 

a villamos energia fajlagos összes 

költsége 

cEL C [Ft/MWh] 

az üzemeltetés fajlagos változó költsége CVÁLTOZÓ CVARIABLE [Ft/MWh] 

állandó költség F CFIX [Ft] 

az éves kiadott villamosenergia termelés qEL qel [MWh/a] 

a primer energiahordozó fajlagos költsége 

egyéb fajlagos változó költség 

C1 

C2 

CFUEL 

[Ft/MWh] 

[Ft/MWh] 

fajlagos állandó működési költség f CO M [Ft/kW*év] 

csúcskihasználási óraszám hCS H [óra/év] 

fajlagos egységnyi kapacitásra eső 

beruházási költség 

s I [Ft/kW] 

tőkemegtérülési faktor annuitás faktor* CRF 

a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele bhő Rheat [Ft/MWh] 

a hőenergia fajlagos értékesítési ára phő Pheat [Ft/MWhth] 

hőtermelés hatásfoka ηhő ηheat [%] 

villamosenergia termelés hatásfoka ηel ηel [%] 

villamosenergia kapacitásra vonatkozatott csúcskihasználási 

óraszám 

hel Hel [óra/év] 

hőenergia termelési kapacitásra 

vonatkoztatott csúcskihasználási óraszám 

hhő Hheat [óra/év] 

* Vargha Jenő: Ipargazdaságtan III., Nemzeti Tankönyvkiadó, Budapest 1995 elnevezése szerint 

2. Táblázat Nemzetközi és hagyományos nemzeti jelölések összehasonlító táblázata 

h 

hő 


h 

hő

A Green-X modell eredetileg nem foglakozik a kizárólagosan hőtermeléssel, így ezeket a jelöléseket 

nem hasonlítjuk össze. 

A benchmark projektek változó költségei az energiahordozó és segédenergia költségeket, valamint 

a karbantartási költségek változó költségelemeit mutatják az éves energiatermelés fajlagosa 

szerint. 

Az állandó költségek között részben a fenntartás állandó költségei szerepelnek, melyek közül 

a legjellemzőbbek az bérjellegű költségek, és a karbantartás állandó jellegű költségei, másrészt 

a beruházási költség diszkontálási rátája és a megtérülési idő által meghatározott annuitás 

szerinti tétele. 

A beruházási költségek a modellben és a benchmarkértékelésekben pontszerű, a 0. évben felmerülő 

költségként szerepelnek. A dinamikus gazdasági értékelésnél annuitás faktornak (törlesztő 

faktornak) hívják azt a hányadost, amellyel a beruházás értékét megszorozva megkapjuk 

azt az időben állandó éves költségelemet (TT), amely a vizsgált időhorizont végére biztosítja 

a befektetett összeg megtérülését az adott belső kamatláb mellett. Képletszerűen ez az 

alábbiak szerint felírt.[14] 

n 

* p( 

1 p) 

TT S 

4.5 

n 

( 1 p) 

1 

ahol 

TT * : évi tőketeher [Ft] 

S: Beruházási költség pontszerűek tekintett beruházás esetén [Ft] 

p: belső kamatláb 

n: időhorizont [év] 

A Green-X modellben alkalmazott ’capital recovery factor’ (CRF) olyan speciális annuitás 

faktornak felel meg, ahol a belső kamatláb megegyezik a súlyozott átlagos tőkeköltségnek 

(’weighted avarage cost of capital’), amit a hazai terminológiában is gyakran WACC-nak jelölnek. 

Továbbá a Green-X modellben a tőkemegtérülést csak addig az időpontig veszik figyelembe, 

ameddig a projekt megtérül, így a számítás időhorizontja megegyezik a projekt 

dinamikus megtérülési idejével (’payback time’). A Green-X modell jelölésével a CRF faktort 

az alábbiak szerint írhatjuk fel. [15] 

ahol 

z: átlagos tőkeköltség [%] 

PT: megtérülési idő [év] (jellemző magyar jelölése ’M’) 

PT 

z( 

1 z) 

CRF 4.6 

PT 

( 1 z) 

1 

A Green-X modell a projekt műszaki élettartama helyett a létesítmény megtérülési idejét alkalmazva 

szabja meg a projekt értékelési időhorizontját. A módszer alapvetően 15 évben határozta 

meg a számításoknál a fenti megtérülési időt, így a számításban mi is ezt az időhorizontot 

alkalmazzuk. 

A diszkontálási kamatláb (z = WACC) meghatározás a Green-X modell szerint is soktényezős, 

de alapvető fontosságú feladat és technológiaként, projekttípusonként, eltérő kockázatonként 

eltérő értékek szerepeltetését is lehetővé teszi. Értéke jellemzően a kockázatviselők elvárásaitól 

valamint az alábbi négy jellemzőtől függ: 

jogszabályi és politikai környezet stabilitása 

támogatási rendszertől 


45

46 

a technológiától 

a beruházó típusától. 

A WACC alapvetően súlyozott átlagában kezeli a különböző tőkeforrások mögötti hozamelvárásokat, 

így például a vállalkozói tőke hozamelvárásának a sajáttőke arányos elvárt nyereséget 

(ROE) tekinti. A Green-X modell a tisztességes ROE teljesüléséhez szükséges adózás 

előtti hozamelvárás biztosítását ismeri el a projekt tőkeköltségében. 

A vállalkozói tőke elváráshoz képest a Green-X modellben jellemzően jelentősen kisebb tőkemegtérülést 

szerepeltetnek a banki hitel által biztosított tőkét illetően. Így kevésbé kockázatos 

projektek esetében egy bemutatott példa esetében a vállalkozói tőke megtérülésre 13,2%ot, 

míg a hiteltőke megtérülésére 4,3%-ot ismertek el, amelyek 25%-os önerőt feltételezve 

6,5%-os WACC értéket eredményeztek. Jelentős kockázatú projektek esetében a Green-X 

modell feltételezi, hogy a kockázatot a bank kezelni tudja, így a 4,3%-os hiteltőke elvárást 

nem változtatták, viszont a vállalkozói tőke költségét 21,5%-ban ismerték el, mely 25%-os 

önerő esetében 8,6%-os WACC értéket eredményezett. 

A WACC meghatározása képletszerűen a Green-X modell szerinti jelölésekkel:[16] 

WACC 

gd 

rd 

ge 

re 

ahol 

gd: hiteltőke aránya 

rd: hiteltőke költsége 

ge: vállalkozói tőke aránya 

re: vállalkozói tőke költsége 

rfd = rfe = rf: kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’risk free rate’) 

rpd: kockázati prémium hitel esetében (’risk premium’) 

b: az adott befektetés béta értéke (’equity beta) 

rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium’) 

rt: adóteher (’tax rate (corporation tax)’) 

gd 

rfd 

[ rfe b rpe] 

1 rt 4.7 

Attól függően, hogy az rf értékek nominális vagy reálhozamot jelentenek a WACC érték az 

inflációt is magában foglaló nominális, vagy infláció nélküli reális tőkeköltséget fejez ki. Jelentősége 

az rf értéknek azért nagy, mert ha a CRF érték meghatározásánál nominális WACC 

költséggel értékeljük a befektetések annuitását, egy a megtérülést csak a megtérülésig biztosító 

árbevétel prémium (kiegészítő támogatás) értéke már fedezetet nyújt az infláció értékére, 

így a támogatás ideje alatt ez fíx értéket jelent nominálisan. Míg ha rf értéke reálértéken kerül 

figyelembevételre az elfogadható módon adható kiegészítő támogatásnak is inflációkövető 

módon növekedni kell a megtérülés biztosításához. 

Az Írországban alkalmazott Green-X modellben reálértéken számoltak, így az ez alapján képzett 

kiegészítő ártámogatási prémium értékek folyamatos inflációt követő emelésre szorulnak. 

A benchmark projektek értékelésénél mind a két megközelítési módot figyelembe vesszük. 

A kockázatok értékelésekor a szakirodalom megkülönbezteti a befektetések diverzifikációjával 

megszüntethető specifikus kockázatot, valamint a diverzifikáció révén sem csökkenthető 

szisztematikus vagy piaci kockázatot. Az adott befektetésre jellemző specifikus kockázatot 

csak az önerőt befektető vállalkozó viseli, mivel egy nagyobb portfoliót kezelő befektető (általában 

bank) az ilyen jellegű kockázatokat diverzifikációval kizárja. Így a hiteltőke mögött az 

Írországban is átvett modell csak a piaci kockázatot ismeri el, míg a vállalkozói tőke mögött 

mind a piaci, mind a specifikus kockázatot elismeri valós tőkeköltségnek. 

A Green-X modell a vállalkozói tőkeköltség értékelésekor figyelembe veszi a béta tényezőt. 

Egy befektetés béta értéke definíció szerint a befektetés és a piaci hozam közötti kovariancia 


rpd 

ge

valamint a piaci hozam varianciájának hányadosa. Alapvetően azt jellemzi ez a hányados, 

hogy a vállalkozó befektetése, mennyivel járul hozzá általában egy vállalkozói befektetési 

portfólió kockázatának a növeléséhez. A Green-X modellben alkalmazott béta érték a vállalkozói 

tőke tekintetében 1,6 volt, amit a benchmark projektek esetében elfogadtunk átlagos 

jellemző értéknek. A hiteltőke esetében egy-egy megújuló energetikai befektetés jellemzően 

nem jelenthet akkora hatást, hogy a banki portfólió kockázatát befolyásolná, így a Green-X 

modell a béta tényezőt csak az önerő tekintetében fogadja el. 

A társasági adóterhet a Green-X modell a vállalkozói tőke esetében elismeri költségtényezőként, 

így mértékét a WACC érték meghatározásánál szintén figyelembe veszi. 

Az eltérő egyedi kockázatú megújuló energia technológiák esetében a vállalkozói tőke megtérülése 

tekintetében a Green-X modell eltérő tőkeköltséget ismer el, azonban a hitel tőke esetében 

a modell csak az iparágra jellemző piaci kockázatokat veszi figyelembe, a specifikus 

kockázatot, valamint az eltérő béta értéket nem. Az ír RES-E megalapozó tanulmány (SEI. 40. 

o,) így például kétféle kockázati szintű WACC értéket vizsgál. A piaci kockázat és a hiteltőke 

iránt elvárt hozam a kockázattól függetlenül 4,7%, de a saját tőke specifikus kockázatokat és 

adófizetést is tartalmazó elvárt illetve a támogathatóság szempontjából elismert hozama 

12,0% illetve 17,7%. A példában 70%-os hitelarány mellett a WACC érték 6,5% illetve 8,6% 

között változik a projekt kockázatának a függvényében. 

Így a modell egy jellemző vállalkozói tőkeköltség súlyának megfelelően képes költségként 

elismerni, ha egy projekt a piacon még ki nem próbált, a működés kockázatát meghatározó 

módon befolyásoló innovatív elemeket (résztechnológiákat) alkalmaz. A fenti helyzet teszi 

lehetővé, hogy a Green-X modellre alapozott támogatási rendszer az olyan projekteket, amelyekhez 

a piacon még nem kipróbált, új fejlesztésű meghatározó résztechnológiákat integrálnak, 

magasabb támogatásban részesíthessen. Így a Green-X modell szerint megvalósított támogatási 

rendszer az új fejlesztések piacra jutását akkor is segíteni tudja, ha a fejlesztés nem 

egy egész komplex technológiára vonatkozik, így az egész rendszer nem minősíthető mintaüzemnek. 

Például egy új típusú fermentációs eljárásra alapozott biogázüzem, hagyományos 

gázkezelési és gázmotoros technika mellett nagyobb támogatásban részesülhet. Erről példát a 

későbbiekben részletesen bemutatunk, de a megújuló energetikához kapcsolódó innováció 

erősítésére a fentiek továbbgondolásra alkalmas víziót jelentenek, ugyanis sokkal inkább várható, 

hogy egy- egy meghatározó technológiai elemet érintő innováció válik piacéretté, mint 

egy egész komplex technológia, viszont pont ezért az innováció referenciaüzemi tesztelése 

gyakran áthidalhatatlan nehézségekbe ütközik 

A benchmark költségek megalapozására csak részben, fő iránymutatásként fogadtuk el a pályázatokban, 

engedélyezési eljárások keretében benyújtott üzleti tervek adatait. Meggyőződésünk, 

hogy a jellemző pályázati rendszerek úgy nevezett BMR (belső megtérülési ráta) elvárásai 

(a KEOP-ban egy projekt támogatási intenzitása a belső megtérülési rátától függ, negatív 

BMR értékű projekt nem támogatható) különösen a közbeszerzési eljárások nélkül lefolytatott 

projektek esetében több esetben a beruházások legfőbb ármeghatározó tényezőjévé vált. Jellemzően 

minden projekt olyan üzleti tervet igyekszik alátámasztani, amely a maximális támogatást 

lehetővé tevő alacsony, de még pozitív belső megtérülési ráta értéket eredményez. Így 

esetenként nem a tiszta piaci viszonyok között egyébként kialakuló költségek kerülnek a pályázatok 

üzleti terveiben bemutatásra. Továbbá az engedélyezési eljárásokban bemutatott üzleti 

tervek az átvételi ártámogatás (KÁT) minél inkább nagyobb értéke elnyerése érdekében 

jellemzően a minél rosszabb megtérülés igazolására motiválnak, így szintén kérdéses lehet az 

itt bemutatott költségek és hozamok őszintesége. Így a valós költségek megismerésénél nem 

csak a statisztika hiányosságai jelentenek nehézséget, hanem az üzleti tervekben a támogatások 

maximálásának céljából elrejtett költségek vagy hozamok is gátjai. A megújuló energetikai 

KEOP pályázatok nagy sikertelenségi arányában feltehetően a BMR feltétel szerinti támo- 


47

gatási intenzitás maximálásának szakmailag nem elfogadható módon történő alátámasztási 

kísérletei is okolhatók. 

Alapvetően a harmadik kötetben lefektetendő megújuló energia stratégia minden olyan tipizált 

elemére, amelyekre különféle fajlagos támogatások lehetnek elfogadhatók, és amelyeket 

alapvetően és meghatározó módon eltérő jellegű műszaki – gazdasági viszonyok jellemeznek 

egy – egy típus projektet üzleti tervet állítottunk össze melyet több hasonló projektet ismerő, 

és megvalósításukban, megtervezésükben részt vevő szakember a pályázatokban jellemzően 

bemutatott üzleti tervek ismeretében a piaci valós költségeket tudta nagy pontossággal megbecsülni. 

A projektek értékelésekor fontos annak a meghatározása, hogy mi tekinthető alapvetően hozamnak 

az egyes projektek tekintetében. Az éves hozamok jellemzően két típusba sorolhatók. 

A megtakarítás jellegű hozamok a benchmark projektekben rendszerint a kiváltott fosszilis 

energiahordozó alkalmazásának megtakarított költségeit jelentik. Alapvetően ilyen jellegű 

éves megtakarítások jelentkeznek a csak hőtermelő projektek esetében. A gázköltség esetében 

megtakarításnak alapvetően a Magyar Energia Hivatal által közzétett különböző teljesítményigények 

szerinti aktuális fajlagos költségeket [Ft/GJ] tekintjük kiindulónak a benchmark projekt 

teljesítménykategóriája szerint. 

Villamosenergia termelés esetében a benchmark projektek KÁT támogatás nélküli piaci bevételei 

nehezebben meghatározhatók tényleges példák hiányában. Jelenleg a megújuló energia 

alapú villamosenergia termelés vagy garantált zöld mérlegköri átvétellel, kedvezményes ár 

mellett történik, vagy kisebb teljesítmények esetében ad-vesz mérők segítségével a 

villamosenergia számlázott saját fogyasztását csökkentik. A villamosenergia termék piaci árát 

alapvetően a zsinóráram piaci értékével, árával jellemezhetjük. Feltéve, hogy egy megújuló 

energia termelő kiserőmű a szabadpiaci értékesítés mellett is ugyanolyan mértékű folyamatos 

működésre törekszik, mint a támogatott, garantált átvétel esetén, az előállított termelés zsinóráron 

történő piaci értékelését viszonyítási pontként kezelhetjük. A tisztán piaci viszonyok 

között a magasabb önköltsége miatt egy tisztán megújuló energia alapú villamosenergia termelő 

egység várhatóan nem tudna valójában a piaci zsinórtermék által meghatározott árbevétel 

alapján egyenletesen működni, de például különféle minőségű tartalékként vagy csúcsüzemi 

időzónában történő működéssel, illetve kiegyenlítő energia révén talán hasonló mértékű 

árbevételt tudna elérni, más jellegű alacsonyabb fajlagos működési költség mellett. Ennek 

korrekt meghatározására a piaci példák hiányában jelenleg nem vállalkozunk, így a piaci árnak 

a zsinóráram árának változását tekintjük. 

Hőenergia értékesítésnél a viszonyítási alap szintén a földgázhasználat költsége. Itt is, akár 

csak a megtakarítás eseténél, figyelemmel kell lenni arra, hogy a földgázhasználat fajlagos 

energia költsége [Ft/GJ] közvetlenül nem összevethető a hasznos hő mennyiségére kifejezet 

fajlagos hőár [Ft/GJ] értékével. Az összevethetőséghez az éves felhasználás átlagos kazánhatásfokát 

is figyelembe kell venni, melynek jellemzően számításokban alkalmazott értéke a 

használt berendezések esetében 85%, így mi is ezt alkalmaztuk a számításoknál. 

Mivel a projektben figyelembe vesszük a későbbi fejezetben ismertetett módon a munkafeladathoz 

kapcsolódóan elkészített prognózisokat is, így a megtakarítások illetve árbevételek 

tekintetében egy változó összegű sorozatot alkot, melynek diszkontált jelenértékét annuitás 

faktor segítségével egyenértékű tagokból álló sorozattá alakítjuk, így a fajlagos jellemző éves 

megtakarítás az alábbiak szerint kimutatható: 

ahol 

48 

t 

i p( 

1 p) 

b ( 1 p) 

s b 

, 4.8 

i 

t 

( 1 p) 

1 


s: a megtakarított vagy értékesített energia fajlagos értéke illetve árbevétele [Ft/MWh] 

bi: a bi (i = i...t) sorozat egyedi nominális értékű tagja, azaz az i-dik évben prognosztizált 

fajlagos díj nagysága [Ft/MWh] 

t: a számítás időhorizontja (15 év) 

p: a bevételi sorozat belső kamatlába, amely a pénz értékének időbeli romlását fejezi ki, 

így megegyezik a 15 év alatt várható átlagos infláció mértékével [2,5%/év] 

A bevételek között projekttípusoktól függően esetenként egyedi jellegű egyéb bevételeket is 

értékelünk, mint jellemzően a biogáz kiserőművekben a veszélyes hulladék ártalmatlanításáért 

kapott önfogyasztással csökkentett energiatermelésre vetített bevétel fajlagos értékkel. 

Megtakarításként értékeljük a benchmark projektek esetében a maradványértéket. A maradványértéknek 

a 15. év végén még működőképes technológiai rendszer piaci értékét tekintjük. 

A maradványérték piaci értékének az időhorizont (15. év) és a berendezés műszaki élettartama 

között még megtermelhető jövedelmeket értjük. Meghatározáshoz a projekt tőkeköltségek 

nélkül számított várható átlagos jövedelmezőségének 70%-át vesszük figyelembe a következő 

számítással: 

f 

LT 

t 

( 1 z) 

1 ( 1 z) 

1 

m b cváltozó 

1000 y . 4.9 

LT 

t 

z( 

1 z) 

z( 

1 z) 

hcs 

ahol 

m: fajlagos maradványérték [Ft/MWh] 

b: éves árbevételek, illetve megtakarítások összesen (0. évi értéken) [Ft/MWh] 


F: állandó költség (bér és járulék, általános költség, állandó karbantartási költség stb.) 

[Ft/év] 

f: fajlagos állandó költség [Ft/kW*a] 

hCS: csúcskihasználási óraszám [óra/a] 

z : kamatláb (WACC) [%] 

LT: projekt élettartam [a] 

t: időhorizont (15 év) [a] 

y: degradációs tényező (0,7) 

A maradványérték meghatározása szempontjából az egyes technológiák élettartamát a számításoknál 

25 évben maximáltan vesszük figyelembe. Abban az esetben, ha benchmark projekt 

esetén a támogatás nélküli árbevételek nem fedezik az üzemeltetési változó és állandó költségeket, 

a támogatott megtérülési időszak utáni maradványértékeket negatív tagként nem veszszük 

figyelembe. 

A vizsgálatoknál a fajlagos hozam nagysága az energia fajlagos összes bevételének (melynek 

része fajlagos bevételek és a fajlagos maradványérték) és fajlagos összes költségének 

[Ft/MWh] különbsége adja. A fajlagos hozam negatív értéke megadja azt a fajlagos támogatást, 

amiben az egyes projekt extraprofit juttatása nélkül támogatható lehet. Így a fajlagos hozam 

értéke képezi a KÁT támogatások meghatározásának az alapját. 

A projekteket alapvetően az alábbi paraméterekkel értékeljük: 

1. Fajlagos összes költség [Ft/MWh] önfogyasztással csökkentett villamosenergia termelésre 

vetítve 

2. Fajlagos összes költség [Ft/MWhth] önfogyasztással csökkentett hőtermelésre vetítve 

(ahol nincsen villamosenergia termelés) 


49

3. Fajlagos összes költség [Ft/GJ] a felhasznált primer megújuló energiahordozóra vetítve 

4. Fajlagos összes költség [Ft/tCO2] a kiváltott üvegházhatású gázokra vetítve 

5. Fajlagos átlagos éves üzemelési pénzügyi egyenleg (bevétel - kiadás) [Ft/MWh] önfogyasztással 

csökkentett villamosenergia termelésre vetítve 

6. Fajlagos átlagos éves üzemelési pénzügyi egyenleg (bevétel - kiadás) [Ft/MWhth] önfogyasztással 

csökkentett hőtermelésre vetítve (ahol nincsen villamosenergia termelés) 

7. A prémium ás KÁT kiinduló értékei 15 éves időszakra inflációkövetéssel 

8. A prémium ás KÁT kiinduló értéke 15 éves időszakra fix prémium, illetve KÁT nélkül 

(inflációkövetés nélkül) 

9. A prémium illetve KÁT adott, inflációt követő értéke esetén az indokolt támogatási időtartam 

10. A prémium illetve KÁT adott infláció követés nélküli értéke esetén az indokolt támogatási 

időtartam 

11, Kiváltott ÜHG csökkentés prémium illetve KÁT rendszeren keresztüli támogatói fajlagos 

költségei 

IV.3 A SZÁMÍTÁSOKNÁL ALKALMAZOTT FELTÉTELRENDSZER 

50 

Villamos energia fajlagos referencia (piaci) ár meghatározása 

A projektek értékelésénél nehézség, hogy olyan virtuális piaci árhoz kell a megújuló alapú 

kiserőműveket viszonyítani, amelyekre gyakorlatilag nincs piaci példa. További hátrányt jelent, 

hogy a villamos energia jellemzőnek tekintett értékesítési árát a lehetőséghez képest elfogadhatóan 

15 évre előre szóló becsléssel is modellezni kell ahhoz, hogy a Green-X modellben 

figyelembe vehető értéket kapjunk. 

A villamosenergia-piacon bázisárnak tekintett, zsinórtermékre (mint meghatározó termékre) 

vonatkozó prognózis tekintetében A HAZAI VÉGSŐ ENERGIA-FELHASZNÁLÁS ÉS A 

VILLAMOSENERGIA-ÁR PROGNÓZISÁNAK ELKÉSZÍTÉSE 2020-IG (Budapest 2009. 

november) Energiakutató Intézet (EKI - REKK) előrejelzésére tudunk számítani.[18] 

Támogatás nélküli esetben a megújuló energiát hasznosító kiserőművek számára a zsinórtermék 

ára feltehetően alacsonyabb, mint a piacra lépéshez a megtérülés mellet szükséges piaci 

ár. A támogatott, különösen az átvételi garanciával és prémiummal is támogatott megújuló 

energetikai projektek viszont jellegüket tekintve általában zsinóráram termelésre törekednek, 

bár az átvételi ár zónaidőkre való osztásával ez befolyásolható (jelenleg is a mélyvölgy időszakában 

való csökkentett üzem a jellemző az időjárás független, de rugalmas üzemeltetésű 

technológiák esetén). A jelen tanulmányban így a támogatáspolitikával biztosított zsinórüzemi 

állapot melletti piaci villamosenergia árat tekintjük a prémium nélküli állapot fajlagos árbevételének. 

Az EKI - REKK tanulmánya ezzel kapcsolatban megjegyzi, hogy mivel a modell input adatai 

is előre jelzett adatok, ezért fontos figyelembe venni, hogy különböző előrejelzések input oldalon 

más-más outputot eredményezhetnek. Az EKI–REKK az Energia Hivatal munkatársaival 

egyeztetve alakította ki az un. alap-szcenáriót, amely a legvalószínűbbnek tartott érték, de 

ugyanakkor kialakítottak még két másik szcenáriót is, egy un. ’optimista’ szcenáriót, mely 

magasabb kereslettel, és ezáltal nagyobb beruházási kedvvel, magasabb CO2 és magasabb 

olajárral számol, illetve egy ’pesszimista’ szcenáriót, mely alacsonyabb kereslettel, és alacso- 


nyabb inputárakkal számol. A három szcenárió esetében a 2009-2020 között várható hazai 

nagykereskedelmi zsinóráram ára az alábbi módokon alakul: 

Zsinór áram ára, €/MWh 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

Alapeset 

Optimista 

Pesszimista 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

Forrás: REKK számítások és modellfuttatási eredmények 

2. ábra A magyarországi zsinóráram ára 2009–2020 között, a három szcenárió esetén 

Látható, hogy az EKI által legreálisabbnak tartott alapszcenárió esetében a magyarországi 

éves reál zsinórár a 2009-es 52 €/MWh-ás szintről 2020-ra felmegy 72 €/MWh-ra. A benchmark 

projektek értékelésénél ezt az alapszcenáriót vesszük figyelembe. 

Az értékek pontos számértékei a következők: 

év 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

i 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 

infláció (PM)* 

1039 1,022 1,026 1,028 1,028 1,028 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 

(1+p) -i tényező 1,000 0,978 0,950 0,920 0,895 0,871 0,852 0,830 0,806 0,787 0,766 

Nominális ár** 

[€/MWh] 56,0 56,9 52,2 54,0 56,4 58,8 61,9 64,7 66,1 69,7 72,2 

Nominális ár *** 

[Ft/MWh] 15167,0 15410,8 14137,8 14625,4 15275,4 15925,4 16765,0 17523,3 17902,5 18877,5 19554,6 

Reálár [Ft/MWh] 15 167,0 15 079,1 13 430,4 13 462,5 13 677,9 13 871,5 14 288,3 14 542,0 14 466,1 14 852,9 14 981,2 

Súlyozott átlagár 

[Ft/MWh] 

14 347,2 

*A 161/2005 (VIII.16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium inflációs indexálása szerint 

**REKK becslése 

*** az MNB hivatalos középárfolyam 2009. december 31-én: 270,84 Ft/€ szerint 

3. Táblázat A modellezett éves zsinór áram fajlagos ára 2009-2020 között alapszcenárió esetében, Magyarországon 

€/MWh 

A fentiek alapján a jelenleg a projektvizsgálatoknál figyelembe vett villamosenergia piaci 

reálár: 

bEL = 14 347,2 Ft/MWh 

hőenergia értékesítés referencia ár meghatározása 

A benchmark projektek vizsgálatánál értékelni szükséges a hőárbevételek piaci értékét is 

mind a kapcsolt villamos és hőenergia termelés, mint a kizárólagosan hőenergia termelés ese- 


51

tén. A piaci tapasztalatok alapján az új megújuló energetikai beruházások akkor tudják a hőt 

értékesíteni, ha a tervezett hődíj 15–25%-os költségmegtakarítást eredményez. A jelenleg az 

egyetemes szolgáltatás szerinti díjakat az alábbiak tartalmazzák: 

A Fővárosi Gázművek Zrt. egyetemes szolgáltatói engedélyesének árai 28/2009. (VI. 25.) 

KHEM rendelet és a 865/2009. sz. MEH határozat alapján 

52 

Értékesítési 

kategória 

100 m3 /h-nál kisebb 

mérővel rendelkező 

felhasználók 

100 m3 /ha-nál na- 

gyobb 

mérővel rendelkező 

felhasználók 

Gázmérő(k) névleges 

(össz)teljesítménye (m3 /h) 

Teljesítménylekötés 

2010. január 1-jétől 

Éves 

alapdíj 

Ft 

Éves 

alapdíj* (1) 

Ft/m3 /ha 

Éves teljesítménydíj 

Ft/MJ/h 

Gázdíj 

Ft/MJ Ft/m 3 

20 m 3 /h gázmérővel rendelkezők 19 068 2,178 74,05 

gázmérővel nem rendelkezők 2,824 96,02 

101–500 m 3 /h teljesítménylekötés 1 000 1,859 63,21 

>500 m 3 /h teljesítménylekötés 1 000 2,096 71,26 

A földgáz fűtőértéke leggyakrabban 34 MJ/m 3 , de van olyan hely az országban, ahol ez az 

érték 28 MJ/m 3 és előfordul 36 MJ/m 3 is. A Magyar Energiahivatal a Ft/MJ gázdíj összegeket 

határozza meg. A gázdíj összegét a szolgáltatott földgáz köbméterben mért és gáztechnikai 

normál állapotra átszámított térfogatának, az átlagos fűtőértéknek, valamint az egységnyi hőmennyiségre 

vonatkozó gázdíjnak az összeszorzásával kell megállapítani. Így a fogyasztóval 

a szolgáltató hőegyenértéken számol el. 

2010-es januári értéken tekintve a Magyar Energia Hivatal becslését felhasználva a gázköltség 

alapvetően az alábbiak szerint osztható fel energiafogyasztástól függő gázdíjra (energia díjra) 

illetve egyéb költségekre: 

Fogyasztói kategória GÁZDÍJ EGYÉB becsült Becsült összes fajlagos Gázköltség Egyéb költ- 

költség költség 2010. jan. aránya ség aránya 

20 m3 /h alatt 2 559 Ft/GJ 881 Ft/GJ 3 440 Ft/GJ 74,4% 25,6% 

20 – 100 m3 /h között 2 178 Ft/GJ 1 072 Ft/GJ 3 250 Ft/GJ 67,0% 33,0% 

100 – 500 m3 /h között 1 859 Ft/GJ 1 041 Ft/GJ 2 900 Ft/GJ 64,1% 35,9% 

4. Táblázat 2010-ben érvényes gázköltség szerkezet 

év 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

i 

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 

infláció (PM)* 

1,039 1,022 1,026 1,028 1,028 1,028 1,027 1,027 1,027 1,027 1,027 

(1+p) -i tényező 1,000 0,978 0,950 0,920 0,895 0,871 0,852 0,830 

0,787 

0,787 0,766 

Nominális ár** 

[€c/MWh] 

866 909 779 801 833 888 909 931 985 985 1018 

Nominális ár *** 

[Ft/MWh] 

2 345,5 2 461,9 2 109,8 2 169,4 2 256,1 2 405,1 2 461,9 2 521,5 2 667,8 2 667,8 2 757,2 

Reálár [Ft/MWh] 

2 345,5 2 408,9 2 004,3 1 996,9 2 020,2 2 094,9 2 098,2 2 092,5 2 099,0 2 099,0 2 112,3 

Súlyozott átlagár 

[Ft/MWh] 

2 125,7 

*A 161/2005 (VIII.16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium inflációs indexálása szerint 

**REKK becslése 

*** az MNB hivatalos középárfolyam 2009. december 31-én: 270,84 Ft/€ szerint 

5. Táblázat A modellezett fajlagos földgázdíj értékei 2009-2020 között alapszcenárió esetében, Magyarországon 

€c/GJ 

A fentiek alapján a jelenleg a projektvizsgálatoknál figyelembe vett gázdíj: 

bgázdíj = 2 125,7 Ft/GJ 


Fogyasztói kategória GÁZDÍJ 

[Ft/GJ] 

EGYÉB becsült 

költség [Ft/GJ] 

Becsült összes fajlagos 

költség 2010. január 

[Ft/GJ] 

Gázköltség 

aránya 


Egyéb 

költség 

aránya 

20 m 3 /h alatt 2 926 881 3 807 76,86% 23,14% 

20 – 100 m 3 /h között 2 490 1 072 3 562 69,91% 30,09% 

100 – 500 m 3 /h között 2 126 1 041 3 167 67,13% 32,87% 

6. Táblázat 2010 január – 2025 január között várható átlagos földgázfelhasználás költségei 

Figyelemmel arra, hogy a benchmark projektek során hőértékesítés történik, a földgázfelhasználás 

költségeit is a hőtermelés veszteségeinek a figyelembevételével kell meghatározni. Átlagosan 

90%-os kazánhatásfokot figyelembe véve, és a földgáz használat költségénél 15%-kal 

kedvezőbb hőértékesítési díjat piaci árként elfogadva, a benchmark projektek hőértékesítése 

során az alábbi piaci bevétellel számolunk: 

Fogyasztói kategória Kiváltott összes fajlagos 

gázköltség gázfűtőértékre 

vetítve 

[Ft/GJ] 

Kiváltott összes fajlagos 

költség hasznos hőre 

vetítve [Ft/GJ] 

Hőértékesítés fajlagos 

árbevétele hasznos hőre 

vetítve [Ft/GJ] 

20 m 3 /h alatt 3 807 4 230 3 596 

20 – 100 m 3 /h között 3 562 3 958 3 365 

100 – 500 m 3 /h között 3 166 3 519 2 991 

7. Táblázat Termelt hő értékének meghatározása 

A fentiek szerint a benchmark projektek kapcsán az alábbi fajlagos árbevételeket illetve megtakarításokat 

vesszük figyelembe: 

hőtermelés távhőszolgáltató illetve ipari üzemek számára: 2 991 Ft/GJ 

helyi megújuló energetikai projektek megtakarítása (például pellet kazán): 3 365 Ft/GJ 

A számításnál figyelembe vett tőkeköltség (WACC) részletes meghatározása 

A vállalkozói tőke adózására is fedezetet nyújtó WACC meghatározására a Green-X modellben 

az Energy Economics Group (EEG) által alkalmazott és az előzőekben már bemutatott 

4.7. képlet szerint történik. 

WACC 

gd 

rd 

ge 

re 

ahol 




re: vállalkozói tőke költsége 

rfd = rfe = rf: kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’risk free rate’) 

rpd: kockázati prémium hitel esetében (’risk premium by debt’) 


rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium by equity’) 


gd 

rfd 

rpd 

ge 

[ rfe b rpe] 

1 rt 4.11 

A publikált Green-X modellben az adóterhet nem az adózás előtti bruttó hozamra vonatkoztatják, 

hanem az adózás utánira nettó hozamra, így képletbeli értéke nem egyezik meg a társasági 

adó kulccsal. A társasági adó kulcs és a modell szerinti adóteher közötti összefüggés: 

rt[%] 

adómérték[%] 

1 adómérték[%] 

4.12 

53

A WACC mögötti kockázat értékelésére a Green-X modell a befektető kockázatának projektfüggő 

értékelését alkalmazza. Alapvetően megkülönböztetik a pénzügyi befektetők portfóliók 

építésével kizárt olyan kockázatokat, amiket az egyedi befektetők jellemzően kénytelenek 

viselni. Így a modellben alkalmazott tőkeköltség mögött a projekttípusoktól is függő speciális 

kockázatot és a befektetői béta értéket kell értékelni. 

A fentiek miatt a WACC értékben elismert tőkeköltség nem független a befektetőtől. A pénzügyi, 

banki befektetők mellett viszont eltérő méretű befektetői portfóliókat kezelnek az egyszerre 

több vállalkozást is menedzselő nagyobb, jellemzően multinacionális vállalkozások, 

mint a jellemzően kis és közepes vállalkozások, illetve intézmények, magánszemélyek. A 

fenti különbség eltérő béta értékekkel jellemezhető vállalkozói tőkebefektetést jelent az eltérő 

hozamelvárások mellett. 

Egy általános eljárásrend esetén, ha a tőkeköltségében valamiféle átlag kerülne elismerésre, 

akkor e vállalkozások jellemzően nagyobb jövedelemben részesülnek, mint ami indokolt lenne. 

A kockázatviselők szerinti eltérő értékelés esetén viszont lehetőség nyílik a nagyobb elfogadható 

tőkeköltséggel működő kis- és középvállalkozási, az intézményi illetve a magánszektor 

indokolt mértékű, a nagyvállalatokhoz képesti nagyobb támogatás elfogadtatására. 

A beruházási támogatási programok esetében EU szinten elfogadott a nagyvállalkozások 

megkülönböztetése, így a prémium rendszerű illetve garantált átvételi támogatások meghatározásánál 

is elfogadható a fenti megkülönböztetés alkalmazása. A vállalkozások megítélésére 

a „A kis- és középvállalkozásokról, fejlődésük támogatásáról” szóló 2004. évi XXXIV. törvény 

3. §-ában meghatározottak szerinti mikro-, kis- és középvállalkozások fogalom meghatározása 

javasolt alkalmazásra. 

Az alábbi táblázatban három különböző esetet mutatunk be. Az első a jellemzően multinacionális 

hátterű nagyvállalkozás súlyozott átlagos tőkeköltségének a meghatározása. Nagyvállalkozások 

jellemzően nagyobb hozamelvárások mellet, de kisebb adóteherrel és szélesebb befektetői 

portfólióval rendelkeznek. Jellemzően euró alapú könyvvitelt vezetnek, így a csak 

forint alapú könyvvitelt vezető kisebb cégekkel szemben a várhatóan euró – forint inflációs 

különbség miatt további némi versenyelőnyt élveznek. 1 [19] 

Az alábbi táblázatban a Green-X modellben alkalmazott WACC értékelést ismertetjük, a modellben 

alkalmazott képletekkel és sorrendben. 

1 Radó Márk megállapítása szerint: A sajáttőke - jellegű finanszírozási források esetében az egységes tőkepiac 

hiányában a befektetők egyéni hozamkövetelményei dominálhatnak. Mivel a befektetők adózása nem egységes 

(a magyar befektetőknek a társasági befektetéseiken adóköteles inflációs árfolyamnyeresége keletkezik, miközben 

a befektetéseiket erős valutában nyilvántartó külföldi befektetőknek ilyen inflációs adókötelezettsége nem 

vagy elenyésző mértékben keletkezik), a befektetők szintjén azonos várt adózott reálhozam a vállalatok szintjén 

eltérő tőkeköltségben jelenik meg. A magasabb tőkeköltség következtében a magyar tulajdonú vállalatok az 

elmúlt évtizedben folyamatosan versenyhátrányban voltak Magyarországon. Ennek a versenyhátránynak a nagysága 

az infláció csökkenésével folyamatosan csökkent, ma durva becsléssel körülbelül 0,5 százalék ponttal (50 

bázisponttal) magasabb tőkeköltséget jelent. Az inflációs árfolyamnyereség megadóztatásának problémája a 

jelenlegi adórendszerben azonban továbbra is fennáll. Célszerű lenne ezért az adórendszer olyan átalakítása, ami 

explicit módon figyelembe veszi ezt a problémát, és a hazai tőkeakkumuláció segítése érdekében csak olyan 

jövedelmet adóztat meg, ami valóban létezik.” 

54 


Nagyvállalkozás 

normál esetben 

Kis- és középvállalkozások és non profit 

szervezetek 

Normál esetben Nagy kockázatú esetben 

példa 

Hitel (d) Saját Hitel Saját 

tőke (e) (d) tőke (e) 

Hitel (d) Saját 

tőke (e) 

1. Saját tőke / hitel arány (Share 

equity / debt) 

g 75% 25% 75% 25% 75% 25% 

2. Nominális kockázatmentes 

hozam (Nominal risk free rate) 

rn 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 7,2% 

3. Éves átlagos infláció (Inflation 

rate, CPI) 

i 2,73% 2,73% 2,73% 2,73% 2,73% 2,73% 

4. Reál kockázatmentes hozam rf = (1+rn) 4,35% 4,35% 4,35% 4,35% 4,35% 4,35% 

(Real risk free rate) 

/ (1+i) – 

1 

5. Elvárt piaci reálhozam (Expected 

market rate of return) 

rm 6,15% 11,25% 6,15% 11,25% 6,15% 15,25% 

6. piaci Kockázati prémium (Risk rp = rm – 1,8% 6,9% 1,8% 6,9% 1,8% 10,9% 

premium) 

rf 

7. Iparági béta (Equity beta) β 0,65 1,6 1,6 

8. Társasági adóarány (Tax rate) rt 16,28% 23,46% 23,46% 

9. Adófizetés utáni hozam reálszin- rpt = (rf + 4,35% 8,84% 4,35% 15,39% 4,35% 21,79% 

tű tőkeköltsége (post-tax cost) b x rp) 

10. Adófizetés előtti reálszintű r = rpt * 4,35% 10,28% 4,35% 19,00% 4,35% 26,9% 

tőkeköltség (Real cost) 

(1+rt) 

11. Reálszintű súlyozott átlagos 

tőkeköltség (Weighted average 

cost of capital) 

WACC 5,8% 8,0% 10,0% 

12. Adófizetés előtti nominális r 

tőkeköltség (Nominal real cost) 

* =(1+r)/( 7,2% 13,29% 7,2% 22,25% 7,2% 30,36% 

1+i)-1 

13. Nominális súlyozott átlagos 

tőkeköltség (Nominal weighted 

average cost of capital) 

WACC * 8,7% 11,0% 13,0% 

8. Táblázat WACC értékek meghatározása 

Az alábbiakban részletezzük az egyes pontok meghatározását: 

1.: A WACC (súlyozott átlagos tőkeköltség) meghatározása a pénzügyi hitelező szervezet 

befektetett tőkeelvárásait és a befektetett saját tőkével szembeni elvárásokat súlyozottan 

átlagolja. A Green-X modellben a számításokhoz 25%-os saját tőkebefektetést vettek figyelembe, 

így a benchmark projektek értékelésénél is ezt használjuk. 

2.: A nominális kockázatmentes hozam alatt összhangban a Magyar Energia Hivatal más 

esetekben is alkalmazott ármegállapítási módszertanával (villamos energia rendszerhasználati 

díjak szabályozásának a módszertana 2009–2012 továbbiakban MEH módszertan), 

olyan elvárt hozamot értünk, aminek nincs csődkockázata. 2 

Egy másik definíció szerint a kockázatmentes hozam: az adott ország saját valutájában kibocsátott 

állampapírok hozama, amely gyakorlatilag mentes a visszafizetési kockázattól. 

A kockázatmentes hozamérték mértékei a nemzetközi értékelői gyakorlattal megegyezően az 

ötéves államkötvény hozamok adnak referenciát. Az állampapírok kockázatmentes hozamának 

számítási alapja az implikált forward kamatláb. Mivel azonban a Magyar Nemzeti Bank 

2 A MEH módszertanban mind nominális, mind reálhozam szerepel, de alapvetően nominális forward indexek 

alapján történt a számítás. Itt természetesen a nominális hozam értéket alkalmazzuk. 


55

(MNB) forward kamatpályát csak 3 hónapos állampapírhozamokra közöl a MEH módszertan, 

az 5 éves és 3 hónapos papírok hozama közötti összefüggésre regressziós becslést végezett 

(Cochrane-Orcult algoritmussal), mely szerint: 

56 

5 éves hozam = 2,167 + 0,714 x 3 havi hozam – 0,053 x éves inflációs ráta. 

A fentiek szerint a nominális hozam átlagértékei az alábbiak szerint várhatók a következő 

három évben: 

Év 2010 2011 2012 Átlag 

Nominális hozam [%] – MEH módszertan 8,3% 8,0% 7,2% 7,83% 

http://mediaserver.fxstreet.com/Reports/b6d12d59-887c-41bf-bb14-223ff71395d8/0917a09e-1af6-46c3-ab70-7a526684d99b.pdf 

A kereskedelmi bankok jellemzően optimista és pesszimista verziót is előállítanak 2010-re 

mely szerint a várható átlagos kockázatmentes hozamra 6% és 8% közötti érték szerint alakul. 

A banki betétgyűjtési akciók során viszont esetenként a 8%-os felső kockázatmentes hozam 

elismerése is érzékelhető. 

A fentiek szerint a 7,8%-os kockázatmentes hozamérték elismerése sem tekinthető irreálisnak, 

de ugyanakkor 2010 végére a kockázatmentes hozam értéke Magyarországon nemzetközi 

elemzők szerint a közeljövőben már akár 6% alá is csökkenhet. Az Erste Group által kiadott 

jelentés szerint (Long-term Outlook Hungary – Feb. 10, 2010.) az átlagos hosszú távú (10 

éves) állampapírhozam („Long term interest rate”) 2010-ben 7,2%-ra várható Magyarországon. 

(http://www.fxstreet.com/fundamental/economic-indicators/hungary-longterm-outlook0912/2010-02-10.html) 

Figyelemmel az elemzett projektek 15 éves időhorizontjára a nominális kockázatmente hozam 

aktuális értékének így 7,2%-ot fogadunk el, mint ami 2010-ben biztonsággal vállalható érték. 

3.: Éves átlagos infláció 

A 161/2005 (VIII. 16.) Kormányrendelet szerint a Pénzügyminisztérium folyamatosan elkészíti 

az inflációs indexáláshoz szükséges technikai indexeket, melyek aktualizált adatai a 

Pénzügyminisztérium honlapján nyilvános. A 2010. február 6-i indexálás szerint az alábbi 

indexálás alkalmazandó 15 éves viszonylatban: 

Év 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 

Index 103,9 102,2 102,6 102,8 102,8 102,8 102,7 102,7 

Év 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 

Index 102,7 102,7 102,7 102,6 102,6 102,6 102,6 

A fenti hosszú távú hivatalos prognózis indexei egy olyan sorozatot képeznek, amelyek segítségével 

az egységnyi 2010. január elsején érvényes nominális összeg 2025. január elsején 

érvényes nominális értéke 1,4984 Ft-ra adódik. A fenti infláció hatása megegyezik 15 éves 

folyamatos 2,73%-os infláció hatásával, amit a számításban alkalmazunk. 3 

4.: Reál kockázatmentes hozam 

A MEH módszertan szerint a reálhozam értéke a Fisher képlet szerinti nominális és reálhozam 

közötti kapcsolat szerint az alábbi: 

ahol 

/ 

rf ( 1 rf 

3 A modellben egy az időszak egészére jellemző inflációs értéket kell megadni 

) 1 


i 

1 

4.13

f: a nominális kockázatmentes hozam (nem ugyanaz a kettő!) 

rf: a reál kockázatmentes hozam (nem ugyanaz a kettő!) 

i: inflációs kamatláb 

A fentiek szerint a reál kockázatmentes hozam: 

rf = (1,072/1,0273)-1 = 0,0435 = 4,35% 

5. Elvárt piaci megtérülés (1) 

Az elvárt piaci megtérülés a GREN-X modell szerint is a befektetett tőke kockázatmentes 

hozamát és a kockázati prémiumot foglalja magában. A modell a hitel mögött is elismeri a 

piaci kockázati prémium értékét, míg a beruházói saját tőke mögött a portfólió építéssel nem 

csökkenthetőnek tartott specifikus kockázatot is elismeri. A Green-X modell elkészítésénél az 

elvárt piaci megtérülést állapították meg valószínűleg statisztikai adatok alapján, majd ennek 

ismeretében határozták meg a kockázati prémiumot. 

Az iparágra, különösen a kiserőművi iparágra Magyarországon ma jellemző, hogy nem piaci 

alapon, hanem egy adott prémium és garantált kötelező átvétel mellett fejlődött a mostani 

szintre. Az elvárt és a ténylegesen biztosított hozamok között eseteként aránytalanul nagy 

különbségek is vannak, amelyek az iparág korábbi valószínűsíthető túltámogatását mutatja. 

Így nem állnak rendelkezésre olyan valós piaci adatok, amelyek alapján a múltbeli statisztikákból 

lehetne érvényes következtetéseket levonni. 

A saját tőke elvárt piaci megtérülésének az értékelésére a MEH módszertan szerint a reálhozamot 

a Budapesti Értéktőzsde BUX indexének alakulása szerint érdemes vizsgálni. A MEH 

módszertanban 1993–2008 között a napi hozamok mértani átlagát a teljes évre kivetítik, majd 

meghatározzák az egyes évek hozamának átlagos szintjét. Ezeket a fogyasztói árindexszel 

deflálva a reálhozam 10,5%-ra adódott. Azonban az így megállapított érték érzékenysége a 

megválasztott bázisidőszaktól jelentős mértékben függ, így a Green-X modellhez való alkalmazása 

nem javasolt. 

Ezért a Green-X modellel ellentétben először a kockázati prémium nagyságát állapítjuk meg. 

6. Kockázati prémium 

Az elvárt piaci megtérülés pénzintézeti hitel esetén fedezetet nyújt a kockázat nélküli hozamra, 

valamint a projekt kockázatai közül a portfolióépítéssel ki nem iktatható piaci kockázatra. 

A piaci kockázat reálhozamát a MEH módszertan az 5 éves állampapírpiacok 2001–2008 közötti 

reálhozamainak szórása alapján határozza meg az alábbi egyenlet szerint: 

ahol 

σ: a szórás, mint a kockázat értéke 

hi: az i-edik időszak hozama, 

h : az átlagos (számtani) hozam mértéke, 

n: a figyelembe vett időszakok hossza 

A hitel mögötti elvárt kockázati prémium a számítás szerint 1,8%-ra adódik. 

1 

n 

A saját tőkeelvárásokat jogosan tükröző kockázati prémium meghatározásánál Aswath 

Damodaran: Equity Risk Premiums (ERP): Determinants, Estimation and Implications – A 

post-crisis Update, October 2009 (http://ssm.com/abstract=1492717) című művére támaszkodtunk. 


h 

i 

h 

2 

4.14 

57

Damodaran a saját tőke kockázati prémium értékének a meghatározását többféle megközelítéssel 

taglalja. A http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ honlapon folyamatosan aktualizálva 

tölthetők le egyes országok és iparágak esetében a jellemző kockázati prémium értékek. 

Az ország kockázatok értékelésekor részben az országok fizető képességi (nem fizetési) kockázatának 

Moody's (www.moodys.com) szerinti értékelését használva, aktualizálja az egyes 

országok kockázati prémium értékeit. Magyarország esetében a 2010. januári átlagos kockázati 

prémium értéke: 6,90%, melyet vállalkozások esetében alkalmazunk. 

Az alkalmazott módszertan szerint meghatározzák minden egyes ország relatív kockázati 

prémiumát az Egyesült Államokhoz viszonyítva. Majd a relatív értékhez hozzáadva a Egyesült 

Államokban részvénypiacán történetileg jellemző bázisprémiumot (4,5% jelenleg) kapjuk 

meg az egyes országra aktuálisan érvényes értéket. 

A fentiekhez az egyes országok kötvényhozam alapján meghatározott kockázati prémiumának 

meghatározásához az alábbi megközelítést használják: 

58 

részvény 

CRP CDS 

4.15 

államkötvé ny 

ahol, 

CRP: Relatív ország kockázati prémium (Counrty Risk Premium) 

CDF: Államkötvény hozamok becsült varianciája a Moody’s minősítő osztályzatai alapján 

(Country Default Spread) 

σrészvény / σállamkötvény: 1,5 (A részvényhozamok kockázatát a módszertan 1,5-szer tekinti nagyobbnak, 

mint kötvényhozamok esetén, tapasztalati átlag szerint 

A CDS érték becslése az alábbiak szerint történik (2010): 

Osztályzat 

CDS bázis 

pontos 

Osztályzat 

CDS bázis 

pontos 

Osztályzat 

CDS bázis 

pontos 

A1 90 B1 650 Baa1 160 

A2 105 B2 750 Baa2 180 

A3 120 B3 900 Baa3 200 

Aa1 30 Ba1 300 Caa1 750 

Aa2 60 Ba2 400 Caa2 900 

Aa3 75 Ba3 525 Caa3 1000 

Aaa 0 

A kockázati prémium érték az alábbiak szerint adódik: 

ERP CRP ERP 

4.16 

Magyarorsz ág 

Magyarorsz ág 

ahol, 

ERPMagyarország: A saját tőke elvárt kockázati prémium értéke Magyarországon (Equity Risk 

Premium) 

ERPUSA: A saját tőke elvárt kockázati prémium értéke az Egyesült Államokban, értéke 2010. 

januárban 4,5%. 

Így 

ERPMagyarország= (160/100)*1,5 + 4,5 = 6,9% 

(2010 január: Baa1 besorolás mellett) 

A kockázati prémium értékeit Damodaran szerint az alábbiak határozzák meg elsősorban: 


USA

Kockázatviselési képesség és averziók 

A befektetők hajlandósága és elvárásai alapvetőek. Kimutatatóan függ például a prémium 

értéke a befektetők jellemző életkorától. Idősebb korú befektetők jellemzően magasabb kockázati 

prémiumot várnak el. A kockázati prémiumra kihat a társadalomra jellemző megtakarítási 

szándék erőssége. A megtakarítási ráta növekedése jellemzően a kockázati prémium növekedésével 

jár. 

Makrogazdasági kockázat 

A prémium értéke alapvetően a fő makrogazdasági mutatók kiszámíthatóságától, a makrogazdaság 

stabilitásától függ. Így például az infláció szintje között és a prémium nagysága között 

nincs egyértelmű kapcsolat, de ha a tényleges infláció mértéke a várthoz képest magasabb, a 

kockázati prémiumok jellemzően nőnek. A prémium mértéke szempontjából tehát elsősorban 

nem a gazdaság erőssége, hanem stabilitása a meghatározó. 

Információ 

Az elérhető információ minősége és mértéke alapvető az üzleti tervekben várt hozamok pontosságának 

megítélhetősége szempontjából. Az információs hiányosságokat a befektetők magasabb 

prémium elvárással kompenzálják. 

Likviditás 

A befektetések, beruházások meglévő jó likviditása a kockázati prémium értékét csökkenti. 

Katasztrófa kockázatok 

Minden projekt esetében figyelembe kell venni az előre ki nem számítható okok miatt bekövetkező 

olyan kockázatokat, amelyek a jövedelmezőséget veszélyezteti. A kiszámíthatatlan, 

változó jogszabályi környezet is egy olyan tényező amely a szükséges prémium értékét növeli. 

A normál esethez képest egyes megújuló energetikai projektek esetében a speciális helyzet 

miatt indokolt a magasabb kockázati prémium megítélése. Javaslatunk szerint a nagyobb 

prémium az alábbi esetekben indokolt: 

ha a projekt működéséhez nagyobb logisztikai háttér kiépítése és fenntartása indokolt, a 

vállalkozó információs és katasztrófa jellegű kockázatai megnőnek. A projekt jövedelmezősége 

a terméshozamoktól, a beszállítói hálózat megbízhatóságától függővé válva nagyobb 

prémium elvárásra lehet jogosult. Alapvetően a mezőgazdasági biomassza-égetéses 

(energiaültetvény) és mezőgazdasági biogáz projekteket soroljuk ide, de például a hulladékhasznosító 

(depóniagáz) vagy a hosszú távú erdészeti tervek alapján jól megalapozható 

faanyag égetése nem indokolja nagyobb kockázati prémium elismerését. Ugyanígy a vegyes 

tüzelést alkalmazó projektek esetében sem indokolt a többlet prémium megadása. A 

javasolt alkalmazott többletprémium: +1%. 

ha az időjárásfüggő beruházások esetén szigorú menetrendadási elvárásoknak kell megfelelni, 

az üzleti tervben rögzített hozam technológiailag nem garantálható, így többlet prémiumra 

jogosult a beruházó. A többletkockázat az időjárás bizonytalanságai és a 15 perces 

menetrendadási kényszerelvárás bizonytalanságai indokolják. Abban az esetben, ha a 

menetrendadási 1 óránál alacsonyabb időszakra kötelező a javasolt alkalmazott többletprémium 

értéke +1%. Ha a menetrendadási időtartam hossza 1 óra és 6 óra közötti időszakra 

nő, a javasolt többletprémium értéke +0,4%-ra csökken. 6 óránál nagyobb időszakra 

szabott menetrendadási kötelezettség esetén, vagy menetrendadási kényszer nélküli átvétel 

esetén többletprémium megítélését nem tartjuk indokoltnak. 

ha a projekt kapcsolt energiatermelést valósít meg távhőszolgáltatói engedélyesként vagy 

engedélyesnek történő hőértékesítés alapján az értékesíthető villamos energia mennyisége 


59

60 

technológiailag a hőigényektől függővé válik, így az üzleti terv bizonytalanságai nőnek. A 

távhőszolgáltatói kötelezettség szerinti működés az energiatermelő részéről a kockázatkezelés 

magasabb minőségét követeli meg. A projekt likviditása a kapcsolódó kötelezettségek 

és a távhőszolgáltatás díjainak rendeleti szabályozása miatt alacsonyabb. A fentiek 

miatt távhőszolgáltatást biztosító kapcsolt megújuló energetikai projektek esetében +1,5% 

többlet prémium alkalmazását javaslunk. 

ha a komplex beruházáshoz a beruházási érték legalább 10%-ában modellüzemben korábban 

tesztelt és tudományos módszerekkel minősített, de termékként korábban még nem 

alkalmazott technológiát integrálnak, a beruházó többletkockázatot vállal, hiszen a katasztrófa 

kockázatok, az információ hiányból eredő kockázatok, mind a kapcsolódó likviditási 

nehézségek a magasabb kockázati prémium elismerését indokolják. A fentiek miatt 

elismerni javasolt többletkockázati prémium értéke +1,5%. 

A benchmark projektek vizsgálata során többletprémium értékeket nem alkalmazunk, de a 

tanulmány végén szemléltetjük, hogy a többletprémiumok elfogadás milyen mértékű többlettámogatási 

igényeket jelentene. A Green-X modell publikációja során szemléltetik, hogy a 

nagyobb kockázati prémium elismertethető (a vállalkozói kockázati prémium értékekre a modell 

5,1%-ot illetve nagy kockázat esetén 9,1%-ot ismer el). 

7. Elvárt piaci megtérülés (2) 

Az elvárt piaci megtérülés így a kockázatmentes hozam és a kockázati prémium összegéből 

adódik: 

Hitelek esetében: 

rmd = 4,35% + 1,8% = 6,15% 

Saját tőke esetén: 

rme = 4,35% + 6,9% = 11,25% 

Saját tőke esetén, nagy kockázatú esetben: 

rme = 4,35% + 10,9% = 15,25% 

7.: Iparági béta 

Damodaran a szektorok szerint bontásban folyamatosan meghatározza az egyes iparágakra 

jellemző tőzsdei elemzésen alapuló béta értékeket az Egyesült Államokban lettek meghatározva 

(2010. január). Elkülönülten kezelt megújuló energia ágazati béta meghatározás viszont 

még jellemzően nem létezik, így a megújuló energetikai beruházási és üzemeltetési tevékenységhez 

kapcsolható iparágak jellemző béta értékeinek arányosnak tekintett súlyozása alapján 

határoztunk meg egy jellemző értéket: 

Szektor megnevezése Iparági béta tőzsdei adatok alapján 

(2010. január)* 

Súlyszám 

Villamosenergia közmű (Electric Utility) 0,49 15 

Földgáz közmű (Natural Gas Utility): 0,43 10 

Erőmű (Power) 0,69 30 

Környezetvédelem (Environmental) 0,70 25 

Ipari (Industrial Services): 0,91 10 

Vagyonkezelés (Property management) 0,63 10 

Súlyozott ÁTLAG 0,6525 

(*forrás: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_Home_Page/datafile/totalbeta.html) 

9. Táblázat Iparági béta meghatározása nagyvállalatok esetében 

Számításunkban így nagyvállalkozások esetén alkalmazott béta érték: 0,65 


A jellemzően nem tőzsdei résztvevő kis- és középvállalkozói szektor, valamint az intézményi 

szektor a beruházások diverzifikációjával nem képesek olyan hatékony módon kezelni a kockázataikat, 

mind a nagyvállalkozások, ezért esetükbe magasabb béta érték elfogadását tartjuk 

indokoltnak. A Green-X 2004-es számításoknál a megújuló energetikai projekteket 1,6-os 

béta értékkel jelölték. A magasabb érték alkalmazását tovább megfontolások is alátámasztják: 

A beruházások olyan technológiákba történnek, melyek területén a befektetett innovációs 

erőforrások kiemelkedő nagyságrendűek. Így az egyes beruházások technológiai avulása 

az átlagos iparági avulásnál rendszerint gyorsabb ütemű. 

A megújuló energetikai iparág összességében is kezdeti állapotnak tekinthető Magyarországon, 

így a beruházók sok esetben a bevezetési időszakban különösen jelentkező ismerthiánnyal 

és többletkockázatokkal kell megküzdeni. 

A megújuló energetikai rendszerek minősítési és tanúsítási háttere még nem kellően fejlett 

ahhoz, hogy a beruházások területén általánosságban elvárt értékarányosságnak nagy biztonsággal 

meg lehessen felelni. 

Azonban a nagyvállalati kategóriába sorolható erőművi megújuló energetikai felhasználásokon, 

valamint a rendszerint multinacionális nagyvállalati háttérrel telepíteni kívánt szélerőműveken 

kívül a megújuló energiák tekintetében jelentősebb előrelépést Magyarországon 

még nem sikerült elérni. így különösen a kis- és középvállalkozások, valamint az intézményi 

befektetők közel ugyanolyan többletkockázatokkal és nehézségekkel kénytelenek megbirkózni, 

mint ami 2004-ben Ausztriában jellemző volt. Míg a nagyvállalatokat képesnek tartjuk 

arra, hogy e speciális többletkockázatokat a globalizált nemzetközi környezetben megfelelő 

befektetési portfólióval megszüntessék, a más szektorok esetében a fentiek miatt jelenleg elfogadjuk 

a Green-X modellben eredetileg alkalmazott 1,60-os béta értéket iparági béta értéknek. 

Itt megjegyzendő még, hogy a kereskedelmi bankok a lakossági és kisvállalkozói hagyományos 

hitelek esetén jellemzően 1,3-1,45 béta értékekkel számol (Erste Bank például 1,38-al). 

Az megújuló energetika technológia piaca magyarországi relatív kialakulatlansága és a minőségbiztonsági 

hiányosságok miatt indokoltnak tartjuk az 1,6-pos értéket. 

8. Társasági adóarány 

Az 500 legnagyobb hazai cég társasági adóterhe 2009-ben mindössze 11%-volt, annak ellenére, 

hogy a hivatalos adókulcs 16% társasági adót és 4% külön adót írt elő.[20] Az adókedvezmények 

biztosításának csökkentése mindig felmerülő kormányzati szándék, azonban ezeket 

a nagyvállalatok tapasztalatok alapján jellemzően mindig kiharcolják új projektek indítása 

esetén. Épp ezért hosszabb távon nem tudni, mennyi adókedvezmény érvényesül. 

2010-re a különadó megszűnésekor a társasági adóteher 19%-ra csökken, de feltehetően a 

fenti kormányzati szándék is érvényesül, ezért a számításban 14%-ra becsüljük az átlagos 

társasági adóterhet (adómértéket) nagyvállalatok esetében. A 4.12-es képlet értelmében a 

14%-os adóteher nagyvállalatok esetében 

szerint 16,28%-ra adódik. 

rt [%] 

adómérték 

1 adómérték 

0, 

14 

1 0, 

14 

16, 

28% 

A nem nagyvállalati hozam esetében a 19%-os adóterhet vesszük figyelembe. Intézmények 

esetében a jövedelem nem mindig jelenik meg az intézménynél közvetlenül adó formájában, 

de áttételesen a jövedelem elköltése utáni adófizetés feltevésünk szerint így is megjelenik, így 


61

itt is elfogadtuk a 19%-os adóterhet. A nem nagyvállalati beruházók esetében így a modellben 

figyelembe vett adóteher 

62 

rt [%] 

számítás szerint 23,46%-ra adódik. 

adómérték 

1 adómérték 

9. Adófizetés utáni hozam reálszintű tőkeköltsége 

0, 

19 

1 0, 

19 

23, 

46% 

Hiteltőke költség esetén: 4,35% 

Nagyvállalati tőke esetén: 4,35 + 0,65 x 6,9 = 8,84% 

KKV-ék esetén: 4,35 + 1,6 x 6,9 = 15,39 % 

Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: 4,35 + 0,65 x 10,9% = 11,44% 

Maximális kockázat KKV-ék esetén: 4,35 + 1,6 x 10,9% =21,79% 

10. Adófizetés előtti reálszintű tőkeköltség 

Hiteltőke költség esetén: 4,35% 

Nagyvállalati tőke esetén: 8,84% x 1,1628 = 10,28% 

KKV-ék esetén: 15,39 % x 1,2346 = 19,0% 

Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: 11,44% x 1,1628 = 13,30% 

Maximális kockázat KKV-ék esetén: 21,79% x 1,2346 = 26,90% 

11. Reálszintű súlyozott átlagos tőkeköltség (adófizetés előtt) (WACC) 

Normál kockázat nagyvállalati tőke esetén: 4,35% x 0,75 + 10,28% x 0,25 = 5,8% 

Normál kockázat KKV-ék esetén: 4,35% x 0,75 + 19,00% x 0,25 = 8,0% 

Maximális kockázat nagyvállalati tőke esetén: 4,35% x 0,75 + 13,30% x 0,25 = 6,6% 

Maximális kockázat KKV-ék esetén: 4,35% x 0,75 + 26,90% x 0,25 = 10,0% 

12. Adófizetés előtti nominális tőkeköltség 

Hiteltőke költség esetén: (1,0435 x 1,0273) – 1 = 7,20% 

Normál kockázat Nagyvállalati tőke esetén: (1,1028% x 1,0273) – 1 = 13,29% 

Normál kockázat KKV-ék esetén: (1,19% x 1,0273) – 1 = 22,25% 

Maximális kockázat nagyvállalkozás esetén: (1,133% x 1,0273) – 1 = 16,39% 

Maximális kockázat KKV-ék esetén: (1,269% x 1,0273) – 1 = 30,36% 

13. Nominális súlyozott átlagos tőkeköltség (adófizetés előtt) (WACC*) 

Nagyvállalati tőke esetén: 7,2% x 0,75 +13,29% x 0,25 = 8,7% 

KKV-ék esetén: 7,2% x 0,75 + 22,25% x 0,25 = 11,0% 

Maximális kockázat nagyvállalati tőke esetén: 7,2% x 0,75 + 16,39% x 0,25 = 9,5% 

Maximális kockázat KKV-ék esetén: 7,2% x 0,75 + 30,36% x 0,25 = 13,0% 

Megjegyzés: 

A Green-X modellben a WACC értéket nominális módon állapítják meg, amit mi a 11. pontban 

megtettünk. A tanulmány 6-os fejezetében vizsgáljuk az elismert tőkeköltség melletti 

KÁT típusú prémiumtámogatások elfogadható mértékeit. Abban az esetben, ha a súlyozott 

átlagos tőkeköltséget reálértéken vesszük figyelembe, az indokolt prémium értékét az inflációt 

követően folyamatosan változtatni kell. Ha viszont nominális súlyozott átlagos tőkeköltséggel 

határozzuk meg az adható prémium értéket, a prémium a támogatás folyósítás időtartama alatt 

csak állandó nominális összeg lehet. 


egyéb fajlagos értékek meghatározása (CO2 fajlagos, technológiák primer energia hányadosa) 

A primer energiahordozó értékelése esetén elfogadjuk a 213/2006 (X. 27.) Kormány rendeletben 

rögzített értékeket. 

Megújuló energia alapú hőtermelés esetében a projektek értékelésénél földgáz kiváltását feltételezzük: 

56,1 t CO2/TJ, a kiváltott földgáz fűtőértéke szerint felszabaduló hőmennyiségre 

vonatkoztatva. 

A villamosenergia tekintetében a rendelet a villamosenergia csökkentéssel eredményezett 

„közvetett” változást a CO2 kibocsátásban, amit az ún. rendszerszintű fajlagos értékkel 

(930 kg CO2/MWh) határozza meg. A rendelet szerinti fajlagos érték valószínűleg az 

atomerőművi villamosenergia termelés figyelembe vétele nélkül történt, azzal a feltevéssel, 

hogy a villamosenergia zöldáram termelés nem vált ki nukleáris energiát. 


63

Sajnos nem feltétlenül elfogadható a fenti módszertan, ugyanis az EURÓPAI PARLAMENT 

ÉS A TANÁCS 2009/28/EK irányelve ugyanis előírja, hogy „a nem az üzemanyag-előállító 

üzemben előállított villamosenergia-fogyasztás elszámolásához ennek a villamos energiának 

az előállítására és elosztására jellemző üvegházhatású gázkibocsátás-intenzitást úgy kell tekinteni, 

hogy az megegyezik az egy meghatározott régióban a villamos energia előállítására és 

elosztására jellemző átlagos kibocsátási intenzitással.” 

Továbbá a hőszivattyúk esetében a felhasznált villamosenergia értékelése kapcsán az irányelv 

megállapítja, hogy: 

„η a teljes bruttó villamosenergia-termelés és a villamosenergia-termeléshez felhasznált elsődleges 

energia aránya, és az Eurostat adatok alapján megállapított EU átlagként kell kiszámolni.” 

A fentiek miatt a villamosenergia megítélése kapcsán olyan értékelést kell alkalmazni, amely 

a nukleáris energia felhasználását is figyelembe vesz. Dr. Vajda József által alkalmazott módszertan 

az 2009/28/EK irányelv alkalmazhatóságából kiindulva a teljes bruttó erőművi struktúrára 

értékeli a kibocsátási tényezőt, mely szerint Magyarországon a jellemző érték: 0,56 kg 

CO2/kWh.[21] 

IV.4 A BENCHMARK PROJEKTEK STRUKTÚRÁJA ÉS A TECHNOLÓGIÁK ISMERTETÉSE 

I. „Csak” hőtermelés biomasszából 

I/1. Egyedi hőellátás háztartási méretben 

Rövid leírás 

A vizsgált projekt lehet új lakóépületek hőtermelési oldala, vagy meglévő földgáztüzeléses 

rendszereknél az energiahordozó-váltás eszköze. 

A megvalósíthatóság érdekében a projekt tartalmába nem értik bele a hőtermelés módjától 

független részeket (fűtési, illetve hmv hálózat), továbbá a más hőforrásból termelő technológiai 

vonalakat (gázkazán, napkollektor). 

A projekt tüzelőanyaga lehet darabos fa, pellet vagy brikett. 

A leginkább terjedő és divatossá vált pellettüzelés fő előnyei: a kényelem, jó szabályozhatóság, 

gyors alkalmazkodás az igényekhez, ezeket a korszerű pelletkazánok képesek nyújtani. 

Ezzel szemben áll a pellet aránylag magas ára (kb. 2650 Ft/GJ), amellyel nagyjából annyiért 

lehet hőt termelni, mint a földgázzal, továbbá az, hogy mint minden szilárd tüzelési módnál, 

előfordulhat mechanikus probléma, elakadás stb., emellett a keletkező hamut is el kell távolítani. 

Olcsóbban, de több élőmunkával lehet hőt termelni tüzifából, ugyanakkor az élőmunka ráfordítás 

ebben a felhasználási csoportban sokféleképpen értékelhető. Ezért a darabos tüzifával 

működő sokféle kazán, kályha, kandalló a benchmark vizsgálat szempontjából nehezen kezelhető, 

ettől függetlenül a tüzifával történő tüzelés még sokáig a legnagyobb volument képviseli 

a lakosság körében. 

Méretezési alapelvek 

Egy korszerű családi ház fűtött légtérfogata kb. 400 m 3 , maximális hőigénye 10–10 kW. A 

nagyobb teljesítményt a gyorsabb felfűtés és a hmv előállítás igénye miatt vettük figyelembe. 

64 


Az üzemeltetés körülményei 

Az ingatlan (lakás, iroda, műhely) tulajdonosa, használója feltölti a pellettároló tartályt (ennél 

a nagyságrendnél többnyire zsákos pellettel), és fűt az automatikus hőfokszabályozón beállított 

programnak megfelelően. A keletkező hamut kiüríti, amikor a kazán tárolóedénye megtelt. 

Megjegyzések, magyarázatok 

A projekt lehet akár meglévő földgáztüzeléses rendszernél energiahordozó váltás, akár új 

rendszer hőtermelési oldala. 

A projektbe nem értjük bele a hőtermelés módjától független részeket (fűtési, hmv hálózat), 

továbbá a más hőforrásból termelő technológiai vonalakat (gázkazán, napkollektor). 

A leginkább terjedő és divatossá vált pellettüzelés fő előnyei: a kényelem, jó szabályozhatóság, 

gyors alkalmazkodás az igényekhez, ezeket a korszerű pelletkazánok képesek nyújtani. 

Ezzel szemben áll a pellet aránylag magas ára (kb. 2650 Ft/GJ), amellyel nagyjából annyiért 

lehet hőt termelni, mint a földgázzal, továbbá az, hogy minden szilárd tüzelési módnál előfordulhat 

mechanikus probléma, elakadás stb., emellett a keletkező hamut is el kell távolítani. 

Olcsóbban, de több élőmunkával lehet hőt termelni tüzifából, ugyanakkor az élőmunka ráfordítás 

ebben a felhasználási csoportban sokféleképpen értékelhető. Ezért a darabos tüzifával 

működő sokféle kazán, kályha, kandalló a benchmark vizsgálat szempontjából nehezen kezelhető, 

ettől függetlenül a tüzifával történő tüzelés még sokáig a legnagyobb volument képviseli 

a lakosság körében. 

Számítás alapadatai: 

Projekt adatok 

Beépített teljesítmény: 20 kW 

Éves üzemórák száma: 4 500 óra/év 

Csúcskihasználási óraszám: 1 200 óra/év 

Beruházási költség 1,250 MFt 

Üzemeltetési költség Átlag üzemóráknál 

Változó energiahordozó költségek: 0,168 MFt/év 

(csúcskihasználási órától függő: 1200 h/év 

Egyéb változó költségek 0,026 MFt/év 

(üzemórától függő) 4500 h/év 

Állandó költségek: 0,0120 MFt/év 

ÜHG kibocsátás csökkentés 5,7 t/év 

I/2. Központos hőellátás, intézmények, üzemek, településközpontok számára 

Rövid leírás, méretezés 

A biomassza hőenergia formájában történő hasznosításának egyik legdinamikusabban növekvő 

területe. 


65

Ez a projekt igen sokféle fogyasztói csoportot és technológiai megoldást foglal magába, a 

leginkább jellemzők: 

66 

intézmények (iskolák, kollégiumok, kórházak, szanatóriumok, múzeumok, üdülők stb.); 

településközpontok, ahol egyetlen fűtőműre több intézményt és más fogyasztót érdemes 

rákapcsolni; 

vállalkozások (panziók, szállodák, kisebb-nagyobb kereskedelmi és termelő üzemek). 

A termelő üzemek esetében külön csoportnak tekinthetők azok, amelyek saját feldolgozási 

melléktermékeiket használják. Ilyenek a fafeldolgozó üzemek, növényolajgyárak stb., ezeket 

a benchmark vizsgálat kevésbé jellemzi, ugyanis itt általában a projektek megtérülése sokkal 

jobb, mint ott, ahol a tüzelőanyagot valamilyen kereskedelmi lánc vagy szállító szervezet 

közbeiktatásával szerzik be. 


A terület jellemző tüzelőanyaga a faapríték vagy pellet, esetleg brikett. A példában szereplő 

két iskolát egy közös fűtőművel látják el, amelyet – elsősorban a komfort érdekében – 

pellettüzelésre alakítottak ki. Az intézményi fűtőmű fűtési időszakon kívül nem működik, a 

hmv előállítást villanybojlerrel oldják meg, ui. iskolák esetében a napkollektor használata 

egyértelműen gazdaságtalan. A pelletet ebben az esetben önköltségi áron (37.500 Ft/t) szállítják, 

mert a létesítést az a szervezet végzi, amelyik a pelletet gyártja, és forgalmazza. 

1. Projekt adatok Beírás 



Csúcskihasználási óraszám: 1 210,2 óra/év 

Beruházási költség 

Technológia beruházási költség: 66,7 MFt 

Járulékos beruházások: 

belső hőtávvezeték 4 MFt 

Beruházási költség mindösszesen: 70,7 MFt 







ÜHG kibocsátás csökkentés 201,3 t/év 


I/3. Hőtermelés meglévő távhőszolgáltatás fejlesztésére 


Meglévő hőfogyasztói csoporthoz rövid távhővezetékkel csatlakozó új, zöldmezős biofűtőmű 

létesül. A fűtőmű tüzelőanyaga fás, több helyről származó tüzelőanyag. Tekintetbe véve a 

közepes nagyságú hazai távhőellátó rendszerek energiatermelési struktúráját, a projekt csak a 

fűtési időszakban szolgáltat hőt. 


A fűtési idényben optimálisan kihasználható teljesítmény; 

Csúcs-hőigények esetén együttdolgozás más energiahordozóval (földgáz) működő 

hőtermelőkkel, nyári időszakban a hőellátását (hmv) gázmotoros kiserőművek vagy napkollektoros 

rendszerek látják el. 


Itt projekttársaságot feltételeztünk, amely átadja a hőt a távhőszolgáltatónak, így bevétele van. 

Ha a távhőszolgáltató üzemeltet, akkor egyrészt olcsóbb az üzemeltetés, mert a saját meglévő 

személyi állományát tudja használni, másrészt a vállalati fix költségek ide eső része kisebb. 

Ez az eset gazdasági megközelítésben is más, mert itt nem árbevételre, hanem megtakarításra 

van „kihegyezve” a projekt. A megtakarítás pedig jelenleg a földgázból történő hőtermeléshez 

viszonyítandó (természetesen a kazánban történő hőtermeléshez). Az üzemeltetési költségek 

és a bevételek/ megtakarítások erősen függenek a létesítő és az üzemeltető szervezettől. 








hőtávvezeték, 24 MFt 








ÜHG kibocsátás csökkentés 2 970,0 t/év 


67

II. Villamosenergia termelés szilárd biomasszából 

II/1. Csak villamosenergia termelésű, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs erőmű 


A projekt egy, különböző fás tüzelőanyagokkal működő zöldmezős bio-erőmű, amely a legváltozatosabb 

megjelenési formájú anyagok fogadására képes, és saját aprítéktermelő sorral is 

rendelkezik. A kazántechnológiát a minél több villamosenergia termelésre alakították ki, 

aránylag magas gőznyomás és hőmérsékleti paraméterekkel, a kondenzációs gőzturbina utáni 

hűtés hűtőtoronyban történik. 

A vizsgált technológia létjogosultsága abból adódik, hogy műszakilag és bizonyos feltételek 

mellett gazdaságilag is a legegyszerűbb és legjövedelmezőbb megoldás a kondenzációs 

üzemben működő villamosenergia termelés, minél nagyobb kihasználási óraszámban, teljes 

vagy időzónák szerint optimalizált teljesítményen. 

A zöld villamosenergia támogatásának módjától és összegétől függően Európában számos 

ilyen projekt valósult meg, és működik jelenleg is. Magyarországon egyetlenegy ilyen erőmű 

működik, ez egyben műszaki, gazdasági szempontból optimális felépítésűnek tekinthető, ezért 

ezt szerepeltetjük modellként. 

Ezt a projekt csomagot támogatás szempontjából két oldalról érdemes megközelíteni: 

68 

Ha elsődleges cél a megújuló energiaforrás és a zöld villamosenergia mértékének és arányának 

növelése, akkor megfelelő mutatók esetén támogatandók, ugyanis e területen érhető 

el az a nagyságrend (kb. 20 MWe), amely szakmai befektetők részére vonzó, ugyanakkor 

ilyen méreteknél a hőhasznosítás megszervezése nehéz, és csak csekély arányban lehetséges. 

Ha elsődleges cél a nagyobb össz-energiahatékonyság, akkor kapcsolt bioerőműveket kell 

erősen támogatni, ez viszont fenti okok miatt várhatóan – azonos indikátorok eléréséhez – 

több támogatás igénnyel jár. 

A vizsgált projekt fás tüzelőanyagokkal működik, de ez nem tekinthető ideálisnak. A nagyobb 

egységek számára már érdemes szántóföldi növényeket (is) bevonni a felhasználásba. Az 

ilyen (elsősorban szalmatüzelésű) erőművek megvalósítása több ok miatt késik, ezért ezekről 

hazai benchmark vizsgálati adatokkal nem rendelkezünk. 


Tüzelőanyaggal való elláthatóság. Itt sokszor említik a 30–50 km-es beszerzési kört, 

amely elméletben igaz, a gyakorlatban ez az alapelv kevésbé funkcionál. 

Hálózatra csatlakoztatható teljesítmény 

Beruházási, termelési költség – bevétel optimum 

Esetenként az egységes környezethasználati engedély kikerülése (< 20 MWe) 

Így alakulnak ki a min. 19–20 MWe teljesítményű projektek. 


Az üzemeltető szervezet jellemzően a megvalósító projekttársaság, amely mögött a beruházás 

végrehajtásához elegendő tőkeerővel, hitelképességgel rendelkező tagok állnak. 

Az erőmű üzemvitele folyamatos, évi 3-4 hét leállással, karbantartás céljából. Az üzemidőben 

mindent megtesznek a teljes kiterhelés érdekében, kivéve a mélyvölgyi időszakokat, amikor a 

műszakilag lehetséges (pl. 50%-os) visszaterhelést alkalmazzák. 



Névleges villamos energia teljesítmény: 19,8 MW 



Energiamérlegben a primer megújuló és szekunder energia 

közötti átváltás (hatásfok): 

31% 

Villamosenergia önfogyasztás: 10% 


Technológia beruházási költség: 14 131 MFt 


- hálózati csatlakozás és előkészítés 1 840 MFt 

Beruházási költség mindösszesen: 


Változó energiahordozó költségek: 1 847 MFt/év 


Egyéb változó költségek 323 MFt/év 


Állandó költségek: 352 MFt/év 

Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 72 848 t/év 

II/2. Meglévő széntüzelésű erőművekben történő együttégetés 

Szén-biomassza vegyes tüzelésű erőművek 


A meglévő, vegyes tüzelésű, illetve átalakított szénerőműveknél esetleg létesülő további biomassza 

felhasználás + bővítés helyett jellemző benchmark projektként a létesülő új erőművi 

beruházások adataival dolgozunk. Ezeket az jellemzi, hogy a meglévő telephelyeken teljesen 

új, magas hatékonyságú cirko-fluidágyas (CFB) technológiát telepítenek, alapvetően import 

vagy hazai szénbázisra. A biomassza felhasználást a teljes tüzelőanyag forgalomnak általában 

10-20%-ára teszik. A CFB technológiák elvileg alkalmasak sokféle biomassza felhasználására, 

a tervezett erőműveknél ezeket nem definiálták, de alapvetően szántóföldi (szalma) biomasszára 

kell gondolni. 

A vizsgálatra kijelölt projekt adatok tervezett (AES Borsodi Hőerőmű) beruházásra vonatkoznak. 

A tervezési adatok között a biomassza csak említve van, így a költség, bevétel értékeket 

a teljes erőművi egységre jelenítjük meg a biomassza várható projekt költségeinek megjelölésével. 


69


Az erőművet feltehetően a gazdaságos üzemnagyság elérése érdekében méretezték az itt megadott 

értékre. A biomassza arányát általában a hamu lágyulás-/olvadáspont alakulása határolja 

be, ez feltehetően ennél a projektnél is így volt. 


A vizsgált projektet a AES Borsodi Hőerőmű Kft. létesíti, és üzemelteti egész éven át folyamatosan. 

Megjegyzés: ha a földgázt csak a széntüzelés támasztására szánjuk, akkor csak a segédenergiák 

kerülnek levonásra. 

70 


Névleges villamos energia teljesítmény: 330 MW 



Energiamérlegben a primer megújuló és szekunder 

energia közötti átváltás (hatásfok): 

35,9% 

Villamosenergia önfogyasztás: 5,5% 





MFt 

Beruházási költség mindösszesen: 183 600 MFt 




Egyéb változó költségek 1 655 MFt/év 



Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 1 285 321 t/év 

II/3. Hőszolgáltatást is végző erőmű (elvételes kondenzációs) 


A vizsgált technológia létjogosultsága abból adódik, hogy műszakilag és bizonyos feltételek 

mellett gazdaságilag is a legegyszerűbb és legjövedelmezőbb megoldás a kondenzációs 

üzemben működő villamosenergia termelés, minél nagyobb kihasználási óraszámban, teljes 

vagy időzónák szerint optimalizált teljesítményen.

A projekt elsődleges célja a nagyobb össz-energiahatékonyság, így kapcsolt bioerőmű települ. 

A vizsgált projekt fás tüzelőanyagokkal működik, de ez nem tekinthető ideálisnak. A nagyobb 

egységek számára már érdemes szántóföldi növényeket (is) bevonni a felhasználásba. Az 

ilyen (elsősorban szalmatüzelésű) erőművek megvalósítása több ok miatt késik, ezért ezekről 

hazai benchmark vizsgálati adatokkal nem rendelkezünk. 


Tüzelőanyaggal való elláthatóság. Itt sokszor említik a 30–50 km-es beszerzési kört, 

amely elméletben igaz, a gyakorlatban ez az alapelv kevésbé funkcionál. 

Hálózatra csatlakoztatható teljesítmény 

Beruházási, termelési költség – bevétel optimum 


A vizsgált technológia egy tipikus, "városi fűtőerőmű", amelyből az északi országokban igen 

sok működik, nálunk még ebben a formában nem, így a tervezett erőművek adataival dolgozom. 

Ezeknél a projekteknél meghatározó alapelv a regionalitás (tüzelőanyag a telepítés helyszínének 

30–50 km-es körzetéből) és az illeszkedés a hőfogyasztó rendszerhez. Ez egyben a 

rendszer problémája is, mert az 5–10 MWe teljesítményű erőművek általában a gazdaságossági 

határ alattiak, és a hőértékesítés ezen túl sokat nem javít. 

A felhasznált biomassza: vagy fás anyagok keveréke vagy bálázott szántóföldi növényi anyagok, 

újabban e kettő keveréke. 

Az alapvető problematika: 

A távhőszolgáltatás hőigénye változó, amit az erőmű csak részben tud követni, azért a 

teljes hő teljesítmény kihasználása nem oldható meg. 

A távhőszolgáltatás számára olcsó hőenergia szükséges – hasonlóképpen a gázmotoros 

kiserőműveknél megszokott árakkal – ugyanakkor a hőszolgáltatás által a villamosenergia 

termelés csökken, és a hőenergia bevételének ezt a csökkenést is fedeznie kell. 

Felhasznált megújuló energia 

• erdészeti melléktermékek, fafeldolgozási melléktermékek, energiaültetvények, lágyszárú 

(szántóföldi) melléktermékek 

1. Projekt adatok 

Installált villamos teljesítmény 6,57 MWe 

Kiadott villamos teljesítmény: 5,3 - 5,8 MWe 

éves átlag: 5,47 MWe 

Kiadható hőteljesítmény: 14,00 MWth 

fűtési idény átlag: 6,25 MWth 


Csúcskihasználási óraszám installált teljesítményre 

és termelésre (villamos): 

Csúcskihasználási óraszám kiadható 

hőteljesítményre (hőhasznosítás): 


6 733,5 óra/év 

2 000 óra/év 


71

72 

Hőenergia erőművi önfogyasztás: 84 672 GJ/év 




- hálózati csatlakozás és előkészítés 141 MFt 




(csúcskihasználási óráktól függő) 6733,5 h/év 




Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 1 285 321 t/év 

II/4. Elgázosító (pirolitikus) elven működő erőmű, gázmotorral, hőszolgáltatással 


Mindig felröppen egy hír, hogy e témakörben megoldottak egy feladatot, és jobbnál jobb 

technológiákat mutatnak be, ténylegesen üzemelő berendezés ugyanakkor kevés van, és egyelőre 

nem igazán tekinthetők bevált, kereskedelmi árunak. 

A sokféle műszaki megoldás ott választható szét, hogy: 

az egyik csoport megszokott bio-tüzelőanyagokat (faapríték, brikett, szalma stb.) elgázosít, 

illetve pirolizál, és az elgázosítás termékéből gáz vagy folyadék energiahordozót állít 

elő. 

a másik csoport kimondottan pirolízis útján hulladékokat, nehezen lebontható anyagokat 

(baromfitrágya, egyéb szerves anyagok) kezel, és abból állít elő gázt. 

Az ellentmondás ott van, hogy az első csoportba tartozó technológiák műszaki megoldásai a 

100 éve kialakított fagázgenerátorok mintájára működnek, egyelőre bonyolult gáztisztítási 

megoldásokkal. A piac számára talán fontosabb volna a második csoport, de erre működő 

referenciaüzemet nem sikerült találni, ezért dolgozunk a „fagázgenerátoros” projekttel. Az 

adatok a Nagypáli Község számára 2008. évben készült tanulmányból származnak a PRM 

Energy Systems Inc. amerikai technológia szállító cég adataival, de a technológia alapelemei 

közel azonosak a svájci Pyroforce cég több éve működő referenciaüzemének értékeivel is. 


Ennél a projektcsoportnál a gázgenerátor (reaktor, pirolízis kamra) méretei a kísérleti fázisból 

eredően nem növelhetők tetszőlegesen, ezért viszonylag kisebb teljesítményű berendezések 

(0,3-1,0 MWe) találhatók a piacon. Lényeges továbbá, hogy a keletkező gázok fűtőértéke alacsony, 

ezért szokatlanul nagyméretű gázmotorok beépítése szükséges. 



Ezek a bioerőművek általában valamely ipari üzem hőellátásához kapcsolódnak, a megvalósító 

és üzemeltető szervezet maga a termelő vállalkozás vagy független projekttársaság. 

A berendezések folyamatos üzemvitelt igényelnek. A hőigény általában változó, a többlet 

hőmennyiséget, amennyiben elsődleges cél a villamosenergia termelés, elhűtik. 


Installált villamos teljesítmény 1 MWe 

Kiadott villamos teljesítmény: MWe 









7 360,0 óra/év 

4 340 óra/év 









(csúcskihasználási óráktól függő) 7 360 h/év 






73

III. Biogáz termelés és felhasználás 

III/1. Fermentáció mezőgazdasági és/vagy élelmiszeripari alapanyagokra villamos energia 

termeléssel és hőhasznosítással 


A biogázüzemek legnagyobb számban a nagy állattartó telepek vagy mezőgazdasági feldolgozóüzemek 

mellé kerülnek telepítésre. 

Legfontosabb feladatuk a szomszédos üzemben keletkező melléktermékek – esetünkben hígtrágya 

– ártalmatlanítása, hasznosítása, e feladathoz rendelnek hozzá különböző beszállított 

alapanyagokat. 

A vizsgált projekt a bevitt alapanyag összetétel oldaláról ideálisnak tekinthető. 

Alapanyagok: 

74 

Silókukorica: 22.750 t/év 

Vágóhídi hulladék: 8.750 t/év 

Sertés hígtrágya: 8.750 t/év 

Ez a leglogikusabb összetétel, ugyanis a C/N arány fenntartható, helyi értékteremtést segít, és 

úgy optimális, hogy a vágóhídi hulladékért kapott ártalmatlanítási díj valamelyest kompenzálja 

a kukorica (zöldanyag) költségét. 

Ez a választott üzem továbbá annyiban mintaszerű, hogy a kiérlelt végterméket víztelenítik, és 

hulladékhővel szárítják, így annak elhelyezési költsége helyett bevételre tehetnek szert. A 

szárításhoz a biogázmotorok hőjét használják, így annak nagy része hasznosul. 

A sokféle alapanyag fogadása és előkészítése, valamint a végtermék szabályszerű kezelése 

megnöveli a projekt beruházási költségeit, ezzel együtt a 1,1–1,2 Mrd Ft/MWe tartományban 

van. 


Biogázüzemek esetén a méretezést a beszerezhető alapanyagok mennyisége és összetétele és a 

közeli villamos hálózatra adható teljesítmény határolják be. Tekintettel arra, hogy a 

biogázüzemeknél a minimális üzemméret kb. 700 kWe-nél van általában cél e teljesítmény 

feletti méretűt létesíteni. 


A beruházók többnyire álltatartó vállalkozások, feldolgozóüzemek, esetleg projekttársaságok. 

Az üzemeltetést is általában ezek végzik. Az üzemeltetés jellemzője, hogy egész évben folyamatos, 

normális körülmények között nincs leállás. Jellemző továbbá, hogy jellegéből adódóan 

a biogázüzemeket lakóterületektől min. 300-500 m távolságban lehet telepíteni, ezért a 

hő értékesítése általában problematikus. 

Jelentős feladat, esetenként probléma a nagy mennyiségű kiérlelt végtermék kijuttatása a termőföldekre. 

A mennyiség redukálása víztelenítéssel, esetleg még szárítással lehetséges. 

ÜHG kibocsátás csökkenés: 

felhasznált hulladékok CH4 kibocsátás elmaradása, 

zöld villamosenergia 

Fentiekből le kell vonni a működés többlet kibocsátásait (rakodógép, felhasznált vételezett 

vill. energia, gázmotorok NOx emissziója stb.) 













7 360,0 óra/év 

3 480 óra/év 


3. Üzemelési költség adatok Beírás 














75

III/2. Kisteljesítményű fermentációs mezőgazdasági biogázüzem 


Németországban igen, Magyarországon még nem működik ez a megoldás. A projektnél azt 

feltételeztük, hogy egy 800 Nm 3 /h gázhozamú mezőgazdasági biogázüzemi technológiához 

(u.a. mint a 3/1) kapcsolunk egy gáztisztító rendszert is, a tisztított gázból fűtik az üzemet, és 

a végtermék szárítót, a megmaradó részt a hálózatra táplálják. Miután nincs villamosenergia 

termelés, az üzem teljes villamosenergia fogyasztásának költsége megjelenik. 

A benchmark vizsgálatok tudják megmutatni, hogy ezek a technológiák mennyire illeszthetők 

a hazai rendszerbe. Feltételezhető, hogy az egész technológia jelentős olcsóbbítása kell ahhoz, 

hogy fenntartható projektek jöjjenek létre. 


A berendezések méretezésének egyik oldalról a felhasználható alapanyagok rendelkezésre 

állása szab határt. Másik két tényező lehet a csatlakozó földgázhálózat kapacitása, illetve az 

oda betáplálásra megengedett mennyiség. További méretezési kritérium a gazdaságos projektméret, 

amelynek nagyságáról hazai viszonyok között jelenleg nincs információ. 


A biogáz előállítás technológiája ugyanaz, mint más biogázüzemeknél, ebből adódóan a helyszín, 

a létesítés és üzemeltetés szervezete hasonló. Az üzemeltetés a fermentációs technológiából 

adódóan egész éven át folyamatos. 

76 












7 300,0 óra/év 

2 200 óra/év 















III.3. Fermentáció alapvetően szennyvíziszap felhasználásával 


A vizsgálatot a szennyvíztisztító telepeken megjelenő szennyvíziszap hasznosítására kiépülő 

rendszerekre végezzük el. 

Ennek a projektcsoportnak a többi fermentációs technológiákhoz képest néhány eltérő sajátossága 

van, ezek az alábbiak: 

A szennyvíztisztító telepek rekonstrukciójával, bővítésével együtt épülnek, így a beruházás 

költségei nehezen választhatók el a szennyvíztelepi fejlesztések költségeitől. 

Általában jellemző a biztonságra törekvés, a bővítési igények miatt, vagy csak megszokásból 

túlméreteznek minden technológiai elemet, így azok kihasználása igen alacsony, az 

amúgy sem tisztán látható költségek tovább torzulnak. 

Egy ilyen, tipikusnak nevezhető, nagyvárosi (Debrecen) szennyvíztisztító biogázhasznosítási 

adatait dolgoztuk fel, egyes értékeknél saját kalkulációnkkal kiegészítve. 


Meghatározó a szennyvíztisztító telepre beérkező szennyvíz tervezett mennyisége és szárazanyag 

tartalma. A szennyvíztisztító telepeket általában jelentős többletkapacitásra méretezik a 

további csatornahálózat bővítések és a kívülről beszállított szennyvíz feldolgozhatósága érdekében, 

ezzel együtt túlméretezik a fermentorokat és az energiaátalakító egységeket is, többek 

között ez az oka annak, hogy ezek a projektek gazdaságosság tekintetében nehezen kezelhetők. 

Egyes települések szennyvíztisztítóiban a szennyvíziszaphoz hozzáadnak más beszállított 

rothasztható anyagokat, egyrészt a jövedelmezőség növelése, másrészt a meglévő kapacitások 

jobb kihasználása érdekében. 


A projektek üzemeltetője szinte minden esetben a szennyvíztisztító telepet üzemeltető vállalkozás, 

amely a termelt villamos- és hőenergia egy részét fel is használja, éppen ezért egyrészt 

érdeke a biogázüzem gazdaságos működtetése, másrészt a belső elszámolási rendszerben a 

felhasznált energia egy része nem kerül kimutatásra. 






77



78 

39% 








Változó energiahordozó költségek: 0 MFt/év 

(csúcskihasználási órától függő: 4 175 h/év 





III.4. Depóniagáz kinyerés és hasznosítás 

Rövid leírás, méretezés, üzemeltetés 

Az újonnan létesülő és a meglévő kommunális hulladéklerakókban (továbbiakban: depóniák) 

keletkező gázok hasznosítása folyamatosan terjed, különösen amióta az új depóniák gázgyűjtő 

csőrendszerének kiépítését előírták, és a gázhasznosítást végző vállalkozások felismerték az 

üzleti lehetőséget ebben a tevékenységben. 

Ennél a technológia csoportnál is célszerűnek látszik a rendszer hulladékkezelési – környezetvédelmi 

célok teljesítését szolgáló részét különválasztani a gázhasznosító technológiától, azért 

itt a gyűjtő csőrendszert, a kinyerő kutakat, a gázkompresszort és a fáklyát nem tekintjük az 

energiahasznosítás részének. Fentiek miatt a projekt értékelésénél a gáztisztítás és az energetikai 

átalakítás berendezései szerepelnek. Miután a depóniákat általában a lakott területektől 

kellő távolságban hozták létre, a közvetlen hőhasznosítás csak kis részben lehetséges, ezért 

egyre több lerakónál telepítenek gázmotoros kiserőművi blokkot. Ily módon a jellemző projektet 

a depóniagáz tisztítását végző berendezések (víztelenítés, kéntelenítés stb.) és a kiserőmű 

együttesen jelentik, amelyekből a termelt villamos energiát feladják a hálózatra, és 

hőhasznosítás gyakorlatilag nincs. 

A benchmark analízist nehezíti, hogy az üzemeltetők a ténylegesen a projektre terhelhető 

költségeiket nem különítik el, és nem hajlandók átadni, ezért a rendelkezésre álló adathalmazból 

egy jó kihasználású technológiához állítottuk össze a költségeket, részben becsléssel. 



A lerakás ütemének megfelelően jó közelítéssel tervezhető a gázképződés felfutása, illetve az 

adott mezők kimerülése. Ennek megfelelően választják meg a gázmotoros kiserőmű és a villamos 

csatlakozás méretét. 


Létesítő és üzemeltető jellemzően az adott lerakót működtető társaság, de lehet projekttársaság 

is. Az üzemeltetés a depóniagáz keletkezésének üteméhez alkalmazkodik, lehetőleg folyamatos. 

A keletkező hőt az üzemeltetők a telepi épületek fűtésére használják, nagyobb részét 

elhűtik. 







38% 







515,5 MFt 


Változó energiahordozó költségek: 


0 MFt/év 





III/5. Fermentációval termelt biogázmű földgázhálózatba termeléssel 


Németországban igen, Magyarországon még nem működik ez a megoldás. A projektnél azt 

feltételeztük, hogy egy 800 Nm 3 /h gázhozamú mezőgazdasági biogázüzemi technológiához 

(u.a. mint a 3/1) kapcsolunk egy gáztisztító rendszert is, a tisztított gázból fűtik az üzemet, és 


79

a végtermék szárítót, a megmaradó részt a hálózatra táplálják. Miután nincs villamosenergia 

termelés, az üzem teljes villamosenergia fogyasztásának költsége megjelenik. 

A benchmark vizsgálatok tudják megmutatni, hogy ezek a technológiák mennyire illeszthetők 

a hazai rendszerbe. Feltételezhető, hogy az egész technológia jelentős olcsóbbítása kell ahhoz, 

hogy fenntartható projektek jöjjenek létre. 

IV. Hulladék anyagok hasznosítása 

IV.1. Kommunális hulladékégetőmű villamosenergia termeléssel és hőhasznosítással 


Az elfogadott, bejáratott technológiák mellett – elsősorban a lakossági ellenállás csökkentése 

érdekében – számos technológiát fejlesztettek, illetve fejlesztenek ki, azonban ezek gazdaságossági 

szempontból általában értékelhetetlenek, mert üzemeltetésük fenntarthatósága érdekében 

a hulladékkezelési díjak olyan mértékű emelését kellene bevezetni, amely még egy 

darabig elfogadhatatlan. 

Ezért az első hazai regionális hulladékégető mű megjelenéséig a még korszerű, de szokványos 

külföldi technológiákat elemezzük, részben kapott, részben kalkulált adatok alapján. 


Első számú alapelv a min 75.000 t/év körüli mennyiségű bemenő hulladék, ezt egyben lehet 

gazdaságossági határnak is tekinteni. Egyebekben a kazántechnológiát, a turbinákat és a kiegészítő 

berendezéseket ugyanúgy méretezik, mint bármely erőműnél. 


A megvalósítást szinte kizárólag nagy befektetők bevonásával lehet elvégezni, ezek hoznak 

létre a hulladékégetőkhöz projekttársaságokat. 

A hulladékégetőmű az év során keletkező szemetet folyamatosan dolgozza fel, ilymódon 

üzemvitele az éves karbantartási időszakot kivéve folyamatos. Az energiafelhasználó rendszereknél 

minden hulladékégetőmű csatlakozása esetén annak prioritást adnak a folyamatos, közel 

zsinórüzem fenntartásához, ezzel együtt nyári időszakban a hő átadása korlátozottan lehetséges. 




80 









6 517,0 óra/év 

3 000 óra/év 










(csúcskihasználási óráktól függő) 6517 h/év 





V. Hidrogén H2 és tüzelőanyag-cellahasznosítás 

V/1. Hidrogén-előállítás megújuló biogáz-energia bázison, hasznosítás-tárolás PEM típusú 

tüzelőanyag-cella átalakító berendezéssel 


A bioenergia-bázison történő vízbontással nyert hidrogén energiaforrású, PEM típusú (polimer 

elektrolites), alacsony üzemi hőmérsékletű (60–90 o C) tüzelőanyag-cella hozza létre azt a 

villamos energiát, amely szünetmentes tápellátást biztosít egy olyan településtől távol eső 

kommunikációs rendszer számára Magyarországon, ahol eddig állandóan temperált helységben, 

szennyező akkumulátorral oldották meg a tartalék áramforrást a mintaállomáson. 

A berendezés 2 db 0,8 kg H2-t tartalmazó palack szolgálja ki, amelyet 200 bar nyomáson tárolnak. 

A csere igényét, ill. az átkapcsolás szükségességét a felügyeletre kapott jelzés után 

működtetik. A berendezéssel 6 órás üzemeltetés végezhető klíma hűtés nélkül. A hálózati 

feszültség kimaradásakor az indulás 20–30 másodperc után megtörténik, ez alatt egy 150 amperórás 

indító akkumulátor biztosítja az állomás folyamatos üzemét. Előnyei: zöld-hidrogén 

hasznosítás, CO2 emisszió csökkentés, csökken az ólomfelhasználás, csökken a zajkibocsátás, 

növekszik az energiafelhasználás hatásfoka, az áramátalakítás zajmentesen, forgó alkatrész 

nélkül következik be. A berendezés mindössze egy 50x50x50 cm nagyságú doboz. 


A tüzelőanyag-cellák felépítéséből, kötegelt elemekből álló szerkezetéből következik, hogy a 

mindenkori villamosenergia igényeknek megfelelő számú elemet kell alkalmazni, azaz bővíthető, 

különösebb méretezés nélkül. Ugyanígy a hidrogénpalackok kapacitása is szabványosított 

a garantált teljesítőképességre. 



81

A hidrogénpalackok helyszíni utántöltésre ma még nem alkalmasak. Nagyobb nyomáson (300 

bar) létezik már helyi tárolási lehetőség, nagyobb ún. kompozit palackokban. A tüzelőanyagcellák 

(ipari tip.) élettartama: 20.000 óra, de ennek megduplázása várható rövidesen. 

Technológia fő elemei 

2 db hidrogénpalack 0,8 kg 

PEM tip. 5,0 kW-os tüzelőanyag-cella 

1 db indítási akkumulátor 

villamos kapcsoló, átkapcsoló berendezés 

jelzőberendezés, automatika 




Csúcskihasználási óraszám: 285 óra/év 



82 

100% 






MFt 








Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 0,76 t/év 

V/2. Hidrogén előállítás megújuló bioenergiával (szennyvíziszap hasznosítás) 

MCFC tip. tüzelőanyag-cellás villamos és hőenergia hasznosító technológiával 


Egy regionális szennyvíztisztító-műben jelenleg működő biológiai tisztító-hasznosító gázmotoros 

technológia mellé a rövidesen megnövekedő (20–28%) szennyvíziszapból rothasztással,

az aneorob fermentáció melléktermékeként keletkező mintegy: 660.000 m 3 /év többlet biogáz 

hasznosítására egy MCFC típusú magas hőmérsékletű (650 o C) karbonát olvadékos tüzelőanyag-cellás 

energiaátalakító rendszer – HM300 tip. berendezés – beépítését tervezik, 

amely a megújuló tüzelőanyag villamos és hőenergiává alakítja át. Teljesítménye: 245 

kWo, ill. 220 kWth. E kiserőmű éves termelése 13,54 TJ/év. A villamos energiát kedvező 

átvételi ár ellenében értékesíti a vállalkozó-szolgáltató cég, a hőenergiát a telep saját 

hőellátására fordítja. 

(Egy másik változat szerint az is megtehető, hogy a keletkező biogázt értékesítik megfelelő – 

jelentős költségű gáztisztítás után – a városi gázhálózatba történő betáplálással.) 

Méretezési alapelvek: 

A pályázati dokumentáció két változatot tartalmazott, a tüzelőanyag-cellás és egy gázmotoros 

energiaátalakítási erőművi technológiát. A tüzelőanyag-cella előnye: hogy minimális 

károsanyag-kibocsátású, hosszabb az élettartama (30 év a 7 évvel szemben), nagyobb az éves 

kihasználási óraszáma (8500 óra a 6000-rel szemben), nagyobb a villamos, mint a hőenergia 

termelése, kedvezőbb az összhatásfoka (83–90%), nem tartalmaz mozgó, forgó alkatrészt, 

minimális az üzemeltetési költsége. Teljesítmény szabályozási tartománya a névl. érték 50– 

100%-a közötti, így villamos hatásfoka gyakorlatilag állandó. E technológiához gáztisztító 

kell. 


A berendezés működtetéséhez 7 évente kell felfűtési és leállítási költséggel számolni (370 

eFt) a leállításkor, amikor az alapberendezést s a gáztisztítót felújítják. A tüzelőanyag-cellás 

technológia ugyanannyi biogázból több energiát állít elő (1 m 3 biogáz felhasználás 24,1 eFt 

hasznot hoz), mint a gázmotoros technológia. A rendszer működtetését a szennyvíztisztító 

vállalkozás oldja meg, ill. az a cég (pl. kórház, egyéb feldolgozó üzem), amelynek szennyvíztisztítására 

már rendelkezik megfelelő kezelő-karbantartó szervezettel. 

Épületigény 

A gázhasznosító gépház épülete a szennyvíztisztító telep területén a meglévő iszapkezelő létesítmények 

közelében épül meg. Környezetében foglal helyet a meglévő és tervezett gáztartály 

(védő távolságon túl), a csurgalék vízmedence és a tervezett iszapvíztelenítő gépház. Az 

épülthez megközelítő út „zöld-betonos” és nagy teherbírású bazaltbetonos térburkolattal készül. 

A gépház beépített bruttó alapterülete: 218,5 m 2 

Padlószint + 0.10 m 

Járdaszint 0,00=108.0 mBf 

Belmagasság: 3,5-5,2 m 

Az épületben a következő helységek kialakítása történik: 

általános gépészeti tér 47.30 m 2 

elektromos kapcsolótér 18.00 m 2 

üzemanyagcella helyiség 66.00 m 2 

biogáz-tisztító 48.60 m 2 

rendszervezérlő és bemutató terem 14.13 m 2 

Berendezés igény 

A szükséges új berendezések: 

HM 300 típusú tüzelőanyag-cella, amely elemi tüzelőanyag cellákból áll, belső reformerekből 

összeállított köteget képez, a katalitikus utóégetőt, az égéshez szükséges levegőt 

ellátó ventillátorokat és a villamos fűtőtestet tartalmazza kettős falú hőszigetelt rozsdamentes 

acélhenger burkolattal ellátva. 


83

84 

Kapcsolószekrények, egyen/váltóáramú átalakító egység, illesztő transzformátor, hűtőegység 

és vezérlő szekrények 

2 db palackos CO2 kazetta, 1 db tartályos kis kompresszor, 1 db ivóvíz klórmentesítő 

aktív szénszűrő, 1 db hőhasznosító hőcserélő. 

Biogáz tisztító berendezés 

A bemutató terem demonstrációs berendezései 

Hőhasznosító egység 

A tüzelőanyag-cellás technológia részére új földgáztisztító berendezés szükséges, amely új 

igényes technológiához minőségi biogáz-ellátását képes nyújtani. 

A leglényegesebb szennyezők a hidrogénszulfidok, a halogénes szénhidrogének és a 

sziloxánok. 

A folyamat során a gáz minőségét egyrészt a metán minél nagyobb aránya (min. 60%), másrészt 

a szennyező anyag tartalom minimális aránya szabja meg. 

A hidrogén-szulfidok mennyisége nem haladhatja meg a 10 ppm mértéket. 

A halogénes szénhidrogénekkel (HCl formában) szembeni tolerancia az MCFC tip. tüzelőanyag-cellák 

esetében: 0,1–1 ppm. 

A szilánok mennyisége ne haladja meg az 1 mg/m 3 értéket. 

Az optimális minőségű biogáz specifikációs jellemzői: 

Névleges gázmennyiség 86 Nm 3 /h 

Névleges metántartalom 60 % 

Maximális kénhidrogén tartalom 15 mg/Nm 3 

Maximális összes halogén tartalom 100 ppbv 

Maximális összes sziloxán tartalom 1 ppmv 

MCFC technológiához szükséges gáztisztítás 

A szakirodalmi adatok alapján összefoglalva megállapítható, hogy a legkiforrottabb és az 

üzemi viszonyok között is referenciákkal rendelkező elválasztási módszerek az abszorpciós 

és az adszorpciós műveletek. 

Mint ismeretes az MCFC technológiában a biogáz „hozott” és a katalitikus reakcióban keletkezett 

CO2 –t tartamát nem kell elválasztani, hiszen jelenléte a működés feltétele. 

Az MCFC technológiában, a gyártó specifikációja szerint a főbb komponensek megengedhető 

koncentrációja: 

Maximális kénhidrogén tartalom 10 ppm (15 mg/Nm 3 ) 

Maximális összes halogén (Cl és F) tartalom 0,1-1 ppm 

Maximális összes sziloxán (L2,L3, D3,D4,D5) tartalom 1 ppm 

Bevételek 

A bevételek a megtermelt villamos energia és hőenergia értékesítéséből tevődnek össze, 

melyeket a következő díjak alapján kellett számításba venni: 

A villamos és a hő-díj árbevétel kiszámítása a többszörösen módosított 56/2002. (XII. 

29.) GKM rendelet alapján készült. A villamos energia esetében átlagosan 32,36 

Ft/kWh(?) tarifával, a hő-díj esetében 1.300,- Ft/GJ értékkel készült. 

Az tűzellő anyag cellás egység hét évenkénti rekonstrukciójakor a termelést 1 hónapra fel 

kell függeszteni. 


Megnevezés Éves bevétel (eFt) 

HM 300 tüzelőanyag cella éves bevétele 69 246 

HM 300 tüzelőanyag cella éves bevétele rekonstrukciós években 63 475 

Gázmotor éves bevétele 56 629 

Jellemzően kapcsolódó egyéb beruházások költsége: 

Magas hőmérsékletű tüzelőanyag-cellás kiserőmű biogáz alapon beruházási költsége 

Beszerzési és kivitelezési feladat megnevezése 

2006 2007 Összesen 

eFt eFt eFt 

Közbeszerzési eljárás 13.400 24.600 38.000 

1 Közbeszerzés lebonyolítása 

2 Tenderdokumentációk (építés, áru) elkészítése 

3.000 0 3.000 

3 Ajánlati tervek 7.900 0 7.900 

4 Engedélyezési tervek 

5 Kiviteli tervek 


20.600 20.600 

6 PR 1.500 1.500 3.000 

7 Könyvvizsgáló 500 1.500 2.000 

8 Műszaki ellenőr 500 1.000 1.500 

Beszerzés, erőművi technológia, gépészet 527.400 295.000 822.400 

9 HM300 tüzelőanyag-cellás kiserőmű technológiai gázellátás 0 18.000 18.000 

10 HM300 tüzelőanyag-cellás kiserőmű beszerzése öt év garanciával 491.400 210.600 702.000 

11 Biogáz tisztítási technológia beszerzése öt év garanciával 30.000 62.000 92.000 

12 Biogáz minőség méréstechnológiája 6.000 4.400 10.400 

Építés 45.000 47.500 92.500 

13 Tereprendezés, építészet, víz- és csatornaellátás 30.000 33.000 63.000 

14 Földgázellátás 0 7.200 7.200 

15 Gáz biztonságtechnika és légtechnika 15.000 7.300 22.300 

Szerelés 60.000 57.100 117.100 

16 Villamos erőátvitel és csatlakozás a belső rendszerhez 25.000 15.000 40.000 

17 Műszer irányítástechnika, gyengeáramú illesztés 0 11.600 11.600 

18 Szállítás, daruzás 0 6.000 6.000 

19 Hőhasznosítás és csatlakozás a távhő rendszerhez 35.000 24.500 59.500 

Próbaüzem 0 10.000 10.000 

20 Beüzemelés 0 10.000 10.000 

Összesen 645.800 434.200 1.080.000 

10. Táblázat Nettó beruházási költség alakulása 

85

86 

HM 300 üzemeltetési költségek Éves üzemeltetési 

költség (eFt) 

Rekonstrukciókor 

(7 évente) felmerülő 

üzemelési költség (eFt) 

Energia 7 694 - 

Technológiai gázellátás bérleti díj 2 394 

Épület, biogáz tisztítás és belső technológiai rendszerek 

villamos fogyasztása 

3 600 

Nyersvíz 660 

Épület hőenergia ellátás 1 040 

Karbantartás 2 554 373 

Első felfűtés 289 

Vészhelyzet kezelés 54 

Leállás, konzerválás 84 

Biogáz tisztítás fogyóanyag és karbantartás 2 500 

Munkaerő 0 0 

ÖSSZESEN: 10 248 373 

11. Táblázat Tüzelőanyag-cellás berendezés üzemeltetési költségei 

HM 300 tüzelőanyag-cella berendezés megtermelt energiája 

éves bevétel telj. 

Villamos energia értékesítés 

árbevétele 

Hőenergia értékesítés árbevétel 

kW 

Üzem 

óra h 

Termelt 

energia 

(GJ/év) 

Termelt 

energia k 

Wh/év 

Egységár Bevétel 

(eFt/év) 

210 8572 1 894 412 32,36 Ft/kWh 61 303 

198 8572 6110 1300 Ft/GJ 7 943 

Összes árbevétel 69 246 

12. Táblázat A tüzelőanyag-cellás kiserőmű éves árbevétele normál üzemben 



Kiadott villamos teljesítmény: 











7 300,0 óra/év 

5 500 óra/év 

Hőenergia erőművi önfogyasztás: 200 GJ/év 




- elektromos hálózati csatlakozás és előkészítés 0 MFt 

- hőtávvezeték, hőközpontok 0 MFt 




(csúcskihasználási óráktól függő) 7300 h/év 





V.3. Hidrogén előállítás elektrolízissel, H2 hasznosítás járművek üzemanyagaként 


A hazai és nemzetközi szakirodalomból származó projektszintű technológia és annak jó közelítéssel 

becsült gazdasági főbb adatai jelzik, hogy ez a példa nem egy megvalósult rendszer 

megbízható, ellenőrizhető információira épül, hanem kísérleti-fejlesztési munka eddig elért 

eredményeire, mégis jó tájékoztatásul szolgál, mint a közeljövő újszerű, környezetbarát, káros 

ÜHG kibocsátásmentes energiahordozója és átalakítási technológiája. 

A szakirodalmi változatok közül [50] ide egy P=2,0 MWe teljesítményű szélerőmű szolgáltatja 

a villamos energiát, amely egy vele azonos teljesítményszükségletű Pe = 2,0 MW-os 

elektrolizáló és kompresszor berendezést működtet, amely a vízbontást folyamatosan végzi. A 

létesítmény megfelelő kapacitású tárolóval is rendelkezik, azonfelül mód van a fölös villamos 

energia hálózatra történő rátáplálására is. 


A 2,0 MWe teljesítményű szélerőmű által termelt villamos energia mintegy 4600 MWh/év 

volumennel alkalmas arra, hogy az elektrolízises technológiával nyert hidrogénmennyiség 

mintegy 10 db 200 kW kapacitású (12 méteres) autóbuszt egész évben, folyamatosan el tudjon 

látni üzemanyaggal (autóbuszonként 8 óra/nap üzemeltetést és évi 275 nap üzemvitelt 

feltételezve). 


87


A szélerőmű – elektrolizáló – vízbontó – H2 előállító létesítmény befektetője és üzemeltetője 

egyazon cég. Az autóbusz járműpark befektetője és üzemeltetője egy független cég is lehet, 

vagy konzorciális kapcsolatban van ideálisan a H2 termelő-szolgáltató létesítménnyel. A járműpark 

befektetési és felállítási körülményei jelen elemzésben nem szerepelnek, legfeljebb 

tájékoztatásul annyi, hogy egy H2 rendszerű tüzelőanyag-cellás autóbusz bekerülési költsége 

jelenleg 0,8–1,0 millió €, amely rövidesen (a keleti befektetői program nyomán) 250.000 

€/autóbusz lesz, azaz mintegy: 68,75 millió Ft/db. A töltőállomás az erőműpark térségében, 

ill. közelében állítható fel, ill. érhető el. 

A szél-hidrogén költségkomponensei: 

villamos energia költsége (amennyiben „hálózatról” történik a vételezés) 

a hidrogénforrásként szolgáló víz költsége (és szükséges tisztítása) 

tőkeköltség (annuitással számítva, a teljes beruházási költség alapján) 

egyéb költségek (karbantartás, bérköltség stb.) 

jövedéki adó, a hatályos szabályozás alapján 

melléktermékként keletkező oxigén értékesítése („negatív költség”, azaz bevétel) 

kettős termelés esetén a hálózatra kiadott villamos energia értékesítése („negatívköltség”) 

A számítás legfontosabb bemenő paraméterei: 

az elektrolízis energiaszükséglete: 5,2 kWh/Nm 3 H2 (ez az érték magában foglalja az 

elektrolizálást, a kompresszor munkáját, transzformátor, gáztisztító működését) 

az elektrolizáló egység költsége: 2500 $/kW, ha közvetlenül szélerőműhöz csatlakoztatható, 

és 1000 $/kW, ha a hálózathoz csatlakoztatható (szükséges kiegészítő berendezésekkel) 

szélerőmű (2 MW): 2.500.000 € (magába foglalja a gyártás, szállítás, felállítás, engedélyezés 

költségeit is) 

szélerőművel termelt villamos energia kötelező átvételi ára (a vizsgálatkor): 26,4 Ft/kWh 

(a „virtuális” 2/A alternatíva esetében ennyiért vételezzük, illetve a 3. alternatíva esetében 

ennyiért értékesítjük) 

nukleáris alapú villamos energia önköltségei ára (a vizsgálatkor): 9,4 Ft/kWh, ez természetesen 

csak egy virtuális ár, de a vizsgálathoz hasznos 

kettős termelésnél (3. alternatíva esetében): az éves termelt villamos energia 60%-ban H2 

termelésre, 40%-ban hálózatra történő értékesítés 

hidrogéntárolás költsége: 130 $/kg (600 kg-os tároló) 

hidrogén-töltőállomás költsége: 480.000 $ (kevéssé megbízható adat, kiépítéstől erősen 

függ) 

tőkeköltség számításánál a gazdasági élettartam: 15 év 

tőkeköltség számításánál a figyelembe vett kamatláb: 8% 

egyéb költség aránya: 3% 

alkalmazott valutaárfolyamok: 1 € = 250 Ft, 1 $ = 190 Ft 

a hidrogén jövedéki adója: a hatályos jövedéki törvény szerint 24,5 Ft/Nm 3 (közlekedési 

célú végfelhasználás esetén) 

VI. Napenergia alapú hőtermelés 

VI.1. Egyedi használati melegvíz termelés síkkollektor 



88 







100% 



- 0 MFt 









VI.2. Központos (közösségi) HMV termelés, fűtés-hűtés, vákuumcsöves kollektoros 








100% 



- 0 MFt 







89




VII. Fotovillamos rendszerű, közösségi hálózathoz kapcsolódó villamosenergia termelés 

VII.1. Háztartási, intézményi, tetőre telepített 20 kWp-nél kisebb rendszer 


Névleges villamos energia teljesítmény: 0,007 MWp 





90 

100% 





- hálózati csatlakozás 0,3 MFt 









VII.2. Középteljesítményű PV rendszerek hálózatra termelés esetén 20 kWp - 1 MWp 

teljesítmény között 






100% 















VII.3. Fotovillamos erőmű, automatikus napkövető állványzatra telepített, 1 MWp teljesítménnyel, 

közösségi hálózatra termelve. 







100% 



Technológia beruházási költség: 1 980,0 MFt 



Beruházási költség mindösszesen: 2 000,0 MFt 








91

Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 1 792,00 t/év 

VIII. Autonóm villamosenergia ellátás megújuló energiára (nap, szél) alapozva 

VIII.1. Kisteljesítményű, háztartási autonóm villamosenergia-ellátás lakáscélra hasznosított 

tanyai kisigényű fogyasztóhelyre 

Rövid leírás: 

Külterületi lakott településforma, mint hazai specialitás; a tanya, mint lakás, ahol önellátó, 

hagyományos, fenntartó ellátásra rendezkedett be a kis igényű, kis létszámú család, ahol ma 

nincs vezetékes villamos ellátás. Minimális világítási igény és kommunikációs rendszercsatlakoztatásra 

elegendő a javasolt technológia, amely egy 400 V összteljesítményű 3,2 m 2 

felületű fotovillamos berendezésből, annak tartozékaiból (8 kWh akkumulátorból, töltő és 

szabályozó berendezésből, tartószerkezetből) és belső villamos elosztóberendezésből áll. 


A tanyai lakás villamos energia fogyasztása: 2200 kWh/év. 

A csúcskihasználási óraszám mintegy 5000 óra. A berendezés kapacitása később, új elemek 

hozzáadásával, tartószerkezet bővítésével növelhető. 


A 8 kWh-s akkumulátor töltéséről a fenntartó gondoskodik. Az akkumulátornak a 2 évenkénti 

cseréjét és a berendezés karbantartását a külterületi speciális, egységesen szervezett szolgáltató 

látja el. 







92 

100% 











MFt


VIII.2. Önellátó tanyai villamos energiával ellátatlan háztartások kombinált (hibrid) 

szél- és napenergia bázisú autonóm villamosenergia ellátó rendszere 


Külterületi lakáscélra hasznosított, jelenleg villamos energiát nélkülöző tanya, max. 3000– 

3500 W teljesítményszükségletű fogyasztóhely, amelynek ellátását egy kistelj. 3,0 kV-os 

szélturbina és egy 300 W-os fotovillamos (napelemes) berendezés látja el. Ehhez tartozik 

egy 400 Amperórás akkumulátor telep + töltő-szabályozó berendezés, az inverter, a szélgenerátor 

17 méteres tartóoszlopa, amelyre a napcellák is felszerelhetők. A váltakozó áramú kiskészülékek 

csatlakoztatásain egy 2200 W-os inverter kerül beépítésre. A becsült villamos energia 

fogyasztás: 3500 kWh/év. 


A szélgenerátor indítási sebessége: 1,8 m/sec. A névleges teljesítményhez tartozó szélsebesség: 

2,5 m/sec. Az akkumulátor kapacitása: 460 Ah (2x230 Ah), 24 V feszültséggel. Az 

inverter csúcsteljesítménye (10 sec) = 6000 W, az inverter túlterhelhetősége (15 perc) = 

4000W. 


Az önállóan gazdálkodó, külterületi tanyán lakó, kisigényű családi háztartási fogyasztó, megfelelő 

betanítás után, alkalmas a kombinált (egyébként automatizált) ellátó rendszer fenntartására 

és működtetésére. A hiba elhárításáról, a karbantartásról, akkumulátorok cseréjéről a külterületi 

speciális szolgáltató szakintézmény gondoskodik. 







100% 






MFt 




93




VIII.3. Mezőgazdasági, termelő és lakófunkciójú tanya, egyedi kisvállalkozás autonóm 

villamos energia ellátó rendszere megújuló szél és napenergia-hasznosító technológiával 


A termeléshez igényelt, kisgépekkel felszerelt kisebb, ún. farmergazdaság egyidejű villamos 

teljesítményszükséglete a szerényebb világítással együtt mintegy 7,0–7,5 kW, amelyet egy 

szél- és napenergiával kombinált, ún. hibrid autonóm rendszerrel célszerű megoldani, 

amely egy max. 6,0 kW-os szélgenerátorból (terpesztett csővázas tartószerkezettel) és egy 

PV 1,5 kW-os fotovillamos napcella blokkból áll (tetőre szerelt elrendezéssel). A villamos 

energia igényeknek így a 70%-át szélenergia bázison, a 30%-át napenergiával termeli meg a 

rendszer, összesen: 18,0 MWh/év volumenben. 


A szélsebesség átlaga mintegy: 6 m/sec. Az akkumulátorok kapacitása: 230 Ah, a szükséges 

darabszámban, 24V feszültséggel. Az inverter névleges teljesítménye: 10.000 W. A váltakozó 

árammal működő kisgépek csatlakoztatására a táp ill. főelosztó-berendezés mellé kerülő, 

megfelelő védelemmel ellátott kapcsoló és elosztóberendezés tartozik. 


A mezőgazdasági kisvállalkozó a rendszer fenntartására, működtetésére szakképzett személyt 

(családtagot) alkalmaz. A hibaelhárítás, karbantartás, akkumulátorok cseréje és egyéb villamos 

berendezések felülvizsgálati munkáiról a külterületi speciális szolgáltató szakintézmény 

gondoskodik. 







94 

100% 






MFt 

Beruházási költség mindösszesen: 8,0 MFt






IX. Szélenergia hasznosítás 

Erőművi szélgenerátor telep 


A szélerőmű telep 12 gépegységből áll. Beépített összteljesítménye: 24,0 MW (eredetileg 

48,0 MW-ra tervezték, de engedélyt egyelőre a fele teljesítményre kaptak). A széltornyok 

78,0 m magasak, rotorjuk 90 m méretű. A 12 gép évente 52.000 MWh/év villamos energiát 

termel. A beruházás megtérülési ideje 13 év, ill. eddig köteles a hazai rendszer az emeltszintű 

energia-átvételi díjat megadni. A beruházás költsége mintegy 9,0 milliárd Ft, az ENERGY 

CORP HUNGARY (ECH) Kft. üzemelteti, amelyet két spanyol befektető cég és egy magyar 

hozott létre. A létesítmény magánberuházásként jött létre, kormányzati támogatás nélkül. 


A szélerőmű telephelyének megválasztása optimális, mivel a hazai szélviszonyok itt a legkedvezőbbek 

(nagy a szélpotenciál), mind a szélsebesség, gyakoriság, szélirány stb. tekintetében, 

amelyet az Alpokról lezúduló erőteljes szélmozgás biztosít, valamint a térségi, már működő, 

kisebb szélerőművek folyamatos mérései is igazolnak. Az évi átlagos szélsebesség: 5 

m/sec fölött van. A szélkerekek alapozásához 800 t betont használtak, egy torony + turbina 

súlya: 300 t. 


Az egyes széltornyok gépegységeit a közöttük kiépített utak mentén fektetett 20 kV-os elosztó-kábelhálózat 

köti össze, amely rátáplál a központi transzformátorállomásba, ill. onnan az 

áramszolgáltató 120 kV-os főelosztó-hálózati rendszerére. A szélerőmű villamos energia 

rendszere automatikus vezérléssel történik. Kezelő, karbantartó, felügyelőből álló, csekély 

számú személyzettel működik, 2007 óta. 

9.1. Háztartási kisteljesítményű egyedi generátor 







100% 



95




96 

- hálózati csatlakozás és előkészítés 0,1 MFt 







9.2. Szélerőmű 







100% 













9.3. Szélerőmű telep (park) 







100% 



Technológia beruházási költség: 8 900,5 MFt 


- hálózati csatlakozás és előkészítés 280,5 MFt 







X. Geotermikus energiatermelés csak hőhasznosításra 

X.1 Kis és középes méretű, új építésű geotermikus hőre alapozott távhőrendszer (Dél- 

Alföldi Régió) 


Kisebb városok, településközpontok intézményeinek hőenergia-ellátására mintaprojektként 

szolgál a jelen geotermikus távhőellátási rendszer, amely 2006–2007 évben valósult meg és 

azóta gazdaságosan üzemel. A rendszer 11 közintézmény fűtési és használati melegvíz hőenergia 

igényét elégíti ki, ami fűtésre: 20,088 TJ/év + 9,603 TJ/év HMV igény. A beépített 

hőteljesítmény-szükséglet: 4,243 MW, egyidejű hőtelj. szükséglete 3,345 MW. A meglévő 

1 db geotermikus termelőkút talphőmérséklete 90,6 o C, a kiemelt fluidum felszíni hőmérséklete: 

82 o C, vízhozama: 1200 l/perc, kompresszorral 1530 l/percre megnövelve. 

A hőellátórendszer maximális vízigénye 36,2 l/sec, amellyel a távhőrendszer egyidejű terhelésének 

100% fedezhető geotermikus energiával. 

A rendszer részei: a meglévő termelőkút mellé telepített fűtőmű, a kútba épített búvárszivattyúval 

a szükséges szűrőberendezésekkel, egy 34,5 m 3 -es kiegyenlítő-kiszellőztető berendezéssel, 

a hőközpont és elosztóberendezés, a 7 csővezetékág kiképzéssel. A távhőellátó 

vezetékpárok együttes hossza: 4034 m (anyaga hőszigetelt D-160/250 és D50/125 típusú, P- 

10 nyomásfokozatú csövek), továbbá 1 db visszasajtoló kút, 1700 m talpmélységű, 


97

nyelőkapacitása: 1000 l/sec, 2–6 bar vízvisszasajtoló berendezéssel, felszíni szűrőrendszerrel, 

vezérlőberendezéssel. 


A fűtési idényben optimálisan kihasználható teljesítmény 

Csúcs-hőigények esetén együttdolgozás más meglévő földgázbázisú hőközponti berendezésekkel 

(intézményenként meglévő, felújított becsatlakozó-elosztó berend.), 

nyári időszakban a használati melegvíz és a településközponti geotermikus fürdő és iskolai 

tanmedence ellátásán felül, a kertészeti későbbi (üvegházi és fóliasátras) hőhasznosító 

rendszer ellátása, ill. többlépcsős hasznosítások kiépítése a még kihasználatlan hőfoktartományban 

( t = 35 o C), a fluidum visszasajtolását megelőzően 

károsanyag-kibocsátás csökkentés: 1,38 kt/év CO2, 23,28 kg/év CI, 66,25 kg/év NOx 


A település víziközmű szolgáltató szervezete a távhőszolgáltatói tevékenységgel kibővült és 

vállalta, hogy az új szolgáltatás 10%-os energia költségmegtakarítást eredményez az intézményeknél, 

azaz az intézmények működtetési költsége 10%-kal csökken a korábbi földgázellátáshoz 

képest (esetenként 30%-os csökkenést is el lehetett érni). 

Végeredményben 69,157 millió Ft/év földgázenergia költségmegtakarítás érthető el a vizsgált 

12 éves időszakban. Ebből átlagosan 16 millió Ft/év nettó költségmegtakarításban részesültek 

az intézményi hőenergiafogyasztók. 


Beépített teljesítmény: 4 243 kW 






98 

hőtávvezeték, hőközpontok 160 MFt 








X.2. Meglévő városi távhőrendszer átállítása geotermikus energiával történő 

távhőellátásra és használati melegvíz előállításra a Dél-alföldi régió egyik városának 

geotermikus közműrendszer példája felhasználásával 


A városi fürdőben és a városi kórházban több évtizedre visszanyúló termálvíz hasznosítás 

kedvező tapasztalatainak felhasználásával – a régió kedvező geotermikus adottságaira alapozva 

– a termálenergia széleskörű bevonása a város energiahordozó struktúrájába, a vásárolt 

földgáz helyi, független energiahordozóval. További célt jelentett a belvárosi lakóövezet légszennyezésének 

csökkentése a környezetbarát, megújuló energiaforrással. 

A projekt két feladatot oldott meg: egyrészt a város alatti 1.100–1.300 m mélységi rezervoárokból 

kinyerhető 45–52 o C-os közeggel direkt módon, a lakótelepi és közületi használati 

melegvíz ellátását, másrészt a 2.000–2.300 m körüli mélységből kinyerhető 80–87 o C-os fluidummal 

a távhővel ellátott rendszerek fűtési hőellátását. 

A projekt fontos feladatául tűzte ki az alkalmazásra kerülő technológia fenntarthatóságát, korszerűségét, 

működésének maximális automatizálását, a legszigorúbb környezetvédelmi előírások 

betartását, valamint a szolgáltatási biztonság maximalizálását. 

Műszaki tartalom 

A beruházás során az alábbi főbb létesítmények, berendezések, eszközök álltak rendelkezésre, 

illetve kerültek telepítésre: 

— 1 db 2.300 m talpmélységű fűtőkút (Mátyás u. – 1986-ban mélyült); 

— 1 db 2.011 m talpmélységű fűtőkút (Hódtó u. – 1995); 

— 1 db 1.100 m talpmélységű használati melegvizes kút (Hódtó u. 1994); 

— 1 db 1.300 m talpmélységű használati melegvizes kút (Oldalkosár u. – 1997); 

— 2 db 1.700 m talpmélységű visszasajtoló kút (Fürdő – 1998; Somogyi u. – 2007); 

— 1 db 1.700 m talpmélységű visszasajtoló kút, létesítési előkészítés alatt; 

— 1 db 2.300 m talpmélységű fűtőkút (Szennyvíz telep – 2008); 

— 15 km NA 100 – NA 200 méretű szigetelt földalatti távvezeték hálózat (1994 – 

2008); 

— 350 m 3 puffer tároló kapacitás; 

— 8 db nyomásfokozó szivattyútelep; 

— 10 db termál hőközpont kb. 10 MW lemezes hőcserélő kapacitással; 

— 3 db felszíni szűrő rendszer; 

— Számítógépes, telemechanikai, távfelügyeleti, frekvenciaváltós vezérlőrendszer. 

Műszaki adatok 

— A termál rendszer maximális hőkapacitása 15 MW 

— A termál rendszer kihasznált hőkapacitása 12,5 MW 

— Termál használati melegvíz maximális kapacitása 1.044.000 m 3 /év 

— Termál használati melegvíz felhasználás 150.000 m 3 /év 

— Termál fűtővíz kitermelés átlagosan 870.000 m 3 /év 

— Visszasajtolt használtvíz mennyiség jelenleg átlagosan 400.000 m 3 /év (a harmadik 

visszasajtoló kút üzembeállásával kb. 700.000 m 3 /év) 

— A rendszer maximális fűtési hőtartalma 158.000 GJ/fűtési idény 

— Hasznosított fűtési hőtartalom átlagos hőmérsékleten 110.000 GJ/fűtési idény 

— A rendszer összes hasznosított hőtartalma (fűtés + HMV) 130.000 GJ/év 

— Kiváltott földgáz mennyisége 4.500.000 m 3 /év 

— A rendszer szűkített üzemi önköltsége átlagosan – korrekt karbantartással – 100 millió 

Ft/év fűtés és 10 millió Ft/év használati melegvíz szolgáltatásra. 


99

Gazdasági mutatók 

A bemutatott projekt bekerülési költségre jelen áron nettó 2,5 Milliárd Ft-ban prognosztizálható. 

A használati melegvíz szolgáltatásban – a hagyományos ivóvíz és földgáz alapú használati 

melegvíz előállításhoz viszonyított – elérhető költség megtakarítás kb. 350 Ft/m 3 , azaz 

összesen 52,5 millió Ft/év. A fűtési hőszolgáltatásban – a földgáz tüzeléshez viszonyított – 

elérhető költség megtakarítás – a jelenlegi gázárak mellett – ~2.200 Ft /GJ, azaz összesen 242 

millió Ft/év. A projekt egyszerűsített megtérülési mutatója 8,5 év, belső megtérülési rátája 

10,3 %. 


Beépített teljesítmény: 15 000 kW 






100 

távhővezeték kapcsolódó fejlesztés, hőközpont 600 MFt 







XI. Geotermikus kapcsolt hő és villamosenergia termelés 

XI.1. Geotermikus kiserőmű 


Szakági tapasztalatokra és információkra, továbbá szénhidrogén-bányászati kutatásokra, ezek 

dokumentált kútfúrási adataira, jegyzőkönyveire támaszkodva, jó közelítéssel kijelölhetők az 

országban azok a reménybeli mezők, a CH meddő kutak térségei, ahol vagy egy-egy meglévő 

fúrás kiképezhető termelő, ill. visszasajtoló kúttá, ill. ezek térségében a kútpár kiegészíthető 

a kitermelés 1 db új termelőkúttal, ahhoz, hogy a megcélzott kapacitású geotermikus kiserőmű 

megvalósuljon. Jelen példaértékű projekt rendelkezett a szükséges geológiai, hidrogeológiai 

kutatási eredményekkel, dokumentációkkal, így a méretezés kockázat nélkül készült el. 

Ennek értelmében, a 3. változat került elfogadásra, a következő főbb paraméterekkel: 

1 db CH meddő kútfúrás (amelyet hévíztermelő kúttá képeztek ki) termelő kúttá alakítása 

1 db CH meddő kútfúrás (amelyet megfigyelő kúttá minősítettek) víznyelő kúttá alakítása 


1 db új geotermikus termelőkút fúrása és kiképzése. 

A meglévő kutak talpmélysége 1930–2020 m, felszíni hőmérséklet 101 o C, vízhozamuk: 44,99 l/s 

Az új termelő kút talpmélysége 2095 m, felszíni hőmérséklet: 123 o C, vízhozama 57,87 l/s 

A fluidumban oldott gázok is vannak (500–625 m 3 /óra, amelynek 50%-a metán) 

A geotermikus kiserőmű együttes méretezett villamos teljesítménye: 2,0 MWe 

hőteljesítménye: 7,3 MWth 

Az eladható villamos energia éves mennyisége 16,0 GWh/év 

hőenergia éves mennyisége 56,23 GWh/év 

Az erőmű ORC technológiájú bináris rendszer, a gázleválasztás után a metánt gázmotor hasznosítja. 


A geotermikus erőművi technológiából (a kapcsolt hőenergia keletkezéséből) eredően a rendszer 

üzemvitele akkor gazdaságos, ha a hőenergia hasznosítása az erőmű térségében megtörténik 

növényházak, fóliasátras hajtatók telepítésével, beruházásával. 

A villamos energia átvétele a vonatkozó törvényes előírások szerint kiemelt áron történik, a 

20 kV-os elosztóhálózati rendszerre való csatlakoztatással a helyi áramszolgáltatóval kötött 

szerződés szerint. 

A vázolt hőenergia felhasználására mintegy 3 – max. 7 ha méretű növényház építése és 2 – 

max. 5 ha területű fóliasátras fűtési rendszer kiépítése szükséges, amelyet egy kertészeti konzorcium 

hoz létre. 


A geotermikus vízbányászati létesítmények (a kúthármas) és az erőmű megvalósítását egy 

vállalkozói konzorcium finanszírozásával egy a létesítésre és a villamos és hőenergia szolgáltatására 

alakult cég hajtja végre és üzemelteti. 













7 000,0 óra/év 

2 000 óra/év 

Hőenergia erőművi önfogyasztás: 600 GJ/év 


101




- elektromos hálózati csatlakozás és előkészítés 200 MFt 

- hőtávvezeték, hőközpontok 200 MFt 







XI.2. Geotermikus középerőmű 


Nagy entalpiájú, túlnyomásos, nagymélységből (3–4 km) kitermelhető geotermikus fluidumra 

alapozva, s annak jelentős vízkészletére (karbonátos – dolomitos – tárolókőzet tárolt mezőben) 

támaszkodva folyik jelenleg Magyarországon egy geotermikus erőmű tervezése, amely 

50 – max. 64,0 MWe villamosteljesítménnyel és mintegy 82–88,0 MWth hőteljesítménnyel 

számolva, részt vállal a hazai megújuló energiatermelés-fogyasztás növelési programjában. 

A megvalósítás 3 fő ütemben történik. Az első ütemben egy nagymélységi termelőkút fúrása, 

kiképzése és hosszú próbaüzeme készül, amely a legalkalmasabb rétegek feltárásával, pontos 

geológiai, hidrogeológiai, mérési adatok dokumentálásával jár. A valóságos méretezés, a 

technológiák véglegesítése és a hőhasznosítási módok meghatározása és kivitelezése a második 

ütemben valósul meg. 

A projekt jelenlegi szintjén, nagymélységi bokor-kutas fúrási módszer szerint készül a 3 db 

termelő-visszasajtoló kútpárok kialakítása és fluidumuk fogadása az erőművi objektumban. 

Az erőművi technológia kombinált rendszerű. Egyik – preferált – változat szerint: FC+ORC 

ciklusú, ill. optimális hőmérséklet és vízhozam esetén TFC+FC ciklusú, továbbá a gázleválasztási 

ágban: gázmotor-generátoros blokk kialakításával. 


Az első kút próbaüzemi mérési eredményeitől függően pontosítható a vázolt technológiákkal 

elérhető erőművi teljesítőképesség, a megtermelhető és értékesíthető villamos és hőenergia 

nagysága évente. Az erőmű elsősorban a maximális villamosenergia-termelést célozza, 

amelyet a Szentesi 120/20 kV-os főelosztóhálózati transzformátor állomásig kiépített 120 kVos 

hálózatbővítéssel lehet a rendszerbe betáplálni, folyamatosan, éghajlattól függetlenül, és az 

előírt menetrendet tartva. A hőenergia hasznosítása részben távhőellátási rendszerbővítés 

árán, részben helybeni mezőgazdasági ipari technológiák ellátása formájában történik, külön 

befektetői konzorciummal való kooperáció révén. 


102 


A vízbányászati, fúrási, kútfejkiképzési, a kutak közötti összekötő műszaki infrastruktúra vezetékhálózat 

és magának az erőműnek az előkészítő, tervező-kivitelezési és majdani üzemeltetési 

feladatainak ellátására egy, a beruházás kezdetén megalakult önálló cég (Kft.) vállalkozott, 

majd elkészültével, egy jóval kisebb létszámú szolgáltató vállalkozás jön létre. A 

becsült villamosenergia-termelés: 500 GWh/év, a hőenergia-termelés: 410 GWh/év. 






fűtési idény átlag: 40 MWth 







7 300,0 óra/év 

4 000 óra/év 





- elektromos hálózati csatlakozás és előkészítés 1 000 MFt 

- hőtávvezeték, hőközpontok 2 300 MFt 




Egyéb változó költségek 1 100 MFt/év 

Állandó költségek: 4 000 MFt/év 


XII. Hőszivattyús alkalmazások 

A hőszivattyús alkalmazási példáit elsősorban a Komlós Ferenc által szerkesztett és részben 

szerzett Hőszivattyús rendszerekben leírt valós példák képezték. 


103

XII.1. Egyedi családi házas hőszivattyú fűtési célra 


Beépített fűtőteljesítmény: 10 kW 

Beépített hűtőteljesítmény: 0 kW 


Csúcskihasználási óraszám fűtésre: 1 200 óra/év 

Csúcskihasználási óraszám hűtésre 0 óra/év 

Átlagos SPF tényező (fűtési) 4,2 




fűtési rendszer átalakítás 0,3 MFt 






Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 326 t/év 

XII.2. Közösségi illetve irodaházi geotermikus hőszivattyú, fűtésre – hűtésre 


Beépített fűtőteljesítmény: 640 kW 

Beépített hűtőteljesítmény: 920 kW 


Csúcskihasználási óraszám fűtésre: 1 900 óra/év 

Csúcskihasználási óraszám hűtésre 1 100 óra/év 

Átlagos SPF tényező (fűtési) 3,8 

Átlagos EER tényező (hűtési hatékonyság) 1,8 


Technológia beruházási költség: 65 MFt 


104 


fan-col fűtési rendszer átalakítás 20 MFt 

Beruházási költség mindösszesen: 85 MFt 





Kiváltott ÜHG kibocsátás csökkentés 602 t/év 

XIII. Vízenergia hasznosítás villamosenergia termelésre 


A vízerőmű technológiai berendezése egy hazai folyó: a Hármas-Körösnek a Tisza folyamtorkolattól 

47,5 km távolságra megépült duzzasztóművébe kerül egy teljesen zárt, tokozott ún. 

„hydromatrix modulba” * (szekrénybe), amelyben 9 db vízszintes tengelyű kisteljesítményű 

turbina kerül egy sorban, egyenként 482 kW generátor teljesítménnyel. Minden szerkezet a 

tábla modulra kerül, amelyben a teljes villamos berendezés, a generátor védelem és megszakítók, 

a meddő kompenzálására szolgáló kondenzátorok és a vezetékezés és irányító szerelvények 

is beleférnek. A tábla modul ki- és beemelhető, megfelelő tartószerkezettel és hidraulikával 

felemelhető a maximális árvízszint fölé. 


A projekt alapos tervezési-kutatási háttértanulmányokkal megalapozott méretezési munkával 

támasztották alá (PEA pályázaton vett részt). Két azonos mélységű változat közül választva: 

az 1. sz. a „duzzasztómű balparti nyílásába kerülő Hydromatrix modul”-t preferálta a gazdasági 

és környezeti feltételek súlyozásos értékelése alapján a különböző műszaki változó feltételek 

figyelembevételével. 


A duzzasztómű működését felügyelő Körös-vidéki Környezetvédelmi és Vízügyi Igazgatóság 

KÖR-KÖVIZIG és a helyi Városi Önkormányzat kooperációjával készült projekt megvalósítása 

is hasonlóan konzorciális formában történik, a vita csak a tulajdonviszonyok hányada 

körül folyik. Üzemeltetésére a meglévő vízügyi létesítményt fenntartó céget célszerű az 

erőművi feladatokat ellátó részleggel kiegészíteni és a szolgáltatással megbízni. 

XIII.1. Kisteljesítményű vízerőmű 


Összhangban az EU mikro és törpe vízerőművekre vonatkozó támogatási politikájával, időszerűvé 

válik akár a meglévő, elöregedett, rossz hatásfokú vízerőművek hazai rekonstrukciója, 

akár egy-egy újabbak telepítése a hazai „nyugati törpék” térségében. A tervezett vízerőmű 

egy átlagos, modellnek tekinthető P = 180 – max. 900 kW teljesítményű turbina-generátor 

gépegységből áll, amelynek hatásfoka: 78–90%. 


* VATECH Hydro gyártmányú 


105

A turbiná(k) típusát az adott vízfolyás duzzasztóművi adottságaira, az esési magasságra, a 

becsült vízmennyiségre, vízhozamra , változásaira és a helyi speciális körülmények figyelembevételével 

kellett megválasztani. Azonfelül méretezni kellett a szükséges vízgépészeti és 

villamos kapcsolóberendezéseket és az irányítástechnikai berendezéseket. 


A kiserőmű tulajdonosa a területileg illetékes áramszolgáltatóval kötött Hálózati Csatlakozási 

Szerződésben foglaltaknak megfelelően, erőművével rátáplál a középfeszültségű villamos 

elosztóhálózatra, és értékesíti a megtermelt villamos energiát a MAVIR által előírt 

villamosenergia-termelési feltételek szerint, amelyért a KÁT keretében kedvező átvételi árat 

kap. A kiserőmű üzemeltetését, karbantartását és biztonságos üzemvitelét a tulajdonos által 

felállított szervezet látja el, az előírásoknak megfelelően. 







106 

100% 



Technológia beruházási költség: 400 MFt 



Beruházási költség mindösszesen: 500 MFt 






XIII.2. Középteljesítményű vízerőmű 


A vízerőmű technológiai berendezése egy hazai folyó: a Hármas-Körösnek a Tisza folyamtorkolattól 

47,5 km távolságra megépült duzzasztóművébe kerül egy teljesen zárt, tokozott ún. 

„hydromatrix modulba” * (szekrénybe), amelyben 9 db vízszintes tengelyű kisteljesítményű 

turbina kerül egy sorban, egyenként 482 kW generátor teljesítménnyel. Minden szerkezet a 

* VATECH Hydro gyártmányú 


tábla modulra kerül, amelyben a teljes villamos berendezés, a generátor védelem és megszakítók, 

a meddő kompenzálására szolgáló kondenzátorok és a vezetékezés és irányító szerelvények 

is beleférnek. A tábla modul ki- és beemelhető, megfelelő tartószerkezettel és hidraulikával 

felemelhető a maximális árvízszint fölé. 


A projekt alapos tervezési-kutatási háttértanulmányokkal megalapozott méretezési munkával 

támasztották alá (PEA pályázaton vett részt). Két azonos mélységű változat közül választva: 

az 1. sz. a „duzzasztómű balparti nyílásába kerülő Hydromatrix modul”-t preferálta a gazdasági 

és környezeti feltételek súlyozásos értékelése alapján a különböző műszaki változó feltételek 

figyelembevételével. 


A duzzasztómű működését felügyelő Körös-vidéki Környezetvédelmi és Vízügyi Igazgatóság 

KÖR-KÖVIZIG és a helyi Városi Önkormányzat kooperációjával készült projekt megvalósítása 

is hasonlóan konzorciális formában történik, a vita csak a tulajdonviszonyok hányada 

körül folyik. Üzemeltetésére a meglévő vízügyi létesítményt fenntartó céget célszerű az 

erőművi feladatokat ellátó részleggel kiegészíteni és a szolgáltatással megbízni. 







100% 













107

XIII.3. Közép-nagy teljesítményű vízerőmű 

108 

(Tiszai vízerőmű nagylétesítmény) 


A Tisza folyam magyarországi alsó szakaszán már az 1970-es években igényelt, megtervezett 

duzzasztómű és ennek részeként megépíthető vízerőmű megvalósítása napjainkra időszerű 

vált. Mederduzzasztást engedélyeznek alacsony duzzasztási szinttel 2,0 – max. 2,5 m vízesésre, 

ahol a kiépítési vízhozam: 400 m 3 /sec-ra méretezett. Erre egy – a kiskörei vízlépcsőhöz 

hasonló – 4 db csőturbinás vízerőmű épül, 18 – max. 28 MW beépített teljesítménnyel (több 

változatban kidolgozott terv szerint), amelyek közül a 4x6 MW-os változat valósítható meg, 

összesen 14 – max. 18 MW összes beépített teljesítménnyel, évenként termelhető 97 – 100 

GWh/év villamos energia volumennel. 


A duzzasztómű kialakítására 4 változató gazdasági terv készült (I.–IV. jelűek). Ebbe tartozik a 

duzzasztómű, a hajózsilip, a hullámtéri bukó, a parti létesítmények és a kiegészítő partvédelmi 

és az infrastrukturális hálózatépítés fejlesztési munkálatai. A turbinák feszültsége 2,5 kV, a 

megtermelt villamos energia számított nagysága: 97 – max. 100 GWh/év. A beruházás két 

részre bontható: vízlépcső-duzzasztóműre is külön költségkimutatás készült, és külön az 

erőművi technológiai, építési stb. költségekre, mivel a beruházás is több ütemben készül. A 

tanulmány azzal számol, hogy a II. ütemben épülő vízerőművet csak a saját mélyépítési, 

acélszerkezeti és erőművi technológiai költségei terhelik. A duzzasztómű 70 fő, az erőmű 

további 10 fő munkahelyet teremt és a környéken mintegy 1000 ha öntözéses új gazdálkodást 

terveznek. 


A vízerőmű működtetését a beruházói konzorcium által alapított szolgáltató cég végezheti el, 

amelyik már az építés idején is szervező, irányító és ellenőrző szerepet töltött be. A megtermelt 

villamos energiát kétrendszerű 20 kV hálózaton keresztül lehet a csongrádi 120/20 kV-os 

tr. alállomásba átvinni. 







100% 













IV.5 A BENCHMARK PROJEKTEK KÖLTSÉGEI 

A számítások eredményeit a következő táblázatokban foglaljuk össze. A számításoknál az 

egyes technológiák között nem tettünk különbséget a kockázati prémium tekintetében, így a 

számítások egy elfogadható alsó WACC tőkeköltség értéket ismernek-e. 

A meghatározott fajlagos költség és egyéb adatok a projekttípusok mai viszonyok közötti jellemző 

megvalósítások költségeit és hozamait képezi le. 

Az egyes értékek magyarázata a következő: 

1. pont (cEL): A Green-X modell szerint képzett villamosenergia termelés fajlagos költsége 

2. pont (Prémium-támogatás, reál): A 15 évig folyamatosan juttatott olyan támogatói prémium 

összege, amely a piaci árbevétel feletti jövedelmet egészítené ki. Másrészről a KÁT támogatás 

részeként átlagos támogatástartamnak is tekinthető. Értékét inflációval évente növelni 

szükséges 

3. pont (Prémium-támogatás, reál): Az előző jogos fajlagos összeg mértéke abban az esetben, 

ha a projekt 50%-os beruházási támogatásból valósul meg. 

4. pont: A KÁT mai gyakorlat szerinti olyan maximális összege, amely 15 évig folyamatosan 

adható, ha a projekt nem részesül más támogatásban. Értékét infláció szerint évente növelni 

szükséges. 

5. pont: A KÁT előző pont szerinti összege 50%-os támogatás mellett. 

6.–7. pont: Abban az esetben, ha maximálisan 15-éves időszakra, inflációt követő módon 35 

Ft/kWh induló KÁT juttatás lenne engedélyezett, akkor az egyes projektek az alábbi időtartamig 

lehetnek jogosultak az egyéb támogatások függvényében. 

8.–9. pont A Green-X modell szerinti költség a primer megújuló energiaforrásra illetve a kiváltott 

ÜHG gázok mennyiségéből képzett fajlagos költségek. 

10.–12. pont. Az ÜHG gázok csökkentéséhez szükséges költségvetési terhet mutatják a 

fajlagosok. A prémium kassza a tényleges támogatástartamot mutatja (azaz a szükséges és 

elégséges támogatás tényleges mértékét), míg a KÁT kassza a jelenlegi eljárásrend szerinti 

szükséges KÁT-terhet jelenti 15 éves támogatástartam mellett,, 

A mellékletben az egyes projekteknél a nominális prémium illetve KÁT is megjelenik, illetve 

a nominális támogatási időtartam is. 


109

110 

I. Villamosenergia termelés/1 


2.1. 

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 


(reál) prtEL 

KÁTEL 




Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 


(prémium 

kiegészítés - kasszából) 


(KÁT - kaszszából) 


Biomassza, hőszolgáltatás nélküli kondenzációs 

erőmű 


30 373 16 026 10 397 30 373 24 745 10,37 6,00 2 354 54 237 28 617 18 567 54 237 44 187 

2.2. Szén-biomassza erőmű együttégetés 21 076 6 509 2 659 20 857 17 006 3,51 1,35 1 986 37 636 11 624 4 748 37 244 30 368 

3.4. Depóniagáz motor 18 296 2 349 0 16 696 0 1,05 0,00 1 854 32 671 4 195 0 29 815 0 

3.3. Iszapgáz motor 50 518 36 171 30 610 50 518 44 957 15,00 15,00 5 199 90 211 233 54 661 90 211 80 281 

7.1. 0-20 kWp PV rendszer 96 166 79 464 31 738 93 811 46 086 15,00 15,00 22 706 171 724 141 900 56 676 167 520 82 296 

2.1. 20 kWp - 1 MWp PV rendszer 79 726 63 477 25 281 77 824 39 628 15,00 15,00 18 824 142 368 113 352 45 144 138 972 70 764 

2.1. PV erőmű 1 MWp fölött 51 094 33 543 8 075 47 890 22 422 15,00 4,47 11 354 91 240 59 898 14 420 85 518 40 040 

8.1. Kis teljesítményigényű autonóm PV 111 459 97 112 63 704 111 459 78 051 15,00 15,00 24 769 199 034 173 414 113 757 199 034 139 376 

8.2. 

8.3. 

Önellátó háztartások (szél és pv komplex 

rendszer) 

70% szél és 30% pv hibrid (gazdasági, 

kisüzemi) 

76 037 61 690 34 407 76 037 48 754 15,00 15,00 17 953 135 780 110 160 61 440 135 780 87 060 

60 334 44 954 18 970 59 301 33 317 15,00 12,88 14 246 107 739 80 275 33 875 105 895 59 495 



9.1. 


(reál) prtEL 

KÁTEL 





Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 



kasszából) 







99 663 83 222 34 502 97 569 48 850 15,00 15,00 27 657 177 970 148 611 61 611 174 231 87 231 

9.2. Szélerőmű 23 397 6 675 0 21 022 0 3,25 0,00 6 486 41 780 11 919 0 37 539 0 



13.2. 

Középteljesítményű vízerőmű 

22 781 6 554 0 20 901 0 3,18 -1,27 5 948 40 680 11 703 0 37 323 0 


111

112 



2.3. 

2.4. 

Beruházási 

támogatás 

Biomassza 

fűtőerőmű 

(kondenzációs) 




nagy biogáz 


kis biogáz 

Csak villamosenergia prémium 

külön hőenergia támogatás nélkül 


(reál) 

prtEL 

KÁTEL 

Hőenergia prémium és villamosenergia KÁT 

támogatási rendszer KÁT = 35 Ft/kWh + 


prémium 

(hő) 

KÁT 

(villamose 

nergia) 

prémium 


KÁT 



időszak hoszsza 

Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 







(KÁT - 

kasszából) 

0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 

Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/GJ Ft/MWh Ft/GJ Ft/MWh év év Ft/GJ Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 

26 149 18 468 11 253 32 815 25 601 1 079 28 930 658 23 233 9,14 4,99 1 624 36 055 23 833 14 523 53 940 44 630 

43 343 32 624 22 603 46 971 36 950 2 622 37 532 1 817 30 410 15,00 10,40 2 757 53 571 40 886 28 327 72 569 60 010 

38 551 26 767 17 723 41 115 32 070 1 915 34 222 1 268 27 506 11,15 6,24 3 719 56 674 34 345 22 740 63 446 51 841 

42 844 33 507 22 565 47 854 32 689 1 742 41 582 1 173 32 689 15,00 12,17 4 111 64 969 45 281 30 494 73 871 59 084 

4.1. Hulladékégetés 47 644 36 665 22 820 51 012 37 167 3 370 38 881 2 097 29 617 15,00 9,71 3 144 90 853 70 579 43 928 

5.1. 

5.2. 

Szünetmentes 

áramforrás 

PEM cella 



kWe) 


kiserőmű 



334 

559 

88 287 597 428 

74 996 59 943 24 640 74 291 38 987 4 844 56 852 1 991 31 819 15,00 10,83 7 977 103 341 75 329 30 964 

36 881 33 289 17 420 47 636 31 768 1 975 40 526 1 034 28 047 15,00 7,86 4 755 44 206 41 217 21 569 72 367 53 664 

30 796 20 546 11 406 34 894 25 753 1 186 30 625 658 23 383 10,59 5,09 4 344 38 967 25 832 14 340 57 191 45 699 


119 

057 

106 

740 

92 406 

62 374



1.1. 

1.2. 

1.3. 


(reál) prtth 


KÁTth 

prémium = 1500 

Ft/GJ esetén a jogosultsági 

időszak 

hossza 

Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 

ÜHG kiváltás támogatásigénye(prémium-kiegészítés 

- 

kasszából) 


Egyedi pellet kazán hőellátás 

háztartási méretben; 

Központos pelletes hőellátás 

üzem 




[Ft/tCO2] 


14 673 4 076 356 0 3 951 0 2,77 0,00 3 261 61 756 5 391 -7 424 

24 679 6 855 3 491 2 135 6 855 5 500 15,00 15,00 5 484 103 869 52 891 32 356 

14 323 3 979 562 53 3 927 3 417 4,26 0,36 3 183 60 283 8 516 799 


6.2. 

10.1. 

10.2. 

12.1. 

12.2. 

Társasházi kollektoros fűtés + 

hmv 








hőszivattyú, fűtésre – 

hűtésre 

36 979 10 272 6 498 1 858 9 862 5 222 15,00 15,00 10 272 155 637 98 452 28 149 

13 355 3 710 513 0 3 504 0 3,85 0,00 3 710 56 207 7 775 -4 572 

12 905 3 585 162 0 3 152 0 1,12 0,00 3 585 54 312 2 449 -16 547 

36 177 10 049 6 453 3 611 10 049 7 207 15,00 15,00 10 049 1 330 854 478 

19 456 5 405 1 032 43 4 397 3 408 8,84 0,29 5 405 39 297 7 504 313 

113


9.1. 

114 


(reál) prtEL 

KÁTEL 




Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 



kasszából) 







99 663 83 222 34 502 97 569 48 850 15,00 15,00 27 657 177 970 148 611 61 611 174 231 87 231 

9.2. Szélerőmű 23 397 6 675 0 21 022 0 3,25 0,00 6 486 41 780 11 919 0 37 539 0 



13.2. 

Középteljesítményű vízerőmű 

22 841 6 625 0 20 972 0 3,22 -1,24 5 964 40 788 11 830 0 37 450 0 





2.3. 

2.4. 

Beruházási 

támogatás 

Biomassza 

fűtőerőmű 

(kondenzációs) 




nagy biogáz 


kis biogáz 

Csak villamosenergia prémium 

külön hőenergia támogatás nélkül 


(reál) 

prtEL 

KÁTEL 

Hőenergia prémium és villamosenergia 

KÁT támogatási rendszer KÁT = 35 Ft/kWh + 


prémium 

(hő) 

KÁT 

(villamose 

nergia) 

prémium 


KÁT 




időszak hoszsza 

Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 







(KÁT - 

kasszából) 

0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 0% 50% 

Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/MWh Ft/GJ Ft/MWh Ft/GJ Ft/MWh év év Ft/GJ Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 Ft/tCO2 

26 149 18 468 11 253 32 815 25 601 1 079 28 930 658 23 233 9,14 4,99 1 624 36 055 23 833 14 523 53 940 44 630 

43 343 32 624 22 603 46 971 36 950 2 622 37 532 1 817 30 410 15,00 10,40 2 757 53 571 40 886 28 327 72 569 60 010 

38 551 26 767 17 723 41 115 32 070 1 915 34 222 1 268 27 506 11,15 6,24 3 719 56 674 34 345 22 740 63 446 51 841 

42 844 33 507 22 565 47 854 32 689 1 742 41 582 1 173 32 689 15,00 12,17 4 111 64 969 45 281 30 494 73 871 59 084 

4.1. Hulladékégetés 47 644 36 665 22 820 51 012 37 167 3 370 38 881 2 097 29 617 15,00 9,71 3 144 90 853 70 579 43 928 

5.1. 

5.2. 

Szünetmentes 

áramforrás 

PEM cella 



kWe) 


kiserőmű 



334 

559 

88 287 597 428 

74 996 59 943 24 640 74 291 38 987 4 844 56 852 1 991 31 819 15,00 10,83 7 977 103 341 75 329 30 964 

36 881 33 289 17 420 47 636 31 768 1 975 40 526 1 034 28 047 15,00 7,86 4 755 44 206 41 217 21 569 72 367 53 664 

30 796 20 546 11 406 34 894 25 753 1 186 30 625 658 23 383 10,59 5,09 4 344 38 967 25 832 14 340 57 191 45 699 

119 

057 

106 

740 

92 406 

62 374 

115

116 



1.1. 

1.2. 

1.3. 


(reál) prtth 

KÁTth 

prémium = 1500 

Ft/GJ esetén a jogosultsági 

időszak 

hossza 

Primer 

megújuló 

növelés 

költsége 

ÜHG 

kiváltás 

költsége 

ÜHG kiváltás támogatásigénye(prémium-kiegészítés 

- 

kasszából) 


Egyedi pellet kazán hőellátás 

háztartási méretben; 

Központos pelletes hőellátás 

üzem 




[Ft/tCO2] 


14 673 4 076 356 0 3 951 0 2,77 0,00 3 261 61 756 5 391 -7 424 

24 679 6 855 3 491 2 135 6 855 5 500 15,00 15,00 5 484 103 869 52 891 32 356 

13 215 3 671 215 0 3 579 0 1,51 0,00 2 937 55 620 3 252 -4 466 


6.2. 

10.1. 

10.2. 

12.1. 

12.2. 

Társasházi kollektoros fűtés + 

hmv 








hőszivattyú, fűtésre – 

hűtésre 

36 979 10 272 6 498 1 858 9 862 5 222 15,00 15,00 10 272 155 637 98 452 28 149 

13 355 3 710 513 0 3 504 0 3,85 0,00 3 710 56 207 7 775 -4 572 

12 905 3 585 162 0 3 152 0 1,12 0,00 3 585 54 312 2 449 -16 547 

36 177 10 049 6 453 3 611 10 049 7 207 15,00 15,00 10 049 1 330 854 478 

19 456 5 405 1 032 43 4 397 3 408 8,84 0,29 5 405 39 297 7 504 313 


IV.6 A BENCHMARK PROJEKTEK INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI 

Az üvegházhatásra vonatkoztatott prémiumtámogatási támogatói fajlagos költségek a fenti 

táblázatban már szerepelnek. A projektek munkahelyteremtésének értékelése illetve elfogadása 

még folyamatban van, így ezek pontos értékelését még nem tartalmazza a tanulmány. 

Alapvetően meghatározandó az egyes projektek által létsült tört vagy egész számú munkahelyek 

száma a különböző képzettségek függvényében illetve a munkahelyek létesítésének, teremtésének 

társadalmi haszna. 

Ebben az esetben, ha rendelkezésre állnak az egyes projektek munkahelyteremtéssel biztosított 

társadalmi hasznai, és ha ezt a hasznot a kiváltozz ÜGH (CO2)-re vetítjük a fajlagos prémium 

költségeket prémiumhaszonnal ellentételezve meg tudjuk határozni az egyes technológiák 

által kiváltott ÜGH gázok tényleges társadalmi költségét. 

IV.7 AZ ÜVEGHÁZATÁSÚ GÁZOK KIBOCSÁTÁSCSÖKKENÉSÉNEK, VALAMINT A 

MEGÚJULÓK RÉSZARÁNYA NÖVELÉSÉNEK KÖLTSÉGEI, VALAMINT EZEK 

. 

. 

. 

. 

. 

INTERNALIZÁLT KÖLTSÉGEI 


V. GAZDASÁGOSSÁGI VIZSGÁLATOK BENCHMARK PROJEKTEKEN ALA- 

PULÓ KÖLTSÉGELEMZÉSSEL 

V.1 ÜZLETI TERV KÉSZÍTÉSÉNEK MÓDSZERTANA 

Egy üzleti terv tartalma a 273/2007. (X.19.) Korm. rendelet 18. számú melléklete alapján elkészítve 

tekinthető teljesnek a hazai energetikai rendszerek esetén. Így például egy 

kiserőművi engedélyes eljárás részeként független szaktanácsadó által igazoltan az alábbiaknak 

kell megfelelni. 

118 

Az üzleti tervnél alkalmazott számítógépes modellek helyes eredményt mutassanak és 

megfeleljenek a szakmai elvárásoknak 

A tervnél alkalmazott feltételezések az elvárható pontosság értékeinek megfeleljenek és 

elfogadhatók legyenek 

Az üzleti terv árajánlatokkal és a szükséges nyilatkozatokkal alá legyen támasztva 

Az érzékenységi tesztek megfelelőek és megfelelő eredményt hozzanak. A teszteket megfelelően 

értelmezzék és alkalmazzák; 

Az alkalmazott makrogazdasági mutatók (jellemzően infláció) összességében igazodjon a 

jegybank célrendszeréhez; 

A finanszírozás visszafizethetőségét, a pénzügyi fenntarthatóságot egyértelműen igazolni 

kell. 

A projektfejlesztés bemutatott költségei teljes körűek legyenek és az összes lehetséges, 

arányaiban nem jelentéktelen költség kivételével minden várható költséget szerepeltessenek. 

a meghatározó berendezések költségeit az üzleti terv tételesen szerepeltesse 

az energiahordozó, illetve alapanyag költségek (például biogáztermelés) és az ehhez kapcsolódó 

költségek részletesen szerepeljenek. Érzékenységi vizsgálatok 

a finanszírozás megvalósítható és megalapozott legyen; 

a feltüntetett adójogszabályok és az adózásnál elszámolható értékcsökkenési leírások figyelembevételre 

kerüljenek az adóteher meghatározásához. 

az NPV (nettó jelenérték) és IRR (belső megtérülési ráta) számítások helyesek, a végkövetkeztetések 

a projekt egészét tekintve ésszerűek legyenek. 

a Cash Flow módszertan helyes és elfogadható legyen, a valóban vonatkozó tételek szerepeljenek 

és helyesen legyenek figyelembe véve. 

Egy projekt fenntarthatóságának, támogathatóságának megalapozott és részletes értékeléséhez 

a fenti hivatkozott jogszabálynak megfelelő módon készített üzleti terv elkészítése szükséges. 

Kisebb projektek esetében elfogadható lehet, hogy a támogatási rendszert kezelő hatóság jellemző 

benchmark projektek alapján határozza meg a fenntarthatósághoz szükséges indokolt 

támogatás mértékét, de ehhez a szükséges minősítési és ellenőrzési rendszernek ki kell épülnie. 

A Green-X modell szerinti értékelés és a rendeletben előírt nettó jelenérték módszer alkalmazása 

egymással ekvivalens értékelési rendszeren alapszik. A Nettó Jelenérték a jövőbeni 

pénzáramlások összege diszkontált értékékeinek és a pontszerűnek tett beruházási költség 

különbsége. Így, ha a nettó jelenérték legalább 0,- Ft, a projekt gazdaságos beruházásnak minősül. 

Ha a projekt nem gazdaságos, akkor a támogatásszükséglet olyan többletjövedelemként 

jelenik meg, amely az éves pénzáramok értékeit annyival növeli, hogy a Nettó Jelenérték éppen 

elérje a 0,- Ft-ot. Ebben az esetben a beruházási támogatást a beruházó beruházási költségét 

csökkentő tételként lehet figyelembe venni. 


Az, hogy a Green-X modell ekvivalensnek tekinthető a nettó jelenérték módszerrel, azt jelenti, 

hogy a két módszer eszközrendszerét alkalmazva ugyanolyan eredményre vezet egy projekt 

gazdasági vizsgálata, illetve ugyanazok a támogatásszükségletek határozhatók meg. 

Így míg a gazdaságosság feltétele NPV módszer esetén az NPV 0, addig a Green-X modell 

esetében a 4. fejezetben alkalmazott jelölésekkel a gazdaságosság feltétele az alábbiak szerint 

írható fel: 

1/ Kizárólag villamosenergia-termelés esetén: 

Begyéb 

� 

b EL cEL 

0 

5.1 

q 

EL 

ahol, 

bEL: a villamosenergia értékesítés fajlagos összes árbevétele 4......szerint [Ft/MWh]; 

Begyéb: Egyéb a projekt működése miatt keletkező árbevétel [Ft/év]; 

qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a]; 

cEL : a villamos energia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével 

[Ft/MWh]; 

2/ Kapcsolt villamos és hőenergia termelés esetén 

Begyéb 

� Begyéb 

� 

b EL bhő 

( cEL 

bhő 

) bEL 

cEL 

0 5.2 

q 

q 

EL 

ahol 

bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele 4.3. szerint [Ft/MWh] 

cEL : a villamos energia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével 

[Ft/MWh]; 

3/ Csak hőtermelés esetén 


EL 

Begyéb 

� 

b hő chő 

0 

5.3 

q 

hő 

ahol 

bhő: a hőenergia értékesítés fajlagos bevétele 4........... szerint [Ft/MWh] 

chő : a hőenergia fajlagos összes költsége a maradványérték figyelembevételével [Ft/MWh] 

qhő: az éves értékesített hőenergia termelés [MWh/a]; 

A projekt alternatív tőkeköltségében (WACC) figyelembe vesszük:

V.2 A BENCHMARK PROJEKTEK GAZDASÁGOSSÁGI SZÁMÍTÁSAI TÁMOGATÁS NÉL- 

KÜLI ILLETVE A JELENLEGI TÁMOGATÁSI GYAKORLATNAK MEGFELELŐEN (BE- 

RUHÁZÁSI TÁMOGATÁS, KÁT TÁMOGATÁS) 

V.3 A SZÁMÍTÁSOK ÉRTÉKELÉSE 

VI. TÁMOGATÁSI IGÉNY VIZSGÁLATA 

VI.1 A VIZSGÁLAT MÓDSZERTANA 

A támogatás szükségletek esetében megkülönböztetjük a projekt beruházását segítő támogatási 

struktúrákat illetve a projekt fenntartható működését biztosító prémium rendszerű támogatásokat. 

Magyarországon prémium jellegű támogatás jelenleg a megújuló villamosenergia 

termelés átvételéért garantált KÁT és a piaci zsinóráram közötti díjkülönbözet. 

A beruházást segítő támogatásoknak így jellemzően a vissza nem térítendő támogatás, a kamatmentes 

hitel, a töke juttatás, a kamattámogatás, az állami kezességvállalás illetve egyéb 

nem pénzbeli juttatás. A támogatás beruházásinak minősítésénél a támogatás célját tekintjük 

irányadónak, nem azt, hogy időben mikor merül fel. Így a kiváltott szén-dioxid-kvóta értékesítési 

rendszeréből a beruházó projektgazda által elérhető jellemzően illetve várhatóan egyszeri 

bevételt is ebbe a kategóriába sorolhatjuk. 

A beruházási jellegű támogatások értékelését illetve számítási módját a 85/2004. (IV. 19.) 

Korm. rendelet (az Európai Közösséget létrehozó Szerződés 87. cikkének (1) bekezdése szerinti 

állami támogatásokkal kapcsolatos eljárásról és a regionális támogatási térképről) tartalmazza. 

Az általunk alkalmazott módszertanban a beruházás jellegű támogatásoknak a rendelet 

szerinti felsorolt támogatástípusok módszertana szerint számított támogatástartalmat (TT) 

vesszük figyelembe. 

A Green-X modellre alapozott prémium támogatás mértékének (PRT) a meghatározásánál így 

az 5. fejezetben felhasznált feltételrendszer kielégítéséhez szükséges prémium értékeket veszszük 

figyelembe az alábbiak szerint. 

1/ Csak villamosenergia termelés esetén prémium jellegű támogatás akkor biztosítható, ha a 

az alábbi feltételt kiegyenlítéséhez szükséges. 

120 

b EL 

Begyéb 

qEL 

( cváltozó 

1000f 

hcs 

hcs 

1 m 

1000* 

s 

1000 s CRF 

) 

hCS 

6.1 

1000 tt CRF 

h 

prtEL 

0 

CS 

ahol 

bEL: a villamosenergia értékesítés fajlagos összes árbevétele 4......szerint [Ft/MWh]; 

Begyéb: Egyéb a projekt működése miatt keletkező árbevétel [Ft/év]; 

qEL: az éves kiadott villamosenergia termelés [MWh/a]; 

cEL: a villamos energia fajlagos összes költsége 4.1. szerint [Ft/MWh]; 

m: fajlagos maradványérték [Ft/MWh] 

tt: fajlagos egységnyi kapacitásra eső támogatástartalom [Ft/kW] 

prtEL: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege a tervezett kiadott 

villamosenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh]. 


továbbá ahol 

ahol 

tt 

TT 

PBT 

TT: támogatástartalom a 85/2004. (IV. 19.) Korm. rendelet szerint [Ft] 

PBT: Beépített villamos teljesítőképesség [kW] 

tehát a megítélhető prémium támogatás összege abban az esetben, ha 

akkor 

különben 

1000f 

( cváltozó 

hcs 

1000 tt CRF 

h 

[ 

prt 

( b 

EL 

EL 

CS 

( c 

B 

q 

változó 

egyéb 

EL 

) 

0 

1 

hcs 

m 

1000* 

s 

1000f 

h 

cs 

1000 tt 

h 

CS 

1 

CRF 

1000 s CRF 

) ( b 

h 


CS 

hcs 

m 

1000* 

s 

EL 

1000 s 

h 

CS 

B 

q 

egyéb 

EL 

CRF 

) 

) 

6.2 

6.3 

prt 0 ] 6.4 

EL 

Abban az esetben, ha 6.3.-as képlet bal oldala negatív összeg, a prtEL értéke 0. Olyan eset is 

lehetséges, amikor az egyenlet a tt értéknek köszönhetően pozitívvá válik, ami abból a szempontból 

lehetséges, hogy ekkor a támogatás egyes részét feltehetően de minimis, vagy átmeneti 

támogatásnak kell minősíteni. 

A Green-X modell eredetileg nem foglalkozik a projekt maradványértékével, de mivel figyelembe 

akarjuk vennie ezt a tényezőt a jogos prémium meghatározásakor, a projekt elismert 

tőkeköltségének beruházás arányos részét a maradványérték miatt megtérültnek tekintjük, így 

a prémium, csak a tőkeköltség arányosan csökkentett részére nyújt fedezetet. 

Az alternatív tőkeköltség meghatározása a 85/2004 Korm. rendelet és a Green-X modell szerint 

némileg eltérő módszertant követ. A rendelet egy kedvezményes egyéni referencia 

kamatlábot határoz meg az alábbiak szerint a felsorolt támogatásoknál kötelező érvénnyel: 

Kedvezményes egyéni referencia kamat = az egynapos bankközi kamat (a hitelszerződés aláírását 

megelőző 2. munkanapon) + 26 bázispont + a kedvezményezett kockázatértékelésén 

(kockázati besorolás és hitelfedezettség) alapuló kamatfelár. 

Az egynapos bankközi kamat értéke a Magyar Nemzeti Bank honlapján kerül publikálásra 

(http://www.mnb.hu/engine.aspx?page=mnbhu_statisztikak). 

Ezt követően a rendelet a referencia kamatot kamatfelárral engedi növelni melynek mértéke 

az ország „Standard and Poor’s” szerinti minősítésétől és a projekt biztosítékokkal való lefedettségétől 

függ.

A fenti kamatfelárral kialakított referencia kamat alkalmazható a támogatások értékének diszkontálásához. 

A kamatláb módszertana nem, de a rendeletben előírt időhorizont viszont megegyezik 

a Green-X modellben is alkalmazott 15 évvel. 

A GRREN-X modell elismert alternatív tőkeköltsége a WACC, melynek számítási módját a 

4.7. egyenlet tartalmazza. A WACC projektenként külön értékeli a saját tőke elvárt megtérülését 

és a hiteltőke elismert megtérülését, így egy súlyozott átlag alapján kell meghatározni a 

diszkontálásokhoz alkalmazandó kamatlábat. A súlyozás miatt és a projektek finanszírozásához 

jellemző hitelszükséglet miatt viszont a WACC értéke jellemzően alacsonyabb érték, 

mint a 85/2004-es rendelet alapján meghatározható referencia kamatláb. 

Azonban olyan esetben, amikor a projektet megvalósítók nem, vagy csak alacsony pénzintézeti 

hiteltőkét vonnak be a projekt megvalósításába, a WACC értéke magasabbra adódhat, 

mint a 85/2004 Kormány rendelet által meghatározott kamatfelárral növelt referencia kamat. 

Ezért egy prémium rendszer támogatási struktúrájának EU konform újraszabályozásához tisztázni 

kell, hogy a WACC alapján számított diszkontálási kamatláb egyes projektek esetén 

lehet-e magasabb érték, mint a 85/2004-es kormányrendelet alapján meghatározott diszkontkamatláb. 

A prtEL értéke a Green-X modell időhorizontjáig (15 évig) tartalmazza azt az inflációval évente 

növelendő fix összegű támogatást, amelyre a beruházást megvalósító jogosult lehet. Abban 

az esetben, ha a WACC helyett a modellben olyan WACC * értéket használunk diszkontálásra, 

amely már tartalmazza a várható éves átlagos infláció terhét is. Ekkor a 4.7.-es egyenlet az 

alábbiak szerint módosul: 

122 

WACC 

* gd rd ge re gd rnd rmd ge [ rne b rme] 

1 rt 6.6 

ahol 




re:vállalkozói tőke költsége 

rnd = rne : nominális kockázatmentes hozam (állampapír hozam) (’nominal risk free rate’) 

rmd: Hiteltőke után elvárt üzleti megtérülés (’expected market rate of return by dept’) 

rme: Vállalkozói tőke elvárt üzleti megtérülése (’expected market rate of return by equity’) 


rpe: kockázati prémium vállalkozói tőke esetében (’risk premium’) 


A WACC* értékkel meghatározott CRF * és cEL * értékekkel prtEL * a 6.3. – 6.6. képletekkel 

analóg módon alakul. 

de 

prt 

( b 

* 

EL 

* 

EL 

( c 

* 

változó 

* 

egyéb 

B 

q 

EL 

) 

1000f 

h 

cs 

* 

1000 tt 

h 

CS 

1 

CRF 

hcs 

m 

1000* 

s 

* 

* 

EL, 

min 

1000 s 

h 

CRF 


CS 

* 

) 

6.7 

prt 0 

6.8

ahol 

prtEL * : fajlagos 15 évig járó prémium támogatás állandó éves összege a tervezett kiadott 


A prtEL * olyan prémium támogatást jelent, amely egyenértékű a prt értékkel, ugyanakkor vele 

ellentétben értéke a 15 éves futamidő alatt állandó, inflációt nem követő támogatás. Így előnye, 

hogy a kezdeti időszakban magasabb támogatási érték adható (a futamidő végén viszont 

alacsonyabb), viszont a vártnál nagyobb infláció kockázatát a beruházó, míg a vártnál kisebb 

infláció kockázatát a támogató viseli. A nagyobb kezdeti prémium támogatási érték viszont 

segít a hitelek kezdeti időszakban jelentősebb terhet jelentő törlesztését, így várhatóan prt * 

kedvező lenne a befektetők szempontjából. 

A fenti villamosenergia-termelésre vonatkoztatott fajlagos prémium támogatás mértéke szoros 

összefüggésben van az üzleti tervekben rögzített várható éves termelési értékekkel. Abban az 

esetben, ha a tényleges és a prognosztizált költségek között különbség adódik, az adható prémiumtámogatás 

összege is változna, azonban ha ez a változás nem tendenciózus, akkor az 

alkalmazott modell számára nem követhető. Így az energiatermelésre vonatkoztatott prt értékek 

mellett a modell alkalmazásakor meg kell állapítani a várható éves összes várható prémium 

támogatás összegét (PRT [Ft/év]). A ténylegesen a beruházás tulajdonosa vagy üzemeltetője 

(kedvezményezett) részére juttatott prémiumtámogatás éves mértékét így javasolt a PRT 

értékben maximálni. Így az üzleti tervtől való eltérés kockázatát a kedvezményezett viseli. 

Abban az esetben, ha az üzleti tervtől való eltérés tendenciózus, akkor a módosított üzleti terv 

alapján újra javasolt értékelni a prémiumtámogatás mértékét. 

2/ Kapcsol villamos és hőtermelés esetén 

A 6.1 egyenlet mintájára a prémium támogatás biztosításával az alábbi egyenletet kell kielégíteni. 

b 

EL 

b 

hő 

(( c 

bhő 

) 

1000 tt CRF 

hCS 

1000 tt CRF 

h 

prt 

CS 

B 

q 

egyéb 

EL 

változó 

EL 

prt 

0 

1000f 

h 

EL 

cs 

b 

EL 

hcs 

m 

1000* 

s 

1000 s 

h 

CRF 

) 


1 

B 

q 

egyéb 

tehát összhangban a 6.3 – 6.5 egyenletekkel a megítélhető prémium támogatás összege abban 

az esetben, ha 

akkor 

( c 

változó 

1000f 

h 

[ 

cs 

prt 

( b 

EL 

EL 

1 

( 

c 

hcs 

m 

1000* 

s 

B 

q 

változó 

egyéb 

EL 

m) 

( b 

EL 

c 

EL 

m 

) 

1000 tt 

h 

CS 

1000 s CRF 

egyéb 

) 

h EL 

CS qEL 

CS 

1000f 

h 

cs 

1 

1000 tt 

h 

CS 

CRF 

B 

hcs 

m 

1000* 

s 

1000 s 

h 

CS 

CRF 

) 

CRF 

0 

6.9 

6.10

különben 

124 

prt 0 ] 6.11 

EL 

A fenti képlet pár megegyezik a csak villamosenergia termelés során alkalmazott képletekkel, 

azonban a szükséges támogatás érvényessége nem csak az éves prognosztizált 

villamosenergia termelés mennyiségétől függ, hanem a kapcsolt energiatermelés minőségétől 

is. Abban az esetben, ha az értékesített villamosenergia mennyiség az üzleti tervben lefektetettnél 

nagyobb hőértékesítéssel párosul a cEL valós értékei is alacsonyabbak lesznek, így a 

villamos energia termelésre járó fajlagos prémium értéke csökken. 

A fentiek gyakorlatilag azt jelentik, hogy a kapcsolt energiatermelés növelése gyakorlatilag a 

prémium támogatás mértékének a csökkentését eredményezi, ami egyrészt a hőhasznosítások 

eltitkolásait, a hasznosítások mértékeinek alábecsléseit eredményezhetik. 

A megújuló energia területén a kapcsolt hő- és villamosenergia termelés által elérhető földgázkiváltás 

ugyanakkor rendszerint elmarad a megújuló energia csak hőenergia célú használatával 

elérhető földgázkiváltás mértékétől. (lásd például Dr. Büki Gergely: A földhő energetikai 

hasznosításának hatékonysága, Magyar Energetika 2008/5). Környezetvédelmi és energetikai 

szempontból is közös érdek a megújuló energiaforrások hatékony hasznosítása, de a fentiek 

miatt a prémium támogatási rendszer károsan befolyásolhatja a hőhasznosítások növelését, 

így a hatékonyság elérését. 

A jelenlegi támogatási struktúrában a megújuló energetikai kapcsolt energiatermelő projekteknél 

a minél nagyobb villamosenergia termelésű egységek a jogszabályban, pályázatokban 

esetenként elvárt minimális hőhasznosítás mellett történő telepítése az üzletileg indokolt, hiszen 

az elvárt megtérülést a támogatási rendszer (beruházási támogatás, kiegészítő ártámogatás) 

garantálja. A pályázati rendszer a hőenergia értékesítés növekedése miatti vállalkozói 

többletkockázatot nem ismeri el többlet tőkeköltséggel. Többletkockázatok és költségek is 

ugyanakkor gyakran jelentkeznek a jobb hőhasznosítás esetén, hiszen a vállalkozónak a nagyobb 

hőhasznosítás esetén rendszerint garantálni kell a hőellátást, így a kiadható 

villamosenergia mértéke szintén időjárás függővé válik, a vállalkozó kinnlevőségei, pénzügyi 

kockázatai nőnek. Ráadásul rendszerint tartalék kapacitásokat kell üzembe helyezni, biztosítani 

kell a hiteles mérés-számlázás feltételeit. 

A Green-X modellel összhangban van, ha az alternatív tőkeköltség (WACC) értékében figyelembe 

veszik a nagyobb hőszolgáltatás által jelentett kockázatokat, így az elfogadott kockázati 

prémium értéke a kapcsolt energiatermelés arányszámától (σ = E/Q) is függően kerülhet 

meghatározásra. A kapcsoltan termelt hőenergia hasznosításának a növelése így a megnövelhető 

alternatív tőkeköltség miatt megnöveli a támogatásokkal biztosítható garantált hozam 

értékét. 

A fentiek esetén a tervezett kiserőművek mérete a helyi hőhasznosítási lehetőségektől nem 

lenne független, így a helyi lehetőségekhez optimalizált, energetikailag és környezetvédelmileg 

is hatékonyabb projektek valósulhatnak meg. 

3/ Csak hőtermelés esetén is adott beruházási támogatás mellett olyan mértékű prémium 

adható 

Begyéb 

bhő 

( c 

qhő 

1000 tt CRF 

h 

hő 

változó 

prt 

1000f 

h 

Hő 

cs 

0 

1 

hcs 

m 

1000* 

s 

1000 s CRF 

) 

h 


CS 

6.12

tehát a megítélhető prémium támogatás összege abban az esetben, ha 

akkor 

( c 

változó 

különben 

[ 

1000f 

h 

cs 

prt 

( b 

hő 

hő 

1 

( c 

hcs 

m 

1000* 

s 

B 

q 

változó 

egyéb 

hő 

) 

1000 tt 

h 


( b 

1000 s CRF 

egyéb 

) 

h hő 

CS qhő 

hő 

1000f 

h 

cs 

1000 tt 

h 

hő 

1 

CRF 

B 

hcs 

m 

1000* 

s 

) 

1000 s 

h 

CS 

CRF 

) 

CRF 

0 

6.13 

prt 0 ]. 6.14 

hő 

ahol 

prthő: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege az értékesített illetve hasznosított 

hőenergia termelésre vonatkoztatva Ft/MWh]. 

Természetesen hőtermelés esetén is értelmezhető a nominális kockázati tőkeköltségekre alapozott 

WACC * tőkeköltség értéke és a vele képzett várható inflációs terheket is költségként 

kezelő chő* fajlagos költség. Így 6.7.-es képlettel analóg módon: 

de 

ahol 

prt 

( b 

* 

hő 

* 

hő 

* 1000f 

hcs 

1000 s CRF 

( c változó 1 m 

) 

h 1000* 

s 

6.15 

h 

* 

egyéb 

B 

q 

hő 

) 

cs 

* 

1000 tt 

h 

hő 

CRF 

* 

* 

hő, 

min 

prt 0 

6.16 

prthő * : fajlagos 15 évig járó prémium támogatás állandó éves összege a tervezett kiadott 


A modell szerint jogszerűen adható prémium támogatás mértéke az energiatermeléstől függő 

fajlagos összeg, azonban a prémium rendszerű támogatást esetenként életszerűbb a beépített 

és üzemelő kapacitások teljesítmény adatai alapján éves összegben biztosítani. Kisebb egységek 

esetén (napkollektor, napelem, hőszivattyú, saját hasznosítású kisteljesítményű szélgenerátor, 

stb.) a hitelesített mérőhelyek kialakítása és fenntartása jelentős többletköltségeket jelentenének. 

Ugyanakkor az átlagos éves energia termelések összegei viszonylag jól modellezhetők. 

Ha a modellek önmagukban nem jelentenek elegendő elfogadhatóságot, referencia mérőhelyek 

is kialakíthatók egyes projekteknél, amely mért adataival a környező térségekben 

termelt energiaadatok modellezett értékei a független mérések hibahatárait megközelítően 

pontosíthatók lehetnek. Ha nem mérik az energiatermelést, akkor hogy számolnak el? 

CS 

* 

*

Az átszámítás a csúcskihasználási óraszám szerint adódik: 

prt BT prt hcs 

6.17 

ahol 

prtBT: fajlagos 15 évig járó prémium támogatás alapösszege az a beépített teljesítőképességre 

vonatkoztatva Ft/MW]. 

ADOTT PRÉMIUMTÁMOGATÁS MELLETT A TÁMOGATÁSI IDŐ MEGHATÁ- 

ROZÁSA 

Egységnyi sorozat diszkontált értéke az alábbiak szerint számítható: 

126 

Ö 

t 

( 1 p) 

1 

E 

p( 

1 p) 

ahol 

ÖS0: az egységnyi sorozat diszkontál értéke a 0. időpontban [Ft] 

Es: az évente egységnyi éves sorozat egy elemének az értéke [Ft] 

p: diszkontálási kamatláb [%] 

t: a sorozat időtartama [év] 

S0 

s 

6,18 

t 

A GREN-X modell alapján az előzőekben megállapított 15 éves időtartamra érvényes prémium 

támogatás ismeretében, és bármely prémium támogatási összeg ismeretében a fenti egyenlet 

segítségével meghatározható az adott prémium támogatás összegének megfelelő támogatási 

időtartam. A matematikai alapfeltevés ebben az esetben az, hogy a támogatások összegének 

diszkontált értéke megegyezzen egymással, az alábbiak szerint: 

prt 

( 1 

15 

WACC ) 1 

WACC ( 1 WACC ) 

15 

prt 


X 

( 1 

x 

WACC ) 1 

WACC( 

1 WACC) 

ahol 

prtx: fajlagos a megtérülési ideig prémium támogatás éves alapösszege kiadott energiatermelésre 

vonatkoztatva [Ft/MWh]. 

x: az időtartam hossza, ameddig az adott éves prémium támogatás a Green-X modellel összhangban 

jár 

az egyenletből csak az x ismeretlen, 

Az egyenletet némileg átrendezve a következőt kapjuk: 

( 1 

x 

WACC ) 

( 1 WACC) 

6.22.-ből az egyenletet továbbalakítva adódik: 

( 1 

WACC ) 

melyből az alábbi megoldás adódik x-re: 

x 

x 

1 

1 

prt 

prt 

X 

prt 

prt 

X 

( 1 

15 

WACC ) 

( 1 WACC ) 

( 1 

1 

15 

WACC ) 

( 1 WACC ) 

15 

15 

1 

1 

x 

6.19 

6.20 

6.21

x 

log 

1 

1 

WACC 6.22 

15 

prt ( 1 WACC ) 1 

1 

15 

prt ( 1 WACC ) 

X 

Adott, inflációval növekvő éves fajlagos projekt független prémiumtámogatás (prtx) mellett 

tehát 6.24-ből meghatározható a projektfüggő elfogadható támogatási időtartam. Az egyenletben 

a Green-X modell által meghatározott a 15 évig projektfüggően adható prémiumtámogatás 

(prt) és a tőkeköltség (WACC). 

Abban az esetben, ha a jogszabályok a projekt független prémium támogatás megítélésekor 

nem engedélyezik az inflációkövetés nominális tőkeköltséget kell alkalmazni és az ez alapján 

a Green-X modell alapján meghatározott projektfüggő prémiumtámogatási összegeket kell 

alkalmazni.: 

x 

* 

log * 

6.23 

1 WACC * 

* 15 

1 

prt 

prt 

* 

X 

( 1 

1 

WACC ) 

( 1 

* 

WACC ) 

ahol a * kitevő az értékek nominális jellegét mutatja a 6.6.-os és 6.7-es képletek szerint. 


15 

1

VI.2 A SZÜKSÉGES ÉS ELÉGSÉGES TÁMOGATÁS MÉRTÉKEINEK MEGHATÁROZÁSA 

BENCHMARK PROJEKTEK ALAPJÁN 

VI.3 A BENCHMARK PROJEKTEK TÁMOGATÁSSZÜKSÉGLETÉNEK TÁRSADALMI HASZ- 

NOSSÁGA AZ EXTERNÁLIS KÖLTSÉGEK ALAPJÁN 

VII. EGYÉB JAVASLATOK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA 

VII.1 INNOVATÍV TECHNOLÓGIÁKKAL BŐVÍTETT BAT PROJEKTEK TÁMOGATÁSÁNAK 

MÓDSZERTANA, JAVASOLT FELTÉTELRENDSZERE 

VII.2 BECSLÉSEK A TÁMOGATHATÓSÁG VÁLTOZÁSÁRA KÖZÉP ÉS HOSSZÚ TÁVON, AZ 

EGYES TECHNOLÓGIÁK MŰSZAKI-GAZDASÁGI PARAMÉTEREINEK VÁRHATÓ 

VIII. ÖSSZEGZÉS 

128 

VÁLTOZÁSI TENDENCIÁI ALAPJÁN 


IX. IRODALOMJEGYZÉK 

[1] A forgalmazható zöld bizonyítvány és alternatívái (MAKK Magyar Környezetgazdasági 

Központ, 2003. március) 

[2] Assessment and optimisation of renewable energy support scheemes in the European 

electricity market, Final report (Fraunhofer ISI, Karlsruhe, 2007. február) 

[3] Mayer Zoltán: „Hidrogén előállításának és energetikai felhasználásának költségelemzése.” 

Szakmérnöki diplomaterv. BME. Energetikai Gépek és Rendszerek Tanszék. Bp. 2008. 

[4] Stratégia a magyarországi megújuló energiaforrások növelésére 2008–2020 (KHEM, 

2008. július) 

[5] The Final Conference Project Green-X, The Parabole, 2004. Szeptember 23. Brüsszel. 

(hivatkozás később: FC) 

[6] Green-X Dynamic cost-resource curves, Work Package 1, 2003 augusztus (hivatkozás 

később WP1) 

[7] Economic Analysis of RES-E Support Mechanisms, 2004. Szeptember Report prepared 

for Sustainable Energy Ireland (hivatkozás később: SEI) 

[8] Sun & Wind Energy, BVA Bielefelder Verlag GmbH & Co (1-5/2008) 

[9] 2009/28/EK EURÓPAI PARLAMENT és a TANÁCS IRÁNYELVE (2009. április 23.) 

a megújuló energiaforrásból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és 

a 2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről 

[10] 2009/548/EK EURÓPAI BIZOTTSÁG HATÁROZATA (2009. június 30.) a 

2009/28/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv szerinti, megújuló energiaforrásokra 

vonatkozó nemzeti cselekvési tervek formanyomtatványáról 

[11] WP1 11.–12.o. 

[12] WP1 14. o. 

[13] Fazekas András István: Villamosenergia rendszerek rendszerszintű tervezése I, Akadémiai 

Kiadó, 2006 

[14] Vargha Jenő, 1995 

[15] WP1 13.–14.o. 

[16] SEI 40.o és FC: General Scenario 4/7 

[17] SEI. 40. o. 

[18] Energiakutató Intézet (EKI) Kft.: A HAZAI VÉGSŐ ENERGIAFELHASZNÁLÁS ÉS 

A VILLAMOSENERGIA-ÁR PROGNÓZISÁNAK ELKÉSZÍTÉSE 2020-IG. Budapest, 

2009. Budapesti Corvinus Egyetem Regionális Energiagazdasági Kutatóközpont 

(REKK) kutatóinak közreműködésével 

[19] Radó Márk Közgazdasági Szemle, L. évf., 2003. november 964–987. o. 

[20] Heti Világgazdaság 2010. január 16. 2. szám 49. o. 

[21] Komlós. F – Fodor Z. – Kapros Z. – Dr. Vajda J. – Vaszil L.: Hőszivattyús rendszerek 

80.–84. o. 


[22] 2009/28/EK Európai Parlament és a Tanács IRÁNYELVE (2009. április 23.) a megújuló 

energiaforrásból előállított energia támogatásáról, valamint a 2001/77/EK és a 

2003/30/EK irányelv módosításáról és azt követő hatályon kívül helyezéséről 

[23] A forgalmazható zöld bizonyítvány és alternatívái (MAKK Magyar Környezetgazdasági 

Központ, 2003. március) 

[24] European Renewable Energies Federation Prices for Renewable Energies in Europe, 

Report 2009 

[25] Stratégia a magyarországi megújuló energiaforrások növelésére 2008-2020, (KHEM, 

2008. július) 

[26] Sun & Wind Energy, BVA Bielefelder Verlag GmbH & Co (1-5/2008) 

[27] Assessment and optimisation of renewable energy support scheemes in the European 

electricity market, Final report, (Fraunhofer ISI, Karlsruhe, 2007. február) 

Power Consult: A villamosenergia-termelés externális költségei, különös tekintettel a megújuló 

energiaforrásokra. Elemző tanulmány, Bp. 2009. dec. 

130 


X. MELLÉKLETEK 

1. Az MS Excel számítások útmutató 

2. MS Excell számítások táblázatai 

3. Egyes a benchmark projektek alapjául szolgáló referencia projektek ismertetése

h hccq F cc - Magyar Energia Hivatal

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?