Naperőműves SPV-k
Magyarországon

01. Vezetői összefoglaló

Egy magyar naperőmű-SPV annyit ér, amennyi áramot a csatlakozási pontján ténylegesen be tud táplálni, amilyen áron ezt a saját termelési óráiban el tudja adni, és amilyen tisztán bizonyítani tudja a jogait. A beépített teljesítmény ma is az első adat, amit a vevő megnéz, a vételárat azonban a csatlakozási jog minősége, a bevételi rendszer, a realizált ár, a termeléskorlátozás, a tárolási lehetőség és a tranzakciós kockázatok mozgatják. Két azonos teljesítményű SPV ára ezért jelentősen eltérhet.

Az Ember összesítése szerint 2025-ben az 1 TWh-nál több napenergiát termelő uniós tagállamok közül Magyarországon volt a legmagasabb a napenergia részaránya: az áramtermelés 28%-a. A hazai napelemes kapacitás a MANAP adatai szerint 2025 végén 8373 MW volt a háztartási méretű kiserőművekkel együtt. [S01] [S02] A magas részarány a napközbeni árakon is látszik: 2026. január 1. és október 5. között a magyar másnapi piacon 223,5 órán át volt negatív az ár, 54 különböző napon. [S03]

A befektető számára ebből válogatósabb piac következik, nem kisebb. Azok a projektek őrzik meg az értéküket, amelyeknél a csatlakozási jog, a terület, az engedélyek és a mérési elrendezés lehetővé teszi a rugalmasságot, a bevételi modell pedig nem az éves átlagárra, hanem a termelési órák árára épül.

A legfontosabb megállapítások

1. A csatlakozási jog az érték alapja. Aláírt hálózati csatlakozási szerződés, teljesíthető határidők, rendezett biztosítékok, reális hálózatfejlesztés és a tervezett üzemhez elegendő betáplálási korlát nélkül az RTB-címke keveset ér.
2. A bevételi rendszerek nem cserélhetők fel. A KÁT, a METÁR, a PPA és a piaci értékesítés más támogatási időt, árképzést, profil- és partnerkockázatot jelent; a hátralévő támogatási időt és a jogosultság folytonosságát külön kell vizsgálni.
3. A realizált ár többet számít az átlagárnál. Magas napenergia-részarány mellett a capture rate tartósan csökkenhet. A modellnek legalább órás, inkább negyedórás profillal, a korlátozással és a kiegyenlítési költséggel együtt kell számolnia.
4. A rugalmasság érték, de csak feltételekkel. A tároló, az aggregáció és az aFRR-részvétel akkor hoz pénzt, ha a csatlakozási szerződés, a mérés, az akkreditáció és az irányítástechnika ezt megengedi.
5. Az engedélyezés gyorsul, a hiányokat azonban nem pótolja. A 2026-os eljárási határidők és a könnyített térségek rövidítik az utat, a hiányzó jogcímet, hálózati kapacitást vagy hibás dokumentációt viszont nem helyettesítik.
6. Az FDI-eljárás és az állami elővásárlási jog az ügylet menetrendjét határozza meg. Naperőműves stratégiai társaság adásvételénél a 2025. évi L. törvény 45. §-a szerinti eljárást a long-stop dátumba és a vételár finanszírozásába is be kell tervezni.
7. A beszállítói lánc finanszírozhatósági kérdés lett. Az inverterekhez kötött uniós forráskorlátozás, a Cyber Resilience Act és a kényszermunka-rendelet miatt a gyártó, a távoli hozzáférés és a firmware ugyanúgy átvilágítási tárgy, mint a modulgarancia.
8. Az eladói felkészültség árat véd. A hiányos adatszoba, az egymásnak ellentmondó adatok és a rendezetlen kérdés–válasz folyamat egy jó projekt árát is lerontja. Az egységes projektadatlap és a vendor DD ezt előzi meg.

Az anyagról

Az elemzés magyarországi, nem háztartási méretű naperőművek projekttársaságainak fejlesztését, finanszírozását és adásvételét tárgyalja európai kitekintéssel, a fejlesztés alatti, az építésre kész, az építés alatti és az üzemelő projekteket külön kezelve. A külső tényeket számozott források támasztják alá; a döntési szempontok és javaslatok a Fremora saját elemzései. A számpéldák szemléltetők, nem árajánlatok és nem értékbecslések. Adatzárás: 2026. október 7.

02. A piac Európában és Magyarországon

2.1. Európai helyzetkép

A SolarPower Europe adatai szerint az unióban 2025-ben 65,1 GW új napelemes kapacitás épült, 0,7%-kal kevesebb, mint egy évvel korábban; 2016 óta ez volt az első év, amikor a telepítés nem nőtt. Az állomány 406 GW-ra emelkedett, a szövetség középső forgatókönyve 2026-ra 62 GW alatti telepítéssel számol. A visszaesést főként a háztartási szegmens okozta. A nagy erőművek aránya először haladta meg az 50%-ot, ezeknél viszont a negatív árak, a termeléskorlátozás, a hálózati szűkösség és a hiányzó rugalmasság fékezi a fejlesztést. [S04]

Az Ember szerint 2025-ben a napenergia az uniós áramtermelés rekordnak számító 13%-át adta, a szél- és a napenergia együtt pedig először termelt többet, mint a fosszilis erőművek. Ugyanebben az évben a gáztüzelésű termelés 8%-kal nőtt. [S01]

Befektetői szemmel ebből az következik, hogy Európában a kapacitás növekedése önmagában már nem teremt értéket. A piac azokat a projekteket árazza magasabban, amelyek hálózati pozíciója, bevételi szerkezete és rugalmassága a villamosenergia-rendszer igényeihez illeszkedik.

2.2. Magyar kapacitás és részarány

A Magyar Napelem Napkollektor Szövetség (MANAP) adatai szerint 2025-ben 1,1 GW új napelemes kapacitás épült Magyarországon, ebből 755 MW nagy erőművekben; a napelemes kapacitás az év végére 8373 MW-ra nőtt. [S02] A 28%-os termelési részarány az Ember összesítésében a legmagasabb volt az 1 TWh-nál több napenergiát termelő tagállamok között. [S01]

A magas részarány mögött kiterjedt hazai fejlesztői és kivitelezői kör áll. A napközbeni termelés koncentrációja viszont növeli a termeléskorlátozás, a negatív ár és a profilkockázat súlyát. Egy további megawatt naperőmű rendszerszintű haszna és egy konkrét SPV piaci értéke ezért két külön kérdés.

2.3. Negatív árak és realizált ár

A World Power Monitor ENTSO-E-adatokon alapuló összesítése szerint 2026. január 1. és október 5. között a magyar másnapi piacon 223,5 órán át volt negatív az ár, 54 különböző napon. A leghosszabb sorozat, amelyben minden nap előfordult negatív ár, 12 napig tartott (április 22. – május 3.). [S03] Az összehangolt európai másnapi piacon (SDAC) a harmonizált minimális elszámolóár (árpadló) a 2026. május 28-i kereskedési naptól −600 EUR/MWh, a korábbi −500 EUR/MWh helyett. [S05]

A realizált ár (capture price) az erőmű termelésével súlyozott átlagár, ennek és a piaci átlagárnak a hányadosa a capture rate. Magas napenergia-részarány mellett a capture rate akkor is tartósan csökkenhet, ha az éves átlagár nem esik ugyanennyit. Egy piaci alapon működő naperőmű értékeléséhez ezért az éves átlagos HUPX-ár vagy a zsinóráras határidős görbe nem ad elég információt.

A modellnek a realizált ár mellett a negatív áras órák kezelésével, a korlátozással, a kiegyenlítő energia költségével és a degradációval is számolnia kell. PPA esetén ehhez jön a profilillesztés, tárolónál a töltési és kisütési korlátok. A 11.2. pont számpéldája mutatja, hogy a capture rate romlása nagyobbat üthet az értéken, mint az átlagár csökkenése.

2.4. Hogyan alakult ki a mai SPV-állomány

A másodlagos piacon egyszerre vannak jelen korai KÁT-os projektek, METÁR-támogatású erőművek, támogatás nélkül, piaci alapon vagy PPA-val működő erőművek, és olyan új fejlesztések, amelyek értékét leginkább a csatlakozási jog és a rugalmasság adja.

KÁT. A kötelező átvételi rendszer a Vet.-en alapul, részletszabályait a 389/2007. (XII. 23.) Korm. rendelet tartalmazza. A METÁR 2017-es bevezetése óta új erőmű főszabály szerint már nem kap KÁT-jogosultságot, a meglévő jogosultságok azonban ma is nagy üzemelő portfóliók bevételét adják. [S06]

METÁR. A METÁR közelebb vitte a támogatást a piaci árjelzésekhez: prémium típusú támogatásnál az erőmű maga értékesíti az áramot, a prémium pedig a támogatott ár és a referencia piaci ár különbsége. [S07] Ezeknél a projekteknél a piaci kockázat egy része visszakerült a termelőhöz.

Hálózati szűkösség. A 2020-as évek elejére a hálózati kapacitás lett a szűk keresztmetszet. 2022 decemberében egy veszélyhelyzeti kormányrendelet az időjárásfüggő erőműveket a csatlakozási sorrendben a nem időjárásfüggő, aFRR-képes erőművek mögé sorolta, a csatlakozási határidő meghosszabbítását pedig tárolóvállaláshoz kötötte. A rendelet 2025. augusztus 1-jén hatályát vesztette, az alapján vállalt feltételek azonban a csatlakozási szerződésekben tovább élhetnek. [S08] A szűkös kapacitás miatt a csatlakozási pozíció önálló értéket kapott, a vevők pedig szigorúbban vizsgálják, mitől RTB egy projekt (5.1).

Tárolók. A tárolók első hulláma részben csatlakozási előírások miatt indult el (6.2). 2026-ban a befektetőt már az érdekli, milyen műszaki és szerződéses rugalmasságot ad a tároló, mely piacokon tud részt venni, milyen hálózati és mérési elrendezésben működik, és a bevételi elemek közül melyeket fogadja el egy bank.

03. Üzleti modellek és a tranzakció tárgya

3.1. Bevételi modellek

A modell elnevezése nem dönti el a kockázatot. Egy fix áras PPA mellett is a termelőnél maradhat a profil- és a kiegyenlítési költség, egy KÁT-os erőműnél pedig a hátralévő támogatási idő rövidebb lehet, mint a finanszírozás futamideje.

3.2. Üzletrész vagy eszköz

Ebben az elemzésben naperőmű-SPV-nek azt a projekttársaságot tekintjük, amelynek fő eszköze egy hálózatra termelő, nem háztartási méretű naperőmű vagy az erre vonatkozó fejlesztési jog. Az ügylet többnyire üzletrész-adásvétel; ritkábban maga az erőmű vagy a projektjogok kerülnek átruházásra. A két szerkezet eltérő következménnyel jár az engedélyekre, az FDI-bejelentésre, a KÁT-jogosultságra, az illetékre, a finanszírozásra és a harmadik felek hozzájárulására.

A KÁT-rendelet a jogutódlásra és az erőmű feletti rendelkezési jog átadására külön eljárást ír elő. Jogutódlásnál főszabály szerint 30 napon belül kell kérelmet benyújtani, a rendelkezési jog átadása pedig legkorábban akkor hatályosul, amikor a MEKH a jogosultságot az átvevő javára bejegyzi. Eszközátruházásnál vagy átszervezésnél ezt a zárás menetrendjébe is be kell építeni. [S06]

A szerkezetet az átvilágítással párhuzamosan kell kialakítani, mert több kockázatot utólag, általános szavatossági csomaggal már nem lehet kezelni. Az eladási folyamat elején el kell dönteni, egy vagy több SPV-t adnak-e el, kell-e előzetes átszervezés vagy egyes eszközök leválasztása, mi lesz a tagi kölcsönökkel, és megmarad-e a projektfinanszírozás a zárás után.

3.3. Projektfázisok

04. Hálózati csatlakozás és rendszerintegráció

4.1. A csatlakozási jog tartalma

Az átvilágítás nem állhat meg a hálózati csatlakozási szerződésnél (HCSSz). Meg kell vizsgálni a műszaki-gazdasági tájékoztatót (MGT), a csatlakozási pontot és a feszültségszintet, a ténylegesen engedélyezett betáplálási teljesítményt, a határidőket és a biztosítékokat, a hálózatfejlesztéstől való függést, a csatlakozási jog eredetét és módosíthatóságát, valamint azt, hogy a megvalósítás vagy a tulajdonosváltás sért-e szerződéses vagy hatósági feltételt.

Egy RTB-ként kínált projekt értékének nagy része elveszhet, ha a csatlakozási pozíció mögött lejáró határidő, feltételhez kötött hálózatfejlesztés, teljesítetlen biztosíték, jóvá nem hagyott tervmódosítás vagy a vártnál alacsonyabb betáplálási korlát áll. Külön ellenőrizni kell, hogy a csatlakozási jog mögött van-e korábbi tároló- vagy aFRR-vállalás, illetve ehhez kötött határidő-hosszabbítás (6.2).

4.2. Csatlakozási díj és utólagos elszámolás

A csatlakozási díjak alkalmazási szabályait a 13/2025. (VII. 31.) MEKH rendelet tartalmazza. Hálózatra termelő, nem háztartási méretű kiserőműnél az előzetes csatlakozási díj alapja a befogadó és az érintett hálózati engedélyesek által készített költségbecslés, amelyet a vissza nem térítendő állami támogatás csökkent. A közvetett csatlakozási beruházások költségét a rendelet teljesítményarányosan osztja meg. Ha a közvetlen és az alállomási beruházás tényleges értéke eltér a becsülttől, az üzembe helyezést követő 12 hónapon belül elszámolásnak van helye. [S09]

A tranzakcióban ebből két kérdés következik. Az egyik, hogy a kifizetett díj végleges-e, vagy az elszámolás még pótlólagos fizetést, illetve visszatérítést eredményezhet. A másik, hogy a díjat és a hálózatfejlesztési kötelezettséget a vételár, a nettó adósság vagy egyedi kártalanítás kezeli-e. Mindig csak az egyik, különben a tétel kétszer jelenik meg (11.4).

4.3. Kapacitáspályázatok

A közép- és nagyfeszültségű hálózat szabad kapacitásainak pályázati kiosztását a 11/2025. (IV. 10.) EM rendelet szabályozza. A pályázatot a miniszter kérésére a MEKH írja ki, a nyertes a MEKH döntésével csatlakozási jogot kap. Ha ugyanarra a csomópontra többen pályáznak, az 5. § (7) bekezdése szerint előnyt jelent többek között a jobb kihasználást adó technológia, a villamosenergia-rendszer teljesítmény-egyensúlyát szolgáló, a minimumot meghaladó műszaki vállalás, a barnamezős helyszín, a csatlakozási pont és a termelői vezeték más nyertessel közös használata, a helyi önkormányzatoknak vállalt kifizetés, és ha a pályázó a berendezések meghatározott hányadát az unióban gyártó beszállítótól szerzi be. A rendeletet legutóbb a 4/2026. (VIII. 28.) GEM rendelet módosította. [S10]

Az első pályázatot a 18. § (1) bekezdése szerint 2026. augusztus 31-ig kellett kiírni, legalább 700 MW szélerőművi csatlakozási teljesítményre; naperőmű ezen nem indulhatott. A MEKH a pályázat tervezetét véleményezésre bocsátotta. [S10] [S11] Naperőműves projekteknél a rendelet ezért ma elsősorban azt jelzi, milyen szempontok szerint osztják majd ki a szűkös kapacitást. Ez a meglévő, érvényes csatlakozási pozíciók értékét is növelheti.

4.4. Termeléskorlátozás és kompenzáció

A névleges hozam és a ténylegesen eladott energia közötti különbséget két, egymástól eltérő esemény okozhatja: a negatív áras órákban végrehajtott saját döntésű leállás és a hálózati engedélyes utasítására elrendelt korlátozás. A kettőt külön kell nyilvántartani, mert más a gazdasági és a jogi következményük.

Az (EU) 2019/943 rendelet 13. cikk (7) bekezdése szerint nem piaci alapú újrateherelosztás (redispatch) esetén az azt kérő rendszerüzemeltető pénzügyi kompenzációt fizet az érintett termelő-, tároló- vagy fogyasztói létesítmény üzemeltetőjének. Kivétel, ha a termelő olyan csatlakozási szerződést fogadott el, amely nem garantálja az energia biztos betáplálását. [S12] A korlátozási naplót ezért a HCSSz-szel együtt kell olvasni: rugalmas vagy feltételes csatlakozásnál a korlátozás költsége a termelőnél maradhat, és ezt a hozambecslésben is érvényesíteni kell.

4.5. Kiegyenlítő piacok: PICASSO és MARI

A MAVIR 2026. október 1-jén csatlakozott a PICASSO-hoz, az automatikus frekvencia-helyreállítási tartalék (aFRR) európai kiegyenlítőenergia-platformjához, október 5-én pedig a kézi aktiválású tartalékok (mFRR) MARI-platformjához. A magyar kiegyenlítő piac ezzel közvetlenül összekapcsolódott az európaival. [S13] [S14]

A tárolók és az aggregált naperőművek bevételét ez nem emeli meg automatikusan. A kiegyenlítő piaci bevételt továbbra is az akkreditáció, a rendelkezésre állás, az aggregátori szerződés, a verseny, az árvolatilitás és a szabályváltozások függvényében kell modellezni. Egy frissen integrált piacon különösen kockázatos hosszú távon a mai rendszerszintű szolgáltatási árakkal számolni.

4.6. Ellátásbiztonság: a 2026-os nyár

A Duna alacsony vízállása miatt 2026 július végétől le kellett állítani a paksi 1., 3. és 4. blokkot, a 2. blokk 11 napig 50%-os teljesítményen üzemelt; augusztus elejére a nyolc turbinából egyetlen, 240 MW-os egység termelt. A 2. blokk felterhelése augusztus 10-én kezdődött, augusztus 24-én pedig már három blokk termelt teljes teljesítménnyel. [S15] [S16]

Naperőműves szemmel egy ilyen időszak két irányba hat. Napközben a hazai napenergia-termelés a kiesett kapacitás egy részét pótolja, a kora esti és éjszakai órákban viszont a hiányt importnak és szabályozható erőműveknek kell fedezniük. A forgatókönyv-elemzésben ezért a hőhullámot, az alacsony vízállást, a nagy napközbeni termelést és a nagy erőművi kiesést összefüggő eseményként érdemes kezelni, és ebben a keretben megvizsgálni a tároló és az esti értékesítési képesség értékét.

05. Telephely, föld, engedélyezés, kivitelezés

5.1. Az RTB-állapot feltételei

Egy projekt akkor tekinthető építésre késznek (ready-to-build, RTB), ha az engedélyek, a földhasználat, a hálózati csatlakozás, a műszaki koncepció és az építhetőség együtt, dokumentáltan rendben van. Az eladó saját minősítése ehhez nem elég, ezért az RTB-státuszt érdemes az SPA-ban tételes, ellenőrizhető feltételekkel meghatározni.

Ha ezek közül valami lényeges hiányzik, a projektnek még lehet komoly fejlesztési értéke, de a kockázata más, mint egy teljes RTB-projekté, és ezt a vételár szerkezetének is tükröznie kell.

5.2. Engedélyezés és könnyített térségek

A 2026-os jogszabályváltozások több ponton gyorsították az időjárásfüggő erőművek engedélyezését. Ha az erőmű építése környezeti hatásvizsgálat-köteles, a termelői engedélyes vagy az építtető kérheti a Vet. szerinti integrált erőműépítési és környezetvédelmi engedélyt, amely az építési engedélyt is magában foglalja. [S17] [S18] A 2026. évi XXXVI. törvény indokolása szerint az időjárásfüggő megújuló erőművekre vonatkozó két új integrált eljárásban egységesen 120 napos ügyintézési határidő érvényes, az integrált erőműépítési és környezetvédelmi eljárásban pedig a környezeti hatásvizsgálat határideje 85 nap. [S19]

Hogy egy projektnél melyik eljárási út érvényes, az a helyszíntől, a teljesítménytől, a környezeti adottságoktól és a projekt fázisától függ. Egy általános „az engedélyezés X hónap” becslés ezért keveset mond.

A megújulóenergia-könnyített térségekről a Vet. Vhr. 103/B. §-a rendelkezik, amelynek szövegét a 131/2026. (VIII. 28.) Korm. rendelet állapította meg; 2026. augusztus 29-én lépett hatályba. Naperőműveknél a kijelölés egyik feltétele, hogy a járás éves átlagos globálsugárzása meghaladja a 4900 MJ/m²-t, a szempontok között a hálózat befogadóképessége is szerepel. Nem lehet könnyített térség többek között Natura 2000 terület, védett természeti terület (az ex lege védett területekkel együtt), az országos ökológiai hálózat területe, a tájképvédelmi szempontból kiemelten kezelendő terület, a világörökségi és világörökségi várományos terület, a kiemelt madár- és denevérélőhely, valamint a honvédelmi és katonai célú terület és annak védőövezete. A kijelölt térségben a környezetvédelmi eljárás ügyintézési határideje 30 nap, az időjárásfüggő erőművek építési engedélyezéséé 20 nap. [S20] [S21] A törvény a könnyített térségekben a két eljárásra együtt 50 napos határidőt ír elő, a határidőt túllépő hatóságot pedig megnövelt összegű visszatérítési kötelezettség terheli. [S19]

A könnyített térségbe esés gyorsítja az eljárást. A hiányzó földhasználati jogcímet, a hálózati kapacitást vagy a hibás műszaki dokumentációt azonban nem pótolja, és a környezetvédelmi konfliktusokat sem oldja meg.

5.3. Föld és jogcím

Az erőmű és az alatta lévő föld jogi sorsa elválhat egymástól. Külön tisztázni kell a modulmező, az alállomás, a transzformátor, a kábelnyomvonal, a bekötőút és a többi létesítmény jogcímét. A bérlet, az építményi jog, a földhasználati jog, a szolgalom és a vezetékjog eltérő erősségű védelmet ad, és a ranghely is számít.

Termőföldnél a más célú hasznosítás, a művelés alóli kivonás, a földvédelmi járulék és a gazdasági társaságok tulajdonszerzési korlátai egymásra épülnek. Az eladó által átadott bérleti szerződések ehhez nem elegendők: a teljes nyomvonalra hiteles tulajdoni lapok kellenek, a széljegyek, a ranghely, a terhek, a jelzálogjogok, a szolgalmak és a megközelítés vizsgálatával.

5.4. EPC, gyártói garanciák, üzemeltetés

Üzemelő naperőműnél az építési kockázat a kereskedelmi üzem kezdetével (COD) garanciális és rejtetthiba-kockázattá alakul. A vevőnek ezért az EPC-szerződésen túl ismernie kell a végleges átvételi dokumentumot, a teljesítménypróbákat, a hibalistát és a hibabejelentéseket, a modul- és invertergaranciákat, a garanciális jogok átruházhatóságát, a gyártói cseréket és a még futó jótállási időket.

Építés alatti projekt adásvételénél ugyanezeket a kérdéseket előre kell feltenni. Ki viseli a költségtúllépést? Milyen késedelmi kötbér érvényesíthető, mi az EPC-szerződés szerinti végső befejezési határidő, van-e anyavállalati vagy bankgarancia? És ki kapja az EPC-vállalkozóval szembeni igényből befolyó összeget, ha a hiba az aláírás előtt keletkezett, de csak a zárás után derül ki?

06. Energiatárolás és rugalmasság

6.1. A tároló gazdasági funkciói

Naperőmű és tároló együttesénél négy gazdasági funkciót érdemes külön kezelni: a termelés időbeli eltolását a negatív árak elkerülésére, a betáplálási korlát és a hálózati kapacitás jobb kihasználását, a kiegyenlítő és rendszerszintű szolgáltatásokat, valamint az árkülönbözeti kereskedést. Egy tároló ezeket ritkán tudja egyszerre, teljes kapacitással ellátni, a bevételi elemek összegét ezért csak üzemmenetrend- és degradációs modell alapján lehet komolyan venni.

6.2. Kötelezettség vagy csatlakozási feltétel?

A vizsgált hatályos jogszabályokban nem találtunk olyan általános előírást, amely új naperőmű mellé tároló telepítését írná elő. A tárolók első hulláma ennek ellenére részben csatlakozási követelmények miatt indult el. Egy 2022-es ügyvédi irodai összefoglaló szerint a MAVIR korábbi gyakorlata az volt, hogy az időjárásfüggő termelőknek a naperőművi teljesítmény 30%-ának megfelelő, időjárásfüggetlen aFRR-kapacitás létesítését kellett vállalniuk; a 2022. decemberi kormányrendeleti csomag ezt a követelményt kizárta, és a 2022. május 2. után egyedi eljárásban vállalt ilyen kötelezettségeket is megszüntette. [S22]

Ugyanebben a csomagban az 526/2022. Korm. rendelet a csatlakozási sorrendben a nem időjárásfüggő, aFRR-képes erőműveket helyezte előre, a csatlakozási határidőt pedig a lejárta előtt legalább 45 nappal benyújtott kérelemre egy naptári évvel meg kellett hosszabbítani, ha a fejlesztő vállalta, hogy az erőművel azonos teljesítőképességű, megawattonként legalább 4 órás energiatárolási képességű, aFRR-re akkreditálható tárolót telepít és akkreditáltat. A rendelet 2025. augusztus 1-jén hatályát vesztette. [S08]

A tranzakcióban ezért nem az a kérdés, hogy a jog ma kötelez-e tárolóra, hanem az, hogy a konkrét HCSSz, MGT vagy hatósági döntés tartalmaz-e tároló-, aFRR- vagy határidő-hosszabbítási vállalást, és veszélyezteti-e ennek nem teljesítése a csatlakozási jogot.

A 131/2026. Korm. rendelet 2026. augusztus 29-től két új, tárolókat érintő szabályt hozott. A 2 kWh-nál nagyobb névleges tárolókapacitású, helyhez kötött villamosenergia-tárolót üzembe helyezés előtt be kell jelenteni a hálózati engedélyesnek, és a tároló rendszerének vagy inverterének külső elektronikus utasítás fogadására alkalmas szoftverrel kell rendelkeznie. A rendelet hatálybalépése előtt üzembe helyezett tárolókat 2027. június 30-ig kell bejelenteni. [S21] [S23] A vendor DD-ben a bejelentést és a szoftveres megfelelést kell igazolni; a meglévő tárolóknál a bejelentési határidő a zárás utáni teendők közé is kerülhet.

6.3. Finanszírozás és támogatási programok

Az EBRD 2026-ban bejelentett finanszírozása szerint a Renalfa IPP 450 MW-os naperőmű-portfóliójához és a mellé telepített 250 MW / 1 GWh kapacitású tárolókhoz összesen 210 millió eurós hitelcsomag tartozik, ebből 70 millió eurót az EBRD nyújt. [S24] Az ügylet azt mutatja, hogy megfelelő szponzorral, szerződésekkel, technológiával és kockázatmegosztással a naperőmű és a tároló együttese intézményi projektfinanszírozást kaphat. Abból viszont nem következik, hogy bármely piaci alapon működő hazai naperőmű–tároló projekt hasonló feltételekkel finanszírozható.

A 2026-os Vállalkozói Energiatároló Program 50 milliárd forintos kerettel indult. A támogatott tároló teljesítményének el kell érnie a telephelyen meglévő vagy tervezett megújuló termelés csúcsteljesítményének legalább 20%-át. [S25] A program vállalati telephelyeknek szól, és független a nagy, projektfinanszírozott tárolók piacától, de jelzi, hogy a támogatások egyre inkább a rugalmasságot célozzák.

6.4. Tárolóval vagy anélkül

Nem minden naperőmű mellé éri meg tárolót építeni, és egy tároló nélküli naperőmű sem eleve rossz befektetés. A piac várhatóan azoknak a projekteknek fizet többet, amelyeknél a csatlakozási jog, a terület, a mérési elrendezés, az engedélyek és az irányítástechnika később lehetővé teszi tároló, aggregáció vagy más rugalmassági szolgáltatás bevezetését. Ezt az opciót a csatlakozási szerződésből és az engedélyekből kell levezetni, nem a telek méretéből.

07. Bevételi szerződések és a bevétel minősége

7.1. KÁT

A 389/2007. Korm. rendelet 5/A. §-a szerint a KÁT-ár éves indexálását 2029. december 31-ig nem kell alkalmazni, a MEKH az előző évi árat tartja fenn. A szabály nem vonatkozik a prémium elszámolásra váltó KÁT-termelőkre. Ha a KSH legutóbb közzétett éves fogyasztóiár-indexe eléri az 1,06-ot, az adott évben a befagyasztás nem alkalmazandó. [S06]

KÁT-os erőműnél a modell legfontosabb bemenetei a hátralévő támogatási idő és mennyiség, az árképzés, a mérlegköri helyzet, a prémiumtámogatásra való esetleges átállás, valamint az, hogy a jogosultság átruházását vagy a jogutódlást szabályosan átvezették-e (3.2). A KÁT-jogosultság véges: a határidő leteltével vagy a teljes támogatott mennyiség értékesítésével megszűnik.

7.2. METÁR

Prémium típusú támogatásnál az erőmű maga értékesít, a prémium pedig a támogatott ár és a referencia piaci ár különbsége; ha ez negatív, a termelő fizeti meg a különbözetet. A piaci árkockázat így nagyrészt fedezett, a termelőnél marad viszont a saját realizált ára és a referencia piaci ár közötti eltérés. Ha a másnapi piaci ár legalább hat egymást követő elszámolási mérési időegységben negatív, az ilyen, egymást követő negatív áras időegységekben termelt áramra nem fizethető prémium. [S07] Az átvilágításban a támogatási határozaton és a jogszabályi feltételeken túl a kereskedői szerződést, a menetrendezést, a negatív árakra vonatkozó szabályt, a pénzügyi biztosítékot és a korábbi támogatási elszámolásokat is ellenőrizni kell.

7.3. Vállalati és kereskedői PPA

A hosszú távú áramvásárlási szerződés (PPA) csökkenti a piaci árkockázatot, cserébe partner-, mennyiségi, profil-, hitel- és felmondási kockázatot hoz. Az értékét a szerződés gazdasági felépítése határozza meg:

• fix vagy változó ár, alsó és felső árkorlát, indexálás;
• termelésarányos fizetés, vagy az eladót zsinór-, illetve profilkötelezettség terheli;
• ki viseli a profilillesztés és a kiegyenlítés költségét, és mi történik negatív áras órákban;
• kit illet a származási garancia;
• irányításváltozási és felmondási jogok, a felmondási díj;
• a vevő biztosítéka: anyavállalati garancia, akkreditív vagy bankgarancia.

7.4. Piaci és közvetlen értékesítés

A támogatás és PPA nélkül működő erőmű értéke reagál a legérzékenyebben a realizált árra, az árvolatilitásra, a negatív árakra, a kiegyenlítő energia költségére és a finanszírozási feltevésekre. Ugyanitt hozhat a legtöbbet egy jól összerakott rugalmassági csomag: tároló, aFRR-részvétel, aggregáció vagy strukturált értékesítés.

A 2026. augusztusi végrehajtási csomag a közvetlen értékesítést is érinti. Ha a termelő a megújuló forrásból termelt áramot ugyanazon csatlakozási pont mögött, a közcélú hálózat igénybevétele nélkül közvetlenül adja el egy felhasználónak, az így értékesített mennyiség mentesülhet a KÁT- és a prémiumtámogatás finanszírozására szolgáló pénzeszközök megfizetése alól. A mentesség nem automatikus: a mérlegkör-felelősön keresztül, miniszteri rendeletben meghatározott határidőig kell bejelenteni. [S21] [S23] A naperőmű mellé telepített ipari vagy adatközponti fogyasztóval kötött szerződésnél ez közvetlenül értékelési tényező.

7.5. Származási garancia

A megtermelt áram, a támogatási jogosultság és a származási garancia gazdaságilag összefügg, jogilag viszont külön kell kezelni őket. PPA-nál vagy vállalati értékesítésnél rögzíteni kell, kit illet a garancia, ki intézi a nyilvántartást és az átruházást, mi történik, ha a garancia hiányzik vagy késve kerül kiállításra, és benne van-e az értéke a vételárban.

A 2017. január 3. előtt kérelmezett KÁT-jogosultság keretében termelt áramra a MEKH a származási garanciát automatikusan az átviteli rendszerirányító, vagyis a MAVIR részére jegyzi be, és azt a MAVIR értékesíti; ezeknél az erőműveknél a garancia értéke nem az SPV bevétele. Prémium támogatásra váltó KÁT-termelőnél a támogatási ár megállapításakor a garanciák piaci értékét is figyelembe kell venni. [S17]

Üzemelő erőmű átvilágításakor a korábbi kiállításokat, értékesítéseket és elszámolásokat össze kell vetni a kereskedői szerződéssel és a PPA-val. A kettős értékesítés, az eltérő teljesítési időszak vagy a vevő fenntarthatósági vállalásaihoz nem illő garancia szerződéses és hírnévkockázatot jelent.

08. Szabályozási környezet 2026 októberében

8.1. Hatályos szabályok, elfogadott aktusok, javaslatok

8.2. Kiberbiztonság és NIS2

Az Európai Bizottság 2026. június 3-án elfogadott, az energiaágazat digitalizációjáról és a mesterséges intelligenciáról szóló stratégiai ütemterve (COM(2026) 501) a nap- és szélerőművi infrastruktúrát kiemelt kiberbiztonsági kockázatként kezeli. A felsorolt veszélyek között szerepel a termelés manipulálása vagy leállítása, az üzemi adatokhoz való jogosulatlan hozzáférés, a beszállítói lánc kulcsszereplőinek kompromittálása és a távolról kiváltott áramszünet. [S35]

A magyar kiberbiztonsági törvény (2024. évi LXIX. törvény) szerinti NIS2-kötelezettség nem minden naperőmű-SPV-t érint. Számít a tevékenységi kör és a vállalkozás mérete, utóbbinál a kapcsolt és partnervállalkozásokkal együtt számított KKV-státusz. [S36] A 2025 előtt már működő érintett szervezeteknek az első kiberbiztonsági auditot 2026. június 30-ig kellett elvégeztetniük; az újonnan érintetteknél a nyilvántartásba vétel és az audit más ütemezés szerint történik. [S37] Az auditjelentés megléte csak kiindulópont: a megállapításokat, a javítási programot és a nyitott hatósági ügyeket is meg kell vizsgálni.

8.3. Hálózati díjak

A 2026. augusztusi csomaggal két hálózati díjmódszertani MEKH-rendelet is megjelent: az egyik a négyéves szabályozási ciklus induló árait megalapozó eszköz- és költségfelülvizsgálatról, a másik a cikluson belüli éves díjmegállapításról szól. A díjmódszertan ezzel rendeleti szintre került, az elismert elosztói költség pedig részben a szolgáltatás minőségétől függ. A díjakat továbbra is a MEKH határozata állapítja meg évente; a 2027-es díjakat az adatzáráskor még nem tették közzé. [S23] Tárolós vagy saját fogyasztással működő projektnél a vételezési oldali díjak a modell bemenetei, ezért a 2027-es díjhatározatot be kell várni, vagy forgatókönyvként kell kezelni.

09. Beszállítói lánc, inverterek és uniós követelmények

9.1. Inverterek és magas kockázatú beszállítók

Az Európai Bizottság a magas kockázatú beszállítóktól származó inverterekhez már nem enged uniós forrást, ideértve az EBB-t, az uniós programokat és az uniós garanciával támogatott banki hiteleket is; tárolóknál a korlátozás a teljesítményelektronikára is kiterjed. A Bizottság által közölt átmeneti szabályok szerint a 2026. május 1-jéig bejelentett projektek akkor kaphatnak még ilyen forrást, ha 2026. november 1-jéig bizottsági döntésre benyújtják őket. [S29] [S30] Szeptember végén uniós tisztviselők megerősítették, hogy a határidőt nem hosszabbítják meg. [S38] Az erről szóló bizottsági iránymutatás teljes szövege nem nyilvános.

A Kiberbiztonsági jogszabály (Cybersecurity Act) felülvizsgálatára 2026 januárjában tett javaslat uniós keretet teremtene a magas kockázatú beszállítókat érintő célzott korlátozásokhoz a kritikus ágazatokban, köztük az energiaszektorban; ez kiterjedhet arra is, hogy kulcsfontosságú IKT-eszközökben ne lehessen ilyen beszállítók komponenseit használni. A javaslatot még nem fogadták el, és általános uniós invertertilalom jelenleg nincs. [S31]

A tranzakcióban ebből három teendő következik: a gyártó és a PCS-beszállító azonosítása eszközszinten, a finanszírozási források és feltételeik összevetése a gyártói listával, valamint a beszállító cseréjére és a megfelelési szavatosságokra vonatkozó szerződéses jogok rögzítése.

9.2. A Cyber Resilience Act

Az (EU) 2024/2847 rendelet (Cyber Resilience Act) a digitális elemeket tartalmazó termékek gyártóira ró kiberbiztonsági kötelezettségeket. A Bizottság tájékoztatása szerint a gyártók jelentéstételi kötelezettsége 2026. szeptember 11-től, a fő követelmények 2027. december 11-től alkalmazandók. [S32] Hálózati kapcsolattal rendelkező inverter, adatgyűjtő vagy tárolóvezérlő ilyen termék lehet.

A kötelezettségek elsősorban a gyártót terhelik, de az importőrre és a forgalmazóra is vonatkoznak, ami akkor számít, ha az SPV vagy a kivitelező maga hozza be a berendezést. A beszerzési és szervizszerződésben rögzíteni kell a gyártói megfelelést, a sebezhetőségkezelést és a biztonsági frissítések időtartamát, mert ezek nélkül a 2027 után beszerzett vagy cserélt berendezés forgalomba hozatala akadályba ütközhet.

9.3. A kínai exportáfa-visszatérítés megszűnése

Kína 2026. április 1-jétől megszüntette a napelemes termékek exportjához kapcsolódó áfa-visszatérítést. Az akkumulátoroknál a visszatérítés 2026. április 1. és december 31. között 9%-ról 6%-ra csökkent, 2027. január 1-jétől pedig megszűnik. A döntést a kínai pénzügyminisztérium és adóhatóság 2026 januárjában jelentette be. [S34]

Hogy ez mennyivel emeli egy projekt beruházási költségét, projektenként más. Függ a gyártótól, a korábban lekötött készlettől, a devizától, az Incoterms-feltételektől, az EPC-szerződés fix árától és a jogszabály- vagy adóváltozásra vonatkozó szerződéses kikötésektől. RTB- és építés alatti projektnél ezért külön meg kell nézni az ajánlatok érvényességét és az EPC-szerződés ármódosítási rendelkezéseit.

9.4. CBAM

A CBAM jelenleg a cementre, a vasra és acélra, az alumíniumra, a műtrágyára, a villamos energiára és a hidrogénre terjed ki. A napelemmodul és az inverter tehát nem CBAM-áru; a projektet az importált acél- és alumínium-tartószerkezeteken keresztül érintheti, a vámtarifaszámtól függően. Az (EU) 2025/2083 rendelet óta éves kumulatív tömegküszöb is érvényes, amely alatt az importőr mentesül. [S39] A CBAM-költséget ezért áruféleségenként és vámtarifaszám szerint, az importőr azonosításával kell megállapítani; ha az SPV maga volt az importőr, a nyilatkozattevői státuszt és a bejelentéseket is ellenőrizni kell.

9.5. Az uniós kényszermunka-rendelet

Az (EU) 2024/3015 rendelet 2027. december 14-től alkalmazandó. Ettől kezdve kényszermunkával előállított termék nem hozható forgalomba az uniós piacon, és nem is exportálható. [S33] A napelemes beszerzésekben ezért nagyobb súlyt kap a beszállítói lánc nyomon követhetősége, a beszállító szavatossága, az ellenőrzési jog, a beszállító cseréjének joga és a szerződés megszüntetésének lehetősége. Konkrét beszállítót tényalap nélkül nem érdemes kényszermunka-kockázatosnak minősíteni; az átvilágításnak itt is bizonyítékra kell épülnie.

10. Finanszírozás, biztosítás és számviteli kezelés

10.1. A finanszírozhatóság fokozatai

KÁT-os erőműnél a támogatási rendszer és a hosszabb üzemi múlt kiszámíthatóbb bevételt mutat. Piaci, PPA-s vagy tárolós projektnél a hitelező jobban figyel a vevő hitelképességére, a realizált ár érzékenységére, a tárolós bevételekre alkalmazott diszkontra, a technológiai garanciákra és az adósságszolgálati fedezeti mutató (DSCR) kedvezőtlen forgatókönyv szerinti értékére. Ugyanakkora EBITDA ezért eltérő hitelfelvételi képességet jelenthet.

A 6.3. pontban bemutatott Renalfa-ügylet szerint a nemzetközi intézményi hitelezők finanszíroznak nagy, tárolóval kombinált, piaci bevételű projekteket. Egy kisebb, gyengébb csatlakozási pozíciójú vagy hiányosabban dokumentált piaci projekt azonban nem feltétlenül kap hasonló tőkeáttételt és hitelfeltételeket. A tranzakciós modellnek a konkrét finanszírozási ajánlatból kell kiindulnia; egy általános piaci hitel/érték aránnyal számolni félrevezető.

10.2. Biztosítékok és banki hozzájárulások

Projektfinanszírozott SPV eladásakor az üzletrész átruházása csak egy elem a sok közül. Vizsgálni kell az üzletrész-zálogot, a bankszámla- és követelészálogot, az engedményezéseket, a bank javára kötött közvetlen megállapodásokat, az irányításváltozáshoz szükséges banki hozzájárulást, a többletpénzből teljesítendő kötelező előtörlesztést, az osztalékfizetési korlátozásokat, a fedezeti ügyleteket és az esetleges előtörlesztési díjat.

A zárási mechanikának pontosan meg kell határoznia, hogy a hitel megmarad, újrafinanszírozzák vagy visszafizetik, és mikor adják ki a biztosítékok törlési engedélyeit. Ha az ügylet feltételes hatályú, a banki hozzájárulás érvényességét a long-stop dátumhoz kell igazítani.

10.3. Biztosítás

A naperőmű biztosítási profilját a helyszín, a technológia és a portfólió mérete határozza meg. A jégeső, a szélvihar, a tűz, a villámcsapás, az inverter- vagy transzformátorhiba, a lopás, az üzemszünet és tárolónál a hőmegfutás más-más fedezetet és önrészt igényel. Az átvilágításban ezért a kötvény tartalmát kell megnézni: a biztosított kockázatokat, a limiteket, az önrészt, a kizárásokat, a kárelőzményeket, és azt, hogy a finanszírozó kedvezményezettként szerepel-e.

Ha a tároló a naperőmű mellett áll, azt is meg kell vizsgálni, hogyan hat egymásra a két létesítmény tűz- és üzemszüneti kockázata. Egy fizikailag közeli, de biztosítási szempontból el nem különített tárolóban keletkező tűz az egész telephely kiesését okozhatja.

10.4. Számviteli besorolás

A naperőmű elemeinek mérlegbeli besorolása — ingatlan (építmény) vagy műszaki berendezés — nem pusztán számviteli kérdés. Ettől függ az értékcsökkenés üteme, és ettől függhet az is, hogy az SPV az illetékszabályok szerint ingatlanvagyonnal rendelkező társaságnak minősül-e (12.5). A besorolást a számviteli politikából, a tárgyieszköz-nyilvántartásból és a beszámolóból kell levezetni; a projekt típusa ezt nem dönti el.

Ha a vevő IFRS szerint konszolidál, a hosszú földbérleti és használati szerződések használatijog-eszközként és lízingkötelezettségként jelenhetnek meg a mérlegben, ami a nettó adósság meghatározását is érinti. [S40] Ezt a vételár-mechanizmusban előre rendezni kell.

11. Értékelés

11.1. Az euró/MW-alapú összevetés korlátai

Egy euró/MW-ban kifejezett értéksáv csak akkor ad használható összehasonlítást, ha az ügyletek azonos fázisúak, és hasonló a csatlakozási joguk, a bevételi rendszerük, a hátralévő támogatási idejük, a tőkeáttételük, a PPA-juk, a termelési profiljuk és a tárolási lehetőségük. A magyar piacon ezek az eltérések akkorák, hogy egyetlen „RTB €/MW” szám többet torzít, mint amennyit elárul. Az értékelést ezért lépésenként érdemes felépíteni:

• működési pénzáramlás: termelés, realizált vagy támogatott ár, üzemeltetési költség, adó, korlátozás, kiegyenlítő energia;
• finanszírozás: meglévő hitel, fedezeti ügyletek, adósságszolgálati tartalékszámla, biztosítéki csomag, az újrafinanszírozás korlátai;
• fejlesztési és megvalósítási kockázat: hátralévő beruházás, a kereskedelmi üzem elérésének valószínűsége, engedélyezési és hálózati mérföldkövek;
• opciók: tároló, hálózati bővítés, korszerűsítés, PPA, rendszerszintű szolgáltatások, de csak ott, ahol ezek műszakilag és jogilag ténylegesen elérhetők;
• kötelezettségek: adó, föld, engedélyek, EPC-igények, csatlakozási díj elszámolása, bontás, csoporton belüli kifizetések, tagi kölcsönök;
• tranzakciós súrlódás: az FDI-eljárás időigénye, harmadik felek hozzájárulása, újrafinanszírozás, a biztosítékok feloldása.

Ez az elemzés szándékosan nem közöl általános euró/MW-sávot, és azt sem, hány százalékkal emeli a vételárat egy eladói átvilágítás. Ilyen számot csak azonosítható, elég nagy és összehasonlítható tranzakciós adatsorból lehetne megalapozottan közölni.

11.2. Számpélda: 50 MWp naperőmű

A feltételezések csak a számítás logikáját mutatják, nem piaci referenciák. Az összegek éves, adózás, degradáció és finanszírozás előtti értékek; támogatást és tárolót a példa nem tartalmaz. A capture rate a termelési profil hatását már tartalmazza, ezért a külön költségsor csak a kiegyenlítési és kereskedői díjakat fedi.

Az utolsó sor még nem szabad pénzáram: az adót, a degradációt, a forgótőkét, a tartalékokat, a pótlási beruházást és az adósságszolgálatot is figyelembe kell venni.

A példában a capture rate 10 százalékpontos romlása nagyobb kiesést okoz, mint a zsinórár 10%-os csökkenése, mert 65%-os kiindulásnál 10 százalékpont a realizált ár 15,4%-a. A lényeg azonban nem az arány, hanem az, hogy a capture rate a zsinórártól függetlenül is romolhat: magas napenergia-részarány mellett akkor is, ha az átlagár nem esik. Ha egy modell a magasabb áramárból automatikusan magasabb naperőmű-értéket vezet le, könnyen téved.

11.3. Üzemi adatok és a modell visszaellenőrzése

Egy üzemelő naperőmű-SPV minőségét ma sok adatból lehet mérni. A vevő a havi számlák és az éves termelési összesítők mellett negyedórás mérési adatokat, SCADA-exportot, inverterszintű rendelkezésre állást, besugárzási adatokat, korlátozási naplót, riasztási előzményeket és karbantartási jegyeket is kérhet. Ha ezek rendezettek, kisebb az információs aszimmetria, gyorsabb a műszaki átvilágítás, és a pénzügyi modell a múltbeli adatokon visszaellenőrizhető.

Az adatminőség a termelést nem növeli, a vevő bizonytalanságát viszont csökkenti. Ha az eladó állításait a SCADA-, a mérési, a számlázási és a szerződéses adatok egymással összhangban alátámasztják, kevesebb ismeretlen kockázatot áraz be a vevő, és kevesebb nyitott kérdés marad a szerződéses feltárásra.

11.4. Kettős számbavétel az értékelésben

Tárolási opció. Ha a tároló telepíthetősége már a csatlakozási pozíció értékében megjelenik, a tárolós bevételt nem szabad még egyszer, külön opciós értékként hozzáadni.

Származási garancia. A 2017. január 3. előtt kérelmezett KÁT-jogosultság alá eső termelés garanciája nem az SPV bevétele (7.5). PPA-nál azt kell ellenőrizni, hogy a garancia értéke nem jelenik-e meg egyszerre a PPA-árban és külön bevételi soron.

Csatlakozási díj és hálózatfejlesztés. A még el nem számolt csatlakozási díj vagy hálózatfejlesztési kötelezettség ne jelenjen meg egyszerre a beruházási költségben, a nettó adósságban és egyedi kártalanításként (4.2).

12. FDI, versenyjog, támogatások és adó

12.1. Magyar befektetésellenőrzés

A 2025. évi L. törvény IV. fejezete (a magyarországi székhelyű gazdasági társaságok gazdasági célú védelmére vonatkozó átmeneti szabályok) szerinti vizsgálatban egyszerre számít a stratégiai tevékenység, a befektető kategóriája, a tulajdonosi lánc és az ügylet jogi formája. Stratégiai társaságban, legalább 350 millió forintos befektetési összértéknél bejelentésköteles lehet az uniós, EGT-beli vagy svájci befektető többségi befolyásszerzése, illetve a nem uniós befektető legalább 5%-os (nyilvánosan működő részvénytársaságban 3%-os) részesedésszerzése. Emellett vizsgálni kell a nem uniós befektető 10, 20 és 50%-os küszöbét, és azt, hogy nem nyilvános stratégiai társaságban a külföldi befektetők együttes részesedése meghaladja-e a 25%-ot. [S27]

A bejelentést a jogügylet létrejöttét követő 10 napon belül kell benyújtani a belgazdaságért felelős miniszternek. Az általános vizsgálati határidő 30 munkanap, amelyet a miniszter különösen indokolt esetben legfeljebb 15 nappal meghosszabbíthat. A tagjegyzék módosítását csak a tudomásulvétel birtokában lehet kérni, a törvénybe ütköző vagy megtiltott ügylet pedig semmis. [S27]

Időbeli hatály. A hatályos szöveg szerint a IV. fejezetet 2026. december 31-ig kell alkalmazni. Egy 2027-re átnyúló ügyletnél ezért az aláíráskori és a záráskori jogállapotot is vizsgálni kell. Ebből nem következik, hogy 2027-től megszűnik az FDI-kontroll: a 2018. évi LVII. törvény szerinti, nemzetbiztonsági célú vizsgálat külön eljárásként megmarad, a IV. fejezetet pedig a jogalkotó meghosszabbíthatja vagy új szabályozással válthatja fel. [S27] [S41]

12.2. Állami elővásárlási jog naperőműveknél

Ha a stratégiai társaságnál fő vagy további tevékenységként be van jegyezve a TEÁOR'25 35.12 (villamosenergia-termelés megújuló forrásból) naperőműre vonatkozó tevékenység, a 37. § szerinti, bejelentésköteles eredménnyel járó adásvételi jogügyletre a 45. § külön eljárást ír elő. Ilyenkor a magyar államot minden más jogosultat megelőző elővásárlási jog illeti meg, amelyet az MNV Zrt. útján gyakorol. A bejelentéshez az elővásárlási jog gyakorlásától függő hatállyal megkötött adásvételi szerződést is csatolni kell. A szabály a háztartási méretű kiserőműnek minősülő naperőművekre nem vonatkozik. [S27]

A határidők a 45. § (4) bekezdése szerinti tájékoztatástól futnak, amelyben a belgazdaságért felelős miniszter közli a bejelentővel, hogy az ügylet a 45. § alá esik. Ettől a naptól számít az elővásárlási jog gyakorlására nyitva álló 90 munkanapos jogvesztő határidő. Ugyanekkor a miniszter megküldi a dokumentációt az energiapolitikáért felelős miniszternek, aki 30 munkanapon belül javaslatot tesz az elővásárlási jog gyakorlására vagy mellőzésére. Ha az állam nem él a jogával, a belgazdaságért felelős miniszter a tájékoztatástól számított 75 munkanapon belül dönt a bejelentésről; ez a határidő különösen indokolt esetben legfeljebb 15 nappal meghosszabbítható. A határidők részben párhuzamosak, ezért nem adhatók össze. [S27]

Ez az eljárás az aláírás és a zárás közötti időszak egészét meghatározza. Ehhez kell igazítani a long-stop dátumot, az SPA hatályát, a vételár finanszírozásának ütemezését, az átmeneti időszak kötelezettségeit, a kizárólagosságot és a tranzakciós költségek viselését. Holdingszintű vagy többlépcsős közvetett szerkezetnél ügyletenként kell elemezni, hogy a 45. § egyáltalán alkalmazandó-e.

12.3. Az uniós FDI-rendelet

Az (EU) 2026/1386 rendelet 2026. július 16-án lépett hatályba. Fő szabályait 2028. január 17-től kell alkalmazni, egyes rendelkezései — köztük a nemzeti mechanizmusok bejelentésére és a bizottsági adatbázisra vonatkozók — azonban már a hatálybalépéstől alkalmazandók. [S28] A rendelet a nemzeti befektetés-ellenőrzési rendszereket közelíti egymáshoz és szorosabb együttműködést ír elő köztük. A tranzakciókban ez elsősorban időt és végrehajtási kockázatot jelent: sokat számít majd, mennyire rendezett a tulajdonosi ábra, a tényleges tulajdonosi adatok, a finanszírozás forrása és az irányítási jogok.

12.4. Fúziókontroll, FSR és támogatási kötöttségek

A fúziókontroll hatályát a résztvevő vállalkozáscsoportok, az irányításszerzés és a releváns árbevételek alapján kell megállapítani. Az FSR szerinti összefonódási bejelentés feltétele többek között a legalább 500 millió eurós releváns uniós árbevétel, valamint az, hogy a meghatározott felek a megállapodást megelőző három évben összesen több mint 50 millió euró pénzügyi hozzájárulást kaptak harmadik országoktól. [S42] Állami vagy állami hátterű, nem uniós befektetőnél ezt külön kell vizsgálni.

A támogatási iratokban ellenőrizni kell a tulajdonosváltásra, a fenntartási időszakra, a helyszínre, a támogatási jogcímre és a visszafizetésre vonatkozó feltételeket: egy támogatott SPV nem feltétlenül adható el szabadon.

12.5. Adók

Energiaellátói adók. Az energiaellátók jövedelemadójának (Robin Hood-adó) kulcsa 31%, az adóalanyi kört pedig a törvény energiaellátó-fogalma határozza meg: a termelői engedélyesek közül kivétel a kötelező átvételi rendszerben értékesítő termelő és a legfeljebb 50 MW-os, prémium típusú támogatásban részesülő termelő. [S43] A KÁT-rendelet 4. § (12) bekezdése szerint a KÁT-mérlegkörből prémiumszerződés nélkül kilépő termelő a határozat szerinti időtartam végéig e törvény alkalmazásában KÁT-értékesítőnek minősül, a kivétel tehát rá is kiterjed. [S06] Az energiaellátók különadóját a 12/2026. (II. 3.) Korm. rendelet vezette be, majd a 2026. évi XIV. törvény a 2025. évi LIV. törvény 2/A. §-aként törvényi szintre emelte. Az adót a 2026-ban kezdődő adóévre kell megfizetni; alapja a 2024-es beszámoló szerinti engedélyköteles árbevétel, mértéke 0,5%, de legfeljebb a 2024-es Robin Hood-adóalap 50%-a. A naptári év szerint adózóknak 2026. március 31-ig kellett bevallaniuk és megfizetniük, így egy őszi tranzakcióban azt kell ellenőrizni, hogy ez határidőben megtörtént-e. [S44]

Részesedésszerzési illeték. Üzletrész-adásvételnél a vevő illetéket fizethet, ha az SPV belföldi ingatlanvagyonnal rendelkező társaság, vagyis a mérlegében kimutatott eszközök értékének — a pénzeszközök, pénzkövetelések, aktív időbeli elhatárolások és kölcsönök nélkül — több mint 75%-át belföldi ingatlan adja, és a vevő a kapcsolt vállalkozásaival együtt eléri a 75%-os részesedést. Ilyen társaságnak minősül az is, amely egy ilyen társaságban legalább 75%-os közvetlen vagy közvetett részesedéssel rendelkezik. Az illeték mértéke ingatlanonként 1 milliárd forintig 4%, felette 2%, ingatlanonként legfeljebb 200 millió forint. [S45] A NAV 2020-as állásfoglalása szerint csak a mérlegben az ingatlanok között kimutatott, az illetéktörvény ingatlanfogalmának megfelelő és a társaság tulajdonaként bejegyzett eszköz számít, az aktiválás előtti beruházás nem. [S46] Naperőműnél ezért a mérlegbeli besorolás (10.4), a bejegyzett tulajdon és az aktiválás időpontja együtt dönt; bérelt földön álló erőműnél külön kérdés, hogy a mérlegben egyáltalán van-e belföldi ingatlan. Az illeték a vevő terhe és árazási tétel, nem eladói szavatosság tárgya.

Külföldi eladó. Ha az eladó külföldi, és az SPV ingatlannal rendelkező társaságnak minősül, a részesedés értékesítéséből származó jövedelmet Magyarországon 9%-os társasági adó terhelheti, ha a kettős adóztatási egyezmény ezt megengedi; ehhez az SPV-nek bejelentési kötelezettségei kapcsolódhatnak. [S47]

Elhatárolt veszteség. Fejlesztési fázisú, bevétel nélküli SPV-nél gyakori az elhatárolt veszteség. Tulajdonosváltás után ez csak a Tao. 17. § (9)–(9a) bekezdésében meghatározott feltételekkel használható fel; ilyen például a felek korábbi kapcsoltsága, vagy a korábbi tevékenység változatlan folytatása legalább két adóéven át, bevétel mellett. A (9a) bekezdés a felhasználás mértékét is korlátozza, és az általános szabályok szerint a veszteség legfeljebb öt adóéven át és az adóalap 50%-áig írható le. [S47] A veszteség értékét ezért csak akkor szabad beárazni, ha a feltételek teljesülése igazolható.

Hogy egy SPV ténylegesen alanya-e ezeknek az adóknak, és mekkora az adóalapja, társaságonként eltér. A pénzügyi és adóátvilágításban ezért a konkrét társaság adóhelyzetét kell megállapítani: a támogatási és bevételi rendszert, a korábbi bevallásokat, a kapcsolt ügyleteket, az elhatárolt veszteséget és a nyitott adókockázatokat. Az SPA adókártalanítása, a nettó adósság és a vételár-kiigazítás ne fedje le kétszer ugyanazt a tételt.

13. Vendor DD és SPA-előkészítés

13.1. Eladói átvilágítás

Jó eladói átvilágításnál az eladó még a vevő előtt azonosítja az ügyletet megakasztó és az árat mozgató kérdéseket, rendbe teszi a dokumentumok közötti ellentmondásokat, és eldönti, mit javít ki a zárás előtt, mit áraz be, mit tár fel, és mire ajánl egyedi kártalanítást vagy zárási feltételt. A teljes adatszoba ennek csak az egyik feltétele.

13.2. Az átvilágítás eredménye az SPA-ban

Az átvilágítás megállapításai akkor érnek valamit, ha mindegyik a kockázathoz illő szerződéses kezelést kap. Ez lehet a zárás előtti javítás, zárási feltétel, egyedi kártalanítás, szavatosság, vételár-kiigazítás, letét vagy visszatartott vételárrész, szerződéses kötelezettségvállalás, vagy ha a kockázat a vevőnek elfogadhatatlan, az ügylet leállítása.

Naperőmű-SPV-knél az aláírás és a zárás közötti időszak hosszú lehet az FDI-eljárás, az állami elővásárlási jog, a fúziókontroll, a banki biztosítékok feloldása vagy más hozzájárulások miatt. Ezalatt a projektnek meg kell őriznie az engedélyeit, a csatlakozási jogát, a biztosítását, a fő szerződéseit és a szokásos működését, miközben az eladó mozgástere korlátozott.

13.3. Locked box, záró elszámolás, időarányos kamat

Üzemelő SPV-nél a locked box és a záró elszámolás (completion accounts) is működhet. A választás az adatok minőségétől, a forgótőke szezonalitásától, az adósság és a készpénz szerkezetétől, a kapcsolt tételektől és az aláírás és a zárás közötti idő hosszától függ. Ha locked boxnál a vételár a referencia-időponttól időarányos kamattal (ticking fee) nő, a kamatot éves kamatlábként vagy egyértelműen levezetett napi összegként kell meghatározni.

13.4. Portfólióeladás

Portfólió eladásánál külön kérdés, mennyire egységes a csomag. Ha a projektek hátralévő KÁT-ideje, csatlakozási pontja, földhasználati jogcíme, üzemeltetési szerződése, hitele vagy adóhelyzete eltér, a vevő az SPV-ket külön árazhatja, vagy kérheti, hogy egy problémás projekt kikerüljön a portfólióárból. Az összehasonlítható SPV-adatlap ezt a vitát rövidíti le.

13.5. Feltárás (disclosure)

A feltárás minősége azon múlik, mennyire konkrét, mennyire könnyen megtalálható, és megmutatja-e az összefüggéseket. Egy kockázatot nem érdemes feltártnak tekinteni, ha a vevőnek az adatszoba több ezer oldalából kell kikövetkeztetnie. A jó feltárás megnevezi a dokumentumot, leírja a tényleges körülményt, és ahol szükséges, a pénzügyi vagy működési hatást is.

A feltárás a hibát nem javítja ki. Ha egy vezetékjog nincs bejegyezve, egy engedély lejárt, vagy bizonytalan a KÁT-státusz, ezek az ügylet nyitott kérdései maradnak. A feltárás legfeljebb a szavatossági igény kockázatát osztja meg a felek között; a projekt értékét és finanszírozhatóságát nem állítja helyre. Szavatossági és kártalanítási biztosításnál (W&I) ugyanez a helyzet: a vevő által ismert vagy feltárt kockázatot a kötvény jellemzően nem fedezi, ezért ezeket egyedi kártalanítással, letéttel vagy árazással kell kezelni.

13.6. Gyorsabb eladási folyamat és a Fremora checklist

Az eladást leginkább az gyorsítja, ha a vevő kevesebb bizonytalanságba ütközik. Jól szervezett eladásnál az adatszoba-jegyzék a projekt logikáját követi, az SPV-kről összehasonlítható adatlap készül, és a fő szerződések, az engedélyek, a földhasználati jogcímek és a hálózati adatok listái egymással összhangban vannak. A kérdés–válasz folyamatban minden kérdésnek van felelőse és határideje, az eladó tanácsadója pedig előre tudja, melyik kérdésből lehet árcsökkentési érv vagy zárási feltétel.

A Fremora naperőműves vendor DD checklistje (Naperőmű SPV — eladói előkészítési checklist) ennek az elemzésnek a gyakorlati párja. Az elemzés azt írja le, mi mozgatja a naperőmű-SPV-k értékét; a checklist azt, mit kell egy konkrét SPV-ben ellenőrizni. A tételek a projekt fázisa, a bevételi rendszer és a tároló megléte szerint szűrhetők, utána lényegesség szerint rangsorolhatók; egy adott ügyletnél csak a releváns rész kell.

14. Fejlesztési stratégiák és forgatókönyvek 2027–2030

14.1. Négy fejlesztési stratégia

Meglévő erőmű bővítése tárolóval. A csatlakozási pont, a terület és az üzemi adatok már megvannak. A döntő kérdés, hogy a HCSSz, a mérési rend és a támogatási jogosultság megengedi-e a közös üzemet, és a tárolós bevételt elfogadja-e a finanszírozó.

Új, hibrid fejlesztés. Naperőmű és tároló közös csatlakozással. A kapacitáspályázati szempontok és a könnyített térségek előnyt adhatnak, az engedélyezést, a beszerzést és a finanszírozást azonban egységes projektként kell felépíteni.

Portfólió-konszolidáció. Kisebb, eltérő hátralévő KÁT-idejű vagy piaci erőművek összevonása. Az érték a szabványosított dokumentáción, a közös üzemeltetésen és az egységes kereskedői szerződésen múlik.

Telephely-átalakítás. Naperőműves és tárolós telephely más célú, például adatközponti hasznosítása. Itt a meglévő terület és villamos infrastruktúra jó kiindulópont lehet, a vételezési jogot és a többi feltételt azonban újra kell vizsgálni; ehhez lásd az adatközponti deep dive 14.2. pontját.

14.2. Meghatározó dátumok

A magyar FDI-szabályozás 2027-es sorsára ma nem lehet biztos feltevést építeni. A szerződésben a long-stop dátumot és a zárási feltételeket úgy kell megfogalmazni, hogy a meghosszabbítást, a módosítást és az új szabályozást is kezeljék.

14.3. Hálózati szűkösség és rugalmasság

A pályázati kapacitáskiosztás, a kiegyenlítő piacok európai integrációja és a tárolók számának növekedése együtt azt jelzi, hogy a projektek értéke mindinkább attól függ, mennyit érnek a villamosenergia-rendszernek. A jó helyszínhez a magas besugárzás mellett jó csatlakozási pont, alacsony korlátozási valószínűség, bővíthetőség, tárolótelepítési lehetőség és gyors reagálóképesség is kell.

14.4. Forgatókönyvek

A forgatókönyvekhez nem rendelünk valószínűséget, és a táblázat nem árelőrejelzés. Azt segíti, hogy a modell külön mutassa az egyes bevételi és költségsorok érzékenységét. Vásárlási döntést nem érdemes csak az alapesetre építeni: a kedvezőtlen forgatókönyvben egyszerre kell rontani a realizált árat, a termelést, a korlátozást, az üzemeltetési költséget, a tárolós bevételt és az újrafinanszírozás költségét.

15. A Fremora szerepe

Tranzakciómenedzserként a Fremora feladata a naperőmű-SPV-k adásvételében az egységes projektkép kialakítása, az adatszoba és a bizonyítékok rendbetétele, a jogi, adó-, műszaki és pénzügyi munkafolyamatok összehangolása, valamint az, hogy a nyitott kérdésekből döntés és elvégzendő feladat legyen. Célunk, hogy a tulajdonos, a menedzsment és a tanácsadók ugyanabból a tranzakciós tervből dolgozzanak, és a kritikus kérdések ne a vevő kérdéseiből vagy az aláírás előtti utolsó héten derüljenek ki.

A munka az eladói felkészültség felmérésével kezdődik, majd az adatszoba, a szakterületi átvilágítások összehangolása, a vevői kérdések kezelése, a modell és a vételár-mechanizmus egyeztetése, az SPA-tárgyalás és a zárási feltételek követése következik, egészen a zárás utáni átadásig. Kézzelfogható eredménye a projektadatlap, a jog- és szerződéstérkép, a vendor DD-kérdéslista, a kockázati és intézkedési mátrix, a szerződéses feltétellista és a zárási feladatok követése.

A Fremora tranzakciómenedzsmentet, eladói felkészítést, valamint adatszoba-, kérdés–válasz- és zárási koordinációt végez. Az ügyvédi tevékenységnek minősülő jogi feladatokat ügyvéd vagy ügyvédi iroda, az adótanácsadást és a műszaki szakértői feladatokat az erre jogosult szakember látja el; a Fremora ezek ügyleti összefüggéseit és végrehajtását koordinálja.

Munkánk akkor eredményes, ha a befektető világosan látja: mit vásárol meg, mennyi áramot és milyen áron tud eladni az erőmű, mely jogok és feltételek hordozzák az értéket, mely kockázatok kezelhetők, és melyik az a feltétel, amely nélkül nem érdemes továbblépni.

Fogalomtár

Források és módszertan

A forrásokat 2026. október 7-én ellenőriztük; ha egy dokumentum ettől eltérő napon jelent meg, a dátumát feltüntetjük. Jogi kérdésben a jogszabály szövegét tekintjük irányadónak a tájékoztató oldalakkal szemben; a jogszabálytár később újabb időállapotot mutathat. A Cybersecurity Act felülvizsgálatát javaslatként, az inverterekre vonatkozó uniós finanszírozási korlátozást pedig a nyilvánosan elérhető bizottsági közlések és szakmai összefoglalók alapján kezeljük.

A 3.1-es kiadás változásai: az anyagot az adatközponti deep dive szerkezetébe rendeztük, és elsődleges jogszabályi és intézményi források alapján pontosítottuk a tárolókra vonatkozó korábbi csatlakozási előírásokat, a könnyített térségekre vonatkozó szabály jogi forrását, az FDI-eljárás határidőit és az energiaellátói különadó alapját. Új elemként bekerült a csatlakozási díj elszámolása, a redispatch-kompenzáció, a tárolók bejelentési kötelezettsége, a közvetlen értékesítés pénzeszköz-mentessége, a Cyber Resilience Act, az illeték és a veszteségfelhasználás adószabályai, a 2026-os paksi ellátásbiztonsági esemény, az európai piaci kitekintés és egy szemléltető számpélda.

A piaci előrejelzéseket, az iparági szövetségek és elemzőközpontok adatait, a másodlagos jogi összefoglalókat és a Fremora elemzését elkülönítve közöljük. Ahol nincs egységes, nyilvános elsődleges adatsor, például a negatív áras órák idei összesítésénél, a forrás jellegét a jegyzékben jelöljük. Az elemzés szándékosan nem ad általános referenciaértéket az euró/MW-árra, a sajáttőke-hozamra, a tőkeáttételre, a DSCR-re vagy a capture rate-re, mert ezekhez nincs megbízható, összehasonlítható nyilvános adatbázis.

1. S01
   Ember — European Electricity Review 2026

   2026.01.

   Elemzőközponti adat: a napenergia az uniós termelés 13%-a; Magyarországon 28%, a legmagasabb arány a tagállamok között; a gáztüzelésű termelés 8%-kal nőtt. pv magazine összefoglaló ↗ Az áttekintés posztere ↗

2. S02
   pv magazine — Hungary adds 1.1 GW of solar in 2025 (MANAP-adatok)

   2026.01.21.

   A Magyar Napelem Napkollektor Szövetség adatai: 8373 MW állomány 2025 végén a HMKE-kkel együtt; 1,1 GW új kapacitás, ebből 755 MW nagy erőművekben.

3. S03
   World Power Monitor — Negative electricity prices: Hungary

   Adatzárás: 2026.10.05.

   ENTSO-E másnapi árakon alapuló másodlagos összesítés, nem hivatalos statisztika: 223,5 negatív árú óra 54 napon; leghosszabb sorozat 12 nap.

4. S04
   SolarPower Europe — EU Market Outlook for Solar Power 2025–2029 (pv magazine összefoglaló)

   2025.12.11.

   Iparági szövetség adatai: 65,1 GW uniós telepítés 2025-ben (−0,7%), 406 GW állomány, 2026-ra 62 GW alatti középső forgatókönyv; a nagy erőművek aránya először 50% felett. A SolarPower Europe közleménye ↗

5. S05
   NEMO Committee — Harmonised minimum clearing price for SDAC: −600 EUR/MWh

   2026.05.

   A 2026.05.28-i kereskedési naptól, a korábbi −500 EUR/MWh helyett.

6. S06
   389/2007. (XII. 23.) Korm. rendelet (KÁT)

   2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

   1. § (6)–(11): jogutódlás és az erőmű feletti rendelkezési jog átadása; 4. § (12): a KÁT-mérlegkörből kilépő termelő; 5/A. §: az éves indexálás felfüggesztése 2029.12.31-ig, 1,06-os KSH-küszöbbel.

7. S07
   299/2017. (X. 17.) Korm. rendelet (METÁR)

   2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

   14. § (2): a prémium a támogatott ár és a referencia piaci ár különbsége; 15. § (4): legalább hat egymást követő negatív áras elszámolási időegység után nem jár prémium.

8. S08
   526/2022. (XII. 16.) Korm. rendelet (veszélyhelyzeti)

   Hatályon kívül: 2025.08.01.

   9. §: csatlakozási sorrend; 7. § (8): határidő-hosszabbítás legalább 4 óra/MW kapacitású, aFRR-re akkreditált tároló esetén. Hatályon kívül helyezte a 239/2025. (VII. 31.) Korm. rendelet.

9. S09
   13/2025. (VII. 31.) MEKH rendelet a villamos energia csatlakozási díjak alkalmazási szabályairól

   A megnyitott szöveg időállapota: 2026.03.08.

   4. §: előzetes csatlakozási díj költségbecslés alapján, az állami támogatás levonásával; 6. §: közvetett költségek teljesítményarányos megosztása; 8. § (1): utólagos elszámolás 12 hónapon belül.

10. S10
    11/2025. (IV. 10.) EM rendelet a szabad hálózati kapacitások pályázati kiosztásáról

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    5. § (7): rangsorolási szempontok; 18. § (1): az első pályázat legalább 700 MW szélerőművi kapacitásra; utoljára a 4/2026. (VIII. 28.) GEM rendelet módosította.

11. S11
    Windtech International — Hungarian wind power grid capacity tender opens for consultation

    2026

    Az első, szélerőművekre kiírt kapacitáspályázat ismertetése.

12. S12
    Az Európai Parlament és a Tanács (EU) 2019/943 rendelete a villamos energia belső piacáról

    2019.06.05.

    13. cikk (7): a nem piaci alapú újrateherelosztás pénzügyi kompenzációja, kivéve a biztos betáplálást nem garantáló csatlakozási szerződést.

13. S13
    MEKH — Magyarország csatlakozott az európai kiegyenlítőenergia-platformhoz

    2026.10.

    PICASSO (aFRR), 2026.10.01.

14. S14
    Portfolio — Napok alatt két fontos kaput nyitott ki Magyarország az európai árampiacon

    2026.10.05.

    MARI (mFRR), 2026.10.05.

15. S15
    MVM Paksi Atomerőmű — Megkezdődött a 2. blokk fokozatos felterhelése

    2026.08.10.

    Elsődleges üzemeltetői közlés: az 1., 3. és 4. blokk leállt, a 2. blokk 11 napig 50%-on üzemelt; a 2. blokk felterhelése 2026.08.10-én kezdődött.

16. S16
    444 — Három paksi blokk már teljes kapacitással termel

    2026.08.24.

    Sajtóforrás: a 3. blokk leállítása július 29-én kezdődött; augusztus elején egyetlen, 240 MW-os turbina termelt; augusztus 24-én három blokk teljes teljesítményen.

17. S17
    2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról (Vet.)

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    6/A. § (2) és (5): a KÁT-os termelés származási garanciája; az integrált erőműépítési és környezetvédelmi eljárás szabályai.

18. S18
    382/2007. (XII. 23.) Korm. rendelet a villamosenergia-ipari építésügyi hatósági engedélyezési eljárásokról

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    Az integrált eljárás és a villamosenergia-ipari építésügyi engedélyezés részletszabályai.

19. S19
    2026. évi XXXVI. törvény

    Kihirdetve: 2026.07.30.

    Az indokolás szerint: 85 napos KHV-határidő az integrált erőműépítési és környezetvédelmi eljárásban; 120 napos integrált eljárás a 0,5 MW feletti időjárásfüggő erőműveknél; 50 napos határidő könnyített térségben. A törvény indokolása ↗

20. S20
    273/2007. (X. 19.) Korm. rendelet (Vet. Vhr.)

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    103/B. §: megújulóenergia-könnyített térségek; a 131/2026. Korm. rendelet által megállapított szöveg.

21. S21
    Magyar Közlöny 2026/120. szám — 131/2026. (VIII. 28.) Korm. rendelet

    2026.08.28.

    Főszabály szerint 2026.08.29-től hatályos: könnyített térségek, 2 kWh feletti tárolók bejelentése és vezérelhetősége, közvetlen értékesítés.

22. S22
    Wolf Theiss — Further tightening of grid connection rules (HU)

    2022.12.20.

    Ügyvédi irodai összefoglaló: a 30%-os, időjárásfüggetlen aFRR-kapacitásra vonatkozó korábbi MAVIR-követelmény kizárása és a 2022.05.02. után vállalt kötelezettségek megszüntetése.

23. S23
    Greenergy Market — Megjelentek a villamosenergia-törvény módosításának végrehajtási szabályai

    2026.08.31.

    Másodlagos összefoglaló a 2026.08.28-i végrehajtási csomagról: tárolók, közvetlen értékesítés pénzeszköz-mentessége, okosmérők, hálózati díjmódszertani rendeletek.

24. S24
    EBRD — EBRD finances landmark solar and battery project in Hungary

    2026.04.

    Renalfa IPP: 450 MW naperőmű, 250 MW / 1 GWh tároló; 210 M EUR hitelcsomag, ebből 70 M EUR EBRD.

25. S25
    Magyarország Kormánya — Vállalkozói Energiatároló Program

    2026

    50 milliárd Ft keret; a tároló teljesítménye a telephelyi megújuló csúcsteljesítmény legalább 20%-a.

26. S26
    Deloitte — Veszélyhelyzeti rendeletek: mi marad és mi változik

    2026.05.13.

    A veszélyhelyzet 2026.05.14-i megszűnése és a 2026. évi XIV. törvény szerepe. economx: hivatalosan megszűnt a veszélyhelyzet ↗

27. S27
    2025. évi L. törvény — IV. fejezet

    A megnyitott szöveg dátuma: 2026.10.07.

    36. § (1): alkalmazás 2026.12.31-ig; 37. §: tényállások; 38. § (2): 10 napos bejelentés; 43. §: 30 és 75 munkanap, 15 napos hosszabbítás; 45. §: állami elővásárlási jog naperőműveknél.

28. S28
    Az Európai Parlament és a Tanács (EU) 2026/1386 rendelete a külföldi befektetések átvilágításáról

    Hatályba lépés: 2026.07.16.

    Fő szabályok 2028.01.17-től; a nemzeti mechanizmusok bejelentésére és a bizottsági rendszerekre vonatkozó egyes rendelkezések a hatálybalépéstől. Ashurst: alkalmazási ütemezés ↗

29. S29
    CMS — EU moves to restrict EU-backed financing for projects using high-risk inverters

    2026

    Ügyvédi irodai összefoglaló a bizottsági finanszírozási korlátozásról; a teljes iránymutatás nem nyilvános.

30. S30
    pv magazine — az inverterekre vonatkozó uniós finanszírozási korlátozás átmeneti szabályai

    2026.04.

    A május 1-jéig bejelentett és november 1-jéig döntésre benyújtott projektekre vonatkozó átmeneti szabály.

31. S31
    Gleiss Lutz — European Commission publishes proposal for Cybersecurity Act revision

    2026.01.

    Javaslat a magas kockázatú beszállítókat érintő célzott korlátozások uniós keretére; nem elfogadott jogszabály.

32. S32
    Európai Bizottság — Cyber Resilience Act

    2026.10.07-én ellenőrzött tájékoztató

    (EU) 2024/2847 rendelet. Gyártói jelentéstétel: 2026.09.11.; fő alkalmazás: 2027.12.11.

33. S33
    Az Európai Parlament és a Tanács (EU) 2024/3015 rendelete (kényszermunka)

    2024.11.27.

    Alkalmazás 2027.12.14-től.

34. S34
    Kínai adóhatóság — a 2026-os exportáfa-visszatérítési közlemény

    2026.01.

    Napelemes termékeknél 2026.04.01-től megszűnik; akkumulátoroknál 2026.04.01. és 12.31. között 6%, 2027.01.01-től megszűnik. Angol nyelvű összefoglaló ↗

35. S35
    Európai Bizottság — COM(2026) 501: az energiaágazat digitalizációja és a mesterséges intelligencia

    2026.06.03.

    Stratégiai ütemterv; a nap- és szélerőművi infrastruktúra mint kiemelt kiberbiztonsági kockázat.

36. S36
    2024. évi LXIX. törvény Magyarország kiberbiztonságáról

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    Hatály és szervezeti kötelezettségek; a KKV-státuszt a kapcsolt és partnervállalkozásokkal együtt kell vizsgálni.

37. S37
    SZTFH — Kiberbiztonsági felügyelet

    2026.10.07-én ellenőrzött tájékoztató

    Az első audit határideje a 2025 előtt működő érintett szervezeteknél: 2026.06.30. Gyakran ismételt kérdések ↗

38. S38
    Cleanthinking — Kommission verweigert Aufschub für Hochrisiko-Wechselrichter

    2026.09.24.

    Másodlagos forrás a Euronews 2026.09.23-i tudósítása alapján: uniós tisztviselők szerint a november 1-jei határidőt nem hosszabbítják meg.

39. S39
    Európai Bizottság — CBAM definitive regime

    2026.10.07-én ellenőrzött tájékoztató

    Árukör és végleges rendszer; az éves kumulatív tömegküszöböt az (EU) 2025/2083 rendelet vezette be. (EU) 2025/2083 rendelet ↗

40. S40
    IFRS Foundation — IFRS 16 Leases

    Standardismertető, 2026.10.07-én ellenőrizve

    A lízingbevevő használatijog-eszköze és lízingkötelezettsége.

41. S41
    2018. évi LVII. törvény a biztonsági érdeket sértő külföldi befektetések ellenőrzéséről

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    A gazdasági befektetésellenőrzéstől elkülönülő, nemzetbiztonsági célú vizsgálat.

42. S42
    Az Európai Parlament és a Tanács (EU) 2022/2560 rendelete — FSR

    2022.12.14.

    Különösen 20. cikk: bejelentési küszöbök.

43. S43
    2008. évi LXVII. törvény (energiaellátók jövedelemadója)

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    7. § (1): 31%-os kulcs, a 2025. évi LIV. törvény 57. §-a szerinti szöveg; 10. § 1.5.: a KÁT-értékesítő és a legfeljebb 50 MW-os prémiumtámogatott termelő kivétele. 2025. évi LIV. törvény ↗

44. S44
    12/2026. (II. 3.) Korm. rendelet — az energiaellátók különadója

    2026.02.03.

    A 2026-ban kezdődő adóévre: a 2024-es engedélyköteles árbevétel 0,5%-a, legfeljebb a 2024-es Robin Hood-adóalap 50%-a; a 2026. évi XIV. törvény a 2025. évi LIV. törvény 2/A. §-aként emelte törvényi szintre. 2026. évi XIV. törvény ↗ Deloitte összefoglaló ↗

45. S45
    1990. évi XCIII. törvény az illetékekről (Itv.)

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    102. § (1) o) és b): ingatlanvagyonnal rendelkező társaság és ingatlan fogalma; 19. § (1): illetékmérték.

46. S46
    NAV — 2020/1. adózási kérdés: belföldi ingatlanvagyonnal rendelkező társaság

    2020.03.12.

    Hatósági állásfoglalás: csak az ingatlanok között kimutatott, bejegyzett tulajdonú ingatlan számít; az aktiválás előtti beruházás nem; közvetett részesedés.

47. S47
    1996. évi LXXXI. törvény a társasági adóról és az osztalékadóról (Tao.)

    2026.10.07-én ellenőrzött jogszabálytári szöveg

    17. § (9)–(9a): elhatárolt veszteség felhasználása tulajdonosváltás után; az ingatlannal rendelkező társaság részesedésének külföldi eladójára vonatkozó szabályok.