Szélerőmű-SPV-k
Magyarországon

01. Vezetői összefoglaló

Egy szélerőmű-SPV értékét az határozza meg, mennyi villamos energiát tud ténylegesen és finanszírozható módon megtermelni. Az engedélyezett MW ehhez csak a kiindulópont. A szélkészlet, a hálózati csatlakozás, a telephely, a környezeti és honvédelmi korlátok és a turbinaszállítói ajánlat egymásra épülnek, így ha bármelyik gyenge, az a projekt RTB-értékét is lerontja.

2026-ban újra megnyílt a 2016 óta gyakorlatilag zárt magyar szélerőmű-piac. Az első lépés a 2025 végi engedélyezési csomag volt, ezt követte a helyreállítási tervhez kapcsolódó, július 30-án kihirdetett energetikai törvény, augusztus végén pedig a MEKH kiírta az első szélerőművi kapacitáspályázatot. Kilenc csomóponton összesen 702 MVA-ra lehet pályázni, a beadási határidő október 30. A pályázati rendelet szerint a MEKH ezután minden naptári évben legalább egy szélerőművi pályázatot ír ki, és 2030 végéig, az első kört is beleszámítva, legalább 4 000 MW-ot kell meghirdetni. [S01][S02][S03]

A pályázaton elnyert csatlakozási jog terhekkel jár. A nyertes projekttársaságban a Kormány által kijelölt megújulóenergia-közösség 25%-os részesedést szerezhet a társaságba addig befizetett tőke arányos részéért. A pontot hozó vállalásokat a kereskedelmi üzem kezdetéig igazolni kell, a határidők jogvesztők, és mindegyik mögött biztosíték áll. Ezek a terhek a projekt értékéhez tartoznak, ezért a vételárban is meg kell jelenniük. [S01][S04]

Hét ellenőrzési prioritás

1. A turbinák jogilag és fizikailag elhelyezhetők: teljesül a 700 méteres védőtávolság, elfér a rotor és a biztonsági övezet, és a nagyméretű elemek el is juttathatók a helyszínre.
2. Bankképes szélmérés és energiatermelési tanulmány, levezetett bizonytalansággal és megadott időtávú P90-nel.
3. Ténylegesen meglévő hálózati csatlakozási jog, a díjakkal, a hálózatfejlesztési kötelezettséggel és a határidőkkel együtt.
4. Természetvédelmi, zaj-, árnyékvetési, honvédelmi (radar-) és légügyi megfelelés.
5. A turbina-, építési és üzemeltetési szerződések teljesítmény-, rendelkezésreállási és felelősségi szabályai, ugyanarra a műszaki konfigurációra, amelyre az engedélyek és a termelési modell szólnak.
6. A piaci ár, a termelési profil, a kiegyenlítő energia és a korlátozások kockázatának kezelése külön működési támogatás nélkül.
7. A pályázati nyertesség terhei és azok pénzben kifejezett értéke: az energiaközösségi vételi jog, a pontot hozó vállalások, a biztosítékok és a jogvesztő határidők.

02. Európai és magyar piaci környezet

A WindEurope szeptemberi adatai szerint 2026 első félévében Európában 8,8 GW, ebből az EU-ban 7,1 GW új szélerőmű-kapacitás épült, nagyjából háromnegyed részben szárazföldön. Az európai beépített kapacitás így meghaladta a 311 GW-ot. A szövetség 2026 és 2030 között Európában 148 GW, az EU-ban 111 GW új kapacitással számol. Ezek európai adatok, magyar előrejelzésként nem használhatók. [S05]

Magyarországi kiinduló helyzet

Magyarországon jelenleg mintegy 330 MW szélerőmű működik, 37 telephelyen, 172 turbinával. A megújulók a villamosenergia-termelés közel 35%-át adják, ennek nagy része naperőművi. [S06] A 2016-ban bevezetett szabály, amely a beépítésre szánt területektől 12 km-es távolságot írt elő, gyakorlatilag megakasztotta az új szélerőművek építését. [S07] A 2024-ben frissített Nemzeti Energia- és Klímaterv 2030-ra még csak 1 GW szélerőművi kapacitással számolt. A 2025-ös pályázati rendelet ennél jóval nagyobb bővülést ír elő, és kötelező pályázati menetrendet rendel mellé. [S08][S01]

A magyar piac nem vethető össze egy az egyben a német, a lengyel vagy a román piaccal. Eltérnek a telepíthető turbinaméretek, a szélviszonyok, az ökológiai és honvédelmi korlátok és a hálózati hozzáférés feltételei is. A legkedvezőbb térségnek általában a Kisalföldet tartják, a Bakony és az Őrség honvédelmi, illetve természetvédelmi okokból nagyrészt kiesik. [S09]

A 2024–2026-os szabályozási fordulat

03. Technológia, turbina és szélkészlet

Egy szárazföldi szélerőmű fő részei a torony, az alapozás, a rotorlapátok, a gondola a generátorral és a teljesítményelektronikával, a belső kábelhálózat, a transzformátor, a SCADA-rendszer és a szervizutak. A névleges MW a turbina legnagyobb teljesítménye, az éves termelésre ebből még nem lehet következtetni.

Magassági korlát. A törvény 199 méterben korlátozza a szélerőmű oszlopmagasságát (Méptv. 76. § (11)), könnyített térségen belül és kívül egyaránt. A lapátcsúccsal együtt mért teljes magasság ennél nagyobb lehet. Ehhez igazodik a biztonsági övezet, és erre vonatkoznak a légügyi feltételek és a helyi építési szabályok is. [S10][S13]

Szélmérés és energiatermelési becslés

A bankképes termelési becslés (AEP) reprezentatív helyszíni mérésre épül: mérőtoronyra, LiDAR- vagy SODAR-mérésre, amelyet hosszú távú referencia-idősorral korrigálnak (measure–correlate–predict, MCP). A modell számol a turbina teljesítménygörbéjével, a domborzattal és a felszíni érdességgel, a turbulenciával, a turbinák egymásra gyakorolt árnyékhatásával (wake), a villamos veszteségekkel, a rendelkezésre állással és a környezetvédelmi leállításokkal. A bizonytalanság a mérés hosszán, a referenciaadatokon és a korreláció minőségén múlik.

A P50 az a termelés, amelyet a projekt a modell szerint 50%-os, a P90 az, amelyet 90%-os valószínűséggel elér vagy meghalad. Normális eloszlást feltételezve P90 ≈ P50 × (1 − 1,2816 × σ), ahol σ a teljes relatív bizonytalanság. Mivel a szél évről évre változik, az egyéves P90 alacsonyabb a tízéves átlagra számítottnál. A hitelezői méretezésnél ezért mindig meg kell adni, melyik időtávra vonatkozik a P90. Az a gyakori egyszerűsítés, hogy a P90 a P50 mínusz 10%, félrevezető.

Szomszédos projektek és túlméretezés

Ha ugyanarra a csomópontra több nyertes épít, és a 200, illetve 255 MVA-s csomópontoknál erre reális az esély, a szomszédos park árnyékhatása utólag ronthatja a korábbi termelési becslést. A modellnek ezért a szomszédos elrendezéseket is tartalmaznia kell, tranzakcióban pedig érdemes megnézni, lehet-e a szomszéddal a telepítési távolságokról megállapodni. A pályázat pontot ad, ha a beépített teljesítmény meghaladja a betáplálási kapacitást. Ilyenkor a nettó termelésben azt is ki kell mutatni, mennyi energiát vág le a csatlakozási korlát (clipping). [S04]

Számítási példa

Egy 30 MW-os, 32%-os nettó kapacitástényezővel működő park éves P50-termelése 30 × 8 760 × 0,32 = 84 096 MWh. Ha a teljes bizonytalanság 10%, a tízéves átlagra vonatkozó P90 ≈ 84 096 × (1 − 1,2816 × 0,10) = 84 096 × 0,87184 ≈ 73 318 MWh; a 11. fejezet ezzel számol. Egy gyenge év adósságszolgálati kockázatát az ennél alacsonyabb egyéves P90 mutatja. A számok szemléltetők, nem magyarországi projektből származnak. Egy valódi modellben külön szerepel a bruttó termelés, a veszteségek listája és a nettó P50/P90.

A turbinatípust a helyszín IEC 61400-1 szerinti szélosztályához, turbulenciájához és szélsőséges időjárási terheléséhez kell választani. [S17] A gyártó teljesítménygörbe-garanciája (IEC 61400-12-1 szerinti méréssel) és a független energetikai tanulmány két különálló dokumentum, és mindkettőre szükség van.

04. Hálózati csatlakozás és rendszerintegráció

A csatlakozás értékét az adja, milyen dokumentum igazolja a jogosultságot, mekkora a betáplálási teljesítmény, hol van a csatlakozási pont, milyen műszaki feltételek és hálózatfejlesztési kötelezettségek tartoznak hozzá, mekkora a biztosíték, és mikorra kell elkészülni. A benyújtott kapacitásigény még nem csatlakozási jog.

Kapacitáspályázat: az új belépési út

2025 óta a közép- és nagyfeszültségű hálózat szabad kapacitásait a MEKH a miniszter felkérésére, pályázaton osztja ki (11/2025. (IV. 10.) EM rendelet). Szélerőművel csak kifejezetten erre a célra alapított projekttársaság pályázhat, amely saját maga vagy a csoportja révén legalább egy, ötéves szakmai tapasztalattal rendelkező energetikai szakembert foglalkoztat teljes munkaidőben. [S01]

A 2026-os kiírás kilenc csomóponton összesen 702 MVA-t hirdetett meg. A legkisebb pályázható projekt 14 MVA betáplálási igényű és 14 MW beépített szélerőművi teljesítményű. A pályázatban legalább 1 hektárnyi terület helyrajzi számait kell megadni, amelynek legtávolabbi pontja légvonalban legfeljebb 19 km-re van a megpályázott csomóponttól. A jogcímről (bérlet, építményi jog, haszonélvezet, tulajdon vagy előszerződés) a pályázó az űrlapon nyilatkozik, igazolnia a beadáskor nem kell, és ugyanaz a terület több pályázatban is szerepelhet. A tényleges telephely a határozat kézhezvételétől az üzembe helyezésig módosítható, akár másik járásba is, ha az új helyszín megfelel a kiírás feltételeinek; ennek eljárásrendjét a MEKH még kidolgozza. [S02][S04]

Egy társaságcsoport egy csomópontra összesen legfeljebb 100 MVA-ra adhat be pályázatot (kiírás V.7. pont). Ha a beadott igények ezt meghaladják, a MEKH hiánypótlásban nyilatkozatot kér arról, melyik pályázatát nyilvánítsa érvénytelenné. Ha a csoport ezt nem rendezi, a csomópontra beadott összes pályázata érvénytelen. Az eljárásban egy csoport összesen legfeljebb 200 MVA-t nyerhet el (V.6. pont). Ennél nagyobb összigény is beadható, de akkor a csoport pályázóinak egybehangzóan nyilatkozniuk kell a pályázatok sorrendjéről. [S02][S04]

A táblázatban szereplő feszültség a tényleges csatlakozási feszültség, a nyertes projektnek ezen a szinten kell fizikailag csatlakoznia. A kötelező TMÁ azt jelenti, hogy a közvetlen hálózatfejlesztést a nyertes építi meg, és térítés nélkül adja át a hálózati engedélyesnek. Ócsán és Szombathely OVIT-nál a TMÁ nem kötelező, és nem is választható. [S18][S04]

Csatlakozási díjak

A kiírás 1. melléklete csomópontonként megadja a várható közvetlen és közvetett csatlakozási díjat. A közvetett díj fajlagosan 19,8 és 128,3 millió Ft/MVA között szóródik, ami egy 30 MVA-s projektnél 0,6 és 3,8 milliárd Ft közötti tételt jelent. A csomópont kiválasztása tehát már beruházási költségdöntés is. A közvetlen díj, kötelező TMÁ esetén pedig a közvetlen csatlakozási beruházás engedélyesi költségbecslése csatlakozási pontonként 64 és 620 millió Ft között van. A MEKH tájékoztatása szerint a közvetlen díj csak a meghirdetett feszültségszintű csatlakozási beruházást fedi, a TMÁ-t nem tartalmazza; a melléklet oszlopfejléce viszont TMÁ-s csomópontnál éppen ennek a beruházásnak a becsült költségét jelöli. A TMÁ kivitelezési költségét ezért saját becsléssel kell alátámasztani. A projekt saját transzformálása és termelői vezetéke a projektet terheli: ezeket nem kell átadni a hálózati engedélyesnek, de megépíteni, üzemeltetni és karbantartani a tulajdonos dolga. Iparági becslések szerint a csatlakozás teljes költsége a beruházás 30%-át is elérheti. [S02][S04][S09]

A díjat csökkenti az a helyreállítási (RRF-) vagy más vissza nem térítendő támogatás, amelyet a hálózati engedélyes a műszaki-gazdasági tájékoztató kiadása előtt megkapott. A később kifizetett támogatást az utólagos elszámolásnál veszik figyelembe (13/2025. (VII. 31.) MEKH rendelet 4. § (3) és 8. § (4) bekezdés). A pályázaton szerzett csatlakozási jog után kapacitáslekötési és kiegészítő pénzügyi biztosítékot nem kell fizetni; a hálózati engedélyesnek fizetett igénybejelentési biztosíték beszámít a csatlakozási díjba. [S04]

Határidők és üzembe helyezés

A MEKH tájékoztatása szerint a csatlakozási jogot megállapító határozatok 2027. január végén várhatók, és ezek indokolt esetben eltérhetnek a december 13-i eredményhirdetéstől. A határozat kézhezvételétől számított 15 napon belül kell a teljesítési biztosítékot nyújtani és a csatlakozási igényt bejelenteni. A végleges építési engedélyt 2030. január 1-jéig kell igazolni, mégpedig a szélerőmű és a vállalt tároló minden építésiengedély-köteles berendezésére, a határozatban rögzített teljes teljesítményre. [S01][S04]

A hálózati engedélyeseknek 2030. szeptember 30-ig kell megteremteniük a csatlakozás feltételeit, és a kötelező TMÁ-nak is eddig kell elkészülnie. A kereskedelmi üzemet legkésőbb 2032. szeptember 30-án meg kell kezdeni; ennek a hálózati engedélyes jegyzőkönyvével igazolt első párhuzamos kapcsolás számít. A feszültségmentesítési tervek miatt a hálózati engedélyesek félévesnél sűrűbben nem tudnak üzembe helyezést ütemezni. A lehetséges időpontokat a csatlakozási szerződés rögzíti, és az engedélyes nem köteles új időpontban megállapodni. Egy elcsúszott építés így könnyen fél évet vagy többet veszít, szélső esetben a 2032-es véghatáridő is veszélybe kerül. Az EPC-szerződés határidőit és késedelmi kötbéreit ezért a csatlakozási szerződés időablakaihoz kell igazítani. [S02][S04]

Jogvesztés és tűréshatár

A nyertes elveszíti a csatlakozási jogát, ha a csatlakozási igényt, a csatlakozási tervet vagy a szerződést nem nyújtja be határidőben, ha az igénybejelentési biztosítékot vagy a csatlakozási díjat nem fizeti meg, ha a csatlakozási szerződés az ő érdekkörébe tartozó okból szűnik meg, ha a végleges építési engedélyt nem igazolja, ha a termelői engedély iránti kérelmet nem nyújtja be az üzembe helyezési határidőig, vagy ha az erőmű határidőre nem kezdi meg a kereskedelmi üzemet, és nem szerzi meg az üzemi szabályzat szerinti akkreditációt. Ilyenkor a MEKH lehívja a teljesítési biztosíték még fel nem szabadított részét. A felszabaduló kapacitást nem kapja meg a következő helyezett, azt csak egy későbbi pályázaton osztják ki újra. [S01][S02][S04]

A megvalósított beépített teljesítmény legfeljebb 10%-kal lehet kisebb a határozatban rögzítettnél. A szélerőművet és a tárolót külön vizsgálják, a park teljes üzembe helyezése után. Ha a pályázó a betáplálásnál nagyobb beépítést vállalt, a tűréshatár a vállalt teljesítményre vonatkozik: 30 MW vállalásnál legalább 27 MW-ot kell megépíteni. A tűréshatár túllépésekor a teljesítési biztosíték és a csatlakozási jog is a teljes hiány arányában vész el, 20%-os elmaradásnál tehát 20% után, nem csak a 10% feletti rész után. Ha a layout később szűkül, például a biztonsági övezet vagy egy radarfeltétel miatt, az így közvetlenül biztosítéki és jogvesztési kockázattá válik. Ez az olvasat a MEKH GYIK-válaszain alapul. A kiírás szövege két ponton eltér tőle: a V.2. m) pont csak a biztosíték arányos elvesztését említi, a XIII.15. pont pedig az első párhuzamos kapcsolásról készült jegyzőkönyvre utal. A GYIK kötőereje nincs, ezért az ügyletben a kedvezőtlenebb értelmezéssel érdemes számolni. [S02][S04]

Mit kell bekérni az átvilágításhoz?

Be kell kérni a pályázati dokumentációt, a nyertességről szóló határozatot, a vállalási nyilatkozatokat és a hálózati engedélyes összes levelét. A csatlakozásról az igénybejelentés, a műszaki-gazdasági tájékoztató (MGT), a csatlakozási terv és a szerződés kell, a módosításokkal együtt. Ide tartoznak a biztosítékok és kibocsátóik, a befizetett díjak, a TMÁ-ra és a közös csatlakozási pontra vonatkozó megállapodások, az ütemterv és az üzemviteli korlátozások is, végül annak igazolása, hogy a csatlakozási jog kit illet.

A termelés kiesését okozó események közül a műszaki visszaterhelés, a negatív ár miatti kereskedelmi leállás, a hálózati korlátozás és a menetrendtől való eltérés más-más szerződéses és pénzügyi kockázat, ezért a modellben is külön kell őket kezelni.

05. Telephely, földjog és engedélyezés

A szélerőmű telephelyi kockázata jóval nagyobb területet érint, mint az alapozás. Vizsgálni kell a rotor mozgásterét, a biztonsági övezetet, a védőtávolságokat, az építési és szervizutakat, a darus munkaterületet, a kábelnyomvonalat, az alállomást, a közműkeresztezéseket és a nagyméretű elemek szállítási útvonalát. A biztonsági övezet 2026. január 30. óta a torony és a rotorlapát együttes magasságával megegyező távolságig terjed, és ezt a folyamatban lévő ügyekben is alkalmazni kell. [S12]

Jogcím és földhasználat

A tulajdonjog, a bérlet, a használati jog, a szolgalom, a vezetékjog és az ideiglenes építési területhasználat szerződéses láncának a tényleges műszaki elrendezést kell lefednie. Ha a rotor a szomszéd telke fölé nyúlik, főszabályként a szomszéd hozzájárulása kell. A 2025 végi módosítás óta a hatóság meghatározott feltételekkel és kártalanítás mellett hozzájárulás nélkül is engedélyezheti a légtérhasználatot. [S11] Termőföldön helyhez kötött igénybevételnek számít a legfeljebb 1,5 hektár területű termőföld-földrészletet érintő szélerőműpark-beruházás, a megközelítését szolgáló utak, valamint a hálózati betáplálást szolgáló átalakító- és kapcsolóberendezések létesítése. Könnyített térségben nem kell csereterületet biztosítani. [S19][S20]

Pályázati projektnél azt is meg kell nézni, kizárólagos-e a földhasználati jog. A MEKH nem zárja ki, hogy ugyanaz a terület több pályázatban szerepeljen, így két nyertes is számolhat ugyanazzal a földdel. [S04]

Telepítési korlátok – 2026. októberi jogállapot

Engedélyezési utak

Az előkészítés része a területrendezési beillesztés és szükség esetén a helyi építési szabályzat módosítása. 0,5 MW-tól MEKH-engedély is kell, 50 MW alatt kiserőművi összevont engedély. Szakhatóságként a polgári és a katonai légügyi hatóság, a Honvédelmi Minisztérium és a jegyző is részt vesz az eljárásban. [S10][S22]

• Különálló eljárás: előzetes vizsgálat, szükség esetén környezeti hatásvizsgálat, majd építési engedély a 382/2007. (XII. 23.) Korm. rendelet szerint. Az építési engedély ezen az úton a környezetvédelmi döntés véglegességéhez kötött.
• Integrált eljárás: ha a feltételei fennállnak, az erőmű építési és környezetvédelmi engedélyezése egyetlen eljárásban történik. Az ügyintézési határidő 120 nap, ezen belül a környezeti hatásvizsgálatra 85 nap jut; a kettő nem adódik össze. Ha a hatóság túllépi a határidőt, fokozott visszatérítési kötelezettség terheli. [S03][S13][S15]
• Könnyített térségben: a környezetvédelmi engedélyezés határideje 30, az építési engedélyezésé 20 nap. [S16]

A választott út az ütemtervet és a pályázati határidők tarthatóságát egyaránt meghatározza. Nyertes pályázatnál a határozatot még a MEKH-nél benyújtott erőművi engedélykérelem előtt az építési engedélyben szereplő telephelyekre kell módosíttatni. [S04]

Az ügyletben minden engedélynél rögzíteni kell az illetékes hatóságot, a jogalapot, a hatályt, a jogosultat, a jogorvoslati helyzetet, a módosíthatóságot, az építési feltételeket és az esetleges jogutódlást. A településrendezési, építési, környezetvédelmi, természetvédelmi, villamosenergia-ipari és légügyi engedélyek egymást nem pótolják.

06. Környezet, természetvédelem és társadalmi elfogadottság

Az ökológiai kockázatot turbinánként és nyomvonalanként kell felmérni. Kritikus lehet a madárvonulás, a ragadozómadár-élőhely, a denevéraktivitás, a Natura 2000 érintettség, az élőhelyek feldarabolása és az építés időzítése. Egy általános éves madárlista nem pótolja a helyszíni, a megfelelő évszakokat lefedő felmérést.

A környezeti hatásvizsgálatról szóló 314/2005. (XII. 25.) Korm. rendelet mellékletei tartalmaznak szélerőműves tételeket. A rendeletet a 131/2026. (VIII. 28.) Korm. rendelet módosította, és pontosította az integrált építési és környezetvédelmi eljárás részletszabályait. A két eljárási utat az 5. fejezet ismerteti. [S10][S15]

A zajterhelést a lakóépületekre és más védendő pontokra számított modell, az árnyékvetést (shadow flicker) földrajzi és üzemviteli számítás mutatja ki, és ha kell, leállítási algoritmussal kezelik. A halmozott hatásokat a szomszédos szélerőművekkel együtt érdemes vizsgálni.

Mibe kerülnek a korlátozások?

A madár- vagy denevérvédelmi leállítás, az éjszakai zajcsökkentett üzemmód, az árnyékvetési korlátozás és a jegesedés miatti leállás mind csökkenti a nettó termelést. A környezetvédelmi vállalásoknak ezért az energiatermelési tanulmányban és a gyártói garanciák kivételei között is meg kell jelenniük.

A pályázatban vállalt kötelezettségek szempontjából fontos, hogy a MEKH üzleti kockázatnak tekinti, ha az építési engedély például egy újonnan megjelenő védett madárfaj vagy az önkormányzati támogatás visszavonása miatt hiúsul meg. A teljesítési biztosíték ilyenkor is elveszhet. [S04]

A helyi elfogadottság pénzben is mérhető

A pályázat pontot ad az önkormányzatoknak vállalt egyszeri (10–50 ezer EUR/MW) és éves (2–3 EUR/MWh) hozzájárulásért. Az éves hozzájárulás alapja a hálózatba betáplált villamos energia. A sáv alatti vállalás nem teszi érvénytelenné a pályázatot, csak nem ér pontot. A kiírás lábjegyzete ugyanakkor előre jelzi, hogy jogszabály várhatóan kötelezővé teszi a nyertesek számára a 10 000 EUR/MW és a 2 EUR/MWh hozzájárulást, és rendezi, hogyan oszlik meg a szélerőmű 5 km-es körzetében fekvő települések között. A pénzügyi modellnek ezért az alapösszeggel pont nélkül is számolnia kell, pontot csak az e fölötti vállalás hoz. A pályázati nyilatkozat egyoldalú, visszavonhatatlan kötelezettségvállalás a MEKH felé; önkormányzati megállapodást a kiírás nem kér. A nyertes projekttársaságban emellett a térségben működő megújulóenergia-közösség szerezhet részesedést, a települések pedig iparűzési adóbevételhez jutnak. A helyi támogatottság így az engedélyezésen túl a pontszámot és a pénzáramot is befolyásolja. [S02][S04][S09]

07. EPC, OEM, logisztika és O&M

Egy szélerőmű-beruházás szerződéses rendszere jellemzően több szállítási és kivitelezési csomagból áll: turbinaszállítás, alapozás és mélyépítés, villamos részek (balance of plant), hálózati csatlakozás, szállítás, szerelés, üzembe helyezés és hosszú távú szervizszerződés. Attól, hogy egy szerződés „turnkey EPC” nevet visel, a kockázatok még nem kerülnek át teljes körűen a vállalkozóra.

Fő szerződéses kérdések

A szállítási oldalon a határidőket, az Incoterms-paritást, a vámot és a szállítási felelősséget kell átnézni, az építésnél az alapozás tervezését, a geotechnikát és azt, ki felel a csomagok közötti interfészekért. A teljesítési oldalon az átadási és teljesítménytesztek, a teljesítménygörbe- és rendelkezésreállási garancia, a hibaelhárítási határidők, a késedelmi és teljesítménykötbér, a felelősségkorlátozás, valamint az anyavállalati és bankgarancia a fő kérdés. Üzemeltetéskor az alkatrész-ellátás és a szoftverhez, illetve a SCADA-adatokhoz való hozzáférés dönt.

Egy konfiguráció, egy bizonyítási lánc

A turbina helyszíni alkalmassága (szélosztály, turbulencia), a termelési modellben használt teljesítménygörbe és üzemmódok, az engedélyezett oszlopmagasság és rotorátmérő, valamint a gyártói teljesítmény- és rendelkezésreállási garanciák ugyanarra a műszaki konfigurációra vonatkozzanak. A garanciák kizárásait, például a zaj- vagy denevérvédelmi üzemmódot vagy a hálózati korlátozást, össze kell vetni a termelési modell veszteséglistájával. Ami a modellben veszteség, a garanciában viszont kizárás, az fedezetlen kockázat.

Uniós beszerzési vállalás

Az uniós beszerzésért járó pontok (ÖSZ-9, 15 súlyozott pont) a beszerzési költségen alapulnak, a darabszám nem számít. A turbinák beszerzési költségének legalább 80%-a uniós gyártásból származzon: ez 12 pontot ér, a termelői transzformátorok külön vizsgált, legalább 80%-os megfelelése további 3-at. A turbinánál a generátor, a hajtómű, a főcsapágy, az irány- és lapátszög-állító hajtások, a rotorlapátok, a torony, a konverter- és invertermodulok és az irányítástechnika számít bele. A szállítás, a kivitelezés és az egyéb szolgáltatások nem számítanak, és a tároló sem. Az európai márkanév még nem bizonyítja, hogy a berendezést az Unióban gyártották. [S02][S04]

A teljesítést a kivitelezés után, a kereskedelmi üzembe helyezés előtt kell igazolni szerződésekkel, számlákkal, szállítólevelekkel, gyártói nyilatkozatokkal és a műszaki átadás-átvételi jegyzőkönyvvel. A 80% maga a tűréshatár, ennél lejjebb nincs engedmény. Ha az igazolás nem sikerül, a MEKH-nek nincs mérlegelési joga: lehívja a teljesítési biztosítékot, a csatlakozási jog viszont megmarad. Az OEM-szerződésben ezért a gyártónak részegységekig lebontott származási igazolást kell vállalnia, és felelnie kell azért, ha ez elmarad. [S01][S02][S04]

A daruzás és a közúti szállítás a lapáthossz és a helyszín megközelíthetősége miatt különösen érzékeny. A turbinagyártó vagy a típus cseréje új környezetvédelmi és építési vizsgálatot tehet szükségessé.

Az üzemeltetési költségmodellnek tartalmaznia kell a tervezett és nem tervezett karbantartást, a fődarab-cserére képzett tartalékot, a biztosítást, a földbérleti díjat, a mérlegköri és kommunikációs díjakat, a pályázatban vállalt éves helyi hozzájárulást és az élettartam végi bontás fedezetét.

08. Bevételi modellek, PPA és piaci kockázat

A szélerőmű bevétele származhat piaci értékesítésből (merchant), hosszú távú fizikai vagy pénzügyi PPA-ból, vagy olyan támogatási konstrukcióból, amelyhez a projekt ténylegesen hozzáfér. Az árkockázat, a profilkockázat és a menetrendezési kockázat három különböző dolog.

Támogatás. A Gazdasági és Energiaügyi Minisztérium szeptemberi tájékoztatása szerint a kapacitáspályázathoz nem kapcsolódik külön működési támogatás. Az iparági szövetség CfD-t vagy hasonló bevételstabilizáló eszközt szeretne. Amíg ilyen nincs, az üzleti tervet piaci és PPA-bevételre kell építeni. [S09]

Capture price és nettó realizált ár

A capture price a projekt termelési profiljával súlyozott piaci ár, amely eltérhet a HUPX egyszerű éves átlagárától. A nettó realizált ár a tényleges értékesítési és fedezeti szerződések elszámolásától és a kapcsolódó költségektől (kiegyenlítő energia, értékesítési díj, PPA-feltételek) függ, és lehet magasabb vagy alacsonyabb a capture price-nál. Egy 65 EUR/MWh-s fix árú PPA például 4 EUR/MWh költség mellett 61 EUR/MWh nettó árat ad akkor is, ha a capture price csak 50 EUR/MWh. A 11. fejezetben alkalmazott 4 EUR/MWh levonás szemléltető feltevés.

A szélerőművek egyszerre termelnek sokat, ezért a szeles órák ára gyakran alacsonyabb. Magyarországon a naperőművi termelés dominál, így az esti és téli órákban termelő szélerőmű profilja kedvezőbb lehet, ezt azonban helyszíni és éves idősorral kell alátámasztani. A PPA bankképességét az ár mellett a mennyiségi profil, a kiegyenlítési költség viselése, a korlátozás, a negatív árak kezelése, az esetleges ár-alsó és -felső korlát és a vevő hitelkockázata határozza meg. Fix mennyiségű (baseload) PPA-nál az SPV-nek kell a piacon pótolnia a tényleges és a vállalt mennyiség különbözetét. A termeléskövető (pay-as-produced) szerződés kisebb mennyiségi kockázattal jár, de más az árszerkezete.

aFRR-képesség. A kiírás szerint a pályázónak biztosítania kell az üzemi szabályzat szerinti aFRR-szabályozási képességet. Az akkreditációs követelményeket önállóan vagy aggregátoron keresztül is teljesítheti. Ez kiegészítő bevételi lehetőség, ugyanakkor üzemviteli kötelezettség is, ezért a turbinaszállítói és az aggregátori szerződésben is rendezni kell. [S02][S04]

09. Energiatárolás, hibrid projektek és rugalmasság

A szél- és a naperőmű eltérő évszakos és napszaki termelése csökkentheti egy portfólió koncentrációját, de ez helyszínenként és időszakonként más. Egy szél–nap–tároló portfólióból sem lesz automatikusan alaperőmű.

A tároló a 2026-os pályázatban

A pályázatban a szélerőmű az elsődleges technológia, akkumulátoros tároló csak másodlagos elemként szerepelhet, és nem kötelező. Harmadik technológiával nem lehet pályázni. A tároló nem kap külön csatlakozási kapacitást: a szélerőműnek kell a teljes elnyert kapacitást lefednie, a tároló csak akkor táplálhat be, amikor a szélerőmű ennél kevesebbet termel. Vételezési irányú csatlakozási jogot a pályázat nem ad, ezért ha az üzleti modell hálózati töltésre épül, azt a hálózati engedélyessel a csatlakozási eljárásban külön kell rendezni. [S02][S04]

A kiírás 8. melléklete műszaki minimumot ír elő a tárolóra: legalább négyórás folyamatos kisütés (0,25C), legalább 6 000 teljes töltési–kisütési ciklus és 98% feletti éves rendelkezésre állás, névleges, üzemkezdeti értéken, továbbá négykvadránsú inverter és BMS-, EMS- és SCADA-kompatibilitás. A tárolónak teljesítenie kell az üzemi szabályzat általános akkreditációs feltételeit is, amelyek az FCR-, aFRR- és mFRR-szolgáltatásokhoz kapcsolódnak. A megfelelést üzembe helyezés előtt gyártói dokumentációval (megfelelőségi nyilatkozat, adatlap, típusvizsgálati jegyzőkönyv) kell igazolni. Ha egy tároló már a kiírás előtt építési engedélyt kapott, nem számít új vállalásnak. [S02][S04]

Pontozás, teljesítmény és tárolókapacitás

A tárolásért járó pontot (ÖSZ-4, 15 súlyozott pont) a tároló és a szélerőmű beépített teljesítményének aránya (MW/MW) adja, sávosan: 3%-nál 10, 20%-nál 50, 40 és 50% között 90, 50% felett 100 nyers pont. Egy 30 MW-os szélerőmű mellé épített 12 MW-os tároló (40%) így ugyanannyi pontot ér, mint egy 15 MW-os, a teljes pontszámhoz pedig 15 MW-nál valamivel nagyobb tároló kell. [S04]

A teljesítmény (MW) és a tárolókapacitás (MWh) a biztosítékoknál is elválik. A pontszám a MW-arányon múlik, a biztosíték alapja viszont a tárolókapacitás: a referencia-beruházási érték 200 millió Ft/MWh, az ajánlati biztosíték ennek 0,5%-a, a teljesítési biztosíték legalább 2,5%-a. A négyórás minimum miatt a 12 MW-os tároló legalább 48 MWh, ami 48 millió Ft ajánlati és legalább 240 millió Ft teljesítési biztosítékot jelent. A 30 MW-os szélerőművel együtt ez 108,9, illetve legalább 544,5 millió Ft. Ezek a referenciaértékek a biztosítékok számítási alapjai, projektköltségként nem használhatók. [S02][S18]

Részleges nyertességnél a szélerőmű és a tároló beépített teljesítménye a betáplálási kapacitással arányosan csökken, a pontszámokat viszont nem számolják újra. Az ajánlati biztosíték az igényelt, a teljesítési biztosíték az elnyert teljesítmény és kapacitás alapján jár. [S04]

Hibrid projekt vizsgálati sorrendje

Először a betáplálási korlátot és az egyidejű termelési csúcsokat kell modellezni. Ezután jön a tároló töltési stratégiája, hatásfoka, degradációja, energia- és teljesítményaránya, valamint az, hogy a szerződések mennyiben engedik több bevételi forrás egyidejű kihasználását. A vállalt tárolót a kereskedelmi üzembe helyezésig meg kell építeni, és rá is vonatkozik a 10%-os tűréshatár, különben a biztosíték és a csatlakozási jog arányosan elvész. [S01][S04]

10. Finanszírozás, biztosítás és számvitel

Projektfinanszírozásnál a hitelező jellemzően független energetikai tanulmányt, bankképes szerződéseket, engedélyezési jogi véleményt, műszaki és biztosítási átvilágítást, valamint a pénzáram stressztesztjét kéri. A hitel méretét a hitelező által elfogadott lefelé mutató forgatókönyv és DSCR-keret határozza meg, nem a P50. Külön támogatás hiányában az árkockázat kezelése (PPA, fedezeti ügylet) dönti el, mekkora hitel vehető fel. A hitelméretezést és a stressztesztet a 11. fejezet mutatja be.

Pályázati biztosítékok

A pályázó ajánlati, a nyertes teljesítési biztosítékot nyújt a MEKH-nek, a hálózati engedélyesnek pedig igénybejelentési biztosítékot. [S01] Az ajánlati biztosíték a referencia-beruházási érték 0,5%-a, és a bankgaranciának a beadási határidő után legalább nyolc hónapig érvényesnek kell lennie. A teljesítési biztosíték legalább 2,5%, érvényességének a kereskedelmi üzem határidejét legalább hat hónappal túl kell érnie. Egy 30 MW-os szélerőműnél ez 60,9 millió Ft ajánlati és legalább 304,5 millió Ft teljesítési biztosíték, az utóbbi több mint hat évre. [S02][S18]

A biztosítékot csak maga a pályázó nyújthatja, letétként vagy bankgaranciaként; anyavállalat vagy más csoporttag nem. A biztosíték típusa utólag nem változtatható, a bankgaranciának tartalmában és formájában is a kiírás mintáját kell követnie, és ha a bank ettől el akar térni, előbb a MEKH-kel kell egyeztetnie. A garancia csak a MEKH előzetes írásbeli hozzájárulásával módosítható, nem ruházható át és nem zálogosítható. Kibocsátója a Magyar Nemzeti Bank nyilvántartásában szereplő, magyarországi székhelyű vagy fióktelepű hitelintézet lehet; uniós bank vagy euróban denominált garancia csak megfelelő felülgaranciával fogadható el. A teljesítési garancia a minta szerint azt követő napon lép hatályba, hogy a bank megkapta a MEKH lemondását az ajánlati garanciáról. A teljesítési biztosíték lehívása a MEKH szerint a pályázó teljes társaságcsoportjára kiterjedő, hároméves kizárást von maga után a kapacitáspályázatokból (a kiírás VII.2. n) pontja szerinti kizáró ok). [S02][S04]

Üzletrész-adásvételnél ezért a biztosíték maga nem cserélődik: a kötelezett továbbra is a projekttársaság. A zárásnál annak a fedezetnek a kiváltását kell rendezni, amely mögötte áll. Ha mégis új garancia kellene, számolni kell azzal, hogy a kiírás erre nem ad eljárást, a régi garancia pedig lejárat előtt csak a MEKH lemondásával szűnik meg. Ha az eladó pénzéből fizetett letét van mögötte, azt a vételárban kell elszámolni, ha bankgarancia, akkor a kibocsátó bank felé adott anyavállalati viszontgaranciát vagy más eladói biztosítékot kell kiváltani. A biztosítékok lehívásának csoportszintű kizárási következménye a vevő többi projektjét is érinti, ezt az SPA-ban is kezelni kell.

A hitelezők szempontjából az energiaközösségi vételi jog külön kérdés. Össze kell hangolni a 100%-os üzletrész-zálogjogot, a vételi jog cégnyilvántartási bejegyzését, a jogosult tőkehozzájárulási kötelezettségét és azt, mi történik, ha ezt nem teljesíti.

A biztosítási program kiterjedhet az építés-szerelésre (CAR/EAR), a késedelmes üzembe helyezésre (DSU/ALOP), az üzemi vagyonkárokra, az üzemszünetre, a felelősségre és a géptörésre. Az önrészt, a szélsőséges időjárásra vonatkozó kizárásokat és a lapátsérülések fedezetét külön meg kell nézni.

A projekttársaság beszámolójában az aktivált fejlesztési és finanszírozási költségek, a bontási kötelezettség és a kapcsolt vállalkozási kölcsönök kezelése a választott számviteli keretrendszertől függ. A könyvvizsgáló által hitelesített vagyoni hozzájárulásnak a vételi jog miatt közvetlen tranzakciós jelentősége van.

11. CAPEX, OPEX, LCOE és értékelés

Az IRENA júliusi jelentése szerint a 2025-ben üzembe helyezett szárazföldi szélerőművek globális súlyozott átlagos beruházási költsége 976 USD/kW, átlagos LCOE-je 0,033 USD/kWh volt (2024-ben 1 041 USD/kW és 0,034 USD/kWh). Ezt az átlagot a kínai telepítések erősen lefelé húzzák, ezért magyar ajánlati árként vagy projektbecslésként nem használható. [S23]

A kiírás 406 millió Ft/MW-os (kb. 1,1 millió EUR/MW) referenciaértéke a biztosítékok számítási alapja, ajánlati árnak sem tekinthető. [S18] Az alábbi példa 1,5 millió EUR/MW-tal számol, mert ebben a csatlakozás, a tartalék és az egyszeri önkormányzati hozzájárulás is benne van.

Egyszerű szemléltető modell

Érzékenység: ha az ár 10 EUR/MWh-val alacsonyabb, a példában évente 840 960 EUR árbevétel esik ki. Ha a kapacitástényező 5 százalékponttal kisebb, évente 13 140 MWh-val kevesebb a termelés, ami 70 EUR/MWh-n 919 800 EUR.

A termeléstől a tulajdonosi pénzáramig

Az alábbi levezetés ugyanazt a kitalált projektet követi a nettó termeléstől az adósságszolgálat utáni tulajdonosi pénzáramig, adózás előtt. Célja a láncszemek összekötése, egy magyar projekt értékelésére nem alkalmas. Minden összeg 2026-os árszintű reálérték, infláció és indexálás nélkül.

Hitelméretezés és kombinált stresszteszt

Tegyük fel, hogy a hitelező a tízéves P90-re és 1,20-as minimális DSCR-re méretez, 15 éves annuitással és 6%-os kamattal. A P90-es CFADS (3,166 millió EUR) mellett legfeljebb 2,638 millió EUR éves adósságszolgálat fér bele, ez kb. 25,6 millió EUR hitel, vagyis kb. 57%-os tőkeáttétel. Ha ugyanez a projekt 70%-os tőkeáttétellel működne, a P90-es DSCR 0,98 lenne. Ebben a példában tehát a P90-es pénzáram és a hitelezői DSCR szabja meg a tőkeáttételt. Az 57% egyszerűsített, adózás előtti modell eredménye, finanszírozhatósági igazolásnak nem tekinthető. Egy valódi modell az adót, a forgótőkét, a fenntartó beruházásokat és a hitelszerződés szerinti levonásokat is kezeli, a hitelező pedig több termelési, ár- és szerződéses forgatókönyvre méretezhet.

A kombinált stressz a P90-es méretezés mellett is 1 alá viszi a DSCR-t. Az adósságszolgálati tartalékszámla (DSRA) csak átmeneti likviditási hiányt hidal át, a tartósan 1 alatti DSCR-t nem oldja meg, a cash sweep pedig csak a ténylegesen meglévő többletből működik. Tartós hiány ellen alacsonyabb tőkeáttétel, a pénzáramhoz igazított (sculpted) törlesztés, bevételstabilizáló szerződés vagy szponzori támogatás véd. A MWh-arányos éves hozzájárulás a stresszben csökken, az egyszeri hozzájárulás és a biztosítékok viszont fix tételek.

Mennyibe kerülnek a pályázati pontok?

A pontokért vállalt kötelezettségeket a teljes élettartamra kell beárazni. A kiírás sávosan pontoz, ezért egy sávon belüli többletvállalás nem hoz újabb pontot, a sávhatár feletti, de a következő sávot el nem érő vállalás pedig felesleges költség. A súlyozott pont a nyers pontszám és a súly szorzata. Az alábbi tábla a 30 MW-os példára, 81 573 MWh éves betáplálásra, 25 éves időtávra és 7%-os diszkontrátára számol; a 25 év modellfeltevés. [S02][S04]

Pontegyenlőség esetén az ÖSZ-1, ÖSZ-2, ÖSZ-4 és ÖSZ-9 szempont dönt, ha ez sem elég, közjegyzői sorsolás. A MEKH a projekt előkészítettségét, műszaki, földjogi, engedélyezési és pénzügyi megvalósíthatóságát nem pontozza, csak a vállalásokat. A pályázati nyertesség ezért a projekt érettségéről semmit nem árul el. [S04]

Fajlagos költség és tőkeköltség

Egyszerűsített, adózás előtti, reálértékű számítás 25 évre, a pénzáram-levezetéssel azonos alapon: 81 573 MWh betáplált energia (3%-os korlátozás után), 1,35 millió EUR OPEX és 2,5 EUR/MWh helyi hozzájárulás. Fajlagos költség = (CAPEX × tőkemegtérülési tényező + éves OPEX) / betáplált MWh + helyi hozzájárulás. Így közvetlenül összevethető a 66 EUR/MWh nettó realizált árral.

A példában már 7%-os reál tőkeköltségnél kis fedezeti hiány jelentkezik (66,4 szemben a 66 EUR/MWh-val), 8–9%-nál pedig a hiány számottevő. Külön működési támogatás nélkül a finanszírozás költsége és a bevételi szerződés minősége ugyanúgy meghatározza az értéket, mint a szélkészlet.

12. Szabályozás, FDI, támogatások és adó

Az uniós megújulóenergia-irányelvet az (EU) 2023/2413 irányelv (RED III) módosította. Eszerint a megújulóenergia-gyorsítási területeken a szárazföldi projektek engedélyezése legfeljebb 12 hónapig, azokon kívül legfeljebb két évig tarthat. A magyar könnyített térség hasonló célt szolgál, de a két kategória jogi viszonyát projektenként kell megítélni, és az irányelv a magyar hatósági engedélyt nem váltja ki. [S24]

A villamosenergia-piaci részvételre és a projekttársaság működésére a villamos energiáról szóló 2007. évi LXXXVI. törvény (Vet.) és végrehajtási rendeletei, a hálózati szabályzatok és a MEKH-engedélyek vonatkoznak. A 2026. évi XXXVI. törvény a Vet. mellett a környezetvédelmi, a bányászati, az energiahatékonysági és az építészeti törvényt is módosította. [S03][S22]

FDI és tranzakciós engedélyek

Két nemzeti szűrési rendszer működik párhuzamosan. A 2025. évi L. törvény IV. fejezete (36–54. §) törvényi szintre emelte a veszélyhelyzeti eredetű, gazdasági célú szűrést. A 36. § (1) bekezdése szerint ezt a fejezetet 2026. december 31-ig kell alkalmazni. Az állami elővásárlási jog (45. §) a naperőművi társaságokra vonatkozik. [S25] A nemzetbiztonsági szűrést szabályozó 2018. évi LVII. törvény nem ideiglenes, és a villamosenergia-törvény hatálya alá tartozó szolgáltatásokra is kiterjed. Bejelentési kötelezettséget jellemzően a 25%-ot (nyilvános részvénytársaságnál a 10%-ot) meghaladó részesedés vagy a többségi befolyás megszerzése vált ki. [S26] Az új uniós FDI-szűrési rendelet, az (EU) 2026/1386 2026. július 16-án lépett hatályba, általánosan 2028. január 17-től alkalmazandó, eddig kell hozzá igazítani a nemzeti rendszereket. [S27]

Abból, hogy egy SPV szélerőművet fejleszt, még nem következik, hogy KÁT-, METÁR- vagy más támogatásra jogosult. Támogatott bevételt csak ténylegesen alkalmazandó támogatási határozat vagy szerződés alapján szabad a modellbe tenni. A versenyjogi bejelentési kötelezettség, az ágazati különadók és a többi adóhatás az ügylet tényeitől és a mindenkor hatályos szabályoktól függ.

13. Vendor DD, SPA és tranzakciós kockázatallokáció

A vendor DD célja, hogy az eladó még az értékesítés előtt feltárja a tulajdonosi, szabályozási, műszaki, pénzügyi és szerződéses hiányosságokat, ahol lehet, rendezze őket, és egységes bizonyítékcsomagot állítson össze az adatszobában.

Tranzakciós dokumentumcsomag

Társasági: tulajdonosi szerkezet, társasági iratok, tagi kölcsönök és más finanszírozási jogcímek, kapcsolt ügyletek, a vételi jogot tartalmazó létesítő okirat. Ingatlan: helyrajzi számok, használati jogok, szolgalmak, útjogok, légtérhasználati megállapodások. Engedélyek: engedélyek és módosításaik, véglegesség, hatósági feltételek. Hálózat: pályázati határozat, vállalások, csatlakozási dokumentumok és biztosítékok. Műszaki: szélkészlet-adatok, elrendezési terv, geotechnika, turbina- és EPC-szerződések. Kereskedelmi: PPA, mérlegkör, vevő. Pénzügyi: CAPEX, OPEX, adó, finanszírozás, biztosítások és biztosítékok.

Bizonyítékmátrix fejlettségi szint szerint

Ami a fejlesztés elején még elfogadható hiány, az a pénzügyi záráskor már nem az. A mátrix szakaszonként mutatja, mit kell bizonyítani, mi fogadható még el, és mi a jellemző figyelmeztető jel.

Kapacitásnyertes SPV: a 25%-os energiaközösségi vételi jog

A 11/2025. (IV. 10.) EM rendelet 7. § (3)–(11) bekezdése szerint a szélerőművi kapacitáspályázaton csak az indulhat, aki a Kormány egyedi határozatával kijelölt megújulóenergia-közösség(ek) javára vételi jogot biztosít a projekttársaságban. A rendelet legfeljebb 25%-ot enged, a 2026-os kiírás pontosan 25%-os vállalást követel meg. Ez a vállalás mértéke; a tényleges tulajdonszerzéshez a jogosult igénye és szabályszerű joggyakorlása kell. A feltétel kötelező, pontot nem ér. A közösségnek a MEKH nyilvántartásában kell szerepelnie, és a projekttel azonos vagy szomszédos nagy- vagy középfeszültségű alállomási körzetben kell működnie; hogy pontosan mely területek közösségei jelentkezhetnek, azt a kiírás lábjegyzete szerint jogszabály fogja meghatározni. [S01][S28][S02][S18]

Ha a határozatok 2027 elején válnak véglegessé, a közösség nyilatkozati határideje 2028 közepén, a gyakorlási határidő 2029 elején jár le, vagyis a végleges építési engedély 2030. január 1-jei határideje előtt. A nyertes a határidőben közölt igényt a 25%-os korlátig nem utasíthatja vissza, több igény esetén pedig arányosan osztják fel a részesedést. [S01][S04]

A szerződéses keretet a MEKH által legalább 15 nappal a beadási határidő előtt, tehát legkésőbb október 15-ig közzéteendő lényeges elemek adják meg: a közösség kisebbségi tulajdonszerzése, valamint jogai és kötelezettségei a társaságban. A felek ezt a társasági formának megfelelő különös feltételekkel egészítik ki. A pályázók által aláírandó nyilatkozat (kiírás 16. melléklet) a vételárnál a rendelet mindenkor hatályos szövegére utal vissza. Így azt sem dönti el, beleszámít-e a tagi kölcsön a vételáralapba, a rendelet későbbi módosítása pedig a vételárszabályt is érinti. A pályázó azt is vállalja, hogy a társaságon belül és kívül mindent megtesz a vételi jog gyakorlásáért. A kiírás felróható mulasztásnak tekinti például, ha a legfőbb szervet nem hívják össze, ha az nem hoz döntést, vagy ha a változásbejegyzési kérelmet nem nyújtják be időben, illetve elutasítás után nem nyújtják be újra. Ennek a csatlakozási jog elvesztése és a teljesítési biztosíték lehívása a következménye. [S01][S02]

Vételáralap. A közösség a gyakorlásig a társaságnak teljesített, könyvvizsgáló által hitelesített vagyoni hozzájárulás megszerzett részesedéssel arányos részét fizeti meg, és vállalja a beruházáshoz szükséges további vagyoni hozzájárulás arányos részét. A rendelet fejlesztői prémiumot, kamatot vagy piaci értéket nem említ. [S01]

Értékhatás – feltételes példa. Ha a gyakorláskor az SPV saját tőkéjének piaci értéke 12 millió EUR, a rendelet szerinti vételáralap pedig 4 millió EUR, akkor a 25%-os részesedéssel 0,25 × (12 − 4) = 2 millió EUR érték kerül át a közösséghez. Ez nem az opció teljes értékelése. A valós hatáshoz modellezni kell a gyakorlás időpontját, a további finanszírozási igényt, a kisebbségi jogokat és azt az esetet is, ha a közösség nem gyakorol.

• Időzítés. A kétéves határidőn belül a közösség maga választja meg, mikor gyakorol, és kivárhatja, amíg a fő kockázatok, például az engedélyezés, rendeződnek. A vételáralap a befizetett tőkével együtt nő. Ha a fejlesztés sikeres, és a projekt értéke ennél gyorsabban emelkedik, ez a közösségnek kedvez; ha a fejlesztés megakad, egyszerűen nem gyakorol.
• Másodlagos vevő. Az a fejlesztési prémium, amelyet egy későbbi vevő az eladónak fizet, nem növeli a vételáralapot, mert az a társaságnak teljesített hozzájárulásból számol. A vevőnek ezért a megszerzett részesedést az opció terhével együtt kell értékelnie. Az értékhatás a megszerzett hányadtól, a gyakorláskori értéktől, a közben befizetett tőkétől és a gyakorlási forgatókönyvtől függ.
• Bizonytalan gyakorlás. A hazai megújulóenergia-közösségek többsége még korai szakaszban van, így a gyakorlás és a további tőkebefizetés is bizonytalan. A forgatókönyveknek a teljes, a részleges és az elmaradó gyakorlást is le kell fedniük. [S16]

Finanszírozási jogcímek. A vételáralap szempontjából külön kell választani a tagi kölcsönkövetelést, a tőkévé alakított követelést, a tőketartalékba befizetett összeget és az egyéb tagi befizetéseket. Strukturálás előtt jogi állásfoglalásban érdemes rögzíteni, melyik minősül a rendelet szerinti vagyoni hozzájárulásnak, és mi a következménye, ha a jogosult nem fizeti be a további hozzájárulást, ha lemond a jogáról, vagy ha a vételi jog a hitelezői üzletrész-zálogjoggal ütközik.

Kisebbségi jogok. A szavazatok legalább 5%-ával rendelkező tag törvényi minimumként kezdeményezheti a legfőbb szerv összehívását (Ptk. 3:103. §), egyedi könyvvizsgálat elrendelését (3:104. §) és igény érvényesítését (3:105. §). A létesítő okirat ezektől a kisebbség hátrányára nem térhet el (3:106. §). [S29] Ezen túl a szindikátusi szerződésben adhatók többletjogok: egyes döntésekhez szükséges hozzájárulás, információs jogok, finanszírozási és átruházási szabályok, együttértékesítési kötelezettség és holtpont-kezelés.

Az SPA-ban. A vételi jog gyakorlását a vételárban vagy az earn-outban külön kell kezelni, a kijelölés és a gyakorlás állása pedig tényállítás és zárási feltétel tárgya. A pontot hozó vállalásoknál el kell választani a zárás előtti mulasztást, amelyre eladói tényállítás és indokolt esetben külön kártalanítás vonatkozik, a vevő zárás utáni teljesítésétől, amelyet a vételár és a vevő saját szerződései, például a turbinaszállítói szerződés fedeznek. Azt is rögzíteni kell, ki viseli a MEKH által üzleti kockázatnak tekintett, előre nem látható engedélyezési akadályokat.

A határozat kötöttségei

A csatlakozási jogot megállapító határozat, az abban rögzített adatokkal és a pontozáshoz kapcsolódó kötelezettségekkel együtt, a jogosult kérelmére nem módosítható, kivéve a telephelyet (kiírás XIII.12. pont). A határozatban rögzített betáplálási teljesítmény nem változtatható, a beépített teljesítmény pedig csak a határozat módosításával. Egy pályázat egy erőműre vagy erőműparkra szól, a határozatban nem bontható több egységre. A vevő tehát a nyertes projektet utólag csak szűk keretek között optimalizálhatja. [S02][S04]

A pályázó személyében a benyújtástól a döntés véglegessé válásáig nem következhet be jogutódlás. Ez a pályázó társaság átalakulására, egyesülésére vagy szétválására vonatkozik; az üzletrész-átruházás nem jogutódlás. A pályázó ugyanakkor azt is vállalja, hogy a pályázati feltételeknek a jogosultság teljes időtartama alatt, vagyis a határozat kézhezvételétől annak hatályvesztéséig megfelel, a kapcsolt vállalkozási viszonyok változását pedig a kiírás szerint nyolc napon belül be kell jelentenie; ugyanennyi idő jut az űrlap 9–14. fejezetében tett nyilatkozatok benyújtási határidő utáni változására, a képviselő személyének változására pedig három nap. Ebből nem következik automatikusan, hogy egy tulajdonosváltás után a vevő csoportjának kapacitásait utólag összeszámítanák, a csoportszintű feltételeket azonban zárás előtt a vevő csoportjára is ellenőrizni kell. [S02][S04]

Kockázatból ügyleti intézkedés

Minden lényeges megállapításhoz tartozzon bizonyíték, értékhatás, rendezési feladat, felelős és szerződéses eszköz. Néhány példa:

RTB és zárás

A „ready-to-build” nem jogi kategória, ezért az SPA-ban objektív, dokumentumokkal igazolható feltételekkel kell meghatározni. Tipikus zárási feltételek: a kritikus engedélyek véglegessége, a csatlakozási jog és a jogvesztési ok hiánya, a földhasználat, a finanszírozói hozzájárulás, a szerződések átruházása, a biztosítékok fedezetének kiváltása, az FDI- vagy más hatósági engedély és a lényeges hátrányos változás kezelése.

A vételár lehet fix, locked-box vagy completion accounts alapú, illetve mérföldkőhöz kötött earn-out. A kockázatmegosztás eszközei a külön kártalanítás, az escrow, a visszatartás, a felelősségi korlát és az elévülés, a lényegességi küszöbök kezelése, a W&I biztosítás és az elállási jog. Egy dokumentált hiányhoz rendelt konkrét rendezési lépés többet ér egy túl általános szavatossági listánál.

14. Fejlesztési stratégiák és forgatókönyvek 2027–2030

Alapeset: a 2026-os kör nyertesei 2027–2028-ban érik el az RTB-szintet, a MEKH évente legalább egy szélerőművi pályázatot ír ki, és 2030 végéig az első körrel együtt legalább 4 000 MW-ot hirdetnek meg. A megvalósulás a hálózati és engedélyezési kapacitáson múlik. A minisztérium projektenként 3–3,5 éves megvalósítási idővel számol, a teljes célt 2032–2034-re tartja elérhetőnek. [S01][S09]

Kedvező eset: bővülnek a könnyített térségek, kiszámítható a pályázati ciklus, versenyképesek a turbinaárak, és lesz hosszú távú értékesítési szerződés vagy bevételstabilizáló eszköz. Kedvezőtlen eset: az engedélyezés kicsúszik a 2030-as építésiengedély-határidőből, a honvédelmi és ökológiai korlátok szigorúbbnak bizonyulnak, nő a helyi ellenállás, drága marad a finanszírozás, gyenge a capture price, és elszállnak a logisztikai költségek.

Ajánlott fejlesztési kapuk

1. Telephely: kizáró okok (700 m, kizárt övezetek, radar), kizárólagos földjog, előzetes elrendezés. 2. Szélkészlet: független mérési program és termelési becslés. 3. Hálózat: pályázati nyertesség vagy hatályos csatlakozási szerződés, csatlakozási díjak és TMÁ-költség, határidők. 4. Engedélyek: környezetvédelmi, honvédelmi és hatósági feltételek, a választott eljárási út. 5. Kereskedelmi: turbina- és EPC-szerződés, beszerzési vállalások, bevételi modell. 6. Tranzakció: adatszoba, átvilágítás, a vételi jog kezelése, SPA és finanszírozható zárás.

A fejlesztési szakaszok közötti árazásnál a még fennálló engedélyezési és hálózati kockázatot nem szabad működő erőmű pénzáramaként értékelni, és a vételi joggal terhelt részesedés sem kezelhető tehermentes, 100%-os tőkeértékként.

Működő parkok és repowering

A mintegy 330 MW-os hazai flotta a 2016-os telepítési korlátozás előtt épült, ezért a működő parkok adásvétele és a repowering külön tranzakciós műfaj. [S06][S07] Működő parknál a vizsgálat a tényleges üzemi adatokra épül: a SCADA szerinti rendelkezésre állásra és termelésre az eredeti P50-hez képest, a fődarabok hátralévő élettartamára, a típushibákra, a korábbi nagyjavításokra, a támogatási jogosultság lejáratára és a bontási kötelezettség költségére. Repoweringnél a meglévő csatlakozási kapacitás lehet a legértékesebb eszköz, az új konfigurációra viszont a mai telepítési szabályok vonatkoznak (700 m, oszlopmagasság, biztonsági övezet, radar), és egyenként igazolni kell, hogy a régi engedélyek használhatók-e az új turbinára.

15. A Fremora Consulting szerepe

A Fremora Consulting a szélerőmű-SPV-k tranzakcióinak lebonyolításában és tranzakciós felkészítésében dolgozik. Vezetjük az ügyleti munkafolyamatot, az adatszobát és a kérdés-válasz folyamatot, koordináljuk az eladói és a vevői oldali átvilágítást, és fejlettségi szint szerinti bizonyítékmátrixban, valamint kockázati és zárásifeltétel-nyilvántartásban követjük a nyitott pontokat. Figyeljük a pályázati vállalásokat és a jogvesztő határidőket, megszervezzük az SPA- és szindikátusi tárgyalásokat, és végigkísérjük a zárást és az átadást.

A jogi, műszaki, környezetvédelmi, adó- és pénzügyi megállapításokat az arra jogosult szakértők készítik. A mi feladatunk, hogy ezeket összekössük az ügyleti döntésekkel és határidőkkel. Vevőt nem keresünk.

Fogalomtár

Források és módszertan

A források a megjelölt tényállításokat támasztják alá. A jogszabályi hivatkozások a Nemzeti Jogszabálytár 2026. október 9-én elérhető időállapotán alapulnak. A hatósági tájékoztatókat a jogszabályszöveggel vetettük össze, eltérés esetén a jogszabályt követtük. A 2026-os pályázat részleteit a MEKH kiírása és mellékletei, valamint a MEKH által közzétett GYIK alapján ismertetjük, a jogi irodák összefoglalóit megerősítésként használtuk. A GYIK a MEKH szerint tájékoztató jellegű, kötőereje nincs. Az energiaközösség kisebbségi tulajdonszerzéséről szóló szerződés lényeges elemeit, amelyeket a MEKH október 15-ig tesz közzé, ez a kiadás még nem dolgozza fel. A számítási példák, a tranzakciós következtetések és a fejlesztési kapuk a Fremora elemzési keretei, nem hatósági megállapítások.

1. S01
   11/2025. (IV. 10.) EM rendelet a közép- és nagyfeszültségű hálózaton elérhető szabad kapacitások kiosztására irányuló pályázati eljárásról

   Nemzeti Jogszabálytár; a 4/2026. (VIII. 28.) GEM rendelettel módosított szöveg

2. S02
   MEKH: Pályázati kiírás a szélerőművek és szélerőműparkok hálózati csatlakozását szolgáló kapacitáspályázati eljárásra (2026) és mellékletei

   Közzétéve: 2026. augusztus 30.

3. S03
   2026. évi XXXVI. törvény Magyarország Helyreállítási és Ellenállóképességi Tervében szereplő energetikai tárgyú vállalások teljesítéséhez szükséges törvények módosításáról

   Kihirdetve: 2026. július 30.

4. S04
   MEKH: Gyakran ismételt kérdések – kapacitáspályázati eljárás szélerőművek és szélerőműparkok részére (80 kérdés és válasz)

   2026. október; tájékoztató jellegű, kötőereje nincs

5. S05
   WindEurope: Latest wind energy data for Europe – Autumn 2026

   2026. szeptember 1.

6. S06
   Világgazdaság: a kormány energetikai törvénycsomagja és a hazai szélerőmű-kapacitás

   2026. július 2.

7. S07
   Schoenherr: Hungary's wind energy comeback – from frozen to 4 GW in four years

   2026. július 20.

8. S08
   Energiaklub: vélemény a szélerőművek engedélyezését érintő jogszabálytervezetekről (NEKT-célok)

   2025. október 9.

9. S09
   Telex: elindult a szélerőmű-fejlesztési program – ütemezés, támogatás, csatlakozási költségek

   2026. szeptember 4.

10. S10
    Vas Vármegyei Kormányhivatal: tájékoztatás szélerőmű-telepítéssel kapcsolatban (jogszabályi keretek, eljárási sorrend)

    2026. február 6.; a biztonsági övezetre vonatkozó része a 2026. január 30-i módosítást még nem tükrözi

11. S11
    Jalsovszky: The wind tunnel opens – domestic energy investments to become easier

    2026. január 29.

12. S12
    2/2013. (I. 22.) NGM rendelet a villamosművek, valamint a termelői, magán- és közvetlen vezetékek biztonsági övezetéről

    Nemzeti Jogszabálytár; a 2/2026. (I. 15.) NGM rendelettel módosított, 2026. január 30-tól hatályos szöveg

13. S13
    A 2026. évi XXXVI. törvény indokolása (18. §: az integrált eljárások 120 napos ügyintézési határideje; 4. §: 85 napos hatásvizsgálat; 29. §: 199 m oszlopmagasság)

    Nemzeti Jogszabálytár

14. S14
    CMS: Hungary adopts essential provisions to fulfil Recovery and Resilience Plan commitments

    2026, a július 30-i kihirdetés után

15. S15
    131/2026. (VIII. 28.) Korm. rendelet egyes energetikai tárgyú kormányrendeletek módosításáról

    Nemzeti Jogszabálytár

16. S16
    Wolf Theiss: A fresh wind for Hungarian renewables – Hungary relaunches its wind energy market

    2026. szeptember 2.

17. S17
    IEC 61400 szabványcsalád (Wind energy generation systems)

    A szabványok külön érhetők el

18. S18
    CMS: Ready, set, blow – Hungary announces its first wind capacity tender

    2026. szeptember 1.

19. S19
    2007. évi CXXIX. törvény a termőföld védelméről, 11. § (3) h)

    Nemzeti Jogszabálytár, 2026. október 1-jei időállapot

20. S20
    2023. évi C. törvény a magyar építészetről (Méptv.), 7. § (2a)

    Nemzeti Jogszabálytár, 2026. október 1-jei időállapot

21. S21
    280/2024. (IX. 30.) Korm. rendelet a településrendezési és építési követelmények alapszabályzatáról (TÉKA)

    Nemzeti Jogszabálytár

22. S22
    2007. évi LXXXVI. törvény a villamos energiáról (Vet.)

    Nemzeti Jogszabálytár

23. S23
    IRENA: Renewable Power Generation Costs in 2025

    2026. július

24. S24
    (EU) 2023/2413 irányelv (RED III)

    EUR-Lex

25. S25
    2025. évi L. törvény, IV. fejezet (36–54. §) – külföldi befektetések gazdasági célú szűrése

    Nemzeti Jogszabálytár, 2026. október 1-jei időállapot

26. S26
    2018. évi LVII. törvény a Magyarország biztonsági érdekét sértő külföldi befektetések ellenőrzéséről

    Nemzeti Jogszabálytár

27. S27
    (EU) 2026/1386 rendelet a külföldi befektetések átvilágításáról

    Kihirdetve: 2026. június 26.; hatályos: 2026. július 16.; általánosan alkalmazandó: 2028. január 17.

28. S28
    Világgazdaság: a szélerőmű-tender feltételei, pontozás és energiaközösségi részesedés

    2026. szeptember

29. S29
    2013. évi V. törvény a Polgári Törvénykönyvről, 3:103–3:106. § (kisebbségi jogok)

    Nemzeti Jogszabálytár