Nehéz helyzetben a cégek: átalakul a cégek áramszámlája

A magyar árampiacon ma már előfordul, hogy ugyanazon a napon a villamos energia ára délben mínusz 500 euró, néhány órával később pedig 200 euró körül alakul megawattóránként. A negatív ár azt jelenti, hogy a túltermelt áramot az ország ilyenkor fizetve exportálja. Ez a kilengés mutatja meg a legjobban, hogyan változik a vállalatok energiabeszerzése: a szerződéses ár mellett egyre többet számít, hogy a nap melyik szakában használják el az áramot.

Erről egy, a Portfolio által tudósított szakmai konferencián beszélt Szalai Sándor, az E.ON Energiamegoldások KKV értékesítési vezetője, valamint a vele folytatott panelbeszélgetésben Csapó Dániel, a Planergy consulting üzletágvezetője. Mindketten piaci szereplők, a helyzetértékelésük és a javaslataik így szakmai, de egyben üzleti nézőpontot is tükröznek.

Rekordközeli költségek, szűk mozgástér

A kiinduló helyzet a cégeknek kedvezőtlen. Az előadó szerint a földgáz ára a januári 32 euróról 82 euró/megawattórára emelkedett, ami alig néhány hónap alatt több mint két és félszeres növekedés. A villamos energia a tavalyi, 100 euró körüli szintről 168 euróra drágult, ez nagyjából 68 százalékos emelkedés.

Szalai szerint ráadásul a hazai vállalkozások fizetik Európában a második legmagasabb áramárat: csak Írországban drágább az áram, Németország a harmadik. Az energiaköltség így az átlagos vállalati összkiadások körülbelül 10 százalékát teszi ki, a vendéglátásban és a szállodaiparban, vagyis az úgynevezett HoReCa-szektorban akár a 15–20 százalékát is.

A számla nagy része ráadásul nem alku tárgya. A rendszerhasználati díjat, a megújuló termelést támogató kötelező átvételi rendszer (KÁT) díját, az energiaadót és az energiahatékonysági kötelezettségi rendszer (EKR) költségét jogszabály rögzíti, ezeket automatikusan átvezetik a számlákon. Az egyetlen tétel, amelyben a kereskedők versenyeznek és a cégek választhatnak, maga az energiadíj. A beszerzési döntések tehát a teljes számlának csak egy részére hatnak, ezen a részen viszont jelentős különbségek lehetnek.

Az előadó az időzítést is sürgetőnek tartotta. „Az járt jól, aki múlt héten szerződött, és aki ma szerződik, az biztos, hogy jobban jár, mint aki a jövő héten fog” – mondta Szalai Sándor a konferencián.

Miért nem várható gyors enyhülés?

Bár a földgáztárolók töltöttsége Magyarországon és Európában egyaránt 77 százalék körül van, Szalai szerint az árak csökkenése egyelőre nem reális forgatókönyv. A drágulás okai között a Hormuzi-szoros körüli geopolitikai feszültségeket, az amerikai félidős választások után általa várt háborús eszkalációt, valamint a balkáni és a környező országok atom- és vízerőműveit sújtó aszályt említette. Értékelése szerint a trend jelenleg az exponenciális növekedés felé mutat.

A panelbeszélgetés résztvevői hosszabb távon a két energiahordozó eltérő pályájával számolnak. Közös álláspontjuk szerint a 2022 óta tartó energiakrízis hatásai továbbra is meghatározzák a beszerzéseket. A földgáznál 2028-tól várnak érdemi árcsökkenést, amikor új romániai források lépnek a piacra, és ezek kihasználhatják a jelentős magyarországi gáztárolói kapacitásokat. A mérséklődő kereslet és a bővülő kínálat szerintük az állami beszerzéseket is olcsóbbá teheti.

Az áramnál ellenkező irányú folyamatokat látnak. 2030 körül új hazai gázerőművek állhatnak üzembe, ugyanakkor a nagy energiaigényű gyárak, köztük a BMW és a BYD termelésbe lépése tartósan magasan tartja a keresletet. A szakértők becslése szerint a villamos energia ára hosszabb távon sem valószínű, hogy 100 euró/MWh alá csökkenne. Ez azt jelenti, hogy a tavalyi árszint a jelenlegi előrejelzések szerint inkább alsó határnak tekinthető, mint visszatérő normál állapotnak.

A napelem-boom kettős hatása

Az árampiac szerkezetét a napenergia gyors terjedése alakította át. Az előadás szerint Magyarországon megközelítőleg 9 gigawattnyi napelemes kapacitás épült ki, a napenergia az idei hazai termelés 28 százalékát adta, és ez az arány a Paksi Atomerőmű leállásai miatt várhatóan 30 százalékra nő.

Ennek következménye a bevezetőben említett kilengés: délben a nagy betáplálás miatt túltermelés alakul ki, az ár akár negatívba fordul, napnyugta után pedig ártüske jön. Erre építenek a napszakhoz kötött tarifák. Az E.ON több ilyen konstrukciót kínál, például napkelte, hétvége és ritmus elnevezéssel. Utóbbi Szalai szerint a legkeresettebb: ebben az év minden napján reggel 6 és délután 17 óra között 35 százalékkal olcsóbb az áram, mint az esti, 17 és 22 óra közötti sávban. Egy olyan cégnek, amely a fogyasztását nappalra tudja koncentrálni, ez érdemi különbség, az esti csúcsban működő vállalkozásnak viszont kevésbé előnyös.

A napelem ezért önmagában már nem jelent automatikus versenyelőnyt. Csapó Dániel szerint a saját telephelyen, a mérő mögött telepített (angol szakkifejezéssel Behind-the-Meter) naperőművek megtérülése spot piaci szerződés esetén romolhat. A panelek ugyanis éppen délben termelnek, amikor a piaci áramár amúgy is alacsony, így a saját termeléssel kiváltott áram kevesebbet ér.

Fix ár vagy tőzsdei ár?

A beszerzési stratégiában a fő kérdés, hogy a cég előre rögzített, fix árat választ, vagy tőzsdei indexhez kötött, úgynevezett spot tarifát, amely az azonnali piaci árat követi. Szalai álláspontja szerint a mostani, változékony környezetben a tisztán fix áras szerződések versenyhátrányt okozhatnak, ezért a spot tarifákat tartja célravezetőbbnek.

Azoknak, akiknek a könyvelés vagy a gazdasági tervezés miatt kiszámítható árra van szükségük, az E.ON egy átmeneti, „spot fix váltós” terméket kínál. Ez a jelenlegi magas árak idején spot alapon működik, majd a tavaszra várt árcsökkenéskor a következő hónap első napjától rögzíthető. A konstrukció tehát arra épít, hogy az árak tavasszal mérséklődnek, ez azonban előrejelzés, nem biztos kimenet.

Az ügyfelek döntései megosztottak. Szalai szerint az E.ON kkv-ügyfélkörében a fix és a spot árazású termékek aránya fele-fele, a tavaszi kampányban pedig a vásárlók 40 százaléka választotta a tőzsdei árat követő, időszakos tarifát, hogy kihasználja a nyári, 17 óra előtti olcsóbb energiát. A nagyfogyasztók eközben összetett, fix és spot elemeket kombináló szerződéseket kötnek, ami külön szakembergárdát és folyamatos ellenőrzést igényel. A kisebb cégeknek ilyen apparátusuk jellemzően nincs.

A tarifa csak a kezdet

Az előadó tapasztalata szerint a kedvezőbb időszaki tarifát választó cégek jelentős része a szerződéskötés után hajlamos visszatérni a korábbi fogyasztási szokásaihoz, így elveszíti az előny egy részét. Szalai szerint a belső almérők rendszeres elemzése és a munkatársak odafigyelése önmagában is érdemi megtakarítást hozhat.

Ehhez Csapó Dániel szerint a pontos adat az alap. Magyarországon évi 5000 kilowattóra feletti fogyasztásnál kötelező az okosmérés, amely negyedórás bontásban mutatja a fogyasztást. Összehasonlításképpen a lakossági átlag évi 2500 kilowattóra, a küszöböt tehát szinte minden működő vállalkozás eléri. A legtöbb cég így elvben rendelkezik azokkal az adatokkal, amelyekből kiderül, mikor és mire használja az áramot.

Akkumulátorok: lehetőség, korlátozott ideig

A déli olcsó és az esti drága áram közötti különbséget az előadók szerint ma kizárólag akkumulátoros energiatárolókkal lehet kiegyenlíteni. A tároló olcsó nappali órákban töltődik, a drága esti csúcsban pedig kiváltja a hálózatból vételezett áramot. A minimális és a maximális órás vagy negyedórás ár különbségéből származó nyereséget nevezik arbitrázsnak. Csapó szerint Magyarország a napon belüli áringadozás (spread) tekintetében az Európai Unió első három országa között van, vagyis itt ez a különbség kiugróan nagy.

A beruházás azonban nem minden cégnek térül meg. Csapó szerint ha a vállalkozásnak nincs jelentős esti alapfogyasztása, és a hálózatra történő visszatáplálást védelmi berendezések akadályozzák, a tároló megtérülése nem biztosított, mert nincs mit kiváltania, és a felesleget sem tudja értékesíteni.

Az időtényező is fontos. Szalai szerint egy éve még alig létezett hálózati szintű hazai tárolókapacitás, ma már 1 gigawattnál tart, jövőre pedig várhatóan eléri a magyar rendszerigényt teljesen kielégítő 2 gigawattot. Példaként a bolgár és a görög piacot említette, ahol uniós forrásokból 5 gigawattnyi tárolókapacitás épült ki, és ez már idén nyáron megszüntette az esti ártüskéket. Szalai ebből arra következtet, hogy a hazai piacon is legfeljebb két éven belül eltűnhetnek az arbitrázsból fakadó pénzügyi előnyök. Minél több tároló épül, annál kisebb lesz a nappali és esti ár közötti különbség, amelyből a tárolók bevétele származik.

Mit érdemes ebből megérteni?

A vállalatok áramszámláján a jogszabályban rögzített tételek mellett az energiadíj az egyetlen alakítható elem, és ennek nagysága egyre inkább a fogyasztás időzítésén múlik. A napenergia elterjedése olcsó nappali és drága esti órákat hozott létre. Ebből a napszakos tarifák, a fogyasztás átszervezése és a tárolók révén lehet hasznot húzni, ám az előadók szerint ez az előny nem tartós: a tárolók terjedésével az árkülönbség szűkülhet, miközben az áram ára hosszabb távon sem várható 100 euró/MWh alatt. A konferencián elhangzottak alapján a cégeknek a szerződéstípus mellett azt is mérlegelniük kell, mennyire rugalmas a saját működésük, és a rendelkezésükre álló negyedórás fogyasztási adatokat mennyire használják ki.