Zastropování pomáhá. Bez něj by zákazníci platili až o polovinu více
Od 1. ledna 2023 platí zastropovaná cena za silovou elektřinu 6 050 korun za megawatthodinu včetně DPH. To ale zdaleka není konečná cena elektřiny, tu tvoří kromě samotné komodity, tzv. silové elektřiny a poplatku dodavateli, také regulované platby. Výsledná částka na vaší faktuře je tedy vždy o několik stovek korun za megawatthodinu vyšší.
Většina dodavatelů bude od ledna nabízet produkty za státem stanovenou zastropovanou cenu, ušetřit mohou ti, kteří dosud využívali spotové tarify. „Zákazník zaplatí 8 171 korun za megawatthodinu, z toho 6 050 korun tvoří obchodní složka včetně DPH. Bez zastropování by zákazníci platili přibližně o polovinu více,“ říká Roman Gazdík, tiskový mluvčí skupiny ČEZ. Od začátku roku ale již několik dodavatelů energií včetně společnosti ČEZ ohlásilo snížení tarifů pod státem stanovený strop. Důvodem je klesající cena elektřiny na velkoobchodních trzích, i snížený odběr plynu.
Jak číst vyúčtování za elektřinu
Silová elektřina tvořila roce 2021 polovinu celkové ceny, na začátku roku 2022 už to byly tři pětiny a v tomto roce to bude více než tři čtvrtiny. Zbytek představuje tzv. regulovaná složka. Regulovanou složku ceny elektřiny tvoří:
- poplatky za distribuci elektřiny podle odebraného množství, stanovené dle distribuční společnosti, pod kterou zákazník spadá;
- fixní platba za jistič podle jeho hodnoty;
- systémové služby pro zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou zajištěné společností ČEPS;
- poplatek pro organizátora trhu OTE, který má na starosti například administraci změny dodavatele elektřiny
- a příspěvky na obnovitelné zdroje.
Kromě těchto složek se do konečné ceny počítá také daň z elektřiny a DPH. Například v Dánsku představovaly daňové složky 48 % z ceny elektřiny, v Německu 42 %.
Cenu silové elektřiny určuje nejdražší zdroj
Regulovaná část ceny elektřiny je tedy pevně stanovena, cena silové elektřiny ale vzniká na trhu. „Výroba i spotřeba elektřiny musí být naprosto vyvážená, musí se spotřebovat takové množství elektřiny, jaké je vyrobeno. Proto je systém obchodování poměrně složitý a komplexní. Existují tři možnosti, jak vyrobenou elektřinu prodat nebo nakoupit: na burze, bilaterálním obchodem nebo na krátkodobém trhu,“ vysvětluje Kateřina Novotná, analytička Evropy v datech a CSRD.cz.
Obchodování na burze v Česku probíhá na pražské burze PXE, cena zde ale standardně kopíruje vývoj na burze v německém Lipsku. Elektřina se zde nakupuje na měsíce či rok dopředu, běžné jsou ale i dlouhodobější kontrakty. Firmy, které zde nakupují, tedy promítají náklady do faktur pro konečné zákazníky se zpožděním, což může být matoucí. „Nákupy elektřiny v ČR pro spotřebitele převažují na základě ročních kontraktů, většinově na rok dopředu, kvartální a měsíční kontrakty se používají na vyrovnání diagramu vzhledem k sezónním výchylkám,“ říká David Kučera, generální sekretář PXE.
Na burze se nejdříve uspokojí poptávka po elektřině nejlevnějšími zdroji. Pokud je poptávka vyšší, zapojují se do obchodů další, dražší zdroje a jejich výrobní náklady určují cenu elektřiny na trhu. Je to podobné jako na akciových trzích – za stejný druh zboží se platí vždy pouze jedna cena. Tomuto systému se říká Merit Order. Výslednou cenu elektřiny v něm určuje tzv. závěrná elektrárna, nejdražší zdroj, který v danou chvíli vyrobí elektřinu, což je za současné situace obvykle plynová elektrárna.
Cena emisní povolenky i nadále poroste
Do ceny výroby, a tedy nabídky výrobců, se promítá cena surovin i emisní povolenky. U paroplynových elektráren je na výrobu 1 MWh elektřiny potřeba přibližně 2 MWh plynu a přibližně 0,5 emisní povolenky. „V případě výroby elektřiny v českých uhelných elektrárnách lze orientačně říct, že na produkci 1 MWh elektřiny je třeba jedna tuna uhlí a vypuštěné emise je zapotřebí pokrýt jednou celou povolenkou,“ popisuje Pavel Farkač, manažer rozvojových a transformačních projektů Sev.en. „Samozřejmě že výhodnější je produkce v uhelných zdrojích, které mají zdroj uhlí v bezprostředním okolí. Očekáváme, že po stabilizaci na trhu s plynem dojde k nákladovému znevýhodnění těch zdrojů, které své palivo musí dovážet ze zahraničí, mnohdy i z jiného kontinentu. To je případ řady elektráren v Porúří.“
Cena emisní povolenky atakovala v uplynulém roce hranici 100 eur za tunu vypuštěného oxidu uhličitého. Predikovat její cenu do budoucna je složité, ale vodítko lze podle Lukáše Ferkla, Managing Partnera společnosti EnviTrail, hledat například v tzv. shadow carbon pricing: „Evropská investiční banka uvádí, že pro dosažení klimatických cílů stanovených Pařížskou dohodou bude cena vypouštěných skleníkových plynů ve smyslu CO2 ekvivalentů v roce 2025 na úrovni 165 eur a v roce 2030 na úrovni 250 eur.“
Nejlevněji vyrábí obnovitelné zdroje
Obnovitelné zdroje mají nejnižší mezní náklady (tj. náklady na vyrobení dodatečné MWh elektřiny, když už elektrárna „jede“) a jsou tedy na velkoobchodním trhu nejlevnější. „Nejnižší, prakticky nulové mezní náklady, mají solární a větrné elektrárny, následují jaderné zdroje, které mají podle hojně citovaných výpočtů společnosti Lazard mezní náklady cca 0,03 USD/kWh, což odpovídá cca 0,7 Kč/kWh. Nejvyšší mezní náklady mají špičkovací plynové elektrárny (tzv. OCGT), což platilo i před cenovou krizí v roce 2021,“ říká Lukáš Ferkl a doplňuje: „U plynových elektráren se uvádí uhlíková stopa okolo 450 kg CO2e/MWh, nicméně například MPO a ERÚ uvádí cca 360 kg CO2e/MWh. Rozdíl je daný započítáním, respektive nezapočítáním úniků metanu (který je velmi silným skleníkovým plynem) a rozpočítáním emisí také na produkci tepla u kombinovaných zdrojů. Pro hnědouhelné elektrárny je tento faktor vyšší, okolo 1 050 kg CO2e/MWh.“
Zásadní je flexibilita v síti
Kromě mezních nákladů záleží ale také na tom, zda lze zdroj elektřiny řídit, nebo nikoli. Obnovitelné zdroje z podstaty regulovat nelze (nebo jen omezeně), jejich produkce je ale levná. Jaderné zdroje lze v krátkodobém horizontu řídit velmi obtížně, jejich provoz je třeba plánovat nejméně v řádech dnů či týdnů dopředu. Naproti tomu provoz uhelných, stejně jako plynových elektráren lze řídit poměrně snadno a rychle. U plynových zdrojů lze provoz řídit dokonce v řádu minut, a mohou tak sloužit jako tzv. záložní zdroje poskytující flexibilitu. „Role tzv. řiditelných zdrojů bude na evropských trzích ještě dlouhou dobu nezastupitelná, a to minimálně do doby, než nastane nějaký technologický průlom na poli akumulace energie. Největší nevýhodou obnovitelných zdrojů totiž jsou ohromné výkyvy produkce v čase, s nimiž si zatím neumíme efektivně poradit. V situaci, kdy např. nedostatečně svítí slunce a nefouká vítr, musí pružně naskočit typicky uhelné a plynové elektrárny, aby zajistily pokrytí momentální poptávky po energii,“ dodává Pavel Farkač.
Bilaterální obchody na bez záruky
S elektřinou lze kromě burzovních obchodů obchodovat i bilaterálně. Tzv. OTC obchody (Over The Counter) jsou bilaterální kontrakty obvykle na základě standardizované EFET smlouvy (European Federation of Energy Traders Agreement) mezi kupujícím a prodávajícím. Výhodou OTC kontraktů je jejich flexibilita, neexistují zde ale ze zákona záruky jako u obchodů na burze a stejná míra kontroly a transparentnosti, důležitá je tedy důvěra mezi oběma subjekty. „Podíl nákupů na burze vs. OTC můžeme jen odhadovat, protože kompletní OTC data nejsou veřejně dostupná. LEBA (London Energy Broker Association) uvádí, že ve východní Evropě bylo za prvních 11 měsíců roku 2022 zobchodováno na OTC trhu 32 TWh, které následně nebyly vypořádány na burze. Na burze bylo za stejné období zobchodováno 102 TWh, které obsahují i OTC obchody, které byly zaregistrovány na burze a staly se z nich obchody burzovní,“ vysvětluje David Kučera z PXE. Věrohodnost dat LEBA ale podle Kučery nelze ověřit. „Čísla ohledně vývoje OTC kontraktů od počátku krize též nejsou veřejně k dispozici, podle debat s obchodníky věříme, že OTC trh prodělal vyšší pokles než trh burzovní, průkazná data pro toto tvrzení nemáme,“ uzavírá Kučera.
Cena elektřiny na krátkodobých trzích vzrostla až o 146 %
Třetí možností je obchodovat elektřinu na tzv. krátkodobých trzích. Ty spravuje státem vlastněná společnost OTE, nominovaný organizátor trhu s elektřinou. V systému OTE, který je propojený napříč Evropou, lze obchodovat elektřinu den před fyzickou dodávkou (denní trh), nebo dokonce v den dodávky (vnitrodenní trh). Výrobci a obchodníci na krátkodobých trzích vyrovnávají svoje aktuální přebytky nebo naopak nedostatek elektřiny, krátkodobé trhy tedy pomáhají udržovat stabilitu sítě.
Objem obchodů na krátkodobých trzích, stejně jako cena elektřiny, v posledních letech roste. Celkově se v roce 2022 na krátkodobých trzích s elektřinou v Česku zobchodovalo 29,42 TWh, to je 47 % tuzemské roční spotřeby elektřiny. Cena na denním trhu byla v průměru 247,43 EUR/MWh, tedy o 146 % vyšší než v roce 2021, na vnitrodenním trhu byla cena vyšší o 127 %.
Roste význam společného evropské trhu
Podle zprávy CACM Annual Report o evropském jednotném trhu s elektřinou bylo na evropském denním trhu v roce 2021 zobchodováno 1 718 TWh elektřiny, o 12 % více než v předchozím roce a na vnitrodenním trhu 93 TWh, o 13 % více než v předchozím roce. Příčinou je mimo jiné vyšší počet obnovitelných, tedy neřiditelných zdrojů v evropském energetickém systému. Do budoucna budou mít krátkodobé trhy ještě větší význam – množství „neřiditelné“ elektřiny z obnovitelných zdrojů poroste a bude nutné tuto elektřinu obchodovat v momentě, kdy bude vyrobena.
Stejně tak bude do budoucna čím dál důležitější propojení energetických trhů napříč Evropou. Dnes je Česko čistým vývozcem, podle zprávy Energetického regulačního úřadu jsme v roce 2021 vyvezli 11,1 TWh elektřiny a spotřebovali 73,7 TWh. Životnost řady elektráren se ale chýlí ke konci a Česko se z exportéra může v horizontu několika let stát importérem. Některé firmy sice už ohlásily investice do obnovitelných zdrojů, ale je otázka, zda budou dostatečné a zda budou tyto investice po mimořádném zdanění v příštím roce proveditelné. Právě proto pro nás propojení se zbytkem Evropy a přístup ke zdrojům jako větrné parky na moři může být životně důležité.
Pavel Farkač dodává: „Jako skupina Sev.en chceme dlouhodobě zajišťovat dodávky energie českým zákazníkům, proto jsme také investovali zhruba 7 miliard korun do ekologizace elektrárny Chvaletice a podobnou částku máme připravenou i na opravu elektrárny Počerady. Tyto dva zdroje dohromady zajišťují zhruba 15 % české roční spotřeby. Stejně tak rozvíjíme i investice do OZE, kdy v první etapě máme připraveno celkem pět FVE projektů o úhrnném instalovaném výkonu 122 MW. Bohužel stát i vlivem aktuálních fiskálních opatření vytváří v energetice velmi nepřehledné prostředí, které komplikuje dlouhodobé investice do udržení stabilní zdrojové základny, proto i my jsme nuceni některé investiční záměry v ČR revidovat.“
Postavit obnovitelné zdroje bude snazší
Ve sbírce zákonů také 23. ledna vyšla novela energetického zákona, tzv. LEX OZE I, která usnadní výstavbu malých obnovitelných zdrojů do 50 kW. Ty bude nově možné postavit bez rozhodnutí o umístění stavby, nebo dokonce zcela bez stavebního povolení. Bezemisní a nízkoemisní výrobny elektřiny od 1 MW výkonu budou nově označeny jako stavby veřejného zájmu, což opět usnadní povolovací řízení a jejich výstavbu. Zároveň bylo v prosinci minulého roku přijato evropské nařízení 2022/2577, které na úrovni EU stanoví maximální lhůty 3 měsíců pro schvalování nových obnovitelných zdrojů energie. Pro tepelná čerpadla bude lhůta pro schválení dokonce 1 měsíc. Ministerstvo průmyslu a obchodu by navíc v průběhu letošního roku mělo vydat další novelu energetického zákona, tzv. LEX OZE II, která stanoví pravidla pro tzv. energetická společenství a zavede možnost sdílení elektřiny.
Budoucnost evropského trhu s elektřinou
Evropská komise ohlásila záměr změnit systém celého energetického trhu. První krok je vyhlášení veřejné konzultace, kterou Evropská komise po dlouhém váhání spustila 23. ledna. Návrh na úpravu evropské legislativy by měl být hotov už v prvním čtvrtletí tohoto roku, přijetí očekává Evropská komise v rychlém sledu do konce roku 2023. Komise chce klást větší důraz na ochranu spotřebitele a spekuluje se také, že by mohla navrhnout změnu celoevropského systému obchodování s elektřinou, tzv. Market Coupling, na kterém Evropa pracuje od konce 90. let minulého století a kterého je Česko součástí od roku 2006.
Extrémní ceny elektřiny kvůli nedostatku plynu
Už na konci roku 2021 začala cena silové elektřiny růst. Příčinou byl postcovidový boom poptávky, především na asijských trzích, a také nedostatek plynu dodávaného z Ruska, jak ve své zprávě uvádí evropská agentura ACER. S ruskou invazí na Ukrajinu se nedostatek plynu dál prohluboval a bylo jasné, že Rusko taktiku vyvolaného nedostatku plynu dlouhodobě promýšlelo. „Protože je výroba elektřiny úzce propojená právě s dodávkami plynu (hlavně v situaci, kdy závěrné elektrárny jsou plynové), došlo k nárůstu a rozkolísání cen i na trhu s elektřinou. K tomu přispěly také další faktory jako nedostatek vody, a tedy nižší výroba vodních elektráren, nebo odstávky francouzských jaderných elektráren. V srpnu 2022 cena elektřiny na burze dosáhla rekordních téměř 1 000 EUR/MWh, přičemž na začátku roku 2022 se cena pohybovala kolem 100 EUR/MWh,“ říká Kateřina Novotná, analytička Evropy v datech a CSRD.cz. Aktuálně se cena plynu na holandském virtuálním obchodním bodě TTF pohybuje kolem 50–60 EUR/MWh a přibližuje se k úrovni před zahájením invaze na Ukrajinu. Snižování ceny pomáhá teplé počasí, výkon větrných elektráren v Německu i vidina možného brzkého zprovoznění jaderných elektráren ve Francii.
Článek vychází z textu vytvořeného pro Evropu v datech.