Cena elektřiny na krátkodobých trzích vzrostla v roce 2022 až o 146 %. Současnou stabilizaci cen pocítí koncoví zákazníci se zpožděním

Cena elektřiny na krátkodobých trzích vloni vzrostla až o 146 %. Současnou stabilizaci cen pocítí koncoví zákazníci se zpožděním

Pro odběratele elektřiny je často zarážející, že cena na burze nekoresponduje s nabídkami dodavatelů a konečnou cenou na faktuře. Elektřina jako komodita ale není to jediné, za co platí, a celou částku nedostane ani výrobce elektřiny. Cena silové elektřiny vzniká na trhu, zatímco regulovaná část je pevně stanovena. Na konečné ceně se tak mimo jiné podílí i distribuční tarify, poplatky za obnovitelné zdroje a daně. V minulých letech tvořila regulovaná složka stanovená regulačním úřadem až polovinu výsledné částky, v tomto roce je to už jen jedna čtvrtina. Stát se tím snaží spotřebitelům alespoň částečně kompenzovat růst ceny silové elektřiny.

Silová elektřina bude v tomto roce tvořit více než tři čtvrtiny celkové ceny za elektřinu. Na začátku roku 2022 to přitom byly jen tři pětiny. Do konečné ceny elektřiny se mimo jiné počítá také daň z elektřiny a DPH.

Zastropování cen pomáhá. Bez něj by zákazníci platili 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 (silové elektřiny a poplatku dodavateli) také regulované platby. Výsledná částka, kterou domácnosti naleznou na faktuře, je tedy vždy o několik stovek korun za megawatthodinu vyšší.

Většina dodavatelů bude od ledna nabízet právě produkty za státem stanovenou zastropovanou cenu. Ušetřit mohou ti, kteří dosud využívali spotové tarify. „Zákazník ve finále zaplatí 8 171 korun za megawatthodinu, z toho 6 050 korun tvoří obchodní složka včetně DPH. Bez zastropování cen by zákazníci platili přibližně o polovinu více,“ říká Roman Gazdík, tiskový mluvčí skupiny ČEZ.

Vyúčtování obsahuje více složek než jen silovou elektřinu

Regulované složky ceny stanovuje každoročně Energetický regulační úřad (ERÚ). Pro tento rok jsou distribuční poplatky v průměru o 16,7 % nižší než pro rok 2022. Pro rok 2023 zároveň vláda schválila odpuštění poplatků na obnovitelné zdroje, které v minulých letech tvořily přibližně 10 % ceny elektřiny.

Cenu silové elektřiny určuje nejdražší zdroj

Regulovaná část ceny elektřiny je 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 s vyrobenou elektřinou obchodovat: na burze, bilaterálním obchodem nebo na krátkodobém trhu,“ vysvětluje Kateřina Novotná, analytička Evropy v datech.

Obchodování na burze v Česku probíhá na pražské burze PXE, která standardně kopíruje vývoj cen na burze v německém Lipsku. Elektřina se nakupuje na měsíce či rok dopředu, běžné jsou ale i dlouhodobější kontrakty. Firmy, které na burze nakupují, tak promítají náklady do faktur pro konečné zákazníky se zpožděním. „V ČR převažují nákupy elektřiny pro spotřebitele 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. 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 nabídky výrobců) se promítá cena surovin i emisní povolenky. Například 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.

Cena emisní povolenky atakovala v uplynulém roce hranici 100 eur za tunu vypuštěného oxidu uhličitého. Do budoucna ale nejspíše poroste. „Evropská investiční banka uvádí, že pro dosažení klimatických cílů stanovených Pařížskou dohodou bude cena vypouštěných skleníkových plynů v roce 2025 na úrovni 165 eur a v roce 2030 na úrovni 250 eur,“ vysvětluje Lukáš Ferkl, Managing Partner společnosti EnviTrail.

Nejlevněji vyrábí obnovitelné zdroje

Obnovitelné zdroje mají nejnižší mezní náklady a jsou tedy na velkoobchodním trhu nejlevnější. „Nejnižší, prakticky nulové mezní náklady, mají solární a větrné elektrárny, následují jaderné zdroje, které mají podle výpočtů společnosti Lazard mezní náklady přibližně 0,7 Kč/kWh. Nejvyšší mezní náklady pak mají plynové elektrárny, což platilo i před cenovou krizí v roce 2021,“ říká Lukáš Ferkl.

Náklady a zisky jednotlivých výrobců elektřiny se tedy výrazně liší. Při současných cenách nejvíce získávají výrobně nejlevnější zdroje. Daň z neočekávaných zisků, kterou přijala vláda, ale dopadne od letoška do roku 2025 na všechny výrobce s činnostmi v odvětví surové ropy, zemního plynu, uhlí a rafinérií. Mimořádná daň bude 60 % ze zisku předchozích let, mimo to ale firmy zaplatí i běžnou 19% sazbu ze zisku. Celkové zdanění firem tedy v tomto roce dosáhne až 79 %.

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, jaderné zdroje pak lze v krátkodobém horizontu řídit jen velmi obtížně. 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 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 jsou totiž ohromné výkyvy produkce, s čímž 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 bez záruky

S elektřinou lze kromě burzovních obchodů obchodovat i bilaterálně. Takzvané 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. Čísla k vývoji samotných OTC kontraktů od počátku krize též nejsou veřejně k dispozici. Podle debat s obchodníky nicméně věříme, že OTC trh prodělal vyšší pokles než trh burzovní, průkazná data pro toto tvrzení ale nemáme,“ vysvětluje David Kučera z PXE.

Cena elektřiny na krátkodobých trzích vzrostla až o 146 %

Třetí možností je obchodovat elektřinu na krátkodobých trzích. Ty spravuje státem vlastněná společnost OTE, jejíž systém je propojený napříč Evropou. Je tak možné obchodovat elektřinu den před fyzickou dodávkou (denní trh) nebo v den dodávky (vnitrodenní trh). Výrobci a obchodníci na krátkodobých trzích vyrovnávají svoje aktuální přebytky či nedostatky elektřiny. Lze tak říct, že krátkodobé trhy pomáhají udržovat stabilitu sítě.

Objem obchodů na krátkodobých trzích, stejně jako cena elektřiny, v posledních letech roste. Celkově se na nich v roce 2022 v Česku zobchodovalo 29,42 TWh elektřiny. To je celkem 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. Na vnitrodenním trhu pak 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 v budoucnu důležitější propojení energetických trhů napříč Evropou. Dnes je Česko čistým vývozcem, ale životnost řady elektráren se chýlí ke konci a Česko se z exportéra může v horizontu pár let stát importérem. Některé firmy už ohlásily investice do obnovitelných zdrojů je ale otázkou, zda budou dostatečné a jestli budou po mimořádném zdanění v příštím roce proveditelné. Právě proto pro nás může být propojení se zbytkem Evropy a přístup ke zdrojům jako jsou větrné parky na moři životně důležité. Pavel Farkač k tomu dodává: „Jako skupina Sev.en chceme dlouhodobě zajišťovat dodávky energie českým zákazníkům, investovali jsme tak 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. Bohužel stát i vlivem aktuálních fiskálních opatření vytváří v energetice velmi nepřehledné prostředí, které komplikuje dlouhodobé investice. Jsme tak nuceni některé investiční záměry v ČR revidovat.“