<h3>Serafin von Roon</h3>
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/3-e1514926264389.jpg"><img class="alignleft wp-image-46650 size-thumbnail" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/3-e1514926264389-150x150.jpg" alt="" width="150" height="150" /></a>Ředitel mnichovského Výzkumného institutu pro energetické hospodářství (Forschungsstelle für Energiewirtschaft). Ve své vědecké práci se mimo jiné zaměřuje na kogenerační jednotky. Disertační práci napsal o vlivu chyb v prognózách výroby elektřiny z větru na její prodej.
<h2></h2>
<h2>Ambiciózní jen na papíře</h2>
Četl jsem, že Bavorsko má značně ambiciózní cíle v oblasti výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů. V roce 2025 by měly představovat celých 70 %. Je to pravda? 
Ano, je. Ten cíl je relativně nový, aktualizován byl před rokem, možná dvěma. Sice to zní ambiciózně, zejména v mezinárodním srovnání, ale když se na to podíváme podrobněji, zjistíme, že ten cíl až tak ambiciózní není. Ten podíl se totiž vztahuje na výrobu a v Bavorsku se právě připravuje vypnutí jaderných reaktorů, takže kromě obnovitelných zdrojů toho u nás moc nezbyde. Většina poptávky tak bude uspokojena pomocí elektřiny z jiných částí Německa (Podle odhadů by v roce 2025 mohlo Bavorsko dovážet 40-50 % své spotřeby z jiných spolkových zemí, respektive zahraničí &#8211; JK). Pokud již dnes odečteme od naší výroby jaderné elektrárny, budeme už skoro v cíli.
Je stále v platnosti takzvané pravidlo 10H, které říká, že větrná turbína nesmí stát blíže k obytnému domu, než je desetinásobek její výšky? Jaký je jeho vliv?
Toto nařízení stále platí a potenciál větrné energetiky v Bavorsku omezuje podstatným způsobem. Je ale třeba dodat, že to nařízení není zcela závazné. Pokud všechny obce, které jsou novou větrnou turbínou zasaženy, jí chtějí stejně povolit, mohou tak učinit.
To ovšem nezní jako velká změna oproti předchozí situaci. Ostatně bavorská zemská vláda na to upozorňovala. Nebo je jen čistá teorie, že projekt dostane povolení ode všech postižených obcí?
Je příznačné, že od zavedení pravidla 10H je projektů pomálu. Je totiž opravdu daleko snazší jakýkoli projekt překazit. Projekty, které dostaly povolení dříve, se ale postavit mohou.
&nbsp;
<figure id="attachment_46652" style="width: 699px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/2.png"><img class="size-full wp-image-46652" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/2.png" alt="" width="699" height="387" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Počet žádostí o výstavbu větrné elektrárny v Bavorsku, 4. 2. 2014 – začátek platnosti pravidla 10H Zdroj: převzato z Bayern wird Stromimportland, Martin Stümpfig, 15. listopadu 2017 (https://www.gruene-fraktion-bayern.de/index.php?id=5840)</figcaption></figure>
<h2>Nové vedení bude, ale pod zemí</h2>
Pokud řekneme českým energetikům „Bavorsko“, vybaví se jim zejména nové trasy elektrického vedení ze severu Německa na jih. Je odpor bavorského obyvatelstva vůči nim stále tak velký? 
Nyní se plánují dvě velké trasy ve směru do Bavorska a ty se podle všeho nakonec postaví. Podle přání bavorské zemské vlády bude ale velká část zakopána do země. Tím odpadá hlavní příčina odporu ze strany občanů. Přetrvávají už jen problémy s jednotlivými obcemi a okresy, které jsou zasaženy přímo.
Dalo by se říci, že problém byl odstraněn zejména pomocí nemalého množství peněz? Zakopat kabely do země je sice velmi nákladné, ale člověk to rád zaplatí, než aby se dále hádal.
Ano, na jedné straně to byly peníze. Na druhou stranu ovšem také pomohlo lepší zapojení obyvatelstva, například práce s veřejností na místě. Podle mne tento faktor také významně pomohl.
Jak velkou roli v přenici o trasy vedení hrála skutečnost, že v případě upuštění od jejich výstavby by asi musela být zrušena jednotná cenová zóna v Německu?
Bavorský průmysl se opravdu obával, že jednotná cenová zóna bude opuštěna. Po jejím zrušení by totiž ceny elektřiny v Bavorsku stouply. Ačkoli bychom měli ihned dodat, že cenový nárůst by byl pro většinu podniků irelevantní. Ve zpracovatelském průmyslu představují náklady na energie v průměru okolo 2 % celkových nákladů. Pokud průmyslový podnik v Německu platí 15 centů za kilowatthodinu, z čehož ovšem je jen něco přes 3 centy burzovní cena, tak nárůst ceny byť o jeden celý cent nepředstavuje nic zásadního. V celkové diskuzi ale bylo toto téma pro průmyslové svazy velmi důležité. Bavorsko se také do poslední chvíle silně zasazovalo o zachování cenové zóny s Rakouskem.
<h2>Bavoři soucítí s Rakušany</h2>
Před dvěma lety bylo téma již zmíněných nových tras elektrického vedení velmi populární. Nebylo ovšem značně rozporuplné, když například ministerský předseda Horst Seehofer na jednu stranu nechtěl ani nové trasy vedení ani nové větrníky, na druhou stranu se ale ani nechtěl vzdát jednotné cenové zóny. Do jaké míry šlo o téměř populistickou politiku? Nebo ty plány byly alespoň trochu reálné?
Obecně šlo hlavně o vzkaz směrem k tradičním voličům CSU. Hodně se mluvilo o plynových elektrárnách, které mohou zajistit jistý stupeň autarkie. Ty ovšem nejsou za současných tržních podmínek ziskové. Nesmíme totiž zapomínat, že Bavoři se stále vidí do značné míry jako samostatná entita. Rostoucí závislost na zbytku Německa nepociťují úplně jednoduše.
Bavorsko bylo jasně proti rozdělení cenové zóny s Rakouskem. Proč vlastně? Bez Rakouska se sníží tlak na zrušení vnitroněmecké cenové zóny. Nebo se Bavorsko bálo precedentu?
Myslím, že šlo také o jistou historickou spřízněnost. I v energetice těsně spolupracujeme s Rakouskem. Systémově, třeba s ohledem na přečerpávací elektrárny v Rakousku, jsme se vždy považovali za jeden celek. Ale strach z možné, čistě bavorské cenové zóny hrál roli také.
A zrušení vnitroněmecké cenové zóny není nyní na pořadu dne?
Ne. Proti podobnému návrhu, například ze strany EU, by se rozhodně postavila spolková vláda. Mimochodem byl nedávno přijat nový zákon k síťovým poplatkům, který jde opačným směrem. Síťové poplatky mají být stejné ve všech čtyřech německých přenosových zónách. Existuje zde tedy jasná tendence rozdíly zahlazovat, ne vytvářet nové.
Je ale tato tendence obecně řečeno správná? Mohli bychom argumentovat, že pokud budeme mít odlišné ceny a třeba i síťové poplatky, vznikly by ekonomické stimuly pro výstavbu nového vedení. Mohl bych například kupovat levný proud na severu Německa a na jihu ho draze prodávat. 
Z ekonomického úhlu pohledu je úvaha správná. Pak bychom ale museli rovnou přejít k nodálnímu stanovování ceny elektřiny (systém, ve kterém se cena elektřiny určuje pro jednotlivé body v síti zvlášť). To by vytvořilo stimuly zejména pro výstavbu nových elektráren na místech s vyšší cenou. Méně už by to vedlo k výstavbě nových sítí, protože kvůli unbundlingu nemá správce přenosové sítě z arbitrážních obchodů vůbec nic. Buď by správce sítě musel mít možnost sám s elektřinou obchodovat a využít případné nové kapacity, nebo by musel alespoň mít povoleno je vydražit.
<h2>Hezké pro ekonomy, horší pro politiky</h2>
Německá spolková vláda se nakonec rozhodla proti zavedení robustní kapacitní rezervy. Jak se na věc dívalo Bavorsko?
Toto téma u nás nebylo příliš akcentováno, na rozdíl od zmíněné debaty o uspokojení bavorské poptávky z místních zdrojů. Zde si můžeme připomenout případ paroplynové elektrárny Irsching, který nás mrzí obzvláště. Postavili jsme patrně nejmodernější plynovou elektrárnu na světě, která ale není skoro vůbec využita. Co se týče kapacitních trhů, tak zde existovala studie, která dokládala, že by kapacitní trhy nemusely být tak drahé. S ní operovala také zemská vláda v Bádensku-Württembersku. Nakonec jsme ale za svůj přijali celoněmecký kurz. Ostatně není v kompetenci spolkových zemích o těchto věcech rozhodovat. Nyní je jasné, že máme k dispozici dostatek kapacit, dokonce se hovoří od nadkapacitách na trhu. Šlo ale také o to, že se v Bavorsku velmi kriticky nahlíží na EEG-Umlage (příspěvek na výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů) a kapacitní platby by cenu elektřiny dále zvýšily.
Nyní tedy v Německu bez kapacitních plateb. Jak to ale vidíte v delším časovém horizontu? Může energy-only-market fungovat i dlouhodobě?
Můj osobní názor je, že v budoucnu, tedy v systému s velkým podílem obnovitelných zdrojů, budeme kapacitní trh potřebovat. Pochybuji totiž, že se najdou investoři, kteří postaví elektrárnu jen s tím, že někdy, dopředu ale není vůbec jasné kdy, budou na trhu panovat tak vysoké ceny, že se jim jejich peníze vrátí. Situace bez kapacitního trhu může ale trvat značně dlouho. Nejdříve se totiž postaví nová propojení v Evropě, která mohou vykrýt špičky ve spotřebě elektřiny. Pak tu máme nadkapacity, které člověk může nejprve převést do rezervy, odkud mohou v případě potřeby zachránit systém před blackoutem. To je mimochodem také takový skrytý kapacitní trh. Nyní tedy nepanuje nutnost zavádět v Německu žádný další trh (a Německo zavedlo poměrně robustní kapacitní rezervu – JK). Později ale patrně stejně přijde.
Existují odborníci, kteří věří, že kapacitní trh nebudeme potřebovat nikdy.
Když se na otázku podíváme z čistě ekonomického hlediska, mohou mít pravdu. Otázka je, jestli je to také proveditelné ze společenského a politického hlediska. Bez kapacitního trhu systém nepůsobí tak bezpečně jako s ním, ačkoli ve skutečnosti to tak být vůbec nemusí. Proto si myslím, že politici spíše kapacitní trh zavedou, než aby čekali, jestli se trh s elektřinou bez něho opravdu obejde. Obecně doufám, že bude všechno koordinováno na úrovni EU a že kapacitní mechanismy se nebudou zavádět na národní úrovni bez ohledu na sousedy.
<h2>Berlínské babičky to nemají lehké</h2>
Zmínil jste zajímavé téma, EEG-Umlage, tedy příspěvek na obnovitelné zdroje elektřiny. Nemyslím nyní debatu o jeho výši, jako spíše skutečnost, že z peněz vybíraných například v Bavorsku jsou podporovány také zdroje v jiných spolkových zemích. Přemýšlí se o EEG-Umlage tímto způsobem? Vadí to někomu?
Téma EEG-Umlage se vždy po nějaké době objeví, ale není příliš dominantní. Podle mého názoru by mohl regionální aspekt způsobit ostřejší diskuzi, ale zatím jasně převažuje sociální hledisko. Nediskutujeme tedy o rozložení zátěže mezi jednotlivé regiony, nýbrž mezi jednotlivé společenské skupiny. Stále znovu se uvádí babička z Berlína, která musí platit vysokou cenu za elektřinu, aby dostaly podporu projekty bohatých sedláků nebo zubařů v Bavorsku.
Je to tedy opačně a Bavoři v konečném součtu neplatí na projekty v jiných spolkových zemí více, než dostávají?
Ano, když se podíváme na situaci netto, je Bavorsko v plusu. Bavorsko totiž vede ve fotovoltaice a navíc zde bylo mnoho projektů postaveno zcela na začátku Energiewende, kdy člověk mohl dostat podporu až 400 EUR/MWh. V tomto ohledu je Bavorsko tedy jasný vítěz, například ve srovnání se Severním Porýním-Vestfálskem, které platí hodně a zpátky dostává málo. Možná i proto se toto téma v Bavrosku tak neakcentuje.
<figure id="attachment_46651" style="width: 670px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/1.png"><img class="size-full wp-image-46651" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/01/1.png" alt="" width="670" height="533" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Výstavba fotovoltaických elektráren v Bavorsku (v megawattech) Zdroj: převzato z Bayern wird Stromimportland, Martin Stümpfig, 15. listopadu 2017 (https://www.gruene-fraktion-bayern.de/index.php?id=5840)</figcaption></figure>
&nbsp;
<h2>Baterie nejsou rozhodující</h2>
Na závěr jedna určitě o něco složitější otázka. Pokud byste musel předpovídat budoucnost, kdo podle Vás dodá do sítě potřebnou flexibilitu? Někteří lidé sní o bateriích a věří, že se už za pět let masově rozšíří. Jiní tvrdí, že baterie nebudou v následujících desetiletích hrát žádnou podstatnou roli. Co si myslíte Vy?
To nejdůležitější je opravdu výstavba přenosové sítě, včetně propojení se zahraničím. Pak můžeme využít i zahraniční flexibilitu. Nad to povede výstavba sítí k lepšímu rozložení výroby ze solárních panelů a větrných turbín. Bude vyrovnanější. Velký potenciál má také elektrifikace tepelných procesů v průmyslu stejně jako ukládání tepla, které je daleko výhodnější než ukládání elektřiny. Takto mohou být dobře využity přebytky v síti. V dlouhodobé perspektivě, tedy směrem k roku 2050 s plnou dekarbonizací výroby elektřiny, by se mohla na výsluní dostat technologie power-to-gas (ať už výroba metanu nebo vodíku z přebytečné elektřiny, zajímavý může být také zelený metanol). Nejprve ale přijde virtuální power-to-gas, kdy namísto zemního plynu využijeme pro výrobu tepla levnou elektřinu. Tím ušetříme plyn, který později, pokud bude potřeba, použijeme k výrobě elektřiny.
Baterie jste vůbec nezmínil. Znamená to, že jim vůbec nevěříte?
S přebytky elektřiny v síti nebudeme mít žádné větší problémy. Zde se odběratelé najdou. Problém může být spíše s nedostatkem elektřiny, a to zejména v delším časovém horizontu. Baterie nám pomohou překlenout výpadek ve výrobě v řádu hodin, třeba když přestane foukat vítr. Dlouhodobě existují podle mého názoru vhodnější technologie. Samozřejmě nevylučuji, že nakonec lidé budou mít baterie u sebe ve sklepě, zejména pokud to podpoří vláda. Také akumulátory v elektromobilech se využijí. Zde existuje určitý potenciál. Ale nevěřím, že budeme mít systém, který se bude skládat jen z baterií a fotovoltaiky. Pomocí baterií stěží v zimě využijete „letní slunce“. K tomu se vůbec nehodí.
Ve Vašem odhadu budoucího vývoje počítáte jen s nyní již relativně běžnými technologiemi.
Ano. Technologicky už máme k dispozici všechno, co potřebujeme. Je jen otázka, jestli si to chceme už dovolit, jestli jsme ochotni za to zaplatit. Samozřejmě nechci vyloučit, že dojde k technologickému pokroku, který všechno postaví na hlavu.

Rozhovory

Serafin von Roon: S přebytky elektřiny v síti nebude mít Německo žádné větší problémy

Udělat si základní představu o trhu s ropou umí každý. Černé zlato se těší pozornosti médií, o hlavních odběratelích a producentech vycházejí přehledy a studie. Pro hlavní světové regiony existují cenové indexy. Udělat si přehled o trhu s biomasou, konkrétně s dřevní štěpkou a peletami, je o poznání horší. Pokud ovšem nežijete v Litvě.
<h2>Řešení se jmenuje BALTPOOL</h2>
Kdo chce dnes v Litvě koupit biomasu, ať už v podobě dřevní štěpky nebo dřevěných pelet a nejnověji i namleté rašeliny, může se poměrně jednoduše zaregistrovat u burzy BALTPOOL a vystavit zde svojí poptávku, ve které specifikuje, kolik tun ropného ekvivalentu (ano, obchoduje se v energetických jednotkách) které suroviny potřebuje a jakou maximální cenu je ochoten akceptovat, případně minimální množství, které chce odebrat. Poptávající má jistotu, že potenciální prodejci jsou technicky a finančně schopni biomasu dodat. To prověřuje burza.
Burzovní pravidla také určují kvalitu biomasy, způsob jejího měření a co se stane, pokud vyvstane nějaký problém. To ale není příliš časté a podle údajů samotné burzy 94 % dodané suroviny přesně odpovídá požadovaným parametrům (zbylých 6 % je ovšem stále použitelných, většinou má biomasa jen o něco vyšší obsah popele). I to je jedním z důvodů, proč obchodů, které by jedna ze stran později zpochybnila, je velmi málo, přibližně tři z tisíce.
Průběh obchodování I. &#8211; Pokročilejší stádium obchodního dne (cca 10:45 EEST)
<figure id="attachment_43425" style="width: 1285px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/1.png"><img class="size-full wp-image-43425" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/1.png" alt="" width="1285" height="451" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Pohled na objednávkovou knihu na burze BALTPOOL, vlevo jsou poptávky, vpravo se k nim přiřazují nabídky</figcaption></figure>
a) Okres Alytus (horní řádek) je sice dole na jihu země, ale že by 145 EUR nebylo dost lukrativních? V jiných okresech stačí pro úspěšnou poptávku (vyznačeno zeleně) i jen 120 EUR nebo dokonce 112 EUR.
Protože o dopravu a vykládku se stará prodejce, může se zájemce o biomasu po zaregistrování své poptávky už jen posadit před počítač a čekat, jestli se objeví vyhovující dodavatel. Rozhodující je dění na burze v úterý dopoledne, kdy se v několika kolech určuje, kdo a za jakou cenu poptávku nakonec uspokojí.
Nejprve svou poptávku může měnit i nakupující, jako ostatně po celý předchozí týden. Pak už do obchodování zasahují jen dodavatelé biomasy a napětí stoupá. Upravují své nabídky, aby vyhověli nyní již definitivním poptávkám, anebo snižují svou cenu, aby se dostali před konkurenci. Kdo totiž nabídne nejnižší cenu, vyhrává. Pokud se ale do ceny a požadovaného množství vejde více nabídek, dostanou všichni nejvyšší nabízenou cenu.
Když hodiny na litevských kostelech odbíjejí 11:00, aktivita se přesouvá do několika málo nejlukrativnějších kontraktů. Každé snížení ceny totiž prodlouží obchodní seanci o tři minuty. Pak už je konec, všechny kontrakty jsou „za mřížemi“ a burza vše vyhodnocuje. Okolo poledne přistanou úspěšným protistranám v e-mailových schránkách odpovídající faktury.
Průběh obchodování II. &#8211; Drama do poslední minuty (do cca 11:15 EEST)
b) Zájemce dodat do okresu Alytus se nakonec našel a odběratel to má dokonce o jedno euro levnější, protože evidentně došlo k vytlačení konkurenta s nabídkou 145 EUR (ten je nyní šedivý – vyhovuje poptávané ceně, ale není nejlevnější).
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/2-e1507491326511.png"><img class="aligncenter size-full wp-image-43426" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/2-e1507491326511.png" alt="" width="543" height="70" /></a>
c) Vystrčený obchodník si to ale nenechává líbit a jde s cenou ještě na 141 EUR.
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/3.png"><img class="aligncenter size-full wp-image-43427" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/3-e1507491370753.png" alt="" width="544" height="67" /></a>
d) Nakonec ale vítězí obchodník, který nabídl dodat biomasu za pouhých 125 EUR. Jeho identitu neznáme, třeba to byl obchodník, který jako první nabídl 145 EUR. To kupující strana neřeší – hlavně že za biomasu zaplatí o 20 EUR/toe méně. Celkově tak ušetřila 360 EUR.
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/4-e1507491876122.png"><img class="aligncenter size-full wp-image-43428" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/4-e1507491876122.png" alt="" width="539" height="70" /></a>
<h2>Donuceni k efektivitě</h2>
BALTPOOL nabízí efektivní a přitom jednoduchý nástroj jak zjistit cenu biomasy na trhu, případně si člověk může jednoduše rovnou nějakou v požadované kvalitě koupit. Ovšem ne všichni nakupující obchodují přes burzu zcela dobrovolně. Jelikož burzovní obchodování nabízí menší prostor pro různé nekalé praktiky, jsou od roku 2016 všichni regulovaní dodavatelé tepla povinni nakupovat na BALTPOOLu veškerou biomasu (v roce 2014 to byla jen desetina, loni polovina). Jedině že by nakupovali za ceny nižší, než jsou průměrné ceny na burze.
Sama burza přiznává, že jí nová regulace nemálo pomohla, protože 88 % biomasy pro regulované subjekty jde přes ní. Nicméně ve svém přehledu za rok 2016 upozorňuje, že ze 74 tehdy registrovaných kupujících jich celá třetina nebyla regulovanými subjekty.
Burza má samozřejmě i výhody pro prodávající. Vedle tradiční burzovní anonymity a dalších výhod popsaných výše, jako je prověřování protistran, které se samozřejmě týká i kupců, nabízí burza prodávajícím algoritmus na propočtení ceny za dopravu. Jelikož ta jde na vrub dodavatelům, je pro ně nutné přesně a rychle vyhodnotit, kolik je bude stát doprava k tomu kterému zájemci o biomasu. Teoreticky se pak mohou ucházet o dodávky ke všem potenciálním odběratelům. A že jich není málo, ukazuje tato mapa níže. Není ani problém prodávat z více míst najednou, například mít v každém okrese jedno prodejní místo.
<figure id="attachment_43429" style="width: 686px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/5.png"><img class="size-full wp-image-43429" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/5.png" alt="" width="686" height="521" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Mapa registrovaných odběratelů, pramen: BALTPOOL (21. června 2017)</figcaption></figure>
<h2>BALTPOOL mění celý trh</h2>
Burza BALTPOOL byla založena v roce 2010 a ze dvou třetin patří společnosti EPSO-G, která kontroluje operátory litevské elektrické resp. plynárenské soustavy a je zcela ve vlastnictví litevského ministerstva energetiky. Zbývající třetinu pak vlastní Klaipėdos Nafta, provozovatel ropného a plynového terminálu v Klajpedě. Mimoto na burzu dohlíží litevská komise pro kontrolu energetického sektoru. Původně se BALTPOOL soustředil na obchodování s elektřinou a zemní plynem, ale to v roce 2012 převzal celoskandinávský Nordpool, resp. GET Baltic působící v celém Pobaltí. Know-how získané provozem burzy s elektřinou a plynem ale pomohlo při startu burzy s biomasou v srpnu 2013.
Vloni byla překročena magická hranice 100 mil. EUR zobchodovaných kontraktů od začátku fungování burzy, když se mimo jiné prodalo 76 tisíc nákladních aut (1,8 mil. tun) dřevní štěpky za 56 mil. EUR. BALTPOOL má nyní 294 registrovaných členů a je jasnou zastávkou číslo jedna pro všechny obchodníky s biomasou v zemi, protože v roce 2016 se zde zobchodovalo 86 % veškeré prodané biomasy.
Nárůst burzovního obchodování se samozřejmě projevil i na trhu s biomasou obecně. Během topné sezóny 2012-2013 obchodníci s podílem na celkových dodávkách přes pět procent ovládali 72 % trhu a dominoval mu jeden velký hráč s podílem přes dvě pětiny. V roce 2016 měl největší dodavatel jen sedminu a velcí obchodníci s podílem vyšším než pět procent měli dohromady 39 % trhu. Ostatně BALTPOOL umožňuje obchodovat i těm, kteří chtějí jen několik desítek tun štěpky nebo pelet.
Jak velký propad cen burza přinesla, není jednoduché říci. Její CEO Andrius Smaliukas upozorňuje ale na dvě statistiky. Jednak ceny na burze byly povětšinou nižší, často výrazně, než za kolik se obchodovalo mimo burzu (viz graf). To bylo patrné zejména v roce 2014 a v první polovině roku 2015. V poslední době se cenový rozdíl smazal, protože BALTPOOL se stal více méně celým trhem s biomasou. Ve výsledku se mimo burzu obchodují jen nepatrná množství biomasy, se kterou se na BALTPOOLu vůbec neobchoduje, například piliny nebo kůra.
Nárůst burzovního obchodování také patrně držel ceny dřevní biomasy v posledních měsících na stabilní úrovni, ačkoli cena základní suroviny rostla (viz graf). To by mohlo být důkazem vyšší efektivity burzovního obchodování. Čeho ale burza dosáhla nepochybně, je narovnání cen v rámci Litvy. Ještě v topné sezóně 2012-2013 se ceny ve dvou sousedních okresech mohly lišit až o třetinu. To je nyní vyloučené.
&nbsp;
<figure id="attachment_43430" style="width: 1161px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/6.png"><img class="size-full wp-image-43430" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/6.png" alt="" width="1161" height="670" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Ceny biomasy v Litvě (EUR/toe), * Průměrná cena palivového dříví II. a III. kategorie v lesních závodech (forest directorates), pramen: BALTPOOL</figcaption></figure>
<h2>Lesy – útočiště před invazí</h2>
Hlavním důvodem pro úspěch burzy je nepochybně Litva samotná, kde se biomasa pomalu stává jedním z nejdůležitějších energetických zdrojů. V roce 2015 podíl biomasy (bez bioplynu) činil na energetické spotřebě celých 17 % a od té doby nepochybně opět o něco povyrostl (viz graf).
Nárůst využití biomasy je především patrný v centrálním vytápění, kde na ní v roce 2015 připadalo 61 %. To je desetkrát větší podíl než v roce 2004. Podle litevských plánů by podíl měl do roku 2020 vzrůst až na 80 % (viz graf). Z biomasy by se mělo vyrábět i více tepla pro průmyslové využití (nárůst z 6 % v roce 2015 na 20 % v roce 2020) a elektřiny (nárůst z 33 % na 55 %).
Oblíbenost biomasy v Litvě má několik důvodů. Předně je to její relativní dostupnost. Lesy pokrývají třetinu litevského území (stejně jako v ČR) a poloha Litvy ve Východoevropské rovině těžbu dřeva usnadňuje. Pro biomasu pak vedle ekologických důvodů hovoří i ekonomické. Zatímco štěpka o výhřevnosti jedné tuny ropného ekvivalentu stojí nyní 115 EUR, za zemní plyn je třeba zaplatit 198 EUR. Nakládat štěpku a pálit jí je samozřejmě náročnější než zemní plyn (i proto v tomto ohledu přívětivější pelety, které je možné prodávat i domácnostem, stojí 280 EUR/toe), ale nezapomeňme, že zemní plyn je nyní extrémně levný. V roce 2013 za plyn platili Litevci po přepočtu na tunu ropného ekvivalentu téměř 600 EUR.
&nbsp;
&nbsp;
<figure id="attachment_43431" style="width: 1045px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/7.png"><img class="size-full wp-image-43431" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/7.png" alt="" width="1045" height="724" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Spotřeba biomasy v Litvě, pramen: prezentace, Andrius Smaliukas (BALTPOOL), Kyjev, 20. září 2016</figcaption></figure>
<figure id="attachment_43432" style="width: 1000px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/8.png"><img class="size-full wp-image-43432" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/8.png" alt="" width="1000" height="616" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Podíl biomasy na centrálním vytápění (v %), pramen: prezentace, Andrius Smaliukas (BALTPOOL), Kyjev, 20. září 2016</figcaption></figure>
Je ale značně sporné, jestli ceny, které byli Litevci nuceni za plyn platit před lety, lze nazvat tržními. Jediným dodavatelem strategické suroviny byl tehdy totiž ruský Gazprom. Tím se dostáváme k poslednímu, v žádném případě ale méně důležitému důvodu, proč Litevci štěpku podporují. Lesní biomasa totiž představuje vedle zbytků ze zemědělské produkce jediný větší domácí energetických zdroj.
V roce 2015 lesní biomasa a pevný zemědělský odpad představovaly dvě třetiny domácích energeticích zdrojů (na druhém místě s přibližně jednou pětinou byly ostatní druhy obnovitelných zdrojů, včetně vody, na třetím pak s 8 % bioplyn). Celé Pobaltí a Litvu nevyjímaje je častým terčem ruských výpadů. Především po ruské invazi na Ukrajině je domácí biomasa nepochybně důležitým prvkem v mozaice snahy udržet si vůči Rusku co nejširší manévrovací prostor.
<h2>První vlaštovka nebo rarita?</h2>
Zůstane BALTPOOL v Evropě ojedinělým jevem anebo se podobné burzovní systémy objeví i v jiných zemích? Odpověď na tuto otázku nezná asi nikdo. Již bylo řečeno, že biomasa má v Litvě velmi dobré postavení. Podobné podmínky ale panují i v dalších pobaltských republikách Estonsku a Lotyšsku (pokrytí lesem na úrovni přes 50 %), severovýchodním Polsku a Bělorusku.
Zejména Lotyšsko má co nabídnout, když je v těžbě dřeva evropskou šestkou (přibližné dvojnásobný objem oproti Litvě) a v roce 2015 vyprodukovalo 1,5 mil. tun dřevěných pelet, což mu vyneslo třetí místo v Evropě (po Německu s 2 mil. a Švédsku s 1,7 mil., čtvrtí byli Estonci s 1,3 mil. tun). Velkým impulzem by samozřejmě bylo, kdyby podobně jako na Litvě k burzovním kontraktům byli přinuceni regulovaní dodavatelé tepla.
Sám BALTPOOL už dokonce má 17 registrovaných dodavatelů z Lotyšska a u severních sousedů najdeme už i tři odběratele. Nedávno se zapojil i jeden dodavatel z Běloruska a jeden z Estonska. Teoreticky je připravena i možnost zapojit do burzy přímořské zájemce o nákup nebo prodej biomasy. Burza má připravené podmínky pro dopravu z a do baltských přístavů. Lze si tak představit, že se BALTPOOL přes mořské přístavy rozšíří i do dalších zemí okolo Baltského moře.
Zejména ve Skandinávii je poptávka a nabídka dřevěné štěpky a pelet velká. Tamní obchodníci ale zatím výhody burzy nepožívají. Malou útěchou jim může být existence indexu, na který mohou své obchody navázat (PIX Pellet Nordic Index z dílny společnosti FOEX). Model burzy se také nemusí držet jen zemí s velkou zásobou dřeva, protože i z bylinné biomasy (seno, sláma, energetické plodiny) lze dobře vyrobit teplo a elektřinu. V podobě pelet se i tento typ biomasy dá přepravovat na větší vzdálenosti. Sám BALTPOOL je připraven vyjít případné poptávce vstříc i v tomto ohledu &#8211; stačí jen stanovit standardy pro dodávky a způsob měření relevantních parametrů.
<blockquote>
„Věříme, že podobné elektronické obchodní platformy jsou opravdu důležité, zejména pokud vezmeme v potaz počet projektů v Evropě, které chtějí využít biomasu jako palivo,“ potvrzuje CEO burzy Andrius Smaliukas plány na expanzi.
</blockquote>
Burzovní obchodování s biomasou by mohlo této ekologické energetické surovině opravdu rozšířit okruh odběratelů. Velké elektrárenské firmy, které pálí miliony tun biomasy ročně, jako například britský Drax, si mohou dovolit platit celé nákupní oddělení. Malým odběratelům, které si biomasou, většinou ve formě pelet, topí sami přímo doma, stačí nabídka klasických retailových obchodníků. Co ale středně velké podniky nebo teplárny na menších městech?
Článek vyšel 12. září 2017 v anglické verzi na Energy Post jako <a href="http://energypost.eu/trading-biomass-like-oil-lithuania-shows-how-it-can-be-done/">Trading biomass like oil: Lithuania shows how it can be done</a>. 
Úvodní fotografie: Biomasa, zdroj: Oregon Department of Forestry, Flickr

Komoditní trhy

Lze obchodovat s biomasou tak snadno jako s ropou? Litva zná odpověď

Rozhovor s představiteli německého think tanku Agora Energiewende se zabývá horkými tématy, která momentálně rezonují energetikou našeho západního souseda. Problematikou zavádění kapacitních trhů jako definitivního &#8222;zabijáka&#8220; energy-only market, rozdělením jednotné německo-rakouské obchodní zóny, vztahů Německa s východními sousedy v energetice, budoucí podobě energetického trhu a rolí OZE a jejich podpory.
&#8222;Podpora Energiewende je v obyvatelstvu stále značně vysoká, okolo 90 procent. U žádné jiné politické otázky nemáme tak vysokou podporu. Je sice pravda, že ceny elektřiny stouply, zejména ale kvůli síťovým poplatkům. Avšak jen málo lidí ví, kolik platí za elektřinu. Poplatky za mobil zná oproti tomu každý.&#8220;
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/agora.png"><img class="wp-image-42002 alignnone" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/agora.png" alt="" width="200" height="84" /></a>
Agora Energiewende vypracovává vědecky podložené a politicky akceptovatelné způsoby, jak udělat z Energiewende úspěch. Působí jako think tank, který se soustředí na dialog s dalšími aktéry v energetické politice. Agora Energiewende je společnou iniciativou nadace Mercator a European Climate Foundation. Sídlo organizace je v Berlíně.
<h3>Fabian Joas</h3>
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/Fabian-Joas_agora.jpg"><img class="alignleft wp-image-42003 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/Fabian-Joas_agora.jpg" alt="Fabian Joas, Agora Energiewende" width="220" height="145" /></a>
Fabian Joas se soustředí na trh s elektřinou v EU. Ve středu jeho zájmu stojí otázka, jak zajistit bezpečnost dodávek na trzích s velkým podílem fluktuujících obnovitelných zdrojů. Současně se zajímá o Polsko a další východoevropské země. Než nastoupil do Agora Energiewende, pracoval jako expert na design trhu s elektřinou na ministerstvu hospodářství a energetiky.
<h3>Thorsten Lenck</h3>
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/Thorsten-Lenck_Agora.jpg"><img class="alignleft wp-image-42004 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/Thorsten-Lenck_Agora.jpg" alt="" width="220" height="145" /></a>
Thorsten Lenck má na starosti zejména otázky spojené s designem trhu s elektřinou a obnovitelnými zdroji. Dříve pracoval u analytické a poradenské společnosti Energy Brainpool. Je autorem četných studií a posudků k trhu s energiemi. Jako certifikovaný školitel působil rovněž u energetické burzy EPEX Spot.
&nbsp;
Rozhovor vedli Jakub Kučera, analytik finanční skupiny RSJ, a Michal Vít, výzkumný pracovník v nezávislém think-tanku EUROPEUM.
<h2>Německo jako poslední zastánce trhu energy-only?</h2>
V některých zemích se nyní pomalu ale jistě zavádějí takzvané kapacitní mechanismy. Jinde, například v Británii, už dokonce existují. Německo ale stále věří, že se bez nich obejde.
FJ: Některé energetické společnosti si kapacitní trhy přejí. Řada z nich stále doufá, že se zavedou v dalším legislativním období. Minulé léto byl ale přijat nový zákon o trhu s elektřinou, který se jasně hlásí k modelu energy-only-market plus rezerva. Základní myšlenka je jasná: také na trhu s elektřinou by cenu měla určovat poptávka a nabídka.
Někdo by ale mohl namítat, že dnešní ceny elektřiny jsou příliš nízké, než aby dlouhodobě zajistily bezpečnost dodávek.
FJ: Odpovědí na tento argument je, že nyní máme v Německu nadkapacity. Dnešní situace s nízkými cenami je logickým vyústěním a některé elektrárny jsou dnes zjevně nadbytečné. Dokud se ale nezavřou, byl by kapacitní trh čistou subvencí, která pouze zvýší cenu elektřiny pro odběratele. O to, aby obchodníci s elektřinou vždy nakoupili dostatek proudu k pokrytí poptávky, se postarají ceny na vnitrodenním trhu, které mohou stoupnout až na 10 000 eur (pokud bude k vyrovnání situace v síti potřeba zapojit mimotržní rezervy, tak může megawatthodina stát dokonce až 20 000 eur). Takto vysoké ceny představují extrémní riziko pro podniky a obchodníky s elektřinou, pokud si dopředu nezajistí dostatek proudu (pro srovnání: nyní stojí jedna megawatthodina přibližně 30 eur). Věřím, že podniky nebudou chtít riskovat a budou kupovat elektřinu dopředu.
Vysoké ceny v některých hodinách pak představují silný podnět, aby se i poptávka po elektřině orientovala podle její ceny (demand side management). Změna poptávky může situaci v síti vyrovnat i bez kapacitních mechanismů. Pokud by ale někteří obchodníci koupili příliš málo elektřiny a v daný okamžik by chyběly výrobní kapacity, existuje mimo trhu ještě rezerva, která pak zaskočí. Většina německých odborníků na energetiku, kromě tedy těch pracujících pro velké koncerny, je přesvědčena o tom, že kombinace „cenové špičky plus rezerva“ bude fungovat. Tento názor zastává i spolková vláda.
TL: V tomto ohledu je třeba doplnit, že k liberalizaci trhu došlo relativně nedávno, takže si účastníci trhu na ni musejí ještě plně zvyknout. Výrobní kapacity, které jsou nyní na trhu, pocházejí ještě z doby silné regulace. Nyní jsme ve fázi přerodu, kdy se trh přetváří a některé elektrárny evidentně už nejsou potřeba. Tržní aktéři se musejí přeorientovat na tyto nové, liberální podmínky.
Německo by mohlo brzy být poslední velkou zemí v západní části EU bez kapacitních trhů. Je to dobře nebo špatně? Elektrárny v sousedních zemích pak budou mít ještě jeden zdroj příjmů. Nepůsobí to starosti? 
FJ: Zaprvé má z našich sousedů kapacitní trh zatím jen Francie. Musíme si počkat, co přijde později. Podle aktuálních návrhů Evropské komise by například Polsko muselo pro svůj kapacitní trh dodržet emisní standard 550 g/kWh, který navrhuje tzv. zimní balíček. I další kapacitní mechanismy se budou muset přizpůsobit. Lze se na to podívat i z jiné perspektivy – v konečném důsledku se totiž může stát, že třeba Francie bude dotovat výrobní kapacity, které v případě nedostatku mohou zajistit bezpečnost dodávek v Německu. Dokud je dodržován princip, který byl mimo jiné potvrzen v rámci berlínských jednání společnou deklarací dvanácti sousedních států (včetně ČR), že ani v případě vysokých cen nebude omezen přeshraniční obchod, je to z německého pohledu spíše výhoda. Ovšem toto, a to musí být jasně řečeno, nebylo německým cílem. Německo bylo jasně proti kapacitních trhům. Oslabují totiž energy-only-market, na který Německo sází.
Myslíte si, že se Komise na poli kapacitních mechanismů prosadí? Někteří odborníci například nevěří, že limit 550 g/kWh zůstane.
FJ: Komise je principiálně závislá na členských státech. Proces potrvá dva roky a je pravda, že pokud některá země něco opravdu velmi silně chce anebo právě nechce, většinou se prosadí. Musí ale pak ustoupit v jiné otázce. Člověk nikdy nezískává všechno. Pokud se podíváme na jednání mezi Komisí a Německem, vidíme, že i Německo musí v mnohých otázkách ustoupit. Někdo si může myslet, že Německo v Bruselu dostane všechno, ale pravda to není.
TL: Obecně je Komise sebevědomým hráčem, ačkoli ani ona se ne vždy plně prosadí.
<h2>Politické ohledy hrají roli</h2>
<figure id="attachment_38937" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/PST-transformator.jpg"><img class="size-full wp-image-38937" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/PST-transformator.jpg" alt="PST transformátor" width="725" height="446" /></a><figcaption class="wp-caption-text">PST transformátor instalovaný v rozvodně v Hradci u Kadaně. Zdroj: ČEPS</figcaption></figure>
V ČR mnoho odborníků podporuje rozdělení jednotné německo-rakouské cenové zóny (burzovní ceny elektřiny jsou v Rakousku a celém Německu stejné). Co si myslíte o případném rozdělení?
FJ: Nyní existuje dohoda s Rakouskem, že rozdělení přijde v roce 2018. Myslíme si, že je to dobrý způsob, jak omezit přetoky elektřiny do sousedních zemí a také re-dispatch v rámci Německa.
Měly by cenové zóny sledovat státní hranice nebo se spíše přizpůsobovat fyzikálním bariérám, například omezením v přenosové infrastruktuře?
FJ: Ačkoli z energetického úhlu pohledu zní logicky, že cenové zóny by měly být jednou za několik let přizpůsobeny úzkým hrdlům v síti (o tom mluví Capacity Allocation and Congestion Management z dílny ENTSO-E, sdružení evropských operátorů přenosových sítí), je s tím spojena řada vysoce politických otázek. Například kdo je zodpovědný za bezpečnost dodávek v členské zemi? Toto zdůrazňují i národní vlády, včetně Německa, a chtějí, aby nové rozložení cenových zón vyžadovalo politicky legitimní rozhodnutí (například v Radě ministrů EU).
TL: Také pro investory jsou časté změny cenových zón problematické. Představme si, že investor postaví elektrárnu v jedné zóně s určitým očekáváním ohledně tamních odběratelů a výrobců elektřiny. Na tomto základě si propočítá návratnost nové elektrárny. Pokud by se ale jeho elektrárna najednou ocitla v jiné cenové zóně, třeba s nižšími cenami elektřiny, byl by to pro něj velký problém. Nejistota ohledně rozmístění zón by proto mohla oslabovat investice anebo by vedla k vyšším rizikovým přirážkám na straně investora (tzn. stavělo by se dráže).
Z určitého úhlu pohledu by to mohl být ale krok správným směrem. Řekne se vlastně „pryč s národními hranicemi“ a trh bude přihlížet jen k fyzikálním bariérám.
TL: Diskutuje se o různých modelech. Pokud chce člověk mít stejně velké zóny, může dojít k rozdělení těch větších. Také se naopak zvažuje integrace některých menších zón. Je to ovšem značně komplexní téma a musíme zohlednit řadu politických faktorů, například rozdělení nákladů a výnosů. Musíme se také ptát, co je efektivnější – velký trh s relativně vysokou potřebou vyvažovacích zásahů nebo menší zóny s menší potřebou zásahů ale současně nižší likviditou. Menší likvidita usnadňuje zneužití tržního postavení a naopak ztěžuje ochranu před cenovými riziky.
<h2>Budoucnost je zelená všude</h2>
Podívejme se nyní na vztahy se sousedními zeměmi, zejména s těmi na východě. Dalo by se říct, že vztahy v energetice jsou poměrně napjaté. Uveďme například téměř zcela uzavřenou „elektrickou“ hranici s Polskem. 
TL: Určitě existují rozdíly mezi Německa a jeho východními sousedy. Obecně se zakládají na tom, že se do jisté míry země nacházejí v rozdílných epochách. My jsme se v Německu právě dostali do druhé fáze Energiewende, kdy 30 % proudu je vyráběno v obnovitelných zdrojích. Musíme se proto vypořádat s novými otázkami, zatímco v jiných zemích jsou na pořadu dne jiná témata.
FJ: Situace se ale trochu zlepšila, protože spolu mluvíme více, než tomu bylo dříve. Od roku 2014 se konala řada diskusí s polskými a českými partnery. Je pravda, že například německý výstup z jádra (tzv. Atomausstieg) se neprojednal dostatečně. Nyní je výměna názorů velmi dobrá a přináší ovoce. Ačkoli žijeme v rozdílných světech, jsou mnohé problémy technické povahy a řešitelné.
Dojde v Evropě k novému rozdělení, nyní s ohledem na složení výroby elektřiny? Na jedné straně západo- a severoevropské země s vysokým podílem obnovitelných zdrojů a pak členské země na východě se spíše klasickým energetickým mixem?
FJ: Pokud se podíváme na ceny z aukcí, nedávno například ze „slunné země“ Dánska ve výši 53 EUR/MWh pro fotovoltaiku, je jasné, že všechny země dříve nebo později přejdou na obnovitelné zdroje, zcela jednoduše z ekonomických důvodů. Jen pokud se nějaký stát vyloženě postaví proti, třeba kvůli těžbě uhlí nebo jadernému programu, nebude se ubírat tímto směrem. Když cestuji do východní Evropy, mám pocit, že se tam posledních deset let mluvilo o zelených zdrojích tak špatně, že tam lidé jakoby už vůbec neslyší, že náklady dramaticky poklesly. Zčásti lidé těm číslům prostě nevěří. My jsme v Německu získali velké zkušenosti a dopustili se drahých chyb. Z toho mohou ostatní těžit, pokud o tom budou s námi, včetně Agora Energiewende, diskutovat. Obnovitelné zdroje ale určitě přijdou a s nejvyšší pravděpodobností to bude slunce a vítr, i když to jsou zdroje proměnlivé.
Nejsou ale obnovitelné technologie pro některé země příliš drahé?
FJ: To už neplatí. Dříve tomu tak bylo, když člověk za jednu megawatthodinu ze solárního panelu platil 500 až 600 eur. Kdo ale do zelených zdrojů nastoupí nyní, dostane, třeba jako právě v Dánsku, cenu okolo 50 eur. Ty úplně vysoké náklady zaplatili takříkajíc Němci, z čehož teď profitují všichni. Někteří politici proto říkají, že to byl největší rozvojový projekt, který kdy Německo zaplatilo. Nicméně to tehdy vůbec nebyl náš záměr. To nechci v žádném případě tvrdit. Argument, že jsou zelené zdroje příliš drahé, je starý. Dnes jsou výhodné a v mnohých zemích světa dokonce výrazně výhodnější, než elektřina z jádra, plynu nebo uhlí.
<h2>Trh s elektřinou zítřka</h2>
<figure id="attachment_41140" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/luca-bravo-132630-1.jpg"><img class="size-full wp-image-41140" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/08/luca-bravo-132630-1.jpg" alt="Větrné elektrárny" width="1024" height="683" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Větrné elektrárny</figcaption></figure>
Na českém vnitrodenním trhu se obchoduje v celých hodinách. V Německu už po čtvrthodinách. Připravuje se zavedení ještě kratších časových úseků?
FJ: Ne, dalším krokem je jasně, a takto to stojí i v zimní balíčku Evropské komise, že všichni přejdou k čtvrthodinám. To je také velký cíl Německa, protože jen potom bude možná integrace vnitrodenních trhů.
TL: Ano, konsensus jsou čtvrthodiny, ačkoli v Austrálii mají pětiminutové úseky. O tom se v Evropě ale zatím nediskutuje vážně.
Očekávání, že díky klesajícím nákladům se zelené zdroje budou financovat pomocí klasického trhu, je poměrně rozšířené. Avšak když slunce svítí a vítr fouká, ceny na burze dramaticky padají. Je tedy předpoklad, že brzy budeme moci zrušit podporu obnovitelným zdrojům, chybný?
TL: Tato otázka je bezpochyby napínavá. Je pravda, že variabilní zdroje s nulovými náklady jako vítr a slunce tlačí burzovní ceny směrem dolů. Dokonce mohou být záporné. To ovšem také způsobuje nedostatek flexibility na trhu, která by obnovitelné zdroje vyrovnala. Neexistují odběratelé, kteří by zaskočili a přebytečný proud odkoupili. Při negativních cenách by člověk na spotřebě elektřiny dokonce vydělával. To v neposlední řadě souvisí se všemi těmi odvody, poplatky a daněmi, které musejí platit odběratelé. Z negativní velkoobchodní ceny se díky těmto regulovaným cenovým složkám může velmi rychle stát kladná cena pro spotřebitele. Pokud ale budeme mít více flexibility na trhu, například tepelná čerpadla nebo elektromobily, musí se určit, kdo proud za nulovou cenu odebere. Potencionální odběratelé se pak začnou přeplácet a cena opět stoupne. Reforma zmíněných poplatků a odvodů je v Německu nutná, také z toho důvodu, abychom dosáhli klimatických cílů ve výrobě tepla a v dopravě. Doufáme, že nová spolková vláda se tohoto úkolu ujme.
Vy tedy očekáváte, že se trh začne více soustředit na flexibilitu. Lze předpovídat i další změny?
TL: Co se týče trhu s elektřinou, tak ten se změní z čistě investorského trhu, na kterém se stavěly hlavně velké zdroje s dlouhou amortizací, k decentralizovanému trhu, který se bude více řídit podle spotřeby. Decentrální výroba se stále více objevuje v rámci průmyslových komplexů a pro úložiště bude platit to samé. Tím pádem bude vše ještě výhodnější. Ještě více se proto změní složení a profily tržních aktérů a při odpovídajících rámcových podmínkách bude možná podpora obnovitelných zdrojů nadbytečná. Uživí se už samy.
Za jak dlouho by se zelené zdroje mohly obejít bez podpory?
FJ: To samozřejmě záleží na více faktorech, ale podle mě budou podpůrné mechanismy potřeba minimálně do roku 2030. Všechno závisí na tom, jestli se v Evropě podaří zvýšit cenu za CO2. Bohužel zatím nefunguje logika, že pokud jsou zelené zdroje podstatně levnější, můžeme zrušit jejich podporu. To mnozí, včetně některých politiků, příliš nechápou, protože je zde nutná znalost toho, jak funguje trh s elektřinou. Co se týče výše podpory, tak ta určitě v důsledku nových aukčních systémů poklesne. O kolik závisí na různých faktorech, například ceně CO2.
Takže podpora minimálně do roku 2030. Budou Němci platit tak dlouho? Neohrožuje to Energiewende?
FJ: Spíše ne. Podpora Energiewende je v obyvatelstvu stále značně vysoká, okolo 90 procent. U žádné jiné politické otázky nemáme tak vysokou podporu. Je sice pravda, že ceny elektřiny stouply, zejména ale kvůli síťovým poplatkům. Avšak jen málo lidí ví, kolik platí za elektřinu. Poplatky za mobil zná oproti tomu každý. Pokud vím, je to v jiných zemích podobné. Ceny elektřiny nejsou prostě žádným politickým tématem. Důležité jsou jen pro některá průmyslová odvětví, ale i zde jde o poměrně málo případů.
Úvodní fotografie: Větrná turbína v Německu nedaleko Hannoveru. Autor: Jason, Flickr

Německo

Agora Energiewende: Kdo chce, může se z německých chyb dobře poučit

Jörg Jasper pracuje od roku 2006 v německé společnosti EnBW, elektrárenské společnosti se sídlem v Karlsruhe. Od roku 2010 zde působí jako expert na energetiku a energetickou politiku s důrazem na design trhu s elektřinou, otázky regulace, kapacitní trhy a obnovitelné zdroje. Působí v rámci řady odborných grémií, např. BDEW, EURELECTRIC nebo při Evropské komisi, a často vystupuje na odborných kongresech, a to i v Praze.
Rozhovor vedli Jakub Kučera, analytik finanční skupiny RSJ, a Michal Vít, výzkumný pracovník v nezávislém think-tanku EUROPEUM.
<h2>Náklady a výhody velkého trhu</h2>
Náš rozhovor o trzích s elektřinou a energetice obecně začneme záležitostí, která je tak říkajíc na spadnutí &#8211; velmi pravděpodobným rozdělení německo-rakouské cenové zóny (v celém Německu a Rakousku nyní stojí elektřina na burze stejně). Jak tento krok vnímáte?
Nepovažuji ho za dobrý. Problém spočívá v tom, že nemůžeme simulovat všechny dopady. Není těžké nasimulovat dopad na ceny. Proto také není těžké chápat, proč jsou Rakušané proti. Co člověk ihned nevidí, jsou účinky na tržní likviditu. To už se simuluje hůře. Sice nám poklesnou náklady na re-dispatch, ale podle mne tento efekt nevyváží širší ztráty v důsledku snížené tržní likvidity. Cenové zóny jsou značně hrubým nástrojem, ať už chceme vytvořit investiční signály nebo odlehčit síť.
A nebojíte se, že by v budoucnosti mohla být dokonce rozštěpena německá cenová zóna (v jižním a severním Německu by pak byly odlišné ceny elektřiny)?
V tuto chvíli to nepokládám za pravděpodobné. Zatím se jedná jen o rozštěpení zóny s Rakouskem v roce 2018. V zimním balíčku Evropské komise se sice píše, že by zóny měly reflektovat úzká hrdla v síti, ale vše se bude odvíjet od její výstavby po roce 2020. Ta by měla být taková, že se už vůbec nevyplatí německou cenovou zónu rozdělit. Komise by pak totiž musela prokázat, že výstavba vázne takovým způsobem, že rozdělení je potřeba.
Tlak ze strany EU tak možná popohání německou výstavbu nových vedení.
Ano, to je možné. Jde i o tlaky ze strany průmyslu, protože ten by se zbláznil, kdyby měly výrazně stoupnout ceny. K tomu by došlo v jižním Německu, pokud by se země rozdělila na dvě cenové zóny.
Vy jako EnBW máte elektrárny na jihu, takže případná jihoněmecká cenová zóna s vyššími cenami by pro vás měla své klady, nebo ne?
To ano, ale máme také elektrárny na severu. Na to se často zapomíná. Jednu v Rostocku a jednu hnědouhelnou elektrárnu v Lippendorfu poblíž Lipska. Ty by spadaly do severní zóny. Takže v tomto ohledu to pro nás vychází asi nastejno. Já zde opravdu hlavně vidím problémy s nižší tržní likviditou. V Německu existuje živá diskuse o síle trhu. Cenové zóny by znamenaly zmenšení trhu a úbytek menších hráčů. To nechceme.
To znamená, že připouštíte, že Evropská komise je schopná rozdělení cenové zóny nařídit. Ptám se, jelikož někteří odborníci třeba v Čechách tvrdí, že na malou zemi si Komise troufne, ale proti Německu nezasáhne.
Tím si nejsem tak jistý. Německé úřady dle mého názoru vždy jednají s ohledem na EU velice konformisticky. Co se týče politiky, tak to může být něco jiného. Pokud nebudeme schopni prokázat, že fyzické toky elektřiny máme pod kontrolou, pak může rozdělení přijít. Výstavba sítě musí být tedy uspíšena. Říci, že Německo je velké a mocné nebo něco v tomto smyslu, mi jako argument nepřijde moc přesvědčivé. Možná je tak Německo vnímáno zvenčí.
<figure id="attachment_38937" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-38937 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/PST-transformator.jpg" alt="PST transformátor" width="725" height="446" /><figcaption class="wp-caption-text">Českou přenosovou soustavu má před enormními přetoky elektrické energie ochránit čtveřice PST transformátorů. Zdroj: ČEPS</figcaption></figure>
<h2>Dlouhé investiční cykly jsou minulostí</h2>
Já něco podobného nedávno slyšel v souvislosti s kapacitními trhy. Někdo prohlásil, že bychom je v budoucnu možná mohli mít v ČR, ale že Němci je nepovolí, zablokují je možná pomocí EU.
Blokovat je nemůžeme. Někdy je zajímavé vidět, jak je Německo zvenčí hodnoceno. Na jedné konferenci v Praze jsem už jednou slyšel, že Němci jsou tak velcí, že si mohou dělat, co chtějí. Věřím, že tak jednoduché to není. Například ani Francouzům jsme nebránili, aby si zavedli kapacitní trh. To jsme ani nemohli a ani to němečtí politici nechtěli. EnBW se explicitně zasazuje za to, a je to i stanovisko spolkové vlády, aby kapacitní trhy nedeformovaly trhy s elektrikou energií.
To je bezesporu dobrý princip, ale je to vůbec možné? Jakékoli kapacitní platby mají vliv na burzovní ceny elektřiny.
Ano, je to částečně možné. Musí se totiž vždy prokázat, že skutečně existuje nutnost zavézt kapacitní platby, protože klasický trh selhává. Nesmíte také počítat s většími kapacitami, než odpovídá vaším bezpečnostním standardům. Jinak je to zkreslení trhu.
Takže vy osobně věříte klasickému trhu (energy-only), což je i oficiální německá pozice.
Ano, také jsme za to dlouho bojovali. V tomto se třeba EnBW lišilo od některých našich konkurentů, kteří si kapacitní trhy přáli z obavy, že se málo investuje. My jsme věřili, že současný trh je dostatečně kreativní a že to zvládne. Stoupne například poptávka po flexibilitě. Myslím si, ale to je můj osobní názor, že se musíme v následujících letech rozloučit se zaběhnutým myšlením v těch dlouhých investičních cyklech s velkými elektrárnami. To je podle mne passé. Určitě budou ještě existovat velké elektrárny. Ve dvacátých letech se nepochybně bude investovat do skladování elektřiny, asi včetně velkých úložišť. Nebo se postaví velké plynové turbíny. Ale ani k jednomu nebudeme potřebovat kapacitní trh.
Není vlastně dobře, že třeba Francouzi kapacitní platby zavádějí? Francie možná bude subvencovat zdroje, které v případě potřeby využije také Německo.
Když to tak chtějí… Problém ale vidím hlavně v tom, že v EU najednou máme už několik kapacitních trhů, které jsou neskutečně rozdílné. To rozpoltí trh s elektřinou a nakonec možná ta poslední země bude nucena zavést nějaký kapacitní mechanismus, když už klasický trh bude příliš zkreslený. Podle mne musíme trh s elektřinou ponechat co nejčistší, bez dalších plateb. K zajištění bezpečnosti je pak nejlepším nástrojem strategická rezerva (která stojí mimo trh s elektřinou).
<h2>Kompromis je žádoucí, ale jen stěží dosažitelný</h2>
Když jsme už načali úroveň EU, tak bych se zeptal na snahu domluvit se na jednotné energetické politice. Němci dnes sami říkají, že je nutné více spolupracovat, a někteří dokonce připouštějí, že Německo dialog se sousedními státy trochu podcenilo. Jak si Německo představuje případnou jednotnou politiku? Je možný kompromis například s Polskem? Když oni zjednodušeně říkají uhlí a Německo říká vítr a slunce?
Nejsem expert na německo-polské vztahy, ale energetická politika v Polsku a v Německu je velice rozdílná. Polsko přirozeně silně podporuje uhlí. Zasazuje se proti každému posilnění trhu s emisními povolenkami. Německo sleduje naprosto jinou politiku a prostor pro kompromis je hodně omezený. Samozřejmě je to také otázka zájmových skupin v jednotlivých zemích – v Polsku jde hlavně o pracovní místa v těžbě uhlí a v uhelných elektrárnách, u nás jsou zase silní majitelé obnovitelných zdrojů energie, k nimž patří i EnBW.
<img class="aligncenter wp-image-38936 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/05/Obnovitelne-zdroje-energie.jpg" alt="Větrné a fotovoltaické elektrárny." width="725" height="490" />
Takže byste řekl, že je dobré snažit se o dialog, ale v Německu se žádná větší změna konat nebude.
S ohledem na dnešní cíle máme jen omezený manévrovací prostor. Jak já hodnotím německou politiku, tak je ke kompromisu připravená a snaží se o dobré sousedské vztahy. S ohledem na Polsko bylo vždy naším záměrem mít dobré vztahy. Problémem je, že energetické politiky samy o sobě jsou tak rozdílné, že to bude těžké.
Takže v dohledné době ke kompromisu dojít nemůže, protože jinak by se Německo muselo vzdát svých cílů ve výstavbě OZE.
Ano, přesně. Tam toho můžeme změnit pramálo. Dekarbonizační cíl pro následující dekády platí, žádný jiný ostatně nemáme, a to má určité důsledky. OZE jsou prostředkem k dosažení tohoto cíle. Pokud najdeme jiné řešení, které bude levnější, pak ho samozřejmě využijeme. Ale dnes jsou řešením ty OZE, které máme k dispozici. To má své důsledky, včetně nadbytečných kapacit na trhu a nízkých cen. V tuto chvíli ale neexistuje lepší řešení.
<h2>Co čeká za dveřmi</h2>
Pojďme se ještě dotknout budoucího vývoje na trzích s elektřinou. Řada lidí, včetně politiků, stále vychází z toho, že jednoho dně budou větrné a sluneční elektrárny rentabilní samy o sobě a obejdou se bez dotací. Ale když tyto zdroje dodávají do sítě, cena klesá k nule. Až jich bude v síti ještě více než dnes, může být cena po mnoho hodin na nule nebo dokonce pod ní. Z čeho se pak budou tyto zdroje financovat? Neznamená to, že dotace pro OZE jen tak neskončí?
Ano, to se může stát. Tržní ceny můžeme modelovat a také to děláme. Řešení by mohlo přinést propojení slunečních a větrných elektráren s úložišti. Nemělo by se ale jednat jen o lokální úložiště, řekneme ihned u paty stožáru větrné turbíny. Mělo by existovat možnost kombinovat OZE i s centrálními bateriovými úložišti nebo úložišti v podobě aut nebo přečerpávacích elektráren.
V delším horizontu se také nabízí gazifikace, power-to-gas (výroba metanu z přebytečného proudu). Skladování by vůbec mohlo opět zvednout ceny elektřiny v hodinách s vysokou výrobou elektřiny z větru a slunce. Vyplatí se ji nakoupit levně, někdy dokonce odebrat zdarma, a později ji prodat za vyšší cenu.
Zmínil jste technologii power-to-gas. E.ON má ve Falkenhagenu pilotní provoz. Je taková technologie populární u EnBW?
Sami se výzkumu v této oblasti moc nevěnujeme. Nedávno jsem ale byl na vědecké konferenci o obnovitelné energii a překvapilo mne, co se v tuto chvíli děje na poli skladování elektřiny a elektrolýzy. Účinnost byla zřetelně vylepšena. Dříve jsem si myslel, že elektrolýza je jen taková nudná věc, která se učí ve škole, aby člověk věděl, jak to funguje. Pošle se proud do vody a vodík bublá. Dnes vůbec netušíme, jak velký potenciál v elektrolýze možná je.
<figure id="attachment_27185" style="width: 800px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-27185 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/08/belectric_baterie.jpg" alt="Bateriový systém společnosti BELECTRIC. Zdroj: BELECTRIC" width="800" height="533" /><figcaption class="wp-caption-text">Bateriový systém. Zdroj: BELECTRIC</figcaption></figure>
Očekáváte v dohledné době průlom ve skladování elektřiny?
V příštích letech ne. Úložiště se dnes totiž nevyplatí. Potřebnou flexibilitu v systému dodají prozatím elektrárny.
To znamená, že nejdříve se musejí některé elektrárny zavřít…
Ano, anebo musí vzrůst poptávka po flexibilitě. Za deset let o flexibilitě budeme přemýšlet jinak. Tím jsem si jistý.
Existují vizionáři, kteří říkají, že už za deset let budou tak dobré skladovací systémy, že se zjednodušeně řečeno obejdeme bez drátů. Budeme mít na střeše solární články a ve sklepě baterie. Myslíte, že to přijde takto brzo?
Vždy říkáme, že určitá autarkie je možná. Každý druhý nový solární panel na střeše se teď instaluje v Německu s baterií. To ovšem platí jen pro nové panely, ne ty stávající. Stávající panely jsou ovšem také zajímavé, především to, kolik se jich zmodernizuje. Může se stát, že kombinace solární panel a baterie bude levnější než proud ze zásuvky. To by nenadchlo jen ochránce životního prostředí, ale také švábského otce rodiny, který obrátí každé euro dvakrát. Jestli to ale bude autarkie ve smyslu, že síť už nebudeme potřebovat vůbec, o tom si dovoluji pochybovat. Lidé hlavně chtějí snížit odběr ze sítě. Dráty budou ale vždy alespoň zálohou.
Lze namítnout, že jako zálohu si prostě koupím novou levnou baterii, když se mi ta stávající porouchá.
Když ale někdy uložím velké množství proudu, tak ho zase budu chtít prodat. K tomu se dráty mohou hodit.
Kdy se naplní podle Vás podobné vize? Za 20 let?
Ano, možná ano. Ale je tady také průmysl, který se určitě nepřesune k bateriím. To spíš k jiným formám skladování elektřiny.

Elektřina

Jörg Jasper: Za deset let budeme o flexibilitě přemýšlet jinak

Michael Kranhold pracuje od roku 2002 ve správci přenosové sítě v bývalém východním Německu, Berlíně a Hamburku (v letech 2002-2007 Vattenfall, od roku 2007 50Hertz). Nyní působí na pozici Head of Customer Management, dříve měl na starosti mimo jiné plánování sítě.
Rozhovor vedli Jakub Kučera, analytik finanční skupiny RSJ, a Michal Vít, výzkumný pracovník v nezávislém think-tanku EUROPEUM.
<h2>Na hranicích německé budoucnosti</h2>
Rozhovor o trzích s elektřinou a energetické politice obecně vedeme v bývalém východním Německu, které je dnes jakýmsi předobrazem celoněmecké budoucnosti.
Ano, tento rok určitě dosáhneme okolo 50 % pokrytí spotřeby elektřiny obnovitelnými zdroji.
To je „německý sen“ pro rok 2035. Jste si jist, že se tento plán naplní?
Ano. Systém máme plně pod kontrolou a je to reálné. Samozřejmě se objeví nějaké problémy. To je přirozené. Bude potřeba více zásobníků, interkonektorů a nástrojů pro re-dispatch. Otázkou budou i elektrárny, které proud dodají, když zrovna nefouká a nesvítí. Velkokapacitní zásobníky zatím bohužel nemáme.
Jak hodnotíte plány na intenzivnější propojení Německa se severskými zeměmi, konkrétně Norskem, kde by mohly být přebytky elektrické energie skladovány v přečerpávacích elektrárnách?
Z „kontinentu“ existují do Norska už dvě spojení (jedno z Dánska a jedno z Nizozemí) a další propojení, tentokrát přímé z Německa, je ve výstavbě. Také máme propojení s Dánskem, přes které se můžeme dostat i do Švédska, a v plánu je i přímé propojení (projekt Hansa Powerbridge). V tomto ohledu je zajímavý projekt Kriegers Flak (Combined Grid Solution), který realizuje společnost 50Hertz spolu s dánským operátorem přenosové soustavy. Jde o připojení off-shore parků, které budou propojeny nejen se svou domovskou soustavou, německou a dánskou, ale i mezi sebou. Tím vznikne další propojení s Dánskem. Mimochodem tento projekt byl podpořen z prostředků EU a právě české předsednictví nám zde velmi pomohlo.
Zatím ale propojení se Skandinávií nefunguje tak dobře a proud ze severoněmeckých větrných elektráren hlavně proudí na jih země, a to i přes Českou republiku, kde působí problémy. Toto téma je některými českými energetiky vnímáno poměrně ostře. Jak na něj nahlížíte Vy?
Toto téma se v minulosti diskutovalo často. Dnes se mezi východním Německem na straně jedné a Českou republikou, respektive Polskem, na straně druhé staví a koordinovaně provozují transformátory s řízeným posuvem fáze. Tímto způsobem můžeme podobně jako ventilem ovlivnit toky elektřiny a přetoky přes ČR omezit na přijatelnou úroveň. Tak se s tímto problémem vypořádáme.
<h2>Německo srůstá pomalu, ale přece</h2>
<figure id="attachment_10211" style="width: 620px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/10/Südlink-německo-HVDC-kabel.jpg"><img class="size-full wp-image-10211" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/10/Südlink-německo-HVDC-kabel.jpg" alt="Südlink německo HVDC kabel" width="620" height="359" /></a><figcaption class="wp-caption-text">HVDC kabel pro vedení SuedLink</figcaption></figure>
Německo má také rozpracované plány na posílení propojení jižní části země s mimo jiné bývalým východním Německem (kde operuje 50Hertz). Výstavba ale nabrala zpoždění a náklady na udržení stabilní sítě rostou.
Situace není samozřejmě úplně ideální, ale musíme se vypořádat s oprávněnými námitkami ze strany postižených občanů a obcí. 50Hertz mimochodem za posledních 5 let postavil a zprovoznil 200 kilometrů nových vedení. Taky si musíme uvědomit, že ony plány se vztahují často k roku 2025. Co se týče nákladů na vyrovnání sítě, tak ty rostou. V roce 2015 to byla přibližně jedna miliarda eur. Nyní by ale mohly poklesnout, protože se opět postavila nová propojení. Celkově ale neočekávám, že by to naši zákazníci finančně neunesli.
Takže podle Vás neohrozí, že by němečtí odběratelé řekli: „Už dost. Už nebudeme platit tak velké sumy.“
Nikdy by se nemělo říkat nikdy, ale elektřina dnes není žádné velké téma. Lidé neříkají, že je to skandál. Platí tyto ceny elektřiny, vědí, že za ně dostanou stále zelenější elektřinu, a jsou s tím spokojeni.
Je pravda, že i v České republice se někteří snažili získat z cen elektřiny politický kapitál a neuspěli.
V Německu jsou ceny elektřiny sice relativně vysoké, ale nesmíme zapomínat, že ve srovnání s příjmem to tak hrozné není. Nehrozí, že by někdo spotřebovával méně energie kvůli cenám elektřiny. Několik málo výjimek, jako jsou staří nebo nezaměstnaní, dostává podporu. Existují sice spolky, které těmto jednotlivcům pomáhají, a trochu propagují onu „energetickou chudobu“, ale nevěřím, že by to v Německu bylo volební téma.
Vraťme se ještě krátce k novým elektrickým vedením. Jak se daří vypořádat se s odporem místních obyvatel, kteří neradi vidí dráty vysokého napětí za svými humny?
Probíhá značná a také včasná komunikace se všemi takzvanými stakeholdery. Dále existují finanční kompenzace pro obce, kde bude vedení procházet. To je dobrý prostředek, protože se tímto způsobem podpoří realizace smysluplných lokálních projektů.
Ano, hledali jsme nové informace o odporu občanů proti novému vedení v Durynsku, ale jakoby to už přes dva roky nebylo žádné téma.
V Duryňsku máme nyní lepší vztahy. Bylo tam mnoho aktivistů, takže naše tehdejší vedení muselo často jednat přímo na místě. Nyní tam vládne Die Linke spolu se Zelenými a sociálními demokraty, přesto vedeme velmi dobrý a otevřený dialog. Přináší už své ovoce a zdržení ve výstavbě jsou menší.
Kromě intenzivní komunikace se zemskými vládami a obcemi, včetně různých finančních lákadel, má také pomoci zakopání některých úseků pod zem.
Kranhold: Ano, kromě využití stávajících tras se v některých úsecích budou kabely zakopávat. To je takové bavorské řešení. Vymohl si ho totiž bavorský ministerský předseda Seehofer, který před tím výstavbu nového vedení dva, tři roky blokoval. Vše bude dražší a komplexnější, také to bude trvat déle. Pro inženýry to bude docela výzva.
To je poměrně drahé řešení a jistě si mnoho lidí v Evropě říká, jestli se Němci nezbláznili. Myslíte, že se bude dát tato technologie využít i jinde v Evropě?
Kranhold: Tak „nezbláznili“… Ona je každá země jiná. Jsou země, které podporují jadernou energii, zatímco v Německu existuje dlouhá tradice odporu k jádru &#8211; sedmdesátá léta, pak Černobyl a následně Fukušima. Dnes panuje v německé společnosti konsensus, že to je ustupující model. Odstavení jaderných bloků si pak vyžaduje značné investice do sítě. Kabely pod zemí s tím také souvisejí. Je představitelné, že se lidé v Čechách více dívají na peníze a řeknou si, že se spokojí s klasickým vedením a dají si raději jedno pivo na víc. V Německu se bez něho obejdeme a dáme dráty do země.
<figure id="attachment_36987" style="width: 2048px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/03/Kranhold-Telc-Summer-school.jpg"><img class="size-full wp-image-36987" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/03/Kranhold-Telc-Summer-school.jpg" alt="Michael Kranhold v Telči, Summer School on Energy Security, srpen 2016" width="2048" height="1152" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Michael Kranhold v Telči, Summer School on Energy Security, srpen 2016</figcaption></figure>
<h2>Velký, jednotný a flexibilní trh</h2>
Ve spojitosti s přetoky a novým vedením se také často zmiňuje možnost rozdělit německo-rakouskou jednotnou cenovou zónu. Řada Němců je proti, ale ve Skandinávii mají také jednotný trh Nord Pool s několika cenovými zónami. Jen v rámci Švédska existují čtyři.
Předně je dobré připomenout, že to byl požadavek EU a některých sousedních zemí. Nebyl to švédský nápad.
To je zajímavé. Skoro by se dalo říci, že Evropská komise si tehdy troufla na skandinávské státy, ale na Německo se nyní zatím neodvažuje.
Vytvořit v Německu více cenových zón dosud nepřišlo v potaz. Evropská komise přišla sice s nápadem, že by to mohlo pomoci. Pro Německo by to ale bylo negativní. Ta společná cenové zóna je součástí i jisté solidarity mezi jihem a severem země. Kdyby byly v Německu cenové zóny, tak by po odstavení jaderných reaktorů byl proud v Bavorsku značně drahý. Mimochodem pak by levný severoněmecký proud mohl být dráž prodáván do Bavorska také přes Českou republiku. Možná by to tak dopadlo, ale je to jen spekulace. V blízké budoucnost k tomu stejně nedojde. Nyní probíhají přípravy jen na rozdělení německo-rakouské cenové zóny v roce 2018.
V Evropě se nyní zavádějí takzvané kapacitní trhy, které by měly v síti udržet zdroje, potřebné pro vyvážení neflexibilních obnovitelných zdrojů. Co si o nich myslíte?
V Německu je velmi silný liberální tábor, který říká, že se všemi problémy si v nejbližších několika letech poradí ještě klasický trh s elektřinou. Pokud nyní zavedeme kapacitní platby, zmenší se klasický trh s elektrickou energií. Naše společnost 50Hertz se rovněž staví proti kapacitním trhům a sází na flexibilnější řešení.
Existují ale německé společnosti, které si kapacitní platby přejí.
Některé firmy samozřejmě chtějí kapacitní platby jednoduše proto, aby si zabezpečily vlastní podnikání. Do určité míry by chtěly vrátit staré dobré časy s takřka monopolním postavením některých firem. Něco jiného jsou síťové rezervy, které si mohou přechodně nasmlouvat provozovatelé přenosových sítí. Ty pak mohou v případě opravdu výjimečné situace pomoci vyvážit situaci v síti (jinak ale stojí mimo trh).
Obecně si ale myslíte, že německý Strommarkt 2.0 je schopný zafinancovat potřebné vyvažovací kapacity sám, bez zvláštních plateb?
Ano, alespoň v dohledné době.

Michael Kranhold (50Hertz): Němci sice platí za elektřinu více, ale jsou spokojeni

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musíme vyřešit, chceme-li zajistit vysokou spolehlivost dodávek elektřiny pro všechny zákazníky. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich.
V předchozích dílech série šlo zejména o financování <a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/ukocirovat-zelene-zdroje/" target="_blank">neflexibilních obnovitelných zdrojů</a>, respektive zdrojů, <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/nova-hraz-zelene-vlne/" target="_blank">které je mají vyvažovat</a>. V šesté, poslední části série článků se zaměří na několik dalších otázek, které musíme v EU na poli elektřiny vyřešit. Někdy jde o obecné problémy přístupu k energetice, jindy o zcela aktuální a konkrétní záležitosti.
<h2>Kdo má být u kormidla</h2>
Skoro každá otázka na poli energetiky nutně vede k jedné obecnější otázce, a sice na jaké úrovni máme problémy řešit, respektive kdo má nastavovat pravidla hry. Na jednu stranu se snažíme vybudovat <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/evropska-mozaika-trhu-elektrickou-energii/" target="_blank">robustní trhy s energetickými komoditami</a> a řada cílů je definována na úrovni EU. Na druhou stranu mají členské státy stále právo rozhodovat o svém energetickém mixu. Některé věci by bezesporu bylo lepší harmonizovat, například pravidla obchodování s elektřinou možná i podporu OZE, ačkoli doba tomu nepřeje (viz předchozí články). To je o to těžší, jelikož není vždy snadné definovat a případně uhájit zájem celku před zájmy jednotlivých států. Současně bude lepší ponechat řadu rozhodnutí na národní nebo i nižší úrovni, nemusí být vše centralizováno.
S tím souvisí ještě jedna zajímavá a důležitá otázka. Co to přesně znamená, že si členský stát může nastavit svůj energetický mix? Co u toho může porušit? Pravidla jednotného vnitřního trhu? Nebo jen pravidla hospodářské soutěže na svém území? V čem se elektřina liší od jiných komodit, včetně těch strategických, jako je zemní plyn a ropa? Zde se stát sice angažuje (určuje pravidla hry, vytváří strategické zásoby a řeší bezpečnostní aspekty à la přílišnou závislost na jednom dodavateli), ale trh zde má stále značně volnou ruku.
<h3>Jednota v rozmanitosti nebo chaos v džungli?</h3>
Co se týče celoevropské spolupráce v energetice, je zajímavý německý postoj. Němci nyní sami přiznávají, že některé své kroky, v principu celou <a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/energiewende-a-jeji-cile/" target="_blank">Energiewende</a>, měli lépe konzultovat se svými sousedy. Není pochyb o tom, že by členské země spolu v EU mluvit měly. Ale stejně si musíme položit otázku, co by vlastně podobný dialog přinesl. Stěží si představit, že by Němci své vzletné plány opustili kvůli námitkám menších sousedních zemí. Nebo jde nyní Němcům hlavně o to, aby jejich sousedi více s Energiewende počítali a připravili se na její dopady? Ideálně na vlastní účet?
To se samozřejmě týká i aktuálního volání po jednotné evropské energetické politice. I kdybychom se nějak popasovali s právem členský zemích na „národní energetický mix“, vyvstává otázka, jak by jednotná politika měla vypadat. Nějaký nekoherentní slepenec, kde si stejně každý dělá, co chce? Nebo jedna kompromisní energetické strategie? Přistoupí na ní ale třeba samotné Německo, kdyby omezovala jeho environmentální plány? Nebo jen nějaká obecná pravidla, kterých se budou všichni ochotni a schopni držet? Dohodneme se ale na něčem hmatatelném a bude to pak jednotná politika?
<img class="aligncenter wp-image-5023 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/06/energiewende.jpg" alt="energiewende v německu" width="500" height="333" />
Je pravda, že Němce do značné míry oprávněně překvapilo, že řada jejich sousedů jakoby ignorovala Energiewende. Vždyť plány jsou schválené už přes deset let a jejich úpravy se živě diskutují. Toto nedorozumění má zčásti asi zcela jednoduchou příčinu, a to rozdílný přístup k podobným plánům a strategiím. V ČR jich například máme přehršel (kolik jsme jen měli v poslední době schválených nebo jen navrhovaných energetických strategií a dalších národních akčních plánů), ale tak nějak počítáme s tím, že se ve skutečnosti nenaplní nebo jen z části. Jsou to často jen přání na papíře. V Německu se stát svými strategiemi více méně řídí, což může nejednoho ne-Němce vyvést z míry.
Na obranu Německa a absence smysluplné česko-německé debaty o energetické politice lze také uvést skutečnost, že minimálně na české straně jsou plány poněkud zmatené a proměnlivé. Vzpomeňme například na ministra průmyslu a obchodu za ODS Martina Kocourka, který snil o osmnácti nových jaderných reaktorech. Zejména při zohlednění jisté neschopnosti evropských zemí, natož České republiky, postavit jednu jadernou elektrárnu, není divu, že se žádný dialog nekonal. K tomu je potřeba, aby na obou stranách existovaly promyšlené, realistické, s veřejností prodiskutované a proto obecně akceptované strategie. Současná česká strategie podle některých odborníků tyto požadavky nenaplňuje.
<h2>Jaké kormidlo zvolit</h2>
Otázka, jakým způsobem energetiku řídit, se dobře demonstruje na odlišných přístupech k energetické politice v Německu a u nás. Naši západní sousedé si vytyčili řadu značně ambiciózních cílů, ačkoli některé až pro rok 2050, a naznačili tak směr, kterým by se energetika a elektrárenství měly ubírat. Sloveso „měly“ je zde podstatné, protože jde o to, že tyto plány hlavně odrážejí společenskou poptávku. Ta se přitom zakládá na širokém celospolečenském koncensu, který samozřejmě nevznikal přes noc.
Politici a úředníci se následně snaží tato přání realizovat. Hledají vhodné nástroje, jak snahy o dosažení vytyčených cílů řídit, aby to bylo co nejlevnější. Německo si stále stojí za tržním hospodářstvím, a tak i v Energiewende by velkou roli měly hrát trhy. Nyní jde o to, jak je správně nastavit, aby co nejlépe splnily svou úlohu (například správně ukazovaly, co je v tom kterém kroku nejlevnější). Vše se odehrává na pozadí poněkud obecnějších, ale stále reálných, technologických předpokladů. Nemusí být ale dopředu dané, že technologický pokrok očekávání naplní. Může se stát, že v jistém slova smyslu zklame.
Mimochodem nelze ani úplně říci, že by Němci, ač to může někoho překvapit, měli vše připravené a propočítané. Například vypnutí jaderných zdrojů na jihu a výstavba větrníků na severu, které je mají zčásti nahradit, si jasně žádá nové přenosové kapacity napříč Německem. To se jednoznačně podcenilo. Do podobného ranku spadá i fakt, že na současném trhu se drží hlavně &#8222;špinavé&#8220; hnědouhelné zdroje, které hatí německé klimatické cíle. Obdobně by bylo zajímavé vědět, jestli architekti Energiewende předpokládali pokles burzovních cen v důsledku výroby elektřiny z OZE a dopady tohoto vývoje.
Naopak česká energetická koncepce jako by vycházela z opačného přístupu. Více vychází ze známých technologií a její cíle jsou relativně konzervativní. Co se týče obecných energeticko-politických cílů, mluví sice o všech, ale neříká, který z nich má hrát prioritu. Vzhledem k tomu, že se do značné míry vylučují, to je problém. Ostatně společenská diskuze na téma, jakou elektřinu (levnou, zelenou, geopoliticky bezpečnou) si vlastně přejeme, neproběhla. Odlišný je také přístup k trhu. Koridory, které pro jednotlivé zdroje elektřiny vytyčuje aktuální Státní energetická koncepce, nezní jako silný tržní přístup, protože se za pár let může ukázat, že některá výrobní technologie je nejvýhodnější. Německá strategie má jen jeden koridor, a sice žádoucí úroveň výroby z OZE. Které zdroje a jakou měrou se na výsledném výrobním mixu budou podílet, přesně stanoveno není, ačkoli při odporu k jádru a špinavému uhlí moc možností nezbývá.
<figure id="attachment_15906" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-15906" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/02/Vizualizace-nových-bloků-JE-Temelín.-Zdroj-ČEZ-1024x740.jpg" alt="Vizualizace nových bloků JE Temelín. Zdroj: ČEZ" width="725" height="524" /><figcaption class="wp-caption-text">Vizualizace nových bloků JE Temelín. Zdroj: ČEZ</figcaption></figure>
Současně v českém energetickém uvažování vystupuje trh někdy jako arbitr „správnosti“. Zejména, když se mluví o tom, jak jsou současné trhy „pokroucené“ obnovitelnými zdroji. Tento přístup může pramenit z pochopitelného odporu k plánovanému hospodářství. Zapomíná se ale na to, že trh nemusí mít za cíl nejlevnější elektřinu za každou cenu. Někdy to také zní skoro až tak, že trh není lidským výtvorem, ale jakousi entitou mimo naše rozhodování. Navíc současné trhy by patrně nezafinancovaly jadernou elektrárnu, cíl některých českých politiků a energetiků, ani kdyby výroba z OZE byla nižší.
Jak tedy máme nastavit naši energetiku? Máme být více vizionáři a spolehnout se silněji na tržní síly a lidskou invenci? Nebo spíše pro jistotu více vycházet z našich současných možností? Nic se samozřejmě nesmí přehánět, ale měli bychom si udělat jasno, co má v našem rozhodování hrát hlavní roli. V návaznosti na to si určit, čeho chceme dosáhnout a co můžeme anebo chceme dopředu nastavovat.
Zajímavá paralela se nabízí v automobilovém průmyslu. Mnoho zemí mluví o tom, že by se například v roce 2035 zakázala výroba, respektive prodej aut s klasickými spalovacími motory. Na jednu stranu můžeme slyšet o „centrálním řízení ekonomické aktivity“, ne-li o „sociálním inženýrství“, na druhou stranu to může být dobrá cesta, jak výrobce aut přesvědčit, že investice do alternativních pohonů se vyplatí. Pokud budou vědět, že po roce 2035 v některých zemích klasické auto neprodají, budou mít velmi dobrý důvod investovat do alternativy. Zejména pokud trh těchto zemí bude velký. Odhodlání politiků, respektive voličů, zakázat prodej klasických aut musí ovšem být věrohodné, nejlépe přijaté po adekvátní celospolečenské diskuzi.
<h2>Politici, fyzici a ekonomové</h2>
Na samý závěr zmiňme problém, který je z probraných asi nejaktuálnější a nejkonkrétnější. Jde o přetoky elektrické energie ze severního Německa do jižního Německa a Rakouska přes ČR a Polsko. Ty umožňuje přeshraniční infrastruktura, která mimochodem vůbec nebyla vybudována za tímto účelem, nebo za účelem arbitrážních prodejů mezi jednotlivými trhy. Šlo jen o pojistku, aby si sousední soustavy mohly v případě potřeby vypomoci. První otázka je jasná. Pokud přetoky znamenají na české a polské straně náklady, kdo a jak by za ně měl platit? Odpověď je zde na bíle dni – ten, kde je způsobil. Praxe je ale jiná.
<figure id="attachment_32777" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32777" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/ceps-33-1-1024x683.jpg" alt="pst transformátory" width="725" height="483" /><figcaption class="wp-caption-text">V rozvodně v Hradci u Kadaně budou českou přenosovou soustavu chránit celkem čtyři regulační transformátory. První dva společnost ČEPS spustila již na začátku letošního roku.</figcaption></figure>
Méně jednoznačné je dlouhodobé řešení přetoků. Těch existuje několik. Sousedé Německa si na svých hranicích staví transformátory s posuvnou fází, které jejich sítě ochrání. Co se ale stane s elektřinou „odraženou“ zpět do severního Německa? Ideálně by na jih putovala po nových linkách, ale ty zatím nestojí a jen tak stát nebudou. Zejména když se německá vláda rozhodla vyslyšet popuzené občany, kteří nechtějí mít dráty před okny, a některé úseky proto povedou pod zemí. Němci tak po nějakou dobu budou muset situaci v síti nákladně vyvažovat – vypínat levné zdroje na severu a zapínat dražší zdroje na jihu, už za úzkým hrdlem. To něco bude stát, ale řada německých odborníků to akceptuje jako nutnou daň za rychlý rozvoj OZE v Německu.
Pomoci by také mohlo rozdělení německého trhu na dvě cenové zóny – severní s nižšími a jižní s vyššími cenami. Podobným krokem, ačkoli s daleko menším dosahem, je odtržení Rakouska od německého trhu, které se už chystá (proti je nepřekvapivě Rakousko, ale také Bavorsko, které se obává nebezpečného precedentu). Skončila by povinnost správců sítě zaručit, že jižní odběratel elektřiny ji vždy může koupit od severního výrobce za jednotnou německou cenu, ačkoli situace v síti to neumožňuje. Dále by cenový rozdíl mezi severem a jihem vytvořil tlak na lepší propojení, mohl by je dokonce financovat. Proti jsou ale, hrubě řečeno, ekonomové, kteří preferují velké robustní trhy, na kterých se lépe prosadí konkurence, a politici, kteří nechtějí jihoněmeckým voličům vysvětlovat, proč platí vyšší ceny elektřiny.
Komu dát přednost? Fyzikům a cenové zóny, možná nejen v Německu, ale po celé Evropě, napasovat na fyzické možnosti přepravní infrastruktury? Nebo ekonomům a snažit se o co největší trhy, kde se elektřinou obchoduje na velké vzdálenosti, ačkoli bude docházet k nákladům navíc, aby se vyrovnaly případné nedostatky fyzické infrastruktury? Anebo „národním“ politikům, kteří prostě chtějí, aby na celém území státu stála elektřina stejně? To mimochodem neplatí ve všech zemích světa, a i v Evropě najdeme výjimky, třeba ve Skandinávii. Na druhou stranu i tyto národní trhy lze různě integrovat. Výběr není jednoduchý.

Energetika plná otazníků

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musíme vyřešit, chceme-li zajistit vysokou spolehlivost dodávek elektřiny pro všechny zákazníky. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich.
V páté části série článků půjde o to, jak některé země v EU chtějí vyrovnávat neflexibilní výrobu ve slunečních a větrných elektrárnách. Věří <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/zelena-vlna-soucasny-trh-elektrinou/" target="_blank">vylepšenému klasickému trhu</a>, nebo ho radši <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/nova-hraz-zelene-vlne/" target="_blank">doplní nějakým kapacitním mechanismem</a>?
<h2>Kapacitní mechanismy ano</h2>
Původně se Evropská komise stavěla ke kapacitním mechanismům chladně, protože narušují snahu vybudovat jeden robustní celoevropský trh s elektřinou. Nakonec, v reflexi určité vlastní bezmoci a ve snaze neohrožovat evropský projekt zasahováním do posvátných práv národních států, se omezila jen na jejich částečnou harmonizaci. V jejím rámci musejí národní státy například prokázat, že kapacitní mechanismy jsou nezbytně nutné.
Podle zprávy expertní skupiny, kterou komise požádala o přehled, jaká situace panuje v EU, existovalo v Evropě v roce 2015 (zpráva je ze začátku roku 2016) minimálně 28 kapacitních mechanismů v 11 zemích. Už jich bude ale více, protože ve zprávě chybí například nedávno zavedené kapacitní aukce ve Velké Británii. Další se připravují – viz mapa. Nejvýznamnější mezi nimi je britský a francouzský systém.
<figure id="attachment_33616" style="width: 666px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-full wp-image-33616" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/02/Vyber-kapacitnich-mechanismu-v-EU.png" alt="Mapa - výběr kapacitních mechanismů v EU. Zdroj: ICIS" width="666" height="622" /><figcaption class="wp-caption-text">Mapa &#8211; výběr kapacitních mechanismů v EU. Zdroj: ICIS</figcaption></figure>
Britové se rozhodli pro kapacitní aukce pro jednotlivá zimní období, kdy kapacitní platbu dostanou zdroje, které nabídnou nejnižší cenu. Regulátor určí potřebné množství a producenti, kteří jsou schopni v danou dobu dodávat elektřinu do sítě, se mohou o platbu ucházet. V prosinci 2014 proběhla první aukce pro zimu 2018/2019. Důležitý je výsledek – všichni, kteří uspěli, dostali 19,4 GBP/kW. To je v dnešním kurzu asi 23 EUR/kW a vzhledem k investičním nákladům plynových zdrojů poměrně málo (okolo 900 EUR/kW pro paroplynové elektrárny a 450 EUR/kW pro plynové turbíny).
Podle odhadů konzultační společnosti LCP by se investorům vyplatilo postavit nový plynový zdroj, jen pokud by se mohli spolehnout na to, že tuto platbu obdrží celkem v deseti aukcích (tedy za deset zim). Současně by se ceny elektřiny, respektive plynu, nesměly oproti dnešku vyvinout v jejich neprospěch, a kdo si na to dnes vsadí. Z celkově poptávaných téměř 50 GW proto uspělo jen 2,9 GW nových zdrojů (a to přesto, že poté mají možnost dostat kontrakt až na 15 let). Většina platby šla na existující zdroje a něco málo dostaly projekty na vylepšení stávajících zdrojů.
<figure id="attachment_33617" style="width: 440px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-full wp-image-33617" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/02/Vysledky-prvni-britske-kapacitni-aukce.png" alt="Výsledky první britské kapacitní aukce, úspěšné a neúspěšné projekty podle druhu a svého výkonu. Zdroj: Review of the first GB capacity auction, LCP" width="440" height="210" /><figcaption class="wp-caption-text">Výsledky první britské kapacitní aukce, úspěšné a neúspěšné projekty podle druhu a svého výkonu. Zdroj: Review of the first GB capacity auction, LCP</figcaption></figure>
Podobné výsledky přinesly následné <a href="http://oenergetice.cz/zahranicni/kapacitni-aukce-britanii-skoncila-225-ocekavani-se-nenaplnila/" target="_blank">aukce na zimní období 2019/2020 a 2020/2021</a>. Opět se prosadily zejména stávající zdroje, tedy zejména uhlí, zemní plyn a jádro. Výrobních kapacit je na britském trhu patrně příliš a deklarovaný záměr postavit nové, flexibilní se zatím nedaří naplnit. Někteří odborníci ovšem tvrdí, že tento cíl byl stejně jen na oko a ve skutečnosti vláda chtěla podpořit stávající zdroje. Sympatická je britská snaha, byť zatím jen s omezenými úspěchy, zapojit i opatření na straně poptávky a odměnit také lepší propojení s kontinentem pomocí nového, ale i stávajícího vedení. Nové interkonektory se mohou aukcí zúčastnit také.
Francouzský systém je o něco složitější a více se podobá klasické představě o trhu. V principu Francouzi uložili společnostem, které elektřinu prodávají odběratelům, aby si pomocí speciálních certifikátů zajistily dostatečný výkon k pokrytí poptávky. Suma potřebných megawattů se přitom vypočítává z potřeb odběratelů během tuhé zimy. Současně se nastavila pravidla, jak mohou provozovatelé elektráren tyto certifikáty získat. Pokud jsou úspěšní, mohou je obchodníkům prodat. Tento mechanismus, jenž Francie zavádí od letošního roku, <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/evropska-komise-souhlasi-s-francouzskym-kapacitnim-trhem/" target="_blank">schválila Evropská komise na podzim loňského roku</a>. Uvidíme, na kolik obchodníci garantovaný výkon ocení.
<h2>Kapacitní mechanismy (zatím) ne</h2>
Nejdůležitější zemí, která se prozatím rozhodla vsadit na vylepšený klasický trh, kde se pouze obchoduje s megawatthodinami (tzv. energy-only markets), je Německo. Chce, aby byl maximálně flexibilní, a velké cenové výkyvy jsou proto vítány. Víra ve správnost tohoto směru v Německu převažuje a jen několik elektrárenských společností, například e.on, by stále preferovaly nějaké kapacitní mechanismy. Pro jistotu ale německá vláda trh zajistí ještě mimotržními strategickými rezervami. Celkem jich vytvořila čtyři kategorie s různými vlastnostmi a pravidly.
Největší vášně budí pohotovostní rezerva, které se většinou přezdívá hnědouhelná nebo klimatická. V ní totiž skončily na čtyři roky ty nejšpinavější elektrárny na hnědé uhlí (celkem 2,7 GW). Německá vláda sice tvrdí, <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/evropska-komise-souhlasi-s-francouzskym-kapacitnim-trhem/" target="_blank">a EU to posvětila</a>, že mají sloužit k vyrovnání situace v síti, kdyby trh nebyl schopen pokrýt poptávku, ale o pravdivosti tohoto tvrzení panují nemalé pochyby. Jednak sami Němci, například ústy státního tajemníka pro energetiku Baakeho, tvrdí, že k tomu s nejvyšší pravděpodobností nedojde.
Dále existují pochyby o technické způsobilosti těchto starých zdrojů případný výpadek vykrýt. Spolková vláda chce tímto krokem očividně napomoci splnění národního cíle snížení emisí do roku 2020, který je nyní ohrožen. Je to takový paradox. Zatímco britská a francouzská vláda platí elektrárnám, aby nezavřely své brány, německá vláda zaplatila německým společnostem, zejména RWE, za to, že své zdroje naopak vypnou.
<figure id="attachment_22356" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-22356" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/05/Kraftwerk_Jaenschwalde_02-1024x683.jpg" alt="Letecký pohled na německou uhelnou elektrárnu Jänschwalde. Zdroj: fotos-aus-der-luft.de" width="725" height="483" /><figcaption class="wp-caption-text">Letecký pohled na německou uhelnou elektrárnu Jänschwalde. Zdroj: fotos-aus-der-luft.de</figcaption></figure>
Z německého pohledu je zajímavé zvážit možné dopady francouzských kapacitních plateb. Ty mohou mít několik kladů – jednak mohou dále snížit ceny elektřiny na německé burze, protože francouzští výrobci budou moci vyrábět za nižší ceny. Za druhé se o francouzské kapacitní platby mohou ucházet i zahraniční zdroje. Francouzští odběratelé tak mohou nakonec finančně podporovat německé elektrárny. Za třetí se Německu může hodit, že ve Francii bude i díky kapacitním platbám více zdrojů než bez nich. V případě krize by mohly stabilizovat situaci v německé síti. Samozřejmě jen za předpokladu, že je během tuhé zimy nebudou potřebovat sami Francouzi. Na druhou stranu kapacitní platby mohou mírnit cenové špičky na německém trhu. A to je ovšem přesně to, o co Němci nestojí.
V ČR zatím vážná debata o kapacitních mechanismech neprobíhá a většina aktérů je odmítá. Je ale otázka, jak se situace změní, až tento nový příjem začnou pobírat zdroje za českými humny. Kapacitní platby například v menší podobě pobírají polské zdroje a jejich rozšíření se nyní debatuje.
<h2>Co na to Brusel?</h2>
Už bylo řečeno, že přes počáteční odpor se Evropská komise s existencí kapacitních plateb smířila, respektive jim nebude aktivně bránit. Ostatně Německu odsouhlasila onu dost problematickou hnědouhelnou rezervu, která sice není kapacitní platbou sama o sobě, ale zásahem do volného trhu patrně ano. V nejnovější sadě energeticko-politických opatření, zvané zimní balíček, se alespoň snaží prosadit několik společných pravidel. Nejprve s nimi ovšem musejí souhlasit členské státy a evropský parlament. Pravidla by se měla vztahovat i na již existující kapacitní mechanismy, ačkoli nelze počítat s tím, že by platila před rokem 2020.
Státy by měly objektivně prokázat, že kapacitní platby jsou potřeba k zajištění bezpečnosti dodávek. Komise chce, aby vše probíhalo nezávisle, protože členské země to mohou vidět značně odlišně a s trochou kreativity jde ospravedlnit cokoli. Expertní skupina, která zkoumala na zakázku komise existující kapacitní mechanismy v EU, dospěla k závěru, že řada z celkových 28 mechanismů byla zavedena bez předchozího posouzení jejich nutnosti z hlediska bezpečnosti dodávek. Podle některých kritiků kapacitních plateb by toto mělo být klíčovou otázkou a komise by měla současně více usilovat o formulaci mechanismu, který jasně určí, kdy a za jakých podmínek kapacitní platby už potřeba nejsou. Jinak hrozí, že se jich už nikdy nezbavíme.
Komise chce klást důraz na to, aby mechanismy vždy zahrnovaly opatření na straně poptávky. Měly by také být otevřeny přeshraniční konkurenci a technologicky neutrální. Zvažuje se ovšem, že by neměly narušovat ani evropské ani národní plány na dekarbonizaci ekonomiky. Obecně by ale preferovat žádnou technologii neměly, i když se nevylučují požadavky na flexibilitu zdrojů, a to znevýhodňuje některé z nich.
Na druhou stranu by pět let po vstupu těchto návrhu v platnost neměly už být podporovány zdroje s emisemi vyššími než 550 g CO2 na vyrobenou kilowatthodinu, což některé zdroje vyřazuje úplně (tento limit je dokonce natolik přísný, že patrně vylučuje i některé zdroje na zemní plyn). Tento bod je jasným adeptem na zablokování nebo značné oslabení v následném legislativním procesu. Z uvedeného je také patrné, že „zimní balíček“ je souborem návrhů k diskuzi a v konečné verzi budou jen stěží obsaženy všechny nápady. Nezřídka si ostatně protiřečí.

Evropská mozaika trhů s elektrickou energií

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musíme vyřešit, chceme-li zajistit vysokou spolehlivost dodávek elektřiny pro všechny zákazníky. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich.
Podobně jako v <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/trh-s-elektrinou/zelena-vlna-soucasny-trh-elektrinou/" target="_blank">předcházejícím díle</a> je i ve čtvrté části série prostor věnován financování zdrojů elektřiny, které budou flexibilně vyrovnávat výrobu ve slunečních a větrných elektrárnách. Konkrétně se zaměří na takzvané kapacitní mechanismy, které mohou doplnit, v některých zemích už doplňují, tradiční trh s elektřinou.
<h2>Současné trhy nefungují</h2>
Není těžké se setkat s názorem, že současné trhy neodpovídají dnešním potřebám a dodávky elektřiny v budoucnu nezajistí. Může se jednat o příznivce starých dobrých časů, kdy bez liberalizovaných trhů, natož proměnlivých OZE, bylo všechno jednoduší. Nebo o výrobce elektřiny, kteří si chtějí ochránit své tržní podíly před konkurencí ze strany obnovitelných zdrojů. Avšak nezřídka se k nim řádí také odborníci, kterým jsou podobně nekalé úmysly vzdálené. Tvrdí, že trh, kde je zdroj odměňován jen za práci (megawatthodiny elektřiny), není v současné situaci schopen dlouhodobě zajistit bezpečnost dodávek. Negeneruje totiž dostatečné signály pro investice do nových zdrojů.
Jedním z argumentů (jiné už byly zmíněny v předchozím článku) je klesající rozdíl mezi cenami ve špičce a mimo ni – viz graf. Právě ale vyšší cenové rozdíly mezi jednotlivými hodinami během dne mají být klíčem k funkčním trhům, kde se obchoduje jen s megawatthodinami. Řešení mají přinést takzvané kapacitní mechanismy, které by zdroje elektřiny odměňovaly jen za výkon (megawatty), který mohou do sítě dodat. Jestli elektrony nakonec do sítě dodají, je podružné. Tímto způsobem se zvýší bezpečnost dodávek, protože na trhu bude více zdrojů. Ty budou mít ještě jeden zdroj příjmů.
<figure id="attachment_33324" style="width: 1320px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-33324 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/02/Rozdil-prumerne-ceny-mezi-dodavkou-ve-spicce-a-mimo-ni.png" alt="Rozdíl průměrné ceny mezi dodávkou ve špičce a mimo ni" width="1320" height="560" /><figcaption class="wp-caption-text">Rozdíl průměrné ceny mezi dodávkou ve špičce a mimo ni (EUR/MWh). Zdroj: prezentace Jana Ondřicha, Candole Partners (konference Obchodování s energií 2016, 11.5.2016)</figcaption></figure>
Než se podíváme, co tyto kapacitní mechanismy konkrétně znamenají a jaké otázky se s nimi pojí, poznamenejme, že ve většině případů se o nich uvažuje jako o doplňku trhů stávajících. Úplně rozpojit svět OZE od vyrovnávacích zdrojů nenavrhuje snad nikdo. Vedle investiční funkce, kdy investorům říká, do čeho se vyplatí investovat, má trh totiž ještě koordinační funkci.
Cena elektřiny, závislá na marginálních nákladech elektráren a formovaná pro jednotlivé hodiny, někdy dokonce kratší časové úseky, také říká, které zdroje mají být právě zapnuty. Vzhledem k tomu, že neflexibilní obnovitelné zdroje jsou alespoň prozatím součástí naší budoucností a jedna z hlavních otázka dneška zní, jak je co nejefektivněji vyrovnávat (zorganizovat tzv. back-up load), byl by nesmysl zbavit se této koordinační spojky. Stěží vymyslíme něco lepšího než trh, kde se neflexibilní OZE přímo střetávají s vyrovnávacími kapacitami.
<h2>Kapacitní menu</h2>
Kapacitní mechanismy můžeme rozdělit na tři základní druhy (názvosloví se může lišit).
Strategické rezervy tvoří elektrárny, které stojí zcela mimo trh a nesmějí na něm prodávat svou elektřinu. Zapínají se jen tehdy, když z nějakého důvodu nelze ani při extrémně vysoké ceně najít rovnováhu mezi nabídkou a poptávkou na trhu. Majitelé elektráren ve strategické rezervě inkasují odměnu za to, že své zdroje drží v pohotovosti. Odměna může být stanovena v aukci nebo dohodou.
Kapacitní platby dostávají všechny zdroje, které splní předem daná kritéria. Je na rozhodnutí státu, respektive příslušné instituce, jak vysoké platby budou. Výrobci elektřiny se následně rozhodnou, jestli nad rámec financování z běžného trhu zdroje přistaví. Stát tedy určuje cenu a množství nových kapacit závisí na trhu. Hlavním problémem je správné nastavení výše platby, aby byl kapacit dostatek a přitom odběratelé neplatili za zcela nepotřebné elektrárny.
Kapacitní aukce a trhy mají společné to, že stát nebo příslušný regulátor rozhodne, kolik záložních kapacit je třeba zajistit. Výrobci elektřiny, v aukci nebo skrze kapacitní trh, si pak řeknou o cenu, za kterou potřebné kapacity zajistí. Stát tedy určuje množství kapacit a cena závisí na trhu. I zde je hlavním problémem krok číslo jedna – správně nastavené množství kapacit. Při příliš vysokých požadavcích na bezpečnost dodávek, kdy se musejí zajistit i při velmi nepravděpodobných scénářích, mohou být kapacity zbytečně drahé.
Pro zastánce současných burz, na kterých se obchoduje jen elektřinou, jsou jednoznačně lepší netržní strategické rezervy. Ostatní mechanismy totiž burzovní obchody ovlivňují. Zdroje pobírající platby za kapacitu si mohou dovolit prodávat za nižší cenu. Taky lze argumentovat, že kapacity, které přežívají jen díky kapacitním platbám, otupují cenové špičky na trhu s elektřinou. Právě cenové špičky by ale měly financovat flexibilní zdroje nebo opatření na straně spotřeby a trh rozhýbat správným směrem. Kritici také upozorňují, že kapacitní mechanismy jen konzervují současný stav, podporují existující zdroje a nepodporují stavbu nových moderních zdrojů s vyšší flexibilitou a třeba i nižším emisemi. Když už kapacitní mechanismy existují, neměly by podle nich alespoň podporovat stávající zdroje.
Když už jsme se jednou pro kapacitní mechanismus rozhodli, musíme zodpovědět sadu dalších otázek. Kromě výběru jednoho ze základních modelů například tyto:
<ul>
<li>Mají být technologicky neutrální, tzn. mohou se o platby ucházet všechny zdroje? Nebo jen jejich podmnožina?</li>
<li>Mohou se uplatnit i staré zdroje, nebo jen nově postavené?</li>
<li>Kolik záložních kapacit vlastně chceme?</li>
<li>Kolik jsme ochotni za zvýšenou bezpečnost zaplatit?</li>
<li>Co přesně mají zdroje „umět“? Jak moc mají být flexibilní a kdy v roce?</li>
<li>Jak a v jaké míře zapojit i opatření na straně poptávky?</li>
<li>Jaké mít pokuty za nedodržení závazků vzešlých z obdržení kapacitní platby?</li>
</ul>
<h2>Trh budoucnosti?</h2>
Jak by mohl vypadat budoucí ekosystém trhů s elektřinou, ukazuje diagram od Felixe Matthese z německého Öko-Institutu, který do značné míry stojí za německou Energiewende (viz dole). Ústřední roli stále zaujímá červeně vyznačený klasický trh s dodanými megawatthodinami (Energy Only Market). Doplňuje ho modrý trh s podpůrnými službami (AS-Markets), na kterém si operátor přenosové sítě zajišťuje zdroje pro případ neplánovaného výkyvu v síti. Odměňuje při tom jak záložní kapacitu (megawatty), tak i elektřinu z těchto zdrojů později skutečně dodanou. Tyto dva trhy by stále měly plnit zejména koordinační úlohu, tj. určovat, kdy má být který zdroj zapnut.
<figure id="attachment_33325" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-full wp-image-33325" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/02/Diagram-mozneho-budouciho-systemu-trhu-s-elektrinou.png" alt="Diagram možného budoucího systému trhů s elektřinou" width="725" height="432" /><figcaption class="wp-caption-text">Diagram možného budoucího systému trhů s elektřinou. Autor: Dr. Felix Matthes, Öko-Institut (prezentace na Dnech kogenerace, 18. října 2016, Praha)</figcaption></figure>
Důležitější pro investory budou dva další trhy. Na jednom z nich se bude určovat, patrně dražit, výše podpory pro OZE (Renewable (Capacity) Market), na druhém pak pro záložní kapacity (Capacity and Flexibility (Capability) Market). Především tyto dva trhy budou financovat investice do nových zdrojů, a platit se zde bude buďto za instalovaný výkon (megawatty), v případě OZE stále za dodané megawatthodiny.
Strana poptávky (zde oranžová Demand Side Segment of the Electricity Systems) bude v určité míře zasahovat do třech trhů. Na ústředním trhu mohou někteří hráči podle potřeby snižovat nebo zvyšovat odběr (nabízí se přitom více modelů, jak na tom vydělat). Stejně management na straně odběru bude možné nabídnout operátorovi sítě v rámci podpůrných služeb (AS-Markets) nebo se kvalifikovat pro kapacitní platbu (Capacity and Flexibility Market).
Připomeňme, že kritici kapacitních trhů (fialový trh) vlastně jen tvrdí, že tento trh není potřeba. Řešení vidí v rozhýbání ústředního, červeného trhu, případně také v lepším propojení s modrým trhem podpůrných služeb. Optimisté pak doufají, že v budoucnosti půjde financovat OZE přímo z hlavního trhu a odpadne nám tak zelený trh pro OZE. I s vysokým podílem neflexibilních zdroj na výrobě elektřiny by se struktura trhů nelišila od té, která v Evropě začala vznikat během 90. let.

Nová hráz proti zelené vlně

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musí být vyřešeny, má-li být zajištěna vysoká spolehlivost dodávek elektřiny pro všechny zákazníky. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich.
Ve třetí části série článků půjde o financování zdrojů elektřiny, které budou flexibilně vyrovnávat výrobu ve slunečních a větrných elektrárnách. Konkrétně se zaměří na současný tržní model, shrne jeho kritiku, ale slovo dá i jeho zastáncům.
<h2>Současný trh pokulhává</h2>
Pochybnosti o schopnosti současných trhů financovat dlouhodobé investice nejsou ničím novým a možná by k nim došlo i bez rozvoje obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE). Cena na burze totiž kopíruje jen variabilní náklady, hlavně cenu paliva, té nejdražší elektrárny, která je potřeba pro pokrytí poptávky. Investiční a fixní provozní náklady jako například mzdy personálu, který musí být více méně stejně k dispozici, ať už elektrárna vyrábí 8000 hodin nebo jen 2000 v roce, zahrnuty nejsou. U levnějších zdrojů to není zas až takový problém – cena na trhu obvykle převyšuje jejich variabilní náklady, takže jim ještě něco zbyde na pokrytí nákladů fixních a investičních.
To ovšem neplatí pro onu nejdražší elektrárnu, kterou ještě pro vykrytí poptávky potřebujeme. Podle teorie v tomto okamžiku do hry vstupují takzvané scarcity prices, volně přeloženo ceny nedostatku. Pokud je systém správně vyvážen, takže v něm není příliš nadbytečných zdrojů, které jen neužitečně postávají, stane se občas, že spotřeba převyšuje produkci všech právě dostupných zdrojů. Řekněme, že ani zapnutí toho nejdražšího zdroje na trhu – turbíny spalující ropu za 200 EUR/MWh &#8211; poptávku nepokryje. Převis poptávky nad nabídkou se následně řeší tak, že cena elektřina začne krokově růst. Například při 250 EUR/MWh ještě budou všichni spotřebitelé elektřinu chtít. Za 300 EUR/MWh už ale někteří odpadnou, elektřinu radši neodeberou a na chvíli vypnou svůj provoz. Na trhu nastane rovnováha. Elektřina se prodá za 300 EUR/MWh, takže i drahá turbína spalující ropné produkty si vydělá nad rámec svých variabilních nákladů.
Je to samozřejmě jen teorie, která počítá s tím, že na trhu jsou subjekty, které mohou a chtějí svou spotřebu omezit podle ceny elektřiny na burze. Problém je, že predikovat cenové špičky je značně náročné a může to potencionální investory odrazovat. Dále k žádným cenovým špičkám nedochází, pokud je v systému příliš mnoho zdrojů. To je případ současných trhů. Naopak když je zdrojů málo, jsou cenové špičky na denním pořádku. Ve výsledku může docházet k dlouhým investičním cyklům, které nejsou ideální a celkově oslabují důvěryhodnost systému.
Dočasné podfinancování systému, které je v tomto systému přirozené, pak obvykle spustí lavinu zpráv o tom, že hrozí blackout a musíme urychleně postavit nové zdroje. Politici mají tendenci tomuto volání podlehnout a začít se v systému šťourat. Současně musejí akceptovat cenové špičky, tj. ceny elektřiny i třeba okolo 3000 EUR/MWh, které nemusejí voliči snášet dobře.
<h2>Hozená rukavice</h2>
Pokud se zdálo, že model má šanci fungovat s tradičními zdroji, s nástupem neflexibilních OZE rostou obavy, že to dost dobře nejde. Zatímco tradiční zdroje stále mají vedle investičních i značné variabilní náklady a liší se v jejich relativní výši (jádro má například největší investiční náklady a nejnižší variabilní, na opačném konci spektra je plyn a ropa), mají solární panely a větrné turbíny jen investiční náklady. Šířeji pojato se lze setkat s argumentací, že současné trhy nejsou schopny ocenit spolehlivost jednotlivých zdrojů, jejich připravenost dodat elektrony do sítě. Oceňují jen ony skutečně dodané megawatthodiny. To slouží jako dobrý argument proti současným trhům s vysokým podílem OZE, ačkoli existují další sektory s vysokými investičními a daleko nižšími variabilními náklady. Letecká doprava, těžba ropy a trh s nemovitostmi jsou na tom podobně a přežívají.
Do určité míry podobným problémem je obava, zda současné trhy budou schopny zafinancovat zdroje, ideálně ty flexibilní a s nízkými emisemi, které na vyrovnávání OZE potřebujeme především. Nároky na tyto zdroje mohu být postupem času extrémní (viz grafy 1 a 2).
<figure id="attachment_33035" style="width: 475px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/1-1.png"><img class="size-full wp-image-33035" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/1-1.png" alt="Typický průběh denního zatížení přenosové sítě (Česká republika, 31. března 2016, MW). Průběh se dvěma hrboly, ranní a večerní špičkou. Pramen: ČEPS" width="475" height="324" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Typický průběh denního zatížení přenosové sítě v MW (Česká republika, 31. března 2016). Průběh se dvěma hrboly, ranní a večerní špičkou. Pramen: ČEPS</figcaption></figure>
Kritici současného nastavení poukazují na to, že právě plynové zdroje, které se k vyvažování výkyvů ve výrobě OZE hodí nejlépe, v Evropě nevyrábějí a hrozí jim zavření. Naopak v USA zažívá plyn ve výrobě elektřiny boom, což má příčinu v nízké ceně suroviny, ale i v rostoucí flexibilitě. Za posledních pět let se měla doba náběhu z teplého startu snížit ze 70 minut na 35 minut a méně. Na druhou stranu by současně neměly být trhy přespříliš rozkmitané. Příliš mnoho extrémních situací by zpochybnilo trhy v očích spotřebitelů, ale třeba i výrobců a obchodníků.
<figure id="attachment_33036" style="width: 586px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/2-1.png"><img class="size-full wp-image-33036" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/2-1.png" alt="Průběh denního zatížení přenosové soustavy s vysokým podílem vlastní výroby ze slunečních panelů (Kalifornie, 31. března 2012-2013 a odhady pro roky 2014,2015 a 2020). Z křivky se dvěma vrcholy (špičkami) se stává křivka s jedním výrazným vrcholem odpoledne, tzv. kachna. Pramen: CAISO (operátor kalifornské přenosové soustavy) (převzato z https://cleantechnica.com/2014/07/21/utilities-cry-fowl-over-duck-chart-and-distributed-solar-powercrying-fowl-or-crying-wolf-open-season-on-the-utilitys-solar-duck-chart/)" width="586" height="391" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Průběh denního zatížení přenosové soustavy s vysokým podílem vlastní výroby ze slunečních panelů (Kalifornie, 31. března 2012-2013 a odhady pro roky 2014,2015 a 2020). Z křivky se dvěma vrcholy (špičkami) se stává křivka s jedním výrazným vrcholem odpoledne, tzv. kachna. Pramen: CAISO (operátor kalifornské přenosové soustavy) (převzato z https://cleantechnica.com/2014/07/21/utilities-cry-fowl-over-duck-chart-and-distributed-solar-powercrying-fowl-or-crying-wolf-open-season-on-the-utilitys-solar-duck-chart/)</figcaption></figure>
<h2>Současné trhy mají šanci</h2>
Na první obavu lze odpovědět, že pokud bude cena elektřiny dostatečně kolísat, měly by se uplatnit zejména velmi flexibilní zdroje, které jsou schopny podobné výkyvy vyvážit. Jestli se na trhu stále ještě uchytí i například hnědouhelné elektrárny s velmi nízkými provozními náklady, je pak čistě na nás. Zdražením emisí skleníkových plynů není problém je z trhu vyhnat. S druhou obavou by se měly vypořádat robustní a likvidní trhy. Ty zajistí, aby cenové výkyvy nebyly pro žádné obchodníky likvidační. Jednak lze očekávat, že výkyvy se budou mírnit přirozenou cestou, jak na nich budou chtít různé subjekty vydělat.
Dále vyspělé trhy často nabízejí způsoby, jak se před cenovými výkyvy ochránit, například v podobě finančních zajišťovacích instrumentů. Na robustním trhu se širokou paletou zajišťovacích instrumentů pak budou příjmy provozovatelů elektráren méně proměnlivé. Tím lze kontrovat jiný úhel kritiky současných trhů. Někteří experti totiž upozorňují, že trhy s elektřinou momentálně sice vytvářejí dostatečně velký tok příjmů, ale je příliš nepravidelný.
Současné trhy odměňující jen vykonanou práci, tedy dodané megawatthodiny do sítě, tzv. energy-only market, mají své zastánce jak na poli teorie, tak i praxe. Mezi nimi německou vládu, která se rozhodla vsadit na tzv. Strommarkt 2.0, což je v principu současný model s několika úpravami. Ty by měly trh rozpohybovat a umožnit flexibilním zdrojům lepší uplatnění. Tento model lze hájit i s poukazem na to, že do nedávné doby v Evropě, možná až na Velkou Británii, žádné skutečné trhy vlastně neexistovaly. Tržní prostředí postupně vzniklo až v 90. letech a současné trhy jsou stále zkreslené nadměrnými kapacitami, které byly zčásti postaveny ještě za netržních podmínek, zčásti pak díky cenovým nárůstům v letech 2006-2008 a částečně v roce 2011 (viz graf 3).
<figure id="attachment_33034" style="width: 532px" class="wp-caption aligncenter"><a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/3-1.png"><img class="size-full wp-image-33034" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/3-1.png" alt="Vývoj ceny elektřiny na německé burze EEX (EUR/MWh). Jedná se o ceny futures kontraktů na nejbližší rok (základní zatížení), cena na konci měsíce. Pramen: EEX" width="532" height="281" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj ceny elektřiny na německé burze EEX (EUR/MWh). Jedná se o ceny futures kontraktů na nejbližší rok (základní zatížení), cena na konci měsíce. Pramen: EEX</figcaption></figure>
Nový trh s elektřinou potřebuje čas. Teprve až opadnou tyto nadkapacity, začne fungovat správně a objeví se cenové signály pro dlouhodobé investice. Jiní odborníci poukazují na nedostatečné propojení mezi hlavním trhem s elektřinou a trhem pro podpůrné služby. Zcela mimo hlavní trh totiž správce přenosové sítě poptává záložní kapacity pro řešení neplánovaných odchylek. Cena jejich nasazení ale může být v některých okamžicích značná. To už ovšem hlavní trh s elektřinou nereflektuje. Kdyby to dělal, ceny elektřiny by v některých hodinách byly vyšší a výrobci by vydělali více. Hlavně ti flexibilní, kteří narychlo mohli zvýšit svou produkci. Jak správně sladit hlavní trh s elektřinou a trh s podpůrnými službami je další otázka, zejména pro zastánce energy-only-market.
Ať už se energy-only market dlouhodobě prosadí nebo ne, bylo by rozhodně poučné, kdyby tento model v našich podmínkách někdo vyzkoušel. Bude zajímavé sledovat, jak se jednotlivé situace budou řešit. Co se například stane, když výrobce elektřiny prodá na trhu svou produkci dopředu, ale pak ji nebude moci dodat? Jak velké bude penále? Jak budou výrobci elektřiny a obchodníci na tyto pokuty reagovat? Jaký bude dopad na tzv. podpůrné služby, které si pro nepředvídatelné výpadky dopředu objednává operátor přenosové soustavy? Stanou se tyto služby novým přitažlivým trhem? A dojde k cenovému propojení s hlavním trhem? Bude to vše stačit, aby se nemuselo sahat na případné mimotržní rezervy? Podaří se větší „propojení sektorů“, kdy výkyvy na trzích s elektřinou bude vyvažovat silnější propojení s dopravou (nabíjení baterií) a výrobou tepla (ohřev vody)? Asi jen praxe ukáže, jak to dopadne.

Zelená vlna a současný trh s elektřinou

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musíme vyřešit, chceme-li zajistit vysokou spolehlivost dodávek elektřiny pro všechny zákazníky. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich.
<a href="http://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/podpora-zelenych-zdroju-vecne-casy/" target="_blank">V první části série</a> se zaměřil na financování rozvoje obnovitelných zdrojů s tím výsledkem, že v dohledné době nemůže počítat, že by se neflexibilní obnovitelné zdroje elektřiny (OZE) mohly financovat pomocí běžné burzy s elektřinou. Druhý díl se věnuje optimálnímu nastavení podpory a dalším otázkám spojeným s rozvojem OZE.
<h2>Ať to stojí co nejméně</h2>
Zpravidla stát přislíbil pro obnovitelné zdroje elektřiny výkupní cenu. Kdo si elektrárnu postavil, začal pobírat pevně stanovenou cenu za každou megawatthodinu dodanou do sítě. Tento systém byl ale málo tržní, a proto se začal prosazovat takzvaný zelený bonus, v Německu zvaný tržní prémie. Od pevného výkupního tarifu se liší v tom, že výše podpory do určité míry závisí na schopnosti zdroje svou produkci prodat v době, kdy je o elektřinu vyšší zájem.
Zatímco dříve měl zdroj například jasně dané, že dostane 150 eur za každou megawatthodinu, nyní dostane na podpoře 150 eur mínus průměrnou cenu na trhu. Pokud prodá za lepší cenu, může dostat ve výsledku více než 150 eur. Odtud německý název tržní prémie. Snahou je, aby se OZE chovaly více tržně a elektřinu prodávaly přednostně tehdy, kdy je nejvíce potřeba a je nejdražší. Větru a slunci ale neporučíme, takže v tomto ohledu není tato forma „ztržnění“ nikterak zásadní.
<figure id="attachment_31508" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-full wp-image-31508" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/12/Fotovoltaicke-panely.jpg" alt="Fotovoltaické panely" width="725" height="543" /><figcaption class="wp-caption-text">Fotovoltaické panely. Autor: Fernando Tomás</figcaption></figure>
Snaha více zapojit do sektoru OZE trh se proto zaměřila na otázku, kdo podporu dostane. Dříve si investor vyběhal potřebná povolení, a pokud zdroj uvedl do provozu ve stanovené lhůtě, kvalifikoval se pro podporu v předem dané výši. Nyní se o výši podpory soutěží v aukcích, kdy je podpora přiklepnuta těm zdrojům, které si řekly o nejnižší částku. Jistou nevýhodou je, že investor může neuspět, ačkoli si stejně musel vyběhat různá povolení. Hrozí tak, že do OZE budou investovat jen velcí hráči, kteří si případný neúspěch mohou dovolit – mají například v ohni více želízek. To se nyní třeba v Německu řeší výjimkami pro menší investory.
<h2>Úspěchy a otazníky</h2>
První zkušenosti s aukcemi jsou veskrze pozitivní, protože výše podpory výrazně poklesla. Nyní například můžeme sledovat souboj na dálku mezi projekty v severních šelfových mořích o titul projektu s nejmenší podporou. Poslední kolo odstartovala nizozemská společnost Dong, která v červenci vyhrála aukci na výstavbu <a href="http://oenergetice.cz/elektrarny-evropa/dong-energy-vyhral-tendr-na-vystavbu-nizozemskych-offshore-parku/" target="_blank">větrného parku v holandské části Severního moře za cenu 72,70 EUR/MWh</a>. V září štafetu převzal švédský Vattenfall, který si pro <a href="http://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/vattenfall-stlacil-cenu-v-novych-vetrnych-projektech-v-severnim-mori-na-rekordni-minimum/" target="_blank">projekt západně od Dánska vystačí jen s 63,80 EUR/MWh</a>. Vattenfallu to ale nestačilo a v listopadu svůj náskok navýšil – za <a href="http://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/nejvetsi-danskou-offshore-vetrnou-farmu-postavi-vattenfall/" target="_blank">turbíny v dánské části Baltského moře bude pobírat jen 49,90 EUR/MWh</a>.
Není ovšem aukce jako aukce a i zde vyvstává řada otázek, které si žádají odpověď. Má být aukce veřejná nebo pomocí zapečetěných obálek? Jak často aukce pořádat – spíše více menších nebo jednu větší za delší dobu? Má být jediným kritériem cena? Dostanou všechny vítězné projekty cenu, o kterou si řekly, nebo jednotně cenu, kterou je potřeba ještě zaplatit k naplnění celkové vypisované kapacity? Co konkrétně se má dražit – podpora obecně nebo podpora pro již předem připravený projekt, který už třeba má stavební povolení? Pokud jen podpora obecně, jaká vstupní kritéria do aukce musejí investoři/projekty splňovat? Jsou lepší aukce zaměřené třeba na jednu technologii nebo aukce, které kombinují více druhů OZE?
<h2>A co na to EU?</h2>
Ohledně podpory obnovitelných zdrojů si v EU musíme položit ještě další otázku, a sice jestli by nebylo efektivnější je podporovat na úrovni celé EU nebo alespoň různé mechanismy nesjednotit, aby se v nich investoři lépe vyznali. O něco méně kontroverzní je druhý bod a Evropská komise na tomto poli určitou harmonizaci připravuje. Alespoň tento záměr se objevil v tzv. <a href="http://oenergetice.cz/evropska-unie/zimni-klimaticky-balicek-se-soustredi-energetickou-ucinnost-emise-co2/" target="_blank">zimním balíčku opatření k energetice, který vyšel na konci listopadu</a>.
V žádném případě nepůjde o to, že by EU členským zemím přesně nařizovala kolik obnovitelných zdrojů a za jakou cenu mají podpořit. Spíše jen nastaví rámcová pravidla, po jejichž naplnění bude podpůrný mechanismus v očích EU košer a členský stát nebude muset žádat o notifikaci, jestli není podpora v rozporu s pravidly vnitřního trhu. Z české zkušenosti dobře známe, že notifikační řízení může trvat měsíce, ne-li roky, a investoři z toho mají nejednu neklidnou noc.
<figure id="attachment_27688" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-27688" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/09/Lillgrund_wind_farm_06-1024x716.jpg" alt="Větrná farma Lillgrund nacházející se v Dánsku mezi Malmö a Kodaní. Zdroj: Vattenfall" width="725" height="507" /><figcaption class="wp-caption-text">Větrná farma Lillgrund nacházející se v Dánsku mezi Malmö a Kodaní. Zdroj: Vattenfall</figcaption></figure>
Jako zajímavý prvek se mohou ukázat přeshraniční aukce. Nedávná společná německo-dánská aukce pro solární kapacity, první svého druhu, ukázala, že ačkoli Dánsko má nižší osvit než jižní Německo, vyhrál ji <a href="http://oenergetice.cz/nemecko/solarni-instalace-nemecku-klesaji-jiz-ctvrtym-rokem-rade-pomoci-mohou-preshranicni-aukce/" target="_blank">dánský projekt, který si řekl jen o s 53,8 EUR/MWh</a> (platit ale budou němečtí odběratelé).
Mezi důvody dánského vítězství se zmiňuje jednoduší a předvídatelnější schvalovací proces pro dánské solární panely a možnost stavět je na jakékoli půdě. V Německu lze využít jen bývalé průmyslové nebo vojenské zóny, kterých je méně a jejich pronájem je tudíž dražší. Podmínky pro OZE se v zemích EU liší a další přeshraniční aukce dobře odhalí další rozdíly. Třeba dojde i k narovnání podmínek.
<h2>Spolu nebo každý sám za sebe?</h2>
V EU bychom se také měli ptát, jak chceme splnit své mezinárodní závazky a nevyjít při rozvoji OZE z tempa. Pro rok 2030 platí cíl, že 27 % energetické spotřeby má být pokryto z OZE. I přesto, že záměr je kritizován jako málo ambiciózní, panují obavy, že nebude dosažen, což poškodí image a vyjednávací schopnosti EU na poli klimatické politiky. Problém spočívá v tom, že cíl je definován jen na úrovni celé EU, ne jednotlivých členských zemí.
Evropská komise nemá zájem kvóty pro členské země stanovovat, jak tomu bylo s cílem pro rok 2020, protože toho by se nepochybně chytly početné zástupy eurofobů a je jedno, jak moc chytře nastavené by přerozdělování bylo. Členské státy si ale mohou nastavit příliš nízké národní cíle. Někteří se také obávají, že se ještě více rozevřou nůžky mezi státy, které se se dlouhodobě orientují na využití obnovitelných zdrojů (Německo, Dánsko nebo Švédsko) a státy, které k OZE přistupují spíše vlažně (Polsko, nyní i ČR).
Jinou možností, jak cíle jistě dosáhnout, je vznik celounijního systému podpory OZE, který by měl pod kontrolou Brusel, a mohl tak rozvoj směrem k cíli pro rok 2030 podpořit a řídit. To si ale lze nyní představit ještě hůře, zejména když by tento systém byl logicky stejně nakonec placen národními státy, respektive spotřebiteli, a Brusel by jen „přerozděloval“. To, že by byl celounijní patrně systém efektivnější, protože by preferoval lokality, kde se rozvoj OZE nejvíce vyplatí (solární panely například ve Španělsku a ne na severu Evropy), odpor k tomuto řešení vyváží jen stěží.
Mapa dole ukazuje vhodnost jednotlivých lokalit pro solární elektrárny z dílny italského výzkumného centra Institute for Environment and Sustainability. Vedle osvitu autoři studie přihlíželi k chráněnými územím, zastavěným plochám a mokřadům, topografickým parametrům (nadmořská výška, strmost svahu a jeho natočení) a také vzdálenosti od lidských sídel, dopravních komunikací, respektive elektrické sítě.
Mapa – Vhodnost pro výstavbu solární elektrárny (km2, respektive region NUTS 2)  
&#8211; od zelené, přes žlutou po červenou, červené lokality jsou nejvýhodnější
<figure id="attachment_32815" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32815" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/Mapa_Vhodnost-pro-vystavbu-solarni-elektrarny.jpg" alt="Mapa vhodnosti pro výstavbu solární elektrárny" width="725" height="738" /><figcaption class="wp-caption-text">Mapa vhodnosti pro výstavbu solární elektrárny. Zdroj: An assessment of the regional potential for solar power generation in EU-28, Castillo et al., Energy Policy 2016</figcaption></figure>
Co se týče zelených zdrojů a jejich působení na trhu s elektřinou, nabízí se ještě třetí velká otázka. Jak moc je reálné, že větší propojení mezi jednotlivými zeměmi, výrobními regiony sníží jejich rozkolísanost? Vítr samozřejmě nefouká v jeden okamžik všude stejnou silou a mraky táhnoucí přes kontinent různě ovlivňují výrobu solárních panelů.
Jak moc se ale produkce neflexibilních OZE v jednotlivých regionech liší? Opravdu natolik, že se vyplatí postavit nákladnou přenosovou infrastrukturu? Nebo je případný efekt spíše menší – vítr v zemích severozápadní Evropy má tendenci foukat ve stejný okamžik (viz graf) a o půlnoci slunce nesvítí nikde &#8211; a žádné zásadní zlepšení si o toho slibovat nemáme?
Graf – výroba elektřiny z větru v Německu, respektive v Německu, Dánsku, Belgii, Francii, Velké Británii, Irsku a Španělsku (jednou bez Španělska) v poměru k průměrné roční výrobě
<figure id="attachment_32817" style="width: 600px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-full wp-image-32817" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/Vyroba-elektriny-z-vetru-v-Evrope.png" alt="Výroba elektřiny z větru v Německu, Dánsku, Belgii, Francii, Velké Británii, Irsku a Španělsku v poměru k průměrné roční výrobě" width="600" height="380" /><figcaption class="wp-caption-text">Výroba elektřiny z větru v Německu, Dánsku, Belgii, Francii, Velké Británii, Irsku a Španělsku v poměru k průměrné roční výrobě. Zdroj: národní databáze (převzato &#8211; Paul-Frederik Bach: http://www.pfbach.dk)</figcaption></figure>
* v poměru k průměrné výrobě