Průměrná cena elektřiny na denním trhu České republiky v minulém roce meziročně klesla na 40,22 EUR/MWh. Oproti roku 2018 mírně přibylo hodin s negativní cenou elektřiny, naopak na hranici 100 EUR nebo výše se cena elektřiny obchodovala pouze v 6 hodinách.
Elektroenergetika má za sebou z hlediska událostí významný rok, přesto alespoň na denním trhu došlo k relativnímu zklidnění oproti roku předcházejícímu. Ve srovnání s rokem 2018 byl loňský rok z pohledu cenové úrovně mnohem stabilnější a vyznačoval se nižšími cenami.
Jak je vidět z uvedeného grafu, nejčastěji se elektřina na českém denním trhu obchodovala za 34 EUR/MWh a to v 342 hodinách. Ve srovnání s rokem 2018 se jedná o cenu podstatně nižší (v roce 2018 se nejčastěji obchodovalo za 48 EUR/MWh).
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1579016935.json“,“caption“:“Cena elektřiny na spotovém trhu dle cenové úrovně. Pro zobrazení dat pouze za jeden rok je nutné kliknout na osu dole. Graf lze přiblížit pomocí tažení myši.“}
Rok 2019 byl relativně klidný i s ohledem na cenové extrémy. V záporných hodnotách se elektřina obchodovala v 58 hodinách a to pouze v prvním pololetí roku. Za cenu 100 EUR/MWh nebo více se elektřina obchodovala pouze v jediný den v průběhu šesti hodin (24. ledna 2019). I díky extrémním cenám z 24. ledna se leden stal měsícem s nejvyšší průměrnou cenou elektřiny.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1579022027.json“}
Při meziročním srovnání je nutné připomenout, že rok 2018 byl s ohledem na ceny na trhu extrémní – průměrná cena elektřiny vzrostla téměř o 10 EUR/MWh na 46 EUR/MWh. Naopak v roce 2019 obchodníci v průměru nakupovali elektřinu za 40,22 EUR/MWh.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1579021386.json“}
Zatímco v roce 2018 se na vyšší ceně elektřiny podepsaly kromě rostoucích cen emisních povolenek i vyšší ceny komodit, v roce 2019 naopak ceny komodit spíš klesaly a tudíž vytvářely větší tlak na cenu elektřiny. Díky mimořádně nízké ceně zemního plynu v Evropě pak docházelo k vyššímu nasazování elektráren spalujících zemní plyn, kterých je ve střední Evropě dostatek, a proto jejich výroba do jisté míry zastropovala další růst cen.
Dalším důležitým faktorem byla i vyšší výroba obnovitelných zdrojů v Německu. OZE se u našich západních sousedů podílely dle prvních odhadů na čisté výrobě elektřiny <a href="https://www.energy-charts.de/downloads/Stromerzeugung_2019_2.pdf">z celkem 46 % a meziročně vyrobily o 21 TWh více</a>. S ohledem na významnou korelaci mezi cenami na českém a německém denním trhu měl tento faktor vliv i na ceny v ČR.

Trh s elektřinou

Cena elektřiny na českém denním trhu se loni stabilizovala, záporné ceny se objevily v 58 hodinách

Rok 2019 se v Německu stal rekordním v počtu hodin, ve kterých cena silové elektřiny na denním trhu klesla do záporných hodnot. Oproti předchozímu rekordnímu roku 2018 doba trvání záporných cen vzrostla téměř o polovinu. Rovněž samotná cena klesla na hodnotu, která předčila tu z roku 2018.
Záporné ceny elektřiny jsou na německém denním (spotovém) trhu povoleny od září roku 2008. Od té doby jejich četnost roste a loňský rok byl v tomto ohledu rekordní. Podle německého síťového regulátora (Bundesnetzagentur – BNetzA) byly v roce 2019 na německém denním trhu s elektřinou záporné ceny elektřiny zaznamenány v celkem 211 hodinách, to je více než kdy předtím.
Předchozí rekordní rok 2018 byl tak překonán v počtu hodin o 45 %. Celkový trend od roku 2008 je také zjevně rostoucí.
Záporná cena silové elektřiny znamená, že provozovatelé aktuálně vyrábějících uhelných, jaderných, plynových a paroplynových elektráren zaplatily za jimi dodanou elektřinu do sítě.
<img class="aligncenter size-full wp-image-79777" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2.png 1021w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2-512x292.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2-768x438.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2-725x413.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/01/Počet-hodin-s-negativními-cenami-elektřiny-na-německém-denním-trhu_2-800x456.png 800w" alt="" width="1021" height="582" />Své minimální hodnoty cena silové elektřiny na německém denním trhu v loňském roce dosáhla 8. června mezi 14. a 15. hodinou, kdy dosáhla -90,01 eur za MWh. V roce 2018 dosáhla minimální cena výše 76 eur/MWh.
{„country“:“GER“,“type“:“PRICE“,“from“:“2019-06-03″,“to“:“2019-06-09″,“caption“:“Ceny elektřiny na spotovém trhu ve zmiňovaném červnovém týdnu„,“url“:“https://energodock.cz/energodock/get_day_ahead_prices.php“,“source“:“shortcode“,“start_date“:“2019-06-03″,“end_date“:“2019-06-09″,“lang“:“CZ“}
<h2>Důvod pro záporné ceny silové elektřiny</h2>
V Německu v posledních letech klesá cena silové elektřiny do záporných hodnot pravidelně v obdobích nízké poptávky, zejména vánočních a velikonočních prázdnin, a současně příhodných podmínek pro produkci energie z větrných a fotovoltaických elektráren.
Záporné ceny silové elektřiny nastávají v okamžiku přebytku výroby elektřiny nad její spotřebou. Tento stav má dvě hlavní příčiny:
<ol>
<li>První z nich je nastavení provozní podpory obnovitelných zdrojů, které jsou z důvodu mimotržního financování v <a href="https://en.wikipedia.org/wiki/Merit_order">merit order</a> upřednostňovány před zdroji s vyššími marginálními náklady na vyrobenou jednotku energie a jejichž velká část zároveň za vyrobenou jednotku elektřiny obdrží svou vysoutěženou cenu (tzv. strike price) bez ohledu na aktuální cenu a tedy i poptávku na trhu. Jejich provozovatelé tak nejsou motivováni při záporné ceně elektřiny snížit svou dodávku do sítě.</li>
<li>Druhou je, že část konvenčních elektráren v elektrizační soustavě není schopna nákladově efektivního snížení svého výkonu na úroveň aktuální poptávky po elektřině.</li>
</ol>
Podrobnější analýzu důvodů pro vznikající převis nabídky nad poptávkou na německém trhu s elektřinou <a href="https://oenergetice.cz/elektrina/nemecky-regulator-nemecka-soustava-disponuje-nedostatecnou-zapornou-flexibilitou">uvedl ve své zprávě BNetzA</a>.
8. června, kdy cena elektřiny na spotovém trhu dosáhla svého minima týdnu, je zřejmá vysoká výroba solárních a větrných elektráren, která ve své špičce mezi 12:00 a 15:00 dosahovala téměř 50 GW.
{„country“:“GER“,“type“:“AREA“,“to“:“2019-06-09″,“from“:“2019-06-03″,“caption“:“Výroba elektřiny v Německu ve zmiňovaném červnovém týdnu„,“url“:“https://energodock.cz/energodock/get_online_generation_data.php“,“source“:“shortcode“,“start_date“:“2019-06-03″,“end_date“:“2019-06-09″,“lang“:“CZ“}
S rostoucím instalovaným výkonem podporovaných a upřednostňovaných obnovitelných zdrojů energie v soustavě <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/zaporne-ceny-elektriny-se-rostoucim-vykonem-obnovitelnych-zdroju-objevuji-cim-dal-casteji">počet hodin, při kterých aktuální výroba výrobních zdrojů přesahuje poptávku, navíc nadále roste.</a>

Rok 2019 byl v Německu rekordní v počtu hodin se zápornou cenou elektřiny

Země projektu 4M Market Coupling (4M MC), mezi které patří také Česká republika, budou do konce roku 2020 propojeny s projektem Multi Regional Coupling (MRC), kterého se účastní 19 evropských zemí se souhrnnou spotřebou elektrické energie na úrovni 85 % celkové spotřeby v Evropě. Český denní trh tak bude následovat trh vnitrodenní, <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/cr-se-pripojila-k-evropskemu-vnitrodennimu-trhu-zobchodovana-mnozstvi-prudce-vzrostla/" target="_blank" rel="noopener">u kterého došlo k propojení s ostatními evropskými zeměmi 19. listopadu 2019</a>. 
Česká republika se od listopadu 2014 účastní projektu 4M MC propojujícího denní trhy s elektřinou České republiky, Slovenska, Maďarska a Rumunska. Předchůdcem tohoto projektu byl projekt propojující denní trhy České republiky, Slovenska a Maďarska, který byl zahájen v roce 2012.
<a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/propojeni-ceskeho-denniho-trhu-se-zbytkem-evropy-zase-krok-blize/" target="_blank" rel="noopener">K očekávanému propojení českého denního trhu se zbytkem Evropy</a> by podle společné tiskové zprávy nominovaných organizátorů trhu s elektřinou a provozovatelů přenosových soustav z Rakouska, Německa, Polska a zemí 4M MC mělo dojít ve třetím čtvrtletí roku 2020.
<a href="https://www.ote-cr.cz/cs/o-spolecnosti/files-novinky/joint_press_release_interim_coupling_continuation_of_the_project_november_2019_fin_cz_fin.pdf" target="_blank" rel="noopener">Nominovaní oganizátoři trhu a provozovatelé přenosových soustav dále oznámili</a>, že projekt DE-AT-PL-4M MC, také označovaný jako Interim Coupling, dokončil fázi vývoje technického řešení a nyní vstupuje do implementační fáze.
<blockquote>„Cílem projektu je propojit hranice regionálního projektu 4M MC s celoevropským MRC, a to zavedením implicitní alokace kapacit založených na NTC metodě výpočtu kapacit na šesti konkrétních hranicích (PL-DE, PL-CZ, PL-SK, CZ-DE, CZ-AT, HU-AT). Propojením zemí 4M MC s MRC se tak vytvoří jednotný denní trh s elektřinou ve 23 zemích Evropy,“ uvedli organizátoři trhu a provozovatelé přenosových soustav ve společné tiskové zprávě.</blockquote>
<figure id="attachment_79199" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1399px;"><img class="size-full wp-image-79199" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead.png 1399w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead-505x512.png 505w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead-768x778.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead-1011x1024.png 1011w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead-725x734.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/12/market-coupling-day-ahead-800x810.png 800w" alt="Zeleně zvýrazněné státy jsou účastníky projektu Multi Regional Coupling (MRC).Celkem se jedná o 19 států. Zdroj: Next Kraftwerke GmbH" width="1399" height="1417" /><figcaption class="wp-caption-text">Zeleně zvýrazněné státy jsou účastníky projektu Multi Regional Coupling (MRC). Zdroj: Next Kraftwerke GmbH</figcaption></figure>
<h2>Úspěšný projekt propojení vnitrodenních trhů s elektřinou</h2>
Projekt propojení českého denního trhu s elektřinou se zbytkem Evropy bude následovat úspěšný projekt propojení vnitrodenních trhů s elektřinou.
<a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/cr-se-pripojila-k-evropskemu-vnitrodennimu-trhu-zobchodovana-mnozstvi-prudce-vzrostla/" target="_blank" rel="noopener">Česká republika se do projektu nazvaného Single Intraday Coupling (SIDC) připojila 19. listopadu 2019</a> v rámci tzv. druhé vlny implementace společně s Polskem, Maďarskem, Slovinskem, Bulharskem a Chorvatskem. Uvedené země se připojily k 14 zemím, které SIDC již provozovaly (Belgii, Dánsku, Estonsku, Finsku, Francii, Litvě, Lotyšsku, Německu, Nizozemsku, Norsku, Portugalsku, Rakousku, Španělsku a Švédsku).
<a href="https://www.ote-cr.cz/cs/o-spolecnosti/zpravy_ote/mezinarodni-propojeni-vnitrodennich-trhu-ote-2013-prvni-zkusenosti-z-provozu" target="_blank" rel="noopener">Jak nedávno uvedl český operátor trhu s elektřinou OTE, a.s.</a>, prvních 14 dní fungování českého vnitrodenního trhu s elektřinou v rámci SIDC potvrdilo úspěch.
<blockquote>„Výsledky prvních čtrnácti dní provozu pozitivně překračují naše očekávání,“ řekl Jakub Šrom vedoucí odboru Obchod.</blockquote>
Podle OTE, a.s. bylo na vnitrodenním trhu během prvních 14 dní zobchodováno téměř 163 GWh elektrické energie, což je přibližně 30 % zobchodovaného množství za celý rok 2018, kdy bylo na vnitrodenním trhu zobchodováno 550 GWh.
<blockquote>„Z toho bylo 105 816 MWh exportováno, 51 420 MWh importováno a 4 391 MWh bylo zobchodováno vnitrostátně. Propojením došlo na VDT k desetinásobnému nárůstu uzavřených obchodů z průměrně necelých 400 obchodů za den na necelých 4 000 obchodů za den. Za hodinu je na tomto trhu průměrně uzavřeno necelých 500 obchodů,“ uvedl OTE, a.s. v tiskové zprávě.</blockquote>
Uvedené obchody přitom podle českého operátora trhu vznikaly nejen s okolními státy, ale se všemi 20 státy, které jsou kromě České republiky zapojeny v SIDC. Nejvíce se však podle očekávání obchodovalo s Německem (zhruba 120 GWh v přibližně 40 tisících obchodech).
<blockquote>„Jedná se o významný krok v rámci integrace trhů a mezinárodní spolupráce, který potvrdil operátora trhu v roli plnohodnotného a spolehlivého partnera v takto náročném mezinárodním projektu s účastí mnoha států Evropy,“ dodal OTE, a.s.</blockquote>

K propojení českého denního trhu se zbytkem Evropy má dojít již v roce 2020

V úterý 19. listopadu se Česká republika zapojila v rámci tzv. druhé vlny implementace do evropského propojení vnitrodenních trhů s elektřinou. V prvních dnech obchodování byl zaznamenán prudký nárůst zobchodovaného množství elektřiny. 
V projektu nazvaném <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/cr-se-19-listopadu-pripoji-k-evropskemu-vnitrodennimu-trhu-elektrinou/" target="_blank" rel="noopener">Single Intraday Coupling (SIDC)</a> je od úterý zapojeno již 21 evropských států. Kromě České republiky se nově do projektu zapojily také Polsko, Maďarsko, Rumunsko, Slovinsko, Bulharsko a Chorvatsko. Uvedené země se připojily k 14 zemím, které SIDC již provozovaly (Belgii, Dánsku, Estonsku, Finsku, Francii, Litvě, Lotyšsku, Německu, Nizozemsku, Norsku, Portugalsku, Rakousku, Španělsku a Švédsku).
Českou republiku zastupují v projektu SIDC operátor trhu s elektřinou, společnost OTE, a.s., a provozovatel české přenosové soustavy, společnost ČEPS, a.s.
<blockquote>„Po sedmi letech intenzivní práce při přípravě zadání projektu XBID, následných nesčetných jednání v mezinárodních pracovních skupinách a nalezení optimálních řešení se podařilo naplnit jeden ze strategických cílů společnosti OTE. Pro obchodníky a zákazníky v ČR to znamená, že elektřina nezná hranic a je obchodovatelná, v rámci vnitrodenního trhu, na téměř celém kontinentě. Dalším významným milníkem bude propojení denních trhů, kde doufáme ve stejný úspěch v příštím roce, nejpozději však v roce 2021,“ uvedl Aleš Tomec, předseda představenstva OTE, a.s.</blockquote>
Vnitrodenní trh poskytuje prostor pro obchodování v den dodávky elektřiny. Obchody jsou většinou uzavírány několik hodin dopředu, čímž si obchodníci upevňují svoji obchodní pozici. Obchody zde probíhají formou tzv. průběžného obchodování.
<blockquote>„Obchodování pro den dodávky 20. 11. 2019 bylo zahájeno 19. 11. 2019 v 15:00 hod. Přeshraniční kapacity pro tento den byly provozovateli přenosových soustav zadány ve 21:55 hod. V tomto okamžiku se na platformě OTE účastníkům trhu zobrazily nabídky zadané na zahraničních platformách, a to do výše dostupných přeshraničních kapacit. K prvnímu přeshraničnímu obchodu došlo již 1 minutu poté. Během prvních 15 minut bylo uzavřeno 70 obchodů, z toho 60 jich bylo přeshraničních, o celkovém objemu 331 MWh. Za první 2 hodiny přeshraničního obchodování bylo na den dodávky 20. 11. 2019 uzavřeno více než 1 000 obchodů s celkovým objemem 1 400 MWh. V průběhu noci proběhly obchody mezi ČR a státy jako například Německo, Finsko Španělsko, Estonsko, Chorvatsko a další,“ <a href="https://www.ote-cr.cz/cs/o-spolecnosti/zpravy_ote/zapojeni-ote-do-preshranicniho-obchodovani-na-vdt-ote-v-ramci-sidc" target="_blank" rel="noopener">popisuje OTE, a.s. ve zveřejněné tiskové zprávě.</a></blockquote>
Již první dny po zapojení ČR do projektu SIDC přinesly prudký nárůst zobchodovaného množství elektřiny na vnitrodenním trhu. Zatímco 19. listopadu bylo na českém vnitrodenním trhu zobchodováno zhruba 1,4 GWh elektrické energie, 20. listopadu to bylo 15,5 GWh a 21. listopadu 14,9 GWh.
Pro srovnání, za prvních šest měsíců letošního roku bylo na českém vnitrodenním trhu zobchodováno 317,4 GWh elektrické energie a za celý loňský rok 550,2 GWh.

ČR se připojila k evropskému vnitrodennímu trhu, zobchodovaná množství prudce vzrostla

Česká republika se 19. listopadu spolu s dalšími šesti státy připojí k evropskému vnitrodennímu trhu s elektřinou. V projektu nazvaném <a href="https://www.entsoe.eu/network_codes/cacm/implementation/sidc/" target="_blank" rel="noopener">Single Intraday Coupling (SIDC)</a>, který je nástupcem <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/spusten-preshranicni-vnitrodenni-trh-xbid-umozni-obchodovani-od-portugalska-norsko" target="_blank" rel="noopener">projektu XBID</a>, tak bude zapojeno již 21 evropských států.
Skupina sedmi zemí, ve které je kromě České republiky také Polsko, Maďarsko, Rumunsko, Slovinsko, Bulharsko a Chorvatsko, se má od 19. listopadu připojit v rámci tzv. druhé vlny Lokálních implementáčních projektů k 14 evropským zemím, které již mají propojené vnitrodenní trhy s elektřinou.
<blockquote>„Po spuštění bude na česko-německé, česko-rakouské a česko-polské hranici nově probíhat pouze implicitní přidělování vnitrodenních přeshraničních přenosových kapacit. Celoevropské propojení vnitrodenních trhů s elektřinou je klíčovým prvkem pro dokončení evropského vnitřního trhu s energií,“ <a href="https://www.ceps.cz/cs/tiskove-zpravy/novinka/ceps-se-pripoji-k-evropskemu-vnitrodennimu-trhu-s-elektrinou" target="_blank" rel="noopener">vysvětluje v tiskové správě provozovatel české přenosové soustavy ČEPS, a.s.</a></blockquote>
Českou republiku zastupuje v projektu SIDC také operátor trhu s elektřinou, společnost OTE, a.s., který mimo jiné organizuje české krátkodobé trhy s elektřinou.
<figure id="attachment_77613" class="wp-caption aligncenter" style="width: 632px;"><img class="size-full wp-image-77613" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/11/sidc.jpg" sizes="(max-width: 632px) 100vw, 632px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/11/sidc.jpg 632w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/11/sidc-512x493.jpg 512w" alt="Země zapojené v jendotném vnitrodenním trhu s elektřinou. Zdroj: ENTSO-E" width="632" height="608" /><figcaption class="wp-caption-text">Země zapojené v projektu SIDC. Zdroj: ENTSO-E</figcaption></figure>
Řešení SIDC je podle zvěřejněné projektové tiskové zprávy založeno na společném centrálním IT systému, který je složen ze tří modulů tzv. Shared 
Order Book (SOB), Capacity Managent Module (CMM) a Shipping Module (SM).
<blockquote>„Centrální řešení umožňuje párovat objednávky zadané účastníky trhu v jedné zemi s objednávkami zadanými účastníky trhu v jakékoli jiné propojené zemi, pokud existuje dostupná přeshraniční kapacita pro přenos energie mezi dotčenými zónami. Řešení SIDC podporuje implicitní kontinuální obchodování a dále i explicitní přeshraniční obchodování (v případě lokálního rozhodnutí příslušných vnitrostátních regulačních orgánů) a je plně v souladu s cílovým modelem EU pro integrovaný vnitrodenní trh s elektřinou.“ – z projektové tiskové zprávy.</blockquote>

Česká republika se připojí k evropskému vnitrodennímu trhu s elektřinou

S blížícím se rokem 2021 přichází doba, kdy německým obnovitelným zdrojům instalovaným počátkem tohoto tisíciletí začne postupně končit nárok na provozní podporu, kterou mají ze zákona na dobu 20 let. Provozovatelé několika gigawattů větrných, solárních a biomasových zdrojů tak budou muset najít jiný obchodní model pro pokračování v provozu, v opačném případě začne docházet k postupnému uzavírání těchto zdrojů.
Zahraniční server Clean Energy Wire <a href="https://www.cleanenergywire.org/factsheets/20-years-german-renewables-pioneers-face-end-guaranteed-payment" target="_blank" rel="noopener">v polovině září informoval</a>, že k 1. lednu 2021 skončí nárok na provozní podporu přibližně 4 GW onshore větrných elektráren. Do roku 2025 pak skončí nárok na provozní podporu onshore větrným elektrárnám o celkovém instalovaném výkonu 16 GW.
Většina instalovaného výkonu solárních elektráren byla připojena k síti v letech 2008 až 2013 a provozovatelé těchto zdrojů tak budou problém s ukončením provozní podpory řešit zejména v období 2028 až 2033.
Zatímco u větrných a solárních elektráren lze nalézt několik obchodních modelů, které zajistí pokračování provozu alespoň části zdrojů, horší situace nastává u biomasových zdrojů, které bez štědré provozní podpory pravděpodobně nebude při velkoobchodních cenách elektřiny na současné úrovni možné dále provozovat. <a href="https://oenergetice.cz/elektrina/nemecko-spustilo-prvni-aukci-elektrarny-spalujici-biomasu/" target="_blank" rel="noopener">I proto se německá vláda rozhodla pro povolení účasti v aukcích na provozní podporu i stávajícím zdrojům. </a>
<figure id="attachment_76758" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1309px;"><img class="size-full wp-image-76758" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE.jpg" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE.jpg 1309w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE-512x282.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE-768x422.jpg 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE-1024x563.jpg 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE-725x399.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/růst-instalovaného-výkonu-OZE-800x440.jpg 800w" alt="Vývoj instalovaného výkonu v Německu od roku 2002 do roku 2018. Zdroj: Clean Energy Wire" width="1309" height="720" /><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj instalovaného výkonu v Německu od roku 2002 do roku 2018. Zdroj: Clean Energy Wire</figcaption></figure>
<h2>Nové obchodní modely</h2>
Pokud by všechny zdroje, kterým ve dvacátých letech skončí nárok na provozní podporu, ukončily provoz, mělo by Německo poměrně velký problém s naplněním ambiciózních cílů v oblasti snižování emisí skleníkových plynů a navyšování podílu obnovitelných zdrojů na spotřebě energie. Jaké možnosti pro udržení zdrojů v provozu tedy provozovatelé těchto zdrojů mají?
Podle právničky Philine Derouicheové z Německé asociace větrné energetiky (BWE) neexistuje jedno řešení, které by se hodilo pro všechny zdroje.
<blockquote>„Budoucí možnosti pro staré nebo spíše „průkopnické“ větrné parky závisí na jejich instalovaném výkonu, stavu turbín, lokalitě a provozních nákladech,“ vysvětluje Derouicheová.</blockquote>
<a href="https://www.cleanenergywire.org/news/coming-age-how-will-germanys-renewable-energy-pioneers-fare-free-market" target="_blank" rel="noopener">Derouicheová serveru Clean Energy Wire dále řekla</a>, že schopnost udržet nejstarší větrné parky v provozu bude záviset zejména na nákladech na opravy a údržbu.
Jednou z nejvíce skloňovaných možností pro zdroje, kterým končí nárok na provozní podporu, je uzavření dlouhodobých dohod o nákupu elektřiny (Power Purchase Agreement – PPA).
<blockquote>„Momentálně je kolem PPA dohod celkem rušno, jelikož dodavatelé elektřiny se připravují na nákup elektřiny z obnovitelných zdrojů, kterým bude končit provozní podpora,“ uvedl Jan Sötebier, právník z německého síťového regulátora Bundesnetzagentur (BNetzA), a dodal, že je to pozitivní vývoj, jelikož trh si s nastavováním kontraktů poradí sám bez potřeby nové regulace.</blockquote>
Touto cestou šel například Reinhard Christiansen, který provozuje několik větrných parků na severu Německa. Od roku 2021 bude prodávat elektřinu z šesti větrných turbín o jednotkovém instalovaném výkonu 1,3 MW dodavateli elektřiny Greenpeace Energy.
Úředně stanovené výkupní ceny jsou nicméně výrazně vyšší než ceny, za které budou v rámci PPA dohod schopni provozovatelé obnovitelných zdrojů elektřinu prodávat. Christiansen očekává, že aby bylo možné stávající větrný park podobný tomu, který provozuje on, nadále provozovat, bude nutné zajistit prodejní cenu na úrovni 50 EUR/MWh, a to pouze za předpokladu, že větrné turbíny budou v dobrém stavu.
<img class="aligncenter size-full wp-image-69931" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash.jpg" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash.jpg 1300w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash-512x288.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash-768x432.jpg 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash-1024x576.jpg 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash-725x408.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/rawfilm-616049-unsplash-800x450.jpg 800w" alt="Větrné elektrárny, západ slunce" width="1300" height="731" />
Peter Stratmann, vedoucí oddělení obnovitelných zdrojů v BNetzA, věří, že současné velkoobchodní ceny elektřiny, které se pohybují kolem 50 EUR/MWh, mohou být dostatečné pro většinu velkých onshore větrných parků a fotovoltaických elektráren v Německu i po započtení nákladů na opravy a údržbu.
<blockquote>„Nyní vidíme instalace, které se budují bez provozní podpory. Očividně by tak mělo být možné provozovat zaplacenou starší elektrárnu,“ dodal Stratmann.</blockquote>
Nové větrné parky, které získaly provozní podporu v prvních aukcích konajících se v roce 2017, <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/posledni-letosni-nemecka-aukce-vetrne-elektrarny-prinesla-cenu-40-emwh/" target="_blank" rel="noopener">vysoutěžily cenu mezi 38 a 57 EUR/MWh</a>.
Poslední kola aukcí na podporu pro větrné elektrárny nicméně tak pozitivní výsledky nepřinesla. Kvůli chybějícím projektům se nedaří využívat nabízený objem výkonu a ceny se navíc drží na úrovni maximálních povolených cen.
<a href="https://oenergetice.cz/nemecko/posledni-aukce-vetrne-elektrarny-nemecku-neprinesla-zlepseni-chybi-projekty-ceny-se-drzi-vysoko/" target="_blank" rel="noopener">V posledním kole například dosáhla průměrná vysoutěžená cena 62 EUR/MWh, což byl cenový strop pro účast v aukci</a>. V aukci, ve které regulátor nabídl k soutěžení celkem 500 MW výkonu, nakonec uspěly projekty o výkonu pouhých 187 MW.
<h2>Repowering jako primární řešení?</h2>
Přestože se aktuálně na trhu nejvíce mluví o PPA dohodách, BWE i BNetzA podle Clean Energy Wire věří, že existuje ještě lepší řešení pro staré větrné parky.
<blockquote>„Kde bude možné provést repowering, provozovatelé by měli zvolit tuto možnost,“ řekla Philine Derouicheová.</blockquote>
V rámci repoweringu jsou stávající větrné turbíny nahrazeny novými, výkonnějšími turbínami, přičemž takto vzniklý nový větrný park může následně získat výhodnou PPA dohodu či nárok na provozní podporu v aukcích.
<blockquote>„Očividně by dávalo smysl takto využít stávající a často nejvíce lukrativní lokality, čímž by došlo k maximalizaci produkce elektřiny z nových instalací,“ vysvětluje Sötebier.</blockquote>
Řada spolkových zemí nicméně v posledních letech zpřísnila pravidla týkající se budování větrných parků. Mezi tato pravidla patří například zavedení <a href="https://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/nemecka-vlada-stanovila-minimalni-vzdalenost-vetrnych-elektraren-od-obydli-reaguje-protesty-obyvatel/" target="_blank" rel="noopener">vyšší minimální vzdálenosti mezi větrnými turbínami a obydlími</a>.
Reinhard Christiansen by například dle svých slov nemohl nahradit své stávající 1,3MW turbíny ve větrném parku Ellhöft novými, výkonnějšími turbínami i kdyby chtěl, jelikož nové turbíny by byly výrazně vyšší a nebylo by tak dodrženo pravidlo týkající se minimální vzdálenosti od obydlí.
Poradenská společnost Deutsche Windguard odhaduje, že kolem 50 % současných větrných parků by nebylo vhodných pro repowering kvůli změněným územním rozvojovým plánům a dalších 20 až 30 % by pravděpodobně nebylo vhodných kvůli omezením týkajícím se vzdálenosti od obydlí či dopadům na přírodu.
<figure id="attachment_76780" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1200px;"><img class="size-full wp-image-76780" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe.png 1200w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe-512x179.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe-768x269.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe-1024x358.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe-725x254.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/10/growth-wei-bwe-800x280.png 800w" alt="Vývoj průměrné velikosti onshore větrných turbín instalovaných v Německu. Zdroj: Clean Energy Wire" width="1200" height="420" /><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj průměrné velikosti onshore větrných turbín instalovaných v Německu. Zdroj: Clean Energy Wire</figcaption></figure>
<h2>Vlastní spotřeba, přímá dodávka a využití zprostředkovatele</h2>
Server Clean Energy Wire zmiňuje jako další možnosti uplatnění obnovitelných zdrojů bez provozní podpory pro vlastní spotřebu elektřiny v lokalitě zdroje, přímou dodávku přilehlým odběratelům či využití služeb společnosti zprostředkovávající přístup na trh.
Přestože se vlastní spotřeba a přímá dodávka mohou jevit jako velmi atraktivní volba, naráží v Německu na regulatorní problémy. Aby totiž tato možnost dávala ekonomický smysl, musela by takto spotřebovaná elektřina být osvobozena od vybraných poplatků a daní. Podle současné německé legislativy to však funguje přesně opačně. „To činí toto schéma relativně neatraktivním,“ dodává Derouicheová.
Jako více příhodná se tak jeví možnost využití služeb společností zprostředkovávajících přístup na trh s elektřinou, které často za příplatek nabízejí další služby týkající se provozu a údržby zařízení. Využití podobných služeb je již v Německu poměrně běžné, jelikož u zdrojů nad 100 kW uvedených do provozu po roce 2016 byla zavedena podmínka přímého prodeje elektřiny na trhu.
<blockquote>„Společnosti zprostředkovávající přístup na trh přišly s různými koncepty, jak vydělat peníze na obnovitelných zdrojích, přičemž některé skupují staré obnovitelné zdroje a další vytvářejí větší shluky zdrojů a následně prodávají elektřinu z těchto zdrojů větším spotřebitelům,“ uvádí server Clean Energy Wire.</blockquote>
<h2>A co s malými fotovoltaikami?</h2>
I přes uvedené nabídky a řešení společností zprostředkovávajících přístup na trh vyvstává nedořešená otázka, na kterou upozorňují Peter Stratmann a Jan Sötebier z BNetzA – miliony malých fotovoltaických elektráren instalovaných na rodinných domech.
U těchto malých zdrojů není pravděpodobné, že by majitelé aktivně řešili otázku nalezení nejlepšího obchodního modelu. Pro zprostředkovatele přístupu na trh zase mohou být podobné instalace, jejichž výkon se často pohybuje v jednotkách kWp, málo atraktivní.
<blockquote>„Tento druh fotovoltaických elektráren může vydělat do 170 eur za rok za vyrobenou elektřinu za předpokladu, že veškerá výroba bude dodána do sítě. Pochybuji, že starání se o tyto zdroje bude životaschopný obchodní model pro společnosti zprostředkovávající přístup na trh, pokud si započtou veškeré náklady na získání a finalizaci kontraktu a instalaci chytrého měřidla,“ řekl Stratmann serveru Clean Energy Wire.</blockquote>
Hans-Günter Hogg ze společnosti Beegy, která poskytuje popisovaný typ služeb, dodává, že ziskový provoz podobných zdrojů je obtížný úkol, který však není nesplnitelný.
<blockquote>„Technicky řečeno, ekonomika malých obnovitelných zdrojů není odlišná od velkých,“ řekl Hogg a dodal, že podmínkou pro dosažení zisku u malých zdrojů je vysoká míra automatizace.</blockquote>
Pokud by tento obchodní model nebyl pro malé fotovoltaické elektrárny reálný, měla by dle Stratmanna a Sötebier vláda přijít s alternativním řešením, například se schématem, kdy by provozovatelé mohli nadále elektřinu dodávat do sítě, avšak za nulovou cenu.
Podle Susanne Jungové z Asociace pro podporu solární energie (SFV) by však toto nestačilo.
<blockquote>„Jelikož každý provozovatel solární elektrárny musí pokrýt náklady na údržbu, pojištění nebo měření, elektřina dodaná do sítě by musela být oceněna velkoobchodní cenou elektřiny (nebo alespoň 50 EUR/MWh) a poplatek za obnovitelné zdroje na vlastní spotřebovanou elektřinu by musel být zrušen,“ napsala Jungová na web SFV.</blockquote>

Obnovitelné zdroje

Doba bez podpory: Jak se německé obnovitelné zdroje z počátku tisíciletí uplatní na trhu?

Německá energetická agentura (dena) <a href="https://www.dena.de/fileadmin/dena/Publikationen/PDFs/2019/Dena-ANALYSE_Regulatorischer_Handlungsbedarf_zur_Erschliessung_und_Nutzung_netzdienlicher_Flexibilitaet.pdf" target="_blank" rel="noopener">zvřejnila </a>závěry ke své iniciativě Netzflex zaměřené na rozvoj lokálních trhů s flexibilitou.  <a href="http://www.epexspot.com/en/press-media/press/details/press/Local_Flexibility_markets_improve_grid_efficiency_but_are_exposed_to_regulatory_challenges" target="_blank" rel="noopener">Podle burzy s elektřinou EPEX SPOT</a> jsou lokální trhy s flexibilitou nepostradatelné pro plánovanou proměnu energetického systému, zároveň však čelí regulatorním výzvám.
Zveřejněná publikace agentury dena staví na 10 základních zásadách, <a href="http://static.epexspot.com/document/40245/190125_EPEXSPOT_Press_Release_Dena%20Guiding%20principles_final.pdf" target="_blank" rel="noopener">jež v lednu letošního roku podpořila také burza EPEX SPOT</a>, která je jedním z 18 účastníků iniciativy Netzflex.
<blockquote>„Jako operátor prvního lokálního trhu s flexibilitou v Německu jsme potěšeni, že partneři iniciativy Netzflex uznali potenciál tohoto tržního modelu,“ uvedl Philippe Vassilopoulos, ředitel vývoje produktů v EPEX SPOT.</blockquote>
EPEX SPOT dále zdůraznila, že aby bylo možné ocenit flexibilitu na straně spotřeby s různorodou a komplikovanou strukturou nákladů a dále podporovat její rozvoj, musí být vytvořeny efektivní tržní mechanismy.
Podle reportu agentury dena však širší implementace takových tržních modelů čelí mnohým regulatorním výzvám, mezi které patří například současné uspořádání trhu s elektřinou či regulace síťových poplatků.
<h2>Riziko nevhodného chování účastníků trhu</h2>
Dena dále upozornila na rizika výskytu strategického chování investorů neboli gamingu. Takové chování neodráží podle agentury dena aktuální situace na trhu  a může narušit trh ve prospěch jednotlivých investorů.
<blockquote>„Každý trh provozovaný burzou spoléhá na sadu pevných tržních pravidel. Tato mohou cílit na sankcionování gamingu a nevhodného chování,“ vysvětluje Wolfram Vogel, ředitel veřejných a regulatorních záležitostí v EPEX SPOT.</blockquote>
Vogel dodal, že existuje několik opatření, která mohou potlačit nevhodné chování investorů a umožnit tak rozvoj lokálních trhů s flexibilitou. Mezi tato opatření podle Vogela patří například diverzifikace modelů flexibility, verifikační metody, zajištění konkurence či regulatorní dohled.

EPEX SPOT: Lokální trhy s flexibilitou jsou nezbytné, čelí však regulatorním výzvám

Výstavba větrných elektráren v Německu na souši v posledních měsících výrazně zpomaluje, což se projevuje i na situaci na energetických trzích. <a href="https://www.montelnews.com/en/story/german-cal-20-21-flip-to-contango-as-wind-growth-stalls/1036786" target="_blank" rel="noopener">Podle analytiků oslovených serverem Montel</a> je slabší tempo výstavby jedním z důvodů, proč jsou nyní ceny elektrické energie na německé burze pro rok 2021 vyšší než pro rok 2020.
Kontrakt na dodávku elektrické energie v roce 2020 na německém trhu v minulém týdnu uzavřel na nižší hodnotě než Cal 21, tedy dodávka v roce 2021. Stalo se tak vůbec poprvé v letošním roce, v lednu se přitom rok 2021 obchodoval až o 3 EUR levněji než Cal 2020.
Účastníci trhu oslovení serverem Montel vidí jako hlavní příčinu nižší očekávaný přírůstek výkonu větrných elektráren, které by měly zahájit provoz v roce 2021, než se dříve očekávalo.
<blockquote>„Nyní se nacházíme v situaci, kdy v roce 2021 budeme mít více méně stejnou flotilu elektráren jako v roce 2020, jelikož dříve očekávaný rozvoj větrné energetiky se konat nebude. S dobou výstavby okolo 2 let nebudeme mít v roce 2021 ve srovnání s dneškem o moc více nového výkonu,“ uvedl podle serveru jeden z analytiků.</blockquote>
Výstavba onshore větrných elektráren v Německu v posledních měsících výrazně zpomaluje, <a class="Link" href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecke-oze-maji-i-negativni-rekordy-vystavba-vetrnych-elektraren-letos-nejslabsi-od-roku-2000/">přičemž letošní první čtvrtletí bylo nejslabším kvartálem za posledních bezmála 20 let</a>. Z pohledu prvního pololetí se růst výkonu oproti loňskému roku propadl o více než 80 %.
Pozitivní není ani situace v letošních aukcích, které se opakovaně nedaří zaplnit dostatečným objemem projektů. V poslední aukci, ve které se soutěžilo o 650 WM výkonu, <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/dalsi-nemecka-vetrna-aukce-naplnila-poptavku-jen-ze-tretiny-ceny-rostou/" target="_blank" rel="noopener">uspěly projekty o výkonu pouhých 208 MW</a>.
S ohledem na slabou účast v aukcích tak lze v následujících letech očekávat pouze omezených přírůstek dalšího výkonu. <a href="https://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/vystavbu-vetrnych-elektraren-nemecku-blokuji-letecke-ci-vojenske-regulace-aktiviste/" target="_blank" rel="noopener">Hlavní překážkou jsou obtíže se získáváním stavebních povolení</a>.
<h2>Zpomalení výstavby ohrožuje klimatické cíle</h2>
Zpomalení růstu výkonu větrných elektráren je významnou hrozbou pro plnění německých cílů snižování emisí. Němečtí zákonodárci se tak společně se zástupci z řad německého energetického regulátora sejdou na začátku září na mimořádném summitu, aby našli řešení pro posílení růstu větrné energetiky.
Pokud bude současný trend i nadále pokračovat, bude podle německé asociace pro větrnou energetiku BWE ohrožen cíl 65% podílu elektrické energie z obnovitelných zdrojů pro rok 2030.
<blockquote>„I pokud rozvoj větrné energetiky v následujících dvou letech zrychlí oproti rekordně nízké úrovni v roce 2019, Německo stále nedosáhne plánovaných objemů, které jsou potřebné pro dosažené klimatických cílů,“ řekl serveru Montel Wolfram Axthelm, předseda asociace BWE.</blockquote>
Pro letošní rok tak BWE snížila svůj výhled růstu výkonu z původních 2000 MW na 1500 MW. Německo by přitom v letošním roce chtělo v aukcích vysoutěžit bezmála 3,7 GW nového výkonu, v následujících dvou letech by se každoročně měly soutěžit více než 4 GW. Letos se přitom aukce zaplnily přibližně pouze z poloviny.
<h2>Současná situace na trhu má vydržet i nadále</h2>
Podle osloveného obchodníka by se dodávka elektřiny pro rok 2021 měla obchodovat za vyšší ceny než pro rok 2020 až do konce letošního roku.
<blockquote>„Je obtížné říci, o kolik Cal 21 poroste, jelikož se z toho stal politický trh, ale normální úroveň by byla přibližně o 2 % vyšší než cena pro nadcházející rok,“ uvedl.</blockquote>

Montel: Se zpomalující výstavbou větrných elektráren v Německu rostou ceny elektřiny na další roky

S měnícím se regulatorním prostředím a energetickým mixem v Evropě v posledních letech značně stouply ceny elektrické energie. <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/080219-european-power-prices-set-to-rise-15-to-2025-platts-analytics" target="_blank" rel="noopener">Podle aktuálního výhledu analytiků Platts</a> by rostoucí trend měl s nárůstem cen emisních povolenek a zemního plynu pokračovat i v následujících letech.
Podle aktuálního 5letého výhledu analytiků Platts by ceny elektrické energie na evropských burzách měly mezi lety 2020 až 2025 vzrůst v průměru o 15 %. Analýza přitom počítá s reálnými cenami, tedy cenami upravenými o inflaci.
Pro český trh je směrodatný především trh v Německu, s jehož cenami úzce koreluje. Podle analytiků by přitom největší nárůst měl s postupným uzavíráním jaderných a uhelných zdrojů, a tím rostoucím dovozem elektrické energie ze zahraniční, nastat právě u našich západních sousedů.
Podle Platts by ceny na německém trhu měly vzrůst z průměrných 42 EUR/MWh v příštím roce na 56 EUR/MWh v roce 2025, tedy o třetinu.
Jediný region, ve kterém by velkoobchodní ceny měly v daném období reálně poklesnout, jsou Španělsko a Portugalsko, a to díky silnému růstu instalovaného výkonu v obnovitelných zdrojích.
<h2>Výkon v tradičních zdrojích bude prudce klesat</h2>
Rostoucí ceny emisních povolenek, zpřísňující se emisní limity a odklon od jaderné energetiky v některých zemích povedou ke značnému poklesu dostupného výkonu v uhelných a jaderných zdrojích.
Do roku 2025 by měly být uzavřeny poslední uhelné elektrárny ve Španělsku, Francii, Itálii a Velké Británii, v případě Německa by měl instalovaný výkon v hnědo a černouhelných elektrárnách podle analytiků klesnout o 13 až 24 GW.
<blockquote>„Celkově by měl výkon v uhelných zdrojích na západě Evropy mezi lety 2020 a 2025 poklesnout o 68 %,“ uvedli analytici Platts.</blockquote>
Instalovaný výkon v evropských jaderných elektrárnách by měl ve stejném období klesnout přibližně o pětinu, přičemž většina z tohoto výkonu bude odstavena v Německu, Belgii a Velké Británii.
Část chybějící výroby by měly zaplnit nové solární a větrné elektrárny, což vzhledem k charakteru jejich výroby povede k větší cenové volatilitě.
<blockquote>„Výrazně jsme navýšili náš pohled na výkon větrných a solárních elektráren, který nyní zahrnuje poslední plánované zdroje,“ uvádí se v analýze.</blockquote>

Elektřina

Platts: Ceny elektřiny na evropských trzích do roku 2025 vzrostou reálně o 15 %

Na konci června vyšla zpráva o stavu trhu s elektřinou a plynem v Evropské unii za první kvartál roku 2019. První kvartál na trhu s plynem byl ve znamení zvyšujícího se importu a snižujících se cen. Trh s elektřinou zažíval výrazný coal-to-gas switching společně se snižující se velkoobchodní cenou elektřiny.
<h2>Trendy na trhu s plynem (<a href="https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/quarterly_report_on_european_gas_markets_q1_2019_final.pdf">kompletní report</a>)</h2>
<ul>
<li>Produkce plynu se za první kvartál oproti roku 2018 snížila o 8 % na 31 bcm. Primárním důvodem bylo pokračující snižování produkce ve Spojeném království a v Nizozemsku.</li>
<li>Drobně se snížila i spotřeba plynu a to o 4 % na 163 bcm, i přes to, že se díky snižující ceně zvýšila produkce elektřiny z plynu o 24 %. Clean spark spread, stanovující profitabilitu plynových elektráren, se ve Spojeném království zvýšil z 6,4 EUR/MWh na 14,1 EUR/MWh, což je v kontrastu s německým spreadem, který byl průměrně na úrovni 0,2 EUR/MWh. V březnu se německý clean spark spread dostal do záporných hodnot, kde byl ostatně i přes většinu roku 2018.</li>
<li>Cena plynu na spotu oproti stejnému období v roku 2018 klesla až o 16 %, přičemž ceny indexované na ropu nezaznamenaly výraznější pohyb. Ceny dlouhodobých kontraktů (1-3 year ahead) na nizozemském TTF v prvním kvartálu rovněž klesly. V průměru se ovšem držely 2 EUR nad cenou spotu. Lze tak očekávat možný pokračující pokles cen dlouhodobých kontraktů.</li>
<li>Obchodované objemy na evropských hubech se oproti Q1 2018 zvýšily o 24 %. Zobchodováno bylo přes 15 000 TWh. Podíl nizozemského hubu na celkovém obchodu se zvýšil na 64 %.</li>
<li>Celkový importu plynu vzrostl o 15 % na 100 bcm, přičemž hlavní příčinnou byl nárůst importu LNG až o 126 % ve srovnání s Q1 2018. Důvodem tohoto nárůstu je dle reportu snižující se cena plynu na asijských trzích, která se téměř vyrovnala té evropské. LNG se na celkovém importu zemního plynu do Evropy podílel 22 %.</li>
<li>Největší podíl na dovozu LNG měl Katar (22 %), Rusko (21 %) a Spojené státy americké (13 %). Největším importérem v Evropě je Francie, následovaná Spojeným královstvím.</li>
<li>Hlavním zdrojem zemního plynu pro Evropu zůstávají tranzitní plynovody. Z Ruska se v prvním kvartálu přepravilo 40 % celkového objemu, z Norska 31 % a ze Severní Afriky 7 %.</li>
<li>V oblasti skladování plynu jsou oproti minulému roku objemy v zásobnících průměrně vyšší o 22 %. Mezi zmiňované důvody patří mírná zima, snižující se cena plynu a zvyšující se import plynu.</li>
</ul>
<h2>Trendy na trhu s elektřinou (<a href="https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/quarterly_report_on_european_electricity_markets_q1_2019_final.pdf">kompletní report</a>)</h2>
<ul>
<li>Vzhledem k představené situaci na trhu s plynem a s <a href="https://oenergetice.cz/komoditni-trhy/cena-emisnich-povolenek-dosahla-sveho-11leteho-maxima-pristich-tydnech-by-mohla-atakovat-hranici-30-eur-t">rostoucí cenou emisních povolenek</a> dochází k výraznému coal-to-gas switchingu. Z plynu bylo vyrobeno 148 TWh elektřiny, historický rekord pro první kvartál.</li>
<li>Cena emisních povolenek se v prvním kvartálu držela v pásmu 18-25 EUR/t.</li>
<li>Import uhlí byl v prvním kvartálu na úrovni 28,8 mil. tun. Při srovnání s rokem 2018 se snížil o 3 % (29,6 mil. tun) a při srovnání s rokem 2017 až o 11 % (32,2 mil. tun).</li>
<li>I přes snížení ceny uhlí (CIF ARA) až o 30 %, která se tak v prvním kvartálu dostala až k hranici 53,24 EUR/t, se objem vyrobené elektřiny z uhlí (černé a hnědé) v celkovém mixu EU postupně snížil až na úroveň 15,8 %. V roce 2018 bylo množství vyrobené elektřiny z uhlí na úrovni 19 %.</li>
<li>Obnovitelné zdroje se v prvním kvartálu podílely na výrobě elektřiny až 31 %, přičemž kvůli suchu je podíl vodních zdrojů i v rámci čtyř posledních let rekordně nízký (10,1 %). Naopak, větrné elektrárny vyprodukovaly oproti minulému roku rekordní množství elektřiny. Celkově se vítr podílel na výrobě elektřiny v EU 16 %.</li>
<li>Cena elektřiny v základním zatížení dosáhla ceny 48,9 EUR/MWh (EU benchmark). V prvním kvartálu se cena oproti Q4 2018 snížila až o 20,7 %, nicméně ve srovnání s Q1 2018 jde o zvýšení o 7,7 %.</li>
<li>Zobchodováno v prvním kvartálu bylo 2 978 TWh elektřiny, což je o 3 % méně v porovnání s Q1 2018. Zajímavostí je i 9% snížení OTC obchodů ve prospěch 14% růstu množství uzavřených kontraktů na burzách.</li>
</ul>