Na českých krátkodobých trzích bylo loni zobchodováno rekordní množství elektřiny
Rok 2021 byl rekordním z pohledu celkových objemů obchodů na krátkodobých trzích s elektřinou organizovaných společností OTE, a.s. Na denním trhu došlo k meziročnímu růstu o 8,7 % na 24,36 TWh, na vnitrodenním dokonce o 17 % na 5,21 TWh. Vyplývá to z tiskové zprávy OTE.
Celkové zobchodované množství elektřiny na krátkodobých trzích s elektřinou dosáhlo loni 29,58 TWh a meziročně se tak zvýšilo o více než 10 %. Pro srovnání, uvedený objem elektřiny představuje téměř polovinu tuzemské netto spotřeby elektřiny v roce 2021.
„V roce 2021 byly na denním trhu překročeny i maximální zobchodované měsíční množství, a to v měsíci říjnu 2021, kdy bylo zobchodováno 2,47 TWh. Nejvyšší denní zobchodované množství na denním trhu s elektřinou bylo pro den dodávky 16. 11. 2021, a to ve výši 100,5 GWh,“ uvedl OTE v tiskové zprávě.
Operátor trhu dále uvedl, že v loňském roce došlo k výraznému růstu průměrné ceny elektřiny na obou krátkodobých trzích. V případě denního trhu se ve srovnání s rokem 2020 jednalo o meziroční nárůst o 199 % a na vnitrodenním trhu o 185 %.Průměrná roční cena na obou trzích nakonec překročila 100 EUR/MWh - na denním trhu činila 100,7 EUR/MWh a na vnitrodenním trhu 106,1 EUR/MWh.
Aktivita na posledním z krátkodobých trhů provozovaných OTE, kterým je blokový trh, byla minimální, když bylo zobchodováno pouze 0,7 GWh elektřiny.
Porovnání vývoje na denním a vnitrodenním trhu mezi lety 2020 a 2021. Zdroj: OTE
Propojování se zbytkem Evropy
Velký vliv na růst objemů obchodů mělo propojení krátkodobých trhů se zbytkem Evropy. V případě vnitrodenního trhu došlo k propojení v listopadu 2019, integrace denního trhu byla dokončena v polovině roku 2021.
„Jednalo se o velmi významný milník pro český denní trh s elektřinou, kdy na denním trhu došlo k propojení nabídkových zón téměř všech členských států EU a Norska. V roce 2022 se očekává úprava výpočtu kapacit postupem založeném na fyzikálních tocích (metoda Flow-Based). Vnitrodenní trh s elektřinou v ČR byl propojen již v roce 2019. V roce 2022 je očekávána integrace česko-slovenské hranice do evropského vnitrodenního obchodování,“ dodal OTE.
OTE organizuje obchodování na denním, vnitrodenním a blokovém trhu s elektřinou a také na vnitrodenním trhu s plynem. Ke konci loňského roku mělo prostřednictvím OTE přístup na krátkodobé trhy s elektřinou 121 účastníků trhu.
Mohlo by vás zajímat:
Na začátek malá aktualitka z OZE v Číně. Loni tam nově instalovali v soláru 53 GW a ve větru 47,6 GW = dohromady 101 GW. Celkem tam má vítr již 329 GW a solár 306 GW = dohromady 635 GW. Pozoruhodný je loňský nástup Číny v offshore instalacích větrníků, kde za rok přidali 16,9 GW výkonu a mají už 26,4 GW /= první místo na světě/.
A pocet GW v jádru a uhlí nemáte? Aby ta informace byla aspon trochu relevantní.
TO : Milan
V jádru 53 GW a tepelné /uhlí + plyn/ = přibližně 1.100 GW, vodní = 400 GW.
Kdyz vse podelite faktorem 140, tak muzete primo porovnavat s CR. Cinanu je prave 140x vic nez Cechu. Tim padem maji v Cine 2,185 a CR 2,05 GW v solarech. VtE nema cenu porovnavat, nemame more.
TO : De Carbon
Ano, takto to jistě můžete podělit, ale důležitá je dynamika. Čína loni zvedla výkon v GW svých solárů o 20 % a větrníků skoro o 20 %. Výroba z větrníků tam za jeden rok narostla o 30 %.
Po padu Bohemia Energy 14.10. to muselo logicky prijit. BE nekupovala uplne vse na dennim trhu. Pri prechodu na DPI muselo byt dodatecne potrebne mnozstvi kompletne obstarano on demand. Prave proto byl rijen a listopad nejvyssi obrat a pomalu se to zacalo konsolidovat.
Zajimave je, kam se podely dlouhodobe kontrakty ktere BE mel. Asi je zpenezil na dennim trhu a vydelal na tom vic nez za celou dobu sve existence.
Vsichni nadavaji na emisni povolenky. Ale jak je mozne, ze zrovna staty s vysokym podilem jaderne elektriny maji aktualne nejvyssi ceny EE. Francie 300 Eur/MWh, Madarsko 300, CR 225 E. A Nemecko s mizivym podilem jadra 180. Pritom je v DE uhli vyznamejsi dodavatel. A Polsko s naprosto rekordnim podilem uhli pouhych 120Eur/MWh. Tak kde je ten duvod doopravdy?
To co uvádíte jsou ceny na spotovém trhu, na kterém elektřinu jaderné zdroje zpravidla neprodávají, ty tedy cenu elektřiny na spotovém trhu nestanovují. Drahou elektřinu mají státy s drahými závěrnými elektrárnami, což jsou momentálně kvůli ceně plynu nejčastěji elektrárny na zemní plyn. Uhelné elektrárny jsou momentálně výrazně levnější, proto státy s podílem uhlí na výrobě elektřiny mají nižší ceny elektřiny než státy, které uhlí již nemají a cenu tam určuje drahý plyn - to se týká i té Francie. A významnou roli v tom také hraje propojení se sousedními státy. Čím je kapacita přeshraničních profilů vyšší, tím jsou nižší rozdíly mezi cenou elektřiny a naopak.
Např. Polsko tedy má momentálně o dost nižší spotové ceny než Německo, protože spotovou cenu elektřiny tam neurčuje zemní plyn ale většinou uhlí, a ještě k tomu není s Německem dostatečně propojeno na to, aby se tím rozdíl v ceně elektřiny importem/exportem setřel.
A ty emisni povolenky jsou teda irelevantni? Uhli ma vetsi emisni zatez nez plyn a presto je uhli levnejsi. Tady se porad tvrdi, ze OZE a emisni povolenky zdrazily EE. A ted to vypada, ze hlavni podil na cenove rakete nese plyn.
Nejsou irelevantní. Kdyby byly emisní povolenky levnější, zlevnilo by to výrazně elektřinu zejména v Polsku, ale i u nás nebo v Německu, ve výsledku i ve státech které vůbec uhlí nevyužívají protože emisní povolenky kupují i plynové elektrárny, takže když je např. závěrnou elektrárnou plynová se 400 kgCO2/MWh, dělá 32 €/MWh právě cena emisní povolenky (při ceně 80 €/t). Pokud je závěrnou elektrárnou uhelná s 800 kgCO2/MWh, dělá to 64 €/MWh. Plyn má hlavní roli, ale emisní povolenka je hned v závěsu. V Polsku má třeba hlavní roli právě ta emisní povolenka.
Emile, nevíte zda existuje nějaký web , který ukazuje něco jako "kombinovanou" aktuální cenu elektřiny, která by byla tvořena jako průměr dlouhodobého trhu a aktuálního trhu vážený dle množství prodané energie na tom daném trhu?
Řekl bych že neexistuje, bylo by dost obtížné, ne-li nemožné taková data získat. Muselo by jít zčásti o nějaké odhady, protože nemalá část obchodů na dlouhodobém trhu je neveřejná.
Jestli ono to nebude nějak spojené s dostupností zdrojů. Polsko má dostatek zdrojů, že může i vyvážet, ale kapacita je omezena vedením.
Francie když je deficitní (při nedostatku zdrojů), tak nemá odkud dovést - protože v té době je deficitní i Německo. A ten deficit se aktuálně ještě zhoršil zrušením 3GW funkčních JE, takže prostě nejsou zdroje, není vedení, tak cena jde do nebe.
A v Nemecku nestoupa tolik, kolik v okolnich statech. To je teda paradoxon, ktery byste mel vysvetlit.
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se