Velkoobchodní ceny elektřiny dál rostou, cena na příští rok je přes 100 eur/MWh
Velkoobchodní ceny elektřiny dál rostou. Elektřina s dodávkou na následující rok se na pražské energetické burze obchoduje poprvé za cenu vyšší než 100 eur (asi 2530 korun) za megawatthodinu (MWh). Vyplývá to z dat středoevropské energetické burzy Power Exchange Central Europe (PXE). Energetická společnost ČEZ už v úterý s odkazem na data PXE uvedla, že cena činí 94 eur (asi 2400 korun) za MWh a překonala tak dosavadní rekord z 1. července 2008, kdy dosáhla 90 eur za MWh.
Analytici odhadují, že ceny energií pro české domácnosti porostou v následujících měsících nejen u elektřiny a plynu, ale například také u uhlí. U elektřiny a plynu očekávají nejpozději na podzim kvůli vysokým velkoobchodním cenám růst cen u nezafixovaných produktů řádově až o 20 procent, což může znamenat, že lidé si připlatí až tisíce korun.
Analytici se rovněž shodují v tom, že velkoobchodní ceny elektřiny ženou nahoru hlavně rekordní ceny emisních povolenek, které platí uhelné elektrárny či průmyslové podniky za tunu oxidu uhličitého (CO2) vypuštěného do atmosféry. Cena emisních povolenek v EU minulý týden poprvé překročila 60 eur (přes 1500 Kč) za tunu, aktuálně podle dat burzy Intercontinental Exchange (ICE), která ceny sleduje, cena činí kolem 62,5 eura za tunu.
Systém obchodování s povolenkami je hlavním nástrojem EU k omezování emisí skleníkových plynů a byl zprovozněn v roce 2005. Za poslední rok se cena povolenek zhruba zdvojnásobila. Přispěly k tomu ambicióznější cíle pro snižování emisí a rekordní ceny plynu. Hlavní ekonom investiční skupiny Natland Petr Bartoň ČTK na konci srpna řekl, že neexistuje prakticky scénář, podle kterého by elektřina v Evropě v příštích letech zásadně zlevňovala.
„Po tak rychlém a prudkém růstu velkoobchodních cen elektřiny by měla následovat korekce, nikdo ale neví, kdy a na jaké úrovni k ní dojde,“ řekl tento týden ČTK analytik společnosti ENA Jiří Gavor, který působí také jako výkonný ředitel Asociace nezávislých dodavatelů energií (ANDE).
Podle Gavora se vedle povolenek stal hlavním tahounem nárůstu burzovních cen elektřiny drahý zemní plyn.
„Tam je aspoň naděje, že po zprovoznění plynovodu Nord Stream 2 vrhne Gazprom na trh zvýšené objemy dodávek, které stlačí cenu plynu trochu dolů. Bohužel je ale jisté, že konec letošního roku bude ve znamení zdražování pro konečné odběratele všech typů energií,“ dodal Gavor.
Mohlo by vás zajímat:
řídíme se trhem ve všem a vždy, a proč by se mělo zboží zlevňovat? profit 20% z vyšší ceny je více, než z ceny nižší!!!
DPH je zde 21% a tu daň navíc platíte již jednou zdaněními penězi. V tomto ohledu je tedy profit 20% málo. Nevidím důvod proč by měl někdo vydělávat méně než tento zkorumpovaný a neefektivní stát.
Ptal se kdosi lorda Rothschilda jak to že je tak úspěšný. Říká, že je to tím že není hamižný.
Já třeba něco koupím za 1 libru, prodám za 3 a ty 2% zisku mě stačí.
Vyborny napad tie povolenky, naozaj to perfektne premysleli. Nielenze to predrazuje EE a produkty na nej zavisle, ale ti co to zaviedli, si myslia, ze Europa je jedna bublina a emisie z ostatneho sveta sa nas netykaju, to bud povolenky pre cely svet alebo pre nikoho, inak to nema vobec zmysel.
jen pro upřesnění povolenky se na růstu cen EE podílí cca 10%. Zbytek je kvůli vysokým cenám uhlí, zemního plynu, a příliš malému množství FVE a VTE.
A proto jsou nejvyssi v Nemecku. Protoze maji malo FVE a VTE.
Jo, ta současná cca třetina podílu na výrobě je zatím málo.
no tak my máme 0,43t MWh = 25 eur , při ceně 100 eur /MWh tvoří povolenka 25% ceny el. energie a další 23 eur je cena za podporu OZE, dále nás čeká 40% nárůst ceny distribuce díky jejich integraci.
To máte špatně. OZE teď cenu elektřiny snižují. Jejich povinná výkupní cena je teď nižší než cena na burze a to i s přirážkou a všemi daněmi. Problém je ten, že se zde takové OZE díky legislativě a distributorům moc nestaví, tak jako třeba v zahraničí např. Polsko. Tady se stále ještě sní o jaderném tunelu a nesmyslu o tom že s ním budou moci regulovat soustavu a vykrýt několik hodin v roce kdy bude jinak levnějším OZE chybět výkon.
Když si odčerníte některé dokumenty ve kterých ani ČEPS neumí začernit obchodní tajemství, tak se dozvíte toto:
"V současné době nakupuje ČEPS regulační zálohu v celkovém souhrnném objemu cca 1645 MW (jedná se o součet kladné i záporné regulační zálohy). Regulační zálohu tvoří tyto služby výkonové rovnováhy (dále jen „SVR“) aFRR+, aFRR-, mFRR15+, mFRR15- a mFRR5. Služba výkonové rovnováhy FCR (automatická regulace frekvence) regulační
zálohu netvoří, jelikož aktivací FCR nevzniká regulační energie. Služba FCR není předmětem žádosti o výjimku dle odst. 9 čl. 6. Nařízení. Hodnota 1645 MW je dána zejména
povinností ČEPS pokrýt největší potenciální incident, ke kterému může v elektrizační soustavě ČR dojít. Tímto incidentem je výpadek bloku jaderné elektrárny Temelín s
výkonem cca 1080 MW."
"Pro rok 2022 nemá ČEPS zajištěn žádnou regulační zálohu."
Takže Temelín je aktuálně ten, kdo určuje cenu systémových služeb které musí zákaznici platit.
Tím že nebyla v legislativě definována akumulace energie a dovoleny její služby síti s komerčním licencovaným provozem, tak ČEPSu dochází ke stále většímu neporytí poptávky na denním trhu s regulačními službami (které vyžaduje Temelín) a to zvažuje cenu.
Ve své žádosti o výjimku dokonce píší:
"V budoucnu proto nelze vyloučit, že by ČEPS v určitých mimořádných situacích musela vynucovat provoz z důvodu zajištění provozní bezpečnosti s jen těžko vyčíslitelnými náklady a dopadem na ceny pro koncového zákazníky."
"V druhém čtvrtletí roku je patrné, že ČEPS ve více než dvaceti dnech nakupuje objem SVR převyšující 90 % objemu nabízeného poskytovateli. K obdobné situaci došlo i v září tedy v období před začátkem teplárenské sezóny."
"Pro ČEPS je velice důležitá likvidita čili dostupný objem služeb na trhu s regulační zálohou – čím méně je nabízeno, tím výrazněji rostou ceny za zálohu. V některých okamžicích ovšem dochází k daleko nebezpečnějšímu jevu, kdy ČEPS není schopna pokrýt
veškerou svou poptávku po SVR. Vzhledem k tomu, že v letních měsících jsou odstavována energetických zařízení vlivem údržby, není tedy technicky možné je využít pro nabízení a poskytování SVR. Zmiňovaná část roku však nemusí být jediným rizikovým obdobím. Z dat za první čtvrtletí a září roku 2020 je patrné, že vlivem pandemie a nízkých cen silové elektřiny, doprovázených vysokými cenami povolenek, došlo dokonce k většímu nepokrytí poptávky. Je proto pravděpodobné, že ČEPS bude opakovaně čelit stejné situaci i v letech následujících častěji než pouze v letním období."
Cena mFRR15- DK mFRR15- DT narostla o 380,91%.
"Neudělení výjimky na nákup 10 200 000 MW*h v dlouhodobých výběrových řízeních představuje potenciální vynaložení dodatečných nákladů na nákup regulační zálohy na denním trhu, což se promítne do ceny elektřiny pro koncového zákazníka."
Takže ČEPSu docházejí dodavatelé systémových služeb a tak žádá o tržní výjimky a přitom tu naši "odborníci" vyřadili z trhu akumulaci a všemi způsoby tlačí na realizaci jaderného tunelu který náklady na systémové služby ještě zvýší a více tak ohrozí bezpečnost energetické soustavy. Nikdo zde do regulačních elektráren nechce investovat po zkušenostech s retroaktivními zásahy státu a protože (jen montáž elektroměru distributorem se může protáhnout i na dva roky) a čeká se jen na to, co bude s tím jaderným tunelem. Alespoň že domkaři nečekají a dávají panely kde mohou.
Cenu na velkoobchodním trhu "silové" elektřiny, což je to, co se v posledních měsících utrhlo, tvoří marginální (dříve se říkalo závěrná) elektrárna. Tou je v současnosti černouhelný nebo plynový zdroj. U nich stouply proměnné náklady vlivem povolenek, ty se tam promítají zcela bezprostředně.
V kladné části placených služeb výkonové regulace se z OZE může uplatnit voda, pokud má k dispozici nádrž, a trochu i biomasa. VTE a FVE zvýšit výkon na povel při standardním provozu nemohou, předpoklad, že zvýšení jejich Pinst by se na ceně služeb projevilo pozitivně, je proto iluzorní.
ad Ivan) Chápejte to jako idiotský důsledek současného systému. Ten totiž předpokládá, že regulace jsou schopny jen tepelné/vodní elektrárny, celý systém se jim udělá na míru, FVE a VtE nemají naději, že by se mohly na tomhle trhu podílet, tak se podle toho chovají.
Přitom není problém, aby si třeba FVE držely výkonovou rezervu, aby uměly navýšit výkon, když by to bylo potřeba. Četl jsem o tom, že tohle už dělají na Havaji, stačil na to update firmware měničů. Cokoliv existuje, je možné. Jen by se musel změnit systém odměňování za službu, aby se ekonomické soutěže mohlo účastnit více konkurentů.
Škoda že nelze odmítnout pevný výkup vyplácený OZE za zdeformovaný trh. Cena na trhu je teď vyšší než "podpora" některých OZE. Ovšem z čeho by potom provozovatelé zaplatili státu výpalné v podobě například solární daňě.
V etiopii postavili energetiku na slunci a větru a mají blackout dle počasí. Blížíme se africe.
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