Německo a jeho přechod na trh s elektřinou 2.0

Trend v energetice je ve většině zemí EU jasně daný. Zásadní roli při tvorbě energetických koncepcí jednotlivých zemí hrají plány Evropské unie a to především plány snižovat koncentraci CO2. Státy se sami rozhodují, jakým zdrojům dají přednost k dosažení tohoto cíle. Německo šlo cestou masové instalace obnovitelných, intermitentních zdrojů, které zásadním způsobem ovlivňují chod přenosové soustavy, ale také mají nemalý vliv na doposud relativně spolehlivě fungující trh s elektřinou.

Důvody pro změnu dosavadního modelu trhu s elektřinou

V současné době funguje ve většině zemí EU základní model trhu s elektřinou, kde se elektřina obchoduje v hodinových intervalech. Obchod může proběhnout formou futures kontraktů na několik dní dopředu (nebo i týdnů, měsíců, kvartálů a dokonce i let). Největší množství elektřiny se však obchoduje na spotovém trhu, kde se elektřina obchoduje pro dodávku na následující den. V den dodávky elektřiny mají obchodníci možnost zobchodovat elektřinu ještě na vnitrodenním (intraday) trhu, kde se obchoduje kontinuálně 24 hodin denně, 7 dní v týdnu.

Modely pro predikci výroby obnovitelných zdrojů jsou s postupem času stále více přesné, nicméně dokonalé predikce nejsou možné a proto je potřeba trh s elektřinou těmto zdrojům přizpůsobit. Konkrétně jde o zavádění kratších obchodních intervalů, nežli je obvyklá hodina. V Německu a Rakousku byla k tomuto účelu zavedena čtvrthodinová aukce.

Dalším problémem spojeným s rozsáhlou implementací OZE je, že jejich výroba je dotována a tím pádem obnovitelné zdroje nabízejí na trhu svoji elektřinu za nesrovnatelně nižší cenu než zdroje konvenční, které musejí pokrýt alespoň svoje variabilní náklady na výrobu. Tím dochází ke snižování ceny elektřiny na trhu a k odstavování dražších konvenčních zdrojů, které se již neuplatní. Obavy do budoucna spočívají v tom, že v případě odstavení velké části zdrojů pokrývající základní zatížení, dojde k situacím, kdy výroba z OZE bude na minimu a nepodaří se ani pomocí elektřiny ze zahraničí pokrýt spotřebu.

Zajištění spolehlivé dodávky elektřiny

Cílem energetické unie by mimo jiné měl být společný koncept toho, jak zajistit spolehlivost dodávky elektrické energie. Mezitím jednotlivé státy přicházejí s vlastním řešením, které zatím vždy sleduje pouze svoje vlastní národní zájmy. Typickým příkladem tohoto je zavádění kapacitních mechanismů, které se napříč státy liší. Speciálním druhem kapacitních mechanismů jsou kapacitní trhy, které se snaží kapacitu zajistit tržním způsobem.

Samozřejmě nejdůležitějším faktorem, sledovaným při zavádění jakéhokoli mechanismu, je cena. Zavedení kapacitního mechanismu vždy vlastně znamená opět nějaký druh podpory, který, ať už je mechanismus zajišťování kapacity jakýkoliv, ve výsledku zaplatí konečný odběratel na své faktuře za elektřinu.

Kapacitní trh versus trh s elektřinou 2.0

Princip kapacitního trhu ve stručnosti spočívá ve vytvoření trhu, který funguje vedle samotného trhu s elektřinou a to nezávisle na něm. Na kapacitním trhu se obchoduje s disponibilním výkonem elektrárenských bloků, na rozdíl od trhu s elektřinou se zde tedy neobchoduje v megawatthodinách, nýbrž v megawattech. Pokud elektrárna uspěje na kapacitním trhu, obdrží platbu za svůj disponibilní výkon a vzniká jí do budoucna závazek být připravena k určitému datu k provozu. Tento systém vytváří samozřejmě dodatečnou finanční zátěž na konečné odběratele.

Německo se rozhodlo, že půjde jiným směrem. Podle německého ministerstva hospodářství a energetiky (BMWi) lze bezpečnost dodávky elektřiny zajistit pouhým „upgradem“ stávajícího trhu s elektřinou v kombinaci s uvedením určitých bloků do strategické rezervy. Tento krok Německé ministerstvo v dokumentu „white paper“ zdůvodňuje následujícími body.

1) Trh s elektřinou 2.0 společně se zavedením strategické rezervy zajišťuje spolehlivost dodávky

Jedná-li se o průmyslovou zemi, jakou je Německo, má zajištění spolehlivé dodávky elektřiny jednu z nejvyšších priorit. Spolehlivost dodávky je zajištěna vždy, když se na trhu protne poptávková a nabídková křivka. Pokud je úroveň disponibilního výkonu dostatečná, mají zákazníci vždy možnost zajistit si dodávku elektřiny pouhým poptáváním za vyšší ceny. V současnosti je na Německém a Evropském trhu s elektřinou zhruba 60 GW nadbytečného výkonu (TSOs 2014, ENTSO-E 2014), který by měl pokrýt spotřebu i v budoucnosti.

Jako nástroj pro zajištění dostatečného disponibilního výkonu vidí německé ministerstvo již fungující dlouhodobé futures kontrakty, kde obchodují převážně konvenční zdroje. Vzhledem k nárůstu počtu větrných a solárních elektráren se ve dnech, kdy pro tyto zdroje nebudou vhodné podnebné podmínky, budou na trhu objevovat častější nepokryté zátěžové špičky, vyznačující se vysokou cenou elektřiny.

Tyto špičkové zátěže se objevovaly v ranních a pozdních odpoledních hodinách, tento trend se však přesouvá do brzkých večerních hodin, kdy ustává sluneční záření. Očekává se tedy, že bude přibývat zákazníků, kteří se budou chtít zabezpečit proti těmto cenových špičkám právě pomocí dlouhodobějších kontraktů, ze kterých budou profitovat zdroje základního zatížení.

Špičkovými cenami mohou částečně pokrýt svoje fixní náklady dražší flexibilní zdroje, jako jsou například paroplynové elektrárny. Pro tyto případy se v rámci elektrického trhu 2.0 legislativně zabezpečí, že nebude vládou docházet k zastřešování špičkových cen elektřiny, aby mohl trh reflektovat skutečnou potřebu elektřiny.

Německo, které je umístěné ve středu Evropy a sousedí s devíti různými zeměmi, počítá také s 20 GW dostupné transportní kapacity. Další rozvíjení a zefektivňování přeshraničního obchodu bude tedy pro Německo v následujících letech s nárůstem OZE klíčové.

2) Trh s elektřinou 2.0 je levnější nežli kapacitní trh

V případě zavedení kapacitního trhu se vláda vystavuje především riziku, že se nepodaří odhadnout potřebné množství disponibilního výkonu. V případě centralizovaného kapacitního trhu, který byl zaveden ve Velké Británii se úroveň disponibilního výkonu určí v aukci a to 4 roky dopředu. Toto s sebou nese samozřejmě velkou míru rizika, neboť úroveň spotřeby elektřiny je těžko predikovatelná. Růst ceny elektřiny koreluje s růstem HDP, pokud se tedy vydraží kapacita s očekáváním vyšší spotřeby za čtyři roky a následně dojde k finanční krizi, zaplatí zákazníci za naprosto zbytečný přebytek výkonu. Samotný trh s elektřinou je naproti tomu flexibilnější, neboť cena je dána trhem, která reflektuje skutečnou potřebu elektrické energie.