Poté, co letos na jaře ceny elektrické energie napříč trhy výrazně klesly s ohledem na propad spotřeby způsobený pandemií onemocnění COVID-19, se evropské trhy dočkaly i opačného extrému. Vlivem několika faktorů vystoupaly ceny na denních trzích pro několik hodin tohoto úterý do trojciferných hodnot, přičemž na vnitrodenních se pohybovaly i v řádu tisíců eur za MWh.
Navzdory stále trvající koronavirové pandemii se poptávka po elektřině v Evropě již částečně zotavila, jelikož vlády s ohledem na ekonomický dopad zatím neplánují zavádět rozsáhlá omezení. Aktuálně nad velkou částí Evropy panuje příjemné počasí v podobě babího léta, avšak zejména v jižní částech kontinentu vysoké teploty vedou ke zvýšené poptávce na provoz klimatizací.
Se zkracujícími se dny ve večerních hodinách rovněž rychle klesá výroba elektřiny ve fotovoltaických elektrárnách, která tak musí nahrazena jinými zdroji. Se začátkem podzimu se sice zvyšuje výroba větrných elektráren, mohou však nastat období rozsáhlého bezvětří, jako se tomu stalo právě v úterý.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1600281096.json“}
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1600281241.json“}
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1600281300.json“}
<h2>Souhra faktorů</h2>
Očekávaná vyšší poptávka, předpověď nízké výroby větrných elektráren napříč celou Evropou a nižší dostupnost konvenčních zdrojů, včetně jaderných elektráren ve Francii, vzhledem k plánovaným i neplánovaným odstávkám tak měly za následek prudký růst cen elektrické energie.
Na řadě evropských trhů, které jsou v rámci market couplingu navzájem propojeny v závislosti na dostupné přenosové kapacitě, se tak cena elektřiny na denním trhu v pondělní aukci přiblížila ve večerních hodinách 200 EUR/MWh. Pro úterní 20. hodinu se cena na bezmála všech propojených trzích od Francie až po Finsko vyšplhala na vůbec nejvyšší hodnotu dne 189,25 EUR/MWh. V poslední době se přitom spotové ceny v Německu, které je největším a zdaleka nejlikvidnějším evropským trhem s elektřinou, pohybovaly na úrovni 40 EUR/MWh.
<h2>Když tři cifry nestačí</h2>
Ačkoliv již na denním trhu, na kterém se obchoduje den před dodávkou, ceny vystoupaly relativně vysoko, další růst přišel v úterý na vnitrodenním trhu. Jelikož výkon dodávaný větrnými elektrárnami byl ještě o něco nižší, než kolik ukazovaly ranní předpovědi z pondělí, a zároveň podle analytiků došlo k několika neplánovaným odstávkám plynových elektráren, přesáhly ceny na vnitrodenním trhu v řadě zemí i 1000 EUR/MWh.
Nejvyšší vnitrodenní cena byla zaznamenána v Německu pro obchodní čtvrthodinu mezi 18:45 a 19:00, a to 3999,99 EUR/MWh. Jedná se tak o vůbec nejvyšší cenu od loňského července. Německo v dané hodině importovalo průměrně 4,5 GW výkonu z okolních zemí, v následující hodině čistý import dále vzrostl na průměrných 7 GW, čímž předčil i dovoz do Francie na úrovni 5,5 GW.

Trh s elektřinou

Úterní bezvětří přispělo k růstu ceny elektřiny v Německu na stonásobek běžných hodnot

Ministerstva odpovědná za energetický sektor Estonska, Litvy a Lotyšska <a href="https://www.world-nuclear-news.org/Articles/Baltic-States-agree-to-block-nuclear-power-from-Be">dosáhla dohody o ukončení obchodování s elektřinou s Běloruskem</a> po spuštění Běloruské jaderné elektrárny a zavádí systém certifikátů, které dokládají původ elektřiny.
Státy rovněž zavádí jednotný tarif za využití přenosové infrastruktury, který zavedou, jakmile budou na konci prvního čtvrtletí příštího roku v Litvě a Lotyšsku přijaty požadované právní akty. Estonské zákony již nyní umožňují tarif zavést.
<figure id="attachment_83079" class="wp-caption alignnone" style="width: 730px;"><img class="size-full wp-image-83079" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Ostrovets-units-1-and-2-March-2020-ASE.jpeg" sizes="(max-width: 730px) 100vw, 730px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Ostrovets-units-1-and-2-March-2020-ASE.jpeg 730w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Ostrovets-units-1-and-2-March-2020-ASE-512x288.jpeg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Ostrovets-units-1-and-2-March-2020-ASE-725x407.jpeg 725w" alt="" width="730" height="410" /><figcaption class="wp-caption-text">Výstavba JE Ostrovets (březen 2020); Zdroj: ASE</figcaption></figure>
<h2>Omezení obchodu v Rusko-Lotyšském směru</h2>
Estonský ministr hospodářství a infrastruktury, Taavi Aas, sdělil, že dohoda zlepší tržní pozici a perspektivu výrobců elektřiny z těchto tří pobaltských států.
Podle vyjádření ministra, dojde k omezení obchodu s elektřinou v Rusko-Lotyšském směru a chybějící elektřina bude kryta využitím „zbylých“ kapacit vnitřního trhu pobaltských států. Obchodování mezi ruským Kaliningradem a Lotyšskem bude pokračovat ve stávajících objemech.
<h2>Dohoda s platností minimálně do roku 2025</h2>
Očekává se, že dohoda sníží objem obchodování s elektřinou mezi pobaltskými státy a třetími stranami na polovinu.
Nová „trilaterální metodologie“ pro výpočet obchodních kapacit bude zaslána regulátorům energetického trhu v nejbližší době. Metodika bude následně k dispozici i ostatním účastníkům pobaltského trhu s elektřinou. Nová dohoda zůstane v platnosti až do synchronizace pobaltských energetických soustav koncem roku 2025.
<img class="size-full wp-image-12557" style="font-weight: bold; color: #666666; font-size: 0.8125rem; font-style: italic;" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2.jpg" sizes="(max-width: 600px) 100vw, 600px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2.jpg 600w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2-120x77.jpg 120w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2015/11/AES-2006-VVER-1200-2-512x326.jpg 512w" alt="" width="600" height="382" />Projekt VVER-1200 (AES-2006); Zdroj: Rosatom
<h2>Dva nové běloruské reaktory VVER-1200</h2>
Oddělení jaderné a radiační bezpečnosti běloruského ministerstva pro mimořádné události (Gosatomnadzor) vydalo minulý měsíc povolení k zavezení čerstvého paliva do aktivní zóny reaktoru prvního bloku budované Jaderné elektrárny Ostrovets (Astravec) v Hrodenské oblasti.
Elektrárna bude po dokončení výstavby disponovat dvěma reaktorovými bloky designu VVER-1200. První blok má být spuštěn letos, druhý blok v průběhu příštího roku. ASE, inženýrská divize ruské státní společnosti Rosatom je generálním konstruktérem a hlavním dodavatelem projektu první běloruské jaderné elektrárny.

Energetika v zahraničí

Baltské státy se dohodly na bojkotu jaderné energie z Běloruska

Nizozemsko bude pravděpodobně i v dalších měsících letošního roku nadále exportovat velké množství elektrické energie, a to vzhledem k vysoké marži plynových elektráren a velkému nárůstu instalovaného výkonu v offshore větrných elektrárnách.
Během července dosáhl nizozemský export elektřiny dle dat Entso-E a <a href="https://www.montelnews.com/en/story/dutch-power-exports-surge-on-renewables-spark-spreads/1140114?fbclid=IwAR2F_yY_XUooq8d-2rYLMKGTIPa2rO9RPdVgxak-oYUNIw3FQSHMI9RdGn8">energetického portálu Montel</a> na 2,1 TWh. Exportní trend pokračuje také v srpnu, kdy zatím Nizozemsko, ve srovnání se stejným časovým obdobím v červenci, exportovalo o 50 % více elektřiny.
<h2>Clean spark spread</h2>
Přibližně 56 % nizozemské produkce elektrické energie pocházelo v červenci z elektráren spalujících zemní plyn. Jedním z hlavních důvodů zvýšeného využívání paroplynových elektráren byl výrazný pokles cen zemního plynu v letošním roce, který napomohl, aby se hrubá marže paroplynových elektráren (clean spark spread) dostala znatelně výše než marže uhelných elektráren (clean dark spread).
V úterý se pohyboval nizozemský clean spark spread na příští měsíc okolo 11,69 EUR/MWh, zatímco marže uhelných elektráren okolo -0,41 EUR/MWh.
<blockquote>“Nizozemsko bude exportovat tak dlouho, dokud zůstanou mezní náklady na plyn pod mezními náklady na uhlí. Je to zajímavá doba,” nechal se slyšet obchodník s elektřinou na tamním trhu.</blockquote>
Dodal také, že dostupnost paroplynových elektráren byla výborná, jelikož mnohé elektrárny odložily vzhledem k aktuálním podmínkám na trhu své plánované odstávky.
Také další tradingové ukazatelé naznačují, že nizozemský export by měl pokračovat i v dalších měsících. Ceny na nizozemské burze s elektřinou se pohybují pod cenami na německém trhu, kam směřuje největší část exportu. V úterý se například obchodoval nejbližší roční kontrakt na nizozemském trhu za 39,50 EUR/MWh, zatímco na německém trhu to bylo 40,10 EUR/MWh.
<blockquote>„Nizozemská cenová křivka pod tou německou z dlouhodobého hlediska znamená, že Nizozemsko bude v exportní pozici,“ dodal trader.</blockquote>
<h2>Investice do řízení soustavy</h2>
Provozovatel přenosové soustavy Tennet v reakci na předpokládané zvýšené toky elektrické energie na hranici mezi Německem a Nizozemskem uvedl, že bude zapotřebí zdvojnásobit roční investice na 4-5 miliard EUR, aby byl schopen lepe řídit přenos energie.
<h2>Offshore větrné parky</h2>
Během letošního roku dojde také k výraznému nárůstu instalovaného výkonu Nizozemska v offshore větrných elektrárnách. Dva velké offshore větrné parky, o celkovém výkonu 752 MW a 731,5 MW, by měly být na konci roku připojeny k síti, čímž se více než zdvojnásobí aktuální výkon v offshore větru, který aktuálně činí cca 1 GW.
Úvodní fotografie: Paroplynová elektrárna Magnum v Nizozemsku. Autor: OLE JØRGEN BRATLAND / STATOIL

Nizozemský export elektrické energie prudce stoupl vzhledem k ziskovosti plynových elektráren

EDF uvedla, že koronavirová krize má na společnost, <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/073020-edf-sees-eur1-billion-impact-from-coronavirus-offset-by-higher-prices">dle jejího vlastního odhadu</a>, dopad rovnající se jedné miliardě EUR. Důvodem je zejména pokles výroby jaderných elektráren spojený s nižší poptávkou po elektrické energii zapříčiněné z velké části COVID-19.
Na druhou stranu, dle prohlášení společnosti, EDF profitovala z vyšších cen elektřiny ve Spojeném království a Francii, stejně jako z lepších hydrologických podmínek. Pro rok 2020 predikuje svou hodnotu EBITDA v rozmezí mezi 15,2 až 15,7 miliardami EUR.
<h2>Vývoj odhadované výroby jaderné flotily</h2>
V důsledku nadměrného sucha, které bylo v průběhu letošního jara k vidění napříč Evropou, se již mluvilo o možných dopadech na provoz uhelných a jaderných elektráren, jako tomu bylo například v roce 2018. <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/sucho-muze-letos-opet-ovlivnit-vyrobu-evropskych-uhelnych-jadernych-elektraren">Mezi nejvíce ohrožené země v důsledku sucha patřily zejména</a> Německo, Maďarsko a Francie. Poté se ovšem hydrologické podmínky zlepšily.
Predikci výroby pro rok 2020 tak nejvíce ovlivnil COVID-19. V polovině února <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/francouzska-edf-kvuli-epidemii-koronaviru-snizi-letosni-vyhled-vyroby-jadernych-elektraren">snížila EDF</a> výhled výroby své jaderné flotily pro letošní rok o 20-30 TWh na celkových 375-390 TWh. Výhled<a href="https://oenergetice.cz/jaderne-elektrarny/edf-snizila-kvuli-koronavirove-krizi-odhad-letosni-vyroby-elektriny-jadra-20"> byl v dubnu dále snížen na 300 TWh</a>. Důvodem byla delší než původně očekávaná doba údržby, ke které přispěly právě opatření proti COVID-19 omezující volný pohyb. Na začátku července EDF <a href="https://oenergetice.cz/jaderne-elektrarny/edf-zvysila-letosni-odhad-vyroby-francouzskych-jadernych-elektraren-puvodne-snizeny-kvuli-koronaviru-25-twh/">opět upravila</a> svůj odhad výroby, a to na aktuálních 315 až 325 TWh.
Forwardové ceny ve Francii reagovaly na prohlášení společnosti EDF, které zahrnovalo také výhled produkce pro rok 2021 a 2022, a od poloviny dubna byl k vidění prudký nárůst forwardových cen. V únoru byla cena nejbližšího baseload ročního kontraktu pod 42 EUR/MWh, na konci května pak 47 EUR/MWh.
<h2>Výroba v prvním pololetí</h2>
Produkce francouzské jaderné flotily se v prvních šesti měsících letošního roku propadla o 14,6 % na 174 TWh. Z meziročního poklesu ve výrobě elektrické energie o 29 TWh bylo přibližně 13 TWh připsáno na vrub COVID-19 a souvisejícím opatřením. Odhadovaný dopad na hodnotu EBITDA je 253 miliónů EUR.
<h2>ARENH</h2>
EDF je mimo jiné v diskuzi s francouzskou vládou o reformě mechanismu ARENH, který byl zaveden v roce 2011 pro usnadnění liberalizace trhu a týká se právě jaderné flotily EDF. Pod ARENH mohou tamní konkurenční firmy nakoupit až 100 TWh elektrické energie ročně celkem za regulovanou cenu (v současné době 42 EUR/MWh). Pro první pololetí letošního roku takto EDF dodalo 61 TWh.
Proti takto regulované dodávce se ovšem v letošním roce <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/060320-frances-edf-terminates-arenh-power-contracts-with-total-gazel-alpiq">soudně ohradily</a> společnosti Alpiq, Gazel a Total Direct Energie. Odvolávaly se na „force majeure“, neboli vyšší moc, čímž jsou myšleny dopady COVID-19. Zasmluvnění jejich kontraktů totiž proběhlo v listopadu loňského roku a vzhledem k strmému propadu v poptávce po elektrické energii, jakožto i ceny, kdy cena elektřiny klesla pod ARENH regulovanou cenu (spotové ceny elektřiny <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/060320-frances-edf-terminates-arenh-power-contracts-with-total-gazel-alpiq">spadly</a> v dubnu a květnu ve Francii pod 20 EUR/MWh,  pokles v poptávce byl meziročně o 15 %), se společnosti snažily smluvené množství zredukovat. Pařížský soud rozhodl ve prospěch zmíněných společností, EDF se ovšem proti rozhodnutí odvolala.
<img class="alignnone size-medium wp-image-86317" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-512x307.png" sizes="(max-width: 512px) 100vw, 512px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-512x307.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-235x141.png 235w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-725x435.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-300x180.png 300w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH.png 758w" alt="" width="512" height="307" />

Jaderné elektrárny

Francouzská EDF očekává dopad COVID-19 na společnost v hodnotě 1 mld. EUR

Slovensko pokračuje v procesu připojení se k projektu jednotného propojení vnitrodenního trhu (SIDC), a to prostřednictvím nového lokálního implementačního projektu, na kterém pracuje společně s Českou republikou, Polskem a Maďarskem. Česká republika se do projektu SIDC zapojila loni v listopadu společně s Polskem, Maďarskem, Rumunskem, Slovinskem, Bulharskem a Chorvatskem. Všechny uvedené země následně zaznamenaly rekordní zobchodovaná množství.
V projektu nazvaném Single Intraday Coupling (SIDC) je od listopadu zapojeno již 21 evropských států. Kromě České republiky se loni v listopadu 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).
<a href="https://www.okte.sk/sk/informacie/oznamy/2020/07/09/zavedenie-priebezneho-vnutrodenneho-obchodovania-na-hraniciach-sk-cz-sk-pl-a-sk-hu/" target="_blank" rel="noopener">Slovensko minulý týden oznámilo</a> záměr zavedení průběžného vnitrodenního obchodování na hranicích s Českou republikou, Polskem a Maďarskem prostřednictvím lokálního implementačního projektu, který 7. července schválil řídící výbor projektu SIDC. Datum uvedení do provozu má být sděleno po finalizaci harmonogramu projektu.
<blockquote>„Celoevropské propojení vnitrodenních trhů je klíčovým prvkem pro dokončení jednotného evropského trhu s elektřinou. S rostoucím podílem obnovitelných zrdojů elektřiny v evropském energetickém mixu je propojení vnitrodenních trhů přeshraničním obchodem stále důležitějším nástrojem pro kontinuální udržování rovnováhy na trzích s elektřinou. Účelem iniciativy SIDC tak je zvýšit celkovou efektivitu vnitrodenního obchodování a zlepšit tak podmínky pro všechny účastníky trh,“ <a href="https://www.ote-cr.cz/cs/o-spolecnosti/zpravy_ote/2020_07_09_novy-lokalni-imp-projekt-v-ramci-sidc.pdf" target="_blank" rel="noopener">stojí v tiskové zprávě k zahájení projektu</a>.</blockquote>
V případě výše uvedených zemí, které se k projektu připojily loni v listopadu, <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/ote-hlasi-prudky-narust-zobchodovanych-objemu-elektriny-vnitrodennim-trhu-diky-propojeni-evropou" target="_blank" rel="noopener">došlo k prudkému nárůstu zobchodovaného množství elektřiny na vnitrodenním trhu</a>. V případě České republiky došlo v prvních třech měsících přeshraničního obchodování (prosinec 2019, leden a únor 2020) k osminásobnému nárůstu průměrných měsíčních objemů na zhruba 400 GWh. V případě Maďarska došlo k navýšení průměrných měsíčních objemů na 75 600 MWh, což je téměř desetinásobek ve srovnání se stejným obdobím o rok dříve. Slovinsko oznámilo šestinásobný nárůst průměrných měsíčních objemů, Chorvatsko čtyřnásobný nárůst a Rumunsko dvojnásobný nárůst. K nejvyššímu nárůstu došlo v případě Polska, a to z 3 000 MWh na 95 000 MWh.
Řešení SIDC je založeno na společném IT systému s jednou sdílenou knihou objednávek (Shared OrderBook, SOB), modulem pro správu kapacity (Capacity Management Module, CMM) a modulem pro přepravu (Shipping Module, SM). Tento systém umožňuje, aby objednávky zadané účastníky trhu v jedné nabídkové zóně byly párovány s objednávkami, které účastníci trhu zadali v jakékoli jiné propojené nabídkové zóně, pokud je k dispozici přenosová kapacita.
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.

Slovensko se po vzoru ČR připojuje k jednotnému evropskému vnitrodennímu trhu s elektřinou

K napsání tohoto textu mě inspiroval <a href="https://oenergetice.cz/nazory/muze-byt-shoda-energeticke-koncepci-cesku/">článek mého kolegy, vědce Vladimíra Wagnera</a>. Chápu to z jeho strany jako první krok k hledání celospolečenské shody na tomto významném společensko-technicko-ekonomickém problému a děkuji mu za něj. Zároveň cítím potřebu přispět k tomuto tématu svou troškou.
Stále se držím názorů, které jsem na tomto webu <a href="https://oenergetice.cz/nazory/koncepcni-koncepce/">prezentoval už před několika lety</a>.  Ať se to inženýrům-energetikům líbí nebo ne, (elektro)energetika je v první řadě podnikatelská činnost a platí po ni stejné ekonomické zákonitosti jako pro jakékoliv jiné oblasti ekonomiky. Při jakýchkoliv úvahách o tom, jak by měla energetika vypadat a kam by měla směřovat se tyto zákonitosti musí respektovat a vhodným způsobem využívat. Jinak je to buď bezpředmětné duševní cvičení, hra na to jak by si autor/autoři přáli, aby vypadala budoucnost, nebo nebezpečné uvažovaní, které povede jen k průšvihům.
Myslím, že není sporu v tom, jaká je naše představa o budoucnosti (elektro)energetiky.  Všichni by si přáli, aby byla čistá, levná, spolehlivá a robustní. Jak toho ovšem dosáhnout z pozice státu a regulátora? Začal bych tím nejjednodušším – levnou energií.
Levné zboží lze v prostředí tržního kapitalismu dosáhnout vcelku snadno, jsou na to po staletí známé postupy. Už v 18. století je dobře znal Adam Smith, otec moderní ekonomie. Je potřeba maximálním způsobem otevřít trh co největšímu množství účastníků, včetně zahraničních, zajišťovat maximálně férové podmínky fungování trhu. Případné „přirozené“ monopoly tvrdě regulovat a jejich podíl na trhu minimalizovat. Za těchto podmínek si trh poradí lépe než všichni centrální plánovači světa dohromady.  Pokud má stát nějaký aspekt energetiky podporovat, musí to být otevřené, férové a technologicky neutrální.
Čistá energie taky není problém. Trh je, vulgárně matematicky řečeno, jedna velká optimalizační funkce. Tržní regulace dokáže zásadním způsobem ovlivnit „funkci“, které trh hledá minimum, resp. maximum. Stačí „jen“ zpoplatňovat negativní externality a platit za pozitivní externality energetiky a ono se to vyřeší samo, překvapivě rychle.
Jak zajistit spolehlivost a robustnost systému? V podstatě úplně stačí vystoupit z představy, že energetika je něco extra a podívat se jak se to řeší v jiných oblastech, které jsou pro fungování společnosti neméně důležité. Jak je to třeba s potravinami? Je to v celku jednoduché a bylo to vidět letos v březnu, když se začalo panikařit okolo COVID-19. Vláda dala jasně najevo, že občané se nemají čeho bát, potraviny v obchodech podle zpráv od prodejců budou a pokud by nebyly stát má naskladněné zásoby a může (když je zle) podle zákona převzít kontrolu i nad zbožím ve skladech obchodníků. Proč by to nemohlo být v energetice stejně? Proč by možné potíže v zásobováním elektřinou nemohla řešit (díky Carlosi) Správa státních hmotných rezerv?
<h2>Čemu se do budoucna vyhnout a co správně dělat?</h2>
<ul>
<li>Česko je země, která je naplno zapojená v globálním obchodě. Obrat českého mezinárodního obchodu je přibližně 8 000 miliard Kč za rok. Fakt si někdo myslí, že má smysl hrát si tu na nějakou samostatnost, nezávislost a fangličkaření?</li>
<li>Centrální plánování je podle klasiků moderní ekonomie věc nemožná. Teoreticky vede sice k lepším výsledkům než volný trh, prakticky ovšem není možné postihnout všechny potřebné údaje,  interakce a technický vývoj. Proto nemá smysl se o centrální plánování ani pokoušet. Ne nadarmo se teď dostávají v matematice a technice stále více do módy postupy založené na strojovém učení, genetických algoritmech a multiagentních systémech. Je to replikace přírody a trhu, kde se podobné „neřešitelené“ optimalizační problémy celkem uspokojivě řeší.</li>
<li>Neměly by se preferovat jakékoliv typy nebo skupiny zdrojů.</li>
<li>Celá koncepce budoucího vývoje by měla být zaměřená na zavedení procesů, které budou stimulovat směřování k žádaným výsledkům (energetické trilema), jakékoliv úvahy o tom jestli bude budoucí energetika centralizovaná nebo decentralizovaná, jestli v ní budou hrát prim takové nebo makové zdroje, je irelevantní. To ať si vyřeší kapitalisté během konkurenčního boje. ná</li>
</ul>
Všimněte si prosím, že tohle je jediná věta v celém článku, kde se vyskytují pojmy jaderná elektrárna, fotovoltaická elektrárna, větrná elektrárna, vodní elektrárna, uhelná elektrárna, plynová elektrárna. Je to proto, protože shoda může být založena jen na základě diskuse o obecných principech jak by měl vývoj v energetice do budoucna probíhat. Bytí v tom či jiném fanclubu nějakých zdrojů  a jejich protlačování není k ničemu.

Názory

Může být shoda na energetické koncepci v Česku? Může

Nízké ceny plynu na velkoobchodních trzích na letní měsíce mají zajistit v Německu významný přechod ve spotřebě paliva pro výrobu elektřiny, a to směrem od spalování uhlí k zemnímu plynu. Ceny zemního plynu jsou natolik příznivé, že by plynové elektrárny mohly vytlačovat i hnědouhelné elektrárny.
Současná krize na komoditních trzích spojená se světovou pandemií onemocnění COVID-19 ve střední a západní Evropě podstatně urychluje přechod k zemnímu plynu jako překlenovacímu palivu v energetice. Podle propočtů agentury BNEF spadající pod Bloomberg se mají toto léto náklady výrobců elektřiny z plynu dostat dokonce i pod výrobce z hnědého uhlí.
To je relativně nevídaná situace – dlouho totiž platilo, že hnědouhelné elektrárny patří k nejlevnějším zdrojům, a to zejména díky tomu, že hnědé uhlí se nenakupuje na velkoobchodních trzích, ale zpravidla těží přímo u elektrárny nebo v blízkém okolí. Díky tomu jsou hnědouhelné elektrárny, na rozdíl od jiných druhů elektráren, imunní vůči výkyvům velkoobchodních cen paliva. V posledních letech ovšem zisky provozovatelů hnědouhelných elektráren stále více snižují náklady na emisní povolenky.
Aktuálně to ovšem výhodou není, jelikož ceny komodit padají – cena zemního plynu se propadla na jednom z hlavních evropských obchodních bodů TTF až k  2,35 EUR/MWh na spotovém trhu a 3,8 EUR/MWh na kontraktu na příští měsíc. Nejsou přitom výjimkou spekulace, že se ceny mohou <a href="https://oenergetice.cz/plyn/dockame-se-zapornych-cen-take-u-plynu-evropske-ceny-klesaji-rekordne-nizke-urovne">propadnout až do záporných hodnot</a>. Přinejmenším stav zásobníků v Evropě, které jsou zaplněné z cca 71 %, takovému vývoji může nahrávat (takto plné zásobníky bývají obvykle cca v srpnu daného roku).
<figure id="attachment_84300" class="wp-caption alignleft" style="width: 699px;"><img class="size-full wp-image-84300" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/coal-to-gas-switching.jpg" sizes="(max-width: 699px) 100vw, 699px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/coal-to-gas-switching.jpg 699w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/coal-to-gas-switching-512x330.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/05/coal-to-gas-switching-120x77.jpg 120w" alt="Úrovně přechodu od uhlí k zemnímu plynu dle cen komodit." width="699" height="450" /><figcaption class="wp-caption-text">Úrovně přechodu od uhlí k zemnímu plynu dle cen komodit.</figcaption></figure>
Podle BNEF dokonce může dojít k tomu, že řada černouhelných a hnědouhelných elektráren může mít velice nízké nebo dokonce i žádné využití instalovaného výkonu. Přitom již v průběhu tohoto května tyto elektrárny vykazovaly téměř poloviční výrobu ve srovnání s květnem loňského roku.
<h2>Uniper již obnovuje výrobu v 1,4GW elektrárně Irsching</h2>
Reálnou známkou toho, že se paroplynové elektrárny budou vracet na trh, je nedávné rozhodnutí německé společnosti Uniper, která se rozhodla obnovit výrobu v elektrárně Irsching od 1. října letošního roku. Provozovatel elektrárny se tak rozhodl zřejmě proto, že se mu podařilo zajistit pomocí termínovaných kontraktů nákup zemního plynu a prodej elektřiny se ziskem, a tak si zajistil od října profit z provozu.
Vysoce moderní elektrárna Irsching je sice v provozu od roku 2010 (druhý blok od 2011), ale většinu doby nebyla vůbec provozována. Dříve se sice mluvilo o jejím kompletním<a href="https://oenergetice.cz/elektrarny-evropa/plynove-elektrarny-irsching-4-a-5-maji-byt-uzavreny"> uzavření</a>, následně ale byly oba bloky povolány, aby zajišťovaly stabilitu sítě na jihu Německa. Za tuto službu jsou elektrárny v Německu <a href="https://af.reuters.com/article/energyOilNews/idAFFWN2D90WQ">finančně podporovány</a>.

V létě mohou paroplynové elektrárny vytlačit z trhu i hnědé uhlí, Uniper již reaguje

Dlouhodobý výhled cen elektřiny na trzích je nejistý, což vývoj v minulosti několikrát ukázal. Shodli se na tom analytici, které dnes oslovila ČTK. Předpokládaným růstem velkoobchodních cen vláda spolu s možným nedostatkem elektřiny v Evropě odůvodňuje investici do nového jaderného bloku v Dukovanech. Server Seznam Zprávy dnes <a target="_blank" href="https://www.seznamzpravy.cz/clanek/vlada-sazi-na-prudky-rust-ceny-elektriny-podrazit-ma-az-trojnasobne-107799">uvedl</a>, že podle analýz, jimiž disponuje stálý výbor pro výstavbu jaderných zdrojů, stoupne do doby dostavby nové elektrárny kolem roku 2036 cena elektřiny až trojnásobně.
Na velkoobchodních trzích nakupují elektřinu dodavatelé, kteří pak určují zhruba polovinu ceny pro spotřebitele. Zbylou polovinu výsledné ceny tvoří takzvaná regulovaná složka, kterou každoročně určuje Energetický regulační úřad. V regulované části ceny jsou zahrnuty především poplatek za přenos a distribuci, ale také příspěvek na obnovitelné zdroje energie.
Ministr průmyslu a dopravy Karel Havlíček (za ANO) dnes uvedl, že předpokládá, že velkoobchodní cena elektřiny poroste a lidé na stavbě Dukovan vydělají. V opačném případě bude podle něj dopad v desítkách korun ročně za rodinu, což je podle něj daleko méně, než lidé každoročně platí ve fakturách za elektřinu na podporu takzvaných podporovaných zdrojů. Podle oslovených analytiků lze ale cenu elektřiny dlouhodobě predikovat jen stěží.
<blockquote>&#8222;Žijeme v nesmírně turbulentní době. Pandemie koronaviru nám ukázala, jak zranitelná je globální ekonomika. Z tohoto důvodu považuji takto dlouhodobou predikci tržních cen za vysloveně spekulativní záležitost,&#8220; uvedl výkonný ředitel investiční skupiny Energy financial group Tomáš Voltr.</blockquote>
Hlavní ekonom společnosti Natland Petr Bartoň řekl, že velký růst cen v modelu vyplýval zejména z německých plánů na odstavení uhelných elektráren. &#8222;Od té doby ale EU vyhlásila ještě před covidem bilion eur investic do zelené energie, a po covidu k nim přidala další zhruba bilion investic do obnovy ekonomik, které mají také být vedeny zeleně. Proti analýzám proto vzrostla budoucí nabídka elektřiny na trhu a klesla budoucí poptávka. Proto ceny nemohou dosáhnout trojnásobku,&#8220; podotkl.
Podle analytika společnosti ENA Jiřího Gavora je vládní idea růstu cen založena na rychle rostoucí spotřebě a naopak na nedostatku kapacit. &#8222;Tento nedostatek vskutku hrozí po odstavení jaderných a postupně i uhelných bloků v Německu. Nicméně všechny tyto faktory mohou být přehlušeny ekonomickými problémy a s nimi souvisejícím poklesem poptávky a cen. Tak jak se to děje nyní. Je ale pochopitelné, že nikomu se nechce prognózovat dlouhodobou recesi,&#8220; uvedl Gavor.
Opačně stojí logika podle analytika společnosti Finlord Borise Tomčiaka. &#8222;Ceny elektřiny bude stoupat v průměru o dvě až tři procenta ročně. Nicméně je to zcela naopak, než co tvrdí ministr Havlíček. Při růstu cen elektřiny lidé prodělají. Sice je možné, že bude stát kupovat levnější cenu z dostavěného bloku v Dukovanech, ale ten bude pořád pokrývat jenom deset procent spotřeby. Zbylých 90 procent elektřiny se bude kupovat za tržní ceny. Lidé mohou jenom doufat, že nárůst cen do roku 2036 nebude až trojnásobný,&#8220; uvedl Tomčiak.
Havlíček i premiér Andrej Babiš (ANO) na dnešní tiskové konferenci několikrát zopakovali, že cílem stavby nového jaderného bloku je zajištění přiměřené a nízké ceny elektřiny pro spotřebitele a energetické soběstačnosti ČR.

Elektřina

Analytici: Dlouhodobý výhled cen elektřiny je vždycky nejistý

Provozovatel české přenosové soustavy, společnost ČEPS, má v plánu od roku 2025 umožnit českým výrobcům elektřiny účast v polských kapacitních aukcích. Aukce pro zajištění výkonu na rok 2025 má proběhnout již na konci tohoto roku.
Polský kapacitní mechanismus, který byl schválen Evropskou komisí v roce 2018, se má v první možný okamžik, tedy od roku 2025, otevřít i pro české subjekty. ČEPS společně s polským provozovatelem přenosové soustavy nyní vyjednávají o smlouvě, jejíž principy pak budou implementovány do národních pravidel (smlouvy) českého poskytovatele kapacity.
Zúčastnit se kromě výrobců elektřiny z České republiky i zájemci ze Slovenska, z německé přenosové soustavy 50Hertz, Švédska a Litvy. Maximální množství výkonu poptávaného z jednotlivých zón se bude vždy odvíjet od přenosové kapacity na hranicích s konkrétní zónou. Přesné hodnoty budou ze strany polského provozovatele přenosové soustavy zveřejněny ve třetím čtvrtletí tohoto roku.
Účastnit se budou moci zdroje o výkonu 2 MW a připuštěny budou i jednotky odezvy na straně spotřeby. Rolí společnosti ČEPS spolu s ostatními provozovateli přenosových soustav z tzv. synchronního profilu (SEPS a 50Hertz), bude především garance pravdivosti informací, předávání dat pro vyhodnocení účasti a spolupráce při ověřování způsobilosti a připravenosti českých účastníků.
Schéma kapacitního mechanismu bylo v Polsku schváleno zákonem již v lednu roku 2018 a o měsíc později bylo schváleno Evropskou komisí, která posuzovala, zda je navržené schéma v souladu s pravidly pro veřejnou podporu.
V České republice není kapacitní mechanismus zavedený a zatím se o něm nevedou ani vážnější debaty.

Rychlé zprávy

ČEPS má v plánu umožnit českým subjektům účast v polských kapacitních aukcích

Cena elektřiny na denním trhu na několika evropských trzích včetně ČR v neděli dosáhla dvouciferných záporných hodnot. Důvodem byla vysoká výroba větrných a solárních elektráren v regionu. Nejníže se cena elektřiny propadla v Německu.
Cena elektřiny na denním neboli spotovém trhu se v nedělních odpoledních hodinách na českém a několika dalších evropských trzích propadla do záporných hodnot. V ČR se elektřina obchodovala za zápornou cenu ve pěti po sobě jdoucích hodinách mezi 13:00 a 18:00 středoevropského letního času (SELČ). V Německu, Rakousku, Švýcarsku a Francii potom ve čtyřech po sobě jdoucích hodinách mezi 13:00 a 17:00 SELČ a v Belgii mezi 13:00 a 16:00 SELČ.
Nejníže klesla cena v Německu, když se pro hodinu od 14:00 SELČ obchodovala za -16,76 EUR/MWh. Ve stejném čase dosáhla cena svého minima i ve Švýcarsku (-15,20 EUR/MWh), Dánsku (-15,04 EUR/MWh), Francii (-11,79 EUR/MWh) a Belgii na (-9,69 EUR/MWh). <a href="https://www.ote-cr.cz/cs/kratkodobe-trhy/elektrina/denni-trh?date=2020-05-17">V ČR (-12 EUR/MWh)</a> a Rakousku (-14,90 EUR/MWh) dosáhla cena svého minima o hodinu později od 15:00 SELČ.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1589830848.json“}
Příčinou poklesu byla vysoká výroba obnovitelných zdrojů v regionu v kombinaci s nízkou nedělní spotřebou. Výroba větrných elektráren v Německu ve své nedělní špičce přesáhla 17 GW, německé fotovoltaické elektrárny vyráběly ve své špičce téměř 29 GW. V 15:00 dosáhly solární a větrné elektrárny svého společného vrcholu, když dohromady do sítě dodaly 43 GW výkonu, celková dodávka ze všech výrobních zdrojů v Německu v tento okamžik dosáhla cca 63 GW.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1589830794.json“}
Zatížení soustavy ve stejný okamžik mělo přitom dosahovat méně než 46 GW.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1589831067.json“}