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>.

Trh s elektřinou

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“}

Cena elektřiny v ČR a na dalších 6 evropských trzích v neděli klesla na dvouciferné záporné hodnoty

Epidemie onemocnění COVID-19 zapříčinila snížení spotřeby elektrické energie a také její cenu. Podle hodnocení skupiny Brattle Group by tento stav mohl být v uzavřené americké ekonomice problematický obzvláště pro producenty elektřiny pracující do základního zatížení (tzv. baseload), mezi které patří také jaderné elektrárny. Spotřeba elektřiny ve většině států USA klesala již během února a března. Tento pokles byl přitom podle zprávy pandemií COVID-19 způsoben méně než z poloviny.
Můžeme očekávat některé významné dopady pandemie na energetický sektor, říká Frank Graves, ředitel společnosti Brattle a spoluautor dokumentu <a href="https://brattlefiles.blob.core.windows.net/files/18557_impact_on_covid-19_on_the_us_energy_industry.pdf">Impact of COVID-19 on the US Energy Industry.</a>
<h2>Volatilita, investice a baseload</h2>
Provozovatelům energetických zařízení vzrostly náklady v důsledku zvýšené volatility a rizik spojených s návratností investic. Nejvíce budou pravděpodobně postiženy energetické společnosti, které jsou přímo závislé na aktuálních tržních cenách elektřiny, tedy nemají ve větší míře sjednány dlouhodobější kontrakty a musí nyní čelit nižší poptávce a snížení tržních cen elektřiny.
<figure id="attachment_83218" class="wp-caption alignnone" style="width: 730px;"><img class="size-full wp-image-83218" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Electricity-load-February-March-2020-relative-to-2016–2019-Brattle_1.jpg" sizes="(max-width: 730px) 100vw, 730px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Electricity-load-February-March-2020-relative-to-2016–2019-Brattle_1.jpg 730w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Electricity-load-February-March-2020-relative-to-2016–2019-Brattle_1-512x288.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/Electricity-load-February-March-2020-relative-to-2016–2019-Brattle_1-725x408.jpg 725w" alt="" width="730" height="411" /><figcaption class="wp-caption-text">Spotřeba elektřiny v únoru a březnu 2020 ve srovnání s průměrem za předchozí 4 roky; Zdroj: Brattle Group</figcaption></figure>
<h2>Dopady COVID-19 za březen 2020 pouze na úrovni 3,8 %</h2>
Na šesti hlavních centralizovaných velkoobchodních trzích provozovaných nezávislými subjekty klesla průměrná měsíční poptávka v březnu 2020 v porovnání s průměrem předchozích čtyř let o 8,7 %. Více než polovinu z tohoto poklesu (4,9 %) lze připisovat sezónním vlivům minulých let, zatímco zbývajících 3,8 % „může“ být spojeno s pandemií COVID-19.
<blockquote>„Je možné, že plná síla vlivu COVID-19 se teprve projeví,“ upozorňuje zpráva.</blockquote>
<h2>Nejohroženější jsou výrobci pracující do základního zatížení</h2>
Snížení lokálních marginálních cen elektřiny (LMC) a elektrické spotřeby oslabí příjmy většiny producentů a může být obzvláště problematické pro firmy pracující v základním zatížení, jako jsou uhelné, jaderné a některé obnovitelné zdroje, shrnuje zpráva.
Na počátku dubna nezávislí systémoví operátoři zpracovali analýzu odhadovaného dopadu COVID-19. Jejich výstupy jsou velmi podobné práci vytvořené Brattle Group.
Skupina Brattle tvrdí, že má v úmyslu pravidelně aktualizovat svůj přehled, který má poskytnout informace pro pochopení, jak pandemie COVID-19 ovlivňuje a může nadále ovlivňovat energetický průmysl.

Studie sleduje dopad pandemie COVID-19 na americký trh s elektřinou

Německo má za sebou další rekord v podobě extrémně nízké průměrné ceny dosažené na denním trhu. Záporné hodinové ceny elektrické energie nejsou v Německu v posledních letech ničím neobvyklým, pro průměrnou cenu za celý den však zas tak běžné nejsou. Kvůli kombinaci vysoké výroby obnovitelných zdrojů, spolu s nižší poptávkou způsobenou opatřeními proti šíření koronaviru, tak vůbec poprvé v historii klesla průměrná cena na německém denním trhu pro pracovní den do záporných hodnot.
Současná pandemie onemocnění COVID-19 vedla k přijetí řady restriktivních opatření napříč celou Evropou, <a href="https://oenergetice.cz/elektrina/spotreba-elektriny-nemecku-francii-italii-zrejme-dosahla-sveho-dna-dale-klesa-uk-spanelsku" target="_blank" rel="noopener">což se projevuje sníženou poptávkou po elektrické energii</a>. S koncem zimy zároveň dochází k postupnému růstu výroby elektřiny z fotovoltaických elektráren, což aktuálně zvyšuje nabídku.
{„url“:“https://dashboard.oenergetice.cz/public/chart-1587508959.json“}
V pondělí tak výhled na kombinaci vysoké výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, spolu s nižší poptávkou po elektřině, srazil cenu na denním trhu pro dodávku v úterý. Vůbec poprvé se baseload cena, tedy průměr všech 24 hodinových cen, pro pracovní den dostala do záporných hodnot, a to konkrétně na -16,1 EUR/MWh.
Peakload cena, tedy průměr cen mezi 8. hodinou ranní a 8. hodinou večerní, s ohledem na změnu struktury poptávky, kdy kvůli opatřením proti šíření koronaviru klesá především odběr během špičky, klesla ještě hlouběji a to na -39,4 EUR/MWh.
<figure id="attachment_83147" class="wp-caption aligncenter" style="width: 758px;"><img class="size-full wp-image-83147" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/DE-Power-Spot-20200421_BL_PL.png" sizes="(max-width: 706px) 89vw, (max-width: 767px) 82vw, 740px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/DE-Power-Spot-20200421_BL_PL.png 758w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/DE-Power-Spot-20200421_BL_PL-512x301.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/DE-Power-Spot-20200421_BL_PL-725x426.png 725w" alt="Cena elektřiny na německém denním trhu pro úterý 22.4.2020 dosáhla extrémně nízkých hodnot. Zdroj: EPEX SPOT" width="758" height="445" /><figcaption class="wp-caption-text">Cena elektřiny na německém denním trhu pro úterý 22.4.2020 dosáhla extrémně nízkých hodnot. Zdroj: EPEX SPOT</figcaption></figure>
V případně jednotlivých hodinových cen bylo nejnižší hodnoty dosaženo pro 15. hodinu, která spadla na bezmála -84 EUR/MWh. Naopak nejdráže se elektřina zobchodovala za 16,52 EUR/MWh pro ranní špičku mezi 8:00 a 9:00.

Průměrná cena elektřiny na denním trhu pro pracovní den se v Německu vůbec poprvé v historii propadla do záporu

Pokles spotřeby elektřiny v kombinaci s nižší výrobou elektřiny z konvenčních elektráren je podle společnosti Wartsila mimořádnou příležitostí pro elektrizační soustavy. Díky vysokému podílu obnovitelných zdrojů lze s předstihem až deseti let získat představu o tom, jak bude soustava fungovat v následujících letech, kdy se vyšší podíl OZE předpokládá. 
Současná krize spojena s pandemií onemocnění COVID-19 má na budoucnost energetiky i pozitivní vlivy. Jak uvádí finská společnost Wartsila, máme jedinečnou příležitost pozorovat, jak budou energetické soustavy fungovat s mnohem <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecke-ceny-elektriny-jsou-vlivem-koronaviru-vice-volatilni-vice-nez-jindy-zavisle-vyrobe-oze">vyšším podílem obnovitelných zdrojů na celkovém zatížení</a>.
<blockquote>„Aktuálně můžeme sledovat, jak se naše elektrizační soustavy chovají s vyšším podílem OZE – to jsou znalosti, které jsou nedocenitelné k tomu, abychom dokázali urychlit přechod k soustavě založené na obnovitelných zdrojích,“ uvedl pro server S&amp;P Global Bjorn Ullbro z Wartsila Energy. </blockquote>
Hlavním dopadem současné pandemie na energetický sektor je bezesporu propad spotřeby energie. Některé evropské země zaznamenaly <a href="https://oenergetice.cz/elektrina/koronavirus-ma-za-nasledek-vyrazny-pokles-spotreby-elektriny-italii-klesla-16-ve-francii-dokonce-22">propad spotřeby elektřiny ve vybraných týdnech až o 20 %</a>. Kvůli nižší spotřebě mnohem častěji nedodávaly elektřinu do sítě uhelné a plynové elektrárny, zatímco obnovitelné zdroje dodávaly i za ceny nižší, než byly pro fosilní zdroje přijatelné.
Podle dat společnosti Wartsila se v Evropě snížila výroba elektřiny z uhelných elektráren  v prvních třech měsících roku 2020 o 25,5 % a obnovitelné zdroje se na výrobě podílely z 43 %. Podíly na výrobě byly ještě výraznější k 10. dubnu tohoto roku, kdy se výroba uhelných elektráren meziročně propadla celkem o 29 % a obnovitelné zdroje se podílely na výrobě z 46 %, což znamenalo meziroční nárůst 8 %.
Wartsila vychází z dat ENTSO-E, které lze najít také na stránce <a href="https://oenergetice.cz/energosta">https://oenergetice.cz/energostat</a>.

Obnovitelné zdroje

Díky COVID-19 získáváme obrovsky hodnotná data o provozu elektrizačních soustav, tvrdí společnost Wartsila

Francouzská energetická společnost EDF snížila v reakci na probíhající koronavirovou krizi odhad letošní výroby elektřiny z francouzských jaderných elektráren na 300 TWh z původních 375-390 TWh. Pro roky 2021 a 2022 očekává EDF nárůst výroby na 330 až 360 TWh.
EDF ve čtvrtek uvedla, že kvůli koronavirové krizi musela upravit všechny své aktivity tak, aby zajistila ochranu zaměstnanců pracujících v jejích jaderných elektrárnách.
<blockquote>„Výkon prací, které byly naplánovány na plánované odstávky, byl významně ovlivněn, což snižuje dostupný výkon zdrojů. EDF proto upravuje plán odstávek tak, aby optimalizovala dostupný výkon,“ <a href="https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/edf-revises-its-annual-nuclear-output-forecast" target="_blank" rel="noopener">uvedla ve čtvrtek společnost</a>.</blockquote>
Podle EDF způsobí zpomalení ekonomiky významný pokles ve spotřebě elektřiny ve Francii v letošním roce. Oproti obvyklým hodnotám by mohlo dojít k poklesu až o 20 %.
<blockquote>„Abychom provozovateli přenosové soustavy (RTE) pomohli zajistit nepřerušenou dodávku elektřiny v průběhu zimy 2020-2021, několik jaderných reaktorů bude muset být v létě a na podzim odpojeno od sítě, aby bylo ušetřeno palivo na těchto elektrárnách,“ dodala EDF.</blockquote>
Výše popsané skutečnosti podle EDF způsobí, že letošní výroba jaderných elektráren dosáhne zhruba 300 TWh. <a href="https://oenergetice.cz/jaderne-elektrarny/edf-slabem-roku-2019-snizila-letosni-odhad-vyroby-francouzskych-jadernych-elektraren" target="_blank" rel="noopener">Ještě v únoru letošního roku přitom EDF počítala pro rok 2020 výrobou v rozmezí 375-390 TWh</a>. V roce 2019 dosáhla výroba z těchto zdrojů necelých 380 TWh.
<a href="https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/investors-shareholders/financial-and-extra-financial-performance/nuclear-generation" target="_blank" rel="noopener">Podle oficiálních čísel pro první kvartál 2020</a> poklesla v tomto období výroba z francouzských jaderných elektráren meziročně o 9,5 % na 101,2 TWh. V březnu došlo k meziročnímu poklesu dokonce o téměř 14 % na 30,6 TWh.

Jaderné elektrárny

EDF snížila kvůli koronavirové krizi odhad letošní výroby elektřiny z jádra o 20 %

Nominovaní organizátoři trhu s elektřinou (NEMOs) a provozovatelé přenosových soustav (PPS) zemí, <a href="https://oenergetice.cz/trh-s-elektrinou/cr-se-pripojila-k-evropskemu-vnitrodennimu-trhu-zobchodovana-mnozstvi-prudce-vzrostla" target="_blank" rel="noopener">které se loni v listopadu připojily k projektu jednotného propojení vnitrodenního trhu (SIDC)</a>, hlásí rekordní zobchodovaná množství elektřiny v prvních třech měsících přeshraničního obchodování. V případě České republiky došlo k osminásobnému nárůstu průměrných měsíčních objemů na zhruba 400 GWh. 
Česká republika se do evropského propojení vnitrodenních trhů s elektřinou zapojila v rámci tzv. druhé vlny implementace 19. listopadu 2019. Spolu s Českou republikou se 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).
<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 loni v listopadu k příležitosti připojení ČR k projektu SIDC Aleš Tomec, předseda představenstva OTE, a.s.</blockquote>
<a href="https://www.ote-cr.cz/cs/o-spolecnosti/files-novinky/2020_03_24_draft_press_release_2nd_wave_impact_cz.pdf" target="_blank" rel="noopener">Noví účastníci projektu SIDC nyní oznámili</a>, že systém funguje spolehlivě a že došlo k několikanásobnému nárůstu objemů obchodů uzavřených na vnitrodenním trhu,
V případě Maďarska došlo k navýšení průměrných měsíčních objemů v prvních třech měsících přeshraničního obchodování (prosinec 2019, leden a únor 2020) na 75 600 MWh, což je téměř desetinásobek ve srovnání se stejným obdobím o rok dříve (prosinec 2018, leden a únor 2019). Slovinsko oznámilo šestinásobný nárůst průměrných měsíčních objemů, Česká republika osminásobný nárůst, Chorvatsko čtyřnásobný nárůst a Rumunsko dvojnásobný nárůst. K nejvyššímu nárůstu došlo v případě Polska, a to z 3 000 MWh na 95 000 MWh.
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.

Objem obchodů na vnitrodenním trhu po propojení s Evropou prudce vzrostl

Švédsko a Španělsko jsou nejlevnějšími evropskými trhy pro dlouhodobé dohody o nákupu elektřiny (tzv. Power Purchase Agreements – PPA) z obnovitelných zdrojů energie (OZE). <a href="https://about.bnef.com/blog/sweden-spain-the-cheapest-european-markets-for-wind-and-solar-corporate-ppas-bnef-survey-finds/" target="_blank" rel="noopener">Ukázala to analýza výzkumníků z BloombergNEF (BNEF)</a>, podle které jsou nejnižší ceny u korporátních PPA dohod na elektřinu z větrných elektráren dosahovány ve Švédsku (30,5 EUR/MWh) a ze solárních elektráren ve Španělsku (35,3 EUR/MWh). Z devíti posuzovaných evropských trhů byly nejvyšší ceny identifikovány u obou technologií ve Spojeném království. 
Průzkum nazvaný „1H 2020 European Corporate PPA Price Survey“ z dílny BNEF kromě nejlevnějších a nejdražších evropských trhů pro PPA dohody o nákupu elektřiny z OZE ukázal, že výsledné dosahované ceny závisí zejména na instalovaném výkonu zdroje, délce kontraktu a jeho struktuře.
<blockquote>„Velmi široký rozsah výsledků byl obzvláště zajímavý, kdy rozdíl mezi nejlevnějšími PPA dohodami, které můžete uzavřít ve Švédsku, a nejdražšími PPA dohodami ve Spojeném království činil přes 30 eur za MWh,“ uvedla Helen Dewhurstová, analytička z BNEF a autorka zprávy.</blockquote>
<figure id="attachment_82761" class="wp-caption alignnone" style="width: 691px;"><img class="wp-image-82761 size-full" style="font-weight: bold; color: #666666; font-size: 0.8125rem; font-style: italic;" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/PPA-BNEF.jpg" sizes="(max-width: 691px) 100vw, 691px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/PPA-BNEF.jpg 691w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/04/PPA-BNEF-512x232.jpg 512w" alt="Minimální a maximální ceny z PPA dohod o nákupu elektřiny ze solárních a větrných elektráren v Evropě. Zdroj: BNEF" width="691" height="313" /><figcaption class="wp-caption-text">Minimální a maximální ceny z PPA dohod o nákupu elektřiny ze solárních a větrných elektráren v Evropě. Zdroj: BNEF</figcaption></figure>
<h2>Spojené státy versus Evropa</h2>
BNEF při provedeném průzkumu zjistil, že kromě technologie a instalovaného výkonu zdroje má na výši ceny elektřiny z PPA dohod velký vliv tvar diagramu či délka smlouvy.
V Evropě je například s 15 až 20letým kontraktem spojená přirážka 1,5 až 2,5 EUR/MWh ve srovnání s více standardními kontrakty na 10 až 15 let. Podle BNEF je toto jeden z hlavních rozdílů mezi PPA dohodami uzavíranými v Evropě a ve Spojených státech, které jsou největším světovým trhem s PPA dohodami a kde delší kontrakty obvykle znamenají slevu.
Trh s PPA dohodami je celkově v Evropě zhruba čtvrtinový ve srovnání se Spojenými státy, kdy BNEF ve Spojených státech registruje dohody na celkový dodávaný výkon 40 GW a v Evropě na 9,8 GW.
<blockquote>„Téměř polovina všech RE100 společností je z Evropy – víme, že poptávka po čisté energii je právě zde. Aby se však zvýšila aktivita kolem PPA dohod na úroveň Spojených států, musíme více popsat regionální rozdíly v oceňování těchto kontraktů, v jejich struktuře a délce,“ dodal Kyle Harrison, analytik z BNEF zaměřující se na korporátní udržitelnost.</blockquote>