Trh s energiemi zdivočel. Regulace cen ale není dobrý lék, říká manažer ČEPS

Cena takzvaných podpůrných služeb, tedy elektřiny, kterou správce rozvodné sítě ČEPS nakupuje k udržení rovnováhy v systému, stoupá od loňského podzimu podobně jako cena samotné komodity.

Zatím je zdražení taženo jen vývojem energetického trhu. I přes rychlý nárůst podílu nepravidelně vyrábějících obnovitelných zdrojů nemusí ČEPS objem nasmlouvané regulační elektřiny zvyšovat. Jak vysvětluje člen představenstva ČEPS Pavel Šolc, pomáhá propojování přeshraničních trhů i technologický vývoj. Časem se však podle něj tento potenciál vyčerpá a bude třeba stavět nové zdroje, určené výhradně k zálohování a regulaci systému.

Jak se vyvíjí cena takzvaných podpůrných služeb, které společnost ČEPS od výrobců elektřiny nakupuje, aby s jejich pomocí vyrovnávala výkyvy v elektrizační soustavě?

Roste, podobně jako cena samotné elektřiny. My jsme loni měli celkové roční náklady na podpůrné služby šest miliard korun. Letos za prvních šest měsíců roku je už máme zhruba 9,5 miliardy a odhadujeme, že roční náklady budou letos 20 miliard. A pokud se něco zázračného nestane, příští rok to bude 25 miliard, možná ještě víc.

Šedesát procent podpůrných služeb máme nakoupeno v dlouhodobých kontraktech, zbytek pořizujeme na krátkodobém trhu za aktuální ceny. Bohužel evropská pravidla neumožňují nakoupit v dlouhodobých kontraktech víc. Evropská komise tlačila na to, aby všechny obchody směřovaly ke krátkodobým obchodům, ideálně aby se všechno obchodovalo na denním trhu. Což je ve stabilních podmínkách dobré, na dnešním nestabilním trhu je to ale past.

Jak se růst cen za udržování stability v síti promítne do plateb spotřebitelů? Pro nás se cena za tyto služby zatím nijak výrazně nezvedá.

Přijde to s dvou- nebo tříletým zpožděním. Dnes máme cenu systémových služeb asi 93 korun na megawatthodinu. Když půjdeme na čtyřnásobek, což je optimistický hrubý odhad na příští rok, tak jsme na 400 korunách na MWh. Nicméně cena za systémové služby má na struktuře ceny elektřiny pro domácnosti jen velmi nízký podíl odpovídající zhruba dvěma procentům.

Cena regulační elektřiny kopíruje přesně cenu na komoditních trzích?

Ano. Trh je teď zdivočelý. Momentálně to způsobuje do značné míry situace ve Francii, kde mají ve špatném stavu mnoho jaderných reaktorů, a navíc nemají kvůli vysokým letním teplotám dostatek vody na jejich chlazení. Takže dnes paradoxně ceny v Evropě deformuje Francie, což je velké překvapení.

Není to tedy tak, že máme drahou elektřinu hlavně kvůli německé sázce na plynovou energetiku a rostoucí ceně plynu?

Francie byla vždycky dodavatelem velkých objemů levné elektřiny, dneska naopak vysává elektřinu z okolních regionů. Vždycky platilo, že když fouká vítr, má Německo nejnižší ceny a my jsme hned druzí. Za námi je pak Slovensko a Maďarsko, které mají ceny v nejlepším případě stejné, ale obvykle vyšší. Teď se najednou objevila Francie, která elektřinu z Německa přeplácí. Ale to je momentální situace. Jinak máte pravdu, strategická sázka Německa na levný plyn se nám teď všem v Evropě nevyplácí.

Jak je možné, že teď v létě nejsou schopny výpadek francouzských „jaderek“ vykrýt středoevropské solární elektrárny, kterých rychle přibývá a v létě mají nejlepší sezonu?

Rychle jich přibývá na počet. Ale jejich výkony pořád nejsou dostatečné. Dneska je obrovský boom solárů na střechách, ale dlouhodobě odstavené francouzské „jaderky“ představují deset až patnáct tisíc megawattů výkonu po celých 24 hodin denně. Na to střechy nestačí. Hlavní přínos fotovoltaiky budou větší soláry na brownfieldech, na výsypkách, všude, kde lze stavět větší parky. Ale i tak se v případě solárů bavíme o dodávce jen šest až 10 hodin přes den – pokud tedy není zataženo.

Malé instalace tedy nemají z hlediska celostátní energetiky a trhu s elektřinou smysl?

Pro spotřebitele to smysl má, ale pro systém budou mít smysl až fotovoltaiky zvíci jednotek a desítek megawattů. Nemusíme být jako Bavorsko, kde postupně mizí chmelnice a nahrazují je fotovoltaiky. Ale máme spoustu méně kvalitních pozemků či brownfieldů, kam je umisťovat můžeme. Chystají se na ně velké dotace z rozvojových fondů, takže my čekáme, že hlavní dopady rostoucího podílu fotovoltaiky na naši elektrizační soustavu pocítíme za rok, za dva. Rostoucí počet malých solárů na ni zatím žádný vliv nemá.

V soustavě už teď roste podíl nepravidelně vyrábějících obnovitelných zdrojů, jejichž výpadky musíte vyrovnávat. Znamená to, že potřeba podpůrných služeb roste? Pokud ano, bude to dál zvedat konečné platby za elektřinu na našich fakturách.

Zajímavá otázka. My jsme před lety čekali, že s nárůstem nestabilních zdrojů bude stoupat potřeba těchto služeb. Trochu jsme se toho hrozili. On ale probíhal v posledních deseti letech ještě jeden velice dynamický proces: propojují se trhy jednotlivých zemí. Jednak trhy s elektřinou, které dokáží vyrovnávat odchylky na denní bázi, takže když v Česku nastane problém, obchodníci si výpadek vyrovnají na přeshraničním trhu. K tomu se od letoška propojují i trhy s regulační energií. Máme v tuto chvíli už propojené systémy s Německem, s Rakouskem i dalšími zeměmi, i když zatím jenom v určitém rozsahu.

Má to dopad na ceny nakupovaných služeb?

V důsledku ano. Cenu regulační energie si určují výrobci. Když je levnější v Německu, tak si ji od června letošního roku můžeme vzít odtud. Je to vlastně další zdroj, který umožňuje lépe synergicky využívat všechny rezervy. My jsme pak schopni se stejným rozsahem služeb pokrýt i větší dynamiku odchylek v naší soustavě. Díky tomu nepotřebujeme podpůrných služeb nakupovat víc. Myslím, že ten trend ještě bude pokračovat. Zatím efekt z propojení trhu stačil kompenzovat dopady nárůstu obnovitelných zdrojů.

Jak dlouho ten efekt vydrží?

My počítáme s tím, že i při dalším nárůstu nepravidelně vyrábějících zdrojů nebude třeba sahat na velikost služeb alespoň do roku 2025, 2028. Dál už je předpovídat těžké. Ale rostou nároky na provozovatele. Potřebujeme výkonné informační systémy, které spolu komunikují téměř v reálném čase, probíhá obrovská výměna dat.

Systémy, které umožňují předvídat odchylky, využívají dnes i modely umělé inteligence, dokáží s mnohem větší přesností predikovat výkon solárních nebo větrných elektráren. Odchylky pak jsou menší, protože obchodníci jsou schopní se na to připravit. Potřebu podpůrných služeb tak vlastně zmenšují dva procesy – nadnárodní integrace a technologický vývoj. Až se tento efekt vyčerpá, bude se muset regulace účastnit i strana spotřeby. Samozřejmě zejména dobrovolně na tržní bázi.

Jak se vlastně podpůrné služby nakupují, jak systém vypadá?

Jako ČEPS máme smlouvy téměř s třicítkou provozovatelů elektráren, kteří nám rezervují svůj výkon. Zavazují se, že elektřinu v určitém objemu neprodají běžně na trhu, ale jsou připraveni s výrobou hýbat podle našich povelů tak, jak je třeba k udržení stability v soustavě.

Jaké elektrárny se k tomu mohou používat?

Dominantní podíl mají stále uhelné elektrárny. Ale používají se i plynové nebo vodní elektrárny a nově i malé zdroje. My jsme od roku 2021 otevřeli příležitost pro takzvané agregační bloky, ty sdružují výkon většího počtu malých zdrojů, které by nám samy o sobě nedokázaly pomoct. Takový agregační blok musí mít nejméně jeden megawatt regulačního výkonu a může se skládat třeba z 20 malinkých zdrojů. Mohou to být malé plynové motory a turbínky, vodní nebo solární elektrárny, větrníky, cokoliv, co je schopno měnit výkon.

Jak takový agregátor funguje?

Pomocí řídicího softwaru soustředí výkon malých zdrojů. Některé z nich vyrábějí nepravidelně, ale agregátor dokáže třeba z 30 megawatt malých zdrojů, z nichž se každý chová nevypočitatelně, nabídnout rozumný stabilní a předvídatelný produkt, za což my platíme. V agregaci může být dneska jakýkoliv výrobce. Od příštího roku přijde další průlom – do poskytování služeb pro nás se přidá vedle výrobců i strana spotřeby. Když správce sítě odpojí spotřebu, výkonově je to totéž, jako by zvýšil výrobu.

Jaký spotřebitel se bude moci podílet na placených podpůrných službách?

Takový, který je schopen měnit spotřebu na základě vzdáleného řízení. Krásný příklad je mrazírna. Vypnout na čtvrt hodiny fabrice soustruh znamená přerušení výroby, zato když na čtvrt hodiny vypnu mrazení, nic moc se nestane. Podpůrné služby jsou většinou zapínané na krátkou dobu. K tomu může sloužit mrazírna, mlýny v papírně, které melou dřevo do zásobníků, výroba tepla a tak dál.

Solární boom u nás je dnes na startu, jen ČEZ chce do konce dekády postavit solární parky o kapacitě šesti tisíc megawattů, velké plány mají další investoři. Je z vašeho pohledu nějaká hranice, limit pro solární kapacitu v Česku?

Hlavní otázka je, jak se bude rozvíjet akumulace. Pokud s rozvojem solárů půjde ruku v ruce, tak to problém není. Pokud by se instalovalo sedm nebo osm tisíc nových solárních megawattů a nebyl k tomu ani megawatt výkonu v baterkách, budeme mít problém.

Řeší zálohu pro soláry baterie? Ty jsou schopné vyrovnávat jen krátkodobé výpadky, nemohou sloužit jako sezonní záloha…

S tím, jak se decentralizuje energetika, bude potřeba dvojí typ záloh. Baterky na denní, maximálně týdenní cyklus. Pro sezonní cykly už jsou nutné elektrolyzéry. Baterie by měly absorbovat denní špičky solárů a případně část přebytku využít pro potřebu elektrolyzérů, které budou větší část roku vytvářet zásobu vodíku. Ten bude pak k dispozici v době, kdy nesvítí slunce.

Zatím máme spočítáno, že jsme schopni absorbovat do roku 2030 kolem 11 tisíc megawattů obnovitelných zdrojů, z toho rozhodující část budou soláry. To je síť schopna absorbovat, ale podle mne solární investoři brzy narazí na kapacity montážních firem a dostatek komponent pro elektrárny, takže je otázka, jak to bude přibývat.

Spíš vidím jako problém, že plán Německa je ještě ambicióznější. Hrozí, že v delším období slunečných dní v létě, kdy bude nižší podniková aktivita a tudíž spotřeba, se Německo bude snažit masivně exportovat všude do okolních zemí přebytky v řádu desítek tisíc megawattů. Nevyveze vše a sítě takové přebytky nedokážou udržet. Přesně ve stejnou chvíli jako Němci budeme mít vysoké přebytky i u nás doma. Bude to znamenat ještě volatilnější (nestabilnější) ceny elektřiny. A bude to velká pobídka pro investice do ukládání energie.

Co to bude znamenat pro spotřebitele? Budeme potřebovat jinou podobu tarifů, aby se do ní v létě promítala sezonní nižší cena elektřiny?

Mělo by to tak být. Nechci to srovnávat s dnešní divočinou na trhu, tak divoké to nebude. Kdyby nebyla válka, tak prostě budeme mít větší volatilitu cen a o něco vyšší cenovou hladinu, protože v ceně elektřiny se musí zaplatit baterky, elektrolyzéry a všechny nové technologie. Ale to budeme na stabilně průměrné ceně kolem sto eur za megawatthodinu. Ne 340 eur nebo víc, jako to vidíme teď. Součástí tržního světa je, že má schopnost se samoregulovat. Výkyvy cen vytvoří prostor pro investice, třeba do akumulací. To bude cenu tlačit dolů.

Německá energetická koncepce stojí na rozvoji obnovitelných zdrojů a plynových elektráren. Ty měly v příští dekádě, než přijdou očekávané nové technologie, sloužit jako jejich hlavní záloha. Změní na tom něco současná energetická krize?

Když se bavíme o službách, určitě bude potřeba postavit nové skladovací kapacity i záložní elektrárny. Dnes nám minimálně 50 procent regulačních výkonů dodávají uhelné elektrárny. Ale počítali jsme s tím, že uhlí u nás skončí – v extrémních scénářích – už kolem roku 2030. Osobně si myslím, že energetická krize a válka tuto trajektorii změnily, ale i tak u nás konec uhlí přijde nepochybně nejpozději kolem roku 2035 až 2040, protože budou docházet zásoby. Spíš si myslím, že k tomu dojde před rokem 2035, protože teď budeme uhlí používat víc, a zásoby tak dojdou dřív.

Předpokládám, že nové elektrárny na plyn stavět budeme. Nemusí nutně spalovat jen zemní plyn, ale například směs s vodíkem nebo čistý vodík. Už teď se v Evropě stavějí vícepalivové plynové zdroje. Kromě toho myslím, že náhradu za ruský plyn v příštích letech vyřešíme. Bude dražší než kdybychom ho měli z Ruska, ale nebude to problém.

Zatím ale vidíme jen střípky příštího vývoje, v tuto chvíli je trh rozvrácený a je otázka, jestli nedojde na nějakou formu cenové regulace. Za normálních okolností by cenové signály měly přinést to, že investoři budou mít důvěru v další vývoj, začnou stavět nové kapacity a ceny to časem stabilizuje. Obávám se ale, že současný cenový vývoj nemusí být přijatelný pro spotřebitele a k nějaké cenové regulaci nakonec dojde.

Byla by to podle vás chyba?

Považoval bych za vhodnější řešení vzít peníze třeba z povolenek nebo z mimořádné daně a dát je na překlenutí období vysokých cen spotřebitelům a pokud možno i podnikům. Nesahat na ceny energie a nechat trh, ať funguje. Jestli teď selžeme, jdeme definitivně do regulovaného hospodářství.

My jsme jedna z mála zemí, které se teprve rozbíhají ke kapacitním mechanismům. Máme spočítáno, že (v progresivním scénáři) k roku 2030 budeme potřebovat záložní kapacity ve vyšších stovkách až nižších tisících megawattů, což představuje investice za vyšší desítky miliard korun. Ono nějakou dobu trvá je povolit a postavit, takže už začínáme být ve stresu. Pokud nebudeme mít reálné projekty do dvou až tří let, může být pozdě.