Burza, elektrárny a síť

Elektrárna Počerady vlastněná společností Vršanská uhelná a.s. - 5x 200 MW uhelné bloky s roční výrobou cca 6000 GWh – roční koeficient využití cca 68,5 %. Bloky byly uvedeny do provozu v rozpětí 1970 – 1977. Rekonstrukce a odsíření proběhlo v letech 1994-2000. V areálu je i paroplynová elektrárna vlastněná ČEZ a.s. o výkonu 880 MW, uvedená do provozu 2013. (Autor foto: Petr Kinšt, Wikipedia, CC BY-SA 3.0

Klíčové jsou elektrárny, které jsou plně řiditelné dle potřeb sítě. Primárně jde o elektrárny vyrábějící v režimu tak zvaného základní zatížení. Ne že by ostatní elektrárny a prvky sítě nebyly důležité a síť se bez nich obešla, ale většina provozu je zajišťována elektrárnami v základním zatížení a tak jsou základem.

Cenu silové elektřiny řiditelných elektráren u nás dnes z velké míry určuje Evropská energetická burza v Lipsku. Cena na Pražské burze se z velké míry odvíjí od obchodování s elektřinou právě v Lipsku. To je dáno propojením sítě a obchodu a velikostí trhů. Část objemu silové elektřiny je prodávána mimo burzy dvoustrannými dohodami a cena se nezveřejňuje. Lze asi předpokládat, že ceny se nebudou příliš lišit – možná o nižší desítky procent.

Kupeckou logikou, aby byla elektrárna ekonomicky v plusu a majitel ji nemusel zavřít (nebo nějakou formou dotovat), musí příjmy z prodeje elektrické energie dlouhodobě alespoň pokrývat náklady. Náklady lze velmi zjednodušeně rozdělit na provozní (související s výrobou a základní údržbou již existující elektrárny) a na investiční (vybudování nové elektrárny, nebo zásadní rekonstrukce již stávající).

Pokud provozovatel bude mít z jakéhokoli důvodu výhled jen na dobu životnosti elektrárny, pak ho nebudou tolik trápit investiční náklady. Nebude investovat a tyto náklady mu odpadnou. Pokud bude chtít v elektroenergetice podnikat i za 15 a více let, pak ho investiční náklady musí zajímat. Stávající elektrárny se musí průběžně rekonstruovat, případně odstavovat to co už nemá smysl, budovat náhrady za odstavené a případně i rozšiřovat výrobní zdroje.

Elektroenergetická burza funguje poněkud zvláštně pro obyčejného člověka. Na burze se sejdou na jedné straně jednotliví výrobci elektřiny (obvykle jednotlivé elektrárny) a každý z nich řekne, kolik elektřiny v daný čas může vyrobit a za jakou cenu. Tyto nabídky burza seřadí od nejlevnější po nejdražší za jednotku elektřiny. Na druhé straně burza eviduje poptávky energetických obchodníků na spotřebu. Celkové poptávky se sečtou a tam kde se protne požadovaná poptávka se seřazenou nabízenou výrobou, ta elektrárna na tomto průsečíku určí JEDNOTNOU cenu pro VŠECHNY elektrárny, co jsou od té nejlevnější až po tuto tak zvanou závěrnou. V hantýrce burzy se pak říká, že cenu určuje závěrná elektrárna. Proč to tak je, proč prostě nedostane každá elektrárna to, o co si řekla? To má dva hlavní důvody:

1. Výrobci vyrábí elektřinu a dodávají ji do sítě. Síť se v každý moment chová jako velká nádrž, do které na mnoha místech proudí elektřina. V síti se elektřina smíchá a odběratelé na mnoha místech výslednou smíchanou elektřinu odebírají. Takže fyzicky je téměř nemožné říci, kdo konkrétně odebírá kterou konkrétní elektřinu, odkud přesně k němu doputovala a kolik procent je zastoupeno od kterého výrobce. Ale lze poměrně snadno měřit kolik, kdo do sítě dodává a kolik kdo odebírá, na to stačí každé vstupní a výstupní místo opatřit měřením. Takže je lepší prostě stanovit jednotnou cenu pro celou síť (nebo obchodní zónu sítě) pro daný časový úsek a tu rozpočítávat všem stejně.

2. Ty levné elektrárny jsou takové, které mají splacené úroky a odpisy a vyrábí jen za provozní cenu. Takových elektráren ale není tolik (nebo by nemělo být tolik), aby pokryly celou spotřebu. Do sítě je tak nutné dodávat elektřinu i z těch elektráren, co ještě odpisy platí. To znamená, že by se měly uplatnit i elektrárny ještě investičně nesplacené a cena by měla alespoň pokrýt jejich provoz a odpisy (provoz a investiční náklady). Zisk asi nebudou skoro tvořit, ale nebudou prodělávat. Cenu pro všechny tak stanoví závěrná nabídka (ta nejdražší ještě nezbytná elektrárna). To ale také znamená, že pro ty splacené elektrárny je vše nad jejich provozní cenou zisk (zjednodušeně). Takže čistě teoreticky tento zisk jim dává prostor pro spoření na investiční náklady na obnovu do (blízkého) budoucna.

Investor, který chce stavět novou elektrárnu, se musí snažit, aby celkové náklady byly rozumné. Protože když bude drahý a na burze bude dostatek levnějších elektráren, tak vždy zůstane nad závěrnou elektrárnou a tím neuspěje. Nebude mít objednávky a nebude mít příjmy.

Celé je to samozřejmě složitější, ale zde jde o teoretický základní princip, na kterém byla burza postavena.

Pokud ale na burze z jakéhokoli důvodu cena silové elektřiny dlouhodobě klesne pod nějakou rozumnou mez a dlouhodobě se nebudou uplatňovat ještě nesplacené elektrárny, pak nebude dávat majitelům smysl investovat do obnovy a rozvoje zdrojů. Nová elektrárna by byla prodělečná, nevydělala by si na splátky investičních nákladů. Majitelé budou udržovat již existující elektrárny v chodu, dokud to půjde a pak zavřou krám.

Otázka tedy zní, kolik je asi ta rozumná cena silové elektřiny v základním zatížení pro zajištění obnovy zdrojů sítě? Před deseti lety to mohlo být přibližně 80 EUR/MWh pro základní zatížení a před čtyřmi lety přibližně 100 EUR/MWh. Ale to bylo bez vlivu dodatečných nákladů typu CO2 povolenky, ty je k tomu nutno připočítat. Viz například: Cena dostavby Temelína, Elektroenegetika pro příštích 20 let, Výpočet dlouhodobých nákladů zdrojů elektřiny.

Odhad cen k polovině roku 2024

Provozní náklady uhelné elektrárny (bez započtení CO2 povolenek) vycházely v roce 2012 (dle zdrojů a zmínek z internetu) cca 50 EUR/MWh a investiční náklady 13 EUR/MWh. Ale to bylo před 12 lety a obzvláště poslední 4 roky inflace poskočila. Provozní náklady se nejspíše příliš nezměnily (aktuální odhad 60 EUR/MWh), ale (aktuální) investiční náklady by byly dvojnásobné (aktuální odhad 26 EUR/MWh). Celková aktuální cena 2024 za základní zatížení u uhelné elektrárny by měla být okolo 86 EUR/MWh + cena CO2 povolenky/MWh, aby to dávalo dlouhodobý smysl. Cena CO2 povolenky přepočteno na MWh z hnědouhelné elektrárny je aktuálně někde okolo 60 EUR/MWh. Takže odhad výsledné ceny za MWh hnědouhelné elektrárny v roce 2024 vychází asi 146 EUR/MWh.

Orientační vývoj ceny silové elektřiny v základním zatížení v kontraktu na příští rok 2014 – 2024, dokreslena hranice udržitelnosti. Zdroj: Kurzy.cz

Jaderná elektrárna měla před deseti lety provozní náklady někde okolo 25 EUR/MWh a investiční náklady okolo 60 EUR/MWh. Odhadem za těch 10 let provozní náklady vzrostly opět jen trochu (30 EUR/MWh), ale investiční náklady vzrostly opět na cca dvojnásobek – 120 EUR/MWh. Takže jaderná elektrárna v roce 2024 potřebuje výslednou cenu okolo 150 EUR/MWh bez započtení dodatečných nákladů typu daně z mimořádných zisků a podobně.

(Poznámka z jiného zdroje a s jinými čísly: v prezentaci Skupina ČEZ: Čistá energie zítřka; Investorská prezentace, 22 dubna 2024; na straně 9 jsou variabilní náklady pro jednotlivé zdroje.)

Dlouhodobé ceny a jejich dopady

Takže tu máme požadavek pro dlouhodobé udržování zdrojové základny v rozmezí 140 až 150 EUR/MWh v roce 2024. Ale ceny na burze tomu naprosto neodpovídají. Za posledních 10 let ceny hranici provoz+investice dosáhly a překročily jen v době tak zvané energetické krize, někdy od konce podzimu 2021 do konce léta 2023. Nicméně to byl extrémní výkyv, který neměl s hledáním dlouhodobé rovnováhy nejspíše nic společného. Navíc v té době vykázaly podobný výkyv i CO2 povolenky a (nejen tento) stát uvalil na elektroenergetiku sektorovou daň z mimořádných zisků.

Výsledek - již více než 10 let se bez dotací nepostavilo skoro nic. Elektroenergetika žije z toho co bylo vybudováno v minulosti. V současnosti, ač se to možná nezdá, zdrojová základna pomalu dožívá. Pomalu přestává vycházet ekonomika i toho co je investičně splacené, protože hlavně cena CO2 povolenky podráží ekonomiku zbytku zdrojů základního zatížení. Jediné co je zatím provozně i výhledově dobře nad vodou jsou již splacené Dukovany a již skoro splacený Temelín. Odpisy za Temelín budou nejspíše odpovídat cenové úrovni před více jak 20 lety, čili dnes to budou díky prodělané inflaci a zbytkovému dluhu po 24 letech splácení relativně směšné peníze, pokud ještě není Temelín také splacený. Ale ani tyto provozně ziskové jaderné zdroje dnes nedávají investiční smysl na budování nových. Tedy bez dotací, nebo záruk státu.

Stávající zdroje jednou skončí, až jim doběhne technická životnost. Nic nelze oprašovat a flikovat donekonečna. A bez jejich obnovy, kdo potom vyrobí a dodá elektřinu, když nastane krásně libozvučné německé DunkelKälteFlaute?