Neexistuje prakticky scénář, podle kterého by elektřina v Evropě v příštích letech zásadně zlevňovala. V reakci na rekordní ceny emisních povolenek na trhu řekl hlavní ekonom investiční skupiny Natland Petr Bartoň. Cena emisních povolenek v Evropské unii dnes poprvé překročila 60 eur (přes 1500 Kč) za tunu. Systém obchodování s povolenkami je hlavním nástrojem EU k omezování emisí skleníkových plynů a byl zprovozněn v roce 2005. Za poslední rok se cena povolenek zhruba zdvojnásobila. Přispěly k tomu ambicióznější cíle pro snižování emisí a rekordní ceny plynu.

„Při současném podílu špinavých a čistých zdrojů energie a současných cenách energie a povolenek činí povolenky zhruba deset procent ceny energií. Pokud nyní domácnost platí zhruba 2000 korun měsíčně za energie, tak každé další euro zdražených povolenek bude znamenat zhruba čtyři koruny měsíčně v nákladech. V nepřímých nákladech však stoupne cena energií kvůli dražším povolenkám ještě více. Investice do čistších zdrojů energie stojí nemalé prostředky, přičemž i ty v konečném důsledku musí zaplatit spotřebitel,“ uvedl Bartoň.

Analytik společnosti ENA Jiří Gavor k tomu řekl, že růst ceny povolenky žene nahoru i burzovní ceny elektřiny, které se pak se zpožděním promítají do nárůstu konečných účtů za spotřebu elektřiny. U elektřiny očekávají experti nejpozději na podzim kvůli vysokým velkoobchodním cenám růst cen u nezafixovaných produktů řádově o deset procent, což může znamenat, že lidé si připlatí až tisíce korun.

„Pro českou, zatím stále převážně uhelnou energetiku, znamená růst ceny emisních povolenek automaticky růst nákladů na výrobu elektřiny a tepla, což je zároveň silným ekonomickým impulzem pro urychlení přechodu na emisně výhodnější paliva. Typicky se jedná o mix zemní plyn, biomasa a odpady. Růst ceny povolenky je do značné míry tažen nákupy finančních investorů. Na současném přepáleném inflačním trhu není mnoho aktiv, u kterých růstový trend je v podstatě garantován ambiciózní klimatickou politikou EU,“ uvedl Gavor.

Radim Dohnal z portálu Capitalinked.com míní, že rovnovážná cena povolenky je pod 60 eury. „Současný nárůst je převážně panika a spekulace,“ uvedl. Podle hlavního ekonoma Trinity Bank Lukáše Kovandy může za současný růst cen povolenek postoj Ruska. „Přiškrtilo Evropské unii dodávky plynu, aby ukázalo důležitost plynovodu Nord Stream 2. Ten si nepřejí USA. Zdražování plynu umocňuje sháňku EU po uhlí, čímž zdražují i povolenky,“ napsal na Twitter.

Co teď? Spořit

U elektřiny a plynu očekávají experti nejpozději na podzim kvůli vysokým velkoobchodním cenám růst cen u nezafixovaných produktů řádově o deset procent, což může znamenat, že lidé si připlatí až tisíce korun. „Alespoň krátkodobé řešení nabízí lidem zajištění pevné sazby za energie. Zdražování je však dlouhodobý trend, a růst se proto časem nevyhne ani fixovaným cenám. Například cena silové elektřiny vzrostla ve střední Evropě za poslední tři roky téměř o 50 procent a z našich analýz vyplývá, že do konce desetiletí stoupne o dalších 40 procent,“ uvedl ředitel strategie EGÚ Brno Michal Macenauer.

Firmám podle něj pomohou investice do vlastních zdrojů energií a nových technologií. „Taková řešení nabízejí nejen úspory, ale při správné realizaci také příležitost k dodatečným výnosům za prodej nespotřebované energie,“ řekl. Podle EGÚ Brno je řešením například investice do společné výroby elektřiny a tepla v kogenerační jednotce. Je vhodná jak pro průmyslové či výrobní podniky, tak pro budovy se stabilním odběrem těchto energií, jako jsou nemocnice, školy a další, uvedla společnost.

Menší firmy mohou podle ní dosáhnout úspor kombinací tepelných čerpadel s úpravami pro vyšší zateplení budov nebo fotovoltaiky s plynovým zdrojem tepla. „U vlastního zdroje odpadají poplatky za přenos, distribuci, systémové služby a další. Tyto náklady přitom dnes tvoří více než polovinu konečné ceny elektřiny,“ uvedl Macenauer. Návratnost pořízení vlastního zdroje elektřiny a tepla se podle něj pohybuje v rozmezí od tří do deseti let.

Analýzy EGÚ Brno ukazují, že do roku 2040 budou v České republice odstaveny přinejmenším elektrárny zajišťující 40 procent stávajícího výkonu. Podobná situace bude i v okolních zemích. „Je třeba si uvědomit, že se nyní nacházíme na začátku nejvýraznější proměny energetiky od poloviny 20. století. Evropu čekají obrovské investice do nových zdrojů a infrastruktury, a ty se výrazně projeví v konečných cenách energií,“ dodal Macenauer.

Povolenky

Evropský systém obchodování s emisemi ETS stanovuje limity celkového množství skleníkových plynů, které mohou vypouštět sektory v jeho působnosti, a zároveň umožňuje podnikům získat nebo zakoupit emisní povolenky, s nimiž lze podle potřeby obchodovat. Když se jejich cena zvyšuje, roste i motivace firem snažit se snižovat emise.

Evropská komise (EK) v květnu uvedla, že počet povolenek v oběhu se loni zvýšil, protože pandemie covidu-19 vedla k poklesu emisí. Na konci loňského roku bylo podle komise v oběhu zhruba 1,579 miliardy povolenek, o 14 procent více než před rokem. Komise proto rozhodla, že z budoucích aukcí stáhne 378,9 milionu povolenek a umístí je do rezervy pro stabilizaci trhu.

I v Česku se začíná sahat po nástroji, který v posledních letech významně změnil trh s elektřinou z obnovitelných zdrojů v západním světě. Automobilka Škoda Auto začala nakupovat elektřinu od provozovatele „zeleného zdroje“ v rámci speciální smlouvy, ve které odběratel zavazuje, za kolik a na jak dlouho bude z dané výrobny nakupovat.

Smlouvy typu PPA (Power Purchase Agreements) nejsou v zahraničí žádnou výjimkou. Uzavírají se jak kvůli ochraně před růstem cen elektřiny, tak samozřejmě i jako součást vztahu s veřejností. Například v USA se žádná z velkých technologických firem bez těchto kontraktů neobejde – a velká část z nich se buď zavázala, či dokonce už dokončila přechod k nákupu elektřiny z obnovitelných zdrojů.

Samozřejmě, dodávky jsou stále přímo ze sítě, takže k udržení stability dodávek a výroby se využívá síťových služeb poskytovaných jinými subjekty. Přesto je to rozšířený způsob, jak zajistit výnosy z obnovitelných zdrojů, a tak de facto zlevnit jejich zavádění. Předvídatelnost ohledně cen a odběru je klíčová pro banky, které z velké části obnovitelné zdroje pomáhají financovat. 

Za miliardu

V Česku se ovšem téměř nevyužívá. A není asi vůbec náhodou, že první skutečně velkou smlouvu tohoto typu na českém trhu uzavřela mladoboleslavská Škoda, která je jak vlastněná subjektem ze západnější země EU, tak musí být opatrná na svůj vztah s veřejnosti právě na západoevropských trzích. Cena celého kontraktu by se během dvaceti let jeho trvání měla přehoupnout přes miliardu korun. Škodovka by elektřinu měla začít odebírat v roce 2023.

Smlouvu uzavřela dceřiná společnost automobilky, Ško-Energo, která se zabývá energetickými dodávkami pro veškeré škodovácké závody. Partnerem je jí energetická skupina Ambient Energy, která k tomu využije čtyři nové větrné elektrárny na Opavsku, jejichž souhrnný výkon má dosahovat devíti megawattů.

Park, který má dodávat elektřinu už příští rok, by měl energetický developer, společnost Micronix, postavit za 400 až 500 milionů korun. Ta se v posledních letech stala nejaktivnějším investorem do větrných parků v Česku; primárně přitom odkupovala nerealizované projekty od původních developerů (v Česku je stavba větrných elektráren administrativně velmi náročná, byť technicky komplikovaná není, a tak řada potenciálních investorů postupně ztratila trpělivost).

Elektřiny bude pocházet z větrného parku Moravice – Melč na Opavsku, ve kterém jsou zatím pouze dvě větrné elektrárny. Čtyři další, které budou dodávak pro Mladou Boleslav, by měly být postaveny v příštím roce, pokud se splní očekávání developera. Jak připomněl Ekonomicky Týdeník, jedná se jeden z pěti větrných parků, který v roce 2021 schválilo ministerstvo průmyslu a obchodu.

Větrná elektrárna na Rovinech u Pcher, okres Kladno (foto Miaow Miaow)
Větrná elektrárna na Rovinech u Pcher, okres Kladno (foto Miaow Miaow)

Škoda díky smlouvě získá fixaci cen elektřiny na přístích 20 let. Ve výsledku samozřejmě na smlouvě nemusí ušetřit, pokud ceny budou v budoucnosti opravdu nízké, ale předvídatelnost a jistota mají svou cenu. Zároveň se tím hlásá k politice šetrného přístupu k životnímu prostředí, což jí vylepší pozici na finančním trhu, kde tuto politiku začínají sledovat banky i pojišťovny. Díky tomu mohou mít zeleně uvažující firmy v konečném důsledku i levnější úvěrování či pojištění.

„Věříme, že dostojíme závazku stát se ve výrobě elektrické energie a tepla uhlíkově neutrálními podle našich plánů. Cílíme na obnovitelné zdroje energie a usilujeme o jejich diverzifikaci,“ řekl novinářům k novému kontraktu Tomáš Kubín, jednatel Ško-Energo.

Pro největší českou automobilku je kontrakt pokračováním již nastoupené cesty. Chce investovat do fotovoltaických panelů na střechách budov ve svém areálu, a to v řádech stovek milionů korun. Firma také hodlá do konce roku 2025 přejít od spalování uhlí k biomase, především proto, aby se vyhnula nárůstu plateb za emisní povolenky.

Společnost Ambient Energy, která se specializuje na výkup a dodávky elektřiny z obnovitelných zdrojů, věří, že podobných projektů bude přibývat. Další PPA kontrakty už má rozjednané, výhledově by jich v Česku chtěla uzavřít desítky.

„PPA obchody jsou jednou z cest k decentralizaci energetiky a rozvoji obnovitelných zdrojů. Fungují skvěle například ve Spojených státech a mohly by být úspěšné i v České republice,“ uvedl šéf Ambient Energy Ladislav Seidler.

První podobný kontrakt byl v Česku uzavřen už loni, připomněl časopis E15. Má ho “na svědomí” Martin Pacovský, tedy bývalý šéf divize obnovitelných zdrojů společnosti ČEZ. Pro svůj Jarošovský pivovar si nasmlouval také dvacetiletý kontrakt na odběr “čisté” elektřiny od energetické společnosti Atlantis Management. Smlouva je svým objemem ovšem o poznání menší. „Ekonomicky to s PPA vychází úplně bez dotací. Myslím, že to má velký potenciál,“ řekl pro týdeník Hrot loni v listopadu Pacovský.

V EU běžné

Firemní trh s dlouhodobými smlouvami na odběr zelené energie rostl v Evropě za posledních sedm let na 11 tisíc megawattů instalovaného výkonu. Jen v roce 2020 byly uzavřeny smlouvy na zhruba tři tisíce megawattů nových PPA projektů.

Ze známých firem tyto smlouvy využívá například Heineken, Danone, Bosch, Volkswagen nebo Deutche Bahn. Rozšířené jsou především samozřejmě v oblastech, kde je dostatek levných obnovitelných zdrojů. Jedním takovým trhem je jižní Evropa, například Španělsko, kde fotovoltaika představuje v tuto chvíli jednoznačně nejlevnější typ nových zdrojů elektřiny. Smlouvy se ovšem neomezují jen na jižní země, v severnější části Evropy se ovšem výrazně častěji týkají elektřiny z větru.

Globálně objem soukromě uzavřených dlouhodobých dohod loni meziročně vzrostl o 18 procent na 23,7 gigawattu, a to navzdory pandemii koronaviru. Mezi zeměmi podle agentury Bloomberg dominovaly Spojené státy americké, mezi společnostmi pak Amazon.

Na začátku letošního roku došlo k jedné z nejvážnějších události v evropské rozvodné soustavě za poslední roky. V pátek 8. ledna brzy odpoledne jsme se poprvé po dlouhých letech ocitli relativně blízko velkému výpadku dodávek elektřiny ve významné části Evropy. Na více než hodinu se od evropské sítě oddělila soustava jihovýchodní Evropy.

Událost vzbudila zájem médií a veřejnosti až zpětně, v danou chvíli si ji všiml málokdo mimo obor. Ale brzy poté se v Česku objevily hlasy, podle kterých byla minimálně do určité míry důsledkem rozvoje obnovitelných zdrojů, především v rozhovoru Pavla Farkače z energetické společnosti Sev.en energy pro iDnes.cz. Sev.en Energy (někdy se u nás nepřesně označuje jako Severní energetická) je vlastněná skrze kyperskou společnost českým podnikatelem Pavlem Tykačem. Skupina je zaměřená prakticky výhradně na oblast energetiky, a to především těžby uhlí a výrobu elektřiny z něj.

Nebyl to zcela je ojedinělý hlas. S tvrzením, že jde o malou předzvěst věcí budoucích a že bude hůře, přišly například rakouské energetické firmy Wien Energie a EVN. Podle nich se blackoutu neboli rozsáhlému výpadku dodávek elektřiny podařilo zabránit jen těsně. Jejich prohlášení uvádělo, že s růstem podílu nepředvídatelných obnovitelných zdrojů takových událostí bude přibývat a riziko poroste.

Obnovitelné zdroje ovšem za událostí nejsou. Jednoznačně to říká závěrečná zpráva o události, kterou zpracovala komise jmenovaná Evropským sdružení m provozovatelů přenosových soustav elektřiny (ENTSO-E). Kompletní zprávu můžete získat z této stránky.

Zpráva potvrdila, že rozdělení mělo svůj původ v rozvodně nedaleko zhruba tisícové chorvatské obce Ernestinovo, která leží ve východním cípu země, nedaleko hranice se Srbskem. Problém nebyl v nějakém výkyvu ve výrobě: “K prvotní události, která způsobila odpojení soustavy dne 8. ledna 2021, došlo v chorvatské rozvodně Ernestinovo. Výroba konvenčních elektráren a obnovitelných zdrojů energie v oblasti oddělení soustavy odpovídala plánované výrobě a nedošlo k neplánované nedostupnosti výrobních zdrojů.” Na vině tedy nebyla vysoká výroba elektřiny v obnovitelných zdrojích nebo to, že nebyl k dispozici dostatek výkonu (nedostatečná výkonová přiměřenost).

Zpráva potvrdila dřívější odhady, že poruchu způsobilo rozpojení dvou přípojnic nadproudovou ochranou v chorvatské rozvodně Ernestinovo. V rozvodně se rozpojilo jedno z připojených 400kilovoltových vedení. Přebytečná energie začala automaticky proudit do dalších vedení, která nápor ovšem také neunesla. Porucha se tak šířila dál. Kaskáda selhání se šířila, jak ochranné prvky jednotlivých systémům automaticky odpojovala jedno vedení za druhým. Nakonec vznikly v Evropě dva obří energetické „ostrovy“, dvě obří, na sobě nezávislé soustavy.

Mapa synchronní zóny kontinentální Evropy zobrazující dvě oddělené oblasti během události 8. ledna 2021 (foto ENTSO-E)
Mapa synchronní zóny kontinentální Evropy zobrazující dvě oddělené oblasti během události 8. ledna 2021 (foto ENTSO-E)

Všechno se odehrálo extrémně rychle, alespoň z lidského pohledu. K prvnímu rozpojení u Ernestinova došlo 14:04:25,9 středoevropského času. Už ve 14:04:48,9 se kvůli přebytku výkonu rozpojilo vedení Subotica-Novi Sad v Srbsku. To vedlo k již zmíněné kaskádě dalších odpojení a v důsledku rozdělení evropské sítě na dvě v čase 14:05:08,6.

Podrobná analýza dále ukázala, že důvodem byly enormní toky výkonu napříč Evropou a nízké rezervy pro udržení stability. ENTSO-E upozorňuje na to, že s dalším rozvojem společného evropského trhu s elektřinou budou tyto situace častější a budou nabírat na intenzitě. Provozovatelé přenosových soustav by proto měli být dostatečně připravení a provozované soustavy měly mít dostatečné zálohy pro řešení obdobných situací.

Zároveň ale uvádí, že se zjevně z podobných událostí můžeme poučit. Konkrétně zmiňuje, že rychlý spolupráce a reakce provozovatelů soustav zabránila opakování události z roku 2006. Dne 4. listopadu 2006 totiž došlo k velmi podobné události, která však skončila mnohem hůře.

Aby mohla projet loď ze severoněmecké loděnice Meyer Werft do Severního moře, došlo k neuváženému odpojení dvou vedení s velmi vysokým napětím v době, kdy byly linky v oblasti využity prakticky na maximum. Miliony obyvatel v Německu, Francii, Itálii, Belgii, Španělsku a Portugalsku pak zasáhl zhruba dvouhodinový blackout. Příčinou byla tehdy lidská chyba, ale poučení z této události podle zprávy pomohlo omezit škody v roce 2021.

Co se letos stalo?

Událost naštěstí nezpůsobila žádné velké škody. Obě části soustavy měly v danou chvíli podobný problém – nerovnováhu mezi výrobou a spotřebou. Velmi zjednodušeně tedy v danou chvíli měla „balkánská“ část nadvýrobu, ve zbývající části kontinentální Evropy včetně ČR zároveň nastal nedostatek výkonu. Rozdíl byl v obou částech zhruba 6300 megawattů (MW), v každé ale s opačným znaménkem.

Nerovnováha byla jednoduše dána okamžitou situací na trhu. Rozdělení neprobíhalo přímo podle hranic států – na dvě části se rozpadla například i rumunská soustava. Obecně však platilo, že severní část soustavy byla spíše importní, jižní spíše exportní.

Přehled prvků a vedení, které byly odpojeny v důsledku události z 8. ledna 2021 (foto ENTSO-E)
Přehled prvků a vedení, které byly odpojeny v důsledku události z 8. ledna 2021 (foto ENTSO-E)

Většina zemí na severu tedy elektřinu dovážela, a to zejména Španělsko, Francie a Maďarsko (našly se ale i státy přebytkové, jako Česko, Německo nebo Švýcarsko). Balkán byl spíše exportní, což není v tomto období roku neobvyklý jev. Jižní Evropa má poměrně vysoký podíl výroby elektřiny z vodních elektráren, které nejlépe fungují právě během zimních a jarních měsíců. Tehdy bývají stavy vody nejpříznivější.

Přebytek či naopak nedostatek výkonu se okamžitě a nevyhnutelně projevil změnou frekvence v síti. V balkánské části Evropy bylo elektřiny moc, a tak elektřina „kmitala rychleji“. Nadfrekvence dosáhla hodnoty až 50,6 hertzů (Hz). Naopak v severní části se došlo ke krátkodobému poklesu frekvence o 254 mHz až na hodnotu 49,74 Hz. Jak vidíte, výkyvy neměly stejnou amplitudu, jednoduše proto, že obě části soustavy nebyly stejně veliké. Severní část byla podstatně větší.

V každém případě ovšem výkyvy byly mimo běžné bezpečnostní hranice. Povolená tolerance běžné frekvence 50 Hz je plus minus 0,2 hertzu. Každé vybočení mimo tyto limity se již považuje za ohrožení stabilního provozu sítě.

Síly rychlé reakce

Kaskáda poruch se ovšem zastavila a výkyv se podařilo rychle narovnat. Ve větší, „nedostatkové“ části soustavy se v zásadě prováděly dva typy opatření: odstavovali se zákazníci a zapínaly se nové zdroje.

V Česku bývá řešení obvykle spíše druhé zmíněné – tedy zvyšuje se výroba. Česko přispělo k vyrovnání rovnováhy navýšením výroby zhruba o 100 MW. Rezerva byla ještě větší, podle společnosti ČEPS, která zajišťuje bezpečný provoz české sítě, byla celková výše rezerv zhruba 1100 MW. Některé jsou schopné naběhnout řádově v jednotkách sekund, jiným do trvá déle. V každém případě nebylo nutné sáhnout „až na dno“. Ostatně přispěli i jiní: zhruba 500 megawattů dodaly velmi rychle do evropské sítě podmořskými kabely Velká Británie či skandinávské země, které mají k dispozici řadu vodních elektráren, u nichž lze výkon rychle regulovat (pokud tedy již nejedou na maximum, samozřejmě).

V jiných zemích se například spíše odstavovalo. Francie a Itálie odstavily celkem zhruba 1700 megawattů. Jednalo se pouze o dodavatele, kteří takovou možnost mají ve smlouvě. Tedy obvykle provozy, u nichž případné odstavení od provozu nezpůsobí velké ekonomické škody či škody přímo na zařízení. Pro zajímavost, ČEPS v Česku například podobně zkoušel odstávky papírenských provozů či rypadla v hnědouhelném dole. V jižní části soustavy se samozřejmě musel řešit problém opačný, přebytek dodávek, a tak se odpojovaly zdroje. Již ve 14:04:57 se tak odpojila téměř gigawattová elektrárna v Turecku.

Opatření rychle zabrala. V „naší“ části soustavy se kmitočet přibližně po deseti sekundách vrátil do normálního pásma provozu, tedy do rozmezí 49,8–50,2 Hz. Jen zhruba pět minut po události, ve 14:09, již byla odchylka snížena pod 0,1 Hz. V jižní části soustavy trvalo zvládnutí odchylky delší dobu, pod 50,2 Hz se frekvence dostala až zhruba ve 14:30. Pak už jen došlo ke „sladění“ obou soustav a v 15:07:31,6 k „energetickému sjednocení“, tj. resynchronizaci obou oddělených částí soustavy.

Frekvence v synchronní zóně kontinentální Evropy odpoledne 8. ledna 2021. Modrá křivka zobrazuje průběh změny frekvence pro severozápadní část, která trpěla nedostatkem výkonu. Oranžově pak jihovýchodní část, kde ho byl zase přebytek (foto ENTSO-E)
Frekvence v synchronní zóně kontinentální Evropy odpoledne 8. ledna 2021. Modrá křivka zobrazuje průběh změny frekvence pro severozápadní část, která trpěla nedostatkem výkonu. Oranžově pak jihovýchodní část, kde ho byl zase přebytek (foto ENTSO-E)

Mohlo se něco stát?

Varovným hlasům se jistě zaslouží naslouchat, ale v tomto případě jde podle všeho o hlasy zaujaté. Sev.en má evidentně zájem na provozování fosilních zdrojů paliv, především uhlí, které má v Evropské unii nepříliš slibnou budoucnost. Zvyšování cen emisních povolenek i politický tlak nejspíše povedou k jeho relativně rychlému konci.

Podobné je o i se zmíněnými rakouskými firmami. „Firmy Wien Energie a EVN situaci zneužily k tomu, aby prosazovaly své projekty. V současnosti totiž usilují o podporu státu pro výstavbu baterií pro ukládání energie z obnovitelných zdrojů, případně na výrobu elektřiny z plynu,“ komentoval situaci asistent generálního ředitele APG Florian Pink na dotaz českého Deníku Referendum. Ostatně společnost Wien Energy nakonec raději změnil názor: „Z našeho dnešního pohledu obnovitelné zdroje 8. ledna nezpůsobily situaci blížící se blackoutu,“ odpověděla mluvčí firmy Lisa Grohsová Referendu zhruba dva týdny po události.

Faktem totiž je, že k dispozici byly ještě další rezervy a stabilizace bylo dosaženo pouze s vynaložením jejich relativně malé části. Navíc šlo vysloveně o ojedinělou událost způsobenou patrně poruchou či jinou chybou. Selhání rozvodny v Ernestinovu nebylo důsledkem dlouhodobé zátěže sítě či jejich komponentů. Podle analýzy ČEPS se provoz v daný den nijak výrazně nelišil od stejných období v předchozích pěti letech.

Je jistě pravdou, že síť s vyšším podílem obnovitelných zdrojů je nutné regulovat jinak než sítě založené jen na fosilních či jaderných zdrojů. Zvláště pokud jde o tak obří systém, jakým je evropská soustava ENTSO-E. Řešení existují, musí je ovšem někdo zaplatit. Ať již se bavíme o stavbě a udržování záložních zdrojů, nejrůznějších typů úložišť či nucených odstávkách některých zdrojů (redispečinku).

Za elektřinu si lidé ročně připlatí i více než 1000 korun, ceny vzrostou minimálně o desetinu. Důvodem je vývoj na velkoobchodních trzích, kde ceny energií znatelně rostou. Shodli se na tom analytici, které oslovila ČTK.

Trend podle nich lze tlumit aktivním zjišťováním nabídek na trhu a fixací současných cen smlouvou na delší časové období. “Doporučil bych si co nejdříve najít fixní cenu na co nejdelší období, tedy na tři roky. Potíž je jen v tom, že téměř všichni významní hráči již fixní produkty zdražili,” uvedl analytik portálu TZB-info Jan Schindler.

Zatímco v prvním čtvrtletí byla podle Schindlera obvyklá cena elektřiny, tj. jen komodity bez DPH, kolem 1 500 až 1 600 Kč za megawatthodinu (MWh), v nových cenících není výjimkou cena přes 2 000 Kč/MWh. “V případě plynu rok začínal s cenami kolem 600 až 700 Kč/MWh, v nových cenících je cena o 100 až o 200 Kč/MWh vyšší. Zvyšování cen plynu je mírnější, protože obchodníci v minulosti moc nezlevňovali,” řekl ČTK analytik.

Energetický specialista společnosti Ušetřeno.cz Michal Les uvedl, že důvodem trendu je především vývoj cen emisních povolenek, které zdražují výrobu elektřiny. Domácnosti si podle něj mohou ročně za elektřinu připlatit i více než 1000 korun. “Tento rok bude ve znamení zdražování. U ceny elektřiny pro domácnosti očekáváme zvýšení cen přibližně o desetinu. U plynu zatím dodavatelé neohlásili zdražování. Vzhledem k vývoji cen na burze ale k tomu může velmi brzy dojít,” dodal.

Cena elektřiny na Pražské energetické burze pro rok 2022, na který se teď obchodníci nejvíce zásobí, činí aktuálně asi 65 eur (zhruba 1 660 Kč) za MWh, meziroční nárůst činí více než 40 procent. Podobně meziročně vzrostla také cena plynu, která je aktuálně přes 21 eur (asi 567 Kč) za MWh.

Analytik společnosti ENA Jiří Gavor uvedl, že hlavní vlnu zdražování čeká ke konci tohoto roku – u takzvané silové elektřiny v průměru kolem 15 procent, u plynu do deseti procent. “Menší dodavatelé dokáží být velmi konkurenceschopní, nicméně často nemají tak silné finanční zázemí, které by jim umožnilo nákup energií s velkým časovým předstihem. Velké firmy budou více těžit z toho, že si energii na burze pro rok 2022 nakoupili částečně už loni za výrazně nižší ceny. Pro volbu dodavatele je ale rozhodující konkrétní nabídka bez ohledu na velikost firmy, rozhoduje cena a kvalita servisu,” podotkl Gavor, který působí i jako výkonný ředitel Asociace nezávislých dodavatelů energií.

Hlavní ekonom BH Securities Štěpán Křeček doplnil, že s obnovou ekonomiky po covidu-19 je spojená větší poptávka po komoditách. “To se kromě elektřiny, ropy či mědi projevuje i na trhu se zemním plynem. Jsme tak svědky výrazného vzestupu burzovních cen, které se přenesou do koncových cen pro spotřebitele. Tím však zdražování nekončí. Lidé si připlatí i za nákupy automobilů, pohonných hmot, chemických látek, plastů, kovů, alkoholických nápojů, tabákových výrobků, vybraných potravin, nájmů a nemovitostí,” dodal.

Írán zakázal na téměř čtyři měsíce energeticky náročnou těžbu kryptoměn, jako je Bitcoin, uvedl ve středu prezident Hasan Rúhání. Mnohá města čelá v zemi v současnoti nedostatku elektřiny a blackoutům. “Zákaz těžby kryptoměn platí s okamžitou platností do 22. září … Přibližně 85 % současné těžby v Íránu je bez licence,” řekl Rúhání v televizním projevu na zasedání vlády 26. května.

Bitcoin a další kryptoměny vznikají procesem známým jako těžba, při němž výkonné počítače mezi sebou soutěží v řešení složitých matematických problémů. Tento proces samozřejmě vyžaduje elektřinu, ostatně stejně jako jakákoliv výpočetní aktivita.

Vzhledem k tomu, že se příští měsíc blíží prezidentské volby, Íránci výpadky elektřiny hojně kritizují. Vláda z výpadků elektřiny viní těžbu kryptoměn, sucho a prudce rostoucí poptávku po elektřině v létě.

Podle blockchainové analytické společnosti Elliptic se v Íránu těží přibližně 4,5 % všech bitcoinů, což mu umožňuje vydělat stovky milionů dolarů z kryptoměn, které lze využít ke zmírnění dopadu amerických sankcí.

Íránská ekonomika se potýká s vážnými obtížemi především od roku 2018, kdy bývalý prezident Donald Trump odstoupil od jaderné dohody Teheránu se šesti mocnostmi z roku 2015 a znovu zavedl hospodářské sankce. Administrativa amerického prezidenta Joea Bidena a další světové mocnosti jednají s Íránem o oživení dohody.

Írán v posledních letech těžbu kryptoměn vítal. Země nabízela těžařům levnou energii a požadovala za to, aby těžaři prodávali své bitcoiny centrální bance. Teherán povoluje, aby se kryptoměny vytěžené v Íránu používaly k placení dovozu neembargovaného zboží.

Vyhlídka na levnou energii přilákala do Íránu velké množství těžařů, a to zejména z Číny (s Čínou má Írán poměrně čilý hospodářský styk). Na výrobu elektřiny pro těžaře je podle společnosti Elliptic zapotřebí přibližně 10 milionů barelů ropy ročně, což představuje 4 % celkového íránského vývozu ropy v roce 2020.

Z více než 1,3 miliardy lidí žijících na černém kontinentu jich má přístup k elektřině jen asi polovina a zatím nic nenasvědčuje tomu, že by se energetický hlad Afriky v nejbližší době výrazně snížil. Nejaktivnějším investorem do tamní energetiky je zatím Čína, v oblasti výstavby jaderných elektráren zase Rusko.

Potřeba elektřiny jen pro domovní a komerční využití by měla do roku 2040 celosvětově vzrůst o 20 %, avšak Afrika se na tomto přírůstku bude podle odhadů podílet pouhými 3 %. Podíl afrického kontinentu na celosvětové spotřebě všech energií by se ve stejném období měl zvýšit jen mírně ze současných 6 na 9 %. Druhý nejlidnatější světadíl, na kterém v současnosti žije přes 17 % světové populace, tak bude i v budoucnu využívat sotva desetinu celosvětově spotřebované energie. Tento nepoměr se ještě prohloubí, pokud se vyplní předpoklad, že africká populace by se do roku 2050 mohla téměř zdvojnásobit na 2,4 miliardy lidí.

Výkon energetické soustavy Afriky činí asi 160 GW, energetický systém se ale vyznačuje značnou nestabilitou a častými výpadky dodávek proudu, což podle odhadů způsobuje roční ztrátu 2–4 % HDP. Pro srovnání – z hlediska počtu obyvatel zhruba poloviční Evropa disponuje instalovaným energetickým výkonem téměř 1000 GW. Africká energetika je založena především na spalování ropy, zemního plynu, uhlí a biomasy, které dohromady tvoří 97 % zdrojů. Větrné a solární zdroje představují v dnešní Africe zhruba 2 % veškeré produkce elektřiny.

Do roku 2040 by měl jejich podíl vzrůst na 10 %. Díky dostatku slunečního svitu a klesajícím cenám solárních panelů by se na tomto přírůstku měly z větší části podílet fotovoltaické zdroje. V současné době je v Africe v komerčním provozu jediná jaderná elektrárna v jihoafrickém Koebergu. Další jaderný zdroj vyroste do roku 2022 v Egyptě. Elektrárnu s výkonem 4800 MW postaví ruský Rosatom, který má podepsaná memoranda o spolupráci v jaderné energetice i s dalšími africkými zeměmi – Keňou, Nigérií, Súdánem, Ugandou a Zambií.

Investice?

Rozvoj a stabilizace africké energetiky si podle odhadů vyžádají do roku 2030 investice ve výši 450 miliard dolarů. Podílet se na nich má Světová banka, jednotlivé země, nadnárodní korporace a také některé nevládní organizace. Světová banka doposud financovala čtvrtinu veškerých systémů domovní a lokální distribuce elektřiny v Africe. Soukromí investoři se podílejí zejména na výstavbě plynových elektráren, které jsou stabilním a relativně čistým zdrojem elektřiny a zároveň představují investici s poměrně rychlou návratností. Největším investorem do africké energetiky je Čína. Ta už v roce 2009 vystřídala USA v roli největšího obchodního partnera Afriky, a svou pozici od té doby posiluje.

Nevládní organizace upozorňují, že rozvojová pomoc proudící do africké energetiky se stále až příliš soustředí na fosilní paliva a energetický hlad kontinentu neřeší. Organizace Tearfund odhaduje, že při zachování současného investičního rámce bude v roce 2030 většina ze zhruba 700 milionů lidí, kteří v té době nebudou mít ve světě přístup k elektřině, žít stále především v subsaharské Africe. Řešením by mohly podle Tearfundu být decentralizované a lokální zdroje obnovitelné energie. Tento sektor má navíc potenciál zaměstnat jen v subsaharské části Afriky na 1,8 milionu lidí.

Jak to vypadalo ve světě s výrobou elektřiny v roce 2020? T shrnuje zpráva Global Electricity Review 2021 think-tanku Ember. Ten v těchto pravidelných zprávách shrnuje trendy v elektroenergetice po celém světě.

První zjištění nijak nepřekvapí: pandemie způsobená virem SARS-CoV-2 v podstatě zastavila růst poptávky po elektřině. V roce 2020 světová spotřeba elektřiny poklesla o 0,1 %. Ovšem trend je zjevně dočasný, již na konci roku se začal otáčet a v porovnání s prosincem 2019 byla v mnoha zemích spotřeba vyšší: v Indii o 5 %, v EU a USA o 2 %.

Růst podílu „nových“ obnovitelných zdrojů (tedy bez vodních elektráren) se stále zvyšuje. Výroba elektřiny ve větrných a solárních elektrárnách v roce 2020 vzrostla o 14,8 % neboli o 314 TWh. V loňském roce tedy větrné a solární elektrárny vyrobily téměř desetinu světové elektřiny, konkrétně 9,4 %. Ještě v roce 2015 byl podíl OZE na výrobě 4,6 %.

Uhlí oslabilo, nemizí

Meziročně rekordně klesla výroba z uhlí, kde byl meziroční pokles pokles o 3,8 % (346 Twh, tedy cca pětinásobek české spotřeby). To je více než výroba elektřiny v roce 2020 ve Spojeném království. Velké poklesy výroby z uhlí byly zaznamenány například v USA (o 20 %), v EU (o 20 %) a v Indii (o 5 %). Ovšem v Číně, která je největším znečišťovatelem, spotřeba uhlí naopak mírně rostla (o 2 %).

Globální emise oxidu uhličitého byly v roce 2020 zhruba o 2 % vyšší než v roce 2015, kdy byla podepsána Pařížská dohoda. Poptávka po elektřině se za stejné období zvýšila o 11 % (o 2 536 TWh) a část tohoto nárůstu byla pokryta výrobou elektřiny z fosilních paliv. Například v EU a zejména v USA byl totiž pokles výroby z uhlí vykompenzován nejen nárůstem výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, ale také ze zemního plynu.

V celosvětovém měřítku vzrostla výroba ve vodních elektrárnách o 94 TWh. Naopak výroba z jádra naopak poklesla o 104 TWh. Výroba ze zemního plynu (a ropy, která je ovšem používána v menší míře) poklesla o 12 TWh.

Aby její datacentra pracovala tak, jak si vedení, inženýři i zákazníci představují, udělala společnost Google možné i nemožné. Postupně se například stala jedním z největších výrobců hardwaru na světě: své servery si navrhuje a kompletuje z dílů vyrobených na objednávku. Naučila se uvolňovat pravidla tam, kde to dává smysl: umožnila zaměstnancům v USA chodit do práce v šortkách, aby se mohla zvýšit teplota v datacentrech, a tedy ušetřit na chlazení. A také se naučila ve velkém nakupovat levnou „zelenou elektřinu“.

Google si totiž již na přelomu tisíciletí vytkl za cíl, že provoz jeho datacenter budou zajišťovat pouze obnovitelné zdroje. V té době, kdy ceny z těchto zdrojů byly výrazně vyšší než dnes (v případě fotovoltaiky několikanásobně), se to mohlo zdát jak nemožný cíl. Podle statistik ho ovšem společnost splnila již před rokem 2010 a od té doby si stanovený standard udržuje.

Přitom Google, Microsoft, Apple nebo řada dalších firem, které usilují o snížení své uhlíkové stopy, využívají ke splnění tohoto cíle do značné míry jediný jednoduchý nástroj: uzavírají smlouvy na odběr elektřiny se zaručeným původem z obnovitelných zdrojů. Díky tomu získávají pouze bezemisní elektřinu za příznivou cenu, a přitom nemusí řešit problémy, které OZE svou nepředvídatelností mohou odběrateli způsobit.

Solární elektrárna (foto Michael Mees)

My dodáme, vy spotřebujete

V principu je celý systém záruk na původ elektřiny prostý: odběratel využívá běžné elektřiny za sítě, ale zároveň nabízí mírný příplatek zdrojům, které preferuje. Zákazníkům se tak vlastně nabízí způsob, jak ovlivňovat energetický mix. Provozovatelé takových zdrojů zase získají malý příspěvek, který jim pomůže vylepšit jejich ekonomickou bilanci a motivuje další investory v oboru.

Jde o obchod na zcela dobrovolném základě, do něhož nevstupuje stát. Na druhou stranu, původ elektřiny je nutné nějak zaručit. V zemích Evropské unie proto vznikl systém EECS, který právě toto zajišťuje. Jeho účastníky jsou operátoři trhu s elektřinou – v České republice tedy společnost OTE – kteří jsou v pozici, aby mohli kontrolovat množství skutečně vyrobené elektřiny v jednotlivých zdrojích. Od roku 2021 je možné vydávat také certifikáty na energii z vytápění a chlazení z obnovitelných zdrojů.

Čeští zákazníci byli tomuto konceptu dlouho méně nakloněni než řada zahraničních společností. „Zájem o záruky původu roste na českém trhu zhruba od roku 2018,“ říká Jakub Merta ze společnosti Lumius. Ne že by čeští zákazníci neměli zájem o životní prostředí, či ho nechtěli chránit, jsou ovšem ke konceptu „zelené“ elektřiny poněkud skeptičtí. Třeba kvůli velmi kontroverznímu tzv. solárnímu boomu před rokem 2010, kdy český stát nedokázal dostatečně rychle zareagovat na technologický rozvoj v oboru fotovoltaiky.

Skepse, byť jistě v minulosti opodstatněná, ovšem postupně opadá. Navíc přibývá zahraničních partnerů (či zahraničních majitelů českých společností), kteří využívání záruk u českých partnerů vítají či přímo předpokládají. Jde například o účastníky iniciativy RE100 sdružující vlivné podniky (3M, Sony, Pepsico), které se zavázaly využívat ze 100 % elektřinu z obnovitelných zdrojů.

Situace je také jiná než před 10 lety. Byť jsou záruky původu také určeny k podpoře rozvoje obnovitelných zdrojů, jdou na to velmi odlišným způsobem než česká legislativa se systémem garantovaných výkupních cen. Rozdíl je patrný i v ceně: záruky původu cenu elektřiny proti tržní ceně nijak výrazně nezvyšují. Ceny kolísají podle zájmu, ale pohybují se v pásmu řádově jednotek procent ceny elektřiny na trhu.

Efektivní podpora

Jak je našim čtenářům nepochybně jasné, odebraná elektřina k zákazníkovi nepřichází přímo z konkrétního zdroje. „Záruka deklaruje, že zákazníkem spotřebovaná elektřina, případně její určitá část, pochází z daného zdroje – výrobce dodá do sítě dané množství za určitý časový úsek a zákazník/spotřebitel toto množství za dané období ze sítě spotřebuje,“ vysvětluje Jakub Merta.

Větrná elektrárna (foto OLC Fiber)

Systém přímého odběru by byl v praxi téměř nepoužitelný. Záruky zachovávají ducha podpory obnovitelných zdrojů (a to těch nejefektivnějších, jak uvidíme dále), ale přitom díky nim zákazník může elektřinu odebrat na základě svých potřeb, ne podle potřeb producenta.

Systém také umožňuje nákupy elektřiny kombinovat dle potřeby. Certifikovanou elektřinou lze například pokrýt pouze část spotřeby. Nebo například po určité vybrané časové období nutné ke splnění zakázky pro klienta, který by vyžadoval, aby při její realizaci byla využita právě „zelená“ elektřina. „Pokud o to má zákazník zájem, může si ale samozřejmě vybrat pro své dodávky konkrétní zdroj,“ vysvětluje Jakub Merta.

Záruky původu ovlivní také jiné metriky, sledující vliv daného podniku na životní prostředí a zejména na klimatické změny. Tou nejznámější je tzv. uhlíková stopa, která je nepřímým ukazatelem spotřeby energií a produkce výrobků či služeb. S pomocí záruk tak lze snížit tzv. „Scope 2“, tedy nepřímé emise podniku. To jsou totiž emise spojené se spotřebou nakupované energie (elektřiny, tepla, páry či chlazení), které nevznikají přímo v podniku, jsou ovšem důsledkem jeho činnosti (např. nákupu elektřiny, tepla či páry).

Z nejlepšího zdroje

Zdroj, z jehož výroby jsou záruky poskytnuty, nemusí nutně pocházet pouze z území našeho státu. Díky systému EECS lze obchodovat i přeshraničně. Systém tak je pružnější a ceny záruk mohou být nižší než v případě, že by systém byl vázán na území jediného konkrétního státu.

Výkon obnovitelných zdrojů do značné míry záleží na lokalitě. Díky přeshraničnímu obchodování je tedy možné v rámci systému získat elektřinu z míst, kde jsou tyto zdroje nejlépe využity, a mohou tedy být nejlevnější. Včetně takových, které se obejdou bez přímých dotací, jako například fotovoltaika v některých oblastech Středomoří.

Fotovoltaické systémy mají a vždy budou mít lepší podmínky ve slunečné jižní Evropě než v Evropě střední. A větrné elektrárny mohou podstatně lépe fungovat na pobřeží Severního moře (či přímo v něm) než na Vysočině. Naopak vodní díla, která stojí v Česku, budou těžko v dohledné době mít konkurenci na Sicílii. Jde tedy v podstatě o systém, který podporuje stavbu obnovitelných zdrojů obecně. Nesnaží se přímo vybrat vítěze – tu nejlevnější a nejvhodnější technologii mezi všemi obnovitelnými zdroji – ale nechává výběr do značné míry na trhu.

Dodejme ovšem, že zatím zájemci dostávají zelenou elektřinu právě z českých zdrojů, pokud si výslovně nepřejí opak. V současné době jí sice v Česku není na trhu nedostatek, především díky produkci našich vodních elektráren, ale vzhledem k tomu, že české kapacity jsou omezené a možnosti jejich rozvoje rovněž, v dlouhodobém měřítku lze zřejmě očekávat, že poroste množství záruk ze zdrojů v místech, kde více svítí a fouká.

Načíst další