Kolik stojí elektřina?

Cena elektřiny na krátkodobých trzích vloni vzrostla až o 146 %. Současnou stabilizaci koncoví zákazníci pocítí až se zpožděním

Pokud sledujete zprávy o vývoji cen elektřiny, možná vás zaráží, že cena na burze často nekoresponduje s nabídkami dodavatelů a konečnou cenou na vaší faktuře. Elektřina jako komodita není to jediné, za co platíme, a celou částku od nás nedostane ani výrobce elektřiny. Cena silové elektřiny vzniká na trhu, zatímco regulovaná část je pevně stanovena. Na konečné ceně elektřiny se tak podílí i distribuční tarify, poplatky za obnovitelné zdroje, poplatky za stabilitu sítě a daně. V minulých letech tvořila regulovaná složka stanovená regulačním úřadem až polovinu výsledné částky, v tomto roce je to už jen jedna čtvrtina. Stát se tím snaží spotřebitelům alespoň částečně kompenzovat růst ceny silové elektřiny.

Zastropování pomáhá. Bez něj by zákazníci platili o polovinu více

Od 1. ledna 2023 platí zastropovaná cena za silovou elektřinu 6 050 korun za megawatthodinu včetně DPH. To ale zdaleka není konečná cena elektřiny, tu tvoří kromě samotné komodity, tzv. silové elektřiny a poplatku dodavateli, také regulované platby. Výsledná částka na vaší faktuře je tedy vždy o několik stovek korun za megawatthodinu vyšší.

Většina dodavatelů bude od ledna nabízet produkty za státem stanovenou zastropovanou cenu, ušetřit mohou ti, kteří dosud využívali spotové tarify. „Zákazník zaplatí 8 171 korun za megawatthodinu, z toho 6 050 korun tvoří obchodní složka včetně DPH. Bez zastropování by zákazníci platili přibližně o polovinu více,“ říká Roman Gazdík, tiskový mluvčí skupiny ČEZ. „Přibližně 10 procentům zákazníků ČEZ Prodej od ledna zvyšuje zálohy. Řada zákazníků má fixace, další zákazníci začali šetřit, jiní si zálohy už třeba i navýšili sami, některé zákazníky čeká brzy fakturace, tak se jim budou zálohy upravovat následně. Ale i u těchto zákazníků je předpoklad, že by z nich řada mohla začít šetřit,“ dodává Gazdík.

Jak číst vyúčtování za elektřinu

Silová elektřina tvořila roce 2021 polovinu celkové ceny, na začátku roku 2022 už to byly tři pětiny a v tomto roce to bude více než tři čtvrtiny. Zbytek představuje tzv. regulovaná složka. Regulovanou složku ceny elektřiny tvoří:

• poplatky za distribuci elektřiny podle odebraného množství, stanovené dle distribuční společnosti, pod kterou zákazník spadá;
• fixní platba za jistič podle jeho hodnoty;
• systémové služby pro zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou zajištěné společností ČEPS;
• poplatek pro organizátora trhu OTE, který má na starosti například administraci změny dodavatele elektřiny
• a příspěvky na obnovitelné zdroje.

Kromě těchto složek se do konečné ceny počítá také daň z elektřiny a DPH. Například v Dánsku představovaly daňové složky 48 % z ceny elektřiny, v Německu 42 %.

Regulované složky ceny stanovuje každoročně Energetický regulační úřad (ERÚ). Cenu poplatku za distribuci stejně jako fixní platbu za jistič snadno zjistíte ve věstníku ERÚ, pokud znáte svou distribuční sazbu. Pro tento rok jsou distribuční poplatky v průměru o 16,7 % nižší než pro rok 2022. Zároveň pro rok 2023 schválila vláda odpuštění poplatků na obnovitelné zdroje. Ty v minulých letech tvořily přibližně 10 % ceny elektřiny.

Cenu silové elektřiny určuje nejdražší zdroj

Regulovaná část ceny elektřiny je tedy pevně stanovena, cena silové elektřiny ale vzniká na trhu. „Výroba i spotřeba elektřiny musí být naprosto vyvážená, musí se spotřebovat takové množství elektřiny, jaké je vyrobeno. Proto je systém obchodování poměrně složitý a komplexní. Existují tři možnosti, jak vyrobenou elektřinu prodat nebo nakoupit: na burze, bilaterálním obchodem nebo na krátkodobém trhu,“ vysvětluje Kateřina Novotná, analytička Evropy v datech.

Obchodování na burze v Česku probíhá na pražské burze PXE, cena zde ale standardně kopíruje vývoj na burze v německém Lipsku. Elektřina se zde nakupuje na měsíce či rok dopředu, běžné jsou ale i dlouhodobější kontrakty. Firmy, které zde nakupují, tedy promítají náklady do faktur pro konečné zákazníky se zpožděním, což může být matoucí. „Nákupy elektřiny v ČR pro spotřebitele převažují na základě ročních kontraktů, většinově na rok dopředu, kvartální a měsíční kontrakty se používají na vyrovnání diagramu vzhledem k sezónním výchylkám,“ říká David Kučera, generální sekretář PXE.

Na burze se nejdříve uspokojí poptávka po elektřině nejlevnějšími zdroji. Pokud je poptávka vyšší, zapojují se do obchodů další, dražší zdroje a jejich výrobní náklady určují cenu elektřiny na trhu. Je to podobné jako na akciových trzích – za stejný druh zboží se platí vždy pouze jedna cena. Tomuto systému se říká Merit Order. Výslednou cenu elektřiny v něm určuje tzv. závěrná elektrárna, nejdražší zdroj, který v danou chvíli vyrobí elektřinu, což je za současné situace obvykle plynová elektrárna.

Cena emisní povolenky i nadále poroste

Do ceny výroby, a tedy nabídky výrobců, se promítá cena surovin i emisní povolenky. U paroplynových elektráren je na výrobu 1 MWh elektřiny potřeba přibližně 2 MWh plynu a přibližně 0,5 emisní povolenky. „V případě výroby elektřiny v českých uhelných elektrárnách lze orientačně říct, že na produkci 1 MWh elektřiny je třeba jedna tuna uhlí a vypuštěné emise je zapotřebí pokrýt jednou celou povolenkou,“ popisuje Pavel Farkač, manažer rozvojových a transformačních projektů Sev.en. „Samozřejmě že výhodnější je produkce v uhelných zdrojích, které mají zdroj uhlí v bezprostředním okolí. Očekáváme, že po stabilizaci na trhu s plynem dojde k nákladovému znevýhodnění těch zdrojů, které své palivo musí dovážet ze zahraničí, mnohdy i z jiného kontinentu. To je případ řady elektráren v Porúří.“

Cena emisní povolenky atakovala v uplynulém roce hranici 100 eur za tunu vypuštěného oxidu uhličitého. Predikovat její cenu do budoucna je složité, ale vodítko lze podle Lukáše Ferkla, Managing Partnera společnosti EnviTrail, hledat například v tzv. shadow carbon pricing: „Evropská investiční banka uvádí, že pro dosažení klimatických cílů stanovených Pařížskou dohodou bude cena vypouštěných skleníkových plynů ve smyslu CO₂ ekvivalentů v roce 2025 na úrovni 165 eur a v roce 2030 na úrovni 250 eur,“ vysvětluje Lukáš Ferkl, Managing Partner společnosti EnviTrail.

Nejlevněji vyrábí obnovitelné zdroje

Obnovitelné zdroje mají nejnižší mezní náklady (tj. náklady na vyrobení dodatečné MWh elektřiny, když už elektrárna „jede“) a jsou tedy na velkoobchodním trhu nejlevnější. „Nejnižší, prakticky nulové mezní náklady, mají solární a větrné elektrárny, následují jaderné zdroje, které mají podle hojně citovaných výpočtů společnosti Lazard mezní náklady cca 0,03 USD/kWh, což odpovídá cca 0,7 Kč/kWh. Nejvyšší mezní náklady mají špičkovací plynové elektrárny (tzv. OCGT), což platilo i před cenovou krizí v roce 2021,“ říká Lukáš Ferkl a doplňuje: „U plynových elektráren se uvádí uhlíková stopa okolo 450 kg CO₂e/MWh, nicméně například MPO a ERÚ uvádí cca 360 kg CO₂e/MWh. Rozdíl je daný započítáním, respektive nezapočítáním úniků metanu (který je velmi silným skleníkovým plynem) a rozpočítáním emisí také na produkci tepla u kombinovaných zdrojů. Pro hnědouhelné elektrárny je tento faktor vyšší, okolo 1 050 kg CO₂e/MWh.“

Náklady a zisky jednotlivých výrobců elektřiny se tedy výrazně liší. Při současných cenách nejvíce získávají výrobně nejlevnější zdroje. Daň z neočekávaných zisků, kterou na základě Nařízení o intervenci v mimořádné situaci přijala vláda, ale dopadne od letoška do roku 2025 na všechny výrobce s činnostmi v odvětví surové ropy, zemního plynu, uhlí a rafinérií. Mimořádná daň bude 60 % ze zisku nad průměrnými zisky v letech 2018–2021 (navýšenými o 20 %). Mimo to ale firmy samozřejmě zaplatí i běžnou 19% sazbu ze zisku. Celkové zdanění firem tedy v tomto roce dosáhne až 79 %. K tomu je minimálně do konce roku 2023 zapotřebí připočíst ještě omezení, které stanoví maximální prodejní cenu pro velké uhelné elektrárny ve výši 170 EUR/MWh. V návaznosti na schválení daně z neočekávaných zisků v listopadu 2022 už ohlásila odchod z českého trhu firma EP Commodities, člen skupiny EPH.

Zásadní je flexibilita v síti

Kromě mezních nákladů záleží ale také na tom, zda lze zdroj elektřiny řídit, nebo nikoli. Obnovitelné zdroje z podstaty regulovat nelze (nebo jen omezeně), jejich produkce je ale levná. Jaderné zdroje lze v krátkodobém horizontu řídit velmi obtížně, jejich provoz je třeba plánovat nejméně v řádech dnů či týdnů dopředu. Naproti tomu provoz uhelných, stejně jako plynových elektráren, lze řídit poměrně snadno a rychle. U plynových zdrojů lze provoz řídit dokonce v řádu minut, a mohou tak sloužit jako tzv. záložní zdroje poskytující flexibilitu. „Role tzv. řiditelných zdrojů bude na evropských trzích ještě dlouhou dobu nezastupitelná, a to minimálně do doby, než nastane nějaký technologický průlom na poli akumulace energie. Největší nevýhodou obnovitelných zdrojů totiž jsou ohromné výkyvy produkce v čase, s nimiž si zatím neumíme efektivně poradit. V situaci, kdy např. nedostatečně svítí slunce a nefouká vítr, musí pružně naskočit typicky uhelné a plynové elektrárny, aby zajistily pokrytí momentální poptávky po energii,“ dodává Pavel Farkač.

Bilaterální obchody na bez záruky

S elektřinou lze kromě burzovních obchodů obchodovat i bilaterálně. Tzv. OTC obchody (Over The Counter) jsou bilaterální kontrakty obvykle na základě standardizované EFET smlouvy (European Federation of Energy Traders Agreement) mezi kupujícím a prodávajícím. Výhodou OTC kontraktů je jejich flexibilita, neexistují zde ale ze zákona záruky jako u obchodů na burze a stejná míra kontroly a transparentnosti, důležitá je tedy důvěra mezi oběma subjekty. „Podíl nákupů na burze vs. OTC můžeme jen odhadovat, protože kompletní OTC data nejsou veřejně dostupná. LEBA (London Energy Broker Association) uvádí, že ve východní Evropě bylo za prvních 11 měsíců roku 2022 zobchodováno na OTC trhu 32 TWh, které následně nebyly vypořádány na burze. Na burze bylo za stejné období zobchodováno 102 TWh, které obsahují i OTC obchody, které byly zaregistrovány na burze a staly se z nich obchody burzovní,“ vysvětluje David Kučera z PXE. Věrohodnost dat LEBA ale podle Kučery nelze ověřit. „Čísla ohledně vývoje OTC kontraktů od počátku krize též nejsou veřejně k dispozici, podle debat s obchodníky věříme, že OTC trh prodělal vyšší pokles než trh burzovní, průkazná data pro toto tvrzení nemáme,“ uzavírá Kučera.

Cena elektřiny na krátkodobých trzích vzrostla až o 146 % 

Třetí možností je obchodovat elektřinu na tzv. krátkodobých trzích. Ty spravuje státem vlastněná společnost OTE, nominovaný organizátor trhu s elektřinou. V systému OTE, který je propojený napříč Evropou, lze obchodovat elektřinu den před fyzickou dodávkou (denní trh), nebo dokonce v den dodávky (vnitrodenní trh). Výrobci a obchodníci na krátkodobých trzích vyrovnávají svoje aktuální přebytky nebo naopak nedostatek elektřiny, krátkodobé trhy tedy pomáhají udržovat stabilitu sítě.

Objem obchodů na krátkodobých trzích, stejně jako cena elektřiny, v posledních letech roste. Celkově se v roce 2022 na krátkodobých trzích s elektřinou v Česku zobchodovalo 29,42 TWh, to je 47 % tuzemské roční spotřeby elektřiny. Cena na denním trhu byla v průměru 247,43 EUR/MWh, tedy o 146 % vyšší než v roce 2021, na vnitrodenním trhu byla cena vyšší o 127 %.

Roste význam společného evropské trhu

Podle zprávy CACM Annual Report o evropském jednotném trhu s elektřinou bylo na evropském denním trhu v roce 2021 zobchodováno 1 718 TWh elektřiny, o 12 % více než v předchozím roce a na vnitrodenním trhu 93 TWh, o 13 % více než v předchozím roce. Příčinou je mimo jiné vyšší počet obnovitelných, tedy neřiditelných zdrojů v evropském energetickém systému. Do budoucna budou mít krátkodobé trhy ještě větší význam – množství „neřiditelné“ elektřiny z obnovitelných zdrojů poroste a bude nutné tuto elektřinu obchodovat v momentě, kdy bude vyrobena.

Stejně tak bude do budoucna čím dál důležitější propojení energetických trhů napříč Evropou. Dnes je Česko čistým vývozcem, podle zprávy Energetického regulačního úřadu jsme v roce 2021 vyvezli 11,1 TWh elektřiny a spotřebovali 73,7 TWh. Životnost řady elektráren se ale chýlí ke konci a Česko se z exportéra může v horizontu několika let stát importérem.

Některé firmy sice už ohlásily investice do obnovitelných zdrojů, ale je otázka, zda budou dostatečné a zda budou tyto investice po mimořádném zdanění v příštím roce proveditelné. Právě proto pro nás propojení se zbytkem Evropy a přístup ke zdrojům jako větrné parky na moři může být životně důležité. Pavel Farkač dodává: „Jako skupina Sev.en chceme dlouhodobě zajišťovat dodávky energie českým zákazníkům, proto jsme také investovali zhruba 7 miliard korun do ekologizace elektrárny Chvaletice a podobnou částku máme připravenou i na opravu elektrárny Počerady. Tyto dva zdroje dohromady zajišťují zhruba 15 % české roční spotřeby. Stejně tak rozvíjíme i investice do OZE, kdy v první etapě máme připraveno celkem pět FVE projektů o úhrnném instalovaném výkonu 122 MW. Bohužel stát i vlivem aktuálních fiskálních opatření vytváří v energetice velmi nepřehledné prostředí, které komplikuje dlouhodobé investice do udržení stabilní zdrojové základny, proto i my jsme nuceni některé investiční záměry v ČR revidovat.“

Budoucnost evropského trhu s elektřinou

Evropská komise ohlásila záměr změnit systém celého energetického trhu. První krok je vyhlášení veřejné konzultace, kterou Evropská komise po dlouhém váhání spustila 23. ledna. Návrh na úpravu evropské legislativy by měl být hotov už v prvním čtvrtletí tohoto roku, přijetí očekává Evropská komise v rychlém sledu do konce roku 2023. Komise chce klást větší důraz na ochranu spotřebitele a spekuluje se také, že by mohla navrhnout změnu celoevropského systému obchodování s elektřinou, tzv. Market Coupling, na kterém Evropa pracuje od konce 90. let minulého století a kterého je Česko součástí od roku 2006.