Jaký lze očekávat vývoj cen elektřiny a plynu?

Cena koncové dodávky: komodita a regulovaná část

V obecné rovině se cena elektřiny i cena plynu pro koncové odběratele skládá z ceny za komoditu a z ceny za dopravu komodity a dalších regulovaných položek.

Cena komodity

Cena komodity vzniká na burzovních platformách a její výše je primárně dána nabídkou a poptávkou na těchto trzích. Komodity na trzích nakupují dodavatelé/obchodníci buď na dané období, např. rok, čtvrtletí, či měsíc, nebo na krátkodobých (denních/spotových) trzích, kde povětšinou pouze dorovnávají své pozice.

Dlouhodobé nákupy se realizují na trhu s elektřinou ve standardizovaných produktech typu „base load“ (rovnoměrná dodávka pro všechny hodiny daného období), příp. peak load (dodávka mezi 8:00 a 20:00 ve všedních dnech) a off peak (v ostatních hodinách než peak). Konečný zákazník ale neodebírá podle takto nastaveného produktu, ale odebírá podle svých potřeb a cena jeho odběrového diagramu je jiná. Dodavatel tak musí ocenit jeho odběrový diagram pro každý den na celý rok a je jasné, že každý cena jednoho diagramu se liší od diagramu jiného odběratele.

Koncoví odběratelé z nízkého napětí (domácnosti i podnikatelé) mají zpravidla odečítanou spotřebu jednou ročně, a tudíž není možné přesně určit hodinový odběrový diagram. Tento diagram byl nahrazen tzv. typovými diagramy dodávky podle charakteru spotřeby, které jsou určené podle distribučních sazeb. 

Dodavatel elektřiny součtem všech odběrových diagramů svých zákazníků získává svůj roční hodinový odběrový diagram, na který si musí zajistit dodávku elektřiny. Tady už nastupuje obchodní strategie toho kterého obchodníka a je zcela na něm, zda na delších kontraktech nakoupí více a přebytek rozprodá na denním trhu, nebo naopak podkoupí a na denním trhu pak nakupuje. 

Ani zde však nekončí uvažování o ceně komodity, nazývané v žargonu trhu s elektřinou jako „silová elektřina“. Do výpočtu vstupuje ještě tzv. odchylka, neboli rozdíl mezi sjednanou (domluvenou) hodnotou diagramu a odebranou hodnotou. Odchylka se vyhodnocuje pro každou hodinu a má svoji cenu. Pokud v celé soustavě je nedostatek elektřiny (a musí se aktivovat zdroje pro zvýšení výroby) a odchylka dodavatele má stejné znaménko, pak dodavatel za odchylku platí. Pokud má jeho odchylka opačné znaménko, tak i může dostat zaplaceno, že pomáhá vyrovnávat systémovou odchylku. A zde je to o šikovnosti dodavatele predikovat svůj odběrový diagram a schopnosti dorovnat pozici tak, aby odchylka byla co nejmenší, případně o spekulaci na velikost systémové odchylky.

Cena za diagram a za odchylku (plus jeho provize) se promítne do ceny za silovou elektřinu, kterou dodavatel nabídne svým zákazníkům. Většina dodavatelů má ještě stálou cenu za odběrné místo, která slouží na částečné krytí nákladů spojených s obsluhou zákazníků. 

U plynu je situace mírně odlišná. Zde se nepočítá v hodinách ale ve dnech. Tedy nákup na jednotlivé hodiny a ani hodinová odchylka nemá opodstatnění. Stěžejní jsou denní množství a odchylky v odběrech ve dnech. Naopak trh s plynem podstatně víc řeší sezónnost, tedy zejména odběr v zimním období. Vyšší odběr v zimních měsících vyvolává potřebu nakoupit v době nižších (letních) cen dostatek plynu, zajistit si kapacitu v zásobnících plynu a nakoupený plyn vtlačit do zásobníku tak, aby byl připravený na zimní spotřebu. 

Regulovaná část ceny elektřiny a plynu

Třebaže v dnešní době vysokých cen elektřiny a plynu to má podstatně menší dopad na koncovou cenu, tak přesto významnou položkou na faktuře zůstávají tzv. regulované položky. Ty určuje centrálně Energetický regulační úřad a jsou pro všechny odběratele se stejným tarifem na daném distribučním území stejné.

U elektřiny i u plynu je nejvýznamnější složkou cena za distribuci elektřiny/plynu. Tato cena je dvousložková, kdy jedna složka je stálá a druhá je vázaná na množství odebrané energie. Tyto dvě složky v sobě zahrnují náklady, které má provozovatel distribuční soustavy s udržováním a rozvojem sítě vč. stálých nákladů a nákup energie na technické ztráty a vlastní provoz. Regulátor v těchto tarifech reguluje i zisk provozovatelů soustav. Regulátorem uznané náklady se pak rozpočítávají na jednotlivé tarify (počet odběrných míst v tarifech) a na podíl přenesenou energii (na MWh). V ceně za distribuci je zohledněna i cena za přenos elektřiny přenosovou soustavou, resp. cena za přepravu plynu přepravní soustavou. U ceny za distribuci nerozhoduje, zda komodita teče 100 metrů, nebo jde přes celou republiku.

U elektrické energie jsou ještě dvě významné položky a těmi jsou tarify na podporu OZE a kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET), které jsou teď aktuálně hrazeny vládou, a tzv. systémové služby. Ty v sobě zahrnují stálou složku služeb výkonové rovnováhy a představují součet ceny, kterou platí provozovatel přenosové soustavy ČEPS za udržování zdrojů poskytujících regulační služby v pohotovosti/připravenosti k okamžitému zvýšení/snížení výkonu, vztaženou na 1 MWh koncové spotřeby.

Kudy se bude ubírat cena komodity?

Trh s elektřinou se začínal otevírat od 1.1.2002, kdy si největší odběratelé mohli vybrat svého dodavatele. Každý další rok se trh otevíral pro další a další skupinu odběratelů, až od 1.1.2006 si mohli svého dodavatele zvolit všichni zákazníci vč. domácností. Trh s plynem se otevřel pro největší odběratele k 1.1.2005 a všichni odběratelé vč. domácností si mohou zvolit svého dodavatele od 1.1.2007.

Jak již bylo řečeno, tak předmětem konkurence je dodávka komodity, která je odvozená od nabídky a poptávky na trhu. Odhadnout vývoj ceny obou komodit je „tak trochu“ věštění z křišťálové koule. Nicméně je možné vysledovat řadu fundamentálních parametrů, které vstupují do ceny a budou do ní vstupovat i do budoucna:

1. Regulační zásahy do nabídky a poptávky

V době otevírání trhu panoval jen mírný tlak ze strany Evropské komise na snižování emisí CO2. Ten se výrazně zvýšil přijetím 3. energetického balíčku a zavedením systému obchodování s emisními povolenkami. Jejich dopad na elektrárny a teplárny, spalující vesměs uhlí a plyn, je zásadní a vede k dlouhodobému odstavování těchto zdrojů z energetických mixů jednotlivých zemí.

Zavedení masivní podpory elektráren využívajících OZE představuje podstatný zásah do struktury dodávek elektřiny v rámci jednotlivých dní. Tlak na dekarbonizaci energetiky a průmyslu znamená postupný odchod výrobních společností s vysokou spotřebou energie a s vysokými emisemi oxidu uhličitého mimo EU.

2. Noví hráči, nové možnosti, měnící se soustava

Na půdě EU panuje vysoká podpora tzv. komunitní energetice, která znamená snahu vyrobit si co nejvíce elektřiny vlastní elektrárnou, ideálně z OZE, v rámci energetických komunit (společenství). To v případě masivního rozšíření bude mít za následek, že centrální dodávky elektřiny budou významně nižší. 

Díky tomu do soustavy vstupují tzv. prosumeři (zkr. z angl. producer-consumer), kteří i odbírají ale i dodávají do soustavy. Řada z nich má i akumulaci energie, která postupně bude mít stále větší roli na trhu.

3. Investice do energetiky

Tržní principy mají určitou „samoregulační“ schopnost. V momentě, kdy je cena elektřiny či plynu nízko, tak jsou spokojení odběratelé. Nicméně tato situace nedává prostor pro investice do zdrojů, neboli není důvod postavit nové elektrárny či např. terminály na zkapalněný zemní plyn (LNG). V momentě, kdy cena energie na trhu vzroste, tak se situace otočí a najednou se investice hrnou, což byl názorný příklad u překotného budování terminálů pro příjem LNG, kdy tamní vlády často i podstatně zkrátily povolovací procesy v zájmu vyššího prospěchu.

To samé platí i pro výstavbu zdrojů elektřiny. V dnešní době se nestaví prakticky žádné zdroje, které by neměly nějakou formu dotace. Velké zdroje s výjimkou dvou dlouho stavěných jaderných elektráren ve Finsku a ve Francii se prakticky nestaví, protože nové zdroje budou vždy dražší než existující zdroje, a tudíž musí mít zajištěnu ekonomickou návratnost. Navíc vesměs na výstavbu je nutný cizí kapitál (půjčky) od bank, které také zajímá ekonomická návratnost projektu. Současně pro fosilní zdroje (zejm. uhlí) vám banky dnes již nepůjčí peníze z důvodu neekologičnosti projektu.

4. Geopolitická situace po ukončení konfliktu na Ukrajině

Důležitým parametrem evropského energetického trhu bude situace po ukončení konfliktu na Ukrajině. Pokud by se Ukrajina dostala ke svým územím na Donbase, pak by získala přístup k rozsáhlým ložiskům zemního plynu v Černém moři. Tím, že přes její území vedou potrubí plynovodu Přátelství přes Slovensko, ČR do Německa, tak by se Ukrajina mohla stát významným hráčem na evropském plynárenském trhu. Investice do obnovy Ukrajiny by se našly určitě pro takovýto klíčový projekt, kterým je těžba a dodávka plynu.

Situace je ale nepřehledná a současný stav nedává příliš velkou pravděpodobnost této možnosti. Pak nastane situace, zda se EU, potažmo některé ze zemí EU, rozhodnou vrátit do hry jednání o dodávkách plynu s Ruskem a stejnou měrou, zda na to přistoupí Rusko. Pokud by došlo k dohodě a obnovila se dodávka plynovodem Přátelství, Yamalem přes Polsko, či dokonce, zda by se opravily potrubí plynovodů Nord Stream I a II, pak by ruský plyn mohl být cenovým indikátorem pro dovážený LNG, a tím by tlačil na jeho cenu.

Dalším podstatným faktorem je, zda EU bude ochotná pro dodávky LNG přistoupit na dlouhodobé kontrakty s africkými či arabskými zeměmi, případně s USA. To by znamenalo zvýšení cenové a množstevní stability v dodávkách plynu na evropské trhy.

Do úvahy je také potřeba vzít možné oslabení dolaru jako světové rezervní měny. To je způsobeno vytvořením soustavy zemí BRICS (Brazílie, Rusko, Indie, Čína, Jihoafrická republika) a jejich snahy o vytvoření vlastní rezervní měny, prostřednictvím které budou realizované světové obchody. Na americkém dolaru je ale závislé i euro.

5. Klimatické podmínky

Teplota, množství vody, osvit a další parametry jsou klíčové pro situaci na trzích. Teplá zima v Evropě indikuje menší potřebné množství energie na vytápění, a tudíž nižší cenu. Platí to i zcela naopak.

V letních měsících je důležité, aby byla nízká cena plynu, která bude znamenat, že zásobníky plynu v Evropě budou naplněny za solidní ceny. Naopak, pokud klimatické podmínky v Asii budou v létě nepříznivé a asijský trh bude poptávat významné množství LNG, pak bez dlouhodobých kontraktů musí evropští obchodníci přeplatit ty asijské, aby si zajistili dostatek (byť drahého) plynu na zimu.

Významným faktorem je i nedostatek vody. To mj. způsobilo podstatné snížení disponibilního výkonu ve francouzských jaderných elektrárnách (ten byl ale způsobený také i technickými potížemi – indikované netěsnosti spojů), které měly problémy s chlazením. Francie je největším vývozce elektřiny v Evropě a nedostatek výroby tak znamenal enormní nárůst poptávky, a tedy i tlaky na navýšení ceny.

Osvit a větrné podmínky mají vliv spíše na krátkodobé ceny, ale i s nimi je nutné počítat, protože vlivem extrémně vysoké výroby a skokového snížení výroby elektřiny z OZE mohou ceny elektřiny na denních a vnitrodenních trzích mít obrovskou volatilitu od vysoce kladných hodnot až po vysoce záporné hodnoty.

Jak je vidět, tak vlivů, které jsou často proti sobě, je opravdu hodně. Určit pravděpodobný vývoj ceny komodity, ať už elektřiny nebo i plynu je složité. Jedno je však jisté. Ceny obou komodit se s velkou pravděpodobností nevrátí na úroveň, kterou jsme tu měli před rokem a půl. Ve střednědobém horizontu (1 až 3 roky) by cena měla oscilovat mezi 110 a 150 EUR/MWh a u plynu mezi 40 a 80 EUR/MWh. Samozřejmě kterýkoli z výše uvedených parametrů a emoce či panika na trhu to může změnit.

Chystají se změny i u regulovaných položek?

V plynárenském sektoru zatím není důvod příliš měnit strukturu regulovaných tarifů. V elektroenergetice je ale situace odlišná. V současnosti probíhá široká diskuse nad novou tarifní strukturou distribuce elektřiny. Důvody jsou v zásadě dva hlavní:

1. Každý zákazník by měl platit náklady, které vyvolá

Výše zmiňovaný model komunitní energetiky a prosumerů přinese snížení celkového odběru elektřiny ze soustavy. To bude mít na následek zvýšení ceny distribuce pro odběratele, kteří budou odebírat stejně jako v předcházejících obdobích. To není úplně spravedlivé, protože i energetické komunity a prosumeři si budou chtít/potřebovat čas od času „cucnout“ ze soustavy. 

Provozovatel distribuční soustavy proto musí udržovat i tato odběrná místa v neustálé pohotovosti a má s tím náklady na investice a na údržbu. Proto se dá očekávat, že dojde k výraznému posílení stálé složky za připojené odběrné místo (rezervovaný příkon) a omezení (ne-li úplnému zrušení) složky za odebranou energii. Neboli, ten, kdo nebude chtít platit za možnost být připojený, se bude muset úplně odpojit. Něco obdobného proběhlo před pár lety u mobilních operátorů, kdy dneska už jsou minutové tarify velmi vzácné a drtivá většina zákazníků má tarify s neomezeným voláním a platí si měsíční paušál a jestli provolá minutu, nebo volá stále, je na něm.

2. Nové dynamické tarify

S postupným nárůstem počtu odběrných míst s chytrým elektroměrem vzniká poptávka po „dynamických tarifech“, neboli tarifech, kdy cena za distribuci se bude lišit v závislosti na denní době. Mohou to být v zásadě i hodinové ceny, ať již pevné, či určované na základě definovaných parametrů.

Změny ostatních regulovaných položek

Během několika let by mělo dojít ke snížení regulované položky za podporu OZE a KVET, protože masivní podpory pro fotovoltaické elektrárny uvedených do provozu v letech 2007 až 2009 mají provozní podporu na 15 let a ta bude za pár let končit.

Naopak zvýšení se dá očekávat v položce systémové služby, protože s postupným odstavováním domácích uhelných elektráren dojde ke snížení nabídky regulačních služeb a kapacity baterií zatím nedokáží odpadlé kapacity elektráren a tepláren nahradit.

Dost možná se dočkáme úplně nové položky, a tou je platba za tzv. kapacitní mechanismus. Pokud se tento model zavede, tak to bude znamenat, že odběratelé budou solidárně platit provozovateli velkého zdroje, aby ho úplně neostavil a udržoval ho pro možné najetí v horizontu dní až týdne v případě, kdy bude na trhu zásadní nedostatek elektřiny.