Článek
Energetika v Česku i v celé Evropě se bude měnit. Aby se uspokojila očekávaná rostoucí poptávka po elektřině a vyšlo se naproti dekarbonizačním cílům, musí se postavit nové zdroje, zatímco některé, jako třeba uhelné elektrárny, ze hry vypadnou.
Vybudování nových zdrojů, často úplně od základu, však bude drahé. Evropská komise odhaduje, že k dosažení cílů energetické transformace a zajištění cenově dostupné a čisté energie musí objem investic v energetickém sektoru dosáhnout přibližně 660 miliard eur ročně v letech 2026 až 2030.
Na jedné straně mince je potřeba nový zdroj postavit, na druhé je ale jeho financování, ekonomika a návratnost. A to se výrazně liší u elektráren, které je možné v Česku do konce dekády postavit, tedy plynových elektráren a obnovitelných zdrojů.
„Pokud se dnes dívám na ekonomiku nových zdrojů pro příštích pět let, nelze projekty posuzovat pouze podle průměrné roční ceny elektřiny. Klíčovým parametrem se stává průběh cen v jednotlivých obchodních intervalech — dnes už nejen hodinách, ale také čtvrthodinách — a schopnost zdroje přizpůsobit se tomuto rytmu,“ říká Michal Jakšík z BHS.
S tím, jak do soustav už nyní vstupuje více obnovitelných zdrojů, jejichž výroba je závislá na počasí, se mění i křivka vývoje cen elektřiny během jednoho dne. A solárních či větrných elektráren bude přibývat.
Jejich nástup nyní rozevírá nůžky mezi polední vysokou výrobou – přebytky elektřiny a ranními a večerními cenovými špičkami. Nejde už jen o to, kolik elektřiny nový zdroj vyrobí, ale především kdy se proud podaří během dne prodat a za jakou cenu.
„Otázka ‚za jak dlouho se to vrátí‘ dnes u nových zdrojů dává čím dál menší smysl. Nerozhoduje průměrná roční cena elektřiny, ale to, v jakých hodinách zdroj umí vyrábět a jestli má nějakou formu zajištění výnosu. Dva stejně velké projekty se stejným rozpočtem se dnes běžně liší v návratnosti o pět let jenom podle toho, jak mají postavený kontrakt,“ upozorňuje Jakšík.
Návrat investice v mlze
Nelze ale samozřejmě říci, že cena nových energetických projektů už nikoho nezajímá. Cena elektřiny se v následujících letech bude měnit, ale experti i trhy počítají spíš s tím, že bude klesat. „Klesající cena je ukotvena v reálných forwardových cenách (předem dohodnuté ceny na odběr proudu v budoucnu, pozn. red.) : v polovině srpna 2026 se český forward na rok 2027 obchoduje přibližně kolem 112,75 eura za MWh a na rok 2028 kolem 94,13 eura za MWh. Ke konci dekády proto očekávám orientačně pásmo zhruba 80 až 95 eur za MWh,“ popisuje Jakšík.
Výslednou cenovku však určuje mnoho faktorů. Rozhodovat bude také cena zemního plynu, emisních povolenek, poptávky, počasí, přeshraniční obchod s elektřinou a rychlost výstavby nových obnovitelných zdrojů. „Důležitá je ale především skutečnost, že průměrná cena sama o sobě vypovídá o ekonomice zdroje stále méně,“ dodává Jakšík.
Cenu plynu bude ovlivňovat především geopolitická situace ve světě, která je v současné době turbulentní. Je to vidět i na současném trhu s plynem, kde se od března po útocích na Blízkém východě cena více než zdvojnásobila.
Naopak cenu povolenky bude určovat Evropská unie. Nedávno Evropský parlament schválil mechanismy, které by měly výkyvy v cenách povolenky ETS1 brzdit tím, že povolenky, které měly být z obchodování vyřazeny, se vrátí zpátky do hry. Tím že jich na trhu přibude, klesne jejich cena.
„Aby se energetika mohla dekarbonizovat, tržní cena silové elektřiny nesmí spadnout pod určitou mez. Příliš nízká cena elektřiny totiž vyřazuje z rentability velké množství nových zdrojů. Cena elektřiny rozhoduje o tom, kolik se do soustavy bez dalších opatření dostane obnovitelných zdrojů. Když se cena plynu dostane zpět na trend před vypuknutím hormuzské krize, zůstanou v soustavě plynové zdroje, ale už tam nebudou uhelné elektrárny. To výrazně změní charakter soustavy v mnoha ohledech,“ říká ředitel strategie poradenské firmy v energetice EGU Michal Macenauer.
V době, kdy nebude tolik elektřiny z obnovitelných zdrojů, tedy v době, kdy nefouká a nesvítí, mají zaskakovat plynové zdroje. „To znamená, že budou využívány jenom relativně krátkou dobu v roce. Kdybychom chtěli, aby se zaplatily samy, tak bychom se dostali do situace, kdy cena elektřiny bude extrémně vysoká,“ říká Kotrba.
Takzvané kapacitní mechanismy mají snížit investiční riziko tím, že dají záruku investorům do nových elektráren. Mohou zlepšit předvídatelnost příjmů pro zdroje, které zajišťují dostupnost výkonu v době, kdy ho soustava potřebuje.
Co je to kapacitní platba?
Evropa potřebuje nové elektrárny a státy chtějí investice do nových výroben podpořit. Kapacitní mechanismus spočívá v tom, že výrobci soutěží v aukcích o možnost poskytovat soustavě potřebný instalovaný výkon (kapacitu).
Provozovatel soustavy (v Česku ČEPS) ze všech nabídek v aukci vybere ty bloky, které za rok provozu požadují nejnižší kompenzaci, tzv. kapacitní platbu. Vybrané elektrárny dál působí na trhu s elektřinou, kde svou výrobu prodávají za tržní ceny. Stát jim však neplatí za vyrobené množství elektřiny, ale za výkon, který soustavě poskytnou.
Elektrárny však musí výměnou za kapacitní platbu zajistit, že jejich výkon bude v daném roce či jiném období k dispozici.
„Je to pomoc, aby riziková přirážka neskončila v cenách elektřiny. Na denním trhu by mohly být velké výkyvy. Kapacitní mechanismy umožní do soustavy dostat zdroje, které by se tam na komerční bázi nedostaly,“ vysvětluje Macenauer.
„Celkově se bavíme o 75 až 150 miliardách korun rozložených do patnácti let a zaplatí to odběratelé v ceně elektřiny. Považuju to za obhajitelnou cenu za jistotu dodávky, ale je poctivé říct nahlas, že to není podpora zdarma — je to přesun rizika z investora na zákazníka,“ říká Jakšík.
Návratnost některých zdrojů do značné míry závisí právě na státní či veřejné podpoře. Proto řada států kapacitní mechanismy zavádí. „Vrátí se tak rychle, jak jen to stát či ten, kdo stavbu zadává, dovolí. Účelem dotovaných staveb je, že nemáme čekat na to, až trh bude mít tak silnou poptávku, že se zdroje zaplatí samy,“ říká Kotrba.
Plynové i další zdroje dnes počítají s kapacitními mechanismy, jaderné zdroje se také budou stavět za podpory státu, obnovitelné zdroje se staví hlavně s pomocí investičních či provozních dotací. „Bez dotací se nestaví prakticky nic, kromě malých domácích fotovoltaik, které si lidé staví pro vlastní potřebu,“ říká Kotrba.
Například investice do nového solárního parku se dle propočtů BHS vrátí za osm až jedenáct let bez započtení dotace. Podpor pro solární parky je celá řada a jejich podmínky se liší, což se propisuje také do ekonomiku projektu.
Dnes se však návratnost fotovoltaik liší od doby před několika lety. Výroba se soustředí do poledních hodin s nejnižší cenou elektřiny a prodlužuje návratnost. Proto u velkých projektů Jakšík doporučuje baterii k ukládání energie pro pozdější spotřebu, nebo tzv. PPA kontrakt, kdy investor splácí projekt díky úsporám v cenách elektřiny. Cena výroby je tak stabilní.
„Rozhodující je, jestli má projekt kontrakt. S dlouhodobým firemním PPA (smlouvou na odběr elektřiny) na deset až patnáct let za zhruba 1 800 až 2 200 korun za megawatthodinu vychází prostá návratnost přibližně na osm až jedenáct let. Bez kontraktu, čistě na tržní cenu, je to dnes výrazně rizikovější než před pěti lety — a hlavně to podstatně hůř financuje banka,“ říká Jakšík.
Lépe na tom jsou větrníky, jejichž návratnost však závisí na délce přípravy projektu, tedy i povolovacích procesech, které v Česku mohly trvat až deset let. „Větrná elektrárna má v českých podmínkách jednoznačně nejlepší tvar výroby ze všech obnovitelných zdrojů. Vyrábí i večer a v zimě, tedy v hodinách, kdy je elektřina drahá,“ říká Jakšík.
