Prozkoumejte všechny služby z energetického sektoru které nabízí platforma ENERGY-HUB

Zpět na novinky

Petr Kusý: změna tarifní struktury musí proběhnout citlivě, aby se lidé nezačali odpojovat od sítě

16. 12. 2022

V dokumentu jsou uvedeny základní důvody pro vznik a potřebnost navrhovaných opatření.

Jsou to především:

  • Současný systém na hladině nízkého napětí 220/400 V (NN) má mnoho distribučních sazeb a je tudíž pro odběratele nepřehledný.
  • Systém nezajišťuje aktuálnost ve využívání distribuční sazby. Pokud zákazník přestane využívat řízené spotřebiče, tak neoprávněně využívá nižší distribuční sazbu a stává se „černým pasažérem“.
  • Kapacity přenosových a distribučních sítí nejsou využívány optimálně.

Stručně lze vysvětlit uvedené termíny používané v elektroenergetice:

Přenosovou soustavu v ČR provozuje státní společnost ČEPS (Česká elektroenergetická přenosová soustava) a je to soubor technických zařízení zajišťující přenos vyrobené elektřiny od výrobců (elektráren) do distribučních sítí (rozvoden a transformoven). Síť tvoří vedení VVN 400 kV, 220 kV, vybraná vedení 110 kV, transformační stanice a další zařízení.

Distribuční soustava (ČEZ Distribuce, a.s.; EG.D, a.s.; PREdistribuce, a.s.) používá kruhovou distribuční síť o velmi vysokém napětí 110 kV. V blízkosti odběratelů (koncových zákazníků) pomocí trafostanic mění 110 kV na vysoké napětí v rozsahu 2 až 35 kV (3, 6, 10, 22 a 35 kV) a poté na nízké napětí používané komerčními spotřebiči v domácnostech a firmách (sdružené napětí 230/400 V~). Distributoři zajišťují také měřicí systémy, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky. Distribuční síť současně slouží pro připojování výroben elektřiny o malých výkonech (řádově do výkonu desítek MW).

V následujícím rozhovoru se budeme zabývat pouze regulovanými cenami a tarify v distribučních soustavách. Dotazy jsme pokládali Petrovi Kusému, který je členem Rady Energetického regulačního úřadu.

Projekt „změny v regulovaných cenách a tarifech“ je řízen celkem ve čtyřech úrovních: řídicí výbor – koordinační výbor – pracovní skupiny – otevřená platforma. Můžete prosím popsat, jaké už je dnes personální obsazení jednotlivých úrovní a jaký je předpokládaný mechanismus jejich obsazování v budoucnu?

Řídicí výbor je celá pětičlenná Rada ERÚ. Je to přirozené, protože jsme celý projekt vymysleli a jsme za něj zodpovědní. Další úrovní je koordinační výbor, ve kterém jsem za ERÚ s Martinou Krčovou a další členové jsou pak zástupci distributorů, řízení přenosové soustavy (ČEPS), operátora trhu (OTE), ministerstva průmyslu a obchodu (MPO), úřadu vlády a největších obchodníků s elektřinou. Pod koordinačním výborem je několik pracovních skupin. Personální obsazení není pevné a v průběhu realizace projektu se bude jejich počet a složení postupně měnit.
Dosud fungují dvě pracovní skupiny, které pracují pod naším vedením. Jedna pracovní skupina se zabývala návrhem koncepce, druhá skupina pak pracuje na společných projektech, které máme s Technologickou agenturou (TAČR). V rámci agentury existuje Program BETA2. V tomto dlouhodobém programu jsme vysoutěžili velký projekt Kompletní inovace tarifní struktury v elektroenergetice, do jehož řešení jsou zapojeny další výzkumné týmy, které problematiku řeší podle zadání pracovní skupiny.
Poslední úrovní je otevřená platforma. Je to novinka, kterou jsme v tomto projektu zavedli. Této platformy se účastní další ministerstva (MŽP, MPSV, MMR), účastníci trhu a celá řada asociací a spolků působících v energetice. Prostřednictvím otevřené platformy se projektu účastní široká veřejnost. Příkladem účastníků je např. Teplárenské sdružení, Svaz moderní energetiky, AKUBAT, spotřebitelská organizace dTest, hnutí DUHA, zástupci akademické sféry, ekonomové aj.

Kdy celý projekt vznikl a do jaké míry navazuje na předchozí připravovanou rekonstrukci tarifů za předsednictví Aleny Vitáskové? 

Projekt běží již více než rok. Vznikl tedy již před začátkem energetické krize. Co se návaznosti na někdejší novou tarifní soustavu (NTS) Aleny Vitáskové týče, ta je velmi omezená. I když u obou projektů najdete v názvu tarify, záběr našich úprav je mnohem širší, na druhou stranu bude jejich nástup pozvolnější a více provázaný vzhledem k energetické praxi. NTS tehdy přišla jako pomyslný blesk z čistého nebe. Měla naráz změnit všechny tarify, navíc absentovala potřebná debata, a tedy i některé odborné vstupy. A jiné byly i technologie. Zatímco NTS se soustředila na velikost jističe, my jsme dnes mnohem blíže např. zavedení chytrého měření, které chování v síti popíše precizněji ve vztahu k nákladům i přínosům vyvolaným jednotlivými účastníky v energetické soustavě. Na druhou stranu výrazně pokročila také decentralizace energetiky, která si změny v tarifech žádá již delší dobu. Zakrátko se bez nich jednoduše neobejdeme, nemají-li náklady na provoz soustavy nekontrolovatelně růst.

V projektu je často zmiňován pojem technologická neutralita. Co znamená pro odběratele elektřiny?

Důvodem pro uplatňování tohoto principu je nepřehlednost a mnohdy neaktuálnost současné tarifní soustavy. Často se stávalo, že při zřizování přípojky uvedl někdo tehdy platnou situaci, např. přípravu teplé vody pomocí zásobníkového ohříváku. Za to získal oprávnění využít zvýhodněného dvoutarifu. Mezitím se ale situace takového odběratele změnila, už například dávno topí a ohřívá vodu plynem. Zvýhodněný dvoutarif na elektřinu potom využívá neoprávněně, nikdo to ale není schopen plošně zkontrolovat.
Obdobně to platí i u velikosti jističe, tedy vlastně u velikosti kapacity, kterou distributor musí rezervovat pro konkrétní odběrné místo. V součtu máme více jak 6 milionů odběrných míst. Mnohdy zbytečné předimenzování jističe přitom vede nízkému využití kapacity přenosových i distribučních sítí.
Nová tarifní soustava také počítá s aktivním přístupem a měla by sama přispět k rozšiřování počtu aktivních odběratelů i decentrálních výrobců elektřiny, tedy k optimalizaci využití sítí.
Ukázkou je třeba HDO, kdy dnes pro řízení sítě existují daleko pokročilejší, tzv. smart technologie.

Význam HDO tedy klesá?

Ano klesá, protože obchodníci nabízejí oba tarify na stejné, nebo téměř stejné hodnotě. Pak řízení sítě pomocí HDO ztrácí význam.
V rámci Technologické agentury ČR běží zajímavý projekt, kde kolegové ze Západočeské univerzity pomocí umělé inteligence zpracovávali pohled na Typové diagramy dodávek elektřiny (TDD). Projekt přitom ukázal, že pod jedním typovým diagramem může být až 6 různých typů chování odběratele, které v moderní energetice musí být identifikováno jako 6 typů chování, protože přináší jiné náklady. Navržení optimální tarifní soustavy v tomto ohledu spočívá především ve zpracování a vyhodnocení ohromných objemů dat.
Podobné důvody přitom sledujeme i u nejrozšířenějších sazeb D01, D02, které mají jen jeden tarif. I zde bychom našli celou řadu různých chování odběratele v průběhu dne. Současné tarify přitom rozdíly v chování neumějí popsat a ocenit.

Může být pro nás některá evropská země vzorem v přístupu k modernímu řízení elektrizační soustavy?

Energetika se mění ve všech zemích, zvlášť pod tíhou současného dění, kdy se rychle rozvíjí decentrální zdroje a samovýroba. Podmínky jsou ale specifické v každé zemi, úroveň decentralizace i možnosti výroby elektřiny z OZE se výrazně liší. Každý benchmarking je tak pouze prvotním vodítkem k tomu, jaké cesty a proč jednotlivé země zvolily. Co do přístupu k regulaci obecně je častým vzorem britský regulátor. Ale ani jeho zkušenosti nejsou přenositelné na 100 %, což platí i o případných vzorech z jiných zemí.

Termín používaný v distribuci elektřiny je tzv. princip poštovní známky. Bude se využívat i po změnách tarifní soustavy?

Tento princip znamená, že nerozhoduje vzdálenost místa připojení odběratele od výrobce. Podobně, jako se neliší cena poštovní známky podle toho, jestli pošlete dopis do sousední ulice ve stejném městě, nebo na druhý konec republiky. Princip poštovní známky bude zachován i v nové tarifní soustavě. Žádný z odběratelů tak nebude diskriminován vyšší cenou, pokud bydlí dále od „zdroje“. Rozdíly v ceně za distribuci budou počítány podle toho, jak se k soustavě chováme, ne kde bydlíme.

Distribuční tarif se skládá z kapacitní a variabilní části. Můžete objasnit význam těchto pojmů?

Zjednodušeně se dá říci, že kapacitní složkou distribučního poplatku se platí za každý kW, tedy za rezervovaný příkon, který je dnes reprezentován platbou za jistič. Variabilní složkou platíme za skutečně odebrané kWh, tedy náklady za přenos určitého objemu energie.

Jako jedno z opatření proti energetické chudobě vláda po několika měsících konzultací zavedla tzv. úsporný tarif. ERÚ se na těchto diskuzích jistě podílel. Můžete prosím stručně popsat vývoj představ o tomto tarifu a zhodnotit jeho současnou podobu?

Energetický regulační úřad nebyl na začátku diskuzí o úsporném tarifu, přizváni jsme byli až v průběhu, když se řešila hlavně jeho praktická aplikace. Myšlenka vznikla na MPO, do jehož gesce problematika patří. A postupně se vyvíjela, tak jak se vyvíjely i ceny elektřiny a plynu, které v průběhu léta skokově rostly.
Opatření, které nakonec vzniklo, vlastně není ani tarif, ale finanční příspěvek, který je pouze odlišen podle tarifu odběratele. S regulací jako takovou nemá ve výsledku mnoho společného. Mj. kompenzuje nárůst tržní, tedy neregulované složky ceny elektřiny, resp. plynu, i když u něj jen zprostředkovaně přes platby za elektřinu.
Tak, jak jsem úsporný tarif mohl sledovat, myslím, že původní ambice byly mnohem větší. Měl skutečně motivovat k úsporám a být „tarifem“. Ve výsledku jde ale o plošnou sociální dávku. Na druhou stranu se ale razantně měnila i situace na trhu. Tomu odpovídá i návazné opatření, ke kterému přistoupila vláda, k zastropování ceny plynu a elektřiny. Objemem financí, a tedy i pomoci, jde o daleko silnější opatření, které odpovídá mnohem vyšším cenám, jež panují v současnosti – vyšším, než když vláda konstruovala původní úsporný tarif.

Prvním krokem v zavádění nové tarifní soustavy je sdílení přebytků vyrobené elektřiny z fotovoltaiky na střechách bytových domů. Jaký je současný stav legislativy a jaké vyžití této možnosti předpokládáte v nejbližším období 2023–24?

Pozor, nejde o přebytky. Umožněno bude samotné sdílení elektrické energie vyrobené ze společného zdroje, typicky z fotovoltaiky na střeše bytového domu. Primární je ale stále spotřeba v místě výroby, podobně jako je tomu u instalací na rodinných domech. Mimo jiné tak, jak je to dnes, se vám příliš nevyplatí dodávat do sítě energii z vlastní výrobny, protože dodáváte za cenu silové elektřiny, zatímco když ze sítě odebíráte, platíte i poplatky za distribuci aj. Má-li se toto změnit, je potřeba upravit především energetický zákon, tak daleko jít s naší vyhláškou nemůžeme.
Vrátíme-li se k vyhlášce o Pravidlech trhu s elektřinou, která má sdílení umožnit, ta již byla schválena Radou ERÚ a míří do sbírky zákonů. Od ledna tedy nabyde účinnosti.
I když to někteří nazývají vzletně první etapou komunitní energetiky, což nás samozřejmě těší, ve skutečnosti bych to nazval spíš vyrovnáním šancí mezi bytovými domy a rodinnými domy. Šancí na to, aby si mohly nainstalovat fotovoltaiku a legálně ji provozovat, výrobu sdílet mezi domácnosti.
Toho docílíme zavedením vůdčího odběrného místa pro celý bytový dům a zároveň přidružených odběrných míst pro jednotlivé domácnosti. Díky tomu nebude nutné slučovat odběrná místa do jediného, což dnes dělaly bytové domy, které se do podobných projektů pouštěly. De facto tím obcházely zákon – s mnohými riziky plynoucími pro spotřebitele. Zákon totiž spotřebitele ztotožňuje s odběrným místem a je-li odběrným místem celý dům, ochrana zákazníka končí na patě domu.

A bude pro bytové domy platit limit maximálního výkonu fotovoltaiky 50 kWp, aby mohly vyrábět bez licence?

Zatím platí limit 10 kWp. Podmínkou pro zvýšení limitu je schválení nového energetického zákona poslaneckou sněmovnou.
Vyhláška a zákon jsou dva různé legislativní procesy. ERÚ má kompetence pouze k úpravě své vyhlášky, i ta se ale musí podřídit platným zákonům.

Jaké technické provedení sdílení vyrobené elektřiny bude možné? Předpokládáte např. jednu společnou baterii pro celý dům?

Technické provedení pravidla daná vyhláškou nijak neupravují, bylo by to spíše na škodu. O technických detailech bude rozhodovat samotné SVJ či SBD, konkrétní projektant podle konkrétní situace daného domu. Výhodnost určité technologie nebo kombinace technologií se ale nebude odvíjet jen od tržních podmínek. Promlouvat do toho budou i pravidla nastavená poskytovatelem dotace, tedy Státním fondem životního prostředí.

Další aktuální otázka zaznívá od současných a budoucích majitelů domácích – fotovoltaických elektráren. Současná cenová krize razantně zvýšila zájem o jejich pořízení. Jaké změny v distribučních sazbách lze očekávat u těchto odběratelů a v jakém časovém horizontu?

Nemůžeme zastírat, že s růstem počtu mikrozdrojů, respektive s pokračující decentralizací, se náklady na provoz sítí určitě nesníží. Spíše se zvýší, protože mnohde bude potřeba distribuční sítě posílit nebo rekonstruovat. Naše koncepce změn plateb a tarifů se s tím samozřejmě musí vyrovnat.
Zároveň ale potřebujeme udržet výdaje na uzdě a nabídnout služby soustavy, které lidé ocení. Některé přínosy jsou ostatně patrné na první pohled. Málokterý decentrální domácí zdroj dnes vyrobí dostatek energie po celý den či dokonce po celý rok. Síť tak může sloužit jako záloha pro období nižší vlastní výroby – mnohem levnější záloha, než kolik byste zaplatili za skutečnou baterii nebo jiný druh akumulace.
Pak tu máme výhody méně patrné, budoucí. V budoucnu bude možné sdílet výhodněji například přebytky z výroby, ať už v rámci komunitní energetiky nebo služeb, které samotní odběratelé budou poskytovat soustavě. Zároveň budou vznikat společenství i na straně odběratelů – kupříkladu zahrádkářská kolonie nebo jiná „lokalita sdílení“ si založí energetické společenství a společně odebranou elektřinu budou sdílet za výhodnějších podmínek, než kdyby každý odběratel figuroval samostatně.
Nicméně, opět se dostáváme k podmínce, že energetické společenství musí být legislativně definováno. Na tom se na MPO intenzivně pracuje, ale zatím žádný výstup nemáme.
Když se ptáte na náklady, jde na jednu stranu o otázku trochu předčasnou ve chvíli, kdy byla teprve schválena koncepce budování nových tarifů. Na druhou stranu ale s touto problematikou musíme počítat. Jednoduše nikdo nechce, aby se nám odběratelé, ve smyslu dotazu samovýrobci, od sítě odpojovali a tvořili ostrovní systémy.
Zároveň mohu odpověď trochu relativizovat i v tom smyslu, že stále hovoříme pouze o regulované složce, kterou postihují diskutované tarify. Její význam přitom klesá s tím, jak zdražuje neregulovaná složka ceny elektřiny, tedy silová elektřina samotná. I to bude jistě promlouvat do chuti stavět vlastní zdroje.
Když to uvedeme na příkladu, ještě v minulém roce stála elektřina odběratele cca 5 Kč/kWh, z toho regulované platby tvořily přibližně polovinu. Dneska je silová elektřina za 10 Kč/kWh a regulovaná složka dál zůstává na 2,50 Kč/kWh. Takže, když se rozhodnete pro stavbu fotovoltaiky, už tolik neřešíte, jaké budou náklady za regulovanou složku, jestli vám nevzrostou o několik procent, když tvoří méně než čtvrtinu z celkové ceny elektřiny a vy vlastní výrobou ušetříte více než tři čtvrtiny na nákladech.

Ještě bych se vrátil k možnosti odpojení od distribuční sítě a provozu domova v ostrovním režimu. Nemůže při masivnějším počtu odběratelů v ostrovním režimu hrozit podobné riziko jako v teplárenství? Tam odpojování způsobovalo zdražování tepla pro zbývající odběratele.

Odpověď můžete tak trochu vyčíst z předchozích vět. Ceny na jedné straně a služby na straně druhé chceme nastavit tak, aby k masovému odpojování nedocházelo. Toto je jeden z důvodů – kdyby v soustavě zůstalo méně odběratelů, náklady by se rozprostřely na menší počet poplatníků.
Zdůraznil bych ale i zmiňované služby, na které se často zapomíná. Odpojením od soustavy by provozovatel mikrozdroje ztratil možnost používat síť jako doplňkový zdroj, byl by odkázaný na vlastní výrobu – a ta nemusí být vždy dostatečná i při použití akumulace. Nehledě na to, že akumulace samotná je dnes stále velmi drahým nástrojem, hovoříme-li o uskladnění velkého množství energie. Ostrovní systém také nemůže do soustavy dodávat případné přebytky a nemůže jí poskytovat jiné služby, na kterých by mohl vydělat, nebo přinejmenším uspořit za distribuci. Cílem tedy bude vyvážit cenu za použití soustavy a služby soustavou poskytované tak, abychom co nejvíce lidí motivovali k jejímu využití. Právě to současný systém tarifů, bohužel, nedokáže, proto ho potřebujeme postupně měnit.

Harmonogram postupného zavádění regulovaných cen a nových tarifů je nastaven až do roku 2028. Termín je podmíněn masovou instalací „chytrých“ měřidel – smartmeterů. Nemůže se pod vlivem současné turbulentní situace v energetice tento termín zkrátit?

Některé části projektu můžeme urychlit, celý projekt je koncipován jako posloupnost kroků, nikoliv „jedna velká rána“ na konci roku 2028. Jestliže budeme mít například za dva roky připraven tarif, kde bude popsána fotovoltaická výrobna s baterií, tak ho můžeme spustit.
Zásadní ale budou změny v primární legislativě, které dílčím krokům musí předcházet. Konkrétně musí být například jasně definováno, co je akumulace, co je flexibilita apod.
Rychlejším úpravám zákonů, především energetického zákona, přitom skutečně může současná krize napomoci. Ale na druhou stranu je třeba respektovat, že i nadále budou platit fyzikální zákony. Elektřinu, její výrobu, a provoz sítí, tedy přenos a distribuci, musí někdo zaplatit. A nemůže to být nikdo jiný než my, všichni odběratelé elektřiny. Tady se vyplatí připomenout, že cílem nových tarifů je racionalizace spotřeby, a tedy i nákladů – tak, abychom neplatili za provoz sítí a jejich nutný rozvoj v kontextu nových potřeb zbytečně mnoho.