Vedeme diskuse, které jsou v Evropě dávno překonané

In an interview with Petr Řeháček, director of the Association of Aggregators and Flexibility Providers, we discuss not only technical issues, but also the price that Czechia pays for delayed market reforms and hesitant decentralisation.

V českém kontextu jsou termíny flexibilita a agregace neoddělitelně spjaty s novelou Lex OZE III, která vešla v platnost 1. 8. 2025. Počet poskytovatelů i zařízení poskytujících služby výkonové rovnováhy (SVR) ale strmě roste již od roku 2021, společnost ČEPS už letos v únoru evidovala téměř 500 MW kladného i záporného regulačního výkonu agregačních bloků. Byl tedy Lex OZE III pro agregaci flexibility opravdu stěžejní?

Je obrovské štěstí, že v České republice máme provozovatele přenosové soustavy s vizí. Díky tomu byly klíčové kroky umožňující poskytování SVR z agregace uskutečněny už dávno. Dá se říct, že ČEPS v průběhu let suploval chybějící legislativu. Vždy byl ale omezený tím, že nemohl povolit nezávislou agregaci – kterou přinesl právě Lex OZE III. Dalším zásadním omezením bylo, že nebylo možné připojit samostatně stojící baterie a až v poslední době přicházejí opravdu velká úložiště, která v dnešním světě dávají největší ekonomický smysl. Vize, že po republice budou rozesety tisíce megawattových baterií, je dnes už myslím překonaná. A naopak až nyní se v ČR začínáme bavit o tom, jestli zde bude na trh vpuštěna flexibilita domácností, nebo zůstane i v budoucnu nějak omezena.

Ustanovení Lex OZE III týkající se akumulace vejdou v platnost až 1. října, už v létě ale bylo ohlášeno zprovoznění velkého samostatného bateriového úložiště. Jak to je možné?

Samostatně stojící baterie by zatím smlouvu o připojení mít neměly. Společnost ČEZ Distribuce i veřejně pro naše členy nedávno zopakovala, že baterii oficiálně ještě nezná. Uvidíme, zda bude možné existující žádosti o připojení na baterie „překlápět“ po 1. říjnu. Pokud ne, investoři budou muset vypracovat zcela nové žádosti, čímž se propadnou na konec fronty – to by byl problém.

Lex OZE III do českého právního řádu zavedl princip nezávislých agregátorů. Tedy společností, které řídí agregační bloky, aniž by zároveň byly subjekty zúčtování. Podle zákona se nicméně na činnost agregace vyžaduje licence na obchod s elektřinou. V čem je tedy rozlišení mezi integrovanými a nezávislými agregátory důležité?

Od povinné licence pro nezávislé agregátory jsme se snažili Ministerstvo průmyslu a obchodu odradit, protože představuje vstupní bariéru. To se sice nepovedlo, tyto subjekty nicméně stále nemusí přebírat významnou část odchylky zákazníka a v některých případech dokonce ani mít vlastní přístup na trh OTE. Tím jim nevznikají související finanční závazky, což je z hlediska investorů zásadní.

Nezávislé a integrované agregátory ale odlišují také funkční rozdíly. Nezávislí agregátoři se mohou rozhodnout mít své koncové zákazníky, nebo fungovat výhradně jako techničtí „preagregátoři“. Ve druhém případě může jít například o matematicky zaměřený software house vyvíjející technická řešení pro standardní obchodníky nebo integrované agregátory. Takové firmy, které jsou v českém prostředí schopny vytvořit za jednotky milionů korun robustní technický nástroj pro specifický use case, podle mě zájem o vstup na retailový či B2B trh mít spíše nebudou.

Otázkou zůstává, zda bude pro nezávislé agregátory na trhu prostor. Osobně je ale vnímám jako možné katalyzátory: pokud vznikne neefektivita integrovaných agregátorů, naskytne se prostor pro nezávislé agregátory.

REFORMA TRHU V ČR ZAČALA ODZADU

Jaké prováděcí předpisy zásadní pro agregaci flexibility navazují na novelu Lex OZE III?

Zásadní je vyhláška o pravidlech trhu s elektřinou, která bude definovat konkrétní procesy, podle nichž bude agregace fungovat. Určí také systém baselines, podle kterých bude docházet k rozdělení obchodních pozic mezi agregátorem a obchodníkem nebo dodavatelem v daném odběrném místě. Její nastavení proto zajímá všechny a je zásadní, aby bylo férové a co nejblíže fyzické realitě. Zrovna na otázkách ohledně baseline a výměny dat na trhu se bohužel česká diskuse ohledně reformy trhu s elektřinou na nějakých 6–7 let zastavila. V tuto chvíli tak sice máme schválený zákon, ale stále se vedou diskuse o pilotních projektech či vhodném nastavení baseline, ačkoli v zahraničí jsou tyto otázky už dávno překonané.

Zasekla se diskuse na neshodách agregátorů a dodavatelů?

Popravdě, agregátoři v ní nehráli významnou roli – i proto jsme před dvěma založili Sdružení agregátorů a poskytovatelů flexibility, abychom pro jejich hlas vytvořili platformu. Diskusi zastavily politické a interní neshody ohledně Elektroenergetického datového centra (EDC). Z profesionální se stala spíše politicko-mocenská otázka.

Chystají se i další zásadní prováděcí předpisy?

Důležitými jsou také dispečerská vyhláška, vyhláška o připojování a zejména tarifní reforma. Dlouhodobě se snažíme o to, aby agregátoři nemuseli pro poskytování flexibility uzavírat další speciální smlouvy nad rámec smlouvy o připojení. V tomto ČEZ Distribuce udělala ústupek, za což jsme rádi.

Distributorská vyhláška by měla zajistit, že distributoři budou poskytování flexibility v reálném čase motivovat systémovými nástroji, třeba tzv. síťovým semaforem. Přichází ale až trestuhodně pozdě a stejně jako většina reforem týkajících se tzv. zimního balíčku Evropské komise je navázaná na funkčnost EDC – což se ukazuje jako nekončící problém a hlavní strůjce zpoždění. Především proto, že governance EDC je navržena extrémně složitě a vyžaduje vložení nového regulovaného subjektu do už fungujícího procesu výměny dat na trhu.

Jaké funkce potřebné pro rozvoj agregace flexibility EDC v tuto chvíli postrádá?

Odpověď pojmu zeširoka. V České republice reforma trhu podle zimního balíčku začala z různých důvodů – spíše politických než racionálních a energetických – odzadu. První funkcí implementovanou v EDC bylo sdílení elektřiny, které je z mého pohledu posledním krokem této reformy a v řetězci obchodování s elektřinou nevytváří významnou hodnotu.

Dali jsme vůz před kozu?

Přesně tak. A to ještě ten poslední vůz, který by se klidně mohl utrhnout a nic se nestane. V energetice potřebujete ve skutečnosti úplně jiné věci než sdílení elektřiny, které navíc v budoucnosti ani nemusí být ekonomicky zajímavé.

Naopak agregace flexibility bude v českém EDC plně implementována jako poslední, zhruba v roce 2028 – pokud ne později. Reformu trhu tedy dotáhneme nejdříve 10 let poté, co byla v Bruselu napsaná. Podobný příběh zažíváme se smart metery. Ty jsou úplným základem moderní energetiky, v jejich implementaci ale počítáme zpoždění proti zbytku EU už skoro na dekády.

Eventuelně má EDC sbírat data průběhového měření a provádět výpočet baseline, což je pro flexibilitu zásadní. Mělo také převzít některé technické operace, které dnes zajišťují distributoři, či zajistit výměnu dat mezi distributory a společností ČEPS. To opět nedává úplně smysl, protože se do fungujícího procesu vkládá nový subjekt, čímž vzniká prostor pro chyby a vícenáklady.

Funkcionality potřebné pro akumulaci a agregaci flexibility navíc dočasně zajistí OTE, jen aby za pár let muselo své kompetence předat…

Vnímám EDC trochu jako CNG v dopravě. Původní myšlenka mohla být před mnoha lety dobrá, nakonec šlo ale o příliš složitý systém. Než se CNG podařilo dostat na trh a vybudovat potřebnou infrastrukturu, byla to mrtvá technologie.

Takže do roku 2028 EDC rozvoj agregace flexibility nijak nepodpoří?

V současnosti existuje snaha umožnit nezávislou agregaci v EDC alespoň částečně už od roku 2026. Pořád by se ale jednalo o omezený model s pár baselinami a hlavně pouze pro technickou flexibilitu. A to v době, kdy prim na trhu bude již přebírat flexibilita obchodní.

Reformu trhu dotáhneme nejdříve 10 let poté, co byla v Bruselu napsaná.

GRÓ FLEXIBILITY NEMAJÍ TVOŘIT SVR

Podle nově ukotvené zákonné definice je agregace činnost, jejímž účelem je nabízení flexibility na trhu s elektřinou nebo pro řízení odchylky. Trhem s elektřinou je myšlen jakýkoli trh – od krátkodobých trhů OTE po trh SVR. Participují agregátoři skutečně na více trzích naráz, nebo se většinou soustředí pouze např. na služby aFRR?

V západních zemích gró flexibility nespočívá v trhu SVR, více než 80 % flexibility se tam využije na volných obchodních trzích. Nedostatek obchodní flexibility a přílišná potřeba SVR jsou neefektivní – projevují se na předražených podpůrných službách, které platí domácnosti i průmysl. Dnes v České republice začíná fungovat spoustu poskytovatelů, kteří se soustředí čistě na poskytování aFRR bateriovými úložišti a vidí v tom eldorádo.

Řekl bych, že trpíme přetrvávajícím fenoménem východní Evropy. Stále máme tendenci zdržovat reformy a čekat do poslední chvíle, kdy vznikne tak velká nerovnováha, že je až nezdravě zajímavá pro skupinu investorů do jedné technologie. Poté ale zákonitě přichází – stejně jako tomu bylo se solárním boomem před 15 lety – katarze a obrovská pachuť ve společnosti. Úzká skupina sice vydělá, neefektivitu a divokou tržní konsolidaci ale musí někdo zaplatit.

Jakou roli v umožnění diverzifikovanějších obchodních modelů hraje dynamická metoda určení baseline u společnosti ČEPS, tedy proměnlivého určování výchozího bodu výkonu či příkonu, od kterého je daný agregační blok povelován?

Zavedení dynamické metody určení baseline je dalším z pozitivních kroků, jimiž ČEPS suploval nedostatek legislativy. Nejde ale o nic převratného, je to zcela racionální způsob určování baseline pro SVR, který přenáší fyzikální efektivitu na trh. Flexibilita je v jádru o tom, jak skloubit trh s elektřinou a fyziku.

Jak se baseline mezi agregátorem a společností ČEPS liší od „obchodní“ baseline mezi agregátorem a dodavatelem?

Účelem obchodní baseline je určit křivku, podle které můžete oddělit fakturaci obchodníka a agregátora v celém odběrném místě. Baseline pro SVR je určována zpravidla na jednom velmi přesném zařízení pro velmi přesné služby SVR. Princip je ale v obou případech obdobný, tedy hledání posledního reálného bodu předtím, než došlo k aktivaci flexibility, a křivky, která ukazuje, co by se v odběrném místě bylo bývalo stalo, pokud by aktivace neproběhla. Vůči této křivce má dodavatel v odběrném místě prodanou pozici, kterou zobchodoval v minulosti.

Je obchodní baseline tak sporným tématem i kvůli možným nepřesnostem?

Nikdy nedosáhneme dokonalosti, simulovat „coby, kdyby“ naprosto přesně není možné. Diskuse, které se u nás vedou, jsou ale jinde dávno vyřešené a zbytečně malují čerta na zeď – a přitom se nic ani nezkusilo. A nakonec i po mnoha letech profesních diskusí u nás často věci končí tak, že se připraví již zcela překonaný pilotní projekt. Vidíme to například nyní u změny tarifní struktury, která je paradoxně snad potřebnější než nová legislativa a má také mnohaleté zpoždění. Přitom jde o proaktivní činnost Energetického regulačního úřadu (ERÚ), která naráží, a jediným hmatatelným východiskem je v tuto chvíli plán pilotního projektu, který se potáhne roky a zpozdí tak potřebnou změnu. To je úplně špatně a celou ekonomiku to něco stojí.

Vize ERÚ byla dobrá, jeho pozice je ale bohužel nedostatečně silná, kvůli čemuž zásadní změny padají pod stůl. Opravdu chceme v roce 2028 dělat pilot na dynamické tarify, které jsou zaváděny už téměř všude v Evropě?

Potřebujeme tedy silnějšího regulátora?

Máme štěstí, že dnes je ERÚ velmi kvalitně obsazen, což nebylo vždy pravdou. Je proto potřeba úřadu adekvátně posílit kompetence, ne ho vykošťovat nebo politizovat. I proto je neprozíravé, jak se k regulátorovi mnohdy chovala tato vláda. Když už je pomalé nebo bohužel mnohdy i profesně vyprázdněné Ministerstvo průmyslu a obchodu, zachovejme si alespoň silný ERÚ.

UPLATNĚNÍ ZDROJŮ V SVR BUDE CYKLICKÉ

V současnosti mají certifikaci pro poskytování kladných SVR zdroje s celkovým výkonem zhruba 4,5 GW, z toho asi 4 GW činí velké zdroje a 500 MW výkon agregačních bloků. Jaké technologie figurují v dosud certifikovaných agregačních blocích? Jaký vývoj očekáváte v budoucnosti?

Kvůli tomu, že agregace začínala neregulovaně, zde chyběla jistota pro investice do kvalitních zdrojů. Začátky agregace v letech 2021–2022 proto byly založené na různých záložních dieselagregátech pro službu mFRR. Poté přibyly různé spotřeby, kogenerační jednotky a začaly se objevovat i profesionálnější, cílenější zdroje: například unikátní projekt DECCI ve Vraňanech. A teprve v posledních měsících se začínají do agregačních bloků ve velkém zapojovat baterie zaměřené na aFRR.

Do roku 2030 by s útlumem uhlí měl certifikovaný kladný regulační výkon velkých zdrojů klesnout pod 3 GW, nově by naopak mělo být certifikováno přibližně 1,4 GW. Jaký podíl připadne agregačním blokům?

Významným zdrojem flexibility budou kromě baterií také paroplynové elektrárny a moderní kogenerace. Důležité ale je, že pokud bude fungovat trh – včetně obchodní flexibility a nezávislé agregace jakožto pojistky efektivity –, různé zdroje si na něm vždy najdou pro sebe nejvhodnější roli. Stačí zavést férová tržní pravidla. Dokážu si představit, že uplatnění zdrojů v poskytování SVR bude cyklické: v zimě se více zapojí paroplynové elektrárny, v létě naopak agregační bloky s bateriovými úložišti. Ještě trochu jinak může trh vypadat v přechodových obdobích.

Pozice ERÚ je bohužel nedostatečně silná, kvůli čemuž zásadní změny padají pod stůl. 

ROČNÍ AUKCE SVR JSOU PŘEŽITÉ

Na začátku září podstoupil český trh SVR tři zásadní změny. V rámci projektu ALPACA byl spuštěn společný trh s Německem a Rakouskem pro kladnou i zápornou sekundární regulaci, aktivační doba aFRR byla zkrácena ze 7,5 na 5 minut a došlo k zavedení sekvenčního nákupu. Co od těchto změn očekáváte?

Především extrémní zefektivnění obchodování se SVR. Zapojení do platformy ALPACA přinese obrovský socio-ekonomický benefit, ačkoli pro české investory do baterek nejspíš pozitivní nebude. Propojování trhů provozovateli přenosových soustav v EU ale probíhá strategicky a postupně, skokové likvidace českého trhu se proto nebojím.

Bude zkrácení času aktivace aFRR pro některé technologie překážkou?

Určitě ano. Problém to bude pro dieselagregáty, které by ale byly z trhu vytlačeny tak jako tak, a možná i starší kogenerační jednotky. Ještě nedávno dokonce čeští agregátoři bojovali s nespolehlivostí těchto zdrojů, které ne vždy reagovaly na aktivaci. Dnes tomu tak už snad není, méně kvalitní zdroje ale budou z trhu s aFRR přirozeně odpadat. Větší kogenerace pak možná bude dávat smysl doplnit minibaterií zajišťující rychlý náběh stroje a zvyšující jeho ekonomickou i ekologickou efektivitu.

Společnost ČEPS vybírá poskytovatele SVR skrze dva hlavní kanály: roční výběrová řízení (od roku 2026 už jen půlroční) a denní aukce. Podíl denních aukcí navíc roste, v roce 2026 pokryjí půlroční výběrová řízení jen 30 % celkového objemu SVR.

Roční aukce jsou přežité, odpovídají stavu energetiky před 20 lety. Je třeba je rychle ukončit a odbourat veškeré existující výjimky. Například i celá česká unikátní služba mFRR5 je relikt minulosti, který už nemá opodstatnění a ze své podstaty deformuje trh.

V případě služeb aFRR a mFRR soutěží poskytovatelé, resp. agregátoři, rovnou na třech úrovních. Kromě ročních výběrových řízení a denních aukcí rezervovaného výkonu mohou nabízet také regulační energii, a to v 15minutových intervalech do 25 minut před začátkem čtvrthodinové dodávky. Jak významnou roli hraje tento nástroj flexibility?

Zatím nepříliš velkou, prodej volné regulační energie by ale měl narůstat – i díky zavedení sekvenčního nákupu, který poskytovatelům umožňuje téměř dokonalou cenovou arbitráž svého výkonu.

O DOTAZOVANÉM

Petr Řeháček je od června 2023 ředitel Sdružení agregátorů a poskytovatelů flexibility (SAF) při asociaci AKU-BAT. Absolvoval obor Elektroenergetika a management na Fakultě elektrotechnické ČVUT v Praze, pracoval mimo jiné jako konzultant a manažer pro oblast energetiky ve společnosti EY.