Čo môže byť lacnejšie na drahej elektrine?

Je dobré, že sa o cenách elektriny aktívne diskutuje. Ako v známej anekdote, táto diskusia môže byť vedená medzi optimistom, ktorý vidí pohár poloplný, pesimistom, ktorý vidí pohár poloprázdny a realistom, ktorý sa pozerá na to, čo v tom pohári je.

A práve takto „realisticky“ by sme sa na obsah slovenského pohára s cenami elektriny bližšie pozreli. A tiež na to, aké sú niektoré možnosti optimalizácie nákladov na ňu. Pôjde o pohľad najmä zo strany priemyselného, resp. väčšieho odberateľa elektriny.

Niekedy sa diskusia o cene elektriny obmedzuje len na cenu samotnej komodity, čo nie je správne. Výraznú časť ceny elektriny tvoria jednotlivé platby a poplatky, ktoré sú s dodávkou komodity spojené. Aj keď tieto položky sú regulované zo strany ÚRSO (Úrad pre reguláciu sieťových odvetví), neznamená to, že diskusia o ich nastavení je pre konkrétny podnik zbytočná. Odberateľ môže svojimi aktívnymi krokmi výrazne ušetriť aj na nich.

Tarifa za prevádzkovanie systému (TPS)

Tarifa za prevádzkovanie systému (TPS) je jednou z najvýznamnejších zložiek ceny elektriny. Stanovuje ju ÚRSO ako pevnú cenu v eurách na MWh, a to štandardne na obdobie jedného roka.

TPS sa od odberateľov elektriny vyberá za účelom podpory výroby elektriny z obnoviteľných zdrojov energie (OZE), podpory výrobu elektriny vysoko účinnou kombinovanou výrobou (VÚKVET) a na činnosti organizátora krátkodobého trhu s elektrinou (OKTE).

Právna úprava tejto platby prešla niekoľkými zásadnými úpravami. Pôvodne bola tvorená len jednou sadzbou, ktorá sa v rovnakej výške uplatňovala na všetkých odberateľov elektriny. Výnimku tvorili len odberatelia s individuálnou sadzbou TPS.

V roku 2022 však došlo k významnej reforme, kedy sa zaviedla tzv. pásmová TPS.

Jej podstata spočívala v tom, že sa zaviedli 3 pásma, resp. 3 skupiny odberných miest. Do skupiny 1 spadala koncová spotreba elektriny do 1 GWh, do skupiny 2 spotreba nad 1 GWh do 100 GWh a skupina 3 bola pre koncovú spotrebu elektriny nad 100 GWh.

Platilo, že čím vyššia skupina, resp. čím vyšší ročný odber elektriny, tým nižšia bola výška samotnej tarify.

Tento počin sa podaril aj vďaka tzv. povinnej prolongácii podpory pre OZE, ktorú v roku 2021 zaviedla novela zákona o podpore OZE. Vyše 400 väčším fotovoltickým zariadeniam sa od roku 2022 predĺžila podpora tzv. doplatkom o 5 rokov, zároveň sa však výška tejto podpory primerane znížila, resp. rozložila v čase. Podľa správ ÚRSO bolo výsledkom tohto kroku zníženie nákladov na podporu o cca 70 miliónov eur na ročnej báze. Uvedené sa, samozrejme, mohlo premietnuť do výšky samotnej pásmovej TPS, ktorá (ako sme vyššie uviedli) slúži práve aj na financovanie podpory OZE.

Od svojho zavedenia prešla pásmová TPS viacerými zmenami. Jedna z najhlavnejších je spôsob zaradzovania do jednotlivých skupín TPS.

Zatiaľ čo pôvodné znenie úpravy zohľadňovalo očakávanú koncovú spotrebou elektriny za rok t-1 pre každé odberné miesto samostatne, v zmysle aktuálnej cenovej vyhlášky (vyhláška Úradu pre reguláciu sieťových odvetví č. 154/2024 Z.z. ktorou sa ustanovuje cenová regulácia v elektroenergetike a niektoré podmienky vykonávania regulovaných činností v elektroenergetike („aktuálna cenová vyhláška“) sa posudzujú všetky odberné miesta odberateľa spolu.

Inými slovami, pokiaľ mal odberateľ 2 odberné miesta a každé so spotrebou 60 GWh, pôvodný model pásmovej TPS by obe miesta zaradil do pásma 2. Aktuálne by sa však obe odberné miesta zaradili do pásma 3, s najvýhodnejšou sadzbou TPS.

Pre rok 2025 sú stanovené tieto hodnoty TPS:

• skupina 1 (do 1 GWh vrátane): 15,90 eur/MWh;
• skupina 2 (nad 1 GWh do 100 GWh vrátane): 11,90 eur/MWh;
• skupina 3 (nad 100 GWh): 1,95 eur/MWh.

Vzhľadom na tieto sadzby by podniky mali sledovať svoju spotrebu a optimalizovať svoje odberné miesta tak, aby odber nezastal na hornej hranici niektorého z pásem. Pokiaľ má podnik spotrebu 99,9999 GWh, stále bude zaradený v menej výhodnej skupine 2. Neprekročením hranice 100 GWh tak môže ročne prísť o cca 1 milión eur.

Netreba zabudnúť na to, že TPS sa uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny odobratú zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny a pre zaradenie do jednotlivých skupín sa zohľadňujú hodnoty odberu za predchádzajúci rok t-1. Pokiaľ teda odberateľ prevádzkuje vlastné zariadenie na výrobu elektriny, a takto vyrobenú elektrinu bez využitia distribučnej sústavy aj spotrebuje, na takúto elektrinu sa nevzťahuje TPS.

Čo je ale tiež dôležité, že takáto spotreba vlastnej elektriny by ani nemala vstupovať výpočtu toho, do ktorého z pásem sa má podnik zaradiť. Mal by si preto preveriť, či práve v dôsledku vlastnej výroby elektriny alebo úsporných opatrení nedosiahne paradoxne to, že nedosiahne hranicu 1 GWh, prípadne 100 GWh, čo bude mať za následok zaradenie do menej výhodného pásma.

Okrem 3 skupín možno nájsť v aktuálnej cenovej vyhláške aj skupinu 4. Jej výška je aktuálne stanovená len na 1,59 eur/MWh. Skupina 4 nepredstavuje nejakú úplnú novinku. Zatiaľ čo pôvodný model pásmovej TPS vychádzal z 3 skupín a individuálnej sadzby TPS, aktuálna vyhláška vytvorila skupinu 4, do ktorej zahrnula práve odberné miesta koncových odberateľov elektriny, ktorým bola pre rok t určená individuálna sadzba TPS.

Odberatelia sa do skupiny 4 nezaraďujú automaticky podľa veľkosti odberu. Je potrebné splniť viaceré legislatívne podmienky. Patrí medzi ne (okrem spotreby minimálne 1 GWh) aj napr. predloženie správy podľa § 12 ods. 8 zákona o regulácii (zákon č. 250/2012 Z.z. o regulácii v sieťových odvetviach („zákon o regulácii“) a preukázanie, že najmenej 80 % jeho koncovej spotreby elektriny zodpovedá niektorému z kódov činnosti podniku alebo ich kombinácii podľa štatistickej klasifikácie ekonomických činností uvedených v prílohy č. 3 aktuálnej cenovej vyhlášky.

Ide o NACE kódy: 2013 Výroba ostatných základných anorganických chemikálií, 2015 Výroba priemyselných hnojív a dusíkatých zlúčenín, 2016 Výroba plastov v primárnej forme, 2410 Výroba surového železa a ocele a ferozliatin, 2420 Výroba rúr, rúrok, dutých profilov a súvisiaceho príslušenstva z ocele a 2442 Výroba hliníka. 

Tarifa za systémové služby (TSS)

Druhá významná zložka ceny elektriny je tarifa za systémové služby (TSS).

Zjednodušene povedané, táto tarifa sa od odberateľov vyberá za účelom zabezpečenia bezpečnosti a stability sústavy. Jej výška zohľadňuje náklady prevádzkovateľa prenosovej sústavy (SEPS) na nákup podporných služieb a iné povolené náklady SEPS na zabezpečenie systémových služieb.

Vo viacerých aspektoch pripomína vyššie uvedenú TPS.

Tiež ju stanovuje ÚRSO ako pevnú cenu v eurách na MWh. Obvykle je stanovená na obdobie jedného roka. Avšak, niekedy sa jej výška môže zmeniť aj počas roka. Bolo tomu tak napr. tento rok, kedy ÚRSO výnimočne pristúpil k jej zníženiu o takmer 20 %.

Po vzore TPS bola aj TSS postupne zmenená z pôvodnej jednotnej tarify na pásmovú TSS.

Pre rok 2025 sú aktuálne stanovené tieto hodnoty TSS:

• skupina 1 (do 1 GWh vrátane): 12,4207 eur/MWh
• skupina 2 (nad 1 GWh do 100 GWh vrátane): 9,0282 eur/MWh 902 820
• skupina 3 (nad 100 GWh): 1,5128 eur/MWh

Tarifa za systémové služby na rok t sa tiež uplatňuje na koncovú spotrebu elektriny, ktorá je odobratá zo sústavy koncovými odberateľmi elektriny. Neaplikuje sa tak na elektrinu, ktorá bola napr. vyrobená v zariadení OZE a spotrebovaná bez využitia distribučnej sústavy.

Pre zaradenie do skupiny je rovnako dôležitý celkový odber všetkých odberných miest odberateľa. Zohľadňujú sa pritom údaje o koncovej spotrebe elektriny za predchádzajúci rok.

Vzhľadom na podobnosti tak v prípade optimalizácie TPS častokrát priamo dôjde aj k optimalizácii TSS. Ak sme v pri TPS spomínali, že už pri dosiahnutí hranice odberu 100 GWh dôjde k úspore 1 mil. eur, pri TSS to znamená ďalších cca 750 000 eur.

Aktuálna cenová vyhláška aj tu upravuje skupinu 4 s tzv. individuálnu TSS. Jej výška je 1,2421 eur/MWh.

Do tejto skupiny 4 sú zaradení koncoví odberatelia elektriny, ktorí sú pripojení priamo do prenosovej sústavy (nie do distribučnej sústavy, ako je tomu pri väčšine odberateľov). Medzi ďalšie podmienky patrí, že doba ročného využitia maxima v roku t-2 predstavuje 6 800 hodín alebo viac a súčasne pomerná odchýlka subjektu zúčtovania predstavuje 0,025 alebo menej.

Ďalšie regulované zložky ceny

Do výslednej ceny elektriny vstupujú aj ďalšie zložky, ako napr. cena za distribúciu, tarifa za straty pri distribúcii elektriny a odvod do národného jadrového fondu. V porovnaní s TPS či TSS je otázka distribúcie rozmanitejšia.

Zatiaľ čo pri TPS a TSS sa stanovujú sadzby pre celé územie SR rovnako, regulácia distribúcie sa líši podľa jednotlivých regiónov. Resp. ÚRSO cenovú reguláciu vykonáva pre jednotlivých prevádzkovateľov distribučných sústav samostatne. Pre odberateľa elektriny je tak rozhodujúce, do ktorej distribučnej sústavy je pripojený.

Na trhu sa zároveň diskutujú výhody pripojenia do tzv. miestnej distribučnej sústavy (MDS) či pripojenia do jednej z troch regionálnych distribučných sústav sústa, ktoré sú prevádzkované zo strany spoločností Východoslovenská distribučná, a.s., Stredoslovenská distribučná, a.s. a Západoslovenská distribučná, a. s. Osobitou kategóriu je pripojenie do prenosovej sústavy prevádzkovanou zo strany SEPS, ktoré v zásade realizujú tí najväčší a najvýznamnejší hráči na trhu.

Nakoľko na výšku distribučných poplatkov má vplyv výška napäťovej úrovne pripojenia, riešia sa aj rôzne technické alternatívy pripojenia toho-ktorého podniku, vrátane otázky vybudovania vlastného transformátora.

Odvod do národného jadrového fondu predstavuje špecifickú zložku ceny elektriny, ktorá je mimo regulácie ÚRSO. Jeho hodnota je stanovená priamo nariadením vlády SR (nariadenie Vlády SR č. 21/2019 Z. z. ktorým sa ustanovuje výška ročného odvodu určeného na úhradu historického dlhu z dodanej elektriny koncovým odberateľom elektriny a podrobnosti o spôsobe jeho výberu pre Národný jadrový fond, jeho použití a o spôsobe a lehotách jeho úhrady), to vo výške 3,27 eur/MWh.

Účelom tohto odvodu, je (okrem iného) zabezpečiť financovanie nakladania s vyhoretým jadrovým palivom a rádioaktívnymi odpadmi.

Aj pri tejto zložke ceny elektriny platí, že určité subjekty môžu mať nárok na výhodnejšiu sadzbu. Po splnení osobitných podmienok je možné efektívnu sadzba odvodu znížiť na 70 %, prípadne len na 25 % pôvodnej výšky.

Medzi tieto podmienky patrí napr. to, aby išlo o podnik vykonávajúci činnosť výrobcu v odvetví (i) výroba rafinovaných ropných produktov, (ii) výroba surového železa a ocele a ferozliatin alebo (iii) výroba hliníka.

Okrem týchto zložiek sa na elektrinu aplikuje samozrejme ešte spotrebná daň, ktorú zákon (ust. § 6 zákona č. 609/2007 Z.z. o spotrebnej dani z elektriny, uhlia a zemného plynu a o zmene a doplnení zákona č. 98/2004 Z. z. o spotrebnej dani z minerálneho oleja v znení neskorších predpisov) stanovuje vo výške 1,32 eur/MWh a samostatnou témou je DPH.

A čo dodávka samotnej komodity?

Cena samotnej komodity je na Slovensku pre časť odberateľov stále regulovaná. V podnikateľskej sfére ide najmä o tzv. malé podniky, ktorých celkový ročný odber za predchádzajúci rok predstavuje najviac 30 000 kWh (ust. § 2 písm. k) bod 3 zákona o regulácii).

Subjekty mimo regulácie sú odkázané na tzv. trhové ceny elektriny. Zjednať samotnú výšku ceny komodity je však len časť úspechu. Trh s rôznymi produktami sa vyvíja pomerne dynamicky, a preto je dobré zohľadniť aj ďalšie skutočnosti či zmluvné nastavenia, ktoré v konečnom dôsledku majú vplyv na celkové náklady firmy na elektrinu.

Pri konkrétnom zmluvnou riešení je dôležité ustáliť si konkrétny produkt, s jasne stanoveným spôsobom stanovenia ceny, prípadne so stanoveným postupom pre jej dodatočnú zmenu.

Okrem jednoduchých modelov (fixná cena alebo tzv. spotová cena, ktorá je navýšená o prirážku dodávateľa elektriny) je na trhu viacero variant kombinácie tzv. fixu a spotu, ktoré môžu tomu-ktorému podniku sadnúť do jeho odberových preferencií.

Dôležitou otázkou je to, akým spôsobom zmluva upravuje predpokladané množstvo odberu elektriny zo strany podniku. Nedodržanie tohto množstva môže mať za následok uplatnenie sankcií, ktoré môžu cenu za elektrinu výrazne predražiť. Je preto na mieste si ustáliť, aké tolerancie odberu majú byť v zmluve upravené, či podnik je povinný dodržať celoročný odhad, mesačný odhad, prípadne, či má ísť o menšie časové rozostupy.

Aj keď na Slovensku trhu v drvivej miere prevažujú zmluvy s „klasickými“ dodávateľmi elektriny, postupne sa na začínajú diskutovať aj tzv. PPA zmluvy (Power Purchase Agreement) (viac na túto tému sa dozviete aj v článku Na čo nezabudnúť, keď sa riešia PPA zmluvy), ktoré v európskom priestore majú už tradičné zastúpenie. Ich rozvoj možno spájať s výstavbou obnoviteľných zdrojov, najmä veterných elektrární, a ich rozšírenie podporila aj výstavba projektov fotovoltických elektrární.

Účelom PPA zmluvy je spájať samotného výrobcu elektriny (obvykle z OZE) s koncovým odberateľom elektriny. Zmluva sa uzatvára zvyčajne na dlhšie časové obdobie (5 a viac rokov). Odberateľ elektriny môže mať klasického dodávateľa elektriny a zároveň mať zazmluvnenú dodávku zelenej elektriny od konkrétneho výrobcu elektriny, a to stabilne - na dlhšie časové obdobie a deklarovať pri tom aj ah splnenie svojich environmentálnych cieľov

Najznámejšie kategórie PPA zmlúv sú off-site PPA a on-site PPA.

Pri off-site PPA dochádza k dodávke vyrobenej elektriny prostredníctvom distribučnej sústavy.

Pri on-site PPA je zariadenie na výrobu elektriny umiestnené v blízkosti odberateľa a samotná dodávka sa vykonáva priamo – bez využitia distribučnej sústavy. A to predstavuje jednu z najdôležitejších výhod dodávky elektriny v tomto režime. Nakoľko dodávka sa nerealizuje cez distribučnú sústavu, neaplikujú sa na ne distribučné poplatky, TPS ani TSS, čo podstatným spôsobom zlacňuje výslednú cenu elektriny.

Model on-site PPA zmluvy nie je len idea pochádzajúca z predpisov EÚ ale takýto model je v súlade aj s nedávnym vyjadrením zo strany ÚRSO, podľa ktorého: „cesta zdravého rozumu je, aby sa zelená energia vyrábala na mieste, kde sa aj spotrebuje“ (https://www.urso.gov.sk/urso-objasnuje-cenotvorbu-elektriny-pre-priemyselnych-odberatelov/).

Bohužiaľ, dodávka elektriny v režime on-site PPA je aktuálne na Slovensku problematická. O odstránení bariér sa aktuálne vedie aktívna diskusia a ostáva nám veriť, že výsledok sa dostaví čim skôr. Prípadne, že sa doplní do plánovanej veľkej novely energetických predpisov, ktorá je aktuálne v parlamente (návrh zákona dostupný na webe: Zákony : Vyhľadávanie v návrhoch zákonov : Detaily návrhu zákona - Národná rada Slovenskej republiky).

Režim on-site PPA zmluvy je potrebné odlíšiť od tzv. lokálneho zdroja. Zatiaľ čo podstata PPA zmlúv je predaj elektriny zo strany výrobcu koncovému odberateľovi, pri lokálnom zdroji si odberateľ vyrába elektrinu sám, a teda k predaju elektriny nedochádza.

Vlastná výroba elektriny

Vlastná výroba elektriny už pre priemyselných odberateľov roky nie je nič nezvyčajné. Na trhu funguje mimoriadne populárny koncept lokálneho zdroja. Môže ísť o akékoľvek zariadenie na výrobu elektriny z OZE, ktoré bude pripojené v odbernom mieste odberateľa. V minulosti bola jeho veľkosť obmedzená na 500 kW inštalovaného výkonu. Aktuálne je však jediným obmedzením maximálna rezervovaná kapacita odberného miesta, čo zvyčajne nespôsobuje praktické obmedzenia.

Výhodu lokálneho zdroja je, že jeho pripojenie nie je zaťažené žiadnym pripojovacím poplatkom. Zároveň, nakoľko v tomto prípade sa spotrebúva elektrina priamo na mieste (rovnako ako on-site PPA) platí, že ušetriť možno aj na distribučných poplatkoch, TPS a TSS.

Výstavba vlastného zariadenia na výrobu elektriny môže byť nákladná. Preto sa na slovenskom trhu rozmohol model prenájmu lokálneho zdroja. Zjednodušene povedané, tretí subjekt zrealizuje zariadenie na výrobu elektriny u odberateľa elektriny, a toto zariadenie mu následne prenajme. Odberateľ elektriny si tak v prenajatom zariadení vyrába elektrinu, ktorá kryje časť jeho spotreby elektriny, za čo vlastníkovi zaradenia platí odmenu.

V tomto modeli je dôležité riadne si nastaviť vzťahy medzi vlastníkom zariadenia a samotným odberateľom elektriny. Aj keď v praxi niekedy odberateľ vystupuje len ako „pasívny prijímač“ vyrobenej elektriny, na účely energetických predpisov sa považuje za prevádzkovateľa zariadenia na výrobu elektriny, s čím sú spojené viaceré legislatívne a zmluvné povinnosti, na ktoré musí pamätať. Alebo ich splnenie mať aspoň pokryté v rámci nájomnej zmluvy, prípadne inou zmluvou.

Dávnejšia právna úprava striktne regulovala možnosti dodávky prebytkov nespotrebovanej elektriny z lokálneho zdroja do sústavy. Tieto obmedzenia sú už však minulosťou a dodávka prebytkov je nastavená pomerne voľne. Odberateľ si môže výkup jeho prebytkov zazmluvniť s dodávateľom elektriny (ide o pomerne bežnú prax). Prípadne, môže sa s dodávateľom dohodnúť na tzv. virtuálnej batérii, ktorú bude z prebytkov „virtuálne nabíjať“ a v prípade nevýroby bude z nej elektrinu „čerpať“. Samozrejme, za príslušný poplatok dodávateľovi elektriny.

Do popredia sa dostáva aj tzv. zdieľanie elektriny. Zjednodušene povedané, odberateľ elektriny s lokálnom zdrojom môže túto elektrinu „poslať“ akémukoľvek odoberateľovi elektriny, ktorému sa následne táto elektrina odpočíta od účtu za elektrinu. Aj keď sa v praxi častokrát hovorí o zdieľaní elektriny medzi susedmi či v bytovom dome, tento nástroj môže fungovať na odplatnej báze aj medzi podnikmi.

Aj keď sa zdieľanie elektriny na trhu často spomína s komunitnou energetikou, podniky ho vedia využívať aj bez toho, aby sa stali členmi energetického spoločenstva či komunity vyrábajúcej elektrinu z OZE.

V súčasnosti je síce zdieľanie obmedzené len na odberateľov, ktorí majú rovnakého dodávateľa, toto obmedzenie je však mimoriadne sporné a navrhovaná novela energetických predpisov by ho mala zrušiť (návrh zákona dostupný na webe: Zákony : Vyhľadávanie v návrhoch zákonov : Detaily návrhu zákona - Národná rada Slovenskej republiky). Zdieľanie by tak malo byť možné bez ohľadu na to, akého dodávateľa jednotlivé podniky majú.

Podľa aktuálnej cenovej regulácie je zdieľanie zaťažené distribučnými poplatkami, rovnako ako je tomu pri dodávke elektriny. A je jedno, či elektrinu zdieľa jeden podnik druhému v rámci areálu alebo na opačný koniec Slovenska.

Stále však platí, že pri zdieľaní sa dá ušetriť na cene samotnej komodity. Teda, pokiaľ odmena za zdieľanie je nižšia ako cena elektriny dohodnutá s klasickým dodávateľom elektriny. Nemožno opomenúť ani to, že zdieľať elektrinu môže podnik aj sám sebe - v rámci viacerých svojich odberných miest. A taktiež, zdieľanie nemusí byť len o peniazoch. Elektrinu môže zdieľať napr. charitatívnym organizáciám, miestnej škôlke, či ako benefit pre svojich dlhoročných zamestnancov.