Chystáme nástroj na priškrtenie fotovoltiky. Podporných služieb treba stále viac, vraví manažér SEPS (rozhovor)

Sú to náklady, ktoré sa v konečnom dôsledku každému odberateľovi pretavujú do účtu za elektrinu. Štátny prevádzkovateľ prenosovej sústavy, SEPS, nakupuje tzv. podporné služby, aby nimi zaistil spoľahlivé fungovanie siete.

V prípade, ak treba náhle riešiť napríklad výpadok vo výrobe elektriny, zaberú zdroje držané „v zálohe.“ A ich prevádzkovatelia dostávajú zaplatené tak za pripravenosť, teda disponibilitu, ako aj za dodávku regulačnej elektriny.

Kým pre bežných odberateľov ide o procesy „na pozadí,“ ktoré sa ich hmatateľne týkajú hlavne cez poplatky za straty a tie ktoré uhrádzajú za TSS, v energetike podporné služby predstavujú živý ekosystém, v ktorom sa hlásia o slovo aj noví hráči. A na meniace sa podmienky musí reagovať aj Slovenská elektrizačná prenosová sústava (SEPS).

„Novým segmentom v podporných službách sú napríklad bioplynové stanice, ktorým postupne končí podpora doplatkom po 15 rokoch. Diskusiu s týmto segmentom sme začali v roku 2024 a dnes máme certifikovaných 14 MW podporných služieb typu aFRR+/aFRR-/mFRR+/mFRR-, pričom aktuálny zámer ich prevádzkovateľov je na úrovni cca 20 MW,“ vysvetľuje v rozhovore Marián Širanec, člen predstavenstva a vrchný riaditeľ úseku SED a obchodu SEPS.

OZE zvyšujú nároky na podporné služby

Veľkou témou v súvislosti s prevádzkou sietí sú obnoviteľné zdroje energie s premenlivou produkciou. Predseda ÚRSO Jozef Holjenčík v rozhovore upozorňoval, že stoja za rastúcimi nárokmi na podporné služby. Na druhej strane riaditeľ SAPI Ján Karaba v ďalšom rozhovore argumentoval, že to tak nie je. Ako to vníma SEPS? Vidíte už rastúce nároky na podporné služby v súvislosti s obnoviteľnými zdrojmi? Dá sa to nejako podložiť a kvantifikovať?

Rozhodne to pociťujeme. Ale je to komplexná téma. 

Útvar hodnoty za peniaze v roku 2022 s vtedajším manažmentom SEPS upravil metodiku dimenzovania podporných služieb a zásadne zoškrtal ich objem. Od roku 2023 ideme podľa novej metodiky, ktorá zahŕňa dynamické zmeny odchýlok v sústave pri zohľadnení podmienky neprekročenia požadovanej úrovne kvality regulácie zo strany ENTSO-E podľa tzv. ukazovateľov Level 1 a Level 2. Tieto nám stanovujú hranice odchýlky voči plánovanému saldu SR a SEPS je v pravidelných intervaloch vyhodnocovaná na ich plnenie.

Okrem toho musíme, samozrejme, byť schopní stále odregulovať najväčší kladný a záporný referenčný incident. V tomto prípade máme pre kladný smer 512 MW v prípade výpadku jedného jadrového bloku a pre záporný smer výpadok odberu U.S. Steel Košice s približne 140 MW. Ak sa opätovne rozbehne Slovalco, negatívny referenčný incident sa zvýši. 

A teraz k tomu, ako sa vyvíjajú požiadavky aj v súvislosti s OZE. Rozhodujeme sa na základe simulácií. To znamená, že zrealizujeme simuláciu odchýlok sústavy na základe údajov z posledných 36 mesiacov. Podľa kritérií kvality regulácie a zostavy regulačných schopností poskytovateľov podporných služieb (PpS) vidíme, aké sú očakávané incidenty, a tak nastavujeme potreby objemov PpS, pričom kľúčová je sekundárna regulácia výkonu.

V roku 2023 bola aFRR+ požadovaná 125 MW, dnes už 145 MW. Je tam 20-megawattovový nárast a potreba na objem aFRR- išla zo 125 na 138 MW. Keď to rozrátame do finančných nákladov, je to približne sedem miliónov eur ročne za zvýšenú disponibilitu pre daný typ služby.

To znamená, že nie je pravda, že neexistuje nárast. Nárast je nespochybniteľný. A keďže sa na Slovensku nepripája takmer nič iné ako OZE, presnejšie malé a lokálne fotovoltiky ročne v objeme okolo 250 MW, môžem povedať, že za rastúcimi nárokmi na podporné služby sú najmä dynamické zmeny výkonov OZE.

Spomenuli ste, že uvažujete o incidentoch v krajných polohách, teda napríklad v situácii, kedy by Slovensko muselo čeliť náhlemu výpadku jadrového bloku. Lenže Slovensko nie je ostrov, sme intenzívne poprepájaní so susedmi a sme súčasťou obrovskej sústavy Continental Europe s výkonovým číslom v desiatkach tisíc MW. Prečo teda zohľadňujete pri dimenzovaní potrieb tieto krajné scenáre?

To je metodika definovaná ENTSO-E. Ako prevádzkovateľ prenosovej sústavy máme povinnosť mať dimenzované podporné služby tak, aby sme do 15 min odregulovali odchýlku, ktorá v našej sústave vznikne, tzn. kladný a záporný referenčný incident a bežné odchýlky vznikajúce v sústave. Zabezpečený objem primárnej regulácie výkonu, tzv. FCR, v našom prípade musí byť vo výške 33 MW, a je to súčasť väčšieho európskeho balíka tejto služby, pomocou ktorého sa v rámci Európy vyrovnávajú výkyvy frekvencie v 1 sekundovej granularite.

Aktuálne je celkový objem FCR v rámci oblasti, do ktorej spadá aj Slovensko, na úrovni cca 3 400 MW. Hneď za tým je aktivovaná sekundárna regulácia (aktivácia do 5 minút), a to kladná respektíve záporná. Objem tejto služby v podmienkach SR je cca 145 MW, čo z podstaty veci nezachytí ten najväčší problém, ktorý môže nastať, preto ešte dopĺňame terciárnu reguláciu (aktivácia do 3 resp. 12,5 min).

Spomenuli ste, že na objem podporných služieb má vplyv viacero faktorov. Aj vrátane štruktúry priemyslu. Dá sa nejako vyjadriť, akú časť systémových nákladov alebo požiadaviek na podporné služby tvoria konkrétne obnoviteľné zdroje?

Toto úplne presne kvantifikovať nevieme. Čo vám viem povedať, je, že zásadná časť tých spomínaných sedem miliónov eur v podobe dodatočných nákladov, musí pripadať práve na OZE, pretože prakticky nič iné medzi novopripojenými zdrojmi nefiguruje.

V podstate ale platí, že v procese regulácie sústavy nie je podstatné o aký typ incidentu ide, jednoducho je nevyhnutné, aby SEPS aktivovala nevyhnutné rozsahy podporných služieb v súlade s požiadavkami na kvalitu regulácie . Samozrejme, ak by išlo o nejaký väčší zásadný problém, napríklad výpadok bloku v Mochovciach, to vieme vďaka online monitoringu takýchto zdrojov identifikovať veľmi presne a prakticky okamžite. Ale ak má nejaký menší výrobca elektriny, resp. subjekt, poruchu a vznikne mu odchýlka, vieme ju zachytiť len prostredníctvom odchýlky celej sústavy. V prípade, že sa takýchto menších odchýlok v tom istom čase naakumuluje viac, samozrejme, skúmame ich príčiny.

Jeden z historicky najväčších problémov vznikol, keď sme vstupovali do platforiem MARI a PICASSO (Slovensko sa k platformám pripojilo v roku 2024 – pozn. red.). Boli to tri komplikované dni, keď vstúpil do hry veľmi zlý odhad produkcie z fotovoltiky. Zaúradovalo počasie, konkrétne hmla, ktorá sa síce v ranných hodinách očakávala, ale trvala až do poobedných hodín, pričom vznikla väčšia odchýlka, ktorá však vzhľadom na ceny regulačnej elektriny bola veľmi drahá (11.11.2024 napr. v 37. obchodnej perióde bola cena 7 027 EUR/MWh). Predikcia výroby z fotovoltík vtedy fatálne zlyhala.

Stávajú sa však aj opačné situácie, kedy najmä fotovoltické elektrárne vyrábajú neočakávane veľa. Napríklad v Česku a aj v Poľsku už boli incidenty, kedy prevádzkovatelia sústav museli takzvane nútene odstavovať fotovoltiky. Nastala takáto situáciu niekedy už aj na Slovensku?

Zatiaľ nie. Chceme však byť pripravení aj na takúto situáciu a takýto postup pridať do dispečerského poriadku pre riadenie ES SR. Nejde len o problém fotovoltických elektrární, ale toto opatrenie sa bude dotýkať tzv. distribuovanej výroby elektriny. Je to dokument, ktorého aktualizácia bola na verejnej konzultácii a, samozrejme, sú subjekty ktoré s obmedzovaním výroby, napr. fotovoltiky, výsostne nebudú súhlasiť, keďže to ide proti ich obchodným záujmom.

Treba však zdôrazniť, že nové obmedzujúce opatrenie bude možné aplikovať len v prípade stavov núdze a pri predchádzaní stavu núdze v elektroenergetike. To znamená, že postup sa nebude odvíjať od toho, že núdzové odstavenie zdrojov bude svojvoľne riešiť dispečer, ale bude na to presne definovaný legislatívny postup. Pointou je, že budeme znižovať distribuovanú výrobu v konkrétnych problémových uzlových bodoch sústavy.

Samozrejme, tento postup bude musieť úspešne prejsť cez všetky schvaľovacie autority. Opatrenie už bolo zahrnuté do Zákona o energetike, v súčasnosti sa pripravuje aktualizácia Vyhlášky MH SR o stave núdze v sektore elektroenergetiky a spomínaný dispečerský poriadok na riadenie elektrizačnej sústavy SR, na čo bude nadväzovať úprava príslušných smerníc súvisiacich so stavom núdze, ale takto sa na riešenie problému pozeráme a opierame sa práve aj o skúsenosti zo zahraničia.

Realitou je, že fotovoltík pripojených do siete pribúda, k 1.6.2026 bol ich inštalovaný výkon 1 392 MW. Musíme si byť istí, že dokážeme ďalší nárast a vlastnosti tejto technológie manažovať udržateľne a dlhodobo. Vec určite nestojí tak, že chceme brzdiť rozvoj OZE, ale treba si priznať, že táto zmena v štruktúre elektroenergetiky má svoju cenovku a skryté náklady. Ak bude sektor OZE ďalej rásť, rásť bude aj tá cenovka. Možno o rok alebo o dva bude požiadavka na aFRR+ aj 160 MW.

Bioplynové elektrárne sa zapojili, v hre sú fotovoltiky

Rozoberme bližšie rôzne technológie, ktoré sa využívajú v podporných službách. Dá sa vymedziť, ktoré typy zariadení sa v súčasnosti najviac zapájajú pri regulácii spojenej s OZE a osobitne fotovoltikou?

SEPS si pri aktivácii podporných služieb nemôže vyberať technológie. Funguje to tak, že po vstupe do platformy PICASSO (sekundárna regulácia výkonu) máme certifikované zdroje, ktoré musia spĺňať technické požiadavky. To znamená, že technológia dokáže poskytnúť nábeh za 15 sekúnd a plný výkon dať za päť minút a následne vie bežať aj celý deň. A je jedno, či sa elektrina v danom zdroji vyrába napríklad z vody alebo z plynu či jadra.

Veľkou témou sú batériové úložiská, ktoré v tomto prípade akceptujeme iba s točivým zdrojom, pretože inak nespĺňajú podmienku fungovať „bez obmedzenia.“ Vznikla okolo toho veľmi nešťastná diskusia, ktorá je pomerne jednosmerná.

Novým segmentom v podporných službách, najmä po tom ako sa začala využívať agregácia, sú bioplynové stanice, ktorým končí podpora doplatkom. Prevádzkovatelia bioplyniek po konzultáciách s nami hľadajú spôsob, ako by vedeli do svojho biznis modelu doplniť podporné služby, a dnes sú ochotní poskytovať SEPS časť svojho regulačného výkonu.

Diskusiu s týmto segmentom sme začali niekedy v roku 2024 a dnes máme certifikovaných 14 MW podporných služieb, pričom cieľom tohto roka je zo strany ich prevádzkovateľov ponúknuť cca 20 MW. Výhoda bioplynových staníc, na rozdiel od samostatných batériových úložísk je, že sú to výrobcovia elektriny bez prevádzkových obmedzení.

Bioplynové stanice sa do poskytovania „podporiek“ zapojili vďaka agregácii flexibility a prepojeniu do blokov. Legislatíva a Energetické dátové centrum OKTE sú však pripravené aj na poskytovanie flexibility spotrebiteľmi. Ako sa pozeráte na potenciál v tomto smere?

Agregácia ako taká funguje a potenciál tu určite vidíme. Dnes už na trhu pôsobia agregátori, ktorí reálne fungujú s odbernými zariadeniami, a v zásade si dokážu regulačné bloky postaviť tak, že im to dáva technický aj obchodný zmysel. Po odbornej diskusii s agregátormi poskytujúcimi podporné služby a v spolupráci s OKTE sme pripravili návrhy úprav v dynamickom zaraďovaní zariadení do agregačných blokov na úrovni 15 min, čo prispeje k lepšiemu využitiu agregovaných zariadení. Ďalšie rozšírenie v tejto oblasti prinesie vydanie novej legislatívy EK, a to NC Demand Side Response (očakáva sa v 3Q/2026) a NC Requirements for Grid Connection of Generators 2.0 (2027), ktoré umožnia širšie zapojenie sa strany odberu do poskytovania regulačnej flexibility.

V niektorých krajinách, napríklad v Poľsku či Nemecku, sa do poskytovania podporných služieb zapojili už aj solárne zdroje. SEPS by mala mať koncom leta na stole novú štúdiu, ktorá rozoberie aspekty spojené s poskytovaním podporných služieb fotovoltikami. Vnímate to do budúcna ako reálnu možnosť?

Prebehla k tomu už nejaká diskusia a určite chceme preskúmať možnosť zapojiť sa do poskytovania podporných služieb aj ďalším technológiám, ak sa preukáže ich spôsobilosť a spoľahlivosť. Fotovoltické elektrárne budú v istom zmysle v podobnej situácii ako bioplynové stanice, pretože im skončí podpora doplatkom cez feed-in-tariff (v prípade približne 400 fotovoltík bola prolongačnou schémou predlžená o päť rokov - pozn. red.) a prevádzkovatelia solárnych zdrojov sa zrejme budú pozerať na svoju ekonomiku inak.

Úprimne poviem, že si neviem predstaviť, ako by fotovoltické elektrárne vedeli poskytovať plusové služby, ale viem si predstaviť, že „mínusky“ by technicky nemal byť zásadný problém. Očakávame, že nákup služieb nebude mesačný, dokonca asi ani denný, skôr to budú tzv. free bidy. Neviem odhadnúť, aký je tu potenciál, nechám sa prekvapiť, ale pokiaľ to bude dávať logiku, v zásade očakávam, že sa to môže dostať do praxe.

Štúdia má v prvom rade popísať technickú vykonateľnosť. Druhou rovinou je ekonomická logika pre poskytovateľov a treťou rovinou logika pre SEPS. Uvidíme, čo z toho vypadne.

Pri batériách sme opatrní

Ako ste už načrtli, živá debata sa vedie o samostatných batériových úložiskách, kde SEPS v roku 2024 pozastavila nové certifikácie. Na základe vlani dokončenej neverejnej štúdie zostali mimo hry. U susedov ale takéto certifikácie bežia, takže aj SEPS môže spoza hraníc nakupovať podporné služby z bateriek bez točivých zdrojov. Nie je to paradox a diskriminácia domácich hráčov? SAPI v tejto súvislosti adresovala podnet Európskej komisii.

Tvrdenie, že SEPS môže nakupovať spoza hraníc podporné služby z bateriek je na hrane zavádzania, pretože akákoľvek dodávka regulačnej elektriny zo zahraničia znamená len zmenu salda. V prípade že poskytovatelia, napríklad z BESS, nedodržia svoje záväzky, problém má príslušná krajina. Každý prevádzkovateľ prenosovej sústavy má právo si stanoviť svoje technické podmienky a jej národný regulátor má právo ich schváliť. Prečo hovoríme, že tie batérie nespĺňajú to, čo spĺňajú točivé zdroje? Nie je to záležitosť, ktorá by sa dala vnímať ako „jedna k jednej.“ Ale toto napr. SAPI nechce počúvať.

SAPI je z môjho pohľadu skupina lobistov, ktorá presadzuje záujmy určitej časti trhu a nezastupuje celú slovenskú energetiku a hlavne nenesie za ňu zodpovednosť. V minulosti SAPI lobovala za solárne farmy a nedávno rozšírili aktivity aj o batérie či veterné zdroje. Fascinuje ma, ako vedia používať polopravdy, ale nikto z odbornej verejnosti a ani z médií na to nereaguje.

Na čo konkrétne narážate? V čom vidíte polopravdy?

Uvediem dva príklady. Na webstránke SAPI je uvedené, že veterné elektrárne pomáhajú stabilizovať sústavu. Naozaj? Dispečer by sa pobavil, keby to počul. Veď práve veterné elektrárne sú dôvod, prečo si Poliaci a Česi museli nainštalovať tzv. phase-shifting transformátory na svoje cezhraničné vedenia. Bol to jediný spôsob, ako môžu uregulovať prietoky, ktoré k nim smerujú z Nemecka. Veľa sa o tom nehovorí, ale jeden takýto phase-shifting transformátor včítane komponentov stojí 60 miliónov eur. Štyri takéto zariadenia majú Poliaci, štyri majú Česi. Je to technológia, ktorá priškrcuje tok elektriny a vďaka ktorej sústava nie je až pod takým veľkým tlakom náhleho slučkového prúdu, ktorý „tečie,“ keď je, povedzme, zrazu mimoriadny výkon fotovoltiky v kombinácii s mimoriadnym výkonom vetra.

Druhá fascinujúca téza SAPI je, že máme málo elektriny. Ku koncu roka 2024 máme na Slovensku zdroje s inštalovaným výkonom 8 500 MW. K dnešnému dňu to môže byť už možno plus ďalších 500 MW. A pozrime sa na maximálne zaťaženie elektrizačnej sústavy, ktoré meriame v jednotlivých energetických týždňoch za posledné tri roky. Tento rok bola pomerne silná zima, maximálne zaťaženie bolo 4 500 MW. V bežných zimách je to maximálne zaťaženie pár týždňov nad 4 000 MW. A aj keď tieto zdroje majú rôzne prevádzkové charakteristiky, Slovensko má dostatok výkonu. Nie je teda pravda, že máme problém s elektrinou a, navyše, viac ako 80 % vyrobenej elektriny je nízko emisnej. Plus, tento rok očakávame prifázovanie 4. bloku v Mochovciach, čo je dodatočných cca 470 MW inštalovaného výkonu.

Dotkli sme sa podnetu, s ktorým sa SAPI pre obmedzenie certifikácií batérií obrátila na Brusel. Dostali ste sa v tejto veci do komunikácie s Európskou komisiou?

Nie, my nie sme ich protistranou. Osobne mi to pripadá ako prázdna marketingová akcia, pretože keby chceli reálne s nami túto vec riešiť na našej úrovni, musia podať podanie na ACER, ktorý je nadradený lokálnemu regulátorovi. Je to ÚRSO, kto schvaľuje technické podmienky SEPS. 

Vráťme sa k meritu veci. Nie je pre domáce subjekty diskriminačné, že za hranicami certifikácie batérií bez točivých zdrojov prebiehajú a u nás nie?

Za hranicami si tiež každý prevádzkovateľ prenosovej sústavy nastavuje pravidlá pre BESS podľa miery dodržania bezpečnosti prevádzky a prijateľnosti možných rizík. Sú prevádzkovatelia prenosových sústav, kde je standalone riešenie povolené aj pre služby FRR, ale ich požiadavka na zabezpečenie kapacity je vo vzťahu k hodnote poskytovanej regulačnej elektriny na nízkej alebo vysokej hodnote.

Na druhej strane môžeme uviesť príklad z Poľska (PSE), kde dnes nemajú nainštalovanú ani jedinú baterku v podporných službách, alebo z Dánska (Energinet), kde je pri poskytovaní aFRR resp. mFRR vyžadovaný v špecifických prípadoch pomer až 1:4 resp. 1:8 (hodnota v MW vs kapacita v MWh).

Ďalšia z výhrad voči pozastaveniu certifikácií samostatných BESS je, že závery štúdie spracovanej pre SEPS hovoria o nespôsobilosti vnútrodenného trhu pri nabíjaní batérií pre potreby aFRR. SAPI ale poukazuje na simuláciu ENERGIQUBE, z ktorej vyplýva opak. Videli ste ju? Ako to vnímate?

Simuláciu som nevidel a zaujímajú ma hlavne dáta a závery, ktoré má SEPS. Keď som prišiel do SEPSu, bola tu zrealizovaná jedna jediná certifikácia batériového úložiska na aFRR+ dobíjaného cez VDT. Vôbec nikto ale nezobral do úvahy, čo bude pre celý systém znamenať, keď budú batérie z požadovaných 145 MW tvoriť, povedzme, tretinu alebo polovicu. S tým totiž súvisí zotrvačnosť sústavy, ktorá je tvorená kinetickou energiou rotujúcich strojov poskytujúcich podporné služby a je extrémne dôležitá pri tlmení frekvenčných incidentov. Slovensko je dnes premiantom v tomto kritériu (inertia) medzi európskymi prenosovými sústavami a pokiaľ bude viac bateriek v podporných službách, o túto výhodu môžeme prísť.

Mimochodom, nedostatok zapojených točivých zdrojov, a teda chýbajúca zotrvačnosť, prispela k rýchlejšiemu poklesu frekvencie v elektrizačných sústavách Španielska a Portugalska po ich odpojení od kontinentálnej Európy a následne k ich blackoutu v apríli 2025. A, nakoniec, nikto nezobral do úvahy ani to, že keď príde výpadok VDT, čo sa aj reálne občas deje, tak batérie sa nevedia nabiť a v závislosti od kapacity batérie máte po dvoch alebo troch hodinách z vyriešeného problému, problém ešte väčší.

Kratšie obstarávania sťažujú vstup do biznisu 

SEPS prednedávnom rozhodla o odklade v integrácii do spoločného trhu frekvenčných služieb na rok 2029. Argumentovali ste okrem iného aj ochranou Slovenska pred cenovými výkyvmi, ktoré môžeme vidieť v zahraničí. Bude týmto krokom Slovensko ochránené? Čo všetko bolo za rozhodnutím?

Je za tým určitá história. V roku 2024 bola situácia taká, že SEPS potrebovala 28 MW FCR a my sme v predchádzajúcich obdobiach nakupovali 8 MW tejto služby z Českej republiky, pretože na Slovensku nebolo dostatok poskytovateľov. Česi v roku 2023 vstúpili do platformy FCR a tým pádom nám už nemohli poskytovať FCR. V tej dobe ešte BESS pre FCR neboli rozvinuté, a Slovensko malo celý rok reálny problém so zabezpečením požadovaného objemu tejto podpornej služby. Maximálna cena vtedy bola mimochodom 76,23 eur/MWh.

Dnes máme potrebu 33 MW a maximálna cena definovaná regulátorom je 28 eur/MWh, pričom nakupujeme aj za cenu okolo 20 eur/MWh. To znamená, že ekonomický a aj kapacitný problém v zásade zanikol, lebo ceny výrazne klesajú a očakávame že tento pokles bude pokračovať.

Objem certifikovaných BESS zariadení je dnes 37 MW a ďalších takmer 40 MW pre túto službu máme v predcertifikačnom procese. Batérie v primárnej regulácii pribúdajú a my sa tomuto trendu nebránime, pretože táto technológia tu má logiku.

Na FCR platforme nám najviac prekážajú dva momenty. Prvým je, že nevieme nakupovať na pol roka dopredu, ako to robíme dnes. Platforma umožňuje iba nákup deň dopredu v 4 hodinových súvislých oknách. Druhý je povinnosť deregulovať cenu disponibility FCR, čo so sebou prináša riziko cenových šokov.

A, samozrejme, dôležité sú aj technické štandardy. Existujú veľké batériové úložiská v Nemecku a v Holandsku, ktoré majú na túto službu výdrž len 15 minút. My sme spolu s časťou Európy prísnejší, požadujeme výdrž 30 minút, ktorá by sa mohla od roku 2036 stať záväznou. Okolo tejto témy však v rámci Európy panujú pomerne zložité diskusie a je cítiť veľký tlak lobistických skupín na zachovanie kratších výdrží, a teda menších batérií, čo považujeme za technicky nesprávne a obchodne za diskriminačné.

Predvídateľnosť nakúpeného objemu a stabilné ceny sú pre nás dôležité. Aj preto sme sa rozhodli situáciu monitorovať a rozhodnutie o vstupe do platformy FCR odložiť na neskôr.

Spomenuli ste polročné obstarávanie, pričom teraz je aktuálne prvý rok, kedy prešla SEPS na tento model, teda z dlhodobého ročného obstarávania na strednodobé polročné. Aký bude výsledný efekt zmeny?

Hlavne viac práce, lebo to robíme dvakrát. Skrátenie dĺžky kontraktov nie je iniciatíva SEPS, ale je to dané nariadením Európskeho parlamentu a Rady (EÚ) 2019/943 o vnútornom trhu s elektrinou, ktoré skracuje maximálnu možnú dĺžku kontraktu na nákup podporných služieb na 6 mesiacov od 1.1.2026. Ekonomicky nám to ale logiku nedáva, pretože keď porovnám úsporu z ceny realizovanú za 2 polročné výberové konania v roku 2026, táto je polovičná oproti úspore z ceny v ročnom výberovom konaní na rok 2025.

Ak by sa naďalej robili ročné „výberká,“ bolo by to dobré pre všetkých, ale hlavne pre novovznikajúcich poskytovateľov podporných služieb. Keď subjekt vyhrá dlhodobý kontrakt, vie ísť do banky a vie si napríklad zaistiť refinancovanie. Naopak, čím kratšie sú kontrakty, tým zložitejšie je to z hľadiska akceptácie bankami. Z môjho pohľadu je to tak, že skracovaním dĺžky kontraktov sa zvyšujú bariéry na vstup do tohto biznisu.

Náklady na podporné služby sa v konečnom dôsledku pretavujú do tarify za systémové služby (TSS). Pokiaľ vo finančnom vyjadrení celkové objemy klesajú, znamená to perspektívu znižovania TSS?

Áno, ale tieto rozhodnutia sú, samozrejme, na regulátorovi. Máme však vysokú mieru transparentnosti a ÚRSO na mesačnej báze vidí nakúpené objemy a ceny jednotlivých služieb. S týmito dátami úrad ďalej nakladá. A logicky platí to, čo hovoríte. Od roku 2023 celkové náklady SEPS na podporné služby klesajú.

V úvode rozhovoru ste ale spomínali, že nároky na podporné služby rastú.

Pozor, tu treba odlišovať dve veci. Celkové nároky na objem podporných služieb v MWh vzrastajú, o čom sme hovorili hlavne v súvislosti s obnoviteľnými zdrojmi. Vo finančnom vyjadrení sa ale rozpočet SEPS na podporné služby zmenšuje, lebo klesajú jednotkové ceny na ich obstaranie (disponibilitu).

© PROPERTY & ENVIRONMENT s. r. o. Autorské práva sú vyhradené a vykonáva ich vydavateľ.