Trh s elektřinou a nová evropská legislativa
Trh s elektřinou a nová evropská legislativa
Spolehlivé zajištění dodávek elektřiny patří v současnosti mezi velká témata evropské politiky. Nejedná se však jen o „drátech", ale také o tom, z čeho a jak elektřinu vyrábět. Nakolik je (ne)možné obě tyto tendence propojit, naznačuje právě tento text.
Přenosové soustavy a liberalizovaný trh
Provozovatelé přenosových soustav (PPS) vznikali v evropských zemích jako součást institucionálního rámce pro otevření trhu s elektřinou. Tak jak byly v jednotlivých zemích odlišné modely, tak byly i odlišné podmínky vzniku těchto provozovatelů. Úlohu provozovatele konstituovala první evropská liberalizační směrnice (96/92) z roku 1996. Z vymezení jeho úlohy bylo zřejmé, že jde pouze o činnosti týkající se vlastního provozování soustavy ve smyslu zajištění přístupu k síti a řízení rovnováhy. Mezi role definované směrnicí nepatřila údržba ani rozvoj samotné sítě. Tato konstrukce byla poplatná době a tehdejším prioritám. V prvopočátcích liberalizace nebyl obchod mezi státy EU rozvinutý; šlo pouze o pásmové dodávky elektřiny mezi velkými hráči a akcent byl kladen na rozvoj konkurence na národních trzích. V oblasti přeshraničních přenosů neexistovala zásadní omezení a vnitřní omezení národních systémů byla dostatečně regulována národními legislativami. Ani na institucionální podobu nekladla směrnice významné nároky - kromě požadavku na nezávislost řízení PPS ve vztahu k výrobci. Konkrétní podoba PPS byla tedy ponechána na národních vládách.
Z hlediska rozsahu činností se ve většině zemí ustálila podoba tzv. TSO (Transmission System Operator), tedy provozovatele sítí, který je současně jejich vlastníkem - má tedy na starosti vlastní údržbu sítí, jejich rozvoj a zajištění bezpečného a spolehlivého provozu (tj. udržování okamžité rovnováhy výroby a spotřeby). TSO vznikaly oddělením částí integrovaných elektrárenských společností, a to buď do zcela samostatné společnosti (např. ČEPS v ČR), nebo jen jako samostatné divize v rámci společnosti (např. RTE ve Francii). Směrnice 96/92 umožňovala zajistit trh s elektřinou dvěma způsoby: buď formou přístupu třetích stran k sítím (TPA - Third Party Access), nebo formou jediného kupujícího (Single Buyer). V zemích, kde zvolili formu jediného kupujícího, většinou vznikla pouze redukovaná forma PPS zaměřující se na činnosti popsané směrnicí, tedy bez vlastnictví, správy a rozvoje samotné přenosové sítě (Itálie, Maďarsko, Irsko). Ve většině států byl nicméně zaveden koncept TPA a systém integrovaného provozovatele (TSO).
V letech 2000-2001 proběhlo první vyhodnocení implementace liberalizace trhu v EU a výsledkem byly návrhy na další zintenzivnění regulace a standardizace pravidel. Jednou ze změn bylo zavržení modelu jediného kupujícího a potvrzení regulovaného přístupu třetích stran k sítím (regTPA) jako jediné vhodné cesty. Země, které zavedly model Single Buyer, tak v následujících letech přecházely na nový model. V této souvislosti pak obvykle rekonstituovaly své provozovatele soustav do podoby TSO zahrnující i odpovědnost za správu a rozvoj sítí včetně jejich vlastnictví.
Dalším zjištěním bylo, že s rozvojem obchodu se v evropských sítích objevují úzká hrdla, tedy omezení pro obchod daná kapacitou existujících sítí. Problém vznikl proto, že existující síťová infrastruktura byla historicky konstruována jako primárně národní sítě, propojené mezi sebou pouze za účelem zajištění spolehlivostních a havarijních dodávek a udržování frekvence. Výrobní kapacity jednotlivých států byly v zásadě stavěny k zajištění národních potřeb. Ve struktuře zdrojů, a tím i v nákladech na výrobu elektřiny, byly nicméně rozdíly dané polohou země a jejími přírodními zdroji (uhlí, plyn), politickými rozhodnutími či preferencemi (projaderné vs. protijaderné země). Průměrná cena elektřiny v jednotlivých zemích odrážela daný palivový mix zdrojů. Jakmile se však otevřel trh s elektřinou, začal narůstat obchod ze zemí s nízkými náklady do zemí s vyššími náklady. Docházelo k vytěsňování dražších zdrojů a k narůstání jednosměrných toků. V krátké době obchod využil existujících kapacit sítí a narazil na bezpečnostní limity jejich provozu. S růstem obchodu začalo docházet rovněž k tomu, že elektrárenské společnosti v zemích s vyššími náklady začaly bránit dovozu levnější elektřiny a začaly v tomto směru využívat svého vlivu na jimi vlastněné provozovatele sítí.
Rozvoj sítí a jejich efektivní správa se tedy staly důležitým prvkem liberalizace. V nové legislativě, která byla schválena v roce 2003, se již objevil jak požadavek na odpovědnost PPS za provoz sítí, tak i požadavek na odpovědnost za jejich rozvoj. Norma tak v podstatě konstituovala TSO v podobě, v níž byl již ve většině zemí již zaveden. Pro dosažení nezávislosti pak vyžadovala účetní a manažerský unbundling, tedy striktní oddělení řízení společnosti od řízení výroby a také právní unbundling, tedy samostatný právní subjekt byť třeba 100% vlastněný výrobcem.
Během dalšího vývoje, který následoval po roce 2004, kdy vstoupila nová legislativa v platnost, se v jednotlivých regionech ustavila diskusní fóra složená z regulátorů, TSO a dalších stakeholders (burzy, sdružení obchodníků a výrobců apod.) s cílem dohodnout společné mechanismy. Překvapivě však v těchto diskusních fórech nebyli zastoupeni přímo představitelé vlád členských států, přestože právě jim patří zákonodárná iniciativa implementující evropské směrnice do národních legislativ.
O složitosti vývoje svědčí i skutečnost, že k nařízení 1228/2003 měly být vydány celkem tři prováděcí předpisy (tzv. guidelines). A zatímco pro oblast řízení úzkých míst byl předpis se zpožděním vydán až koncem roku 2006, pro oblast kompenzačního mechanismu, zajišťujícího vzájemné úhrady nákladů za mezinárodní přenosy, ani pro oblast harmonizace tarifů guidelines neexistují dodnes. Navíc i vydané guidelines pro řízení úzkých míst (Congestion Management) jsou sporné, neboť některé závazky a termíny nejsou dodnes plněny, aniž by se nad tím kdokoli pozastavoval.
Role PPS
Ve většině zemí byla určitá forma vyčlenění PPS provedena jako jeden z prvních liberalizačních kroků. PPS se tak v počátcích liberalizace stal hlavním designérem pravidel trhu i jeho institucí, protože vznikl buď již před vznikem regulačního úřadu, nebo spolu s ním (navíc byl zpočátku lépe odborně vybaven).
Pro regulátory je PPS partnerem zvláštního druhu. Na jedné straně jde o plně regulovaný a podřízený subjekt se zájmem o maximalizaci výnosů a zisku, na straně druhé je nenahraditelným partnerem při nastavování podrobností pravidel trhu a tržních mechanismů. V mnoha zemích byl PPS i spoluzakladatelem burzy nebo jiného typu organizovaného trhu s elektřinou.
Od PPS se očekává, že bude zejména v počátcích liberalizace motorem vývoje pravidel a tržních mechanismů a spolu s regulátorem garantem otevřeného a nediskriminačního přístupu na trh. Současně je však v mnoha zemích součástí vertikálně integrované společnosti ovládající větší část trhu - s přirozeným zájmem o co jeho nejmenší otevírání pro konkurenty. I v zemích, kde byl PPS zestátněn, závisí naplňování této role na struktuře trhu. Tam, kde na trhu neexistuje přirozeně dominantní subjekt (Velká Británie, Skandinávie), je PPS skutečně nezávislou tržní institucí. Tam, kde dominantní subjekt naopak existuje, záleží na jeho vztahu k vládě. V ČR je tento vztah kladný díky státnímu vlastnictví ČEZ a je zřejmé, že vztah státem vlastněného PPS přinejmenším nepovede k antagonismům. Na Slovensku, kde stát vede zákopovou válku s ENEL jako majoritním vlastníkem privatizovaných Slovenských elektráren, je narušen i vztah mezi SEPS a SE.
Primární rolí PPS je ovšem zajištění bezpečnosti a spolehlivosti provozu. V průběhu liberalizace je tato role o to důležitější, neboť v rámci změn obchodních vztahů mezi subjekty trhu dochází i ke změnám v řízení výroby. Při otevírání trhu je pro jeho mnohé účastníky obtížné navázat nové obchodní vztahy. Určitá období nestability a větší nerovnováhy mezi výrobou a spotřebou vyplývají z faktu, že mnoho zákazníků, kterým elektřinu dodával monopolní dodavatel (a zajišťoval i predikci a plánování spotřeby), se musí tuto činnost naučit. Dané období musí být PPS překlenuto bez vlivu na stabilitu provozu soustavy.
Z titulu vlastnictví sítě pak pro PPS vyplývá povinnost zajistit rozvoj sítě tak, aby pokryl očekávanou budoucí poptávku po přenosových kapacitách. Plnění této role patří k jedněm z nejsložitějších. Na jedné straně dochází vlivem otevírání trhu a propojování národních trhů k masivním změnám ve struktuře výroby. Výroba v některých oblastech je utlumena a dochází k růstu dovozů a vývozů elektřiny. Síť, která byla vyhovující, se vlivem otevírání trhu najednou v průběhu několika let stává v jednom či více směrech přetíženou; signály o nedostatečnosti přenosových tras ostatně přicházejí i prostřednictvím tržních signálů (ceny kapacit v aukcích). Investiční horizont výstavby vedení jako liniové stavby procházející desítkami katastrů obcí je zhruba 10-12 let, přičemž ale platí, že investiční horizont výstavby plynových zdrojů je stejně jako v případě mnoha obnovitelných zdrojů podstatně kratší. Plánovací nástroje, které by zajistily dlouhodobý soulad výstavby zdrojů a sítí a jež by v energetice nahradily centrální plánování, se teprve hledají. Z toho plyne, že v období počátků liberalizace a transformace energetiky se ve většině zemí investice do sítí značně omezily. Přetížení mnoha částí sítě vede v současné době k nárůstu investic - nicméně bez podložené znalosti o budoucí struktuře zdrojů a výroby. Určitým prvkem nejistoty je též dosud neharmonizovaný systém tarifů v jednotlivých zemích EU.
Řízení v celoevropském měřítku
Jednotlivé národní elektrizační soustavy se v průběhu padesátých až osmdesátých let propojovaly, až vznikly čtyři tzv. synchronní zóny. Ty zahrnují skupiny států, které jsou propojeny vedením o střídavém napětí. V rámci každé zóny jsou jednotlivé soustavy navzájem solidární a současně vzájemně závislé. Znamená to, že v případě výpadku zdrojů v jedné části se na náhradě deficitu okamžitě podílejí všechny střídavě propojené soustavy a pomáhají problém zvládnout. Má to velký význam, neboť při propojení mnoha soustav je možné zajistit vysokou stabilitu dodávek. Mám-li problém, je to i problém mého souseda. A platí to i opačně: problém souseda je i problémem mým. ČR je součástí synchronní zóny kontinentální Evropy, jejíž provozovatelé jsou sdruženi do asociace UCTE. V této nejrozsáhlejší propojené oblasti sahající od Maroka po Polsko na jedné straně a Rumunsko na straně druhé se v průběhu desetiletí vyvinul decentralizovaný systém řízení.
Pro udržení stability existují dva základní principy. Princip solidarity umožňuje sdílení havarijních rezerv a regulačních výkonů v situacích výpadků, princip neintervence nastavuje pravidla tak, aby každý přispíval ke stabilitě a systému nevyužíval jako černý pasažér. Samotné řízení je založeno na tom, že provoz jednotlivých propojených soustav je dohodnut na den dopředu, přičemž každý se dané dohody (s určitou tolerancí) drží. Dynamika trhu s elektřinou, který se z dlouhodobých kontraktů přesunul na krátkodobé obchodování, a to zprvu denní, v poslední době i vnitrodenní, však tento systém vystavuje extrémní zátěži. Požadavek na dodržování denních režimů s omezeným počtem změn je v rozporu s požadavkem flexibility trhu s elektřinou a volnosti účastníků uzavírat obchodní dohody co nejblíže reálnému času. Stávající systém informačních výměn a koordinace je sice velmi robustní a vykazuje minimum chyb, je však zároveň velmi těžkopádný a pro integrovaný evropský trh tudíž nevhodný.
Důsledky liberalizace
Hlavní změny, které do provozování elektrizačních soustav přinesl liberalizovaný trh, již byly naznačeny. Především je to rozpad centrálně řízených obchodních vztahů a centralizované výroby na množinu bilaterálních vztahů s velmi vysokou dynamikou. Plánovací procedury PPS se tak posunuly z plánování optimálního provozu a realizace plánu na předvídání chování účastníků trhu s tím, že všechny odchylky vyplývající z těchto vztahů musejí být vyrovnány v rámci činností PPS.
Součástí tržních vztahů je i jejich vysoká dynamika. Rozhodnutí výrobce o tom, jak bude provozovat své zařízení, je stále více založeno až na zhodnocení aktuální tržní situace a může se ze dne na den měnit, pokud se změní ceny elektřiny na krátkodobém trhu. Trh s emisními povolenkami tuto dynamiku ještě zvýšil. Při náhlém výkyvu ceny může být dopad na strukturu výroby významný. Výsledkem pak je i změna toků elektřiny přenosovou soustavou a možný vznik přetížení.
Další změnou, která souvisí s liberalizací, je narůstající tlak na efektivnost činností PPS a snaha o snížení nákladů. Regulace přirozeně-monopolních činností se mnohdy snaží plnit i politické zadání na zbrzdění růstu cen elektřiny.
Specifickým faktorem nejistoty, který se přidává k působení tržních podmínek, je nárůst nejistot a nestability vyvolaný prudkou expanzí větrných elektráren při současném přednostním přístupu jimi vyrobené elektřiny do sítě.
Jak zajistit bezpečnost a spolehlivost provozu?
Oblast bezpečnosti a spolehlivosti patří k základním úlohám PPS. Je zodpovědný za udržování okamžité rovnováhy mezi výrobou a spotřebou. Nabídka tvořená výrobou a poptávka tvořená spotřebou se na trhu potkávají v různých časových režimech. Od ročních aukcí nebo tržních produktů až po denní trh, na němž se obchoduje dodávka po jednotlivých hodinách na následující den. Pokud oproti hodnotám sjednaným na den dopředu vznikne odchylka, ať již na straně výroby či spotřeby, je úlohou PPS tuto odchylku vyrovnat. Část odchylek jde samozřejmě proti sobě a přirozeně se vyrovnává. Pro zbylou část udržuje PPS výkonové rezervy. Protože však v základech tržních principů bylo zabudováno pravidlo o nezávislosti a nestrannosti provozovatele, není oprávněn ani vlastnit, ani provozovat žádné výrobní zařízení. Proto si rezervy nakupuje od výrobců. V různých zemích existují různé podoby tohoto obchodního procesu. Náklady na udržování rezerv jsou socializovány do síťových tarifů placených uživateli sítě a regulovaných regulačním úřadem. Na úrovni krátkodobého zajištění rezerv je tedy spolehlivost určována jak schopností PPS dobře plánovat a řídit užití rezerv, tak i ochotou regulátora poskytovat odpovídající prostředky. Ve skutečnosti je primární odpovědností PPS ze zákona zajistit spolehlivost, takže i při deficitu prostředků by měl spíše generovat podnikatelskou ztrátu, než aby ohrozil spolehlivost soustavy. Dlouhodobá dostupnost zdrojů, tedy zajištění včasné výstavby a obnovy nových zdrojů, je plně ponechána tržním silám. Nedostatek zdrojů se projevuje vyššími cenami, a to jak elektřiny, tak i výkonových rezerv. Protože však investiční cyklus v energetice (doba výstavby typického zdroje) je 5-10 let, jsme teprve na konci první fáze, v níž zpočátku vlivem přebytku kapacit cena elektřiny klesala a vyvolala prakticky zastavení investic do nových zdrojů; v posledních letech cena elektřiny naopak významně stoupá a přebytek kapacit se vyčerpává. Rozhodnutí o nové investici je nicméně záležitost dlouhodobá.
V krátkodobém pohledu tedy tržní mechanismus zajišťování rezerv funguje dostatečně (pokud je na trhu dostatečná konkurence), z dlouhodobého hlediska však nad jeho fungováním vznikají určité pochybnosti. Evropská legislativa sice dává členským státům právo zasáhnout do tržního vývoje a v případě nedostatku investic je podpořit státem řízeným tendrem na nový zdroj, nicméně protože stát nemůže vstupovat do vlastního trhu s elektřinou (a např. garantovat výkupní ceny s výjimkou obnovitelných zdrojů), je sporné, co by bylo předmětem tendru (žádný stát také dosud k tendrové proceduře nepřistoupil).
Rozvoj infrastruktury
Rozvoj infrastruktury se dostává do popředí zájmu evropské legislativy až v posledních letech - jako reakce na stále častější problémy s přetížením sítí v různých částech Evropy. Designéři evropského trhu s elektřinou překvapivě přišli na to, že pro jednotný a propojený trh musí existovat silná infrastruktura. (Oč méně bariér bude existovat, o to silnější musí infrastruktura být.) Zaznívá tedy požadavek na dobudování evropské sítě, která umožní neomezený trh s elektřinou. Nezabývá se však ekonomickou efektivností. Pokud je od sebe oddělen trh s elektřinou a budování infrastruktury, může docházet k situacím, kdy rozdíly cen elektřiny v rámci dané oblasti nepokryjí náklady na vybudování dostatečné sítě umožňující její přenos. Mechanismus, který by ekonomiku trhu s elektřinou a výstavbu sítí propojoval, ovšem zatím neexistuje; přesněji řečeno, je v rukou jednotlivých národních regulátorů - a ti mají za úkol chránit národní trhy a sledovat cíle dané národními normami. Vzniká tak určité vakuum, ve kterém rozsah výstavby záleží na „poměru sil" mezi regulátorem a PPS. S ohledem na propojenost sítí vznikají situace, kdy efektivní trh s elektřinou ve dvou zemích vyžaduje posílení sítí ve třetí zemi.
V kontinentální Evropě lze identifikovat v podstatě dvě zásadní dělící čáry představující omezení. Jedna z nich vede Pyrenejemi a odděluje iberský trh od zbytku Evropy, druhá pak sleduje dělící čáru mezi středovýchodní a západní Evropou. Tato omezení jsou důsledkem historického vývoje, kdy byly dané oblasti ekonomicky i politicky odděleny, a přestože k jejich propojení došlo již před dvěma desítkami let, ve fyzické infrastruktuře je to stále znát.
Určitá snaha o koordinaci rozvoje sítí na evropské úrovni existuje již do roku 1999, kdy vznikly projekty transevropských sítí vymezující klíčové infrastrukturní projekty. Dosud jde však spíše jen o popis priorit a morální apel na jednotlivé členské země. Neexistuje žádný mechanismus, jímž by bylo možné realizaci plánu a jeho priorit vynutit. Navíc ze zdrojů EU je možné čerpat jen omezené prostředky na projekční práce.
Celkem bylo definováno 314 infrastrukturních projektů, z toho dvaačtyřicet prioritních projektů a dvaatřicet projektů evropského významu. Celý program vyžaduje, aby bylo investováno cca 200 mil. eur ročně (do roku 2013 by mělo být proinvestováno zhruba 6 mld. eur). Realita ovšem značně pokulhává; dvacet z dvaatřiceti projektů evropského významu je zpožděno, z čehož dvanáct projektů má zpoždění více než rok a osm projektů více než tři roky.
Mezi hlavní důvody zpoždění patří:
1. Složitější podmínky ochrany životního prostředí (EIA, environmentální skupiny), které blokují schvalování staveb nových vedení.
2. Ochrana zájmů místních a regionálních stakeholders (efekt NIMBY - nikdo nechce jakoukoliv novou výstavbu v sousedství; od průmyslových staveb se navíc liniové stavby liší tím, že danému regionu nepřinášejí žádné pracovní příležitosti).
3. Vyšší ochrana vlastnických práv vlastníků půdy včetně věcných břemen (zájem jednotlivce je účinně chráněn, v mnoha případech však není vyvážen se zájmy společnosti).
4. Financování (dostupnost finančních zdrojů vs. tarify a regulatorní rizika).
Jedním z významných problémů na cestě k jednotnému trhu s elektřinou v EU je způsob, jakým je formulována energetická legislativa. Zásadní legislativní požadavky jsou definovány ve směrnicích Rady EU schvalovaných i Evropským parlamentem. Tyto normy jsou pak implementovány do národních právních řádů jednotlivých zemí. Na cestě k liberalizaci energetiky však v Evropě existuje jak skupina zemí, které směřují k plné liberalizaci rychle (UK, Skandinávie, Nizozemí), tak i země, které preferují „řízenější" formu trhu (Francie, Itálie). Směrnice jsou vždy kompromisem obou skupin, což se projevuje v míře konkrétnosti jednotlivých ustanovení. Obvykle tam, kde se jedná o oblast, v níž se názory liší, jsou přijata obecnější ustanovení akceptovatelná pro obě skupiny. Ta jsou pak ale implementována do národní legislativy takovým způsobem, jenž vyhovuje místním podmínkám - a výsledkem je existence národních trhů s odlišnými pravidly. V evropských směrnicích je jako priorita formulován zájem celého Společenství. Na úrovni národních legislativ je ale vymezena odpovědnost vůči národní legislativě a národním regulátorům. V podmínkách činnosti PPS to pak např. znamená, že pokud se jeho odpovědnost za spolehlivost dodávky a zajištění požadavků domácího zákazníka střetá se zájmem Společenství, je preferován národní zájem. Asi nejvíce se to projevuje právě ve výstavbě sítí. U tranzitních zemí může zprůchodnění sítí pro mezinárodní toky znamenat částečné nebo dočasné omezení spolehlivosti pro jejich domácí využití.
Nová evropská legislativa
Nová evropská legislativa je z pohledu PPS představovaná jednak třetím energetickým balíčkem, jednak balíčkem klimatickým.
Energetický balíček zahrnuje v podstatě tři hlavní tematické okruhy:
1. unbundling PPS a/nebo jejich nezávislost;
2. větší koordinace provozovatelů při rozvoji a provozu evropských soustav;
3. harmonizace regulace a koordinace činnosti regulátorů.
Vlastnický unbundling (oddělení) provozovatelů přenosových soustav je předmětem diskusí již téměř desetiletí. Jako návrh byl původně připravován již pro druhý energetický balíček přijatý v roce 2003. Ostatně skupiny zemí podporujících a zpochybňujících tento krok jsou stále přibližně stejné. To, co se změnilo, je zjištění, že v zemích s nedostatečně provedeným unbundlingem je fungování trhu a přístup k sítím komplikovanější a méně efektivní.
Jako určitou alternativu k vlastnickému oddělení připravila Evropská komise i možnost vytvoření nezávislého provozovatele soustavy (ISO - Independent System Operator). Ten by v podstatě vznikl oddělením dispečinku a plánovacích složek od dnešního TSO a měl by na starosti řízení soustavy a přístup k síti včetně přístupu k mezinárodním přenosům. Byl by oddělen od vertikálně integrované společnosti, ale samotné vlastnictví sítě a její provozování by zůstalo její součástí. Prakticky by vznikl model, v němž by vlastník sítě prováděl její rozvoj a údržbu podle pokynů nezávislého provozovatele. Tento model byl již vyzkoušen (viz úvod článku) v Itálii, Maďarsku a Irsku - a jako neúspěšný opuštěn. Na rozhraní mezi vlastníkem sítě a jejím provozovatelem vzniká řada problémů. Právně není dořešena závaznost pokynů ISO vlastníkovi, jejich vynutitelnost a mechanismy odpovědnosti za finanční a vlastnické důsledky provedených rozhodnutí. V případě, že se priority vlastníka střetnou s prioritami provozovatele, nelze zajistit efektivní spolupráci. Zejména v oblasti rozvoje by to mohlo vést ke zpoždění řady projektů. Nicméně i v oblasti plánování údržby, která často ovlivňuje dostupnost kapacit a provoz soustavy, může být sladění zájmů komplikované.
V průběhu diskusí se objevil ještě návrh třetí cesty, který by udržel vlastnictví TSO v rukou vertikálně integrované společnosti a jeho nezávislost by zajistil řadou administrativních opatření. Tento pokus však byl učiněn již ve druhém energetickém balíčku před pěti lety a právě návrh na unbundling a podkladové analýzy jsou důkazem, že daný způsob by nepřinesl skutečnou nezávislost PPS. Otázkou, která zůstává trochu ve stínu, je, zda současné státní vlastnictví PPS a vertikálně integrované společnosti lze považovat za unbundling (případ ČR kde stát vlastní provozovatele i majoritu ve vertikálně integrované společnosti).
Koordinace provozovatelů přenosových soustav je, jak bylo naznačeno v předchozích částech, pro další integraci evropského trhu s elektřinou zcela zásadní. Nová legislativa se zaměřuje na tyto oblasti:
1. Koordinace plánu rozvoje evropských sítí. Předpokládá vypracování desetiletého plánu rozvoje a jeho schválení regulátory. Jde o posílení současného plánu rozvoje transevropských sítí. Stále však není zřejmý vynucovací mechanismus, jímž by se dosáhlo toho, aby jednotlivé projekty byly realizovány podle priorit. I nové uspořádání bude nadále závislé na ochotě národních regulátorů a TSO projekty skutečně realizovat.
2. Harmonizace pravidel a podmínek užívání sítí a přístupu k sítím prostřednictvím souboru pravidel (tzv. Grid Code). Ten zatím vzniká nezávisle u každého PPS a míra harmonizace je dána pouze tím, co je nezbytné harmonizovat s ohledem na koexistenci propojených soustav. Řada pravidel je stále odlišná. Návrh předpokládá, že Grid Code bude připraven společenstvím TSO, schválen agenturou regulátorů a poté bude závazný. I tady se však opakuje problém závaznosti. Buďto bude závazný prostřednictvím národní legislativy tak jako doposud, nebo musí být schválen procedurou v rámci schvalovacích procesů Evropské komise.
3. Institucionalizace spolupráce TSO. Návrh předpokládá zřízení společného mechanismu/orgánu sdružujícího provozovatele, který bude provádět jejich koordinaci (přestože forma a působnost není jasná, název ENTSO se již vžil). Probíhají však diskuse o formě. Půjde-li o sdružení, nejedná se o zásadní změnu, neboť sdružení TSO již existuje, byť jeho slabinou je dobrovolnost a malá akceschopnost při rozhodování. Evropská agentura s výkonnými pravomocemi by byla vhodnější k dosažení deklarovaných cílů, ale naráží na odpor proti budování dalších evropských byrokratických institucí.
Vytvoření agentury regulátorů (ACER) má přispět k harmonizaci regulačních postupů. V první řadě se jedná o harmonizaci pravidel trhu a podmínek přístupu na trh, které vytvoří rovnoprávné podmínky pro všechny účastníky trhu s elektřinou napříč Evropou. Problémem ale v současnosti je, že regulátoři v jednotlivých zemích prosazují pravidla a modely trhu, které nejlépe odpovídají historickým podmínkám, struktuře trhu a zájmům domácích účastníků trhu s elektřinou. Koordinace a harmonizace ve smyslu návrhů Evropské komise však znamená, že pravidla by se měla sjednotit, což v jednotlivých zemích může znamenat (minimálně krátkodobě) zhoršení efektivnosti. Spíše než „best practices" zvítězí řešení implementovaná ve větších zemích, což může pro mnohé menší země znamenat krok zpět. Ale i pro větší země harmonizace znamená diskusi o změnách s ostatními regulátory a obtížné hledání kompromisu. Více pravomocí znamená větší akceschopnost a možnost rychlejšího postupu vpřed, ale za cenu omezení práv zejména menších zemí. I mezi regulátory jsou značně odlišné názory, jež se odrážejí při politických jednáních v Evropském parlamentu a Evropské komisi.
Vliv klimatického balíčku
Klimatický balíček se skládá z návrhů několika legislativních aktů zaměřených na podporu obnovitelných zdrojů, podporu úspor elektřiny a omezení emisí CO2 s cílem dosáhnout do roku 2020 20 % úspory ve spotřebě elektřiny, 20 % podílu obnovitelných zdrojů na konečné spotřebě energie a 20 % snížení emisí CO2 oproti referenčnímu roku.
Asi největší dopad na podobu energetické základny a potažmo i ceny elektřiny bude mít cíl snížení emisí CO2. Prostředkem k jeho dosažení má být postupné zavedení aukcí emisních povolenek a snížení jejich objemu, což by mělo vést k významnému růstu jejich ceny, a tím ke snižování emisí. Ve výrobě elektřiny to v prvé řadě znamená masívní přechod z výroby v uhelných elektrárnách na jiné zdroje. Horizont roku 2020 ale prakticky vylučuje, aby touto novou generací zdrojů byly jaderné zdroje, neboť kompletní cyklus jejich výstavby je přes dvanáct let. Stejně tak technologie zachycování kysličníku uhličitého pod zemským povrchem jsou nyní ve stadiu zkoumání a nebudou včas k dispozici. Celá řada uhelných elektráren ze sedmdesátých a osmdesátých let je na prahu dožití a bude muset být utlumena v horizontu následujících šesti až deseti let. Ani jejich rekonstrukce se s ohledem na nízkou účinnost a vysoké proměnné náklady dané i cenou povolenek nevyplatí. Pokud tedy v okamžiku rozhodování nebude k dispozici technologie drasticky snižující emise za přijatelných nákladů, pak část těchto zdrojů již nebude obnovena. Pro střednědobé řešení zbývají jen obnovitelné zdroje (jejichž 20% podíl jde na/za hranici uskutečnitelnosti) a zemní plyn. To však bude znamenat zásadní změnu jak ve výrobním mixu a jeho geografickém rozložení (kriteriem bude blízkost kapacitních plynovodů, nikoliv uhelných oblastí), tak i v nákladové struktuře výroby. V neposlední řadě pak také vzroste závislost EU na externích zdrojích plynu. I při respektování nových tras ze severní Afriky a střední Asie je jednoznačné, že podíl plynu dováženého z Ruska na zajištění výroby elektřiny v Evropě stoupne. Ve zkratce lze říci, že ve střednědobém horizontu (do roku 2020) je možné zmíněného 20 % cíle dosáhnout pouze za cenu zvýšení energetické nesoběstačnosti Evropy. Pokud by však cíl byl posunut o deset let, lze počítat nejen s novou generací jaderných elektráren, ale i s novou generací uhelných zdrojů s nižšími emisemi. Při pohledu na tyto poměrně jednoduché závislosti jsem přesvědčen, že dříve či později dojde k úpravě cíle, a to buď jeho snížením, nebo prodloužením, neboť daň za jeho dodržení by byla příliš vysoká.
Cíle v oblasti obnovitelných zdrojů jsou podle dostupných odhadů na samé hranici realizovatelnosti. Z pohledu provozování přenosových soustav však znamenají průlom. Jediným typem zdroje, který může přinést významnější dodávku energie v uvedeném časovém horizontu, je biomasa a větrná energie (u solární a geotermální energie se hlavní nárůst projeví pravděpodobně až v dekádě následující). S ohledem na důležitost, energetickou efektivnost a politickou podporu teplárenství je podle mnoha studií pravděpodobné, že biomasa bude v převážné míře využita právě pro kogenerační výrobu; její vliv na dodávky tepla dramaticky stoupne, v elektřině však přinese pouze omezený přínos. Nejvýznamnějším potenciálním zdrojem elektřiny z obnovitelných zdrojů je tedy nejspíš větrná energetika zažívající již pět let mimořádný boom. Díky proměnlivé výrobě však při určité velikosti vystavuje síť extrémním nárokům. Podíváme-li se na horizont roku 2020, pak jsme zhruba na průměrné době výstavby vedení včetně plánování a povolování. Aby byly splněny cíle v podobě 20 % energie produkované z obnovitelných zdrojů, znamená to další masivní nárůst výkonů zejména ve větru. Pokud nebude zajištěna účinná podpora schvalovacím procesům liniových staveb (sítí) a jejich harmonizace s růstem větrných zdrojů, lze očekávat výrazné zhoršení spolehlivosti zásobování a stability sítě, a to přinejmenším v některých obdobích. Zároveň to znamená - prostřednictvím nové generace měřících přístrojů umožňujících on-line měření a řízení spotřeby v domácnostech a prostřednictvím dynamických tarifů - vtáhnout do hry o řízení stability i konečné spotřebitele na úrovni malých podniků a domácností.
Konečně cíl energetických úspor je dlouhodobě rozumným strategickým rozhodnutím, znamená však spíše úspory primárních energií. Naopak v oblasti spotřeby elektřiny se může projevit ve vyšších tempech poptávky, mimo jiné i tím, že rychlejší obnova spotřebičů a spotřeba materiálů na zajištění úspor (např. zateplení) se může při velmi rychlém tempu projevit právě v nárůstu spotřeby průmyslu, který bude zařízení a materiály dodávat. Z pohledu provozovatele soustavy je nicméně tento cíl pro elektroenergetický systém nejméně rizikový.
Co bude dál?
Zdá se, že tentokrát je příprava nové energetické legislativy skutečnou křižovatkou, a to jak u energetického balíčku, tak i u klimatického balíčku.
Pro vývoj vnitřního trhu je klíčové, že velké kapacitní rezervy, které existovaly na počátku liberalizace, byly vyčerpány díky tomu, že při trvalém nárůstu poptávky se prakticky zastavily investice do nedotovaných zdrojů (naopak některé dožívající zdroje jsou odstavovány). Deficit nabídky, který na trhu vyvolává eskalaci cen elektřiny, je pro celou liberalizaci velkým politickým rizikem, neboť může vyvolat snahy o rozšíření regulace a cestu zpět k centrálnímu řízení. Vývoj evropského trhu s elektřinou založený na deklaraci společných zájmů a jejich realizaci národními vládami (víceméně na základě dobrovolnosti) již další rychlá řešení nepřinese jednoduše proto, že v jednotlivostech, které určují skutečnou podobu a efektivnost trhu nejvíce, se zájmy jednotlivých zemí EU různí. Třetí legislativní etapa je tedy křižovatkou cest, z nichž jedna vede k účinnému budování jednotného trhu s tím, že pravomoci národních vlád, regulátorů a PPS budou omezeny ve prospěch společných evropských energetických struktur. V jednotlivých zemích to ale může krátkodobě znamenat relativní zhoršení a zejména ztrátu kontroly nad strategickým odvětvím. Integrovaný evropský trh s elektřinou vyžaduje i integrovanou síťovou infrastrukturu. Tedy jednotné plánování rozvoje, realizaci investic a plánování a řízení provozu celé evropské sítě - a dříve či později integraci PPS v jednoho operátora. Ten však již nebude pod kontrolou národních vlád a národních legislativ (současná evropská legislativa je zatím nicméně pro tuto variantu slabá). Druhou cestou je vytvoření řady orgánů a institucí bez dostatečných pravomocí umožňujících jejich akceschopné rozhodování. Integrace trhu pak bude pomalá a v případě dalšího relativního snižování výrobních kapacit ohrožená politickými zásahy s cílem ochránit spolehlivost dodávek pro občany jednotlivých zemí i za cenu omezení spolupráce a integrace Evropy. Při tomto vývoji pak trh s elektřinou zůstane uzavřen v mezích národních trhů a zvyklostí a udrží se cenové rozdíly mezi jednotlivými zeměmi. Další vývoj bude pomalejší, než byly dosavadní, převážně administrativní změny. Změna systému řízení elektrizačních soustav, který se do dnešní podoby vyvíjel desítky let, může probíhat opět jen postupnou evolucí. Výstavba nových sítí je i při maximální koordinaci a společné podpoře záležitostí deseti let. Z tohoto pohledu je nutno vnímat i další kroky a možnosti dalšího vývoje na cestě k jednotnému vnitřnímu trhu s elektřinou v EU. V každém případě termín 2010, který byl ve strategickém materiálu Evropské komise z roku 2003 určen jako období dokončení integrace vnitřního trhu s elektřinou, bude mnohem spíše rokem boje o to, kterou cestou z výše naznačených se EU v elektroenergetice nakonec vydá.
Co se týče klimatického balíčku, pokud by měly být dodrženy všechny deklarované cíle, pro energetický sektor by to znamenalo zásadní rozhodnutí učiněná v horizontu následujících pěti let. Výsledkem by rozhodně byly vyšší ceny elektřiny vyvolané mnoha vzájemně spojenými faktory :
1. rostoucí cena elektřiny jako komodity daná růstem nákladů na výrobu (růstem cen primárních zdrojů, přechodem na zemní plyn i růstem nákladů na povolenky a/nebo likvidaci CO2 a růstem nákladů na výstavbu sofistikovanějších zdrojů);
2. rostoucí náklady na podporu obnovitelných zdrojů (výkupní ceny) i na řešení jejich dopadů na soustavu (větší výkonové rezervy);
3. rostoucí síťové tarify zajišťující financování rekonfigurace přenosových i distribučních sítí schopných zajistit jak připojení obnovitelných zdrojů v nezasíťovaných oblastech, tak i tranzity elektřiny v rámci Evropy a změny vyvolané geografickým rozmístěním zdrojů.
Dalším efektem by bylo minimálně střednědobé zvýšení závislosti na dovážených primárních zdrojích a v neposlední řadě i vtažení koncového zákazníka do trhu s elektřinou prostřednictvím pružných tarifních struktur.
Realizace cílů klimatického balíčku by integrovala evropskou energetiku v mnohem větší míře než „pouhé" působení liberalizace. Potenciálních 80-100 tisíc MW větrných elektráren instalovaných do roku 2020 v oblasti severního moře (s veškerou proměnlivostí jejich výroby) představuje takový zdroj nestability, že síly samotných lokálních síťových operátorů a decentralizovaný model řízení evropské sítě by s touto energetikou (bez významných provozních rizik) již nebyly slučitelné.
Úspěch při efektivní koordinaci a integraci evropských sítí a liberalizaci trhu (se všemi výše uvedenými „ale") je tedy mimo jiné i jednou z podmínek proto, aby mohly být (reálně a s omezenými riziky) naplněny cíle klimatického balíčku.
Autor je ředitelem sekce strategie společnosti ČEPS.