trh s elektrickou energií v evropě

> konvergence českého a německého trhu > růst cen napříč Evropou > hrozí úbytek výrobních kapacit > nedokonalé propojení brání sjednocení trhu trh s elektrickou energií v evropě Pro Energetickou burzu Praha vypracovala společnost Next Finance, Praha > červenec 2007

> Při práci na projektu Energetické burzy Praha jsme sami vypracovali nebo externě zadali dílčí analýzy, které se věnovaly jednotlivým faktorům nejen českého, ale také evropského trhu s elektrickou energií a měly přímou souvislost s naším projektem. Při této příležitosti jsme si plně uvědomili absenci jakékoliv komplexní analýzy, jež by na tuzemský trh s elektrickou energií pohlížela v celoevropském kontextu a zahrnovala všechny národní a globální faktory, ovlivňující výslednou situaci u nás i v celé Evropě. Obrátili jsme se proto s tímto zadáním na renomované analytiky ze společnosti Next finance a výsledek jejich práce Vám zpřístupňujeme na našich stránkách. Team PXE

> OBSAH 1. Úvod... 3 2. Trh energie... 3 3. Faktory ovlivňující cenu elektrické energie... 5 4. Není cena jako cena... 6 5. Různé ceny napříč Evropou... 8 Česká republika... 9 Německo...10 Polsko...10 Slovensko...11 Rakousko...11 Maďarsko...12 Slovinsko...12 Skandinávie...12 6. Trendy na trhu s elektřinou...12 Vývoj EEX a NordPool...12 Vývoj cen emisních povolenek...13 Vývoj cen ropy...14 Zdanění...16 7. Bezpečnost dodávek...16 Stav sítí a tok energie...16 Provoz soustavy...17 8. Budoucí vývoj...18 Dlouhodobý výhled...18 Očekávaný vývoj v roce 2008...20 Konvergence...20 Ceny ropy...20 Ceny emisních povolenek...21 Počasí...21 Česká republika...22 Polsko...22 9. Možná reakce veřejnosti...22 10. Závěr...23 2

1. ÚVOD V červenci 2007 zahájila obchodování Pražská energetická burza. Tato burza by měla přinést na trh s elektrickou energií především transparentnost. To znamená, že by pro širokou veřejnost měly být u elektrické energie nadále průhledné cenové pohyby. Tato studie si klade za cíl zodpovědět otázku, jaký cenový vývoj u elektrické energie tedy můžeme očekávat, a to nejen v ČR, ale i obecně v Evropě. Studie se snaží načrtnout cenovou mapu Evropy v dalších letech a odhalit hlavní příčiny cenového pohybu. Jako jeden z faktorů ovlivňujících cenu zkoumá i dostupnost přenosových kapacit v Evropě a jejich očekávaný vývoj. 2. TRH ENERGIE Ačkoli se evropský trh s elektřinou postupně integruje, stále zůstává národně a regionálně rozdělen. V cestě skutečnému sjednocení stojí hlavně úzká hrdla při propojování jednotlivých sítí. V Evropě tak lze stále mluvit o několika regionálních trzích. Trh s elektřinou lze např. dělit na Británii, Skandinávii, střední a východní Evropu, Iberijský poloostrov, Itálii... Podobné geografické rozdělení sítí není ovšem výsadou pouze Evropy. Podobné dělení lze pozorovat i na jiných kontinentech. Např. trh s elektřinou v USA na tom rozhodně není lépe. Ačkoliv je trh zatím výrazně rozdělen na menší celky, dá se očekávat, že zde bude probíhat určitá konvergence směrem k jednotnému trhu. Bude to ale běh na dlouhou trať, jehož výsledkem by měly být bezpečnější dodávky pro konečné spotřebitele. Krom toho mezinárodní obchod s elektřinou přispěje i k větší konkurenci, což by mělo přinést vyšší efektivitu s nižší cenou. Cílem evropské integrace trhu s elektřinou je, aby si klient mohl vybírat mezi všemi poskytovateli energie napříč celou Evropou. Na trhu by se přitom měly uplatňovat klasické tržní principy. To se už nyní částečně děje, když proud proudí z oblastí s nízkou cenou do oblastí s cenou vysokou. Nicméně již zmíněná úzká hrdla v propojení národních sítí tržní principy zatím z velké části omezují, což ve svém výsledku vede k tomu, že jsou ceny napříč Evropou stále dosti rozdílné. Tržní principy se ale projevují v tom, že když poptávka převyšuje technické možnosti přenosové kapacity přeshraničních vedení, jsou kapacity alokovány pomoci aukcí organizovaných aukční kanceláří 1. Ačkoli by liberalizace měla vést k vyšší konkurenci a tedy nižším cenám, zatím ceny neklesají, což by si někdo mohl chybně vysvětlovat jako důsledek liberalizace. S tím ovšem liberalizace nemá nic společného. Liberalizace pouze odvázala do té doby spoutanou neviditelnou ruku trhu. Skutečným důvodem zdražení byl růst nákladů, za kterým stál růst cen fosilních paliv a zavedení emisních povolenek 2. S liberalizací trhu přišly i burzy elektrické energie. Mezi klíčové burzy patří skandinávská Nord Pool a německá European Energy Exchange (EEX). Krom toho existují i další, ačkoli méně podstatné burzy, jako je nizozemská Amsterdam Power Exchange (APX) nebo francouzská Power Next. 1 Např. v ČR alokace kapacit probíhá na společných přeshraničních profilech mezi ČEPS, E.ON, VE-T, PSE-O a SEPS. Aukce a převody kapacit probíhají v elektronickém obchodním systému e-trace. 2 Detailněji se těmto vlivům budeme věnovat v příštích kapitolách. 3

Vedle burz ale v Evropě přetrvává také OTC trh. Zde jsou ovšem klasické problémy, jako je např. nedostatek informací. Zprávy z OTC trhu poskytuje několik firem, jako jsou např. Platts nebo Argus. Tyto agentury získávají informace od jednotlivých obchodníků. Zatímco jimi uváděné ceny jsou obecně považovány za důvěryhodné, o uváděných zobchodovaných objemech mnozí hráči na trhu pochybují. 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 60000 40000 20000 0-20000 -40000-60000 Instalovaná kapacita v r. 2005 (čistá v MW) 0 BE BG CZ DK DE EE IE EL ES FRIT CY LV LT LU HU MT NL AT PL PT RO SI Zdroj: Eurostat Bilance ZO s elektřinou, 2005, GWh Itálie Nizozemí Finsko Británie Portugalsko Belgie Maďarsko Chorvatsko Řecko Lucemburs Rakousko Lotyšsko Irsko Dánkso Zdroj: Eurostat SK FI SE UK Slovinsko Španělsko Estonsko Rumunsko Litva Slovensko Německo Švédsko Bulharsko Polsko ČR Francie Podíl importů na spotřebě v r. 2005 (%) 60 50 40 30 20 10 0 Itálie Nizozemí Finsko Británie Portugalsko Belgie Maďarsko Chorvatsko Řecko Lucembursko Rakousko Lotyšsko Irsko Dánkso Na trh s elektřinou má kromě zmíněných vlivů také dopad výrobní struktura elektrárenského průmyslu v Evropě. Podle Eurostatu v roce 2006 pocházelo 58 % elektřiny v EU z fosilních paliv, z jádra 19 % (polovina z toho pochází z Francie), 18 % z vodních elektráren a 5 % z větrných turbín. To na první pohled naznačuje, že ceny elektřiny v Evropě budou do značné míry odrážet ceny fosilních paliv a hydrometeorologické podmínky. Nicméně rozložení zdrojů elektřiny se napříč Evropou zásadně liší. Severní Evropa závisí z celé poloviny na vodních elektrárnách, zatímco zbytek kontinentální Evropy spoléhá spíš na uhelné elektrárny a ve vodních elektrárnách negeneruje ani desetinu produkce. Ačkoli by se mohlo zdát na první pohled logické, že je Evropa kromě národních hranic oddělena také mořem, tak tomu tak úplně není. Evropa je propojena i pod mořem. Propojení trhu Skandinávie s kontinentální Evropou umožňují spoje mezi Dánskem a Německem, Švédskem a Německem, Švédskem a Polskem, Finskem a Estonskem a také Finskem a Ruskem. Pracuje se navíc na propojení Norska s Nizozemím. Hráčů na trhu je přitom dost. Mezi 10 největších elektrárenských hráčů v Evropě patří např. EdF, Enel, E.On, Endesa, RWE, Iberdrola, PPC, ČEZ, Vattenfall a Electrabel. Počet společností vyrábějících elektřinu se v každém státě EU výrazně liší. Podle Eurostatu jich je nejvíce v Dánsku (přes 1000) a jenom po jedné je v Řecku, Maltě nebo na Kypru. V zemích, kde je hodně výrobců, je ale většina z nich velmi malých. Instalovaná kapacita v EU27 činí podle posledních dat Eurostatu celkem téměř 754 000 MW. Zdroj: Eurostat Největší instalovanou kapacitu má přitom Německo těsně následované Francií. ČR má 10.nejvyšší kapacitu v EU27. Naopak nejnižší kapacitu má logicky kvůli počtu obyvatel a geografickému umístnění Malta. Jak jsme již uvedli, liberalizace vedla k otevření se jednotlivých trhů světu, což rozšířilo možnost elektřinu vyvést a dovést. V řadě států přitom roste poptávka po energiích, ale domácí nabídka nikoliv, což akceleruje dovozy. 13 státu EU27 je tak již nyní čistými importéry a vzhledem k plánovaným uzávěrám mnohých výrobních kapacit bude počet těchto států nejspíš růst. Nej- 4

většími dovozci energie je Itálie, Nizozemí a Finsko. Naopak nejvíce se vyváží z Francie, ČR a Polska. Integrace v posledních letech neprobíhá jen na rovině politické a síťové, ale i na rovině kapitálové. V energetice podobně jako v jiných odvětvích proběhla v posledním desetiletí vlna fůzí a akvizicí. Krom toho v mnoha zemích dochází k privatizacím. Zatímco u velkoobchodního trhu s elektřinou vidíme posun v integraci trhu, u maloobchodu jej nevidíme a trhy zůstávají jednoznačně národní. Problém tkví v tom, že distribuční síť představuje v řeči ekonomů tzv. přirozený monopol, což vede státy k jejich regulaci. Liberalizace trhu s elektřinou probíhá v ČR od roku 2002. Od roku 2006 tak mohou svého dodavatele elektřiny vybírat i ty nejmenší subjekty, tj. domácnosti. Zatímco silová elektřina podléhá tržním principům, distribuce elektřiny (doprava k zákazníkovi) nadále zůstává regulovaná Energetickým regulačním úřadem. Pokud tedy mluvíme o trhu s elektřinou, musíme rozlišovat maloobchodní a velkoobchodní trh, které jsou značně odlišné. Velkoobchodní trh je vlastně klasický komoditní trh, kde je mnoho hráčů včetně spekulantů. Obchodují se jak spotové, tak i termínové kontrakty, což umožňuje krom spekulace i zajištění se před nepříznivým vývojem ceny do budoucna, a tedy omezení rizika. Naše pozornost v tomto textu se bude hlavně soustředit na velkoobchodní trh, protože právě tento trh určuje výchozí ceny, z nichž se jak z odrazového můstku odvíjí ceny maloobchodní pro konečné spotřebitele. 3. FAKTORY OVLIVŇUJÍCÍ CENU ELEKTRICKÉ ENERGIE Vzhledem k tomu, že trh s elektřinou je trh jako každý jiný, jsou i zde ceny diktovány vztahem nabídky a poptávky. Je třeba si tedy hned na začátku uvědomit, že cena není pouze formovaná náklady na výrobu či úrovní mezd. Dokonce ani neplatí, že v chudých zemích je elektřina levnější než v zemích bohatých. Příkladem může být Balkánský poloostrov, kde jsou ceny vyšší než v Německu. Na straně nabídky patří mezi klíčové faktory: Výrobní kapacita Provozní náklady výroby o Palivo o Emisní povolenky Počasí o Hydrologická situace o Vítr o Teplota Na straně poptávky se projevují zejména: Makroekonomické faktory Počasí Je třeba si ale uvědomit, že každý z uvedených faktorů trh formuje v trhu jiném období. Například vliv počasí se projevuje krátkodobě. Spotové ceny jsou tedy tímto faktorem ovlivněny více než ceny forwardové. Velmi dlouhodobým faktorem, který nemusí být na první pohled zřejmý, je také hospodářská politika a regulace. Podle studie Evropské federace obchodníků s elektrickou energií se obchodníci domnívají, že cenu elektřiny v příštích 5 letech nejvíce ovlivní cena fosilních paliv, v těsném 5

závěsu bude ekologická politika, jejíž vliv bude postupně růst. Téměř poloviční vliv na cenu bude mít liberalizace trhu a rozvoj infrastruktury, jejíž vliv bude postupně klesat. Vzhledem k tomu, že se liší zdroje energie napříč Evropou, mají na různých místech kontinentu různé vlivy různou váhou na výsledné ceně. Např. v kontinentální Evropě je cena více závislá na vývoji cen uhlí a dalších komodit využívaných v elektrárnách. Naopak Skandinávie je více závislá na vodních elektrárnách a tedy stavu vody. Díky tomu, že se Skandinávie propojuje s kontinentální Evropou, začínají mít vlivy formující cenu ve Skandinávii dopad i na cenu ve zbytku Evropy a obráceně. Výsledkem je tedy jednak sbližování cen a jednak komplexnost faktorů ovlivňujících cenu. Zatímco počasí se projevuje v Evropě nerovnoměrně, zavedení obchodování s emisními povolenkami se projevuje po celém kontinentu stejně. Smyslem obchodování s emisními povolenkami je omezit emise a zároveň vytvořit prostředí k tomu, aby čisté zdroje elektřiny začaly být ekonomicky atraktivní. Za čistě tržního přístupu by totiž byly tyto zdroje pravděpodobně opomíjeny, protože by byly příliš drahé. Každá společnost se přitom může rozhodnout, zda je pro ni výhodnější investovat do čisté výroby a prodat povolenky, nebo pokračovat ve stávající nečisté výrobě a naopak povolenky přikoupit. Jedná se tedy o tržní regulaci emisí. Vliv emisních povolenek na cenu elektřiny je přitom následující: Pokud chce elektrárna vyprodukovat více emisí, než na kolik má povolenky, musí si je koupit. Rostoucí poptávka po povolenkách samozřejmě zvyšuje jejich cenu. Když je neatraktivní používat fosilních paliv k výrobě elektřiny, výrobci raději prodávají své povolenky, což vede k poklesu jejich ceny. Jelikož většina evropských elektráren je založena na fosilních palivech, ovlivňují ceny povolenek cenu energie. Pro mnohé je pak překvapivým výsledkem, že čím dražší jsou emisní povolenky, tím více je jaderná elektřina cenově konkurenceschopná. 4. NENÍ CENA JAKO CENA Kvůli obchodování s termínovanými kontrakty (forwardy, futures) je třeba rozlišovat období dodávky. Ceny dlouhodobých dodávek jsou navíc ovlivňovány trochu jinými faktory než ceny krátkodobých dodávek. Ceny ročních a kvartálních dodávek jsou především určeny výrobními kapacitami, palivovými náklady, cenou povolenek a dlouhodobým trendem spotřeby. U časově bližších dodávek se již projevuje vliv počasí. Navíc se již projevuje přesnější znalost disponibility výrobních zařízení a přenosové sítě. 6

Phelix Baseload Year Futures 27/7/07 Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest Cal-08 55.55 55.80 55.80 1,379,088 1,326,384 13,947 Cal-09 55.25 55.65 55.35 87,6 43,8 4,432 Cal-10 54.25 54.35 54.30 87,6 43,8 993 Cal-11 54.50-54.68 - - 256 Cal-12 54.60-55.25 - - 128 Cal-13 - - 55.50 - - 38 Phelix Peakload Year Futures Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest Cal-08 79.65 80.25 79.83 15,72 15,72 3,162 Cal-09 79.10 79.75 79.46 15,66-1,564 Cal-10 78.80-79.22 - - 277 Cal-11 78.80-79.25 - - 56 Cal-12 78.80-80.00 - - - Cal-13 - - 80.50 - - - Vol. Vol. OTC Open Clearing Interest Total 1,585,668 1,429,704 24,853 Phelix Baseload Quarter Futures Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest 4/07 43.65 43.90 43.75 364,485 353,44 18,073 1/08 61.25 61.90 61.60 54,575 43,66 2,332 2/08 48.45 48.70 48.64 - - 1,656 3/04 52.70 53.00 52.94 55,2 55,2 1,236 4/08 59.50 60.25 60.00 13,254-1,17 1/09 62.65 63.05 62.65 - - 226 2/09 47.40 48.30 47.70 - - 75 Phelix Peakload Quarter Futures Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest 4/07 66.75 67.85 67.12 31,68 31,68 4,613 1/08 87.50 89.00 88.17 7,8 7,8 1,095 2/08 66.25 67.75 67.22 19,5 19,5 551 3/04 77.25 78.75 78.21 19,8 19,8 739 4/08 85.50 86.00 85.65 - - 363 1/09 89.50 90.00 89.50 - - 178 2/09 66.00 67.50 66.38 - - - Vol. Vol. OTC Open Clearing Interest Total 566,294 531,08 32,307 Phelix Baseload Month Futures Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest Jul-07 - - 29.60 - - 18,766 Aug-07 30.50 39386 30.75 85,56 40,92 18,327 Sep-07 35.25 36.00 35.43 79,2 57,6 18,671 Oct-07 37.85 38.25 37.85 37,25 37,25 1,187 Nov-07 47.15 48.40 47.71 25,2 25,2 810 Dec-07 45.30 46.45 45.83 - - 336 Jan-08 63.10 63.80 63.15 - - 456 Phelix Peakload Month Futures Nam e Best Best Settl. Vol. Vol. OTC Open Bid Ask Price Clearing Interest Jul-07 - - 43.19 - - 4,604 Aug-07 42.80 44.60 44.25 2,76-6,613 Sep-07 53.00 54.25 53.88 25,2 13,2 4,399 Oct-07 55.50 57.05 56.19 27,6 27,6 486 Nov-07 72.50 75.50 74.09 6,6 6,6 261 Dec-07 70.00 72.10 71.79 6,3 6,3 110 Jan-08 86.50 89.50 87.88 - - 50 Vol. Vol. OTC Clearing Open Interest Total 295,67 214,67 75,076 Total 2,447,632 2,175,454 132,236 Zdroj: www.eex.com, jednotka ceny: /MWh Trh s elektřinou je komplikovaný v tom, že se zde rozlišuje mnoho cen, protože máme vedle sebe vlastně větší množství dodávek způsobených opět tím, že elektřinu na rozdíl od jiných komodit nelze skladovat. Výrobci proto musí mít odhad, jak se bude vyvíjet poptávka po elektřině nejen během roku, ale i během každého dne a každou hodinu. Přesný odhad spotřeby podle jednotlivých hodin dne je samozřejmě komplikovaný. Na poslední chvíli je proto potřeba dolaďovat nabídku s poptávkou. Svou roli hrají zejména dlouhodobě nepredikovatelné události, jako je třeba počasí nebo výsledek mistrovství světa ve fotbale či hokeji. Krom toho může dojít k neplánované odstávce jaderného reaktoru. Na spotovém trhu se proto obchoduje elektřina po časových pásmech dne na následujících 24 hodin. Dále se rozlišuje tzv. Baseload (energie nabízená po celý den) a Peakload (energie nabízená v denní špičce). Spotová cena se proto během dne výrazně mění a volatilita roste s blížící se dobou dodávky. Krom toho se ještě rozlišuje hodinová a bloková cena. V případě hodinové dodávky se obchoduje konstantní výstup energie po dobu jedné hodiny. V případě blokové ceny se jedná o několik hodin dodávek. Pro ceny se používají indexy. Na německé EEX je například používán index Phelix, což je zkratka Physical Electricity Index. Opět se rozlišuje na Phelix Base a Phelix Peak. U futures obchodovaných na EEX se tato logika dodržuje také. Takže rozlišujeme Base- 7

load nebo Peakload a dále zda se jedná o roční, kvartální nebo měsíční kontrakt. Tím pádem máme hned několik desítek cen vedle sebe, mezi kterými může být pro vnějšího pozorovatele obtížné se zorientovat. 85 80 75 70 65 60 55 50 2008 Forwardová křivka v /MWh 2009 2010 Zdroj: EEX Phelix Baseload Year Futures 27/7/07 Phelix Baseload Quarter Futures 2011 2012 2013 Přínos termínových obchodů lze spatřovat zejména v tom, že nám umožní eliminovat riziko výrazné změny spotové ceny, která je značně vrtkavá. Krom toho nám umožní i konstrukci forwardové křivky. Tu chápeme jako grafické znázornění současných forwardových cen. Forwardová křivka se jako všechny ceny neustále mění. V pozadí jejího tvaru stojí opět vícero vlivů. Mezi takové vlivy patří třeba sezónnost ovlivňující výkon vodních elektráren. Mezi víceméně náhodné vlivy pak patří počasí. Přínosem forwardové křivky je, že odráží všechny současné známé informace o budoucnosti tak, jak je vnímá trh. Lze ji proto považovat za velmi kvalifikovaný odhad budoucnosti. Ovšem ani ten se nemusí naplnit s tím, jak se mohou objevit nové, pro trh neočekávané informace. Aktuální křivka konstruovaná z Baseload futures obchodovaných na německé EEX naznačuje, že by cena do budoucna mohla nejprve mírně klesat možná až o 2 %, aby později šla opět nahoru. Křivka nám tedy do budoucna neindikuje výrazné zlevnění, které by si spotřebitelé přáli, ale zároveň neindikuje ani dramatické zdražení. U Peakload futures je situace trochu odlišná. Ceny budou dle forwardové křivky také klesat, ale méně. Později půjdou nad současné ceny. Opět ale nelze mluvit o dramatické změně cen. 5. RŮZNÉ CENY NAPŘÍČ EVROPOU Jak již bylo zmíněno v úvodu, trh s elektřinou se sice liberalizuje a projevuje se zde určitá konvergence. Tyto procesy jsou však velmi dlouhodobé, a tak se stále výrazně liší ceny elektřiny napříč Evropou. Důvodem rozdílných cen jsou především rozdílné výrobní kapacity, rozdílné zdroje elektřiny a rozdílné možnosti elektřinu vyvést a dovézt. Obecně lze říci, že pro střední Evropu je referenční cenou cena v Německu. To je určitý benchmark, se kterým budeme v tomto textu ceny srovnávat. Ceny směrem na jih klesají. V porovnání s EEX je o trochu vyšší cena na Slovensku, pak v Maďarsku (5-10 euro) a úplně nejvyšší je na Balkáně, kde se rozdíl oproti EEX pohybuje až u 20 euro. Ceny na Balkáně tak již výrazně předčily ceny v Německu, což ukazuje, jak malý vliv na výslednou cenu má obecná cenová či mzdová úroveň v té které zemi. Naopak v Polsku jsou kvůli menším možnostem elektřinu vyvézt a vysoké výrobní kapacitě ceny nižší. V ČR byly ceny až dosud také nižší než v Německu, ačkoli se zde projevovala jasná konvergence. Neliší se jen ceny, liší se i způsob obchodování. Podle studie PwC Electricity Trading in Eastern and Central Europe z roku 2006 obchodníci preferují Německo. ČR má pro obchod s elektřinou nejlepší renomé mezi novými členy EU. Výrazně horší reputaci má Polsko. Na druhou stranu tato země má mezi obchodníky největší potenciál do budoucna. Mezi hlavní problémy řadí obchodníci byrokratické překážky. Nedostatkem trhu obecně je mezi novými členskými zeměmi nedostatek informací. 8

Podíl zdrojů energie na celkové spotřebě 2006 Vztah růstu ekonomiky a spotřeby energie 100% % 8 80% 6 60% 4 2 40% 0 20% -2 0% -4 1998 AU Tempo růstu poptávky v ČR BE+LU 1999 BU CZ 2000 FI FR 2001 DE HU Zdroj: ČSÚ a ČEZ 2002 IT Tempo růstu HDP NE 2003 NOR 2004 2005 2006 PL PT RO SK ES SE UK Zdroj: BP Statistical Review of World Energy June 2007 Voda Jádro Uhlí Plyn Ropa Na území střední Evropy je elektřina obchodovaná převážně formou aukcí pořádaných nezávislou aukční kanceláří a také přes bilaterální trh, elektronické brokerské platformy a nově i přes burzy. Trhy jihovýchodní Evropy se nadále transformují a jsou charakterické především bilaterálními obchody, ale také již i aukcemi. To pro nezávislého pozorovatele z vnějšku znamená, že je trh kvůli nedostatku informací velmi skrytý. V každém případě ale lze říci, že se trh postupně kultivuje. V průběhu roku 2006 rostla likvidita spotového i forwardového trhu v celém regionu. K růstu likvidity přispívají krom jiného i nové obchodní platformy a standardizace obchodních vztahů na bázi smluv EFET. Při regionální analýze je vidět, že skupina ČEZ směřuje své úsilí k naplnění vize stát se jedničkou na trhu s elektrickou energií ve střední a východní Evropě. Dominantní objem elektřiny ČEZ směřoval na český trh. Většina obchodů v roce 2006 měla podobu ročních forwardů. V průběhu roku se ale uzavíraly i měsíční a denní obchody související s optimalizací výrobní i obchodní pozice. V roce 2006 odebrala společnost ČEZ celkem 29 mil. tun energetického uhlí. Hnědým uhlím byla pokryta spotřeba uhlí z 95,9 % a černým uhlím ze 4,1 %. Jedním z hnacích faktorů cen ve střední Evropě je krom zmíněných vlivů také očekávaný pokles celkového disponibilního výkonu. To spolu s rychle rostoucí poptávkou postupně přibližuje časový horizont, kdy zanikne přebytek rezervního výkonu. Do roku 2020 dožije na území ČR, Polska, Maďarska a Slovenska přibližně 20 000 MW instalovaného výkonu. Slovensko během tří let sníží bez náhrady výrobu elektřiny o třetinu. Dovoz z Polska do ČR bude postupně omezen z důvodu očekávaného uzavření výrobních kapacit. Na tento vývoj samozřejmě reaguje cena. Výsledkem je růst ceny v celém regionu. K tomu ale samozřejmě aktivně přispívají i emisní povolenky a růst cen fosilních paliv. Podívejme se nyní na trh geograficky podle nabídky a poptávky: Česká republika Celková produkce ČR činila v roce 2006 podle UCTE 77 909 GWh, přičemž nejvyšší byla v březnu a nejnižší byla v červnu. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, vidíme nárůst výroby o 1,4 %. Celková spotřeba ČR přitom činila za celý rok 64 319 GWh. Nejvyšší spotřeba připadala na leden a nejnižší na červenec. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále roku 2007 spotřeba poklesla o 6,8 %. Instalovaná kapacita podle ERU ke konci roku 2006 činila 17 508 MW, což představuje meziroční nárůst o 0,5 %. Zhruba dvě třetiny pochází z tepelných elektráren, necelá čtvrtina z jaderných elektráren, 12 % z vodních elektráren a méně než jedno procento z obnovitelných zdrojů. Nedostatek obnovitelných zdrojů je ale obecným rysem regionu v porovnání se Skandinávií či Německem. 9

Co se týče obchodování, největší změnou je otevření energetické burzy v Praze (www.pxe.cz) v létě letošního roku. Obchodují se futures - base load měsíční, base load čtvrtletní, base load roční, peak load měsíční, peak load čtvrtletní a peak load roční. Detailněji se k pražské burze ještě vrátíme později. Obchod s elektrickou energií probíhal až do roku 2007 pouze formou bilaterálních smluv mezi jednotlivými účastníky, což znamenalo, že většina cenotvorných informací zůstávala veřejnosti skryta. Dodavatelé konečných zákazníků si obstarali většinu elektrické energie nezbytnou pro realizaci svých dodávek prostřednictvím aukcí. Obchody s denním předstihem nebo spotové operace představovaly méně než 2 % celkového obchodu s elektřinou. Na trhu obchodovalo ještě před otevřením burzy přes 20 obchodníků. Cena elektrické energie přitom v ČR tenduje k cenám v sousedním Německu. Otevírání trhu s elektřinou probíhalo v České republice od 1. ledna 2002, kdy se postupně jednotlivé kategorie původně chráněných zákazníků stávaly oprávněnými zákazníky s právem volby dodavatele elektřiny. Trh s elektřinou byl otevírán pro jednotlivé kategorie zákazníků 3. Cena silové elektřiny již nemůže být z důvodu liberalizace trhu s elektřinou v rámci Evropské unie Energetickým regulačním úřadem regulována. Na cenu tedy působí pouze tržní vlivy, tak jako na každém jiném komoditním trhu. Německo Celková produkce Německa činila v roce 2006 podle UCTE 587 812 GWh. Nejvyšší výroba připadala na leden s více než 57 000 GWh a nejnižší na srpen. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, poklesla výroba o 2,3 %. Celoroční spotřeba Německa dosáhla 559 078 GWh. Nejvyšší byla v lednu s téměř 53 000 GWh a nejnižší v září s méně než 43 000 GWh. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále roku 2007 spotřeba poklesla o 1,7 %. Spotřeba tedy v Německu klesla méně než výroba. Instalovaný výkon v Německu činil v roce 2005 podle Eurostatu 125 030 MW. Na tepelné elektrárny přitom připadalo více než 62 %, na jaderné 16 %, vodní 6 % a skoro 16 % na obnovitelné zdroje. Německo bude postupně z politických důvodů uzavírat jaderné elektrárny, a i kdyby v budoucnu výrazně investovalo do výrobních kapacit, pouze pokryje své potřeby. To jasně ukazuje strategickou závislost země na budoucích dovozech. Jak již bylo řečeno, v Německu vznikla významná burza European Energy Exchange (www.eex.de). Ta udává tón vývoji cen v celém regionu. Obchodují se jak spotové, tak i termínové kontrakty. Obchodují se také emisní povolenky. Již v roce 2005 se na burze zobchodovalo více elektřiny, než kolik se v Německu spotřebovalo. Polsko Celková produkce Polska činila v roce 2006 podle UCTE 148 856 GWh. Nejvyšší výroba byla v lednu s téměř 15 000 GWh. Nejnižší výroba připadala na červenec. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, vidíme, že výroba poklesla o 6,9 %. Celoroční spotřeba Polska 3 Od 1. ledna 2002 zákazníci s roční spotřebou nad 40 GWh, od 1. ledna 2003 zákazníci s roční spotřebou nad 9 GWh, od 1. ledna 2004 všichni zákazníci s průběhovým měřením spotřeby mimo domácností, od 1. ledna 2005 všichni koneční zákazníci mimo domácností, od 1. ledna 2006 všichni koneční zákazníci včetně domácností 10

přitom dosáhla 136 498 GWh. Nejvyšší byla v lednu a nejnižší v květnu, kdy se pohybovala lehce nad 10 000 GWh. V meziročním porovnání v prvním kvartále spotřeba poklesla o 0,4 %, což stejně jako v Německu ukazuje, že výroba klesá rychleji než spotřeba. Instalovaný výkon v Polsku činil v roce 2005 podle Eurostatu 32 257 MW. Na tepelné elektrárny (většinou uhelné) připadalo více než 92 % výkonu, na vodní 7 % a na obnovitelné zdroje necelé 1 %. Problémem Polska je, že se plánuje uzávěra starších elektráren, což by v budoucnu mělo v Polsku zvýšit ceny energie. V Polku je možné elektřinu obchodovat na burze s názvem Towarowa Gielda Energii (www.polpx.pl). Obchoduje se spot a také emisní povolenky. Obchodování s futures bylo pozastaveno. Nedostatkem burzy je malý objem obchodů. Slovensko Celková produkce Slovenska činila v roce 2006 podle UCTE 29 042 GWh. Nejvyšší výroba připadala na leden s více než 2 900 GWh a nejnižší na září. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, poklesla výroba o 10,0 %. Spotřeba Slovenska činila 27 208 GWh. Nejvyšší byla v lednu a nejnižší naopak v září. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále spotřeba poklesla o 2,9 %. Pokles výroby je tak dramaticky vyšší než pokles spotřeby. I zde se tedy ukazuje do budoucna tlak na růst ceny. Instalovaný výkon na Slovensku činil v roce 2005 podle Eurostatu 8 257 MW. 37 % připadalo na tepelné elektrárny, 32 % na jádro a 30 % na vodní zdroje. Obnovitelné zdroje jsou na Slovensku podobně jako u nás či v Polsku zanedbatelné. Do budoucna se na Slovensku plánuje výrazný pokles elektrické produkce s uzavřením některých elektráren. Premiér Fico již ale oznámil úmysl situaci řešit. Na Slovensku stále neexistuje burza elektrické energie. Trh je tudíž pro nezávislého pozorovatele neviditelný. Rakousko Celková produkce elektrické energie Rakouska činila v roce 2006 podle UCTE 62 990 GWh. Nejvyšší výroba byla v srpnu a nejnižší v září. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, poklesla výroba o 2,7 %. Celoroční spotřeba Rakouska činí 66 500 GWh. Nejvyšší byla přitom v lednu a nejnižší v srpnu. Srpen je tak pro Rakouskou bilanci nejpříznivějším měsícem, kdy se nejvíce vyrobí a nejméně spotřebuje. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále roku 2007 spotřeba poklesla o 1,0 %. Rakousko je tak již během špičky závislé na dovozech elektřiny. Rakouská instalovaná kapacita činí podle Eurostatu 18 914 MW. Téměř dvě třetiny připadají na vodní elektrárny, více než třetina na tepelné, na obnovitelné zdroje zbývají 3 %. To je o trochu více než u nás či na Slovensku. V Rakousku lze obchodovat na EXAA Energy Exchange Austria (www.exaa.at). Obchoduje se spot a emisní povolenky. Objem obchodů v roce 2005 lehce přesáhl 2 % spotřeby země. V porovnání s EEX se tedy jedná o zanedbatelnou burzu. 11

Maďarsko Celková produkce Maďarska činila v roce 2006 podle UCTE 33 421 GWh. Nejvyšší výroba byla v lednu a nejnižší v květnu. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, vzrostla výroba o 7,3 %. Celoroční spotřeba činila 40 629 GWh. Nejvyšší spotřeba připadala na leden a nejnižší na duben, kdy nedosahovala ani 3 200 GWh. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále roku 2007 spotřeba poklesla o 2,0 %. Ačkoli výroba roste a spotřeba klesá, je Maďarsko stále největší čistý dovozce elektřiny v regionu. Maďarský instalovaný výkon přestavuje podle Eurostatu 8 586 MW. Na jádro připadá 21 %, na tepelné elektrárny 70 % a na obnovitelné zdroje zbývajících 9 %. V Maďarsku neexistuje specializovaná burza na obchod s elektřinou, což činí obchodování velmi nepřehledným. Slovinsko Celoroční produkce Slovinska v roce 2006 činila podle UCTE 13 129 GWh. Nejvyšší výroba připadá na červen s více než 1200 GWh a nejnižší naopak na duben s pouhými 800 GWh. Porovnáme-li první čtvrtletí roku 2007 s rokem předešlým, vzrostla výroba o 6,5 %. Celoroční spotřeba činila 13 331 GWh. Nejvyšší byla v lednu a nejnižší v dubnu. V meziročním porovnání přitom v prvním kvartále roku 2007 spotřeba poklesla o 2,0 %. Podobně jako v Maďarsku zde tedy výroba roste a spotřeba klesá. Slovinský instalovaný výkon činí podle Eurostatu jen 2992 MW. 43 % připadá na tepelné elektrárny, 28 % na vodní elektrárny, 23 % na jádro a 6 % na obnovitelné zdroje. Do budoucna se navíc plánuje výstavba nových vodních elektráren a modernizace tepelných elektráren. S elektřinou lze obchodovat na Borzen, organizator trga z električno energijo (www.borzen.si). Objem je opět neporovnatelný s EEX. Skandinávie Skandinávský trh zahrnuje Švédsko, Norsko, Finsko a Dánsko, a jde tak nad rámec EU. Celková spotřeba činila v roce 2005 394 TWh. Zhruba 56 % energie vzniklo ve vodních elektrárnách, 2 % ve větrných, 23 % v jaderných a 18 % v tepelných. Ve Skandinávii se obchoduje na burze NordPool. Burza má přes 100 členů a na spotovém trhu se zde obchoduje téměř polovina spotřeby regionu. Obchodují se zde ale i termínové kontrakty, jejichž objem činí zhruba 4,5násobek spotových obchodů. 6. TRENDY NA TRHU S ELEKTŘINOU Vývoj EEX a NordPool 12

65 60 55 50 45 40 35 8 6 4 2 0-2 -4-6 -8 1.7.2005 1.7.2005 1.10.2005 Ceny futures na EEX v /MWh 1.10.2005 1.1.2006 Phelix Baseload Year Futures, Cal-09 Phelix Baseload Year Futures, Cal-08 1.4.2006 1.7.2006 Zdroj: Reuters 1.10.2006 1.1.2007 Rozdíl Cal 09 - Cal 08 v /MWh 1.1.2006 1.4.2006 1.7.2006 Zdroj: Reuters 1.10.2006 1.1.2007 1.4.2007 1.4.2007 1.7.2007 1.7.2007 Při pohledu na Německou burzu EEX vidíme, že ceny mají dlouhodobou tendenci růst. Roční futures Peakload (Cal 08) se ještě počátkem roku drží pod 60 euro. Na jaře roku 2006 jsme se ale dostali nad 80 euro a tuto metu již Cal 08 výrazně neopouští. Jedinou výjimkou byl únor 2007, kdy jsme se dostali až pod 72,5 euro. Odsud se ale cena brzo odrazila zpět nad 80 euro. Cal 09 se vyvíjí velmi podobně jako Cal 08. Cal 09 se v červenci 2007 pohybovala zhruba 15 centů nad Cal 08. Ještě v květnu ale rozdíl přesahoval 2 eura. Podobný trend jako u kontraktů s dodáním v roce 2008 a 2009 lze vysledovat i u dlouhodobého průměru spotové ceny. I ten letos v zimě poklesl. Z dočasného poklesu lze přitom krom technických vlivů vinit samozřejmě počasí. V pozadí dlouhodobého trendu, kdy ceny rostou, lze vidět několik vlivů: Růst cen paliv odvíjející se od výrazného zdražení ropy, obavy a nejistota ohledně vlivu emisních povolenek na budoucí ceny a počasí, kdy je v Evropě více sucha a tepla, což není pro výrobu elektřiny ideální a zároveň s tím v letních měsících výrazně roste poptávka. Tyto faktory pak v součtu vysvětlují drtivou většinu pohybu cen energií. Svou roli ale samozřejmě hrají i spekulace jednotlivých hráčů na trhu. /MWh 85 75 65 55 45 35 25 15 5 1.1.2006 1.4.2006 Nord Pool Spot 1.7.2006 1.10.2006 Zdroj: Nord Pool 1.1.2007 1.4.2007 1.7.2007 Ceny energie dosáhly na skandinávském Nordpoolu v 2006 svého rekordu. Růst jsme tou dobou pozorovali napříč celým kontinentem. Již počátkem roku 2006 ceny poskočily na 50 EUR/MWh ze zhruba 25 až 30 před rokem. To bylo zejména kvůli nízkému stavu vody ve vodních nádržích a studené zimě. Svou roli sehrály také emisní povolenky. Léto ale nebylo lepší, protože zase bylo příliš teplé. V srpnu se tak spotová cena dostala až na neuvěřitelných 80 EUR/MWh. Až na podzim došlo k poklesu ceny, když se zvýšil úhrn srážek a zároveň poklesly ceny emisních povolenek. Tento trend přitom můžeme pozorovat dodnes. Za tímto vývojem stál jednak meziroční pokles spotových cen emisních povolenek a jednak nezvykle teplá zima, která přinesla nižší než očekávanou spotřebu. V červenci 20007 navíc ovlivňuje cenu také výrazný nárůst srážek (záplavy v Norsku), který se projevuje ve vyšším výstupu vodních elektráren. Navíc se také rychle plní nádrže, což snižuje šance na brzký růst ceny. Forwardové ceny na rok 2008 a 2009 ovšem rostou kvůli obecně vyšším cenám komodit. Potvrzuje se tedy, že spotové a forwardové ceny ovlivňují různé faktory o různé intenzitě. Vývoj cen emisních povolenek 13

/EUA /EUA Spotová cena emisních povolenek 35 30 25 20 15 10 5 0 2.1.06 2.7.06 2.1.07 2.7.07 Zdroj: EEX Emisní povolenky - Futures na EEX 26 24 22 20 18 16 14 12 Dec-2008 Dec-2009 2.1.07 2.3.07 2.5.07 2.7.07 Zdroj: EEX Pro pochopení pohybu cen emisních povolenek je třeba nejprve vysvětlit faktory, které nejvíce ovlivňují jejich ceny. Ceny povolenek jsou ovlivňovány hlavně regulací tedy zásahy evropských úředníků spojených se snahou o zlepšení stavu životního prostředí. Dalším faktorem je rozdíl mezi cenou uhlí a plynu. Čím je uhlí levnější než plyn, tím je při výrobě elektřiny uhlí více preferované. Výsledkem je ale zároveň růst emisí, což vede k růstu cen povolenek. Trh proto sleduje rozdíl v cenách těchto dvou komodit jako jeden z klíčových vlivů na další vývoj ceny povolenek. Třetím faktorem ovlivňujícím cenu povolenek je hospodářský růst a ekologický program uvnitř průmyslu. Čím rychleji roste ekonomika, tím bude nejspíš více emisí. Zároveň ale lze také počítat s novými ekologickými investicemi. Podstatným faktorem pro ceny povolenek je také počasí. Velmi studená zima či velmi teplé léto znamenají nárůst spotřeby elektřiny, a tedy růst emisí a cen povolenek. Situace je ale ještě komplikovaná suchem. Čím větší je sucho, tím větší mají problémy vodní elektrárny a jsou nahrazovány uhelnými, což vede k růstu cen povolenek. Spotové ceny emisních povolenek na EEX v prvním kvartále roku 2006 postupně rostly ze zhruba 22 euro až na téměř 30 euro v dubnu. To bylo dáno poměrem cen uhlí a plynu, který vedl ke zvýšené poptávce po uhlí do elektráren. Emise tak rostly. Na přelomu dubna a května ale EU zveřejnila data o skutečném objemu emisí v roce 2005. To byla pro trh studená sprcha, protože se ukázalo, že bylo daleko méně emisí, než se čekalo. Výsledkem byl propad cen povolenek zhruba na třetinu. Ve třetím kvartále se zdálo, že má trh již to nejhorší za sebou, když se ceny pohybovaly kolem 16 euro. Nicméně nestalo se tak. Čtvrtý kvartál odstartoval pokles cen, který na spotovém trhu trvá dodnes, když se ceny blíží nule. Nízké ceny jsou dány převisem nabídky nad poptávkou. Trh vlastně zkolaboval, když ho autority zaplavily nadbytkem povolenek. U futures je situace odlišná. Ceny emisních povolenek s dodáním v prosinci 2008 pomaličku rostou s tím, jak se trh domnívá, že bude pro průmysl povolenek málo s tím, jak Evropská komise přitvrdí svou enviromentální politiku. Komise by tak zabránila poklesu ceny, který nyní pozorujeme na spotovém trhu. Koncem května se ceny povolenek s dodáním v prosinci 2008 vyšplhaly díky vyšším cenám ropy a emisím plánům Evropské komise ceny povolenek až k 25 euro. Tato hladina se však ukázala jako technická hladina odporu a cena se během července vrátila zpět pod 20 euro. Z ještě většího nadhledu je vidět, že cena tohoto kontraktu dosáhla svého vrcholu na jaře 2006, když se pohybovala nad 30 euro. Povolenky s dodáním v prosinci 2009 se vyvíjely podobně. Jejich cena byla posazena jen maličko výš. Letos v květnu se dostaly těsně nad 25 euro a v červenci se rovněž propadly pod 20 euro. Červencový rozdíl cen se tak pohyboval kolem 40 centů. Delší kontrakty byly cenově ještě výš. Rozdíl mezi kontraktem s dodáním v roce 2012 a v roce 2008 činil zhruba 1,6 euro. Vývoj cen ropy Cena ropy dlouhodobě roste. Zatímco ještě v listopadu 2001 se spotová cena barelu ropy typu Brent pohybovala pod 18 dolary, v létě roku 2006 se vyšplhala až na rekordních 78 dolarů a letos 14

USD/Barel byla tato hladina ještě překonána. To znamená, že za necelých 5 let se cena ropy dokázala zvýšit až na více než 4násobek. Pokud bychom se pokusili vrtkavé ceny vyhladit 250denním průměrem, zjistíme, že počátkem roku 2005 jsme se pohybovali ještě pod 39 dolary, počátkem roku 2006 kolem 55 dolarů a dnes se průměr pohybuje kolem 64 dolarů. Kolem těchto hodnot se přitom průměr pohybuje již od srpna 2006. Ropa Brent Spot za 10 let 85 75 65 55 45 35 25 250D Průměr 15 5 3.8.97 3.2.99 3.8.00 3.2.02 3.8.03 3.2.05 3.8.06 Zdroj: Reuters Hlavním důvodem růstu cen byla v posledních letech vyšší spotřeba v rychle se rozvíjejících asijských ekonomikách. Zjednodušeně lze říci, že Čína odložila jízdní kola a nahradila je automobily. Skutečnost je však ještě komplikovanější. Kromě růstu spotřeby domácností roste i spotřeba energie v tamním průmyslu. Západní investoři staví v Číně nové výrobní kapacity kvůli velmi levné pracovní síle. Energetická náročnost je zde až sekundární a je vyšší, než by byla únosná v Evropě. Ekologie je zde zatím přehlížena. Jedním z faktorů tlačících ceny nahoru bylo i napětí v zemích, které se značnou měrou podílí na produkci ropy. Praxe přitom ukazuje, že ceny rostou i v případě, že je ve válečném stavu země blízká exportérovi. Příkladem může být konflikt mezi Libanonem a Izraelem. Obavy, že se boje přenesou blíže ropným vrtům, vytlačily ceny na rekord. Dalším faktorem, který v posledních letech přispěl k růstu cen, bylo extrémní počasí. Chladné zimy v některých regionech si žádají více topných olejů, což tlačilo poptávku nahoru. Naopak strana nabídky byla několikrát zasažena hurikány. Např. hurikán Katrina vyhnal cenu ropy na rekord roku 2005. Kvůli poničení ropných zařízení a rafinérií se trh vrátil do normálu až po několika měsících. Významným vlivem, který v posledních letech přispěl k růstu cen, je i míra spekulace. Zatímco v minulosti byla spekulace na vývoj cen ropy záležitostí spíš jen ropných společností, dnes je záležitostí širokých mas. I v ČR vznikly fondy spekulující na vývoj cen ropy. Tyto fondy samozřejmě nestojí o skutečné dodávky ropy, ale jen o změnu cen, a proto své pozice likvidují ještě před samotným fyzickým plněním. 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 USD/barel 1950 1955 1960 Reálná cena ropy 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 Zdroj: BP Statistical Review od World Energy June 2007 v období ropné krize. 2000 2005 Pokud ale hodnotíme vývoj ceny komodity za skutečně delší období, neměli bychom se dopustit metodologické chyby zanedbání okolních cen. Po očištění od vlivu ostatních cen a změn měnového kurzu se ukazuje, že cena ropy stále nedosáhla svého vrcholu z počátku 80. let. To je také jedním z důvodů, proč globální ekonomika nereaguje na růst cen ropy jako v průběhu ropné krize. Koncem roku 2005 byly ceny ropy reálně téměř o třetinu nižší než v roce 1980, ačkoli nominálně byl celoroční průměr výrazně vyšší. Jinými slovy, cena ropy může ještě výrazně vzrůst, aniž by měla podobné dopady na světovou ekonomiku jako 15

Při pohledu na vývoj v roce 2007 stojí za pohybem cen opět hlavně obavy o plynulý tok dodávek. Investoři proto s napětím sledovali dění kolem jaderného programu v Íránu či neklid v Nigerii. Svou roli v poslední době sehrávají i krátkodobé vlivy jako dočasná oprava některých vrtných plošin v Severním moři. Zdanění Kromě růstu cen fosilních paliv a emisních povolenek stojí za dlouhodobým zdražením elektřiny v mnoha zemích také vyšší daňového zatížení. To se navíc v rámci Evropy výrazně liší až o desítky procentních bodů. To s sebou nese zároveň i určitý záchranný mechanismus pro případ, že by ceny energie vzrostly nad sociálně únosnou mez. Dá se předpokládat, že podobně, jako tomu bylo u pohonných hmot, přistupovaly by jednotlivé státy k daňovým změkčením. 7. BEZPEČNOST DODÁVEK Stav sítí a tok energie Před tím, než rozebereme stav sítí ve střední Evropě, bude vhodné podívat se na úplné základy. Přenosová soustava 400 a 220 kv (nazývaná páteřní) slouží k rozvedení výkonu z velkých systémových elektráren po celém území země. Napájí elektřinou distribuční soustavy, které ji dále rozvádějí až ke konečným spotřebitelům. Přeshraničními vedeními je přenosová soustava země napojena na soustavy všech sousedních států, a tím synchronně spolupracuje s celou elektroenergetickou soustavou kontinentální Evropy. Na zajištění spolehlivého přenosu závisí nepřetržité a plynulé zásobování všech spotřebitelů. Nezbytnou funkcí provozovatele přenosové soustavy je proto také dispečerské řízení elektrizační soustavy, což je v podstatě zajištění nezbytné rovnováhy mezi výrobou a spotřebou v reálném čase. Jak to konkrétně vypadá v ČR? ČEPS je jediným provozovatelem přenosové soustavy v ČR. Licence na provozování přenosové soustavy byla vydaná jako jediná pro území celého státu. Z toho důvodu jsou výnosy společnosti regulované cenovými rozhodnutími ERU. Ten pro ČEPS stanovuje ceny systémových služeb, ceny za rezervaci a za použití vnitrostátních přenosových sítí. Ve střední Evropě jsou toky elektřiny jasné. Z ČR a Polska teče proud do Německa. Jinými slovy teče z míst s nižší cenou do míst s cenou vyšší. Spojení Polska s Ukrajinou se v současnosti nevyužívá. Podobná situace je i ve spojení mezi Polskem a Běloruskem. Navíc tamní spojení je již zastaralé a jeho životnost brzo skončí. Exporty z Polska do Německa jdou hlavně skrze českou přenosovou síť kvůli nedostatečnému propojení těchto států. Přesněji jde o to, že elektřina vyprodukovaná na jihu Polska jde nejprve do ČR, pak do Německa a odsud do západního Polska. To vede k většímu toku elektřiny skrze ČR. To znamená, že jakékoliv investice na polsko-německé hranici pravděpodobně nepovedou k většímu transferu elektřiny, pokud zároveň s tím nebude posílena samotná síť uvnitř Polska. Bez posílení vnitřní sítě by rozšíření kapacit na hranicích mezi Německem a Polskem nezměnilo tok elektřiny nejprve do ČR a pak teprve do Německa. Nicméně posílení polské sítě se plánuje. Až po provedení tohoto posílení má smysl uvažovat o větším propojení Polska a Německa. Uvažuje se přitom nejen o novém přeshraničním vedení, ale také o posílení stávajícího. 16

Úzkým hrdlem pro větší vývozy z Polska je nyní spoj Wielopole/Dobrzen a Albrechtice/Nošovice mezi Polskem a ČR. Dlouhodobě se plánuje propojení mezi Polskem a Slovenskem z Byczyny do Varin. I zde by ale bylo třeba nejprve posílit síť uvnitř Polska. To by pravděpodobně situaci pomohlo nejvíce. Tok elektřiny ve střední Evropě je do značné míry ovlivněn také německými větrnými elektrárnami. Problémem této energie je, že je nejistá. A trh s ní nemůže permanentně počítat. Do budoucna jsou navíc plány na větrné elektrárny i v severním Polsku. V posledních letech vzrostl význam Rakouska pro tranzit elektřiny. Síť spojující západ země s východem byla již výrazně posílena. Síť spojující sever s jihem zatím nikoli kvůli politickým a enviromentálním otázkám. Vyřešení těchto otázek je nyní přednější než zvýšení propojení s okolními státy, protože to musí následovat až po posílení vnitřní rakouské sítě. Problém tedy není ani tak na hranicích jako uvnitř samotného Rakouska. Energetické potřeby Vídně by vzhledem ke svému umístnění mohl zatím (zejména v průběhu letních měsíců) řešit vývoz z ČR. Dva spoje jsou i mezi Slovenskem a Maďarskem. Tato propojení jsou velmi vytížena exportem do Maďarska. V současnosti není přímé propojení Slovenska a Rakouska. Ovšem jsou plány na propojení Wien Südost s Biskupicemi nebo Stupavou. U tohoto plánu jsou ovšem velké pochybnosti. V každém případě toto propojení řeší silné spoje mezi ČR a SR a ČR a Rakouskem. V Maďarsku se mezitím plánuje na rok 2008 posílení spoje se Slovinskem. Počítá se i s otevřením nového spoje mezi Slovenskem a Maďarskem. V nejbližší době se nejspíš nedočkáme výraznějšího nárůstu přeshraničního vedení kvůli nedostatečným vnitřním přenosovým kapacitám okolních přenosových soustav. Nicméně plánuje se posílení jednoduchého 400kv vedení z ČR - Slavětice do Rakouska Dürnrohr na vedení dvojité. Investiční plán ČEPS přitom zahrnuje posílené vedení ve směru sever-jih zhruba v trase z Polska do Rakouska. Dále sleduje zvýšení přeshraničních propojení a posílení přenosových vedení z oblasti severočeských hnědouhelných elektráren východním směrem. To tedy znamená posílení ve směru z Německa do Polska a na Slovensko. Celkem ČEPS hodlá do roku 2010 investovat 12,5 miliardy korun. Provoz soustavy Podívejme se nyní na provoz elektrizační soustavy. Množství elektřiny přenesené přenosovou soustavou dlouhodobě roste. Zatímco v roce 2002 činilo 58 018 GWh, v roce 2006 to bylo už 61 216 GWh. Není překvapivé, že rostly i ztráty, a to z 695 na 854 GWh. Roste i celkový instalovaný výkon transformátorů. Roční maximum spotřeby v roce 2006 bylo 25.1. 2006 v 15:00 ve výši 11 397 MW. Roční minimum spotřeby bylo 6.8.2006 v 6:00 ve výši 4 682 MW. Každý den ovšem není růžový. Při pohledu jen na loňský rok vidíme, že rok 2006 byl z hlediska poruchovosti jednotlivých zařízení ve srovnání s předešlým rokem obtížnější. Bylo zaznamenáno celkem 83 výpadků oproti 61 v roce 2005. Z toho 20 výpadků souviselo s omezením výroby (případně s přerušením dodávky elektrické energie). Jednalo se o 69 výpadků přenosových vedení a 14 výpadků transformátorů. Tento vyšší počet výpadků vedení byl způsoben mimořádnými podmínkami v lednu a únoru, kdy došlo ke 14 výpadkům, a v červenci, kdy došlo ke 24 výpadkům. Největší události roku přitom připadají na leden, červenec a listopad. Koncem ledna řešil ČEPS kritickou situaci, která nastala v důsledku neplánovaných výpadků zdrojů, sněhové kalamity a prudkého poklesu venkovních teplot. 17

25. července 2006 ČEPS poprvé v historii vyhlásil v důsledku narušení celistvosti přenosové soustavy stav nouze v ČR. V letních měsících se totiž v celé Evropě projevil vliv extrémně vysokých teplot na zvýšení zátěže přenosových soustav při omezení výroby tepelných elektráren a minimální výrobě ve větrných elektrárnách. Tyto vlivy se projevily atypickým rozložením toků elektřiny. 4. listopadu postihla evropskou elektrizační síť série na sebe navazujících výpadků, která ovlivnila také elektrizační síť ČR. Tehdy došlo kvůli vypnutí přenosových vedení v Německu ke kaskádovitému vypínání dalších přenosových vedení a evropský systém se začal dělit. Při pohledu na mezinárodní toky energie vidíme, že v roce 2006 k nám z Polska přiteklo 8 847 GWh. V ostatních směrech od nás energie již pouze odtékala. Jedná se o 4 569 GWh na Slovensko, 6 116 GWh do Rakouska, 9 041 GWh do západního Německa (E-ON) a 2 364 GWh do východního Německa (VE-T). 8. BUDOUCÍ VÝVOJ V předchozím textu jsme si popsali všechny faktory, které ovlivňují cenu elektřiny. Zjistili jsme, jaké vlivy se projevují dlouhodobě a jaké krátkodobě. Při pohledu do budoucna se nejprve podíváme na dlouhodobé trendy, kterým nejspíš neunikneme, a s jejich znalostí se následně podíváme na pravděpodobný vývoj cen energií v roce 2008. Dlouhodobý výhled Mezinárodní agentura pro energii (IEA) ve své zprávě z května 2007 uvádí, že očekává nárůst spotřeby energie (v širším slova smyslu tedy nejen elektřiny) na této planetě do roku 2030 o více než 50 %. Největší nárůst přitom v příštích letech zaznamenají rozvojové země. Mimo země OECD by měla spotřeba vzrůst až o 95 %. V rozvojových zemích se totiž bude stále více uchytávat průmysl náročný na energii, protože zde budou vyžadovány nižší standardy na ochranu životního prostředí, což se příznivě projeví ve finální ceně produkce. Největší růst zaznamená v mezikontinentálním porovnání Asie. Růst spotřeby v Evropě nedosáhne ani poloviny růstu Severní Ameriky. Globální spotřeba elektřiny do roku 2030 vzroste o 85 %. Za růstem spotřeby energie bude stát především růst světové ekonomiky a růst populace. Světové HDP by do roku 2030 mělo růst v průměru o 4,1 %. Průměrný růst tak v porovnání s posledními 25 lety díky rychle tepajícím asijským ekonomikám (Čína, Indie) zrychlí. Přispěje i liberalizace trhů, uvolnění měnových kurzů a strukturální reformy spojené s privatizacemi. Samotná evropská ekonomika by měla do roku 2030 růst v průměru o 2,3 %. Problémem bude v řadě zemí nezreformovaný trh práce, když se mnozí politici budou bát nepopulárních opatření. Růst spotřeby energie bude ale držet na uzdě klesající energetická náročnost výroby. Největší pokles nejspíš zaznamenáme v rozvojovém světě. Vyspělé země mají dnes totiž již výrazně méně energeticky náročné technologie. Zdroje elektrické energie se budou v čase měnit. Zatímco v zemích OECD a zejména v Evropě do roku 2030 kvůli vládním opatřením poklesne význam atomové energie, jinde na světě poroste. Vůdčí postavení si ponechá uhlí. Zatímco v Severní Americe bude produkce elektřiny do roku 2030 v průměru růst o 1,5 %, v Evropě to bude jen o 0,8 %. Za pomalejším růstem bude stát především pomalejší růst populace. Krom toho v porovnání s rozvojovým světem má Evropa energetiku již vyspělou. Nejrychleji rostoucím zdrojem elektřiny budou hydroelektrárny. 18

Roční toky energie do a z ČR v roce 2006 Polsko (PSE) GWh Plánované výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačního salda ČR 2653 Skutečné výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačníhos salda 8847 Skutečné výměny pol liknách 110 kv (a menších), nezahrnuté do regulačníhos salda 1138 Slovensko (SEPS) Plánované výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačního salda ČR -1552 Skutečné výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačníhos salda -4569 Skutečné výměny pol liknách 110 kv (a menších), nezahrnuté do regulačníhos salda -586 Rakouskou (APG) Plánované výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačního salda ČR -3424 Skutečné výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačníhos salda -6116 Německo (E-ON) Plánované výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačního salda ČR -7232 Skutečné výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačníhos salda -9041 Německo (VE-T) Plánované výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačního salda ČR -3686 Skutečné výměny přes přenosovou soustavu, zahrnuté do regulačníhos salda -2364 Zdroj: ČEPS Jedním z hlavních faktorů, které budou ovlivňovat vývoj cen elektřiny, bude ropa. Ve své poslední prognóze z letošního roku očekává OPEC nárůst poptávky po ropě do roku 2030 na 118mb/d ze současných necelých 86 mb/d. V pozadí nárůstu spotřeby bude stát hlavně doprava s tím, jak si rozvoj globální ekonomiky vyžádá větší pohyb zboží a lidí. O tom, že poroste dlouhodobě poptávka po ropě, pravděpodobně nemá smysl pochybovat, otázkou je, jak se zachová nabídka. Kdyby byly dodávky adekvátní, jak tvrdí ropu vyvážející státy (nebo by se nebylo třeba o tyto dodávky obávat), cena ropy by nerostla. Tak tomu ovšem dlouhodobě není. Naštěstí náročnost ekonomiky na spotřebu ropy v čase klesá díky růstu významu služeb. To umožňuje další růst cen ropy, aniž by došlo k hospodářské krizi. Navíc levná asijská pracovní síla umožňuje brzdit inflační tlaky, které dražší ropa vyvolává. Svou roli hraje i vysoké zdanění pohonných hmot v Evropě, které z velké části brzdí nárůst konečné ceny pro spotřebitele, a vytváří tak jakýsi pomyslný cenový polštář. Toto vše si země vyvážející ropu dobře uvědomují a vědí, že se již není nutné bát růstu cen ropy nad 28 dolarů za barel, jak tomu bylo ještě počátkem tohoto století. Loňský rok jasně ukázal, že i když se padesátidenní průměr spotové ceny ropy Brent dostal vysoko nad 70 dolarů za barel, světová ekonomika nikterak dramaticky neutrpěla, a tím pádem neutrpěly ani rozpočty exportérů ropy. Obáváme proto, že cena ropy dlouhodobě výrazně poroste. Její růst však bude brzdit to, že čím bude ropa dražší, tím více bude rentabilní otevírat nové vrty, které dosud rentabilní nebyly. Zároveň bude také větší motiv hledat k ropě alternativy. Jestliže se někomu v roce 2002 zdál barel za 30 dolarů neúnosně drahý a za 80 dolarů naprosto nepředstavitelný, lze se s touto logikou domnívat, že v budoucnu budeme současné rekordní ceny považovat za velmi nízké. Nepřekvapilo by nás proto, kdyby ještě v tomto desetiletí spotová cena ropy typu Brent překročila 100 dolarů za barel a dlouhodobě směřovala nad 200 dolarů za barel. To ovšem neznamená, že by se také tak dramaticky měla prodražit jízda automobilem. Automobilový průmysl již dnes počítá s výrazným nárůst hybridních a úsporných motorů. K tomuto, aby spotřebitel tak výrazně netrpěl, přispějí i biopaliva. Také je samozřejmě důležité, jak se budou dlouhodobě vyvíjet výrobní kapacity elektřiny v Evropě. Zdá se přitom, že nás čeká dlouhodobý pokles napříč kontinentem. ČEPS odhaduje, že zdroje na pokrytí domácí spotřeby budou v ČR chybět již v letech 2012 až 2015. Pro rok 2020 počítá ČEZ s tím, že bude zemi scházet 30 terrawathodin ročně. Podobný trend lze očekávat i v dalších zemích. Pravděpodobně nejnapjatější situace v Evropě bude v Itálii, která má již nyní velké energetické nedostatky. Z dlouhodobého pohledu je tedy jasné, že poroste poptávka po elektřině. Dá se předpokládat, že nabídka se bude na tento vývoj snažit odpovědět, ale bude tomu bránit jednak nižší výrobní kapacita a jednak vyšší cena fosilních paliv. Pokud se zásadním způsobem nezmění přístup evropských vlád k jaderné energii, bude budoucí vývoj cen elektřiny ještě více záviset na cenách fosilních paliv. Ty přitom podle nás mají v nejbližších letech prostor pouze k růstu cen. Cena elektřiny proto dlouhodobě půjde nahoru. Vzhledem k cenám fosilních paliv může být růst cen 19