Obchod s elektřinou. Igor Chemišinec Miroslav Marvan Jakub Nečesaný Tomáš Sýkora Jiří Tůma

Obchod s elektřinou Igor Chemišinec Miroslav Marvan Jakub Nečesaný Tomáš Sýkora Jiří Tůma

Obchod s elektřinou Ing. Igor Chemišinec, Ph.D. Ing. Miroslav Marvan Ing. Jakub Nečesaný, Ph.D. Ing. Tomáš Sýkora Prof. Ing. Jiří Tůma, DrSc. Vydavatel: CONTE spol. s r.o. Vytištěno s podporou ČEPS, a.s. a OTE, a.s. První vydání vytiskla tiskárna: PBtisk, Příbram 2 ISBN 978-80-254-6695-7

Obsah 1 Elektroenergetický systém...10 1.1 Základní charakteristika elektroenergetického systému...13 1.2 Minimalizace nákladů a vlivů na životní prostředí...14 1.3 Liberalizace elektrizační soustavy...17 1.4 Ekonomika řízení výroby elektřiny...20 1.5 Literatura...20 2 Model obchodu s elektřinou...21 2.1 Vztahy mezi výrobou a spotřebou...21 2.2 Účastníci trhu s elektřinou...25 2.2.1 Výrobci...26 2.2.2 Obchodníci s elektřinou...27 2.2.3 Koneční zákazníci...27 2.2.4 Subjekt zúčtování...28 2.2.5 Provozovatel přenosové soustavy...29 2.2.6 Provozovatelé distribučních soustav...30 2.2.7 Nezávislý operátor soustavy...31 2.2.8 Operátor trhu...31 2.2.9 Burza...31 2.2.10 Regulátor...32 2.3 Spotová cena...33 2.4 Literatura...37 3 Model trhu s elektřinou...38 3.1 Velkoobchod a maloobchod...39 3.2 Druhy trhu s elektřinou...42 3.2.1 Organizované trhy s elektřinou...43 3.2.1.1 Krátkodobé organizované trhy...44 3.2.1.2 Dlouhodobé organizované trhy...50 3.2.2 Neorganizované trhy s elektřinou...59 3.2.3 Bilanční mechanizmus...60 3.2.4 Výpočet a finanční ohodnocení odchylek...64 3.2.5 Vzájemné vazby organizovaných obchodů...66 3.3 Tržní síla...67 3.3.1 Dokonalá konkurence...68 3.3.2 Monopol...70 3.3.3 Oligopol...71 3.3.4 Měření tržní síly...71 3.3.4.1 Klasické metody...72 3.3.4.2 Specifické elektroenergetické modely...73 3.4 Externality...74 3.5 Řízení rizik...76 3.6 Literatura...78 4 Regulované části trhu s elektřinou...79 4.1 Regulace na trhu s elektřinou...79 4.2 Přenos elektřiny a systémové služby...82 4.2.1 Ocenění přenosových služeb...83 4.2.2 Systémové služby...84 4.2.3 Podpůrné služby...84 3

4.3 Distribuce elektřiny... 89 4.4 Literatura... 90 5 Spolehlivost dodávky v podmínkách trhu s elektřinou... 91 5.1 Základní pojmy v oblasti spolehlivosti... 91 5.2 Ukazatelé spolehlivosti... 92 5.3 Kvalita elektrické energie a plynulost dodávek elektrické energie... 93 5.4 Použití spolehlivostních ukazatelů... 96 5.5 Kvalita elektřiny z pohledu ERÚ... 97 5.6 Cena a kvalita na trhu s elektrickou energií... 99 5.7 Rovnováha na trhu s elektřinou... 101 5.8 Literatura... 105 6 Operátor trhu... 107 6.1 Operátor trhu a jeho funkce na trhu s elektřinou v ČR... 107 6.2 Organizovaný kratkodobý trh s elektřinou... 108 6.3 Vypořádání trhu s elektřinou... 112 6.3.1 Sběr dat... 112 6.3.2 Sběr sjednaných dat... 116 6.3.3 Sběr skutečných dat... 116 6.3.4 Aplikace inteligentních měření AMM... 122 6.4 Literatura... 125 7 Specifické části trhu s elektřinou... 126 7.1 Obnovitelné zdroje energie (OZE) a jejich význam v řízení ES... 126 7.1.1 Role OZE v rámci národního hospodářství... 126 7.1.2 Ekonomická podpora obnovitelných zdrojů energie v ČR... 127 7.1.3 Princip stanovení podpory výroby elektřiny z OZE v ČR... 129 7.1.4 Podpora výroby elektřiny z OZE v ČR... 131 7.1.5 Systém podpory OZE v Evropě... 133 7.1.6 Technické aspekty provozu OZE... 134 7.2 Obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů... 137 7.2.1 Kjótský protokol a základní pojmy... 137 7.2.2 Obchodování s emisemi... 139 7.2.3 Společně zaváděná opatření... 139 7.2.4 Mechanizmus čistého rozvoje... 140 7.2.5 Schéma obchodování... 142 7.2.6 Princip obchodování... 143 7.2.7 Výhled po roce 2012... 145 7.3 Literatura... 146 8 Mezinárodní obchod s elektřinou... 147 8.1 Přeshraniční obchodování v Evropě... 147 8.2 Implicitní aukce... 147 8.3 Propojení trhů mezi Českou republikou a Slovenskou republikou... 150 8.4 Literatura... 152 9 Obchod s plynem a teplem... 153 9.1 Specifika plynárenského trhu v ČR... 153 9.1.1 Trh s plynem... 155 9.1.2 Alokační pravidla... 156 9.1.3 Vyhodnocení a vypořádání odchylek na trhu s plynem... 157 9.1.4 Krátkodobé trhy s plynem... 159 9.2 Obchod s teplem... 160 9.3 Literatura... 162 10 Definice užitečných pojmů... 163 4

11 Užitečné odkazy...168 12 Seznam obrázků...170 13 Přílohy...174 13.1 PJM...174 13.1.1 O společnosti...174 13.1.2 Trh s elektřinou...175 13.1.3 Druhy obchodů s elektřinou...175 13.1.4 Denní trh s elektřinou...176 13.1.5 Trh v reálném čase...178 13.1.6 Stanovení LMP...178 13.1.7 FTR - Financial Transmission Rights...182 13.1.8 Informační podpora...183 13.1.9 Zhodnocení trhu...184 13.2 Skandinávský trh...185 13.2.1 Charakteristika trhu...185 13.2.2 Spotový trh...189 13.2.2.1 ELSPOT...189 13.2.2.2 ELBAS...191 13.2.2.3 Vypořádání obchodů ELSPOT a ELBAS...191 13.2.3 Finanční trh...193 13.2.4 Zhodnocení trhu...193 13.3 Power Exchange Central Europe...195 13.4 Příklad výpočtu pomocí Lagrangeovy funkce...199 13.5 Literatura...201 5

Použité zkratky Zkratka AAU ASRU BT CBA CDM CER CIRED CITL CR CS OTE ČEPS ČR D DC DPH DŘ DS DT DVS EAN EIC ENTSO-E ERU ERÚ Význam Assigned Amount Unit (jednotka přiděleného množství podle Kjótského protokolu) automatická sekundární regulace napětí blokový trh s elektřinou, část organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou Cost Benefit Analysis Clean Development Mechanism (mechanizmus čistého rozvoje podle Kjótského protokolu) Certified Emission Reduction (jednotka mechanizmu čistého rozvoje) International Conference on Electricity Distribution nezávislá evidence transakcí společenství (EU) cenové rozhodnutí ERÚ centrální systém OTE společnost ČEPS, a.s. - provozovatel přenosové soustavy v ČR Česká republika den realizace uzavřených kontraktů na dodávku elektřiny anglická zkratka pro stejnosměrný proud daň z přidané hodnoty dispečerské řízení distribuční soustava denní trh s elektřinou/plynem, část organizovaného krátkodobého trhu dvoustranná vnitrostátní smlouva na dodávku elektřiny mezi SZ celosvětový systém kódování a identifikace zboží, služeb a organizací systém identifikace vyvinutý pro potřeby evropského trhu s elektřinou a plynem (Energy Identification Code) European Network of Transmission System Operators for Electricity Emission Reduction Unit (jednotka společně zaváděných opatření) Energetický regulační úřad 6

ES ES/ES ČR EU EU ETS EUA EZ G GEO HPS IČ IPP ITL JE JI KVET LDS MC MPO MS MS MŽP NAP NERC NN OBA OKT Evropské společenství elektrizační soustava České republiky Evropská unie European Union Emission Trading Scheme (evropské schéma pro emisní obchodování) EU Allowance (jednotka emisní povolenky obchodovatelná v rámci EU ETS) energetický zákon, zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů, ve znění pozdějších předpisů výrobna elektrické energie geotermální elektrárna hraniční předávací stanice identifikační číslo organizace Independent Power Plants International Transaction Log (mezinárodní evidence transakcí) jaderná elektrárna společně zaváděná opatření (Joint Implementation) podle Kjótského protokolu kombinovaná výroba elektřiny a tepla lokální distribuční soustava Market Coupling ministerstvo průmyslu a obchodu Market Splitting mimořádný stav ministerstvo životního prostředí národní alokační plán North American Electric Reliability Corporation nízké napětí alokační režim na vstupních a výstupních bodech PS, ve kterém platí, že množství nominované obchodníkem na těchto bodech, je považováno za dodané operátorem trhu organizovaný krátkodobý trh s elektřinou (blokový trh, denní spotový trh, vnitrodenní trh) 7

OPM OTC OTE OZE P PDS PE PEV PJM PO PPDS PPE PPL PPS PpS Pro-rata PS PSE PVE PZP Q RE+ / RE- REAS Rejstřík RÚT RZ SBA 8 odběrné/předávací místo Over the Counter společnost OTE, a.s., operátor trhu obnovitelné zdroje energie cena provozovatel distribuční soustavy parní elektrárna parní energetická výrobna PJM Interconnection L.L.C. pozice obchodování SZ (konečná) pravidla provozování distribučních soustav paroplynová elektrárna přeshraniční plynovod provozovatel přenosové / přepravní soustavy podpůrné služby alokační režim na vstupních / výstupních bodech PS, v němž platí, že obchodníkům je přiděleno množství dodaného plynu na základě skutečně naměřených údajů v poměru jejich nominací přenosová / přepravní soustava plynová a spalovací elektrárna přečerpávací vodní elektrárna podzemní zásobník plynu množství regulační energie kladná / záporná Rozvodná energetická akciová společnost (dřívější označení pro regionální PDS) rejstřík obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů registrovaný účastník trhu (registrovaný u OTE) rozptýlené zdroje energie alokační režim na vstupních / výstupních bodech PS, ve kterých platí, že množství nominované obchodníkem na těchto bodech je považovano za dodané. Tento alokační režim je podmíněn dohodou nejméně dvou obchodníků, z nichž jeden musí být zodpovědný za vyrovnávání vzniklých odchylek příslušných obchodníků (vyrovnávající obchodník)

SEPS SLE SO SW SyS SZ TDD TIS Typ měření (A, B, C) UCTE UE UNIPEDE VDT VE VN VVN VO VPB VT VTE ŽP Slovenská energetická přenosová soustava solární elektrárna systémová odchylka software systémové služby subjekt zúčtování, dle vymezení Energetickým zákonem (EZ) typové diagramy dodávek technický informační systém definovaný typ měření ve vyhlášce MPO č. 218/2001 Sb., kterou se stanoví podrobnosti měření elektřiny a předávání technických údajů ve znění vyhlášek č. 450/2003 Sb. a č. 326/2005 Sb. Union for the Coordination of Transmission of Electricity, od 1. 7. 2009 nahrazeno organizací ENTSO-E uhelná elektrárna International Union of Producers and Distributors of Electrical Energy vnitrodenní trh s elektřinou/plynem část organizovaného krátkodobého trhu vodní elektrárna vysoké napětí velmi vysoké napětí odběratelé připojení na síť VVN nebo VN virtuální prodejní bod vyrovnávací trh s regulační energií organizovaný OTE ve spolupráci s ČEPS větrná elektrárna životní prostředí Ostatní symboly a zkratky se vyskytují v textu s jejich okamžitým vysvětlením. 9

1 Elektroenergetický systém Liberalizace energetického odvětví přinesla s sebou nutně nové prvky do procesu řízení výroby přenosu - distribuce a užití elektrické energie. Liberalizace má pro všechny účastníky tohoto technologického procesu, obzvláště pak pro konečného zákazníka, zajistit možnost výběru dodavatele a ve svém důsledku i ekonomický prospěch. Deregulace elektroenergetického odvětví byla v České republice ukončena v roce 2006 a představovala mimo jiné i vytvoření nových modelů řízení elektrizační soustavy odrážejících novou strukturu organizace elektrizační soustavy v tržních podmínkách a zajišťujících kvalitu, bezpečnost a spolehlivost dodávek elektrické energie. V této publikaci je podán přehled o deregulaci odvětví elektroenergetiky, úloze jednotlivých subjektů působících na trhu s elektrickou energií a zvláštní pozornost je věnována obchodu s elektrickou energií, a to v měřítcích tuzemských i mezinárodních. Srovnání zkušeností v mezinárodních měřítcích je vždy poučné a užitečné a v našem případě o to více, neboť tyto znalosti se mohou stát základem a zdrojem rozvoje nových, efektivnějších způsobů řízení elektrizační soustavy a trhu s elektřinou. Z důvodu obecného srovnání jsou v závěru v kapitole 9 uvedeny základní údaje technického, organizačního a finančního charakteru o teplárenských soustavách a zásobování plynem. Kniha je určena zejména pro vzdělávací proces na školách univerzitního charakteru. Její využití spatřujeme v předmětech souvisejících s řízením elektrizačních soustav v podmínkách trhu s elektřinou, resp. ekonomických předmětech vyučovaných, ať už na technických nebo netechnických školách. Ty následně mohou přispět i k dalšímu rozvoji matematických modelů a odpovídajícího softwaru. Další využití lze očekávat od pracovníků v elektroenergetickém odvětví - zejména u těch, jejichž náplň práce propojuje technické a obchodní oblasti v menších energetických společnostech nebo působících v organizacích konečné spotřeby elektrické energie, kde je cílem snížit nebo optimalizovat provozní náklady, případně minimalizovat náklady na nákup elektrické energie. Pro charakteristiku pojmů v oblasti obchodu s elektřinou použili autoři definice vycházející z dostupné literatury nebo praxe v hospodářském životě. Důvodem je skutečnost, že tyto pojmy nejsou v současné době v řadě případů unifikovány. Některé jsou vysvětleny v kontextu přímo v textu jednotlivých kapitol, další hojně používané v české odborné literatuře lze nalézt v kapitole 10. Na zpracování jednotlivých částí knihy se podíleli dle abecedního pořádku: Ing. Igor Chemišinec, Ph.D. - OTE, a.s. Ing. Miroslav Marvan konzultant Ing. Jakub Nečesaný, Ph.D. OTE, a.s. Ing. Tomáš Sýkora ČVUT v Praze, Fakulta elektrotechnická Prof. Ing. Jiří Tůma, DrSc. ČVUT v Praze, Fakulta elektrotechnická 10

Jednotlivé kapitoly se zabývají: KAPITOLA 1 - ELEKTROENERGETICKÝ SYSTÉM Kapitola popisuje základní charakteristiky a principy elektroenergetického systému. Od vertikálně integrovaného systému přechází k liberalizaci energetické technologie, s popisem toků energie, informací a peněz až po základní bilanční rovnice, nákladové křivky energetických zdrojů a výpočty minimálních nákladů na výrobu. KAPITOLA 2 - MODEL OBCHODU S ELEKTŘINOU Zabývá se popisem činností jednotlivých účastníků trhu s elektřinou - výrobců, obchodníků s elektřinou a konečných zákazníků. Jsou popsány aktivity nezbytných účastníků procesu obchodu s elektřinou - provozovatelů přenosové soustavy, provozovatelů distribučních soustav a nezávislého operátora trhu a burz. Je vysvětlen pojem a tvorba spotových cen. KAPITOLA 3 - MODEL TRHU S ELEKTŘINOU Uvádí základy trhu s elektřinou, velkoobchod a maloobchod, druhy trhu a jejich organizace, krátkodobé a dlouhodobé organizované trhy, futures kontrakty, forwards, opce, neorganizované trhy, monopol a oligopol, externality, risk management. KAPITOLA 4 - REGULOVANÉ ČÁSTI TRHU S ELEKTŘINOU Obsahuje schéma elektrizační soustavy se vzájemnými vazbami mezi výrobci a spotřebiteli elektrické energie, regulované položky ceny za energii, dále systémové služby u provozovatele PS, jejich oceňování včetně podpůrných služeb (PpS) a jejich členění. KAPITOLA 5 - SPOLEHLIVOST DODÁVKY V PODMÍNKÁCH TRHU S ELEKTŘINOU Konkretizuje základní pojmy v oblasti spolehlivosti, kvality elektrické energie a plynulosti dodávek, spolehlivostní ukazatele dodávek a jejich použití v podmínkách ČR. Věnuje se úloze ceny na trhu s energií, rovnováze na trhu s energií, strategické a operativní rovnováze. KAPITOLA 6 - OPERÁTOR TRHU Pozornost v této kapitole patří tématům - funkce operátora trhu v České republice, vypořádávání trhu s elektřinou, systém sběru dat, typové diagramy dodávek a jejich aplikace, inteligentní měření AMM. KAPITOLA 7 - SPECIFICKÉ ČÁSTI TRHU S ELEKTŘINOU Analyzuje úlohu obnovitelných zdrojů energie v elektrizační soustavě, jejich ekonomickou podporu v ČR a státech EU, problematiku připojování a provozování OZE, obchod s povolenkami na emise skleníkových plynů. 11

KAPITOLA 8 - MEZINÁRODNÍ OBCHOD S ELEKTŘINOU Popisuje přeshraniční obchodování v Evropě, zabývá se formami aukcí přeshraničních kapacit a dalšími možnostmi přeshraniční spolupráce. Zvláštní pozornost je věnována spolupráci mezi ČR a SR. KAPITOLA 9 - OBCHOD S PLYNEM A TEPLEM Základ obchodování s elektrickou energií je doplněn o potřebné informace o trhu s plynem a tepelnou energií v ČR. Poukazuje na specifika obou uvedených nositelů energie, na vyhodnocování a vypořádávání odchylek na trhu s plynem. Zaměřuje se také na přehled lokálně působících soustav CZT, na užití primárních energetických zdrojů a na ceny tepelné energie ze sekundárních rozvodů. KAPITOLA 10 - DEFINICE UŽITEČNÝCH POJMŮ KAPITOLA 11 - UŽITEČNÉ ODKAZY KAPITOLA 12 - SEZNAM OBRÁZKŮ KAPITOLA 13 - PŘÍLOHY Popis obchodování v rámci PJM INTERCONNECTION (USA), Skandinávského trhu (ELSPOT, ELBAS), PXE Autoři si jsou vědomi skutečnosti, že každé ze zde prezentovaných témat by mohlo být vzhledem k rozsahu dané problematiky námětem pro samostatnou publikaci, a že nebylo možné věnovat dostatečný prostor všem oblastem a specifikům obchodu s elektřinou. Kniha je z tohoto pohledu autory chápána jako úvod do teorie obchodování s elektřinou, a proto je určena spíše pololaické veřejnosti než specialistům v oblasti obchodu s elektřinou. S tímto vědomím autoři očekávají rozvoj dané problematiky v návazných publikacích a z tohoto důvodu již předem děkují za čtenářské podněty, doporučení a rady využitelné při případné aktualizaci této knihy. Při čtení je také třeba respektovat skutečnost, že kniha reflektuje legislativní stav platný v době jejího vzniku včetně odkazů na jednotlivé legislativní předpisy. Pro aktuální stav zmíněné evropské a české legislativy, včetně příslušných prováděcích předpisů, doporučujeme navštívit webové stránky Ministerstva průmyslu a obchodu ČR, Energetického regulačního úřadu, případně samotnou sbírku zákonů, jež je uveřejněna na webové stránce Ministerstva vnitra ČR. Závěrem autoři považují za svoji povinnost a slušnost poděkovat sponzorům ČEPS, a.s. a OTE, a.s., bez jejichž péče by tato publikace nevznikla. Poděkování patří i panu Ing. Miroslavu Vrbovi, CSc. z ČEPS, a.s., který se ujal funkce posouzení materiálů vznikající knihy a svými doporučeními a radami přispěl k její současné podobě. 12

1.1 Základní charakteristika elektroenergetického systému Elektroenergetický systém představuje technologický proces zahrnující výrobní zdroje elektrické energie, přenosovou a distribuční soustavu a zařízení pro její konečnou spotřebu. Je součástí nadřazeného systému energetického hospodářství a jeho úkolem je dodávka požadovaného množství elektrické energie směrem k odběratelům v požadované době, v dohodnutém množství a kvalitě, s minimálními dopady na životní prostředí. Nákladové hledisko a optimalizace investičních a provozních nákladů jsou podmínkou úspěšnosti v obchodním prostředí konkurenčních společností. Dlouhodobé předpovědi a analýzy vývoje spotřeby elektrické energie provádí OTE, a.s. (OTE) ve spolupráci s dalšími organizacemi. Znalost dlouhodobých bilancí slouží jako podklad pro energetickou politiku státu a podnikatelskou orientaci jednotlivých subjektů na energetickém trhu. Jedná se např. o investiční výstavbu energetických zdrojů pro zajištění vyrovnané dlouhodobé bilance mezi spotřebou a výrobou a vytvoření dostatečných podpůrných služeb nezbytných pro úspěšné řízení ES. Základní cíle ES Výše uvedené cíle a úkoly ES můžeme rozčlenit na: zajištění dostatečného množství elektřiny v požadovaném čase zajištění kvality elektrické energie zajištění spolehlivosti dodávky elektrické energie minimalizaci nákladů a vlivů ES na životní prostředí Krátkodobé (roční, měsíční, týdenní) bilanční výpočty, založené na predikcích spotřeby elektrické energie v ES ČR, provádí provozovatel přenosové soustavy ČEPS, a.s., (ČEPS) za účelem zajištění bezpečného a spolehlivého provozu ES. Pod pojmem rovnováha na trhu s elektrickou energií rozumíme vyrovnání strany nabídky a poptávky, v jakémkoli časovém horizontu, aniž by docházelo k význačnějším fyzikálním disproporcím v jednotlivých částech ES. Výroba musí probíhat v požadované výši a pouze v době, kdy se uskutečňuje spotřeba. Pro každý časový okamžik musí v ES platit: P v PS PZ Pr (1) P v P s P z P r vyrobený výkon výrobci elektrické energie (MW) spotřeba elektrického výkonu odběrateli elektrického výkonu (MW) činné ztráty v přenosových a distribučních sítích (MW) záložní (rezervní) výkon, který je nutné mít k dispozici (MW) 13

1.2 Minimalizace nákladů a vlivů na životní prostředí Před liberalizací odvětví elektroenergetiky byla cílem vertikálně integrované energetické společnosti, která zajišťovala od výroby elektřiny její přenos a distribuci a její spotřebu u konečného zákazníka, zejména minimalizace nákladů na výrobu, přenos i distribuci v celé soustavě. Princip: Zásadní vliv na hospodárný provoz ES má hospodárné rozdělení celkového činného a jalového zatížení ES mezi paralelně pracující zdroje činných a jalových výkonů. Celkové náklady na palivo N C (Kč) jsou závislé na rozdělení činných výkonů a dané součtem nákladů jednotlivých paralelně pracujících elektrárenských bloků. Při celkovém počtu bloků n platí: n N c N i i1 (2) Požadavek minimálních provozních nákladů ES se kryje s požadavkem vyhledání minima funkce N c. Přitom musejí být splněny podmínky ustáleného stavu ES - se všemi platnými provozními omezeními (např. hodnoty všech provozních parametrů nesmí překročit své mezní hodnoty stanovené technickými podmínkami). Předpokládejme, že systém je zabezpečován n tepelnými jednotkami (i = 1,2, 3 až n) a každá z těchto jednotek přispívá výkonem P i, který dodává do přenosové soustavy ke krytí celkového zatížení P z. Ztráty v sítích jsou vyjádřeny jako funkce výroby elektrické energie (MW). P z f (P) (3) obr. 1 Příklad nákladové charakteristiky uhelného bloku 14

Činný výkon energetických zdrojů je závislý na vstupu paliva (nákladech) a výstupu množství tepla (elektrického výkonu). Vyjádření tohoto vztahu pro konkrétní jednotku se nazývá nákladová charakteristika. Na obr. 1 jsou znázorněny příklady nákladových charakteristik (N sp ) vybraných bloků českých elektráren. (EPR - elektrárna Prunéřov 2; EPC elektrárna Počerady; ECH elektrárna Chvaletice). Dispečer měl k dispozici nákladové charakteristiky všech generátorů, protože celkové provozní náklady systému představují součet provozních nákladů každé provozní jednotky. Cílem ekonomického rozdělování zatížení je minimalizace celkových provozních nákladů při dodržení všech technických omezení. Bilanční rovnice ES: N b n i1 P ni z i1 P Zi ΔP 0 (4) P ni P zi ΔP činný výkon i-tého elektrárenského soustrojí (MW) činný výkon i-té zátěže (MW) ztráty v sítích (MW) Výkony jednotlivých energetických zdrojů jsou omezeny: P i min P i (5) Pi P i max (6) Celkové provozní náklady systému, které mají být minimalizovány ve smyslu rovnice (2), můžeme zapsat: N S n i1 N ( P ) i i (7) Řešení těchto vztahů se provádí pomocí Lagrangeovy funkce. Metoda Lagrangeových neurčitých činitelů předpokládá nalezení extrému funkce s vedlejšími podmínkami pouze ve tvaru rovnic - tj. typu vazebních podmínek. Teprve její zobecnění Kuhn - Tuckerovými podmínkami umožňuje nalezení extrému funkce i při vedlejších podmínkách typu omezujících podmínek. Obecně platí, že hledáme-li extrém funkce N i = 1,2.n sestavíme Lagrangeovu pomocnou funkci: L N C λ.n b n i1 N (P ) λ i i n i1 (P ni P Zi ΔP) 0 (8) 15

16 Volný extrém funkce více proměnných je dán: 0 1 1 1 1 1 P P P N P L 1 0 n n n n P P P N P L (9) Řešením vztahu (9) získáme kritérium ekonomického rozdělování zatížení s respektováním činných ztrát v sítích: 1 1 1 1 P P P N = n n n P P P N P P P N 1 1 2 2 2 (10) i i i P N b poměrný přírůstek nákladů i i P P p poměrný přírůstek ztrát v síti n n p b p b p b 1 1 1 2 2 1 1 (11) Obdobným způsobem bychom postupovali při respektování bilance jalových výkonů a při řešení ekonomického rozdělování zatížení ve smíšené ES tvořené např. n jednotkami tepelných elektráren a m jednotkami vodních elektráren. Uvedenou Lagrangeovou metodou je zajišťováno optimální rozdělování zatížení na jednotlivé výrobny v rámci stávajících energetických společností, které se zabývají výrobou elektrické energie a tepla. Příklad výpočtu je uveden v příloze 13.4. Minimalizace vlivů elektroenergetiky na životní prostředí je řešena zavedením omezujících podmínek do optimalizačních procesů pro jednotlivé druhy polutantů (SO 2, CO 2 ). Minimalizace vlivů elektroenergetiky na životní prostředí byla zajišťována jak v oblasti rozvoje, tak i dispečerského řízení ES.

1.3 Liberalizace elektrizační soustavy Vertikálně integrovaný systém Elektrická energie je základem národního hospodářství každého státu. Díky její nenahraditelnosti v konečném užití (domácí spotřebiče, informační a telekomunikační zařízení, řada aplikací v průmyslu) její spotřeba stále roste. Odvětví zabývající se přeměnami energie, jejím transportem, distribucí a užitím elektrické energie se nazývá elektroenergetika. V celé Evropě, před začátkem liberalizace na počátku 90. let, byly dodávky v dané geografické oblasti zajišťovány jedinou, vertikálně integrovanou společností, zahrnující všechny oblasti elektroenergetiky - od výroby, přes přenos až po distribuci elektrické energie. Charakteristické znaky vertikálně integrovaného systému je možné shrnout takto: 17 obr. 2 Vertikálně integrovaný systém centralizace společnosti zabývající se technologií přeměn - transportu - distribuce a užití elektrické energie a jejího řízení maximalizace technických parametrů jeden nebo maximálně dva produkty společnosti neexistence konkurence jednotná cenová politika Právní a finanční dohled byl vykonáván státem, který řídil míru výnosnosti vynaložené investice a zabezpečoval investování finančních prostředků do zařízení pro trvalou a spolehlivou dodávku elektrické energie, nejenom v daném období, ale i ve výhledu do budoucna. Pro zákazníka to sice znamenalo větší míru jistoty v zabezpečenosti dodávek elektrické energie, ale na druhou stranu nesl v ceně elektrické energie investice této společnosti, ať už byly nutné či nikoliv. Snahy a požadavky velkých odběratelů, kteří v zájmu využití výhod plynoucích z rozdílu cen usilovali o možnost přístupu také k jiným energetickým podnikům než jen ke svému legálnímu dodavateli, vedly v průmyslově vyspělých zemích ke změ-

ně přístupu od stávajícího, vertikálně - integrovaného modelu elektroenergetiky, směrem k otevření konkurence. K tomu přispěl i vývoj a stavba malých kogeneračních elektráren, bloků s paroplynovým cyklem a dalších moderních zdrojů, umístěných v místě spotřeby a schopných ve výrobě elektřiny konkurovat velkým elektrárnám dodávajících elektřinu do propojené sítě dále od místa spotřeby. Liberalizace energetického odvětví Charakteristické znaky liberalizovaného energetického odvětví je možné vyjádřit následujícími podmínkami a skutečnostmi: existence legislativy umožňující podnikání v energetice uskutečnění privatizace v sektoru energetiky vytvoření konkurenčního prostředí, podnikové strategie jsou zaměřeny na strategii odbytu existence nových informačních technologií uplatnění marketingu, zákaznické modely chování energetické společnosti potřeba průhlednosti trhu energie, průhlednost toku financí Liberalizace odvětví vedla k rozšíření trhu s elektrickou energií o další subjekty, které si konkurují na trhu s elektrickou energií a zároveň nesou všechna investiční rizika. Výroba Přenos a distribuce Zákazník Obchodník Provozovatel přenosové soustavy Operátor trhu s elektřinou Tok energie Tok peněz Tok informací obr. 3 Zjednodušený pohled na liberalizovaný trh s elektrickou energií 18

V současné době je rozhodující pro konečného zákazníka cena elektrické energie, která je vytvářena na nezávislém velkoobchodním trhu. Cena silové elektřiny na velkoobchodním trhu má obvykle jednoduchou strukturu peněžní jednotky za MWh. Z pohledu trhu s elektřinou v ČR je skladba ceny elektřiny dále podrobněji rozebírána v kapitole 4 a 7. Jak už bylo zmíněno, jedním z cílů liberalizace vertikálně integrované elektroenergetiky, bylo zajistit možnost odběratele elektrické energie, vybrat si takového dodavatele elektřiny, který ho svou nabídkou dokáže nejlépe oslovit. Otevírání trhu s elektřinou v Evropě bylo zahájeno přijetím směrnice Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES o společných pravidlech vnitřního trhu s elektřinou, která byla zakomponována do energetického zákona č. 458/2000 Sb. Zákon o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a změně některých zákonů (dále EZ). Tento zákon definoval harmonogram otevření trhu s elektřinou v několika etapách, a to dle velikosti spotřeby elektrické energie konečných zákazníků. Další posun v oblasti obchodování s elektřinou a plynem byl důsledkem nové směrnice Evropského parlamentu a rady 2003/54/ES o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektrickou energií ze dne 26. 6. 2003, která nahradila původní směrnici 96/92/ES. 1 Důležitým bodem této směrnice je povinnost všech zemí EU plně otevřít trh s elektřinou k 1. 7. 2007. Následná novela EZ č. 278/2003 Sb. se zaměřila i na tento časový plán a upravila časový harmonogram otevírání trhu s elektřinou v ČR. Česká republika časové podmínky EU pro otevírání trhu s elektřinou nejenže splnila, ale dokonce národní trh s elektřinou otevřela v předstihu, a to k 1. 1. 2006 pro všechny konečné zákazníky. měsíc Počet změn dodavatele elektřiny 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Leden 2 269 1 677 2 544 12 061 18 997 19 525 Únor 0 13 284 142 5 202 7 988 3 111 Březen 1 25 283 487 4 564 4 818 4 658 Duben 1 23 116 1 498 3 737 3 706 8 858 Květen 1 6 12 1 106 3 923 5 223 5 076 Červen 1 0 80 972 869 2 828 6 284 Červenec 4 28 166 995 2 237 4 120 6 614 Srpen 1 2 197 529 2 299 1 705 7 290 Září 0 4 27 818 3 166 1 735 6 860 Říjen 0 24 26 444 1 422 2 493 8 940 Listopad 1 3 252 1 189 3 505 1 542 8 614 Prosinec 4 2 391 2 426 3 031 2 534 10 914 Celkem 16 399 3 511 13 150 46 016 57 689 77 216 Celkem 2003-2009 197 997 tab. 1 Počet změn dodavatele elektřiny vztažený na odběrné a předávací místo (OPM) 1 Nyní nahrazena směrnicí Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. 7. 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES. 19

Tab. 1 ukazuje statistiku změn dodavatele elektřiny na trhu s elektřinou v České republice, registrovanou v systému společnosti OTE, a.s., která zaujímá v procesu změny dodavatele významné místo [6]. Každá změna dodavatele je totiž v systému OTE registrována a potvrzována. Poté je vztažena k odběrnému a předávacímu místu (OPM), tj. k měřenému místu, kde dochází k předání a převzetí elektřiny mezi dvěma účastníky trhu, resp. k odběru elektrické energie. Z této tabulky lze vypozorovat, že možnosti změnit dodavatele elektřiny již využily tisíce odběratelů v České republice a proces změny dodavatele probíhá bez větších problémů. 1.4 Ekonomika řízení výroby elektřiny Ekonomika řízení výroby elektřiny je na trhu velkou měrou zajišťována dispečerským řízením už na úrovni jednotlivých výrobců v rámci jejich výrobního portfolia. Na systémové úrovni pak dochází dispečerským řízením PPS a PDS k zajištění spolehlivého provozu celé ES, resp. přenosové a dále distribučních soustav. Z časového hlediska je dispečerské řízení na úrovni výrobce i systému realizováno: v krátkodobé přípravě provozu (týdenní příprava provozu, denní příprava provozu), a to v částech pro energetické zdroje, sítě a zahraniční spolupráci v operativním řízení provozu (ve stejném členění jako v krátkodobé přípravě provozu, s doplněním o opatření v případě výpadků) v technickém hodnocení provozu Pro tyto účely jsou k dispozici výpočtové programy a simulační software, který umožňuje dispečerskému personálu hledat řešení v jejich rozhodovacích činnostech, zejména za účelem dosažení ekonomické výroby elektřiny. Základním úkolem této operace je pokrytí prodaného výkonu (zatížení) daného výrobce výkony jednotlivých jednotek tak, aby celkové náklady výroby v daném časovém úseku byly minimální. Tato úloha je plněna nezbytnými úpravami rovnic metody Lagrangeových neurčitých činitelů, popsaných v kapitole 1.2 tak, aby respektovala výrobní portfolio daného výrobce. Jednou z příslušných úprav, vyvolaných liberalizací energetického sektoru, je i např. vložení omezujících podmínek prodaného výkonu v rámci rezervace podpůrných služeb provozovatelem přenosové soustavy nebo respektování povolenek na produkci CO 2 (viz kapitola 7). 20 1.5 Literatura [1] Pravidla provozování přenosové soustavy - Kodex PS, ČEPS, a. s. http://www.ceps.cz [2] ČSN EN 50160 (33 0122): Charakteristiky napětí elektrické energie dodávané z veřejné distribuční sítě, Český normalizační institut, Praha 2000 [3] Endrenyi J.: Reliability Modeling in Electric Power Systeme,1978. John Wiley and Sons, New York [4] Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2004, ERÚ, CD-R [5] Wolf H.: Energy in a finite world, IIASA, 1981, AustriaX [6] Webové stránky společnosti OTE, a.s. http://www.ote-cr.cz [7] Chemišinec I., Rodryč P.: Změna dodavatele elektrické energie v ČR z pohledu Operátora trhu s elektřinou, Pro-Energy č.1/2007, ISSN 1802-4599.

2 Model obchodu s elektřinou 2.1 Vztahy mezi výrobou a spotřebou Při prodeji (dodávce) elektřiny mezi výrobcem a spotřebitelem, kteří jsou geograficky umístěni blízko sebe a nemusí využívat dalších služeb elektrizační soustavy, se i v rámci obchodu s elektřinou může jednat o poměrně jednoduchý vztah. Stačí vzájemná (dvoustranná) dohoda mezi výrobcem a zákazníkem (spotřebitelem) o podmínkách dodávky elektřiny, a zvláště o ceně elektřiny, za kterou bude poskytovat výrobce elektřinu zákazníkovi (obr. 4). obr. 4 Obchodní vztah mezi výrobou a spotřebou Tento druh obchodu s elektřinou není typickým způsobem obchodování s elektřinou, i když je samozřejmě možný. Rozhodující část výroby elektřiny je soustředěna v nevelkém počtu velkých zdrojů. Musí být zajištěna doprava elektřiny do míst spotřeby. Spotřeba elektřiny se naopak vyznačuje velkým rozptýlením po celém území. Obchod s elektřinou se může uskutečňovat pouze mezi dvěma subjekty (jedna z možností obchodu), ale realizace tohoto obchodu může být významně ovlivněna jinými obchody s elektřinou, stejně jako stavem elektrizační soustavy jako celku. Uzavřený obchod může zároveň ovlivňovat realizovatelnost jiných transakcí. Při obchodování je třeba respektovat technologické problémy elektrizační soustavy [1] (obr. 5). Technologická omezení elektrizační soustavy mohou mít své, velmi významné dopady i v základním parametru obchodu s elektřinou, jímž je cena. Ze schematického obr. 5 je zřejmé, že pokud zákazník Z1 uzavřel smlouvu na dodávku elektřiny s dodavatelem v sousední elektrizační soustavě 1, zákazník Z2 uzavřel smlouvu s výrobcem G2, zákazník Z3 smlouvu s výrobcem G3, jedná se z hlediska technologického použití elektrizační soustavy o smlouvy různé. Lze předpokládat, že každá ze smluv, resp. toky elektřiny z nich vyplývající, mohou zatížit elektrizační soustavu různým způsobem. Zvláštnosti obchodu s elektřinou jsou oproti jiným komoditám 2 - dány především její neskladovatelností. To znamená, že elektrizační soustavy musí mít vyrovnanou technologickou i obchodní bilanci v každém okamžiku [1]. 2 Komodita je zboží, které je na trhu obchodováno bez kvalitativních rozdílů. Dodávky od různých dodavatelů jsou vzájemně zastupitelné. Ve zjednodušeném smyslu představují komodity produkty jednotné hodnoty a kvality vyráběné ve velkém množství různými výrobci. Aby bylo možné s komoditami obchodovat, jsou na každém trhu (komoditní burze) určeny jejich vlastnosti a obchodovatelné množství. Typickými komoditami jsou např. kukuřice, pšenice, měď, káva, bavlna a v současnosti i ropa, uhlí, uran, plyn a elektřina. 21

obr. 5 Elektrizační soustava s vyznačenými obchodními kontakty Pro identifikaci všech objektů připojených k elektrizační soustavě je potřeba označit místo, kde zákazník odebírá elektřinu i místo kde výrobce, případně dodavatel (např. ze zahraničí), dodává elektřinu do elektrizační soustavy. V souladu s legislativou se rozumí: odběrným místem - odběrné elektrické zařízení jednoho odběratele, včetně měřicích transformátorů, jehož odběr je měřen jedním měřicím zařízením nebo jiným způsobem na základě dohody, předávacím místem - místo předání a převzetí elektřiny mezi dvěma účastníky trhu s elektřinou. Z hlediska obchodu, zvláště pak v systému operátora trhu, se hovoří o tzv. OPM (odběrná a předávací místa), což jsou místa připojení definovaná ve smlouvě o připojení oprávněných zákazníků, místa připojení definovaná ve smlouvě o připojení zařízení výrobce, předávací místa mezi přenosovou a regionálními distribučními soustavami, předávací místa mezi regionálními a lokálními distribučními soustavami, předávací místa mezi regionálními distribučními soustavami a předávací místa mezi přenosovou soustavou České republiky a sousedními přenosovými soustavami. OPM zajišťují informační propojení mezi obchodním prostředím a technologií elektrizační soustavy. Informují, o jaký typ místa (uzel elektrizační soustavy) se jedná, a kde je umístěn (v přenosové nebo konkrétní distribuční soustavě). Registrační čísla OPM jsou definována provozovatelem přenosové soustavy nebo provozovatelem příslušné distribuční soustavy, a to postupem stanoveným operátorem trhu. 22

Zjednodušeně je zobrazen technologický (fyzikální) řetězec přenosu elektřiny mezi výrobou a spotřebou elektřiny na obr. 6. obr. 6 Fyzikální řetězec výroba - spotřeba Obrázek zjednodušeně zobrazuje fyzikální tok elektřiny od výroby k zákazníkovi (spotřebě). Na realizaci obchodu s elektřinou se podílí i doprava elektřiny (přenos, distribuce). Z hlediska obchodu s elektřinou je základní vztah mezi prodávajícím (nabízejícím) a kupujícím (poptávajícím). Typický obrázek pro prodej elektřiny, ale vlastně pro jakékoliv obchodování, je obr. 7. Do vztahu mezi výrobou a spotřebou vstupuje obchod (obchodník). obr. 7 Základní zjednodušené schéma obchodu s elektřinou Na obr. 7 je zobrazeno fiktivní předání elektřiny od výroby přes obchodníka ke spotřebiteli (spotřeba). Ve skutečnosti se toky elektřiny elektrizační soustavou řídí fyzikálními zákony, které výrazně nesouhlasí s obchodními smlouvami mezi výrobou, obchodem a spotřebou. Finanční toky jsou na obr. 7 zobrazeny od spotřeby k výrobě. Ve skutečnosti se může jednat o mnohem složitější finanční toky. Obchod s elektřinou je již v současnosti velmi rozvinutý systém, který se vyznačuje velkou různorodostí v jednotlivých částech obchodu s elektřinou, stejně jako jeho aplikacemi v jednotlivých zemích či regionech. Obr. 7 zároveň ukazuje významnou změnu v obchodování s elektřinou, a to oddělení obchodu s elektřinou od její dopravy. To byla jedna ze základních podmínek vzniku nového způsobu obchodování s elektřinou. Základní dělení obchodu s elektřinou je na obr. 8. 23

obr. 8 Základní dělení obchodu s elektřinou Úplná regulace, resp. úplně regulovaný obchod s elektřinou znamená, že zejména cena, případně ostatní parametry, jsou stanovovány autoritou (regulačním úřadem) a jsou závazné pro všechny účastníky obchodu. Tímto způsobem (obr. 9) byl organizován obchod s elektřinou v minulém období (cca 50 let). Autorita stanovovala ceny elektřiny pro konečné zákazníky a ostatní podmínky dodávky tohoto produktu. Rozhodující část dodávky elektřiny zajišťovaly integrované společnosti jedna společnost, často v majetku státu, vlastnila a provozovala rozhodující výrobny, přenosovou soustavu, distribuční společnosti, a také prodávala elektřinu konečným zákazníkům. Na straně vstupů do integrované společnosti byla obvykle část vstupů regulována (např. palivo), další část (např. investice) nikoliv. V jednotlivých státech, a to i s ohledem na vládní systém, existovaly významné rozdíly [4]. 24 obr. 9 Úplná regulace Způsob obchodu s elektřinou v plně regulovaném systému obchodu s elektřinou je natolik odlišný od trhu s elektřinou, že většinou není možné skloubit oba druhy

obchodování (regulovaný systém obchodu a trh) ve společných kapitolách. Tomuto druhu obchodu s elektřinou, který je brán v současnosti spíše jako historická etapa vývoje obchodu s elektřinou, není dále věnována pozornost a je zde odkaz na literaturu [4], [5], [6], [7]. Obchod s elektřinou na bázi trhu, lépe snad trh s elektřinou, znamená, že zejména cenu elektřiny určují účastníci tohoto trhu. Ten se dále dělí na organizovaný, kdy zejména cena i zobchodované množství elektřiny jsou stanovovány na základě předem známých pravidel a postupů obecně dostupnou organizací (burzou). Pojem neorganizovaný trh se vztahuje k dvoustranným smlouvám. Jinými pojmy jsou dvoustranné (bilaterální) smlouvy či OTC (Over The Counter) smlouvy, v nichž jde o přímý vztah dvou či několika účastníků obchodu s elektřinou. Podrobnosti o všech druzích obchodu s elektřinou jsou uvedeny dále. V dalších kapitolách bude model obchodu přesněji specifikován, ale s respektováním obr. 6 a obr. 7 lze ukázat základní schéma modelu obchodu, přesněji trhu s elektřinou, který bude dále zkoumán: 25 výroba trh přenos regulace distribuce regulace spotřeba trh 2.2 Účastníci trhu s elektřinou Účastníci trhu s elektřinou s ní mohou obchodovat. Základními účastníky trhu s elektřinou jsou: výrobci obchodníci s elektřinou koneční zákazníci Zvláštní kategorii pak tvoří: subjekty zúčtování - téměř v každém trhu s elektřinou se vytvářejí specifičtí účastníci trhu s elektřinou. Například obchodníci s elektřinou, kteří spojují do jedné podnikatelské skupiny více účastníků trhu (výrobce, obchodníky, zákazníky). Na jednotlivých trzích mají i jiné názvy agregátoři, vedoucí bilančních skupin, subjekty zodpovědné za odchylku atd. Zvláštními účastníky trhu s elektřinou, jež mají v jednotlivých modelech trhu s elektřinou ne vždy stejná práva a povinnosti, případně vůbec neexistují na jednotlivých trzích, jsou: provozovatel přenosové soustavy provozovatelé distribučních soustav nezávislý operátor soustavy operátor trhu burza

Zcela specifické postavení k trhu s elektřinou má regulátor (regulační úřad). Dále jsou v kapitole s určitou mírou obecnosti popsáni jednotliví účastníci s tím, že je třeba respektovat, že teprve v konkrétních modelech trhu s elektřinou, lze konkrétně definovat práva a povinnosti jednotlivých účastníků. 2.2.1 Výrobci Výrobce může na základě oprávnění (licence) provozovat zařízení na výrobu elektřiny, které buď vlastní nebo je mu svěřeno jeho provozování. Výrobna elektřiny (elektrárna) je energetické zařízení pro přeměnu různých forem energie na elektřinu. Zahrnuje technologické zařízení pro přeměnu energie, stavební část a všechna nezbytná pomocná zařízení. Výrobce je společnost nebo fyzická osoba, která do obchodu s elektřinou vstupuje. Pro zajištění provozu elektrizační soustavy jsou však nezbytné informace o jednotlivých výrobnách (elektrárnách), které pracují do konkrétního uzlu soustavy (OPM). To je zapotřebí např. pro síťové výpočty. Mohou být potřebné také informace o jednotlivých zdrojích (generátorech) např. pro posuzování podpůrných služeb. Pojem výrobce je v publikaci spojován převážně s obchodními aktivitami, kdy výrobce může provozovat i více zdrojů. Právem výrobce je: připojit své zařízení k elektrizační soustavě, pokud je držitelem licence na výrobu elektřiny a splňuje podmínky připojení k přenosové soustavě nebo k distribučním soustavám, dodávat elektřinu prostřednictvím přenosové nebo distribuční soustavy. Tato pravomoc je jedním z pilířů existence trhu s elektřinou. Další podrobnosti o způsobu využívání elektrizační soustavy a zejména způsobu zpoplatnění této služby jsou nastíněny v kapitole 4. Základní povinnosti výrobce jsou: a) řídit se pokyny technického dispečinku provozovatele přenosové soustavy nebo provozovatele příslušné distribuční soustavy, ke které je výrobna elektřiny připojena, a to v souladu s dispečerským řádem, b) poskytovat provozovateli přenosové soustavy nebo provozovateli příslušné distribuční soustavy, k níž je výrobna elektřiny připojena, potřebné údaje pro provoz a rozvoj přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v souladu s dispečerským řádem, c) umožnit a uhradit instalaci měřicího zařízení provozovateli přenosové soustavy nebo provozovateli příslušné distribuční soustavy, k níž je elektrárna připojena, d) instalovat a provozovat u nově budovaných výroben zařízení pro poskytování podpůrných služeb od stanoveného výkonu. Podrobnosti o právech a povinnostech výrobců z technologického hlediska jsou uvedeny zejména v dispečerském řádu a provozních pravidlech přenosové a distribuční soustavy. 26

27 2.2.2 Obchodníci s elektřinou Obchodník s elektřinou je fyzická či právnická osoba vlastnící licenci na obchod s elektřinou a nakupující elektřinu za účelem jejího prodeje. Obchodník je asi nejvolněji definovaný účastník trhu s elektřinou z hlediska technologických vazeb. Jeho činnost jako obchodníka s elektřinou, je většinou podmíněna oprávněním (licencí) k obchodování s elektřinou. Licence je vydávána na určitou, poměrně kratší dobu. Obchodníkům bývá obvykle umožněno, aby působili i jako koneční zákaznici, případně výrobci - pokud jsou držiteli licence na výrobu. V některých zemích jsou kladeny specifické požadavky (zvláštní licence) na obchodníky dodávající elektřinu domácnostem a malým zákazníkům. Velmi často se vylučuje vlastnictví licence na obchod s elektřinou a vlastnictví licencí na provoz přenosové soustavy a provoz distribuční soustavy. Další podrobnosti jsou obsaženy v kapitole 3.1 Velkoobchod a maloobchod. Obchodník s elektřinou má právo: na dopravu dohodnutého množství elektřiny, pokud má uzavřenu smlouvu o přenosu nebo distribuci elektřiny, nakupovat elektřinu od držitelů licence na výrobu a od držitelů licence na obchod a prodávat ji ostatním účastníkům trhu s elektřinou. 2.2.3 Koneční zákazníci Konečným zákazníkem je myšlena fyzická či právnická osoba, která odebranou elektřinu pouze spotřebovává. Pojem konečný zákazník je často pro zkrácení nahrazován pojmem zákazník. Zákazníci se z hlediska přístupu k elektrizační soustavě dělí na: 1) oprávněné zákazníky, což jsou fyzické či právnické osoby, které mají právo přístupu k přenosové soustavě a distribučním soustavám za účelem volby dodavatele elektřiny, 2) chráněné zákazníky, což jsou fyzické či právnické osoby, které mají právo na připojení k distribuční soustavě a na dodávku elektřiny ve stanovené kvalitě a za regulované ceny. Do skupiny chráněných zákazníků jsou většinou přiřazovány domácnosti a malí zákazníci. Malý zákazník je obvykle firma vymezená počtem zaměstnanců a velikostí ročního obratu. V současné době jsou v ČR všichni zákazníci oprávněnými. V jiných zemích se chránění zákazníci vyskytují obvykle i s jinými názvy jako jsou např. regulovaní zákazníci či koneční zákazníci, kteří odebírají elektřinu za regulované ceny. Další detaily jsou uvedeny v kapitole 3.1. Oprávněný zákazník má právo: 1) na připojení svého odběrného elektrického zařízení k přenosové soustavě nebo k distribuční soustavě, 2) nakupovat elektřinu od držitelů licence na výrobu elektřiny a od držitelů licence na obchod s elektřinou. Základním právem či povinností chráněného zákazníka je odebírat elektřinu za stanovenou (regulovanou) cenu. Zejména technologické podrobnosti odběru elektři-

ny všech zákazníků, včetně jejich připojení, jsou stanoveny provozními předpisy přenosové a distribuční soustavy. 2.2.4 Subjekt zúčtování Subjekty zúčtování vznikly z vnitřních potřeb trhu s elektřinou. Hlavními důvody byly: ne každý účastník trhu s elektřinou se chce aktivně účastnit obchodování na trhu s elektřinou, účastník je uspokojen, pokud může uzavřít smlouvu na dodávku elektřiny na delší dobu za vyhovující cenu a za podmínek dodávky, aktivní a hlavně úspěšná účast na trhu s elektřinou je poměrně nákladná záležitost a vyžaduje vybudovanou infrastrukturu (software) a speciálně připravené pracovníky, trh, na němž by přímo komunikovaly statisíce až miliony účastníků, a to v časech blízkých reálnému, je téměř nerealizovatelný. Trh s elektřinou se tak, obdobně jako jiné trhy, rozdělil na dvě části: velkoobchod, na kterém operují (při terminologii obvyklé v ČR) subjekty zúčtování, maloobchod, kde se převážně obchoduje ve vztahu subjekt zúčtování a účastník trhu. Podrobnější a hlavně přesnější popis velkoobchodu a maloobchodu na trhu s elektřinou a jejich vztahů je uveden v kapitole. 3.1. Subjekt zúčtování spojuje (agreguje) závazky a povinnosti dodávky (odběru) ve vztahu k elektrizační soustavě jako celku, sleduje, zda tito účastníci jako celek plní své obchodní závazky a povinnosti. Výsledkem je rozdíl mezi závazkem dodávky a skutečnou realizací - odchylkou. Subjekt zúčtování může obchodně spojovat (agregovat) dodávku (odběr) elektřiny jak konečných zákazníků (Z), tak výrobců (G), ale i obchodní závazky dílčích obchodníků (O), za které přebírá odpovědnost za odchylku, viz obr. 10. 28 obr. 10 Subjekt zúčtování

Sumární agregaci všech závazků lze označit pro daný čas (časovou periodu) jako obchodní saldo subjektu zúčtování (MWh). S h N i1 D i M j1 W j L k1 O k (12) 29 D i W j O k spotřeba (odběr) i-tého zákazníka výroba j-tého výrobce obchod (smlouvy) k-tého obchodníka U všech zákazníků, výrobců a obchodníků se předpokládá, že náleží k danému subjektu zúčtování, tedy mají s ním podepsány potřebné smlouvy. Spotřeba, výroba i obchody jsou do rovnice zadávány s ohledem na znaménkové pravidlo (konvence). Kladné představují dodávky (vstupy) do elektrizační soustavy a záporné - odběry (výstupy) z elektrizační soustavy. Obchodní saldo S h vyjadřuje obchodní pozici (závazek) subjektu zúčtování vůči elektrizační soustavě jako celku. Z technologických důvodů jsou někdy vyžadovány za jednotlivé subjekty zúčtování sumy závazků dodávek (součet dodávek do elektrizační soustavy) a závazků odběru (součet odběrů ze soustavy). Obchodní salda S h jsou za jednotlivé subjekty zúčtování kalkulována jak před realizací obchodu (tzn. reálným časem) na základě obchodních vztahů, tak i po realizaci obchodů. Výsledkem je rozdíl mezi závazkem dodávky a skutečnou realizací, což se nazývá odchylkou. V legislativě je subjekt zúčtování subjektem zúčtování odchylek, což je účastník trhu s elektřinou, pro kterého operátor trhu na základě smlouvy o zúčtování provádí vyhodnocení, zúčtování a vypořádání odchylek. V některých trzích jsou vytvářeny speciální subjekty zúčtování pro obnovitelné zdroje elektřiny. Existence subjektů zúčtování činí trh s elektřinou, zvláště v jeho velkoobchodní části, mnohem lépe definovatelným a predikovatelným. Subjektů zúčtování je obvykle na menších trzích několik desítek. Na větších trzích se jejich počet pohybuje ve stovkách. Množství subjektů zúčtování se vedle velikosti trhu odvíjí rovněž od jejich práv a povinností definovaných v konkrétních zemích či regionech. 2.2.5 Provozovatel přenosové soustavy Přenosovou soustavou se rozumí vzájemně propojený soubor vedení a zařízení 400 kv, 220 kv a vybraných vedení a zařízení 110 kv sloužících k zajištění přenosu elektřiny pro celé území České republiky a propojení s elektrizačními soustavami sousedních států, včetně systémů měřicí, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky. Přenosová soustava je zřizována a provozována ve veřejném zájmu. Provozovatel přenosové soustavy zajišťuje chod přenosové soustavy na základě licence udělované regulátorem. Tato licence existuje pro vymezené území pouze jediná. To jsou obecné zásady platné nejen pro Českou republiku, ale pro řadu dalších států. Rozdíly v pojetí funkčnosti provozovatele přenosové soustavy v jednotlivých státech či regionech jsou obvykle následující: většina linek 110 kv na daném území je přiřazena přenosové soustavě, velcí zákazníci jsou pak připojeni přímo do tohoto systému,. Provozovatel přeno-

30 sové soustavy vykonává také činnosti, které jsou jinak v kompetenci provozovatelů distribučních soustav, provozovatel přenosové soustavy je dále pověřen zajištěním spolehlivého provozu elektrizační soustavy jako celku, resp. na úrovni přenosové soustavy a vykonává činnost dispečera (dispečinku) neboli operátora soustavy, podrobněji v části 2.2.7. v daném území existuje více vlastníků přenosových soustav, což může být velmi komplikovaná situace, řešitelná buď zvláštními smlouvami, obvykle pod garancí státu, případně opatřením, kdy stát přímo vykoupí přenosovou soustavu nebo dojde ke zvýraznění (zřízení) funkce nezávislého operátora soustavy. provozovatel přenosové soustavy může zajišťovat i výpočty, případně ocenění a zúčtování odchylek. Provozovatel přenosové soustavy zajišťuje obchodní měření v OPM, připojených k přenosové soustavě. Jde spíše o výjimečnou situaci, kdy tuto činnost zajišťuje jiná organizace. Způsoby řešení v jednotlivých státech či regionech jsou dány historickými souvislostmi, modelem trhu s elektřinou a způsobem vlastnictví přenosové soustavy. Vlastnictví přenosové soustavy může být jak státní, tak i soukromé. 2.2.6 Provozovatelé distribučních soustav Distribucí elektřiny je doprava elektřiny distribuční soustavou ke konečným odběratelům. V podmínkách ČR je distribuční soustavou vzájemně propojený soubor vedení a zařízení 110 kv, s výjimkou vybraných vedení a zařízení 110 kv, která jsou součástí přenosové soustavy a vedení i zařízení o napětí 0,4/0,23 kv, 3 kv, 6 kv, 10 kv, 22 kv nebo 35 kv, sloužících k zajištění distribuce elektřiny na vymezeném území České republiky, včetně systémů měřicí, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky. Distribuční soustava je zřizována a provozována ve veřejném zájmu. Nejen v ČR se distribuční soustavy dělí na: 1) regionální distribuční soustavy - jsou přímo připojeny k přenosové soustavě. Území ČR je rozděleno na několik regionálních, vzájemně se nepřekrývajících distribučních soustav, jež jsou provozovány na základě licence. V počátcích platnosti nového energetického zákona existovalo v ČR osm regionálních provozovatelů distribučních soustav. Jejich působnost kopírovala původní krajské uspořádání. V současnosti mají v ČR zastoupení tři regionální distribuční společnosti: ČEZ Distribuce E.ON Distribuce PREdistribuce 2) lokální distribuční soustavy - nejsou přímo připojeny k přenosové soustavě. Jsou připojeny k některé regionální distribuční soustavě a jsou provozovány na základě licence. Existují poměrně velké lokální distribuční soustavy jak z hlediska prostoru, tak s ohledem na spotřebu či výrobu elektřiny. Jsou to zejména bývalé areály velkých průmyslových aglomerací doly, hutě. Na straně druhé existují i velmi malé lokální distribuční soustavy.

31 2.2.7 Nezávislý operátor soustavy Základním úkolem je řízení elektrizační soustavy v reálném čase a obvykle i v dlouhodobé perspektivě. Někdy bývá významově ztotožňován s dispečinkem. Dispečinky zabezpečují rovnováhu mezi zdroji a spotřebou elektřiny a hlavně bezpečný a spolehlivý provoz elektrizační soustavy. Požadavek definovat pojem nezávislého operátora soustavy vznikl zejména ve státech či regionech, kde existuje více vlastníků, tudíž i provozovatelů přenosové soustavy, kde vlastníkem přenosové soustavy není stát. Jinak je nezávislý operátor soustavy (Independent System Operator ISO), resp. dispečink, součástí provozovatele přenosové soustavy. 2.2.8 Operátor trhu Operátor trhu zajišťuje výpočet, ocenění a zúčtování odchylek. K tomuto účelu provádí sběr sjednaných a naměřených obchodních dat o trhu s elektřinou. Dále může být pověřen i dalšími úkoly jako jsou: organizování krátkodobého trhu s elektřinou poskytování dat účastníkům trhu zpracování krátkodobých i dlouhodobých informací a prognóz o trhu s elektřinou evidence obchodů s povolenkami V některých zemích jsou činnosti operátora trhu a burzy spojené v jedné organizaci (Nordpool). V jiných zemích část činnosti vykonává provozovatel přenosové soustavy a organizování obchodů je ponecháno na privátní iniciativě (burzy). 2.2.9 Burza Burzy mohou v jednotlivých státech vznikat při respektování obecné legislativy, zejména zákona o burzách, resp. o komoditních burzách. Ty pak vydávají hlavně burzovní pravidla a burzovní řády, jimiž se účastníci obchodování na burze musí řídit. Některé komoditní burzy se specializují na energetiku. Proto vznikají zvláštní energetické burzy, kde se obchodují hlavně elektřina, případně plyn, ale i další komodity. V ČR existuje Power Exchange Central Europe, a.s. (PXE) www.pxe.cz. Další podrobnosti o PXE jsou uvedeny v příloze. V Evropě jsou nejvýznamnějšími komoditními burzami obchodujícími s elektřinou: European Energy Exchange AG - www.eex.com EPEX Spot - www.epexspot.com Nord Pool Spot AS - www.nordpoolspot.com viz příloha Nord Pool ASA - www.nordpool.com viz příloha Powernext - www.powernext.fr APX - www.apxgroup.com Na webových stránkách prezentovaných burz jsou uvedeny popisy nabízených produktů a podmínky účasti na obchodování s nimi.

2.2.10 Regulátor Základním úkolem regulátora regulačního úřadu, je nahrazovat tržní mechanizmy v činnostech, kde tyto mechanizmy nefungují správně či ideálně. V elektroenergetice se za takové činnosti považují (obr. 6): přenos distribuce V přenosu i distribuci působí funkční principy přirozeného monopolu (viz kapitola 3.3.2). Ve výrobě a spotřebě se předpokládá existence trhu. Úkolem regulátora je stanovit pravidla podnikání subjektů pro oblast přenosu a distribuce, zejména pak pro stanovení ceny za poskytování jednotlivých činností. Regulátor bývá obvykle ještě pověřován dalšími úkoly, jimiž jsou: pravidla výkupu obnovitelných zdrojů včetně nákupních cen elektřiny řešení sporů mezi účastníky trhu s elektřinou posuzování úrovně spolehlivosti zásobování elektřinou podpora OZE a KVET Zejména stanovování cen za jednotlivé regulované činnosti je pro vykonávající subjekty mimořádně důležité, neboť rozhodujícím způsobem ovlivňuje jejich hospodářské výsledky. Způsob regulace, který má svůj výraz v metodice regulace, je pečlivě a obvykle dlouze diskutován. Metodika regulace představuje souhrn pravidel a postupů vymezujících způsob regulace elektroenergetiky (a plynárenství) na následující regulační období - zpravidla pětileté. Regulační úřad musí oznámit metodiku regulace dotčeným organizacím (provozovateli přenosové soustavy, provozovatelům distribučních soustav a operátorovi trhu) s dostatečným předstihem, ještě před zahájením regulačního období. Obvykle se jedná přibližně o půlroční předstih. Metodika regulace se v jednotlivých státech Evropské unie významně liší. Kniha se nevěnuje metodám této regulace podrobně. Existují dvě základní metody regulace: price - cap revenue - cap Základem obou metod je výraz: RPI X (13) RPI X Retail Prices Index - vyjadřuje inflaci faktor - číselně vystihuje snahu regulátora o zvýšení efektivnosti práce (snížení nákladů) příslušných provozovatelů Price - cap regulace - stanovuje cenovou hladinu pro regulované společnosti na delší období. Metoda price-cap motivuje regulované společnosti ke snižování nákladů a zvyšování zisku. Lze ji však použít v prostředí, kde se předpokládá, že se vstupní parametry regulačního vzorce nebudou výrazně měnit externími zásahy. 32

33 Existují dvě varianty metody: vychází se pouze z hodnot inflace a faktoru X - regulované společnosti, pak mají zájem na výši spotřeby, případně i neefektivní, respektuje se úroveň spotřeby. Revenue cap regulace - stanovuje na začátku regulačního období vstupní parametry, které každoročně reviduje, a tím upravuje příjmy regulovaných společností. Tato metoda se využívá, pokud se očekávají významné externí zásahy. Práva a povinnosti regulátora jsou stanoveny energetickým zákonem. V ČR lze zjistit další detaily na webové straně Energetického regulačního úřadu. Z hlediska EU je hodna mimořádné pozornosti Skupina evropských regulačních orgánů pro elektřinu a plyn (ERGEG - European Regulators Group for Electricity and Gas), zřízená rozhodnutím Komise 2003/796/ES nebo webová stránka organizace CEER www.energy-regulators.eu (Council of European Energy Regulators). Nově se zřizuje Agentura pro spolupráci energetických regulačních úřadů (Agency for the Cooperation of European Regulators) zřízená Nařízením EU č. 713/2009. 2.3 Spotová cena Otázka, jak tvořit ceny elektřiny (cenotvorba) byla, a je stále řešena. A to jak v rigidně řízené elektroenergetice, tak i v prostředí trhu s elektřinou. Základem specifických problémů cenotvorby elektřiny je její neskladovatelnost. To znamená zajištění rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou (neboli také mezi výrobou a spotřebou), v reálném čase, ve všech místech (uzlech) elektrizační soustavy. Zajištění rovnováhy v reálném čase vyžaduje i stálou pohotovost dopravních cest (přenosová soustava, distribuční soustava). Zdroje (dodavatelé) i spotřebitelé jsou ovlivňováni činnostmi ostatních zdrojů a spotřebitelů i stavem a provozem dopravních cest. Pro potřeby obchodu s elektřinou, zvláště pak cenotvorby elektřiny, byl zformulován pojem spotové ceny elektřiny (spot price). Dále je provedeno zjednodušené odvození spotové ceny elektřiny. Další informace jsou uvedené v [2], [3], [9]. V době formulování pojmu spotová cena byly úvahy o trhu s elektřinou spíše akademického charakteru. Materiály byly zpracovány pro podmínky všeužitečných veřejných společností. Pojem cena vychází z nákladových kalkulací (nákladové ceny) a je nutné tento fakt respektovat, zvláště při úvahách o současné cenotvorbě. Dále je třeba připomenout, že pojem spotové ceny se neobjevil jako deus ex machina, ale byl výsledkem postupného vývoje. V ČR byla největší pozornost v 80. letech, s ohledem na tehdejší požadavky, věnována ekonomické efektivnosti energetických investic [4]. Zde byly formulovány zejména pojmy marginálních nákladů, resp. zisku, které jsou základem i teorie spotových cen. Základní úvahy při formulování pojmu spotová cena zejména jsou: závislost ceny elektřiny na čase závislost ceny elektřiny na umístění dodávky či poptávky (spotřeby) v rámci elektrizační sítě stochastičnost funkce nabídky a poptávky z hlediska času i místa vliv konkrétní konfigurace elektrizační soustavy (sítí) na cenu elektřiny

Z hlediska vlivu konkrétní konfigurace elektrizační soustavy, která se z důvodu snadnějšího pochopení problému zjednodušuje pouze na přenosovou soustavu, existují čtyři charakteristiky elektřiny, mající vliv na optimální územní stanovení ceny: 1) nelze přidělovat toky elektřiny pro jednotlivá vedení, 2) každé přenosové vedení má stanovenou maximální bezpečnou kapacitu, 3) je třeba neustále udržovat vyrovnanou bilanci; samotná přenosová soustava má minimální schopnost (bez uplatnění podpůrných služeb jak bude vysvětleno dále) vyrovnávat nerovnováhy v bilanci, 4) přenosové ztráty. Vychází se z předpokladu, že je definováno j výrobních jednotek. Jednotka j má maximální výkon P MAX j, marginální výrobní náklady n j a pravděpodobnost pohotovosti výrobní jednotky (výpadkovost) p V j. Potom platí, že výkon výrobní jednotky P j (t) (MW) v čase t se musí pohybovat v rozmezí: P MIN j p V j MAX V ( t) P ( t) P p ( t) j j j (14) Z hlediska poptávky (spotřeby) jednají zákazníci nezávisle. Jejich poptávka závisí na čase (denní doba), počasí, ceně elektřiny a ostatních okolnostech. Nechť F i je okamžitou (krátkodobou) funkcí přidané hodnoty 3 za použití elektřiny zákazníkem i. F i F(D (t),w(t)) i i (15) D i (t) w(t) velikost spotřeby i-tého zákazníka v čase t (MWh) náhodná proměnná - vyjadřuje zejména vliv počasí a dalších náhodných vlivů Zisk (welfare) pro i-tého zákazníka (Kč) lze vyjádřit jako: F(D (t),w(t)) p (t)*d (t) i i i i (16) Cenu p i (t) lze pak stanovit (Kč/MWh): F(D i i(t),w(t)) p i(t) D (t) i (17) Z čehož vyplývá, že zákazník volí velikost zatížení (spotřeby): D ( t) D ( p ( t), w( t)) i i i (18) 3 Ekonomická přidaná hodnota (Economic Value Added, EVA) se vypočítá jako čistý provozní zisk po zdanění (EAT) mínus náklady investovaného kapitálu. Tato konstrukce, příp. jiná podobná, jsou vhodné pro podnikatelské subjekty. Potíže vznikají, pokud se má vyjádřit přidaná hodnota v souvislosti se spotřebou obyvatelstva nebo nepodnikatelských subjektů. Tyto otázky úzce souvisí s konstrukcí základů ekonomie středního směru. 34

Z hlediska přenosové (elektrizační) soustavy je třeba respektovat vyrovnání bilance a toky v přenosové soustavě podléhající Kirchhoffovým zákonům. Ztráty v přenosové soustavě jsou: Z (t) L( t) L( Z ( t)) toky (vektor) elektřiny v přenosové soustavě (MWh) Pro vyrovnanou bilanci elektrizační soustavy musí být splněna podmínka: (19) J I P j(t) D i(t) L(t) j1 i1 (20) Je třeba respektovat omezující podmínky jednotlivých vedení (sítí). Musí platit pro tok elektřiny v síti k v čase t: Z min, k * bk ( t) Z k ( t) Z max, k * b k ( t) (21) Z min, k Z max,k b k (t) minimální hranice toku elektřiny ve vedení k maximální hranice toku elektřiny ve vedení k stochastická proměnná 0-1, která vyjadřuje pravděpodobnost výpadku vedení k Pro toky elektřiny elektrizační soustavou (jednotlivými linkami) platí: P (t) D (t) b (t) Z ( t) Z ( P( t), D( t), b ( t)) výkon jednotlivých zdrojů v daných uzlech elektrizační soustavy v čase t (22) spotřeba jednotlivých zákazníků v daných uzlech elektrizační soustavy v čase t pravděpodobnost výpadků jednotlivých vedení v čase t Hodnota Z (t) závisí na fyzikálních charakteristikách elektrizační soustavy jednotlivých linek a je určena na základě Kirchhoffových zákonů: 1. součet všech toků elektřiny po linkách do každého uzlu je nulový 2. součet všech úbytků napětí kolem jakékoliv smyčky sítě (linek) se rovná nule Pro stanovení cen elektřiny v daném čase a daném místě ES (uzlu) tzv. spotových cen se používá maximalizace celkového zisku (welfare): max I i1 F(D (t),w(t)) i i J j1 n j * P ( t) j (23) 35

při respektování všech omezujících podmínek (omezení výkonu zdrojů, omezení toků v linkách). Řešení je provedeno pomocí Lagrangeových multiplikátorů [14]. zákazníkova přidaná hodnota: I i1 F(D (p (t),w(t)), w(t)) i i i (24) palivové náklady: J j1 n * P ( t) j j (25) omezující podmínky energetické bilance: ( t) J j1 P ( t) L( t) j I i1 Di ( t) (26) omezující podmínky zdrojů: J j1 μ (t)* P (t) P j j MAX j (t)*p V j (t) (27) Není kalkulováno s dodatečnou přenosovou kapacitou. θ(t) μ(t) stínová cena nové jednotky poptávky (spotřeby), což je optimální spotová cena ve vztažném (bilančním) uzlu stínová cena nové kapacity (zdroje) Stínovou cenu θ(t) lze též vyjádřit jako: ( t) n( t) ( t) (28) n(t) marginální výrobní náklady v čase t (Kč/MWh) Za předpokladu, že je dostatek výrobní kapacity a není třeba respektovat položku μ(t), pak platí: optimální spotová cena = marginální výrobní náklady Zcela obecně je spotová cena pro k-tého zákazníka (Kč/MWh) v čase t dána: p (t) k (celkové náklady) D (t) k (29) 36

při respektování: energetické bilance omezení výkonu zdrojů Kirchhoffových zákonů omezení kapacit vedení Pod pojmem celkové náklady se míní veškeré náklady na zajištění elektřiny pro zákazníky. Pojmem spotová cena se rozumí cena v daném odběrném (zákaznickém) místě pro každý časový okamžik. Je to tedy okamžitá cena. Díky stanovení okamžité ceny elektřiny je ovlivňováno chování zákazníka takovým způsobem, že se chová z hlediska maximalizace celkového bohatství optimálním způsobem. Je použit poměrně silný vstupní předpoklad, že je poptávka (jednotlivé poptávky) nezávislá na minulých a budoucích cenách. 2.4 Literatura [1] Trojánek, Z.; Tůma, J.: Řízení elektrizačních soustav; Praha 1990 [2] Schweppe Fred C., Caramanis Michael C., Tabors Richard D., Bohn Roger E.: Spot Pricing Elektricity; Kluwer Academic Publishers 1988 [3] Bohn R. E., Caramanis M. C., Schweppe F. C.: Optimal Pricing in electrical networks over space and time; Rand Journal of Economics, Vol.15, No.3, Autumn 1984 [4] Klíma J.: Optimalizace v energetických soustavách; Academia 1985 [5] Kahn A. E.: The Economics of Regulation: Principles and Institutions, John Wiley and Sons [6] Laffont Jean-Jacques, Tirole Jean: A Theory of Incentives in Procurement and Regulation, Massachuttes Institut of Technology 1993 [7] Berg Sanford V, Tschirhart John: Natural Monopoly Regulation, Cambridge University Press 1988 [8] Berrie T. W.: Electicity Economics and Planning, Peter Peregrinus 1992 [9] Stoft S.: Power System Economics, Designing Markets for Electricity, IEEE Press 2003 [10] Bossy, Maizi and Co.: Using game theory for elektricity market, INRIA 2005 [11] Glanchant J. M., Léveque F.: Electricity Internal Market in the European Union. What to do Next?, CWPE and EPRG 2006 [12] Reinish Walter, Tezuka Tetsuo: Market power and Trading Strategies on the Electricity Market: A Market Design View, IEEE Transactions on Power Systems August 2006 37

3 Model trhu s elektřinou Při úvahách o zavedení trhu s elektřinou do obchodování s elektřinou bylo nejprve třeba vyřešit základní model (způsob) obchodování. Některé části obchodování s elektřinou umožňují uplatnění trhu, jiné jsou pro trh méně vhodné až nevhodné. Základní model, který se v současnosti uplatňuje, je ukázán na obr. 11. Technologický proces dodávky elektřiny se z hlediska obchodu s elektřinou rozdělil na dvě části: 1) doprava elektřiny (přenos a distribuce) předpokládá se existence přirozeného monopolu, 2) dodávka (výroba) a obchod (spotřeba) možnost existence trhu s elektřinou. obr. 11 Model trhu s elektřinou U přirozených monopolů je křivka průměrných nákladů klesající (obr. 11). To znamená rostoucí příjmy z rozsahu. V zásadě pak nelze vytvořit funkční trh. Tato skutečnost se projevuje jak u přenosových, tak distribučních soustav. Není smysluplné budovat paralelní sítě. Obvykle se tento fakt ještě stvrzuje tzv. institucionálním monopolem, kdy je v legislativě stanoveno, že výkonem funkce provozovatele přenosové resp. distribuční sítě je určen subjekt na základě určitého povolení a nikdo jiný nesmí tuto činnost vykonávat. V ČR je regulační úřad ze zákona oprávněn vydávat tato povolení formou licence. Náklady (Kč) Průměrné celkové náklady 0 Množství produkce 38 obr. 12 Průměrné celkové náklady přirozeného monopolu Podrobnosti o druzích trhu (volný trh, oligopol, monopol) a jejich uplatnění na trhu s elektřinou a jejich dopadech do funkčnosti trhu s elektřinou jsou popsány v kapitole 3.3.

Trh s elektřinou se obecně uskutečňuje mezi stranou dodávky (výroby) a stranou spotřeby. Je samozřejmé a obvyklé, že do celého procesu (trhu) vstupují obchodníci (obchod), což je asi nejdynamičtější prvek celého procesu.(obr. 7). Doprava elektřiny se přímo nezúčastňuje trhu s elektřinou (obr. 13). Lze však říci, že ho ovlivňuje, a to někdy i významně. Dopravu je vhodné ještě rozdělit na: transport vlastní sítě, jejich provoz, údržba a výstavba, dispečerské řízení elektrizační soustavy (ES) zajištění spolehlivého provozu elektrizační soustavy jako celku. 39 obr. 13 Model trhu s elektřinou 2 Transport se může projevovat k trhu s elektřinou v zásadě dvojím způsobem. Obchodní transakce jsou zpoplatněny cenami za transport, obvykle bez respektování konkrétního OPM dodávky a OPM spotřeby. Na základě předem daných kritérií je zpoplatněn každý realizovaný obchod poplatkem za dopravu elektřiny. Podrobnosti jsou dále rozpracovány v kapitole 4. Cena za dopravu je proměnlivá v čase i místě a není stanovena předem. Odráží reálný stav elektrizační soustavy (dopravní cesty) zatížení v jednotlivých uzlech (OPM), výpadky sítí. Respektování transportu elektřiny z místa dodávky (výroby) do elektrizační soustavy, do místa spotřeby, pak úzce souvisí s teorií stanovení cen v jednotlivých uzlech elektrizační soustavy spotové ceny. 3.1 Velkoobchod a maloobchod Obchodování s elektřinou dělíme na: 1) velkoobchod 2) maloobchod Není zatím dána jednotná definice velkoobchodu a maloobchodu s elektřinou, platná pro všechny druhy obchodu s elektřinou. S přihlédnutím k praxi v ČR lze prohlásit, že na velkoobchodním trhu nakupují a prodávají elektřinu subjekty zúčtování mezi sebou. Na maloobchodním trhu s elektřinou se pak převážně realizují obchodní vztahy typu - subjekt zúčtování versus účastník trhu, případně účastník trhu versus účastník trhu.

obr. 14 Schéma maloobchodu a velkoobchodu Zkratky na obr. 14 znamenají: P p velkoobchodní cena elektřiny maloobchodní cena elektřiny Dále je na obr. 14 zobrazena typická situace na velkoobchodním trhu, kdy obvykle několik účastníků velkoobchodního trhu s elektřinou (subjektů zúčtování) má k dispozici ve svém portfóliu i zdroje. Musí pak řešit úlohu (optimalizovat), zda provozovat konkrétní vlastní zdroje, případně v jakém režimu, nebo zda je výhodnější nakoupit elektřinu na velkoobchodním trhu. Pokud jsou P i p regulovány nebo pokud, jak je v současnosti obvyklejší, jsou stanovovány trhem, nevznikají zásadní problémy. Poněkud složitější situace ale nastane, jakmile je maloobchodní cena p regulována, případně částečně regulována. Je zřejmé, že velkoobchod i maloobchod s elektřinou jsou součástí jednoho obchodního řetězu (procesu), jehož umělé rozdělení může způsobovat problémy v obou částech. Dopady se projevují jako: 1. konkurence na maloobchodním trhu Pokud obchodníci na maloobchodním trhu nedosahují obvyklých výsledků, opouštějí tuto aktivitu. Do maloobchodu s elektřinou nevstupují noví podnikatelé. Výsledkem je nedostatečná konkurence a snaha udržet vertikální integraci firem, aby se snížilo riziko podnikání. 2. likvidita Spojení (cenové) mezi maloobchodem a velkoobchodem zvyšuje likviditu na obou trzích. 3. cenové signály Cenové signály pro zákazníky. Bez přímého vlivu velkoobchodních cen elektřiny na konečné zákazníky jsou pravděpodobná jejich chybná rozhodnutí při volbě použité energie a jejího využití. 40

Cenové signály pro výrobce (dodavatele). Bez zajištění přímého vlivu poptávky na stranu dodávky lze jednak očekávat snížení podnětů pro výstavbu nových zdrojů, případně jejich chybnou alokaci. 4. integrace trhů Regulace maloobchodních cen, i částečná, jednoznačně nepomáhá integraci trhů. Všechny výše uvedené argumenty jsou pravdivé při existenci volného trhu s elektřinou. V případě významného působení tržní síly jednoho či několika účastníků na trhu s elektřinou se stává situace složitější. Pro existenci maloobchodního trhu je asi podstatné rozhodnutí EU, které poskytuje všem zákazníkům (odběratelům) právo zvolit si dodavatele elektřiny. Cílem tohoto rozhodnutí bylo vybudovat maloobchodní trh s elektřinou v Evropě, který by měl přinést zákazníkům: výhodnější ceny lepší kvalitu služeb inovaci produktů Hlavní rysy optimálního návrhu modelu maloobchodního trhu s elektřinou: je pevně propojen s efektivním a likvidním velkoobchodním trhem, existuje dostatečný (efektivní) počet dodavatelů aktivně působících na trhu, jsou jasně definovány úlohy hráčů na trhu, hráči na trhu mají stejný přístup k rozhodujícím (kritickým) informacím a zákazníci mají snadný přístup k informacím dodavatelů (ceny, produkty, termíny), je zajištěna efektivní a spolehlivá změna dodavatele bez velkých nákladů pro zákazníka, je harmonizován a koordinován,obchodní proces spolu s výměnou dat mezi účastníky, a to včetně řízení a auditu těchto procesů a výměny dat, účastníci trhu, včetně zákazníků, znají pravidla trhu, která jsou jednoduchá, a to včetně výměny dat. Pro existenci maloobchodního trhu je naprosto základní podmínkou existence likvidního velkoobchodního trhu. Spojení mezi oběma trhy je zvláště významné v oblasti bilančního mechanizmu denního a vnitrodenního trhu. Z hlediska technologického má pro existenci maloobchodního trhu základní význam funkčnost provozovatele distribuční soustavy. Vztah provozovatele distribuční soustavy a dodavatele na zákazníka je vyjádřen v obr. 15. 41

obr. 15 Vztah provozovatele distribuční soustavy a dodavatele na zákazníka Dodavatel (obchodník) sjednává se zákazníkem smlouvu na dodávku elektřiny, kde je cena elektřiny jedním ze základních parametrů. Technologické zajištění dodávky elektřiny, včetně připojení k elektrizační soustavě a měření velikosti dodávky, je předmětem činnosti provozovatele distribuční soustavy. V praxi je možné, za předpokladu souhlasu zákazníka, že zákazník platí pouze jednu fakturu, a to dodavateli. V ceně za dodávku elektřiny je zahrnuta i cena za služby provozovatele distribuční soustavy. Platby za zákazníka vůči provozovateli distribuční soustavy zajišťuje dodavatel (obchodník). Jak již bylo uvedeno, je vhodné, a z hlediska správné funkčnosti trhu s elektřinou nezbytné, aby cena pro zákazníka na maloobchodním trhu p odrážela v daném čase a místě elektrizační soustavy cenu na velkoobchodním trhu P. Současný převažující stav je zobrazen na obr. 16. 42 obr. 16 Ceny na velkoobchodním a maloobchodním trhu Ceny P na velkoobchodním trhu jsou většinou ceny hodinové (denní trh s elektřinou) nebo ceny pro daný den a pásmo (forwardový trh, a to burzovní i bilaterální). Pro většinu zákazníků na maloobchodním trhu jsou akceptovatelné pouze jednoduché ceny p platné pro sjednané období, např. rok. V některých zemích mají stanovení zákazníci (např. domácnosti a malí podnikatelé) právo, nikoliv povinnost, odebírat elektřinu za regulované ceny. Tato možnost se obvykle volí, buď při dominanci jednoho výrobce (dodavatele) na trhu, nebo při významných politických a ekonomických problémech. Pro rozvoj trhu s elektřinou je podstatné, zda se mohou zákazníci, kteří zvolí volný trh, případně navrátit na regulovaný trh či nikoliv. 3.2 Druhy trhu s elektřinou Účastník trhu s elektřinou, pro zjednodušení lze předpokládat, že se jedná o subjekt zúčtování, může nakoupit nebo prodat elektřinu na organizovaném i neor-

ganizovaném trhu s elektřinou, příp. se může zúčastnit obchodních aktivit bilančního mechanizmu, řízeného dispečinkem. V případě účastníka trhu, který realizuje spotřebu nebo výrobu, je velmi pravděpodobné, že nedokáže přesně nakoupit, resp. prodat elektřinu, a tím mu vznikne rozdíl mezi zobchodovaným a skutečně realizovaným množstvím elektřiny (skutečná obchodní pozice) odchylka viz obr. 33. V dalších kapitolách jsou jednotlivé druhy trhů s elektřinou zobrazené na obr. 17 podrobněji popsány. obr. 17 Skladba obchodu s elektřinou 3.2.1 Organizované trhy s elektřinou Dělení podle termínu obchodu: dlouhodobé trhy obchody s dodávkou elektřiny za několik dnů, obvykle na dobu dodávky delší než jeden den. Většinou se začíná s dodávkou na jeden měsíc a delší termíny. Z hlediska dlouhodobosti nejsou obchody nijak omezeny. Obvykle se nejdéle obchoduje na dobu cca tří let. Obchody na delší dobu nejsou z důvodu velmi obtížného stanovení základního parametru ceny příliš obvyklé, krátkodobé trhy obchody s elektřinou v rozmezí desítek minut až několika dnů před hodinou h dne D, kdy se realizuje dodávka elektřiny. Mimořádný význam zde má denní trh. Na denním trhu se ve dni D-1 obchoduje dodávka elektřiny ve dni D, bilanční mechanizmus zvláštní druh trhu s elektřinou, kdy jediným nakupujícím je provozovatel přenosové soustavy, který řídí elektrizační soustavu. Tyto trhy se mohou realizovat i v průběhu hodiny h dne D, odchylka odchylka se stanovuje až po skončení dne D pro konkrétní hodinu h. Účastník trhu (subjekt zúčtování) při svých rozhodnutích musí respektovat ocenění odchylky v závislosti na odchylce systémové. Podle zvolené metodiky ocenění odchylek může spekulovat i o ceně odchylek a rozhodnout, zda bude vědomě předpokládat vznik odchylky. 43

Dělení podle druhu obchodování: aukční - aukce je zvláštní forma obchodního trhu, při níž se soustřeďuje nabídka určitého zboží a poptávka po něm na jednom místě a v daném čase, průběžné produkt je obchodován podle daných pravidel nepřetržitě (ve stanovené pracovní době), od jeho vypsání až po předem stanovené ukončení obchodování. Pro jednotlivé druhy organizovaných trhů s elektřinou může být vhodné zřídit funkci tvůrce trhu (market maker). Je to jeden nebo několik účastníků trhu s elektřinou, kteří mají zvláštní povinnosti, ale i práva na daném organizovaném trhu. Nejčastější je jejich aktivita na dlouhodobých burzovních trzích. Méně častý je jejich výskyt na denním trhu s elektřinou. Dlouhodobé burzovní trhy (futures, forwads) mají velmi často zajištěny více tvůrců trhu. Ti uzavírají s burzou zvláštní smlouvy, rozdílné oproti ostatním účastníkům burzovních obchodů. Základní povinností tvůrce trhu je udržovat nabídku a poptávku po daných produktech (kotace). Obvykle je stanoven minimální počet nabídek a poptávek zadaných tvůrcem trhu, rychlost doplnění strany nabídky/poptávky, v případě jejího vyčerpání, a maximální cenové rozpětí mezi nabídkou a poptávkou tvůrce trhu. Burza může rozhodnout o dočasném zastavení podávání nabídek/poptávek tvůrcem trhu. Výhodou tvůrce trhu je, že jeho realizované obchody jsou zpoplatněny nižšími sazbami. Samozřejmě může také částečně aktivně ovlivňovat vývoj obchodování s příslušným produktem. Denní trh s elektřinou potřebuje tvůrce trhu z důvodu nízké likvidity, zvláště v počátcích existence. Závazky tvůrce trhu na denním trhu, spojené s výkonem funkce, jsou z hlediska fyzické dodávky elektřiny fyzikálně náročnější než u dlouhodobých trhů. 3.2.1.1Krátkodobé organizované trhy Z hlediska teorie spotových cen by měly proběhnout obchody s elektřinou těsně před jejich realizací, což je ovšem mimo jiné. hlavně z technologických důvodů nemožné. Dispečink zodpovědný za spolehlivý provoz elektrizační soustavy potřebuje určitý časový prostor k provedení aktualizace programu nasazení zdrojů při respektování síťových omezení. Krátkodobé organizované trhy s elektřinou se pak obvykle dělí na: denní trh s elektřinou (Day ahead market) ve dni D-1 nebo nejbližším předchozím pracovním dni se obchoduje den D, vnitrodenní trh s elektřinou (Intraday market) obvykle po skončení denního trhu se otevírá vnitrodenní trh, který končí svou činnost většinou několik desítek minut před termínem realizace obchodu (reálným časem). Za nejkratší obchodovatelnou jednotku se v České republice zpravidla uvažuje jedna hodina (obchodní hodina). Kratší obchody s elektřinou nelze uzavřít. To znamená, že na denním trhu se obchoduje 24 trhů v jednotlivých hodinách. Základním principem krátkodobého obchodování, a to zejména denního, je aukce. Aukce je zvláštní forma obchodního trhu, při níž se soustřeďuje nabídka určitého zboží a poptávka po něm na jednom místě a v daném čase. V klasické aukci obvykle 44

stojí jeden prodávající proti více kupujícím. Zboží získává ten kupující, který nabídne nejvyšší částku. Obecně se aukce dělí na: anglickou nabízející oznamuje své návrhy v rostoucím pořadí tak dlouho, až žádná vyšší nabídka není předložena, holandskou původní vysoká cena je postupně snižována až se najde kupec, aukci první ceny nabídky jsou dány v zalepených obálkách a nejvyšší nabídka vyhrává, aukci druhé ceny nabídky jsou dány v zalepených obálkách a výherce platí druhou nejvyšší cenu. Tato obecná definice, zajisté správná, vycházející z obecných ekonomických zásad, však zcela neplatí pro obchod s elektřinou, resp. s komoditami. Elektřina díky neskladovatelnosti, a s tím související nutností nepřetržitosti dodávky, vyžaduje opakovanost aukcí ve stanovených časových periodách. Počet nabízejících elektřinu se vždy předpokládá vyšší než jeden. Podle počtu poptávajících se aukce dělí na: jednostrannou aukci dodavatelé podávají nabídky a autorita (dispečink) stanoví poptávku po elektřině na příští období (hodina h ve dni D) o velikosti Q. Na základě odhadu spotřeby na příští den a obvykle danou hodinu jsou stanoveny zdroje, které se svou nabídkou uspěly, stejně jako cena P. Hovoří se, dle typu modelu, o marginální ceně, rovnovážné nebo spotové ceně. V některých modelech je stanovena i velikost potřebného rezervního výkonu. Tato rozhodnutí mohou být ještě podmíněna siťovými výpočty a někdy, v případě nedostatku pružných zdrojů, i výpočtem skladby zdrojů (unit commitment). Asi lze prohlásit, že tento model věnuje větší pozornost technologickým problémům a dispečink má přesný přehled o provozovaných zdrojích. Někdy se též hovoří o poolovém modelu. Tento způsob je využíván ve společnosti PJM (viz příloha). obr. 18 Jednostranná aukce dvoustrannou aukci dodavatelé nabízejí a odběratelé poptávají. Tento model je používán nejen na denním trhu v ČR, ale i ve společnosti Nordpool (viz příloha). 45

obr. 19 Dvoustranná aukce Pro hodinu h dne D jsou ve dni D-1 shromážděny nabídky a poptávky obsahující nabízené, resp. poptávané množství, a cenu nabídky, resp. poptávky. Bodem protnutí křivek je stanoveno zobchodované množství Q, a cena P. Zobrazení křivek nabídky a poptávky na obr. 19 je teoretické. V realitě se nejedná o spojité křivky, ale o nespojité funkce vyjadřující jednotlivé nabídky a poptávky, jak je zobrazeno na obr. 20. Cena Poptávka Přebytek zákazníka Nabídka P Přebytek výrobce Výrobní náklady Q Množství obr. 20 Reálné funkce nabídky a poptávky při dvoustranné aukci 46

Při provozování dvoustranných aukcí mohou vznikat různé problematické stavy při hledání průsečíku nabídky a poptávky. Jedna z možných situací je zobrazena na obr. 21. Další možnou, a nikoliv teoretickou situací, je alternativa, kdy se křivky neprotnou vůbec. Přesto je možné stanovit hodnoty P a Q. Řešení uvedených situací záleží na pravidlech dané aukce. Problémy nespojitosti křivek nabídky a poptávky Kč/MWh Kč/MWh poptávka nabídka poptávka nabídka P 1 P 2 P 1 P 3 P 2 P 3 Q 3 Q 1 Q 2 MWh Q 3 Q 1 Q 2 MWh obr. 21 Problémy při stanovení P a Q vyplývající z nespojitosti křivek nabídky a poptávky Při kontrole a validaci výsledků aukce je možné, že jsou z technologických důvodů (omezení v elektrizační soustavě) nerealizovatelné. Častým případem je např. omezení v přenosové soustavě. Na obr. 22 je zobrazena tato situace, kdy musí být snížena dodávka z hodnoty Q na Q. 47

Cena Poptávka P D Přebytek zákazníka Přenosové omezení Nabídka Přebytek provozovatele přenosové soustavy P S Přebytek výrobce Výrobní náklady Q * Q Množství obr. 22 Dopady snížení dodávky z důvodu omezení v přenosové soustavě O aukcích na trzích s elektřinou existuje poměrně rozsáhlá literatura, např. [5], [6], [7], [14]. Druhé základní dělení aukcí je z hlediska stanovení ceny následující: cena pro odběratele je stanovena jako marginální (aukce jednotné první ceny uniform price) výsledkem dané aukce je jediná cena, platná jak pro dodavatele, tak pro odběratele (obr. 19, obr. 20). Jedná se o princip používaný v současnosti na denním trhu v ČR i ve většině evropských trhů, cena pro odběratele je stanovena jako průměrná cena nabídek (diskriminační aukce) někdy se též hovoří o principu pay-as-bid. Cena Kč/MWh Celková poptávka Marginální cena Cena, kterou zaplatí odběratelé Ceny, které obdrží dodavatelé 48 obr. 23 Diskriminační aukce Množství MWh

Na obr. 23 je zobrazena diskriminační aukce z důvodu zjednodušení v jednostranné aukci. Lze ji uplatnit i u dvoustranné aukce. Názory o výhodnosti či vhodnosti aukce jednotné ceny, versus aukce diskriminační, se poněkud liší a nejsou jednotné [5]. Jako typické lze uvést tři názory: názor 1 diskriminační aukce mohou redukovat cenovou volatilitu, ale za cenu vyšších cen, názor 2 diskriminační aukce je doporučována pro situaci oligopolní případně blízko monopolní, názor 3 nelze předpokládat, že přepnutí na diskriminační aukci bude znamenat vyšší konkurenci nebo nižší ceny. Teoretici aukcí se nedomnívají, že diskriminační aukce by mohla být lepší, ale zkoumání probíhají v podmínkách blízkých dokonalému volnému trhu. Posuzování aukcí z hlediska národního bohatství (welfare) je z podstaty neurčité. Obecně se uznává, že významné (rozhodující) jsou preference regulátora. S jistým zobecněním lze říci že: pokud regulátor preferuje maximalizaci přebytku zákazníka, je vhodnější diskriminační aukce, pokud regulátor preferuje efektivnost výroby elektřiny (zdrojů), je výhodnější aukce jednotné ceny. Ve všech navržených modelech se jako základní vstup vyskytují nabídkové křivky (křivky nabídek). Ty nejsou z podstaty spojité, ale pro potřeby modelování jsou případně spojitými křivkami nebo přímkami nahrazovány, jak je ukázáno na obr. 24. Cena Kč/MWh Poptávka Množství MWh obr. 24 Nabídková křivka Při znalosti této křivky lze předvídat dosaženou cenovou úroveň na trhu s elektřinou. Význam této křivky není pouze pro denní trh, ale zřejmě ještě větší význam mají pro dlouhodobé bilance a investiční rozhodování. Nabídkové křivky lze 49

s určitou přesností stanovit pro jednotlivé trhy, a to zejména na základě typu zdrojů a palivových nákladů. Základním materiálem pro studium rovnováhy nabídkových křivek (Supply Function Equilibrium SFE) je [15]. V poslední době je SFE hodně zkoumáno, a to zvláště z důvodů: 50 modelování a navrhování aukcí (aukce jednotné ceny versus diskriminační aukce) stability cenové rovnováhy zkoumání linearity a nelinearity nabídkové funkce v modelech simulace tržních struktur posouzení tržní síly analýzy spotových a bilančních trhů Rozsah literatury je poměrně značný, viz [11], [12], [13], [19], [20], [24]. 3.2.1.2Dlouhodobé organizované trhy O dlouhodobých organizovaných trzích s elektřinou se někdy také hovoří jako o finančních trzích s elektřinou. Vychází se z předpokladu, že kontrakty, uzavřené na dlouhodobých organizovaných trzích, mohou být, nebo dokonce musí být, při jejich realizaci finančně vypořádány. A priori se nepředpokládá, na rozdíl od organizovaných krátkodobých trhů, naplnění kontraktů fyzickou dodávkou elektřiny. Pro zjednodušení budeme v rámci kapitoly používat termín finanční trhy s elektřinou. Organizátorem finančních trhů bývá burza nebo organizace,mající charakter burzy. V této kapitole se hovoří pouze o obchodu s elektřinou jako takovou (silová elektřina), i když je poměrně časté, že burzy nabízejí současně i další produkty, jako je obchod se zelenými certifikáty, příp. s povolenkami CO 2. Kontrakty uzavírané na finančním trhu nejsou nijak ovlivňovány případnými technologickými omezeními v elektrizační soustavě či jinými technologickými požadavky. Účastníci těchto kontraktů nemusí mít nijak zajištěny podmínky k technologické realizaci obchodů. Na straně druhé je obvyklé, pokud si to účastník finančního trhu žádá, přenést kontrakt z finančního trhu, tj. bez fyzické dodávky elektřiny, do organizovaného krátkodobého trhu s elektřinou. Konkrétně do denního trhu s elektřinou, tj. s fyzickou dodávkou elektřiny. Referenční cena elektřiny, vůči níž jsou finanční kontrakty hodnoceny, je spotová cena elektřiny cena elektřiny na denním trhu s elektřinou. Jsou možná i jiná řešení, ale toto řešení je nejběžnější. Vychází z předpokladu, že tržní cena elektřiny je stanovena právě na denním trhu s elektřinou, a to právě pro danou obchodní hodinu. Bývá zvykem ji stanovovat výpočtem z hodinových cen denního trhu ceny (indexy) pro daný den D (base load), případně pro hodiny špičkového zatížení (peak load). Podrobnosti lze zjistit na webových stranách jednotlivých burz (viz kapitola 2.2.9). Finanční trhy s elektřinou se liší v jednotlivých zemích či regionech (burzách). V kapitole jsou respektovány specificky evropské zvyklosti se zvláštním přihlédnutím k Nordpool (viz příloha). Za základní parametry finančních trhů lze považovat: časovou periodu kontraktu lze vypisovat kontrakty/obchody na jeden den až na jeden rok; dlouhodobější kontrakty více než na jeden rok jsou možné,

ale jedná spíše o ad hoc řešení pro zvláštní situace. Obvyklé členění kontraktů je na týdenní, měsíční, kvartální a roční. Roční se uzavírají s maximálním horizontem jednoho až čtyř let. Časová perioda se může lišit a obvykle se i liší u jednotlivých druhů kontraktů. předmět obchodování teoreticky by mohla být předmětem obchodování dodávka elektřiny v jedné obchodní hodině,což je ale nepraktické a obtížně predikovatelné. V současnosti se obvykle obchoduje s: s dodávkou základního zatížení po dobu 24 hodin (base load) v dané periodě s dodávkou špičkového zatížení (8. - 20. hodina v pracovní den) v dané periodě Existují samozřejmě různé specifické úpravy. Nečastěji obchodovanou dodávkou je dodávka základního zatížení. Pro vzdálenější časové etapy (2 až 3 roky) se obchoduje převážně se základním zatížením. Druhy kontraktů - v rámci kapitoly: futures forwards opce Contracts for Difference (CfD) Dlouhodobé kontrakty na elektřinu procházejí velmi rychlým vývojem. Dále jsou popsány základní informace. Pro studium dalších podrobností lze doporučit webové stránky energetických burz - viz kapitola 11. 1. Futures Futures kontrakt je dohoda dvou stran o nákupu/prodeji standardizovaného množství elektřiny v předem specifikované kvalitě za danou cenu, k danému budoucímu datu. Futures kontrakty se obchodují na burzách, které stanovují pravidla obchodování. Na některých burzách se u futures kontraktů s elektřinou vždy předpokládá fyzické dodání, jinde se předpokládá finanční vypořádání v penězích. Kupující futures kontraktu se zavazuje, že ve stanovené době odebere dané množství elektřiny za určenou cenu. Prodávající se naopak zavazuje dodat ve stanovené době dané množství elektřiny za určenou cenu. Kupující kontraktu futures obvykle neplatí plnou hodnotu odpovídající ceně elektřiny, ale pouze část ceny, stanovenou pravidly burzy, což je pro kupující velmi lákavé. Celková částka se vyrovná při expiraci (skončení) daného produktu futures, v případě finančního vyrovnání, příp. proběhne v rámci denního trhu při fyzické dodávce. Množství elektřiny, obsažené v jednom kontraktu futures, je stanoveno pravidly burzy. Obvykle to bývá dodávka 1 MW za hodinu 1 MWh. Pokud se pak obchoduje s denním futures základního zatížení, jedná se o 24 MWh. U dodávky v době špičky (8 až 20 hodin) je to 12 MWh. Obdobným způsobem lze stanovit množství MWh, s nimiž se obchoduje ve futures kontraktech v týdenních a delších kontraktech. Jednotlivé burzy vypisují futures pro různé časové periody. Může se jednat o denní, týdenní, měsíční a roční kontrakty futures. Nejdelší roční kontrakty futures s elektřinou 51

jsou obvykle s horizontem dodání cca tří let. Jaké druhy kontraktů futures burzy vypisují, záleží obvykle na předpokládané likviditě obchodování jednotlivých typů futures. Funkčnost obchodování s futures je zobrazena na obr. 25. Předpokládá se obchodování denního futures základního zatížení (24 MWh), který je vypsán pouze pět dnů před dnem realizace pět dnů se obchoduje s futures a pátý den dochází k realizaci obchodu fyzické dodávce. Jedná se o velmi zjednodušený příklad zvláště s ohledem na krátký termín obchodování s vlastním kontraktem futures. S futures se začíná obchodovat ráno první den, např. v 8 hodin. Zde záleží na ustanoveních konkrétní burzy, podobně jako v mnoha dalších případech. Cena futures, s níž obchodování začíná, může být stanovena počáteční aukcí, případně tvůrcem trhu (market maker) nebo jiným postupem. Jednotliví účastníci obchodování podávají své nabídky a poptávky, případně akceptují nabídky a poptávky ostatních. Obchodování je anonymní. Denní obchodování s futures je ukončeno vždy v určenou dobu, např. v 18 hodin, a je stanovena denní cena futures. To může být cena posledního realizovaného obchodu nebo s ohledem na vyloučení nahodilosti či spekulace průměr cen posledních tří nebo pěti obchodů. Na obr. 25 je tato hodnota pro první den ve výši 1 500 Kč. Každý den se provádí vyhodnocení cen všech uzavřených kontraktů. Finanční částka, kterou účastník burzovního obchodování získá, nebo naopak zaplatí, je: Δ FK FK (p 1 p )*FK* 24 (30) n FK p 1 cena futures prvního dne obchodování, pn FK cena futures, za kterou účastník kontrakt nakoupil (prodal), množství kontraktů, které účastník nakoupil (prodal). Hodnota 24 je v rovnici uvedena proto, že se jedná o denní futures základního zatížení. V příkladu je předpokládáno, že v prvním dni je pro jednoduchost: p FK 1 p n (31) Δ hodnota FK = 0. Druhý den, pokud kupec kontraktu (teoreticky je předpokládáno, že koupil pouze jeden) dle vývoje na obr. 25, získá na závěr dne 2 400 Kč, a to na základě vyhodnocení pro druhý den. To platí za předpokladu, že kupec nerealizoval žádný další obchod s příslušným futures. Δ FK FK (p p )*FK* 24 (32) FK 2 1 Naopak prodejce kontraktu musí uhradit příslušnou částku finančně prodělává na kontraktu. Denní rozdíly v cenách futures jsou vztahovány na hodnotu celé odpovídající dodávky (cena * množství). Nikoliv na pouhý podíl ceny, za které byly futures zakoupeny. V případě chybného nákupu nebo prodeje futures se může jednat o významné finanční částky. 52

Na obr. 25 jsou znázorněny změny v denních cenách. Jde o předpoklad, že celkově se cena futures v době obchodování zvyšuje. Každý den se kontrakty futures vyhodnocují a finančně vyrovnávají probíhá clearing. Závěrečný den obchodování se ustavila cena na hodnotě 1 800 Kč/MWh. Podle způsobu futures na jednotlivých burzách, buď dojde k závěrečnému finančnímu vypořádání bez fyzické dodávky elektřiny, nebo se technické i cenové hodnoty kontraktů futures převedou jako poptávka a nabídka na denní trh s elektřinou. Na některých burzách se může jednat o významnou část obchodů na denním trhu. Další obchodování s elektřinou se již řídí pravidly denního trhu s elektřinou. Na obr. 25 je zobrazena situace, kdy se cena futures zvyšuje. Pokud ani kupující ani prodávající nepodniknou na trhu daného futures žádné další obchodní akce, pak to pro ně znamená: kupující zaplatí v konečném výsledku za elektřinu cenu p n. Je to nákupní cena, která je nižší než cena na denním trhu. Kupující si tedy nákupem kontraktu futures zajistil tuto cenu, která je nižší než cena na denním trhu, již lze považovat za cenu tržní. K nákladům na zajištění této ceny p n musí však přičíst náklady na burzovní obchody a náklady na bankovní operace, prodávající obdrží za svou elektřinu cenu p n, která je nižší než cena na denním trhu. Pokud by elektřinu nabídl k prodeji až koncem posledního dne obchodování s futures, získal by cenu 1 800 Kč/MWh. Pokud by nabídl elektřinu na denním trhu v označenou hodinu, získal by cenu ve výši 1 850 Kč/MWh. Podobně jako kupující, musí zohlednit transakční náklady na prodej kontraktu futures. Kč/MWh Obchodování s futures Období dodávky 1800 1850 Finanční částka během finální dodávky 1600 1650 1600 Hodinová cena na denním trhu Finanční částka získaná během obchodování s futures Celkové náklady na denním (spotovém) trhu 1500 Jedna hodina Nákupní cena futures +100 +50-50 +150 +50 Cenové denní rozdíly Rozdíl oproti hodinové ceně čas obr. 25 Průběh zúčtování kontraktu futures při stoupajících cenách futures 53

Na obr. 26 je zobrazena situace, kdy ceny futures na trhu klesají. Výsledky pro kupujícího v jednotlivých dnech obchodování s kontraktem futures: 1. den 0 předpoklad 2. den (1 600 1 500)*1*24 = 2 400 předpoklad, že byl uzavřen kontrakt pouze na jeden denní futures se základním zatížením 3. den (1 650 1 600)*1*24 = 1 200 4. den (1 600 1 650)*1*24 = - 1 200 5. den (1 800 1 600)*1*24 = 4 800 Výsledky pro prodávajícího při obchodování s kontraktem futures mají v jednotlivých dnech přesně opačné znaménko, než jsou výsledky kupujícího. Prodávající obdrží výslednou cenu p n, která je vyšší, než jsou ceny na denním trhu. Kč/MWh Obchodování s futures Období dodávky 2100 2000 1950 2000 Hodinová cena na denním trhu Finanční částka ztracená během obchodování s futures Nákupní cena futures 1800 Jedna hodina 1750 Finanční částka během finální dodávky Celkové náklady na denním (spotovém) trhu -100-50 +50-150 -50 Cenové denní rozdíly Rozdíl oproti hodinové ceně čas obr. 26 Průběh zúčtování kontraktu futures při klesajících cenách futures V předešlých odstavcích byly naznačeny zásady obchodování s futures s elektřinou. Jednotliví organizátoři obchodů s futures s elektřinou (burzy) mají stanoveny velmi komplexní předpisy pro obchodování s futures. Tyto předpisy se na jednotlivých burzách mohou významně lišit. Jedná se obvykle o právnicky velmi precizní a rozsáhlé předpisy. Finanční částky, které lze tímto druhem obchodování s elektřinou získat či naopak ztratit, jsou často značné. 54

2. Forwards Kontrakty typu forwards se často uzavírají i mimo burzu (neorganizovaný trh) a znamenají, že kupující si smluvně dohodnou množství elektřiny, termín a periodu dodávky a zvláště cenu. Forwards se poměrně úspěšně obchodují i na burze, a to zvláště jako dlouhodobé kontrakty. Na obr. 27 je zobrazeno obchodování s kontrakty typu forwards. Jsou použity stejné parametry obchodu jako na obr. 25 obchod s futures. Na první pohled velmi podobný obrázek. Zásadní rozdíl je v tom, že u kontraktů typu forwards se neprovádí každodenní zúčtování (mark to - market settlement). K němu dochází až při realizaci obchodu podle předpisů burzy. Je možné provést finanční vyrovnání forwards nebo je převést (kaskádování 4 ) na forwards s kratší periodou (např. roční kontrakt lze při jeho realizaci rozdělit na kvartální kontrakty) nebo přímo vstoupit na denní trh s elektřinou, jak je zobrazeno na obr. 27. To závisí na předpisech a možnostech jednotlivých burz. Kč/MWh Prodej a nákup forwards Období dodávky 1850 1800 1600 1650 1600 Hodinová cena na denním trhu Finanční částka získaná během finální dodávky Celkové náklady na denním (spotovém) trhu 1500 Jedna hodina Nákupní cena forwards +50 Rozdíl oproti hodinové ceně čas obr. 27 Průběh zúčtování kontraktu forwards při stoupajících cenách forwards 3. Opce Opci lze definovat jako právo kupujícího získat elektřinu v předem dohodnuté době za předem stanovenou cenu. Toto právo může či nemusí být uplatněno. Kupující za toto právo prodávajícímu platí. Existuje samozřejmě i opačná konstrukce opce opravňující prodávajícího elektřinu prodat. Cena opce se nazývá prémie. Předem stanovená cena komodity (elektřiny) je definována jako strike. Opce jsou zatím po- 4 Káskádování se uplatňuje i u futures. Za předpokladu, že na burze existují roční, čtvrtletní a měsíční futures, tak při ukončení ročního futures se tento způsob kaskáduje na tři čtvrtletní kontrakty futures a dva měsíční kontrakty futures, s nimiž je možno obchodovat. Možnosti kaskádování a způsob provedení jsou stanoveny v pravidlech burzy. Viz příloha obr. 87. 55

měrně méně užívaný nástroj v obchodu s elektřinou, a proto jsou uvedeny některé základní pojmy: opce lze rozdělit na americké a evropské - zatímco u opcí amerických může kupující uplatnit své právo nakoupit, resp. prodat elektřinu v průběhu života opce, u opcí evropských lze toto právo uplatnit pouze v den splatnosti opce, realizační cena (strike price) - cena elektřiny, která je předmětem opčního kontraktu, a za níž je možné elektřinu v budoucnosti koupit nebo prodat, expirace (expiration) - datum, kdy vyprší životnost opce, opční prémie (premium) - cena opce, suma, kterou kupující opce zaplatí za dané opční právo, bod nulového zisku (breakeven-point, BEP) - bod, kdy se daná opční strategie dostává ze ztráty do zisku, respektive zisk se rovná přesně nule, uplatnění (exercise) - situace, kdy se kupující opce rozhodne uplatnit své právo na nákup, resp. prodej elektřiny, na něž je opce vázána, podkladové aktivum jedná se o burzovní obchody. Množství obchodované elektřiny musí být nějakým způsobem normalizováno. Obvykle se jako podkladové aktivum používají roční nebo kvartální forwards či futures, resp. jejich ceny. Existují dva typy opcí jednak opce kupní (tzv. call opce), a také opce prodejní (tzv. put opce). Kupní opce je stejně jako u jiných typů derivátů v dlouhé (long) pozici, prodávající pak v pozici krátké (short). Z existence dvou typů opcí vyplývá, že lze nalézt celkem čtyři základní opční pozice tj. nákup a prodej kupní opce a nákup a prodej prodejní opce. Nakoupená kupní opce (long call) opravňuje vlastníka k nákupu elektřiny za určitou cenu (tzv. strike neboli realizační cena). Toto právo trvá jen po omezenou dobu životnosti opce a končí okamžikem její expirace. Protistranou pro kupujícího kupní opce je prodávající kupní opce (pozice short call). V případě, že subjekt nakoupí naopak prodejní opci (long put), má právo prodat elektřinu za určenou realizační cenu. Protistranou je v tomto případě prodávající prodejní opce (pozice short put). Na obr. 28 je znázorněn vývoj zisku účastníka trhu při nákupu a prodeji call a put opcí. Jako podkladové aktivum je zvolen forwards. 56

zisk Nákup call opce zisk Prodej call opce premium Cena forwardu Cena forwardu premium obr. 28 Vývoj zisku call opce Pokud účastník koupí call opci, tj. koupil si právo zakoupit forward za stanovenou cenu (strike price), tak nese náklady ve výši ceny opce (premium). Pokud jsou reálné ceny forwards nižší než strike price, jde o neúspěšný obchod. V případě, že ceny forwards rostou nad strike price, dochází k navyšování zisku pro účastníka. Opačná situace je z hlediska účastníka, který prodal call opci. Při nižších cenách forwards inkasuje premium, ale při vyšších cenách ztrácí. Obdobná situace je zobrazena pro put opce na obr. 29. zisk Nákup put opce zisk Prodej put opce premium Cena forwardu Cena forwardu premium obr. 29 Vývoj zisku put opce Za výhodu opcí, oproti jiným derivátům (např. futures), lze považovat předem omezené finanční riziko při obchodování s nimi. Je omezeno velikostí premia. 57

4. Contracts for Difference Contracts for Difference (často používaná zkratka CfD) jsou kontrakty na vyrovnání (hedgeování) proti rozdílu v cenách elektřiny v jednotlivých oblastech (regionech). Referenční cenou pro futures i forwards je obvykle cena na denním trhu s elektřinou spotová cena. Pokud však v prostoru trhu s elektřinou existují oblasti, které mají s ohledem na technologická omezení v elektrizační soustavě spotové ceny různé od systémové (vyšší i nižší), je vhodné se proti těmto rozdílům zajistit. Cenový rozdíl můžeme vyjádřit jako: ΔP P r P S (33) Pr PS spotová cena dosažená v regionu při respektování technologických omezení v elektrizační soustavě systémová spotová cena vzniklá bez respektování technologických omezení v elektrizační soustavě Na obr. 30 je uvedena na příkladě funkčnost CfD. Účastník zakoupí CfD pro danou oblast za cenu 50 Kč/MWh. Vychází z předpokladu, že cenový rozdíl ΔP bude vyšší než 50 Kč/MWh. V příkladě na obr. 29 se mu tento předpoklad vyplní a účastník si ΔP zajistil na výši 50 Kč/MWh. Pokud by byl rozdíl nižší než 50 Kč/MWh, pak by účastník prodělal. Na příkladu je demonstrováno zajištění pro obchod v rámci denního trhu. Je vhodné kombinovat nákup forwards a CfD, pokud se jedná o obchod v regionu s častým výskytem ΔP 0, ovšem za předpokladu, že umíme predikovat ΔP. Kč/MWh Prodej a nákup CfD Období dodávky 220 200 100 150 Cenový rozdíl ΔP na denním trhu Finanční částka získaná během finální dodávky Celkový rozdíl ΔP na denním (spotovém) trhu 75 50 Nákupní cena CfD Jedna hodina čas 58 obr. 30 Příklad funkčnosti CfD CfD jsou hojně využívány na Nordpool trhu. Podrobnosti jsou uvedeny v příloze a v [16].

3.2.2 Neorganizované trhy s elektřinou Existují dva účastníci trhu s elektřinou, kteří mohou uzavřít mezi sebou jednu či více smluv na nákup/prodej elektřiny. Mimo obecně platné zákony v příslušné zemi nejsou účastníci svázáni žádnými předpisy či nařízeními jako je tomu u organizovaných obchodů. O neorganizovaném obchodování se obvykle hovoří jako o bilaterálním (dvoustranném) trhu s elektřinou. Bilaterální obchody mohou účastníci trhu sjednávat až do chvíle uzavření obchodů (gate closure). Do tohoto okamžiku (obr. 38) musí být všechny relevantní obchody v podmínkách ČR registrovány v systému operátora trhu. Obchody uzavřené po tomto termínu se již nedostanou do systému operátora trhu a mohou být zdrojem vzniku odchylek. obr. 31 Model bilaterálního trhu s elektřinou Téměř absolutní volnost na bilaterálním trhu s elektřinou má i své stinné stránky, k nimž např. patří: potřeba nalezení protistrany (nákup/prodej) při velkém nebo naopak malém počtu prodávajících a kupujících je velmi obtížné a časově náročné najít vhodnou protistranu, uzavírání smluv na jednotlivé transakce je časově i odborně (právně) náročný problém, který může velmi brzdit až znemožnit uzavření obchodů, absence operativních cenových signálů je nepříjemná pro všechny účastníky trhu a omezuje efektivnost jejich rozhodování. U burzovních obchodů zaručuje přímo burza jejich finanční vypořádání. Tato záruka u dvoustranných obchodů neexistuje. V reakci na výše uvedené problémy bylo přistoupeno ke: 1) Standardizaci dvoustranných smluv - dvoustranné obchody lze uzavírat do termínu stanoveného předpisem před časem skutečné dodávky (legislativou). Tyto obchody je třeba nahlásit operátorovi trhu. Způsob nahlášení a jeho potvrzení se liší v jednotlivých systémech. Obvykle se odvíjí od možné existence úzkých hrdel (jejich četnosti) a zvoleného informatického řešení trhu s elektřinou jako celku. Obchodníci s elektřinou oceňují smluvní volnost 59

60 dvoustranných smluv. Na druhé straně lze považovat určitý stupeň standardizace smluv za vhodný. V rámci Evropy vykonala pro standardizaci smluv značnou práci organizace EFET (The European Federation of Energy Traders). Týká se zejména: standardizace obsahu kontraktů standardizace elektronické výměny dat způsobu plateb finančního vyrovnání zdanění S ohledem na případné finanční dopady se jedná o velmi rozsáhlé materiály [2]. 2) Funkčnosti brokerů - brokeři jsou soukromé společnosti, které prostřednictvím vývěsky poskytují účastníkům trhu s elektřinou možnost zajistit si protistranu při dvoustranném obchodování. Výhodou obchodů přes brokery jsou nižší transakční náklady oproti burzovním obchodům. Nevýhodou je ale finanční nezajištěnost obchodů. 3) Vypořádání dvoustranných obchodů prostřednictvím clearingových bank dvoustranné obchody nedávají záruky splnění závazků protistrany. Proto mohou obchodní partneři předat vypořádání obchodů clearingovým bankám. Jedná se samozřejmě o placenou službu. 4) Využití indexů státy nebo regiony, neinformované o ceně elektřiny z veřejně dostupných obchodních portálů, si mohou po vzájemné dohodě rozhodujících účastníků trhu s elektřinou vybudovat centrum, které kalkuluje ceny elektřiny (velkoobchodní) pro dané období (den, hodinu). Centrum dostává od účastníků velkoobchodního trhu informace o cenách uzavřených obchodů a zveřejňuje informace o úrovni cen. Asi nejznámějším indexem je SWEP (Swiss Electricity Price Index). Poněkud jiný význam mají maloobchodní indexy cen elektřiny. 3.2.3 Bilanční mechanizmus Bilanční mechanizmus zabezpečuje vyrovnanou bilanci elektrizační soustavy v reálném čase. Technologický způsob zajištění provozu elektrizační soustavy, způsob zajištění jejího ustáleného provozu, včetně zajištění vyrovnané bilance v reálném čase, je popsán v literatuře [22]. Tato technologická omezení musí obchodování s elektřinou respektovat. Existují různé možnosti jak toho dosáhnout. Jednotlivé modely trhu (obchodu) s elektřinou řeší daná omezení různě, a to obvykle v souvislosti se základními parametry elektrizační soustavy, jako jsou: skladba zdrojů, existence omezení v přenosové soustavě, propojení s okolními elektrizačními soustavami. Vlastní řízení elektrizační soustavy v reálném čase provádí dispečink. Ten je v některých státech integrální součástí přenosové soustavy a to zejména v případech, kdy je soustava definována jako monopol v rámci státu. V jiných státech je to

společný podnik mnoha organizací, podnikajících v elektroenergetice. Může jít i o státní organizaci. Organizačně jsou možné i jiné úpravy. Hlavní zásadou však je, aby dotyčný subjekt měl nedělitelné právo řídit elektrizační soustavu v reálném čase, nezúčastňoval se určitých aktivit, příp. nebyl ovlivňován podnikáním v elektroenergetice. Bilanční mechanizmus lze rozdělit do tří částí: bilanční trh s elektřinou jedná se o trh s elektřinou, který je funkční v čase těsně před reálným časem, kdy řízení je plně v pravomoci dispečinku. Někdy je dokonce dispečink organizátorem tohoto trhu, případně jsou pravidla trhu nastavena tak, že dispečink jednotlivé transakce přímo schvaluje či akceptuje. V některých zemích či regionech bilanční trh s elektřinou neexistuje vůbec. Vnitrodenní trh s elektřinou je uzavírán těsně před reálným časem (např. 15 min.), opatření dispečinku včetně aktivace rezervních výkonů podrobněji popsáno v kapitole 4, výpočet a finanční ohodnocení rozdílů (odchylek) mezi sjednaným množstvím a skutečným množstvím dodávek elektřiny u jednotlivých účastníků trhu. Bilanční mechanizmus je integrální součástí celkového modelu trhu s elektřinou, jenž může být zásadně ovlivněn vazbou na denní trh. Existují dva základní druhy vazeb: 1) bilanční mechanizmus je propojen s denním trhem, 2) bilanční mechanizmus, zvláště pak opatření a aktivace rezervních výkonů, se řídí samostatnými algoritmy. Bilanční mechanizmus je propojen s denním trhem. Dispečink stanovuje poptávku N (viz obr. 32) na příští den, většinou rozdělenou na jednotlivé obchodní hodiny. V jednotlivých hodinách si pak na základě nabídek připravuje aktivaci rezervní energie R. Reálná situace bývá obvykle poněkud složitější: dispečer musí respektovat očekávaná omezení, zejména v přenosové soustavě, a z toho důvodu nemůže akceptovat některé nabídky, ne všechny zdroje musí vyhovět požadavkům na regulační zdroje a dispečer nemůže akceptovat jejich nabídku v rámci R, na základě provedených výpočtů stability provozu elektrizační soustavy musí dispečer upravit skladbu provozovaných zdrojů. Všechny zásahy se obvykle projeví v hodnotě spotové ceny (hodinová cena denního trhu) pro danou hodinu. Touto cenou, která je případně odlišná v jednotlivých uzlech přenosové soustavy, při respektování úzkých hrdel v soustavě a ve výjimečných případech i s respektováním ztrát v přenosové soustavě, jsou oceněny veškeré dodávky elektřiny a to na straně zdrojů i spotřeby. 61

Ceny nabídek (Kč/MWh) nabídka Celková poptávka stanovená dispečinkem pro danou hodinu N R N+R Nakoupený rezervní výkon pro danou hodinu MWh obr. 32 Propojení bilančního mechanizmu s denním trhem V tomto modelu není nutné zvláštním způsobem oceňovat odchylky mezi sjednanou (zobchodovanou) a skutečnou (naměřenou) dodávkou elektřiny. Bilanční mechanizmus, zvláště pak opatření a aktivace rezervních výkonů, se řídí samostatnými algoritmy. Denní trh s elektřinou a nákup regulační energie jsou dva samostatné trhy. Taková je situace v ČR. Další podrobnosti jsou uvedeny v kapitole 4 a zejména na webové straně ČEPS. O těchto trzích nelze prohlásit, že jsou nezávislé. Každý účastník trhu s elektřinou, a zejména pak subjekty zúčtování, stojí před rozhodnutím, jakou strategii zvolit na obou trzích a jak všechny strategie provázat. Tato závislost může být ještě zvýšena v modelech trhu, kde subjekty zúčtování mají za povinnost nabídnout dispečinku rezervní energii (výkon) minimálně na úrovni odpovídající dodávky, resp. odběru z elektrizační soustavy. Účastníky bilančního mechanizmu jsou především: dispečink (ISO) viz kapitola 2.2.7 subjekty zúčtování (BRC - Balance Responsible Company, Subject of settlement, viz kapitola 2.2.4.), což jsou účastníci trhu s elektřinou, zodpovědni za odchylku, a to jednak svoji, a také za odchylku jiných účastníků trhu s elektřinou, převzatou na základě smlouvy. Odchylka je rozdíl mezi sjednanou obchodní pozicí a skutečnou obchodní pozicí v hodině h a dni D. Na funkčnosti bilančního mechanizmu se podílejí v jednotlivých státech ve větší či menší míře instituce: regulační úřad (viz kapitola 2.2.10) stanovuje pravidla (metodiku) funkčnosti bilančního mechanizmu a vyhodnocuje jeho funkčnost. V některých státech zde ještě působí příslušné ministerstvo, 62

operátor trhu (viz kapitola 2.2.8) zajišťuje sběr měření, výpočet velikosti odchylek a jejich finanční ocenění, případně organizuje bilanční trh s elektřinou. V některých státech tyto činnosti nebo jejich část vykonává dispečink. V jiných státech vykonává činnost sběru výsledků měření speciální organizace. Tyto instituce jsou na finančních výsledcích bilančního trhu zcela nezávislé. Při konstrukci a hodnocení bilančního mechanizmu se obvykle vychází z předpokladu, že cílem ISO nebo instituce stanovující parametry chování ISO (obvykle regulační úřad), je maximalizovat celkové bohatství (welfare, social surplus), vycházející z uzavřených obchodů na forwardovém trhu a nákladů na zajištění vyrovnané bilance ES. Časově lze bilanční mechanizmus rozdělit na: přípravnou etapu nastavení obchodní pozice subjektů zúčtování na forwardovém a denním trhu, reporty o situaci pro dispečink, bilanční trh s elektřinou, řízení v reálném čase (obchodní hodině) aktivace regulační energie dispečinkem, subjekty zúčtování řídí obchodní pozici v reálném čase. Regulační energií se myslí elektřina, která je aktivována dispečinkem pro zajištění rovnováhy (vyrovnaná bilance) v elektrizační soustavě v reálném čase. Aktivovaná elektřina může být dodávkou do elektrizační soustavy, resp. snížení odběru (obvykle znaménko +), nebo může znamenat snížení dodávky do sítě, resp. zvýšení odběru z elektrizační soustavy (znaménko -). V této kapitole a priori předpokládáme existenci samostatného mechanizmu nákupu a aktivace (prodeje) rezervních výkonů (energie). Dispečink může dosáhnout cíle, kterým je zajištění dostatku regulační energie v daném čase a dvojím způsobem: 1. Nákupem pouze elektřiny (regulační energie) v reálném čase musí se pak předpokládat, že potřebná elektřina bude vždy v reálném čase dosažitelná. Někdy je vyžadováno, aby subjekty zúčtování vždy nabídly potřebnou regulační energii, např. v závislosti na velikosti jejich odběru a dodávce z/do elektrizační soustavy. 2. Nákupem s časovým předstihem, kdy dispečink nakupuje regulační výkon na dodávku regulační energie nakupuje si opci na dodávku elektřiny v reálném čase. Obvykle se provádí nákup v několika periodách (roční, čtvrtletní či měsíční opce). reálný model opatření regulační energie - bývá často kombinací obou uvedených způsobů. Dispečink navíc uzavírá, pokud je to možné, smlouvy s okolními dispečinky o získání regulační energie, a to jak na komerční, tak i technologické bázi. Modely opatření a aktivace regulační energie respektují objektivně daná omezení a tradice. Další informace jsou uvedeny v kapitole 4, vyhodnocení odchylek sběr měření, stanovení odchylek pro jednotlivé subjekty zúčtování a způsob jejich ocenění. 63

3.2.4 Výpočet a finanční ohodnocení odchylek Při obchodování s elektřinou je tímto obchodem stanovena (zobchodována) hodnota dodávky elektřiny, kterou účastníci obchodu nakoupili, resp. prodali. Tato data jsou stanovena pro každého účastníka, a to ještě předtím, než dojde k realizaci obchodu k dodávce elektřiny. O okamžiku realizace obchodu (dodávce elektřiny) se též hovoří jako o reálném čase obchodu. Množství zobchodované elektřiny se s d, označuje jako sjednané množství elektřiny i k. Množství elektřiny, které bylo skutečně dodáno (změřeno či jinak zjištěno), se označuje jako skutečné množství dodávky i k. Jedná se o dodávku k-tého subjektu zúčtování v obchodní hodině i. Vyhodnocení odchylek se provádí pro subjekty zúčtování nikoliv pro každého účastníka trhu. Každý subjekt zúčtování může mít ve svém portfoliu, jak dodávku do elektrizační soustavy (např. výroba), tak i spotřebu. Je zvykem označovat dodávku do elektrizační soustavy znaménkem plus (+) a odběr z elektrizační soustavy znaménkem minus (-). Na základě této znaménkové konvence lze pak pro každý subjekt zúčtování stanovit hodnoty a d, p s. d i, k i k Odchylky kalkuluje dle obr. 33 operátor trhu. Operátor trhu dostává informace o bilaterálních obchodech od subjektů zúčtování. O denním trhu má informace přímo ve svém systému a o burzovních (organizovaných) obchodech od burzy. Informace o naměřených hodnotách, případně vypočtených, které stanovují skutečné množství dodávky, dostává operátor trhu od provozovatele přenosové soustavy (TSO) a provozovatelů distribučních soustav (DSO), případně od speciálních organizací zajišťujících měření. Dispečink, který je často ve společné organizaci s TSO, informuje operátora trhu o množství a někdy i o ocenění regulační energie. Na základě těchto údajů stanovuje odchylku pro každý subjekt zúčtování, obvykle pro každou obchodní hodinu. p d, Odchylka subjektu zúčtování k v obchodní hodině i: s p d i, k di, k di, k (34) obr. 33 Data potřebná pro výpočet odchylky 64

V modelech trhu s elektřinou, kde je bilanční mechanizmus propojen s denním trhem, a kde dodávky elektřiny jsou ohodnoceny (placeny) hodinovou cenou denního trhu, případně hodinovou cenou denního trhu v jednotlivých uzlech, není třeba zavádět mechanizmus na výpočet a ocenění odchylek. V modelech, kde jsou denní trh a aktivace rezervních výkonů odděleny, je třeba vyřešit 65 termíny a periody výpočtu odchylek zatímco sjednané hodnoty dodávky má obvykle operátor trhu ještě před realizací obchodů (před reálným časem), vznikají jisté problémy se zajištěním skutečných (naměřených) hodnot. V zásadě existují dvě základní varianty: výpočet odchylek a jejich ocenění je prováděno následující den, obvykle pracovní. Ne všechna měření mohou být v termínu doručena operátorovi trhu a je třeba předpokládat také určitou úroveň chybovosti. Musí existovat algoritmus, jak jsou dodatečně zapracována měření, která je možné zjistit až např. po skončení měsíce, případně napravit chyby. Výhodou však je, že subjekty zúčtování mají k dispozici alespoň přibližné informace o velikosti odchylek a jejich ocenění již následující pracovní den a mohou tak operativně upravovat svou obchodní strategii, výpočet odchylek a jejich ocenění je prováděno s určitým časovým posunem, po skončení měsíce, kdy je k dispozici většina relevantních měření. Lze tedy předpokládat, že jsou ve vyšší kvalitě než při každodenním předávání. Nevýhodou je nemožnost využití informací pro operativní úpravy obchodních pozic subjektů zúčtování. Tato varianta může mít i významný dopad na způsob řešení risk managementu operátora trhu nebo společnosti, zajišťující finanční clearing odchylek. Odchylky se vždy vypořádávají až po skončení měsíce a finanční prostředky, potřebné pro finanční zajištění jednotlivých subjektů zúčtování, mohou být výrazně vyšší než při denním vyhodnocení, způsob ocenění odchylek finanční ocenění odchylky (její cena) je velmi důležité z hlediska funkčnosti celého trhu s elektřinou. Např. v případě nízké ceny odchylek (nižší, než je cena elektřiny na denním trhu) nemusí mít subjekty zúčtování zájem na minimalizaci svých odchylek. Jedná se o celou řadu otázek [9], [10]. S určitou mírou zobecnění lze ocenění odchylek provést na základě: ceny regulační energie - na základě nákladů na zajištění regulační energie pro danou hodinu, které vykáže dispečink, lze pak stanovit cenu odchylky pro každou hodinu, ceny elektřiny na trhu (obvykle denního trhu) na denním trhu existuje hodinová cena, kterou lze ocenit i odchylku, a to jak kladnou (přeplnění závazku vůči elektrizační soustavě), tak i zápornou (nesplnění závazku dodávky), ceny elektřiny + příplatku (penalty) pro zvýšení zájmu subjektů zúčtování o dodržení závazku vůči elektrizační soustavě je odchylka penalizována příplatkem k ceně elektřiny. Tento příplatek může být vyšší při záporné odchylce (nesplnění závazku) než při kladné odchylce, specifického ocenění mohou existovat důvody, proč žádná z výše uvedených metod nevyhovuje. Pak je zvolena jiná metoda, jako je např.: stanovení

pevné ceny odchylek, zvýšené ceny odchylek při specifických stavech v elektrizační soustavě, zvláštní příplatky pro subjekty zúčtování, které mají velké odchylky atd. Při stanovení ceny odchylky, resp. metodiky jejího stanovení, se obvykle bere v úvahu systémová odchylka v dané obchodní hodině i: i K k1 i. k (35) Ve vzorci platí, že i > 0 - nedostatek zdrojů nebo naopak i < 0 - přebytek zdrojů. Z toho vyplývá, že odchylky subjektů zúčtování se stejným nebo opačným znaménkem, než má systémová odchylka, mohou být různě klasifikovány. Nelze asi jednoznačně stanovit, která z výše uvedených metod ocenění odchylek je nejlepší. To je třeba odvodit od celkové funkčnosti modelu trhu s elektřinou se zvýrazněnou potřebou spolehlivého provozu elektrizační soustavy. Mnoho dalších informací o výpočtu a ocenění odchylek je na webové stránce OTE. 3.2.5 Vzájemné vazby organizovaných obchodů Na obr. 34 je zobrazena teoretická návaznost organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek. Pojmem forwardové obchody jsou označeny organizované dlouhodobé obchody i neorganizované (bilaterální) obchody. S jistým zobecněním lze označit uvedený model za spíše ideální než vždy za prakticky použitelný. Omezení, mající vliv na dosažení ideálního stavu, jsou: technologická např. při použití modelu nákupu opce na regulační energii se musí tato akce časově prolínat nejen s denním obchodem, ale i s forwardovým trhem, organizační pokud forwardové denní trhy a bilanční mechanizmus organizují různé instituce, pak dochází k optimalizaci pouze jednotlivých činností a nikoliv celého trhu s elektřinou. obr. 34 Teoretická návaznost organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek Jeden z možných modelů návaznosti organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek je na obr. 35. Organizované obchody umožňují účastníkům trhu větší rozmanitost obchodování. To může vyhovovat zvláště obchodníkům. 66

67 obr. 35 Návaznost organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek Časové překrývání vyhodnocení odchylek, sběru a vyhodnocování odchylek je prioritně dáno technologickými omezeními systému měření a teprve až v druhém pořadí případnými obchodními aktivitami např. možnost obchodování s již existujícími odchylkami mezi účastníky trhu (subjekty zúčtování). Časové sladění jednotlivých částí modelu trhu s elektřinou má obvykle velký význam pro celkovou kvalitu a efektivnost obchodu s elektřinou. Chybné propojení jednotlivých částí v čase může mít za následek i neuspokojivý stav obchodu s elektřinou, jinak dobře navržených jednotlivých částí. Tato skutečnost se obvykle projeví ve fázi, kdy jednotlivé části modelu organizují různé instituce bez vzájemné spolupráce. 3.3 Tržní síla Trh sám o sobě není zcela homogenní pojem a je třeba rozlišovat různé druhy trhů. V souladu s ekonomickou teorii, a v současnosti již i s praxí v rámci obchodu s elektřinou, se dělí trhy na: dokonalou konkurenci monopol oligopol Tržní síla je chápána v souladu s [21] jako: - stupeň kontroly, kterou má firma nebo skupina firem nad rozhodnutími o cenách a výrobě v daném odvětví. V podmínkách monopolu má firma vysoký stupeň tržní síly, zatímco firmy v odvětvích s dokonalou konkurencí nemají žádnou tržní sílu. V literatuře [17] je tržní síla definována jako: - schopnost jednoho aktéra (nebo malé skupiny aktérů) podstatně ovlivnit tržní ceny. Tržní síla může způsobit, že trhy jsou neefektivní, neboť udržuje cenu a množství mimo rovnováhu nabídky a poptávky. Tržní síla a externality jsou příklady obecného jevu, kterému se říká tržní selhání. Jedná se o neschopnost některých neregulovaných trhů alokovat zdroje efektivně.

Efektivnost trhu s elektřinou byla, a snad i je, spojována s volným trhem. Prostředky, které bylo třeba vynaložit na zavedení trhu s elektřinou, se měly (mají) uhradit efekty volného trhu s elektřinou správnou alokací zdrojů. Pokud existuje významná tržní síla jedné či několika společností na trhu s elektřinou, může být efektivnost trhu s elektřinou významně narušena. Na druhou stranu je třeba uvést, že existence monopolu nemusí být neekonomické řešení či dokonce společensky nepřípustné. Pokud vyjdeme z předpokladu, že ve světě, založeném na dobrovolnosti (svobodě), je svoboda vstupu na trh jediným relevantním kritériem k hodnocení produkčních (výrobních) struktur, potom můžeme považovat tradičně chápané podmínky dokonalé konkurence za irelevantní. Zvláštním problémem, který zcela přesahuje rozsah materiálu, je zkoumání svobody vstupu na trh s elektřinou. Jedná se mimo jiné o otázky typu: 68 Lze postavit elektrárnu (významný zdroj) jinde než v místě, kde již stála nebo stál jiný velký průmyslový subjekt (brownfield)? Lze postavit některé typy zdrojů bez podpory, vlastně spolupráce státu (jaderná elektrárna, velká uhelná elektrárna)? Lze vůbec postavit velký energetický zdroj bez podpory a úzké kooperace se státními orgány? Jak velký je prostor pro volný vstup na trh s elektřinou? 3.3.1 Dokonalá konkurence Pod pojmem konkurence rozumíme dokonalou konkurenci, resp. dokonale konkurenční trh (volný trh), který se vyznačuje: velkým množstvím prodávajících a kupujících velkým množstvím kupujících na trhu s elektřinou, ale velmi omezeným počtem prodávajících. Tato skutečnost výrazně vynikne, pokud se začne posuzovat tržní síla hlavních elektrárenských společností. Trh s elektřinou je v tomto bodě poměrně velmi vzdálen od dokonale konkurenčního trhu. Zřejmě ani rozšiřování mezinárodního obchodování s elektřinou tuto skutečnost příliš nezmění, totožnými nabízenými produkty V tomto bodě si trh s elektřinou stojí velmi dobře. Elektřina jako komodita je v podstatě jednotný homogenní produkt. Lze sice diskutovat o pružnosti zdrojů, o špičkovém zatížení, tj. o problémech spojených s neskladovatelností elektřiny, ale při vhodném návrhu modelu trhu s elektřinou stále platí, že elektřina je jednotný homogenní produkt. volným vstupem na trh. Z hlediska volného vstupu na trh s elektřinou by mělo platit, že firmy mohou volně vstupovat na trh, ale také z něj odcházet. Jak u kupujících, tak i dodavatelů (výrobců),existují situace, které této podmínce nevyhovují. Na jedné straně nemají v mnoha případech kupující (spotřebitelé) náhradu za elektřinu. Nemohou odejít z trhu s elektřinou. Neexistuje substitut. Na straně druhé výrobce nemůže postavit příkladně větší zdroj na základě vlastního rozhodnutí, resp. vlastní analýzy situace na trhu s elektřinou. Je velmi omezen při výběru

staveniště (pro velké zdroje jsou staveniště téměř předem určena). Napojení nového zdroje do elektrizační soustavy je dále finančně náročné a podléhá mnoha technologickým omezením. Základem funkčnosti dokonale konkurenčního trhu je fakt, že kterýkoliv výrobce (dodavatel) je příjemcem tržní ceny P a tedy není sám schopen tuto cenu ovlivnit. To lze vyjádřit obr. 36 křivkou nabídky. Jedná se o teoretické vyjádření křivky nabídky. V praxi by musela být omezena z hlediska maximální dodávky. Cena (Kč/MWh) Křivka nabídky dokonale konkurenční firmy P 0 Výroba elektřiny obr. 36 Křivka nabídky dokonale konkurenční křivky V podmínkách dokonalé konkurence maximalizuje firma svůj zisk tehdy, pokud vyrábí takové množství elektřiny (Q max ), při němž jsou měrné mezní (marginální 5 ) náklady rovny tržní ceně P, viz obr. 37. Mezní náklady jsou náklady, jež jsou potřeba k výrobě (dodávce) dodatečné jednotky výrobku. Cena (Kč/MWh) Maximalizace zisku firmy v podmínkách dokonalé konkurence Měrné mezní náklady P 0 Q max Výroba elektřiny obr. 37 Maximalizace zisku firmy v podmínkách dokonalé konkurence Je možné říci, že trh s elektřinou se neřídí pravidly dokonale konkurenčního trhu, i když při vytváření trhu s elektřinou byly jako výhody funkčnosti trhu s elektřinou brány výhody dokonale konkurenčního trhu. 5 V této spíše teoretické části používáme i pojem mezní, který je totožný s pojmem marginální, používaným v některých českých materiálech. 69

3.3.2 Monopol Pod pojmem monopol chápeme výsadní postavení, jehož důsledkem je uplatňování subjektivních zájmů s cílem dosažení ekonomických a jiných výhod. Úplný (čistý) monopol je přímým opakem dokonalé konkurence. Charakterizuje jej jediný výrobce na trhu, plně ovládající dané odvětví. Neexistují těsné substituty k jeho výrobkům a vstup do odvětví pro jiné firmy je nesnadný nebo nemožný. Cenu zboží, které dodává na trh, stanoví monopol v souladu s poptávkovou křivkou. Úplný monopol je vzácným jevem. Stručně lze pod pojmem monopol vnímat společnost (firmu), která je jediným dodavatelem (prodávajícím) daného výrobku či služby. Zásadním rozdílem mezi monopolem a dokonale konkurenční firmou je skutečnost, že monopol je schopen ovlivnit cenu svého výrobku, tzn. tržní cenu. Monopoly můžeme s určitým zjednodušením dělit následovně: jediná firma vlastní zdroj (např. doly nebo ložisko plynu), zákon nebo vláda udělí jediné firmě právo na poskytování výrobku či služby státní nebo též institucionální monopol, přirozený monopol díky výrobním nákladům je jediný výrobce nebo poskytovatel služeb efektivnější než velký počet výrobců (poskytovatelů služeb). Pro trh s elektřinou je typické, že jeho část - doprava elektřiny (přenos a distribuce ) nese znaky přirozeného monopolu. U přirozených monopolů je křivka průměrných nákladů klesající. Znamená to rostoucí příjmy z rozsahu. Srovnání průběhu průměrných nákladů u přirozeného monopolu a ostatních firem je ukázáno na obr. 38. Náklady (Kč) Průměrné celkové náklady Ostatní firmy Přirozený monopol 0 Množství produkce 70 obr. 38 Srovnání průběhu průměrných nákladů u přirozeného monopolu a ostatních firem U poskytování dopravy elektřiny (přenosová a distribuční soustava) jde o přirozený monopol, legislativně zároveň definován jako monopol státní. Rozdíl mezi dokonale konkurenčním trhem, kdy je každý dodavatel příjemcem tržní ceny a nijak ji neovlivňuje a monopolním trhem, kdy monopol cenu na trhu ovlivňuje, je prezentován na obr. 39.

Cena (Kč/MWh) Křivka poptávky dokonale konkurenční firmy Křivka poptávky monopolu 0 Výroba elektřiny obr. 39 Srovnání křivky poptávky při dokonale konkurenčním trhu a při monopolním trhu 71 3.3.3 Oligopol Oligopol je trh s malým množstvím prodávajících, kteří nabízejí podobnou či identickou produkci. Oligopol lze z hlediska úrovně konkurence zařadit mezi monopol a dokonalou konkurenci. Významným problémem může být koluzivní chování [26]. Z hlediska trhu s elektřinou lze zřejmě prohlásit, že většina trhů s touto komoditou v Evropě je oligopolního charakteru. Nelze předpokládat, že by se objevil trh s elektřinou, který by plně naplnil definici dokonale konkurenčního trhu. Monopolní trh s elektřinou (máme na mysli celek nikoliv jen jednotlivé části) lze samozřejmě na základě legislativního rozhodnutí vytvořit. Trhy s elektřinou již nyní mají, a lze očekávat, že i v budoucnosti budou mít, oligopolní charakter. Zda mají tyto oligopolní trhy blíže k trhu monopolnímu nebo naopak k dokonale konkurenčnímu trhu, se obvykle stanovuje na základě analýzy tržní síly jednotlivých, zvláště pak hlavních hráčů na trhu s elektřinou. 3.3.4 Měření tržní síly Tradiční metody měření tržní síly (koncentrace trhu) spočívají v zjišťování podílu jednotlivých hráčů na trhu s elektřinou. Tyto metody byly již dříve používány i v elektroenergetice [1]. Tržní koncentrace nedává vždy dobrou informaci o úrovni konkurence na trhu s elektřinou. Nové metody se snaží stanovit, zda a jak spotové a forwardové ceny odrážejí úplnou konkurenci. Všechny metody se snaží více či méně reagovat na základní specifikum trhu s elektřinou tj. neskladovatelnost elektřiny. Ta se projevuje potřebou vybilancovávat elektrizační soustavu v reálném čase vybilancovávat i trh s elektřinou. Při veškerých výpočtech se musí respektovat složitá skladba zdrojů, nahodilost jejich výpadků, potřeba poměrně dlouhodobých plánovaných odstávek, nahodilost spotřeby a její závislost, zejména na počasí. To jsou technologické zvláštnosti trhu s elektřinou, které se však promítají do reálného obchodu s elektřinou a musí být při posuzování úrovně konkurence na takovém trhu respektovány. V současnosti se

začínají projevovat také organizačně - ekonomické zvláštnosti jednotlivých trhů s elektřinou cenotvorný vliv dvoustranných smluv (OTC) versus vliv burzovních obchodů, způsob zajištění regulační energie ve vztahu k trhu s elektřinou, vliv mezinárodních obchodů. 3.3.4.1Klasické metody a) Koncentrační podíl (poměr koncentrace, Concentration Ratio) udává podíl jedné (obvykle největší společnosti) nebo několika největších společností na trhu: CR( n) n i1 N i1 C C i i (36) C i n N kapacita i-tého zdroje (společnosti) počet společností, jejichž podíl na trhu sledujeme celkový počet společností na trhu Již při tomto poměrně jednoduchém vzorci vzniká problém, který ukazatel (kapacitu) v elektroenergetice použít jako C. Může to být: výroba (dodávka) do elektrizační soustavy instalovaný výkon pohotový výkon Případně lze vymyslet i sofistikovanější ukazatele. b) Herfindahlův index (někdy se též označuje jako Herfindahl Hirschmanův index, z čehož vzniká označení HHI): HHI N i N i1 Ci i1 C 2 (37) Jeho vznik souvisí s antimonopolními opatřeními v USA v 80. letech. 72

3.3.4.2Specifické elektroenergetické modely a) RSI (Residual Supplier Index) - index je definován pro jednotlivé hodiny: RSI NC N D j (38) NC N j D celková nabídka (MWh) nabídka společnosti j (MWh) celková dodávka (naměřená) (MWh) Vlastní zjišťování těchto hodnot v jednotlivých hodinách není jednoduchou záležitostí. Index RSI byl zpracován v souvislosti s problémy v Kalifornii. Za vyhovující hodnotu ukazatele se považuje, pokud RSI, vyjádřený v %, dosahuje RSI < 110 % méně než v 5 % případů (hodin) ve sledovaném období. Hovoří se o prahové hodnotě. Ze zkoumaných zemí v Evropě dosahovala tohoto žádoucího stavu pouze Velká Británie. Vzorec pro výpočet RSI je ještě dále upravován s ohledem na mezinárodní hodinové přenosové kapacity. b) PSI (Pivotal Supplier Index) - index vyjadřuje, zda v dané hodině může být elektrizační soustava provozována bez konkrétního dodavatele (společnosti) j. Dále je použito binární vyjádření PSI: PSI 0, jestliže N D 0 NC j (39) PSI 1, jestliže N D 0 NC j (40) PSI ukazatel je chápán spíše jako podpůrný v souvislosti s ostatními ukazateli, zvláště RSI. c) ovlivnění tržní ceny - za tržní cenu je vzata spotová hodinová cena. To je velmi důležitý předpoklad: tržní cena = spotová cena. V případě Německa jsou to např. hodinové ceny na EPEX Spot (Day Ahead Market). Vychází se z rovnice: P MC CO M (41) P tržní cena ( /MWh) MC systémové marginální náklady vypočtené z modelů ( /MWh) CO platby za CO2 ( /MWh) M marže ( /MWh) Je zkoumána zvláště velikost marže v jednotlivých státech. 73

d) Lernerův index LI P MC MC (41) Hodnota LI je počítána pro každou hodinu ve sledovaném období. Dále je hodnocen nedostatek, spíše však dostatek, pohotového výkonu pro každý i-tý zdroj v každé hodině. S i P poh, i W W i i (42) P poh,i pohotový výkon i-tého zdroje v dané hodině (MW) W i výroba (dodávka) i-tého zdroje v dané hodině (MW) 3.4 Externality Definice externalit je kategorie environmentální ekonomiky. Snahou je objasnit a ekonomicky ohodnotit (zpoplatnit) environmentální problémy způsobené zejména průmyslovou činností. V literatuře [4] se uvádí, že externality či externí náklady se objevují (nastávají), pokud sociální nebo ekonomické aktivity jedné skupiny osob mají dopad na jinou skupinu osob a tento dopad není plně zpoplatněn nebo kompenzován. V literatuře [23] se za externality považují všechny nepřímé efekty (náklady a přínosy) spojené s výrobou nebo spotřebou určitého zboží, které nejsou finačně vyjádřeny, tj. promítnuty do ceny. Obecně se jedná o škody na životním prostředí, zdraví obyvatelstva, o vlivy na zemědělskou a lesní produkci atd. Velice rozsáhlý materiál je v literatuře [8], v níž se uvádí, že externalita obecně vzniká tehdy, jsou-li splněny dvě základní podmínky: projeví-li se negativní nebo pozitivní vliv a ten působí na další stranu jako důsledek realizace nějaké prvotní ekonomické aktivity, vliv není žádným způsobem zpoplatněn v tržních vztazích, tzn. že v případě negativního účinku neplatí jeho původce (zdroj) externality žádné kompenzace poškozené straně. V elektroenergetice mají zásadní dopad na externality zdroje elektřiny elektrárny. Existují kladné externality (např. elektrárna vypouští čistější vodu zpět do řeky, než ji čerpala nebo teplejší vodu, a tím podporuje chov ryb), ale předmětem dalšího zkoumání jsou hlavně záporné externality výroby elektřiny. Ocenění těchto záporných externalit může mít, a také ve většině případů má, dopad do cen elektřiny. Ten se může projevit ve všech fázích činnosti elektráren. 74

Up stream Výstavba elektrárny Proces výroby elektřiny Likvidace elektrárny Down stream obr. 40 Schéma činností elektráren Na obr. 40 jsou s využitím literatury [8] zobrazeny hlavní činnosti elektráren: výstavba elektrárny - všechny činnosti předcházející uvedení elektrárny do provozu, proces výroby elektřiny, likvidace elektrárny všechny činnosti následující po ukončení provozu elektrárny, up stream všechny externí činnosti předcházející vlastní výrobě elektřiny jako jsou: těžba paliva a její příprava příprava paliva doprava paliva down stream uskladnění zbytků po spalování rekultivace skládek V současnosti již existuje značné množství pokusů o zpoplatnění externalit. Hovoří se o internalizaci externality. 75

3.5 Řízení rizik Řízení rizik, příp. častěji používaný anglický výraz Risk Management [25], se zabývá tvorbou činností navzájem provázaných, které se snaží zamezit nebo zmírnit výskyt rizik či nemilých překvapení. Rizika ohrožují dosažení našich cílů, mají potenciálně negativní dopad na naši činnost a s určitou pravděpodobností se u naší činnosti vyskytnou. Řízení rizik se snaží tyto negativní dopady co nejvíce eliminovat. Řízení rizik zahrnuje široké spektrum problémů, do nichž lze zařadit: rizika vyšší moci rizika náhodná, jimž se nelze vyhnout (ozbrojené konflikty, války, přírodní katastrofy, aj.), ekonomická rizika (tržní, obchodně-politická, kurzovní apod.), projektová rizika. Řízení rizik je v současnosti samostatnou, rychle se rozvíjející vědeckou disciplínou. V elektroenergetice lze za rizika označit: riziko absolutního nedostatku elektřiny elektřinu nelze dodávat dlouhodobě z důvodu nedostatku paliva nebo výkonů zdrojů, případně nedostatečné vybavenosti přenosových a distribučních zařízení, riziko okamžitého nedostatku elektřiny elektřinu nelze dodávat po vymezené, obvykle krátké období (např. v maximálním rozsahu několika hodin). Častou příčinou mohou být povětrnostní vlivy či náhodný kumulovaný výpadek zdrojů, riziko nekvalitní dodávky elektřiny dodávaná elektřiny nesplňuje základní parametry (napětí, kmitočet). Výše uvedená rizika lze označit jako technologická rizika s přímým dopadem do obchodování s elektřinou. Hlavní pozornost je však v publikaci věnována rizikům obchodu s elektřinou, a to zejména finančním. Rizika obchodu s elektřinou, přesněji trhu s elektřinou, lze rozdělit na: rizika jednotlivých účastníků trhu s elektřinou každý účastník jakéhokoliv obchodu nese riziko z úplného nebo částečného nesplnění závazků protistrany (druhé strany) obchodu, a také z nesplnění vlastních závazků v obchodu (výpadek vlastního zdroje, špatný odhad spotřeby). Při obchodu s elektřinou se tato rizika velmi liší podle typu účastníka (subjekt zúčtování, výrobce, domácnost) a podle druhu obchodování (dvoustranné, burzovní obchody, denní trh, trh odchylek), rizika centrálních protistran - centrálními protistranami jsou v jednotlivých částech trhu s elektřinou: 1) operátor trhu 2) burza 3) provozovatel přenosové soustavy Centrální protistrana je vždy partnerem účastníkovi trhu ve stanovených částech trhu s elektřinou. Nižší riziko obchodu lze obvykle předpokládat při uzavírání obchodu s centrální protistranou, 76

rizika trhu s elektřinou jako celku zejména již návrh modelu trhu s elektřinou, případně jeho částí, může zvyšovat či naopak snižovat rizika obchodování s elektřinou. Ta mohou ohrožovat vlastní existenci trhu s elektřinou jako celku. Hlavní zodpovědnost zde mají státní orgány (ministerstvo, regulátor). Pokud vycházíme z modelu trhu s elektřinou, který je v současnosti realizován v ČR, pak lze zkonstruovat obr. 41. obr. 41 Obchod s elektřinou s označením protistran obchodu Řešení rizik na trhu s elektřinou (finanční zajištění obchodů) se může ukázat jako finančně velmi náročná činnost, která významně ovlivňuje transakční náklady obchodů s elektřinou. Obchody s elektřinou se obvykle uzavírají na delší dobu, případně s dodávkou v budoucnosti. Celkové finanční objemy uzavřených obchodů jsou vysoké, dochází ke změnám cen i objemu v čase. Rizika trhu s elektřinou lze řešit: vlastními účastníky obchodu, kde významnou úlohu sehrávají centrální protistrany, a to podle jednotlivých druhů obchodu je to situace v současnosti obvyklá v ČR, kdy jednotlivé druhy obchodů (dvoustranné, burzovní, denní a vnitrodenní obchody) si řeší finanční zajištění samostatně 6, clearingovým centrem (bankou), které přebírá (řeší) za úplatu finanční závazky všech protistran samozřejmě na smluvní bázi. Clearingové centrum umožňuje shromáždit závazky i povinnosti ve finančním vyjádření ze všech nebo většiny druhů obchodování s elektřinou. Je centrální protistranou obchodů (central counterparty). Stanovuje pak čistou agregátní finanční pozici (netting position), vůči které jsou definovány požadavky na finanční zajištění účastníka trhu. Je časté, že clearingové centrum neposkytuje služby jen organizovanému obchodu s elektřinou, ale i finančnímu vyhodnocení odchylek či dvou- 6 V této souvislosti lze poukázat na materiál Roční zpráva o trhu s elektřinou v ČR, zpracovaný společností OTE, a.s. V kapitole Risk Management se analyzuje detailně problematika řízení rizik v této společnosti, při organizování jí svěřených trhů a činností. 77

78 stranným obchodům s elektřinou. Je možné, i obvyklé, že slouží nejen obchodům s elektřinou, ale jsou zde také finančně vypořádávány obchody s povolenkami CO 2, zelené certifikáty a zejména obchody s plynem a uhlím. 3.6 Literatura [1] Alvarado F. L.: Market Power: A Dynamic Definition [2] EFET: EFET Standard documentation http://www.efet.org [3] Eurelectric: The Role of Retail Competition in Developing the European Electricity Market; Eurelectric's Position Paper November 2006 [4] European Commission: Externalities of Energy - Methodology ; Directorate-General for Research Sustainable Energy Systems 2005 [5] Fabra, Natalia; von der Fehr, Nils-Henrik; Harbord David: Modeling Electricity Auction; June 2002 [6] Fabra, Natalia; von der Fehr, Nils-Henrik; Harbord David Designing Electricity Auctions: Uniform Discriminatory and Vickrey; Universidad Carlos III, November 2002 [7] Fabra, Natalia; von der Fehr, Nils-Henrik; Harbord David: Designing Electricity Auctions; Center for the Study of Energy Markets, February 2004 [8] Filipovský, Jan: Analýza vlivu externalit na cenu elektrické energie pro jaderné, klasické a obnovitelné zdroje; Ústav jaderného výzkumu Řež; listopad 2005 [9] Garcia Maria P.; Kirschen, Daniel: Forecasting System Imbalance Volumes in Competitive Elektricity Market; IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 21, No.1, May 2006 [10] Glachant Michel Jean, Saguan Marcello: An Institutional Frame to Compare Alternative Market, Designs in EU Electricity Balancing; [11] Holmberg Pär: Assymetric Supply Function Equilibrium with Constant Marginal Cost; Uppsala University April 2005 [12] Holmberg Pär: Numerical Calculation of an Assymetric Supply Function Equilibrium with Capacity Constraints; Uppsala University; November 2004 [13] Holmberg Pär: Comparing Supply Function Equilibria of Pay as Bid and Uniform- Price Auctions; Uppsala University; May 2005 [14] Kian Ashkan R, Cruz Jose B, Thomas Robert J: Bidding Strategies in Oligopolistic Dynamic Electricity Double-Sided Auctions; IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 20, No.1, February 2005 [15] Klemperer Paul D, Mayer Margaret A: Supply Function Equilibriain Oligopoly under Uncertainty; Econometrica, November 1989 [16] Kristiansen T.: Pricing of Contracts for Difference in the Nordic Market; Norwegian University of Science and Technology Trondheim [17] Mankiw N. Gregory: Zásady ekonomie; Grada 1991 [18] Miškovský Ladislav: Co je podstatou forwardové křivky, reprezentuje skutečně budoucí ceny?, Praha 2007 [19] Rudkevich A.: Supply Function Equilibrium: Theory and Applications; 36 th Hawaii International Conference on System Sciences 2002 [20] Rumiantseva I., Weigt C.: Estimation of Supply Function Equilibria (SFE) for the German Electricity Generation Market; Dresden University 2006 [21] Samuelson P. A., Nordhaus W. D.: Ekonomie; Svoboda 2001 [22] Trojánek, Z.; Tůma, J.: Řízení elektrizačních soustav; Praha 1986 [23] Vlček M.: Externality a udržitelný rozvoj; Energetika 5/1997 [24] Wilson Robert: Supply Function Equilibrium in Constrained Transmission System; Stanford; January 2007 [25] Merna Tony, Al-Thani Fajsal F: Risk management, Computer Press 2007 [26] Maňas M.: Konkurenční a koluzivní chování v oligopolu, Politická ekonomie 1/2002 [27] Fialová H., Fiala J.: Ekonomický slovník s odborným výkladem, 2009, ISBN 97880903804-4

4 Regulované části trhu s elektřinou 4.1 Regulace na trhu s elektřinou Zjednodušené schéma na obr. 42 zobrazuje elektrizační soustavu, kde zákazník Z 11 (označen červeně), připojený k distribuční soustavě 1, má možnost např. nakoupit elektřinu od dodavatelů: výrobce G 1, dodávajícího do přenosové soustavy, zahraničního dodavatele D 1 (dovoz), dodávajícího do přenosové soustavy, výrobce g 11, dodávajícího do distribuční soustavy 1, výrobce g L1, dodávajícího do distribuční soustavy L. 79 obr. 42: Možnosti nákupu elektřiny zákazníkem v elektrizační soustavě Zákazník Z 11 se bude při nákupu rozhodovat nejen podle ceny za dodávku (cena silové elektřiny) P D, ale i podle ceny za dopravu (transport) elektřiny P T z místa dodání elektřiny dodavatelem do elektrizační soustavy (předávací místo), do místa odběru zákazníkem (odběrné místo). Cena elektřiny (Kč/MWh) pro zákazníka Z 11 je: P = P D + P T + D (43) D daně Daně jsou v jednotlivých zemích různé a různě konstruovány. Mohou mít významný vliv na funkčnost trhu s elektřinou. Zvláštní daní je daň z elektřiny. Ta je ve stávající výši 28,30 Kč/MWh uplatňována na veškerou vyrobenou elektřinu, s výjimkou elektřiny pocházející z obnovitelných zdrojů energie. Na straně spotřeby je od daně osvobozena elektřina používaná v některých energeticky náročných odvětvích (např. elektrolytické nebo metalurgické procesy, trakční doprava, spotřeba

elektřiny pro výrobu elektřiny nebo kombinovanou výrobu elektřiny a tepla a další). Daň z elektřiny je, obdobně jako daň z přidané hodnoty, hrazena za finální produkt, tj. konečnými odběrateli. Elektrizační soustava je na obrázku pojata schematicky. Nejsou zobrazeny vnitřní struktury přenosové soustavy a distribučních soustav, zobrazeno není ani možné propojení mezi distribučními soustavami. Nejsou předpokládány přetoky elektřiny přes elektrizační soustavu vyvolané obchodními aktivitami mimo území elektrizační soustavy. Všechny tyto aktivity mají vliv na P T. Jak již bylo uvedeno dříve, všechny činnosti, pracovně zahrnuté pod název transport, jsou regulovány. Znamená to, že podmínky pro podnikání, a zejména cenu placenou za tyto činnosti, stanovuje autorita, obvykle regulační úřad. Hovoříme pak o regulovaných platbách. Ty lze rozdělit na platby za: přenos elektřiny přenosovou soustavou distribuci elektřiny distribuční soustavou systémové služby V jednotlivých státech (regionech) jsou s těmito platbami případně spojovány platby za: měření elektřiny podporu výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů uhrazení uvízlých nákladů (ztracené náklady, stranded cost) viz [9] podporu výkupu elektřiny z tepláren činnosti operátora trhu další Cena elektřiny se skládá ze dvou částí: neregulované části tato část ceny zákazníka je stanovována na trhu, regulované části tato část, případně způsob určení, je stanovován regulátorem. Konkrétně v ČR může zákazník na faktuře za elektřinu registrovat v číselném vyjádření následující regulované položky platby za elektřinu. Cena za distribuci - platba za distribuční služby je rozdělena na pohyblivou a pevnou složku. Pohyblivá složka ceny distribuce, tj. platba za odebrané množství elektrické energie v Kč/MWh, kryje náklady na ztráty v sítích, které jsou přímo úměrné odběru elektřiny. Pevná složka ceny distribuce (platba za příkon podle velikosti jističe) respektuje fixní náklady dodavatele spojené se zabezpečením dodávky elektřiny v definované kvalitě a v kterémkoliv okamžiku. Jedná se například o náklady spojené s údržbou, obnovou a rozvojem elektrizační soustavy, náklady na měření, provádění odečtů apod. V této položce ceny jsou obsaženy i náklady na přenos elektřiny 7. Provozovatel distribuční soustavy je povinen uhradit provozovateli přenosové soustavy platbu za regulovaný přístup do přenosové soustavy. 7 Vychází se z předpokladu, že většina zákazníků v ČR je připojena k distribuční soustavě. 80

Cena za systémové služby - tato cena pokrývá zejména náklady provozovatele přenosové soustavy na nákup tzv. podpůrných služeb od jednotlivých poskytovatelů. Cena na krytí vícenákladů spojených s podporou výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů. V České republice je s ohledem na závazky vůči EU podporována výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů (OZE), druhotných zdrojů (DZ) a dále z kogenerace (kombinované výroby elektřiny a tepla - KVET). Výrobní náklady na takto vyrobenou elektřinu jsou však obecně vyšší než z klasických elektráren (uhelných a jaderných), proto se všichni koneční zákazníci podílí na hrazení těchto vícenákladů (rozdíl mezi podporovanou cenou elektřiny z OZE, KVET a DZ a průměrnou tržní cenou) formou regulovaného příspěvku. Cena za činnost operátora trhu - společnost OTE, a.s., zajišťuje zpracování bilance nabídek a poptávek na dodávku elektřiny, provádí zúčtování odchylek mezi plánovaným a skutečně dodaným a odebraným množstvím elektřiny mezi jednotlivými účastníky trhu s elektřinou, zpracovává bilance dlouhodobé spotřeby v ČR apod. Náklady na zajištění těchto činností jsou opět hrazeny všemi konečnými zákazníky formou příspěvku k ceně spotřebované (odebrané) elektřiny. Neregulovaná část ceny Regulovaná část ceny Trh se silovou elektřinou Přenosové/distribuční služby Systémové služby Dvoustranné obchody Burzovní obchody Denní a vnitrodenní obchody organizované OTE Rezervovaná kapacita Odchylky distribuce Použití přenosových sítí Použití distribučních sítí přenos Na úrovni přenosové soustavy Na úrovni distribuční soustavy VVN VN NN Vícenáklady spojené s podporou obnovitelných zdrojů, kombinované výroby Činnost operátora trhu obr. 43 Skladba ceny elektřiny (obrázek nevystihuje podíly na platbě) Složení ceny elektřiny pro konečného zákazníka je pro podmínky ČR a danou dobu zobrazeno na obr. 43. Zobrazení není provedeno v měřítku (dále také viz obr. 64). Obecně lze prohlásit, s velkou nepřesností, že cena pro úroveň: 81 NN obsahuje 40 % neregulované části a 60 % regulované části, VN obsahuje 60 % neregulované části a 40 % regulované části, VVN obsahuje 70 % neregulované části a 30 % regulované části.

Jedná se o velmi přibližná čísla pro podmínky ČR, přičemž procenta jsou stanovena jako průměrná v dané době a nejsou zde zahrnuty daně. Pojednání v dalších kapitolách je rozděleno do dvou částí: 1. přenos elektřiny a systémové služby ten, kdo zajišťuje provoz přenosové soustavy a její rozvoj, je provozovatelem přenosové soustavy. Součástí této instituce je velmi často i dispečink elektrizační soustavy, který zajišťuje systémové služby. Obecně se provoz přenosové soustavy a systémové služby fyzikálně velmi prolínají, 2. distribuce elektřiny. 4.2 Přenos elektřiny a systémové služby V legislativě ČR se přenosovou soustavou rozumí vzájemně propojený soubor vedení a zařízení 400 kv, 220 kv a vybraných vedení a zařízení 110 kv, uvedených v příloze Pravidel provozování přenosové soustavy, sloužící pro zajištění přenosu elektřiny pro celé území České republiky a propojení s elektrizačními soustavami sousedních států, včetně systémů měřicí, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky. Přenosová soustava je zřizována a provozována ve veřejném zájmu. Systémovými službami se rozumí činnosti provozovatele přenosové soustavy, resp. dispečinku, pro zajištění spolehlivého provozu elektrizační soustavy s ohledem na provoz v rámci propojených elektrizačních soustav. Provozovatel přenosové soustavy - dle naší legislativy: zajišťuje spolehlivé provozování, obnovu a rozvoj přenosové soustavy a za tím účelem spolupracuje s provozovateli propojených přenosových soustav, poskytuje přenos elektřiny na základě uzavřených smluv, řídí toky elektřiny v přenosové soustavě při respektování přenosů elektřiny mezi propojenými soustavami ostatních států a ve spolupráci s provozovateli distribučních soustav v elektrizační soustavě, odpovídá za zajištění systémových služeb pro elektrizační soustavu na úrovni přenosové soustavy, je povinen připojit k přenosové soustavě zařízení každého a poskytnout přenos každému, kdo o to požádá a splňuje podmínky připojení a obchodní podmínky stanovené Pravidly provozování přenosové soustavy, s výjimkou případu prokazatelného nedostatku kapacity zařízení pro přenos nebo při ohrožení spolehlivého provozu přenosové soustavy. Provozovatel přenosové soustavy nesmí být držitelem licence na obchod s elektřinou, distribuci elektřiny a výrobu elektřiny. To jsou základní vymezení činností přenosu a systémových služeb v ČR stanovená energetickým zákonem. V navazujících kapitolách jsou uvedeny i jiné možnosti řešení s tím, že hlavní pozornost je věnována situaci v ČR. 82

83 4.2.1 Ocenění přenosových služeb Z hlediska přístupu k sítím obecně, tedy i k přenosové síti, lze hovořit o: přístupu třetích stran základní pravidla použití přenosové soustavy, a zvláště pak cenu za tuto službu, stanovuje obvykle regulační úřad, sjednaném přístupu zájemce o použití přenosové soustavy si sjednává podmínky použití i cenu s provozovatelem přenosové soustavy. V současné době převažuje metoda přístupu třetí strany (TPA Third Party Access) a proto se dále pojednává pouze o ní. Technologické podmínky připojení a používání přenosové soustavy jsou stanoveny Pravidly provozování přenosové soustavy. Tato pravidla se nazývají Kodexem přenosové soustavy (dále jen Kodex) a jsou k dispozici na webové adrese společnosti ČEPS. Kodex schvaluje Energetický regulační úřad. Teoreticky by bylo možné kalkulovat náklady na přenos elektřiny pro každou z variant možného nákupu. Tato kalkulace je možná až ex post nikoliv ex ante. Teprve na základě skladby zdrojů pro pokrytí konkrétního zatížení v jednotlivých odběrných bodech, což odpovídá tokům elektřiny v jednotlivých linkách elektrizační soustavy (nutno vzít v úvahu závislost konkrétního zapojení linek a další technické podmínky), lze spočítat náklady na vybranou obchodní transakci. Je to však možné pouze pro krátký časový okamžik než dojde ke změně zatížení v soustavě či změně konfigurace zdrojů či linek. Prakticky je tento rigorózní postup pro obchod s elektřinou obtížně použitelný, a to zvláště v úzce propojených soustavách. K finančnímu (cenovému) ohodnocení přenosu se v současnosti používají dvě základní metody, které však mají při konkrétním použití celou řadu specifikací: Metoda poštovní známky jak odpovídá názvu metody, uživatel přenosové služby (účastník trhu) platí za poskytnutý přenos na daném území (v dané přenosové soustavě) stejnou cenu za přenesenou elektřinu, a to bez ohledu na místo dodávky (předávací místo) a místo odběru a bez ohledu na obchodní hodinu ve dni či týdnu. Je to velice jednoduchá metoda, oblíbená u obchodníků, kteří mohou specifikovat dopředu své náklady na přenos. Metoda nepřihlíží ke geografickému rozmístění výroby a spotřeby a tudíž nerespektuje ani přibližně skutečné náklady na konkrétní obchodní transakce. Cena za přenos, zjednodušeně řečeno, je průměrná cena všech uskutečněných přenosů. V Evropě se převážně používá tato metoda uvnitř elektrizačních soustav. Metoda respektující vzdálenosti přenosu v jednotlivých hodinách počítá náklady spojené s využitím přenosové soustavy pro jednotlivé uzly, resp. regiony elektrizační soustavy. Možnou specifikací metody je stanovení nákladů na přenos na bázi násobku ceny přenosu a kilometrové vzdálenosti mezi předávacím a odběrným uzlem. Jako vzdálenost se může brát vzdušná geografická vzdálenost nebo elektrická, s respektováním rozmístění vedení v prostoru. Za přenosové služby - a obvykle s nimi spojené služby- mohou platit: výrobci (dodavatelé) hovoří se o G komponentě, zákazníci (odběratelé) hovoří se o L komponentě používané v ČR, výrobci i zákazníci, případně v různém procentním podílu.

Ceny přenosových služeb mohou být stanoveny jako jednotné pro rok či delší období nebo se mohou měnit dle ročního nebo denního období. 84 4.2.2 Systémové služby Systémové služby nejsou v jednotlivých elektrizačních soustavách specifikovány stejně. Obvykle to souvisí se skladbou zdrojů, mezinárodním propojením, historickým vývojem atd. V souladu s Kodexem lze za systémové služby, které zajišťuje provozovatel přenosové soustavy, obecně označit: udržování kvality elektřiny s využitím těchto prostředků: primární regulace frekvence sekundární regulace frekvence a výkonu sekundární regulace napětí terciární regulace napětí zajištění kvality napěťové sinusovky zajištění stability přenosu udržování výkonové rovnováhy v reálném čase s využitím prostředků: sekundární regulace frekvence a výkonu terciární regulace výkonu dispečerské zálohy zajištění služby obnovení provozu Část systémových služeb může zajistit provozovatel přenosové soustavy vlastními silami, část musí zajistit (nakoupit) od uživatelů přenosové soustavy (účastníků trhu), případně od okolních provozovatelů přenosových soustav. Nakupované služby se nazývají podpůrnými službami. 4.2.3 Podpůrné služby Podpůrné služby (PpS) jsou prostředky sloužící k zajištění systémových služeb (SyS) přenosové soustavy ČR. Jinými slovy, podpůrné služby jsou služby poskytované uživatelem přenosové soustavy, kterými se tento uživatel podílí na systémových službách zajišťovaných provozovatelem přenosové soustavy. Systémové služby jsou v souladu s předcházející kapitolou činnosti provozovatele přenosové soustavy, společnosti ČEPS, kterými zajišťuje kvalitu a spolehlivost dodávky elektřiny na úrovni přenosové soustavy. Systémové služby zajišťují okamžitou rovnováhu mezi výrobu a spotřebou při kolísající spotřebě a poruchách na straně výroby, plnění mezinárodních závazků a podmínek propojení ES ČR. Kvalitou se rozumí zejména parametry frekvence a napětí definované Kodexem PS [9]. Spolehlivostí dodávky se rozumí nepřerušenost dodávky v odběrných místech z přenosové soustavy. Definovaná je průměrným počtem a trváním dílčích výpadků dodávky v jednotlivých předávacích místech. Způsob zajištění podpůrných služeb je v jednotlivých státech různý a odlišně se vyvíjí. Je velmi závislý zejména na skladbě zdrojů a akceptovaném modelu trhu

s elektřinou. Zde je proto konkrétně pojednáno o reáliích ČR. ČEPS, jako organizace vykonávající funkci provozovatele přenosové soustavy (dále jen PPS), zajišťuje podpůrné služby třemi základními způsoby: výběrovými řízeními, přímými smlouvami s poskytovateli, spoluprací s propojenými soustavami. Pomocí výběrových řízení se zajišťuje: 1) Primární regulace frekvence f bloku (PR) - lokální automatická funkce zajišťovaná obvody primární regulace, spočívající v přesně definované změně výkonu elektrárenského bloku v závislosti na odchylce frekvence od zadané hodnoty. Velikost požadované změny výkonu bloku v závislosti na odchylce frekvence sítě je určena statikou primární regulace f. Pro tuto regulaci musí být v rámci výkonového rozsahu bloku trvale vyčleněna primární regulační záloha. Její velikost závisí na technologických vlastnostech bloku a požadavcích PPS. Provozovatel bloku musí zajistit uvolnění požadované regulační zálohy bloku v primární regulaci do 30 sekund od okamžiku vzniku výkonové nerovnováhy. 2) Sekundární regulace výkonu P bloku (SR) - proces změny hodnoty výkonu regulovaného elektrárenského bloku dle požadovku sekundárního regulátora frekvence a salda předávaných výkonů. Kvalita této podpůrné služby je posuzována podle velikosti nabízeného rozsahu a rychlosti zatěžování. Podpůrná služba SR výkonu bloku je zprostředkována pomocí změny požadované hodnoty regulátoru výkonu bloku. Pro tuto regulaci musí být v rámci výkonu bloku vyčleněn výkon sekundární regulační záloha, jejíž velikost závisí na technologických vlastnostech bloku. Celou velikost sekundární regulační zálohy musí být blok schopen realizovat do 10 minut od požadavku. 3) Terciární regulace výkonu P bloku (TR) - (resp. fiktivního bloku) - spočívá ve změně výkonu bloku na základě požadavku PPS. Tento požadavek představuje signál vyslaný na elektrárnu technickým zařízením dispečinku PPS. Změna výkonu, realizovaná v rámci PpS terciární regulace, musí mít spojitý (kontinuální) charakter. Kvalita této podpůrné služby je posuzována podle velikosti nabízeného rozsahu a rychlosti zatěžování. Jsou dva druhy TR, které jsou poskytovány nezávisle na sobě terciární regulace kladná (TR+) a terciární regulace záporná (TR-). U TR+ se jedná o zvýšení výkonu bloku, u TR- o snížení. Terciární regulaci výkonu bloku je možné realizovat dvěma způsoby: u bloků, které se též účastní sekundární regulace, je terciární regulace uskutečněna změnou pásma pro sekundární regulaci. Tato změna je realizována rychlostí garantovanou pro službu sekundární regulace, u bloků, které nejsou zapojeny do sekundární regulace, je změna výkonu uskutečněna rychlostí garantovanou pro terciární regulaci výkonu bloku. 85

4) Rychle startující 10minutová záloha (QS 10) - jsou bloky, které jsou do 10 minut od příkazu dispečera schopny přifázování a najetí na jmenovitý nebo na předem sjednaný výkon. Hlavním účelem použití těchto bloků je vyregulování výkonové nerovnováhy vzniklé jako důsledek výpadků elektrárenských bloků nebo náhlého a významného nárůstu zatížení. 5) Rychle startující 15minutová záloha (QS 15 ) - jsou bloky, které jsou do 15 minut od příkazu dispečera schopny přifázování a najetí na jmenovitý nebo na předem sjednaný výkon. Hlavním účelem použití těchto bloků je vyregulování výkonové nerovnováhy, vzniklé jako důsledek výpadků elektrárenských bloků nebo náhlého a významného nárůstu zatížení. 6) Dispečerská záloha - tvoří ji bloky elektráren, odstavené do zálohy, schopné na žádost provozovatele PS najet na jmenovitý nebo předem určený výkon do t minut. 7) Snížení výkonu (SV 30) - je poskytováno na blocích, které jsou do 30 minut od povelu dispečera schopny snížení výkonu o předem sjednanou hodnotu nebo schopny plného odstavení. Služba je využívána pro snížení dodávky do ES a odregulování výkonové nerovnováhy při významné záporné odchylce v soustavě vzniklé nedodržením sjednaných diagramů v rozsahu přesahujícím možnost standardně určených velikostí PpS SR a TR-. Minimální velikost zálohy, zajišťované od jednoho poskytovatele této PpS, je 30 MW a minimální doba, po kterou musí být garantováno její využití po aktivaci dispečerem, je 24 hodin. Přímými smlouvami s poskytovateli se zajišťují: 1) Služba Vltava (VSR) - využívá fiktivní blok pro vltavskou kaskádu provozovaný společností ČEZ, a.s. Poskytuje zejména rychle startující 10minutovou zálohu a dále v závislosti na hydrologických podmínkách také sekundární regulaci. Fiktivní blok Vltava je v ES ČR zcela jedinečný, proto je veden a řízen zcela samostatně, aby bylo možné zohlednit technické podmínky, hydrologickou situaci a jiná ustanovení platná pro vltavskou kaskádu. 2) Změna zatížení (ZZ 30) - snížení nebo zvýšení spotřeby elektřiny poskytovatelem realizované dle pokynů dispečera do 30 minut od vydání pokynu. V současné době je tato PpS poskytována pouze ve formě snížení spotřeby elektřiny. Při snížení spotřeby vzniká kladná regulační energie, která je placena poskytovateli ZZ30. Pro účely stanovení marginální ceny regulační energie je služba snížení spotřeby považována za zvláštní druh TR+. 3) Sekundární regulace U/Q (SRUQ) - automatická funkce využívající celý smluvně dohodnutý regulační rozsah jalového výkonu bloků pro udržení zadané velikosti napětí v pilotních uzlech ES, která také rozděluje vyráběný jalový výkon na jednotlivé stroje. Tato regulace musí mít schopnost spolupracovat s prostředky terciární regulace napětí a jalových výkonů. 4) Schopnost ostrovního provozu (OP) - schopnost elektrárenského bloku pracovat do vydělené části vnější sítě, tzv. ostrova. Ostrovní provoz se vyznačuje velkými nároky na regulační schopnosti bloku. Tato schopnost je nezbytná pro předcházení a řešení stavu nouze. Vyznačuje se značnými 86

změnami frekvence a napětí, v souvislosti s tím, že blok pracuje do izolované části soustavy. 5) Schopnost startu ze tmy - schopnost najetí bloku elektrárny bez podpory vnějšího zdroje napětí, schopnost dosažení daného napětí, možnost připojení k síti a jejího napájení v ostrovním režimu. Tato PpS umožňuje obnovení dodávky po úplném nebo částečném rozpadu soustavy (ztrátě napájení), kde základním cílem je uvést postiženou oblast do normálního provozního stavu v krátkém čase a bezpečným způsobem. Poskytovatel této PpS musí splňovat podmínky Kodexu PS včetně požadavků certifikace. Výpomoc ze synchronně spolupracujících soustav se zajišťuje pomocí: havarijních smluv nákupem elektřiny ze zahraničí Při zpracování výčtu a zjednodušeného popisu podpůrných služeb byly využity materiály ČEPS. Další podrobnosti lze zjistit zejména v Kodexu a na webové stránce společnosti ČEPS [9]. Obchod s podpůrnými službami je z hlediska účastníka zajímavou částí trhu s elektřinou. Subjekty, připojené do elektrizační soustavy, mají právo, nikoliv povinnost, při splnění technických a obchodních podmínek, stanovených provozovatelem přenosové soustavy, nabízet podpůrné služby. Jejich ceny se vytvářejí na základě tržního principu. Podpůrné služby jsou nakupovány společností ČEPS, a.s., na trhu, který tato společnost také organizuje prostřednictvím dvou obchodních instrumentů: dlouhodobých kontraktů jsou uzavírány na základě výběrových řízení, která jsou vypisována na jednotlivé kategorie PpS. Používají se nabídkové ceny, tzn.- poskytovateli konkrétní kategorie PpS je tato služba hrazena ve výši, která je uvedena v uzavřeném kontraktu, denního trhu s PpS přes něj je nakupována zbývající část PpS. Na tomto trhu PpS je pro každou obchodní hodinu tvořena trhem tzv. marginální cena, tzn. cena nejdražší přijaté nabídky na poskytování PpS. Touto cenou jsou pak zaplaceni všichni akceptovaní poskytovatelé, kteří svůj závazek splnili. Denní trh s PpS je součástí eportálu Damas. Nutnou podmínkou k účasti na trhu s PpS je splnění technických požadavků, kladených na zařízení tzv. certifikace podle Kodexu PS. 87

obr. 44 Dlouhodobé a krátkodobé obchodování s PpS Vyrovnávací trh s regulační energií specifickým nákupem je nákup regulační energie na vyrovnávacím trhu s regulační energií. Tento trh je v ČR organizován společností OTE, a.s., ve spolupráci s provozovatelem přenosové soustavy. Účastníci trhu mají možnost nabízet elektřinu nebo ji poptávat a jediný kupující (společnost ČEPS, a.s.) ji poté nakupuje jako regulační energii. Tento trh je otevřen 90 minut a je uzavírán 30 minut před danou obchodní hodinou. Přehledné schéma ekonomických vazeb v prostředí systémových a podpůrných služeb je zřejmé z obr. 45 viz [5]. obr. 45 Prostředí SyS/PpS zdroj: ČEPS, a.s. Obchodním intervalem pro poskytování PpS je obchodní hodina, stejně jako u obchodování se silovou elektřinou. Jednotlivé podpůrné služby jsou dle ČEPS, a.s., aktivovány automaticky nebo pokynem dispečera. 88

PpS aktivované automaticky primární regulace frekvence aktivována pomocí proporcionálního kontroléru na každý elektrárenský blok zapojený do podpůrných služeb, sekundární regulace frekvence aktivována prostřednictvím centrálního regulátoru. Automaticky zajišťuje frekvenci na jmenovité hodnotě při respektování zahraničních výměn. Generátory, které jsou zapojeny do sekundární regulace, musí dosáhnout snížení nebo zvýšení produkce výkonu v čase do 10 minut, s rychlostí nejméně 2 MW/min. PpS aktivované dispečerským řízením rychle startující záloha - představuje většinou výkon v přečerpávacích vodních elektrárnách, který je schopen najetí do 10-15 minut, terciární regulace - je uložena ve zbytku pracujících agregátů řízených dispečinkem ČEPS, a.s. Je využívána pro potřeby snižování i zvyšování výkonu. Využití této rezervy musí být zajištěno maximálně do 30 minut, při minimálním poměru 2 MW/min, změna zatížení - tato služba je zajišťována na straně spotřeby elektrické energie u vybraných průmyslových objektů. Ty jsou schopny na základě žádosti ovlivnit snížení nebo zvýšení své spotřeby, dispečerská rezerva výkonu - je většinou aktivována v případě výpadku generátorů nebo při dlouhodobějším nedostatku energie. Typické užití je v případě kombinované výroby v paroplynovém cyklu. 89 4.3 Distribuce elektřiny Distribuční soustavou se rozumí vzájemně propojený soubor vedení a zařízení o napětí 110 kv, s výjimkou vybraných vedení a zařízení o napětí 110 kv, která jsou součástí přenosové soustavy a vedení a zařízení o napětí 0,4/0,23 kv, 1,5 kv, 3 kv, 6 kv, 10 kv, 22 kv, 25 kv nebo 35 kv sloužící k zajištění distribuce elektřiny na vymezeném území České republiky, dále systémů měřicí, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky, včetně elektrických přípojek ve vlastnictví provozovatele distribuční soustavy. Distribuční soustava je zřizována a provozována ve veřejném zájmu. Toto je definice distribuční soustavy vycházející z energetického zákonu. Provozovatel distribuční soustavy dle naší legislativy: zajišťuje spolehlivé provozování, obnovu a rozvoj distribuční soustavy na území vymezeném licencí, umožňuje distribuci elektřiny na základě uzavřených smluv, řídí toky elektřiny v distribuční soustavě při respektování přenosů elektřiny mezi ostatními distribučními soustavami a přenosovou soustavou ve spolupráci s provozovateli ostatních distribučních soustav a provozovatelem přenosové soustavy, připojí k distribuční soustavě zařízení každého a umožní distribuci elektřiny každému, kdo o to požádá a splňuje podmínky připojení a obchodní podmín-

ky stanovené Pravidly provozování distribuční soustavy, s výjimkou případu prokazatelného nedostatku kapacity zařízení pro distribuci nebo při ohrožení spolehlivého provozu distribuční soustavy, přeruší dodávku elektřiny zákazníkům v případě neoprávněného odběru, a na základě žádosti obchodníka s elektřinou nebo výrobce elektřiny. Provozovatel distribuční soustavy zajišťuje v rámci distribuční soustavy systémové služby: obnovu provozu distribuční soustavy kvalitu napěťové a proudové sinusovky regulaci napětí a jalového výkonu v distribuční soustavě 4.4 Literatura [1] Švejnar, P.: Systémové a podpůrné služby, Cyklus přednášek ČEPS, a. s. 2000 [2] Chemišinec, I.: Příprava provozu a řízení elektrárenských zdrojů, Diplomová práce, FEL ČVUT Praha, 2002 [3] Chemišinec, I.: Spolehlivost v přípravě provozu výroben elektrické energie; dizertační práce, FEL ČVUT Praha, 2005 [4] Nečesaný, J.: Rovnováha elektrizační soustavy, Dizertační práce, FEL ČVUT Praha, 2008 [5] Spolehlivost a ekonomie systémových služeb. Seminář SE SyS 2006, Přednáška ČEPS [6] Havel, P.: Optimal Purchase and Dispatch of Ancillary Services for Safe Power Balance Control, Disertační práce, FEL ČVUT, 2009 [7] Einhorn Michael, Siddiqi Riaz: Electricity Transmission Pricing and Technology, Kluwer Academic Publishers 1996 [8] Baumol William J, Sidak Gregory J: Transmission Pricing and Stranded Costs in the Electric Power Industry, AEI Press 1995 [9] Kodex PS: Revize 09 ve znění schváleném ERÚ k 1. 1. 2009; www.ceps.cz 90

5 Spolehlivost dodávky v podmínkách trhu s elektřinou Dosažení úspěchu na trhu s elektřinou souvisí i s podmínkou nakoupenou, resp. prodanou elektřinu, dodat odběrateli (zákazníkovi) v požadované kvalitě a čase. Jak už bylo uvedeno v úvodních kapitolách, elektrická energie má to specifikum, že nelze skladovat a je tedy potřeba dodat ji v okamžiku, kdy je spotřebována. Pokud tomu tak není, vyvolává to další náklady, spojené jak s náklady vzniklými nedodávkou elektřiny, tak i náklady, které musí být vynaloženy na zajištění náhradního způsobu zajištění potřebného objemu elektřiny. Popis a matematický pohled na tuto problematiku jde nad rámec zaměření této kapitoly, proto autoři doporučují k hlubšímu studiu literaturu [1], [3], [6], [8], [11]. Přesto je dále z hlediska srozumitelnosti alespoň částečně shrnuta základní problematika, dotýkající se oblasti kvality a spolehlivosti v dodávce elektrické energie. 5.1 Základní pojmy v oblasti spolehlivosti Obecně lze spolehlivost definovat jako vlastnost objektu / systému, která spočívá ve schopnosti plnit požadované funkce při zachování stanovených hodnot provozních ukazatelů (nebo v daných mezích) a v čase podle stanovených technických podmínek. Spolehlivost ES je chápána jako spolehlivost celého systému, který zahrnuje zdrojovou část, přenosovou síť, distribuční sítě a zařízení sloužící ke konečné spotřebě elektřiny. Mezi důležité pojmy ve spolehlivostních analýzách patří porucha, výpadek a přerušení [1], [3], [4]. Porucha - stav zařízení nebo systému, které neplní funkce, k nimž byly vyrobeny. Kritéria poruchy stanoví technická dokumentace pro daný objekt. Porucha tedy nemusí znamenat úplnou ztrátu funkční schopnosti objektu, ale často nastává překročením mezí stanovených provozních ukazatelů. V případě distribuce elektřiny se tímto pojmem rozumí přerušení distribuce elektřiny do odběrného nebo předávacího místa po dobu delší než 3 minuty, které vzniklo v důsledku narušení nebo poškození zařízení přenosové nebo distribuční soustavy. Za poruchu není považováno přerušení distribuce elektřiny konečnému zákazníkovi, jehož příčinou je jeho vlastní odběrné elektrické zařízení nebo elektrická přípojka, která není ve vlastnictví provozovatele distribuční soustavy nebo společné elektrické zařízení v nemovitosti. Následná porucha, bez příčinné souvislosti s poruchou předcházející, je považována za poruchu novou. Výpadek - odstranění určitého prvku (zařízení ze systému). Například výpadek transformátoru či výpadek vedení, které však nemusí nutně vést k přerušení dodávky el. energie. Přerušení situace, ve které zákazníkovi není dodávána elektřina kvůli jednomu nebo více výpadků v zásobování. Přerušení může být krátkodobé nebo dlouhodobé. Krátkodobé přerušení jedná se o přerušení trvající do 3 minut. Mohou být důsledkem opětovného zapnutí vedení nebo přepínaní vedení. Dlouhodobé přerušení přerušení trvající déle jak 3 minuty. 91

Správné pochopení těchto významů je důležité pro návrh systémů k dosažení vyšší spolehlivosti. Do tohoto výčtu dále vstupuje důležitá otázka - kolik zákazníků nebo jakou část spotřeby postihne výpadek určitého zařízení nebo jeho části? Význam některých z výše uvedených pojmů je blíže definován ve vyhlášce ERÚ č. 540/2005 Sb., o kvalitě dodávek elektřiny a služeb v elektroenergetice. Mluvíme-li o zásobování konečných zákazníků, je potřeba si uvědomit, že přerušení dodávky závisí i na připojení odběratelů k síti, protože mnoho zákazníků je připojeno pomocí paprskovitých rozvodů, což znamená, že jediný výpadek kteréhokoli zařízení na tomto rozvodu může způsobit přerušení dodávky všem odběratelům od tohoto místa dále. Teorie spolehlivosti dává možnost vyjadřovat spolehlivost kvantitativně z experimentálních a naměřených dat, předvídat ji pomocí matematických modelů, nalézt kritické součásti nejvíce ovlivňujících poruchovost systému a hledat cesty ke zvětšení bezporuchového chodu [1], [2], [3], [4]. 5.2 Ukazatelé spolehlivosti Každý prvek může být popsán množinou spolehlivostních parametrů. Jednoduché modely jsou založeny na intenzitě poruch sledovaného prvku a střední době trvání poruchy. Sofistikovanější modely mohou používat mnoho dalších spolehlivostních parametrů, jako např: intenzita poruch popisuje, kolikrát za dané časové období (např. rok) může sledovaný prvek očekávat poruchu, 92 intenzita plánovaných oprav - vyjadřuje četnost plánovaných oprav pro každý prvek, např. je-li tato intenzita rovna 2 za rok, je tím míněno, že zařízení je opravováno dvakrát do roka, střední doba opravy (trvání poruchy) T op - jde o očekávaný čas, potřebný pro odstranění poruchy, měřený od doby vzniku poruchy. Mnoho spolehlivostních parametrů se mění od situace k situaci a každé zařízení je charakteristické jinými hodnotami. Střední doba poruchy vyjadřuje, jak bylo uvedeno výše, očekávanou dobu opravy vzhledem k většině poruch. Skutečný čas opravy, vzhledem ke konkrétní poruše, však může být nižší, resp. vyšší, než tato očekávaná hodnota. Protože tento čas nelze odhadnout předem, označujeme ji jako náhodnou proměnnou. Náhodnou proměnnou vyjadřujeme pomocí distribuční funkce F(t), která je shodná s pravděpodobností poruchy. Pravděpodobnost poruchy = pravděpodobnost, že v časovém intervalu <0,t> porucha nastane. Označujeme ji jako Q(t) a je shodná s distribuční funkcí F(t) náhodné proměnné Q( t) F( t) P( t) (44) Pravděpodobnost bezporuchového stavu = pravděpodobnost, že v časovém intervalu < 0, t > porucha nenastane. Tuto pravděpodobnost označujeme R(t) a vyjádříme ji jako R(t) = P (>t), kde je čas, v němž dojde k poruše, a má charakter spojité náhodné proměnné.

Poruchový a provozuschopný stav se navzájem vylučují a nastane vždy jen jeden z nich. Proto platí: R( t) Q( t) 1 (45) Derivaci distribuční funkce F(t) podle času nazveme hustotou pravděpodobnosti poruchy f(t): df( t) dq( t) dr( t) f ( t) dt dt dt (46) Intenzita poruch (t) je definována poměrem: ( t) f ( t) R( t) (47) Rozložení pravděpodobnostních distribučních funkcí mohou být, a také častokrát jsou, charakterizovány statistickými metodami jako je střední hodnota, odchylka a směrodatná odchylka: střední hodnota _ t t. f ( t) dt (48) Rozdělení pravděpodobnosti poruch s danými parametry plně popisuje průběh bezporuchovosti a je proto možné vypočítat všechny další veličiny jako střední dobu bezporuchového provozu, pravděpodobnost poruchy v určitém časovém intervalu apod. Pro bližší pochopení problematiky spolehlivosti autoři doporučují odbornou literaturu [1], [2], [3]. 93 5.3 Kvalita elektrické energie a plynulost dodávek elektrické energie Pojmem kvalita elektrické energie rozumíme sinusový průběh napětí bez jakýchkoliv projevů rušení, ať již v amplitudě nebo frekvenci. Pro dodržení standardů dodávané elektrické energie musí distribuční a přenosové společnosti vynaložit velké finanční prostředky, aby nedošlo k ovlivnění provozu elektrických zařízení s vysokými nároky na kvalitu elektrické energie. Technické standardy, jako je například EN 50 160, definují kvalitu dodávané elektrické energie, respektive kvalitu napěťové křivky, pomocí činitelů kvality, které specifikují jednotlivá dílčí rušení. Do charakteristiky dodávky elektrické energie jsou zahrnuty: kmitočet sítě velikost napájecího napětí odchylky napájecího napětí

rychlé změny napětí krátkodobé poklesy napájecího napětí krátká přerušení napájecího napětí dlouhodobá přerušení napájecího napětí dočasná přepětí síťového kmitočtu mezi vodiči pod napětím a zemí přechodná přepětí mezi vodiči pod napětím a zemí nesymetrie napájecího napětí harmonické napětí meziharmonická napětí napětí síťových signálů v napájecím napětí Norma potom definuje kvalitu dodávky elektrické energie jako Vyhodnocení odchylek technických parametrů dodávané elektrické energie nebo z celkového zásobování od hodnot určených (dohodnutých nebo obecných). Podrobnější rozbor jednotlivých kapitol, včetně opatření pro snížení nepříznivých vlivů, je uveden v [28]. Pro účely sledování spolehlivosti systému se zaznamenávají události s dobou trvání delší než tři minuty a pro účely samotného vyhodnocení se dále používají spolehlivostní ukazatele, nebo-li také spolehlivostní indexy. Tyto ukazatele mohou sloužit pro srovnání, zda se spolehlivost v dané oblasti zhoršuje, zlepšuje či zůstává stejná. Ve světě (především v USA a Kanadě) tyto ukazatele definuje dokument IEEE Std 1366-2003 (Revision of IEEE Std 1366-1998) pod názvem IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. V ČR se tomuto tématu věnovala odborná skupina při ČK CIRED a vypracovala materiál s názvem Metodika určování spolehlivosti dodávky elektrické energie a prvků distribučních soustav. Dále se z hlediska kontrolního orgánu v ČR touto problematikou zabývá vyhláška Energetického regulačního úřadu č. 540/2005 O kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. V těchto ukazatelích se jedná o statistické shrnutí dat pro definovanou skupinu zákazníků, zatížení a prvků soustavy. Většina ukazatelů jsou průměrné hodnoty, charakterizující celý systém nebo vybranou část regionu, ať již podle distribučních stanic nebo vedení. Hlavní výhodou takového zpracování je možnost porovnání jednotlivých provozovatelů distribučních sítí, případně může sloužit i kontrolním regulačním orgánům pro nastavení kvalitativních standardů a z toho vyplývajících kontrolních mechanizmů. Tyto spolehlivostní ukazatele můžeme rozdělit do více skupin - na: ukazatele pro sledování počtu postižených odběratelů a délky poruchy, ukazatele pro sledování omezení instalovaného výkonu vlivem přerušení dodávky, ukazatele pro sledování počtu postižených distribučních stanic, ukazatele pro sledování kvality dodávek. 94

Některé ukazatele sledují četnost výpadků, jiné dobu trvání poruchy. Další se zase snaží kombinovat obojí do jednorozměrné hodnoty, což bývá ale poměrně obtížné. Dalším důležitým problémem je porovnání četnosti výpadků s dobou jejich trvání. V tomto směru si lze položit otázku, zda jsou dvě hodinová přerušení dodávky porovnatelná s jedním dvouhodinovým výpadkem nebo zda je jedno horší než druhé. Pravda zřejmě nebude ani na jedné ze stran, protože každý zákazník může tyto dvě situace vnímat jinak a záleží i na tom, k čemu elektrickou energii využívá. Množství nedodané energie je dalším faktorem, který nesmíme opomenout. Přerušení dodávky elektrické energie může být z důvodu plánovaných prací na zařízení distribuční soustavy, jako jsou: rekonstrukce, opravy, údržba a revize elektrických zařízení, které souvisí s provozem distribuční soustavy. Další přerušení dodávky elektrické energie může vznikat z důvodu nestability distribučního systému, když jsou do tohoto systému zapojeny velké výrobní jednotky s nestabilní dodávkou elektrické energie. Mezi tyto zdroje patří větrné elektrárny, jejichž dodávka závisí na povětrnostních podmínkách. Proto je třeba zajistit vždy dostatečné množství regulačního výkonu pro pokrývání odchylek. V případě připojení velkých výkonových celků do distribuční nebo přenosové soustavy a nedostatečné záloze regulačního výkonu může dojít v případě neplánované nadvýroby nebo nedodávky elektrické energie až k přerušení dodávek elektrické energie či zhoršení kvality elektrické energie nad hranice doporučené normami či Kodexem distribučních a přenosových soustav. Z hlediska hodnocení plynulosti distribuce elektrické energie je nutné se zabývat obecnými ukazateli, jejichž cílem je vytvoření objektivního přístupu pro porovnávání ukazatelů plynulosti distribuce elektrické energie jednotlivých distribučních soustav. Jedná se o ukazatele SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, MAIFI: Průměrná systémová intenzita poruch SAIFI (1/rok): (System Average Interruption Frequency Index): (49) Pomocí tohoto ukazatele se zjišťuje průměrný počet odběratelů, které postihlo trvalé přerušení dodávky v průběhu celého roku. Při stálém počtu odběratelů je jedinou možností, jak zlepšit tento ukazatel - zmenšit počet přerušení. Průměrná systémová doba trvání výpadku SAIDI (hod/rok): (System Average Interruption Duration Index) (50) Oproti předcházejícímu indexu SAIFI se zjišťuje celková doba, po kterou byl průměrný počet odběratelů bez dodávky elektrické energie. V tomto případě je možné zlepšit u pevného počtu odběratelů tento index dvěma způsoby. Buď snížením počtu výpadků dodávky nebo zkrácením součtu všech dob trvání jednotlivých výpadků. Jak je zřejmé, snížení ukazatele SAIDI znamená zvýšení spolehlivosti. 95

Průměrná doba trvání výpadku CAIDI (hod): (Customer Average Interruption Duration Index): Tento ukazatel v podstatě vykazuje odezvu distribuční společnosti na vzniklou poruchu, a tím i na průměrnou dobu trvání výpadku. Tento ukazatel může být vylepšen snížením délky doby výpadku. (51) Střední ukazatel spolehlivosti ASAI (-): (Average Service Availability Index): (52) Ukazatel ASAI vykazuje přibližně stejné vlastnosti jako index SAIFI, tudíž jeho hodnota odráží i stupeň spolehlivosti. Uvedené ukazatele jsou založeny na sledování celkového počtu odběratelů, ale existují i indexy pro odběratele, kteří evidují jeden nebo více výpadků ve sledovaném roce. Výše uvedené ukazatele charakterizují průměrnou spolehlivost systému. 96 5.4 Použití spolehlivostních ukazatelů Spolehlivostní ukazatele (indexy) jsou používány k hodnocení uplynulého období, ke zjištění trendů a zákonitostí z toho vyplývajících, ale také k porovnání jednotlivých společností. Přesto porovnání mezi jednotlivými státy může být obtížné z důvodů rozdílných geografických podmínek, rozdílného sběru dat, a také rozdílného pohledu na zařazování výpadků v důsledku živelních pohrom. Rozdílné geografické podmínky se na tomto obtížném porovnávání projevují nejvíce. Každý stát či oblast mají rozdílný terén a jsou vystaveny jiným podmínkám vnějších vlivů včetně počasí nebo území distribuční společnosti (DS). Tato okolnost ovlivňuje zásobování rozdílného druhu spotřebitelů a oblastí. Dalším důvodem pro používání těchto ukazatelů je snaha zlepšit spolehlivost dodržením nastavených hodnot. Ukazatele jsou také prospěšné pro regulátora, který se tím snaží motivovat, i pod hrozbou sankcí, dodavatele elektrické energie na základě výsledků uplynulého období. I když se otevírá trh s elektrickou energií, kdy zákazník může nakupovat elektrickou energii na základě svého výběru mezi cenou a spolehlivostí, stále zůstává připojen ke své distribuční síti, a je tak omezen jejím technickým stavem a provozem, které určují velkou měrou spolehlivost dodávky. Regulační orgán může chránit odběratele nastavením pravidel pro distribuční společnosti za účelem zajištění standardů kvality dodávané elektřiny. Základem je mít správná a prokazatelná provozní data za definované období, správně je vyhodnotit a na tomto základě se rozhodnout, jak dalece je možné spolehlivostní ukazatele zlepšit. Většinou jsou cíle založeny na udržení nebo zlepšení současné hodnoty průměrné systémové intenzity poruch - neboli četnosti poruch, popř. průměrné systémové době trvání výpadku. Ve velké míře zde však existuje značné omezení, jednak v podobě rozpočtu distribuční společnosti, a pak také ochoty odběratelů, podílet se na zvýšených nákladech za zlepšení spolehlivosti zvýšenou cenou za odebíranou elektrickou energii.

Příkladem nastavení těchto pravidel může být regulace distribuční společnosti na základě výkonnosti. V podstatě jde o udělení prémie za zajištění předem dohodnuté spolehlivosti nebo udělení pokuty za její nedodržení. Na obr. 46, přejatém z americké odborné literatury [8], je graficky znázorněn postup při oceňování spolehlivosti uplatňovaný na severoamerickém trhu. Celý systém je založen na sledování průměrné systémové intenzity poruch a průměrné systémové době trvání výpadku. obr. 46 Příklad oceňování spolehlivosti DS na základě spolehlivostních indexů 5.5 Kvalita elektřiny z pohledu ERÚ Jak už bylo uvedeno, v ČR je požadovaná kvalita dodávek a služeb stanovena Energetickým regulačním úřadem, a to vyhláškou č. 540/2005 Sb., o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. Tato vyhláška stanoví požadovanou kvalitu dodávek a služeb souvisejících s regulovanými činnostmi v elektroenergetice, včetně výše náhrad za její nedodržení, lhůt pro uplatnění nároku na náhrady a postupy pro vykazování dodržování kvality dodávek a služeb. Požadovaná kvalita dodávek a služeb, souvisejících s regulovanými činnostmi v elektroenergetice a její parametry, jsou vyjádřeny prostřednictvím standardů kvality dodávek a souvisejících služeb. Standardy kvality dodávek elektřiny a souvisejících služeb se člení na: garantované standardy přenosu nebo distribuce elektřiny a garantované standardy dodávek, uvedené v 5 až 20, stanovující kvalitu přenosu nebo distribuce elektřiny a dodávek elektřiny, která musí být dosažena v každém individuálním případě, obecný standard přenosu nebo distribuce elektřiny, uvedený v 21, sloužící k porovnání výkonnosti a jejího časového vývoje provozovatelů distribučních soustav a posouzení výkonnosti včetně jejího časového vývoje provozovatele přenosové soustavy. 97

Garantované standardy přenosu nebo distribuce elektřiny 5 - standard obnovy přenosu nebo distribuce elektřiny po poruše 6 - standard dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny 7 - standard výměny poškozené pojistky 8 - standard kvality elektřiny 9 - standard lhůty pro vyřízení reklamace kvality elektřiny 10 - standard lhůty pro odstranění příčin snížené kvality elektřiny 11 - standard zaslání stanoviska k žádosti o připojení zařízení žadatele k přenosové nebo distribuční soustavě 12 - standard umožnění přenosu nebo distribuce elektřiny 13 - standard obnovy distribuce elektřiny po přerušení distribuce elektřiny z důvodu prodlení konečného zákazníka nebo dodavatele sdružené služby s úhradou plateb za poskytnutou distribuci elektřiny 14 - standard obnovy distribuce elektřiny po přerušení distribuce elektřiny na žádost dodavatele nebo dodavatele sdružené služby 15 - standard lhůty pro vyřízení reklamace měření dodávky elektřiny 16 - standard předávání údajů o měření 17 - standard lhůty pro vyřízení reklamace vyúčtování distribuce elektřiny 18 - standard dodržení termínu schůzky s konečným zákazníkem Garantované standardy dodávek 19 - standard zajištění obnovy dodávky elektřiny po přerušení dodávky z důvodu prodlení konečného zákazníka, s úhradou plateb za odebranou elektřinu 20 - standard lhůty pro vyřízení reklamace vyúčtování dodávky elektřiny Obecný standard přenosu nebo distribuce elektřiny a jeho vykazování 21 - standard plynulosti přenosu nebo distribuce elektřiny Za nedodržení garantovaných standardů se podle zákona poskytuje náhrada ve výši stanovené touto vyhláškou. Na základě dodržování obecného standardu je úřadem sledována a vyhodnocována spolehlivost a plynulost přenosu a distribuce elektřiny v přenosové soustavě a v distribučních soustavách. Úřad následně zveřejňuje roční zprávu o dosažené úrovni dodržování standardu plynulosti přenosu a distribuce elektřiny [29]. Ukazatele spolehlivosti dodávek v podmínkách České republiky uvádí tab. 2. 98

Ukazatele DS 1 DS 2 DS 3 ČR SAIFI 2,68 2,02 0,85 2,27 SAIDI 251,32 342,66 47,84 248,81 CAIDI 93,74 170,05 56,49 109,39 tab. 2 Spolehlivostní ukazatele v ČR (zdroj: ERÚ) 5.6 Cena a kvalita na trhu s elektrickou energií Při odběru elektrické energie zákazník vyžaduje, aby dostal elektrickou energii v požadovaném množství a kvalitě. U většiny odběratelů však hlavním rozhodovacím činitelem zůstává cena elektrické energie. Tato závislost se dá dobře znázornit na třírozměrném grafu (viz obr. 47). 99 obr. 47 Rozhodovací činitelé při dodávce elektrické energie Podíváme-li se zpět do vertikálně - integrovaného systému, výrobce a zároveň dodavatel nenabízel službu spolehlivost jako komoditu, která by ovlivňovala výslednou cenu elektřiny. Byl zde dispečerský řád, který zajišťoval podle zavedených standardů určitý stupeň garance spolehlivosti, což znamenalo, že všichni zákazníci, bez rozdílu, měli mít stejnou měrou spolehlivost zaručenu. V době vertikálněintegrovaného monopolu byl tento graf dvourozměrný. Cena za odebranou energii závisela z větší části pouze na odebraném množství. Liberalizovaný trh by měl dát odběratelům možnost rozhodovat o ceně, kterou jsou ochotni zaplatit i v závislosti na spolehlivosti dodávky. To může mít za následek rozdělení odběratelů do více skupin podle toho, zda jsou ochotni si připlatit za zajištění vyšší spolehlivosti dodávky (např. úpravami i na straně odběratele) nebo respektují standardní spolehlivost, příp. jsou ochotni obětovat na úkor spolehlivosti nižší zabezpečenost dodávky elektrické energie. V tomto případě však požadují nižší cenu. Kvalita a spolehlivost dodávky elektřiny může mít také vliv na rozhodování potenciálního investora pro výběr místa výstavby svého odběru, v závislosti na stupni spolehlivosti dodávky garantované v dané oblasti. Případně si investor zvolí jiné místo, pokud jsou v dané oblasti obvyklá častá přerušení dodávek a není zajišťěna požadovaná kvalita elektřiny. Ani dodatečné investice nemusí vždy znamenat zlepšení spolehlivosti, uvědomíme-li si, že zvýšení prvků sítě může vést k poklesu celkové spolehlivosti v důsledku vlastní pravděpodobnosti poruchy nebo např. vlivu instalovaného záložního zdroje na jiné parametry elektrické energie (flikr, vyšší harmonické). Dále spo-

lehlivost není jednorozměrný parametr, a tak nejenom četnost výpadků, ale i doba trvání značně ovlivňují výsledné náklady vzniklé přerušením dodávky. V souvislosti s předcházejícím omezením je potřeba zavést očekávané náklady, které vzniknou přerušením dodávky. Tyto náklady se u odběratele, při přerušení dodávky elektrické energie, mohou skládat z více složek: přímé náklady - náklady, které jsou snadno zjistitelné po ukončení výpadku. Pro znázornění se může jednat o zkažené potraviny, o cenu zničeného materiálu, přerušení produkce nebo se rovnají nákladům na mzdu zaměstnanců, kteří nepracovali po dobu výpadku, nepřímé náklady - tato položka se již hůře vyjadřuje v penězích. Např. se jedná o ztrátu zákazníka v důsledku opoždění dodávky či o náklady spojené s přesunem výroby do jiné oblasti, kde je zaručena větší spolehlivost, nepeněžní náklady - vzniklé potíže, které nelze vyjádřit v penězích, např. narušený odpočinek, přerušení osvětlení, sledování TV, poslech hudby. Pro určité skupiny odběratelů jsou důležitější přímé a nepřímé náklady (průmysl), pro jiné mají větší hodnotu nepeněžní náklady (domácnosti). Pro kvalifikované řešení tohoto problému je nutné sledovat vliv výpadku napříč celým spektrem zákazníků formou průzkumů. Tato šetření musí v sobě zahrnovat mnoho důležitých faktorů, jako jsou např. délka trvání, četnost, zda výpadek nastal v pracovní den nebo o víkendu, zda měl odběratel záložní zdroj. Na základě těchto průzkumů se potom stanoví průměrné náklady vzniklé přerušením dodávky. Pro plánovací účely je dále užitečné rozdělit jednotlivé skupiny zákazníků na domácnosti, komerční odběratele a průmyslové odběratele. Existují zákazníci, kteří požadují vyšší spolehlivost, a ti se rozhodnou, že za zvýšenou cenu budou požadovat záruku nepřerušené dodávky elektrické energie, zatímco menší odběratelé preferují nižší cenu elektrické energie a spokojí se s menší spolehlivostí dodávky. I zde však mohou být výjimky. I když si zákazník může vybrat svého dodavatele, je značně omezen spolehlivostí sítě, k níž je připojen. Problémem je potom rozlišit, při napájení dané oblasti, zákazníky s většími požadavky na spolehlivost. Jedním z řešení může být nabídnutí záruky garantující určitý standard spolehlivosti či kvality nad rámec vyhlášky nebo zákona (může jít např. i o záruku odstranění poruchy do určité doby), např. v zahraničí používané spolehlivostní garance [8]. Technické řešení v tomto případě nehraje roli. V oblastech s propojenými sítěmi představuje jednu z možností zvýšení spolehlivosti dodávky volba přepínacího plánu. Spolehlivost dodávky tak může ovlivňovat změna konfigurace sítě. 100

5.7 Rovnováha na trhu s elektřinou Elektrizační soustavu (ES) lze definovat jako dynamický systém, kde každá okamžitá hodnota provozních veličin závisí na okamžitých hodnotách nastavení regulace a stavu systému. ES tedy představuje značně složitý systém, který se neustále vyvíjí, rozšiřuje a modernizuje. To přináší s sebou nutnost použití nových a dokonalejších metod, které jsou schopné spolehlivě, bezpečně a na požadované úrovni řešit vyskytující se problémy [13]. Z hlediska spolehlivého řízení ES, a tedy i zajištění chodu trhu s elektřinou, je potřeba provádět spolehlivostní a bilanční výpočty krátkodobé i dlouhodobé, spojené s predikcí spotřeby elektrické energie. I když tyto výpočty byly prováděny už dříve v monopolním či rigidním prostředí, tato potřeba je nyní ještě vyšší a jejich počet stále roste, protože liberalizovaná ES se skládá z navzájem nezávislých celků. Z těchto důvodů jsou i při predikci elektrického zatížení ES uplatňovány nové přístupy [13], [14], [16]. Krátkodobé (roční, měsíční, týdenní) bilanční výpočty založené na predikcích spotřeby ES ČR provádí za účelem zajištění bezpečného a spolehlivého provozu ES zejména provozovatel přenosové soustavy ČR, společnost ČEPS, a.s. Dlouhodobé výpočty a analýzy vývoje spotřeby má v ČR na starosti OTE. Znalost dlouhodobých bilancí pak slouží jako jeden z mnoha podkladů pro energetickou politiku státu a podnikatelské úvahy jednotlivých subjektů (potřeba zajistit vyrovnanou, dlouhodobou bilanci mezi spotřebou a výrobou, dostatek PpS nutných k řízení ES, apod.) [17], [18]. Predikce spotřeby elektrické energie patří k významným krokům v procesu bezpečného chodu elektrizační soustavy a zajišťování krátkodobé i dlouhodobé výkonové rovnováhy. Pod pojmem rovnováha na trhu s elektřinou rozumíme vyrovnání strany nabídky a poptávky elektřiny v určitém časovém horizontu, aniž by docházelo k významnějším disproporcím, v kterékoliv části ES, a tím i na trhu s elektřinou. V nových podmínkách liberalizovaného trhu se výroba elektrické energie dodavatele už zcela neřídí predikcí spotřeby v celostátním měřítku, kterou si vytváří sama dodavatelská společnost tak, jak tomu bylo dříve, ale je dána na základě předem sjednaných obchodních vztahů jednotlivých účastníků trhu. Samozřejmě predikce spotřeby může ovlivnit očekávanou skladbu sjednaných kontraktů. Z hlediska času existuje několik úrovní rovnováhy viz obr. 48 [13], [27]: strategická předpověď na mnoho let dopředu (20+) dlouhodobá předpověď na několik desítek let (5-20) střednědobá předpověď na několik let (1-5) roční předpověď na 1 rok dopředu krátkodobá předpověď na 1 den až týden či měsíc operativní, ultrakrátká rovnováha předpověď na minuty až hodiny 101

102 obr. 48 Druhy rovnováhy z hlediska času a řízení ES Mnoho subjektů působících na trhu s elektřinou provádí predikce své vlastní spotřeby či výroby (v rámci očekávaných obchodů) elektrické energie metodika těchto predikcí je nad rámec publikace. Řešení rovnováhy a predikce elektrického zatížení na úrovni celé ES (resp. trhu s elektřinou), jsou potřebné především kvůli následujícím problémům: přípravě zásahů státu v případě nedostatku elektřiny, výpočtu spolehlivosti provozování ES včetně dostatku podpůrných služeb a vlivu sítí se zahrnutím mezinárodních propojení,

plánování rozvoje elektrických sítí (PPS), určení potřebného rezervního (regulačního) výkonu ES (PPS), plánování nových potřebných zdrojů (stát), plánování režimů provozování ES (PPS). Sestavování a analýzy strategického výhledu ES ČR vyžadují přípravu informací (dat), týkajících se budoucího vývoje okolí modelovaného systému. Jedná se především o podrobná data o vývoji poptávky po elektřině, zvláště pak o rozvoji nových odvětví dále jde o data o ekonomice, o disponibilní palivové základně - data o energetice. Strategický výhled tedy slouží jako podklad pro politická rozhodnutí, pro definování prvotního zdroje energie využívaného v budoucnosti, pro formulování podpory jednotlivých typů zdrojů a v neposlední řadě i pro výzkum [13]. Významnou část podkladů pro vytváření strategického výhledu tvoří externí data o podmínkách elektrizačních soustav a trhů s elektřinou v zahraničí, vývoj palivové základny a typů zdrojů. Lze konstatovat, že v zahraničí se dlouhodobými analýzami a strategickým vývojem zabývá např. sdružení EURELECTRIC, jehož práce je využívána v rámci srovnávacích analýz. Makroekonomické ukazatele, jako jsou hrubá přidaná hodnota či hrubý domácí produkt, vztažené na hlavu, směřují dlouhodobě v konkrétní zemi nebo oblasti ke své rovnovážné úrovni závislé na řadě faktorů. Na příkladu Irska, Španělska a Portugalska po vstupu do EU je patrno, že ke konvergenci dochází, i když různou rychlostí. Růst těchto ukazatelů přitom může být tím větší, čím větší je rozdíl mezi současnou úrovní a rovnovážnou hodnotou. Po dosažení rovnovážné hodnoty rostou makroekonomické ukazatele dále mírou světového technologického pokroku. Jedním z nejdůležitějších úkolů je pak zvýšení rovnovážné hodnoty, tedy faktorů, které její úroveň ovlivňují. Dominantními faktory podílejícími se na výši rovnovážné hodnoty jsou přitom: technologická vyspělost, úroveň lidského kapitálu, efektivita institucí, výše kapitálu na hlavu. S růstem rovnovážné hodnoty a dílčích faktorů roste spotřeba a poptávka po elektrické energii. Tyto všechny aspekty by měly být pokryty ve strategickém výhledu elektroenergetiky tak, aby byla dodávka a spolehlivost elektřiny zajištěna pro další generace. Na strategický výhled navazuje dlouhodobá rovnováha. K jejímu zajištění slouží předpověď (predikce) zatížení s časovým předstihem 5 až 20 let. Stejně jako strategický výhled se realizuje především z důvodu určení množství potřebné elektrické energie v budoucnosti. Na ní závisí podnikatelské i státní záměry, množství nově vybudovaných elektrárenských bloků, rekonstrukce již existujících bloků, výstavba a rekonstrukce přenosové a distribuční sítě apod., ale i export a import [13], [19], [20], [21]. Predikce prochází dynamickým vývojem založeným na statistickém vyhodnocování dat historické i současné velikosti spotřeby, dlouhodobých klimatických změnách, politické situaci apod. 103

Při dlouhodobé predikci zatížení se uvažuje o změně struktury spotřeby. Velká pozornost se musí věnovat ekonomickým vlivům, které mají na tuto predikci podstatný dopad. Většinou se uvažuje o třech různých variantách ekonomického růstu státu (maximální, průměrný a minimální růst) podobně jako výše uvedené scénáře spotřeby, na jejichž základě se predikuje budoucí zatížení [19], [20], [21]. Každý účastník trhu s elektřinou (výrobci, poskytovatelé podpůrných služeb, obchodníci, velcí spotřebitelé, drobní podnikatelé, obyvatelé) může mít na vytváření dlouhodobé bilance a její stav jiný názor. Nelze upřednostňovat některou z výše uvedených skupin. Platí zde povinnost řešit bilanční situace z národohospodářského hlediska. To je významné stanovisko. Cíle skupin účastníků trhu jsou rozdílné, u některých přímo protichůdné. Postup, který zvolí výrobce při posuzování investic z hlediska dlouhodobé perspektivy, může být naprosto odlišný od postupu, který naopak zvolí velkoobchodní zákazník při uzavírání dlouhodobého kontraktu. V horizontu 5 až 10 let lze předpokládat, že obchodování s elektřinou i výstavba nových zdrojů budou založeny na tržních principech v zásadě obdobných jako v současné době. Stát (státní orgány) bude monitorovat funkčnost a výsledky trhu s elektřinou a v případě potřeby může provést zásahy do pravidel (modelu) trhu s elektřinou. Pro střednědobou rovnováhu je charakteristické, že ani ona nemá k dispozici hodnověrnou předpověď počasí. Zároveň se vychází z předpokladu, že nedojde k výrazným změnám struktury a chování spotřebitelů. Vzhledem k tomu, že nevíme, jaké klimatické podmínky budou v daném predikovaném období převládat, je předpoveď střednědobé rovnováhy uskutečněná standardně pro normalizované klimatické podmínky, jež představují statisticky nejlepší odhad možné situace. Normalizovat stav u počasí, znamená eliminovat vliv teploty, osvitu, síly větru a vlhkosti vzduchu, a to přepočtem měřeného výkonu na jejich průměrné veličiny naměřené v průběhu uplynulých let. K tomu je potřeba znát meteorologický model spotřeby popisující závislost změn spotřeby na změnách těchto meteorologických veličin, a dále průběhy jejich normálových hodnot. Například v případě teploty ovzduší je pro daný den použita střední teplota za dostatečně dlouhé období, typicky 20, 30 až 50 roků takzvaný teplotní normál [23], [24]. Teplotní normál České republiky pro daný den v roce se pro účely ERÚ definuje jako aritmetický průměr průměrných denních teplot v České republice v příslušném dni v roce za celou disponibilní řadu od roku 1961. Pro tyto účely je vytipováno sedm sledovaných stanic na území republiky - Cheb, Praha, České Budějovice, Liberec, Hradec Králové, Brno a Ostrava. Protože se při přípravě prognóz v převážné míře vychází z údajů o zatížení, které jsou přepočítané na nominální klimatické podmínky, je nezbytné mít k dispozici model závislosti spotřeby elektrické energie na klimatických podmínkách. V současnosti využívá většina modelů jen vliv vnější teploty na zatížení. Predikce roční rovnováhy udává předpokládanou spotřebu na rok dopředu po jednotlivých měsících, dnech i hodinách. Roční predikce spotřeby ČR si vytváří provozovatel přenosové soustavy. Významný je zde vliv zahraničí rovnováha mezi nabídkou a poptávkou po elektřině, mezinárodní toky elektřiny, zejména tranzit, export a import. Např. předpokládaný nedostatek elektřiny v jihovýchodních zemích může otočit toky elektřiny z / do ČR, což se pomalu začíná rovněž projevovat. 104

V rámci roční predikce se provádí dopředu rozklad spotřeby na snadno predikovatelné komponenty. Vstupem jsou údaje o celkovém očekávaném charakteru počasí (např. dlouhodobé průměry), o kalendářních i jiných očekávaných jevech (trend, vývoj ekonomiky, vývoj v zahraničí apod.) [25]. Dynamické řízení rovnováhy elektrizační soustavy na úrovni přenosové soustavy v horizontu několika dní či týdnů vyžaduje krátkodobou predikci spotřeby, která je následně porovnávána s předpokládaným disponibilním výkonem zdrojů v soustavě. V rámci této kategorie se řeší úlohy predikce celkové denní spotřeby (elektrického zatížení), popř. celého denního diagramu zatížení (24 hodinových nebo 48 půlhodinových hodnot), podle očekávaného vývoje denní venkovní teploty, ale taktéž predikce maxima nebo minima spotřeby za dané období. Operativní a denní (krátkodobá) rovnováha je zajištěna operativní a ultrakrátkou predikcí elektrického zatížení. Je důležitá především kvůli určení potřebného rezervního výkonu ES, pro výpočet spolehlivosti provozování ES apod. Slouží k řízení toků elektřiny v přenosové soustavě v reálném čase a nejbližší budoucnosti [26]. Podstatný význam pro krátkodobou, denní a operativní predikci spotřeby, mají změny meteorologických dat, které je třeba zahrnout do predikčního modelu. Například přechod frontální oblačnosti přes sledované území a jeho nezahrnutí do predikce, může způsobit značné zvýšení predikční chyby. Při zvažování meteorologických vlivů je potřebné dbát na přesnost a věrohodnost sledovaných údajů. Důležitým faktorem operativní a krátkodobé predikce je frekvence vzorkování vstupních údajů a frekvence predikce. V praxi se můžeme střetnout s predikcí v reálném čase každou minutu či každých 5 minut, každou čtvrthodinu, půlhodinu a hodinu. 5.8 Literatura [1] Starý, I.: Teorie spolehlivosti, FEL ČVUT Praha, 1989 [2] Rusek, S.: Spolehlivost elektrických sítí, FEI VŠB-TU Ostrava, 2000 [3] Goňo, R., Rusek, S., Tůma, J., Martínek, Z., Chemišinec, I. (ed.): Spolehlivost v elektroenergetice. 1. vyd. Praha: ČVUT FEL, Katedra elektroenergetiky, 2006. 291 s. ISBN 80-239-6483-6 [4] Bhattacharya, Bollen, Daalder: Operation Of Restructured Power Systems, Chalmers University Of Technology, 2001 [5] Tůma, J.; Čermák, J.: Elektroenergetika a životní prostředí, Skriptum FEL ČVUT Praha, 1996 [6] Trojánek, J., Tůma, J.: Řízení elektrizačních soustav, Skriptum FEL ČVUT Praha, 1989 [7] ČSN EN 50160: Charakteristiky napětí elektrické energie dodávané z veřejné distribuční sítě [8] Brown, R. E.: Electric Power Distribution Reliability; Marcel Dekker, Inc.; New York 2002, ISBN: 0-8247-0798-2 [9] Willis H., Scott W.: Distributed Power Generation. New York 2000. ISBN 0-8247- 0336-7 [10] IEEE Std 1366-2003: IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, Revision of IEEE Std 1366-1998 [11] Tůma, J.; Chemišinec, I. a spol: Security, Quality and Reliability of Electrical Energy. Praha, 2007, ISBN 978-80-239-9056-0. 105

[12] Chemišinec, I.: Spolehlivost v přípravě provozu výroben elektrické energie. [Doktorská práce (Ph.D.)]. Praha: ČVUT FEL, Katedra elektroenergetiky, 2005. 100 s. [13] Marvan, M.: Metodika dlouhodobé rovnováhy na trhu s elektřinou. Zpracováno pro OTE, Praha, 2006 2007 [14] Kraut, R., Nevřiva, P., Jarušková, D.: Time series analysis in prediction of electric energy consumption, IWCIT 01, VSB TU Ostrava, 2001 [15] Gonzalez, A. J., Dankel, D. D.: The Engineering of Knowledge-based Systems. Theory and Practice. New York, Prentice Hall, 1993 [16] Szathmáry, P., Kolcun, M.: Predikcia denných diagramov zaťaženia v ES s využitím umelých neurónových sietí. Elfa, s. r. o., Košice, 2001 [17] Legislativa České republiky [18] Legislativa EU [19] Dlouhodobé bilance zveřejňované OTE (http://www.ote-cr.cz/zverejnovani-dat/podle-obsahu/dlouhodobe-bilance-2) [20] EGU Brno, a. s. [21] Liedermann, P.; Ptáček, J.; Macenauer, M.; Chemišinec, I.: Historický vývoj spotřeby elektřiny, predikce a ekonomické souvislosti; Pro-Energy č. 3/2009; ISSN 1802-4599, Stenella s.r.o., http://www.pro-energy.cz, [22] Ptáček, J.; Jež, J.; Špaček, Z.: Zajištění dlouhodobé rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny výchozí podmínka rozvoje elektroenergetky České republiky; Elektroenergetika č. 8-9/59/2009; ISSN 0375-8842; Český svaz zaměstnavatelů v energetice [23] Metodika TDD web OTE (Dokumentace TDD - http://www.ote-cr.cz/zverejnovani-dat/podle-obsahu/typove-diagramydodavek/dokumentace) [24] Materiály Cygni SW http://www.cygni.cz [25] Roční příprava provozu. ČEPS, a. s., 2005-2008 [26] http://ww.ceps.cz, veřejně dostupné materiály [27] Nečesaný, J.: Rovnováha elektrizační soustavy, Dizertační práce, FEL ČVUT Praha, 2008 [28] Šefránek, J.: Kvalita elektrické energie v distribučních soustavách diplomová práce, Praha 2007 [29] Šefránek, J.: Kvalita dodávky elektřiny a její ovlivňování orgány státní správy, Doktorské minimum, Praha 2009 [30] Tůma J., Šefránek J., Chemišinec I., Andrlík Z., Švec J., Sýkora T., Quality of Electrical Supply and Distributed Energy Sources, Konference EE2009 [31] Tůma J., Šefránek J., Chemišinec I., Nečesaný J., Quality and Reliability of Electricity Supply The role of the regulators and the authorities on the liberalized electricity market, CIGRE 2009 106

6 Operátor trhu 6.1 Operátor trhu a jeho funkce na trhu s elektřinou v ČR OTE, a.s., (dále OTE) je státem založená akciová společnost, která je držitelem licence na činnosti operátora trhu v oborech elektroenergetika a plynárenství. Vzhledem k charakteru této publikace je popsána činnost OTE, zejména z pohledu elektroenergetiky, přičemž činnosti v oboru plynárenství jsou neméně důležité 8 (principy trhu s plynem jsou okrajově zmíněny v kapitole 9). Charakter činnosti OTE, tj. zúčtování a vypořádání odchylek, finanční zajištění jednotlivých subjektů, organizování trhu s elektřinou a plynem a poskytování technického zázemí pro změnu dodavatele, vyžaduje, aby byl OTE nezávislý na ostatních účastnících trhu s elektřinou v České republice. Zjednodušené schéma komunikace mezi OTE a účastníky trhu s elektřinou je zřejmé z obr. 49. V tomto směru plní OTE v rámci liberalizovaného trhu s elektřinou v ČR funkci informačního a finančního prostředníka. obr. 49 Zjednodušené schéma komunikace mezi OTE a účastníky trhu s elektřinou Legislativně je činnost operátora trhu na trhu s elektřinou 9 ovlivňována zejména: energetickým zákonem, vyhláškou o pravidlech trhu s elektřinou, zásadách tvorby cen za činnosti operátora trhu s elektřinou a provedením některých dalších ustanovení energetického zákona, obchodními podmínkami operátora trhu. 8 Pro více informací týkajících se činnosti operátora trhu viz http://www.ote-cr.cz. Zde jsou také k dispozici vybrané statistické údaje o trhu s elektřinou a plynem v České republice. 9 Podobně i na trhu s plynem. Zde a dále zmiňujeme činnosti zejména z pohledu trhu s elektřinou. 107

Z legislativy vyplývají základní aktivity operátora trhu: organizovat krátkodobý trh s elektřinou a ve spolupráci s provozovatelem přenosové soustavy i vyrovnávací trh s regulační energií, vyhodnocovat odchylky na celém území České republiky a získané vyhodnocení předávat jednotlivým subjektům zúčtování, včetně provozovatele přenosové soustavy, na základě vyhodnocení odchylek zajišťovat zúčtování a vypořádání odchylek subjektů zúčtování, které jsou povinny je uhradit, informovat provozovatele přenosové soustavy nebo provozovatele distribuční soustavy o neplnění platebních povinností účastníků trhu a subjektů zúčtování vůči operátorovi trhu, zpracovávat a zveřejňovat měsíční a roční zprávu o trhu s elektřinou, alespoň jednou ročně zpracovávat a předávat ministerstvu, Energetickému regulačnímu úřadu a provozovateli přenosové a přepravní soustavy zprávu o budoucí očekávané spotřebě elektřiny a plynu a o způsobu zabezpečení rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a plynu. 6.2 Organizovaný kratkodobý trh s elektřinou Organizovaný krátkodobý trh s elektřinou se skládá z: organizovaného blokového trhu s elektřinou, na který lze podávat nabídky a poptávky na jednotlivé obchodní bloky (dále jen "blokový trh" nebo BT ), organizovaného denního trhu s elektřinou, na který lze podávat nabídky a poptávky na následující obchodní den (dále jen "denní trh" nebo DT ), organizovaného vnitrodenního trhu s elektřinou, na který lze podávat nabídky a poptávky na následující časový úsek uvnitř obchodního dne (dále jen "vnitrodenní trh" nebo VDT ). Časové schéma organizovaného krátkodobého trhu je znázorněno na obr. 50. Organizovaný krátkodobý trh s elektřinou dále zahrnuje vyrovnávací trh s regulační energií (dále také "VT"). Na tomto trhu, který je provozován ve spolupráci se společností ČEPS, a.s., se obchoduje kladná a záporná regulační energie. 108

obr. 50 Časové schéma krátkodobého trhu s elektřinou v ČR Zásady, na nichž je založen krátkodobý trh v ČR: poptávka předložená účastníkem krátkodobého trhu představuje závazek, kdy poptávané množství elektřiny pro danou obchodní hodinu účastník krátkodobého trhu odebere z elektrizační soustavy v daném čase, pokud dojde k uspokojení této předkládané poptávky, nabídka předložená účastníkem krátkodobého trhu představuje závazek, kdy nabízené množství elektřiny pro danou obchodní hodinu účastník krátkodobého trhu dodá do elektrizační soustavy v daném čase, pokud dojde k uspokojení této předkládané nabídky, nabídka nebo poptávka může obsahovat časové podmínky, pokud jsou sjednány ve smlouvě o přístupu na organizovaný krátkodobý trh s elektřinou. Minimální množství poptávané nebo nabízené elektřiny na organizovaném krátkodobém trhu s elektřinou je 1 MWh s rozlišením na jedno desetinné místo, výsledkem obchodů je stanovení sjednaných dodávek, odběrů a cen. Veškeré obchody, probíhající na organizovaném krátkodobém trhu s elektřinou, jsou vůči sobě anonymní. Nejvyšší likviditu, podobně jako v jiných zemích, vykazuje denní trh. Ten v ČR pracuje na základě zásad uvedených v kap. 3.2.1.1 Krátkodobé organizované trhy. Obchodovací měnou je EUR. OTE každodenně zveřejňuje výsledky denního trhu formou: 109

denního grafu: obr. 51 Výsledky denního trhu grafu vývoje indexů denního trhu: obr. 52 Vývoj denních indexů v průběhu měsíce 110

grafu Křivky sesouhlasení : obr. 53 Příklad křivek sesouhlasení Dalším organizovaným krátkodobým trhem je blokový trh. Jedná se o trh umožňující kontinuálním způsobem obchodovat pevně určené bloky elektřiny na konkrétní obchodní den. Aktuálně se jedná o standardní bloky typu Base (0:00 24:00 hod.), Peak (8:00 20:00 hod.) a Offpeak (0:00 8:00 hod.; 20:00 24:00 hod.). Obchodování s bloky začíná již 5 dní před dnem dodávky v 9:30 hod. a doba ukončení obchodování se shoduje s uzávěrou dvoustranných smluv, tj. 13:30 hod. v den před dodávkou. Mezi prvním a posledním dnem obchodování je trh otevřen od 6:00 do 20:00 hod. Nejmenší obchodovatelnou jednotku na blokovém trhu představuje 1 MW výkonu po dobu hodinově odpovídajícímu typu bloku. Například pro Base se tak jedná o 1 MW x 24 hodin = 24 MWh. Stejným způsobem jsou definovány i ostatní obchodovatelné bloky. Ceny na blokovém trhu jsou zadávány v celých Kč. Rozhodujícím kritériem každé objednávky je tzv. limitní cena, která určuje hranici pro danou objednávku. Při objednávce na nákup nemůže být cena obchodu vyšší než limitní cena, při objednávce na prodej nemůže být cena obchodu nižší než limitní cena. Na blokovém trhu je aplikován princip automatického párování objednávek. Posledním trhem v rámci organizovaného krátkodobého trhu je vnitrodenní trh s elektřinou. Na vnitrodenním trhu je možné anonymně nabízet nebo poptávat elektřinu (formou tzv. vývěsky) i na právě běžící den, a to ještě 1,5 hodiny před realizací obchodu. Výsledkem jsou uzavřené obchody na pevně stanovené množství elektřiny za nabídkovou cenu pro každou akceptovanou nabídku. Obchodní okno na následující obchodní den se otevírá v 15:00 hod. den před obchodním dnem. Obchodovací měnou je Kč. 111

6.3 Vypořádání trhu s elektřinou Pod pojmem vypořádání trhu s elektřinou se ve vazbě na legislativu rozumí: vyhodnocování odchylek, zúčtování a finanční vypořádání odchylek subjektů zúčtování na základě vyhodnocení odchylek, informování provozovatele přenosové soustavy a provozovatelů distribučních soustav o neplnění platebních povinností účastníků trhu a subjektů zúčtování vůči operátorovi trhu. 6.3.1 Sběr dat Základní činností OTE je vyhodnocování a finanční ocenění odchylek (viz kapitola 3.2.4), k čemuž potřebuje zajistit data. V souladu s obr. 33 se jedná o data: sjednaná vzniklá na základě obchodních aktivit účastníků trhu (subjektů zúčtování), která musí být v systému OTE zaznamenána ještě před realizací obchodu, skutečná naměřená, případně vypočtená, která mohou vzniknout až po realizaci obchodu ve dni D a hodině h. Všechna data jsou od účastníků trhu sbírána do centrálního systému operátora trhu (CS OTE). Systém operátora trhu registruje identifikační údaje registrovaných účastníků trhu (RÚT) a vazby určující přenesení odpovědnosti za odchylku na jiné účastníky. Základní prvek obchodování s elektřinou v systému CS OTE tvoří odběrná / předávací místa OPM, viz obr. 54. Jde o body, které se většinou vztahují ke konkrétnímu fyzickému místu odběru / předání elektřiny [4]. obr. 54 Schéma objektů tvořících OPM 112

Dále existují virtuální body, které jsou vytvořeny CS OTE automaticky, nemají svou fyzickou interpretaci a slouží pro různé výpočetní mechanizmy operátora trhu. Každé OPM je označeno unikátním 18místným kódem EAN (EAN18). Princip, na němž je založeno přidělení EAN, je následující: OTE obdržel čtyřmístnou část kódu EAN (1824) pro identifikaci subjektů v rámci České republiky. Jedná se o pozice 4, 5, 6, 7 v tabulce GLN (13) Grid Location Number i v tabulce GSRN (18) Global Location Number. Na prvních třech místech je identifikace státu (Česká republika má číslo 859). 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 8 5 9 1 8 2 4 0 0 0 0 0 7 tab. 3 Využití EAN k identifikaci registrovaného účastníka trhu (GLN) OTE využívá pozice 8, 9, 10, 11, 12 v GLN (13) k identifikaci registrovaného účastníka trhu (RÚT): 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 8 5 9 1 8 2 4 0 0 0 0 0 X X X X X KS tab. 4 Využití EAN k identifikaci registrovaného OPM (GSRN) OTE si ponechává v GSRN (18) nejnižších sto řad pro identifikaci svých partnerů (registrovaných účastníků trhu) a alternativně pro číslování OPM. Další řady přiděluje registrovaným účastníkům trhu, kteří je používají při číslování svých OPM a jejich identifikaci. Příklad takového EAN pro společnost ČEZ, a.s., je 859 1824 01040 2 10. Je třeba také zmínit skutečnost, že v elektroenergetice se používá i jiného kódovacího systému - např. EIC kódů (Energy identification code). Tyto kódy jsou používány hlavně pro přeshraniční obchod s elektřinou a dále v oblasti plynárenství. Identifikace pomocí kódu EIC byla navržena sdružením ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity Sdružení evropských provozovatelů přenosových sítí, dříve známé pod označením ETSO) se sídlem v Bruselu, kde je zároveň administrována centrální databáze kódů. V České republice je lokálním vydavatelem těchto kódů společnost ČEPS, a.s. Jak již bylo uvedeno, systém OTE odráží fyzikální realitu. Každé zaregistrované OPM je tedy připojeno k síti neboli distribuční soustavě. Rozlišujeme regionální distribuční soustavy, které jsou přímo připojené k přenosové soustavě a jsou spravovány provozovateli regionálních distribučních soustav. V ČR se nachází vedle přenosové soustavy osm regionálních distribučních soustav sdružených pod tři regionální společnosti. Jejich výčet je zřejmý z tab. 5 a obr. 55. 10 Seznam registrovaných účastníků trhu včetně jejich názvů a přidělených registračních čísel lze nalézt na webové stránce OTE. 113

Děčín Hradec Králové Praha Plzeň Ostrava Brno České Budějovice 114 obr. 55 Velké regionální distribuční soustavy ČR Distribuční společnost Označení distribuční soustavy Historický název - zkratka E.ON Distribuce E.ON Západ JČE E.ON Východ JME PRE Distribuce PRE Distribuce PRE ČEZ Distribuce, oblast Sever SČE ČEZ Distribuce, oblast Morava SME ČEZ Distribuce ČEZ Distribuce, oblast Střed STE ČEZ Distribuce, oblast Východ VČE ČEZ Distribuce, oblast Západ ZČE tab. 5 Seznam distribučních společností Dále rozlišujeme lokální distribuční soustavy (LDS), tj. distribuční soustavy, které nejsou přímo připojeny k přenosové soustavě. Lokální distribuční soustavy jsou připojeny k regionálním distribučním soustavám nebo k jiným LDS, se kterými jsou spojeny předávacími místy. Provozovatel distribuční soustavy vytváří ve své síti nová OPM a je zodpovědný za zasílání skutečných dat na všechna jím založená OPM. Zjednodušený model sítě, včetně rozlišení typu OPM, lze vidět na obr. 56. Vedle regionálních či lokálních distribučních soustav, nacházejících se výhradně na území ČR, existují ještě tzv. ostrovy spotřeby. Ostrovy spotřeby jsou vyčleněny z tuzemské elektrizační soustavy. Elektřina se do nich přivádí přes linky o napětí 110 kv, jež patří regionálním distributorům nebo jejich obchodním partnerům. Tyto dovozy / vývozy elektřiny za hranice republiky nespadají do importu / exportu sledovaného provozovatelem přenosové soustavy ČEPS.

Síť distributora elektrické energie Libovolný počet předacích míst mezi sítěmi Libovolný počet výrobních OPM Součtové OPM za N-tý subjekt zúčtování Dopočtové OPM za síť Libovolný počet spotřebních OPM obr. 56 Zjednodušený model sítě v systému operátora trhu Z hlediska termínů příjmu dat do CS OTE lze data zjednodušeně členit následovně 11 Termín příjmu na OTE 11:45 D-1 13:30 D-1 H-1,5 11:00 D+1 (prac. den) 18:00 5. prac. den M+1 18:00 5. prac. den M+1 průběžně Popis množství elektřiny zobchodované na denním trhu pro den D a hodinu H množství elektřiny zobchodované na blokovém trhu nebo dvoustrannými smlouvami pro den D a hodinu H množství elektřiny zobchodované na vnitrodenním trhu pro den D a hodinu H skutečná data spotřebované/vyrobené elektřiny pro den D a hodinu H ve verzi 0 (denní zúčtování) z odběrných míst vybavených měřením typu A skutečná data spotřebované/vyrobené elektřiny pro den D a hodinu H ve verzi 1 (měsíční zúčtování) z odběrných míst vybavených měřením typu B skutečná data vyrobené elektřiny za období ve verzi 1 z odběrných míst vybavených měřením typu C skutečná data spotřebované elektřiny za období z odběrných míst vybavených měřením typu C metodou typových diagramů dodávek (TDD) tab. 6 Data a termíny jejich příjmu na OTE 11 Obchodování s elektřinou v ČR na denním i vnitrodenním trhu je nepřetržité, přičemž obchodní periodou je jedna hodina. Termíny přijetí dat skutečně spotřebované elektřiny (S) a skutečně vyrobené elektřiny (V) do CS OTE se vztahují pouze na pracovní dny. Pokud tedy byla dodávka / odběr uskutečněna v jiný než pracovní den, termín zaslání skutečných dat skutečně spotřebované elektřiny (S) a skutečně vyrobené elektřiny (V) je posunut na nejbližší pracovní den. Naopak data dvoustranných smluv (DVS), denního trhu (DT) a vnitrodenního trhu (VDT) obsahující technické údaje o sjednaném množství elektřiny, musí být v CS OTE registrována nejpozději předcházející den bez ohledu na to, zda je pracovní, či nikoli. 115

D-1 1. den předcházející dni, pro který jsou data platná a v němž je obchod realizován H-1,5 1,5 hodiny před hodinou realizace obchodu D+1 1. den po dni, pro který jsou data platná M+1 1. měsíc po měsíci, pro který jsou data platná Skutečná data importu ze zahraničí a exportu do zahraničí v hodině H dne D jsou zahrnuta pod výrobou a spotřebou OPM vybavených měřením typu A [4]. 6.3.2 Sběr sjednaných dat Sjednaná data jsou předávána do systému OTE v závislosti na způsobu obchodu. Podle toho je lze dělit na: dvoustranné smlouvy subjekty zúčtování registrují dvoustranné smlouvy, členěné na: 1) smlouvu o dodávce elektřiny mezi subjekty zúčtování, 2) dvoustranné smlouvy uzavřené na burze mezi subjekty zúčtování. Registrace dvoustranné smlouvy specifikuje konkrétní hodnoty elektřiny, která má být zobchodována v každou obchodní hodinu a konkrétní datum její realizace, dvoustranné smlouvy o přeshraničních obchodech - registruje je provozovatel přenosové soustavy. Smluvené hodnoty týkající se přeshraničních přenosů a operativní dodávky elektřiny do zahraničí, jsou předávány operátorovi trhu v členění na hodnoty jednotlivých subjektů zúčtování, které se rovnají agregovaným smluvním hodnotám dodaným do a ze zahraničí. Registrovány jsou i vnitrodenní přeshraniční výměny, organizovaný krátkodobý trh data jsou součástí systému OTE a jsou promítána do sjednaných (smluvních) pozic jednotlivým subjektům zúčtování automaticky. 6.3.3 Sběr skutečných dat Pro přesné vypořádání obchodů musí operátor trhu disponovat sjednanými i skutečnými (naměřenými) obchodními daty od každého účastníka trhu s elektřinou, který se aktivně podílel či podílí na jejím obchodování. Všechny skutečné (naměřené) hodnoty spotřebované / vyrobené elektřiny nelze získat ze všech odběrných a předávacích míst (OPM) stejným způsobem, jelikož každé OPM je vybaveno odlišným typem měření (měřicího přístroje). Z hlediska měření rozlišujeme: A - průběhové měření elektřiny s denním dálkovým přenosem údajů B - ostatní průběhová měření elektřiny s měsíčním přenosem údajů C - ostatní (neprůběhové) měření elektřiny s nepravidelným přenosem údajů 116

Zahraniční soustava A A Přenosová soustava A Zdroje A B C DS1 vvn vn nn A A A B B C DS2 vvn vn nn A A A B B C Odběratelé 117 obr. 57 Osazování OPM jednotlivými druhy měření Měření v elektrizační soustavě lze dělit na: technologické v jednotlivých objektech elektrizační soustavy, jako jsou elektrárny, rozvodny nebo transformovny pro zajištění provozu těchto objektů, dispečerské pro technologické řízení elektrizační soustavy jako celku nebo částí (distribuční soustavy), obchodní pro zjištění dodávky či odběru v jednotlivých OPM či jejich agregaci. Toto měření je obsahem aktuální kapitoly. Je předpokládáno, že činnost měření vykonávají provozovatelé přenosové a distribučních soustav vždy na stanoveném území. Je možný i případ, že provozovatel pověří výkonem činnosti měření externí organizaci. Měřením elektřiny se rozumí jednak instalace, provozování, obsluha, kontrola a údržba měřicích zařízení, a také odečítání a uchovávání naměřených údajů. S ohledem na obsah publikace je rozhodující činností odečítání a uchovávání údajů. Při obchodování s elektřinou je zatím přepokládán obchod pouze s činnou elektřinou, takže otázka měření jalové elektřiny dále zkoumána není. Měřením se pak zjišťuje množství dodané nebo odebrané činné elektřiny v daném čase, resp. jeho časový průběh. Znaménko naměřené hodnoty odpovídá směru toku elektřiny z/do příslušného odběrného nebo předávacího místa (OPM). U průběhového způsobu měření je průběžně zaznamenávána střední hodnota výkonu za měřicí interval přímo měřicím zařízením. Měřením typu A jsou vybavena nejdůležitější měřící místa (viz obr. 57) jako jsou: předávací místa mezi přenosovou soustavou a zahraničními soustavami, předávací místa mezi přenosovou soustavou a distribuční soustavou, odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z přenosové soustavy,

předávací místa mezi jednotlivými distribučními soustavami, předávací místa velkých výrobců elektřiny, odběrná místa konečných zákazníků s velkým odběrem elektřiny. Měření typu B - jde o průběhové měření, jehož hodnoty jsou doručeny OTE po skončení měsíce. Jsou jím vybavena měřicí místa s nižší důležitostí než místa s měřením typu A. Měřením typu C, což jsou měření integrální spotřeby elektřiny, jsou vybavena zejména OPM domácností a malých podnikatelů. Při závadě měřicího zařízení se náhradní hodnoty odběrů a dodávek elektřiny po dobu závady dopočítají nebo převezmou z měření způsobem dohodnutým smluvními partnery. Hodnoty, které vzniknou na základě měření, jsou používány zejména pro: vypořádání obchodních vztahů mezi dodavatelem a odběratelem. V obchodní smlouvě je obvykle stanoveno, kterých OPM se obchodní vztah týká a jak proběhne finanční vyrovnání, vypořádání závazků vůči operátorovi trhu. Posuzuje se, zda účastník trhu splnil v dané době (obchodní hodině) své závazky dodávky, resp. odběru, vůči elektrizační soustavě. Kalkulaci a finanční vypořádání závazků (výpočet a ocenění odchylek) provádí operátor trhu. Tato činnost se vztahuje pouze na subjekty zúčtování. Pokud je základem obchodu s elektřinou obchod (dodávka) v jedné obchodní hodině, pak je potřeba znát množství dodané, resp. odebrané elektřiny v jednotlivých OPM. To znamená vědět průběh dodávky v čase. Na obr. 58 je zobrazen vývoj odběru v OPM (denní diagram zatížení) v jednom dni. 250 Denní diagram zatížení spotřeba (kwh/hod) 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 hodina obr. 58 Denní diagram zatížení 118

Zpracování měření má úzký vztah na model trhu s elektřinou v zemi. Pokud je rozhodnuto, že odchylky se vyhodnocují každý den (pracovní), pak to znamená, že musí být doručeno každý den měření typu A operátorovi trhu, a také musí být vhodným způsobem nahrazena či simulována měření typu B a C. Měření typu B je doručeno operátorovi trhu vždy po skončení měsíce. Potom jsou hodinové hodnoty přepočítány a je provedena finanční korekce. Zásadnějším problémem jsou měření typu C, jimiž jsou v mnoha zemích měřeny OPM představující více jak 50 % spotřeby země. Problém se ještě více zvýrazní, pokud se odečty měření typu C dělají v dlouhých periodách, např. jeden rok. Možným řešením jsou typové diagramy dodávky (TDD) nebo výhledové nasazení nových měřicích přístrojů s přenosem dat (AMM). Ve svých důsledcích to znamená, že je třeba následující pracovní den po dni D, sestavit pro každou obchodní hodinu a pro přenosovou a každou distribuční soustavu bilanci: W A j B C A B C A B C W W D D D O O O Z =0 (53) j j k k k i i i A Dk dodávka elektřiny do soustavy z okolních soustav v k-tém předávacím místě, které je osazeno měřením typu A. Může se jednat o dodávky ze zahraničí (zvláště přenosová soustava) nebo zvláště u distribučních soustav o dodávky z přenosové soustavy čí okolních distribučních soustav. V rovnici platí znaménková dohoda: dodávky do soustavy mají znaménko plus (+) a odběr ze soustavy má znaménko minus (-). Zvláště pro distribuční soustavy může mít tato hodnota pro další výpočty naprosto základní význam. V případě chybných hodnot jsou všechny navazující výpočty (zejména odchylky) provedené ve dni D+1 znehodnoceny. Subjekty zúčtování jsou chybně informovány a následně může dojít ke zbytečným přesunům peněz, které neodpovídají realitě, dodávka elektřiny do soustavy z okolních soustav v k-tém předávacím místě, které je osazeno měřením typu B. Může se jednat o předávací místa do malých distribučních soustav nebo nevýznamná předávací místa. Ve dni D+1 nejsou přesné hodnoty známy, dodávka elektřiny do soustavy z okolních soustav v k-tém předávacím místě, které je osazeno měřením typu C. Z hlediska celkové bilance soustavy se obvykle jedná o nevýznamné hodnoty. Ve dni D+1 nejsou samozřejmě známy a obvykle se dodávají po skončení měsíce, i-tý odběr elektřiny ze soustavy, který je osazen měřením typu A. V případě chybných hodnot měření v tomto OPM se chyba dotkne zejména dotčeného účastníka, resp. příslušného subjektu zúčtování. Obvykle pouze okrajově ovlivní hodnoty ostatních účastníků, i-tý odběr elektřiny ze soustavy, který je osazen měřením typu B. Ve dni D+1 nejsou hodnoty známy a do výpočtu se dodávají stanoveným algoritmem založeným převážně na statistických hodnotách 119

120 Z i-tý odběr elektřiny ze soustavy, který je osazen měřením typu C. Obvykle se jedná o významný podíl spotřeby v soustavě, často více jak 50%. Ve výše uvedené rovnici je hodnota brána jako neznámá, která se na základě stanovených ostatních hodnot kalkuluje. Pomocí TDD se pak hodnota resp. subjekty zúčtování, rozděluje na jednotlivé účastníky, výroba (dodávka) z j-tého zdroje v soustavě odečítaná měřením typu A, výroba (dodávka) z j-tého zdroje v soustavě odečítaná měřením typu B. Rozhodující zdroje jsou měřeny typem A, výroba (dodávka) z j-tého zdroje v soustavě odečítaná měřením typu C, ztráty v soustavě - jsou obvykle stanoveny výpočtem (koeficientem) z celkové spotřeby nebo dodávky v dané hodině v soustavě. Na organizaci modelu trhu s elektřinou má způsob měření, jeho sběr i přenos operátorovi trhu značný vliv. Je třeba zvážit na jedné straně náklady na rychlý přenos dat a na druhé straně efekty plynoucí z této akce. Ve dni D+1 jsou k dispozici pouze hodnoty s měřením typu A. V mnoha případech jsou i tyto hodnoty zatíženy chybou plynoucí z momentálních technologických problémů měřicích přístrojů, přenosových cest a v neposlední řadě i chyb lidí. Nepřesnosti plynoucí z těchto chyb, jsou v ČR postupně eliminovány verzemi zpracování zúčtování a vypořádání odchylek. Aplikace typových diagramů dodávek Typovým diagramem dodávky se rozumí diagram charakterizující roční průběh spotřeby elektřiny u zákazníka. Ten se v ČR používá pouze pro vyhodnocování odchylek. V některých zemích se TDD používá i pro fakturaci. Důvod vzniku TDD spočívá v otevírání trhu s elektřinou, a to pro koncové zákazníky odebírající elektrickou energii především ze sítí NN, kteří nemají svá odběrná místa osazena měřením typu A nebo B [5]. Samotné otevírání trhu v ČR probíhalo už od počátku roku 2002, ale až v roce 2005 dospělo do fáze, kdy se možnost volby dodavatele týkala prvních odběratelů z úrovně NN, u nichž nebylo průběhové měření spotřeby elektrické energie. Protože obchodování probíhá v hodinách, je nutno těmto odběratelům náhradním způsobem přiřadit časový průběh jejich spotřeby pro následné finanční vypořádání mezi jednotlivými účastníky trhu s elektřinou. Tímto náhradním způsobem jsou typové diagramy dodávek. Česká republika není jedinou zemí využívající uvedené metody, stejný systém je aplikován i v dalších zemích EU. Normalizovaným typovým diagramem je posloupnost relativních hodnot průměrných hodinových odběrů elektřiny vztažených k hodnotě ročního maxima průměrných hodinových odběrů příslušné skupiny konečných zákazníků definované třídou typového diagramu a přepočtených na normální klimatické podmínky. Normalizované typové diagramy vytváří v ČR operátor trhu pro jednotlivé třídy a pro každý kalendářní rok na základě dat poskytnutých provozovateli regionálních distribučních soustav. Pod pojmem normalizované se míní, že hodnoty jsou upraveny pro normální podmínky, a to zejména pro teplotu. Jako normální teplota se bere průměrná teplota za poslední roky (zpravidla 30 let). Třídou se myslí skupina zákazníků,

u nichž se předpokládá obdobné chování vůči elektrizační soustavě. V jednotlivých zemích se stanovuje vždy několik skupin (tříd). Normalizované typové diagramy jsou platné jednotně pro celé území státu (regionu) nebo se v rámci státu vytvoří několik oblastí, pro něž se připravují zvláštní TDD. Pro vlastní využití TDD pro konkrétní den se při rozdělování zátěže do jednotlivých OPM nepoužívají normalizované TDD, ale TDD upravené (přepočtené) o vliv teploty. Na obr. 59 je zobrazen pro ČR TDD1. TDD1 je určen pro odběry bez tepelného využití elektřiny. Jedná se o roční zobrazení, tj. 8 760 hodnot. Průběh v konkrétním dni je zobrazen na obr. 60. obr. 59 Průběh TDD 1 pro ČR v roce 2009 1,00000 TDD1 pro ČR pro den 19. března 2009 0,90000 0,80000 0,70000 poměrná hodnota 0,60000 0,50000 0,40000 0,30000 0,20000 0,10000 0,00000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 hodiny obr. 60 Průběh TDD třídy 1 pro 19. 3. 2009 121

122 6.3.4 Aplikace inteligentních měření AMM AMM (Automated Meter Management) znamená automatické řízení elektroměrů včetně jejich odečtu. Někdy se používá i výraz AMR (Automated Meter Reading), což jsou pouze automatické odečty elektroměrů. HLAVNÍ FUNKCE SYSTÉMU AMM Dálkové odečty Jednou z hlavních funkcionalit AMM je možnost dálkového odečtu měřidel. AMM umožní zvýšit frekvenci odečtů bez výrazných dodatečných nákladů. V případě například měsíčního vyúčtování dodávek umožní zákazníkům lepší řízení spotřeby elektřiny. Zákazník bude mít k dispozici lepší údaje o své spotřebě elektřiny a dokáže tedy optimalizovat své nákupní (spotřební) chování. Vícetarifní produkty pro celý maloobchodní trh AMM umožňuje zaznamenávat průběh spotřeby elektřiny či spotřebu elektřiny v různých časových pásmech (den, noc, víkend, špička všedního dne apod.). Tato funkcionalita umožní obchodníkům lépe strukturovat tarify pro konečné zákazníky v závislosti na cenách elektřiny na velkoobchodním trhu v jednotlivých pásmech. Tyto cenové tarify povedou ve svém důsledku k optimálnímu využívaní elektřiny, v závislosti na velkoobchodních cenách, a tím i k optimalizaci celého systému. Při optimálním nastavení tarifů dojde k vyhlazení křivky spotřeby elektřiny v průběhu dne a snížení denních maxim. Možnost získat detailní informace o průběhu spotřeby elektřiny na jednotlivých odběrných místech Inteligentní elektroměry umožní konečným zákazníkům získat lepší a kvalitnější informace o průběhu spotřeby elektřiny v jednotlivých odběrných místech. Zákazníci tak mají ve většině případů lepší přehled o spotřebě elektřiny v okamžiku, kdy tuto informaci potřebují. Poskytování informací zákazníkům o jejich skutečné spotřebě elektřiny a skutečné době spotřeby Jak již bylo zmíněno výše, zákazníci mohou získat konkrétní informace o spotřebě elektřiny včetně informací o době spotřeby. Dálkové ovládání elektroměrů Tato funkcionalita může přinést zajímavý nástroj pro obchodníky a provozovatele distribučních soustav. Vzhledem k tomu, že AMM umožňuje obousměrnou komunikaci, mohou oba subjekty ovládat některé funkce elektroměru vzdáleně. Jedná se zejména o: 1) snižování spotřeby elektřiny, 2) přerušování spotřeby elektřiny, 3) mimořádný odečet, 4) odpojení či opětovné zapojení dodávky elektřiny, 5) změnu sjednaného příkonu (pro neplacení, v mimořádných provozních situacích - na požadavek zákazníka),

123 6) nastavení tarifů, 7) záznam technických dat z elektroměrů. Elektroměry využívané v systémech AMM umějí zaznamenávat i technické informace související s provozováním sítě. Tato data může provozovatel sítě využívat k optimalizaci provozu a řízení soustavy či k identifikaci slabých míst nebo k předcházení poruch. Jednou z dalších možností využití, je informace o přesné době a délce stavu bezproudí u jednotlivých konečných zákazníků. HLAVNÍ PŘÍNOSY ZAVEDENÍ SYSTÉMU AMM Zavedení systému AMM a potenciální přínosy či negativa jsou stále diskutovaným tématem na evropské i národní úrovni. Zkušenosti ze zahraničí (např. Itálie) ukazují na následující hlavní přínosy: omezení spotřeby a motivace k úsporám Přesné informace o spotřebě elektřiny, získávané s dostatečnou frekvencí (měsíční), umožní zákazníkům lepší přehled o jejich spotřebě, a tím vytvoří impuls pro ekonomické využívání elektřiny. Podobně, jako je tomu např. u telefonních poplatků. Pokud mají zákazníci lepší přehled o tom, kolik platí, motivuje je to k úsporám. V případě záloh a jednoho ročního zúčtování, je tato motivace minimální,a nebo je časově omezena na krátké období po vyúčtování. Spotřebu je možné snížit také pomocí instalace informačních displejů v domácnostech. Tyto informační displeje komunikují s elektroměrem pomocí úzkopásmového PLC (Power Line Carrier) a přenášejí informace o okamžité spotřebě přímo do domácností. Dále je na nich možné zobrazit profil spotřeby za zvolené období, případně srovnávat spotřebu elektřiny v běžném období se spotřebou elektřiny v minulých obdobích. Tato forma informací zvyšuje míru úspor elektřiny oproti standardním informacím z měsíčního vyúčtování, jak dokazují zahraniční studie. Dále lze tento displej použít k informování zákazníků o důležitých událostech v soustavě, případně ho používat jako komunikační terminál s distributorem či obchodníky, přes který by bylo možno měnit tarify apod. krátkodobé a přerušitelné kontrakty V návaznosti na funkcionality systému AMM - uvedené výše - (dálkové ovládaní elektroměrů, informace o době spotřeby apod.), je umožněna jednodušší aplikace přerušitelných a krátkodobých kontraktů. rozšíření nástrojů pro řešení krizových stavů v soustavě Jak informace o průběhu spotřeby, tak i možnost dálkové regulace příkonu, umožní provozovatelům soustav lépe reagovat na mimořádné stavy v soustavě. Lze též využít model tzv. záporné regulační energie. Všechny tyto možnosti rozšiřují akceschopnost provozovatelů soustav v prostředí, v němž v posledních letech dochází ke stále obtížnějšímu řízení provozu sítí. optimalizace rozvoje a provozu distribučních sítí Provozovatel distribuční soustavy dokáže lépe optimalizovat provoz a rozšiřovat sítě díky lepší znalosti toků v síti, připojení jednotlivých odběratelů na fáze z jednoho transformátoru, identifikaci slabých míst a díky přesným technickým informacím z jednotlivých elektroměrů a koncentrátorů. Opět zde platí nutná podmínka o instala-

ci průmyslového elektroměru na trafostanici tam, kde je umístěn elektroměr. vyhlazení špičkového zatížení S nasazením vícetarifních produktů budou zákazníci ekonomicky motivováni k optimálnímu využívání elektřiny, což bude mít za následek přesunutí aktivit náročných na potřebu elektřiny do doby, kdy je elektřina levnější. Toto chování bude mít za následek vyhlazení profilu spotřeby. Vyhlazením profilu se vyhneme nutnosti postavit nové zdroje elektřiny zajišťující rezervní výkon potřebný pro soustavu. Tento zdroj bude s velkou pravděpodobností zdrojem špičkovým, jelikož investiční výdaje na jednotku kapacity jsou u takového zdroje nejnižší (plynová elektrárna). eliminace netechnických ztrát Systém AMM umožňuje díky komplexnímu pokrytí přesnější identifikaci míst, v nichž dochází k netechnickým ztrátám. Systém AMM umožňuje on-line sledování vybrané lokality, a tím i snazší dokazování vzniklých ztrát. Nutnou podmínkou je instalace průmyslových elektroměrů na trafostanicích tam, kde je umístěn koncentrátor, aby bylo možné přesně identifikovat možný zdroj netechnických ztrát. pokles nákladů na odečtovou a elektroměrovou službu V souvislosti s prezentovanými funkcionalitami může distributor realizovat úspory vztahující se k obsluze elektroměrů. Jedná se zejména o snížení či eliminaci nákladů související s aktivací nebo deaktivací, s odečty, se změnou příkonu, informacemi o technických parametrech, neoprávněných manipulacích s elektroměrem apod. jednodušší a rychlejší změna dodavatele S využitím funkcionalit systému AMM je změna dodavatele otázkou okamžiku. Odečet elektroměru, jeho dálkové nastavení dle parametrů nového dodavatele (např. změna tarifu apod.), nevyžaduje žádné mimořádné časové ani finanční nároky. splnění povinností vyplývajících z nových evropských direktiv Tak, jak již bylo popsáno výše, přínos systému tkví nepochybně i v naplnění evropských směrnic souvisejících s efektivním využíváním energie, zajištěním rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou po elektřině apod. omezení křížových dotací z TDD Přesnější informace o době spotřeby elektřiny budou mít nezanedbatelný přínos pro přidělení odpovědnosti za odchylku správnému subjektu zúčtování. Tím dojde k omezení nespravedlivého přiřazení odpovědnosti za odchylku dle TDD, které nemohou zaručit stoprocentní přesnost. nevyfakturovaná elektřina Obchodník, ale i PDS, se zbaví problému týkajícího se nevyfakturované elektřiny, protože nakonci každého fakturačního období, budou mít přesnou informaci o skutečné spotřebě. 124

6.4 Literatura [1] Nečesaný, J.: Rovnováha elektrizační soustavy, Dizertační práce, FEL ČVUT v Praze, 2008 [2] Obchodní podmínky OTE, a.s. v aktuálním znění, OTE, a.s., http://www.ote-cr.cz [3] Legislativa České republiky [4] Uživatelský manuál systému CDS, OTE, a.s., 2009 [5] Metodika TDD web OTE : http://www.ote-cr.cz/zverejnovani-dat/podle-obsahu/typove-diagramydodavek/dokumentace [6] Šlechta, L., Osladil, M.: Zkušenost IBM s AMM, Praha, 2006 [7] EuroEnergy: Studie proveditelnosti zavedení AMM, Praha, 2006 125

7 Specifické části trhu s elektřinou 126 7.1 Obnovitelné zdroje energie (OZE) a jejich význam v řízení ES 7.1.1 Role OZE v rámci národního hospodářství Energetické hospodářství každého státu patří mezi největší oblasti ovlivňující život obyvatel z hlediska životního standardu, ale také životního prostředí. Ve všech zemích světa, souběžně s růstem životní úrovně, neustále roste také poptávka po primárních zdrojích energie. Zejména v oblasti výroby elektrické energie, která je stále závislá na neobnovitelných fosilních surovinách (uhlí, ropa, zemní plyn) a významnou měrou ovlivňuje kvalitu okolního životního prostředí, je tedy potřeba hledat nové strategie a technologie, snižující tuto závislost a dopad na životní prostředí. Česká republika není v tomto směru výjimkou a strategie rozvoje národní energetiky je v rámci členství v EU vysoce ovlivňována strategií energetického rozvoje celého ES. Evropské společenství si uvědomuje důležitost této oblasti, a proto vydalo několik směrnic a nařízení, které se následně odrážejí v legislativě jednotlivých států. Jedná se např. o Směrnice 2003/54/ES, resp. 2009/78/ES, 2001/77/ES, resp. 2009/28/ES [11], [12]. Neméně důležitým dokumentem je GREEN PAPER - A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy, který je důkazem toho, že Evropská unie klade důraz na udržení rovnováhy mezi udržitelným rozvojem, konkurenceschopností a zabezpečením dodávek - Balancing Sustainable Development, Competitiveness and Security of Supply. Definuje proto klíčové oblasti, v nichž je nutné podniknout kroky k udržení rovnováhy s těmito cíli: udržitelnost (Sustainability), konkurenceschopnost (Competitiveness), spolehlivost dodávek (Security of Supply). Česká republika si je vědoma odpovědnosti za vytváření podmínek pro spolehlivé a dlouhodobě bezpečné dodávky energie za přijatelné ceny. Vytváří také podmínky pro jejich efektivní využití, které nebude ohrožovat životní prostředí a bude v souladu se zásadami udržitelného rozvoje. Vytváří proto také svou národní energetickou koncepci. Státní energetická koncepce (SEK) konkretizuje státní priority a stanovuje cíle, jichž chce stát dosáhnout při ovlivňování vývoje energetického hospodářství ve výhledu příštích 30 let, v podmínkách tržně orientované ekonomiky. Tyto priority a cíle jsou také stanovovány v souladu s přihlédnutím k zahraničním zkušenostem, postupům a standardům Evropské unie a k závazkům ČR plynoucím z mezinárodních smluv v oblasti energetického hospodářství a životního prostředí. Při volbě priorit, cílů a souboru nástrojů byla proto ve Státní energetické koncepci respektována jako hlediska energetická, ekologická, ekonomická a sociální [1]. Hlavní cíle SEK jsou v definici charakterizovány jako: zachování nezávislosti, bezpečnosti a stabilita udržitelnosti rozvoje. Základem pro stanovení státní energetické koncepce je zpracování vybraných scénářů rozvoje energetiky s cílem nalezení rovnováhy mezi poptávkou a nabídkou na trhu s energií a při vynaložení minima celkových nákladů (provozních i investič-

ních) za celé zkoumané období, a to z hlediska ekonomiky jako celku a při respektování omezení kladených na fungování trhu (omezení ekologická, finanční, politická, sociální, atd.). Česká republika má v současné době poměrně příznivou dovozní energetickou závislost, strukturálně je však nevyvážená. Závislost na dovozech ropy, plynu a jaderného paliva je prakticky 100%. Závislost na dovozech energie následně dynamicky poroste i přes podporu využití domácích energetických zdrojů a obnovitelných zdrojů energie. Ke zmírnění tempa růstu závislosti na dovozech energie musí přispět řada přímých i nepřímých opatření - především růst energetické efektivnosti, podpora obnovitelných zdrojů energie, zvýšení disponibility a prodloužení životnosti domácího potenciálu zásob tuhých paliv, zvláště pak hnědého uhlí. V oblasti podpory obnovitelných zdrojů je Česká republika navíc vázána mezinárodními úmluvami a legislativou Evropské unie. Vzhledem k neustálému vývoji legislativy v EU i ČR, prochází Státní energetická koncepce pravidelnou aktualizací. Více se proto lze o aktuální verzi Státní energetické koncepce dozvědět na webových stránkách Ministerstva průmyslu a obchodu ČR - http://www.mpo.cz. Snaha o zvýšení dosavadních podílů obnovitelných zdrojů ve výrobě elektrické energie a jejich podpora, může mít velký význam i v oblasti zajištění spolehlivé a bezpečné dodávky elektrické energie a na dodržení její kvality. 7.1.2 Ekonomická podpora obnovitelných zdrojů energie v ČR Základem pro intenzivnější využívání obnovitelných zdrojů energie byla směrnice Evropského parlamentu a Rady Evropy 2001/77/ES, resp. směrnice Evropského parlamentu a Rady Evropy 2009/28/ES, která tuto směrnici doplňuje a nahrazuje. Uvedené směrnice stanovují takzvané indikativní cíle. Ty jsou základním měřítkem při hodnocení využívaní obnovitelných zdrojů energie. Indikativní cíle jsou rozlišovány na úrovni národní a na úrovni EU. Dle textu směrnice 2009/28/ES má každý členský stát povinnost zajistit, aby se v roce 2020 vypočítaný podíl energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie, rovnal alespoň jeho celkovému národnímu cíli pro podíl energie z obnovitelných zdrojů v daném roce. Tyto závazné národní cíle jsou v souladu s cílem nejméně 20 % podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie ve Společenství v roce 2020. Aby se usnadnilo splnění těchto cílů, má každý členský stát možnost prosadit a podporovat energetickou účinnost a úspory energie. Za účelem dosažení uvedených cílů, opatření: režimy podpory, mohou členské státy použít mj. tato opatření v podobě spolupráce mezi jednotlivými členskými státy a mezi členskými státy a třetími zeměmi za účelem dosažení celkových národních cílů. 127

Hrubá konečná spotřeba energie z obnovitelných zdrojů se v jednotlivých členských státech vypočte jako součet [11], a to z: a) hrubé konečné spotřeby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie a množství elektřiny vyrobené v členském státě z obnovitelných zdrojů energie, kromě výroby elektřiny v přečerpávacích vodních elektrárnách, b) hrubé konečné spotřeby energie z obnovitelných zdrojů pro vytápění a chlazení, součtu množství energie pro ústřední vytápění a chlazení vyrobené ve členském státě z obnovitelných zdrojů a spotřeby další energie z obnovitelných zdrojů v průmyslu, domácnostech, službách, zemědělství, lesnictví a rybolovu pro účely vytápění, chlazení a zpracování, c) konečné spotřeby energie z obnovitelných zdrojů v dopravě. Plyn, elektřina a vodík se při výpočtu podílu hrubé konečné spotřeby energie z obnovitelných zdrojů zohlední pouze jednou, v rámci prvního pododstavce písm. a), b) nebo c). Samotný podíl energie z obnovitelných zdrojů se vypočte tak, že se hrubá konečná spotřeba energie z obnovitelných zdrojů vydělí hrubou konečnou spotřebou energie ze všech zdrojů energie a vyjádří se jako procentní podíl. Podíl energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v roce 2005 (S 2005) Cílová hodnota podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v roce 2020 (S 2020) Belgie 2,2 % 13 % Bulharsko 9,4 % 16 % Česká republika 6,1 % 13 % Dánsko 17,0 % 30 % Německo 5,8 % 18 % Estonsko 18,0 % 25 % Irsko 3,1 % 16 % Řecko 6,9 % 18 % Španělsko 8,7 % 20 % Francie 10,3 % 23 % Itálie 5,2 % 17 % Kypr 2,9 % 13 % Lotyšsko 32,6 % 40 % Litva 15,0 % 23 % Lucembursko 0,9 % 11 % Maďarsko 4,3 % 13 % Malta 0,0 % 10 % Nizozemsko 2,4 % 14 % 128

Podíl energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v roce 2005 (S 2005) Cílová hodnota podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v roce 2020 (S 2020) Rakousko 23,3 % 34 % Polsko 7,2 % 15 % Portugalsko 20,5 % 31 % Rumunsko 17,8 % 24 % Slovinsko 16,0 % 25 % Slovenská republika 6,7 % 14 % Finsko 28,5 % 38 % Švédsko 39,8 % 49 % Spojené království 1,3 % 15 % tab. 7 Celkové národní cíle určující podíl energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v roce 2020 Příklad vývoje podílu výroby z OZE na hrubé spotřebě elektřiny v letech 2003-2005 je ukázán v tab. 8. 129 Podíl výroby z OZE na hrubé spotřebě elektřiny (%) 2003 2004 2005 2,67 3,97 4,34 tab. 8 Podíl výroby z OZE na hrubé spotřebě elektřiny v letech 2003-2005 Stěžejním legislativním dokumentem zabývajícím se implementací evropské směrnice 2001/77/ES v ČR a splněním jejích indikativních cílů, je zákon č. 180/2005 Sb., o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie. Přijetím směrnice 2009/28/ES dojde k další novele příslušných legislativních předpisů tak, aby byly v souladu s uvedenou směrnicí. 7.1.3 Princip stanovení podpory výroby elektřiny z OZE v ČR Na cenu energie, produkované prostřednictvím OZE, lze pohlížet dvěma způsoby. Jako na: nabídku z pohledu investora. Investor zaměřený na maximalizaci ekonomického prospěchu z daného projektu potřebuje dosáhnout alespoň tzv. minimální ceny jednotky produkce C min, aby dosáhl přiměřeného výnosu z vloženého kapitálu (respektuje riziko a další souvislosti podnikání), poptávku z pohledu kupujícího na daném trhu. Cenovým stropem pro akceptaci nabídky od prodávajícího jsou alternativní možnosti nákupu s respektováním technických parametrů produkce (např. spolehlivosti, zabezpečenosti dodávky elektřiny). Výroba elektřiny na bázi OZE je velmi často, za ryze tržních podmínek a bez určité formy podpory, nekonkurenceschopná. Možný vztah mezi minimální cenou jed-

notky produkce z pohledu investora a maximální cenou produkce z pohledu kupujícího uvádí následující obr. 61. 130 obr. 61 Křivky minimální ceny a tržního ocenění silové elektřiny v závislosti na výši produkce C min C max alternativní cena dodávky - tržní ocenění elektřiny z OZE dosažení přiměřeného výnosu z vloženého kapitálu Pokud je minimální cena jednotky produkce (křivka C min ) za tržních podmínek vyšší, než je maximální cena, kterou jsou kupující ochotni zaplatit (křivka C max ), je pro realizaci určité výše produkce (např. určitou výši výroby elektřiny na bázi OZE) nutné změnit vzájemnou polohu těchto křivek určitou formou podpory (pokud C min > C max energii z OZE nelze bez podpory uplatnit na trhu). V principu tak existují dvě skupiny opatření: 1) snižující minimální cenu jednotky produkce, 2) zvyšující ocenění jednotky produkce z pohledu kupujícího. Základním kritériem pro rozhodování výrobce je čistá současná hodnota (NPV) všech výdajů a příjmů souvisejících s případným projektem. Pokud je NPV kladné, obecně platí, že investor by měl do posuzovaného projektu investovat. Výpočet NPV vyžaduje znát všechny příjmy a výdaje po dobu hodnocení. V některých případech je však základní úlohou, nikoliv přímo stanovit hodnotu NPV, ale stanovit tzv. minimální cenu jednotky výstupu (produkce) generované posuzovaným projektem tak, aby investor měl ještě ekonomickou motivaci pro jeho realizaci. Investor se pak v případě daného projektu rozhoduje dle toho, zda má možnost této ceny na trhu s daným produktem skutečně dosáhnout, tj. zda je jeho minimální cena nižší nebo alespoň rovna maximální ceně, kterou je ochoten zákazník na daném trhu zaplatit. Pokud je jeho minimální cena vyšší než maximální cena z pohledu zákazníka, realizace daného projektu znamená pro investora ekonomickou ztrátu. Investor přichází o část výnosu, který by mohl získat jinou alternativní investicí. Minimální cena jednotky produkce (např. MWh elektřiny, GJ tepla) z pohledu investora je cenou takové produkce, která mu zajistí jím požadovaný výnos z vloženého kapitálu. Racionální investor, jehož cílem je maximalizace výnosu z vloženého kapitálu, se bude rozhodovat, zda do daného projektu investovat či nikoliv, a to na

základě ekonomického vyhodnocení projektu, který zahrne všechny relevantní příjmy a výdaje spojené s realizací projektu. Minimální cena jednotky produkce za předpokladu, že všechny příjmy pocházejí z jedné komodity (výrobku, produktu), se stanoví z následující podmínky: NPV Th t CF( 1 r n ) 0 (54) t1 CF t P V c. Q V t t min t t (55) CFt T h hotovostní tok v t-tém roce hodnoceného období (Kč) doba hodnocení (roky) r n nominální diskont (-) t t-tý rok hodnoceného období (-) P t c min t Q t V t příjmy v t-tém roce hodnoceného období (Kč) minimální cena jednotky produkce v t-tém roce (Kč/jed. produkce) počet realizovaných jednotek produkce (prodej elektřiny v MWh, prodej tepla v GJ, množství biomasy z plantáží - v tunách apod.) výdaje v t-tém roce hodnoceného období (Kč) V případě způsobu stanovení níže zmíněné formy podpory zelenými bonusy, vychází metoda z nerovnice: c zb c min c tr (56) Cena zeleného bonusu c zb musí být vyšší než minimální výkupní cena jednotky produkce elektřiny z daného OZE snížená od tržní ceny elektřiny příslušného druhu OZE. Tržní cena elektřiny příslušného druhu OZE musí respektovat charakter výroby daného druhu OZE. Závislá je také na vývoji ceny silové elektřiny. 131 7.1.4 Podpora výroby elektřiny z OZE v ČR Výroba elektrické energie z obnovitelných zdrojů energie je v ČR podporována formou výkupních cen a zelených bonusů, které stanovuje Energetický regulační úřad. Výkupní ceny se uplatňují za elektřinu dodanou a naměřenou v předávacím místě výrobny a v síti provozovatele příslušné distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy, který vstupuje do zúčtování odchylek subjektu zúčtování odpovědnému za ztráty v regionální distribuční soustavě nebo subjektu zúčtování odpovědnému za ztráty v přenosové soustavě. Zelené bonusy se uplatňují za elektřinu dodanou a naměřenou v předávacím místě výrobny a v síti provozovatele regionální distribuční soustavy nebo přenosové

soustavy a dodanou výrobcem odběrateli a dále za ostatní vlastní spotřebu elektřiny. Oba systémy podpory rozlišují jednotlivé druhy obnovitelných zdrojů energie a respektují data uvedení výrobny do provozu. Výrobci elektřiny si mohou zvolit z těchto dvou systémů podpory, přičemž způsob podpory nemohou kombinovat. Podpora na bázi výkupních cen garantuje výrobci patnáctiletou dobu návratnosti investice, zachování výše výnosu za jednotku elektřiny z obnovitelných zdrojů, při podpoře výkupními cenami po dobu 15 let od roku uvedení zařízení do provozu jako minimální, se zohledněním indexu cen průmyslových výrobců. Tato forma podpory zaručuje výrobci uplatnění vyrobené energie na trhu. Zelené bonusy dávají výrobci možnost volby prodeje (ceny) vyrobené silové elektřiny odběrateli (zpravidla obchodníkovi). Výrobce však při podpoře zelenými bonusy nemá garantováno uplatnění elektřiny na trhu. Logicky nemůže spoléhat na patnáctiletou dobu návratnosti investice. Při pohledu na současný trend růstu ceny silové elektřiny, je zřejmý potenciál zvyšování nároků podpory formou zelených bonusů. Navíc při stanovení výše zelených bonusů se přihlíží ke zvýšené míře rizika uplatnění elektřiny z obnovitelných zdrojů na trhu s elektřinou. Datum uvedení do provozu Výkupní ceny elektřiny dodané do sítě (Kč/MWh) Zelené bonusy (Kč/MWh) malá vodní elektrárna 12 uvedená do provozu v nových lokalitách po 1. lednu 2008 včetně malá vodní elektrárna uvedená do provozu v nových lokalitách od 1. ledna 2006 do 31. prosince 2007 malá vodní elektrárna uvedená do provozu po 1. lednu 2005 včetně a rekonstruovaná malá vodní elektrárna malá vodní elektrárna uvedená do provozu před 1. lednem 2005 2 700 1 260 2 540 1 100 2 300 860 1 790 350 tab. 9 Příklad cenového rozhodnutí pro malou vodní elektrárnu pro rok 2009 12 Pojmem malá vodní elektrárna je míněna v souladu s tímto cenovým rozhodnutím, vodní elektrárna s instalovaným výkonem do 10 MWe včetně. [4] 132

7.1.5 Systém podpory OZE v Evropě Česká republika i ostatní země EU jsou povinny, na základě směrnice č. 2001/77/EC, resp. 2009/28/ES, podporovat na svém území výrobu elektřiny z OZE. Vzhledem k tomu, že tato směrnice nepředepisuje členským států jednotné schéma podpory, systémy podpory obnovitelných zdrojů se v Evropě liší a v mnoha případech jsou využívány i jejich kombinace. V rámci Evropské unie lze nalézt následující systémy podpory obnovitelných zdrojů energie: výkupní ceny fixní příplatky k tržní ceně (zelené bonusy) zelené certifikáty daňové úlevy přímé investice (dotace) Tyto systémy podpory OZE v jednotlivých zemích jsou zachyceny na níže uvedené mapě Evropy [7], [8], [9]. obr. 62 Přehled systémů podpor obnovitelných zdrojů v Evropě Výkupní ceny Systémy výkupních cen (feed - in tariffs) existují ve většině členských států Evropské unie a jsou charakterizovány specifickou cenou platnou po dobu několika let. Výkupní ceny obvykle vyplácejí výrobcům elektrické energie provozovatelé distribučních soustav. Pevné výkupní ceny jsou většinou svázány s povinností výkupu této elektřiny, což v praxi znamená, že výrobce elektřiny z OZE má zaručen 100% odbyt vyrobené elektřiny. Systémovými náklady na podporu těchto zdrojů (tj. rozdílem mezi výkupní cenou a cenou elektřiny na trhu) jsou zatíženi všichni koneční zákazníci. Toto schéma podpory má výhodu zejména pro investory do obnovitelných zdrojů, protože jim dává určité záruky spočívající v povinném výkupu elektřiny z těchto zdrojů za zaručenou cenu po stanovenou dobu. Na druhé straně je obtížné sladit celý 133

systém na evropské úrovni. Variantou schématu těchto výkupních cen je systém zelených bonusů používaný v ČR, Dánsku a Španělsku, kdy regulátor (nebo vláda) nastaví za vyrobenou elektřinu z obnovitelných zdrojů fixní prémii (enviromentální bonus) placenou k běžné tržní ceně elektřiny [8]. Zelené certifikáty Zelené certifikáty jsou systémem používaným v současnosti ve Švédsku, Velké Británii, Belgii a Polsku. Všichni koneční zákazníci nebo obchodníci jsou zavázáni koupit jisté množství zelených certifikátů, odpovídající požadované výrobě elektřiny z obnovitelných zdrojů. Počet požadovaných certifikátů je stanoven nejčastěji vládní direktivou. Důležitým instrumentem, který nutí konečné zákazníky nebo obchodníky ke koupi zelených certifikátů, jsou penalizační platby za nesplnění dané kvóty. Takto získané prostředky jsou využívány buď přímo pro podporu obnovitelných zdrojů, nebo jsou součástí státního rozpočtu. Tímto způsobem jsou tedy financovány vícenáklady vyráběné zelené elektřiny. Se zelenými certifikáty se běžně obchoduje, což dává tomuto systému tržní charakter. Jestliže systém dobře funguje, zajišťuje optimální hodnotu realizovaných investic a je relativně přesným nástrojem pro naplnění předurčené kvóty podílu elektřiny z obnovitelných zdrojů na hrubé spotřebě elektřiny [8]. Daňové úlevy Systémy spočívající v daňových úlevách jsou aplikovány zejména na Maltě a ve Finsku. Princip podpory je založen na daňových úlevách pro investory do OZE, nejčastěji v podobě daňových prázdnin, tj. doby, po kterou investoři nemusí platit daň z příjmu. Z hlediska jednotného systému obchodování s elektřinou v EU je tento systém podpory nepřehledný a nevýhodný, a to především kvůli různým sazbám daňových úlev v jednotlivých zemích. Kromě dvou výše uvedených zemí, v nichž daňové podpory platí za hlavní nástroj podpory obnovitelných zdrojů, je v některých zemích EU (včetně České republiky) tento systém uplatňován, ale pouze jako doplňkový [8]. Přímá investiční podpora Přímá investiční podpora je, obdobně jako daňové úlevy, využívána v řadě zemí coby doplňkový systém podpory OZE, nejčastěji formou dotací nebo tzv. měkkých úvěrů dotovaných státem. Po splnění určitých kritérií může investor získat finance na výstavbu daného typu obnovitelného zdroje nebo může využít úvěr s výhodnější úrokovou sazbou. Výše přímé investiční podpory je obvykle dána jako určitý podíl z celkových uznatelných investičních nákladů [8]. 7.1.6 Technické aspekty provozu OZE Zákon č. 180/2005 Sb. ukládá provozovatelům přenosové a distribuční soustavy povinnost přednostně připojit výrobce elektřiny z OZE k dané části distribuční soustavy - pokud o to výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů požádá a pokud splňuje doplňující podmínky připojení. Připojení výroben elektrické energie z obnovitelných zdrojů energie náleží svým výkonovým a napěťovým rozsahem převážně do distribuční sítě. Na obr. 63 je znázorněno jednoduché schéma elektrizační soustavy s instalovanými zdroji obnovitelné energie a konvenčními zdroji elektrické energie. 134

135 obr. 63 Obnovitelné zdroje energie a elektrizační soustava Připojit výrobní zařízení je povinen provozovatel distribuční soustavy, který zajistí připojení s co nejnižšími náklady, s výjimkou případů prokazatelného nedostatku kapacity zařízení pro distribuci nebo při ohrožení spolehlivého provozu distribuční soustavy. Důležitou položkou, z hlediska stanovení výše podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, jsou náklady na připojení výrobny elektřiny z obnovitelných zdrojů energie k elektrizační soustavě. Náklady na vybudování fyzické přípojky výrobny k elektrizační soustavě jsou v plné výši na straně žadatele o připojení. Žadatel o připojení se navíc podílí na nákladech provozovatelů distribučních soustav vyvolaných v důsledku připojení nové výrobny a v souvislosti s nutností úpravy a rozvoje distribuční soustavy. Uplatnění vyrobené elektřiny prostřednictvím elektráren z obnovitelných zdrojů energie upravuje v ČR rovněž zákon č. 180/2005 Sb., kdy provozovatel přenosové soustavy nebo provozovatelé distribučních soustav jsou povinni vykoupit veškerou elektřinu vyrobenou v rámci výkupních cen nebo musejí zmínění provozovatelé vyplácet zelený bonus. Součástí této povinnosti je i převzetí odpovědnosti za odchylku. Provozovatelé regionálních distribučních soustav a provozovatel přenosové soustavy v ČR využívají elektřinu vykoupenou z obnovitelných zdrojů energie na krytí ztrát v provozované síti. V případě, kdy okamžitý výkon povinně vykupované elektřiny z obnovitelných zdrojů přesáhne objem elektřiny na krytí ztrát, je tento přesah hodnocen jako odchylka příslušného provozovatele regionální distribuční soustavy nebo provozovatele přenosové soustavy. Aktuální objem produkce elektřiny z OZE tedy nezatěžuje provozovatele distribučních soustav ani provozovatele přenosové soustavy ve smyslu odchylky a jejího účtování. Splněním předpokládaného indikativního cíle směrnice EU 2001/77/ES, resp. 2009/28/ES, může dojít k překročení výše ztrát v síti a rozdíl bude následně hodnocen jako odchylka, která musí být zúčtována mezi subjekty zúčtování u operátora trhu. Tyto odchylky tak budou hradit původci dodatečných ekonomických zátěží existence a provozu obnovitelných zdrojů. V tomto případě bude nutné nalézt řešení zmíněné ekonomické zátěže provozovatele přenosové soustavy a provozovatelů distribučních soustav, kdy takto vzniklé finanční nároky se promítnou do konečných cen za distribuci elektřiny. Na jejich kompenzaci se budou pak podílet všichni koneční zákazníci.

Fyzikální potenciál možnosti využití obnovitelných zdrojů energie je značně závislý na přírodních zákonech a vlastnostech. Přírodní podmínky (meteorologické, reliéfní, geotermální, biologické) mající vliv na využití obnovitelných zdrojů energie, se významně liší podle geografické příslušnosti. Přírodní parametry lokalit pro instalaci výroben elektřiny z obnovitelných zdrojů rozhodují o potenciálu využití výroby energie z obnovitelných zdrojů. Nárůst objemu produkce elektřiny z OZE, zejména v Německu (vzhledem ke své povaze), klade vysoké požadavky na kapacitu přenosových sítí a velikost zálohy v podobě klasických zdrojů elektřiny. V ČR se na nákladech provozovatelů distribučních soustav nebo provozovatele přenosové soustavy, spojených s ekonomickou podporou a produkcí elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, podílí všichni koneční zákazníci v regulovaných platbách za distribuci elektrické energie. Následující tab. 10 uvádí příklad vývoje příplatků všech konečných zákazníků pro krytí vícenákladů způsobených podporou výroby elektřiny z OZE v letech 2002-2007. rok příplatky KZ (Kč/MWh) 2002 8,72 2003 12,03 2004 29,04 2005 29,07 2006* 18,68 2007* 20,18 tab. 10 Vývoj podílu konečných zákazníků na krytí vícenákladů *Změna metodiky výpočtu - místo předpokladu výroby je použita skutečnost za předchozí období. S rostoucím podílem produkce elektřiny z OZE se rovněž stupňuje význam položky ekonomické podpory výroby elektřiny z OZE na konečné ceně elektrické energie v ČR. Vliv podpory OZE na cenu elektřiny v ČR uvádí obr. 64. 136

Distribuce elektřiny 35,9% Elektřina včetně obchodní marže 50,8% Operátor trhu 0,1% Přenos elektřiny 3,4% Decentrální výroba 0,2% Obnovitelné zdroje a kogenerace 4,9% Systémové služby ČEPS 4,6% 137 obr. 64 Procentní zastoupení jednotlivých složek v průměrné ceně dodávky elektřiny do domácností pro rok 2010 (bez DPH a ekologické daně) zdroj: ERÚ [6], [13] Prezentovaný graf uvádí procentní podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektrické energie pro konečné zákazníky na úrovni napětí NN v roce 2010. Obrázek respektuje rovněž předpokládaný procentní podíl dopadu podpory obnovitelných zdrojů energie a KVETu, a také decentrální výroby elektřiny na konečnou cenu elektřiny. 7.2 Obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů Dopady globálních změn podnebí na podnikání se v posledních letech zařadily mezi důležitá témata ekonomické debaty. Primárním cílem obchodování s povolenkami je podpořit snižování emisí skleníkových plynů. Nicméně v souvislosti s touto snahou dochází k ekonomickému ovlivňování prakticky všech energetických podniků provozujících zařízení emitující skeníkové plyny, neboť je v tomto případě nutné zahrnovat náklady na emise k ostatním, po léta tradičním nákladům. V letech 2005 až 2007 byla Česká republika zapojena do Evropského schématu obchodování s emisemi skleníkových plynů (European Emission Trading Scheme EU ETS). Dne 1. 1. 2008 bylo spuštěno obchodování podle systému vytvořeného na základě Kjótského protokolu, jehož první fáze potrvá minimálně do roku 2012. Tato kapitola nabízí základní seznámení s principy Kjótského obchodování a základní používanou terminologii. 7.2.1 Kjótský protokol a základní pojmy Celý tzv. Kjótský systém obchodování s emisemi skleníkových plynů začal být vytvářen postupně od roku 1992, kdy byla sepsána Rámcová úmluva OSN o změně klimatu (United Nations Framework Convention on Climate Change UNFCCC).

V platnost vstoupila 21. 3. 1994 a v následujících letech ji ratifikovalo 192 zemí. Příloha I. této rámcové úmluvy definuje tzv. rozvinuté země včetně těch, které podstupují proces přechodu na tržní hospodářství. Více informací lze získat na internetových stránkách sekretariátu rámcové úmluvy http://unfccc.int. V roce 1997 na tuto úmluvu navázal Kjótský protokol k rámcové úmluvě OSN o změně klimatu, který je v České republice, platný od 16. 2. 2005. Kjótský protokol (dále jen protokol) obsahuje úplný a jednotný rámec pro omezení produkce skleníkových plynů a představuje první krok na cestě ke stabilizaci globálního klimatu planety Země. Ze 192 států připojených k rámcové úmluvě, přijalo protokol 173 zemí. Nutno podotknout, že některé země tento protokol sice podepsaly, ale nepřijaly (např. USA). Součástí protokolu jsou dvě přílohy - první z nich, Příloha A, specifikuje skleníkové plyny a sledované sektory (neboli kategorie zdrojů emitujících CO 2 ). Příloha B definuje závazky na omezení nebo snížení emisí rozvinutých zemí (odpovídá Příloze I. rámcové úmluvy) oproti výchozímu roku 1990. Např. skupina států tvořících bývalou EU15, Švýcarsko, Česká republika a další středoevropské země se zavázaly, za období závazku (tzv. commitment period CP) mezi lety 2008-2012, snížit své emise o 8 %, Kanada, Maďarsko, Japonsko a Polsko o 6 %. Rusko, Nový Zéland a Ukrajina mají závazek stabilizovat své emise na hladinu roku 1990, zatímco Norsko může zvýšit emise pouze o 1 %, Austrálie o 8 % a Island o 10 %. Tehdy patnáctičlenné Evropské společenství (EU15) ratifikovalo rámcovou úmluvu jako samostatný subjekt. To umožňuje 15 původním členským zemím EU splnit závazek redukce emisí kolektivně. Aby EU těmto závazkům dostála, reagovala na vzniklou situaci v roce 2003 vydáním směrnice 2003/87/ES, která vytváří systém pro obchodování s povolenkami na emise skleníkových plynů v rámci Společenství. Tím vznikla příležitost pro spolupráci na plnění závazku mezi zeměmi EU. Po přijetí nových členských zemí v letech 2004 a 2007 se tato možnost rozšířila i na nové členy. Závazek se však dále vztahuje k původním zemím uvedeným pod protokolem. Za účelem evidence závazků jednotlivých zemí, vyplývajících z Kjótského protokolu a vyjádřených přidělenými jednotkami AAU (Assigned Amount Unit odpovídá 1 tuně emitovaného CO 2, jak bude vysvětleno dále) implementovala v posledním období každá země, uvedená v příloze I. Rámcové úmluvy, svůj národní rejstřík, který tuto funkci naplňuje. Podmínky provozování rejstříků definuje v současnosti Nařízení komise (ES) č. 916/2007, jimž se mění původní Nařízení komise (ES) č. 2216/2004. Například Česká republika dostala přiděleno 893 541 801 AAU jednotek na celé Kjótské období 2008-2012. Stanovený objem umožňuje vypustit v tomto období stejné množství tun CO 2 do ovzduší s ohledem na závazek snížení emisí. Sledovanými skleníkovými plyny podle protokolu jsou: oxid uhličitý (CO 2 ), metan (CH 4 ), oxid dusný (N 2 O), hydrogenované fluorovodíky (HFCs), polyfluorovodíky (PFCs), fluorid sírový (SF 6 ). 138

U těchto plynů, vyjma oxidu uhličitého, dochází k přepočtu na ekvivalent oxidu uhličitého k tomu, že jednotlivé skleníkové plyny mají nejen různou schopnost vyvolávat skleníkový efekt, ale i různou životnost v atmosféře. Základem splnění závazků z Kjótského protokolu má být redukce emisí na území příslušného státu. Ne každá země má však potenciál a dostatek prostředků finančních i materiálních, tento cíl plnit. Proto je v Kjótském systému umožněno část závazku splnit jinými nástroji, a to pomocí tzv. flexibilních mechanizmů: obchodováním s emisemi (Emission Trading ET), zaváděním společných opatření (Joint Implementation JI), mechanizmem čistého rozvoje (Clean Development Mechanism CDM). 7.2.2 Obchodování s emisemi Tohoto nástroje mohou využít pouze země definované v příloze I. Rámcové úmluvy. Základním principem je umožnit zemi, která vypustila do ovzduší méně CO 2, než má stanoveno v protokolu, prodat ušetřené emise jiné zemi a napomoci jí tak splnit její závazek. Členské země EU mají (důvody byly uvedeny v přechozí části) navíc zaveden systém, kdy se část zodpovědnosti za vypuštěné emise přenáší na provozovatele zařízení emitující CO 2. Těmto provozovatelům je v rámci systému EU ETS alokováno určité množství evropských povolenek EUA (EU Allowance odpovídá 1 tuně CO 2 ) podle schválených NAP - tedy je jim přiděleno právo bez postihu vypustit určité množství emisí CO 2. V případě nedosažení povoleného limitu mají možnost rozdíl mezi skutečně vypuštěným a povoleným množstvím ve formě povolenek EUA dále prodat a při nedostatku tento rozdíl na trhu dokoupit. Na trhu tak existuje nová komodita povolenka EUA se kterou mohou provozovatelé zařízení a případní obchodníci obchodovat. 7.2.3 Společně zaváděná opatření Prostřednictvím projektů společně zaváděných opatření (JI projektů) mohou rozvinuté země uvedené v příloze I. Rámcové úmluvy investovat do mechanizmů snižování emisí a ekologických opatření v ostatních zemích z přílohy I. Rámcové úmluvy a napomáhat jim tak v dosahování cílů stanovených úmluvou. Schvalování JI projektů probíhá na národní úrovni (v ČR Ministerstvo životního prostředí) nebo mezinárodním výborem JISC (Joint Implementation Supervisory Committee). Na tyto projekty jsou navázány tzv. ERU jednotky (Emission Reduction Unit), které vznikají konverzí z přidělených jednotek AAU v národním rejstříku. S těmito jednotkami lze dále obchodovat a uplatňovat v procesu Splnění (viz dále). To bylo pro evropské země umožněno v roce 2004 přijetím tzv. propojovací směrnice 2004/101/ES, která novelizovala původní směrnici 2003/87/ES. Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci JI projektů, ukazuje obr. 65. 139

Rozvody energií 13% N2O 11% Skládky 8% HFC 0% Úniky plynů 6% OZE 31% Přeměna paliva 19% Důlní metan 4% Úspory energií 8% obr. 65 Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci JI projektů 7.2.4 Mechanizmus čistého rozvoje Posledním nástrojem jsou tzv. mechanizmy čistého rozvoje (CDM projekty). Pomocí těchto projektů je umožněno zemím uvedeným v příloze I. Rámcové úmluvy investovat do mechanizmů snižování emisí a ekologických opatření v zemích, které nejsou součástí dokumentu, tedy do zemí tzv. třetího světa. Pro bližší představu rozumíme CDM projekty např. vybudování větrných a malých vodních elektráren, elektráren využívajících biomasu či odpad a další. Schvalování CDM projektů se děje prostřednictvím CDM Executive Board. K administraci schválených projektů existuje CDM rejstřík, který následně za uskutečněné projekty vydává CER jednotky (Certified Emission Reduction). Sekretariát rámcové úmluvy eviduje k 4. 12. 2009 celkem 1 938 těchto CDM projektů, přičemž zatím bylo vydáno celkem 355 724 136 CER jednotek. Vydané CER jednotky podle hostitelské země, tedy země, v nichž se projekty uskutečňují, ukazuje obr. 66. Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci CDM projektů, ukazuje obr. 67. 140

Vietnam 1% Mexiko 2% Ostatní 6% Brazílie 10% Korea 13% Čína 48% Indie 20% obr. 66 Vydané CER jednotky podle hostitelské země k 4. 12. 2009 zdroj: http://cdm.unfccc.int OZE 24% N2O 10% Skládky 11% Důlní metan 3% Úspory energie 10% Přeměna paliva 2% Úniky plynů 4% HFC 36% 141 obr. 67 Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci CDM projektů Kjótské závazky však nemusí být plněny pouze snížením emisí. Jednotlivé státy mohou umožnit větší ukládání uhlíku, např. v lesích či půdě. Čistých emisí oxidu uhličitého je pak dosaženo odečtením množství nově uloženého uhlíku od celkových emisí. Tyto tzv. propady uhlíku nesou označení LULUCF (Land Use, Land Use Change and Forestry) a generují RMU jednotky (Removal Unit).

7.2.5 Schéma obchodování Každá země obchodující v rámci Kjótského protokolu má povinnost zřídit rejstřík, v němž je umožněno smluvním stranám (státu či v evropském schématu jednotlivým společnostem), zapojeným do systému obchodování, disponovat evropskými povolenkami, které jim přidělila vláda Národním alokačním plánem (NAP) a Kjótskými jednotkami. V České republice je rejstřík spravován společností OTE, a.s., a je dostupný na adrese https://www.povolenky.cz, kde lze najít další užitečné informace. Povolenými jednotkami pro emisní obchodování jsou tedy jednotky AAU, ERU, CER a RMU. Pro spuštění samotného Kjótského obchodovacího období bylo nutné implementovat centrální rejstřík ITL (International Transaction Log Mezinárodní evidence transakcí) spravovaný sekretariátem Rámcové úmluvy a evidující veškeré počty a pohyby těchto jednotek mezi národními rejstříky jednotlivých zemí. Evropské povolenky EUA, platné pouze v EU, resp. v rámci systému EU ETS, monitoruje centrální rejstřík Evropského společenství CITL (Community Independent Transaction Log - Nezávislá evidence transakcí Společenství), spravovaný Evropskou komisí. Propojení obou systémů - tj. Kjótského a Evropského - uplatňujících mírně odlišné principy, je nezbytnou podmínkou spolupráce. Toto propojení umožňuje samotnému Evropskému společenství mít stále dohled a vliv nad samotným obchodováním v rámci EU. Schéma propojení jednotlivých systémů v rámci Kjótského obchodování ukazuje obr. 68. Z obrázku vyplývá, že všechny rejstříky (CDM, CITL a rejstříky zemí EU i mimo EU) jsou přímo napojeny na centrální rejstřík ITL. 142 obr. 68 Propojení jednotlivých rejstříků EU, rejstříků zemí mimo EU, mezinárodního rejstříku ITL a rejstříku Evropské komise CITL Za účelem splnění jednotlivých závazků na emise skleníkových plynů je prováděn pravidelný monitoring emisí CO 2. V rámci Evropského společenství byla přijata zákonná povinnost provozovatele zařízení v EU ETS vyřadit k danému datu z obchodování množství povolenek či jednotek odpovídajících množství naměřených a ověřených (neboli verifikovaných) emisí v předchozím kalendářním roce. Provozo-

vatelé zařízení mohou použít v zájmu splnění svých zákonných povinností povolenky EUA nebo v určitém rozsahu jednotky CER a ERU. Maximální množství odevzdaných CER či ERU dohromady nesmí překročit 10 % z alokace povolenek EUA, tedy z přiděleného množství emisí CO 2, na zařízení za období závazku. Hodnoty alokace EUA, která probíhá každoročně, vždy do 28. února, pro jednotlivá zařízení, jsou uvedeny v nařízení vlády č. 80/2008, stanovujícím Národní alokační plán České republiky na roky 2008-2012. Nesplnění povinnosti provozovatele zařízení, vyřadit v termínu povolenky či jednotky podle skutečných emisí za předcházející rok, je penalizováno pokutou 100 EUR/EUA, aniž by byl provozovatel zařízení zbaven povinnosti vyřadit (odevzdat na státní účet v rejstříku) odpovídající množství povolenek či jednotek. 143 7.2.6 Princip obchodování Emisní obchodování je v podstatě trh jako každý jiný s komoditami. Obchodování však neprobíhá v samotných rejstřících jednotlivých zemí, které slouží pro evidenci jednotek a transakcí s nimi, ale na burzách (např. BlueNext, NordPool, EEX). V praxi se můžeme setkat s těmito typy obchodů s emisními jednotkami: forwardové obchody - nejčastější spotové obchody ostatní obchody (vázané na indexy, atd.) Na cenu povolenky mají vliv stejné faktory, jako u ostatních komodit. Zvlášť významná je zde vazba na vývoj poptávky po elektřině a ceny elektřiny. Dále je možné identifikovat vazby na ceny dalších energetických komodit, např. ropy, plynu, LTO, TTO a uhlí. V období ekonomické recese z let 2008 a 2009 bylo možné vysledovat odklon cen povolenek a jednotek od cen komodit. Důvodem mohly být povolenkové výprodeje evropských společností, jejichž vývoz se téměř zastavil, dále snížená produkce průmyslových podniků, problémy v bankovním sektoru nebo zvýšená volatilita způsobená emocemi na trhu. Každý provozovatel zařízení, spadající do schématu EU ETS, by si měl zajistit pokrytí svých vlastních emisí odpovídajícím počtem povolenek či jednotek. Činnost, která zajišťuje rovněž minimalizaci nákladů na zajištění jednotek či maximalizaci zisku z držení tohoto aktiva, se nazývá Carbon Management. Proaktivní přístup vůči tomuto aktivu může přinést úsporu či dokonce zisk. V rámci Carbon Managementu můžeme mimo forwardové obchody rozlišovat řadu dalších strategií 13, mezi něž patří zejména: prodej přebytku povolenek - jedná se o nejjednodušší způsob, kdy provozovatel zařízení vypustil do ovzduší v daném roce méně povolenek, než mu bylo alokováno. Zisk z prodeje je pak přímo úměrný ceně povolenky na trhu. Riziko je zde téměř nulové, závisí jen na vhodné době pro prodej přebytku, prodej jednoroční alokace - alokace povolenek vždy předchází vyřazování povolenek o rok a pár měsíců alokace povolenek probíhá v únoru, vyřazování povolenek pak v dubnu příštího roku. Touto metodou je možné získat rychlou hotovost na počátku a spekulovat o poklesu ceny ke konci obchodovacího období, kdy je nutné nakoupit povolenky či jednotky na pokrytí posledního roku, 13 Strategie jsou málokdy použity samostatně, většinou se setkáváme s různými kombinacemi.

investice do technologií - tento způsob patří mezi nejnáročnější. Vychází z principu, že alokace povolenek je stejná po celé obchodovací období. Investicí do technologie či úpravou výrobního procesu může dojít ke snížení emisí, zvýšení energetické účinnosti a snížení energetické náročnosti. Prodejem výsledného přebytku povolenek vzniká zisk. Při této strategii je nutné brát ohled na cenu investice v porovnání s výnosem z prodeje, a zda se celá investice v dlouhodobém horizontu vyplatí, Swap EUA CER 14 - princip této strategie vychází ze skutečnosti, že cena za jednotku CER je o něco nižší než povolenka EUA, přičemž z pohledu vyřazení jednotek z obchodování jsou tyto jednotky rovnocenné (obě jsou ekvivalentem 1 tuny CO 2 ). Pouze limit pro vyřazení jednotek CER a JI, který je stanoven na 10 % z alokace na zařízení, poněkud omezuje větší uplatnění tohoto typu směny. Za povšimnutí stojí cenový vývoj povolenek a jednotek na burzách, který prošel, i díky velkému přebytku EUA povolenek v obchodovacím období 2005-2007, zajímavým vývojem zakončeným téměř nulovou cenou EUA povolenky na konci tohoto obchodovacího období. Dnešní vývoj cen jednotek CER a EUA a zobchodovaného množství, například na burze BlueNext, lze dokumentovat obr. 69. Je zřejmé, že cena za jednotku CER je o 15 20 % nižší než za povolenku EUA. Maximální cenu povolenky EUA je možno stanovit kolem hodnoty 100 EUR/EUA vzhledem ke stanovené výši pokuty za nesplnění zákonných povinností provozovatele zařízení. Tisíce EUA (CER) 25 000 20 000 Zdroj: BlueNext 35 30 25 15 000 20 10 000 5 000 Množství CER (levá osa) Množství EUA (levá osa) Cena EUA (pravá osa) Cena CER (pravá osa) 15 10 5 0 29.2.2008 14.3.2008 1.4.2008 15.4.2008 29.4.2008 14.5.2008 28.5.2008 11.6.2008 25.6.2008 9.7.2008 23.7.2008 6.8.2008 21.8.2008 4.9.2008 18.9.2008 2.10.2008 16.10.2008 30.10.2008 13.11.2008 27.11.2008 11.12.2008 29.12.2008 13.1.2009 27.1.2009 10.2.2009 24.2.2009 10.3.2009 24.3.2009 7.4.2009 23.4.2009 8.5.2009 22.5.2009 5.6.2009 19.6.2009 3.7.2009 17.7.2009 31.7.2009 14.8.2009 28.8.2009 11.9.2009 25.9.2009 9.10.2009 23.10.2009 6.11.2009 20.11.2009 4.12.2009 0 obr. 69 Vývoj cen jednotek CER a EUA a zobchodovaných množství na burze BlueNext 14 Obchodování s jednotkami JI není zatím likvidní. 144

7.2.7 Výhled po roce 2012 Přestože se právě v době vzniku této publikace nacházíme v polovině Kjótského obchodovacího období, definovaného časovým rozmezím od 1. 1. 2008 do 31. 12. 2012, je již nyní jasné, na základě vydaného Energeticko - klimatického balíčku Evropské komise z roku 2008, že minimálně evropské schéma obchodování bude pokračovat dalším obdobím, trvajícím nyní 8 let, až do roku 2020. Evropská komise připravuje též rozsáhlé úpravy v obchodovacím systému, které jsou navrženy na jedné straně s ohledem na ambiciózní cíle Evropské unie - snížit do roku 2020 emise skleníkových plynů minimálně o 20 % oproti roku 1990 (o 50% do roku 2050) a na straně druhé za účelem přesunutí většiny rozhodovacích pravomocí a regulace systému na orgány EU. V této souvislosti bude systém EU ETS v roce 2011 rozšířen o tzv. letecké povolenky, které budou speciálně určeny pro regulaci emisí z letecké dopravy. Do systému by měly také spadat nové obory (např. výrobci a zpracovatelé hliníku, atd.) a uvažuje se též o regulaci emisí z lodní dopravy. Všechny evropské povolenky by měly být evidovány v jednotném Evropském rejstříku (Community consolidated registry). Změny se budou rovněž týkat přidělování povolenek. Místo alokace povolenek zdarma, jako je tomu nyní, se budou provozovatelům zařízení emitujícím CO 2 od roku 2013 pravděpodobně přidělovat povolenky v aukcích. V případě průmyslových podniků se má podíl povolenek přidělených zdarma snižovat postupně, aby do roku 2020 dosáhl nulové úrovně. Energetické společnosti mají od roku 2013 nakupovat prostřednictvím aukcí veškeré povolenky. Přesná pravidla se v současnosti teprve dolaďují, přičemž zveřejnění aukčních pravidel je očekáváno až ve druhé polovině roku 2010. Pozitivní a významnou zprávou je, že do EU ETS mají nově spadat zařízení s ročními verifikovanými emisemi nad 25 000 tun CO 2 (v současnosti do systému spadalo každé zařízení převyšující svým tepelným příkonem 20 MWt bez ohledu na jeho produkci CO 2 ). Právě u nejmenších zařízení je potenciál snižování emisí diskutabilní, a proto se jeví vítaným opatřením, pozměnit hranici rozhodující o zařazení takového zařízení do EU ETS. Z pohledu emisního obchodování v období 2013-2020 je klíčová závislost na celkovém množství povolenek, které EU určí svým podnikům. Povolenky již nebudou přidělovány jednotlivými státy, ale vše bude centrálně řízeno mnohem důrazněji Evropskou komisí. Ta se tak snaží eliminovat případné snahy některých zemí, podpořit národní průmysl nadměrnou alokací. Lze očekávat, že teprve v dalších letech dojde k pravému rozvoji obchodů s povolenkami či jednotkami, a ty se tak stanou rozhodovacím kritériem při volbě výrobní technologie nebo dopadu na ceny vybraných energetických komodit. 145

7.3 Literatura [1] Státní energetická koncepce, http://www.mpo.cz [2] Chemišinec, I.; Fialka, M.; Tůma, J.: The Renewable Energy Sources and their Role in the Power Energy System, WEC 2007, Řím [3] Legislativa České republiky [4] Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 8/2008, částka 11, ze dne 26. listopadu 2008; http://www.eru.cz [5] Zákon č. 180/2005 Sb., o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie [6] Krejcar, R.: Podpora výroby elektřiny z OZE, KVET a DZ v roce 2009, Prezentace AEM Cenové rozhodnutí a Pravidla trhu na rok 2009, Praha 12/2008 [7] Obnovitelné zdroje energie a možnosti jejich uplatnění v České republice, kolektiv autorů, ČEZ, a.s., 2007 [8] Krejcar, R.: Ocenění rizik při obchodování s elektrickou energií z obnovitelných zdrojů energie, Dizertační práce, 2009, kap. 2 [9] Status Review of Renewable and Energy Efficiency Support Schemes in EU, Prepared by the Council of European Energy Regulators (CEER), 10 th December 2008, Brussels, Ref: C08-SDE-05-03 [10] Nečesaný, J.: Zapojení národního rejstříku obchodování s povolenkami a jednotkami na emise skleníkových plynů do Kjótského schématu, Časopis ProEnergy 1/2009, ISSN 1802-4599 [11] Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES ze dne 23. dubna 2009 o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů a o změně a následném zrušení směrnic 2001/77/ES a 2003/30/ES [12] Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2001/77/ES ze dne 27. září 2001 o podpoře elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů energie na vnitřním trhu s elektřinou [13] Fiřt, J.: Požadavky 3. legislativního balíčku EU, Problematika podpory výroby elektřiny z OZE [14] Nové vyhlášky a cenová rozhodnutí ERÚ; Energetika Malenovice - XX. seminář energetiků; 26. 28. ledna 2010, Jelenovská 146

8 Mezinárodní obchod s elektřinou 147 8.1 Přeshraniční obchodování v Evropě Obchodování s elektřinou v Evropě přispělo k nárůstu přeshraničního obchodování. Volba dodavatele, včetně nákupu a prodeje elektrické energie, se neomezuje pouze na daný stát, možný je nákup nebo prodej elektřiny po celé Evropě. Toto přeshraniční obchodování však naráží na fyzikální omezení mezi jednotlivými státy nebo regiony, protože přenosová vedení (včetně přeshraničních) byla původně primárně určena pro udržení stability přenosových soustav jednotlivých zemí a zajištění spolehlivosti dodávek v rámci dané země. V současných podmínkách proto čelí obrovským nárokům a požadavkům na přenos elektřiny a představují významné omezení v budování jednotného celoevropského trhu s elektřinou. Prvními kroky, které nediskriminačně a transparentně umožnily přístup k přeshraniční kapacitě přenosových vedení, bylo zavedení tzv. explicitních aukcí na právo využití volného přeshraničního profilu. Tyto aukce fungují na základě bilaterálních dohod mezi provozovateli sousedících přenosových soustav (PPS) nebo na bázi vícestranných dohod, pokud je prováděna pro více provozovatelů přenosových soustav daného regionu, resp. oblastí, v rámci jedné aukční kanceláře. Jako příklad lze uvést centrální aukční kancelář Central Allocation Office (CAO) ve Freisingu v Německu (dále viz http://www.central-ao.com), která provozuje koordinovanou aukci PPS ve středovýchodní Evropě. Explicitní aukce je ve své podstatě aukční systém, v němž zpravidla PPS nabízí, resp. prodává, právo využití volné přenosové kapacity s povinností následné nominace před daným obchodním dnem nebo danou obchodní hodinou. Tento systém však má několik nevýhod. Mezi nejzávažnější patří okolnost, že tato aukce není propojena s obchodováním s elektrickou energií v obou, resp. všech zúčastněných tržních zónách. Může tedy nastat případ, že nakoupená velikost přeshraniční kapacity neodpovídá energii skutečně získané a nominované. Další nevýhodou je směr toku zobchodované elektrické energie, který nemusí odpovídat výslednému skutečnému fyzickému toku. Snaha odstranit některé nevýhody explicitních aukcí a úsilí o dosažení konkurenceschopných tržních cen, dostupnosti elektrické energie a v neposlední řadě bezpečnosti dodávek, vedla některé státy k dalším dohodám o spolupráci přenosových soustav, energetických burz a operátorů trhů s cílem najít nové metody přeshraničního obchodování. Výsledkem takovýchto dohod je uplatnění a zavedení tzv. implicitních aukcí, tedy společné koupě elektřiny včetně potřebného přeshraničního profilu v jednom kroku a na jednom místě. 8.2 Implicitní aukce V předcházejícím odstavci byl popsán základní rozdíl mezi explicitní a implicitní aukcí. Existují-li různé stupně koordinace a spolupráce na úrovni explicitních aukcí, existují také různé formy aukcí implicitních. Odbornou terminologií v tomto ohledu rozlišujeme: Market Splitting Market Coupling

1) Price coupling 2) Volume coupling Tyto formy implicitních aukcí se ani tak neliší použitým algoritmem sesouhlasení nebo použitým matematickým aparátem, jako spíše úrovní spolupráce jednotlivých států či regionů. Na obr. 70 je prezentován současný stav přidělování přeshraničních kapacit prostřednictvím implicitních aukcí v Evropě. 148 obr. 70 Příklady - současný stav implicitních aukcí v Evropě Uvedené příklady ukazují uplatnění různých forem implicitních aukcí. Zásadním rozdílem je počet tržních míst ve spolupracujícím regionu. Pokud se vyskytuje jen jedno tržní místo, které je společné pro všechny země, nazýváme tuto formu implicitní aukce v odborné terminologii pojmem Market Splitting. Naopak, má-li každá země své tržní místo registrující poptávky a nabídky na společný trh ze své tržní oblasti, nazýváme tuto formu implicitní aukce pojmem Market Coupling. Tržní oblastí zde rozumíme území, v rámci kterého je organizátorem trhu (operátor trhu / energetická burza) organizován denní trh s elektřinou, zpravidla v rámci jedné elektrizační soustavy, vymezené vůči ostatním oblastem místy s nedostatkem kapacity v přenosové soustavě nebo v propojených přenosových soustavách, a to zpravidla přeshraničními přenosovými profily. Lze říci, že nejjednodušší formou spolupráce je tzv. Market Splitting (MS), kde existuje pouze jedno tržní místo, jednotná pravidla obchodování a jedno vypořádávací místo uzavřených obchodů. V případě metody Market Coupling (MC) je

forma spolupráce poněkud složitější. Je nutné si představit, že každé tržní místo, provozované svým národním organizátorem trhu, má vlastní pravidla obchodování, svůj risk-management i následné finanční vypořádání. Pravidla obchodování mohou také obsahovat i rozdílné podmínky (atributy) pro příjem nabídek a poptávek. Proto v případě metody Market Coupling rozeznáváme: cenový (price) coupling - při této formě propojení jsou výsledkem sesouhlasení ceny a zobchodovaná množství pro všechna zúčastněná tržní místa, která je použijí jako své výsledky. Zjednodušeně můžeme říci, že i Market splitting je formou tohoto cenového couplingu, objemový (volume) coupling - výsledkem výpočtu je pouze určení velikosti a směru přeshraničního toku mezi tržními oblastmi nebo regiony. Tato informace je pak předávána každému tržnímu místu, které provede výpočet ceny a zobchodovaného množství pro svou tržní oblast. Stejně tak, jak existuje z hlediska organizačního více variant přístupu k implicitním aukcím, existuje více matematicko - optimalizačních modelů. Všechny tyto modely však mají velmi podobné schéma sesouhlasovacího procesu. Vezměme si za příklad dva spolupracující trhy, které mají každý své tržní místo a provozovatelé přenosových soustav jim poskytují volnou přenosovou kapacitu pro denní trh. Účastníci obou národních trhů pak mohou poptávat / nabízet elektřinu na svých národních tržních místech. Organizátoři trhu pak navzájem sdílejí tyto objednávky nebo je společně vkládají do organizační entity, která byla k tomu účelu založena. V jednom kroku se uskuteční společné sesouhlasení, a to s respektováním dostupné přenosové kapacity společnému trhu poskytnuté. Výsledkem propojeného trhu jsou v tomto případě: jednotná cena pro národní trhy po sesouhlasení křivek nabídky / poptávky v případě dostatečné přeshraniční přenosové kapacity, rozdílné ceny pro tržní oblasti v případě vyčerpání dostupné kapacity společného přeshraničního profilu (pozn. za určitých okolností může nastat případ jednotné ceny pro národní trhy i v případě vyčerpání kapacity), výsledný tok mezi elektrizačními soustavami. V případě rozdílných cen mezi tržními oblastmi je pak generován výnos, který představuje zdroj příjmů provozovatelů přenosových soustav, podílejících se na této spolupráci. Je pochopitelné, že optimalizační proces se komplikuje tím více, čím jsou atributy jednotlivých objednávek povolených obchodními pravidly jednotlivých organizátorů rozdílnější, a zároveň, čím vyšší je počet zemí, které se tohoto procesu sesouhlasení účastní. 149

Pokud bychom měli shrnout, co se od implicitních aukcí (bez ohledu na jejich formu MS nebo MC) očekává, a proč je tato forma výhodnější pro přeshraniční obchod s elektřinou než forma explicitní aukce, pak zkušenosti zemí, které už některou ze zmíněných forem implicitních aukcí provozují, jsou následující: lepší využitelnost přeshraničních kapacit, zvýšení likvidity spotových trhů (DT) a současně transparentnost stanovování cen elektřiny, konvergence cen na spotových trzích a snížení jejich volatility, zamezení zneužití přeshraničních profilů spekulativními nákupy profilů při explicitních aukcích, odstranění rizika spojeného s obchodováním, zvlášť s elektřinou a zvlášť s profily (nevyužití koupeného profilu). 8.3 Propojení trhů mezi Českou republikou a Slovenskou republikou Propojení trhu s elektřinou mezi Českou a Slovenskou republikou probíhá na principu tzv. denní implicitní alokace od obchodního dne 1. 9. 2009. Od 31. 8. 2009 je denní přeshraniční přenosová kapacita potřebná k přenesení elektřiny z jednoho národního trhu na druhý přidělována pouze touto alokací. V praxi to znamená, že zájemci o obchod s elektřinou si nemusí předem zajistit přenosovou kapacitu tak, jak je běžné při explicitních aukcích. Nezbytnou podmínkou je existence tržních míst v České i Slovenské republice. V České republice je tato podmínka splněna denním trhem organizovaným společností OTE, a.s. Ve Slovenské republice pak denním trhem organizovaným provozovatelem přenosové soustavy - společností Slovenská elektrizačná prenosová sústava, a.s. (SEPS). Na dlouhodobé bázi zůstává forma explicitní aukce, resp. nominace přeshraničního přenosu, dle podmínek stanovených dotčenými provozovateli přenosových soustav. V praxi to znamená, že účastníci trhů z obou zemí registrují nabídky a poptávky u svých organizátorů trhu (OTE, SEPS), kteří poté provádějí jejich společné sesouhlasení a informují o výsledcích účastníky trhu ve svých tržních oblastech. Na základě výsledků společného sesouhlasení probíhá prostřednictvím daného tržního místa finanční vypořádání obchodů účastníků trhu v každé ze zemí. Základním principem je agregace poptávek a nabídek do jedné poptávkové (sestupně dle ceny), resp. nabídkové křivky (vzestupně dle ceny), pro daný časový úsek, tj. obchodní hodinu. Protnutím těchto křivek vzniká marginální (uzávěrková) cena a zobchodované (akceptované) množství pro každou hodinu. Důležitou změnou oproti předcházejícímu řešení je nutnost provedení kontroly vypočtených toků mezi oběma tržními zónami, aby nedošlo k nepřekročení povolené hodnoty přeshraničního profilu přiděleného provozovateli přenosových soustav. V případě překročení tohoto limitu, je nutné provést sesouhlasení separátně pro každou oblast s určením: oblastní ceny a množství pro každou oblast vzniklou sesouhlasením nabídek a poptávek daných oblastí separátně, 150

upravené oblastní ceny a příslušného množství pro nákup a prodej pro každou oblast vzniklou sesouhlasením nabídek dané oblasti, se simulací exportu / importu v maximální šíři přeshraničního profilu. Simulace exportu / importu se provádí, zjednodušeně řečeno, posunem křivek nabídek, resp. poptávek. Pro představu můžeme říci, že existují dvě oblasti - jedna importní (s přebytkem spotřeby) a druhá exportní (s přebytkem výroby). V exportní oblasti se vloží do množiny poptávek dané oblasti další poptávka na nákup s cenou rovnou maximální ceně ze všech poptávek pro danou oblast a s množstvím shodným s kapacitou přeshraničního profilu (znázorněno červenou barvou) a provede se sesouhlasení. Naopak v importní oblasti se vloží do množiny nabídek dané oblasti další nabídka na prodej s cenou rovnou marginální ceně exportní oblasti a s množstvím odpovídajícím kapacitě přeshraničního profilu (opět znázorněno červenou barvou) a provede se sesouhlasení. Výsledná upravená oblastní cena nesmí být nižší než úroveň marginální oblastní ceny exportní oblasti. Samozřejmě i zde mohou existovat mezní situace, jejichž řešení a popis je nad rámec této knihy. Jedná se zejména o případy, kdy v jedné z oblastí chybí křivka nákupu nebo prodeje nebo například nedojde v některé z oblastí k sesouhlasení. obr. 71 Simulace Market Coupling pro dvě oblasti (A exportní, B importní) P A,B ceny obou oblastí bez MC; P A,B ceny obou oblastí s MC Konkrétní příklady sesouhlasení ukazují obr. 72 a obr. 73. 151 obr. 72 Příklad křivky sesouhlasení nabídek a poptávek z České a Slovenské tržní oblasti pro 1. 10. 2009, v hodině s dostatečnou výší přeshraniční kapacity

obr. 73 Příklad křivky sesouhlasení nabídek a poptávek z České a Slovenské tržní oblasti pro 21. 9. 2009, v hodině s překročením výše přidělené přeshraniční kapacity 8.4 Literatura [1] A Coordinated Model for Regional and Interregional Congestion Management, Euro- PEX, ETSO, 24. 11. 2008 - Florentské fórum, Itálie [2] Interim Report - Development and Implementation of Coordinated Model for regional and Inter - Regional Congestion Management, EuroPEX, ETSO, duben 2008 [3] http://www.belpex.com [4] Indra Czech Republic s.r.o. a Logica Czech Republic, s. r. o.: Technické řešení propojeného trhu ČR-SR pro společnost OTE, a.s., [5] André Merlin: Prezentace Trilateral Market Coupling, Brusel 14. 2. 2007, http://www.apxgroup.com/uploads/media/tlc_presentation.pdf [6] Chemišinec, I.; Rodryč, P.: Implicitní alokace přeshraničních kapacit, Pro-Energy, č. 1/2009, Stenella, s.r.o., ISSN 1802-4599 152

9 Obchod s plynem a teplem 9.1 Specifika plynárenského trhu v ČR Proces přechodu od neliberálního prostředí k plně liberalizované energetice je pro elektroenergetiku i plynárenství společný. Plyn i elektřina mají totiž společný základ: obojí jsou energetické komodity. Trh s elektřinou se začal postupně otevírat 1. 1. 2002 a od 1. 1. 2006 je plně otevřen. Trh s plynem se začal otevírat 1. 1. 2005 také postupně, přičemž od 1. 1. 2007 je již plně otevřen. Není primárním cílem popisovat v této knize podrobně obchodování s plynem, je však vhodné nastínit v dalších kapitolách principy fungování tohoto trhu alespoň v národním měřítku. V celosvětovém měřítku jsou zřejmé snahy propojovat trhy s plynem, stejně jako je tomu v elektřině. Tento cíl sledují i směrnice EU. Ač jsou obě komodity - elektřina a plyn - svou energetickou povahou blízké, základní charakteristiky elektroenergetického a plynárenského trhu se v některých oblastech odlišují. Zatímco v elektroenergetice převažuje výroba elektřiny nad jejím dovozem, v plynárenství je to naopak; výroba je marginální a dovoz dominantní. Česká republika je z 80 85 % závislá na dovozu plynu z Ruska, zbytek tvoří plyn z Norska. Na našem území zatím nejsou v provozu žádné LNG terminály. Výroba plynu v ČR kolísá mezi 1 a 1,5 % z celkové spotřeby. Ta v roce 2008 činila necelých 92 tis. GWh [1]. Přeprava plynu je zajišťována provozovatelem přepravní soustavy (PPS), společností NET4GAS, s.r.o. (do února 2010 pod názvem RWE Transgas Net, s.r.o.), která je součástí dominantního hráče na trhu (Skupiny RWE). Přenos elektřiny zajišťuje společnost ČEPS, a.s., vlastněná státem, která je vlastnicky oddělena od ostatních účastníků na trhu. Stabilita plynárenské soustavy je udržována pomocí podzemních zásobníků plynu a služby flexibility, kterou nabízí provozovateli přepravní soustavy někteří účastníci trhu s plynem pro operativní vyrovnávání soustavy, přičemž není vyžadována okamžitá stabilita v důsledku akumulační schopnosti soustavy. V elektroenergetice naproti tomu existuje vzhledem k požadavku zajištění rovnováhy mezi výrobou a spotřebou elektřiny v ES ČR v každém okamžiku trh s podpůrnými službami, jelikož elektřinu prakticky nelze skladovat. 153

obr. 74 Přepravní soustava ČR zdroj: NET4GAS Rozvod plynu i elektřiny k zákazníkům je zajišťován prostřednictvím distribučních společností jednotlivými distribučními soustavami. Přehled distribučních soustav v elektroenergetice je zřejmý z obr. 55, v plynárenství je situace podobná. Skupina RWE ovládá 6/8 sítí (původní regionální společnosti SČP, ZČP, STP, které jsou v současnosti sloučeny do jedné zóny RWE GasNet, a dále VČP, JMP, SMP). E.ON Distribuce kontroluje 1/8 sítí (JČP) a Pražská plynárenská distribuce rovněž 1/8 sítí (region Praha). Dodávka plynu či elektřiny k zákazníkům je uskutečňována obchodníky, shodně na obou trzích. Rozeznáváme dominantní obchodníky, kteří vznikli odštěpením od původních distribučních společností a nezávislé obchodníky. Z pohledu měření, která zajišťují provozovatelé soustav, z hlediska typů měření a stanovování zbytkových diagramů za distribuční soustavu, s využitím typových diagramů dodávky (TDD), jsou elektroenergetika i plynárenství vybudovány na stejných či podobných principech (podrobnosti viz předcházející kapitoly). Na obou trzích funguje operátor trhu, společnost OTE, a.s., vlastněná státem, jako administrátor trhu a neutrální místo pro vypořádání odchylek mezi účastníky trhu, pro administraci změny dodavatele a organizaci krátkodobých trhů. Na trhu s elektřinou působí od počátku liberalizačního procesu, na trhu s plynem po novele Energetického zákona od 1. 1. 2010 (do té doby byla role operátora trhu přisouzena provozovateli přepravní soustavy). 154

9.1.1 Trh s plynem Každý obchodník působící na trhu s plynem musí nominovat své požadavky na plyn dodaný do soustavy a odebraný ze soustavy. Odchýlení se od požadavků, je přirozenou součástí procesu a vytváří odchylku stejně jako na trhu s elektřinou. Princip nominace vyplývá z technického charakteru soustav tj. z požadavku, kdy není možné ze soustavy odebírat (včetně ztrát) více, než je do ní dodáváno. Celá ČR tvoří jednu bilanční zónu, tzv. virtuální prodejní bod, kde jsou všechny obchody s plynem registrovány (vyjma starých tranzitů, pro něž neplatí princip Entry- Exit), jak znázorňuje obr. 75. Většina obchodů z hlediska dovozu plynu do ČR je uskutečněna prostřednictvím kontraktů Take-or-pay. obr. 75 Bilanční zóna ČR pro trh s plynem Obchodní jednotkou je jeden plynárenský den začínající v 6:00 daného kalendářního dne a končící v 6:00 následujícího kalendářního dne 15. Obchodování s plynem po hodinách je umožněno pouze v některých zemích, a to v souvislosti s rozšiřováním plynových elektráren nebo s vyrovnávacím trhem, kde se obchoduje plyn pro okamžité vyrovnávání soustavy. Jak již bylo zmíněno, registrace obchodů a přepravovaných množství plynu se uskutečňuje zasláním tzv. nominací. Nominace se dělí na: nominace přepravy příkaz k přepravě plynu na vstupních a výstupních bodech hraničních předávacích stanic (HPS), neboli import a export plynu do/z přepravní soustavy, nominace uskladnění příkaz k uskladnění nebo čerpání uvedeného množství plynu z podzemního zásobníku plynu (PZP), 15 Takto je nastavena celá západní Evropa. Na východ od naší republiky je plynárenský den definován časovým úsekem od 8:00 daného kalendářního dne do 8:00 následujícího kalendářního dne. 155

nominace distribuce 16 příkaz k přepravě plynu na vstupních a výstupních bodech přeshraničních plynovodů (PPL), neboli import a export plynu do / z dané distribuční soustavy, nominace závazku dodat a závazku odebrat obchody uskutečňované přes tzv. virtuální prodejní bod (VPB) mezi jednotlivými obchodníky (předání plynu na VPB), přičemž na VPB platí, že to, co je nominováno, to je i dodáno/odebráno. Veškeré nominace se podávají u operátora trhu do 14:00 dne D-1. Po tomto čase dochází k matchingu (párování) nominací přepravy plynu mezi sousedními provozovateli přepravních soustav. Tímto ale možnost úpravy obchodní pozice pro účastníky trhu nekončí. Až téměř do konce plynárenského dne D může obchodník upravit svou pozici zasláním renominace, neboli opravné nominace svých závazků. 9.1.2 Alokační pravidla Na vstupních a výstupních bodech plynárenské soustavy bývají z provoznětechnických důvodů uplatněna alokační pravidla, která stanoví, v jakém poměru se určí množství plynu proteklého určeným bodem vzhledem k nominacím jednotlivých obchodníků v daném bodě. Rozlišujeme tři základní alokační pravidla (režimy): OBA alokační režim na vstupních / výstupních bodech, v němž platí, že množství nominované obchodníkem v těchto bodech je považovano za dodané, SBA alokační režim na vstupních / výstupních bodech, v němž platí, že množství nominovaná obchodníkem v těchto bodech jsou považovaná za dodaná. Tento alokační režim je podmíněn dohodou nejméně dvou obchodníků, z nichž jeden musí být zodpovědný za vyrovnávání vzniklých odchylek příslušných obchodníků (vyrovnávající obchodníci), Pro-rata alokační režim na vstupních / výstupních bodech, v němž platí, že obchodníkům jsou přidělena množství dodaného plynu na základě skutečně naměřených údajů v poměru jejich nominací. Vzhledem k tomu, že podle alokačních pravidel SBA a Pro-rata není možné provozovatelem přepravní / distribuční soustavy vždy zajistit shodu mezi nominacemi a alokacemi (měřením) plynu, jsou v takovém případě obchodníkům poskytovány tolerance pro odchylku v těchto bodech plynárenské soustavy. Příklad alokačních pravidel na hraničních předávacích stanicích a virtuálních PZP je uveden na obr. 76. 16 Nominace přepravy a distribuce plynu k odběrateli není uplatňována s ohledem na to, že celá soustava tvoří jednu bilanční zónu. 156

obr. 76 Příklad alokačních pravidel na hraničních předávacích stanicích a virtuálních PZP stav ke konci roku 2009 9.1.3 Vyhodnocení a vypořádání odchylek na trhu s plynem Odchylky účastníků trhu s plynem se vyhodnocují: každý kalendářní den za předcházející plynárenský den (denní předběžné odchylky), po skončení měsíce za předchozí plynárenský měsíc (měsíční skutečné odchylky), po skončení příjmu reklamací dat, tedy ve 4. měsíci po vyhodnocovaném měsíci (závěrečné měsíční odchylky). Odchylka jednoho obchodníka v jednom plynárenském dni se vypočítá podle následujícího vzorce: O AlokaceENTRY ZD ZO AlokaceEXIT (57) AlokaceENTRY - součet změřeného množství plynu vstupujícího do plynárenské soustavy z HPS, PPL, PZP a z výroben plynu v daném plynárenském dni, ZD ZO součet všech závazků dodat v daném plynárenském dni na VPB, např. prodej plynu druhému obchodníkovi, prodej na krátkodobém trhu či naturální vyrovnání záporné odchylky (viz dále), součet všech závazků odebrat v daném plynárenském dni na VPB, např. nákup plynu od druhého obchodníka, nákup na krátkodobém trhu či naturální vyrovnání kladné odchylky (viz dále), AlokaceEXIT - součet změřeného množství plynu vystupujícího z plynárenské soustavy přes HPS, PPL, PZP a spotřebované množství plynu zákazníky daného obchodníka v plynárenském dni. 157

Systémová odchylka celé soustavy v daném plynárenském dni je pak: SO O (58) O součet odchylek všech obchodníků v daném plynárenském dni. Na rozdíl od vyhodnocení odchylek v elektroenergetice, kde jsou veškeré odchylky vypořádány finančně za cenu stanovenou v závislosti na směru a velikosti systémové odchylky, v plynárenství je umožněno celou odchylku, nebo její část, vypořádat finančně nebo naturálně. Cena kladné nebo záporné odchylky se stanovuje denně v závislosti na tržních cenách plynu. Cena 17 za kladnou odchylku (za přebývající plyn v soustavě) je definována jako tržní cena plynu snížená o určitou konstantu. Cena za zápornou odchylku (za chybějící plyn v soustavě) je definována jako tržní cena plynu zvýšená o určitou konstantu. V případě, že jsou veškeré tyto odchylky vypořádány naturálně, tj. přebývající plyn odebraný ze soustavy a chybějící plyn dodán zpět do soustavy, není finanční vypořádání za vyrovnávací plyn uplatněno. Naturální vypořádání probíhá bezprostředně následující den po denním vyhodnocení předběžných odchylek a v období od 15. do 24. plynárenského dne měsíce po měsíčním vyhodnocení skutečných odchylek, přičemž se v každém dni tohoto období vypořádává 1/10 měsíční skutečné odchylky. Po závěrečném měsíčním vyhodnocení odchylek jsou veškeré rozdíly vypořádány pouze finančně. Tento způsob naturálního vypořádání odchylek však neřeší penalizaci odchylky, kdy by měl být obchodník motivován, dělat co nejmenší odchylky. Proto se v plynárenství rozlišuje ještě další typ odchylky tzv. mimotoleranční odchylka, což je odchylka nad povolenou toleranci daného obchodníka s plynem (subjektu zúčtování). Mimotoleranční odchylka je rozdíl mezi celkovou odchylkou obchodníka a jeho celkovou povolenou tolerancí. Pokud je tento rozdíl záporný, tj. pokud tolerance převyšuje celkovou odchylku, je mimotoleranční odchylka nulová a obchodníkovi zůstává volná tolerance ve výši tohoto rozdílu. Pokud je skutečná odchylka obchodníka v daném plynárenském dni v opačném směru, než je systémová odchylka, mimotoleranční odchylka se rovná nule a obchodník není penalizován. Penalizován není rovněž obchodník, kterému sice vznikne mimotoleranční odchylka, ale zobchoduje (nakoupí) volnou nevyužitou toleranci jiného obchodníka. Takový obchod je realizovatelný v období několika dnů po stanovení měsíčních skutečných odchylek na trhu s nevyužitou tolerancí, jehož stručný popis je uveden v kapitole 9.1.4. Výsledná mimotoleranční odchylka je následně ohodnocena cenou za mimotoleranční odchylku, jejíž výše je závislá na velikosti skutečné systémové odchylky. Výše popsané principy se odlišují od vyhodnocení a vypořádání odchylek v elektroenergetice, kde v platbě za odchylky je již zahrnuta nejen penalizace odchylky, ale i platba za poskytnutou regulační energii. V plynárenství jsou tyto platby oddělené. Procesní schéma vyhodnocení a vypořádání (vyrovnávání) odchylek v plynárenství je uvedeno na obr. 77. 17 Ceny určuje ERÚ v Cenovém rozhodnutí. Pro rok 2010 se cena odvíjí od vypořádacích cen na burze EEX, zóna NCG. Cena chybějícího vyrovnávacího plynu je o 6 EUR vyšší než tato tržní cena. Cena přebývajícího vyrovnávacího plynu je o 6 EUR nižší. 158

obr. 77 Proces vyhodnocení a vypořádání vyrovnávacího plynu a mimotolerančních odchylek Vyhodnocení a vypořádání odchylek na trhu s elekřinou i plynem provádí na základě energetického zákona operátor trhu, OTE, a.s. Pokud dojde k toku peněz za vyrovnávací plyn a za mimotoleranční odchylky, jsou tyto vybrané prostředky předány PPS pro krytí nákladů na provoz přepravní soustavy. 9.1.4 Krátkodobé trhy s plynem Operátor trhu rovněž provozuje krátkodobé trhy s plynem v ČR: denní trh s plynem (na základě aukčního principu princip sesouhlasení nabídek) jako: 1) dopolední seance (uzavírka v 10:45 místního času) 2) odpolední seance (uzavírka v 16:45 místního času) vnitrodenní trh s plynem (na základě kontinuálního obchodování) Komodita se obchoduje na těchto trzích jako celek (pro celý jeden plynárenský den) na VPB. Obchodovací jednotkou množství jsou MWh s rozlišením na jednu desetinu, přičemž minimálním krokem je 0,1 MWh, což je i minimální obchodovatelné množství. Trhy jsou organizovány v měně euro (EUR), s možností kroku jednoho eurocentu a s minimální cenou 0,01 EUR. Výsledky z těchto trhů jsou automaticky překlopeny do nominací na VPB, které ale už není možné renominovat. Legislativa definuje mezi krátkodobými trhy ještě trh s nevyužitou tolerancí, kde se obchoduje volná nevyužitá tolerance. Tento trh ale není trhem v pravém slova smyslu, jelikož se na tomto trhu pouze registrují transakce výměny / převodu nevyužité tolerance mezi obchodníky. Obchody a ceny nevyužité tolerance se domlouvají 159

mimo tento trh. OTE pouze upraví po skončení tohoto trhu výsledné hodnoty mimotolerančních odchylek a provede jejich případné finanční vypořádání. 9.2 Obchod s teplem Teplárenství a soustavy centralizovaného zásobování teplem představují důležitou složku tuzemského trhu zásobování energií. Jeho produktů využívá 1 milion 600 tisíc domácností v České republice pro služby zajišťující vytápění prostor a ohřev vody. Technologické procesy jsou zajišťovány řadou lokálně působících teplárenských firem, z nichž přehled nejvýznamnějších ukazuje tab. 11. Společnost dodávka 2008 instalovaný tep. výkon (TJ) (MW) Dalkia 17 149 3 484 Pražská teplárenská 13 088 1 735 ČEZ 8 901 28 399 Teplárny Brno 4 718 1 169 International Power Opatovice 4 152 1 336 MVV Energie CZ 3 866 995 Plzeňská teplárenská 3 332 479 Teplárna Č. Budějovice 2 419 464 Teplárna Otrokovice 2 048 300 United Energy 2 153 985 Sokolovská uhelná, p. n. 2 045 1 500 Energetika Třinec 1 898 539 Energie Vítkovice 1 920 486 ŠKO-Energo 1 825 414 Atel Energetika Zlín 1 379 433 ČEZ Teplárenská 2 980 112 tab. 11 Přehled nejvýznamnějších teplárenských firem v ČR Rozdělení zdrojů dodávky tepla konečným spotřebitelům podle jejich velikosti přináší tab. 12. velikost zdroje dodávka tepla podíl (TJ) (%) nad 300 MWt 29 500 54 Do 30 MWt 11 500 21 do 3 MWt 4 500 8 tab. 12 Rozdělení zdrojů podle velikosti 160

Tab. 13 udává používané základní palivo v jednotlivých teplárenských soustavách. Společnost základní palivo soustava Dalkia hnědé / černé uhlí parní / horkovodní Pražská teplárenská hnědé uhlí horkovodní ČEZ hnědé / černé uhlí horkovodní Teplárny Brno zemní plyn parní / horkovodní International Power Opatovice hnědé uhlí horkovodní MVV Energie CZ TTO / hnědé uhlí parní / horkovodní Plzeňská teplárenská hnědé uhlí horkovodní Teplárna Č. Budějovice hnědé uhlí parní / horkovodní Teplárna Otrokovice hnědé uhlí horkovodní United Energy hnědé uhlí horkovodní Sokolovská uhelná, p. n. hnědé / černé uhlí horkovodní Energetika Třinec černé uhlí / ZP horkovodní Energie Vítkovice černé uhlí / ZP parní / horkovodní ŠKO-Energo černé uhlí / ZP horkovodní Atel Energetika Zlín hnědé uhlí / ZP parní / horkovodní ČEZ Teplárenská hnědé uhlí horkovodní tab. 13 Používaná paliva v teplárenských zdrojích Z uvedeného přehledu je zřejmé, že 90 % veškerého základního paliva v teplárnách představuje hnědé a černé uhlí. Zbývajících 10 % představuje zemní plyn. Cena dodávaného tepla konečným spotřebitelům je závislá na druhu základního paliva. Např. k 1. 1. 2008 činila v kraji Pardubice 348,75 Kč/GJ při podílu uhlí jako základního paliva nad 73 %, a oproti tomu v Libereckém kraji 555,87 Kč/GJ, kde podíl uhlí byl menší než 4 %. 161

obr. 78 Průměrné výsledné ceny tepelné energie pro konečné spotřebitele za rok 2007 v členění na jednotlivé kraje ČR (zdroj: ERÚ, Vyhodnocení cen tepelné energie k roku 2007) Celkový přehled o rozdělení ceny tepelné energie ze sekundárních rozvodů konečnému spotřebiteli - obr. 79. obr. 79 Rozdělení ceny tepelné energie ze sekundárních rozvodů 9.3 Literatura [1] Výroční zpráva Bilančního centra, 2009 [2] Informace zveřejňované ERÚ, www.eru.cz 162

10 Definice užitečných pojmů Alokační pravidlo Broker Dodavatel Dvoustranná smlouva Ekvivalent tuny CO 2 Emise Energetický zákon Explicitní aukce Externality Futures Hraniční bod Chránění zákazníci způsob přidělení množství plynu subjektu zúčtování na hraničním bodu, bodu podzemního zásobníku plynu nebo bodu přeshraničního plynovodu, subjekt zprostředkovávající obchod mezi dvěma protistranami, jejich jménem a na jejich účet, výrobce nebo obchodník s elektřinou, který na základě smlouvy dodává elektřinu dalším účastníkům trhu s elektřinou prostřednictvím elektrizační soustavy, smlouva uzavřená mezi dvěma účastníky trhu, popř. brokerem a účastníkem trhu, za předem dohodnutou cenu, jedna metrická tuna oxidu uhličitého nebo množství jiného skleníkového plynu, která má stejný účinek globálního ohřevu na klimatický systém Země, vypuštění skleníkového plynu do ovzduší ze zdrojů v zařízení, zákon č. 458/2000 Sb. ve znění pozdějších předpisů definující podnikání na trhu s elektřinou a plynem v České republice, aukční systém, v němž zpravidla PPS nabízí, resp. prodává, právo využití volné přenosové kapacity s povinností následné nominace (zadáním) plánovaného přenosu před daným obchodním dnem, resp. hodinou, všechny nepřímé efekty (náklady a přínosy) spojené s výrobou nebo spotřebou určitého zboží, které nejsou finačně vyjádřeny, tj. promítnuty do ceny, futures kontrakt je dohoda dvou stran o nákupu/prodeji standardizovaného množství elektřiny v předem specifikované kvalitě za danou cenu k danému budoucímu datu, souhrn předávacích míst mezi přepravní soustavou na území České republiky a zahraničními přepravními nebo distribučními soustavami, fyzické či právnické osoby, které mají právo na připojení k distribuční soustavě a na dodávku elektřiny ve stanovené kvalitě a za regulované ceny, 163

Implicitní aukce Komodita Kvalita elektrické energie Liberalizace trhu s elektřinou / plynem Market Coupling / Splitting Mimotoleranční odchylka Monopol Národní alokační plán tržně založený způsob přidělení přeshraničních přenosových kapacit, v němž je na základě cenových nabídek obchodované elektřiny účastníků aukce přidělena zveřejněná obchodovatelná přenosová kapacita, a kde jejím přidělením vzniká účastníkovi aukce závazek dodávky a odběru elektřiny, zboží, které je na trhu obchodováno bez rozdílů v kvalitě, sinusový průběh napětí bez jakýchkoliv projevů rušení, ať již v amplitudě nebo frekvenci (viz EN 50 160), vstup konkurence na dříve monopolní trh s elektřinou / plynem umožňující svobodnou volbu dodavatele elektřiny / plynu, způsob propojení organizovaných denních trhů s elektřinou provozovaných organizátory trhu na principu implicitní aukce, jehož výsledkem je určení toku a množství elektřiny mezi tržními oblastmi, ceny elektřiny a obchodovaného množství elektřiny na jednotlivých organizovaných denních trzích a v rozsahu přenosové kapacity alokované prostřednictvím implicitní aukce, odchylka subjektu zúčtování nad povolenou toleranci, která je poskytnuta za každý vstupní a výstupní bod plynárenské soustavy, vyjma bodů, kde hodnota nominace přepravy nebo nominace distribuce, je považována za hodnotu dodanou, výsadní postavení, jehož důsledkem je uplatňování subjektivních zájmů s cílem dosažení ekonomických a jiných výhod. Úplný (čistý) monopol je přímým opakem dokonalé konkurence. Charakterizuje ho jediný výrobce na trhu, který plně ovládá dané odvětví. Neexistují těsné substituty k jeho výrobkům a vstup do odvětví pro jiné firmy je nesnadný nebo nemožný. Cenu zboží, které dodává na trh, stanoví monopol v souladu s poptávkovou křivkou. Úplný monopol je vzácným jevem. Pojmem monopol označujeme také společnost (firmu), která je jediným dodavatelem (prodávajícím) daného výrobku či služby. stanovuje celkové množství povolenek, které bude vydáno v každém kalendářním roce obchodovacího období a množství povolenek, které bude jednotlivým provozovatelům zařízení přiděleno v každém kalendářním roce obchodovacího období, 164

Nominace přepravy, distribuce, uskladňování Nominace závazku dodat a závazku odebrat Obchodní hodina Obchodník s elektřinou Odběrné / předávací místo Odchylka Opce Oprávnění zákazníci Organizovaný krátkodobý trh s elektřinou Plynárenský den Plynárenský měsíc Podpůrná služba Povolenka (EUA) Předávací místo Přepravní soustava oznámení, kterým subjekt zúčtování ohlašuje příslušnému provozovateli množství plynu, které hodlá přepravit, distribuovat, vtlačit nebo vytěžit, oznámení, kterým subjekt zúčtování operátorovi trhu ohlašuje množství plynu, které hodlá do plynárenské soustavy dodat nebo z ní odebrat, základní časový úsek, v němž je smluvně vymezena dodávka nebo odběr elektřiny; obchodní hodina je základním časovým úsekem pro vyhodnocování odchylek subjektů zúčtování, fyzická či právnická osoba - držitel licence na obchod s elektřinou, který nakupuje elektřinu za účelem jejího prodeje, body, které se většinou vztahují ke konkrétnímu fyzickému místu odběru/předání elektřiny či plynu, rozdíl mezi smluvní sjednanou hodnotou (prodeje/výroby; nákupu/odběru) a skutečnou naměřenou hodnotou dodávky nebo odběru, právo kupujícího získat elektřinu v předem dohodnuté době za předem stanovenou cenu, fyzické či právnické osoby mající právo přístupu k přenosové soustavě a distribučním soustavám za účelem volby dodavatele elektřiny, trh s elektřinou organizovaný operátorem trhu; jeho součástí jsou organizovaný blokový trh s elektřinou, organizovaný denní trh s elektřinou a organizovaný vnitrodenní trh s elektřinou, časový úsek trvající od 06:00:00 hodin kalendářního dne do 06:00:00 hodin následujícího kalendářního dne, časový úsek začínající prvním plynárenským dnem kalendářního měsíce a končící uplynutím posledního plynárenského dne kalendářního měsíce, prostředek sloužící k zajištění systémových služeb (SyS) přenosové soustavy ČR viz Kodex PS, majetková hodnota odpovídající právu provozovatele zařízení, vypustit do ovzduší ekvivalent tuny CO 2, místo předání a převzetí elektřiny mezi dvěma účastníky trhu s elektřinou, vzájemně propojený soubor vysokotlakých plynovodů a kompresních stanic a souvisejících technologických celků propojený s plynárenskými soustavami v zahraničí, 165

Přeshraniční plynovod Regulační energie Renominace Řízení rizik (risk management) SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, MAIFI Skleníkový plyn Služba flexibility Subjekt zúčtování Systémová služba Tržní síla Typový diagram dodávky Úzké místo plynovod spojující distribuční soustavu a zahraniční přepravní nebo distribuční soustavu, elektřina zajišťovaná aktivací podpůrných služeb či na vyrovnávacím trhu s regulační energií nebo elektřina obstaraná provozovatelem přenosové soustavy v zahraničí, hodnota množství plynu zadaná po termínu pro podání nominace, proces řízení rizik zabývající se tvorbou navzájem provázaných činností, které se snaží zamezit nebo zmírnit výskyt rizik nebo nemilých překvapení, ukazatelé plynulosti distribuce elektrické energie jednotlivých distribučních soustav, oxid uhličitý, methan, oxid dusný, částečně nebo zcela fluorovaný uhlovodík nebo fluorid sírový, pokud je jako skleníkový plyn označen nařízením vlády, kterým se vyhlašuje národní alokační plán, způsob fyzického vyrovnávání přepravní soustavy založený na předání plynu na virtuálním prodejním bodě na základě smlouvy mezi provozovatelem přepravní soustavy a subjektem zúčtování; služba flexibility je definována termínem podání požadavku provozovatele přepravní soustavy na dodávku nebo odběr plynu a povinností subjektu zúčtování tento požadavek přijmout, fyzická nebo právnická osoba, pro niž operátor trhu, na základě smlouvy o zúčtování odchylek, provádí vyhodnocení, zúčtování a vypořádání odchylek, služba zajišťovaná provozovatelem přenosové soustavy potřebná k zabezpečení spolehlivého provozu ES, včetně zajištění požadované kvality elektřiny, stupeň kontroly, kterou má firma nebo skupina firem nad rozhodnutími o cenách a výrobě v daném odvětví, diagram charakterizující roční průběh spotřeby elektřiny či plynu u zákazníků, jejichž odběrná místa nejsou vybavena průběhovým měřením, používá se pro vyhodnocování odchylek, vedení, které může být přetíženo, pokud tok elektřiny překročí přenosové schopnosti tohoto vedení, 166

Vertikálně - integrovaná společnost Virtuální prodejní bod Výrobna elektřiny Vyrovnávací trh Zákazník společnost zajišťující výrobu, přenos a distribuci elektřiny/plynu, místo, kde se provádí nominace závazku dodat plyn do plynárenské soustavy a závazku odebrat plyn z plynárenské soustavy, energetické zařízení pro přeměnu různých forem energie na elektřinu zahrnující všechna nezbytná zařízení, trh s regulační energií vypořádaný a organizovaný operátorem trhu v součinnosti s provozovatelem přenosové soustavy, fyzická či právnická osoba odebírající elektřinu / plyn odběrným zařízením, které je připojeno k přenosové / přepravní nebo distribuční soustavě, jež nakoupenou elektřinu / plyn pouze spotřebovává nebo přeúčtovává. Další užitečné pojmy jsou vysvětleny přímo v textu publikace v rámci kontextu tématu, kterému se daná kapitola věnuje. 167

11 Užitečné odkazy Centrální aukční kancelář http://www.central-ao.com ČEPS, a.s. http://www.ceps.cz EFET European Federation of Energy Traders http://www.efet.org Energetický regulační úřad ENTSO - E - European Network of Transmission System Operators for Electricity ETSO Vista - The transparency platform of ENTSO-E http://www.eru.cz http://www.entsoe.eu https://www.entsoe.net EU legislativa http://eur-lex.europa.eu Eurelectric - The Union of the Electricity Industry EuroPEX Association of European Power Exchanges http://www.eurelectric.org http://www.europex.org Evropské komisařství pro energetiku http://ec.europa.eu/energy/index_en.htm Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR http://www.mpo.cz NET4GAS http://www.net4gas.cz OTE, a.s. http://www.ote-cr.cz Sdružení evropských regulátorů The Electricity Regulatory forum http://www.energy-regulators.eu http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity /forum_electricity_florence_en.htm 168

Energetické burzy APX Belpex Borzen EEX EMCC EPEX EXAA ISOT NordPool NordPool Spot OMEL OMIP OPCOM OTE PJM POLPX Powernext PXE SouthPool SPX http://www.apxgroup.com http://www.belpex.be http://www.borzen.si http://www.eex.de http://www.marketcoupling.eu http://www.epexspot.com http://www.exaa.at http://www.isot.sk http://www.nordpool.com http://www.npspot.com http://www.omel.es http://www.omip.pt http://www.opcom.ro http://www.ote-cr.cz http://www.pjm.com http://www.polpx.pl http://www.powernext.fr http://www.pxe.cz http://www.bsp-southpool.com http://www.spx.sk 169

12 Seznam obrázků obr. 1 Příklad nákladové charakteristiky uhelného bloku... 14 obr. 2 Vertikálně integrovaný systém... 17 obr. 3 Zjednodušený pohled na liberalizovaný trh s elektrickou energií... 18 obr. 4 Obchodní vztah mezi výrobou a spotřebou... 21 obr. 5 Elektrizační soustava s vyznačenými obchodními kontakty... 22 obr. 6 Fyzikální řetězec výroba - spotřeba... 23 obr. 7 Základní zjednodušené schéma obchodu s elektřinou... 23 obr. 8 Základní dělení obchodu s elektřinou... 24 obr. 9 Úplná regulace... 24 obr. 10 Subjekt zúčtování... 28 obr. 11 Model trhu s elektřinou... 38 obr. 12 Průměrné celkové náklady přirozeného monopolu... 38 obr. 13 Model trhu s elektřinou 2... 39 obr. 14 Schéma maloobchodu a velkoobchodu... 40 obr. 15 Vztah provozovatele distribuční soustavy a dodavatele na zákazníka... 42 obr. 16 Ceny na velkoobchodním a maloobchodním trhu... 42 obr. 17 Skladba obchodu s elektřinou... 43 obr. 18 Jednostranná aukce... 45 obr. 19 Dvoustranná aukce... 46 obr. 20 Reálné funkce nabídky a poptávky při dvoustranné aukci... 46 obr. 21 Problémy při stanovení P a Q vyplývající z nespojitosti křivek nabídky a poptávky... 47 obr. 22 Dopady snížení dodávky z důvodu omezení v přenosové soustavě... 48 obr. 23 Diskriminační aukce... 48 obr. 24 Nabídková křivka... 49 obr. 25 Průběh zúčtování kontraktu futures při stoupajících cenách futures... 53 obr. 26 Průběh zúčtování kontraktu futures při klesajících cenách futures... 54 obr. 27 Průběh zúčtování kontraktu forwards při stoupajících cenách forwards... 55 obr. 28 Vývoj zisku call opce... 57 obr. 29 Vývoj zisku put opce... 57 170

obr. 30 Příklad funkčnosti CfD...58 obr. 31 Model bilaterálního trhu s elektřinou...59 obr. 32 Propojení bilančního mechanizmu s denním trhem...62 obr. 33 Data potřebná pro výpočet odchylky...64 obr. 34 Teoretická návaznost organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek...66 obr. 35 Návaznost organizovaných obchodů a vyhodnocení odchylek...67 obr. 36 Křivka nabídky dokonale konkurenční křivky...69 obr. 37 Maximalizace zisku firmy v podmínkách dokonalé konkurence...69 obr. 38 Srovnání průběhu průměrných nákladů u přirozeného monopolu a ostatních firem...70 obr. 39 Srovnání křivky poptávky při dokonale konkurenčním trhu a při monopolním trhu...71 obr. 40 Schéma činností elektráren...75 obr. 41 Obchod s elektřinou s označením protistran obchodu...77 obr. 42: Možnosti nákupu elektřiny zákazníkem v elektrizační soustavě...79 obr. 43 Skladba ceny elektřiny (obrázek nevystihuje podíly na platbě)...81 obr. 44 Dlouhodobé a krátkodobé obchodování s PpS...88 obr. 45 Prostředí SyS/PpS...88 obr. 46 Příklad oceňování spolehlivosti DS na základě spolehlivostních indexů...97 obr. 47 Rozhodovací činitelé při dodávce elektrické energie...99 obr. 48 Druhy rovnováhy z hlediska času a řízení ES...102 obr. 49 Zjednodušené schéma komunikace mezi OTE a účastníky trhu s elektřinou...107 obr. 50 Časové schéma krátkodobého trhu s elektřinou v ČR...109 obr. 51 Výsledky denního trhu...110 obr. 52 Vývoj denních indexů v průběhu měsíce...110 obr. 53 Příklad křivek sesouhlasení...111 obr. 54 Schéma objektů tvořících OPM...112 obr. 55 Velké regionální distribuční soustavy ČR...114 obr. 56 Zjednodušený model sítě v systému operátora trhu...115 obr. 57 Osazování OPM jednotlivými druhy měření...117 obr. 58 Denní diagram zatížení...118 171

obr. 59 Průběh TDD 1 pro ČR v roce 2009... 121 obr. 60 Průběh TDD třídy 1 pro 19. 3. 2009... 121 obr. 61 Křivky minimální ceny a tržního ocenění silové elektřiny v závislosti na výši produkce... 130 obr. 62 Přehled systémů podpor obnovitelných zdrojů v Evropě... 133 obr. 63 Obnovitelné zdroje energie a elektrizační soustava... 135 obr. 64 Procentní zastoupení jednotlivých složek v průměrné ceně dodávky elektřiny do domácností pro rok 2010 (bez DPH a ekologické daně)... 137 obr. 65 Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci JI projektů... 140 obr. 66 Vydané CER jednotky podle hostitelské země k 4. 12. 2009... 141 obr. 67 Přehled segmentů, do kterých se investovalo v rámci CDM projektů... 141 obr. 68 Propojení jednotlivých rejstříků EU, rejstříků zemí mimo EU, mezinárodního rejstříku ITL a rejstříku Evropské komise CITL... 142 obr. 69 Vývoj cen jednotek CER a EUA a zobchodovaných množství na burze BlueNext... 144 obr. 70 Příklady - současný stav implicitních aukcí v Evropě... 148 obr. 71 Simulace Market Coupling pro dvě oblasti... 151 obr. 72 Příklad křivky sesouhlasení nabídek a poptávek z České a Slovenské tržní oblasti pro 1. 10. 2009, v hodině s dostatečnou výší přeshraniční kapacity... 151 obr. 73 Příklad křivky sesouhlasení nabídek a poptávek z České a Slovenské tržní oblasti pro 21. 9. 2009, v hodině s překročením výše přidělené přeshraniční kapacity... 152 obr. 74 Přepravní soustava ČR... 154 obr. 75 Bilanční zóna ČR pro trh s plynem... 155 obr. 76 Příklad alokačních pravidel na hraničních předávacích stanicích a virtuálních PZP stav ke konci roku 2009... 157 obr. 77 Proces vyhodnocení a vypořádání vyrovnávacího plynu a mimotolerančních odchylek... 159 obr. 78 Průměrné výsledné ceny tepelné energie pro konečné spotřebitele za rok 2007 v členění na jednotlivé kraje ČR... 162 obr. 79 Rozdělení ceny tepelné energie ze sekundárních rozvodů... 162 obr. 80 Schéma trhu PJM... 175 172

obr. 81 Postup stanovení LMP...180 obr. 82 Roční výroba elektřiny ve skandinávských zemích...185 obr. 83 Skandinávský trh s elektřinou...186 obr. 84 Druhy organizovaných obchodů (trhů)...187 obr. 85 Oblasti tvořící skandidávský trh s elektřinou...188 obr. 86 Průběh obchodování na ELSPOT a celková spotřeba dne 4. 2. 2010...194 obr. 87 Kaskádování ročních a čtvrtletních produktů...196 obr. 88 Smluvní vztahy mezi subjekty burzovního obchodování...197 obr. 89 Schéma sítě...199 obr. 90 Rozdělení dodávaného výkonu...200 obr. 91 Rozdělení nákladů podle výkonu...200 173

13 Přílohy 13.1 PJM 13.1.1 O společnosti Společnost PJM Interconnection L.L.C. (Limited Liability Company) obsluhuje 13 východních států USA a Washington D.C., což je cca 51 milionů obyvatel a roční špička činí 145 tisíc MW. Zkratka PJM vychází z názvů států Pennsylvania, Jersey a Maryland. Jedná se o neziskovou společnost neobchodovatelnou na burze, kterou tvoří cca 450 členů členících se do skupin: distributoři, koneční zákazníci, vlastníci zdrojů, ostatní dodavatelé, vlastníci přenosových soustav. Z hlediska řízení jsou rozhodující: volitelné představenstvo, výbor členů. Hlavními úkoly PJM jsou: dispečerské řízení, tj. kontinuální udržování rovnovážné bilance dodávky a spotřeby, provozování trhu s elektřinou, zpracovávání plánů na rozšíření přenosových a regionálních sítí, zajištění, aby žádný z účastníků trhu nezískal mimořádný vliv na funkci systému. Zde se prioritně věnuje pozornost provozování trhu s elektřinou. PJM provozuje velkoobchodní trh s elektřinou, který je dispečersky centrálně řízen. Snahou PJM je vytvořit robustní trh s elektřinou a každý rok podává zprávu, zda se jedná v daném segmentu trhu s elektřinou o konkurenční trh či nikoliv. Úzce spolupracuje se státními orgány, a to zejména FERC (Federal Energy Regulation Commission) a NERC (North American Electric Reliability Corporation). PJM: není zainteresován na příjmech z přenosu a výroby elektřiny, není vlastníkem elektřiny v elektrizačním systému, nemůže zásobovat elektřinou jakéhokoliv konečného zákazníka, v souvislosti s PJM jsou často používány zkratky ISO Independent System Operator a RTO Regional Transmission Organization. 174

13.1.2 Trh s elektřinou Základem obchodování je LMP (Locational Marginal Price). Je to marginální cena elektřiny v dané hodině a daném uzlu přenosové soustavy (viz kap. 2.3 Spotová cena). Do ceny elektřiny jsou automaticky promítnuta i ekonomická ohodnocení omezení v přenosové soustavě. Znamená to, že cena elektřiny dodané (prodané) v uzlu A a odebrané (koupené) v uzlu B přenosové soustavy, se mimo jiné liší o náklady na omezení (úzká hrdla) přenosové soustavy. Cena za vlastní využívání (použití) přenosové soustavy je stanovena FERC jako PJM Open Access Transmission Tariff. Důležité pro funkčnost trhu s elektřinou je, aby zákazník, který nakoupí elektřinu na bilaterálním trhu v uzlu A, spotřebovával v uzlu B a zaplatil při respektování přenosových omezení stejně, jako v případě, že uskuteční obchod na trhu PJM. 13.1.3 Druhy obchodů s elektřinou Neřízený zdroj (Self-Scheduled Resource) zdroj je řízen pouze majitelem (provozovatelem). Není dispečerem řízen ekonomicky. Při zadávání zdroje do systému musí být zadán stejný maximální a minimální výkon a nabízená cena se rovná nule. LSE (Load Serving Entity) je entita (společnost, podnikatel), která: dodává elektřinu konečným zákazníkům na území PJM, má příslušné zmocnění (povolení) k této činnosti. V některých situacích se též hovoří o obchodníkovi s elektřinou nebo sdružovateli dodávek (load aggregator). obr. 80 Schéma trhu PJM PJM spotový trh zdroj je řízen ekonomicky (dispečersky) dispečinkem PJM. Podíl těchto zdrojů z hlediska výkonu představuje cca 50 % (obr. 80). PJM trh s elektřinou se skládá ze dvou trhů: denního trhu s elektřinou, trhu v reálném čase. 175

13.1.4 Denní trh s elektřinou Denní trh s elektřinou poskytuje účastníkům možnosti: nakoupit nebo prodat elektřinu za ceny na denním trhu, zadat bilaterální transakce a stanovit si poplatky za úzká hrdla v přenosu na úrovni rozdílů LMP na denním trhu v příslušných uzlech, předložit nabídku musí jakýkoliv výrobce, který má podepsán kapacitní kontrakt na přenos, odběratelé (zákazníci) na úrovni přenosové soustavy mohou předložit poptávku: 1) pevnou 2) dispečersky ovlivnitelnou 3) omezenou přenosovými omezeními Všechny prodeje a nákupy na denním trhu jsou vyrovnány za ceny dosažené na tomto trhu. Ceny se stanovují s respektováním: principu least cost, unit commitment, stanoveným s ohledem na spolehlivý provoz soustavy, dispečerských potřeb. Toto se stanovuje pro každou hodinu následujícího dne. Základem pro stanovení LMP je úplné propojení algoritmu dané ceny a finačního ocenění úzkých hrdel v přenosové soustavě. Z hlediska obchodníků je ocenění těchto úzkých hrdel zcela stejné pro bilaterální obchod nebo elektřinu zobchodovanou na denním trhu. Tento princip platí i pro trh v reálném čase. Základní časové schéma (všechny časy jsou vždy pro den předcházející před dnem D, pro který se obchoduje): do 12 hodin se zasílají nabídky, poptávky a všechny ostatní informace, mezi 12. a 16. hodinou PJM provádí výpočty - vyšší časová náročnost je zřejmě dána složitostí výpočtů a jejich finančních dopadů, zvláště v oblasti přenosových omezení a úzkých vazeb na spolehlivost provozu přenosové soustavy (skladba zdrojů), v 16 hodin jsou oznámeny výsledky. Základní cíle modelu jsou: 1) zajistit mechanizmus, který umožní všem účastníkům uzavřít své finanční závazky na denním trhu, a to při respektování požadavků spolehlivosti provozu 2) koordinovat finanční závazky denního trhu s požadavky spolehlivosti provozu 3) poskytovat podněty pro účastníky, předkládat nabídky a poptávky na denní trh 176

4) poskytovat podněty pro zdroje, respektovat požadavky dispečinku při řízení v reálném čase Na denním trhu mohou být podávány, a to zvláště pro zvýšení likvidity, tzv. virtuální nabídky a poptávky, které nejsou v daném okamžiku kryty reálným zdrojem či spotřebitelem. Nejrychlejší vysvětlení funkčnosti denního trhu ve vztahu ke skutečným hodnotám je zřejmé na následujících příkladech. Příklad 1 Zákazník předloží poptávku na denní trh a výsledkem je, že zobchoduje v dané hodině 100 MW za LMP = 20 $/MWh. Na skutečném trhu má pak odběr 105 MW při LMP = 23 $/MWh. Zákazník výsledně zaplatí: 20 $/MWh * 100 MW = 2000 $ nakoupeno na denním trhu + 23 $/MWh * (105-100) MW = 115 $ ocenění rozdílu mezi nákupem a skutečným odběrem Celkem 2115 $ Příklad 2 Zákazník předloží poptávku na denní trh a výsledkem je, že zobchoduje v dané hodině 100 MW za LMP = 20 $/MWh. Na skutečném trhu má pak odběr 95 MW při LMP = 23 $/MWh. Zákazník výsledně zaplatí: 20 $/MWh * 100 MW = 2000 $ nakoupeno na denním trhu + 23 $/MWh * (95-100) MW = -115 $ ocenění rozdílu mezi nákupem a skutečným odběrem Celkem 1885 $ Příklad 3 Výrobce předloží nabídku na denní trh při dodávce 100 MW za 20 $/MWh a při dodávce 120 MW za 30 $/MWh. Je stanovena výsledná LMP = 20 $/MWh a výrobce zobchodoval pouze 100 MW na denním trhu. Na trhu v reálném čase je výrobce požádán o zvýšení výkonu na 120 MW při LMP = 31 $/MWh. Výrobce výsledně obdrží: 20 $/MWh * 100 MW = 2000 $ prodáno na denním trhu + 31 $/MWh * (120-100) MW = 620 $ ocenění rozdílu mezi prodejem a skutečnou dodávkou Celkem 2620 $ 177

Příklad 4 Výrobce předloží nabídku na denní trh při dodávce 100 MW za 20 $/MWh a při dodávce 120 MW za 30 $/MWh. Je stanovena výsledná LMP = 45 $/MWh a výrobce zobchodoval 120 MW na denním trhu. Na trhu v reálném čase je výrobce požádán o snížení výkonu na 100 MW při LMP = 20 $/MWh. Výrobce výsledně obdrží: 45 $/MWh * 120 MW = 5400 $ prodáno na denním trhu + 20 $/MWh * (100-120) MW = -400 $ ocenění rozdílu mezi prodejem a skutečnou dodávkou Celkem 5000 $ 13.1.5 Trh v reálném čase Lze též hovořit o balancing market. Trh PJM v reálném čase je založen na výpočtech (modelech) aktuálních provozních podmínek. Výrobci (generátory), kteří jsou v pohotovosti, ale nebyli vybráni v rámci denního trhu, mohou předkládat své nabídky na trh v reálném čase mezi 16. a 18. hodinou předchozího dne. Tento trh je zvláště významný pro dodavatele (LSE). Odchylky od sjednaných pozic na denním trhu jsou hrazeny za LMP dosažených na trhu v reálném čase. Tyto hodnoty jsou účtovány i výrobcům v případě výpadků zdrojů. LMP trhu v reálném čase jsou kalkulovány každých 5 minut, a to pro každý uzel přenosové soustavy přesněji, pouze pro uzly. Kde je zdroj (dodávka) nebo odběr (spotřeba) a hraniční uzly s ostatními soustavami. Jako vstupní data se používají: odpovídající model aktuálních provozních podmínek, celkový popis všech externích transakcí, veškerá data o zdrojích, přehled omezení v přenosové soustavě, předpisy a postup ekonomického dispečinku. 13.1.6 Stanovení LMP Pro pochopení funkčnosti trhu s elektřinou PJM je velmi důležité, že výrobci dostávají zaplacenu cenu stanovenou pro uzel přenosové soustavy, k němuž jsou připojeni a odběratelé (LSE) platí rovněž cenu v uzlu, k němuž jsou připojeni. Obecně platí ($/MWh): LMP N ES N OES N Z (59) N ES N OES N Z je rovnovážná cena vzniklá na základě nabídek a poptávek v systému PJM a je shodná pro všechny uzly soustavy. Počítá se jak pro denní trh, tak i pro trh v reálném čase, náklady na omezení v přenosové soustavě se kalkulují pro každý uzel soustavy. Tyto náklady reprezentují cenu fyzikálně daných omezení. Při kalkulaci se vychází z nákladů marginálních jednotek. Pokud žádné omezení neexistuje, jsou nula, náklady na ztráty. 178

Cenu za omezení (congestion price) platí jak výrobci, tak i spotřebitelé. Příjmy z omezení jsou alokovány jako hodinové kredity držitelům FTR (kapitola 12.1.7). Cena za omezení se počítá jak na denním trhu, tak i na trhu reálného času. Při stanovení omezení přenosové soustavy se vychází z provozních limitů: teplotní limity vedení napěťové limity limity stability Možná řešení jsou: rekonfigurace systému omezení transakcí redispečink zdrojů Použitá možná řešení se pak promítají do ceny omezení a mají své vyjádření zejména v řízení zdrojů. Ekonomicky řízené zdroje jsou povelovány pomocí dispečerských stupňů. Dispečink zadává zdroji dispečerský stupeň ($/MWh), který je stanoven dispečinkem na základě dat získaných od zdrojů a stanoveného zatížení v MW (Economic Basepoint). Při vzniku omezení (teplotním) v dané lince je jedním z možných častých způsobů provedení redispečinku zdrojů, tj. snížení dodávky do uzlu dodávajícího z hlediska toků a snížení odběru v uzlu odebírajícího, resp. zvýšení dodávky v uzlu přijímacího. Nový tok linkou při změně dodávky lze spočítat: I N I P ( GSF * WZ ) (60) I P GSF W z původní tok linkou, index změny dodávky (Generation Shift Factor), který vyjadřuje, jak se změní tok v dané síti při změně dodávky v uzlu. Udává se v desetinných číslech, velikost změny dodávky (MW), Pro rozhodování o tom, který zdroj bude použit, je třeba vyjít z nákladů na redispečink, to znamená vybrat zdroj s celkově nejnižšími náklady. Ty jsou pro něj stanoveny: N N ) / GSF R, u ( DR u u (61) DR Nu použitý dispečerský stupeň ($/MWh), nabídka zdroje u na zvýšení zatížení ($/MWh), 179

Náklady na ztráty jsou vyjádřeny pomocí indexu ztrát (penalty factor nebo Loss Penalty Factor), který je stanovován pro každý uzel zvlášť. Hodnoty jsou kvypočítávány na základě zatížení (spotřeby) a exportu. Kalkulace se provádí jak pro denní tak reálný trh. Index ztrát je stanoven jako: Pf i 1 PL 1 P i (62) P L P i Pokud platí: změna ztrát (MW) změna zatížení v uzlu i (MW) PL 0 1 Pfi 1 P i (63) a křivka nabídky zdroje je posunuta výše zatížením indexem ztrát. Zdroj je méně atraktivní pro dispečink. Pokud platí: PL 1 0 Pfi 1 P i (64) a křivka nabídky je posunuta níže. Je zvýhodněna indexem ztrát a zdroj se stává atraktivnějším pro dispečink. Postup stanovení LMP je uvedený na obr. 81 180 obr. 81 Postup stanovení LMP

Dispečerský systém ve spolupráci s estimátorem stavu predikuje stav elektrizační soustavy 5 minut dopředu, a to zvláště s ohledem na zajištění spolehlivosti provozu (ex ante dispečink). Výpočty LMP jsou prováděny s 5minutovým zpožděním oproti reálnému času, takže odrážejí skutečné poměry v soustavě. Znamená to, že dispečerský stupeň stanovuje, požadavky dispečera je to příkaz a LMP vypočítává, jaká skutečnost (cenově) v soustavě byla, pokud hovoříme o trhu v reálném čase. Pouze zdroje, které jsou zapojeny do dispečerského (ekonomického) řízení, se podílejí na stanovení LMP. Všechny zdroje jsou však ohodnoceny (zaplaceny) touto cenou. Obecně LMP vycházejí z následujících zásad: min Z I i1 C ( P ) i i J j1 C ( L ) j j (65) za podmínek: P i L j 0 (66) P min P i i P max i (67) L min L j j L max j (68) A P ik i D jk L j 0 (69) P i P max, i P min, i C i C j L j L max, j L min, j A i,k D j,k změna zatížení generátoru i (MW) maximální zatížení generátoru i (MW) minimální zatížení generátoru i (MW) kalkulovaná cena nabídky pro generátor i ($/MW) kalkulovaná cena poptávky pro zákazníka j ($/MW) změna spotřeby zákazníka j; praktický význam pouze u zákazníků, u nichž lze ovládat zatížení (MW) maximální spotřeba zákazníka j (MW) minimální spotřeba zákazníka j (MW) matice koeficientů vyjadřujcích vliv jednotkové změny zatížení (dodávky) v uzlu i na jednotlivá omezení v přenosové soustavě matice koeficientů vyjadřujcích vliv jednotkové změny zatížení (odběru) v uzlu j na jednotlivá omezení v přenosové soustavě 181

LMP v uzlu i se stanoví: LMP i Aik * SPk (70) λ SP k marginální cena v referenčním uzlu ($/MW) stínová (duální) cena omezení k ($/MW) Účastník trhu platí poplatek (cenu) za omezení v přenosové soustavě ve výši: O O O LMP LMPS, i LMPD, j (71) 13.1.7 FTR - Financial Transmission Rights FTR (Financial Transmission Rights) umožňují účastníkům trhu se zajistit proti změnám a působení nákladů na omezení v přenosové soustavě. Je to finanční instrument. Jsou dva druhy FTR: obligace nákup práva (FTR), které musí využít opce nákup práva (FTR), které může využít Základem je cena omezení v uzlu spotřeby a cena omezení v uzlu dodávky (výroby) stanovené na bázi denního trhu. FTR si kupuje účastník vždy pro konkrétní trasu z uzlu dodávky do uzlu spotřeby: AFTR FTRMW O O * ( LMP S, i LMPD, j ) (72) AFTR alokace FTR FTRMW množství FTR v MW LMP O S,i LMP O D,j Jestliže platí: cena omezení v uzlu i, který je uzlem spotřeby cena omezení v uzlu j, který je uzlem dodávky O O LMP S i LMPD, j,, (73) pak v případě vlastníka FTR se jedná o finanční závazek a v případě opce nabývá tato hodnota nuly. Na FTR se pořádají aukce, a to roční a měsíční. Současně s nimi existuje bilaterální obchod. Aby mohl účastník trhu obchodovat s FTR, musí mít zajištěny ARR (Auction Revenue Rights). 182

13.1.8 Informační podpora Celý proces obchodování v PJM je podpořen rozsáhlým informačním systémem. Dále jsou uvedeny některé jeho části. sdata Veřejně dostupná data o LMP, provozních podmínkách, energetických bilancích a další informace jsou po přihlášení zdarma dostupné na webové straně PJM. OASIS (Open Access Same Time Information System) Informační systém o přenosech a přenosové soustavě, který zajišťuje přístup k přenosovým službám. EES (Enhanced Energy Scheduler) Umožňuje dodávku elektřiny do jiných systémů - mimo PJM. eschedules Umožňuje zadávání bilaterálních kontraktů v rámci systému PJM. erpm (Reliability Pricing Model) Zajišťuje zadávání do aukcí spolehlivostního systému a rovněž zobrazuje výsledky aukcí. emtr (Meter) Počítá a zveřejňuje výsledky účastníků trhu v reálném čase. emkt (Market) Umožňuje účastníkům denního trhu s elektřinou předkládat a upravovat data. eftr (Financial Transmission Rights) Umožňuje účastníkům trhu řídit své portfolio FTR. Load Response Umožňuje účastníkům trhu s elektřinou, kteří nabízejí případné snížení odběru, zadat uzly, jichž se snížení týká a parametry snížení. MSRS (Market Settlements and Reporting System) Zajišťuje přístup účastníkům trhu do měsíčního vyrovnání (zúčtování), případně do detailů tohoto vyrovnání. edart (Dispatcher Applications nad Reporting Tools) Umožňuje výměnu provozních dat včetně informací o výpadcích mezi provozovateli přenosových soustav a výrobci. 183

egads (Generator Availability Data System) Zajišťuje sběr dat pro NERC. efuel Umožňuje sběr dat o palivu, včetně cen. PJM pak může sestavit žebříček výrobců dle nákladů. 13.1.9 Zhodnocení trhu Trh s elektřinou na východním pobřeží USA lze, ve srovnání s evropskými trhy, charakterizovat velmi zjednodušeně: větším zdůrazněním zajištění spolehlivosti zásobování, promítnutím potřeb unit commitmentu, nevytvářením zvláštního trhu pro řešení odchylek. Další podrobnosti o trhu PJM, který se velmi rychle vyvíjí, lze najít na stránce www.pjm.com, a také zjistit v literatuře [1], [2], [4], [5], [6]. 184

13.2 Skandinávský trh 13.2.1 Charakteristika trhu Trh ve Skandinávii byl vytvořen na základě vůle států a vládního zadání. Zdá se, že je výhodný pro všechny zúčastněné státy. Prvotní snahou bylo omezit tržní sílu dominantních elektrárenských společností na vznikajícím trhu s elektřinou. Nordpool, jak je tento trh také nazýván, je zvláště unikátním řešením spolupráce čtyř národních trhů, a to zvláště v oblasti řešení přeshraničních přenosů. Nordpool je často brán jako vzorové řešení, zvláště pak pro Evropu. Spolu s trhem PJM je nejčastěji citovaným a napodobovaným trhem. Oproti jiným trhům s elektřinou má specifickou skladbu elektráren, jak je prezentováno na obr. 82. Výrobní náklady Schematické znázornění roční výroby elektřiny ve skandinávských zemích Naftové a plynové elektrárny Roční spotřeba Vodní elektrárny Jaderné elektrárny Kondenzační uhelné elektrárny CHP 0 100 200 300 400 TWh obr. 82 Roční výroba elektřiny ve skandinávských zemích Tento systém umožňuje jednodušší řešení nákupu regulační energie. S ohledem na roztříštěné vlastnictví vodních elektráren, snižuje tržní sílu hlavních hráčů na trhu s elektřinou. Základní organizace trhu s elektřinou ve skandinávských zemích (Dánsko, Finsko, Norsko a Švédsko) je zobrazena na obr. 83. 185

Skandinávský trh s elektřinou OTC trh Výrobci Obchodníci Velcí spotřebitelé Retailers Bilaterální velkobchodní trh : finanční kontrakty fyzické kontarkty Nord Pool Group Spotový trh Finanční trh Clearingové služby Výrobci Obchodníci Velcí spotřebitelé Retailers Maloobchod 186 obr. 83 Skandinávský trh s elektřinou Toto schéma se příliš liší od organizace obchodu s elektřinou v České republice, případně v jiných středoevropských zemích. Pojem retailer (obchodník, který má právo obchodovat na maloobchodním trhu s elektřinou, zejména pak s obyvatelstvem) není sice v naší legislativě definován, ale ostatní části fungují velmi podobně. Jednotlivé druhy trhů: 1) bilaterální trh (OTC trh) je založen na dvoustranných smlouvách mezi dvěma účastníky velkoobchodního trhu s elektřinou. Tyto smlouvy mohou být volně uzavírány a realizovány zvláštˇ uvnitř jednotlivých regionů. Při realizaci dvoustranných smluv mezi OPM v různých regionech, je třeba obchody realizovat pomocí ELSPOT. Tato podmínka je jedním ze základů vysoké likvidity ELSPOT, protože významné cenové rozdíly existují právě mezi regiony, 2) spotový trh a) bilanční trh (Balance Power Market) lze ztotožnit s výpočtem a oceněním odchylek mezi skutečnou a sjednanou obchodní pozicí subjektu zúčtování, resp. Balance Responsible Company na skandinávském trhu, b) regulační trh (Regulation Power Market) zde se provádí nákup regulačních kapacit (podpůrné služby) a nákup regulační energie, c) ELBAS - vnitrodenní trh, který je uzavírán hodinu před termínem dodávky, d) ELSPOT denní (day-ahead) trh, který je uzavírán v poledne, den před dodávkou. Jedná se o nejvýznamnější část spotového trhu, 3) finanční trh zde jsou obchodovány forwardy a futures na dny až roky.

Druhy organizovaných obchodů v Nordpool z hlediska časového rozlišení jsou zobrazeny na obr. 84. Provozovatel přenosové soustavy Podle jednotlivých zemí Fyzické obchody Finsko,Švédsko, Dánsko sko,norsko, Finsko,Švéd- Dánsko Finanční obchody Celý svět Bilanční trh Regulační trh ELBAS ELSPOT Finační trh 15 min hodina Den předem (Day-Ahead) Den Týden Měsíc Kvartál Rok Termín dodávky Nordpool obr. 84 Druhy organizovaných obchodů (trhů) Jak již bylo uvedeno, existují v rámci Nordpool oblasti, mezi kterými se posuzují případná síťová omezení, s případnými dopady do úrovně cen v jednotlivých oblastech. Z hlediska síťových omezení jsou vytvořeny oblasti: celý systém (SYS) Dánsko 1 (DK1) Dánsko 2 (DK2) Norsko 1 (NO1) Norsko 2 (NO2) Norsko 3 (NO3) Norsko 4 (NO4) Finsko (FI) Švédsko (SE) Kontek severní část Německa sousedící s Dánskem 187

obr. 85 Oblasti tvořící skandidávský trh s elektřinou zdroj: www.npspot.com Mezi těmito oblastmi (jinak regionem) mohou či nemusí vznikat úzká hrdla (bottlenecks). Účastníci nemohou přímo obchodovat přes tato úzká hrdla bez využití služeb Nord Pool Spot A S, tj. bez využití ELSPOT. Protože se jedná o finančně nejzajímavější toky elektřiny, znamená to mimořádně vysokou likviditu spotového trhu. Je ovšem pravdou, že Nord Pool Spot AS nemá monopol není single buyer, a pokud se obchoduje uvnitř výše uvedených oblastí, tj. bez případného potencionálního problému úzkých hrdel, je možné uzavírat přímé bilaterální vztahy. Tento způsob je zřejmě základem úspěchu skandinávského trhu, kdy dochází k celospolečensky optimálnímu alokování zdrojů elektřiny v rámci celé Skandinávie. Jak se dokázaly vlády těchto států dohodnout, neboť bez jejich dohody by pravděpodobně nejúspěšnější trh s elektřinou v Evropě prostě nevznikl, je zřejmě největší záhadou (asi nejsložitější algoritmus) celého modelu. Je třeba si uvědomit, že mezi těmito státy musí fungovat princip solidarity. Na druhou stranu se jedná o větší ekonomický tlak na jednotlivé výrobce, resp. obchodníky. Lze uvést příklady: při nedostatku vody v nádržích v Norsku se zvyšuje cena elektřiny konečným zákazníkům i ve Švédsku a Finsku. Meziroční rozdíly ve výrobě elektřiny z vodních elektráren mohou činit až 20 TWh, pokud nefouká vítr v Dánsku, zvyšují se ceny konečným zákazníkům i v Norsku. 188