1. listopadu 2011 – Praha, Žofín Seminář DONE „Fungování energetických trhů v ČR a EU“ JAN KANTA ředitel útvaru Legislativa a trh HLAVNÍ RIZIKA PRO ČESKÝ ENERGETICKÝ SEKTOR

1 Evropská energetická politika dlouhou dobu kladla důraz na 3 principy  Zajištění bezpečných dodávek elektřiny  Liberalizace energetického trhu  Rozvoj udržitelných a ekologických technologií V poslední době je však kladen důraz na ekologické technologie na úkor ostatních principů  Stabilita dodávek ohrožena z důvodu vyčerpání kapacit sítí a pozastavení nových investic do konvenčních zdrojů  Rozpad jednotného energetického trhu do národních soustav neguje dosažené výsledky v integraci a liberalizaci energetiky  Koncový uživatel je zatěžován vyšší cennou elektřiny z obnovitelných zdrojů vzhledem k nutným dotacím NAMÍSTO VYVÁŽENÉ ENERGETICKÉ POLITIKY KLADE EU PŘÍLIŠ VELKÝ DŮRAZ NA ROZVOJ EKOLOGICKÝCH TECHNOLOGIÍ EU dříve EU dnes

2 EVROPSKÁ ENERGETICKÁ POLITIKA MUSÍ VÝRAZNĚJI POSÍLIT JEDNOTNÝ ENERGETICKÝ TRH NEBO SE ROZPADNE NA 27 NÁRODNÍCH SYSTÉMŮ Energetická politika EU je na rozcestí Jednotný energetický trh se stane opět jasnou prioritou EU  Opětovné sjednocení a posílení trhů s elektřinou  Posílení a udržení dlouhodobé kredibility trhu s CO 2  Nastavení jednotného a kontrolovaného systému podpory OZE (například „zelené certifikáty“) Energetický trh EU se rozpadne na 27 národních systémů  Národní trhy zavádí vlastní pravidla, ta se budou navzájem negativně ovlivňovat  Energetický trh nemůže fungovat jako doposud, povede to ještě k větší regulaci  Vyšší cena elektřiny pro koncové spotřebitele než dnes  V této desintegraci mohou následovat další sektory – je ohrožen samotný princip jednotné EU

3  Pokračující budování OZE v SRN bez souběžné výstavby přenosových kapacit vede k přetížení přenosové soustavy  Nárůst OZE kapacit v SRN vede k posunu nákladové křivky a poklesu ceny CO, čímž klesá cena silové elektřiny (zároveň však výrazně roste složka podpory OZE v koncové ceně elektřiny)  Nedostatečná kapacita distribuční i přenosové sítě v jednotlivých lokalitách (např. v ČR odhad investic 25 mld. Kč pro připojení 5 GW)  Riziko rozpojení trhů (například CZ a SRN) v důsledku zavedení Flow Based alokace přeshraničních profilů nebo v důsledku fyzického omezení toků např. budováním „phase shifters“  Riziko ukončení provozu uhelných elektráren v r.2015 z důvodu nedůsledné implementace novelizované IPPC směrnice EU (celkem 1,9 GW = 1/3 uhelných kapacit jen u ČEZ)  Riziko rozpadu sítě dálkového vytápění a zdražení tepla pro obyvatele  Nová regulace velkoobchodu s elektřinou (OTC trhu)  Riziko potřeby „MiFID“ licence pro ČEZ (EK navrhuje zrušení dosavadní výjimky pro energetiku)  Vyšší transakční náklady, nižší likvidita, nutnost kapitálové přiměřenosti  Zavádění de facto nerealizovatelných povinnosti Popis rizika HLAVNÍ RIZIKA PRO ČESKÝ ENERGETICKÝ SEKTOR... Nevhodné cesty k dosažení nastavených enviro cílů Regulace přeshraničních profilů Regulace emisí (implementace IPPC směrnice) Další připravovaná legislativa EU

4  Kvůli neharmonizovanému systému podpory dochází k neefektivnímu budování OZE a tím i k vyšším nákladům pro spotřebitele  Propad cen v CEE regionu tažený růstem OZE v DE a vytlačením konvenčních elektráren  Kapacita přenosových soustav rezervovaná pro fyzické toky elektřiny z OZE na úkor kapacity pro přeshraniční obchodování  Individualistické ochranářské opatření jednotlivých států (např. instalace “phase shifters“ na polsko-německé hranici)  Změna alokačního klíče dle Flow Based metody  Izolace trhů, destabilizace soustavy, hrozící blackouty  Zhoršení situace bezpečnosti dodávek (uzavření elektráren, u nichž není zajištěna ekonomická návratnost investic)  Zhoršení ekonomické situace (potřeba rozsáhlých investic)  Zhoršení kvality ŽP(lokální topení nekvalitními palivy v důsledku rozpadu CZT)  Pokles likvidity (řada hráčů zpřísněnou regulaci „neustojí“)  Nárůst transakčních nákladů na MWh, což se nejspíš projeví poklesem ziskovosti  Povinnost zavést opatření na snížení spotřeby zákazníků  Zavedení „povinnosti“ instalace AMM Dopady na energetický sektor … MAJÍ PŘÍMÝ VLIV I NA FUNGOVÁNÍ A HODNOTU ELEKTRÁRENSKÝCH SPOLEČNOSTÍ Nevhodné cesty k dosažení nastavených enviro cílů Regulace přeshraničních profilů Regulace emisí (implementace IPPC směrnice) Další připravovaná legislativa EU

5 K DOSAŽENÍ NASTAVENÝCH ENVIRO CÍLŮ MÁ EU CELOU ŘADU NÁSTROJŮ  k dosažení cíle je využíván celý soubor legislativních nástrojů  povolenky CO 2 a obchodovací mechanismus EU ETS  podpora OZE  daně na elektřinu, pevná a plynná paliva  IPPC směrnice Cílem EU je snižování CO 2 a negativních dopadů výroby energie na životní prostředí Jen vhodné nastavení a mix uvedených nástrojů může vést k funkčnímu a konkurenceschopnému jednotnému trhu s elektřinou v EU 1

6 Německá cena elektřiny pro domácnosti EUR/MWh  V roce 2011 příspěvek na OZE v Německu překročí cenu samotné silové elektřiny, ta je tak pro koncové spotřebitele více než 2-krát dražší  Příspěvek na OZE včetně Eco-daně dosáhl v Německu hodnotu 56 EUR/MWh, což je více než trojnásobek příspěvku v ČR: 398 Kč/MWh včetně ekologické daně (~16 EUR/MWh) Příspěvek na OZE a Eco-daň Silová elektřina PREFERENCE POUZE JEDNOHO Z NÁSTROJŮ, PODPORA OZE TECHNOLOGIÍ, VÝRAZNĚ ZVYŠUJE CENU ELEKTŘINY PRO KONCOVÉHO UŽIVATELE … 1 Ostatní složky* * DPH, koncese, příspěvek KVET, marže, systémové služby a marketing Zdroj:Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW)

7 … A VEDE K PŘETÍŽENÍ SÍTÍ COŽ V DŮSLEDKU ZÁSADNĚ OHROŽUJE INTEGRACI TRHŮ S ELEKTŘINOU A MŮŽE VÉST AŽ K ODDĚLENÍ TRHŮ Vliv OZE na infrastrukturu  Přenos: velké přetoky mezi soustavami, přetížení hlavních přenosových vedení  Distribuce: nedostatečná kapacita pro vyvedení v jednotlivých lokalitách a rozvedení v rámci distribuční soustavy (např. v ČR odhad investic 25 mld. Kč pro připojení 5 GW) Reakce provozovatelů sítí  „Pomalá“ reakce na dynamiku požadavků zapříčiněná nastavením legislativního prostředí (např. zdlouhavé majetko-právní projednávání staveb), případně nedostatkem lidských/finančních kapacit  Individualistická řešení typu „phase shifter“ problém neřeší, ale naopak zvětšují Možný dopad na trh  Kapacita přenosových soustav rezervovaná pro fyzické toky vyvolané OZE na úkor kapacity pro přeshraniční obchodování  Následné až oddělení trhů s elektřinou a jeich rozpad zpět na národní trhy 1

8 Zdroj:Platts Powervision HISTORICKY BYLY INVESTICE SMĚŘOVÁNY PŘEDEVŠÍM DO KLASICKÝCH ZDROJŮ, PO ROCE 2000 VŠAK NASTUPUJÍ VEDLE PAROPLYNOVÝCH CYKLŮ TAKÉ NĚKTERÉ TYPY OZE … -17 Jiné Vítr Jádro Plyn Ropa18 Voda39 Uhlí Čistý nárůst kapacity u jednotlivých technologií (v Evropě), GW Celkem

9 … … A TENTO TREND Z ŘADY ZÁVAŽNÝCH DŮVODŮ …  současná cena elektřiny nedostačuje na pokrytí plných nákladů žádného nového zdroje a nedává cenový signál k další výstavbě  podobný názor mají i analytici z Morgan Stanley a manažeři rwe, kteří říkají že současné podmínky na trhu neumožňují novou výstavbu klasických zdrojů  proto se většina volného kapitálu v Evropě nejspíše bude alokovat do obnovitelných zdrojů, které jsou regulovány a garantují návratnost investice  plné náklady na výrobu energie z obnovitelných zdrojů se navíc zlepšují a časem mohou být konkurenceschopné bez dalších dotací 1

10 … MŮŽE VÉST K PŘESUNU PROVOZNÍHO CASH FLOW (EBITDA) Z OBLASTI KLASICKCÝH ZDROJŮ DO OBLASTI VÝROBY ELEKTŘINY Z OZE 1 Zdroj:McKinsey analýza

11 KOLIK PENĚZ NÁS BUDE NAPLNĚNÍ NAP V ROCE 2020 NA PODPOŘE OZE STÁT A JAKÝ VLIV NA VÝŠI PODPORY MÁ ZPŮSOB ZAJIŠTĚNÍ CÍLŮ V BIOMASE FVE 2,8 mld. Kč/rok 21,6 mld. Kč/rok 4,2 mld. Kč/rok 0,8 mld. Kč/rok 1,3 mld. Kč/rok 30,7 mld. Kč/rok 6,8 / 4,3 mld. Kč/rok (11,2 TJ) 21,7 mld. Kč/rok (6,8 TJ) 8,3 mld. Kč/rok (10,3 TJ) 1,8 mld. Kč/rok (5,4 TJ) 1,6 mld. Kč/rok (8,2 TJ) 40,2/ 37,7 mld. Kč/rok 4,0 / 1,5 mld. Kč/rok 0,1 mld. Kč/rok 4,1 mld. Kč/rok 1,0 mld. Kč/rok 0,3 mld. Kč/rok 9,5 / 7,0 mld. Kč/rok Biomasa Bioplyn VTE MVE Podpora v roce 2011 Podpora v roce 2020 Nárůst podpory CELKEM  veškerý nárůst v čistém spalování účelně pěstované biomasy lomeno veškerý nárůst ve spoluspalování účelně pěstované biomasy Náklady v ČR na podporu OZE za průměrnou dobu životnosti zdroje 20 let, které budou nově instalovány v letech 2012 – 2020 budou cca 210 / 160 mld. Kč a na celkovou podporu pro dosažení cílů NAP budou cca 855 / 805 mld. Kč. Komentář: Výpočet prováděn za předpokladu platnosti cen podpory roku 2011 bez indexování cen podpory a zpětné diskontace nad rozdílem objemů „cíl NAP 2020“ a započteného objemu výroby OZE (mimo FVE, kde to je podle aktuálních instalací na konci roku 2010 a předpokladů instalací v roce 2011) do podpory pro rok Poznámka: v tabulce nejsou náklady spojené s odchylkou PV cca 1,5 mld. Kč v 2011 a cca 2,5 mld. Kč v 2020; ve shrnutí již ano 1

12 JAKÁ JE „NÁKLADOVOSTI“ ZAJIŠTĚNÍ VÝROBY 1 MWH Z OZE V ZÁVISLOSTI NA TYPU OZE (SEŘAZENO OD NEJLEVNĚJŠÍCH PO NEJNÁKLADNĚJŠÍ) Zdroj:Cenové rozhodnutí ERÚ č. 2/2010 Akceptovatelné Drahé 1

13 JAK JE MOŽNÉ SPLNIT NAP V ROCE 2020 NEJEFEKTIVNĚJŠÍM (LEVNÝM) ZPŮSOBEM FVE 2,8 mld. Kč/rok 21,6 mld. Kč/rok 4,2 mld. Kč/rok 0,8 mld. Kč/rok 1,3 mld. Kč/rok 30,7 mld. Kč/rok 6,4 mld. Kč/rok (16,6 TJ) 21,7 mld. Kč/rok (6,8 TJ) 4,9 mld. Kč/rok (4,9 TJ) 1,8 mld. Kč/rok (5,4 TJ) 1,6 mld. Kč/rok (8,2 TJ) 36,4 mld. Kč/rok 3,6 mld. Kč/rok 0,1 mld. Kč/rok 0,7 mld. Kč/rok 1,0 mld. Kč/rok 0,3 mld. Kč/rok 5,7 mld. Kč/rok Biomasa Bioplyn VTE MVE Podpora v roce 2011 Podpora v roce 2020 Nárůst podpory CELKEM  u biomasy je předpokládán veškerý nárůst ve spoluspalování účelně pěstované biomasy a cca 5,4 TJ výroby je přesunuto z bioplynu do biomasy Vhodnou úpravou NAP přesunem cca 5,4 TJ nové výroby z OZE z bioplynu do biomasy a zajištění veškerého nárůstu výroby z biomasy mezi lety (včetně navýšení výroby přesunem z bioplynu) lze za průměrnou dobu životnosti zdroje 20 let ušetřit až 80 mld. Kč. Komentář: Výpočet prováděn za předpokladu platnosti cen podpory roku 2011 bez indexování cen podpory a zpětné diskontace nad rozdílem objemů „cíl NAP 2020“ a započteného objemu výroby OZE (mimo FVE, kde to je podle aktuálních instalací na konci roku 2010 a předpokladů instalací v roce 2011) do podpory pro rok Poznámka: v tabulce nejsou náklady spojené s odchylkou PV cca 1,5 mld. Kč v 2011 a cca 2,5 mld. Kč v 2020; ve shrnutí již ano 1

14  Zabránit unáhlenému zavádění Flow Based metody  Prosazovat „market coupling“ (jako nejlepší nástroj sjednocování přístupu jednotlivých států)  Zabránit budování “phase shifters“ na polsko-německé hranici  Riziko rozpojení trhů (např. CZ a SRN) v důsledku zavedení Flow Based alokace přeshraničních profilů nebo v důsledku fyzického omezení toků např. budováním „phase shifters“ PŘESHRANIČNÍ KAPACITY JSOU OHROŽENY SPUŠTĚNÍM DOSUD NEZRALÉ A NEPROVĚŘENÉ „FLOW BASED“ METODY Vysvětlení  Doposud byly v našem regionu hlavní přeshraniční toky elektřiny mezi ČR-DE a ČR-AT  „Flow Based“ metoda by vedla k alokování kapacit v regionu primárně na hranici DE-PL a DE-AT a tím k výraznému omezení českých přeshraničních kapacit a izolaci českého trhu s elektřinou Regulace přeshraničních profilů 2 Potřebná opatřeníPopis rizika

15  Zajistit schválení Přechodného národního plánu Komisí ( )  Řádně implementovat časově omezenou výjimku v rámci novely českého zákona o ovzduší  Riziko ukončení provozu uhelných elektráren v roce 2015 z důvodu nedůsledné implementace novelizované IPPC směrnice EU (celkem 1,9 GW = 1/3 uhelných kapacit jen u ČEZ)  V důsledku ukončení provozu těchto zdrojů hrozí také zhoršení bezpečnosti dodávek elektřiny a tepla  Riziko rozpadu sítě dálkového vytápění a zdražení tepla pro obyvatele  Zhoršení kvality ŽP v důsledku přechodu obyvatel k lokálnímu spalování nekvalitních paliv REGULACE SOx a NOx EMISÍ (IMPLEMENTACE IPPC SMĚRNICE) Regulace emisí (implementace IPPC směrnice) Vysvětlení  Novelizovaná směrnice o průmyslových emisích stanoví přísnější mezní hodnoty emisí zejména oxidů síry a dusíku pro velká spalovací zařízení od roku 2016  Pro umožnění potřebné modernizace zdrojů a jejich dalšího využívání byla přijata přechodná opatření: přechodný národní plán (v rámci kterého postupně klesají mezní hodnoty škodlivin) a časově omezená výjimka (která umožňuje dožití daného zdroje do roku 2023). Přechodný národní plán musí na základě žádosti členského státu schválit Evropská komise. 3 Potřebná opatřeníPopis rizika

16  Nerozšiřovat finanční regulaci na energetiku  Prosadit udržení výjimky pro energetiku ve směrnici MiFID a v nařízení o OTC trhu s elektřinou, specielně skrze Radu EU (Ministři financí) a Evropskou Radu  Nová regulace velkoobchodu s elektřinou (OTC trhu)  Riziko potřeby „MiFID“ licence pro obchodníky s elektřinou, tradery (EK navrhuje zrušení dosavadní výjimky pro energetiku)  Vyšší transakční náklady, nižší likvidita, nutnost kapitálové přiměřenosti ROZŠÍŘENÍM REGULACE FINANČNÍCH TRHŮ NA ENERGETIKU HROZÍ, ŽE ENERGETIKY BY MUSELY SPLŇOVAT PODMÍNKY JAKO BANKY Vysvětlení OTC  Obchody s OTC deriváty budou muset být od určitého objemu účtovány prostřednictvím ústředních protistran registrovaných u Evropského orgánu pro cenné papíry (ESMA) a oznamovány ústředním datovým střediskům (zúčtovací a informační prahy budou teprve specifikovány Evropskou komisí na základě předlohy navržené ESMA) MIFID  Změna definice komoditních derivátů. Trading s dodávkami elektřiny a plynu by byl považován za finanční nástroj. Energetiky by musely splňovat podmínky jako banky. Další připravovaná legislativa EU Rozšíření regulace fin. trhů na energetiku Potřebná opatřeníPopis rizika 4

17  Při projednávání návrhu směrnice ČR jako dotčený členský stát odmítne nejkontroverznější návrhy  Zavedení povinnosti pro distributory a prodejce elektřiny konečným zákazníkům zajistit každoroční úsporu energie 1,5 %  Zavedení „povinnosti“ instalace AMM a eliminace možnosti členského státu rozhodnout o implementaci AMM na základě národní studie NÁVRH NOVELY SMĚRNICE O ENERGETICKÉ ÚČINNOSTI ZAVÁDÍ DE FACTO NEREALIZOVATELNÉ POVINNOSTI A ELIMINUJE MOŽNOSTI PODLE PLATNÝCH SMĚRNIC Vysvětlení k nejkontroverznějším návrhům  povinnost pro členský stát zajistit prostřednictvím distributorů a/nebo prodejců elektřiny konečným zákazníkům každoroční úsporu energie ve výši 1,5 %  zavedení „povinnosti“ instalace AMM a eliminace možnosti členského státu rozhodnout o implementaci AMM na základě národní studie, a to, mimo jiné, prostřednictvím povinnosti měsíční fakturace spotřeby i u zákazníků na hladině nízkého napětí, na základě skutečné spotřeby  zavedení povinnosti využití odpadního tepla (CHP) pro nové zdroje (nad 20 MW) a stávající elektrárny a průmyslové podniky, a to, mimo jiné, požadavkem, aby byly umístěny v místě, kde je možné využít odpadního tepla body tepla Další připravovaná legislativa EU Novela směrnice o energetické účinnosti Potřebná opatřeníPopis rizika 4

1. listopadu 2011 – Praha, Žofín Seminář DONE „Fungování energetických trhů v ČR a EU“ JAN KANTA ředitel útvaru Legislativa a trh HLAVNÍ RIZIKA PRO ČESKÝ ENERGETICKÝ SEKTOR