Budoucnost zásobování ČR a SR zemním plynem: dopady na energetickou bezpečnost a pozici tranzitních zemí

MASARYKOVA UNIVERZITA Fakulta sociálních studií

Katedra mezinárodních vztahů a evropských studií Obor Mezinárodní vztahy a energetická bezpečnost

Budoucnost zásobování ČR a SR zemním plynem: dopady na energetickou bezpečnost a pozici tranzitních zemí Magisterská práce

Bc. Martin Vanek

Vedoucí práce: Mgr. Filip Černoch, Ph.D. UČO: 397407 Obor: MEB Imatrikulační ročník: 2011

Brno, 2013

Prohlášení o autorství práce Čestně prohlašuji, ţe jsem bakalářskou práci na téma „Budoucnost zásobování ČR a SR zemním plynem: dopady na energetickou bezpečnost a pozici tranzitních zemí“ vypracoval samostatně a výhradně s vyuţitím zdrojů uvedených v seznamu pouţité literatury. V Brně, dne 15. 5. 2013

……………….. Martin Vanek

2

Poděkování Na tomto místě bych rád poděkoval svému vedoucímu Mgr. Filipu Černochovi, Ph.D. za přínosné rady a trpělivost při vedení magisterské práce a společnosti Net4Gas za rady při praktické realizaci. Velké díky patří mé rodině za podporu a vytvoření příznivých podmínek pro studium.

3

Obsah Seznam příloh ........................................................................................................................................................ 6 Úvod ....................................................................................................................................................................... 8 1

Motiv a cíl práce ........................................................................................................................................ 13

2

Teoretické vymezení práce ....................................................................................................................... 15

3

2.1

Teorie energetické bezpečnosti .......................................................................................................... 15

2.2

Energetická bezpečnost ČR a SR ....................................................................................................... 17

2.3

Pozice ČR a SR jako tranzitních zemí ................................................................................................ 18

Metodologické zázemí ............................................................................................................................... 19 3.1

Metoda výzkumu................................................................................................................................. 19

3.2

Operacionalizace výzkumu ................................................................................................................ 20

3.3

Použité zdroje a časové ohraničení.................................................................................................... 22

3.4

Rizika a limity výzkumu ...................................................................................................................... 23

4

Legislativní rámec ..................................................................................................................................... 24

5

Spotřeba plynu v EU a činitele budoucího vývoje .................................................................................. 26 5.1

Historie spotřeby plynu v EU ............................................................................................................. 26

5.2

Vývoj ekonomiky EU .......................................................................................................................... 27

5.3 Vývoj spotřeby plynu do roku 2020 .................................................................................................... 29 5.3.1 Rozvoj plynových elektráren......................................................................................................... 31 5.3.2 Cena zemního plynu ...................................................................................................................... 33 5.4 Spotřeba plynu ve vybraných státech EU ........................................................................................... 35 5.4.1 Spotřeba plynu v ČR ..................................................................................................................... 36 5.4.2 Spotřeba plynu v SR...................................................................................................................... 37 5.4.3 Spotřeba plynu ve Francii ............................................................................................................. 38 5.4.4 Spotřeba plynu v Itálii ................................................................................................................... 39 5.4.5 Spotřeba plynu v Německu ........................................................................................................... 39 5.4.6 Spotřeba plynu v Rakousku........................................................................................................... 40 5.4.7 Spotřeba plynu v Holandsku ......................................................................................................... 41 5.4.8 Spotřeba plynu v Belgii ................................................................................................................. 42 6

7

Plynárenský sektor v Rusku a strategie exportu .................................................................................... 43 6.1

Produkce plynu v Rusku ..................................................................................................................... 43

6.2

Energetická strategie Ruska............................................................................................................... 45

Zásobování EU a vývoj trhu s plynem ..................................................................................................... 46 7.1

8

Zásobování vybraných států EU ruským plynem .............................................................................. 47

Páteřní plynovodní sítě pro ruský plyn ................................................................................................... 53 8.1 Tranzitní plynárenská soustava ČR ................................................................................................... 54 8.1.1 Nové projekty sítě Net4Gas .......................................................................................................... 55 8.1.1.1 Severo-jiţní propojení a LNG terminály ............................................................................. 55 8.1.1.2 Plynovod STORK ................................................................................................................ 56 8.1.1.3 Plynovod Moravia ............................................................................................................... 57 8.1.1.4 Propojení na Rakousko ........................................................................................................ 57

4

8.1.1.5 Reverzní tok ......................................................................................................................... 57 8.1.2 Shrnutí ........................................................................................................................................... 57 8.2 Tranzitní plynárenská soustava SR .................................................................................................... 58 8.2.1 Nové projekty sítě Eustream ......................................................................................................... 59 8.2.1.1 Reverzní tok ......................................................................................................................... 59 8.2.1.2 Propojení Slovenska a Maďarska ........................................................................................ 59 8.2.2 Shrnutí ........................................................................................................................................... 60 8.3 Severní plynový koridor ..................................................................................................................... 61 8.3.1 Nord Stream, Gazela, Opal, NEL .................................................................................................. 61 8.3.2 Plynovod Jamal ............................................................................................................................. 62 8.3.2.1 Návrh plynovodu Jamal-2 .................................................................................................... 63 8.4 Jižní plynový koridor.......................................................................................................................... 64 8.4.1 South Stream ................................................................................................................................. 64 8.4.2 Nabucco, TAP ............................................................................................................................... 65 9

Scénáře toků plynu ve Střední Evropě .................................................................................................... 67 9.1

Vlastnictví a kapacita plynovodů ....................................................................................................... 68

9.2 Scénář A Realistický........................................................................................................................... 69 9.2.1 Přeprava přes Nord Stream............................................................................................................ 69 9.2.2 Přeprava přes Jamal ....................................................................................................................... 70 9.2.3 Přeprava přes síť Eustream............................................................................................................ 71 9.2.3.1 Shrnutí potenciálu sítě Eustream ......................................................................................... 73 9.2.4 Přeprava přes Rakousko ................................................................................................................ 73 9.2.5 Přeprava přes síť Net4Gas ............................................................................................................. 74 9.2.6 Shrnutí scénáře A .......................................................................................................................... 76

10

9.3

Scénář B Alternativní ......................................................................................................................... 76

9.4

Shrnutí možných scénářů ................................................................................................................... 80

Energetická bezpečnost ............................................................................................................................. 81 10.1 Porovnání odolnosti plynárenské infrastruktury v ČR a SR .............................................................. 81 10.1.1 Odolnost systému v České republice ........................................................................................ 81 10.1.2 Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému ČR ............................................................... 82 10.1.3 Odolnost sytému v Slovenské republice ................................................................................... 83 10.1.4 Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému SR ................................................................ 84 10.2 Shrnutí energetické bezpečnosti ......................................................................................................... 87 10.2.1 Energetická bezpečnost ČR ...................................................................................................... 87 10.2.2 Energetická bezpečnost SR ...................................................................................................... 89

11

Závěr ........................................................................................................................................................... 90

Seznam zdrojů ..................................................................................................................................................... 92

5

Seznam příloh Seznam tabulek Tab. 1. Vývoj spotřeby plynu v ČR v letech 2013 – 2020 Tab. 2. Vývoj spotřeby plynu v SR v letech 2013 – 2020 Tab. 3. Vývoj spotřeby plynu ve Francii v letech 2013 – 2020 Tab. 4. Vývoj spotřeby plynu v Itálii v letech 2013 – 2020 Tab. 5. Vývoj spotřeby plynu v Německu v letech 2013 – 2020 Tab. 6. Vývoj spotřeby plynu v Rakousku v letech 2013 – 2020 Tab. 7. Vývoj spotřeby plynu v Holandsku v letech 2013 – 2020 Tab. 8. Vývoj spotřeby plynu v Belgii v letech 2013 – 2020 Tab. 9. Dodávky plynu z Ruské federace do vybraných zemí EU v roce 2011 a 2020 (bcm) Tab. 10. Zásobování plynem vybraných zemí EU v letech 2013 a 2020 (bcm) Tab. 11. Zásobování vybraných zemí EU ruským plynem v letech 2011, 2013, 2020 (bcm) Tab. 12. Zásobování vybraných zemí EU ruským plynem v roce 2011 a 2020 (bcm) Tab. 13. Přehled plynovodů přepravujících ruský plyn do Západní Evropy Tab. 14. Přehled scénářů toků plynu z Ruska do roku 2020 Tab. 15. Změna zabezpečení a odolnosti plynárenské soustavy ČR Tab. 16. Změna zabezpečení a odolnosti plynárenské soustavy SR Tab. 17. Dopady scénářů na energetickou bezpečnost a pozici tranzitéra Seznam grafů Graf. 1. Spotřeba plynu v EU v letech 2003 – 2011 Graf. 2. Vývoj spotřeby plynu v EU v letech 2013 – 2023 Graf. 3. Spotřeba zemního plynu v EU podle sektorů Graf. 4. Instalovaná kapacita plynových elektráren a spotřeba plynu v EU v letech 2012 – 2022 Graf. 5. Vývoj cen plynu v letech 1999 – 2012 s predikcí aţ po rok 2017 Graf. 6. Produkce zemního plynu v Ruské federaci v letech 1999 – 2011 Graf. 7. Vývoj produkce zemního plynu v Ruské federaci v letech 2005 – 2035 (bcm) Graf. 8. Vývoj zásobování EU plynem v letech 2010 – 2050 Graf. 9. Vývoj toků plynu přes Nord Stream mezi lety 2011 – 2013 (mil. m3/denně) Graf. 10. Vývoj toků plynu přes Nord Stream mezi lety 2011 – 2013 (mil. m3/denně)

6

Graf. 11. Změny toků plynu na HPS Lanţhot z SR do ČR v letech 2011 – 2013 (mil. m3) Graf. 12. Změny toků plynu na HPS Brandov do ČR a HPS Lanţhot z ČR do SR v letech 2011 – 2013 (mil. m3) Seznam obrázků Obr. 1. Vývoj změny HDP členských zemí EU od roku 2013 (%) Obr. 2. Změna spotřeby plynu v EU mezi lety 2013 – 2022 Obr. 3. Přehled vybraných elektrárenských bloků ve výstavbě ve Středoevropském regionu Obr. 5. Plynovodní síť v regionu Střední Evropy Obr. 6. Přepravní infrastruktura zemního plynu v ČR Obr. 7. Trasa plynovodu South Stream Obr. 8. Přesměrování kapacity sítě Eustream na plynovod Nord Stream

7

Úvod Postupným růstem významu zemního plynu v národních energetických mixech se oblast transportu zemního plynu do Evropy dostává do popředí zájmu odborné a širší veřejnosti nejenom v ČR, ale i v Evropě a na celém světe. Tím pádem vzrůstající podíl zemního plynu zapříčiňuje narůst zájmu o zabezpečení pravidelných a spolehlivých dodávek této komodity jak ze strany odběratele, tak i ze strany producenta. Evropská unie (EU) se nachází v pozici spotřebitele a dovozce plynu. Odhad spotřeby plynu v roce 2012 v EU je kolem 600 bcm ročně a přitom vlastní produkce činí přibliţně 300 bcm. Těţba konvenčního plynu se sniţuje a do roku 2020 je výhledově plánována v objemu asi 250 bcm ročně (Mitrova 2012). EU je nyní i do budoucna nucena zajistit tyto zdroje ze zahraničí. Ať uţ jednotlivé státy Evropské unie, tak i EU jako celek, jsou v současné době nuceny vypořádat se s dovozem plynu, aby byli schopny naplnit poptávku po zemním plynu. Dovoz plynu do Evropské unie lze zajistit dvěma způsoby, a to zkapalněný zemní plyn (LNG) nebo transport zemního plynu potrubím, tedy potrubní zemní plyn (PNG). Nicméně stále nejčastější způsob přepravy zemního plynu je PNG. Nejvýznamnější producenti, kteří zásobují Evropskou unii plynem jsou z Ruské federace, Norska, Alţírska, zemí Kavkazu a dále pak z oblasti Perského zálivu. Ruská federace (Rusko, RF), která disponuje skoro jednou čtvrtinou celosvětových zásob zemního plynu má v současné době největší podíl na dovozu zemního plynu do Evropské unie (BP 2012a), a lze předpokládat, ţe tomu tak bude i v budoucnu. A to z důvodu existence dlouhodobých kontraktů mezi evropskými a ruskými společnostmi a aby si Ruská federace zajistila odbyt svého zemního plynu na bonitní trhy EU. Ve vzájemném obchodu pokaţdé stojí dvojice. Na jedné straně stojí spotřebitelé, kteří se snaţí zabezpečit dostatek plynu a na druhé straně stojí dodavatel, který usiluje o to, aby v konkurenčním boji zvítězil a byl odebírán právě jeho plyn. A proto nelze na problematiku závislosti Evropské unie na dodávkách zemního plynu z Ruska pohlíţet optikou, ţe taková závislost je silně jednostranná a Rusko by jí mohlo vyuţívat k vlastnímu prospěchu a posilování vlastní pozice. Podobně jako je EU závislá na dovozu plynu z Ruska, je Rusko závislé na platbách, které jí za plyn z EU přicházejí. V ruském státním rozpočtu vývoz jak ropy, tak i zemního plynu představuje velice významnou poloţku (Koďousková – Kuchyňková – Leshchenko 2012). EU je pro RF výhodný zákazník, protoţe je schopen platit za dodávky vysokou cenu a existuje do EU jiţ vybudovaná plynovodní infrastruktura.

8

Rusko buduje nové transportní trasy ropy a zemního plynu i jiným neţ západním směrem, v rámci diverzifikace odbytišť, aby zlepšilo svoji vyjednávací pozici vůči EU a našlo odbyt pro vlastní produkci plynu. Orientuje se převáţně na rostoucí asijský trh. V této oblasti se často skloňuje projekt Sachalin-2, projekt exportního LNG terminálu pro východní Asii, podobně Sachalin-3 nebo plynovod Altaj (Koďousková – Kuchyňková – Leshchenko 2012). Ale i tak nebude mít asijský trh, do doby pokud nepostaví Rusko potřebnou infrastrukturu, tak vysokou prioritu jako EU. Historie transportu zemního plynu z Ruska do zbytku Evropy sahá do šedesátých let minulého století, kdy se začaly budovat první plynovodní trasy ze západní Sibiře. Prvním plynovodem byl mezistátní plynovod Bratrství z roku 1967. V roce 1971 byla podepsána mezivládní dohoda o přepravě plynu. Postupně byli zbudovány paralelně s Bratrstvím další čtyři Tranzitní plynovody v letech 1972 – 1984. Konkrétně se jedná o Tranzitní plynovod Transgaz 1, Tranzitní plynovod Transgaz 2, Tranzitní plynovod Transgaz 3 a Tranzitní plynovod Konzorcium (Eustream 2013). Takovouto plynovodní sítí byl schopen tehdejší Sovětský svaz zásobovat stále větší počet evropských odběratelů. Pro účely této práce budeme všech 5 plynovodů označovat jako plynovod Bratrství. V odborné literatuře se často setkáváme s označením Tranzitní soustava, Transgaz nebo přepravní soustava Eustream a Net4Gas. Na projekty plynovodů, stejně jako na ropovody, bylo nahlíţeno jako na projekty, kterými si tehdejší Sovětský svaz zavazoval své satelity a současně jimi utuţoval jejich závislost na sovětském centru. Navíc tyto plynovody byla prvoplánově projektovány tak, aby překročily pomyslnou hranici Ţelezné opony a zásobovaly i státy mimo komunistického ekonomického bloku Rady vzájemné hospodářské pomoci (RVHP). To generovalo Sovětskému svazu další příjmy a měnilo postoj vůči němu, potaţmo zlepšovalo vztahy na obou stranách Ţelezné opony. Na počátku byly projekty plynovodů upozaděny oproti ropovodním projektům, coţ je na druhou stranu pochopitelné vzhledem k vysokým nárůstům spotřeby ropy v druhé polovině dvacátého století. Tento nárůst byl způsoben především spotřebou v dopravě, coţ plynárenský sektor tolik nepoznamenalo. I dnes je stlačený zemní plyn (CNG) v dopravě zastoupen pouze okrajově v porovnání s ropnými deriváty. Jak jiţ bylo zmíněno, na území tehdejšího Československa byla vybudována soustava plynovodů, která protínala území tehdejšího státu od východu aţ na západ. Souběţně s výstavbou Tranzitních plynovodů docházelo k dobudování sítě vnitrostátních plynovodů, které přiváděly surovinu do ostatních částí země. Československo se postupem času vyprofilovalo jako velmi důleţitý tranzitní stát, přes které procházeli tranzitní plynovody Bratrství, které dále pokračovali aţ do Rakouska a Německa. Po pádu Ţelezné opony, Rady 9

vzájemné hospodářské pomoci (RVHP) a uvolnění politických i ekonomických poměrů, tato situace zůstává zachována aţ do dnešních dnů. Česká republika a Slovenská republika profitují ze své geografické polohy ve středu Evropy a díky tomuto faktu jim plynou příjmy z tranzitních poplatků za plyn. Nová plynovodní infrastruktura, reprezentovaná aktuálně plynovodem Nord Stream (NS) významným způsobem mění a narušuje po léta zaţitý stav. Impulzem k výstavbě byli zejména plynové krize v Evropě. Pro jejich lepší pochopení se k nim vyjádříme. Tyto události změnili náhled na tranzitní země Ukrajinu a Bělorusko. Zhoršila se jejich pověst spolehlivých tranzitních států. Protoţe tranzitní plynovody (Jamal v Polsku a Bratrství v SR a ČR) jsou přímo navázány na plynovody v Bělorusku a na Ukrajině, plynové krize měli dopad také na pozici tranzitních zemí – Polska, ČR a SR. EU se setkala s více krizemi a přerušeními dodávek ropy nebo plynu. Jednalo se o přerušení vlivem sporů mezi RF a Běloruskem nebo mezi RF a Ukrajinou. Českou a Slovensko republiku nejvíce postihli spory mezi RF a Ukrajinou. Na přelomu let 2005 a 2006 se odehrála první z váţnějších krizí. 1. ledna 2006 začal Gazprom omezovat dodávky ZP na Ukrajinu s odůvodněním, ţe ukrajinská strana odmítla přijmout zvýšení cen, čímţ by se tyto ceny srovnaly s úrovní cen na světových trzích. Závaţným důsledkem krize byla pošramocená pověst Ruska jako spolehlivého dodavatele a pověst Ukrajiny jako spolehlivého tranzitéra energetických surovin. Krize následně poslouţila státům EU jako impulz pro diverzifikaci svých energetických importů (Koďousková – Kuchyňková – Leshchenko 2012: 339). Další krize následovala o 3 roky později. Situace se vyhrotila uţ na konci roku 2008, kdy obvinil ruský Gazprom Ukrajinu z dluhu ve výši více jak 2 miliardy dolarů. Dalším konfliktním bodem byla otázka ceny plynu. Gazprom 1. ledna 2009 uzavřel dodávky. Situace se nadále vyostřila v okamţiku, kdy Gazprom obvinil Ukrajinu z nelegálních odběrů zemního plynu určeného pro západní Evropu. 7. ledna tak Gazprom zastavil dodávky plynu přes Ukrajinu úplně a vystavil tak po dobu dvou týdnů většinu členských i nečlenských států EU kritické situaci. Nejvíce byli postiţeny středoevropské státy, zejména Slovensko. Zde je nutné uvést fakt, ţe Česká republika byla díky moţnosti reverzního toku plynu schopna poskytnout alespoň částečnou pomoc Slovensku (Tichý 2009). Pro Rusko byla krize také dalším impulzem pro výstavbu alternativních cest exportu svých surovin tak, aby jakékoliv konflikty s ukrajinským vedením nemohli přinutit Rusko zastavit dodávky plynu pro svoje řádně platící evropské odběratele. Podobné ponaučení z krize si odnesla i Ukrajina. Diverzifikace dodavatelů energetických surovin se měla stát klíčovým bodem energetické strategie země (Koďousková – Kuchyňková – Leshchenko 2012: 341).

10

Dobudováním plynovodu Nord Stream na konci roku 2012 (Nord Stream AG 2013) dochází k radikální změně v oblasti transportu ruského zemního plynu do Evropy. Spojuje přímo ruské a německé území podmořským vedením pod hladinou Baltského moře a tak zcela obchází tradiční tranzitní země, jako jsou Ukrajina, Bělorusko, Polsko nebo právě Česká a Slovenská republika. Na jedné straně je výhodný kvůli zajištění stabilních dodávek plynu na západní trhy EU bez hrozby odstávek a uzavírek kvůli bilaterálním sporům o ceny komodity Ruska s některou ze zmíněných tranzitních zemí. Na druhé straně však staví tradiční tranzitní země do zcela nové situace, kdy se jejich vyjednávací pozice vůči producentům a spotřebitelům jednoznačně zmenší. Vybudování plynovodu Nord Stream nastoluje otázku jak bude vypadat zásobování plynem v ČR a SR a jaké dopady lze očekávat na energetickou bezpečnost těchto zemí. Nemusí znamenat ohroţení samotných dodávek zemního plynu do České a Slovenské republiky. Nord Stream můţe pro obě země přinést pozitivních důsledky. Na podporu podobných projektů jako je Nord Stream, se nabízí logický argument, ţe přímo úměrně s klesajícím počtem zemí, přes jejichţ území vede plynovodní potrubí, klesá také riziko vzniku případných konfliktů, které by kontinuitu dodávek mohly ohrozit, jako v roce 2006 nebo z počátku roku 2009. Na Nord Stream nutno nahlíţet jako na projekt, kterým se Rusko snaţí zajistit si stabilnější a jistější pozici coby hlavního exportéra zemního plynu na evropský trh. Plynovod Nord Stream nepředstavuje jedinou změnu zaţitého stavu, i kdyţ se jedná prozatím o jediný realizovaný projekt. Často zmiňován je projekt Nabucco nebo South Stream, více o nich pojednáváme v dalších kapitolách. V současné době se stále hlasitěji a častěji objevují zmínky o budování importních LNG terminálů na zkapalněný zemní plyn v Polsku a Chorvatsku a jejich následném potrubním Severo-jiţním propojení (Černoch et al. 2011). Neopomenutelnou změnou v Evropě je zahájení průzkumu nekonvenční těţby břidlicového plynu. Jedná se o natolik významný zdroj energie, který zemím Evropské unie můţe zajistit zvýšení soběstačnosti v zásobování plynem a sníţení dovozu plynu. V současné době je tato metoda jiţ vyuţívána ve Spojených státech amerických, kde se mluví o revoluci v energetice díky tomuto zdroji energie. Spojené státy se mění během pár let z pozice čistého importéra zemního plynu na soběstačnou zemi. USA se v budoucnu můţe stát exportérem plynu i do EU (Ungerman 2012). Omezení, které brání ve spuštění těţby břidlicového plynu i v Evropě je rozdílná geologie, zákony a společenská klima, která se projevuje v podpoře nebo odmítnutí průzkumu a těţby.

11

Nové zdroje plynu, rozvoj zásobování plynem ve formě LNG mění evropský trh s plynem, s výraznými dopady na ČR a SR. Protoţe tyto nové formy ovlivňují zásobování států EU, moţnosti jeho dopravy a význam jednotlivých zemí coby tranzitérů. Pro kvalifikovaný odhad potenciálu tranzitu plynu, je nevyhnutné odhadnout spotřebu plynu v jednotlivých státech EU. ČR a SR jsou tranzitéry převáţně ruského plynu, proto je důleţité znát zejména aktuální a plánovaný podíl spotřeby ruského plynu. Spotřebu plynu ovlivňuje více faktorů, jak vývoj ekonomiky, produkce elektřiny z plynu nebo spotřeba v průmyslu a domácnostech. Jaké jsou moţnosti přepravy ruského plynu s dopady na potenciál tranzitu přes ČR a SR a jak tento potenciál ovlivní energetickou bezpečnost ČR a SR zkoumáme v této práci.

12

1 Motiv a cíl práce Motivem k napsání této práce je fakt dokončení plynovodu Nord Stream právě koncem roku 2012, kdy byla spuštěna i jeho druhá větev (Nord Stream AG 2013). Plynovod Nord Stream mění toky a transporty ruského plynu, mění pozici tradičních tranzitních zemí, ze kterých se v budoucnu teoreticky mohou stát koneční odběratelé plynu. Tím pádem ovlivní pozici České a Slovenské republiky coby tranzitních zemí. Kromě nich má přímý dopad i na ostatní tranzitéry ruského plynu do Západní Evropy, jmenovitě Běloruska, Ukrajiny a Polska. Tranzit plynu má dopad na mezinárodní vztahy tranzitních zemí, jejich diplomacii i vnitřní politiku státu. Částečným cílem autora je sledovat a odhadnout vývoj spotřeby plynu mezi vybranými spotřebiteli ruského plynu v EU, za které jsou povaţovány Německo a Itálie, menšími spotřebiteli jsou Belgie, Francie, Rakousko, Polsko, Česká republika a Slovensko. Vývoj spotřeby je ohraničen rokem 2020. Na základě této predikce spotřeby a stávající páteřní infrastruktury anebo nově postavené, která bude zprovozněna do roku 2020, je následujícím částečným cílem vytvořit scénáře toků ruského plynu. Konečným cílem je skrze vývoj toků plynu analyzovat dopady na energetickou bezpečnost zásobování plynem pro Českou a Slovenskou republiku a role České republiky (Česko, ČR) a Slovenské republiky (Slovensko, SR) jakoţto tranzitních zemí. Páteřní infrastrukturou se myslí plynovody Nord Stream, Jamal a plynovod Bratrství. Protoţe dobudování Nord Streamu je zásadním zásahem do plynovodní infrastruktury z pohledu transportu ruského plynu, je důleţité analyzovat scénáře budoucích toků plynu přes Střední Evropu a odhadnout nakolik se změní toky v realitě. Právě tak lze odpovědět jak důleţitý je projekt Nord Stream. Na základě poznání významnosti plynovodu Nord Stream, další výzkumné práce budou schopny analyzovat postavení států jakoţto významných tranzitních zemí, pokles nebo nárůst jejich významu a geopolitické postavení. Záleţitostmi vztahů mezi Ruskem, Českou a Slovenskou republikou, plynovodní infrastruktury a významu Nord Streamu se doposud zabývalo jen malé mnoţství relevantní literatury (např. Dančák, Závěšický 2007; Kratochvíl, Kuchyňková 2009; Gonchar, Duleba, Malynovskyi 2011). V kontextu zemí Visegrádské čtyřky se vzájemnými vztahy s Ruskou federací a racionalizací transportu plynu zabývala skupina pod vedením Filipa Černocha, jeţ svoji práci vypracovala pro účely Ministerstva zahraničních věcí ČR (Černoch et al. 2011). V

13

neposlední řadě je třeba také zmínit Lukáše Tichého, který se vzájemnými rusko-českými vztahy a také vztahy EU a RF v oblasti energetiky věnuje jiţ několik let (Tichý 2010, 2012). Práce, se specifikací na budoucnost spotřeby, scénáře toků plynu a dopady na energetickou bezpečnost ČR a SR spolu s dopady na jejich pozici tranzitních zemí, je svým tematickým zaměřením ojedinělá. Hlavní výzkumná otázka: Jak se změní zásobování ruským plynem vybraných států EU, do roku 2020 a jaký to bude mít dopad na energetickou bezpečnost a pozici tranzitních zemí ČR a SR? Výzkumné podotázky: 1. Jaká je předpokládaná spotřeba v zemích EU, které odebírají ruský plyn? 2. Jaká je předpokládaná produkce plynu v Rusku a jeho export? 3. Jaké scénáře toků lze předpokládat v regionu střední Evropy? 4. Do jaké míry ovlivní plynovod Nord Stream a jiné projekty tranzit přes ČR a SR? 5. Jaký je odhad změny kapacity přepravy plynovodem Bratrství? Podotázka č. 1 odpoví na potenciál transportu plynu přes tranzitní země a je podstatná k zodpovězení otázky č. 3. Zde přidáváme podmínku, aby byl ruský plyn tranzitován plynovody, protoţe ruský plyn můţe být transportován i jinými způsoby jako například LNG. Podotázka č. 2 nám potvrdí nebo vyvrátí schopnost Ruska dodat poţadované mnoţství plynu na trhy EU. Nestačí samotná existence plynovodů, ale musí být naplněny plynem. Aby jsme mohli mluvit o zabezpečení zásobování pro ČR a SR. Proto je zodpovězení nevyhnutnou podmínkou na zodpovězení podotázky č. 3 Podotázka č. 3 je podstatná z důvodu schopnosti odpovědět na podotázku č. 4 a 5. Také odpovídá na hlavní výzkumnou otázku. Podotázka č. 4 odpoví na změnu významu tranzitních zemí ČR a SR, protoţe Nord Stream je činitelem, který ovlivňuje budoucnost plynovodu Bratrství. Samozřejmě nejen on, ale i případná jakákoliv jiná infrastruktura, která bude v plném provozu v roce 2020. Tou se myslí zejména plynovod South Stream nebo Jamal-2.

14

Podotázka č. 5 odpovídá na hlavní výzkumnou otázku, zejména na pozici tranzitních zemí, protoţe plynovod Bratrství je hlavní tranzitní infrastruktura v ČR a SR. Zároveň odpovídá i na energetickou bezpečnost zásobování plynem, jak pro ČR, tak zejména pro SR.

2 Teoretické vymezení práce Nosným teoretickým podkladem práce je definování energetické bezpečnosti, definice bude společná pro obě zkoumané země.

2.1

Teorie energetické bezpečnosti

Koncept bezpečnosti získával historickým vývojem stále vetší pozornost a zabývalo se jím postupně stále více autorů. Otázkou národní bezpečnosti se zabýval např. E. H. Carr, H. Morgenthau, K. Waltz, A. Wolfers, R. Keohane a J. Nye, R. Ullman či P. Katzenstein, otázce bezpečnosti v systému mezinárodních vztahů se věnoval např. J. Herz, H. Bull, R. Jervis, B. Buzan nebo O. Waever, otázce lidské bezpečnosti pak např. M. Ayoob a A. Acharya (Waissová 2005: 66). U mnohých z nich bylo na koncept bezpečnosti pohlíţeno optikou té doby, kdy probíhala studená válka, a proto za hlavní atributy byl povaţován stát a vojenská síla. Jeden z prvních pokusů o definici energetické bezpečnosti byl od Mezinárodní energetické agentury (International Energy Agency, IEA). To je organizace, která vznikla v roce 1974 a spadá pod OECD. Důvodem jejího vzniku a hlavním cílem byl společný a jednotný postoj převáţně zemí západního světa proti organizaci sdruţující země, které vyváţely ropu, OPEC (Organization of Petroleum Exporting Countries) po událostech v roce 1973, kdy svět zaskočili ropné šoky. Definice energetické bezpečnosti podle IEA zní následovně, „energetická bezpečnost znamená přístup k dostatečnému mnoţství spolehlivé energie za přijatelnou cenu.“ (IEA 2013) Tato definice je poměrně obecná, a proto není vyhovující pro účely práce. Počátkem 80. let 20. století významným způsobem diskuzi o národní bezpečnosti obohatili autoři Barry Buzan, Ole Weaver a Japp de Wilde, představitelé tzv. kodaňské školy. Tito autoři vycházeli z předpokladu, ţe po prvé, bezpečnostní hrozby nemají jen charakter vojenských hrozeb, ale ţe zdrojem hrozeb můţe být i politická, ekonomická, societární a

15

enviromentální oblast neboli tzv. sektory. Po druhé, stát ztrácí výjimečné postavení referenčního objektu ve prospěch sociálních skupin (Buzan – Weaver – Wilde 2005: 110). Autoři poukazovali na skutečnost, ţe dosavadní důraz na moc a mír byl dán dominancí realistického (zdůrazňující moc) a idealistického (mír) přístupu v mezinárodních vztazích, které jsme si jiţ vysvětlili výše. Tyto přístupy začínali být v průběhu 80. let minulého století nedostatečné a neudrţitelné (Waissová 2005: 68). Tito představitelé vnímají energetickou bezpečnost jako součást ekonomického sektoru a definují ji jako „moţnost, ţe jisté druhy hospodářské závislosti na globálním trhu budou vyuţity k politickým cílům, neboli – v širším smyslu – otázky bezpečnosti dodávek v prostředí, ve kterém státy opustily ekonomicky neefektivní „jistotu soběstačnosti“ ve prospěch ekonomicky efektivní „nejistoty závislosti“ na vnějších zdrojích“ (Buzan – Weaver – Wilde 2005: 116). Na představitele kodaňské školy postupně navázali další autoři, kteří jejich koncept bezpečnosti dále rozpracovali a aplikovali do dalších částečných oblastí národní bezpečnosti. My se zaměříme na Daniela Yergina, který svými prácemi obohatil nově se formující obor energetická bezpečnost. Daniela Yergina, který z Kodaňské školy převzal daný model souboru skládajícího se z více oblastí, které dohromady tvoří samotný koncept energetické bezpečnosti. Yergin povaţuje za nutné, aby model energetické bezpečnosti, který se zrodil v roce 1973, byl rozšířen. Model té doby se zaměřoval na to, aby se dokázali spotřebitelské země vyrovnat s výpadky dodávek ropy. Dnešní nový model energetické bezpečnosti je nutné rozšířit tak, aby zahrnoval ochranu celého energetického řetězce zásobování a infrastruktury (Yergin 2006: 78). Daniel Yergin ve své knize nazvané Ensuring Energy Security, definuje pro zajištění energetické a surovinové bezpečnosti čtyři základní body. Posledních několik let vývoje energetické situace si vyţádalo rozšíření konceptu energetické bezpečnosti o další dva body (viz Yergin 2006: 76). Všechny body si následně představíme. Prvním bodem je diverzifikace zdrojů, protoţe větší počet zásobovacích zdrojů sniţuje dopady narušení dodávek z jednoho zdroje. V rámci tohoto bodu je nutné poskytováním alternativ zdrojů, které slouţí zájmům spotřebitelů i producentů, pro něţ jsou stabilní trhy hlavním zájmem. Druhým bodem je odolnost systému dodávek energie. Ta poskytuje ochranu proti otřesům, výpadkům a usnadňuje obnovu po narušení. Tato odolnost můţe mít více podob, od volné výrobní kapacity, přes strategické rezervy, záloţní dodávky, aţ po odpovídající kapacitu v celém dodavatelském řetězci. 16

Třetí faktor zahrnuje vlastní poznání reality integrace trhu. Sama bezpečnost je ukryta ve stabilitě daného integrovaného trhu, co dokazuje opak tohoto tvrzení tedy, ţe neintegrované celky jsou mnohem zranitelnější. Čtvrtým faktorem bezpečnosti je význam informací. Podle Yergina se dobře fungující trhy opírají o vysoce kvalitní informace, sdílení těchto informací napomáhají některé mezinárodní organizace, jako je IEA a jiné, tím ţe poskytují informace o vyhlídkách celosvětového energetického sektoru. Kvalitní informace mohou často předcházet krizím díky tomu, ţe budují důvěru mezi obchodujícími stranami a předcházejí strachu nebo fámám. Pátým bodem je ochrana transportních cest a surovin. Tento bod je důleţitý jak z pohledu producenta, aby dodal svoje suroviny na trhy, tak na druhou stranu pro spotřebitele, aby si zabezpečil zásobování v potřebné míře. Posledním bodem je zapojení velkých států do globálního energetického trhu. Těmi Yergin myslí zejména Čínu a Indii (Yergin 2006: 75-78).

2.2

Energetická bezpečnost ČR a SR

V naší práci se zaměřujeme na zásobování vybraných států EU ruským plynem, včetně zásobování ČR a SR. Zaměřujeme se pouze na zásobování skrze plynovody. Scénáře toků plynu ovlivňují pozici ČR a SR coby tranzitních zemí a to má přímý důsledek na energetickou bezpečnost těchto zemí. Z definice energetické bezpečnosti podle Yergina se v této práci zaměřujeme právě na ty body, které se váţou na energetickou bezpečnost přepravy plynu a zásobování. První bod diverzifikace zdrojů si rozdělíme na dvě části, ve výsledku se věnujeme těmto bodům: 1. Diverzifikace zdrojů 2. Diverzifikace přepravních cest 3. Odolnost systému 4. Zabezpečení transportu Čtvrtý bod, zabezpečení transportu, si pro potřeby ČR a SR upravíme na zkoumání potenciálu těchto zemí jako tranzitních zemí a jaký dopad to bude mít na jejich energetickou bezpečnost. Protoţe předpokladem zabezpečení transportu je jeho existence, právě proto potenciál transportu do budoucnosti musíme vyzkoumat. Dále se otázce tranzitu a tomu jak bude tato práce vnímat „Zabezpečení tranzitu“ věnujeme v následující kapitole. 17

Tyto čtyři jsme si vybrali ze dvou důvodů. Po prvé, ţe se chceme zaměřit na energetickou bezpečnost zásobování a přepravy plynu. Všechny body mají souvis s plynovodní přepravou. Záměrem autora je poskytnout komplexní pohled na problematiku energetické bezpečnosti, co se týče plynovodní infrastruktury, které značnou část práce. Po druhé, všechny čtyři body se navzájem ovlivňují a změna kteréhokoliv bodu má dopad na ostatní body. To je další důkaz komplexity a provázanosti těch čtyř zmíněných bodů. Uvedeme si příklad. Pokud se sníţí diverzifikace tras, tak se potencionálně sníţí i přístup k novým zdrojovým zemím, také se automaticky sníţí odolnost systému a stát potencionálně ztratí plynovodní napojení na okolní státy a sníţí se potenciál pro tranzit plynu. Podobný dopad má i odolnost systému. Pokud se sníţí tranzit plynu přes infrastrukturu určitého státu, tak pravděpodobně dojde k redukci kapacity plynovodů, čím se sníţí odolnost systému. Pokud přestane být určité plynovodní propojení vyuţíváno, tak se sníţí diverzifikace přepravních cest a moţná i přístup ke diverzifikaci z pohledu zdroje.

2.3

Pozice ČR a SR jako tranzitních zemí

Pokud má stát tak výhodnou polohu, ţe se můţe stát tranzitérem, v našem případě plynu, je to pro něj nesporná výhoda. Má mnoho důvodů tuto situaci udrţovat a maximalizovat čím déle, tím lépe. Mimo jiné mu plynou daně a poplatky z tranzitu plynu, vzrůstá technická vybavenost vyţadující si obsluhu s pozitivními dopady na zaměstnanost. Odolnost a flexibilita systému i propojenost sítí můţou vést k integraci trhu a tyto skutečnosti zvyšují energetickou bezpečnost. Pokud se sniţuje pozice tranzitéra, tak většinou dochází k opaku výše uvedeného a zároveň dochází i ke sníţení energetické bezpečnosti dané země, jak jsme si vysvětlili v předchozí kapitole. Aby byla udrţitelná pozice tranzitéra musí infrastruktura splnit více poţadavků (viz Yergin 2006: 75-78). Vyjmenujeme si je pouze heslovitě. Stav infrastruktury a její dostatečná kapacita, ochrana tras a surovin, sdílení informací s vnějším okolím, přijatelné ceny za komoditu a sluţby, aby byli zajímavé pro obchodní partnery, i kdyţ tranzitér můţe ovlivnit pouze cenu za sluţby. Tato práce se zaměří na to jaký objem plynu bude ČR a SR nadále tranzitovat a zda má infrastruktura dostatečnou kapacitu a jak se bude měnit.

18

3 Metodologické zázemí 3.1

Metoda výzkumu

Při hledání odpovědi na výzkumnou otázku budeme postupovat v jednotlivých krocích tak, jak jsme jiţ nastínili v předchozí kapitole. V prvé řadě je nutná predikce spotřeby ruského plynu nejvýznamnějšími odběrateli v roce 2020. Tento rok je zvolen záměrně, protoţe u predikce spotřeby plynu je vhodnější si zvolit kratší časové období s vědomím, ţe zdroje mají vetší relevanci. Dlouhodobé predikce se po roce 2020 uţ rozcházejí do více variant předpokládané spotřeby a ztrácejí na platnosti. Mezi nejvýznamnější odběratele zařazujeme Francii, Německo a Itálii. Menší význam, co do objemu spotřeby plynu mají Rakousko, Holandsko, Belgie, Česko a Slovensko. Tyto spotřebitelské státy jsou zvoleny podle kritéria, ţe jsou uţivateli ruského plynu přepravovaného potrubím tranzitovaným přes území ČR nebo SR anebo přes konkurenční plynovodní soustavu. Tou se myslí území Polska, Baltského moře nebo v budoucnu Černého moře. Spotřebu Polska sledujeme v okrajové míře za účelem zjištění zda jeho zásobování je zabezpečováno přes plynovod Jamal nebo nikoliv a získali poznatek o způsobu vyuţití kapacity plynovodu Jamal a jeho volné kapacitě. V roce 2011 podle BP, Rusko vyváţelo plyn ve formě LNG pouze do Asie, zejména do Japonska a Jiţní Koreje. Do Evropy Rusko ţádný zkapalněný plyn nedováţelo a v této práci se budeme věnovat pouze dovozu ruského plynu plynovody. Nejvýznamnější spotřebitelé odebírají i jiný neţ ruský plyn. Ruský plyn je v poměru x (%) vůči celkové spotřebě dané země. Započtením této proměnné si vypočítáme objem ruského plynu, který bude dopraven do dané spotřebitelské země. Vycházíme z předpokladu, ţe se poměr ruského plynu nezmění v roce 2020 vůči údajům z roku 2011 od společnosti BP. Správnost výpočtu ověřujeme z dalších dostupných zdrojů. Přímými konkurenti pro ruský plyn jsou LNG terminály a Nabucco, těm se věnujeme v samostatné kapitole. Dalším argumentem, ţe se zásadně nezmění spotřeba ruského plynu, je jeho prodej prostřednictvím dlouhodobých kontraktů, často s doloţkou Take or pay, co znamená pro spotřebitele povinnost zaplatit za stanovený objem plynu, i kdyţ ho neodeberou. Změny produkce plynu v Rusku podrobíme pouze krátké analýze primárních dat a vycházíme z předpokladu, ţe Rusko je schopno naplnit poptávku po plynu v EU, vzhledem

19

k faktu dlouhodobých kontraktů a výstavby nových plynovodů (Nord Stream) a dalších plánu infrastruktury jako je South Stream nebo Jamal-2. Pro výpočet scénářů toků plynu k sledovanému roku 2020 si uděláme následující porovnání: Suma spotřeb mezi nejvýznamnějšími spotřebiteli ruského plynu ve vybraných státech EU je porovnávána s technickou kapacitou tranzitních plynovodů, kterými jsou Nord Stream, Jamal a plynovod Bratrství. Při modelování toků se nám výběr postupně zúţí kvůli dlouhodobě rezervované kapacitě některých plynovodů (Nord Stream, Jamal). Rezervovaná kapacita znamená, ţe je uzavřená mezi obchodníkem s plynem a provozovatelem soustavy smlouva, kde se obchodník zavazuje zaplatit uvedenou smluvní roční kapacitu. Obchodník tudíţ bude přepravovat rezervovanou cestou a nebude si rezervovat paralelní kapacitu v jiném plynovodu. Dopočtem nám pak vyjde, zda je potenciál pro přepravu z Ukrajiny přes síť Eustream a Net4Gas. Suma nerezervovaných spotřeb mínus kapacita tranzitní soustavy v ČR a SR. U plynovodů sítě Eustream a Net4Gas předpokládáme více scénářů toků, podle toho na jakou infrastrukturu bude tato síť napojena. Scénáře budou ovlivněny realizací konkrétního projektu: Jamal-2, South Stream, Severo-jiţní propojení nebo jiné, pod podmínkou, ţe budou postaveny do roku 2020. Pro účely této práce nás nejvíce zajímá dopad scénářů na infrastrukturu plynovodu Bratrství, který je v ČR obsluhován TSO společností Net4Gas a v SR obsluhován TSO společností Eustream. Výzkumné období pro tranzit plynu je ohraničeno lety 2011 aţ 2020, ale hodnotíme jej podrobně pro současný rok 2013 a potom pro konec sledovaného období 2020. Při tvorbě scénářů toků plynu vycházíme z teoretické práce Learning from the Future. Competitive Foresight Scenarios (Fahey – Randall 1997). Krmě ní se inspirujeme prací The Future of Natural Gas Security in the V4 Countries: A Scenario Analysis and the EU Dimension od kolektivu autorů pod vedením Filipa Černoch.

3.2

Operacionalizace výzkumu

Jednotlivé scénáře toků plynu ovlivňují energetickou bezpečnost zásobování plynem jak ČR, tak i SR, nevyjímaje jejich postavení coby tranzitních zemí. Analyzujeme také dopady změny pozice tranzitních zemí na energetickou bezpečnost. V práci sledujeme změnu energetické bezpečnosti mezi lety 2011 – 2020, jak pro ČR, tak i SR. Struktura: Diverzifikace zdrojů 20

o konstatujeme se zvýší, pokud se zvýší domácí konvenční nebo nekonvenční těţba nebo dojde k další diverzifikaci zdrojových zemí. V tomto případě nemusí dojít ke smlouvě o nákupu plynu, ale postačuje existence infrastruktury, která to umoţňuje: moţnost přístupu k LNG terminálům, potrubní propojení k jiným neţ ruským dodavatelům. o konstatujeme se sníží, pokud nastane opak v obou případech z předcházejícího bodu. o konstatujeme beze změny, pokud se domácí produkce nezmění (s odchylkou 0,5 %) a bude v plné míře zachována dnešní plynovodní infrastruktura, která umoţňuje napojení na zdrojové země dodávající zemní plyn. Diverzifikace přepravních cest o se zvýší pokud od roku 2009 do 2020 je postavená nová plynovodní infrastruktura anebo je umoţněn reverzní tok. o se sníží pokud nastane opak předchozího bodu. Odolnost systému o konstatujeme splněno nebo nesplněno podle výsledku níţe uvedeného pravidla N – 1, splněno konstatujeme tehdy, pokud je výsledek vetší nebo rovný 100 %. Pozice tranzitéra o se upevní pokud je předpoklad, ţe země tranzituje více plynu v roce 2020 vůči roku 2011 o se oslabí pokud konstatujeme opak o ověřujeme dostatečnou kapacitu pro tranzit a její změny o analyzujeme dopady upevnění/oslabení pozice tranzitních zemí a změny kapacity sítě na diverzifikaci tras, diverzifikaci zdrojů a odolnost sytému Energetickou bezpečnost nehodnotíme jako celek, ale pouze výše uvedené faktory energetické bezpečnosti samostatně. Protoţe ty naplňují energetickou bezpečnost, tak jak jsme si ji definovali pro účely této práce. Zhodnocením těchto faktorů odpovíme na hlavní výzkumnou otázku. Nařízení Evropského parlamentu a Rady 994/2010 zakládá povinnost pro členské státy EU splnit bezpečnostní kritérium N – 1. To je prioritně zaměřené na zhodnocení bezpečnosti plynárenské soustavy jednotlivých zemí. Ale zahrnuje také povinnost, aby kaţdý stát měl diverzifikované dodávky zejména ze dvou zdrojů. 21

Nařízení prostřednictvím pravidla N – 1 číselně vyjadřuje schopnost jakékoli plynárenské infrastruktury vykrýt poptávku po zemním plynu po dobu 45 dní v okamţiku, kdy je narušena největší plynárenská infrastruktura v den výjimečně vysoké poptávky, ke které statisticky dochází jednou za 20 let, zejména v zimních měsících. Vzorec bezpečnostního kritéria uvádí Nařízení 994/2010 takto:

Vzorec pro výpočet zahrnuje stranu nabídky i poptávky. Na straně poptávky se nachází ve jmenovateli Dmax, jeţ představuje výjimečně vysokou denní poptávku (v milionech /den). Na straně nabídky se nacházejí proměnné EPm, Pm, Sm, LNGm a Im: EPm: technická kapacita vstupních bodů (v milionech /den); tj. součet kapacit všech vstupních bodů Pm:

maximální technická těţební kapacita (v milionech /den)

Sm:

maximální technická skladovací schopnost (v milionech /den)

LNGm: maximální technická kapacita zařízení LNG (v milionech /den) Im:

technická kapacita jediné největší plynárenské infrastruktury (v milionech /den) s nejvyšší kapacitou dodávek

Kritérium N – 1 má naplnit bezpečnost zásobování plynem státu. Protoţe je v kompetenci státu starat se o energetickou bezpečnost, tak se stát stará o naplnění tohoto kritéria. Aby to byl schopen potřebuje mít nástroj jak toho dosáhnout, jestli majetkovou nebo manaţerskou účastí v TSO, vzájemnou dohodou nebo jiným způsobem. To je další bod, na který je nutné odpovědět, aby jsme byli schopni zhodnotit EB. Naplnění kritéria sebou přináší náklady na provoz nevyuţité infrastruktury, která ale musí být udrţována.

3.3

Použité zdroje a časové ohraničení

Pro účel této práce poslouţí zejména primární zdroje, ať to jsou statistiky, data, odborné predikce spotřeby národních nebo nadnárodních organizací. Informace o kapacitě a trasování plynovodní infrastruktury od jejich vlastníků nebo sdruţení vlastníků a oborových

22

organizací. Nelze opomenout připomínky a informace z organizace Net4Gas z jejich oddělení strategie a dispečinku. Nutné jsou i informace od operátorů v Polsku a Slovensku společností Europol a Eustream. Sekundární literatura bude zastoupena nejrůznějšími odbornými publikacemi, knihami, sborníky a články v odborných periodikách. Vzhledem k aktuálnosti tématu a výhledu do budoucna budeme pro účely této práce vyuţívat nejrůznější odborné internetové články. V omezeném rozsahu budeme taktéţ čerpat z denního tisku, ať uţ v tištěné nebo elektronické podobě. Co se týče časové ohraničenosti je potřeba celou zkoumanou problematiku usadit do určitého, pevně definovaného časového rámce. Nejenom spotřeba

a produkce plynu je

ohraničená rokem 2020, ale tomuto roku podléhá celé zkoumané období. Nebude brán zřetel na plánovanou infrastrukturu, která, dle harmonogramu, nebude uvedena do provozu před rokem 2020.

3.4

Rizika a limity výzkumu

Rizika, se kterými je nutno počítat, jsou především chybné závěry vyplývající z interpretace dat, jeţ byla účelově zkreslena, podruhé nedostatek dostupných relevantních informací a dat. Tato rizika minimalizujeme prostřednictvím práce s více zdroji dat, ověřením statistik z více zdrojů. Nezastupitelnou roli hrají konzultace se společností Net4Gas nebo zástupci Českého plynárenského svazu, kde také konzultujeme naše závěry. Limitem je delší časový úsek (rok 2020), kdy se můţe situace změnit nepředvídatelnou okolností a výstup práce tak ztratit na platnosti. Dalším limitem jsou zdroje a pouţívání více druhů jednotek v nich. Pokud jsou zdroje ve formě tabulek, tak je převádíme na normovanou jednotku, kterou je milión m3 nebo miliarda m3 (bcm). Pokud jsou zdroje ve formě grafů a nelze k nim dohledat zdrojovou tabulku, tak graf ponecháváme v původní verzi jednotek a v původním jazyce. Tím je zejména jazyk anglický. Mimo to veškeré tabulky převádíme do jazyka českého. Podobně to platí i pro obrázky. Pokud si chce kdokoliv zkontrolovat správnost zdrojů, tak za tímto účelem uvádíme převodní poměr. Instituce EU pouţívají zejména kWh (a jejich tisícinásobky, tedy MWh a GWh). Pro přibliţný přepočet plynu z m3 na kWh stačí m3 vynásobit koeficientem 10,55 (cenyenergie.cz). 1 GWh je 10,55 mil. m3.

23

4 Legislativní rámec Legislativa ovlivňuje na jedné straně energetickou bezpečnost, dokonce nastavuje konkrétní výpočet pro zabezpečování zásobování (pravidlo N – 1). Na druhé straně upravuje praktické fungování energetických, zejména tranzitních společností přepravujících plyn. Legislativa je limitem pro chování se těchto společností. Konkrétně se tento fakt projevuje zejména tlakem na liberalizaci trhu s plynem. Evropská legislativa zásadně upravila a lze konstatovat, ţe i změnila energetický trh. Pro tuto práci a plynárenský sektor mají význam liberalizační balíčky. Jako poslední byl představen Třetí liberalizační balíček pod názvem Směrnice 2009/73/EC, ta navázala na předchozí dva liberalizační balíčky. Směrnice 2009/73/EC, kterou byli členské země povinny přijat do národní legislativy, upřesňuje a rozšiřuje proces unbundlingu v sektoru zemního plynu. Tento proces mohou země aplikovat ve 3 formách: vlastnickém oddělení společností, vytvořením nezávislého systémového operátora či tzv. třetí cestu, tedy nezávislého operátora přenosové soustavy (Independent Transmission Operator, ITO). Směrnice 2009/73/EC se do české legislativy implementuje vyhláškou č. 365/2009 Sb. o Pravidlech trhu s plynem, který Energetický regulační úřad představil v posledním znění vyhlášky č. 436/2012 Sb. (ERU 2012). ČR si vybralo tzv. třetí cestu, o Slovensku ani nemluvě. SR bylo jedním ze států, kteří tento způsob implementace prosazovali a nakonec byli úspěšní. Tzv. třetí cesta spočívá v principu kdy, jak výroba, tak i přenos energií zůstali součástí jediné akciové společnosti. Produkce energie je soustředěna u mateřské společnosti, která nemůţe zasahovat do běţného řízení své dceřiné společnosti, nezávislého operátora přenosové soustavy. V pravomoci výrobce zůstalo schválení finančního plánu ITO a stanovení limitu zadluţení. Směrnice dále sjednotila povinnosti a pravomoc regulatorních agentur ve členských státech, přičemţ poţaduje jejich úplnou nezávislost od státu (Směrnice 2009/73/ES). V ČR se jedná o Energetický regulační úřad (ERU) a v SR o Úrad pre reguláciu sieťových odvetví (URSO 2013a). Regulatorní orgány členských zemí zastřešuje Evropská agentura pro spolupráci energetických regulátorů (ACER) pod Evropským parlamentem. Podle Směrnice 2009/73/ES čili Třetího liberalizačního balíčku mají správci sítí (TSO, Transmission system operator), v našem případě plynovodních sítí, harmonizovat svoji činnost na úrovni EU a koordinovat ji v rámci organizace ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas).

24

V oblasti zahraniční politiky, Třetí liberalizační balíček poţaduje, aby společnosti, které působí v EU, ale nepochází z členských zemí EU, splňovaly pravidla pro oddělení výroby a distribuce energií. Tedy stejná pravidla jako platí pro jakékoliv energetické firmy z členských států EU. Pokud se nepodřídí, nebude jim umoţněna obchodní činnost. Členské státy mají dokonce povinnost firmám, které by mohli ohrozit bezpečnost dodávek energií v konkrétním státě nebo celé EU, zamezit přístup na unijní trh, respektive znemoţnit nákup energetických aktiv. Toto ustanovení se často nazývá jako klauzule Gazprom (Vlček – Černoch 2012: 228). Pro přístup k sítím a funkci trhu bylo vydáno Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 715/2009 ze dne 13. července 2009 o podmínkách přístupu k plynárenským přepravním soustavám, které stanovuje nediskriminační pravidla pro podmínky přístupu k plynárenským přepravním soustavám s přihlédnutím ke zvláštnostem národních a regionálních trhů, aby bylo zajištěno řádné fungování vnitřního trhu se zemním plynem. Po druhé stanovuje nediskriminační pravidla pro podmínky přístupu k zařízením LNG a skladovacím zařízením s přihlédnutím ke zvláštnostem národních a regionálních trhů. Toto nařízení je známo jako přístup třetích stran (TPA, Third Party Access). Plynárenský sektor lze povaţovat legislativou ČR za dobře ošetřený spolu s konstatování, ţe jak domácí, tak unijní legislativní akty si navzájem neodporují a nevybočují z dlouhodobé linie, čímţ výrazně přispívají ke stabilitě sektoru a z pohledu budoucího vývoje k předjímání a přípravám dalšího rozvoje (Vlček – Černoch 2012: 228). Na Slovensku kromě základního kamene energetické legislativy, kterou představuje zákon č. 251/2012 Z. z. o energetike a o zmene a doplnení niektorých zákonov a zákon č. 250/2012 Z. z. o regulácii v sieťových odvetviach. Kromě tohoto zákona jsou další všeobecně závazná právní předpisy pro odvětví plynárenství ve formě vyhlášek URSO.

25

5 Spotřeba plynu v EU a činitele budoucího vývoje 5.1

Historie spotřeby plynu v EU

Spotřeba plynu v EU v roce 2011 dosahovala 447,9 bcm (miliard metrů krychlových) a v porovnání s předchozím rokem se spotřeba sníţila o 10 %. Všechny státy EU spotřebovali 14 % plynu z celkové spotřeby světa. Spotřeba plynu v EU je nejmenší za posledních 10 deset let, v porovnání s rokem 2010 poklesla o 10 % (BP 2012). Meziměsíčně spotřeba prudce kolísá, nejvyšší je tradičně v zimních měsících z důvodu vytápění. Pokud ji očistíme o sezónní výkyvy, vykrystalizuje se meziroční trend spotřeby plynu jak podrobněji ukazuje Graf. 1. Lze konstatovat, ţe tento trend dlouhodobě stagnuje, reaguje na vývoj ekonomiky menšími výkyvy, poklesl v roce 2009, vzrostl a v roce 2011 se tento pokles opět vrátil. Graf. 1. Spotřeba plynu v EU v letech 2003 – 2011

Zdroj: Gas Medium-Term Market Report 2012. IEA, propočet Mitrova, 2012 Spotřebu plynu zásadně ovlivňuje ekonomický vývoj zemí EU. Ke změnám spotřeby dochází zejména v průmyslovém odvětví a výrobě elektřiny. Spotřeba elektřiny se odvíjí také od průmyslu, který je zase indikátorem stavu ekonomiky. Velká část elektrické energie se 26

generuje v elektrárnách spalujících zemní plyn, o této záleţitosti pojednáváme v samostatné kapitole. Na prognózy ekonomického vývoje se podíváme v následující kapitole.

5.2

Vývoj ekonomiky EU

Určit vývoj ekonomiky je poměrně náročné, proto se dělají ekonomické předpovědi spíše krátkodobé. Podle časopisu Forbes lze v EU očekávat v letech 2014 – 2020 potenciál průměrného růstu 1,1 %. Otázkou je, zda dokáţe Evropa pouţít všechny své pravomoci k zastavení ekonomické a dluhové krize v celé jiţní Evropě. EU musí nejen obnovit fiskální udrţitelnost a konkurenceschopnost v periferních ekonomikách, které mají tendenci sniţovat investice a vytvořit tak mezeru na straně poptávky na několik let, ale také se musí potýkat s nepříznivou demografickou situací. Evropa disponuje obrovským potenciálem růstu, ale v jeho plném vyuţití mu brání ubývající pracovní síla a migrace (Forbes 2012). Dle názoru autora je rozhodující jak se největší ekonomiky EU (Německo, Francie) dokáţou dohodnout na způsobu boje s ekonomickou krizí, zda budou preferovat růst na dluh (zvýšení růstu ekonomiky státními investicemi i za cenu růstu dluhu) nebo fiskální odpovědnost (vyrovnané rozpočty, omezují se zejména výdaje, státy si tolik nepůjčují a neplatí tak vysoké úroky). A podruhé jak se vypořádají státy s vyrovnáním disproporce obchodní bilance mezi státy, které mají dlouhodobě přebytkovou obchodní bilanci a státy s negativní obchodní bilancí. To je důleţité zejména pro fungování společné evropské měny, prakticky to znamená vytvoření transferové unie, která by vyrovnávala tyto disproporce. OECD odhaduje vývoj ekonomiky pouze po rok 2014 (OECD 2013). Ke stejnému roku uveřejňuje predikce Mezinárodní měnový fond (MMF). Evropská komise je v předpovědích ještě opatrnější a zveřejňuje výhled pouze na půl roku dopředu (EC, Winter forecast 2013).

27

Obr.1. Vývoj změny HDP členských zemí EU od roku 2013 (%)

Zdroj: MMF, World Eonomic Outlook, duben 2013 Obr. 1. přináší předpoklad pro rok 2013. Ten by se měl podle Mezinárodního měnového fondu změnit k roku 2014, podle výšky růstu HDP přehled vypadá následovně, údaje o změně HDP uvádíme v závorkách. Slovensko (2,7 %), Polsko (2,2 %), ČR (1,6 %), Rakousko (1,6 %), Německo (1,5 %), Belgie (1,2 %), Holandsko (1,1 %), Francie (0,9 %) a Itálie (0,5 %). Vývoj ekonomiky výrazně ovlivňuje budoucí spotřebu plynu. Ale ovlivňuje také investice do energetické infrastruktury. Globální ekonomická a finanční krize způsobila několik zásadních změn na světových trzích. Došlo k nedostatku likvidity ve vyspělých státech, naopak volné investiční prostředky mají státy doposud povaţované za rozvojové. Zvýšená citlivost bank na riziko ovlivňuje dostupnost úvěrů, proto společnosti musí ve zvýšené míře vyuţívat vlastní prostředky k provoznímu financování i investicím. V energetice současný stav znamená, ţe řada evropských a amerických společností, které v minulosti výrazně investovaly (např. do plynovodů, LNG terminálů, nových technologií, elektráren apod.) v současnosti pouze obtíţně mohou získat od evropských a amerických bank prostředky na další investice. Prostředky na investice v energetice naopak mohou poskytnout 28

fondy a banky z rozvojových zemí. Otázkou však zůstává, zda jsou tito investoři přijatelní pro vlády členských států EU a USA a rovněţ pro velké energetické společnosti v těchto vyspělých zemích (Chvalkovská – Mejstřík, 2012: 11). V Evropě je hodně plánů na výstavbu energetické infrastruktury, ale jejich realizace je někdy málo pravděpodobná, právě z výše uvedených důvodů. Konkrétní projekty si uvádíme v další části práce. Lze shrnout, ţe ekonomická a dluhová krize sniţuje výkon ekonomik států EU, růst bude do 2 %. Tento stav má vliv na energetický sektor, společnosti a výstavbu nových energetických projektů. Vývoj ekonomiky nepředpokládá zásadní zvýšení spotřeby plynu, záleţí to od konkrétních států, v některých bude klesat a v jiných mírně růst. Podrobněji v dalších kapitolách.

5.3

Vývoj spotřeby plynu do roku 2020

Predikci vývoje spotřeby plynu na úrovni EU se věnuje více společností, uvedu nejvýznamnější jako IEA, Evropská komise, Eurogas a ENTSOG. Společnost ENTSOG má vypracovaný desetiletý plán rozvoje plynovodních sítí (TYNDP), ten vychází z předpokladu spotřeby a produkce zemního plynu. Graf. 2. Vývoj spotřeby plynu v EU v letech 2013 – 2023

29

Zdroj: ENTSOG, 2013 Pokud porovnáme predikce vývoje spotřeby v EU jak je znázorňuje Graf. 2., lze konstatovat, ţe varianta spotřeby podle ENTSOG je uprostřed škály všech predikcí. Výraznější rozdíly se objevují na konci periody u environmentálních predikcí jako je Eurogas Roadmap, IEA 450 Scenario, Roadmap 2050. Eurogas Roadmap ukazuje variant spotřeby, který dosahuje podobného vývoje jako ENTSOG variant pro poslední roky grafu, variant sleduje vývoj spotřeby, který můţeme zhodnotit jako stagnace aţ mírný nárůst spotřeby plynu. V roce 2020 by měl dosáhnout nárůst asi o 9 % celkově. Pokud vývoj spotřeby v EU vyjádříme v průměru, vyjde nám hodnota ročního růstu o 1 %, zapříčiněno zejména elektrárenským sektorem (Rodríguez 2013). Relativní změnu spotřeby znázorňuje Obr. 2., který zachycuje všechny státy EU s výhledem aţ po r. 2022. Nejvýraznější nárůst (nad 15 %) zaznamenají Irsko a Španělsko a státy Střední a Jihovýchodní Evropy. Ty tvoří ucelený pás od severu aţ po jih. Z těchto států nás zajímá změna v Rakousku a ČR. Obr. 2. Změna spotřeby plynu v EU mezi lety 2013 – 2022

Zdroj: ENTSOG, 2013

30

Nejvýznamnější změna ve spotřebě se očekává v sektoru produkce elektrické energie, který dosahuje 29 % podílu v celkové spotřebě plynu v EU v roce 2011 (Eurogas 2013). Pokud se tak stane, tak i samotný podíl se zvýší. Pro přehled ostatních podílů viz Graf. 3. Je z něj patrné, ţe tři nejvýznamnější sektory si jej dělí přibliţně na třetiny, v pořadí podle významu: domácnosti a sluţby, průmysl a elektroenergetika. Graf. 3. Spotřeba zemního plynu v EU podle sektorů

Zdroj: Eurogas, 2013

5.3.1

Rozvoj plynových elektráren Rozvoj plynových elektráren by mohl výrazně zvýšit spotřebu plynu v EU. 65 %

elektráren v EU uţ přesáhlo polovinu svého ţivotního cyklu. Více jak třetina ze všech konvenčních elektráren by měla být nahrazena během 10 let. V posledních 15 let byla většina nově postavených konvenčních elektráren právě na zemní plyn, tento trend se v posledních 5 letech ještě znásobil (Viduna 2013). David Viduna z ČEZ a.s. také shrnuje dopady elektroenergetiky na plynárenský sektor, předpokládá, ţe se nebudou stavět, ţádné nové plynovody kvůli elektrárnám, maximálně krátké ekonomicky rentabilní interkonektory, aby se zvýšila flexibilita systému. Navrhuje rozšířit přístup ke krátkodobým kapacitám plynovodů a také zásobníkům plynu a podporovat spolupráci trhů jak s elektřinou, tak s plynem.

31

Graf. 4. Instalovaná kapacita plynových elektráren a spotřeba plynu v EU v letech 2012 – 2022

Zdroj: ENTSOG, 2013 Instalovaná kapacita by měla podle Grafu 4. vzrůst z 200 na 250 GWh instalovaného výkonu. Výrazným způsobem by měla vzrůst v ČR a to aţ o 200 % (o konkrétních projektech pojednáváme dále v kapitole Spotřeba plynu v ČR), podobně ve Slovinsku ve Francii o 100 % a v Polsku dokonce aţ o 500 % (ENTSOG 2013). Peter Evans z General Electric poznamenává, ţe vývoj směřuje k přehodnocení zemního plynu jako dočasného řešení na trvalé. Dočasné řešení stálo na idejích, ţe zemní plyn by poslouţil pouze pro nevyhnutně dlouhou dobu k přechodu na nízkouhlíkovou ekonomiku. Plyn jako trvalé řešení počítá s plynem jako trvalým řešením pro nízkouhlíkovou ekonomiku. Výhodou plynových elektráren je to, ţe při jejich chlazení dochází k menší spotřebě vody v porovnání s jadernými a uhelnými elektrárnami. Plynové elektrárny přináší doplňkovou kapacitu vůči obnovitelným zdrojům energie (OZE). Plynové elektrárny jsou schopny flexibilně dodávat do elektrické sítě a tak ji vyrovnávat při výkyvech dodávek OZE. A nakonec zanechávají niţší uhlíkovou stopu neţ elektrárny uhelné (Evans 2013). Celkový nárůst instalované kapacity plynových elektráren v EU by měl vzrůst z asi 203 000 MWe v roce 2013 na 242 000 v roce 2020 (ENTSOG 2013). O vývoji v jednotlivých státech, které jsou předmětem výzkumu, pojednáváme dále v samostatných kapitolách.

32

Obr. 3. Přehled vybraných elektrárenských bloků ve výstavbě ve Středoevropském regionu

Zdroj: OTE, 2013

5.3.2

Cena zemního plynu Vývoj spotřeby plynu je podmíněn jeho cenou. Pokud je jeho cena vysoká spotřebitelé

se snaţí omezovat jeho spotřebu a hledají alternativní a hlavně levnější způsoby výroby tepla a elektřiny. Ekonomicky přijatelné ceny posilují spotřebu plynu a investory pobízí do instalace plynových elektráren a tepláren. Vztah ceny a spotřeby platí i naopak. Kdyţ klesá spotřeba plynu, na trhu ho je přebytek, potom klesá i cena. Ovšem pod podmínkou, ţe se cena tvoří na trhu, kde se setkává nabídka s poptávkou. Existuje více světových trhů s plynem, které mají různé výpočty cen. Existují trţní výpočty cen, typickým příkladem je United States Henry Hub (US HH), Asia LNG nebo Britský ukazatel (UK NBP, United Kingdom National Balancing point). Naopak ruský plyn dopravovaný plynovody (EU pipe gas) je indexovaný na ceny ropy.

33

Graf. 5. Vývoj cen plynu v letech 1999 – 2012 s predikcí aţ po rok 2017

Zdroj: Evans, výpočet GE Energy, 2012 Tlak na evropské ceny plynu je zapříčiněn nízkou poptávkou a současně niţší cenou surové ropy. Ale díky nízkým cenám povolenek na vypouštění emisi CO2 v EU (cena povolenky je kolem 3 €/t k 15.4. 2013 podle zdroje pointcarbon.com) je na vzestupu produkce elektřiny z uhlí. Pokud by se naplnili výhledy klesající ceny plynu jak jej zobrazuje Graf. 5., plyn by se mohl stát konkurenceschopný. Ceny plynu v USA zůstanou nízké, pokud se tam neprojeví zásadní růst spotřeby. Tím pádem přebytek amerického, zejména nekonvenčního břidličného plynu, je zajímavým importním artiklem pro EU (Evans, 2012). Cena plynu v EU začátkem roku 2013 dosahovala hodnot 0,25 EUR/mil. m3 u UK NBP a aţ 0,35 EUR/mil. m3 u cen indexovaných na ropu, co je rozdíl asi o třetinu. V řadě zemí došlo v poslední době k revizi kontraktů s ruským Gazpromem za účelem sníţení cen plynu. V Itálii, Německu, Pobaltských státech, Polsku, Turecku, Francii, Turecku, Rakousku a Slovensku došlo ke změnám dohod, většinou dospěli ke sníţení cen anebo je část obchodovaného plynu (převáţně 15 %) převedena na ceny podle spotového trhu (spot).

34

V Itálii se jedná o společnosti ENI, ERG, SinergieItaliane, v Německu o E.ON, Verbundnetz Gas, Windgas. V Polsku podobného výsledku dosáhl PGNiG, Botas v Turecku, GDF Suez ve Francii, Econgas v Rakousku a SPP ve Slovensku. Některé jednání anebo arbitráţe ještě pokračují, jako je tomu v případě BASF nebo RWE, coţ se významně dotýká i ČR, protoţe zde dceřiná společnost RWE Česká republika ovládá značnou část dodávek a distribuce s plynem. Pro Gazprom existují silné obchodní zájmy, aby udrţel indexování plynu na ropu co moţná nejdéle, aspoň však 3 roky. Z jeho pohledu vysoké ceny ropy i menší objem prodeje zabezpečí vysoké zisky. Dalšími argumenty jsou, ţe nové projekty potřebují vyšší ceny a také projekty stávající, které je nutno splácet. Gazprom by se pravděpodobně stal dominantním hráčem stanovujícím ceny spotu, pokud by tento systém cenotvorby přijal. Poslední tezí je, kterou ověří aţ čas, ţe pokud se sníţí přebytek plynu v EU, tak se ve střednědobém horizontu zúţí rozdíl mezi cenami indexovanými na ropu a spot. Naopak od spotřebitelů v EU sílí tlak na spotovou tvorbu cen, která je momentálně niţší (Mitrova 2012). Proto očekáváme, ţe Rusko bude muset reagovat a v budoucnosti, jako běţný obchodní model, aspoň částečně odstoupí od fixované ceny na ropu.

5.4

Spotřeba plynu ve vybraných státech EU

Vývoji spotřeby zemního je důleţité poznat, aby jsme mohli modelovat toky plynu, a tak odhadnout potenciál pro tranzit plynu. Spotřebu plynu sledujeme ve všech vybraných státech. Mezi vybrané státy zařazujeme i ČR a SR. ČR je spotřebitelem plynu, který je tradičně tranzitován přes SR. Po spuštění Nord Streamu se ČR začíná stávat tranzitérem pro Slovensko a jiné státy. Pohled na historický vývoj spotřeby je sestaven podle Statistical Review of World Energy 2012 od společnosti BP. Výhled do budoucna v tabulkách je sestaven podle dat z Ten-Year Network Development Plan 2013-2022 od společnosti ENTSOG z roku 2013. Správnost predikce kontrolujeme daty z Long-Term Supply and Demand Outlooks to 2035 od společnosti IHS Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA). Tato společnost vznikla spojením Information Handling Services (IHS) z USA a CERA, kterou zaloţil Daniel Yergin (IHS CERA 2013).

35

5.4.1

Spotřeba plynu v ČR

Tab. 1. Vývoj spotřeby plynu v ČR v letech 2013 – 2020

Českárepublika

Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl Elektroenergetika Spolu Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) Instalovanákapacita(MW)

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

8,5 0,4 8,9

8,6 0,9 9,5

9,6 1,1 10,7

9,7 1,1 10,8

9,7 2,0 11,7

9,7 2,0 11,7

9,7 2,9 12,5

9,7 2,9 12,5

0,004 880

0,004 1030

0,004 1030

0,004 1030

0,008 2030

0,008 2030

0,008 2030

0,012 3030

Zdroj: ENTSOG, 2013 Jak dokládá Tab. 1., v ČR je předpoklad velkého potenciálu pro spotřebu plynu. Propočty ENTSOG jsou zaloţeny na údajích od OTE v ČR. Po pozvolném poklesu spotřeby plynu od roku 2000, kdy byl dosaţen prozatím absolutný vrchol spotřeby, se udál výrazný propad po roku 2008, expert na sektor plynárenství pan Petrţilka předpokládá, ţe k obnovení předkrizové úrovně dojde přibliţně v roku 2018, podobný vývoj očekává i Zpráva OTE. Spotřeba v roce 2008 dosáhla podle BP poklesu o necelých 10 % na 8,4 bcm (BP 2012). Skokové nárůsty lze sledovat v sektoru elektroenergetiky v roku 2014, 2017 a 2019. Právě tento fakt se podepisuje pod celkový nárůst, protoţe změna spotřeby u domácností, sluţeb a průmyslu není nikterak výrazný. V ČR se očekává v budoucnu nárůst spotřeby plynu kvůli výstavbě paroplynových zdrojů velkého výkonu (viz Obr. 3), z nichţ první, paroplynový cyklus (PPC) Počerady (840 MWe), je v podstatě před spuštěním. Společnost ČEZ dále uvaţuje nad PPC Mělník (800 MWe) a PPC Úţín (220 MWe), na Slovensku uvaţuje ČEZ spolu s maďarskou společností MOL nad výstavbou PPC v areálu rafinerie Slovnaft s instalovaným výkonem 800 MWe (ČEZ 2013). K dalšímu nárůstu spotřeby zemního plynu dojde v souvislosti s náhradou uhlí jako paliva pro teplárenství včetně závodní energetiky. V řešeném období se očekává nárůst spotřeby zemního plynu pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (KVET). Celková spotřeba zemního plynu pro elektroenergetiku můţe vzrůst ze současné 1 mld. m3 aţ na dvou násobek současné hodnoty (OTE 2013: 31). Vývoj spotřeby zemního plynu bude po celé sledované období ovlivňován sniţující se disponibilitou tuzemského hnědého uhlí, v důsledku čehoţ se bude rozvíjet vyuţití zemního plynu na výrobu elektřiny a KVET a bude nutno nahradit docházející tuzemské tříděné hnědé uhlí, pouţívané pro výrobu tepla v lokálních výtopnách, ale i v domácnostech. Vývoj spotřeby

36

plynu v domácnostech (bez zahrnutí vlivu náhrady tříděného hnědého uhlí) bude mít na vývoj celkové spotřeby plynu mírně negativní vliv. Novým faktorem potenciálního růstu spotřeby plynu je jeho vyuţití ve formě stlačeného zemního plynu (compressed natural gas, CNG) v sektoru dopravy. OTE předpokládá, ţe v dlouhodobém horizontu mezi roky 2011 a 2040 naroste markantně, aţ o 9 400 % (OTE 2013: 32). Charakteristiky aktuálních predikcí vývoje spotřeby plynu v ČR lze dohledat ve zprávě Dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a zemního plynu (viz OTE 2013: 32).

5.4.2

Spotřeba plynu v SR Slovensko je závislé na dovozu plynu. Spotřeba zemního plynu v Slovenské republice

byla v roce 2011 na úrovni 6,2 mld. m3 (bcm), poklesla meziročně aţ o 12,3 %. Zhruba 98 % domácí spotřeby plynu je zabezpečovaných importem (BP 2012). Tab. 2. Vývoj spotřeby plynu v SR v letech 2013 – 2020

Slovensko

Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl Elektroenergetika Spolu Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) Instalovanákapacita(MW)

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

4,1 1,3 5,4

3,9 1,4 5,3

4,1 1,7 5,8

3,6 2,3 6,0

3,5 2,5 6,0

3,5 2,5 6,0

3,5 2,5 6,0

3,5 2,5 6,0

0,004 1147

0,005 1013

0,006 880

0,008 880

0,008 880

0,008 880

0,008 880

0,008 880

Zdroj: ENTSOG, 2013 Podle výhledu do budoucna, jak zobrazuje Tab. 1., dojde k pozvolnému nárůstu spotřeby plynu, menší skokový nárost se předpokládá na rok 2016 a potom uţ následuje stagnace s hodnotou okolo 6 bcm za rok. Spotřebu plynu na Slovensku by mohli pozitivně ovlivnit plány investorů postavit energetické zdroje vyrábějící elektřinu a teplo spalováním zemního plynu. Avšak samotná realizace investičních záměrů je rozhodnutím jednotlivých společností. Dalšími faktory, které budou determinovat úroveň spotřeby je průměrná roční teplota, tak jako i realizace různých opatření souvisících s energetickou efektivitou, například zateplení budov. V segmentu domácností bude mít na úroveň spotřeby vliv vývoj ceny plynu a dostupnost alternativních paliv (energia.sk 2013).

37

Instalovaná kapacita plynových elektráren v roce 2013 je 1147 MW. Po roce 2015 se tato kapacita zřejmě sníţí. Slovensko v produkci elektrické energie spoléhá zejména na jadernou energii, uţ teď produkuje 54 % právě z ní. Zemní plyn zastává pouze okrajovou roli v produkci elektřiny (IEA 2009a). Aktuálně se dostavují další 2 bloky v Jaderné elektrárně Mochovce s kapacitou 2x440 MWe a zvaţuje se výstavba minimálně jednoho energobloku v Jaderné elektrárně Jaslovské Bohunice za účelem náhrady dosluhujícího dvojbloku V2 s kapacitou 2x440 MWe.

5.4.3

Spotřeba plynu ve Francii

Tab. 3. Vývoj spotřeby plynu ve Francii v letech 2013 – 2020

Francie

Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl Elektroenergetika Spolu Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) Instalovanákapacita(MW)

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

46,2 2,8 49,0

46,1 3,0 49,0

45,9 3,5 49,4

46,1 4,0 50,1

45,8 5,8 51,6

45,7 6,2 51,9

45,5 6,5 52,0

45,5 6,9 52,3

0,015 5800

0,019 6000

0,019 6800

0,020 8600

0,025 9200

0,028 0,030 0,031 9600 10500 11000

Zdroj: ENTSOG, 2013 Spotřeba plynu v roce 2011 ve Francii dosahovala 40,3 bcm, tato hodnota představuje pokles vůči předchozímu roku o 14 % (BP 2012a). Podle Tab. 3. je predikce spotřeby zemního plynu mírně rostoucí. Tento stav je zapříčiněn mírným nárostem spotřeby v elektroenergetice, kontinuálně se zvyšuje kapacita v instalovaném výkonu plynových elektráren. Tato kapacita je v porovnání s jinými státy velmi nízká, Francie od dob ropných krizí spoléhá na výrobu elektrické energie v jaderných elektrárnách, podíl jaderné energie v energetickém mixu má nejvyšší na celém světe. Z tohoto důvodu má výrazně menší spotřebu v elektroenegetice, respektive celkovou spotřebu neţ počtem obyvatel srovnatelně velká Itálie. V energetickém mixu má Francie pouze 15 % podíl zemního plynu (IEA 2009d). Spotřeba v domácnostech, sluţbách a průmyslu bude mít mírně klesající trend vývoje. Predikce podle Tab. 3. koresponduje s výhledem IHS CERA 2010. Ta uvádí předpokládanou spotřebu v roce 2013 (48,7 bcm) a v roce 2020 (52,1 bcm).

38

5.4.4

Spotřeba plynu v Itálii

Tab. 4. Vývoj spotřeby plynu v Itálii v letech 2013 – 2020

Itálie

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl 52,3 52,7 53,1 53,4 53,5 53,6 53,7 53,8 Elektroenergetika 32,0 33,1 34,5 36,5 37,6 38,0 39,5 40,2 Spolu 84,3 85,8 87,6 89,9 91,1 91,6 93,2 93,9 Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) 0,111 0,113 0,115 0,115 0,121 0,124 0,125 0,130 Instalovanákapacita(MW) 49367 49933 50500 50800 51525 52250 52975 53700 Zdroj: ENTSOG, 2013 BP eviduje spotřebu plynu Itálie v roce 2011 okolo 71,3 bcm, vůči roku 2010 poklesla o 6 % (BP 2012a). Spotřeba Itálie je pouze o málo niţší neţ u Německa, přitom má přibliţně o 20 miliónů méně obyvatel. Spotřeba plynu by měla markantně růst a to jak na straně elektroenergetiky z důvodu růstu kapacity instalovaného výkonu plynových elektráren, tak na straně domácností, sluţeb a průmyslu. Vývoj v druhém případě jde proti vývoji velké části EU a potaţmo vývoji ve státech, které zkoumá tato práce. Spotřeba pro elektroenergetický sektor ve výsledku dosahuje mezi lety 2013 – 2020 výrazného nárůstu. Itálie nevyuţívá jadernou energii na produkci elektrické energie. Tuto produkci opustili po jaderné havárii v Černobylu. Jejich energetický mix aţ ze 40 % tvoří zemní plyn. Ten je nejvýznamnější zdrojem na výrobu elektřiny, viz IEA 2009b. IHS CERA počítá ve svém starším výhledu z roku 2010 s podobným trendem vývoje, ale v absolutních číslech s niţšími hodnotami do 10 bcm pro kaţdý rok.

5.4.5

Spotřeba plynu v Německu

Tab. 5. Vývoj spotřeby plynu v Německu v letech 2013 – 2020

Německo

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl 63,7 62,7 61,8 61,2 60,8 60,2 59,7 59,1 Elektroenergetika 20,6 19,1 20,6 20,4 20,2 20,1 19,9 19,7 Spolu 84,3 81,9 82,4 81,6 80,9 80,3 79,6 78,9 Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) 0,158 0,169 0,183 0,191 0,202 0,207 0,208 0,207 Instalovanákapacita(MW) 27000 27000 32000 32000 32000 32000 32000 32000 Zdroj: ENTSOG, 2013

39

Německo je druhý největší spotřebitel zemního plynu v EU, v roce 2011 spotřebovalo 72,5 bcm, co je výrazně méně v porovnání s rokem předchozím, aţ o 13 %. Největší spotřebitel Velká Británie spotřebovala přes 80 bcm v tom samém roce (BP 2012a). Německo je jeden z málo států, kterým se daří zvyšovat energetickou efektivitu a úspory, ale nikoliv na úkor hospodářské úrovně. Predikce spotřeby zemního plynu by měla mít klesající vývoj. Výjimkou je rok 2015, kdy by měla skokově narůst kapacita instalovaného výkonu v plynových elektrárnách. V segmentu domácností, sluţeb a průmyslu je podle Tab. 5. klesající tendence spotřeby plynu rok od roku. IHS CERA předikuje stagnaci spotřeby na úrovni 86 aţ 87 bcm pro všechny sledované roky. Nárůst kapacity v plynových elektrárnách se dá vysvětlit zásadními změnami v elektroenergetice Německa. Cílem Německa je zastavit výrobu elektrické energie z jaderných elektráren a maximalizovat výrobu z OZE. Tento proces se označuje jako Energy transition nebo Energiewende. Obr. 3. ukazuje, ţe podle plánu je výstavba plynových elektráren dislokována převáţně na jiţní polovině Německa, kde je velká poptávka po elektřině po rozhodnutí o postupném vyřazování jaderných elektráren. Energy transition počítá, kromě výrazného nárůstu výroby elektřiny z fotovoltaických panelů, s ještě větším zastoupením výroby elektřiny z větrných elektráren na pobřeţí na severu země. Chybějící přenosové elektrické vedení mezi severem a jihem nedokáţe dopravit poţadované mnoţství elektřiny na jih Německa, do místa spotřeby a jádra ekonomické aktivity. Z tohoto důvodu jsou nové plynové elektrárny dislokovány na jihu země.

5.4.6

Spotřeba plynu v Rakousku Rakousko je v porovnání s Německem, Francií a Itálií relativně malý spotřebitel

plynu. Ale je mnohem větší spotřebitel neţ ČR. Přitom ČR má asi o 2 milióny více obyvatel. Spotřeba plynu Rakouska dosahuje 9,5 bcm s meziročním poklesem o 6 % (BP 2012a). V energetickém mixu zemní plyn v roce 2009 dosahuje 23 %. Na výrobě elektrické energie se podílí zemní plyn pouze ze 17 %. Má druhý nejvyšší podíl. Celkově nejvyšší podíl má vodní energie se 63 % (IEA 2009c). IHS CERA ve své predikci počítá se stagnací vývoje spotřeby s hodnotou pouze 9 bcm pro celé sledované období. Tato hodnota nedosahuje ani naměřenou hodnotu z roku 2011 podle BP. Proto tyto hodnoty povaţujeme za nereálně nízké. Opačný extrém se vyskytl u

40

predikce společnosti ENTSOG, která očekává výrazný nárůst spotřeby z důvodu markantního zvýšení spotřeby v produkci elektrické energie. Dokonce se očekává i pozvolný růst spotřeby v domácnostech, sluţbách a průmyslu aţ po rok 2015. Absolutní hodnoty pro domácnosti, sluţby a průmysl jsou nereálně vysoké. To samé platí i pro elektroenergetiku. Proto jsme v Tab. 6 přistoupili k aritmetickému průměru obou ukazatelů. Ten počítá s pozvolným růstem spotřeby aţ k 20 bcm. Tab. 6. Vývoj spotřeby plynu v Rakousku v letech 2013 – 2020

Rakousko

Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl Elektroenergetika Spolu Elektroenergetika Instalovanákapacita(MW) Maximální spotřeba(bcm/den) ENTSOG IHSCERA Průměrnáspotřeba

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

17,0 9,5 26,5

17,3 10,9 28,2

17,3 12,0 29,4

17,4 12,0 29,4

17,4 12,0 29,4

17,4 12,9 30,2

17,4 12,9 30,2

17,3 14,0 31,3

0,026 26,5 8,9 17,7

0,030 28,2 9,0 18,6

0,033 29,4 9,0 19,2

0,033 29,4 9,0 19,2

0,033 29,4 9,0 19,2

0,035 30,2 9,0 19,6

0,035 30,2 9,0 19,6

0,038 31,3 9,0 20,2

Zdroj: ENTSOG, 2013 a IHS CERA, 2010, propočet autora

5.4.7

Spotřeba plynu v Holandsku

Tab. 7. Vývoj spotřeby plynu v Holandsku v letech 2013 – 2020

Holandsko

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl 27,1 27,0 26,9 26,8 26,7 26,7 26,8 26,8 Elektroenergetika 14,7 14,6 14,5 14,5 14,4 14,2 13,9 13,7 Spolu 41,8 41,6 41,4 41,3 41,1 40,9 40,7 40,5 Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) 0,062 0,062 0,062 0,063 0,063 0,063 0,064 0,064 Instalovanákapacita(MW) 20050 21200 22350 23000 23013 23025 23038 23050 Zdroj: ENTSOG, 2013 Spotřeba plynu v Holandsku v roce 2011 dosáhla 38,1 bcm s velkým meziročním poklesem o 12,7 % (BP 2012a). Predikce spotřeby podle ENTSOG koresponduje s predikcí IHS CERA s odchylkou maximálně 1 bcm. Trend vývoje ukazuje neustálý mírný pokles spotřeby, protoţe klesá spotřeba v elektroenergetice.

41

5.4.8

Spotřeba plynu v Belgii

Tab. 8. Vývoj spotřeby plynu v Belgii v letech 2013 – 2020

Belgie

Ročníspotřeba Bcm/rok Domácnosti&Služby&Průmysl Elektroenergetika Spolu Elektroenergetika Maximální spotřeba(bcm/den) Instalovanákapacita(MW)

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

14,0 5,0 19,1

14,2 5,0 19,3

14,4 5,0 19,4

14,5 5,4 19,9

14,6 5,7 20,4

14,8 6,1 20,9

14,9 6,1 21,0

15,1 6,1 21,1

0,034 7392

0,034 7613

0,049 7835

0,053 9405

0,053 9680

0,053 0,053 0,053 9955 10230 10505

Zdroj: ENTSOG, 2013 V Belgii v roce 2011 byla spotřeba 16,1 bcm, vůči roku 2010 spotřeba klesla aţ o 15 % (BP 2012a). IHS CERA předpokládá, ţe spotřeba se ustálí na hodnotě 17,5 bcm. O málo vyšší predikci zobrazuje Tab. 8. Podle ní by měla spotřeba nepatrně růst aţ k 21 bcm v roce 2020. Spotřebu zvyšuje zejména elektroenergetika, kaţdý rok by se měla zvyšovat instalovaná kapacita plynových elektráren.

42

6 Plynárenský sektor v Rusku a strategie exportu 6.1

Produkce plynu v Rusku

Ověřené zásoby zemního plynu v Rusku dosahují hodnot 44,6 trillion m3, ve světové srovnání to představuje 21 % všech zásob pro rok 2011. Jeho produkce činí 607 bcm ročně, meziročně vzrostla těţba o 3 % a stala se tak největší v historii. Podíl ruské těţby je 18,5 % na celém světe (BP 2012a). Spotřeba Ruska ve světovém srovnání je enormní (13 %), druhá nejvyšší po USA (21,5 %). Graf. 6. Produkce zemního plynu v Ruské federaci v letech 1999 – 2011

Zdroj: Rosstat, MED, přepočet Mitrova Produkce zemního plynu podle Grafu 6. v roku 2011 překročila úroveň produkce z roku 2008 a překročila tak předkrizové období. Výrazný pokles v roce 2009 byl způsoben globální ekonomickou krizí, která silně postihla jak EU, tak Rusko. Podíl těţby největšího ruského těţaře (Gazpromu) dosahoval 77 %, jeho podíl se kaţdoročně sniţuje. Zbytek těţby zabezpečují jiné menší těţební společnosti (Mitrova 2012). 43

BP Energy Outlook předpokládá, ţe Rusko zůstane největším exportérem ropy a plynu na světe a bude zabezpečovat kolem 6 – 8 % světové poptávky (BP 2013). Výhled produkce plynu v Rusku podle Graf. 7. má vzrůstající tendenci. Graf. 7. Vývoj produkce zemního plynu v Ruské federaci v letech 2005 – 2035 (bcm)

Zdroj: Rosstat, MED, přepočet Mitrova V roce 2020 se předpokládá produkce přes 800 bcm, z toho většinu by měli zabezpečit naleziště plynu na Uralu. Spotřeba v Rusku by měla dosáhnout v roce 2020 aţ 550 bcm ročně (Mitrova 2012). V roce 2011 dosáhla spotřeba v Rusku 424 bcm (BP 2012a). Lze předpokládat, ţe Rusko dokáţe zabezpečit dodávky evropským spotřebitelům vzhledem k jeho obrovským zásobám plynu a vzrůstající produkci a to i přes fakt, ţe domácí spotřeba v Rusku má vzrůstající tendenci. Domácí spotřeba pohltí dvě třetiny vytěţeného plynu. Gazprom v současnosti nakupuje zemní plyn kromě nezávislých ruských producentů i ve státech Střední Asie, aby splnil svoje závazky vůči domácím a zahraničním spotřebitelům. Dalším argumentem je existence dlouhodobých kontraktů mezi dodavateli a evropskými spotřebiteli, kde se vyskytuje nejen dodatek Take or pay, ale také na straně dodavatele dodatek Ship or pay. Ten znamená, ţe se dodavatel zavazuje dodat smluvené mnoţství plynu, jinak mu hrozí sankce. Posledním argumentem je existence plynovodů, které dopravují plyn 44

uţ od 70-let minulého století. Mezi producenti a spotřebiteli vybudované obchodní vazby a potřebná infrastruktura, která je okamţitě připravena k pouţití. Nakonec je prodej plynu pro Rusko výrazný zdroj příjmů.

6.2

Energetická strategie Ruska

V roce 2012 došlo meziročně k poklesu importu do EU o 8 %. Proto se Rusko snaţí najít nové trhy, aby zabezpečilo export zemního plynu na současné úrovni a to i za cenu uvolnění pevných cen v dlouhodobých kontraktech. Rusko často deklaruje, ţe se obrátí na východoasijské trhy. To potvrzuje i ministr energetiky Ruské federace Alexander Novak, který tvrdí, ţe energetický trh v Evropě očekává v roce 2020 stagnaci, proto se Rusko, přičemţ splní svoje smluvní závazky vůči Evropě jako zodpovědný partner, začne orientovat na trhy v Asii, podle priorit – Čína, Jiţní Koreje a Japonsko (Juza – Komanová 2012). V současnosti je realita taková, ţe se Rusko snaţí upevnit postavení na evropských trzích, maximalizovat prodej plynu a expandovat více do Západní Evropy (viz nabídku Ruska na výstavbu Nord Streamu 3,4 v kapitole Severní plynovodní koridor). Podle Energetické strategie Ruska do roku 2030 je cílem energetické politiky upevnit si pomocí nově budovaných plynovodů vedoucí postavení energetického hráče na evropském energetickém trhu a zároveň rozšířit sféru svého vlivu (Juza – Komanová 2012). Prioritním směrem ruské energetické politiky je Evropa, v sektoru plynárenství jí dodává aţ 70 % svého exportu zemního plynu.

45

7 Zásobování EU a vývoj trhu s plynem Rusko je jeden z mnoha dodavatelů plynu do Evropy. Trh se zemním plynem v Evropě v posledních letech podstupuje výrazných změn. Rozšířili se moţnosti dovozu plynu novými způsoby (LNG) a dochází k diverzifikaci zdrojů. Skrze LNG se mohou zapojit do zásobování Evropy nový producenti, u kterých nepřichází v úvahu stavba plynovodů. Těmi jsou například Trinidad a Tobago nebo země Blízkého východu jako Katar, dále Nigérie, Egypt

nebo

Alţírsko.

Tímto

způsobem

tlačí

na

cenu

plynu,

která

ovlivňuje

konkurenceschopnost ruského plynu. Dalším fenoménem je břidličným plyn, který mění trh s plynem zvláště v USA s konsekvencemi pro Evropu. Břidličný plyn je v EU prozatím ve fázi průzkumu, nejdále v této oblasti jsou v Británii a Polsku. V Polsku podle poslední revize rozsahu zásob polského břidlicového plynu by nyní měla být úroveň zásob 350 – 700 mld. m3 (Ungerman 2012). Ale břidličný plyn ovlivňuje trh EU hlavně kvůli rozvoji těţby plynu v USA, protoţe ta mění následně trh s LNG. Dovoz LNG do Evropy jiţ v roce 2012 dosahuje kolem 90 mld. m3, a dovoz ruského zemního plynu je stále zhruba 130 mld. m3. Přitom nejrychleji roste právě dovoz LNG (Ungerman 2012). Tomu výrazně přispěl rozvoj břidličného plynu v USA, kde se mluví v této souvislosti o břidličné revoluci (Yergin 2011). Jeho těţba vede k přebytkům zemního plynu, a tak se rodí plány na jeho export do zahraničí. Tak jiţ byl představen plán společností ExxonMobil a Qatar Petroleum, které mají v úmyslu svůj společný plynový terminál LNG (v současnosti funguje jako regazifikační) v Texasu přestavět na export LNG. A podobných plánů existuje více (Ungerman 2012). Evropský trh je vystaven rostoucímu konkurenčnímu boji mezi LNG a konvenčním zemním plynem dodávaným plynovody. Právě na evropský trh směřuje v současnosti část LNG, která byla původně určena pro americký trh. Lze odhadnout, ţe jde o 15 – 20 mld. m3. Vedle toho sem míří i LNG z nových kapacit, seznam zemí, které vyváţejí LNG se rozrostl oproti roku 2005 z 11 na 17 v roce 2011 (Ungerman 2012). Díky tomu se trh se zemním plynem v Evropě výrazně změnil, narostl objem zemního plynu nabízeného na spotovém trhu. Současně s tím dochází také k tlaku na pokles cen, neboť na evropském trhu je zemního plynu dostatek a není zásadní problém reagovat na zvýšenou poptávku dalším dovozem. Předpoklad, ţe LNG bude ovlivňovat ceny ropy a potrubního plynu, se ukazuje stále více jako opodstatněný. Převaha nabídky zemního plynu, a zejména LNG, nad poptávkou se na světových trzích stále zvyšuje a vede k dalšímu sniţování cen (Petrţilka – Kastl 2009). Díky systému evropských plynovodů v Západní Evropě není

46

problémem přepravit zemní plyn na místo zvýšené poptávky. Proto nelze ani hovořit o tom, ţe

by

bylo

moţné

vytvářet

významnější

lokální

monopol

dodavatele,

kromě

východoevropských zemí, kde zatím není odpovídající infrastruktura (Ungerman 2012). To by mohlo změnit Severo-jiţní propojení napojené na Polskie LNG a LNG Adria, tyto projekty jsou důleţité zejména pro region Střední Evropy. O těchto projektech pojednáváme dále v práci. Vývoj ceny plynu (viz kapitolu Cena zemního plynu) a přebytek plynu na trhu EU spolu s volnou kapacitou v regasifikačních terminálech LNG vytváří nové podmínky, na které musí reagovat ruští dodavatelé plynu do EU. Vývoj trhu je determinant pro všechny obchodní aktéry a také pro posuzování zásobování států EU, výstavby infrastruktury a odhadu toků plynu přes ČR a SR. Aby byl reálný přístup k novým zdrojům plynu ve formě LNG musí existovat odpovídající infrastruktura. Avšak výstavba infrastruktury je limitovaná její utilizací. Pokud je přebytek plynovodů, které nejsou vyuţity, stává se výstavba nové infrastruktury teţko proveditelnou. Nová infrastruktura musí být splacena svým provozem a po druhé, nízká cena plynu sniţuje návratnost nových projektů. Více se vlivům trhu na plynovodní projekty věnujeme v dále. Pro zásobování platí fakt, ţe Rusko bude i nadále významným dodavatelem pro vybrané státy. Z důvodu existence dlouhodobých smluv a proto, ţe ruský plyn nelze nahradit ze dne na den, kvůli limitům infrastruktury a nepřipravenosti alternativních dodavatelů pokrýt dodávky z Ruska do EU.

7.1

Zásobování vybraných států EU ruským plynem

Jednotlivé státy se musí postarat o dostatek plynu a Rusko je jedním z nejdůleţitějších dodavatelů. Vlastní produkce plynu v EU má klesající tendenci, v roce 2020 dosáhne kolem 213 bcm. EU spotřebuje v roce 2013 164 bcm ruského plynu a v roce by to mělo být aţ 194 bcm (IHS CERA 2010). Graf. 8. ukazuje, ţe pro rok 2020 je v EU je asi 50 bcm plynu doposud nekontrahováno. O tento rozdíl by mohla nastat soutěţ mezi dodavateli včetně Ruska.

47

Graf. 8. Vývoj zásobování EU plynem v letech 2010 – 2050

Zdroj: WEO2011, IEA; Cedigaz, propočet Mitrova, 2012 Pro výpočet potenciál importu ruského plynu do vybraných států EU vyuţíváme data jako při analýze spotřeby plynu ve vybraných státech EU, těmi jsou BP, ENTSOG a IHS CERA. Tab. 9. je vytvořena na základě dat BP k roku 2011, kde uvádíme celkovou spotřebu dané země a podíl ruské ropy, kterým je zásobována. Ten samý podíl jsme přenesli na plánovanou spotřebu v roce 2020 podle údajů organizace ENTSOG. Z toho jsme výpočtem odvodili kolik přibliţně doveze stát plynu z Ruska. Správnost tohoto výpočtu ověřujeme veřejně přístupnými analýzami analytiků a renomovaným zdrojem IHS CERA, který jsme upravili do Tab. 8.

48

Tab. 9. Dodávky plynu z Ruské federace do vybraných zemí EU v roce 2011 a 2020 (bcm)

Dovozz Podílruského Dovozz Celková2020 Ruska2020 Celková2011 Ruska2011 plynu(%) Rakousko 9,5 4,9 52 31,3 16,2 Belgie 16,1 7,4 46 21,1 9,7 Česko 8,4 6,9 82 12,5 10,2 Francie 40,3 8,6 21 52,3 11,2 Německo 72,5 30,8 42 78,9 33,4 Itálie 71,3 15,4 22 93,9 20,3 Holandsko 38,1 4,0 10 40,5 4,2 Polsko 15,4 9,3 60 25,4 15,3 Slovensko 6,2 5,3 85 6,0 5,1 Spolu 278 93 47 362 126 Zdroj: BP, 2012 a ENTSOG, 2013, propočet autora Tab. 10. Zásobování plynem vybraných zemí EU v letech 2013 a 2020 (bcm)

Rakousko Belgie Česko Francie Německo Itálie Holandsko Polsko Slovensko Spolu

Vlastníprodukce 2013 2020 1,5 0,9 0,0 0,0 0,1 0,1 0,6 0,3 9,5 6,0 7,7 5,4 50,7 41,2 5,7 5,1 0,0 0,0 75,9 58,9

Celkováspotřeba 2013 2020 8,5 9,0 17,5 17,5 7,6 10,1 48,7 52,1 86,0 87,1 77,8 80,6 42,6 41,9 17,1 22,1 6,3 6,8 312,1 327,3

DovozzRuska 2013 2020 3,7 5,2 0,8 1,1 4,7 7,2 10,8 11,9 36,4 35,3 19,5 21,7 6,8 9,3 10,6 13,2 6,3 6,8 99,5 111,8

Zdroj: IHS CERA, 2010 Mezi Tab. 9. a Tab. 10. jsou v případě některých států zásadní rozdíly, proto jsme vytvořili Tab. 9., která reaguje na tyto rozdíly a skrze průměry hodnot obou tabulek budeme schopní analyzovat toky plynu.

49

Tab. 11. Zásobování vybraných zemí EU ruským plynem v letech 2011, 2013, 2020 (bcm)

Rakousko Belgie Česko Francie Německo Itálie Holandsko Polsko Slovensko Spolu

ENTSOG,BP 2011 2020 4,9 16,2 7,4 9,7 6,9 10,2 8,6 11,2 30,8 33,4 15,4 20,3 4,0 4,2 9,3 15,3 5,3 5,1 93 126

IHSCERA Průměr 2013 2020 2020 3,7 5,2 10,7 0,8 1,1 5,4 4,7 7,2 8,7 10,8 11,9 11,5 36,4 35,3 34,4 19,5 21,7 21,0 6,8 9,3 6,8 10,6 13,2 14,3 6,3 6,8 6,0 99,5 111,8 118,8

Zdroj: BP, 2012 a ENTSOG, 2013, IHS CERA 2010, propočet autora Data Tab. 11. ve sloupci 2011 jsou převzaty z údajů BP, jedná se o reálné, naměřené data, publikované v roce 2012. Proto je povaţujeme za nejvíce spolehlivé ze všech. Vlastním výpočtem jsme vytvořili druhý sloupec pro rok 2020 (dále v textu budeme pouţívat pro tento sloupec název „vlastní výpočet“). Tyto data, kromě nereálně vysokého importu do Rakouska, korespondují s daty společnosti IHS CERA pro rok 2020 s výjimkou menších odchylek. Několik anomálií se vyskytlo u predikce společnosti IHS CERA. Jedná se o státy Rakousko, Belgie a Česko. Ve všech třech případech jsou nereálně nízké hodnoty pro oba sledované roky 2013 a 2020. Pokud porovnáme hodnoty BP z roku 2011 a IHS CERA z roku 2013, tak není moţné, aby během 2 let došlo k tak velkému propadu dovozu plynu z Ruska. Ten stejný problém se ukazuje při porovnání celkových spotřeb mezi Tab. 9. a Tab. 10. Ve výsledku budeme pracovat s průměrnými hodnotami z Tab. 11, pro Belgii a Česko ponecháme více validní data z vlastního výpočtu z Tab. 9. V případě Rakouska budeme pracovat s průměrnými hodnotami. Česká republika V ČR je vlastní produkce velmi nízká. V ČR by měla těţba podle Tab. 10. v roce 2013 a 2020 dosáhnout hodnotu 0,1 bcm. Česká republika dovezla z Ruska 82 % plynu, co představuje 6,9 bcm. Spotřeba ruského plynu by měl výrazně vzrůst aţ na 7,2 bcm v roce 2020. Kromě plynu z Ruska má ČR smlouvu na dovoz plynu z Norska aţ do roku 2017. Oficiálně se jeho objem pohybuje mezi 1/4 aţ 1/3 celkové spotřeby, coţ činí asi 3 bcm za rok. V běţném provozu se ale jedná o swapový ruský plyn (Černoch et al. 2011: 31). Proto jeho import nelze přesně kvantifikovat. 50

Slovenská republika Na Slovensku by měla těţba být podle IHS CERA nulová, ale statistika ENTSOG uvádí hodnotu 0,16 bcm aţ do roku 2020. Těţba plynu v SR v roku 2011 byla na úrovni 103 mil. m3 plynu, co je přibliţně 1,8 % spotřeby plynu v SR. Slovensko je skoro úplně závislé na dovozu plynu z Ruska. Majoritní dodavatel plynu společnost Slovenský plynárenský priemysel, a.s. (SPP) má dodávku zemního plynu zabezpečenou na základe dlouhodobé smlouvy s ruskou společností Gazprom Export. Uvedená smlouva byla podepsaná na období 20 let v listopadu 2008 s platností od 1. ledna 2009. SPP podepsal v červnu 2009 druhou dlouhodobou smlouvu, tentokrát se společností E.ON Ruhrgas na deset let. E.ON Ruhrgas má dodat přibliţně 500 mil. m3 zemního plynu ročně. V říjnu 2009 byla podepsaná třetí smlouva se společností GDF SUEZ na období 5 let. GDF SUEZ má dodat pro SPP podobně do 500 mil. m3 zemního plynu ročně (energie-portal.sk 2011). Obě smlouvy jsou výsledkem snahy o diverzifikaci dodávek, resp. zabezpečení výpomocných dodávek plynu vyplývajících především ze situace, která na Slovensku nastala v lednu 2009 v čase přerušení dodávek plynu. Německo Je nejvýznamnější odběratel plynu z Ruska s 34 bcm ročně. Předseda Ruského plynařského spolku Valery Yazev říká, ţe hlavním exportním trhem pro Rusko zůstává Západní Evropa a hlavním obchodním partnerem je Německo. Za dobu obchodní spolupráce Rusko do Německa dodalo více jak 600 bcm plynu (Yazev 2011: 5). Podle MorganStanley mají mít tři německé energetické společnosti kontrahováno 34,4 bcm plynu. E.ON 20 bcm, RWE 8 bcm, Verbundnetz Gas 6,4 bcm. Hodnoty u BASF a Wingas nejsou dostupné (Mitrova 2012). Celková spotřeba můţe být ještě proto ještě vyšší neţ v Tab. 9. Německo má poměrně velkou vlastní těţbu plynu, do 10 bcm za rok, ale vzhledem k jeho spotřebě to není dostatečné. Itálie Itálie je druhý nejvýznamnější obchodní partner pro Rusko s potenciálem spotřeby okolo 21 bcm. Kontrakty nejsou dostupné v plné míře, Edison – 2 bcm, Eni – 3 bcm, ERG a SinergieItaliane nejsou dostupné (Mitrova 2012). Itálie si určitou část dokáţe zabezpečit z vlastní těţby, která je na úrovni 7,7 bcm respektive 5,4 bcm.

51

Francie U Francie je potenciál pro import ruského plynu asi 11,5 bcm. Samotný GdF Suez má smlouvu na 8 bcm plynu ročně (Mitrova 2012). Francie je zásobována ruským plynem pouze z 22 % v roce 2011 a tento stav by se neměl měnit. Svoji poptávku po plynu zabezpečuje zejména z Norska a dovozem LNG. Rakousko V případě Rakouska je obtíţné zjistit přesný potenciál pro zásobování plynem z Ruska. Průměrná hodnota 10,7 bcm v roce 2020 by se mohla povaţovat za reálný odhad. Econgas má kontrahováno 5,6 bcm (Mitrova 2012). Polsko PGNiG má sjednané dodávky na 9 bcm za rok (Mitrova 2012). V roce 2011 import ruského plynu dosahoval 9,5 bcm. Třetinu spotřeby si Polsko dokáţe zabezpečit vlastní těţbou. Ta by se měla udrţet na úrovni nad 5 bcm za rok. Polsko dosahuje výrazný potenciál navýšení spotřeby k roku 2020, zvyšovat se má zejména kapacita v instalovaném výkonu. Belgie Belgie dosahuje potenciálu přibliţně 10 bcm. Podíl ruského plynu v roce 2011 byl překvapivě skoro 50 %. Svoji poptávku zabezpečuje podobně jako Francie z Norska a formou LNG, kromě toho ještě importem plynu ze sousedního Holandska. Holandsko Největší vlastní produkci ze sledovaných států má Holandsko (50 bcm), dokonce převyšuje vlastní spotřebu. Ale i tak Holandsko dovezlo 4 bcm ruského plynu v roce 2011. Podíl tohoto plynu je pochopitelně nejniţší ze všech sledovaných států. V roce 2020 by mělo dojít k situaci, ţe vlastní těţba bude niţší neţ spotřeba. Průměrný podíl ruského plynu mezi vybranými státy byl 46 %. U některých států očekáváme v roce 2020 výrazné přírůstky spotřeby, zejména u Rakouska, Itálie a Polska. Na změny dodávek ruského plynu musí v budoucnosti reagovat zejména plynovodní infrastruktura, aby byla tyto nárůstky schopna přepravit. Jak bude konkrétně toto mnoţství přepravováno, to je námětem následující kapitoly.

52

8 Páteřní plynovodní sítě pro ruský plyn Přes region střední Evropy prochází více plynovodů, které dopravují zemní plyn z Ruska k západním spotřebitelům. Nejvýznamnější plynovody označujeme jako páteřní, zařazuje mezi ně Jamal, Bratrství a Nord Stream. Uvaţuje se také nad výstavbou další infrastruktury jako Nabucco, South Stream, LNG terminály propojené Severo-jiţním plynovodem. O všech projektech pojednáváme v následujících kapitolách. Tyto informace budeme postupně zpracovávat v dalších kapitolách za účelem posouzení diverzifikace zdrojů, tras, odolnosti systému, potenciálu pro transport plynu a dopadu tohoto potenciálu na zmíněné faktory energetické bezpečnosti. Obr. 5. Plynovodní síť v regionu Střední Evropy

53

Zdroj: ENTSOG, 2012

8.1

Tranzitní plynárenská soustava ČR

Soustava tranzitních plynovodů zajišťuje mezinárodní přepravu zemního plynu pro zahraniční obchodní partnery a samozřejmě i pro ČR. Majitelem této soustavy a jejím správcem (TSO) je společnost Net4Gas, s.r.o, která byla součástí koncernu RWE, ale v březnu 2013 byla odprodána novým vlastníkům. Těmi jsou německá pojišťovna Allianz a kanadská investiční skupina Borealis. Celá transakce bude dokončena v druhé polovině roku 2013 (Patria 2013). Tranzitní soustava je tvořena plynovody o celkové délce 3 600 km, její vizualizaci zobrazuje Obr. 6. níţe. V letech 1971 – 1973 byla budována I. linie tranzitního plynovodu DN 900 (tzv. severní větev). Nároky na postupné zvyšování přepravní kapacity vedly k výstavbě dalších linií v severní větvi, soustava byla rozšířena v letech 1976 -1988 o tři linie (tzv. jiţní větve), která byla se severní větví propojena plynovodem DN 900. Jako poslední byl v roce 2000 dokončen plynovod DN 1000 v severní větvi. Plynovodní síť Net4Gas zahrnuje plynovod Bratrství, jak jej i my nazýváme v této práci, v jiné literatuře se setkáváme také s označením Transgaz nebo Tranzitní plynovod. Alternativu Bratrství vytváří spojení tzv. severní větvě, přes Horu Svaté Kateřiny, s plynovodní soustavou NETRA, jeţ je díky napojení na Norpipe a Europipe I schopna český trh zásobovat alternativním zemním plynem z Norska. Zemní plyn je na vstupu a výstupu z České republiky přejímán a předáván, to obnáší objemové a kvalitativní měření na hraničních předávacích stanicích (HPS) v Lanţhotě, Hoře Sv. Kateřiny a Brandově, HPS Waidhaus a Olbernhau. Posledně ve jmenované jsou na území Spolkové republiky Německo. HPS Ciezsyn se nachází u Českého Těšína na hranicích s Polskem (Net4gas 2013b). Poţadovaný tlak plynu v plynovodech je zajišťován kompresními stanicemi (KS). Soustava vnitrostátních plynovodů je propojena s tranzitním plynovodem vnitrostátními předávacími stanicemi. Z přepravní soustavy je zemní plyn předáván celkem přes 81 předávacích míst do distribučních soustav regionálních společností (Net4gas 2013b).

54

Obr. 6. Přepravní infrastruktura zemního plynu v ČR

Zdroj: Net4Gas, 2013a

8.1.1

Nové projekty sítě Net4Gas V prosinci Evropská rada vyčlenila necelé 4 miliardy euro na podporu projektů

v energetice členských států EU prostřednictvím programu European Energy Programme for Recovery (Evropský energetický program hospodářského oţivení, EEPR). V sektoru plynárenství se počítá s novými propojeními mezi členskými státy, budování zásobníků zemního plynu a reverzních toků. Net4Gas získá z tohoto programu asi 9,5 milionů euro na zlepšení sítě ČR (Adámková 2010). EEPR podpořil projekty, které jsou zaměřené na zvýšení energetické bezpečnosti celé Střední Evropy, konkrétně v rámci České Republiky jde o Reverzní tok a Česko-Polský propoj STORK. Ostatní jsou placeny společností Net4Gas.

8.1.1.1 Severo-jižní propojení a LNG terminály Severo-jiţní propojení je projekt na propojení Středovýchodní Evropy z Polska přes ČR aţ po Chorvatsko. Propojit by měl plánované importní LNG terminály v polském Świnoujście a chorvatský LNG terminál Adria na ostrově Krk. Zemní plyn ve zkapalněném 55

stavu (LNG) představuje velký potenciál, jeden z mála moţných, pro ČR jak diverzifikovat zdroje plynu. Kapacita LNG by měla být mezi 10 – 15 bcm ročně. Začátek jeho výstavby byl odsunut aţ na rok 2017 s plánovaným dokončením aţ v roce 2022 (Adria-LNG. 2013), proto nezapadá do časového ohraničení této práce. Importní LNG terminál v Polsku nedaleko Štětínu je ve vlastnictví PGNiG skrze společnost Polskie LNG. Terminál nebude spuštěn spíše neţ v polovině roku 2014, protoţe se dostal do zpoţdění vinou generálních dodavatelů stavby, italské společností Saipem SPA a polské PBG. PBG se dostalo do ochrany před věřiteli kvůli bankrotu. V počáteční fázi by měl teminál dosáhnout k 5 bcm za rok a později aţ 7,5 bcm. PGNiG má jiţ podepsán kontrakt na dodávky zkapalněného plynu s Katarem. Předběţné smlouvy má také s alţírskými a iránskými společnostmi (Polskie LNG, Kruk 2013). Polsko staví tento terminál zejména pro pokrytí vlastní spotřeby, pro ČR to znamená tedy částečná diverzifikace dodávek z pohledu zdroje. Severo-jiţní propojení znamená diverzifikaci trasy dopravy plynu s napojením na výše uvedené nové zdroje. Kromě těch se uvaţuje nad potenciálem břidličných nalezišť v Polsku, které jsou v současnosti ve fázi průzkumu. Kdy a v jakém objemu bude těţba uskutečněná nelze v současnosti přesně odhadnout. Ani to, zda bude moct vytěţit přebytek plynu nad vlastní spotřebou a ten dále dodávat do sousedních zemí. Přesná trasa severo-jiţního propojení mimo ČR není známa, uvaţuje se nad vícero varianty, zda z ČR bude pokračovat přes Slovensko a Maďarsko nebo Rakousko a Slovinsko. Jeho součástí v síti Net4Gas jsou plynovody STORK, Moravia, BACI a lze zahrnout i reverzní tok plynu na Slovensko.

8.1.1.2 Plynovod STORK Plynovod STORK patří mezi nejnověji realizované projekty. Propojuje od září 2011 český podzemní zásobník plynu v Třanovicích na severu Moravy s polskou plynárenskou soustavou přes HPS Český Těšín/Cieszyn. Dosahuje kapacitu 0,5 bcm/ročně s délkou 32 km. Plynovod umoţňuje obousměrný provoz. Jeho výstavba byla financována v rámci EEPR, program uhradil polovinu z celkové částky 28 milionů eur (Net4Gas 2013c).

56

8.1.1.3 Plynovod Moravia Plynovod Moravia je prozatím ve fázi projektu, který představuje navýšení kapacity současného vedení, které přímo propojuje přenosovou soustavu se zásobníky plynu na severu Moravy. Výstavba 210 km dlouhého plynovodu Moravia podle harmonogramu bude realizována mezi léty 2015 – 2017

8.1.1.4 Propojení na Rakousko Za účelem lepšího propojení se sousedním Rakouskem a diversifikačních snah ČR se uvaţuje o vybudování propojovacích potrubí. Existuje více projektů, přičemţ společnost NET4GAS stojí za projektem interkonektoru BACI (dříve se jmenoval LBL), který má vést do regionálního hubu v Baumgartenu. (NET4GAS 2012e: 15). Plynovod BACI zmiňujeme, protoţe je potencionální součástí Severo-jiţního propojení a zároveň by ČR skrze něj mohla získat napojení na plánované Nabucco a South Stream.

8.1.1.5 Reverzní tok Cílem projektu bylo navýšit kapacitu přepravní soustavy o 15 mil. m3 za den ve směru od česko-německých hranic k hranicím česko-slovenským a diversifikovat přepravních toky pro Slovenskou republiku, Rakousko, Maďarsko a jih Německa. Celý projekt „Zpětný tok západ-východ“ se skládal ze šesti dílčích investičních akcí (blíţe viz Net4Gas 2013e), které spočívaly zejména v úpravách potrubních rozvodů a technologií na hraničních předávacích stanicích, vybraných kompresních stanicích a rozdělovacích uzlech.

8.1.2

Shrnutí Net4Gas by realizací výše uvedených projektů dokončil součást Severo-jiţního

propojení na území ČR. Současně by tímto způsobem zajistil ČR statut tranzitní země v severo-jiţním směru. Pokud k těmto projektům připočítáme plynovod Gazela, tak konstatujeme, ţe se výrazně zvýší diverzifikace tras. Samozřejmě to posiluje flexibilitu celého systému, protoţe většina nově postavené infrastruktury má obousměrný provoz. Plynovod

57

BACI potencionálně otevírá moţnost přístup k diverzifikaci zdrojů skrze Polskie LNG nebo břidličnému plynu. Podobně připojením se na Severo-jiţní propojení je moţnost diverzifikovat zdroje dodávek plynu z LNG Adria.

8.2

Tranzitní plynárenská soustava SR

Česká a Slovenská republika sdíleli společnou historii, i díky tomuto faktu byla tranzitní soustava budována v rámci jednoho celku. V prosinci 1972 byly zahájeny dodávky zemního plynu tranzitním plynovodem do Rakouska přes HPS Baumgarten. Celková délka přepravní soustavy společnosti Eustream je 2 270 km (Eustream 2013a). Eustream je vlastníkem a správcem přepravní soustavy (TSO) na Slovensku, Eustream je ze 100 % vlastněn SPP a.s. (Slovenský plynárenský priemysel, a.s.). Eustream byl v rámci Třetího liberalizačního balíčku odčleněn od mateřské společnosti. Většinovým vlastníkem SPP je Slovenská republika. SPP změnila v lednu 2013 minoritního majitele, který ovládal 49 % akcií a výsadu manaţerské kontroly spoleřnosti. Tento podíl akcií prodal Gaz de France Suez (GdF Suez) a E.ON Ruhrgas společnosti Energetický a průmyslový holding (EPH) (Trend 2013). EPH mělo zájem také o koupi české tranzitní sítě Net4Gas, ale tu se mu nepodařilo koupit. Spojením obou částí do jednoho celku se pokoušel vytvořit synergický efekt, díky vlastnictví obou tranzitních společností (Patria 2013). Do konce roku 2013 by měla být dořešena restrukturalizace SPP, při které by Slovenská republika měla získat stoprocentní kontrolu nad částí firmy, která zabezpečuje ochod s plynem a kontroluje smlouvy SPP na dodávky plynu na vnitřní trh SR. Vláda SR deklaruje, ţe tak bude schopna deklarovat stabilnější cenový vývoj plynu. EPH zase bude ovládat tranzitní a distribuční přepravu plynu (Trend 2013). Trasování sítě Eustream je na Obr. 5. Vstupní a výstupní body na slovenské území jsou na hranicích s Ukrajinou HPS Veľké Kapušany, na hranicích s ČR se jedná o HPS Lanţhot a na hranicích s Rakouskem o HPS Baumgarten. Existuje také virtuální agregovaný bod k domácím zásobníkům a distribuční síti. Čtvrtý bod, HPS Veľké Zlievce, je plánovaným vstupním bodem z přepravní sítě na území Maďarska pro Maďarsko-Slovenské plynovodní propojení (Eustream 2013a).

58

8.2.1

Nové projekty sítě Eustream

8.2.1.1 Reverzní tok Během plynové krize z důvodu zastavení toku plynu na Slovensko z Ukrajiny, se pokusili plynaři z obou států ve vzájemné součinnosti zásobovat SR reverzním tokem. Pokus byl úspěšný a dodávky byli zabezpečeny pro značnou část Slovenska. Z osobního rozhovoru se zvláštním zmocněncem Českého plynařského svazu, panem Petrţilkou, vyplynulo, ţe nedokázali dopravit plyn aţ na východní Slovensko. Proto se ve společnosti Eustream ihned v roce 2009 rozhodli instalovat nadzemní kulový uzávěr DN800, na trasovém uzávěru Brodské (u HPS Lanţhot), protoţe ten vykazoval akutní potřebu realizace z hlediska zabezpečení nezávislosti společnosti Eustream při případném čerpaní zemního plynu z podzemního zásobníku v Dolních Bojanovicích. Kromě jiţ zmíněného zlepšení byli definované další dva kritické projekty, které bylo potřebné zrealizovat v co nejkratším čase, ty uţ byli začleněny do EEPR. Prvním podpořeným projektem se stal přepoj DN700 na rozdělovacím uzle Plavecký Peter. Cílem úprav bylo vytvoření standardního řešení reverzního toku obcházením jednosměrných regulačních armatur. Druhým podpořeným projektem se stalo propojení DN700 na kompresorovém stanici v Ivanke pri Nitre, která je kompresorovou stanicí číslo jedna v scénáři reverzního toku plynu. Toto přibliţně 100 metrů dlouhé propojení zvýšilo flexibilitu celého reverzního toku napojením se na třetí přepravní linii (Olej 2012). Všechny tři úpravy chrání Slovenskou republiku v případe další plynové krize a pomáhají pokrývat maximální denní spotřebu zemního plynu v zimním období. Slovensko takto získalo další plně vyuţitelnou infrastrukturu a přístup k novým zdrojům plynu, například z Norska, skrze soustavu ČR.

8.2.1.2 Propojení Slovenska a Maďarska Kromě výše zmíněného reverzního toku, k Severo-jiţnímu plynovodu se přiřazuje projekt plynového propojení Slovenska a Maďarska. To propojí vysokotlaké přepravní systémy SR mezi obcemi Veľké Zlievce a obce Vecsés na předměstí Budapešti. Dlouhé bude 115 km a bude disponovat kapacitou přibliţně 5 bcm/rok. Jeho dokončení je plánováno na rok 2015 (Eustream 2013b). Slovensku by měl v budoucnosti, v případě výpadku plynovodu

59

Bratrství, zajistit alternativní dodávky plynu prostřednictvím napojení na LNG terminál Adria anebo teoreticky na plynovody Nabucco a South Stream. Kromě zmíněných projektů se posuzuje výstavba propojení Slovenska a Polska i reverzního toku na Ukrajinu (blíţe viz Eustream 2012a). Tyto projekty jsou v počáteční fázi a proto se jim nebudeme hlouběji věnovat.

8.2.2

Shrnutí Uvedené projekty jednoznačně posilují diverzifikaci tras. Spuštění Reverzního tok si

vyţádala plynové krize v roce 2009 a můţeme konstatovat, ţe je jiţ prověřen reálnou situací. I ostatní projekty reagují na impulz, který jim dala plynová krize. Nové projekty pomáhají zabezpečit dodávky plynu nejen Slovensku, ale i sousedním zemím jako je Maďarsko. Případně dalším zemím na Balkáně. Z pohledu Eustreamu se nejedná pouze o nástroj krizového reţimu, jak upozorňují Tóth a Ňukovič: „Cílem Eustreamu je zabezpečit přepravní trasy pro více směrné dodávky plynu (východ-západ a sever-jih), a to nejen v případe budoucích krizových reţimů, ale především jako nové moţnosti pro naše podnikatelské aktivity v normálních podmínkách přepravy z východu na západ.“ (Tóth – Ňukovič 2012). I nové projekty musí být financované vlastním provozem, aby byli udrţitelné, protoţe výstavba plynovodů je velmi nákladná záleţitost.

60

8.3

8.3.1

Severní plynový koridor

Nord Stream, Gazela, Opal, NEL Nord Stream je plynovod, který po dně Baltského moře přivádí ruský plyn

do Německa. Jedná se o dvou-potrubní systém, který vede z Vyborgu v Rusku do Greifswaldu v Německu. Dva 1 224 kilometrů dlouhé podmořské (offshore) potrubí mají schopnost přepravit úhrnný objem 55 bcm zemního plynu ročně. Ţivotnost projektu je nejméně 50 let (Nord Stream AG 2013). Potrubí bylo postaveno v roce 2012. Provozováno je společností Nord Stream AG. Gazprom má vlastnictví v projektu 51 procent, německé společnosti Wintershall a E.ON po 15,5 procenta a po devíti procentech mají nizozemská Gasunie a francouzská GDF Suez (Gazprom 2013). Rusku se díky německé a italské podpoře podařilo prosadit vyjmutí z povinností Třetího liberalizačního balíčku pro nedávno dostavený plynovod Nord Stream. Ten poţadoval umoţnění přístupu třetích stran k plynovodu (Patria 2012). Pro úplnost dodáme, ţe Gazprom uvaţuje o prodlouţení Nord Streamu aţ do Velké Británie a Nizozemí s případným poloţením dvou dalších větví (Nord Stream 3,4) po dně Baltského moře s kapacitou opět 55 bcm. Za tímto účelem podepsal Gazprom Dohodu o proveditelnosti s holandskou Gasunie (8. dubna 2012) a britským BP (říjen 2012). Britská produkce plynu ze Severního moře by měla klesnout o 32 % a holandská o 17 % do roku 2020. Zabezpečením dodávek na částečné pokrytí vlastní spotřeby z Ruska si obě země chtějí prodlouţit ţivotnost vlastních nalezišť (Stratfor 2013). Plynovod OPAL přímo navazuje na Nord Stream a vede plyn na jih k hranicím s ČR, kde navazuje na nově postavený plynovod Gazela. OPAL (Ostsee Pipeline AnbindungsLeitung) měří 470 km a dosahuje kapacitu 35 bcm ročně. OPAL dostal výjimku, podobně jako Nord Stream, z přístupu třetích stran TPA na 80 % své kapacity, výjimka potrvá po dobu 20 let (Downstreamtoday 2011). Plynovod Gazela je součástí společnosti Net4Gas a byl otevřen v lednu roku 2013. Jeho kapacita dosahuje 30 bcm ročně. Primárním účelem plynovodu je dodávat zemní plyn do jiţního a jihovýchodního Německa. Na OPAL se napojuje přes HPS Olbernhau/Brandov, prochází na jihozápad, kde opouští Česko prostřednictvím HPS Waidhaus/Rozvadov

61

(Net4Gas 2013b). Česká republika bude díky tomuto propojení napojena na Nord Stream, který neprochází ţádnou tranzitní zemí a bude tedy ušetřen případných sporů s tranzitními zeměmi. „Plynovod Gazela splňuje několik cílů aktualizované Státní energetické koncepce. Zaprvé, posiluje potrubní propojení naší soustavy se zahraničím. Zadruhé, splňuje cíl, ţe zůstaneme i v budoucnu při současných změnách evropských toků zemního plynu významnou tranzitní zemí. A v neposlední řadě je to důleţité z hlediska bezpečnosti,“ uvedl ředitel odboru plynárenství ministerstva průmyslu a obchodu Jan Zaplatílek. Plyn můţe přitom téci ze severu na jih i obráceně. „Česká republika se tímto stává velmi významnou křiţovatkou v rámci Evropy, co se týče dopravy plynu,“ poznamenal jednatel Net4Gas Radek Benčík. Gazela, kterou proudí plyn od konce loňského roku, je v předčasném uţívání a po kolaudaci v polovině roku 2013 naběhne do ostrého provozu (Česká televize 2013). Plynovod NEL je nová plynovodní infrastruktura ve výstavbě na území Německa, viz Obr. 6. Jeho délka bude 440 km s kapacitou 20 bcm ročně. Přímo navazuje na plynovod Nord Stream v Greifswaldu, odkud bude přepravovat plyn na západ, bude napojen na plynovody MIDAL a Rehden-Hamburg. Datum otevření je stanoven na podzim 2013 (nel-pipeline.de).

8.3.2

Plynovod Jamal Tento plynovod se často označuje také jako Jamal-Evropa. Plynovod Jamal spojuje

produkční oblast plynu na poloostrovu Jamal v Rusku s Německem. Prochází přes Bělorusko a Polsko do Německa, kde se dále napojuje na síť plynovodů (JAGAL – Jamal-GasAnbindungsleitung). O výstavbě Jamalu bylo rozhodnuto v roce 1993, plného provozu se dočkal v roce 1999 s kapacitou 33 bcm (EuRoPol Gaz 2013a). Ruskou část spravuje Gazprom, běloruskou část Beltransgaz a polskou část EuRoPol Gaz. EuRoPol Gaz je ze 48 % vlastněn Gazpromem. Od roku 2011 je Beltransgaz vlastněn také Gazpromem. Tomu předcházeli rozepře o ceny plynu mezi Ruskem a Běloruskem a o ovládnutí této společnosti. Padesátiprocentní podíl odkoupil Gazprom uţ v v roce 2007 a zbytek v roce 2011. Tomu přispělo i dokončení plynovodu Nord Stream, kdy první větev byla postavena v roce 2011 a druhá na podzim 2012, protoţe Nord Stream obcházel Bělorusko (Koďousková – Kuchyňková – Leshchenko 2012: 372). Podobný postup jako v Bělorusku by většinově Ruskou federací vlastněný Gazprom rád zopakoval i na Ukrajině. Právě budoucnost

62

plynovodu Bratrství a postavení SR a ČR coby tranzitních zemí výrazně závisí od situace na Ukrajině.

8.3.2.1 Návrh plynovodu Jamal-2 Jamal měl být původně postaven prostřednictvím dvou paralelních potrubí s kapacitou kolem 60 bcm. Projekt druhého potrubí byl opuštěn. Ruský premiér Vladimír Putin instruoval ředitele Gazpromu Alexeje Millera, aby zváţili výstavbu Jamalu-2 (Gazprom 2013a). Oficiálním záměrem je zvýšit dodávky zplynu do Střední Evropy, posílit svoji pozici na regionálních trzích a zvýšit bezpečnost dodávek obejitím Ukrajiny. Gazprom a polská společnost EuRoPol Gaz podepsali v dubnu 2013 memorandum o proveditelnosti druhé větvi plynovodu Jamal-Evropa, jejíţ trasa povede z Běloruska přes polské území na Slovensko a do Maďarska. Prozatím se jedná o studii proveditelnosti a to ještě neznamená, ţe nová větev bude postavena. S novou větví nebude muset plyn z ruského Jamalu cestovat přes Ukrajinu ale do střední Evropy se dostane pouze skrze Bělorusko (E15 2013). Nový Jamal 2 by měl mít jiné trasování a kapacitu 15 bcm. Szymon Kardaś z Centra pro východní studia se domnívá, ţe Rusko usiluje o sníţení důleţitosti Ukrajiny coby tranzitní země. Tento projekt je potaţmo další nástroj na zatlačení Ukrajiny do pozice, aby přenechala Rusku kontrolu nad tranzitní infrastrukturou a udrţela si energetickou závislost na Rusku (Kardaś 2013, Stuart 2013). Polský premiér Donald Tusk dlouhodobě podporuje Ukrajinskou vládu a není nakloněn tomuto projektu, „Polsko roky pracovalo na diverzifikaci svých dodávek plynu. Proto nemáme zájem o radikální zvýšení objemu plynu, který budeme kupovat od Gazpromu.“ (viz E15 2013). Výsledek závisí na více skutečnostech. Jamal-2 bude postaven aţ kdyţ státy Střední Evropy vyjádří poptávku po vyšších dodávkách ruského plynu, coţ vypadá momentálně nepravděpodobně z důvodu poklesu spotřeby (viz kapitoly Spotřeba plynu v ČR, SR, Rakousku). Po druhé to závisí od rozhodnutí ukrajinské strany odprodat jejich tranzitní společnost, protoţe potom by Jamal-2 pro Rusko ztratil smysl. I kdyby ji neodprodalo je málo pravděpodobné, ţe dojde k realizaci projektu.

63

8.4

8.4.1

Jižní plynový koridor

South Stream Ruskou snahu o výstavbu Jiţního plynového koridoru do Evropy reprezentuje South

Stream. Ten je přímým konkurentem projektu plynovodu Nabucco, který by měl dodávat plyn z Kaspického regionu. South Stream povede po dně Černého moře z ruského města Anapa na bulharské pobřeţí k městu Varna (viz Obr. 7.). Z Bulharska pokračuje do Severní Itálie přes několik států. Po překročení bulharské hranice bude přecházet přes Srbsko, odkud by měli vést odbočky do Bosny a Hercegoviny a do Chorvatska. Ze Srbska je trasa vedena jihovýchodem Maďarska, severem Slovinska aţ do Itálie, kde se napojí na italskou plynovodní síť (Southstream 2013). Plánovaná kapacita je 63 bcm. Stavba plynovodu jiţ začala v prosinci 2012 (Gazprom 2012), v Srbsku by mohla začít ke konci roku 2013 (Gazprom 2013b). Plánovaná doba ukončení výstavby podmořské (offshore) části projektu je stanovena na rok 2015, kdy by měl přitéci také první plyn do EU. Kaţdá ze 4 potrubí bude dosahovat roční kapacity 15,75 bcm plynu. Plnou kapacitu by plynovod měl dosáhnout v roce 2018 aţ 2019 (South-stream 2013). Plynovod bude v offshore sekci postaven a spravován společným podnikem South Stream Transport B.V., ve které má největší podíl OAO Gazprom (50 %), ENI S.p.A. (20 %), EDF (15 %) a Wintershall Holding GmbH (15 %). Na území jednotlivých států se pokaţdé dělí o polovinu akcií Gazprom s domácími energetickými společnostmi (viz Obr. 7.). Pouze v případě Srbska si Gazprom ponechal 51 % vůči Srbijagas se 49 % (South-stream 2013). I South Stream se snaţí získat výjimku z TPA, ale doposud není známo rozhodnutí o jejím udělení (Patria 2012, europarl.europa.eu 2012).

64

Obr. 7. Trasa plynovodu South Stream

Zdroj: South-stream, 2013

8.4.2

Nabucco, TAP Nabucco a TAP jsou představiteli snah EU a členských států EU o postavení Jiţního

plynového koridoru do Evropy. Mimo jiné i z důvodu snah o diverzifikaci dodávek plynu mimo Rusko. Zároveň jsou Nabucco a TAP hlavními konkurenti projektu South Stream, protoţe mají za cíl zásobovat stejné trhy. Pokud chceme zváţit reálnost výstavby South Streamu anebo v jaké kapacitě bude postaven, nesmíme opomenout posouzení reálnosti výstavby Nabucca a TAP. O dodávky kaspického plynu do EU se uchází vícero konkurenčních projektů, nejvýznamnější jsou Nabucco a Trans-Adriatic Pipeline (TAP). Před deseti lety měl být plynovod Nabucco dlouhý 3 900 kilometrů a dopravit do Evropy 31 bcm plynu. Dnes z návrhu zbyl okleštěný koncept Nabucco West, který má třetinovou délku a o 11 miliard niţší plánovaný průtok. Jeho ambicí je přesvědčit konsorcium, které bude rozhodovat o odebírání plynu z Shah Deniz v Azerbájdţánu, ţe přináší nejlepší variantu pro dotvoření Jiţního plynového koridoru. Jistou součástí tohoto koridoru je jiţ chystaný Trans-anatolijský 65

plynovod (TANAP). O druhém partnerovi se rozhodne v červnu, respektive na podzim 2013. Nabucco West počítá s transportem kaspického plynu od Turecko-Bulharské hranice, přes Bulharsko, Rumunsko a Maďarsko aţ do Rakouska. Nabucco West, 1300 km dlouhý plynovod, má být spuštěn souběţně s plynovodem TANAP v roce 2017 podle oficiální verze (Euroskop 2012). Ale kdy a zda vůbec bude plynovod spuštěn není jisté. Problémy má zejména s tím, ţe spoléhá na stejný zdroj plynu jako TAP ale ani jeden z nich ho nemá kontrahován. Oba dva se spoléhají na produkční pole Shah Deniz, kde má čtvrtinový podíl BP. O rozhodnutí, komu bude Shah Deniz dodávat plyn se má rozhodnout v soutěţi na konci roka 2013. Pole Shah Deniz plánuje exportovat do EU 10 bcm aţ od roku 2019 (Socor 2013). Evropský rival Nabucca, plynovod TAP, ho můţe porazit tak, ţe ovládne zdroje plynu v Ázerbájdţánu. TAP i Nabucco se spoléhají na stejnou zdrojovou základnu plynu, ale mají za cíl jej dodávat jiným státům. TAP se zaměřuje na Řecko, Albánii, Itálii a Švýcarsko. V porovnání South Streamu a Nabucca, projekty mají různé zdroje plynu, ale cílí na zásobování stejných zemí. Ani TAP, ani Nabucco není významným konkurentem South Streamu, kvůli, realisticky předpokládané, nízké importní kapacitě okolo 10 bcm (odhady se různí, záviset bude na volné kapacitě v TANAP) a celkově nejisté budoucnosti, zda vůbec bude jeden z nich postaven. Nepředpokládáme, ţe by byl postaven více neţ jeden, pokud vůbec bude postaven aspoň jeden. Podle Socor se TAP jeví jako více stabilní. RWE bylo hlavním tahounem projektu Nabucco, potom co opustilo BP původní projekt Nabucco. BP kritizovalo jeho přílišnou nákladnost a vytvořilo svůj vlastní projekt plynovodu, který se více méně shodoval s dnešním Nabucco-West (Euroskop 2012). Potom, co konsorcium Nabucco usoudilo, ţe změní původní návrh na Nabucco-West, BP svůj konkurenční projekt stáhlo. Avšak v roce 2013 RWE projekt opustila, kvůli svým finančním potíţím kvůli odchodu Německa od jaderné energetiky (Socor 2013). Zbytek akcionářů (viz Nabucco 2013) konsorcia Nabucco – Bulgarian Energy Holding (Bulharsko), Botas (Turecko), MOL (Maďarsko), OMV (Rakousko), Transgaz (Rumunsko) – jenom těţko z vícero důvodů dokáţou postavit Nabucco samostatně. K těm Socor řadí technické, obchodní, manaţerskoexpertní problémy a omezené finanční zdroje. Z toho důvodu dává konsorciu TAP větší naděje na úspěch (Socor 2013). V této práci se nebudeme zabývat dopady projektů Nabucco a TAP na energetickou bezpečnost ČR a SR, protoţe do roku 2020 je malá pravděpodobnost, ţe některých z nich bude postaven a zaměřujeme se zejména na dodávky ruského plynu a to i v případě pokud jej Rusko nakoupilo z Kaspického regionu.

66

9 Scénáře toků plynu ve Střední Evropě V této kapitole se zaměříme na tvorbu scénářů toků ruského zemního plynu přes páteřní tranzitní plynovody ve Střední Evropě. Jednotlivé plynovody budou mít odlišnou míru vyuţití. Tab. 10. zobrazuje import plynu z Ruska, pro připomenutí dodáváme, ţe sloupec 2011 je vytvořen podle naměřených hodnot BP. Sloupec 2020 je propočet autora podle predikcí společností ENTSOG a IHS CERA. Údaje z Tab. 12. porovnáme s kapacitou páteřních plynovodů a tímto způsobem vytvoříme dva hlavní scénáře, Scénář A Realistický a Scénář B Alternativní, ty si pro účely přesnější kvantifikace rozčleníme na podskupiny. Takto zjistíme potenciál utilizace plynovodu Bratrství a v širším měřítku potenciál pro síť Net4Gas a Eustream v systému zásobování EU plynem. Tab. 12. Zásobování vybraných zemí EU ruským plynem v roce 2011 a 2020 (bcm)

Rakousko Belgie Česko Francie Německo Itálie Holandsko Polsko Slovensko Spolu

BP 2011

93

4,9 7,4 6,9 8,6 30,8 15,4 4,0 9,3 5,3

Predikce 2020 10,7 9,7 10,2 11,5 34,4 21,0 6,8 14,3 6,0 119

Zdroj: BP, 2012, ENTSOG, 2013, IHS CERA 2010, propočet autora Dovoz ruského plynu do všech zemí EU podle BP v roce 2011 činil 93 bcm. Podle predikce 2020 bude suma spotřeb v roce 2020 přibliţně 119 bcm ruského plynu. Tato spotřeba, ale můţe být jiná podle toho, zda přijde v EU k výraznějšímu oţivení ekonomiky. Pokud ne můţe být i niţší. Jiný údaj se dá najít v dokumentu Gazprom Bond Prospectus, kde se uvádí, ţe Gazprom má pro období let 2020 – 2025 kontrahováno aţ 158 bcm v Evropě, to zahrnuje i státy, které nepatří do EU (Gazprom Bond Prospectus 2010: 124, Korčemkin 2011). Při tvorbě Scénáře A vycházíme z předpokladu vlastnictví infrastruktury firmou Gazprom. Následující kapitola slouţí pro přehled kapacit a vlastnictví vybraných plynovodů Gazpromem. 67

9.1

Vlastnictví a kapacita plynovodů

Rusko má zájem zachovat tranzitní monopol v bývalé sféře vlivu Sovětského svazu, z tohoto důvodu se usiluje kontrolovat všechny trasy dodávek (Juza – Komanová 2012). Podle vedoucího tiskové kanceláře společnosti Gazprom, Sergeye Kupriyanova, Gazprom bude exportovat zemní plyn do Evropy pouze plynovody, které jsou v jeho vlastnictví nejméně z 50 %. Tento poznatek uveřejnil Michail Korčemkin z East European Gas Analysis a tyto plynovody nazval „pipelines nostrum“ (Korčemkin 2013). Tab. 13. Přehled plynovodů přepravujících ruský plyn do Západní Evropy Kapacita (bcm)

Rok plného Podíl Gazpromu Stav

provozu

(%)

Nord Stream

55

v provozu

2012

51

Jamal

33

v provozu

1999

48

South Stream

63

plánován

2019

50

Bratrství UA-SR 97

v provozu

1984

0

Spolu

248

Zdroj: EEGAS, 2013a, propočet a úprava autor Dovoz plynu z Ruska v roce 2020 by měl být přibliţně 119 bcm, ale Tab. 13. udává, ţe kapacita páteřních plynovodních sítí je mnohem vyšší, aţ 248 bcm včetně plné kapacity South Streamu. Pro rok 2013 nemůţeme počítat se South Streamem a po odečtení jeho kapacity zůstává k dispozici 185 bcm. Kapacita samotné plynovodní sítě Ukrajiny je aţ 142 bcm, ale část se odklání do jihovýchodní Evropy, a proto tento odklon plynu neovlivňuje pozici tranzitéra SR nebo ČR. Gazprom vlastní plynovod Jamal ze 48 %, respektive vlastníka Jamalu, konsorcium EuRoPol Gas, ale i tak Jamal zařazují do „pipelines nostrum“. Polsko si vynutilo nadpoloviční většinu ve společnosti z důvodu historických obav a vzájemných problematických bilaterálních vztahů s Ruskem. Polsko avizuje, ţe i kdyby se stavěl Jamal-2, učinilo by podobně (E15 2013). Jamal-2 svými 15 bcm by zvýšil kapacitu importní sítě aţ na 263 bcm. Ale nutno dodat, ţe Jamal-2 je podobně jako Nord Stream 3, 4, pouze ve fázi úvah a zkoumání proveditelnosti. V porovnání se spotřebou vybraných zemí

EU je zřejmé, ţe

některá kapacita plynovodů zůstane nevyuţita. To platí pro rok 2013 i rok 2020. 68

9.2

Scénář A Realistický

V tomto scénáři si klademe za cíl předikovat nejvíce pravděpodobný tok plynu. Předpoklad je vlastnictví infrastruktury. Tento předpoklad ověřujeme skrze historický vývoj toků plynu, který sledujeme skrze výstupy z dispečinku TSO plynovodů a pro výhled do budoucna nám poslouţí dlouhodobá rezervace plynovodů. Tento postup se snaţíme ověřovat dostupnými informacemi z analytických agentur.

9.2.1

Přeprava přes Nord Stream Předpokládáme, ţe prioritou číslo jedna bude přeprava přes Nord Stream, odkud plyn

teče následně přes OPAL a síť Net4Gas (Gazela) do jiţního Německa a dále do Západní Evropy. Kromě faktu, ţe Nord Stream je zařazen mezi „pipelines nostrum“, ho vlastní také další společnosti, které jej vyuţívají pro vlastní spotřebu. Jinak řečeno, dopravují plyn vlastní infrastrukturou a zisky z provozu si samozřejmě dělí mezi sebe. Vývoj toků plynu od spuštění Nord Streamu ilustruje Graf. 9. Patrný je postupný náběh první větve plynovodu ke konci roku 2011 a výrazný nárůst toků po spuštění 2. větve plynovodu na konci roku 2012. Graf. 9. Vývoj toků plynu přes Nord Stream mezi lety 2011 – 2013 (mil. m3/denně)

Zdroj: EEGAS, 2013b

69

Přístup k dlouhodobým rezervacím Nord Streamu není přístupná, protoţe TSO Nord Streamu, díky výjimce z TPA, jeho kapacitu nenabízí a akcionáři si dopravují zemní plynu pouze sami pro sebe. Avšak Nord Stream přímo navazuje na OPAL a Gazelu v ČR. Rezervace OPAL také nelze zjistit ze stejného důvodu jako u Nord Streamu. Kapacita Gazely je přibliţně 32 bcm ročně (různé zdroje udávají od 30 do 35 bcm) a spolu s plynovodem NEL (otevřen bude na podzim 2013) v součtu dávají kapacitu Nord Streamu. Podle operátora TSO Net4Gas je takřka celá kapacita Gazely dlouhodobě rezervována aţ do roku 2023, více něţ na 10 let se rezervovat nelze. Kapacita HPL Brandov/OPAL na vstupu do ČR je volná do roku 2020 z 10 %, v letech 2021 a 2022 je rezervována úplně. Volná kapacita na výstupu HPL Waidhaus je po rok 2015 ze 13 %, následně mezi lety 2016 – 2018 je volná z 15 % (Net4gas 2013c). Z toho vyplívá, ţe Gazela je s určitou odchylkou obsazena aţ k hranicím technické kapacity. Proto předpokládáme, ţe Gazela a Nord Stream budou vyuţívány v maximální míře.

9.2.2

Přeprava přes Jamal Jamal navazuje na běloruskou plynovodní síť, která je plně vlastněna Gazpromem.

Samotný Jamal je vlastněn ze 48 %, jak jiţ bylo řečeno výše. Jamal má jediný vstupní bod HPS Kondratki a 3 výstupní body. Nejvýznamnější z nich je HPS Mallnow, kudy přetéká absolutní většina plynu (Gaz-system 2013a). Podle správce plynovodu Gaz-system byl plynovod vyuţit za posledních 5 let na 90 % své technické kapacity na výstupu HPS Mallnow (Gaz-system 2013a). Kapacita je aţ po rok 2020 rezervována na 95 % (Gaz-system 2013b). Z výše uvedeného vyplývá, ţe Jamal s kapacitou 33 bcm je plně vyuţit aţ po západní hranici Polska a slouţí primárně na zásobování zejména Západní Evropy. Zásobování Polska, se spotřebou skoro 10 bcm ruského plynu v roce 2011, je zabezpečováno sítí státní plynárenské společnosti PGNiG, nikoliv plynovodem Jamal, který patří konsorciu EuRoPol Gas. Proto při predikci potenciálu tranzitu přes SR a ČR nebudeme počítat se spotřebou plynu v Polsku. Spotřeba Polska nesniţuje kapacitu Jamalu pro import ruského plynu do Německa a dalších zemí.

70

9.2.3

Přeprava přes síť Eustream Plynovod Bratrství je potřeba rozdělit na 2 části, na Slovenskou a Českou. Na území

SR je spravována TSO Eustream a v ČR TSO Net4Gas. Přímo se napojuje na ukrajinskou plynovodní síť. Na vstupu HPS Velké Kapušany dosahuje kapacity 97 bcm. V roce 2011 přepravila společnost Eustream 74 bcm plynu a ukončila tento rok s čistým ziskem 4,7 miliard Kč (Eustream 2012). Historii toků zobrazuje Graf. 10. Výrazný pokles průtoku byl zaznamenán uţ na přelomu let 2011 a 2012, další pokles následoval opět o rok, propad se projevil třetinovým poklesem toku. Celkově mezi lety 2011 a 2013 klesl průtok aţ na polovinu. Graf. 11. koreluje se změnami a jejich časovým sledem v Grafu. 10., proto lze usuzovat, ţe Nord Stream po svém uvedení do provozu odebral určitý tok plynu právě z plynovodu Bratrství (viz Obr. 7.). Proto je Nord Stream přímým konkurentem plynovodu Bratrství. Graf. 10. Vývoj toků plynu přes Nord Stream mezi lety 2011 – 2013 (mil. m3/denně)

Zdroj: EEGAS, 2013b Tento názor potvrzují i Peter Tóth a Rastislav Ňukovič ze společnosti Eustream, kdyţ tvrdí: „Z pohledu slovenské přepravní soustavy sníţí nová kapacita Nord Streamu přepravu plynu zejména ve směru ze vstupního bodu HPS Veľké Kapušany na hranici s Ukrajinou k výstupnímu bodu HPS Lanţhot na hranici s Českou republikou.“ Proto se Eustream snaţí, v rámci cíle optimalizace strategické plynovodní infrastruktury, zohlednit uvedený vliv Nord

71

Streamu a z toho vyplývající nerovnoměrné vyuţití potrubní sítě, které zvyšuje nároky na řízení přepravy a zejména flexibilitu systému. V rámci optimalizace bylo nevyhnutné vyuţít existující potenciál instalovaných potrubních linií s cílem vytvoření flexibilního nástroje na operativní řízení systému v souvislosti s očekávanou často se měnící přepravou plynu (Tóth – Ňukovič 2012). V současnosti přeprava ze Slovenska do Rakouska přes HPS Baumgarten není aţ na menší odchylky rozdílná od roku 2011 a 2012, dokumentuje to interaktivní mapa IEA, která zaznamenává fyzické toky plynu (viz IEA 2013a). Obr. 8. Přesměrování kapacity sítě Eustream na plynovod Nord Stream

Zdroj: Tóth – Ňukovič, 2012 Tento stav přepravy zjevně nekoresponduje s dlouhodobou dohodou o dodávkách a přepravě zemního plynu, kterou podepsali představitelé společností OOO Gazprom Export, Slovenský plynárenský priemysel, a.s. a Eustream, a.s. Na základe těchto nových dohod společnost SPP nakoupí přibliţně 130 bcm zemního plynu a společnost Eustream zabezpečí přepravu přibliţně 1 bilión metrů kubických zemního plynu. Dodávky zemního plynu a přepravní sluţby podle nových podepsaných dohod začínají 1. ledna 2009. „Toto je veliký úspěch, který společnosti Eustream umoţní zůstat klíčovým hráčem v oblasti zabezpečení dodávek plynu do Evropské unie během následujících 20 let,“ zkonstatoval Antoine Jourdain, (dnes jiţ bývalý) předseda představenstva Eustream (Eustream 2008). Korčemkin tvrdí: „Nord Stream bude naplněn zemním plynem, v současnosti přepravovaným přes Ukrajinu a Slovensko“ a dále dodává, „otevření South Streamu povede k redukci přepravy Slovenskou sítí na nulu.“ Proto uzavírá, ţe Gazprom uvedenou smlouvu 72

z roku 2008 na přepravu aţ 1 biliónu m3 do roku 2028 nebude schopen naplnit (Korčemkin 2012). V podobném smyslu koresponduje i náš výpočet.

9.2.3.1 Shrnutí potenciálu sítě Eustream Potenciál pro přepravu plynu plynovodem Bratrství pro rok 2020 by měl být pouze 17 bcm plynu pod dvěma podmínkami, pokud jsme nezapočítali South Stream a po druhé Jamal s Nord Streamem budou vyuţity na 100 % (Scénář Nord Stream). Potenciál 17 bcm představuje pětinu moţné kapacity plynovodu Bratrství, která dosahuje hodnotu aţ 97 bcm. Zde jsme jiţ také odečetli plánovanou spotřebu Polska. Pokud bude South Stream spuštěn v plné míře, tak pravděpodobně pohltí dodávky plynu do Itálie, podle našeho výpočtu představují asi 21 bcm pro rok 2020 (Scénář South Stream). Potenciál Bratrství po dostavbě South Streamu pro tranzit se vynuluje. Zásobování Rakouska se věnujeme v následující kapitole. Běţně se nevyuţívá veškerá infrastruktura na 100 % a toky plynu během roku kolísají, proto je potřebné počítat i s infrastrukturou Eustreamu v pozici spíše robustní záloţní infrastruktury.

9.2.4

Přeprava přes Rakousko Na území Rakouska jsou dva důleţité plynovody, TAG a WAG. Oba dva jsou

spravovány TSO Gas connect Austria. Jejich správné fungování je podstatné pro budoucnost plynovodu Bratrství, zejména pro síť Eustream, ale postupem času i pro Net4Gas, zejména po dostavení plynovodu BACI, protoţe ČR ne ně získá přímý přístup. Plynovod WAG (West-Austria-Gasleitung) vede z HPS Baumgarten an der March na západ do Německa k městu Oberkappel. Plynovod můţe být provozován obousměrně (Gas connect 2013a). Jeho technická kapacita po její navýšení je asi 11 bcm (Gazprom 2005). Plynovod TAG (Trans Austria Gasleitung) vede také z HPS Baumgarten an der March na jihovýchod do HPS Arnoldstein na hranicích s Itálií. I tento plynovod můţe slouţit obousměrně. Vlastníkem plynovodu je ENI s 89 % a OMV s 11 % ve společném konsorciu Trans Austria Gasleitung GmbH (Gas connect 2013b). Kapacita TAG je přibliţně 41 bcm (Upstreamonline 2006). TAG je v současnosti nejdůleţitější plynovod pro dopravu ruského plynu do Itálie, potaţmo pro zachování významu SR coby tranzitní země. Pokud by se teoreticky změnil způsob zásobování Rakouska po otevření South Streamu, mohlo by to

73

opětovně sníţit tranzitní pozici Slovenska. Rakousko v roce 2011 spotřebovalo 4,9 bcm ruského plynu a jeho nárůst by měl být aţ na hodnotu 10,7 bcm. Zásobování by mohlo probíhat například prostřednictvím TAG z Itálie. Po tom, co Gazprom upustil od myšlenky prodlouţení South Streamu aţ do Baumgartenu (Reuters 2011), tak udělal nabídku vlastníkům plynovodu TAG, aby zůstal plynovod v provozu. A to takovým způsobem, ţe bude přepravovat ruský plyn reverzním tokem z Arnoldsteinu aţ do Hubu v Baumgartneru pro potřeby rakouských spotřebitelů a dalších spotřebitelů (Korčemkin 2011a).

9.2.5

Přeprava přes síť Net4Gas Síť Net4Gas v roce 2011 přepravila asi 29 bcm plynu s čistým ziskem 5 miliard Kč,

v roce 2012 se zvýšil zisk aţ na 6,7 miliardy Kč (Net4Gas, 2012, 2013). Soustava zaznamenala výrazný pokles tranzitu po spuštění Nord Streamu, pokud nepočítáme plynovod Gazela. Té jsem se věnovali v kapitole Přeprava přes Nord Stream. Nord Stream změnil zaběhnutý pořádek toků z východu České republiky na západ do Německa. Graf. 11. Změny toků plynu na HPS Lanţhot z SR do ČR v letech 2011 – 2013 (mil. m3)

Zdroj: IEA, 2013a

74

Pokles průtoku plynu ze slovenské sítě, na jediném spojovacím místě HPS Lanţhot, do sítě Net4Gas se výrazně projevil v polovině roku 2011 a následný výrazný pokles byl zaznamenán v jedenáctém měsíci 2012 (viz Graf. 11.). Daná situace koresponduje se spouštěním do provozu plynovod Nord Streamu. Pokud chceme pochopit změnu toků v ČR, po zavedení Nord Streamu a plynovodu OPAL aţ k HPS Brandov, je nutné si porovnat HPS Brandov na vstupu do ČR s dalšími HPS v republice. Gazela vede plyn z Brandova do Waidhausu. Gazela mění tok plynu v celé síti. Ostatní HPS jsou vyuţívány v ¨menších objemech (viz IEA 2013a) a směrech. Je to z toho důvodu, ţe potřeby Německa jsou z části zabezpečeny právě Gazelou. Na Grafu 12. je zobrazen (v pořadí zleva) vývoj toků plynu na vstupu do ČR na HPS Brandov a vedle něj výstup z ČR HPS Lanţhot. Oba Grafy jsou v základních črtech podobné a dokládají korelaci mezi otevřením Nord Streamu a zvýšením toků na Slovensko přes ČR. Shodné je zvýšení průtoku na začátku roku 2012 a nárost v únoru 2013. To dokládá, ţe ČR se stává tranzitní zemí také v obráceném směru – ze západu na východ. A to díky napojení ČR na Nord Stream. Odchylka je během zimních měsíců, kdy se sniţují dodávky z Ruska, kvůli jeho vlastní vysoké spotřebě. V té době se ve zvýšené míře čerpá plyn z plynových zásobníků. Graf. 12. Změny toků plynu na HPS Brandov do ČR a HPS Lanţhot z ČR do SR v letech 2011 – 2013 (mil. m3)

Zdroj: IEA, 2013a (Pozn. osy y jsou rozdílné) Pokud porovnáme Graf. 11 a Graf. 12 zjistíme, ţe průtok z ČR do SR se, v posledním měsíci, ze kterého máme údaje, skoro vyrovnal. Zásobování Německa a Západní Evropy se v 75

diametrálně menší míře provádí skrze HPS Lanţhot a dále přes síť Net4Gas, kvůli spuštění plynovodu Gazela. Na území Německa plyn pokračuje z HPS Waidhaus v robustní síti plynovodu MEGAL. Ty dále zásobují jak západní a jiţní Německo, ale i Francii, Holandsko a Belgii. Eustream k tranzitu plynu do Německa můţe hypoteticky vyuţít, kromě sítě Net4Gas, i rakouský plynovod WAG do Oberkappelu.

9.2.6

Shrnutí scénáře A Tento scénář předpokládá, ţe Slovensko ztratí svoji tranzitní pozici v té míře jak jí

mělo před rokem 2011, tedy před spuštění Nord Streamu. To dokládá i předseda představenstva SPP Daniel Křetínský: „jednoznačně vycházíme z toho, ţe bude klesat tranzit plynu přes slovenské území, primárně v důsledku vybudování plynovodu Nord Stream. Eustream má dvě trasy – severní, která vede ze slovensko-ukrajinské hranice dále do Česka, a jiţní – směrem do Rakouska. Nyní dochází k zásadnímu omezení toku severní cestou. Z toho vyplývá, ţe hospodářské výsledky Eustreamu i Net4Gas budou mít klesající tendenci.“ (Česká pozice 2013). Pokud bude postaven South Stream v plánované kapacitě, pozice Slovenska jako nejvýznamnějšího tranzitéra (vlastní největší kapacitu sítí v EU pro přepravu ruského plynu) se změní na regionálního tranzitéra pro region Střední Evropy. Pokud by byl skutečně postaven i plynovod Jamal-2, tak Slovensko a Maďarsko bude zásobováno skrze něj a tradiční tok plynu z Ukrajiny nebude více vyuţíván. V tom případě nelze Slovensko více povaţovat za významného tranzitéra, ale pouze za tranzitéra regionálního. Česká republika se jiţ částečně změnila po dostavení plynovodů Nord Streamu, OPAL a Gazela na jiný typ tranzitéra neţ byla do roku 2011. Do té doby byl tranzit realizován ve směru východ-západ za účelem zásobování Německa. Prvně byl reverzní tok nouzově vyzkoušen během plynové krize, takţe opačný tok nebyl moţný. Po zpuštění plynovodu Gazela si zabezpečila pozici významného tranzitéra, co potvrdil i ředitel odboru plynárenství ministerstva průmyslu a obchodu Jan Zaplatílek: „zůstaneme i v budoucnu při současných změnách evropských toků zemního plynu významnou tranzitní zemí.“ (Česká televize 2013). Česko se zároveň stává (regionálním) tranzitérem pro Slovensko, Polsko – skrze plynovod STORK a případně i Rakousko. Shrnutí scénářů Nord Stream a South Stream je uvedeno v samostatné kapitole.

9.3

Scénář B Alternativní 76

V předchozím scénáři jsme se věnovali pravděpodobnému vývoji toků plynu přes páteřní plynovody a z toho vyplívající potenciál přepravy přes tranzitní státy ČR a SR. V tomto scénáři se pokusíme kriticky analyzovat předchozí scénář a hledat vlivy, které by mohli narušit tento vývoj. Následně si je představíme. Rusko změní svoji exportní strategii plynu Pokud by Rusko opustilo strategii „pipelines nostrum“, a tak se přestalo usilovat o export svého plynu pouze přes infrastrukturu, ve které má podíl, vedla by tato situace k posílení východo-západního toku plynu přes SR a ČR. Pokud by Rusko začalo preferovat ukrajinský způsob tranzitu, to by vedlo k přímému dopadu na zvýšení tranzitu přes ČR a SR. Avšak o majetkové ovládnutí ukrajinské infrastruktury se Rusko usiluje řadu let a nelze předpokládat, ţe by Rusko tuto strategii opustilo. Kromě jiných důvodů, tato snaha o ovládnutí ukrajinské infrastruktury vedla k mnoha energetickým krizím. Ukrajina odprodá tranzitní soustavu Tento stav by patrně vedl k opětovnému posuzování budoucnosti plynovodu South Stream, coţ by vedlo ke třem moţnostem: zastavení projektu – nepravděpodobná moţnost, protoţe výstavba jiţ začala 7. 12. 2012 (Gazprom 2012) zmenšení jeho kapacity – místo 4 plánovaných větví by jich bylo postaveno méně, sníţila by se jeho kapacita a vzrostl potenciál pro dopravu sítí Eustream projekt by se postavil v plánované variantě, tedy bez ţádného vlivu Kromě dopadu na South Stream by se dále neuvaţovalo nad projektem Jamal-2 a zásobování Střední Evropy by probíhalo tradiční cestou, to by posílilo tranzitní pozici SR. Ale samotná výstavba Jamal-2 vůbec není jistá bez ohledu na změny vlastnictví ukrajinských sítí. Nepostavení Jamalu-2 by mělo pozitivní vliv na tranzitní pozici ČR, protoţe pokud by plynovod postaven byl, ČR by pravděpodobně ztratila pozici tranzitéra v zásobování Střední Evropy. Při posuzování zmenšení kapacity South Streamu si tento scénář nazveme Scénář South Stream ½ a za účelem kvantifikace budeme předpokládat, ţe se zmenší na polovinu plánované kapacity na 35 bcm.

77

Změna v plynovodu South Stream Pokud by došlo ke změně v projektu South Stream, mělo by to pozitivní vliv na pozici tranzitní země SR, podobně jako je rozepsáno u předchozího vlivu. Rizika výstavby South Streamu (obecně i jiné plynovodní infrastruktury) lze shrnout do 4 bodů: Poprvé – technické komplikace výstavby způsobené různými faktory jako je hloubka Černého moře, nesprávná technologie, lidské selhání, nepředvídatelné události a jiné. Tyto komplikace by se mohli dostat projekt do finanční tísně nebo by bylo nerentabilní v projektu dále pokračovat. Podruhé – cena celého projektu, ta by mohla vést ke komplikacím, redukci kapacity nebo aţ zastavení celého projektu. K této moţnosti se váţe výrok plynařského experta a bývalého generálního ředitele Českého plynařského průmyslu (ČPP) Vratislava Ludvíka o South Streamu: „investice, jeţ si dle dostupných informací vyţádá, asi 35 miliard eur, včetně propojovacích a přívodních plynovodů na ruském území, představuje natolik velké sousto, ţe by se jím i větší firmy, neţ ruský Gazprom, mohly snadno zalknout. Pokud se to navíc všechno děje v situaci, kdy odbyt ruského zemního plynu neroste, přepravní kapacity plynovodů Nord Stream, Jamal i česko-slovenského Transgasu jsou významně vyšší neţ objem přepravovaného ruského plynu, pak je na čase se zamyslet, zda projekt South Stream není zásadním omylem, jenţ promění ruskou vlajkovou loď Gazprom v Titanic“ (Česká pozice 2012). K tomu je potřeba dodat na upřesnění, ţe Gazprom není jediný investor, ale polovinu nákladů nesou evropské energetické společnosti. Technologicky a finančně nejnáročnější podmořskou fázi výstavby si rozdělili mezi sebe energetické společnosti Ruska, Německa, Francie a Itálie (viz kapitolu South Stream). Potřetí – situace v Evropě. Tuto moţnost rozdělujeme na dvě části, změny cen a změny ve spotřebě plynu. Jiţ jsme uvedli, ţe došlo k výrazné revizi kontraktů mnoha zemí s Gazpromem, kdy došlo ke sníţení cen plynu. Jiné společnosti, například RWE, vedli úspěšnou arbitráţ také za ukončení podmínky Take or pay v kontraktech (E15 2012). Ale v současnosti vedou RWE a Gazprom další arbitráţ ve Stokholmu – o zrušení vázanosti cen plynu na ropu (Česká pozice 2013a). Pokud Gazprom uskuteční tento nový cenový model, ceny ruského plynu se dostanou na úroveň ceny spotového trhu, ta je v současnosti niţší. K tomuto způsobu cenotvorby se postupně přiklání i náměstek ekonomického rozvoje Andrej Klepač, který vyzývá Gazprom k reformám (Nezavisimaja Gazeta. 2013). Pokud se bude Gazprom zdráhat nové cenotvorby a udrţí výrazný rozdíl mezi cenou na spotovém trhu a vázanou na ceny ropy (viz kapitolu Cena zemního plynu), tak se ruský plyn stane nekonkurenceschopný a nové plynovody nebude 78

potencionálně schopen splácet, kvůli nedostatku příjmů z přepravy a prodeje plynu, potom co nebude o tento draţší plyn zájem. Pokles spotřeby ruského plynu můţe vzniknout i v důsledku nadbytku plynu na trhu od různých producentů. Nejvýznamnější konkurent ruského plynu je LNG a v budoucnosti také nekonvenční břidličný plyn. Břidličný plyn je ve fázi rozvoje ve více státech. Proto s ním lze v budoucnu počítat jako s doplňkovým zdrojem. Jeho vyuţití v EU bude aţ po delším časovém horizontu a proto nelze očekávat, ţe by mohl ovlivnit výstavbu nové plynovodní infrastruktury nebo výrazněji změnit tok plynu v Evropě do roku 2020. Jeho potenciál je v diverzifikaci zdroje a sníţení mnoţství importovaného plynu. Kromě toho má jeho těţba v USA dopad na světový trh s LNG, kterého je dnes přebytek (viz kapitola Zásobování EU a vývoj trhu s plynem). Přebytek plynu je riziko pro South Stream, protoţe nelze zajistit, ţe veškerá kapacita plynovodu bude vyuţita. Daniel Křetínský říká, ţe původní plán South Streamu byl připraven v době, kdy se předpokládal určitý vývoj poptávky, která se dnes nedostavuje (Česká pozice 2013). Trh s LNG sniţuje v současnosti ceny plynu na trhu EU a tak ceny sniţují návratnost velkých infrastrukturních staveb. Spotřebu plynu ovlivňuje také ekonomická situace (viz kapitolu Spotřeba plynu v EU) a aktuální ekonomická krize v Evropě vytváří problematické investiční prostředí pro velké energetické projekty, zejména nedostatek likvidity a volných investičních prostředků (blíţe viz kapitolu Vývoj ekonomiky EU). Počtvrté je rizikem legislativa, tedy pokud je nesprávně nastavená nebo dochází k častým změnám. Pouze krátký souhrn legislativy nejvíce ovlivňující sektor plynárenství je v kapitole Legislativní rámec. Rizikem pro South Stream je náhlá změna legislativy, která by jej mohla potencionálně prodraţit anebo znesnadnit výstavbu. Nejvíce mění sektor energetiky a trh s plynem legislativa Evropská unie. Zde jako příklad lze zmínit legislativu vyţadující liberalizaci (První aţ Třetí liberalizační balíček) zahrnující povolení přístupu třetích stran do infrastruktury (TPA) nebo tzv. klauzule Gazprom. Legislativa EU se můţe opět změnit a negativně zasáhnout výstavbu South Streamu.

79

9.4

Shrnutí možných scénářů

Tab. 14. Přehled scénářů toků plynu z Ruska do roku 2020

Scénář NordStream SouthStream SouthStream½

Kapacita(bcm) Platnostod TranzitSR TranzitČR 55 2013 17+ 35+ 63 2019 -4 neovlivňuje 35 2019 7 neovlivňuje

Zdroj: autor Tab. 14. jsme vytvořili za účelem grafického shrnutí Realistického a Alternativního scénáře. V rámci Realistického scénáře A jsme vytvořili dva podřazené scénáře Nord Stream a South Stream. Oby dva počítají se 100 % vyuţitím kapacity Nord Streamu, Jamalu a South Streamu. Scénář Nord Stream počítá pouze s existencí plynovodu Nord Stream a bude platný do té doby, dokud nebude postaven South Stream. Tento scénář předpokládá potenciál více neţ 17 bcm pro Slovensko a více neţ 35 bcm přes Českou republiku. Jeho platnost začíná od roku 2013 a je podmíněna dostavbou plynovodu NEL a navazující infrastruktury v Německu. Scénář v omezené míře platí jiţ v současnosti jak jsme dokázali v kapitole Scénář A. Scénář South Stream bude platný nejspíše v roce 2019. Pro tranzit přes SR nezůstává ţádný potenciál. Výstavba South Streamu tranzit přes ČR neovlivňuje, proto zůstane potenciál zachován jako u scénáře Nord Stream, tedy více neţ 35 bcm ročně tranzitu v ČR. Pro Alternativní scénář B připadají do úvahy dva scénáře: Scénář Nord Stream (znamená, ţe South Stream nebude postaven) a Scénář South Stream ½ (projekt South Stream bude postaven v polovičním profilu). Pokud by vešel do platnosti Scénář South Stream ½, tak zůstává potenciál tranzitu přes SR přibliţně 7 bcm. Tento scénář tranzit přes ČR neovlivňuje. Je potřebné si uvědomit, ţe Scénář South Stream ½ je pouze hypotetický alternativní scénář. Ke všem scénářům platí pravidlo, ţe v praxi nedochází k utilizaci plynovodů ze 100 %, proto je potřeba počítat s průtoky o málo niţšími neţ je technická kapacita plynovodu. Proto i potenciál pro transport plynu přes SR nebo ČR můţe být vyšší neţ uvádí Tab. 12.

80

10 Energetická bezpečnost 10.1 Porovnání odolnosti plynárenské infrastruktury v ČR a SR

Odolnost plynárenské infrastruktury je jeden z ukazatelů, které si tato práce vytýčila za cíl sledovat v rámci. Často se vyskytuje tento ukazatel i pod názvem „odolnost sytému“. Zařazujeme jej mezi ukazatele energetické bezpečnosti. Naplnění odolnosti systému je nutné, aby bylo moţné zabezpečit zásobování plynem i při jejich neočekávaných výpadcích. Ty můţou vznikat z celé řady důvodů jako jsou technické havárie, přerušení dodávek z politickoekonomických důvodů, teroristické útoky, technické havárie nebo přírodní katastrofy. Pro posouzení odolnosti systému jsme si zvolili pravidlo N – 1. Posuzovat budeme jak Českou republiku, tak Slovenskou republiku v roku 2011 a 2020. Rok 2011 reprezentuje situaci před plným spuštěním plynovodu Nord Stream, který změnil situaci v zásobování plynem. Následně kaţdý stát porovnáme s mírou zabezpečení plynárenské infrastruktury v roce 2020. Rok 2020 představuje časové ohraničení této práce a velká část projektů, které jsme si představili v předchozích kapitolách by měli být dokončeny k tomuto datu. Údaje pro ČR budeme čerpat z Desetiletého plánu rozvoje přepravní soustavy v České republice 2013 – 2022, (viz Net4Gas 2012f). Pro analýzu Slovenska budeme čerpat z údajů organizace ENTSOG, která vydala v roce 2012 Desetiletý plán pro region střední a východní Evropy (viz ENTSOG 2012a).

10.1.1 Odolnost systému v České republice Pro rok 2011: Epm – kapacita všech HPS v ČR Pm – objem vytěţeného zemního plynu na území ČR Sm – technická skladovací schopnost zemního plynu v podzemních zásobnících na území ČR a v zahraniční, se kterými je uzavřena smlouva LNGm – s proměnnou se nepočítá, protoţe na území ČR se nenachází ţádný terminál LNG a země není na ţádný terminál napojena Im – HPS Lanţhot Dmax – hodnota nejvyšší poptávky po zemním plynu 81

Pro rok 2020 postupujeme obdobně, pouze započítáme všechny plánované projekty a změněné hodnoty pro všechny proměnné. S výstavbou LNG terminálu lze počítat do daného roku pouze v Polsku, ale není známo zda se nějaká kapacita bude dát dopravit do ČR, reálný tok plynu z Polskie LNG není oficiálně zaručen. Tab. 15. Změna zabezpečení a odolnosti plynárenské soustavy ČR Rok

2011

2020

Epm

199

290

Pm

0,57

0,30

Sm

42

84

Im

120

147

61

81

Dmax N - 1 (%)

199

279

Zdroj: Net4Gas, 2012f – ENTSOG, 2012a

Z Tab. 15. vyplývá, ţe Česká republika splňuje poţadovanou úroveň zabezpečení své soustavy jak v roce 2011, tak i 2020. A to ve výrazně vyšší míře neţ poţadovaných 100 %. Pro rok 2011 dosahuje takřka dvojnásobek a pro rok 2020 došlo k dalšímu zvýšení aţ na 279 %. Tento výsledek byl dosaţen i přes to, ţe vzrostla spotřeba a navýšila se kapacita HPS Lanţhot. K tomuto výsledku přispěje navýšení kapacity na HPS Český Tešín, Brandov a stavba plynovodu BACI. Kromě toho dle plánu dojde aţ ke zdvojnásobení podzemních zásobníků plynu.

10.1.2 Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému ČR Změna toků plynu ovlivňuje odolnost systému. Na situaci vyplívající ze Scénáře Nord Stream jiţ Net4Gas reaguje. Dobře informovaný zdroj z Net4Gas uvedl: „Net4Gas musí samozřejmě reagovat na niţší vyuţití kapacit směrem na/ze Slovenska. Týká se to zejména kompresorových stanic. Stanice Stráţovice byla zrušena jiţ v roce 2010 a je pravděpodobné, ţe dojde k omezení výkonu na některých ostatních stanicích nebo i ke zrušení dalších stanic.“

82

Změna toků plynu ovlivňuje síť Net4Gas zejména v tradičním směru z východu na západ. V tomto směru aţ 50 bcm kapacity sítě ze Slovenska z velké části ztrácí potenciál na vyuţití. Obousměrným provozem by mohla ČR zásobovat Rakousko nebo Slovensko. Ale i tak ještě pravděpodobně kapacita poklesne. Největší vliv na odolnost systému měla výstavba Nord Streamu a Gazely. Kromě toho, ţe diverzifikuje trasy dodávek, tak výrazně zvýšila kapacitu sítě. Proto konstatujeme, ţe dostavba Nord Streamu má výrazně pozitivní dopad na odolnost sytému ČR. Tato odolnost se paradoxně ještě zvýší, pokud bude sníţena kapacita největší HPS Lanţhot, tato zákonitost je dána způsobem výpočtu pravidla N – 1. Scénář South Stream by neměl výrazně ovlivnit odolnost systému. To stejné platí i pro Scénář South Stream ½. Pro všechny tři scénáře konstatujeme, ţe v síti Net4Gas existuje dostatečná kapacita pro transport plynu a zabezpečení zásobování pro zákazníky. Ale v případě jiţní a severní větve sítě Net4Gas ještě pravděpodobně dojde ke sníţení nevyuţité kapacity. Po spuštění plynovodu Nord Stream společnost Net4Gas komplementárně vybudovala plynovod Gazela, a tak zabezpečila dostatečnou kapacitu pro jeden z nových způsobů zásobování Německa, Francie, Belgie a Holandska.

10.1.3 Odolnost sytému v Slovenské republice V roku 2011 dosazujeme údaje: Epm – kapacita všech HPS v SR Pm – objem vytěţeného zemního plynu na území SR Sm – technická skladovací schopnost zemního plynu v podzemních zásobnících na území SR a v zahraniční (Dolní Dunajovice –zásobník v ČR přímo propojený s Eustreamem) LNGm – s proměnnou se nepočítá, protoţe na území SR se nenachází ţádný terminál LNG a země není na ţádný terminál napojena Im – HPS Veľké Kapušany Dmax – hodnota nejvyšší poptávky po zemním plynu Pro rok 2020 postupujeme obdobně jako v roku 2011, pouze s aktualizovanými daty a očekáváme, ţe bude dokončeno propojení s Maďarskem. Nezapočítáváme realizaci propojení s Polskem, protoţe jeho výstavba není oficiálně schválena, pouze je ve stadiu zkoumání

83

uskutečnitelnosti (Eustream 2013c). Nepočítáme ani s reálným tok plynu z Polskie LNG přes ČR, protoţe dodávky nejsou oficiálně zaručeny. Tab. 16. Změna zabezpečení a odolnosti plynárenské soustavy SR Rok

2011

2020

Epm

331

298

Pm

0,28

0,16

Sm

47

50

Im

294

227

34

39

Dmax N - 1 (%)

248

309

Zdroj: ENTSOG, 2012a Slovenská plynárenská soustava splňuje pravidlo N – 1 aţ na takřka 250 %, coţ ukazuje na vysokou úroveň zabezpečení soustavy. Tomuto výsledku pomáhá velká kapacita plynových zásobníků a reverzní tok z ČR. Výsledek byl dosaţen i přes fakt velké denní kapacity HPS Velké Kapušany. V roce 2020 se celková kapacita sítě sníţila, ale odolnost systému se i tak zvýšila aţ na trojnásobek poţadované hodnoty. Tento fakt nastal zejména kvůli zmenšení technické kapacity největší infrastruktury. Dalšími důvody jsou plánované spuštění reverzního toku na Ukrajinu (Ekonomika.SME 2013) a výstavba propojení s Maďarskem.

10.1.4 Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému SR Společnost Eustream reaguje na změnu situace ve Scénáři Nord Stream, protoţe ten se stává realitou. Otázka optimální konfigurace přepravního systému Eustream se otevřela vzhledem na skutečnost, ţe podle Scénáře Nord Stream je poţadavek na maximální přepravní kapacitu niţší, jako bylo v minulosti. Na zabezpečení konkurenceschopnosti s novými paralelnými trasami, které vyuţívají řešení nejlepší dostupné technologie, je optimalizace existujících tras nevyhnutná. Po druhé, optimální konfigurace je nutná, aby se zvýšila flexibilita dodávek plynu v celoevropském měřítku. Podle expertů ze společnosti Eustream Petra Tótha a Rastislava Ňukoviča celková optimalizace pozůstává ze dvou hlavních častí:

84

optimalizace strategické plynovodní infrastruktury (2005 – 2008) optimalizace kompresorové flotily (2005 – 2016) Základním poţadavkem kladeným na optimalizaci bylo vyuţít jestvující potenciál instalovaných potrubních linií s cílem vytvoření flexibilního nástroje na operativní řízení systému v souvislosti s často se měnící přepravou plynu. Z pohledu celkové optimalizace systému bylo velmi důleţité začít s optimalizací strategické

plynovodní infrastruktury

(oficiální termín společnosti Eustream pro plynovod z východu na západ SR). Táto část obnášela rozdělení potrubní infrastruktury na dvě části. Takto upravená infrastruktura umoţňuje flexibilně řídit přepravní soustavu v návaznosti na přesměrování přepravy zemního plynu po plném náběhu plynovodu Nord Stream. Cílem hydraulického rozdělení přepravního systému bylo umoţnit dodrţení odevzdávacích tlaků na obou hlavních výstupních HPS ze sítě Eustream do ČR a do Rakouska současně s moţností regulování velikosti potřebné rezervy tlaku vzhledem na předpokládané sníţené průtoky plynu. Na základě zkušeností z provozu optimalizované strategické plynovodní infrastruktury Eustream přešel k řešení otázky vlivu plynovodu Nord Stream na poţadovanou technickou kapacitu úpravou flotily kompresorů. Na zabezpečení přepravy zemního plynu v podmínkách nových niţších kontraktů (viz Scénář Nord Stream) a optimalizované přepravní sítě bude postačovat redukovaný výkon kompresorové flotily. Úprava kompresorové flotily vychází z logiky, ţe při vyšším tlaku plynu na začátku systému jsou tlakové ztráty ve směru toku plynu niţší, a tým je potřebný niţší výkon následujících kompresorových stanic. Zvýšení kompresního poměru první kompresorové stanice umoţní sníţení potřebného výkonu na následujících kompresorových stanicích. Tento postup výrazně sníţí počet starých kompresorových jednotek, co následně vede k niţším emisím a k pozitivnímu vlivu na ţivotní prostředí a úsporám energie. Celkový výkon kompresorů poklesne o polovinu na 500 MW. Maximální technická kapacita systému se sníţeným výkonem bude vyšší neţ 75 % současné technické kapacity. Táto kapacita bude poskytovat dostatečnou rezervu na potenciální zvýšení přepravy v střednědobém i dlouhodobém horizontu (propojení na Maďarsko anebo Polsko). I po optimalizaci kompresorové flotily na nové podmínky přepravy zůstane zachovaný celý přepravní potenciál potrubní části plynárenské infrastruktury, potaţmo vysoká pruţnost pro zvýšení technické kapacity na její původní úroveň. Na druhé straně, kaţdé navýšení přepravní kapacity systému musí byť zaloţené na konkrétních poţadavcích (Tóth – Ňukovič 2012). Podle ţádného, námi uváděného, scénáře vývoj navýšení kapacity Eustreamu není

85

pravděpodobný. Poţadavek na zvýšení kapacity by byl nutný pouze v případě výpadku funkčnosti Nord Streamu, ale s takovýmto scénářem nepočítáme. Kapacita plynovodní sítě Eustream se sniţuje a odolnost systému se zvyšuje. Tento paradoxní stav je zapříčiněn způsobem výpočtu odolnosti systému skrze pravidlo N – 1. Tento stav nastal, protoţe se v něm posuzuje výpadek největší infrastruktury. Právě kapacita této infrastruktury se sniţuje kvůli poklesu tranzitu. Proto konstatujeme, ţe sníţení potenciálu tranzitu ve Scénáři Nord Stream vede ke zvýšení odolnosti systému. K odolnosti systému přispěli i jiné faktory, zejména zájem o rozvoj plynových zásobníků a obousměrné interkonektory. Dopad Scénáře South Stream na odolnost systému je mnohem náročnější předpovědět. S tímto scénářem nepočítá ani Desetiletý plán pro region střední a východní Evropy (viz ENTSOG 2012a). Na sníţení potenciálu transportu z Ukrajiny na minimální hodnoty nebo aţ k nule bude muset reagovat Eustream dalším sníţením kapacity největší strategické plynové infrastruktury spolu s kapacitou HPS Veľké Kapušany. To by v případě pravidla N – 1 mohlo vést ke dalšímu navýšení odolnosti systému. Kromě tohoto faktu přispěje k navýšení odolnosti systému výstavba nových interkonektorů, které budou součástí Severo-jiţního propojení s přístupy na LNG terminály v Polsku a Chorvátsku a poskytnou potenciál pro napojení na další infrastrukturu jako South Stream. Tóth a Ňukovič dodávají, ţe v případe přerušení dodávek plynu by byl slovenský tranzitní systém spolu s interkonektory schopný zabezpečit dodávky plynu z dostupných zdrojů do ostatních častí Střední, východní a jihovýchodní Evropy (Tóth – Ňukovič 2012). Díky obousměrnému charakteru interkonektorů a provozní flexibility zmíněné propojení zabezpečí dodávky na Slovensko v případě krize nebo normálních dodávek. Scénář South Stream ½ by pravděpodobně sníţil kapacitu Eustreamu o polovinu v porovnání s plnou výstavbou South Streamu. Výpočet v Tab. 14. nepočítá s tímto scénářem ze stejného důvodu jako u Scénáře South Stream. Scénář South Stream ½ by zvýšil odolnost systému, pokud by ne něj TSO Eustrem reagoval jako reaguje na fakt výstavby Nord Streamu. Společným problémem Net4Gas i Eustream je jak přistupovat k existenci přebytečné infrastruktury a jak financovat její údrţbu. Po druhé jak zabezpečit její funkčnost a flexibilitu, kdyţ v plynovodu Bratrství klesají toky plynu.

86

10.2 Shrnutí energetické bezpečnosti

Zabezpečení dostatečných dodávek zemního plynu je výzva také pro Českou republiku a Slovenskou republiku. V práci jsme si vybrali několik ukazatelů jak ji hodnotit. Ukáţku výsledků zobrazuje Závěrečná tabulka. V ní jsou zahrnuty čtyři ukazatele, které si následně zhodnotíme. Analyzujeme také interakci scénářů toků plynu na diverzifikaci zdrojů, diverzifikaci přepravních tras a odolnost sytému. Tab. 17. Dopady scénářů na energetickou bezpečnost a pozici tranzitéra ČR

SR

Diverzifikace zdrojů

zvýší

zvýší

Diverzifikace přepravních cest

zvýší

zvýší

Odolnost systému

splněno

splněno

Pozice tranzitéra

upevní

oslabí

10.2.1 Energetická bezpečnost ČR Diverzifikace zdrojů Konstatujeme zvýšení diverzifikace zdrojů plynu v České republice ve sledovaném období mezi lety 2011 aţ 2020. To je způsobeno díky plánovanému napojení na LNG terminál v Polsku. Není známo přesně v jakém objemu bude schopno Polsko dopravovat plyn z tohoto zdroje, ale samotná existence infrastruktury umoţňuje vyuţít tento zdroj. Vlastní produkce nezmění diverzifikaci zdrojů, protoţe její vývoj se podle odhadů krátkodobě zvýší a následně klesne. Celková vlastní těţba je velmi nízká, dosahuje pouze 2,1 % celkové spotřeby. Diverzifikace přepravních cest Diverzifikace přepravních cest se jednoznačně zvýší. Právě začátkem roku 2013 byl spuštěn plynovod Gazela, který je klíčovým pro diverzifikaci cest plynu, protoţe je napojen na Severní plynovodní koridor, který obchází tradiční tranzitní země. Kromě tohoto plynovodu je na území ČR realizován úsek Severo-jiţního propojení. V jeho rámci Net4Gas uţ dokončila propojení na Polsko, staví plynovod Moravia a realizuje propoj do Baumgartenu

87

pod názvem BACI. Výstavba plynovodu Nord Stream, OPAL a Gazela zvýšila diverzifikaci tras a tranzitu plynu přes ČR. Gazela byla postavena jako projekt pro tranzit plynu a proto konstatujeme, ţe diverzifikace se zvýšila jako druhořadý faktor. Protoţe uţ před existencí Gazely byli postaveny plynovody do Německa, a tak byli diverzifikovány trasy a zdroje tímto směrem. Severo-jiţní propojení je, na rozdíl od Gazely, primárně určeno jako nástroj pro diverzifikaci a zabezpečení zásobování. Tato infrastruktura dokáţe zvýšit tranzitní potenciál ČR. Otevírá nové trhy pro dodávky plynu jak do Polska, tak do Rakouska. To stejné platí pro Reverzní tok a potenciál zásobovat SR přes ČR. Odolnost systému Odolnost systému prověřilo pravidlo N – 1, které ČR splňuje jak pro rok 2011, tak i pro rok 2020. Dokonce ho splňuje nadlimitně na přibliţně 200 %, respektive 280 %. Tomu přispívá zejména kapacita infrastruktury a technická skladovací schopnost plynových zásobníků. Mezi odolností systému a tranzitním potenciálem dochází k vzájemné interakci. Výstavba Nord Streamu vedla k pozitivnímu vlivu na odolnost systému. Výstavba South Streamu by neměla síť Net4Gas ovlivnit. O této záleţitosti jsme pojednávali v kapitole „Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému ČR“. Odolnost systému ovlivňuje potenciál tranzitéra. K tomu přispívá poměrně velká skladovací schopnost v plynových zásobnících a infrastruktura, která má dostatečnou kapacitu a stala se více flexibilní po plynových krizích. Tyto skutečnosti vytváří potenciál pro zásobování plynem během výpadku přes některý z páteřních plynovodů. Ale tento potenciál nemusí být vyuţíván pouze během krizí, ale i jako normální podnikatelský model. Jedná se o pronájem kapacity v plynových zásobnících a odpovídající kapacity v plynovodech. Pozice tranzitéra Pozice tranzitéra se upevní a to jednoznačně zásluhou existence plynovodu Gazela. Jiţ došlo ke změně toků plynu v páteřních plynovodech přepravujících ruský plyn a ČR se dostala na hlavní trasu zásobování Německa severním plynovodním koridorem. Plynovod Bratrství se stal méně důleţitým pro pokrytí spotřeby ruským plynem nejenom Německa, ale i Francie, Holandska a Belgie.

88

10.2.2 Energetická bezpečnost SR Diverzifikace zdrojů Energetická bezpečnost SR z pohledu diverzifikace zdrojů se zvýší. Toto konstatování vyvozujeme z faktu, ţe byl realizován Reverzní tok plynu z ČR. Touto cestou je SR napojeno na dodávky z nového zdroje, kterým mohou být Norsko nebo Nizozemí z jejich vlastní těţby. Reverzní tokem lze získat dodávky zkapalněného plynu z LNG terminálu v Západní Evropě, pokud by si to situace vyţadovala. Reverzním tokem se Slovensko stává součástí Severojiţního propojení s dosahem na plánovaný LNG terminál v Polsku a potenciálně i LNG Adria. Celková vlastní těţba je velmi nízká, do roku 2020 by měla stagnovat, dosahuje pouze 2,6 % celkové spotřeby SR. Z tohoto důvodu diverzifikaci zdrojů neovlivní. Diverzifikace přepravních cest Diverzifikace přepravních cest se zvýší. K tomuto konstatování zařazujeme, kromě Reverzního toku, Slovensko-Maďarské propojení. Toto propojení vytvoří další článek Severojiţního propojení, které by mělo směrovat aţ k ostrovu Krk s regasifikačním terminálem. Diverzifikace a tranzitní potenciál SR se vzájemně ovlivňují. Nové trasy rozšiřují moţnosti dodávek plynu dalším zemím. Jedná se zejména o Maďarsko. Kvůli rapidnímu sníţení transportu plynu do Německa Eustream hledá nové trhy pro vyuţití robustní infrastruktury Bratrství. Tento zájem se prolíná se snahou o diverzifikaci tras a zdrojů. Odolnost systému Odolnost systému plynovodní soustava splňuje v roce 2011 aţ takřka na 250 % a tento stav se ještě zvýšil v roku 2020, kdy uţ dosahuje skoro 300 %. Tento výsledek je dán velkou kapacitou plynovodů a velkou technickou skladovací schopností plynových zásobníků. O interakci scénářů toků na odolnost sytému jsme podrobně pojednávali v kapitole „Dopady scénářů na odolnost a kapacitu systému SR“. Odolný a flexibilní sytém Eustreamu poskytuje předpoklad zásobování sousedních zemí. Zejména v zimních měsících lze pouţít poměrně velkou skladovací kapacitu podzemních zásobníků plynu jako spolehlivý zdroj. Pozice tranzitéra Pozice tranzitéra se v případe Slovenska oslabí. K tomuto faktu jiţ dochází od spuštění Nord Streamu, který tranzituje plyn do Německa a tímto způsobem nahrazuje tradiční cestu

89

plynovodem Bratrství. Z výpočtu toků plynu vyplynulo, ţe potenciál pro tranzit plynu z Ukrajiny je 17 bcm ročně do té doby neţ bude spuštěn South Stream. Ten odebere tranzit směřovaný do Itálie a Slovensko se stane pouze regionální tranzitérem pro region Střední Evropy. Pokud by byl postaven South Stream v kapacitně polovičním scénáři, tak by potenciál tranzitu do Itálie byl velmi nízký.

11 Závěr V práci se ukázalo, ţe sektor plynárenství je komplexní záleţitost, kde se vzájemně výrazně ovlivňují prvky – legislativa, cena plynu, ekonomický vývoj, výroba elektrické energie v plynových elektrárnách – se spotřebou plynu. Vzhledem k předpokládanému vývoji ekonomické situace nebude výrazně růst spotřeba plynu v EU. Tomuto trendu odpovídá i předpoklad spotřeby ve vybraných státech EU. Se zásobováním je samozřejmě provázána těţba plynu, ať uţ vlastní nebo zahraniční. Pokud vlastní těţba nepokryje spotřebu, tak je ji nutné zabezpečit dovozem, právě toto je realita nejenom ČR a SR. Proto přichází na řadu hledání vhodného dodavatele a způsobu jak poţadované mnoţství transportovat. Rusko je uţ od 60.-let nejvýznamnějším dodavatelem nejenom pro Střední Evropu, ale pro celou EU. A tuto pozici se snaţí Rusko zachovat. Produkce plynu v Rusku mu tuto snahu dovoluje zachovat. Ale na globální trh přichází nové formy plynu jako LNG a Břidličný plyn. Nové formy plynu mění trh v celé EU, tlačí na novou trţní cenotvorbu a sníţení cen. Postupem času se i Rusko přizpůsobuje. Bez zásobování ruským plynem si v současnosti nelze představit zásobování EU. Tranzit Ruského plynu byl tradičně veden přes Bělorusko a Ukrajinu. Ale plynovod Nord Stream změnil tuto situaci a Německo spolu se státy na západ od něj jsou zásobovány převáţně přes Nord Stream. K tomuto novému plynovodnímu koridoru se připojilo i Česko skrze plynovod Gazela, a tak si upevnilo svoji tranzitní pozici. Potom co Slovensko ztratilo německou polovinu tranzitu přes plynovod Bratrství, tak jeho postavení tranzitéra závisí na transportu plynu do Itálie a Rakouska. Tento tranzit je ohroţen projektem South Stream. Pro účely této práce jsme vytvořili tři scénáře toků plynu. Pokud bude South Stream postaven, tak plynovod Bratrství ztratí velkou část svého původního významu. Negativně to zasáhne zejména Slovensko, které se musí postarat o to, aby našlo vyuţití pro svoji robustní infrastrukturu. Jinak řečeno, aby našlo nové trhy. Pokud nenajde vyuţití pro svoji infrastrukturu, objevuje se otázka jak financovat přebytečnou infrastrukturu. To platí i

90

pro ČR. Oba státy reagují jiţ teď. Modernizují a optimalizují svoji infrastrukturu, aby vytvořili flexibilní síť. Při úpadku tranzitní pozice státu dochází, kromě výpadku na straně poplatků z tranzitu, i k přímým dopadům na faktory energetické bezpečnosti. Změny v tranzitu plynu paradoxně zvyšovali odolnost sytému, při faktoru odolnosti systému dochází ke vzájemné interakci s tranzitním potenciálem. Podobně to platí i při diverzifikaci. Nová infrastruktura zvyšuje jak diverzifikaci, tak tranzitní potenciál. Pokud se podíváme do historie, tak konstatujeme, ţe od počátku přepravy zemního plynu plynovodem Bratrství aţ do roku 2009 byl transportní systém v nepřetrţitém provozu. Plynová krize se stala historickým mezníkem z hlediska rozvoje nových přepravních cest, hledání způsobů diverzifikace zdrojů, diverzifikace tras a vyuţití stávající sítě Eustream a Net4Gas. Nové projekty páteřní plynovodní infrastruktury jako Nord Stream představují v konečném důsledku hnací silu pro rozvoj současných plynovodních přepravních systémů. Optimalizace plynovodních tras můţe vést k zavedení nejlepší dostupné technologie i v síti Net4Gas a Eustream a následně tak dochází k zvyšování ekologického charakteru provozu přepravních systémů. Česká i Slovenská republika se snaţí rozvíjet svoji energetickou bezpečnost, proto realizují výstavbu interkonektorů, reverzních toků, nové páteřní infrastruktury a rozvoj plynových zásobníků. Zároveň modernizují plynovodní síť a zvyšují její flexibilitu. Díky těmto faktorům je zabezpečeno zásobování plynem na velmi vysoké úrovni.

91

Seznam zdrojů (Všechny zdroje ověřeny k 14. 5. 2013.) Primární zdroje Adria-LNG. 2013 http://www.adria-lng.hr/index_en.php?f=&m=2&s=0 BP. Energy Outlook 2030. 2013. http://www.bp.com/extendedsectiongenericarticle.do?categoryId=9048887&contentId=70825 49 BP. Statistical Review of World Energy 2012a. http://www.bp.com/sectiongenericarticle800.do?categoryId=9037130&contentId=7068669 EC. Winter forecast. 2013. http://ec.europa.eu/economy_finance/eu/forecasts/index_en.htm EEGAS. Capacity of Export Pipelines. 2013a http://www.eegas.com/fsu.htm EEGAS. Daily Gas Flows at Selected Terminals 2013b http://www.eegas.com/terminal_flows.htm Energetický regulační úřad. Vyhláška č. 365/2009 Sb., o Pravidlech trhu s plynem ve znění vyhlášky č. 436/2012 Sb. http://eru.cz/user_data/files/plyn/pravidla%20trhu%20s%20plynem/UZ-PTP_%284362012%29_zmen.pdf Energy Strategy of Russia for the period up to 2030. Ministry of Energy of the Russian Federation. Moscow. 2010 ISBN 978-5-98420-054-7 http://www.energystrategy.ru/projects/docs/ES-2030_%28Eng%29.pdf ENTSOG. Transmission Capacity Map. 2012 http://www.entsog.eu/maps/transmission-capacity-map ENTSOG. Gas Regional Investment Plan Central-Eastern Europe 2012 – 2021. 2012a: http://www.net4gas.cz/cs/rozvojove-plany/ ENTSOG. Ten-Year Network Development Plan 2013-2022. 2013 http://www.entsog.eu/publications/tyndp Eustream. 2012 http://www.eustream.sk/sk_nasa-spolocnost/sk_vyrocne-spravy Eustream. Tranzitní soustava. 2013a http://www.eustream.sk/sk_prepravna-siet/sk_prepravna-siet

92

europarl.europa.eu. TPA Exemption. 2012 http://www.europarl.europa.eu/sides/getAllAnswers.do?reference=E-2011011341&language=CS EuRoPol Gaz. The Yamal-Europe Transit Gas Pipelines System. 2013a http://www.europolgaz.com.pl/en/gazociag/ Eurostat. Energy dependence of Natural Gas. 2013 http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/refreshTableAction.do?tab=table&plugin=1&pcode=tsdc c310&language=en Evans, Peter. Natural Gas: The Destination Fuel? Defining the next decade. Senior Director, Global Strategy and Analytics. General Electrics, Energy. 2012 http://www.eurogas.org/figures_statistics.aspx Fahey, Liam – Randall, Robert M. Learning from the Future. Competitive Foresight Scenarios. Published by John Wiley and Sons. 1997. 446 p. ISBN 0-471-30352-6 Forbes. Global Growth Forecast 2020. 2012. http://www.forbes.com/sites/kenrapoza/2012/03/26/global-growth-forecast-2020/ Gas connect. WAG. 2013a http://www.gasconnect.at/en/Unser-Netz/Leitungssystem/WAG Gas connect. TAG. 2013b http://www.gasconnect.at/en/Unser-Netz/Leitungssystem/TAG GAZ system. Historical data 2008 – 2012: Annual flow at ENTRY/EXIT points. 2013a http://en.gaz-system.pl/en/customer-zone/transit-yamal-pipeline/tgps-transmission-capacity/ GAZ system. Long-term forecast capacity. 2013b http://en.gaz-system.pl/strefa-klienta/sgt-gazociag-jamalski/zdolnosc-przesylowa-sgt/ Gazprom. Nord Stream. 2013 http://www.gazprom.com/about/production/projects/pipelines/nord-stream/ IEA. Definice energetické bezpečnosti. 2013. http://www.iea.org/topics/energysecurity/ IEA. Gas Trade Floes in Europe. 2013a http://www.iea.org/gtf/index.asp IEA. Electricity generation by fuel. 2009a http://www.iea.org/stats/graphresults.asp?COUNTRY_CODE=SK IEA. Electricity generation by fuel. 2009b http://www.iea.org/stats/graphresults.asp?COUNTRY_CODE=IT IEA. Electricity generation by fuel. 2009c http://www.iea.org/stats/graphresults.asp?COUNTRY_CODE=AT

93

IEA. Share of total primary energy supply. 2009d http://www.iea.org/stats/graphresults.asp?COUNTRY_CODE=FR IHS CERA. Long-Term Supply and Demand Outlooks to 2035. 2010 IHS CERA. History of IHS. 2013 http://www.ihs.com/about/glance/history.aspx Mitrova, Tatiana. Russian gas export policy: reacting to the EU policy. Skolkovo. 2012. http://www.eurogas.org/figures_statistics.aspx MMF. World Economic Outlook (WEO). Hopes, Realities, and Risks. 2013 http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2013/01/ Nařízení Evropského parlamentu a Rady EU č.994/2010 o opatření na zajištění bezpečnosti dodávek zemního plynu a o zrušení směrnice Rady 2004/67/ES; 2010. http://eur-ex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2010:295:0001:0022:CS:PDF Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) Č. 715/2009 ze dne 13. července 2009 o podmínkách přístupu k plynárenským přepravním soustavám a o zrušení nařízení (ES) č. 1775/2005 Text s významem pro EHP. 2009 http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0036:01:CS:HTML Nařízení Evropského parlamentu a Rady (EU) č. 994/2010 ze dne 20. října 2010 o opatřeních na zajištění bezpečnosti dodávek zemního plynu a o zrušení směrnice Rady 2004/67/ES. 2010 http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2010:295:0001:0022:CS:PDF NEL. NEL plynovod. 2013 http://www.nel-pipeline.de/en/questions-and-answers/timetable.html Net4Gas. Connecting Markets. Výroční zpráva 2011. 2012 http://www.net4gas.cz/cs/vyrocni-zpravy/ Net4Gas. Mapa přepravní sítě. 2013a. http://www.net4gas.cz/cs/gallery/N4G_mapa_CZ_2013_rdax_1024x640.jpg Net4gas. Tranzitní soustava. 2013b http://www.net4gas.cz/cs/prepravni-soustava/ Net4Gas. Kapacita Entry/Exit. 2013c. http://extranet.net4gas.cz/capacity_ee_point.aspx Net4Gas. Česko-polský propojovací plynovod (STORK). 2013d http://www.net4gas.cz/cs/cesko-polsky-propoj/ Net4Gas. Zpětný tok západ-východ. 2013e http://www.net4gas.cz/cs/zpetny-tok-zapad-vychod/

94

Net4Gas. Desetiletý plán rozvoje přepravní soustavy v České republice 2013 – 2022. 2012f http://www.net4gas.cz/cs/rozvojove-plany/ Nord Stream AG. 2013 http://www.nord-stream.com/pipeline/ OECD. StatExtratcs. 2013. http://stats.oecd.org/Index.aspx?DataSetCode=EO92_INTERNET OTE. Dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny a zemního plynu. 2013. https://www.ote-cr.cz/statistika/dlouhodobe-bilance Polskie LNG. 2013 http://en.polskielng.pl/lng-terminal-in-poland/ Rodríguez, Carmen. Demand and Supply Scenarios. ENTSOG. 2013 http://www.entsog.eu/publications/tyndp Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/73/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh se zemním plynem a o zrušení směrnice 2003/55/ES http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2009:211:0094:0136:CS:PDF South-stream. Gas pipeline. 2013 http://www.south-stream.info/en/pipeline/ URSO. Úrad pre reguláciu sieťových odvetví. 2013a http://www.urso.gov.sk/sk/udaje-o-urade URSO. Úrad pre reguláciu sieťových odvetví. 2013b http://www.urso.gov.sk/sk/regulacia/plynarenstvo URSO. Výročná zpráva o úrade 2011. http://www.urso.gov.sk/sk/udaje-o-urade/vyrocne-spravy Viduna, David. Can the gas potential be harvested in the electricity market? Viduna - Head of long term organization, ČEZ a.s. 2013. http://www.entsog.eu/publications/tyndp Yazev, Valery. Russia and International Energy Cooperation in the XXI Century. 2006 – 2011. Publishing group Granica, 2011. 400 p. ISBN 978-5-94691-407-9 Yergin, Daniel. The prize : the epic quest for oil, money & power. New York : Free Press, 2009. 32 s. ISBN 9781439110126 Yergin, Daniel. Ensuring energy security. Foreign Affairs. Vol. 85, No. 2, 2006, 14 s. online text http://www.un.org/ga/61/second/daniel_yergin_energysecurity.pdf Yergin, Daniel. The quest: energy, security and the remaking of the modern world. New York: Penguin Press, 2011, 804 s., 32 s. ISBN 9781594202834.

95

Sekundární zdroje Adámková. Jak zebezpečit dodávky zemního plynu? E15 speciál Energetika. 2010. http://file.mf.cz/748/special-energetika-05-03-10.pdf Buzan, B. – Waever, O. – de Wilde, J. Bezpečnost: nový rámec pro analýzu. Brno: Centrum strategických studií. 2005 Cenyenergie.cz. Přepočet spotřeby plynu z m3 na kWh. 2010 http://www.cenyenergie.cz/plyn/clanky-1/prepocet-spotreby-plynu-z-m3-na-kwh.aspx Černoch et al. The Future of Natural Gas Security in the V4 Countries: A Scenario Analysis and the EU Dimension. Brno, Mezinárodní politologický ústav Masarykovy univerzity, 2011. 26 s. Česká pozice. Plynovod South Stream: Labutí píseň ruských snah o ovládnutí Evropy. 2012 http://www.ceskapozice.czwww.ceskapozice.cz/zahranici/geopolitika/plynovod-south-streamlabuti-pisen-ruskych-snah-o-ovladnuti-evropy?page=0,1 Česká pozice. Daniel Křetínský: Dostavba Temelína se teď Česku nevyplatí. 2013 http://www.ceskapozice.czwww.ceskapozice.cz/byznys/energetika/daniel-kretinsky-dostavbatemelina-se-ted-cesku-nevyplati?page=0,1 Česká pozice. Gazprom je nevěřící Tomáš, vzkazuje RWE. 2013a http://www.ceskapozice.czwww.ceskapozice.cz/byznys/energetika/gazprom-je-nevericitomas-vzkazuje-rwe Česká televize. Plynovod Gazela startuje, posílí energetickou bezpečnost země. 2013 http://www.ceskatelevize.cz/ct24/ekonomika/210865-plynovod-gazela-startuje-posilienergetickou-bezpecnost-zeme/ ČEZ. Připravované projekty paroplynových elektráren ČEZ. 2013 http://www.cez.cz/cs/vyroba-elektriny/paroplynove-elektrarny/pripravovane-projektyparoplynovych-elektraren-cez.html Downstream today. OPAL Pipeline Exempt from TPA Regulation. 2011. http://www.downstreamtoday.com/news/article.aspx?a_id=28462&AspxAutoDetectCookieSu pport=1 Ekonomika.SME. Ukrajina bude schopná odoberať plyn zo Slovenska koncom roka. 2013 http://ekonomika.sme.sk/c/6722166/ukrajina-bude-schopna-odoberat-plyn-zo-slovenskakoncom-roka.html energie-portal.sk. Zemný plyn v SR. 2011 http://www.energie-portal.sk/Dokument/zemny-plyn-v-sr-100399.aspx Energia.sk. Ľubomír Blaško: Záujem o CNG neoslabila ani spotrebná daň. 2012 http://www.energia.sk/rozhovor/zemny-plyn-a-teplo/zaujem-o-cng-neoslabila-ani-spotrebnadan/7584/

96

Euroskop. Jaká je budoucnost plynovodu Nabucco? 2012 https://www.euroskop.cz/46/20912/clanek/jaka-je-budoucnost-plynovodu-nabucco/ Eustream. Predstavitelia spoločností skupiny SPP a Gazprom export sa stretli v Bratislave. 2008 http://www.eustream.sk/sk_media/sk_tlacove-spravy/predstavitelia-spolocnosti-skupiny-sppa-gazprom-export-sa-stretli-v-bratislave/10 Eustream. Víťazi obstarávania pre slovensko-maďarské prepojenie plynovodov sú už známi. 2013b http://eustream.sk/sk_media/sk_tlacove-spravy/vitazi-obstaravania-pre-slovensko-madarskeprepojenie-plynovodov-su-uz-znami Eustream. Tender na štúdiu uskutočniteľnosti pre poľsko-slovenské prepojenie vyhrala spoločnosť GAZOPROJEKT S.A. 2013c http://www.eustream.sk/sk_media/sk_tlacove-spravy/tender-na-studiu-uskutocnitenosti-preposko-slovenske-prepojenie-vyhrala-spolocnost-gazoprojekt-sa E15. RWE Transgas vyhrál spor s Gazpromem o deset miliard. 2012 http://zpravy.e15.cz/byznys/prumysl-a-energetika/rwe-transgas-vyhral-spor-s-gazpromem-odeset-miliard-926117 E15. Gazprom chce v Evropě postavit další plynovod. 2013 http://zpravy.e15.cz/byznys/prumysl-a-energetika/gazprom-chce-v-evrope-postavit-dalsiplynovod-972091 Gazprom. Gazprom, Gazexport and OMV enter into new natural gas supply to west Europe Agreement. 2005 http://www.gazprom.com/press/news/2005/may/article63122/ Gazprom Bond Prospectus. 2010 http://www.ise.ie/debt_documents/Base%20Prospectus_58b2c5ee-a08a-46a8-8dff1d9fbbe84ec0.pdf Gazprom. South Stream gas pipeline construction starts up. 2012 http://www.gazprom.com/press/news/2012/december/article150873/ Gazprom. Russian President Vladimir Putin entrusts Gazprom with getting back to Yamal – Europe-2 and gas branch to Kaliningrad Region projects. 2013a http://www.gazprom.com/press/news/2013/april/article159568/ Gazprom. South Stream construction in Serbia to start in late 2013. 2013b http://www.gazprom.com/press/news/2013/april/article160368/ Hydrocarbons-technology. Adria LNG Project, Croatia. 2013 http://www.hydrocarbons-technology.com/projects/adrialngproject/ Chvalkovská, Jana – Mejstřík, Michal. Budoucnost těžby nekonvenčních zdrojů zemního plynu v Polsku a její důsledky pro střední Evropu. Praha: EEIP, 2012. 83 s. http://eeip.cz/download/Nekonvencni-zdroje-plynu.pdf

97

Juza, Peter – Komanová, Pavlína. Stredná Európa, Rusko a jeho Energetická stratégia (2020). Slovgas, r. 2013, č. 1 http://www.szn.sk/Slovgas/Slovgas_t.aspx?r=2013&c=1&t=1 Kardaś, Szymon. Russia Reactivates ‘Yamal-2’: A Real Project or Just Another Bluff?. 2013 http://www.naturalgaseurope.com/russia-reactivates-yamal-2-a-real-project-or-just-anotherbluff Koďousková, Hedvika – Kuchyňková, Petra – Leshchenko, Anna. Energetická bezpečnost asijských zemí a Ruské federace. 1. vyd. Brno: Masarykova univerzita, 2012. 420 s. ISBN 978-80-210-6011-1. Korčemkin Michail. Comment on Die Welt interview with Alexander Medvedev. 2011 http://www.eegas.com/welt_2011-11-16e.htm Korčemkin, Michail. Trans-Austria Gas Pipeline gets a chance to stay in business. 2011a http://www.eegas.com/TAG-2011-12e.htm Korčemkin, Michail. Gazprom is unlikely to fulfill its transit agreement with Eustream. EEGAS. 2012 http://www.eegas.com/slovakia-eustream.htm Korčemkin, Michail. Gazprom to Export Gas Only by its Own Pipelines. 2013 http://www.naturalgaseurope.com/gazprom-pipeline-export-policy Kruk, Marynia. PGNiG has options if Polish LNG terminal misses launch date. 2013 http://www.worldoil.com/PGNiG_has_options_if_Polish_LNG_terminal_misses_launch_date .html Morgenthau, Hans J. Politics among nations : the struggle for power and peace. McGrawHill, Boston, 1993. Nabucco. The Nabucco shareholders. 2013 http://www.nabucco-pipeline.com/portal/page/portal/en/company_main/shareholders_link Nezavisimaja Gazeta. Газпрому предсказали мрачное будущее. 2013 http://www.ng.ru/economics/2013-04-03/1_gazprom.html Olej, Vladimír. Reverzný tok plynu v SR a skúsenosti s riadením projektov spolufinancovaných zo zdrojov EÚ. Slovgas, r. 2012, č. 4 http://www.szn.sk/Slovgas/Slovgas_t.aspx?r=2012&c=4&t=15 Patria. South Stream chce od EU výjimku z liberalizační legislativy po vzoru Nord Streamu. 2012 http://www.patria.cz/zpravodajstvi/2223565/south-stream-chce-od-eu-vyjimku-zliberalizacni-legislativy-po-vzoru-nord-streamu.html Patria. RWE prodala Net4Gas pojišťovně Allianz a skupině Borealis. 2013 http://www.patria.cz/zpravodajstvi/2300733/rwe-prodala-net4gas-pojistovne-allianz-askupine-borealis.html

98

Petrţilka, Oldřich – Kastl, Josef. Jaký vliv bude mít „plynová krize“ a ekonomická recese na budoucnost dodávek zemního plynu pro Českou republiku?. Pro-Energy magazín, roč. 2009, č. 3, , 5 s. http://www.pro-energy.cz/clanky11/3.pdf Reuters. Gazprom drops Austria from S.Stream gas route-source. 2011 http://uk.reuters.com/article/2011/12/14/south-stream-idUKL6E7NE3XY20111214 Socor. TAP Project Surging Ahead of Rival Nabucco-West. 2013 http://www.naturalgaseurope.com/tap-nabucco-west-caspian-gas-pipeline Trend. Balík akcií SPP má už nového majiteľa. Nemeckí a francúzski akcionári sú už minulosťou. 2013 http://ekonomika.etrend.sk/ekonomika-slovensko/balik-akcii-spp-ma-uz-noveho-majitela.html Tóth, Peter – Ňukovič Rastislav. Vplyv plynovodu Nord Stream na paralelnú prepravnú plynárenskú infraštruktúru na Slovensku. Slovgas, r. 2012, č. 5 http://www.szn.sk/Slovgas/Slovgas_t.aspx?r=2012&c=5&t=8 Stratfor. A Possible Nord Stream Expansion. 2013 http://www.naturalgaseurope.com/a-possible-nord-stream-expansion Stuart, Elliott. Gazprom's Yamal-2 pipeline plan - where's the logic? 2013 http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/NaturalGas/8290827 Ungerman, Jaroslav. Příchod břidlicového plynu na trh současně mění i trh se zemním plynem. Slovgas, r. 2012, č. 6. http://www.szn.sk/Slovgas/Slovgas_c.aspx?r=2013&c=1 Upstreamonline. TAG pipe ready for action. 2006 http://www.upstreamonline.com/live/article1131596.ece Tichý, L. Dvě kola rusko-ukrajinské plynové krize 2009. Euroskop.cz; 2009. https://www.euroskop.cz/46/11211/clanek/dve-kola-rusko-ukrajinske-plynove-krize-2009/ Tichý, L. Problematika vzájemné závislosti v energetických vztazích mezi Českou republikou a Ruskou federací a působení Evropské unie; CEPSR; 2010 http://www.cepsr.com/clanek.php?ID=415 Waisová, Šárka. Bezpečnost: vývoj a proměny konceptu. Plzeň: Aleš Čeněk, 2005, 159 s. ISBN 8086898210. Vlček, Tomáš – Černoch, Filip. Energetický sektor České republiky. 1. vyd. Brno: Masarykova univerzita, 2012. 504 s. ISBN 978-80-210-5982-5. Ostatní zdroje Rozhovor s Ing. Oldřichem Petrţílkou, zvláštní zmocněnec Českého plynárenského svazu, Praha, 22. 3. 2013

99