Pracovní podklad. Analýza dopadů odstavení jaderných elektráren republiku Kapitola 1 Popis situace v SRN

Pracovní podklad Analýza dopadů odstavení jaderných elektráren

v SRN na Českou

republiku Kapitola 1 Popis situace v SRN Po rozvoji jaderné energetiky v Německu v období šedesátých až devadesátých let se veřejné mínění začalo odklánět od tohoto způsobu výroby elektřiny. Po nástupu Zelených do vládní koalice byla v roce 2000 uzavřena dohoda mezi vládou SRN s provozovateli a vlastníky jaderných elektráren (společnostmi E.On, RWE a EnBW) o ukončení jaderného programu. Dohoda byla vyvolána tlakem tehdejšího menšího koaličního partnera strany Zelených. Na podzim 2010 došlo k revizi podepsané dohody mezi vládou a energetickými společnostmi a životnost jaderných elektráren byla prodloužena o dodatečných 12 let (v průměru). Prodloužení životnosti elektráren bylo provedeno výměnou za zavedení „jaderné“ daně ze zisků jaderných zařízení. Dne 15. března 2011 bylo rozhodnuto, že sedm nejstarších reaktorů v Německu bude „dočasně“ (tři měsíce) odpojeno od sítě – tj. všechna zařízení starší než rok 1980. Dne 5. června 2011 Německá vláda schválila harmonogram odstavování jaderných elektráren. Těchto celkem 8 zákonů (týkající se mimo jiné rozvoje energetických sítí a obnovitelných zdrojů energie), které byly následně schváleny německým Spolkovým sněmem a Spolkovou radou, počítá s úplným odklonem Německa od jádra do roku 2022. Německá vláda křesťanských demokratů (CDU/CSU) a liberálů (FDP) rozhodla o odchodu od jaderné energetiky po březnové havárii v japonské jaderné elektrárně Fukušima. Projekt odchodu od jádra má v Německu širokou podporu veřejnosti. Počítá se s trvalým odstavením celkem osmi nejstarších jaderných elektráren. Zbývajících devět reaktorů bude postupně utlumováno mezi lety 2015 a 2022. 31. 7. 2011 německý prezident Wulff podepsal zákony, které umožní odklon od jaderné energetiky. Podle Wulffa zákony nejsou protiústavní. V případě, že by výše zmíněné normy zasahovaly do vlastnických práv provozovatelů jaderných elektráren, můžou se tito provozovatelé domáhat po německém státu nahradit vzniklé škody. 1

Odklon Německa od jaderné energetiky vyvolává obavy o dodávky elektrické energie v Evropě a vyvolává debaty nad cenou elektrické energie. Důsledkem může být ohrožení energetické bezpečnosti země. Německu hrozí nedostatek elektřiny ve špičkách a problémy již do roku 2015 vyvolané odstavováním jaderných kapacit souběžně s neschopností krýt poptávku z obnovitelných zdrojů nebo importem elektřiny. Podle odhadů německé vlády se náklady na opuštění jaderné energie pohybují mezi 90 až 200 miliardami EUR. Náklady na tuto částku mají být rozděleny mezi daňové poplatníky - spotřebitele a výrobce elektřiny. Opuštění jaderné energetiky a orientace na obnovitelné zdroje energie může vést k následujícím důsledkům:  Cena elektřiny se v Německu pro koncové spotřebitele zvýší. Reálně se může jednat až o 20 – 30 %. Cena elektřiny může vzrůst v celé Evropě.  Zvýšením ceny elektřiny se sníží konkurenceschopnost německé ekonomiky. Může dojít k odlivu průmyslu z Německa do zemí s příznivějšími podmínkami.  Vlivem odstavení jaderných elektráren může dojít na jihu Německa k omezení dodávek energie. Německo bude muset krýt výpadek využitím rezerv ve výkonu uhelných elektráren a dodávkami elektrické energie nákupem ze zahraničí – z Francie a České republiky resp. středoevropského regionu (mimo jiné z jaderných elektráren).  Zvýší se spotřeba zemního plynu. Německo negativně ovlivní svou energetickou bezpečnost, potažmo energetickou bezpečnost EU, neboť hodlá dovážet plyn z Ruska. 18. 7. 2011 RWE podepsalo předběžnou dohodu o strategickém partnerství při výrobě elektrické energie v Evropě (Memorandum of Understanding) s ruským Gazpromem.  Dojde k ohrožení cíle EU – snížit do roku 2020 emise skleníkových plynů o 20% ve srovnání s rokem 1990. Energetická bilance výroby el. energie v SRN Německo má 17 jaderných elektráren s celkovou roční produkcí 140 TWh. Výroba z jaderných elektráren představuje zhruba čtvrtinu celkové roční produkce elektřiny. V současné době z údajů energetické bilance za rok 2010 vyplývá, že podíl jaderné 2

energie na celkové spotřebě primárních energetických zdrojů v Německu od roku 2006 klesá. V roce 2010 představuje podíl 11 %. OZE představují 16 % výroby elektřiny SRN, což je asi 100 TWh. Do roku 2020 si přeje vláda SRN tento podíl zvýšit na 35% konečné spotřeby elektřiny. Zároveň chce do roku 2020 snížit celkovou spotřebu elektřiny v Německu o 10%. V závislosti na tom, jak se bude v Německu měnit podíl různých zdrojů elektrické energie, odhadují lze očekávat vzestup emisí oxidu uhličitého. Spotřeba primární energetických zdrojů v Německu (údaje za rok 2010) Ropa 33 % Zemní plyn 21 % Černé uhlí 12 % Hnědé uhlí 11 % Jaderná energie 11 % Obnovitelné zdroje 9,6 % Další 2% Podíl jednotlivých obnovitelných zdrojů na spotřebě primárních energetických zdrojů v Německu (údaje za rok 2010) Biomasa 6% Biopaliva 1% Větrná energie 1% Spalovny + skládkový plyn 0,8 % Vodní energie 0,5 % Fotovoltaika 0,1 % Tepelná čerpadla 0,1 % Geotermální energie 0,01 % 1) Větrná energie od roku 1995 2) např.: palivové dřevo, rašelina, odpad 3) zahrnuje i fotovoltaiku

3

Vývoj spotřeby primárních energetických zdrojů v Německu ENERGIE Ropa Černé uhlí Hnědé uhlí Zemní plyn Jaderná energie Vodní a větrná energie 1) 3)

1990 5 217 2 306 3 201 2 293 1 668

2000 5 499 2 021 1 550 2 985 1 851

2005 5 166 1 808 1 596 3 229 1 779

2006 5 121 1 964 1 576 3 261 1 826

2007 4 626 2 017 1 613 3 122 1 533

2008 4 904 1 800 1 554 3 058 1 623

2009 4 635 1 496 1 507 2 937 1 472

2010 4 727 1 694 1 510 3 063 1 532

58

127

173

191

231

236

231

202

2)

Další obnovitelné zdroje 139 290 596 748 886 911 970 1 118 Bilance zahraničního obchodu s elektrickou energií 3 11 -31 -71 -69 -81 -52 -65 Ostatní 22 68 222 171 169 210 231 276 Celková spotřeba 14 905 14 402 14 537 14 786 14 128 14 216 13 428 14 057 Podíly v % ENERGIE Ropa Černé uhlí Hnědé uhlí Zemní plyn Jaderná energie

1990 35,0 15,5 21,5 15,4 11,2

2000 38,2 14,0 10,8 20,7 12,9

2005 35,5 12,4 11,0 22,2 12,2

2006 34,6 13,3 10,7 22,1 12,3

2007 32,7 14,3 11,4 22,1 10,9

2008 34,5 12,7 10,9 21,5 11,4

2009 34,5 11,1 11,2 21,9 11,0

2010 33,6 12,1 10,7 21,8 10,9

0,4

0,9

1,2

1,3

1,6

1,7

1,7

1,4

Další obnovitelné zdroje 0,9 Bilance zahraničního obchodu s elektrickou energií 0,0 Ostatní 0,1

2,0 0,1 0,5

4,1 -0,2 1,5

5,1 -0,5 1,2

6,3 -0,5 1,2

6,4 -0,6 1,5

7,2 -0,4 1,7

8,0 -0,5 2,0

Vodní a větrná energie 1) 3) 2)

Zdroj: Pracovní skupina pro energetickou bilanci, prosinec 2010

Problematika zátěžových testů V souladu s rozhodnutím Evropské Rady z března 2011 se připravují zátěžové testy pro jaderné elektrárny. V rámci České republiky je koordinuje Státní úřad pro jadernou bezpečnost spolu s provozovatelem obou jaderných elektráren ČEZ, a.s. Evropská Rada pověřila skupinu ENSREG (European Nuclear Safety Regulators Group) aby připravila obsah a metodiku zátěžových testů na základě technických návrhů asociace národních dozorů WENRA (Western European Nuclear Regulators Association). Kromě WENRA zpracovala svůj návrh i pracovní skupina Evropského jaderného fóra (ENEF). Oba návrhy jsou v základních kategoriích a zaměření prakticky totožné a liší se spíše důrazem na jednotlivá specifika. Návrh WENRA je přehlednější a techničtější – jasně a přímo definuje, co musí operátoři provést a zodpovědět. Podle Evropské komise (EK) se návrh WENRA zaměřuje primárně na zlepšování bezpečnosti jaderných elektráren. Návrh ENEF se snaží zabývat i zlepšováním vnímání jaderné bezpečnosti veřejností. Navíc návrh ENEF se zabývá více preventivními opatřeními, kdežto WENRA sleduje i zmírňování následků havárií.

4

Evropská komise (komisař pro energetiku Oettinger) důrazně prosazovala, aby se návrhy nezabývaly pouze událostmi způsobenými přírodními jevy, ale i lidským faktorem (teroristický útok atd.). Zájmem Evropské komise je také co možná největší unifikace zátěžových testů pro všechny jaderné elektrárny s ohledem na porovnatelnost výsledků. Vzhledem ke struktuře WENRA a ENEF je pravděpodobné, že požadavky Evropské komise se objeví spíše v návrhu ENEF a budou zabíhat více do politické oblasti. Českou republiku zastupoval na jednání WENRA Státní úřad pro jadernou bezpečnost (SÚJB). Dosaženou dohodu považuje za velice rozumnou, realistickou jak v objemu, tak co se týče termínů. I vybrané scénáře podle názoru SÚJB velmi dobře pokrývají oblasti, kterým je třeba se ve světle událostí na elektrárně Fukushima věnovat. Bude ovšem záviset na dalším vývoji, jestli se na dalších úrovních jednání do zvoleného postupu neprosadí ať už nesmyslné požadavky nebo unilaterální zájmy některých evropských zemí.

Jednání ENSREG O parametrech zátěžových testů měla rozhodnout skupina ENSREG na svém zasedání 12. a 13. 5. 2011. (ENSREG = European Nuclear Safety Regulators Group. Jedná se o poradní orgán Komise nad jadernou bezpečností v EU a poradní orgán Evropské komise v otázkách bezpečnosti jaderných zařízení a vyhořelého jaderného odpadu. Poradní orgán Komise co se týče určování parametrů zátěžových testů na jaderných elektrárnách.) Toto jednání však k rozhodnutí ohledně parametrů zátěžových testů nepřineslo. Komisař pro energetiku G. Oettinger (za podpory Německa a Rakouska) prosazoval na jednání přísnější rozsah parametrů testů, když požadoval provedení testů na odolnost vůči pádu letadla či teroristickým útokům. Proti takovýmto návrhům se silně ohrazovala řada států v čele s Francií, Velkou Británií, Finskem a také Českou republikou. Nakonec se podařilo dospět ke kompromisu, že zátěžové testy budou brány jako první fáze prověřování bezpečnosti jaderných zařízení. Po jejím skončení a vyhodnocení se bude moci diskutovat o provedení druhé fáze, která by se zaměřila právě i na odolnost zařízení vůči teroristickým útokům a selhání lidského faktoru. Některé státy argumentovaly, že nelze zveřejnit veškerá data o slabých místech jaderných zařízení, protože by tato data mohla posloužit jako návod k teroristickému útoku.

5

Obsah zátěžových testů podle návrhu Evropské komise Iniciační události: 1. Zemětřesení 2. Záplavy 3. Ostatní přírodní katastrofy Návazné ztráty funkceschopnosti bezpečnostních systémů 1. Ztráta elektrického napájení včetně „black-out“ 2. Úplná ztráta chlazení 3. Kombinace obou událostí Otázky zvládání těžkých havárií 1. Prostředky ochrany a ke zmírňování následků ztráty chlazení aktivní zóny 2. Prostředky ochrany a ke zmírňování následků ztráty chlazení bazénu vyhořelého paliva 3. Prostředky ochrany a ke zmírňování následků ztráty integrity kontejnmentu Přestože byl návrh podoby zátěžových testů již dohodnut, lze očekávat případnou snahu Německa, Rakouska a Evropské komise posunout problematiku z expertní na politickou úroveň. Zároveň zbývá dořešit detaily týkajících se průběhu a vyhodnocování zátěžových testů. Předpokládaný časový harmonogram provádění zátěžových testů Podle dosavadních plánů by se zátěžové testy měly konat od 1. června. Provádět by je měli provozovatelé jaderných zařízení, kteří výsledky předloží nezávislému regulačnímu orgánu. Výstupy budou následně podrobeny odborným posouzením (peer review) v rámci ENSREG, WENRA a Komise. Do konce roku 2011 má Komise připravit zprávu tak, aby ji mohla zohlednit Evropská rada 9. prosince 2011. Testy budou probíhat ve 3 krocích: 1. Předběžné posouzení provozovatelem JE, který zodpoví dotazník a předá podkladovou dokumentaci, studie a plány. 6

2. Národní zpráva vypracovaná Státním dozorem, který zkontroluje a posoudí zda jsou odpovědi a podklady provozovatele důvěryhodné. 3. Odborné posouzení národní zprávy provedené sedmi členným mnohonárodním týmem (1 osoba z Evropské komise + 6 osob z národních dozorů 27 zemí EU). Obsazení zatím není stanoveno. Tým bude mít možnost provést inspekci na JE. Následně v druhé fázi chce Evropská komise zkoumat vliv lidského faktoru (pády letadel, kombinované poruchy). Mimo těchto testů bude zvlášť zkoumáno zajištění ostrahy jaderných elektráren vůči teroristickým útokům. Pozice České republiky

Předkládaný návrh nezahrnuje kritéria pro vyhodnocování tj. jak bude s výsledky zátěžových testů naloženo. Nepředjímá žádná politická/technická opatření/závazky pro další rozvoj evropského jaderného sektoru ani pro další chod elektráren, která v zátěžových testech neobstojí (budou nalezeny závažné či jakékoliv jiné nedostatky). Jediné co návrh zátěžových testů předpokládá je, že výsledky budou „diskutovány“ na národní i evropské úrovni a to s odborníky z oboru i s experty z nejaderných oblastí a nevládních organizací a také s veřejností prostřednictvím veřejných seminářů. Absence kritérií pro vyhodnocení zátěžových testů je velmi závažným problémem, neboť dává Evropské komisi v podstatě možnost nejprve získat podrobné informace o všech jaderných zařízeních a poté v podstatě rozhodnout, které uzavře. (Dodatečně může nastavit kritéria pro splnění zátěžových testů tak, aby je splnily jen některé jaderné elektrárny.) Pro ČR je stěžejní, aby došlo co nejrychleji k definici kritérií, podle nichž se budou zátěžové

testy

vyhodnocovat.

Včasné

stanovení

těchto

kritérií

přispěje

k transparentnějšímu a efektivnějšímu procesu provádění zátěžových testů a zamezí možnostem zneužití výsledků testů pro tlak na uzavření dopředu vytypovaných jaderných elektráren. Tlaku na uzavření by mohly čelit především elektrárny v nových členských zemích, které využívají sovětské technologie. Z českého pohledu by mohlo dojít k omezení možnosti prodloužení životnosti jaderné elektrárny Dukovany, jejímž

7

blokům postupně vyprší 30-ti letá životnost v letech 2015-2017. Obdobné reaktory se jinde dostavují a budou v provozu minimálně 30 – 40 let Zájmem ČR také je, aby debata a definování všech kritérií pro zátěžové testy a další fungování a výstavbu jaderných elektráren zůstalo na odborné úrovni (WENRA, ENSREG) a nestalo se politickým tématem, do kterého by zasahovaly politické reprezentace členských států (zejména Rakouska a Německa) a také Evropská komise. Co se týče kritérií a standardů WENRA, ty by měly být aplikované pro výstavbu nových jaderných zařízení. Není možné všechny tyto standardy ale aplikovat na současné jaderné elektrárny, neboť to by vedlo k uzavření velké řady z nich. Další prioritou ČR je udržení otevřenosti evropského trhu také pro neevropské jaderné technologie. Požadování standardů WENRA (a ne jiných definovaných na politické úrovni) pro výstavbu nových elektráren je podstatné i z toho důvodu, že jsou tyto standardy technologicky neutrální. Tzn. jsou je schopné naplnit i neevropské technologie. S velkou pravděpodobností lze totiž očekávat společný tlak Francie a Německa na uzavření evropského trhu jen pro „nejbezpečnější“ tzn. evropské = francouzské technologie. To by znamenalo nepříznivé dopady minimálně v oblasti ceny i na projekt dostavby jaderné elektrárny Temelín. Harmonogram a podmínky uzavření JE V Německu je celkem 36 jaderných reaktorů, z nichž 19 je permanentně odstaveno a 17 je stále v provozu. Celková výroba elektřiny za rok 2010 činila: Elektřina vyrobená za rok 2010 v jaderných elektrárnách činila:

8

581 TWh. 133 TWh

Přehledná mapa umístění německých JE

   

 



Pozn.: v legendě vpravo je uveden provozovatel (Betreiber); * jsou označeny JE s varnými reaktory; ostatní neoznačené JE jsou s tlakovodními reaktory; křížkem u názvu jsou označeny v Moratoriu uzavřené JE; viz také Tab.1, pořadové číslo 1 až 8. Zdroj: Vychází ze zpráya BNA pro BMWT z 11. 4. 2011

9

Přehled jaderných reaktorů v Německu Název

Typ reaktoru

1.

BIBLIS-A

Tlakovodní reaktor Tlakovodní reaktor Tlakovodní 1. reaktor 2.

2.

BIBLIS-B

3.

BROKDORF

4.

BRUNSBUETTEL

Varný reaktor

5.

EMSLAND

Tlakovodní reaktor

6.

GRAFENRHEINFELD

7.

GROHNDE

Tlakovodní reaktor Tlakovodní reaktor

8.

GUNDREMMINGEN - Varný reaktor B

9.

GUNDREMMINGEN - Varný reaktor C

Vlastník

Lokalita

Výkon (MW)

RWE Power AG

HESSEN

1225

Zahájení provozu 1975

RWE Power AG

HESSEN

1300

1977

SCHLESWIGHOLSTEIN

1480

1986

SCHLESWIGHOLSTEIN

806

1977

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011

NIEDERSACHSEN

1400

1988

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2022

BAYERN

1345

1982

NIEDERSACHSEN

1430

1985

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2021

BAYERN

1344

1984

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2021

BAYERN

1344

1985

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2021

(80%) E.ON Kernkraft GmbH (20%) Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH 1. (66,6%) Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH 2. (33,3%) E.ON Kernkraft GmbH 1. (87,5%) RWE Power AG 2. (12,5%) E.ON Kernkraft GmbH E.ON Kernkraft GmbH 1.

(83,3%) E.ON Kernkraft GmbH 2. (16,7%) Stadtwerke Bielefeld 1. (75%) RWE Power AG 2. (25%) E.ON Kernkraft GmbH 1. (75%) RWE Power AG 2. (25%) E.ON Kernkraft

10

Stav V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2021

10.

ISAR - 1

Varný reaktor

11.

ISAR - 2

Tlakovodní reaktor

12.

KRUEMMEL

Varný reaktor

13. NECKARWESTHEIM 1

Tlakovodní reaktor

14. NECKARWESTHEIM 2

Tlakovodní reaktor

15.

PHILIPPSBURG - 1

Varný reaktor

16.

PHILIPPSBURG - 2

17.

UNTERWESER

18.

AVR JUELICH

19.

GREIFSWALD - 1

20.

GREIFSWALD - 2

21.

GREIFSWALD - 3

22.

GREIFSWALD - 4

Tlakovodní reaktor Tlakovodní reaktor Vysokoteplot ní, plynem chlazený, grafitem moderovaný reaktor Tlakovodní reaktor Tlakovodní reaktor Tlakovodní reaktor Tlakovodní

GmbH E.ON Kernkraft GmbH

BAYERN

912

1979

1.

BAYERN

1485

1988

SCHLESWIGHOLSTEIN

1402

1984

Odstaven z důvodu poruchy

BADENWUERTTEMBERG

840

1976

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011

BADENWUERTTEMBERG

1400

1989

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2022

BADENWUERTTEMBERG BADENWUERTTEMBERG NIEDERSACHSEN

926

1980

1468

1985

1410

1979

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2021 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 Od roku 1988 permanentně odstaven z provozu

(75%) E.ON Kernkraft GmbH 2. (25%) Stadtwerke München 1. (50%) Vattenfall Europe Nuclear Energy GmbH 2. (50%) E.ON Kernkraft GmbH 1. (98.45%) EnBW 2. (1.55%) 4 další vlastníci 1. (98.45%) EnBW 2. (1.55%) 4 další vlastníci EnBW Kraftwerke AG EnBW Kraftwerke AG E.ON Kernkraft GmbH ARBEITSGEMEINSCHAFT VERSUCHSREAKTOR GMBH

NORDRHEINWESTFALEN

15

1969

ENERGIEWERKE NORD GMBH ENERGIEWERKE NORD GMBH ENERGIEWERKE NORD GMBH ENERGIEWERKE NORD

---------

440

1974

---------

440

1975

---------

440

1978

---------

440

1979

11

V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2011 V provozu, odstavení se předpokládá v roce 2022

Od roku 1990 permanentně odstaven z provozu Od roku 1990 permanentně odstaven z provozu Od roku 1990 permanentně odstaven z provozu Od roku 1990 permanentně

23. 24.

reaktor Tlakovodní reaktor GUNDREMMINGEN - Varný reaktor A GREIFSWALD - 5

25.

HDR GROSSWELZHEIM

26.

KNK II

27.

LINGEN (KWL)

28.

MUELHEIMKAERLICH MZFR Karlsruhe

29.

30.

NIEDERAICHBACH (KKN)

31.

OBRIGHEIM (KWO)

32.

RHEINSBERG

33.

STADE (KKS)

34.

THTR-300

GMBH VEB KKW BRUNO LEUSCHNER KERNKRAFTWERKE GUNDREMMINGEN BETRIEBSGESELLSCHAFT MBH Varný reaktor HEISSDAMPFREAKTORBETRIEBSGESELLSCHAFT MBH Rychlý KERNKRAFTWERKmnoživý BETRIEBSGESELLSCHAFT reaktor MBH Varný reaktor KERNKRAFTWERK LINGEN GMBH Tlakovodní SCN reaktor Tlakovou KERNKRAFTWERKtěžkou vodou BETRIEBSGESELLSCHAFT chlazený a MBH moderovaný reaktor Těžkou KERNKRAFTWERK vodou NIEDERAICHBACH GMBH chlazený a moderovaný reaktor Tlakovodní KERNKRAFTWERK reaktor OBRIGHEIM GMBH Tlakovodní ENERGIEWERKE NORD reaktor GMBH Tlakovodní KERNKRAFTWERK STADE reaktor GMBH Vysokoteplot HOCHTEMPERATURní, plynem KERNKRAFTWERK GMBH chlazený, grafitem

odstaven z provozu Od roku 1989 permanentně odstaven z provozu Od roku 1977 permanentně odstaven z provozu

---------

440

1989

BAYERN

250

1967

BAYERN

25

1970

Od roku 1971 permanentně odstaven z provozu

BADENWUERTTEMBERG

21

1979

Od roku 1991 permanentně odstaven z provozu

NIEDERSACHSEN

268

1968

RHEINLAND-PFALZ

1302

1987

BADENWUERTTEMBERG

57

1966

Od roku 1979 permanentně odstaven z provozu Od roku 1988 permanentně odstaven z provozu Od roku 1984 permanentně odstaven z provozu

BAYERN

106

1973

Od roku 1974 permanentně odstaven z provozu

BADENWUERTTEMBERG BRANDENBURG

357

1969

70

1966

NIEDERSACHSEN

672

1972

NORDRHEINWESTFALEN

308

1987

Od roku 2005 permanentně odstaven z provozu Od roku 1990 permanentně odstaven z provozu Od roku 2003 permanentně odstaven z provozu Od roku 1988 permanentně odstaven z provozu

12

35.

VAK KAHL

36.

WUERGASSEN (KWW)

moderovaný reaktor Varný reaktor VERSUCHSATOMKRAFTW ERK KAHL GMBH Varný reaktor PREUSSENELEKTRA KERNKRAFT GMBH&Co KG

BAYERN

16

1962

NORDRHEINWESTFALEN

670

1975

(Zdroj MAAE)

13

Od roku 1985 permanentně odstaven z provozu Od roku 1994 permanentně odstaven z provozu

Vyřazování jaderného zařízení z provozu Způsoby vyřazování jaderných zařízení a pracovišť jsou: 1. okamžité vyřazování, kdy vyřazovací činnosti se provádějí plynule v nepřetržitém sledu od okamžiku zahájení vyřazování do jeho ukončení, nebo 2. odložené vyřazování, kdy vyřazovací činnosti jsou rozděleny do několika postupných věcně a časově vymezených etap, mezi nimiž může být časová prodleva. Vyřazování jaderného zařízení z provozu je časově a věcně vymezený úsek, ve kterém jsou prováděny vyřazovací činnosti. Vyřazovacími činnostmi jsou činnosti prováděné v průběhu vyřazování jaderného zařízení nebo pracoviště z provozu, zejména dekontaminace, demontáž, demolice, shromažďování, třídění, úprava, zpracování, skladování, přeprava a zneškodnění radioaktivních odpadů vznikajících při vyřazování, realizace ochranných bariér a dalších opatření k zajištění radiační ochrany. Vyřazovací činnosti se provádí v rámci jednotlivých etap. Etapami vyřazování jsou 1. ukončení provozu, 2. příprava k likvidaci a 3. vlastní likvidace. Jednotlivé etapy vyřazování musí být ukončeny zajištěním ochranných bariér dosud nevyřazených zařízení, objektů, systémů a komponent jaderného zařízení nebo pracoviště proti nedovolenému šíření radionuklidů do životního prostředí. K jednotlivým etapám vyřazování je třeba povolení úřadu vykonávacího dozor nad jadernou bezpečností v zemi (v ČR Státní úřad pro jadernou bezpečnost, v Německu je to Ministerstvo životního prstředí). Při přípravě vyřazování jaderného zařízení nebo pracoviště se vždy přihlíží k: 1. fyzickému stavu jaderného zařízení nebo pracoviště, včetně ocenění stability staveb, technologických částí, systémů a komponent,

14

2. zajištění jaderné bezpečnosti, radiační ochrany, fyzické ochrany a havarijní připravenosti, 3. způsobu nakládání s radioaktivními odpady, včetně jejich složení a množství, přepravy, zpracování, úpravy, skladování a ukládání radioaktivních odpadů, včetně zabezpečení minimalizace radioaktivních odpadů z vyřazovacích činností, 4. stavu připravenosti personálu a dostupnosti technologie, o níž se předpokládá, že bude použita při vyřazování, včetně dekontaminace, demontáže a demolice, jakožto i možnosti technických operací s dálkovým ovládáním, 5. způsobu opakovaného použití a recyklace vyřazovaných materiálů, systémů a komponent, 6. odhadu nákladů na vyřazování z provozu a dostupnosti finančních prostředků, 7. vlivu navrhovaných vyřazovacích činností na životní prostředí a obyvatelstvo, 8. předpokládanému způsobu využití prostoru jaderného zařízení nebo pracoviště po ukončení provozu v souladu s územně plánovací dokumentací. Neprodleně po ukončení vyřazovacích činností držitel povolení k vyřazování jaderného zařízení nebo pracoviště podá Úřadu vykonávacímu dozor nad jadernou bezpečností v zemi informaci o ukončení vyřazování, v níž prokáže, podle typu pracoviště, že zajistil jadernou bezpečnost, radiační ochranu, havarijní připravenost a fyzickou ochranu. V případě, že prostor jaderného zařízení nebo pracoviště nemůže být uvolněn pro neomezené užívání, musí být přijata přiměřená opatření pro zajištění kontroly vykonávané nad prostorem, která odpovídají stavu místa z hlediska radiační ochrany.

15

Výhled SRN - konec roku 2011 - Disponibilní kapacita (červeně) vs. prognóza týdenního špičkového zatížení (modře) a zbývající volný výkon (zeleně) (Výhled - zima 2011)

Zimní scénář: Výroba při silném větru (situace bez opatření přijatých německými TSO)

Linky 380 kV a zátěžové toky při kritériu (n-1) Legenda: --Plánované práce --Zátěžové toky: 100-110%

Zatížení rozvoden přenosových soustav

--Odložené práce --Zátěžové toky: 110-120%

16

--Zátěžové toky: 90-100% --Zátěžové toky: nad 120%

Zimní scénář: Výroba při silném větru (situace po přijetí opatření německými TSO)

TenneT

50HzT Amprion

TNG

Linky 380 kV a zátěžové toky při kritériu (n-1) Legenda: --Plánované práce --Zátěžové toky: 100-110%

Zatížení rozvoden přenosových soustav

--Odložené práce --Zátěžové toky: 110-120%

--Zátěžové toky: 90-100% --Zátěžové toky: nad 120%

Současná situace ve které se v důsledku moratoria nachází elektroenergetická soustava SRN je napjatá, ale pod kontrolou. Provozovatelé přenosových soustav se mohou vyhnout negativním dopadům na své sítě přijetím následujících proaktivních opatření, jako především:  redispečink výroby v tepelných a obnovitelných zdrojích  změna plánu údržby a rozšiřování sítí  omezení obchodních kapacit se sousedními zeměmi  intervence provozovatelů přenosových soustav na trhu Co se týká zimních scénářů s nepříznivou kombinací negativních vlivů jako velmi chladné počasí (vysoká zátěž sítě), bez výroby OZE (bezvětří, pod mrakem), nemožnost dovozu atd., pak mohou vzniknout vážné problémy:     

Ohrožení rovnováhy mezi výrobou a zatížením sítí v celém Německu Vysoké zátěžové toky a nízká výrobní kapacita Porušení pravidla n-1 Problémy s napětím Absence dodatečných rezerv pro případ běžných provozních poruch 17

Němečtí provozovatelé přenosových soustav proto doporučují:  zvýšit kapacitu tepelných elektřáren v jižním Německu o 2 000 MW  další uzavírání výrobních bloků JE může být ukončeno pouze tehdy, když bude rozšířena síť a když bude garantována adekvátní výrobní kapacita  opatření musí být koordinována na evropské úrovni Rozvoj OZE v SRN Německo představuje v Evropské unii velmoc ve větrné a solární energetice. Větrné farmy na německém pobřeží Severního moře mají v současné době výkon 27 GW. Výkon německých solárních elektráren činil koncem roku 2010 téměř 17GW. Podpora obnovitelných zdrojů energie způsobuje německé ekonomice značné problémy. Výkupní ceny elektřiny jsou u větrných a solárních elektráren několikanásobně vyšší, než výkupní ceny z konvenčních zdrojů. Cena elektřiny pro domácnosti se tak kvůli subvencím obnovitelných zdrojů energie zvýšila o 7,5 %. Na dotacích pro solární elektrárny museli spotřebitelé v roce 2010 zaplatit na účtech za elektřinu cca. 13 mld. EUR navíc. Německá vláda musela v několika krocích přistoupit k úsporným opatřením. Od července 2011 např. došlo ke snížení subvencí o 15 % pro fotovoltaické panely na střechách domů a od září 2011 se počítá se snížením subvencí o 15 % pro velké pozemní solární elektrárny. Dodávky energie z větrných a solárních elektráren jsou značně nestabilní. V průměru dvacet dní v roce větrné elektrárny v Severním moři pracují na plný výkon a přibližně sto dní v roce nevyrábějí téměř žádnou elektřinu. V roce 2006 došlo v Německu k rozsáhlému výpadku elektrické energie. Příčinou bylo právě kolísání výkonu větrných elektráren. Nerovnoměrnosti v přenášeném výkonu se tak musejí vyrovnávat výrobou elektřiny z konvenčních zdrojů. Německo prosazuje další expanzi větrných a solárních elektráren. Již v roce 2020 mají větrné elektrárny v Německu dosáhnout výkonu až 47 GW a solární elektrárny až 50 GW. Navíc kabinet Angely Merkelové prosadil novelu energetických zákonů, které počítají s úplným odklonem od výroby energie z jaderných elektráren. 18

Splnit vytyčený energetický plán bude pro Německo představovat obrovské investiční náklady. Jednak do výstavby nových větrných a solárních elektráren, jednak do přenosové soustavy, a dále do výstavby tepelných elektráren pro udržení stabilního výkonu v přenosové síti. V Německu chybí cca 4500 km sítí velmi vysokého napětí a cca 200 až 400 tisíc km sítí vysokého a nízkého napětí. V současné době existují 3 vedení velmi vysokého napětí od větrných parků na severu Německa do středního a jižního Německa. To je nedostačující, proto si Německo pomáhá vedením přes Polsko, ČR, Slovensko, Maďarsko a Rakousko. Bude muset proběhnout změna legislativy, která umožní vyvlastňovat pozemky, tudíž v nebližších 10 letech je výstavba elektrických sítí vyloučena. Bude třeba postavit nové tepelné elektrárny, které zajistí stabilitu přenosové soustavy. S největší pravděpodobností se bude jednat o výstavbu plynových elektráren. Elektřina z plynových elektráren je přibližně dvakrát dražší, než výroba elektřiny z jaderných elektráren. Na rozdíl od větrných a solárních elektráren jsou tepelné elektrárny schopny pracovat 24h denně, udržovat stabilní lineární výkon a promptně reagovat na změny odběru. Jaderné elektrárny jsou schopny z hlediska času regulovat výkon dvakrát rychleji, než plynové elektrárny a zhruba třikrát rychleji, než uhelné elektrárny. Jaderné elektrárny jsou schopny snížit či zvýšit svůj výkon o 5 – 45 % za minutu. Otázkou také je, jak se bude nakládat s vyrobenou přebytečnou elektrickou energií vlivem silného větru nebo intenzivního slunečního svitu. Taková energie se bude muset akumulovat. Případným řešením tohoto problému je vybudování přečerpávacích vodních elektráren nebo kombinovaných tlakovzdušných akumulačních plynových elektráren. V obou případech nastávají zásadní problémy. A to s výběrem vhodné lokality pro vybudování přečerpávací vodní elektrárny a s velmi vysokými investičními a provozními náklady.

Kapitola 2 Charakteristika situace v okolních státech SRN OBECNĚ

K 1. červnu 2011 bylo ve 29 státech světa podle statistik WNA (World Nuclear Association – Světová jaderná asociace) v provozu 441 jaderný reaktorů s celkovou instalovanou kapacitou 376 447 MWe. Celosvětově tyto reaktory vyrábějí asi 14 % světové elektřiny. Ve výstavbě je dalších 60 ve 13 zemích. Plánuje se výstavba 155 19

reaktorů. Celkem se ve světě předběžně uvažuje o vybudování 338 reaktorů, jejichž instalovaný výkon dosáhne více než 384 000 MW. V Evropské unii pochází z jaderných elektráren přibližně jedna třetina vyrobené elektřiny. EU-27 je největší „jaderná velmoc“ v mírovém využívání jaderné energie. Produkuje o 8 % elektřiny z jaderných elektráren více než Severní Amerika, skoro trojnásobek produkce Japonska a sedminásobek produkce Ruské federace. V Evropě se jaderné elektrárny staví ve Finsku, ve Francii, na Slovensku, výstavba se připravuje v Bulharsku, České republice, Francii, Polsku, Rumunsku, Rusku, Ukrajině a Spojeném království. Např. jen Rusko hodlá do roku 2020 vybudovat 22 nových tisícimegawatových reaktorů a řadu menších reaktorů plovoucích. Vzájemná obchodní výměna elektřiny mezi okolními zeměmi a SRN Imp/Exp/Německo Dánsko Holandsko Belgie Lucembursko Francie Švýcarsko Rakousko Česká rep. Polsko Švédsko Německo celk.Imp/Exp/Saldo Zdroj: Statistika IEA

Import Export Saldo TWh TWh TWh 9,2 1,4 7,8 0,8 18,9 -18,1 0,0 0,0 0,0 0,0 4,1 -4,1 10,6 0,9 9,7 3,5 14,0 -10,5 7,0 15,1 -8,1 7,9 1,3 6,6 0,0 5,6 -5,6 2,5 0,5 2,0

41,5

61,8

20

-20,3

Podíl jednotlivých okolních zemí v % na celkovém množství elektřiny dovážené do SRN

Zdroj: Statistika IEA

Podíl jednotlivých okolních zemí (dovozců) v % na celkovém vývozu elektřiny ze SRN

Zdroj: Statistika IEA

21

Údaje o reaktorech v evropských zemích (země EU, Švýcarsko a východní Evropa)

FRANCIE Ve Francii je v aktivním provozu 58 jaderných reaktorů v 19 jaderných elektrárnách. U 12 jaderných reaktorů je provoz pozastaven, 2 jaderné elektrárny jsou v procesu vyřazování z provozu. Aktuálně je ve Francii v procesu výstavby 1 jaderný reaktor (evropský tlakovodní reaktor – EPR, výkon 1600 MWe) a to v elektrárně ve Flamanville (severozápad Francie). V jaderné elektrárně v Penly (sever Francie) je od roku 2012 plánována výstavba dalších dvou jaderných reaktorů EPR (každý o výkonu 1300 Mwe). Připojeny do sítě by měly být v roce 2017. Veškeré jaderné elektrárny ve Francii vlastní a provozuje firma EDF (Électricité de France). Jaderné reaktory ve Francii postavila společnost FRAMATOME, dnes AREVA. Výroba elektřiny z jaderných reaktorů představuje podíl 74 % na energetickém mixu Francie, což ji řadí na první místo ve světě. Díky svým jaderným reaktorům je Francie schopna si zajistit 78 % elektřiny z vlastních zdrojů, nezávisle na sousedních zemí. Francouzští představitelé, po událostech ve Fukušimě a po oznámení Německa o odstoupení od jaderné energetiky, připustili možnost, že Francie sníží svoji „závislost“ na jádru do roku 2030 z nynějších 75% na 50%. Kapacita by se tedy snížila z nynějších 65 GW na 45 GW. ŠVÝCARSKO Ve Švýcarsku je v aktivním provozu 5 jaderných reaktorů ve 4 jaderných elektrárnách 22

(3 tlakovodní reaktory, 2 varné reaktory). 1 reaktor je od roku 1990 permanentně odstaven z provozu. Jaderné elektrárny vyrábějí 43 % elektřiny ve švýcarské síti, což představuje produkci 26,5 TWh za rok. Důvěra veřejnosti v jadernou energetiku velmi utrpěla po havárii jaderné elektrárny v japonské Fukušimě, kterou počátkem března způsobila vlna tsunami při rozsáhlém zemětřesení. Švýcarská vláda rozhodla, že postupně vyřadí z provozu všech pět jaderných reaktorů v zemi. Žádný z nich ale nebude odstavovat předčasně. V březnu 2011 švýcarská vláda pozastavila schvalovací proces pro tři nové jaderné elektrárny. Nové reaktory se už ve Švýcarsku stavět nebudou. Nejstarší reaktory by po padesáti letech provozu měly být odstaveny v roce 2019. Poslední reaktor by tak měl přestat dodávat energii do sítě v roce 2034. ITÁLIE Vláda premiéra Silvia Berlusconiho měla jako jeden z hlavních bodů svého programu návrat země k jaderné energetice, kterou Itálie opustila od konce 80. let. V celorepublikovém referendu v Itálii, které proběhlo v červnu 2011, hlasovalo 95 % zúčastněných (referenda se zúčastnilo 57 % občanů Itálie) proti návratu k využívání jaderné energie. Jedná se už o druhé referendum, kdy Italové odmítli využívání jaderné energie (první referendum bylo v roce 1987). Nejenže tím kabinet Silvia Berlusconiho utržil porážku, ale bude muset neodkladně vytvořit plán na rozvoj alternativních a obnovitelných energetických zdrojů. Podle plánů kabinetu premiéra Berlusconiho mělo jádro vyrábět až 20 % spotřeby elektrické energie, postaveny měly být 4 nové reaktory. Začala předběžná jednání s dodavateli z Francie a dalších zemí. Červnové referendum tyto aktivity zastavilo. Itálie má 4 jaderné elektrárny, které jsou permanentně odstaveny z provozu od roku 1982, 1987 a 1990. Energetický mix Itálie za rok 2009 je následující: 13,5 % elektrické energie představuje dovoz, 65,8 % elektrické energie vyrobeno z fosilních zdrojů, 20,7 % elektřiny vyrobeno z obnovitelných zdrojů. Celkový roční výroba elektřiny je 200100 GWh, z čehož z jaderných elektráren 0 %. Itálie má řádově vyšší větrný a solární potenciálem, než jaký doposud využívá.

23

BELGIE V Belgii je v aktivním provozu 7 jaderných reaktorů (jedná se o tlakovodní reaktory). 1 Jaderný reaktor je od roku 1987 permanentně odstaven z provozu. Celková roční výroba elektřiny v Belgii činí 89377 GWh, z čehož z jaderných elektráren je 45728 GWh. Jaderná energetika se tak podílí 51 % na energetickém mixu Belgie. Belgická vláda slíbila poskytnout veřejnosti výsledky zátěžových testů jaderných elektráren do konce roku 2011. Na základě nich vláda zváží, zda prodlouží životnost třech jaderných reaktorů, které se už dříve rozhodla odstavit v roce 2015. POLSKO V roce 1984 započala výstavba jaderné elektrárny v lokalitě Žarnowiec zhruba 50 km severozápadně od Gdaňsku. Tehdejším investičním záměrem byla výstavba čtyř reaktorů VVER-440. Tento projekt ztroskotal po roce 1989, kdy se v Polsku vzedmulo protikomunistické hnutí. Z technického hlediska se tehdejší rozhodnutí Polské vlády ukončit jaderný program jeví jako nesprávné, se závažnými negativními důsledky na polskou elektroenergetiku. Jednalo se o jaderné reaktory s obdobným technickým řešením, které se nachází v JE Dukovany, která se ve světových tabulkách pohybuje v první čtvrtině nejlépe a nejbezpečněji provozovaných elektráren a tvoří páteř české elektroenergetiky. V současné době Polsko nedisponuje žádnými jadernými reaktory a naprostá většina elektrické energie se vyrábí z uhlí (cca. 95 %), což se v budoucnu, s ohledem na cenový vývoj v rámci evropského systému obchodování s emisními povolenkami, stane pro polské hospodářství obrovskou zátěží. Polsko je soběstačné v dodávkách hnědého uhlí, téměř 100 % i v uhlí černém, vlastní těžba zemního plynu se podílí na jeho bilanci potřeby asi jednou třetinou. Plně je však závislé na dovozu ropy. Proto i nadále polská energetika bude postavena na těžbě a zpracování uhlí, pouze jeho podíl ve výrobě elektrické energie se sníží výhledově z 96 na 60 %. Polský státní energetický koncern PGE (Polska Grupa Energetyczna) plánuje postavit v zemi dvě jaderné elektrárny, každá s kapacitou 3000 MW. Zatím je vytipováno několik lokalit včetně lokality Žarnowiec, většinou u pobřeží Baltského moře. Společnost PGE podepsala koncem roku 2009 s francouzským koncernem EDF 24

memorandum o zahájení spolupráce týkající se jaderné energetiky. V nově vzniklém konsorciu chce PGE mít 51 % podíl. Konsorcium by mělo elektrárny vystavět a následně provozovat. Zájem na spolupráci mají i ostatní firmy jako General Electric, Westinghouse, ale i korejská Electric Power Corporation. První polská jaderná elektrárna by měla být uvedena do provozu v roce 2022, přitom původně se počítalo už s rokem 2020. S rozvojem jaderné energetiky v Polsku bude nutné dopracovat potřebnou legislativu a sehnat dostatek odborníků z jaderného sektoru. LITVA V Litvě není v aktivním provozu v současné době žádný jaderných reaktor. 2 Jaderné reaktory (Ignalina 1 a Ignalina 2) jsou od roku 2004 a 2009 permanentně odstaveny z provozu. Odstavení bylo jednou z podmínek vstupu země do Evropské unie (důvodem byla bezpečnost – jednalo se o stejný reaktor, jaký byl v Černobylu). Litva tímto krokem přišla o cca 60 – 80 % energie produkované z těchto zdrojů. Od té doby jsou všechny pobaltské země závislé na dodávkách ruských energetických surovin a elektřiny. Celková roční výroba elektřiny v Litvě činí 5332 GWh, z čehož z jaderných elektráren 0 %. Litevská vláda chce do roku 2020 postavit dva jaderné reaktory o výkonu 1300 MW a jako dodavatele technologie a zároveň strategického investora pro výstavbu jaderné elektrárny Visaginas si vybrala japonsko-americké konsorcium firem Hitachi a General Electric. Visaginas má nahradit již nefunkční jadernou elektrárnu Ignalina. Elektrárna by měla dodávat proud do Lotyšska, Estonska i Polska, které by měly projekt také spolufinancovat. Jedná se o vůbec první jadernou zakázku pro japonskou firmu od havárie reaktorů v zemětřesením a tsunami postižené Fukušimě. Litevská vláda bude nyní s vítězem tendru dojednávat podrobnosti kontraktu. Ten bude muset být nakonec schválen parlamentem. Konsorciu Hitachi-GE by měl být v elektrárně nabídnut až 51% podíl, o zbytek se podělí tři baltské státy a Polsko. Začátek stavebních prací je plánován na rok 2014 a první elektřinu by Visaginas měla začít vyrábět o šest let později.

25

Podíl jednotlivých typů elektráren na výrobě elektřiny v SRN a v okolních zemích SRN - Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (597 GWh) v %

Zdroj: Statistika IEADánsko - Podíl PE aVTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (36 GWh) v % (JE=0, VE= 0)

0%

1

26

Holandsko - Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (112 GWh) v %

Belgie - Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (91 GWh) v %

27

Francie - Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (542 GWh) v %

Švýcarsko - Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (69 GWh) v % (VTE+SLE=0)

28

Rakousko - Podíl PE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (69 GWh) v % (JE=0)

Polsko - Podíl PE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (152 GWh) v %

29

Česká republika-Podíl PE, JE, VE a VTE + SLE na celkové btto výrobě elektřiny (82 GWh) v %

Kapitola 3 Popis energetické bilance v SRN a ČR Situace v SRN Dosud se elektřina v Německu vyrábí téměř z poloviny z uhlí (černého i hnědého), zhruba jedna čtvrtina z jaderné energie, ze 16 % z obnovitelné energie a z 12 % ze zemního plynu. V Německu je v současné době v provozu 17 jaderných elektráren, dalších 19 už bylo dříve definitivně odstaveno. Rozmach atomové energetiky Německo zažilo po ropných krizích v 70. letech. Vůbec první jaderný reaktor sloužící výrobě elektřiny byl spuštěn v roce 1957 v Garchingu. Nedůvěra vůči jaderné energetice mezi německými politiky i veřejností narostla po vážných nehodách jaderných elektráren v americkém Three Mile Island v roce 1979 a ukrajinského Černobylu v roce 1986. Vlády Helmuta Kohla proto v 80. letech už výstavbu dalších jaderných zdrojů nenavrhly. Poslední německá jaderná elektrárna v Neckarwestheimu byla dokončena v roce 1989.

30

Základní indikátory pro SRN za rok 2008:

Key Indicators Population (million)

82.12

Compound Indicators TPES/Population (toe/capita)

4.08

GDP (billion 2000 USD)

2095.18

TPES/GDP (toe/thousand 2000 USD)

0.16

GDP (PPP) (billion 2000 USD)

2351.80

TPES/GDP (PPP) (toe/thousand 2000 USD)

0.14

7148

Energy Production (Mtoe)

134.11

Electricity Consumption / Population (kWh/capita)

Net Imports (Mtoe)

210.90

CO2/TPES (t CO2/toe)

2.40

CO2/Population (t CO2/capita)

9.79

TPES (Mtoe)

335.28 = 14 037,5 PJ

Electricity Consumption* (TWh)

587.01

CO2/GDP (kg CO2/2000 USD)

0.38

CO2 Emissions ** (Mt of CO2)

803.86

CO2/GDP (PPP) (kg CO2/2000 USD)

0.34

Zdroj: IEA

31

Výroba elektřiny a tepla v SRN za rok 2008:

Electricity

Heat

Unit: GWh

Unit: TJ

290645

162855

9244

6259

- gas

87654

250036

- biomass

19851

11597

9368

43752

- nuclear

148495

0

- hydro*

26963

Production from: - coal - oil

- waste

- geothermal - solar PV - solar thermal

18

587

4420 0

0

40574

0

- tide

0

0

- other sources

0

4668

- wind

Total Production

637232

479754

Imports

41670

0

Exports

-61770

-245

617132

479509

Statistical Differences

0

0

Transformation**

0

Electricity Plants

0

0

Heat Plants***

0

0

61465

5209

30118

37638

525549

436662

242123

132167

Domestic Supply

Energy Industry Own Use**** Losses Final Consumption Industry Transport

16500

0

Residential

139500

164664

Commercial and Public Services

118726

139831

8700

0

Fishing

0

0

Other Non-Specified

0

0

Agriculture / Forestry

Zdroj: IEA

* ** *** ****

Includes production from pumped storage plants. Transformation includes electricity used by heat pumps and electricity used by electric boilers. Heat shown in this row represents waste heat bought from other industries that is generated from combustible fuels. Energy industry own use also includes own use by plant and electricity used for pumped storage.

32

Současná situace v SRN po havárii JE Fukušima SRN po událostech v JE Fukušima zastavilo výrobu v osmi jaderných elektrárnách v zemi. Týká se to těch, které byly uvedeny do provozu před rokem 1980. Výrazně to ovlivnilo trh s energiemi v zemi. Potížím v současnosti brání skutečnost, že od 17. března 2011 docházelo ke zvýšenému dovozu elektřiny z Francie a ČR. To zatěžuje přenosová vedení v těchto zemích. Kvůli nedobudovaným přenosovým sítím v SRN není možné na jih Německa dodávat elektřinu ze severu země, ale je dovážena ze sousedních zemí. Z celkového počtu 36 reaktorů bylo do roku 2010 v SRN trvale odstaveno 19 reaktorů (před moratoriem). Ze současných 17 aktivních reaktorů zůstává v provozu zatím 10; u 7 reaktorů byl provoz pozastaven v roce 2011. Výpadek jaderných elektráren v Německu povede k vyššímu využití uhelných a plynových elektráren v celé okolní Evropě. V jihoněmeckých spolkových zemích Bavorsku a Bádensku-Württembersku přestala v rámci vládního tříměsíčního moratoria, uvaleného na nejstarší atomové elektrárny v zemi, fungovat tři zařízení. Podle RWE, se tam už tak chronický výrobní deficit elektřiny ještě zhoršil a hrozí přerušení jejích dodávek. Dále varoval před rychlým odklonem od jaderné energetiky, po němž nyní v Německu volá většina veřejnosti a mnoho politiků. Navíc vedení RWE minulý týden podalo žalobu na odstavení své nukleární elektrárny Biblis A v Hesensku. Podle názoru firmy není rozhodnutí kabinetu kancléřky Angely Merkelové z poloviny března právně podložené, a RWE tak každý den přichází asi o milión EUR (přes 24 miliónů korun). Německo dovozcem elektřiny Moratorium na provoz jaderných bloků ze 17. března 2011 směřuje Německo k pozici čistého dovozce elektřiny. Tento stav bude přetrvávat do vybudování nových výrobních kapacit, tj. ještě mnoho let. Z ekonomického pohledu výrobců elektřiny a provozovatelů přenosových soustav především ve Francii a České republice je rozhodnutí německé vlády přínosné. "Naše dohoda počítá s tím, že sedm nejstarších jaderných elektráren, zprovozněných do roku 1980 (ze 17 celkových jaderných elektráren), na které se vztahovalo 33

moratorium, a elektrárna Krümmel už se nezprovozní. Druhá skupina šesti elektráren bude od elektrické rozvodné sítě odpojena nejpozději v roce 2021 a tři nejmodernější se z provozu vyřadí do roku 2022," konstatoval ministr životního prostředí Norbert Röttgen. Rovněž uvedl, že sedm nejstarších německých jaderných reaktorů, které byly vypnuty hned po havárii ve Fukušimě, už nebude nikdy uvedeno v provoz. Navždy vyřazena z provozu bude také osmá jaderná elektrárna v Kruemmelu v severním Německu, která měla v poslední době technické problémy a už je také vypnuta. Podle předsedkyně německé vlády práce expertní komise ukázala, že německý energetický systém musí a může být od základu změněn. Jako "studená rezerva" by měla být v pohotovostním režimu ponechána nějakou dobu také jedna z již odstavených starších elektráren a do provozu by mohla být znovu uvedena například během studené zimy, kdy nebude mít Německo dostatek elektřiny ze solárních elektráren a nadbytkem proudu nebudou disponovat ani sousední země. Náklady na udržování rezervní elektrárny vyčíslila německá agentura spravující přenosové sítě na 50 milionů EUR ročně. Před březnovým uzavřením sedmi nejstarších reaktorů pokrývaly jaderné elektrárny zhruba čtvrtinu spotřeby elektrické energie v Německu; v roce 2010 vyrobily německé jaderné elektrárny 133 012 GWh elektrické energie. Kabinet Angely Merkelové naopak životnost sedmi bloků postavených před rokem 1980 prodloužil o osm let, deset novějších zařízení mělo fungovat o 14 let déle. Kontroverzní rozhodnutí prošlo ještě na podzim 2010 parlamentem. V reakci na Fukušimu ovšem vláda v polovině března vyhlásila tříměsíční moratorium na prodlužování životnosti atomových elektráren, během něhož měla být prověřena jejich bezpečnost. V sedmi nejstarších blocích, postavených před rokem 1980, měla být do té doby přerušena výroba. Kancléřka Angela Merkelová nakonec v polovině dubna (po jednání s premiéry spolkových zemí) oznámila, že Německo chce co nejrychleji opustit výrobu elektřiny z jaderných zdrojů. Místo jádra se Německo zaměří na obnovitelné zdroje. Do moratoria bylo v provozu 17 jaderných bloků o výkonu cca 20 GW a s roční výrobou cca 130 TWh, v tzv. „baseloadu“ (tedy výroba po celých 24 hodin). Tyto

34

výrobní kapacity by měly být postupně nahrazeny – a to možná již před rokem 2022. To je extrémně náročný úkol, uvážíme-li, že investiční příprava, výstavba a spouštění velké plynové nebo uhelné elektrárny trvá 4-6 let. Vzhledem k nestálosti výroby v obnovitelných zdrojích musí být náhradní výrobní kapacity ve značné míře realizovány elektrárnami na fosilní paliva, která ostatně v současné době vyrábí cca 56% německé elektřiny. Na severním pobřeží bude nutné k stávajícím větrným farmám s instalovaným výkonem odpovídajícím 27 temelínským blokům dobudovat další tisíce MW, což ve svém důsledku znamená výstavbu dalších fosilních elektráren, které je budou muset zálohovat v období nevýroby. Aby bylo možné elektřinu z větrných farem na severu přivést ke spotřebitelům ve středním a jižním Německu, bude nutné vystavět cca 3500 km linek VVN. A to už je téměř nerealizovatelný úkol, uvážíme-li, že investiční příprava a výstavba delších vedení VVN trvá v Německu 12 let a více, přičemž některé trasy jsou připravovány resp. diskutovány již dvacet let. Potenciální technickou hrozbu představuje výrazné posílení flotily větrných elektráren na severním pobřeží Německa. Síťoví operátoři ze sousedních zemí včetně ČR nehodlají nečinně přihlížet, jak jim neplánovaně a nepředvídatelně vtéká do sítí ohromné množství větrné elektřiny, které musí regulovat svými regulačními zdroji, což jim způsobuje technické potíže a dodatečné ekonomické náklady. Provozovatelé přenosových soustav v Polsku, České republice a Francii reálně uvažují o instalaci speciálních regulačních transformátorů na přeshraniční přenosové profily, které v případě náhlé nadvýroby z větru odkloní tok elektřiny na jiné linky popř. jiného operátora v regionu. V případě rozsáhlejšího nasazení těchto zařízení bude Německo nepřímo donuceno regulovat resp. omezovat špičkovou výrobu ve větrných elektrárnách, protože ji sousedé „odmítnou převzít“, samozřejmě pokud nebudou předem dohodnuty mechanismy případného finančního vyrovnání. Rovněž je zcela zřejmé, že gigantické investice do nových zdrojů a přenosových sítí budou dříve či později promítnuty do navýšení cen elektřiny, a to dokonce v evropském měřítku. O možných dopadech lze v této chvíli pouze spekulovat.

35

Energetická koncepce SRN ze září 2010 Spolkový kabinet schválil 28. září 2010 Energetickou koncepci SRN (Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung), kterou společně předložili spolkový ministr hospodářství a technologie a spolkový ministr životního prostředí, ochrany přírody a jaderné bezpečnosti. Nicméně, s ohledem na rozhodnutí o zastavení všech jaderných elektráren do roku 2022, bude nutno tuto koncepci revidovat. Německá spolková vláda má svrchované právo rozhodovat o budoucnosti energetiky a členům EU nezbývá než toto rozhodnutí respektovat, přizpůsobit se nové situaci a bezezbytku využít obchodní příležitost, která se nyní naskytla. Úspory Německo plánuje do roku 2020 snížit spotřebu elektrické energie o 10 %, úspornými opatřeními, efektivnějšími průmyslovými výrobky a zateplením domů. Německo chce zároveň snížit emise skleníkových plynů za totéž období o 40 % a zdvojnásobit výrobu energie z obnovitelných zdrojů na 35 % celkové produkce. Obnovitelné zdroje enegie V roce 2005 se OZE v Německu podílely na konečné spotřebě energie 5,8 % (srovnatelné s Českou republikou). Nezávazný cíl výroby elektřiny z OZE v roce 2010 byl 12,5 % (ČR 8 %), Národní akční plán pro obnovitelné zdroje energie (NREAP) předpokládal 17,4 % v roce 2010, tedy překročení o téměř 50 %. V roce 2020 dosáhne podle NREAP podíl OZE minimálně 18 % (v ČR maximálně 13,5 %). Plán rozvoje obnovitelných zdrojů energie v Německu do roku 2050: Rok

Podíl OZE na konečné Podíl OZE na konečné spotřebě energie spotřebě elektřiny

2020

18 %

35 %

2030

30 %

50 %

2040

45 %

65 %

2050

60 %

80 %

36

Předpoklad možné výroby elektřiny v SRN v roce 2020 podle paliv

Podle německého průmyslu obnovitelných zdrojů může do roku 2020 dosáhnout podíl OZE téměř 50 %. Prakticky to tedy znamená, že SRN bude muset nahradit výrobu z jaderných elektráren ve výši cca 130 TWh jinými zdroji. Jak již bylo řečeno, v úvahu připadají obnovitelné zdroje (hlavně off-shore větrné elektrárny v Severním moři), ale také plynové, resp. uhelné zdroje.

Situace ve výrobě elektřiny v SRN v roce 2008:

Electricity GWh Production from: - coal

290645

- oil

9244

- gas

87654

- biomass

19851

- waste

9368

- nuclear

148495 37

- hydro*

26963

- geothermal

18

- solar PV

4420

- solar thermal

0

- wind

40574

- tide

0

- other sources

0

Total Production Imports

637232 41670

Exports

-61770

Domestic Supply

617132

Zdroj: IEA

38

Předpoklad výroby elektřiny v SRN pro rok 2020 ve srovnání s rokem 2008:

Elektřina v roce 2020

Rozdíl proti 2008

GWh Production from: - coal

213

- 78

-

-

- gas

65

- 23

- biomass

- oil

53

+ 33

- waste

-

-

- nuclear

9

- 140

- hydro*

30

+3

6

+6

41

+ 37

0

-

147

+ 107

0

-

29

+ 13

- geothermal - solar PV - solar thermal - wind - tide - other sources Total Production

595

- 42

Imports

-

+ 42

Exports

-

- 62

+-

-

- 20

595

- 22

Domestic Supply

Zdroj: Industry forecast 2020

Jak vyplývá z obrázku, SRN předpokládá do roku 2020 absolutní snížení tuzemské spotřeby elektřiny ze 617 na 595 TWh, tedy o cca 22 TWh. Chybějící výrobu cca 140 TWh z odstavených jaderných elektráren předpokládá nahradit masivní výrobou z větru, fotovoltaiky a biomasy. Poklesnout by měla výroba elektřiny z uhelných i plynových elektráren.

Situace v České republice Protijaderné tažení evropských a hlavně německých politiků může pocítit i Česko. Už příští rok by elektřina pro domácnosti mohla podle Energetického regulačního úřadu zdražit až o šest procent. Firmám hrozí až devítiprocentní nárůst. Zdražení lze čekat i v dalších letech. Jak se na tom ale bude podílet rozhodnutí Německa, to zatím není jasné. Lze předpokládat vyšší ceny elektřiny, ale je velká otázka o kolik a na jak dlouho, protože bude velmi záležet na tom, jakým způsobem budou elektrárny vypojovány a čím budou nahrazovány. 39

Dle ČEZ, může výroba elektřiny v ČR velmi mírně vzrůst, ale rozhodně nelze počítat s tím, že bychom vývozem nahradili německé jaderné elektrárny. Žádné elektrárny se neplánují stavět pro vývoz elektřiny, ale je možno obchodně eventuálně uplatnit dočasný přebytek. S růstem cen elektřiny v důsledku německé stopky jaderné energetice je ale možno počítat. Zdražovat se přitom nebude zřejmě jen v Německu, ale v celé střední Evropě, tedy i v Česku. Co se týče celkového vývozu elektřiny z ČR, tak za období leden až květen letošního roku došlo proti stejnému období loňského roku o zvýšení o cca 10% a dá se očekávat, že tento růst bude pokračovat, především díky zvýšeným vývozům do SRN. Ministerstvo průmyslu a obchodu v současné době pracuje na aktualizaci Státní energetické koncepce, která by měla být předložena vládě k projednání v termínu do konce letošního roku. Základem by měly být scénáře předpokládaného vývoje energetiky ČR v horizontu do roku 2060. Tyto scénáře budou vyhodnoceny a vzájemně porovnány za účelem doporučení optimálního scénáře. Je pracováno se scénáři, které různým způsobem predikují pokračování v dalším využívání tuzemské surovinové základny a také možnosti ČR v eventuálním pokračování exportu elektrické energie do okolních zemí, které jsou v saldu výroba – spotřeba elektrické energie většinou deficitní. Environmentální pohled Dopad směrnice 2010/75/EU (integrovaná prevence, průmyslové emise) Směrnice o průmyslových emisích 2010/75/EU (dále jen Směrnice IED), která byla schválená Evropským parlamentem dne 7. července 2010, stanovuje přísnější limity pro znečišťující látky, které mohou průmyslová zařízení vypouštět do ovzduší, vody a půdy. Členské státy mají uloženo uvést v účinnost právní a správní předpisy nezbytné pro dosažení souladu se Směrnicí IED dle čl. 80 do 7. ledna 2013. Přímý vztah mezi Směrnicí o průmyslových emisích (IED) a dopady uzavření jaderných elektráren v SRN na ČR není zřejmý. Je však nutno brát v úvahu kumulativní efekt, tzn. příspěvek dopadu implementace Směrnice IED k celkovému nárůstu cen energií. 40

Ministerstvo průmyslu a obchodu v průběhu minulého roku zajistilo zpracování analýz k zhodnocení dopadů implementace Směrnice IED do českého právního řádu, samostatně pro spalovací zařízení o jmenovitém tepelném příkonu větším než 50 MW v ČR, včetně výroby dálkového tepla z těchto zdrojů. Z hlediska energetického sektoru přináší Směrnice IED významné změny v oblasti environmentální regulace pro tzv. velká spalovací zařízení (Large Combustion Plants - LCP) o jmenovitém tepelném příkonu větším než 50 MW. Jako nejvýznamnější se jeví změna způsobu stanovování (závazných) podmínek provozu, resp. mezních hodnot emisí (emisních limitů). Mezní hodnoty emisi (emisní limity), ekvivalentní parametry a jiná technická opatřeni budou muset vycházet z nejlepších dostupných technik, aniž je předepsáno použití jakékoli konkrétní metody či technologie. V povolení stanovené emisní limity (mezní hodnoty emisi) dále musí zajistit, že za běžných provozních podmínek emise nepřekročí úrovně emisi spojené s BAT, jak budou stanoveny v rozhodnutích Evropské komise o Závěrech o BAT. Emisní limity tudíž budou vždy v určitém vztahu k úrovním emisí spojených s BAT. Mezní hodnoty emisí stanovené dle výše popsaných pravidel nesmí překročit mezní hodnoty emisi, jsou-li tyto hodnoty v přílohách teto směrnice stanoveny. To je případ LCP, pro která jsou v příloze 5 IED stanoveny dvě sady emisních limitů v závislosti na době jejich uvedení do provozu (dělicím rokem je zhruba rok 2013, tj. platnost IED + 2 roky). Tyto "plošné" či sektorové emisní limity jsou tak maximálními možnými emisními limity, kterých mohou provozovatelé LCP v jednáních o vydání povoleni dosáhnout. Úlevy od plnění sektorových emisních limitů jsou v IED vymezeny následující:  Přerušeni dodávek nízkosirného paliva - úleva od plnění emisních limitů či stupně odsíření na 6 měsíců pro zařízení, jež běžně spaluji nízkosirné palivo, a nastane přerušení dodávek tohoto paliva; 41

 Odsíření - úleva od emisních limitů na SO2 v případě, že LCP na tuhá fosilní domácí paliva dosáhne určitého stupně odsíření;  Přechodný národní plán snižování emisí na starších stávajících LCP s úlevou od plnění emisních limitů či stupňů odsíření pro stávající zdroje (1. ledna 2016 30. června 2020)  Omezená životnost - úleva od dodržování mezních hodnot emisi na období 1. ledna 2016 do 31. Prosince 2023 pro stávající LCP se závaznou celkovou dobou provozu 17500 hodin ve stejném období;  Centrální zdroje tepla - osvobozeni od povinnosti dodržovat mezní hodnoty emisi pro stávající LCP (z období před rokem 2003), které dodává teplo do systému CZT. Aplikace úlev může mít velice omezené přínosy, neboť neexistuje úleva od emisních limitů dle úrovní emisi spojených s BAT. Odhady dopadů implementace změn v přístupu v oblasti integrované prevence a omezovaní znečišťování byly zpracovány již v rámci samotného procesu recastu Směrnice IPPC (dopadová studie Evropské komise, EC, 2007, resp. dokument připravený Ministerstvem životního prostředí, MŽP, 2008) a v rámci jiných odborných prací na úrovni EU. Kromě těchto odhadů můžeme odhad vyvolaných investic učinit i extrapolaci údajů z dotazníkového šetřeni a případových studií. Dopadová studie Evropské komise (MŽP, 2008) Vyvolané investice jsou v dopadové studii Evropské komise odhadovány zejména v souvislosti se stanovováním individuálních emisních limitů dle úrovní spojených s BAT. Pokud se budou hodnoty BREF aplikovat ve formě emisních limitů dojde u provozovatelů ke zvýšení nákladů (provozních, investičních) k dosažení shody s uloženými podmínkami provozu. Náklady se velmi výrazně liší podle velikosti zařízeni, průmyslového odvětvi a stáří provozu. Aplikovat emisní limity dle BAT je však dle EC, 2007 vysoce důležité zejména v sektoru LCP, neboť pravě v tomto sektoru je dosavadní požadavek 42

Směrnice IPPC vycházet při stanovování individuálních emisních limitů z BAT nejméně uplatňován. Podkladové studie k oficiální dopadové studii dále uvádí jednorázové náklady pro zajištění souladu se závaznými podmínkami provozu stanovenými na základě BAT v rozsahu 32 000 až 525 000 € za celou EU a všechny regulované sektory. Odhady dopadů v modelu GAINS V dopadové studii Evropské komise byly využity i výstupy z modelování dopadů a efektů modelem GAINS/RAINS. Tento model dovoluje extrahovat modelové dopady jak pro sektor, tak pro Českou republiku. Odečteni hodnot nákladů na dosažení cílových emisi SO2 a NOx je provedeno ze scénáře "C&E package „current legislation" a scénáře "C&E package „current policy". První z uvedených scénářů předpokládá pokračovaní zajištění integrované prevence dosavadním způsobem, druhý scénář předpokládá implementaci IED. Z GAINS modelu byly vyselektovány modelové údaje o ročních nákladech na omezovaní emisi látek SO2 a NOx v mil. EUR (cenová úroveň 2005, úroková míra 5 %) pro sektor NFR 1.A.1.a (veřejné teplárny a elektrárny) v letech 2015 a 2020 pro oba dva scénáře. Dle střední hodnoty rozdílu mezi "current policy" (implementace IED) a "current legislation" (bez IED) v roce 2020 je pak možno indikovat odhad vyvolaných ročních nákladů. Pro SO2 tento odhad činí cca 1,1 mld. Kč ročně, pro NOx pak 5,4 mld. Kč ročně. To je cca 32,4 mld.Kč v období 2016 – 2020. Odhady vyvolaných investic dle studie MPO Z výsledků modelování v případových studiích a z odpovědi z dotazníkového šetření lze extrapolovat odhady celkových investic.

43

Míra dopadu na jednotlivá zařízení se může výrazně odlišovat. Přesto je nutno očekávat, že všechna zařízeni spalující pevná fosilní paliva budou muset v letech 2016 - 2022 alokovat významnou část investic na opatření vyvolaná implementaci IED. Vzhledem k celkovému počtu zařízeni, v nichž jsou spalována pevná fosilní paliva (cca 50 zařízení v ČR), a velmi nízkém podílu environmentálně výkonných zařízeni, je pak nutno očekávat dopady v podobě vyvolaných investic v desítkách miliard korun (30 - 40 mld. Kč). Zároveň je ale potřeba uvést, že z hlediska dopadů na ceny energií mají důsledky implementace Směrnice IED podstatně nižší význam než předpokládané dopady budoucí nutnosti nákupu emisních povolenek CO2 v rámci EU ETS. Závěr:  Přímý vztah mezi Směrnicí o průmyslových emisích (IED) a dopady uzavření jaderných elektráren v SRN na ČR není zřejmý. Je však nutno brát v úvahu kumulativní efekt, tzn. příspěvek dopadu implementace Směrnice IED k celkovému nárůstu cen energií.  Naplnění požadavků Směrnice IED si v sektoru energetiky a teplárenství pravděpodobně vynutí v období 2016 – 2020 investice v rozsahu 30 – 40 mld. Kč  Dopad do koncové ceny energií nelze v současnosti s určitostí odhadnout, větší význam v tomto ohledu bude mít pravděpodobně nutnost nákupu emisních povolenek CO2 v rámci EU ETS. Použité zkratky: LCP – velká spalovací zařízení BAT – nejlepší dostupné techniky (Best Available Techniques) BREF – referenční dokument o nejlepších dostupných technikách (Reference Document on Best Available Techniques) EU ETS – Systém obchodování s emisními povolenkami Evropské unie

44

Emisní povolenky (ETS) Budoucí cena emisních povolenek představuje pro subjekty určité transakční riziko,

kdy

není

jasný

budoucí

vývoj

trhu

a

existuje

velké

množství

nepředvídatelných vlivů. V obecné rovině existuje základní provázanost mezi cenou elektrické energie a cenou emisních povolenek. Vzhledem k tomu, že množství emisních povolenek je limitované, předpokládá se, že zvýšení poptávky po uhlí, ropě nebo elektrické energii navýší poptávku i po emisních povolenkách, v důsledku čehož dojde ke zdražení daných komodit. Provázanost ceny emisní povolenky na cenu ropy ukazuje graf níže.

(zdroj: APT Business Group s.r.o.)

Samotné rozhodnutí německé vlády, jež bylo přijato během posledního květnového víkendu a na jehož základě nebude 8 nejstarších jaderných elektráren uvedeno zpět do provozu vedlo ke krátkodobému skokovému růstu ceny elektřiny o 2 EUR až na 60,50 EUR za MWh. Skokový nárůst ceny elektrické energie byl zaznamenán i na pražské burze (energetické burzy jsou navzájem provázány), jak znázorňuje následující graf.

45

(zdroj: Hospodářské noviny)

Následně během června došlo k výraznému snížení ceny povolenky, což způsobilo opětné snížení ceny elektrické energie z 60 na 57 EUR za MWh (na pražské burze až na hranici 54 EUR za MWh). Ceny elektrické energie a emisní povolenky jsou navzájem provázány, kdy zvýšení ceny jedné z položek povede k následnému zvýšení druhé a naopak.

(zdroj: Hospodářské noviny)

Příčina snížení ceny povolenky (ze 17 EUR k 1.6.2011 na 13,30 EUR k 1.7.2011) není zcela jasně specifikována. Jednou z příčin mohla být přijatá nařízení Evropské komise, které tlačí energetické společnosti ke snížení emisí pomocí investic do nových technologií. Druhým faktorem můžou být spekulace o nadbytku emisních povolenek na konci druhého obchodovacího období (2008 – 2012), neboť EU uvažuje o uvolnění 120 milionů povolenek z alokačního období let 2013-2020 už v roce 2012. Právě kvůli příslibu nových povolenek mohou být společnosti opatrné v nákupu

46

a čekat, až jejich cena klesne ještě níž, neboť drahé povolenky nutí firmy snižovat emise. Od začátku roku 2011 docházelo na trhu s emisními povolenkami k výrazným výkyvům. V lednu byly tyto výkyvy způsobeny krádeží více jak tří milionů povolenek z evropských registrů, kdy musela být burza s povolenkami na dva týdny pozastavena a cena povolenky tak klesla pod úroveň 14 EUR. V březnu po výbuchu v japonské jaderné elektrárně Fukušima a ohlášení německé vlády odstavit z provozu všechny jaderné elektrárny do roku 2022 došlo k výraznému nárůstu ceny povolenky ze 14 eur až na 17 EUR ke konci dubna. Na konci června pak došlo k opětovnému snížení ceny emisní povolenky až na úroveň 13 EUR.

Závěr:  Na cenu povolenky působí velké množství faktorů (cena ropy a plynu, politické vlivy, investiční záměry podniků, nahodilé události,…) a proto není možné jednoznačně predikovat její dlouhodobější vývoj.  Mezi politické vlivy patří kromě voleb v jednotlivých zemích EU také politická situace v zemích těžících ropu nebo vyjednávací síla jednotlivých zemích EU. Investiční záměry podniků – zda budou preferovat nákupy povolenek před investicemi do úsporných energetických technologií?  Nahodilé události ve většině případů ovlivňují ceny skokově – jedná se například o mimořádné události, jako jsou teroristické útoky, počasí (hurikány, zemětřesení,…) nebo obchody velkých podniků.  Kromě těchto faktorů mohou cenu ovlivňovat i jednotlivé subjekty trhu, kdy se do obchodů zapojují spekulanti.  Obchody s emisními povolenkami jsou obvykle denominovány v EURech, takže účetnictví rezidenta ČR je dáno nejen vývojem ceny povolenky, ale i vývojem kurzu CZK/EUR.

47

 Zároveň je důležité upozornit, že z pozice EU bude tlak na zvýšení ceny emisních povolenek, tak aby podniky upřednostňovaly investice do nových technologií před nákupem emisních povolenek. Z hlediska dopadů na český průmysl lze tak odůvodněně předpokládat zvýšení ceny emisních povolenek nad současnou úroveň 13 EUR. Použité zdroje: 1. APT Business Group s.r.o. - http://www.aptgroup.cz/ 2. konzultace s MŽP 3. www.financninoviny.cz 4. www.enviweb.cz 5. http://energie.tzb-info.cz/ 6. www.ippc.cz 7. Hospodářské noviny 8. Hodnocení dopadu implementace směrnice EU o průmyslových emisích do českého

právního řádu pro spalovací zařízení o jmenovitém tepelném příkonu

větším než 50 MW v ČR, včetně výroby dálkového tepla z těchto zdrojů, Závěrečná zpráva, 2010

Kapitola 4. Dopad na ceny V případě cen je nutné rozlišit dopady z hlediska krátkodobého a dlouhodobého. V krátkém období je dopad na ceny v podstatě jednoznačný. Jednalo se o nečekanou událost a z výrobního energetického mixu vypadlo 7 jaderných reaktorů. Vývoj na spotovém trhu v roce 2011.

48

Spotový trh zobrazuje aktuální pohyby na trhu a ponejvíce je ovlivněn fluktuací poptávky a neočekávanými vlivy – a dopad Fukušimy je tímto neočekávaným vlivem.

Reálný vývoj spotových cen na EPEX v roce 2011 Z ročního přehledu je patrné, že podstatná změna na trhu v okolí 15. března, tj. v době odpojení sedmi jaderných reaktorů nestala. Bez znalosti skutečnosti, že v polovině března došlo k odstavení starších německých reaktorů, by z grafu cen nebyl indikován mimořádný vývoj. Při podrobnějším pohledu zobrazujícím cenový vývoj v březnu, lze zjistit, že události zůstaly prakticky bez

49

odezvy.

Reálný vývoj spotových cen na EPEX v březnu 2011 Pokud nějaká změna nastala – cenový skok 14. března – pak ten byl ihned korigován a cenový vývoj se vrátil do „normálu“ stavu před odpojením sedmi jaderných reaktorů. Vliv na spotový trh byl tak minimální! Cenový vzestup nastal krátkodobě na trhu počátkem května, ale to se z hlediska okamžité potřeby elektřiny a dostupnosti jaderných reaktorů nedělo na trhu vůbec nic. Teoretická úvaha byla a priori správná, nicméně její vliv byl přebit jinými okolnostmi. Obdobnou analýzu můžeme provést pro futures produkty – tedy produkty, které zobrazují stávající názory obchodníků na budoucí dostupnost elektřiny. Na EEX se v současné době obchodují futures produkty pro roky 2012 až 2017. Tedy v období velmi blízko definitivnímu konci NPPs v Německu v roce 2022.

50

Reálný vývoj cen futures v roce 2010 Ke změně ve vývoji k 14. 3. 2011opravdu došlo – ale pouze pro roky 2013 a dále. Vliv na roky 2011 a 2012 nebyl vůbec žádný. Důvod je zřejmý- V roce 2013 začíná třetí obchodovací období v systému EU ETS, tedy v systému obchodování s povolenkami. Podle odhadů budou němečtí výrobci emitovat díky nahrazování JE 300 až 400 mil. tun povolenek více, než pokud by JE pracovaly v neomezeném normálním režimu. A ty budou muset být nakoupeny na trhu nebo od EK (byť forma doposud není jasná) – za reálné peníze. Pokud by tomu tak bylo, pak lze očekávat růst ceny na všech okolních trzích, neboť VO trhy s elektřinou se pohybují souběžně. Jedna cenová oblast lišící se pouze náklady na transport zahrnuje Německo, Rakousko, ČR, Benelux, Francii a s výhradou Slovensko, Polsko a Maďarsko. Velikost této cenové oblasti je cca 1400 až 1500 TWh ročního objemu pro pokrytí spotřeby elektřiny. Příklad, jak se ceny na jednotlivých VO trzích mohou konkrétně vypadat je uveden na následujícím obrázku, který ukazuje cenu Baseloadu ve formě CAL (Constant Annual Load) 11 z 2. listopadu 2010.

51

Cena Baseload CAL 2. listopadu 2010 v EUR/MWh na evropských trzích Spotové trhy jsou již mezi mnoha zeměmi propojeny a to buď formou market couplingu nebo market splittingu. Prvními a naprosto nejúspěšnějšími market splittingy jsou Itálie (je sestavena ze šesti cenových oblastí – podrobně viz zpráva) a Nord Pool (je sestaven z mnoha cenových oblastí – viz podrobně zpráva). Vedle těchto „starých“ případů existují i nové projekty jako např. trilaterální MC Belgie – Holandsko – Francie – od roku 2006; MC Belgie/Holandsko/Francie – Německo/Lucembursko

–

od

září

2010;

MC

Belgie/Holandsko/Francie/Německo/Lucembursko – Nord Pool – od října 2010, ale v omezené podobě; Česko – Slovensko – od října 2009; Nord Pool – Estlink – od dubna 2010; Itálie – Slovinsko – od ledna 2011; Polsko – Nord Pool v omezené podobě a Market splitting MIBEL (Portugalsko-Španělsko). Tyto projekty však jakkoliv nemění základní podobu relevantního trhu, jak byla nastíněna výše. V následujících grafech jsou porovnány ceny základních produktů futures CAL a Peak pro všechny základní evropské trhy pro roky n+1. V případě, že daná burza nenabízí zmíněné produkty, pak byly použity průměry spotových trhů.

52

F1YBn+1 (EUR/MWh)

2005

2006

2007

2008

2009

Dotčené země

EEX

41,15

54,97

55,83

70,17

49,21

G, A

EXAA (spot)

46,53

50,83

39,01

66,03

38,92

A

Duha/PXE/PECE

34,96

43,89

55,81

70,70

48,32

CZ

Borzen/BSP (DAM)

39,03

59,22

56,27

63,83

OPCOM (DAM)

27,94

37,98

38,30

40,95

APX-ENDEX

SLO 34,29

RO

50,30

NL,B,LUX

GME-IPEX

58,59

74,75

70,99

86,99

63,72

I

NordPool

29,33

48,59

27,93

44,73

35,02

SE,FI,DK

EEX - Fr. Elektřina

47,54

56,41

54,30

74,08

51,79

Fr

Powernext

41,11

56,38

54,48

73,76

51,85

Fr

TGI

28,73

30,49

31,18

63,31

48,71

PL

UKPX

70,20

77,74

61,37

85,40

49,39

UK

OMIP

53,68

53,16

47,02

63,92

50,15

E, P

Slovakia (SE/PECE)

35,36

49,16

SK B

Belpex (spot)

45,69

41,75

70,62

39,36

F1YPn+1 (EUR/MWh)

2005

2006

2007

2008

2009

EEX

56,20

80,91

79,36

99,18

69,84

G, A

EXAA (spot)

56,59

63,69

50,39

80,33

47,36

A

Duha/PXE/PECE

53,22

61,32

81,38

97,26

73,16

CZ

Borzen/BSP (DAM) OPCOM (DAM)

SI 38,43

52,24

52,68

56,33

39,80

RO

APX-ENDEX

NL,B,LX

GME-IPEX

I

NordPool

SE,FI,DK

EEX - Fr. Elektřina

65,48

84,04

77,23

103,52

72,51

Fr

Powernext

71,27

77,69

85,00

86,83

75,50

Fr

TGI

31,60

33,53

34,30

69,64

53,79

PL

UKPX

0,00

0,00

0,00

102,98

59,49

UK

OMIP

59,05

58,48

51,72

70,31

55,17

E, P

Slovakia (SE/PECE)

51,35

SK

53

Belpex (spot)

N/A

59,19

53,46

85,18

47,07

B

Pokud došlo k růstu futures produktů na EEX, pak lze očekávat zhruba stejný růst cen v oblasti nejenom Německo-Francie-ČR, ale také Beneluxu a alespoň do určité míry v Polsku, Slovensku, Maďarsku a Švýcarsku. Vliv na ostatní trhy bude nejspíše omezený. Vývoj cen futures je také indikací dlouhého období. V dlouhém období je možné prakticky očekávat cokoliv, neboť není jasné, čím budou jaderné reaktory nahrazeny. Nejpravděpodobnější vývoj je náhrada ze strany zdrojů na ZP a na uhlí. Ovšem růst cen je vyvolán zejména předpokládaným růstem cen povolenek, které budou poptávány více, nikoliv pouze vlivem nových zdrojů. Co je jistým faktem na vývoj cen elektřiny na VO budou mít mnohem větší vliv jiné faktory než odstavení jaderných reaktorů – klíčové bude nastavení systému EU ETS. Oproti všeobecnému očekávání se jedná o překvapivý výsledek. Nejdůležitějším důvodem však je to, že Německo má v současné době přebytek výkonu – ostatně jako prakticky celá střední Evropa a Francie. Hlavním důvodem je souběh dostavby mnoha zdrojů a zároveň Finanční krize, která snížila poptávku po elektřině i po emisních povolenkách. Navíc v současné době probíhá výstavba 11 nadkritických zařízení na uhlí a další výstavba velkého množství zdrojů na ZP, přičemž ceny ZP jsou relativně nízké – zejména v důsledku masivního nástupu břidlicového plynu v USA a tím vytlačení dovozců ZP ve formě LNG do USA na jiné trhy – zejména do Evropy. Je nutné zdůraznit zejména to, že se jedná de facto jen o potvrzení rozhodnutí, které padlo již v roce 2000. Pokud jde o vliv OZE a na OZE, pak poptávka po výstavbě OZE je tažena výkupními cenami bez ohledu na to, co se děje na VO1. Přes masivní dotace je jejich podíl na dodávkách sice znatelný, ovšem nebudou to ty zdroje, které nahradí jádro – už jenom z toho důvodu, že jsou nestabilní. Dnes dodávají na území Německa cca 60 TWh a i za deset let budou spíše doplňkové, byť významné jejich vliv na trh bude jiný – zcela 1

Daleko větší vliv na rozvoj OZE bude mít změna vlády v Bádensku-Württembersku, neboť do voleb v květnu 2011 místní vládnoucí CDU odmítala výstavbu větrných farem s odůvodněním, že ničí charakter krajiny. 54

modifikují jak vztah mezi basem a peakem na spotovém trhu. Vliv OZE - zejména FVE na cenový rozdíl mezi basem a peakem je dramatický. Je to demonstrováno na následujících grafech ukazujícími vztah mezi poměrem peak/base (na ose x) a hodnotou instalovaného výkonu FVE v SRN (osa y). Je patrné, jak s růstem instalovaného výkonu FVE klesá i poměr peak/base ukazující vliv dodatečné elektřiny z FVE na celkový spotový trh. To samé platí i pro trh s ročními futures, byť vliv není tak silný. Vývoj regulovaných cen Elektřina Vývoj regulovaných cen v letech 2002 - 2011 Pro přenosovou soustavu jsou hlavními cenovými ukazateli cena za rezervovanou kapacitu, cena za použití sítí a cena za systémové služby. cenu za rezervovanou kapacitu ovlivňují zejména ekonomické parametry a celková rezervovaná kapacita provozovatelů regionálních distribučních soustav. Cenu za použití sítí ovlivňuje především cena silové elektřiny na krytí ztrát v přenosové soustavě a množství přenášené energie. Historický vývoj ceny za rezervaci kapacity a ceny za použití sítí je uveden v grafu č. 2.

55

Vývoj jednotlivých složek cen za přenos elektřiny tis. 750

Cena za použití sítí [Kč/MWh]

45,00 700

40,00 35,00

650

30,00 25,00

600

20,00 550

15,00 10,00

500

5,00 0,00

450

Cena za rezervaci kapacity [Kč/MW.rok]

50,00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Použití sítí

Rezervace kapacity

Cena systémových služeb, jako další z regulovaných cen, která je uplatňována provozovatelem přenosové soustavy vůči konečným zákazníkům, je závislá především na potřebné výši nákupu jednotlivých podpůrných služeb a nabídkové ceně poskytovatelů těchto služeb. Potřebu a množství podpůrných služeb ovlivňuje především skladba a charakter výroby a odběru, zejména ve vazbě na přesnost jejich predikce. Obtížnost predikce výroby se výrazně projevuje především v posledních letech v důsledku masivního připojování zdrojů, jejichž výroba je z hlediska množství a časového průběhu jen obtížně předvídatelná - jde zejména o sluneční a větrné elektrárny. Tyto vlivy mají dopad do celkových nákladů a na výsledné ceny za systémové služby, jejíž vývoj je uveden v grafu č. 3. Zde je patrné, že cenová úroveň roku 2011 zůstává pod cenovou úrovní roku 2002. Díky vzájemné spolupráci ERÚ a společnosti ČEPS, a. s., se podařilo nastavit a rozvinout podmínky trhu s podpůrnými službami. Rostoucí konkurence na trhu s podpůrnými službami umožňuje pokrýt zvýšené objemy těchto služeb za příznivé ceny.

56

Vývoj ceny systémových služeb 175 172

170

171,8

165 159

[Kč/MWh]

160 155

156,28

155,4

157,90

147,15

150 145

147,81

140

141,01

135 130 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Rok

V případě regulovaných cen distribuce, které stanoví ERÚ, ovlivňují jednotlivé složky ceny, obdobně jako u cen přenosu, ekonomické faktory a z technických vlivů je to především výše spotřeby na jednotlivých napěťových hladinách. Vývoj regulovaných cen distribuce lze vyjádřit pomocí jednosložkové ceny za distribuci, která vyjadřuje regulovanou cenu, kterou zákazníci v průměru zaplatí za svoji spotřebu a která obsahuje všechny distribuční položky (se zahrnutím cen rezervace kapacity, použití sítí a na hladině nízkého napětí se zahrnutím stálých platů) – graf č. 4.

57

Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN

1 600 1 400 NN

Cena [Kč/MWh]

1 200 1 000 800

I. regulační období

II. regulační období

III. regul. období

600 VN

400 200 0 2002

VVN 2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Rok

Výraznou položkou, která má především od druhé poloviny II. regulačního období značný podíl na celkové ceně elektřiny pro koncové uživatele, je cena na krytí vícenákladů spojených s podporou výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů (OZE), kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET) a druhotných zdrojů (DZ). Od roku 2009 došlo k prudkému rozmachu instalací především fotovoltaických elektráren, ale i výroben energie z biomasy a bioplynu, což má značný dopad na výši uvedeného příspěvku. Jeho vývoj v letech je znázorněn v grafu č. 5. Rozdílné hodnoty v roce 2011 ukazují vypočtenou hodnotu příspěvku (červeně označená) a skutečnou hodnotu použitou

v

regulovaných cenách

roku

2011

po

zahrnutí

dotace

ve

výši

11,7 miliardy Kč. I přes tuto dotaci byl nárůst poplatků na obnovitelné zdroje pro rok 2011 značný.

58

Vývoj ceny na krytí vícenákladů spojených s podporou výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů 700 578

600

[Kč/MWh]

500 400

370

300 200 100

166,34 28,26

34,13

40,75

52,18

0 2006

2007

2008

2009

2010

2011

Rok

Výsledná cena dodávky elektřiny pro konečné zákazníky se skládá jak z cen regulovaných, tak z neregulované ceny silové elektřiny, která tvoří od 40 do 80 procent výsledné ceny, v závislosti na napěťové hladině a charakteru odběru. Změny těch částí regulovaných cen pro odběratele na hladině nízkého napětí (NN), které stanovuje Energetický regulační úřad, reflektují vnější vlivy působící z technického a ekonomického hlediska na provoz sítí (zejména rozvoj výroby elektřiny z podporovaných ekologických zdrojů, ztráty ve vedeních, vývoj velikosti a struktury spotřeby a míru inflace). Skladba celkové průměrné ceny dodávky v uplynulých letech a v současnosti na napěťové úrovni nízkého napětí je uvedena v grafu č. 6.

59

Vývoj a skladba celkové průměrné ceny dodávky elektřiny pro domácnosti 3 500 3 000

[Kč/MWh]

2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2002

2003

2004

2005

2006

Rok

2007

2008

2009

2010

2011

Kumulativní jednosložková cena za službu sítě Cena na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z OZE, druhotných zdrojů a kogenerace Cena za systémové služby Cena OTE za činnost zúčtování Neregulovaná cena silové elektřiny

V grafu je zobrazen vývoj cen elektřiny pro domácnosti v regionu střední Evropy publikovaný Eurostatem. Uvedené ceny jsou uvažovány bez daní a platí pro odběr kategorie domácnosti s roční spotřebou 2500 – 5000 kWh. Ceny v České republice se stále pohybují na spodní hranici průměru regionu.

60

Vývoj ceny dodávky elektřiny pro domácnosti v regionu střední Evropy 0,16 0,14

Cena [EUR/kWh]

0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02

Česká republika

Německo

Maďarsko

Rakousko

Polsko

Slovensko

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Rok

Zdroj:

Eurostat

V průběhu let, zejména od roku 2008, se začal prohlubovat zájem veřejnosti, podnikatelů i investorů o výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů, zejména ze solárních elektráren. Úřad v této souvislosti, s ohledem na vzrůstající počet udělených licencí na výrobu elektřiny z uvedených zdrojů a na základě údajů od provozovatelů distribučních soustav o vydaných kladných stanoviscích k žádostem o připojení, intervenoval v Parlamentu ČR, aby se změnou zákona č. 180/2005 Sb., předešlo dalšímu prohlubování rozdílu mezi výší podpory a skutečnými investičními náklady na pořízení fotovoltaických elektráren. Vzhledem ke skutečnosti, že zákon změněn nebyl, došlo v roce 2009 a 2010 k extrémnímu nárůstu počtu solárních elektráren. Vývoj výroby elektřiny z OZE je patrný i z grafu, ze kterého je zřejmé zejména nastartování zájmu o toto odvětví po roce 2005, kdy byl přijat zákon č. 180/2005 Sb.

61

Vývoj výroby elektřiny z OZE od roku 2000

4 500 000

3 500 000 Výroba [MWh]

Předběžná hodnota

Bioplyn Spoluspalování biomasy s fosilními palivy Biomasa (čistá) Větrná energie Sluneční energie Vodní energie (MVE)

4 000 000

3 000 000 2 500 000 2 000 000 1 500 000 1 000 000 500 000 0 2000

2001

2002

2003

2004

2005 Rok

2006

2007

2008

2009

2010

Až novelizace zákona č. 180/2005 Sb. v roce 2010 umožnila ERÚ výrazně snížit podporu výroby elektřiny ze solárních elektráren pro zdroje nově uvedené do provozu v roce 2011. Podařilo se také mj. zrušit podporu výroby elektřiny ze solárních elektráren umístěných na zemědělské půdě a zdrojů o instalovaném výkonu nad 30 kW. Strategický dokument představuje v roce 2010 přijatý Národní akční plán České republiky pro energii z obnovitelných zdrojů (Národní akční plán), na jehož vypracování se významnou měrou podíleli svými odbornými zkušenostmi i pracovníci ERÚ. Ze směrnice 2009/28/ES2 vyplývá pro Evropskou unii jako celek cíl 20procentního podílu energie z obnovitelných zdrojů a cíl 10 procent podílu energie z obnovitelných zdrojů v dopravě. 2

Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES ze dne 23. dubna 2009 o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů a o změně a následném zrušení směrnic 2001/77/ES a 2003/30/ES. 62

Podle této směrnice jsou pro Českou republiku závazné pouze celkové cíle vztažené k roku 2020. Jedná se o závazný cíl podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie v České republice ve výši 13 procent v roce 2020, jehož součástí je závazný cíl podílu energie z obnovitelných zdrojů ve všech druzích dopravy na hrubé konečné spotřebě energie v dopravě v České republice ve výši 10 procent v roce 2020. Zpracovaný Národní akční plán navrhuje cíl podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě energie ve výši 13,5 procenta a splnění cíle podílu energie z obnovitelných zdrojů na hrubé konečné spotřebě v dopravě ve výši 10,8 procenta. Národní akční plán je sestaven tak, aby naplnil požadované cíle, a to na základě současných a připravovaných reálných projektů a na reálné predikci budoucího

vývoje

dané

statistickým

sledováním

trendů

s případným

zohledněním dotační politiky. V roce

2011

se

předpokládá,

že

Národní

akční

plán

spolu

s připravovaným novým zákonem o podporovaných zdrojích energie, na němž se Energetický regulační úřad významně podílí, bude tvořit strategický materiál pro další rozvoj ekologických zdrojů a to tak, aby jednak zohledňoval tuzemský potenciál výroby energie z obnovitelných zdrojů, ale zároveň aby byl i ekonomicky přijatelný pro koncové spotřebitele energie. V oblasti obnovitelných zdrojů energie lze konstatovat, že deset let existence ERÚ znamenalo i úspěšný rozvoj výroby elektřiny z ekologických zdrojů. Úřad zavedl a rozvinul formu podpory výroby elektřiny z OZE plně kompatibilní s požadavky Evropské unie a aktivně se podílel na řešení všech problémů, které se v této souvislosti objevily.

63

PLYN Vývoj regulovaných cen v letech 2002 - 2011 Přeprava plynu představuje první článek v řetězci činností zajišťující dodávku plynu k zákazníkovi. V letech 2002 - 2007 byly povolené výnosy na přepravu plynu spolu s povolenými výnosy na uskladňování součástí tzv. kapacitní složky ceny od společnosti RWE Transgas, a. s., které spolu s komoditní složkou zahrnující náklady spojené s nákupem plynu a marží této společnosti tvořily vstupní parametry pro tvorbu cen dodávky pro zákazníky na úrovni jednotlivých distribučních společností. Od roku 2007 jsou ceny za přepravu vycházející z povolených výnosů provozovatele přepravní soustavy stanovovány individuálně na jednotlivé vstupní a výstupní body přepravní soustavy, kterými jsou hranice České republiky, podzemní zásobníky plynu a rozmezí mezi přepravní soustavou a distribučními soustavami. Správné nastavení cen za přepravu mezi těmito body podpořilo rozvoj konkurence na českém trhu nejen pro velké průmyslové zákazníky, ale i pro nejmenší odběratele jako jsou domácnosti, jak je zmíněno dále. Ceny za přepravu byly až do roku 2009 jednosložkové, vázané k rezervované přepravní kapacitě. Od roku 2010 přibyla druhá, variabilní složka ceny závisející na množství přepraveného plynu. Od roku 2010 jsou dále povolené výnosy provozovatele přepravní soustavy související s dodávkou plynu zákazníkům v ČR integrovány do ceny za distribuci plynu. Cena za distribuci plynu je pro všechny kategorie zákazníků dvousložková. Variabilní složka ceny za distribuci se u všech kategorií zákazníků odvíjí od množství distribuovaného plynu a je stanovena pevnou cenou za odebraný plyn v Kč/MWh. Rok 2010 byl mezní i pro průmyslové zákazníky s vyšší spotřebou, tedy s roční spotřebou nad 630 MWh, pro které je stálá složka stanovena prostřednictvím logaritmického vzorce. Logaritmický vzorec znamená zrovnoprávnění plateb za distribuci mezi těmito zákazníky, jelikož cena za distribuci reaguje nejen na množství odebraného plynu, ale individuálně i na potřebu denního využití distribuční soustavy zákazníkem. Ceny za distribuci plynu tak již nejsou stanovovány pro kategorie zákazníků velkoodběratel a 64

střední odběratel, ale individuálně pro zákazníky se spotřebou vyšší než je 630 MWh za rok. Pro kategorie zákazníků maloodběratel a domácnost je stálá složka i nadále dána výší stálého měsíčního platu. Vývoj průměrných cen za distribuci podle kategorií zákazníků zobrazuje graf č. 10.

Vývoj průměrných cen za distribuci plynu podle kategorií zákazníků v ČR 300 250

Cena [Kč/MWh]

200 150 100 50 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Rok

MODOM

SO

VO

Celkem

Zákaznící se spotřebou nad 630 MWh

Pozn.: VO – kategorie velkoodběratel, SO – kategorie střední odběratel, MODOM – kategorie domácnosti a malí podnikatelé. Ceny za činnosti operátora trhu jsou v plynárenství zavedeny opět od roku 2010 a vzhledem ke své nízké úrovni představují zanedbatelnou položku v celkových platbách zákazníka za plyn. Mezi neregulovanou část ceny dodávky plynu patří cena za komoditu a obchod a cena za služby flexibility, která slouží k vykrývání rozdílných potřeb zákazníka na odběr plynu v průběhu roku. U neregulované části ceny je pouze na zvážení obchodníka, jakým způsobem bude nabízet plyn svým zákazníkům. Znamená to, že si může na základě své obchodní politiky stanovit vlastní strukturu odběrných pásem pro rozdělení zákazníků, vlastní strukturu ceny ohledně podílu variabilní a fixní části, liší se doba platnosti ceny apod. Rozhodující podíl na celkové ceně dodávky plynu má komodita. Její cena se odvíjí od situace na světových trzích a od marže obchodníka. Plyn byl v minulosti pro 65

Českou republiku zajišťován přímo od výrobců prostřednictvím tzv. dlouhodobých kontraktů. Tato skutečnost velmi omezovala možnost konkurence mezi dodavateli plynu. Po otevření trhu s plynem a nastavení pravidel organizování trhu v ČR prostřednictvím vyhlášky o Pravidlech trhu s plynem včetně úprav cen za přepravu reflektujících potřeby trhu začaly významnou roli hrát ceny plynu definované na krátkodobých burzách, pro ČR je relevantní německý trh, a v současné době, počínaje rokem 2009, již plně převážily ceny dané dlouhodobými kontrakty. U nákladů na flexibilitu, kde jedním z možných řešení pro dodavatele plynu je uskladňování v podzemních zásobnících plynu, dodavatelé v posledních letech (zejména od roku 2009) pro své zákazníky vytvořili prostor pro jejich snižování. V oblasti uskladňování plynu došlo v průběhu let 2005 až 2010 ke kvalitativní změně, kterou pravděpodobně nikdo nečekal. Na začátku liberalizace trhu s plynem, v roce 2005, bylo pro nové obchodníky téměř nepřekonatelnou překážkou získání skladovacích kapacit pro plyn, které nutně potřebovali k vykrytí nerovnoměrností odběru plynu zákazníky v průběhu roku. Skladovací kapacity byly plně smluvně vyprodány a volné nebyly k dispozici. Jedinou možností bylo získat skladovací kapacity v zahraničí. Jejich cena a cena přepravy plynu do ČR způsobovala těmto dodavatelům konkurenční nevýhodu. Energetický regulační úřad vyhodnotil tuto situaci a zvolil řešení ve formě novely vyhlášky o Pravidlech trhu s plynem a přenastavením cen přepravy na vstupu do plynárenské soustavy do ČR ve svém cenovém rozhodnutí. Vývoj průměrných cen dodávky plynu pro všechny zákazníky ČR v grafu představující celkovou průměrnou platbu zákazníka za odebraný plyn je zobrazen po čtvrtletích, což koresponduje se standardním obdobím pro změnu ceny komodity používaným jak v období plné regulace cen, tak v současné době, době liberalizovaného trhu. Jsou zde patrné dva extrémní vývoje, jedním byl rok 2006 a druhým rok 2008. V obou případech se jednalo o neočekávaný vývoj ceny komodity v reakci na enormní růst cen substitutů, které definují ceny plynu v dlouhodobých kontraktech.

66

Vývoj průměrné ceny dodávky plynu za ČR

Průměrná cena celkové dodávky v ČRaaaa

1 200 1 100 1 000 900 800 700 600 500 400

I. regulační období

III. regul. období

II. regulační období

Q

3

1

Q

20 02 20 02 1 Q 20 03 3 Q 20 03 1 Q 20 04 3 Q 20 04 1 Q 20 05 3 Q 20 05 1 Q 20 06 3 Q 20 06 1 Q 20 07 3 Q 20 07 1 Q 20 08 3 Q 20 08 1 Q 20 09 3 Q 20 09 1 Q 20 10 3 Q 20 10

300

Graf zobrazuje vývoj průměrných cen dodávky plynu pro kategorii domácnosti od zmíněných dodavatelů včetně skladby ceny dodávky. Tento graf je vytvořen z ceníkových hodnot platných pro uvedená období zveřejňovaných obchodními společnostmi. Vývoj průměrné ceny dodávky plynu pro domácnosti

Průměrná cena celkové dodávky plynuaa

1 200 1 000 800 600 400 200 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Rok Přeprava

Pozn.:

Uskladnění

Distribuce

V ceně není zahrnuta daň z přidané hodnoty.

67

Komodita+obchod

OTE

2011

Dopady odstavení Jaderných elektráren v Německu do sektoru plynárenství Vzhledem k tomu, že jaderné elektrárny pokrývají v Německu čtvrtinu celkové spotřeby elektrické energie, bude nezbytné urychleně vybudovat nové elektrárny pro pokrytí tohoto výpadku, ale i další elektrárny, které budou vyrovnávat nestabilitu a nepředvídatelnost výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů – větrných a solárních elektráren. Německo má několik možností náhrady jaderných elektráren: 1. Výstavba uhelných elektráren s nepříznivým dopadem na životní prostředí, doplněná případně o sekvestraci a ukládání CO2 (velmi drahé a dlouhodobé řešení). 2. Výstavba plynových elektráren (rychlejší a levnější varianta)

nejen jako

náhrada za JE, ale také jako záloha nestabilních obnovitelných zdrojů. Dopad na životní prostředí je sice nižší než u uhelných elektráren, ale přesto dojde k nárůstu emisí CO2 a NOx oproti současnému stavu. 3. Další výstavba větrných a solárních elektráren. 4. Masivní dovoz elektřiny – naráží na nedostatek výrobních kapacit v EU. Dopady: Náklady na výstavbu nových zdrojů, náklady na odstavení JE, náklady na posílení přenosových sítí, náklady na CCS a náklady na nákup emisních povolenek. Dá se předpokládat, že po úplném odstavení jaderných elektráren v Německu bude Německo a Rakousko vyvíjet tlak na odstavení jaderných elektráren v České republice.

68

Zvýšená spotřeba plynu ve SRN, která umožní vyšší využití přepravní soustavy na území ČR, provozované společností Net4gas. Vzhledem k energetické bezpečnosti SRN bude pravděpodobně vyvíjen větší tlak na využití alternativních dodávek plynu z neruských zdrojů, což by mělo podpořit realizaci plynovodu Nabucco včetně jeho prodloužení na území České republiky (plynovodem Baumgarten – Lanžhot) Odstavení jaderných elektráren ve SRN způsobuje tamním výrobcům elektřiny obrovské finanční ztráty, snaží se je proto řešit buď jednáním o budoucí úzké spolupráci či přímo kapitálovém vstupu se silnými investory disponujícím zásobami plynu (jednání mezi RWE AG a OAO GAZPROM) nebo odprodejem některých aktiv, často z oblasti plynárenství (avizovaný prodej 49% Slovenského plynárenského priemyslu Bratislava, vlastněných Gaz de France – SUEZ a E.on Ruhrgas Energetickému a průmyslovému Holdingu) Vzroste obecně v Evropě poptávka po zemním plynu, což bude mít dopad na růst jeho prodejní ceny S růstem poptávky po plynu se sníží význam a likvidita krátkodobých spotových trhů, kde v posledních dvou letech zejména velké firmy přeprodávaly přebytky z dlouhodobých kontraktů také or pay nezávislým obchodníkům. To bude mít dopad i na tuzemský trh s plynem, kde zejména v posledních dvou letech jeho významnou část obsadily noví nezávislí obchodníci, kteří plyn nakupovali téměř výhradně na spotových trzích. Lze proto oprávněně předpokládat, že v budoucnu u nezávislých obchodníků s plynem bude jejich význam i podíl na trhu buď stagnovat nebo spíše klesat. Řada z nich se pravděpodobně z našeho trhu zcela stáhne. Z výše uvedeného vyplývá velice pravděpodobné snížení konkurence na tuzemském trhu s plynem a nárůst marží, zejména u velkých zákazníků, kde doposud obchodníci

69

s plynem – v důsledku ostrého konkurenčního boje o tento segment trhu – uplatňují marže pouze na minimální úrovni.

Podíly jednotlivých obchodníků na trhu s plynem – červen 2011

United Energy Trading, a.s. SPP CZ, a.s.

3,12%

GDF SUEZ Prodej plynu s.r.o. 3,00%

4,43% ČEZ Prodej, s.r.o.

LAMA INVESTMENTS a.s.

4,48%

2,99%

Pragoplyn, a.s. Ostatní

4,63%

5,05%

E.ON Energie, a.s.

RWE Key Account CZ, s.r.o.

4,75%

12,43%

Východočeská plynárenská, a.s. 5,32%

VEMEX s.r.o. 9,68%

Pražská plynárenská, a.s. 6,82% Jihomoravská plynárenská, a.s. 9,65% Lumius, spol. s r.o.

Severomoravská plynárenská, a.s.

7,32%

8,98%

RWE Energie, a.s. 7,34%

Kapitola 5

70

Odhad dopadů zrušení jaderné energetiky v SRN na rozhodující sféry čs. ekonomiky Modelový propočet vlivu zvýšení ceny elektřiny a plynu na finanční situaci podnikové sféry byl zpracován zvlášť pro elektrickou energii a zvlášť pro plyn (jako pravděpodobné rychlé náhrady za jaderné zdroje elektrické energie) na bázi roku 2010 a za předpokladu jinak nezměněných podmínek hospodaření. Není zohledněn nákladový multiplikační efekt růstu cen elektřiny v dalších položkách nákladů. Dopad do nákladů byl promítnut do ukazatelů přidaná hodnota, hrubý operační přebytek a zisk, a to podle jednotlivých odvětví nefinanční sféry. V odvětví energetiky byly změny cen promítnuty i na straně výnosů (jen u výrobců el. energie). Cena za energii byla použita dle skutečnosti za každý podnik, u zanedbatelného počtu podniků, kde nebyla hodnota uvedena, byl proveden dopočet podle průměru za odvětví. Propočet dopadů do výdajů domácností je proveden pouze do výdajů za elektřinu, není zohledněn výdajový multiplikační efekt růstu cen elektřiny v dalších položkách výdajů.

Dopad změny ceny elektřiny  Intenzita dopadu v odvětvích mimo energetiku je dána náročností na spotřebu elektrické energie a nejvíce se projevuje v těžebních odvětvích. Při zvýšení ceny elektřiny o 5 % se zde sníží přidaná hodnota o 1,3 %, tj. o 556 mil. Kč. To je zároveň objem, o který se sníží zisk.  Ze zpracovatelského průmyslu je nejvyšší dopad zvýšení cen elektřiny (z hlediska podílu i objemu) na chemický průmysl (při zvýšení ceny elektřiny o 5 % klesne přidaná hodnota o 1,47 %, tj. -490 mil. Kč do zisku). Následuje hutnictví (-1,21 %, -308 mil. Kč).  U dalších odvětví zpracovatelského průmyslu se pořadí podle podílu a objemu liší. Na zpracovatelský průmysl celkem je dopad zvýšení ceny elektřiny o 5 % na snížení přidané hodnoty -0,39 % s objemem -3 018 mil. Kč.

71

 Z ostatních odvětví nefinanční sféry je z hlediska podílu na přidané hodnotě významný dopad u zemědělství (-0,43 %), zásobování vodou (-0,40 %), ubytování, stravování a pohostinství (-0,34 %) a dopravy a skladování (0,32%) a činností v oblasti nemovitostí (-0,31 %).  Z hlediska objemu je významný dopad do zisku u velkoobchodu, maloobchodu a oprav motorových vozidel (-675 mil. Kč), dopravy a skladování (-408 mil. Kč), činností v oblasti nemovitostí (-237 mil. Kč) a zemědělství (-155 mil. Kč). Celkem dopad do služeb dosahuje -1 826 mil. Kč.  V důsledku započtení vlivu zvýšení ceny elektřiny i do výnosů energetiky je dopad na nefinanční sféru jako celek kladný. Vysoké výnosy energetiky převáží i záporné dopady v ostatních odvětvích průmyslu, takže dopad na průmysl celkem je rovněž kladný.  Přehledně je dopad na všechna odvětví nefinanční sféry zpracován v příloze č. 1 (vliv na přidanou hodnotu v %) a v příloze č. 2 (vliv na zisk v mil. Kč), a to variantně se zvýšením cen o 5 %, 10 %, 15 %, 20 %, 25 % a 30 %.  Podle výpočtu se ve většině odvětví jako celku ani při zdražení elektřiny o 40 %3 nesníží zisk (za odvětví) tak, aby byl nulový nebo bylo odvětví ztrátové. Jen několik málo odvětví (např. výroba počítačů, elektronických a optických přístrojů,

výroba

koksu

a rafinovaných

ropných

výrobků,

ubytování

a stravování) bude vykazovat ztrátu, avšak tato odvětví byla ztrátová již v roce 2010. Situace u konkrétních, zejména malých a středních podniků se přitom může výrazně lišit.

Dopad změny ceny plynu  Z hlediska podílu na přidané hodnotě je výrazný dopad v energetice (v přidané hodnotě -0,36 %, tj. -500 mil. Kč do zisku). Ve zpracovatelském průmyslu činí -0,18 % (-1 396 mil. Kč), avšak s velkými diferencemi 3

Podle studie ústavu Prognos Basilej "Konsequenzen eines Ausstiegs aus der Kernernegie bis 2022 für Deutschand und Bayern" z července t.r. by ceny el. energie v SRN mohly do roku 2030 stoupnout až o 40 %. 72

v odvětvích. Vysoký podíl je ve výrobě koksu a rafinovaných ropných výrobků (-1,47 %, -57 mil. Kč), hutnictví (-0,57 %, -146 mil. Kč), chemickém průmyslu (-0,45 %, -149 mil. Kč), elektrotechnickém průmyslu (-0,41 %, 109 mil. Kč).  Ve službách je dopad nižší (-0,03 %), s objemem -409 mil. Kč dopadu do zisku.  Vzhledem k tomu, že zvýšení cen plynu se promítne do nákladů i výnosů jeho dodavatelů v ČR přibližně stejnou měrou, je dopad na sféru nefinančních podniků jako celek negativní. Při zvýšení ceny plynu o 5 % se sníží přidaná hodnota o 0,13 %, což představuje absolutní dopad do zisku celkem -2 486 mil. Kč.  Podrobněji jsou výsledky modelového propočtu uvedeny v přílohách č. 3 (dopad na přidanou hodnotu v %) a č. 4 (dopad na zisk v mil. Kč).

Dopad zvýšení cen elektrické energie do výdajů domácností V roce 2010 činily průměrné výdaje domácnosti: za elektřinu............................................................ 13 761 Kč/rok za elektrickou a tepelnou energii, plyn a paliva.... 31 440 Kč/rok průměrné spotřební výdaje.................................. 263 229 Kč/rok průměrné čisté peněžní výdaje............................ 294 420 Kč/rok rozdíl mezi výdaji spotřebními a čistými.............. 31 191 Kč/rok průměrné výdaje na osobu za elektřinu ................. 506 Kč/měsíc průměrné spotřební výdaje na osobu .................. 9 687 Kč/měsíc průměrné čisté peněžní výdaje na osobu .......... 10 935 Kč/měsíc průměrné čisté příjmy na osobu (v roce 2009) 12 206 Kč/měsíc4 Dopad zvýšení cen elektřiny pro domácnosti o 10 % znamená růst průměrných výdajů za elektřinu o 1 376 Kč za rok (115 Kč za měsíc) a zvýšení celkových výdajů

4 Podle decilového rozdělení tyto příjmy dosahuje až sedmých 10 % a více osob. 73

domácností o 0,5 %. Každých dalších 10 p.b. znamená dopad do celkových výdajů o další 0,5 p.b. Vzhledem k tomu, že nárůst cen elektřiny pro podnikatelský sektor prosákne v různé míře do všech kategorií spotřebitelských cen, bude celkový dopad do spotřebních výdajů domácností daleko vyšší. Tento nárůst však nelze kvantifikovat, protože postihne jednotlivé výdajové agregáty diferencovaně, v závislosti na růstu cen jednotlivých druhů spotřebního zboží a služeb. Domácnosti budou muset hledat úspory jinde – nejprve ve vydáních tzv. neklasifikovaných (jsou to např. pořízení a rekonstrukce bytu či domu, jiné další potřeby a služby, nákup cenných papírů, peněžité dary atd.), které se z titulu zvýšení ceny elektřiny pro domácnosti sníží na 29 815 Kč/rok na domácnost. Pokud na tyto výdaje domácnost již dříve neměla prostředky, bude muset omezit ostatní položky spotřebních vydání. Dopady uzavření německých jaderných elektráren na energetické strojírenství ČR České

společnosti,

které

donedávna

plnily

funkci

generálních

dodavatelů

energetických investičních celků, se již v mezinárodním měřítku v této roli neuplatňují. Avšak podniky českého energetického strojírenství stále zastávají své místo jako dodavatelé subdodávek ve formě dílů, komponentů nebo uzlů investičního celku. Závody energetického strojírenství v Československu a posléze v České republice měly v minulosti a dodnes mají velmi dobrý zvuk. Vybudované české elektrárny spolehlivě pracují prakticky na všech kontinentech. Za účelem zjištění dopadů uzavření německých jaderných elektráren na energetické strojírenství ČR byli dotázáni rozhodující představitelé - dodavatelé energetických zařízení tepelných, jaderných a vodních elektráren, včetně dodavatelů zařízení využívajících OZE: ŠKODA PRAHA, a.s., ALSTOM Power, s.r.o. 74

VÍTKOVICE POWER ENGINEERING, a.s. ČKD PRAHA DIZ, a.s. ŠKODA JS, a.s. MODŘANY Power, a.s. ZVVZ MACHINERY, a.s. MSA, a.s. ARMATURKA VRANOVÁ LHOTA, a.s. ARMATURY Group a.s. POLNA corp. s.r.o. SIGMA GROUP a.s. ŠKODA POWER s.r.o. (Doosan Power Systems Czech Investment a.s.) Siemens Industrial Turbomachinery s.r.o ETD TRANSFORMÁTORY, a.s. ČKD Blansko Holding, a. s. ČKD Blansko Engineering, a.s. MAVEL, a.s. SCHOTT Solar CR, s.r.o. Solartec, s.r.o. Wikov Wind a.s. EWCZ s.r.o. SIAG CZ, s.r.o.  Jaký je celkový (konsolidovaný) objem výroby (mil. Kč) společnosti za rok 2010, jaký podíl (%) cca představuje energetické strojírenství a z toho podíl (%) dodávek pro jadernou energetiku?  Jaký podíl z dodávek pro jadernou energetiku jde na export do SRN?  Jaký vliv bude mít uzavření německých JE na ekonomiku společnosti?

75

Celkový objem výroby těchto společností je cca 66,9 mld Kč, z toho dodávky pro energetiku tvoří téměř 96 % (cca 63 mld Kč) a z těchto dodávek je pro jadernou energetiku určeno přes 13 % (cca 8,5 mld Kč). V roce 2010 byl výše uvedenými společnostmi realizován export pro jadernou energetiku SRN v objemu 4 mil. Kč, a to pouze jedním dodavatelem (ŠKODA JS). Vývoz ostatních energetických zařízení do SRN byl v celkovém objemu cca 11 mld Kč, avšak více než 98 % z toho činil vývoz komponentů pro solární elektrárny společnosti SCHOTT Solar CR (10,9 mld Kč). Žádná z dotazovaných společností nepředpokládá zcela negativní důsledek uzavírání německých JE na své podnikání, naopak drtivá většina očekává vznik nových příležitostí -

v předpokládané dostavbě českých jaderných elektráren, nebo rozšiřování a modernizaci tepelných elektráren v ČR,

-

v možnosti podílet se na dodávkách pro výstavbu jiných než jaderných energetických zdrojů v SRN, vč. OZE,

-

ve zvýšení poptávky po dodávkách energetických zařízení a jejich dílů pro energetické zdroje, vč. jaderných, v jiných zemích, a to zejména ze strany východního trhu (např. postsovětské státy).

Nepřímý dopad se projeví v oblasti výstavby zdrojů elektrické energie a souvisí s budoucím vývojem tohoto trhu, tj. čím budou odstavené zdroje nahrazovány, jaké typy zdrojů se budou stavět u nás a v Evropě. Zda budou stavěny zdroje plynové či uhelné, zda v ČR bude stavěn nový jaderný zdroj či jaký bude vývoj v oblasti obnovitelných zdrojů. Obecně lze konstatovat, že případný odklon od klasické energetiky (včetně jaderné) by vyvolal pro etablované dodavatele z ČR pro tuto část energetiky nutnost zásadních změn. Některé společnosti očekávaly, že se budou ucházet o dodávky do rekonstruovaných německých elektráren, což teď asi nebude reálné. Pokud se však elektrárny budou stavět v jiných zemích a podniky z ČR budou 76

spolupracovat s některou z dodavatelských firem, pak v takovém případě nemusí negativní vliv německého rozhodnutí ucítit vůbec.

Závěry pro ČR k důsledkům odstavení JE v SRN V zájmu udržení a rozvoje průmyslu v ČR a životní úrovně občanů zajistit dostatečnou výrobní kapacitu stabilních a predikovatelných zdrojů energie, které produkují elektřinu za přijatelné ceny a jsou schopny zabezpečit stabilitu elektrizační soustavy a bezpečně pokrýt tuzemskou poptávku po elektřině v rámci možných neurčitostí. Přehodnotit systém podpory obnovitelných zdrojů energie s cílem přiblížení tržnímu zacházení s těmito zdroji. Zjednodušit přípravu a výstavbu zařízení a vedení přenosové soustavy, která mají klíčový význam pro zajištění spolehlivosti a bezpečnosti zásobování hospodářství a občanů elektřinou. Nepodlehnout očekávanému tlaku ze zahraničí na uzavření JE nebo na odstoupení od výstavby JE. Diskuse k otázkám energetické a jaderné bezpečnosti vést na odborné úrovni a nepřipustit jejich politizaci a zejména zasahování politické reprezentace cizích států do této diskuse. Prostřednictvím MPO a MZV podpořit účast českých průmyslových společností na výstavbě nových energetických zdrojů v SRN.

77