UNICORN software děláme s láskou

UNICORN je největší česká softwarová společnost, která vyvíjí š p i č k o v é i n f o r m a č n í s y s t é m y. N a š i s p e c i a l i s t é p r a c u j í n a o r i g i n á l n í c h technologických řešeních vhodných pro budoucnost. Každá společnost roste s požadavky a nároky svých klientů. Stejně tak se zvětšuje i UNICORN. Kromě softwaru proto vytváříme t a k é n o v é s o f t w a r o v é o d b o r n í k y.

UNICORN – software děláme s láskou.

o

b

s

a

h

elektroenergetik a

6 n Liberalizace zvýšila zisky výrobcům s malými náklady

Rozhovor s Mgr. Hanušem Beranem, předsedou představenstva Taures, a.s.

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a  plynárenství, v  současné době čelí na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází v Evropě k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestaví nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Mgr. Hanuše Berana, předsedu představenstva společnosti Taures, a.s.

8 n Opětovná regulace trhu nám nehrozí

Rozhovor s Ing. Blahoslavem Němečkem, místopředsedou Energetického regulačního úřadu

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a  plynárenství, čelí v  současné době na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a  rostoucí poptávce a současně se masivněji nestavějí nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing.  Blahoslava Němečka, místopředsedy Energetického regulačního úřadu

zdroje. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing. Aleny Šalamounové, vedoucí útvaru Regulačních a tržních záležitostí.

12 n Nejsem pro zavedení regulace ceny elektřiny

Rozhovor s Ing. Janem Vacíkem, jednatelem společnosti QTA, s.r.o.

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a  plynárenství, v  současné době čelí na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází v Evropě k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestaví nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing. Jana Vacíka, MBA, jednatele společnosti QTA, s.r.o.

16 n Flow-based metoda přidělování přeshraničních kapacit – co přinese?

Ing. David Myška, vedoucí odboru Kontrakty, ČEPS Bc. Miloš Mojžíš, senior konzultant, Unicorn Systems

Již v roce 2004, tj. v době, kdy provozovatel české přenosové soustavy ČEPS společně s  německým a  polským provozovatelem přenosové soustavy dokončoval přípravy první regionální procedury pro přidělování přeshraničních přenosových kapacit na principu kombinovaných hraničních profilů, zvažovali provozovatelé přenosových soustav (TSO) v dnešním regionu jihovýchodní Evropy přístup, který měl principiálně změnit dosavadní metodiky

10 n Regulácia a voľný trh – spojené 20 n Skupina J&T nádoby?

na energetickém trhu

Rozhovor s Ing. Alenou Šalamonovou, vedúcou útvaru Regulačných a trhových záležitostí, Slovenské elektrárne, a. s.

Rozhovor s generálním ředitelem společnosti United Energy Trading Františkem Čuprem

Energetická odvětví čelí v  současné době na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V  oblasti elektroenergetiky dochází k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestavějí nové

Skupina J&T je známa svým širokým portfoliem podniků z různých odvětví. Jedním z oborů, do kterých skupina investovala, je energetika. Na směrování skupiny J&T v oblasti energetiky jsem se zeptal generálního ředitele společnosti United Energy Trading Františka Čupra.

p lyn á r e n s t v í

22 n Plyn - strategické partnerství prověřené desetiletími

Ing. Hugo Kysilka, vice-president pro mezinárodní vztahy a investice, VEMEX s.r.o.

Dodávky zemního plynu jsou silně svázány s  dodávkami z Ruské federace. Článek pojednává o historii vztahů a vazeb nejvýznamnější ruské plynárenské společnosti, Gazpromu, se státy bývalého Sovětského svazu a  evropskými státy a  plynárenskými cestami, kterými je plyn dopravován do Evropy a Asie z Ruské federace.

30

n Plynovod Bratstvo oslavuje štyridsiatku

Ing. Ján Volentič, CSc.

Objavené zásoby zemného plynu na Záhorí v  50. rokoch minulého storočia viedli k vypracovaniu a prijatiu koncepcie plynofikácie Slovenska s využitím zásob zemného plynu a budovaním vysokotlakových plynovodov na distribúciu zemného plynu. Prvý zemný plyn prepravili z Plaveckého Štvrtku do Bratislavy v roku 1951. Potrubie DN 300, PN 2,5 MPa malo dĺžku 38 km. Na tomto úseku postupne pribudli do roku 1957 ďalšie plynovody s priemerom DN 500 a DN 300 na trase Bratislava - Brodské s pokračovaním do Čiech.

t e p lo teplárenství

34

n Využití kogeneračních jednotek v domácnostech (2. ČÁST)

Doc. Ing. Emil Dvorský, CSc., Doc. Ing. Pavla Hejtmánková, Ph.D., Katedra elektroenergetiky a ekologie, Západočeská univerzita v Plzni

Kombinovaná výroba tepelné a elektrické energie (KVET) je jednou z nejperspektivnějších možností zvýšení účinnosti hospodaření s  energetickými zdroji a  omezení vlivu energetického hospodářství na životní prostředí. Článek navazuje na první část uveřejněnou v minulém čísle, která se zabývala výhodami a  nevýhodami uplatnění KVET v  domácnostech a  popisovala kogenerační jednotky s přímou přeměnou.

2

M a g a z í n

50 n Evropské obchodování s emisemi – současnost a budoucnost

Mgr. Klára Sutlovičová, koordinátorka programu na ochranu klimatu, Centrum pro dopravu a energetiku

Během srpna 2007 by resorty Ministerstva životního prostředí a Ministerstva průmyslu a obchodu měly zveřejnit upravený návrh na rozdělení emisních práv českým průmyslovým znečišťovatelům pro roky 2008 až 2012, tzv. národní alokační plán (NAP). Za necelý půlrok skončí úvodní tříleté kolo evropského systému obchodování s emisemi (EU ETS), který v České republice zavedl vůbec první přímé opatření na regulaci skleníkových plynů prostřednictvím emisních povolenek. Zároveň se v Bruselu naplno rozbíhají konzultace o nutných změnách tohoto nástroje tak, aby účinně redukoval znečištění také v budoucnosti, po roce 2012. To je hned několik důvodů se podívat, zda se obchodování s emisemi jako hlavní opatření na snížení českého příspěvku ke globálním změnám podnebí osvědčilo a kde jsou jeho slabé stránky.

40 n Výpočet podílu elektřiny z KVET a dosahovaných úspor primární energie podle nové evropské legislativy

Ing. Josef Karafiát, CSc., ředitel společnosti, ORTEP, s.r.o.

V  rámci EU byla v  roce 2004 přijata směrnice 2004/8/EC o podpoře KVET. Jedním z cílů této směrnice je i sjednotit postupy hodnocení tzv. vysokoúčinné KVET, tj. KVET, na kterou mohou jednotlivé členské státy poskytovat podporu, aniž by byla porušena pravidla volného trhu s elektřinou. Článek představuje zásady navrhovaného postupu výpočtů podílu elektřiny vyráběné formou KVET a následující prověrky na dosažení limitních 10 % úspor primární energie (tzv. Guidelines), které by měly být po jejich přijetí komisí EU (koncem roku 2007) promítnuty do české legislativy.

e ko lo g i e hospodárnost

44 n Současná realita globální změny klimatu

RNDr. Jan Pretel, CSc., vedoucí oddělení klimatické změny, Český hydrometeorologický ústav

Atmosféra obklopující naši planetu je prostředím, ve kterém se odehrává veškerý život. První satelitní snímky z konce šedesátých let minulého století začaly ale naznačovat, že planeta jako celek prochází jistými změnami. Ty však v současnosti již velmi pravděpodobně překonávají změny, které probíhaly doposud a pokračování tohoto trendu nelze vyloučit ani do budoucna.

54

n Emisní obchodování a snižování emisí

Ing. Tomáš Chmelík. Mgr. Aleš Laciok,MBA, specialisté environmentálních produktů, ČEZ

Záhy po spuštění systému obchodování a zveřejnění výsledků za roky 2005 a 2006 se rozšířily spekulace o tom, zdali systém obchodování s povolenkami vedl ke snížení emisí a nebo je to jenom další administrativa bez reálných přínosů pro životní prostředí. Článek pojednává o prvotním hodnocení emisního obchodování, o chování ČEZ v důsledku zavedení emisního obchodováním a o přípravě technologií ukládání CO2.

z a j í m av o s t i ko n f e r e n c e v e l e t r hy

58

n Rizika a přínosy jaderné energetiky

Ing. Dana Drábová, předsedkyně, Státní úřad pro jadernou bezpečnost

Tvůrci energetické politiky by měli mít k dispozici jako podklad pro své rozhodování zevrubné analýzy možných variant, které vyhodnotí jak veškerá rizika, tak přínosy z pohledu nejen ekonomického, ale zahrnou i vlivy na životní prostředí a hlediska společenská. Pod čarou je však jasné, že rozhodnutí budou ovlivněna kompromisy odrážejícími osobní nebo skupinové preference a subjektivní posouzení důležitosti jednotlivých ukazatelů. Článek má za cíl přispět k získání přehledu o souvislostech kolem využívání „jádra“ v energetice.

64

n Jaderná energie: Sbohem… a vítej zpátky

Juraj Kramara, Det Norske Veritas

Elektrárna Chapelcross byla prvním komerčním jaderným zařízením ve Skotsku. Do provozu byla uvedena v roce 1959 a stala se nejdůležitějším výrobcem elektrické energie v jihozápadním Skotsku. Po 45 letech úspěšného provozu byly v roce 2004 reaktory vyřazeny z provozu. Během roku 2007 budou pomocí výbušnin odstraněny čtyři chladicí věže, čímž zmizí významný prvek panoramatu hrabství Dumfriesshire. Jak ale odstavit z provozu a zlikvidovat jadernou elektrárnu bezpečně s ohledem na lidské zdraví a životní prostředí?

68 n Historie a současnost těžby uranu v ČR

Ing. Bc. Jiří Jež, ředitel státního podniku, DIAMO s. p.

Uran patří k  významným energetickým surovinám, jehož využívání v  energetice je předmětem široké diskuze a  jehož celosvětová důležitost v současné době roste. Článek pojednává o historii těžby uranu v ČR a o aktuálním stavu těžby a zpracování uranu, s krátkou informací o dalších aktivitách s. p. DIAMO.

72 n Ohlédnutí

za konferencí Retrofity a výstavba nových zdrojů 2007

Norbert Tuša, B.I.D. services s. r. o., Ing. Bohuslav Málek, SEVEn

2. ročník odborné konference „Retrofity a výstavba nových zdrojů 2007“ pořádané společností B.I.D. services se uskutečnil 26. června v pražském hotelu Novotel.

74 n Organizace orientovaná na realizaci strategie

Ing. Miroslav Vlček, CSc., CSM

Článek navazuje na téma Balanced Scorecard (BSC) nástroj pro popis a podporu realizace strategie a na téma Tvorba strategické mapy „krok za krokem“, kterými jsme se zabývali v prvních dvou číslech tohoto magazínu [1], [2]. BSC a strategická mapa jsou sice vhodnými nástroji pro popis strategie a podporu její realizace, ale nepostačují pro úspěšné zavedení strategie do života společnosti a  dosažení požadovaných výsledků. Z průzkumů, které byly provedeny v nedávné minulosti, vyplývá, že jen necelých 10 % dobře formulovaných strategií bylo také efektivně řízeno a ve zhruba 70 % případů hlavním důvodem selhání byla její „chabá“ realizace. V článku je uveden stručný přehled nejlepších postupů, které používají organizace, které již (s využitím BSC a strategické mapy) strategii úspěšně realizovaly.

3

e d i t o r i a l

Vážení čtenáři, doufám, že jste si během léta odpočinuli na dovolené a že jste se již nemohli dočkat, až se Vám do rukou dostane další číslo našeho magazínu. Toto číslo má čtyři nosná témata, která se Vám pokusím ve stručnosti přiblížit. Rostoucí ceny energetických komodit vedou na úrovni celé Evropy k  diskuzím nad přínosy liberalizace energetických trhů a o efektivní regulaci v oblasti elektroenergetiky a plynárenství. To mne vedlo k tomu, že jsem se zeptal na stejné otázky čtyř respondentů, kteří reprezentují odlišné zájmové skupiny na poli energetiky. Rozhovory v abecedním pořadí s Mgr. Beranem (Taures), Ing. Němečkem (ERÚ), Ing. Šalamonovou (Slovenské elektrárne) a Ing. Vacíkem (QTA) Vám jistě ukáží určitou názorovou škálu. Nicméně všichni respondenti se shodují v tom, že zavedení regulace do výroby, resp. obchodu, s elektřinou a plynem asi není ta nejvhodnější cesta a že pro energetiku jsou vysoce důležitá dlouhodobě konzistentní „pravidla hry“. Rozhovory jsou umístěny v sekci Elektroenergetika, třebaže někteří respondenti odpovídali i na otázky týkající se plynárenství. Aspekty týkající se liberalizace trhu se zemním plynem jsou letmo zmíněny i v článku Ing. Kysilky (VEMEX), který se zmiňuje o historii vztahů s Ruskou federací (Sovětským svazem) v oblasti plynárenství. Článek je rovněž uceleným přehledem aktuální obchodní pozice Gazpromu, resp. Ruské federace, k ostatním státům bývalého Sovětského svazu, ale také k zemím Evropské unie a očekávaným výhledem do budoucna vč. vývoje přepravních cest. Historické vazby v plynárenství dokresluje článek Ing. Volentiče týkající se výstavby mezistátního plynovodu Bratrství na území Slovenska. Oblast emisních povolenek pomalu vplouvá do svého druhého obchodovacího období. To je čas se zamyslet a podívat na perspektivu do budoucna. V zamyšlení RNDr. Pretela z Českého hydrometeorologického ústavu je stručně shrnut vývoj na poli bádání v oblasti změny klimatu. Z článku vyznívá otázka, zda jsme jako lidstvo schopni svým působením odvrátit nadcházející (a již započatý) proces klimatických změn, či zda bychom měli důrazněji přistoupit k přípravě adaptačních opatření. V článku je dále rozvedena úvaha, jakým vývojem by mohl projít Kjótský protokol a obchodování s emisemi v EU. Obchodování s emisemi je dále námětem článku Mgr. Sutlovičové z Centra pro dopravu a energetiku, která hodnotí Národní alokační plán II a kjótské kredity, které mohou vstupovat do emisního obchodování, z pohledu ekologických organizací. A konečně třetí článek na téma emisního obchodování je pohled ČEZ zaznívající z per Ing. Chmelíka a Mgr. Lacioka, kde se autoři zmiňují o aktivitách ČEZ na poli obchodování s emisemi a zachytávání a skladování CO2. Čtvrtým nosným tématem tohoto čísla je problematika jaderné energetiky. Toto téma je jistě v současnosti „mírně řečeno kontroverzní“, nicméně je otázkou, jak se v budoucnu budeme dívat na tuto oblast. Článek Ing. Drábové (SÚJB) je porovnáním rizik a přínosů jaderné energetiky ve vztahu k ostatním v současnosti známým technologiím sloužícím k výrobě elektřiny. Řada odpůrců jaderné energetiky pokládá otázku, co se dá dělat při definitivním odstavení jaderné elektrárny z provozu. Právě toto téma je zpracováno v článku J. Kramary z Det Norske Veritas týkající se procesů používaných při likvidaci skotské jaderné elektrárny Chapelcross. Třetí článek z oblasti jaderné energetiky zpracovaný Ing. Ježem (DIAMO) se týká historie a současnosti těžby uranu v ČR. Mimo okruh hlavních témat stojí beze sporu za zmínku rovněž článek Bc. Mojžíše (Unicorn) a Ing. Myšky (ČEPS) o tzv. Flow-based metodě přidělování přeshraničních profilů, což jistě bude podstatná změna v mezinárodním obchodování s elektřinou. Řadu z Vás určitě bude mrzet, že se v tomto čísle loučíme se „strategickým miniseriálem“ Ing. Vlčka, který zde na několika stranách shrnul základní principy používané v organizacích orientovaných na strategii. Udělá mi radost, když si se zájmem přečtete výše uvedené články, ale i ty ostatní uvedené v tomto čísle našeho magazínu, a přinesou Vám nové informace či podněty. Přeji Vám příjemné čtení.

Ing. Martin Havel, Ph.D. Šéfredaktor

4

M a g a z í n

Vydavatel STENELLA s.r.o. Bělehradská 77 120 00 Praha 2

Šéfredaktor Ing. Martin Havel [email protected]

Grafická úprava Akademický malíř Marek Jodas [email protected]

Inzerce Aleš Čermák [email protected]

příjem inzerce a předplatné Alice Bulínová tel.:+420 222 514 112 fax:+420 242 486 784 www.pro-energy.cz [email protected]

evidováno pod číslem MK ČR E 17318 ISSN 1802-4599

í n z g a a M Výtisk

Vychází

Termín pro odevzdání článků

1/ 2007 2/ 2007 3/ 2007 4/ 2007

15. 3. 2007 15. 6. 2007 15. 9. 2007 15. 12. 2007

5. 2. 2007 5. 5. 2007 5. 8. 2007 5. 11. 2007

Termín konce přijímání inzerce 20. 2. 2007 20. 5. 2007 20. 8. 2007 20. 11. 2007

#

ANO, OBJEDNÁVÁM PŘEDPLATNÉ MAGAZÍNU PRO-ENERGY Roční předplatné o 390 Kč Počet čísel za rok: 4 (jaro, léto, podzim, zima) Platba složenkou o Platba fakturou o Pro-Energy 4/2007 o (99 Kč) Pro-Energy 1/2008 o (99 Kč) Pro-Energy 2/2008 o (99 Kč) Pro-Energy 3/2008 o (99 Kč)

E

L

E

K

T

R

O

E

N

E

R

G

E

T

I

K

A M A G A Z Í N

vat tržní prostředí a je otázkou, zda je vhodné v případě ročních a měsíčních alokací takový vliv jednoho TSO připustit.

NABÍDKY DO FLOWBASED AUKCE Ačkoliv současná aukce provozovaná na území střední Evropy nese přívlastek „koordinovaná“, její koordinovanost je spíše organizačního charakteru (společná aukční kancelář, společná pravidla, společný informační systém). Stále přitom platí, že účastník aukce si v současném systému pro realizaci tranzitního přenosu (tj. přenosu mezi nesousedními soustavami) musí zakoupit kapacitu na každé hranici zvlášť: pokud na jedné hranici na předem naplánované cestě neuspěje, je jeho zamýšlený obchod zmařen; uspěje-li však na obou hranicích a zároveň se změní situace na příslušných trzích nebo v jeho portfoliu, může realizovat ziskovější transakci tím, že využije jen část plánované tranzitní cesty a nevyužitou část kapacity prodá nebo nechá propadnout. Flow-based aukce naproti tomu umožňuje zadávání požadavků na kapacitu na tzv. principu source–sink, kdy účastník aukce definuje pouze počáteční a koncový bod (které mohou být i v nesousedních zemích), aniž by se zabýval samotnou přenosovou cestou. Současně účastník zadává jedinou nabídkovou cenu, která opět pokrývá celou přenosovou trasu. Lze očekávat, že samotná konstrukce nabídkových cen bude účastníkům trhu přinášet zejména v počátečním období nemalé komplikace. Vzhledem k výrazným odlišnostem stávající a nové aukce nebude využití historických cenových křivek příliš užitečné a v řadě případů bude dosti zavádějící (což potvrzují i doposud provedené simulační testy flow-based aukce). Zpočátku se bude tedy hrát v podstatě naslepo; stabilizace cenových křivek a snížení jejich volatility způsobené iracionálním chováním účastníků trhu nelze očekávat dříve než v řádu týdnů a možná i měsíců od zahájení flow-based aukce. Sofistikovaný přístup při stanovení nabídkových cen navíc předpokládá průběžné provádění cenových analýz všech profilů ze strany účastníků trhu. Princip source–sink naopak účastníkům aukce umožňuje změnu strategie při stanovování výše cenových „polštářů“ pro krytí rizika nezískání kapacity. V současné době, pokud chce účastník v aukci s vysokou pravděpodobností uspět na více profilech současně (za účelem realizace tranzitního přenosu), musí se při konstrukci nabídkové ceny jistit proti nenadálým cenovým výkyvům na každém profilu zvlášť. U flow-based metody stačí provést „bezpečnostní navýšení ceny“ pouze jednou.

VYHODNOCENÍ AUKCE Při vyhodnocování nabídek podaných do flow-based aukce nelze aplikovat dosud používané jednoduché principy, spočívající v prostém sestavení společného cenového žebříčku a postupném uspokojování nabídek až do vyčerpání kapacity. Základní charakteristikou a zároveň problémem flow-based metody je již výše zmíněná skutečnost, že každá nabídka má obecně vliv na každý profil, v důsledku čehož si všechny nabídky konkurují navzájem. Použití společného cenového žebříčku všech nabídek v regionu by však ignorovalo různé tržní hodnoty jednotlivých profilů dané různými cenovými diferenciály mezi jednotlivými evropskými zeměmi. Proto je při vyhodnocování flow-based aukce nutno použít matematicky vyspělejší metodu, která je založena na základním, na první pohled jednoduchém požadavku: cílem je maximalizovat celkový užitek všech účastníků trhu. Úvaha vychází z kardinalistické teorie měření užitku, kdy užitek pro daného účastníka trhu vyplývá z nabídkové ceny za kapacitu. Pokud přistoupíme na premisu, že užitek ze získané kapacity je vyjádřen její cenou, lze maximálního celkového užitku v rámci celého regionu dosáhnout maximalizací součtu užitků jednotlivých účastníků aukce, což v následujícím vzorci znamená maximalizaci hodnoty z:

z  π p b  Qallb kde:

b

b

pb π

Qallb

= jedna nabídka jednoho účastníka aukce = nabídková cena účastníka = alokovaná kapacita individuální nabídky (neznámá proměnná optimalizační úlohy)

V neomezeném modelu by maximálního užitku bylo dosaženo prostým přijetím všech nabídek (všechny hodnoty Qallb by byly rovny příslušným požadovaným kapacitám). Tomu však brání kapacitní limity na jednotlivých hranicích, které jsou základním omezením úlohy. Vzhledem k tomu, že maximalizační úloha je dána lineární funkcí jednotlivých nabídek a všechna omezení úlohy jsou dána lineárními nerovnostmi, lze úlohu vyhodnocení flow-based aukce řešit pomocí optimalizační metody nazývané lineární programování. Lineární programování je jednou ze základ-

ΠΠ

SCHEDULING

méně by stále účastníky trhu nutil nominovat na jednotlivých hranicích fiktivní přenos (fyzický tok poteče jinou cestou). Druhou možností je source–sink scheduling. Největší dopady budou mít tyto změny zejména na samotné provozovatele přenosových soustav. Doprovodnou výhodou nového systému schedulingu by byla rovněž nutnost odstoupit od pravidla 1 : 1 (každý účastník má dnes dopředu povinnost nahlásit, s kým bude na jednotlivé hranici obchodovat), což se zdálo doposud pro německy mluvící TSO neakceptovatelné. Další výhodu je možné spatřovat ve větší míře sjednocení formátů a komunikačních protokolů pro zasílání diagramů, které by měly být zcela jednotné pro celý region. Na druhou stranu nebude dále možné, aby subjekt, který získal kapacitu pro trasu ČEPS–MAVIR, nominoval diagram přenosu např. pouze na hranici ČEPS–SEPS. Obdobný dopad bude mít flow-based aukce i pro sekundární trh s přenosovými kapacitami. Na sekundárním trhu bude možné přeprodávat opět pouze celou přenosovou cestu, nikoliv pouze její část.

V souvislosti se zavedením flow-based aukce je nutné provést i určité změny v procesu mezinárodního schedulingu – tj. sjednávání přenosů elektřiny formou hodinových diagramů přes přeshraniční profily. Vzhledem k tomu, že kapacity budou alokovány na principu source–sink, lze v podstatě využít dva základní principy schedulingu. První možností je definovat pro každou kombinaci source–sink v regionu uměle cestu, po které by se přenos nominoval (tj. například pro přenos PSE-O do APG cesta PSE-O – CEPS – APG). Tento způsob je asi nejjednodušší, nic-

Flow-based alokace je v současnosti ve fázi analýz ve více regionech, ale přesto není nikde dosud finálně implementována. Složitost celé věci naznačuje vývoj v regionu jihovýchodní Evropy. Projekt implementace flow-based aukce mezi osmi balkánskými TSO byl započat již v roce 2005 s ambicí zahájení provozu v průběhu roku 2006. Nyní, po dvou letech příprav a testů, zůstává stále otevřena řada velmi zásadních otázek. Zpoždění oproti původnímu plánu začí-

ních optimalizačních technik a má široké využití zejména v oblastech výrobního plánování, kdy je třeba rozhodnout o optimální alokaci nedostatkových zdrojů (např. optimální rozložení výroby na jednotlivé výrobní linky s omezenou kapacitou). S problematikou vyhodnocení aukce souvisí velmi důležitá otázka, která se v poslední době často diskutuje, a tou je transparentnost celého procesu. Zatímco současný mechanismus cenových žebříčků umožňuje velmi jednoduchou kontrolu správnosti vyhodnocení ze strany účastníků trhu i regulátorů, nový systém vyžaduje speciální softwarové vybavení a znalost dalších dat potřebných pro vyhodnocení aukce – zejména PTDF koeficientů, ale i nabídek všech ostatních účastníků aukce v celém regionu. V praxi by to znamenalo zveřejňování nabídkových křivek podobně, jako je v současné době zveřejňuje ČEPS v roční a měsíční koordinované aukci, PTDF matice a zpřístupnění modelu pro alokaci kapacit, který bude fungovat totožně jako aukční systém.

SHRNUTÍ

ná nabírat i projekt připravovaný ve střední Evropě (Česko, Slovensko, Německo, Polsko, Maďarsko, Rakousko, Slovinsko). Původní termín spuštění flow-based aukce od 1. 1. 2008 spojený s přesunem aukční kanceláře z České republiky do Německa velmi pravděpodobně dodržen nebude. Právě vzhledem k absenci praktických zkušeností s flow-based aukcí by bylo tedy předčasné vynášet o této metodě vyhraněné soudy. V každém případě by tato, stejně jako jakákoliv nová, metoda měla zachovat nebo zvýšit spolehlivost a bezpečnost provozu propojených soustav a současně by nemělo dojít k omezení možnosti obchodování s elektřinou. Takto lze zjednodušeně formulovat podmínku implementace nové metody, kterou jasně vyslovuje český provozovatel přenosové soustavy ČEPS ve shodě s Energetickým regulačním úřadem. Již nyní lze však identifikovat, že efektivita této metody bude vyšší v případě regionů s porovnatelnou kvalitou přenosových soustav (nedojde k omezení obchodů kvůli jedinému lokálnímu úzkému místu) a že pro zvýšení efektivity flow-based alokace bude pravděpodobně nutné alokovat kapacitu nejen jako opci pro přenos, ale společně s povinností využití kapacity. Nabídky do aukce by tak již nepředstavovaly pouhý požadavek na kapacitu (kterou pak subjekt může, ale nemusí využít), ale přímo požadavek na sjednání přeshraničního přenosu, který je v případě povolení přenosu ze strany aukční kanceláře pro účastníka trhu závazný. Jedině tento přístup totiž umožňuje vzájemné saldování protitoků na jednotlivých profilech, což přinese celkové zvýšení kapacity alokované v aukci. Dosavadní testy ukazují, že toto zvýšení může být poměrně významné.

18

O AUTORECH: Ing. DAVID MYŠKA je absolventem Fakulty elektrotechniky, ČVUT Praha. Působí ve společnosti ČEPS, a. s. jako vedoucí odboru Kontrakty. V rámci asociace evropských TSO zastupuje ČEPS, a. s. v TF Network Access and Congestion Management. Bc. MILOŠ MOJŽIŠ je absolventem Fakulty informatiky a managementu Univerzity Hradec Králové. Působí ve společnosti Unicorn Systems a. s. jako senior konzultant pro sektor elektroenergetiky a jako specialista na analýzu a design podnikových informačních systémů. Kontakt na autory: [email protected], [email protected]

19

Jméno ......................................................................................................................... Příjmení ..................................................................................................................... Společnost .................................................................................................................. Adresa ......................................................................................................................... PSČ ............................................................................................................................. Telefon/fax .................................................................................................................

Veškerá autorská práva k PRO-ENERGY magazínu vykonává vydavatel. Jakékoliv užití časopisu nebo jeho části je bez souhlasu vydavatele zakázáno. Za obsah inzerce ručí zadavatel. Za původnost a obsahovou stránku příspěvků ručí autor. Zasláním příspěvku autor uděluje vydavateli souhlas vydat jej v tiskové podobě jakož i v elektronické podobě, zejména na na CD nebo na internetu.

Jako nejvhodnější se jeví otestování tohoto mechanismu na krátkodobých aukcích – denní a vnitrodenní. Vedle toho si lze představit i kombinaci obou přístupů, přičemž subjekt, který je ochoten svou nabídku do aukce rovnou zafixovat jako závazný přeshraniční přenos, by byl nějakým způsobem zvýhodněn oproti subjektu, který si chce ponechat možnost část získané kapacity nevyužít. Vzhledem k relativně komplikovanému optimalizačnímu mechanismu je implementace spojena i s otázkou vyhodnocení výsledků alokace a vybudování nabídkové strategie pro účastníky trhu. Proto se jeví jako zajímavé spojení flow-based alokace s metodou Market coupling, která propojuje spotové trhy s elektřinou v sousedních zemích při respektování kapacitních limitů na společných hranicích, a tím zvyšuje likviditu celého společného prostředí – v této souvislosti hovoříme o tzv. implicitní alokaci kapacit. Market couplingem byl také odstartován první koordinační projekt v regionu západní Evropy a i ve středoevropském regionu je nyní tato varianta zvažována jako další krok po případné implementaci základní flow-based aukce. Nabízí se samozřejmě otázka, jak implementovat Market coupling v regionu, kde neexistují likvidní spotové trhy (s výjimkou EEX). Jako nejperspektivnější řešení se tak nabízí kombinovaný přístup, označovaný jako Open market coupling, který umožní podávání nabídek jak prostřednictvím burzy, tak přímo aukční kanceláři. Obecně se soudí, že limitovaný mezinárodní obchod je jednou z hlavních příčin nedostatečné likvidity národních spotových trhů. Implicitní aukce by pak mohly k podpoře likvidity pozitivně přispět. Nicméně vzhledem k současnému vývoji lze očekávat, že na tyto změny si účastníci trhu ještě nějaký ten rok počkají.

E-mail ............................................................................................................. IČO/DIČ .................................................................................................................. Datum ......................................................................................................................... Podpis ......................................................................................................................... Adresa redakce, příjem inzerce a předplatné STENELLA s.r.o., Bělehradská 77, 120 00 Praha 2 Alice Bulínová, tel.:+420 222 514 112, fax:+420 242 486 784, www.pro-energy.cz, [email protected]

5

e

l

e

k

t

r

o

Liberalizace zvýšila zisky výrobcům s malými náklady Rozhovor s Mgr. Hanušem Beranem, předsedou představenstva Taures, a.s. Pane Berane, úplně na úvod, jaký je Váš pohled na liberalizaci trhu s  elektřinou a zemním plynem? Co podle Vás liberalizace těchto trhů přinesla a kdo z ní má největší benefity? Skutečné přínosy liberalizace bude možné posoudit za přibližně deset let. Přestože má energetika řadu specifik, na volném trhu se ceny tvoří průsečíkem nabídky a  poptávky a to platí i o cenách energetických komodit. Čím více bude výrobců schopných produkovat levnou komoditu, tím více se budou projevovat pozitivní stránky liberalizace, čím jich bude méně, tím více se budou projevovat negativní stránky liberalizace. V  elektroenergetice liberalizace jednoznačně zvýšila zisky výrobcům, kteří mají

6

ENERGETIKA

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a plynárenství, v současné době čelí na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází v Evropě k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestaví nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Mgr. Hanuše Berana, předsedu představenstva společnosti Taures, a.s. nízké náklady. Pozitivně se také projevila u  těch odběratelů, kteří mají charakter spotřeby odpovídající ekonomicky efektivní výrobě elektřiny, tj. odběratelům s  plochým odběrovým diagramem nebo odběratelům odebírajícím mimo dobu maximálního odběru v soustavě. Otázkou však je, zda mají současní výrobci zájem na vytvoření převisu nabídky nad poptávkou vedoucího ke snížení cen. Ochota jiných investorů než tradičních výrobců je značně omezena nejistotou ohledně budoucího vývoje cen a případných administrativních opatření. V  plynárenství je celá situace z  hlediska liberalizace oproti elektroenergetice složitější, protože počet nalezišť plynu a výrobců plynu je omezený. O  konkurenci na straně výroby

lze tedy polemizovat a předmětem volné soutěže zůstává schopnost vyjednání podmínek dodávky, případně přepravní trasy, uskladnění plynu v zásobnících a především obchodní marže obchodníka. V  současnosti v  energetice podléhá volné soutěží pouze výroba a  obchod, ostatní položky jsou regulovány. Může se podle Vás volný obchod, resp. výroba, realizovat i v situaci, kdy není splněna základní podmínka volného trhu, tj. přebytek nabídky nad poptávkou? Volný obchod se realizovat může, ale v takovém případě nepovede ke snížení cen. Pokud bude existovat pouze mírný převis nabídky nad poptávkou, všichni odběratelé budou z  hlediska množství uspokojeni, avšak za ceny odpovídající výrobě elektřiny na zdrojích s nejvyššími variabilními náklady. V případě nutnosti rychlých investic by ceny elektřiny mohly převýšit celkové (variabilní i  fixní) náklady zdrojů, které mají nejkratší dobu výstavby. V  současnosti se jedná o  paroplynové zdroje nebo dokonce jednoduché plynové turbíny, které je technicky možné postavit za jeden až tři roky v  závislosti na administrativních procedurách a  vytíženosti dodavatelů technologie. Náklady takovýchto zdrojů zatím stále převyšují současné ceny elektřiny. V současnosti se takovéto zdroje za určitých podmínek vyplácí provozovat pro dodávku tzv. špičky, tj. dodávku elektřiny v  pracovní době pracovních dní. V  případě nedostatku kapacity vodních, jaderných nebo uhelných zdrojů by se však úrovni dnešních cen špičky přibližovala i cena pásma, tj. konstantní dodávky ve všech hodinách roku. Pro ilustraci, cena špičky je v  současnosti o  cca 40 procent vyšší než cena pásma. Ještě problematičtější bude situace, pokud poptávka převýší nabídku. V takovém případě by se muselo přistoupit ke krácení spotřeby. Takovou situaci však v  podmínkách ČR v nejbližších letech nepředpokládám. Volný trh do značné míry ovlivňuje i stranu poptávky. Někteří odběratelé realizu-

M a g a z í n

jí opatření na snižování spotřeby či ovlivňování jejího průběhu, čímž se snaží dosáhnout úspor. To lze samozřejmě hodnotit pozitivně. Výrazný nárůst cen energetických komodit v Evropě však vede ke ztrátě konkurenceschopnosti podniků s  energeticky náročnou výrobou. Tato ztráta má následně jak ekonomické, tak sociální dopady. Jaký je Váš názor na zavedení regulace v oblasti obchodu s elektřinou (resp. výroby elektřiny)? Jaké konsekvence by mělo zavedení regulace na jednotlivé skupiny účastníků trhu? Jsou různé formy regulace a  mají různé dopady. Regulace cen za účelem jejich plošného snížení vede k  neochotě investorů a  tím i  k  nedostatku výrobních kapacit. Nevhodně zvolená regulace pak může mít paradoxně za následek další zvýšení cen, které je na jednu stranu odloženo o  několik let, ale na druhou stranu mnohem vyšší. Lze však regulovat případné cenové extrémy, kdy výrobci nebo obchodníci profitují na momentálním relativním nedostatku levné elektřiny nebo zemního plynu. Pro takové případy si umím představit cenový strop, který by však byl na úrovni násobků běžné ceny, nikoliv o  několik procentních bodů nad ní. Existuje beze sporu řada regulatorních opatření, která mohou výhledově pomoci elektroenergetickému sektoru. Určitě se shodneme, že všechna opatření by měla být zavedena pouze na přechodnou a předem určenou dobu. Řekněme, že bude znovuzavedena regulace trhu s elektřinou. Jaká regulatorní opatření byste viděl jako vhodná a na jakou dobu by měla být zavedena? Z  hlediska regulace cen si umím představit výše zmíněné cenové stropy. Z  hlediska celkové regulace odvětví však považuji za vhodné spíše stanovit jasná pravidla a  tato pravidla zafixovat na dobu návratnosti investic v  energetice. Nerozhodný investor bude raději investovat do odvětví, kde umí odhadnout budoucí vývoj, než do odvětví, ve kterém visí hrozba regulace se zatím neznámou formou. Existuje podle Vás nějaký spouštěcí bod, kdy bude nutné zavést do výroby elektřiny, resp. obchodu s elektřinou regulaci? Nedostatek elektřiny vedoucí k  výraznému zvýšení cen. Za výrazné zvýšení cen považuji takové zvýšení, kdy rozdíl mezi výnosy a náklady v odvětví výrazně převyšuje přiměřený zisk z běžné podnikatelské činnosti. Na druhou stranu je však potřebné říci, že pouhá regulace cen není lékem na problémy energetiky.

Jaký je podle Vašeho názoru rozdíl na poli volného obchodu a  regulace mezi sektory elektroenergetiky a plynárenství? Těžba plynu je lokální záležitostí, výroba elektřiny je méně prostorově závislá. To se odráží i na počtu producentů těchto energetických komodit, kdy výrobců elektřiny je v  evropském měřítku mnohem více než výrobců zemního plynu. V elektroenergetice je podle mého názoru větší prostor ke konkurenci a volný trh může tudíž i lépe fungovat. V plynárenství je nižší úroveň regulace na úrovni mezinárodní přepravy plynu a skladování, což jsou podstatné složky výsledné ceny zemního plynu. Česká republika si vyzkoušela znovuzavedení regulace trhu se zemním plynem (cenový strop), která trvala rok a čtvrt a skončila k 31.3.2007. Jaké si myslíte, že byly výsledky této regulace? Zavedení regulace znamenalo jasný signál, že nelze zneužívat monopolní postavení. Z tohoto pohledu lze znovuzavedení regulace vnímat pozitivně. Na druhou stranu byl jednou z  příčin zavedení regulace nedostatek konkurence na trhu se zemním plynem a takováto regulace počet účastníků trhu spíše snižuje než zvyšuje. Trh se zemním plynem je v podmínkách ČR mírně řečeno málo rozvinutý a  je těžké posoudit, zda je vhodnější strategie regulačními zásahy snižovat ceny, nebo ponechat ceny vysoko a  tím umožnit vstup konkurence. Co si myslíte o  zavedení regulace trhu se zemním plynem v evropském měřítku? Potřeba takových kroků by vedla k  přehodnocení vhodnosti konceptu liberalizace trhu se zemním plynem. Souběžnost regulace a trhu si umím představit v případě, pokud jsou regulované ceny stanovené jako maximální a pouze limitují cenové extrémy. Při otázce zavedení regulace v evropském měřítku je také vhodné tuto otázku položit detailněji. Jedná se o  regulaci dodávky koncovým odběratelům, regulaci skladování, rozšíření regulace přepravy nebo dokonce regulaci výroby? Regulace dodávky koncovým odběratelům by znamenala odklon od paralelní liberalizace trhu s  elektřinou a  trhu se zemním plynem. Pokud by k  takové regulaci došlo, bylo by potřebné aplikovat motivační prvky, aby dodavatelé byli finančně zainteresováni na minimalizaci nákupních cen. V  opačném případě by regulace mohla vést k demotivaci dodavatelů a dalšímu zvyšování cen ze strany producentů zemního plynu. O  regulaci skladování se stále uvažuje a  v  některých státech byla aplikována. Ať už k regulaci cen za skladování zemního plynu dochází či nikoliv, došlo k velkému pokroku

z hlediska transparentnosti cen za skladovací služby. Z  hlediska mezinárodní přepravy se plynárenství výrazně odlišuje od elektroenergetiky. V elektroenergetice se celá soustava virtualizuje a  v  případě dostatku přenosových kapacit není pro obchodníka podstatné, kudy elektřina fyzicky teče. V  plynárenství je stále dojednávána konkrétní cesta a každý úsek je různým způsobem zpoplatněn. Pokud by ze strany regulačních orgánů došlo ke snaze o aplikaci podobného konceptu i pro plynárenství, bylo by vhodné neopakovat některé nedokonalosti modelu zvoleného v elektroenergetice, jako je například způsob financování nákladů na fyzikální ztráty v  soustavě spojené s mezinárodními přenosy. Co se týče regulace výroby zemního plynu, zde je situace ještě složitější. Podstatná část zemního plynu spotřebovaného v EU je těžena mimo území EU a případné omezení importních cen by mohlo vyvolat nedostatek zemního plynu bez možnosti substituce z domácích zdrojů. Co podle Vašeho názoru potřebují energetická odvětví, aby se předešlo opětovné regulaci volného obchodování? Jasná dlouhodobá pravidla. Jejich absence odrazuje nové a  často i  tradiční investory. Vhodně nastavená dlouhodobá pravidla by vytvořila prostor pro další rozvoj odvětví a tím i omezila cenové výkyvy způsobené nedostatkem výrobních kapacit. Co byste chtěl říci na závěr? Rád bych popřál energetickému odvětví dlouhodobý rozvoj, odběratelům příznivé ceny a životnímu prostředí co nejmenší zátěž a co nejvyšší efektivitu a smysluplnost využívání energie. Doufám, že tyto aspekty nebudou v budoucnosti protichůdné. K tomu bych svým působením rád přispěl. Děkuji za rozhovor.

Rozhovor připravil: Ing. Martin Havel, šéfredaktor

O dotazovaném Mgr. Hanuš Beran je předsedou představenstva společnosti Taures, a.s. Specializuje se na problematiku ekonomiky energetiky. Hlavním předmětem zájmu jsou pravidla a zákonitosti trhu s elektřinou a zemním plynem, návrhy obchodních strategií účastníků trhu s elektřinou a zemním plynem, návrhy tržních i regulovaných cen, ekonomická hodnocení a posuzování návratnosti investic. Kontakt na dotazovaného: [email protected]

7

e

l

e

k

t

r

o

Opětovná regulace trhu nám nehrozí Rozhovor s Ing. Blahoslavem Němečkem, místopředsedou Energetického regulačního úřadu Pane místopředsedo, úplně na úvod, jaký je Váš pohled na liberalizaci trhu s elektřinou a zemním plynem? Co podle Vás liberalizace těchto trhů přinesla a kdo z ní má největší benefity? Předně je třeba hodnotit oba trhy odděleně. Jejich základní charakteristiky se značně liší. Pokusím se o  několik příkladů: zatímco na evropském trhu s elektřinou působí několik velkých a  stovky menších výrobců, kteří vytvářejí spolu s tradery přinejmenším regionální velkoobchodní trhy, v plynárenství spočívá převážná část produkce mimo území Evropské unie, což zároveň implikuje i  skutečnost, že na tuto část dodávkového řetězce, z pohledu ceny nejpodstatnější, nelze aplikovat společnou evropskou legislativu. Další podstatný rozdíl spočívá v tom, že na elektřinu je dnes nutné pohlížet jako na jednu ze základních lidských potřeb, neboť život bez ní si lze jen těžko představit. V  tomto ohledu jak evropská, tak následně i  národní legislativa zakotvuje právo každého konečného odběratele na dodávky elektřiny. Pokud jde o zemní plyn, ten je třeba chápat spíše jako ušlechtilý primární zdroj energie, který má na trhu řadu substitutů. Tyto příklady zmiňuji hlavně proto, že bych se na nich chtěl pokusit vysvětlit některé deformace obou trhů a možná i důvody, proč na jejich fungování pohlížíme s despektem. U  elektřiny je jedním z  hlavních problémů, s ohledem na její nepostradatelnost, téměř nulová elasticita poptávky. Spotřebitelům se sice současné rostoucí ceny nelíbí, ale odezva v podobě snížené poptávky se nedostavuje. Plynárenský byznys je historicky postaven na dlouhodobých kontraktech v délce zhruba od 15 do 30 let, které slouží ke krytí úvěrů na zajištění produkce plynu. Takovéto kontrakty mají všichni hlavní evropští hráči. Cenové formule, resp. ceny z těchto kontraktů od jednoho producenta, se obecně příliš neliší. Prostor pro konkurenci je spíše až na úrovni prodeje konečným zákazníků a mohou z něj profitovat jen ti největší odběratelé s  rovnoměrným odběrem. Odpověď na otázku, co liberalizace trhů přinesla, není jednoduchá. Nalezneme pozitivní efekty, ale i řadu negativních. Záleží na tom, jaké jsou naše priority. Osobně spatřuji hlavní nedostatek v tom, že Evropa se přestala zaměřovat na cíl a smysl liberalizace a přeorientovala se na pilování

8

ENERGETIKA

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a plynárenství, čelí v současné době na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestavějí nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing. Blahoslava Němečka, místopředsedy Energetického regulačního úřadu. nástrojů k dosažení původních cílů. Praktická aplikace takových nástrojů u provozovatelů sítí je mnohdy velice nákladná a eliminuje efekty ze soutěže v neregulované části trhu. Z toho také vyplývá, že benefity z liberalizace nesklízejí zákazníci, ale jiní. Velké energetické giganty, které v Evropě vznikly za poslední roky, si určitě vzájemně cenu kazit nebudou a těm menším hráčům vyhovuje, pokud se mohou svézt na vlně vysokých cen. V současnosti jsou v energetice regulovány pouze síťové služby, které jsou přirozenými monopoly, a  jsou podporovány některé segmenty, jako např. obnovitelné a  kogenerační zdroje. Výroba a  obchod podléhají volné soutěži. Může se podle Vás volný obchod realizovat i v situaci, kdy není splněna základní podmínka volného trhu, tj. přebytek nabídky nad poptávkou? To je opět velmi těžká otázka. Hodilo by se odpovědět ne, ale záleží, jaké časové hledisko použijeme. Energetika je odvětví, kde se životnost zařízení počítá na 50 a  více let a  doba návratnosti se pohybuje mezi deseti až dvaceti lety. Investiční výstavba probíhá v určitých cyklech a obecně se dá očekávat, že budou nastávat období relativního přebytku nebo nedostatku výkonu. Záměrně zde hovořím v  budoucím čase, neboť převážná část naší výrobní základ-

ny vznikla v době centrálního plánovaní. Nelze se tedy poučit z historie. Tím, že výkony systémových elektráren se pohybují vždy ve stovkách megawattů, dochází při jejich vyřazování nebo uvádění do provozu ke skokovým změnám na straně nabídky. Jedním z  podstatných problémů výstavby nových zdrojů je složitost a  komplikovanost povolovacích procedur k  jejich výstavbě. V  podmínkách České republiky jsou to i nejasnosti v dostupnosti energetického uhlí. Nabídka bude určitě sledovat vývoj poptávky, je jen otázkou, s jakou dynamikou. Jaký je Váš názor na zavedení regulace v oblasti obchodu s elektřinou (resp. výroby elektřiny)? Jaké konsekvence by mělo zavedení regulace na jednotlivé skupiny účastníků trhu? Upřímně řečeno, neumím si ji s ohledem na dnes již minimálně regionální rozměr trhu představit. Elektrony nemají červené či jiné zadečky, aby se dalo identifikovat, který je levnější a měl by skončit v České republice a který je dražší, protože putuje přes hranice. Jednou jsme se stali členy Evropské unie a volný trh služeb a  zboží s  sebou přináší v  některých komoditách pro ten který stát výhody, v jiných komoditách zas určité nevýhody. Částečným původcem negativních efektů

M a g a z í n

Přenosové sítě střední Evropy z  liberalizovaného trhu pro české zákazníky je, podle mého názoru, nevhodně nastavený systém zpoplatňování přeshraničních přenosů elektřiny vyplývající z evropského nařízení č. 1228/2003. Nařízení zakazuje provozovatelům sítí, aby vybírali poplatky za použití přenosových sítí pro dovoz a vývoz elektřiny. Zároveň ukládá provozovatelům, aby si mezi sebou vzájemně kompenzovali část nákladů, které tyto přeshraniční toky vyvolávají. Prostředky na tyto kompenzace jsou pak čerpány od domácích zákazníků. Celý tento systém je poněkud „proti přírodě“, protože za službu neplatí ten, kdo ji používá, ale úplně někdo jiný. Takovýto systém především nemotivuje země, které jsou stále více závislé na dovozu, k tomu, aby samy řešily deficitní výkonovou situaci. Koneční zákazníci ve státech, odkud je elektřina vyvážena, tak nepřímo dotují spotřebitele v  silně importních zemích. Je to správné? Nezbývá než doufat, že v  rámci chystaného „3. energetického balíčku“ dojde ze strany Bruselu k nápravě. Existuje beze sporu řada regulatorních opatření, která mohou výhledově pomoci elektroenergetickému sektoru. Určitě se shodneme, že všechna opatření by měla být zavedena pouze na přechodnou a  předem určenou dobu. Mezi tato opatření mohou patřit určení cenového stropu, různé formy investičních pobídek pro výstavbu nových výrobních kapacit, svázání prodejní ceny s  proměnnými náklady a  přiměřeným ziskem ad. Řekněme, že bude znovuzavedení regulace trhu s elektřinou. Jaká regulatorní opatření byste viděl jako vhodná a na jakou dobu by měla být zavedena? Takto daleko se bych se bál uvažovat. Jsem ale rád, že jste mě navedl k tématu ceny elektřiny a myšlence, že by měla reflektovat náklady na její výrobu a  odměnu pro investora. Toto je skutečně klíčová věc a je jen škoda, že se o „výrobní“ ceně z nového klasického hnědouhelného zdroje nehovoří v kontextu avizovaného růstu cen pro rok 2008. Do výroby budou investoři investovat tehdy, pokud budou mít jistotu, že se jim investice vrátí. Těžko budou investovat miliardy, když tržní cena bude pod úrovní výrobních nákladů. Ceny futures na příští rok se blíží hranici, od které se již vyplatí investovat. Pokud by na ceny elektřiny nepůsobily další rušivé elementy, jako jsou například ceny emisních povolen na CO2, měl by se růst cen elektřiny

pro období roku 2009 a dál zpomalit. Zavedení regulace výroby elektřiny by problém nevyřešilo, jen oddálilo. Existuje podle Vás nějaký spouštěcí bod, kdy bude nutné zavést do výroby elektřiny, resp. obchodu s elektřinou regulaci? Takový souběh mnoha různých faktorů si lze jen obtížně představit. Nevím, možná totální selhání dominantního hráče na trhu nebo opakované black-outs. Opravdu v  tuto chvíli nevím. Jaký je podle Vašeho názoru rozdíl na poli volného obchodu a  regulace mezi sektory elektroenergetiky a plynárenství? O  některých podstatných rozdílech jsem se zmínil už v  úvodu. V  čem je plynárenství rovněž odlišné, je potřeba podzemních zásobníků plynu pro krytí zvýšené spotřeby v zimních měsících roku. Jedná se o klíčovou infrastrukturu, bez které prakticky nelze obsluhovat zákazníky, kteří používají plyn na výrobu tepla. To je také jeden z důvodů, proč se zatím v ČR trh s plynem nerozvíjí rychleji a  v  podstatě se týká jen určitého segmentu zákazníků, kteří pro krytí svých dodávek nepotřebují zásobník. Česká republika si vyzkoušela znovuzavedení regulace trhu se zemním plynem (cenový strop), která trvala rok a čtvrt a skončila k 31.3.2007. Jaké si myslíte, že byly výsledky této regulace? Hlavním cílem našeho kroku bylo především nastolení určité stability na trhu. Na začátek liberalizace byly možná lépe připraveni zákazníci než dodavatelé. Ti alespoň věděli, co nechtějí. Připravenost dodavatelů byla skutečně žalostná. Zákazníci nebyli ochotni akceptovat návrhy smluv předkládané dodavateli, a to nejen kvůli ceně. Neměli však alternativu v jiných obchodnících a byli odkázáni podvolit se diktátu dosavadních dodavatelů. Předložené smlouvy šlo skutečně jen těžko akceptovat. Když jsme viděli, jaké riziko s sebou nese další etapa otevření trhu a opakování bezesmluvních vztahů s částečným nehrazením dodávek u tisíců zákazníků, rozhodli jsme se zakročit, abychom regulovanou cenou opět nastolili pořádek na trhu. Dnes, přes veškeré komplikace a  obrovský objem práce kolegů z úřadu, jsem toho názoru, že opatření cíl splnilo a všichni, kdo to potřebovali, získali delší čas na přípravu.

Co si myslíte o  zavedení regulace trhu se zemním plynem v evropském měřítku? Bojím se, že evropský trh s plynem už jednoho „regulátora“ má. Ten ale, bohužel, nesedí v Bruselu, nýbrž v Moskvě. To byl jen žert, nyní vážně: idea jednotného trhu s  plynem v  Evropě je ještě vzdálenější realitě, než je tomu v případě elektřiny. Vlastní zásoby členských států se postupně ztenčují a  závislost na externích dodavatelích, hlavně na Rusku, poroste čím dál víc. Je otázkou, zda a kdy bude Evropa donucena změnit strategii v zabezpečování dodávek plynu. Co podle Vašeho názoru potřebují energetická odvětví, aby se předešlo opětovné regulaci volného obchodování? Myslím, že opětovná regulace nám reálně nehrozí. Co ovšem dlouhodobě neprospívá žádnému byznysu je politické vměšování. Co byste chtěl říci na závěr? Mám pocit, že už jsem se vyčerpal. Každopádně děkuji za Vaše otázky na tělo. Děkuji za rozhovor.

Rozhovor připravil: Ing. Martin Havel, šéfredaktor

O dotazovaném Ing. Blahoslav Němeček vystudoval ekonomiku a řízení na Elektrotechnické fakultě pražského Českého vysokého učení technického, které absolvoval v roce 1999. Začínal jako marketingový poradce v pražské pobočce konzultační firmy Gresham & Clark, která se specializuje na služby pro strojírenské podniky. Strávil tu ale jen necelý rok a pak odešel ze soukromého sektoru do státních služeb. Dva roky působil jako ministerský rada na ministerstvu průmyslu a obchodu, roku 2001 nastoupil do funkce ředitele sekce regulace na Energetický regulační úřad. Krátce nato byl jmenován místopředsedou úřadu. Jako expert na ceny energií má problematiku regulace cen na starosti dodnes. Kontakt na dotazovaného: [email protected]

9

e

l

e

k

t

r

o

ENERGETIKA

Regulácia a voľný trh – spojené nádoby?

Rozhovor s Ing. Alenou Šalamonovou, vedúcou útvaru Regulačných a trhových záležitostí, Slovenské elektrárne, a. s. Paní Šalamonová, jaký je Váš pohled na liberalizaci trhu s elektřinou a zemním plynem? Co podle Vás liberalizace těchto trhů přinesla a kdo z ní má největší benefity? Tvorba jednotného trhu s  elektrinou a  plynom sa začala koncom osemdesiatych rokov minulého storočia a bola vlastne prirodzeným vyústením vývoja v rámci Európskej únie, budovanej na princípe voľného pohybu tovarov, služieb a  kapitálu. Môžeme povedať, že základ trhu v energetike bol v Európe položený už v povojnovom období vznikom Európskeho spoločenstva uhlia a  ocele v  roku 1952. Pre hospodárstvo EÚ boli a sú cenovo dostupné a stabilné dodávky energií kľúčové. Samozrejme tvorba liberalizovaného trhu nemala byť sama o sebe cieľom, ale mala viesť k zvýšeniu konkurencieschopnosti ekonomík EÚ a k zabezpečeniu dostatočných dodávok energie pre hospodárstvo EÚ. Sme svedkami procesu, ktorý je do značnej miery unikátny. Dochádza pri ňom k hlbokým štrukturálnym zmenám, k vzniku nových subjektov a  prerozdeleniu kompetencií medzi nimi, k  zmenám v  smerovaní finančných tokov vplyvom zmien v tarifných systémoch s cieľom spriehľadnenia a zefektívnenia činností. Doterajšie analýzy ukazujú, že pri tvorbe jednotného otvoreného trhu s energiou sme uprostred cesty. Niektoré ciele boli dosiahnuté, ako je napr. slobodný výber dodávateľa, prístup k sieťam a možnosť cezhraničného obchodovania. Avšak Európa je ešte stále súborom fragmentov národných alebo regionálnych trhov, ktorých integrácia nie je dostatočná. Analýzy a  štúdie komplexného vplyvu trhu na ceny a  zvýšenie konkurencieschopnosti hospodárstva EÚ zatiaľ neboli vyhodnotené s jednoznačnými závermi. Čiastočné zníženie cien v počiatočnom období bolo prekryté ďalšími vplyvmi, najmä nárastom cien niektorých energetických komodít, najmä ropy, novým fenoménom masívnej podpory využívania obnoviteľných zdrojov ako aj  zavedením povoleniek na znižovanie emisií skleníkových plynov. Nie

10

Energetická odvětví čelí v současné době na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestavějí nové zdroje. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivnější regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing. Aleny Šalamonové, vedoucí útvaru Regulačních a tržních záležitostí Slovenských elektráren. vždy sú tieto riešenia dostatočne systémovo implementované. Z fungujúceho trhu by mali mať prospech všetci jeho účastníci. Zatiaľ tomu však nie je. Benefity poskytované trhom sú iba čiastočné a vynára sa viac otázok než odpovedí.

dostatku zdrojov výstavbou zariadení s vysokou účinnosťou a nízkym dopadom na životné prostredie. Ide najmä o dostavbu jadrovej elektrárne EMO 3, 4 a  modernizáciu uholných elektrární v existujúcich lokalitách Vojany a Nováky.

V  současnosti v  energetice podléhá volné soutěži pouze výroba a obchod, ostatní položky jsou regulovány. Může se podle Vás volný obchod, resp. výroba, realizovat i v situaci, kdy není splněna základní podmínka volného trhu, tj. přebytek nabídky nad poptávkou? Koniec osemdesiatych rokov, kedy sa myšlienka trhu s elektrinou a plynom začala dostávať do reality, bol v  energetike obdobím dostatočnosti zdrojov a relatívnej stability dodávok energií a ich cien. Investície v elektroenergetike boli viacmenej postačujúce a vybudované zdroje poskytovali potrebný rezervný výkon. V  nasledujúcom období však začalo postupne dochádzať k  útlmu nových investícií a dostavovali sa iba započaté projekty. Oživenie investícií a  obnovenie dostatočnej zdrojovej a  prepravnej základne v  elektroenergetike je základným predpokladom pre fungovanie energetického trhu. Z uvedených dôvodov prijala Európska komisia smernicu č. 2005/89/EC o  opatreniach na zaistenie bezpečnosti dodávok elektriny a investícií do infraštruktúry, ktorá by mohla pomôcť zlepšiť situáciu v  tejto oblasti. Termín jej implementácie do národných právnych rámcov je február 2008. Stredná Európa je dynamicky sa rozvíjajúcim trhom s kontinuálnym nárastom spotreby elektriny, hustou sieťou prepojení a silnou potrebou nových investícií. Slovensko ako súčasť tohto trhu by bez výstavby nových výrobní bolo vystavené vážnemu nedostatku domácich zdrojov pri pokrývaní svojej spotreby. Ukazuje sa totiž, že okolité krajiny budú čeliť podobnému nedostatku zdrojov a  teda spoliehať sa na ich výkony nie je riešením. Slovenské elektrárne, a.s. sa svojimi investičnými zámermi vo výške 110 mld. Sk do r. 2013 chystajú významne prispieť k  zabezpečeniu

Jaký je Váš názor na zavedení regulace v oblasti obchodu s  elektřinou (resp. výroby elektřiny)? Jaké konsekvence by mělo zavedení regulace na jednotlivé skupiny účastníků trhu? Základným princípom liberalizovaného trhu je umožnenie konkurencie a  zavedenie voľného pohybu tovaru, ktorým je aj elektrina. Cieľom regulácie by teda malo byť nastavenie takých pravidiel, ktoré by viedli k odstráneniu akýchkoľvek bariér v obchodovaní s touto komoditou. Regulácia by sa mala zamerať iba na oblasti, kde nie je možná konkurencia, a  síce poplatky za prenos a distribúciu elektriny a súvisiace služby. Čo sa týka obchodu s  elektrinou, ten podlieha pravidlám trhu s elektrinou, ktoré v SR schvaľuje vláda svojím nariadením. Nemali by nijakým spôsobom znevýhodňovať účastníkov trhu (výrobcov, obchodníkov) ani doma ani v  zahraničí. Pri zavádzaní prípadných ďalších regulačných opatrení by mal byť posudzovaný najmä ich súlad so základnými princípmi liberalizovaného trhu. Regulačné pravidlá v  energetike by mali byť dostatočne dopredu známe, mali by byť transparentné, objektívne, dlhodobé a  harmonizované na medzinárodnej úrovni. Mali by stimulovať subjekty k efektívnosti a zabezpečovať nové investície do zariadení. Regulačné pravidlá doposiaľ nespĺňajú všetky uvedené požiadavky, aj keď ich EÚ formulovala. Energetické subjekty sú potom uvedené do neistoty v plánovaní svojich aktivít, čo môže viesť k  prílišnej obozretnosti pri prístupe k novým projektom v budúcom období. Sem patrí aj nejasná budúcnosť v systéme obchodovania s emisnými kvótami. Existuje beze sporu řada regulatorních opatření, která mohou výhledově pomoci elektroenergetickému sektoru. Určitě se

M a g a z í n

shodneme, že všechna opatření by měla být zavedena pouze na přechodnou a  předem určenou dobu. Řekněme, že bude znovu zavedena regulace trhu s elektřinou. Jaká regulatorní opatření byste viděla jako vhodná a na jakou dobu by měla být zavedena? Ak by mali byť zavedené ďalšie regulačné opatrenia, potom by mali viesť k  urýchleniu riešenia vyššie uvedených problémov - k  vytvoreniu funkčného trhu s  elektrinou a  skutočnej konkurencie. Mali by viesť k  oživeniu investícií do výrobných zdrojov, k  odstraňovaniu úzkych miest v  sústavách, k správnej alokácii tržieb z prideľovania cezhraničných kapacít a teda k zabezpečeniu dostatočných cezhraničných aj vnútorných prepojení a  tým k  spoľahlivosti a  bezpečnosti dodávok. Mali by smerovať k skutočnej a dôslednej harmonizácii pravidiel obchodovania v  EÚ a  odstraňovaniu akýchkoľvek pretrvávajúcich bariér v obchodovaní - technických, obchodných, organizačných, investičných, finančných, legislatívnych. Existuje podle Vás nějaký spouštěcí bod, kdy bude nutné zavést do výroby elektřiny, resp. obchodu s elektřinou regulaci? Regulácia konečných cien elektriny sa vo viacerých krajinách realizuje už teraz vo forme stanovenia konečnej ceny pre dodávateľov poslednej inštancie, ktorá by mala byť neprekročiteľná. Tento spôsob regulácie bude v  SR zavedený podľa pripravovanej novely energetického zákona, ktorá by mala vstúpiť do platnosti od začiatku budúceho roka. Návrat k  plošnej regulácii v  oblasti výroby elektriny alebo obchodu s  elektrinou by však znamenal popretie samotnej podstaty trhu s  elektrinou. Signály, ktoré v  súčasnosti trh s  elektrinou a  ostatnými energetickými komoditami vysiela, sú mimoriadne cenné. Treba ich starostlivo vnímať v  celej ich komplexnosti a  previazanosti. Trhy s  elektrinou, plynom, ropou a  uhlím sa vzájomne ovplyvňujú. Na základe ich analýz treba hľadať vhodné spôsoby riešení. Jaký je podle Vašeho názoru rozdíl na poli volného obchodu a  regulace mezi sektory elektroenergetiky a plynárenství. Obidva sektory majú svoje spoločné ale aj rozdielne rysy. Odlišnosti v  používaných technológiách, možnosti skladovania komodity a jej dostupnosti dopĺňa ich spoločný rys - sieťový charakter a  nadnárodný význam. Pri regulácii a  pravidlách obchodovania je potrebné tieto charakteristiky zohľadniť. Na rozdiel od elektriny, ktorej zdroje môžeme pomerne dobre lokalizovať blízko spotreby, zdroje plynu sú determinované geograficky a dodávky sú vo väčšine prípadov závislé na zmluvách s  externými partnermi mimo EÚ. Energetická a regulačná politika by mala tie-

to rysy zohľadňovať a pri vytváraní podmienok pre voľný trh a konkurenciu postupovať so zreteľom na ne. Co podle Vašeho názoru potřebují energetická odvětví, aby se předešlo opětovné regulaci volného obchodování? Predpokladom dlhodobej stabilnej regulačnej stratégie smerujúcej k  voľnému trhu bez slepých uličiek a  excesov je dlhodobá energetická stratégia vrátane investičnej stratégie, bez ktorej nie je možný zdravý rozvoj energetiky akejkoľvek krajiny. Ide o dlhodobú energetickú stratégiu starostlivo prepracovanú na národnej úrovni berúcu zreteľ na záujmy a ciele energetickej politiky celej EÚ. Vieme, že Európa je závislá od externých energetických zdrojov a jej závislosť na nich rastie – 65  % energie sa importuje a  v  najbližších 20 rokoch to bude cez 80 %. Pre zabezpečenie týchto zdrojov je nevyhnutné na úrovni EÚ rozvíjať nové trasy pre ropu a  plyn s  dodávateľskými a  tranzitnými krajinami, na čo treba silnú politickú podporu zjednotenej Európy. Zároveň treba hľadieť za ropný horizont rozvíjaním obnoviteľných zdrojov a  čistých uholných technológií. Okrem toho musí Európa realisticky rátať s  významnou úlohou jadra minimálne v  strednodobom výhľade. Bez týchto výhľadov na národnej a  medzinárodnej úrovni bude regulácia v  energetike iba riešením okamžitých krátkodobých problémov bez hlbších analýz a perspektívy. Co byste chtěla říci na závěr? Opatrenia, ktoré EÚ chystá ako tretí balíček legislatívnych opatrení, by mali odzrkadľovať vyššie spomínané problémy a  dávať čo možno najviac odpovedí na otázky týkajúce sa bezpečnosti a konkurencieschopnosti v energetike. Zefektívnenie trhovej integrácie medzi krajinami zavedením zosúladených pravidiel obchodovania, dostatočných prenosových kapacít ako aj harmonizovaných pravidiel ekonomickej regulácie je jednou z nich. V  súčasnosti energetické spoločnosti považujú ekonomickú reguláciu za kľúčovú oblasť. Potvrdzujú to aj výsledky prieskumu vykonaného na výročnej konferencii združenia energetických spoločností Eurelectric v Antverpách v júni 2007. Na otázku: „čo je prioritou, aby ste boli úspešní pri riešení kľúčových problémov, ktoré sú pred Vami?“ odpovedala väčšina respondentov, že touto prioritou je práve regulácia. Čo sa týka regulácie na Slovensku, môžeme povedať, že rok 2007 je v SR charakteristický veľkým počtom zmien v  regulačnej a energetickej legislatíve. Na jar bola schválená parlamentom novela regulačného zákona, ktorá je platná od 15. marca 2007. Následne na to boli vytvorené a schválené nové pravi-

dlá trhu, ktoré sú platné od 15. júla. Na dôvažok nás na jeseň čaká schvaľovanie novely energetického zákona, ktorého platnosť sa očakáva od začiatku budúceho roka a  ktorý by mal harmonizovať vyššie spomínanú smernicu EK o opatreniach na zaistenie bezpečnosti dodávok elektriny a investícií do infraštruktúry. Na jeseň sa tiež plánuje schválenie nového zákona o podpore kogeneračných zariadení. Návrh nového zákona o  podpore využívania obnoviteľných zdrojov má byť spracovaný do konca roka 2007. Děkuji za rozhovor.

Rozhovor připravil: Ing. Martin Havel, šéfredaktor

O dotazované Ing. Alena Šalamonová pôsobí ako vedúca útvaru pre regulačné a trhové záležitosti v spoločnosti Slovenské elektrárne, a.s. v Bratislave. Dlhodobo sa zaoberá problematikou liberalizácie trhu s elektrinou a implementáciou európskej energetickej legislatívy do národného právneho rámca. Je absolventkou Vysokého učenia technického v Prahe, Fakulty jadrovej a fyzikálne inžinierskej. Vo Výskumnom ústave energetickom riadila v deväťdesiatych rokoch viaceré koncepčné štúdie a medzinárodné projekty v oblasti rozvoja a aplikácie regulačných metód. Následne sa zaoberala reštrukturalizáciou energetického sektora v SR a transformáciou Slovenských elektrární, a.s. V rokoch 2001-2003 pôsobila ako členka predstavenstva Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy, a.s. a vrchná riaditeľka pre rozvoj a medzinárodnú spoluprácu. V rokoch 2002 – 2006 pôsobila v Riadiacom výbore UCTE vo funkcii reprezentanta národného systémového operátora. Kontakt na dotazovanou: [email protected]

11

e

l

e

k

t

r

o

Nejsem pro zavedení regulace ceny elektřiny Rozhovor s Ing. Janem Vacíkem, jednatelem společnosti QTA, s.r.o. Pane Vacíku, úplně na úvod, jaký je Váš pohled na liberalizaci trhu s  elektřinou a zemním plynem? Co podle Vás liberalizace těchto trhů přinesla a kdo z ní má největší benefity? Každá liberalizace je v podstatě zbourání bariér bránícím volnému obchodu. Následkem otevření trhu je nastavení jakéhosi průměru dříve izolovaných trhů. Nejedná se ovšem o  průměr aritmetický, je to trochu složitější, ale v každém případě zmizí extrémy jak na straně zákazníků, tak i na straně dodavatelů. Z toho plyne, že největší výhody přinese liberalizace zákazníkům v oblastech, kde byla původně extrémně vysoká cena a  naopak zákazníci v oblastech s původně nízkou cenou musí počítat s  jejím zvýšením. Velký trh přinese rovněž výhodu silným dodavatelům, kteří neměli možnost se plně rozvinout na dřívějším omezeném trhu a po liberalizaci expandují. Expanze silných dodavatelů je na úkor původních slabších firem, takže výsledkem liberalizace je obvykle zvýšení koncentrace výrobců a na nově definovaném větším trhu se časem prosadí menší počet výrobců, než byl prostý součet původních výrobců na izolovaných trzích. Tolik o liberalizaci trhu obecně. Uvedl jsem tyto obecné důsledky liberalizace trhu proto, že nejen laická veřejnost , ale i odborníci se někdy cítí těmito dopady liberalizace zaskočeni. U  trhu s  elektřinou byl vytvořen umělý jednotný evropský trh s  elektřinou, ale bez potřebné infrastruktury, umožňující skutečné fungování tohoto trhu. První elektrárny byly regionální a propojené na úrovni vn. Spojování regionů si vynutilo výstavbu sítí vvn. Národní elektrizační soustavy jsou realizovány obvykle na úrovni zvn a  propojení mezi nimi umožňuje paralelní chod národních soustav a vzájemnou výpomoc v případě nouze. Nejen dnešní sítě zvn, ale ani pravidla UCTE nepočítají s  dodávkou z  libovolného místa výroby do libovolného místa spotřeby. Národní elektrizační soustavy mají i  nadále povinnost udržovat vyrovnanou bilanci výroby a spotřeby v rámci daného státu. Masivní změny dodavatelů podle krátkodobých cenových signálů jsou proto jen zbožným přáním naivních propagátorů volného trhu. Pokud by měl opravdu fungovat jednotný evropský trh, bylo by nutno vytvořit panevropskou přenosovou soustavu patrně stejnosměrným napětím na úrovni zvn s dostatečně vysokou přenosovou kapacitou. Posilování propoje-

12

ENERGETIKA

Energetická odvětví, zejm. elektroenergetika a plynárenství, v současné době čelí na celoevropské úrovni výzvě bezpečnosti dodávek. V oblasti elektroenergetiky dochází v Evropě k postupnému vyčerpávání výkonového přebytku a rostoucí poptávce a současně se masivněji nestaví nové zdroje. Evropské plynárenství je zase významně svázáno s dodávkami plynu z Ruska. V této souvislosti se na evropské úrovni hovoří o efektivní regulaci v energetických odvětvích. Na názor k této otázce jsem se zeptal Ing. Jana Vacíka, MBA, jednatele společnosti QTA, s.r.o. ní současných národních soustav vůbec nic neřeší. Hlavně by však tato soustava musela být řízena z centrálního celoevropského dispečinku. Neodvažuji se odhadnout potřebné investice, ale obávám se, že v dohledné době nebude tato soustava realizována a jednotný evropský trh s elektřinou zůstane do značné míry pouze politickým heslem. Nepovažuji za odborníka na trh s  plynem, nicméně si myslím, že u trhu s plynem je situace ještě komplikovanější, neboť v historicky krátké době budou ložiska zemního plynu v  Severním moři vyčerpána a  v  podstatě všechen plyn bude dovážen z Asie, kde má dominantní postavení Rusko. Soutěž pak bude moci probíhat pouze ve skladování plynu a v distribuci. V současnosti v energetice podléhá volné soutěží pouze výroba a  obchod, ostatní položky jsou regulovány. Může se podle Vás volný obchod, resp. výroba, realizovat i v situaci, kdy není splněna základní podmínka volného trhu, tj. přebytek nabídky nad poptávkou? Tak za prvé bych si dovolil nesouhlasit s tím, že základní podmínkou volné soutěže (laissez-fair) je přebytek nabídky nad poptávkou. Volná soutěž či dokonalá konkurence vznikne tehdy, pokud žádný výrobce nemá tak silné postavení, aby mohl ovlivnit tržní cenu. Volná soutěž tedy vzniká při velmi nízké koncentraci výroby, což je ovšem v  zásadním rozporu s  principem přínosu z  rozsahu podnikání, který je v  energetice, jako v  extrémně investičně náročném oboru, velice zásadní. Když k  tomu připojíme problémy s infrastrukturou umožňující konkurenci vzdálených výrobců (viz poznámka o  panevropské přenosové soustavě) je zřejmé, že vytvoření podmínek pro volnou soutěž není v  energetice za současných podmínek reálné. Kdysi jsem se snažil stanovit odhadem, jaké množství elektřiny se dá při současné kapacitě mezinárodních propojení a  při plnění povinností národní soustavy importovat do ČR a  výsledkem bylo, že méně než 30 % domácí spotřeby. Tohle číslo by si měli zapamatovat odpůrci výstavby

elektráren, neboť, pokud se má ekonomika této země rozvíjet, musí být schopna pokrýt více něž 70  % spotřeby elektrické energie z domácích zdrojů. Jaký je Váš názor na zavedení regulace v oblasti obchodu s elektřinou (resp. výroby elektřiny)? Jaké konsekvence by mělo zavedení regulace na jednotlivé skupiny účastníků trhu? Trh je velmi účinný při likvidaci přebytku kapacit, regulovaný monopol zase spolehlivě zajistí dlouhodobou nabídku kapacit. Problémem regulovaného monopolu je, že zajistí raději více kapacit a na zbytečně vysoké technické úrovni, což je velmi drahé. Nicméně regulovaný monopol je schopen zafinancovat nové investice na základě příslibu budoucích vyšších cen elektřiny a je schopen jít i do investic s extrémně dlouhou dobou návratnosti. Trh zajistí nové kapacity teprve tehdy, až je tržní cena dostatečně vysoká, aby se investice v požadované době splatila. A protože pro trh jsou normální cenové výkyvy, musí být cena elektřiny nejen dostatečně vysoká, ale s dostatečně velkou rezervou vysoká, než se v  tržních podmínkách zahájí nová investice. Jen ty opravdu nejsilnější firmy si mohou dovolit investiční výstavbu nových zdrojů v období relativně nízké ceny elektřiny, což jim však přinese obrovskou konkurenční výhodu při rostoucí poptávce po elektřině a jejich síla se ještě zvýší. Příkladem může být výstavba 1000 MW uhelných bloků firmou RWE. Před pár lety, ještě v roce 2002, byla cena elektřiny tak nízká, že návratnost takové investice byla velmi problematická, už dnes je jejich návratnost přijatelná a při dalším růstu ceny elektřiny to budou superziskové zdroje příjmů. Na kolena by je mohla dostat jen nesmyslně vysoká cena povolenek CO2. Ale tady jsem optimista a věřím, že současný systém ETS bude zásadně přehodnocen. Z výše uvedeného je zřejmé, že jak trh, tak i regulovaný monopol mají svoje silné a slabé stránky. Podle mého názoru je tou nejhorší možností oba systémy na politickou objednávku kombinovat. Představme si situaci, že bude zavedena stropní cena elektřiny platná

M a g a z í n

pro ČR. Pokud v okolních státech půjde cena nahoru, není možné zabránit spekulativním nákupům elektřiny v  ČR a  jejímu exportu. Jistě je možno omezit vývoz licencemi, ale pak už to nebude volný trh a při dostatečně vysokém diferenciálu cen se jen vytvoří skvělé korupční prostředí a elektřina bude stejně proudit mimo ČR. Bilance pak bude dorovnána drahými dovozy a cena elektřiny u koncového zákazníka stejně vzroste. Ti, co tleskali liberalizaci v  době rušení přebytečných kapacit a poklesu cen elektřiny, by měli chápat i období přípravy nových investic a růstu cen. Opravdový problém vidím osobně v tom, jak zajistit, aby příjmy z rostoucích cen elektřiny opravdu zůstaly v  energetice a  aby byly opravdu efektivně použity na výstavbu nových elektráren. Pokud budou příjmy z  prodeje elektřiny používány na zalepování děr státního rozpočtu a  výstavba nebude efektivní, může se ukázat, že monopolní uspořádání energetiky je z dlouhodobého pohledu výhodnější. Obávám se, že to však už nikdo řádně nevyhodnotí. Dle propočtů UCTE je potřeba do roku 2020 uvést do provozu cca 200  000  MW nových zdrojů, což představuje cca 32 % stávajících kapacit. Doba výstavby nové elektrárny včetně všech správních řízení je dnes velmi dlouhá a  výstavba by se měla zahájit co nejdříve. Zavedení regulace jen výstavbu oddálí, ale problém zůstane. Existuje beze sporu řada regulatorních opatření, která mohou výhledově pomoci elektroenergetickému sektoru. Určitě se shodneme, že všechna opatření by měla být zavedena pouze na přechodnou a  pře-

dem určenou dobu. Řekněme, že bude znovuzavedena regulace trhu s elektřinou. Jaká regulatorní opatření byste viděl jako vhodná a na jakou dobu by měla být zavedena? Vzhledem k výše uvedenému nejsem pro zavedení žádné formy regulace ceny elektřiny. Pokud by se však začala naplňovat obava, že peníze z  energetiky mizí jinam, pak bych viděl jako jediný rozumný intervenční zásah státu zavedení zvláštní daně z příjmu, která by sloužila pro naplnění fondu výstavby nových zdrojů. Existuje podle Vás nějaký spouštěcí bod, kdy bude nutné zavést do výroby elektřiny, resp. obchodu s elektřinou regulaci? Ne, nejsem přesvědčen, že by regulace ceny něčemu dlouhodobě pomohla. Jaký je podle Vašeho názoru rozdíl na poli volného obchodu a regulace mezi sektory elektroenergetiky a plynárenství? Jak již jsem uvedl největším rozdílem je koncentrace nalezišť zemního plynu, takže volná soutěž ve výrobě, resp. těžbě a transportu plynu do Evropy, není reálná. Česká republika si vyzkoušela znovuzavedení regulace trhu se zemním plynem (cenový strop), která trvala rok a čtvrt a  skončila k  31.3.2007. Jaké si myslíte, že byly výsledky této regulace? Neumím posoudit. Co si myslíte o zavedení regulace trhu se zemním plynem v evropském měřítku? Podle mého názoru by šlo o  novou vlnu znárodnění plynařského průmyslu tentokrát na platformě EU. Co podle Vašeho názoru potřebují energetická odvětví, aby se předešlo opětovné

regulaci volného obchodování? Především je nutné pochopit, jak trh funguje a nebýt překvapen jeho důsledky. Celoevropský trh nemůže řádně fungovat bez celoevropské infrastruktury. Podle mého názoru nebude vůle k  vytvoření celoevropské infrastruktury a  je potřeba jít jinou cestou. Koncentrace elektroenergetiky vyčerpala svůj potenciál růstu a  myslím, že jednou z možných cest je totální decentralizace výroby elektřiny formou mikrokogenerace. Dnešní technologie spalovacích motorů nebo ještě lépe palivových článků umožňují řešit vytápění, popř. chlazení, objektů společně s výrobou elektřiny. Dnes již spotřeba elektřiny v  průmyslu EU klesá a  na temperování objektů a spotřebu elektřiny ve službách a domácnostech se užívá více než 70 % celkové spotřeby, takže by mohla být možná polovina celkové výroby elektřiny zajištěna touto cestou. Co byste chtěl říci na závěr? Nic není zadarmo. Tuhle moudrost našich babiček bychom si měli všichni uvědomit. Nemůžeme chtít výhody trhu a odmítat jeho nepříjemné dopady. A nemůžeme chtít levnou elektřinu a  odmítat výstavbu nových elektráren z pozice ochrany životního prostředí. Děkuji za rozhovor. Rozhovor připravil: Ing. Martin Havel, šéfredaktor

O dotazovaném Ing. Jan Vacík, MBA absolvoval v roce 1975 obor silnoproudá elektrotechnika na FEL ČVUT. V letech 1976 až 1979 pracoval v Elektromontážních závodech Praha. V letech 1979 až 1994 působil na různých pozicích v Energovodu Praha (od roku 1990 jako ředitel projekční divize). V letech 19831984 absolvoval postgraduální kurs Přenos a distribuce elektrické energie na VUT v Plzni a v letech 1993-1995 MBA program na PIBS. V roce 1994 nastoupil do ČEZ, kde postupně zastával pozice člen představenstva odpovědný za investice (do r. 1997), místopředseda představenstva a výkonný ředitel (1997-1998) a generální ředitel a člen představenstva (19981999). V letech 1999 až 2001 zastával pozici obchodního ředitele Schneider Electric CZ, v letech 2001 až 2002 působil jako společník a jednatel společnosti QTA, s.r.o. a v roce 2002 nastoupil na pozici člena představenstva a ředitele pro strategii Appian Group a.s., kde se v roce 2003 stal generálním ředitelem a předsedou představenstva. V letech 2005 až 2006 pracoval jako Senior Konsultant v ATKINS, s.r.o. a od roku 2007 působí jako společník a jednatel QTA, s.r.o. Kontakt na dotazovaného: [email protected]

13

]

Odborná konferencia IIR

ENERGETIKA

Energetika SR 2007 Kade vedie cesta k energetickej sebestačnosti? 11. – 12. decembra 2007

Hotel Danube, Bratislava

• Stratégia energetickej bezpečnosti Slovenska • Preč od jadra – späť k jadru ...? • Cenový vývoj elektriny – aký scenár možno očakávať? • Čo pripravujú dodávatelia – aké sú očakávania odberateľov? Referujú:

Doc. Ing. Miroslav Rapšík, CSc.

Ing. Boris Bartalský, PhD.

Ing. Bedřich Kopřiva, CSc.

Ing. Anton Bielik

Ing. David Kučera, MBA

Ing. Zdeněk Fousek

Mgr. Miroslav Kulla, MBA

ČEZ, a.s., Praha

Ing. Jozef Holjenčík

Ing. Marián Naniaš

Slovenské elektrárne, a.s., Bratislava

Ing. Andrej Juris

Ing. František Pecho

Ing. Branislav Kadáš

RNDr. Ján Pišta

Stredoslovenská energetika, a.s., Žilina

Jadrová a vyraďovacia spoločnosť, a.s., Jaslovské Bohunice

Dr. Pavol Kárász, PhD.

Ing. Miroslav Potaš

Ing. František Verbich

Atel Česká republika s.r.o., Praha

Kremnica Gold a.s., Banská Bystrica

Východoslovenská energetika, a.s., Košice

Czech Coal a.s., Praha

Úrad pre reguláciu sieťových odvetví, Bratislava Západoslovenská energetika, a.s., Bratislava

Bratislava

Ing. Alan Sloboda

Energetická burza ČR, Praha

Paroplynovy cyklus,a.s. Bratislava

Stredoslovenská energetika, a.s., Žilina

Slovenská elektrizačná a prenosová sústava, a.s., Bratislava

Ministerstvo hospodárstva SR, Bratislava

Ing. Alena Šalamonová

Dr. Ing. Kvetoslava Šoltésová

Slovenská energetická agentúra, Banská Bystrica

Bratislava

Ing. Jozef Valach

Duslo, a.s., Šala

Hornonitrianske bane Prievidza, a.s, Prievidza

Seminár

13. decembra 2007

Manažérska prax podnikového energetika Odborné vedenie:

Ing. Marián Pípa, Johns Manville Slovakia, a.s., Trnava Partneri konferencie:

Mediálni partneri:

Poriada: Know how to achieve

Institute for International Research

14prihláška: www.konference.cz • tel.: +420 222 074 555 • fax: +420 222 074 524 • e-mail: [email protected] na prihláške uveďte následujúci mailcode: ENC0740

IIR

l Slovak Power eXchange l M a g a z í n

Jesenná konferencia SPX 2007 Hotel Boboty – Vrátna dolina 22. a 23. november 2007

l SPX l SPX Vám prináša pridanú hodnotu v  získavaní nových informácií, príležitosti prezentovať Váš názor v  interaktívnom dialógu s  poprednými odborníkmi na obchodovanie s  elektrinou na Slovensku a  možnosti stretnutia s  obchodnými partnermi v atraktívnom prostredí. Po veľkom úspechu našich predchádzajúcich podujatí sme radi, že Vás môžeme pozvať na našu prvú Jesennú konferenciu SPX 2007, ktorá sa uskutoční v dňoch 22. a 23. novembra 2007 v Hoteli Boboty vo Vrátnej doline pri Terchovej. Jesenná konferencia SPX 2007 sa zameriava na aktuálne trendy a  zmeny v  dynamicky sa vyvíjajúcom legislatívnom rámci pre trh s  elektrinou v  SR a obchodovanie s elektrinou v stredoeurópskom regióne. Aktualizovaný program, informácie a prihláška na našu jesennú konferenciu sa nachádzajú na úvodnej stránke www.spx.sk. Kontakt: SPX, s.r.o. Ulica Republiky 5 010 47 Žilina Slovensko www.spx.sk

Michal Bella, M.B.A. Mobil: +421-911-290 977 Tel: +421-41-519 2241 Fax: +421-41-519 2613 E-mail: [email protected] 15

e

l

e

k

t

r

o

Flow-based metoda přidělování přeshraničních kapacit – co přinese? Ing. David Myška, vedoucí odboru Kontrakty, ČEPS Bc. Miloš Mojžiš, senior konzultant, Unicorn Systems

Úvod Flow-based alokace se zdála od začátku velmi zajímavou a  nadějnou metodou, a  tak se stala pojmem, který bez znalosti detailů implementace používal každý, kdo chtěl předvést svoji zainteresovanost v  problematice řízení úzkých míst. Těm zasvěcenějším bylo na druhou stranu jasné, že její poměrně komplikovaný teoretický základ bude bránit rychlému uvedení do praxe. A co je tedy na flow-based alokaci tak lákavého? Flowbased alokace posunuje řešení otázky spolehlivosti a  bezpečnosti přenosu o  krok kupředu. Bohužel se ukazuje, že pravděpodobně na úkor velikosti přidělených přenosových kapacit. Od počátku liberalizace trhu probíhala alokace omezených přeshraničních přenosových kapacit nezávisle na jednotlivých hraničních profilech. Dříve nejčastěji používané alokační metodiky „first come first served“ (na základě požadavku na přeshraniční přenos byla ověřena technická realizovatelnost a  přenos schválen či zamítnut) a „pro-rata“ (poměrné rozdělení kapacit dle doručených požadavků) byly nahrazeny tržními principy, tj. aukcí přenosových kapacit. Požadavky na kapacitu jsou v  této proceduře jednoduše seřazeny dle nabídkové ceny a akceptovány do výše dostupné kapacity hraničního profilu. Alokace přitom probíhá na každém profilu zvlášť. Tento postup se zdá logický a  snadno pochopitelný. Skutečností ovšem je, že přenos elektřiny podléhá i jiným než obchodním pravidlům, a to fyzikálním zákonům, které na rozdíl od obchodních pravidel nelze přizpůsobit aktuální potřebě. A tak se všichni účastníci trhu včetně regulátorů ptali, proč bylo například alokováno na hraničním vedení 300 MW a  skutečný fyzikální tok byl 1500 MW. Při jiné příležitosti byla nabízená kapacita snížena tak, aby byly dodrženy bezpečnostní standardy pro přenos, nicméně skutečný tok byl v podstatě mimo kontrolu TSO.

16

ENERGETIKA

Již v roce 2004, tj. v době, kdy provozovatel české přenosové soustavy ČEPS společně s německým a polským provozovatelem přenosové soustavy dokončoval přípravy první regionální procedury pro přidělování přeshraničních přenosových kapacit na principu kombinovaných hraničních profilů, zvažovali provozovatelé přenosových soustav (TSO) v dnešním regionu jihovýchodní Evropy přístup, který měl principiálně změnit dosavadní metodiky. Další problém nastává, pokud úzkým místem pro přenos není přímo přeshraniční vedení, ale nějaké vedení či zařízení uvnitř soustavy. Takové úzké hrdlo může omezovat několik hraničních profilů současně. Právě diskuze nad těmito otázkami vedla v  roce 2004 českého, německého a  polského provozovatele přenosové soustavy k  hledání nového řešení a následně k zavedení kombinovaných hraničních profilů. Začlenění kombinovaných hraničních profilů do procesu alokace přibližuje alokační metodu a fyzikální vlastnosti propojených soustav (viz obrázek č.  1). Vnitřní úzké místo polského provozovatele soustavy je tak například od roku 2005 reprezentováno kombinovaným profilem spojujícím hranice Polska se Slovenskem, Německem a Českou republikou. Takovýto přístup tedy vyřešil část problému, ale nevyřešil například to, že přenosy sjednávané z Polska do Německa fyzicky protékaly z vět-

ší části přes ČR. Ještě větší kontrolu nad těmito paralelními toky přináší právě flow-based alokace.

Východiska úvah o flow-based metodě Základem myšlenky flow-based alokace je snaha zahrnout do procesu stanovení přidělených kapacit fyzikální zákony a  zohlednit skutečné rozdělení fyzických toků na základě využití požadované přenosové kapacity. Tok elektřiny směřuje vždy od zdroje ke spotřebě. V  synchronně propojené soustavě je tedy tok ovlivněn všemi zdroji, veškerou spotřebou a topologií sítě v daném okamžiku. Celou propojenou soustavu si tedy můžeme představit jako model tvořený z  uzlů (kontrolní oblast, TSO, stát), které jsou definovány bilancí spotřeby a výroby, a větví (souhrn všech propojení mezi dvěma uzly tvoří jed-

Obrázek 1: Schéma dnešních profilů v koordinované aukci

Zdroj: ČEPS

M a g a z í n

Obrázek 2: Princip rozdělení obchodní dodávky na fyzické toky

nu větev). Větve jsou popsány limitní hodnotou přenosu. Na obrázku č. 2 je zjednodušený model, který ilustruje smluvní dodávku 100 MW elektřiny z Německa do Francie a její dopad do skutečného rozdělení fyzických toků při vyrovnané bilanci ostatních uvažovaných oblastí. Na tomto příkladu je velice dobře vidět spornost stávajícího mechanismu přidělování kapacit. Kdyby byla kapacita z Německa do Francie přidělena současnou metodou, kapacita příslušného profilu by klesla o 100 MW, ačkoliv modelované fyzické zatížení profilu představuje pouze 36 MW. Zbytek kapacity zatěžuje ostatní hranice (čím blíže, tím více), aniž by subjekt za tuto kapacitu platil a aniž by bylo kontrolováno, zda je kapacita na ostatních hranicích dostatečná pro uskutečnění přenosu. Tato skutečnost významně komplikuje současný postup výpočtu volných kapacit, které mohou být nabídnuty pro komerční účely. Při výpočtu je totiž třeba zvažovat vliv okolních profilů, respektive predikovat vliv paralelních toků. Naopak flow-based metoda fyzické rozložení toků respektuje a  zohledňuje jej při vyhodnocení aukce. Využívá přitom tzv. PTDF koeficienty (Power Transfer Distribution Factors), které reprezentují právě rozdělení požadované komerční transakce na modelované fyzické toky přes jednotlivé profily. Podívejme se nyní na detaily celé procedury a problémy, které byly identifikovány při pokusech o  implementaci flow-based alokace do praxe.

Stanovení modelu propojené soustavy Pro výpočet vstupních údajů modelu soustavy je třeba co nejpřesněji stanovit tzv. Base Case, tj. predikovat výrobu, spotřebu a topologii soustavy v okamžiku využití kapacity (tj. přenosu). Na základě těchto údajů je sestave-

na PTDF matice, maximální kapacita jednotlivých větví modelu a  referenční toky, které soustavu zatěžují i bez alokace kapacit (toky způsobené vlivem ostatních regionů apod.). Base Case se musí co nejvíce přiblížit situaci, za které bude kapacita využívána. V případě alokace kapacit na denní bázi je nalezení takového modelu nebo modelů (kapacita je alokována v hodinové struktuře a  pro různé hodiny dne se mohou modely lišit) obtížné, v případě měsíční a roční kapacity prakticky nemožné. Jak již bylo řečeno výše, flow-based alokace má přinést do procedury vyhodnocení požadavků na rezervaci kapacity větší vazbu na fyzické rozdělení toků elektřiny dle fyzikálních zákonů. Nicméně považovat jednu přenosovou soustavu nebo dokonce jeden stát za jediný uzel modelu a všechna propojení mezi dvěma takovými uzly za jedinou větev je přesto velkým zjednodušením. Z toho důvodu je analyzován v některých regionech další druh modelu, kdy se pracuje v podstatě se skutečnými jednotlivými vedeními. Tím počet uzlů, které musí být do výpočtu zahrnuty, stoupá z  jednotek minimálně na desítky, v krajním případě i na stovky, což ovšem znamená ještě podstatně větší nepřehlednost pro účastníky aukce a zejména významný vliv na volatilitu výsledků. Výsledek aukce totiž může ovlivnit každý jednotlivý uzel a například v  případě denní aukce by takto velké množství uzlů mohlo způsobit zásadní změny výsledků v jednotlivých hodinách dne. To může být chápáno z pohledu účastníka trhu jako nežádoucí efekt. Je třeba si rovněž uvědomit, že zatímco v případě současné metodiky stanovení kapacit berou TSO do úvahy pouze kritické stavy spojené s  vlastní soustavou, v  případě flowbased metody dochází k výpočtu kapacit při kombinaci kritických stavů ve více soustavách. To se negativně projeví zejména v regionech, kde část regionu má kvalitní a dosta-

Zdroj: ETSO

tečně dimenzovanou přenosovou soustavu a část ne (v regionu střední Evropy jsou takovými slabými místy např. Slovinsko, Maďarsko a Rakousko). Komplikace s predikcí výroby jsou obdobné jako u  predikce topologie sítě. Navíc výsledky alokace ovlivňují nasazení výrobních zdrojů, což je paradox typu „Co bylo dříve? Vejce nebo slepice?“ (platí jak pro flow-based metodu, tak pro současnou NTC metodu). V případě vysoké volatility výsledků aukce z  pohledu rozložení alokovaných kapacit v  regionu by se tento problém ještě prohloubil.

Povinnosti TSO a regulace V  návaznosti na přípravu modelu soustavy je třeba zdůraznit, že pro aplikaci současného alokačního mechanismu nerespektujícího fyzické rozložení obchodních toků stačí ke stanovení nabízených kapacit bilaterální dohoda dvou TSO, nebo je možné dokonce nezávislé stanovení kapacit jednotlivými TSO. Takový postup neovlivní přidělování kapacit na ostatních přeshraničních profilech. Flow-based metoda může vycházet rovněž z  nezávislého stanovení kapacit jednotlivými TSO, ovšem nabízená kapacita na jednom konkrétním profilu ovlivňuje výsledek alokace na všech profilech. Dovedeno do absurdna: pokud nabídne jediný TSO na jediném profilu nulovou nebo velmi nízkou kapacitu, může to znamenat nulové alokované kapacity v celém regionu, neboť každá obchodní transakce se větší či menší mírou rozkládá na všechny přeshraniční profily, a  pro povolení transakce nesmí být překročeno žádné omezení v celém modelu. Připomeňme si například kapacitu nabízenou do roční aukce pro rok 2007 ve směru z Polska ve výši 0 MW. Tímto způsobem lze ve flowbased alokaci samozřejmě zásadně ovlivňo-

17

e

l

e

k

t

r

o

vat tržní prostředí a je otázkou, zda je vhodné v případě ročních a měsíčních alokací takový vliv jednoho TSO připustit.

Nabídky do flow-based aukce Ačkoliv současná aukce provozovaná na území střední Evropy nese přívlastek „koordinovaná“, její koordinovanost je spíše organizačního charakteru (společná aukční kancelář, společná pravidla, společný informační systém). Stále přitom platí, že účastník aukce si v současném systému pro realizaci tranzitního přenosu (tj. přenosu mezi nesousedními soustavami) musí zakoupit kapacitu na každé hranici zvlášť: pokud na jedné hranici na předem naplánované cestě neuspěje, je jeho zamýšlený obchod zmařen; uspěje-li však na obou hranicích a  zároveň se změní situace na příslušných trzích nebo v jeho portfoliu, může realizovat ziskovější transakci tím, že využije jen část plánované tranzitní cesty a nevyužitou část kapacity prodá nebo nechá propadnout. Flow-based aukce naproti tomu umožňuje zadávání požadavků na kapacitu na tzv. principu source–sink, kdy účastník aukce definuje pouze počáteční a  koncový bod (které mohou být i v nesousedních zemích), aniž by se zabýval samotnou přenosovou cestou. Současně účastník zadává jedinou nabídkovou cenu, která opět pokrývá celou přenosovou trasu. Lze očekávat, že samotná konstrukce nabídkových cen bude účastníkům trhu přinášet zejména v  počátečním období nemalé komplikace. Vzhledem k  výrazným odlišnostem stávající a nové aukce nebude využití historických cenových křivek příliš užitečné a  v  řadě případů bude dosti zavádějící (což potvrzují i doposud provedené simulační testy flow-based aukce). Zpočátku se bude tedy hrát v podstatě naslepo; stabilizace cenových křivek a  snížení jejich volatility způsobené iracionálním chováním účastníků trhu nelze očekávat dříve než v  řádu týdnů a  možná i  měsíců od zahájení flow-based aukce. Sofistikovaný přístup při stanovení nabídkových cen navíc předpokládá průběžné provádění cenových analýz všech profilů ze strany účastníků trhu. Princip source–sink naopak účastníkům aukce umožňuje změnu strategie při stanovování výše cenových „polštářů“ pro krytí rizika nezískání kapacity. V současné době, pokud chce účastník v aukci s vysokou pravděpodobností uspět na více profilech současně (za účelem realizace tranzitního přenosu), musí se při konstrukci nabídkové ceny jistit proti nenadálým cenovým výkyvům na každém profilu zvlášť. U  flow-based metody stačí provést „bezpečnostní navýšení ceny“ pouze jednou.

18

ENERGETIKA

Vyhodnocení aukce Při vyhodnocování nabídek podaných do flow-based aukce nelze aplikovat dosud používané jednoduché principy, spočívající v  prostém sestavení společného cenového žebříčku a postupném uspokojování nabídek až do vyčerpání kapacity. Základní charakteristikou a  zároveň problémem flow-based metody je již výše zmíněná skutečnost, že každá nabídka má obecně vliv na každý profil, v  důsledku čehož si všechny nabídky konkurují navzájem. Použití společného cenového žebříčku všech nabídek v regionu by však ignorovalo různé tržní hodnoty jednotlivých profilů dané různými cenovými diferenciály mezi jednotlivými evropskými zeměmi. Proto je při vyhodnocování flow-based aukce nutno použít matematicky vyspělejší metodu, která je založena na základním, na první pohled jednoduchém požadavku: cílem je maximalizovat celkový užitek všech účastníků trhu. Úvaha vychází z kardinalistické teorie měření užitku, kdy užitek pro daného účastníka trhu vyplývá z  nabídkové ceny za kapacitu. Pokud přistoupíme na premisu, že užitek ze získané kapacity je vyjádřen její cenou, lze maximálního celkového užitku v rámci celého regionu dosáhnout maximalizací součtu užitků jednotlivých účastníků aukce, což v  následujícím vzorci znamená maximalizaci hodnoty z:

z = ∑π p b ⋅ Qallb kde:

b

pb π

b

= jedna nabídka jednoho účastníka aukce = nabídková cena účastníka

Qallb = a lokovaná kapacita

individuální nabídky (neznámá proměnná optimalizační úlohy)

V  neomezeném modelu by maximálního užitku bylo dosaženo prostým přijetím všech nabídek (všechny hodnoty Qallb by byly rovny příslušným požadovaným kapacitám). Tomu však brání kapacitní limity na jednotlivých hranicích, které jsou základním omezením úlohy. Vzhledem k tomu, že maximalizační úloha je dána lineární funkcí jednotlivých nabídek a všechna omezení úlohy jsou dána lineárními nerovnostmi, lze úlohu vyhodnocení flow-based aukce řešit pomocí optimalizační metody nazývané lineární programování. Lineární programování je jednou ze základ-

ΠΠ

ních optimalizačních technik a  má široké využití zejména v  oblastech výrobního plánování, kdy je třeba rozhodnout o  optimální alokaci nedostatkových zdrojů (např. optimální rozložení výroby na jednotlivé výrobní linky s omezenou kapacitou). S problematikou vyhodnocení aukce souvisí velmi důležitá otázka, která se v poslední době často diskutuje, a tou je transparentnost celého procesu. Zatímco současný mechanismus cenových žebříčků umožňuje velmi jednoduchou kontrolu správnosti vyhodnocení ze strany účastníků trhu i regulátorů, nový systém vyžaduje speciální softwarové vybavení a  znalost dalších dat potřebných pro vyhodnocení aukce – zejména PTDF koeficientů, ale i nabídek všech ostatních účastníků aukce v celém regionu. V praxi by to znamenalo zveřejňování nabídkových křivek podobně, jako je v  současné době zveřejňuje ČEPS v roční a měsíční koordinované aukci, PTDF matice a  zpřístupnění modelu pro alokaci kapacit, který bude fungovat totožně jako aukční systém.

Scheduling V  souvislosti se zavedením flow-based aukce je nutné provést i určité změny v procesu mezinárodního schedulingu – tj. sjednávání přenosů elektřiny formou hodinových diagramů přes přeshraniční profily. Vzhledem k tomu, že kapacity budou alokovány na principu source–sink, lze v  podstatě využít dva základní principy schedulingu. První možností je definovat pro každou kombinaci source–sink v regionu uměle cestu, po které by se přenos nominoval (tj. například pro přenos PSE-O do APG cesta PSE-O – CEPS – APG). Tento způsob je asi nejjednodušší, nic-

M a g a z í n

méně by stále účastníky trhu nutil nominovat na jednotlivých hranicích fiktivní přenos (fyzický tok poteče jinou cestou). Druhou možností je source–sink scheduling. Největší dopady budou mít tyto změny zejména na samotné provozovatele přenosových soustav. Doprovodnou výhodou nového systému schedulingu by byla rovněž nutnost odstoupit od pravidla 1  :  1 (každý účastník má dnes dopředu povinnost nahlásit, s  kým bude na jednotlivé hranici obchodovat), což se zdálo doposud pro německy mluvící TSO neakceptovatelné. Další výhodu je možné spatřovat ve větší míře sjednocení formátů a komunikačních protokolů pro zasílání diagramů, které by měly být zcela jednotné pro celý region. Na druhou stranu nebude dále možné, aby subjekt, který získal kapacitu pro trasu ČEPS–MAVIR, nominoval diagram přenosu např. pouze na hranici ČEPS–SEPS. Obdobný dopad bude mít flow-based aukce i  pro sekundární trh s  přenosovými kapacitami. Na sekundárním trhu bude možné přeprodávat opět pouze celou přenosovou cestu, nikoliv pouze její část.

Shrnutí Flow-based alokace je v současnosti ve fázi analýz ve více regionech, ale přesto není nikde dosud finálně implementována. Složitost celé věci naznačuje vývoj v  regionu jihovýchodní Evropy. Projekt implementace flow-based aukce mezi osmi balkánskými TSO byl započat již v  roce 2005 s  ambicí zahájení provozu v průběhu roku 2006. Nyní, po dvou letech příprav a  testů, zůstává stále otevřena řada velmi zásadních otázek. Zpoždění oproti původnímu plánu začí-

ná nabírat i  projekt připravovaný ve střední Evropě (Česko, Slovensko, Německo, Polsko, Maďarsko, Rakousko, Slovinsko). Původní termín spuštění flow-based aukce od 1. 1. 2008 spojený s  přesunem aukční kanceláře z České republiky do Německa velmi pravděpodobně dodržen nebude. Právě vzhledem k  absenci praktických zkušeností s  flow-based aukcí by bylo tedy předčasné vynášet o  této metodě vyhraněné soudy. V každém případě by tato, stejně jako jakákoliv nová, metoda měla zachovat nebo zvýšit spolehlivost a bezpečnost provozu propojených soustav a  současně by nemělo dojít k  omezení možnosti obchodování s  elektřinou. Takto lze zjednodušeně formulovat podmínku implementace nové metody, kterou jasně vyslovuje český provozovatel přenosové soustavy ČEPS ve shodě s Energetickým regulačním úřadem. Již nyní lze však identifikovat, že efektivita této metody bude vyšší v případě regionů s porovnatelnou kvalitou přenosových soustav (nedojde k  omezení obchodů kvůli jedinému lokálnímu úzkému místu) a že pro zvýšení efektivity flow-based alokace bude pravděpodobně nutné alokovat kapacitu nejen jako opci pro přenos, ale společně s  povinností využití kapacity. Nabídky do aukce by tak již nepředstavovaly pouhý požadavek na kapacitu (kterou pak subjekt může, ale nemusí využít), ale přímo požadavek na sjednání přeshraničního přenosu, který je v  případě povolení přenosu ze strany aukční kanceláře pro účastníka trhu závazný. Jedině tento přístup totiž umožňuje vzájemné saldování protitoků na jednotlivých profilech, což přinese celkové zvýšení kapacity alokované v  aukci. Dosavadní testy ukazují, že toto zvýšení může být poměrně významné.

Jako nejvhodnější se jeví otestování tohoto mechanismu na krátkodobých aukcích – denní a vnitrodenní. Vedle toho si lze představit i  kombinaci obou přístupů, přičemž subjekt, který je ochoten svou nabídku do aukce rovnou zafixovat jako závazný přeshraniční přenos, by byl nějakým způsobem zvýhodněn oproti subjektu, který si chce ponechat možnost část získané kapacity nevyužít. Vzhledem k  relativně komplikovanému optimalizačnímu mechanismu je implementace spojena i s otázkou vyhodnocení výsledků alokace a vybudování nabídkové strategie pro účastníky trhu. Proto se jeví jako zajímavé spojení flow-based alokace s metodou Market coupling, která propojuje spotové trhy s elektřinou v  sousedních zemích při respektování kapacitních limitů na společných hranicích, a  tím zvyšuje likviditu celého společného prostředí – v  této souvislosti hovoříme o  tzv. implicitní alokaci kapacit. Market couplingem byl také odstartován první koordinační projekt v  regionu západní Evropy a  i  ve středoevropském regionu je nyní tato varianta zvažována jako další krok po případné implementaci základní flow-based aukce. Nabízí se samozřejmě otázka, jak implementovat Market coupling v regionu, kde neexistují likvidní spotové trhy (s  výjimkou EEX). Jako nejperspektivnější řešení se tak nabízí kombinovaný přístup, označovaný jako Open market coupling, který umožní podávání nabídek jak prostřednictvím burzy, tak přímo aukční kanceláři. Obecně se soudí, že limitovaný mezinárodní obchod je jednou z  hlavních příčin nedostatečné likvidity národních spotových trhů. Implicitní aukce by pak mohly k podpoře likvidity pozitivně přispět. Nicméně vzhledem k současnému vývoji lze očekávat, že na tyto změny si účastníci trhu ještě nějaký ten rok počkají.

O autorech: Ing. David Myška je absolventem Fakulty elektrotechniky, ČVUT Praha. Působí ve společnosti ČEPS, a. s. jako vedoucí odboru Kontrakty. V rámci asociace evropských TSO zastupuje ČEPS, a. s. v TF Network Access and Congestion Management. Bc. Miloš Mojžiš je absolventem Fakulty informatiky a managementu Univerzity Hradec Králové. Působí ve společnosti Unicorn Systems a. s. jako senior konzultant pro sektor elektroenergetiky a jako specialista na analýzu a design podnikových informačních systémů. Kontakt na autory: [email protected], [email protected]

19

e

l

e

k

t

r

o

Skupina J&T na energetickém trhu Rozhovor s generálním ředitelem společnosti United Energy Trading Františkem Čuprem Pane řediteli, jakou roli hraje ve skupině J&T energetika? J&T Finance Group je silná domácí skupina s  dlouhodobými záměry v  průmyslu a  rostoucím vlivem v  energetice. Energetika má pro J&T klíčovou roli. Skupina disponuje vlastními energetickými zdroji a  plánuje výstavbu nových elektráren. Významné místo v rozvojovém plánu hraje projekt modernizace a zefektivnění výroby v Komořanech, který má zvýšit elektrickou výrobní kapacitu až o 160 MW. Současně se poohlížíme po dalších možnostech výstavby nových zdrojů jak na výrobu silové elektřiny, tak poskytování podpůrných služeb pro přenosovou soustavu v dalších lokalitách. Uvažujeme také o rozvoji vlastních obnovitelných zdrojů energie. Dá se tedy říci, že pozice skupiny J&T bude v energetice nadále posilovat. Jaký význam má pro činnost United Energy Trading začlenění do skupiny J&T? Být součástí konsolidačního celku skupiny J&T pro nás znamená stabilitu, zázemí a potenciál pro dynamický růst. Je velkou výhodou, že United Energy Trading (UET), která dodává elektřinu a  plyn konečným zákazníkům, má přístup k  elektrické energii z  vlastních zdrojů – z elektrárny v Komořanech, která za příznivých okolností dokáže vyrobit více než 1 TWh elektřiny a v Plzeňské energetice s výrobou na úrovni 0,5 TWh. Současně v  rámci J&T můžeme prostřednictvím První energetické (PEAS) participovat na Energetické burze (PXE) a využívat ji jako jeden z nákupních a prodejních kanálů pro nákladovou optimalizaci odběrového diagramu našich zákazníků. PEAS je pro nás hlavním obchodním partnerem a přebírá odpovědnost za naši odchylku UET i zmíněných zdrojů. PEAS i UET jsou tedy součástí skupiny J&T, přičemž oba tyto subjekty mají v  předmětu podnikání obchod s elektřinou. V čem se liší činnost PEAS a UET? PEAS je velkoobchodník s  elektřinou, zatímco UET dodává elektřinu konečným zákazníkům − tyto role jsou striktně rozděleny. PEAS je hlavním agregátorem elektřiny v rámci skupiny J&T. Zobchoduje v letošním roce zhruba 6 TWh s obratem kolem 10 miliard korun. To jej řadí mezi největší obchod-

20

ENERGETIKA

Skupina J&T je známa svým širokým portfoliem podniků z různých odvětví. Jedním z oborů, do kterých skupina investovala, je energetika. Na směrování skupiny J&T v oblasti energetiky jsem se zeptal generálního ředitele společnosti United Energy Trading Františka Čupra. níky s elektřinou a největší exportéry elektřiny v ČR. PEAS získává elektřinu nejenom od United Energy a Plzeňské energetiky, ale i od ČEZ, jiných nezávislých výrobců a  ostatních obchodníků. Část této elektřiny PEAS dodá UET za účelem dodávky konečným zákazníkům, významnější díl je však určen pro export a velkoobchodní trh. Nicméně, spolupráce mezi PEAS i UET je velice úzká, sídlí ve stejné budově, sdílejí například i  informační systém. UET pomáhá První energetické řídit celkovou obchodní bilanci, odchylku, spotové obchody; také má prostřednictvím svého obchodního dispečinku přímý přístup k  výrobním zdrojům. Přístup k  výrobním zdrojům je nespornou výhodou UET ve srovnání s  jinými obchodníky, kteří nedisponují vlastní výrobou. UET využívá flexibility zdrojů k operativnímu řízení diagramu, díky tomu dosahuje nižších nákladů na pořízení elektřiny a zejména na odchylku. United Energy Trading zahájila dodávku konečným zákazníkům v  loňském roce. Naplnila se Vaše očekávání? S jakými obchodními výsledky počítá UET v  letošním roce? Loni, tedy v  prvním roce našeho fungování na trhu, jsme prodali zhruba 0,5 TWh elektřiny konečným zákazníkům, přičemž, jak známo, se zaměřujeme na všechny kategorie konečných zákazníků s výjimkou domácností. V letošním roce se nám podařilo objem více než zdvojnásobit. Prodáme zhruba 1,1 TWh elektřiny přibližně 130 zákazníkům a očekáváme opět dobré hospodářské výsledky. Zaznamenali jsme i řadu dalších úspěchů. Podařilo se nám otevřít organizační složku na Slovensku, kde prodáváme asi 30 GWh. Získali jsme také licenci na obchodování s  plynem a od 1. září 2007 jsme zahájili dodávku plynu konečným zákazníkům. V čem spočívají vaše obchodní úspěchy? Máme kvalitní a  zkušený obchodní tým a dokážeme se zákazníky dobře komunikovat. Jsme flexibilní v  kontraktační fázi, ve vyjednávání, což naši zákazníci potřebují a oceňují. Odezva od zákazníků nám jasně potvrzuje, že naše nabídka je kvalitní. Zákazníci v ní najdou všechno, co potřebují. Podstatné ovšem je, že se nám daří být cenově konkurenceschopní. Dokážeme nabídnout výhodnější ceny než jiní velcí dodavatelé. Zázemí silné skupiny nám umožňuje pohybovat se s  nabídkou

spíše v  nižší cenové hladině. Pomáhají nám také dobré reference – informace o dodavateli, který je schopen poskytnout lacinější elektřinu i kvalitní služby, se na trhu rozkřiknou poměrně rychle. Na druhou stranu netvrdím, že jsme nejlevnější vždy a za každých okolností. Kvalitní služby a vysoká spolehlivost nemohou být zdarma. Čas od času na energetických konferencích slýchám, že na trhu s elektřinou neexistuje konkurence. S tím ovšem nesouhlasím. Možná, že ve výrobě elektřiny je konkurence nižší, ale rozhodně to neplatí pro dodávku elektřiny konečným zákazníkům. U našich zákazníků se často sejde i pět až sedm konkurenčních nabídek, takže zvítězit ve výběrovém řízení není snadné. Jaké jsou vaše recepty na dosažení dobré ceny pro zákazníky? Především jsme využili toho, že cena elektřiny začátkem tohoto roku poklesla. Vhodně jsme dokupovali elektřinu a dařilo se nám optimalizovat náš diagram. Vedle toho jsme pracovali s  odchylkami u  konečných zákazníků. Dokážeme dobře predikovat odběrový diagram a využíváme synergií v diagramech jednotlivých zákazníků. To byly hlavní důvody, proč jsme zákazníkům schopni nabízet dobré ceny a proč si nás zákazníci oblíbili. Řekl jste, že UET má nyní kolem 130 zákazníků, což je vzhledem ke krátké době působení na trhu impozantní. Do jaké míry budete pokračovat v  expanzní strategii? Dokážete zopakovat zmiňované obchodní úspěchy? Stojí za zmínku, že od loňského roku se nám až na jednu výjimku podařilo udržet všechny zákazníky. V první řadě proto i nadále budeme klást důraz na kvalitu obsluhy stávajících zákazníků. Ale chceme pokračovat i v dalším rozvoji zákaznického portfolia. Jak jsem již uvedl, v  letošním roce dodáme 1,1 TWh elektřiny a náš cíl na příští rok se pohybuje na úrovni 1,5 TWh, což jasně naznačuje, že chceme získat další zákazníky. Na druhou stranu v  souvislosti s  otevřením Energetické burzy se změnily i  podmínky pro nákup elektřiny. Obchoduje se pouze základní pásmo (base) a špičková elektřina (peak). Chybí další produkty, na které jsme byli my i ostatní obchodníci zvyklí. Museli jsme redefinovat proces cenotvorby, pracujeme s  vyšší mírou nejistoty při uzavírání obchodní pozice. Jsem zvědav, jak jsme se s touto situací vyrovnali ve

M a g a z í n

Mohl byste uvést nějaký příklad synergií, o kterých jste mluvil? Jistě, jeden příklad za všechny. U zákazníka ČKD Blansko Strojírny jsme zjistili zbytečně vysoké náklady na energie, zejména na elektřinu a  na teplo. Provedli jsme analýzu úspor, spočítali návratnost a zjistili, že investice na decentralizaci vytápění, tj. nahrazení staré kotelny kompaktními zářiči a teplovzdušnými jednotkami, dosahuje neuvěřitelné dvouleté návratnosti investovaných prostředků. Součástí investice byl i systém na efektivní řízení výroby tepla. Celou zakázku realizovala společnost AISE, která rovněž pomohla zákazníkovi s financováním investice. Zakázka byla natolik úspěšná, že AISE má od jiných zákazníků další 3 objednávky na decentralizaci vytápění. Co byste chtěl závěrem vzkázat našim čtenářům? Pevně věřím, že zákazníci při výběru dodavatele energií dokáží ocenit kvalitní nabídku a  komplexnost poskytovaných služeb. Proto se těším na další dobrou spolupráci. srovnání s  konkurencí. Zvyšování podílu na trhu je pro nás prioritní, nikoliv však za cenu nepřiměřených ztrát. Jaké jsou vaše záměry v  oblasti dodávky plynu? Máme již uzavřenu smlouvu se společností Česká plynárenská na nákup plynu – zatím v  omezeném objemu na období jednoho roku. Tento objem budeme postupně navyšovat. V  současné době si tedy chceme především otestovat, jak trh s plynem funguje, jestli vůbec připustí konkurenci, jak bude probíhat vypořádávání odchylek, předávání dat a další základní mechanismy. Od 1.  září začneme pilotně dodávat plyn dvěma zákazníkům. Pokud se to osvědčí, budeme postupně rozšiřovat dodávky. Naší obchodní strategií je být multikomoditním dodavatelem, tedy aby zákazník od nás dostal elektřinu i plyn „z jedné ruky“. V obou těchto komoditách chceme být vždy levnější, než jiní dodavatelé. Prioritní však pro nás vždy bude elektřina. Plyn chceme dodávat i proto, abychom zákazníkovi nabídli něco víc a dali mu alternativu k dominantním dodavatelům. Jaké další služby či produkty jste schopni nabídnout? Vedle dodávek elektřiny – a  nově i  plynu – poskytujeme zákazníkům celou řadu dalších služeb. Dlouhodobě v  rámci skupiny J&T spolupracujeme s firmou AISE, která vyvíjí a implementuje energetický informační systém AISYS pro řízení dodávek a odbě-

ru všech forem energií. Ten zajišťuje měření, stahování a sledování on-line dat z klíčových částí energetiky do jednoho systému. Při tom analyzuje a  vyhodnocuje data a  na základě toho vytváří predikce, které umožňují zákazníkům snižovat náklady. Dále AISE nabízí poradenské služby v  energetice, jako jsou energetické audity, studie úspor a  dodatečné služby typu termovizních měření. Se značnou odezvou se nyní setkávají také naše dodávky větších technologických celků, jako je odstranění a  likvidace starého osvětlení, nahrazení kotelny zařízením s  podstatně vyšší účinností a  podobně. Velkou výhodou provázání AISE se skupinou J&T je, že AISE je schopna pomoci zákazníkům s financováním investic například formou splátkového režimu. Skupina J&T je rovněž aktivní v  oboru energetických montáží, a to prostřednictvím společností MSEM, VČE – Montáže a  SEG, které spravuje pro své klienty. Díky tomu jsme schopni pro zákazníky zajišťovat služby týkající se údržby jejich stávajícího elektroenergetického hospodářství. Můžeme nabídnout revize a  stavbu vysokonapěťových rozvoden, výměnu kabelových či volných vedení, výměnu traf, stavby nových trafostanic a podobně. Zhruba 85 % obratu dosahují tyto montážní společnosti dodávkami pro Skupinu ČEZ a  zbylý obrat tvoří služby pro jiné zákazníky. Našim cílem je rozšiřovat činnost těchto montážních společností, diverzifikovat zákaznické portfolio a tedy zaměřit se i na dodávky mimo „hlavní energetiku“.

Děkuji za rozhovor.

Rozhovor připravil Ing. Martin Havel, šéfredaktor

o dotazovaném Ing. František Čupr, MBA vystudoval Provozně-ekonomickou fakultu MZLU v Brně a v roce 2006 získal titul MBA na Brno Business School. Po ukončení vysokoškolského studia v roce 1998 byl zaměstnán ve společnosti Jihomoravská energetika, a.s. v Brně, kde působil celkem 7 let v různých pracovních a manažerských pozicích. Od ledna 2005 pracuje pro skupinu J&T, kde se věnuje výhradně energetickým projektům. Současně je generálním ředitelem společnosti United Energy Trading a působí rovněž v orgánech řady dalších obchodních společností, např. v dozorčí radě Pražské energetiky. Kontakt na dotazovaného: [email protected]

21

P l y n á r e n s t v í

Plyn – strategické partnerství prověřené desetiletími Ing. Hugo Kysilka, vice-president pro mezinárodní vztahy a investice, VEMEX s.r.o.

Historie Budování plynovodů a počátky dodávek do Evropy Spolupráce mezi Ruskou federací (dále také RF) a  Evropou v  oblasti energetiky má již 50letou historii. Podívejme se detailněji na oblast plynárenství: n 1946 byl postaven v Rusku první plynovod Saratov-Moskva, n 1960/1 první tranzitní plynovod Buchara – Ural, n 1965 vznik Ministerstva plynárenského průmyslu SSSR (z GLAVGAZA) a souhlas sovětského vedení strany s ideou dodávek plynu do Evropy, n 1966 začíná export zemního plynu do Polska, n 1967 byl postaven plynovod Bratrství do ČSSR, n 1968 začali první dodávky plynu do západní Evropy; prvním odběratelem byla rakouská firma OMV, n 1970 sovětský PZO Sojuzněftěexport a německý Ruhrgas podepsali 20letý dlouhodobý kontrakt na dodávky plynu do SRN; tento kontrakt vešel do historie jako Kontrakt plyn za trubky, n 1971 na území Československa započata výstavba tranzitního systému - projekt patří jednoznačně k nejvýznamnějším projektům, protože zajistil a zajišťuje dodávky plynu do Evropy, n 1971 dodávky do Finska, n 1974 dodávky do Itálie, n 1975 dodávky do Maďarska a Francie, n 1978 dodávky do Rumunska, n a dále v 80. letech do Turecka, Řecka, Makedonie, n v roce 1984 dosáhla těžba plynu 587 miliard m3 za rok a 1. místo v těžbě na světe, n za  období 1967-89 bylo zprovozněno 8 magistrálních plynovodů spojujících naleziště plynu v RF s Evropou. Cena plynu a její historie Pokud jsme se již dotkli historie ve spolupráci, bylo by dobré se zmínit také trochu

22

Dodávky zemního plynu jsou silně svázány s dodávkami z Ruské federace. Článek pojednává o historii vztahů a vazeb nejvýznamnější ruské plynárenské společnosti, Gazpromu, se státy bývalého Sovětského svazu a evropskými státy a plynárenskými cestami, kterými je plyn dopravován do Evropy a Asie z Ruské federace. o konstrukci ceny za plyn včetně jejího historického vývoje. Zvláštností tvorby ceny za plyn na rozdíl od ceny za jiné druhy energie je to, že je spojena s vysokými finančními náklady spojenými s těžbou a přepravou plynu. Tento fakt má vliv i  na to, že obchod s  plynem probíhá v  rámci dlouhodobých kontraktů, které exportérům zajišťují pokrytí amortizačních nákladů, úhradu úvěru na těžbu a dopravu atd. V současné době jsou uzavírány kontrakty až na dobu 35 let a jen pro dokreslení Gazpromexport má takto podepsané kontrakty se všemi nejvýznamnějšími odběrateli, jako jsou Ruhrgas, Wintershall, VNG, OMV, Gasunie, Gas de France atd. Cena se neodvíjí pouze z vlastních nákladů, ale mimo jiné v návaznosti na cenu alternativních paliv, a to především ropy, ropných produktů, ale také elektrické energie. Samozřejmě se do ní promítá ekonomická situace v každé zemi dovážející plyn, míra inflace, kursové pohyby,… Než bylo dosaženo přijetí jednotné koncepce cenové tvorby, tak cenové vzorce prošly svým vývojem. V  60. letech se v  exportních kontraktech používala metoda stanovení ceny na základě fixních cen vycházejících z  vlastních výrobních nákladů. Později v  návaznosti na zdražování energií se hledaly nové metody a začaly se používat tzv. stupňovité ceny, které se periodicky upřesňovaly a později tzv. klouzavé ceny reagující na dynamiku vývoje na energetickém trhu. Do roku 1973 se cena v  podstatě fixovala a její změna byla závislá jen na míře inflace v  každé zemi dovážející plyn. V  té době byla cena plynu v  USA i  v  Evropě nižší než cena mazutu. Energetická krize v letech 197374 nepřinesla proporcionální zvýšení cen za plyn, a proto zesiluje úsilí exportérů plynu na změnu metodiky stanovení cen, především v návaznosti na ceny ropy a ropných produktů a samozřejmě i na vlastní náklady spojené s těžbou a dopravou plynu. V roce 1980 dochází k průlomové změně, i když jen ve vztahu k principu stanovení ceny. Na zasedání OPEC ve Vídni bylo navrženo stanovovat cenu plynu v  návaznosti na cenu

ropy a ropných produktů. V této době si začali všichni postupně uvědomovat pozitivní vliv plynu na prohlubující se energetickou krizi. Navíc při zjednodušeném výpočtu měly ropné společnosti až 6x vyšší zisky než plynárenské (pro ilustraci ropné společnosti měly zisk 8,6 dolaru/barel a  plynárenské 1,3 dolaru/ barel). OPEC navrhoval následující princip: n plyn je rovnocenný ropě, n kontrakty na plyn budou uzavírány na dobu 15-20 let, n plyn je ekologicky čistší než ropa a  její produkty, n zvýšení ceny za plyn povede k jeho ekonomičtějšímu využívání. Hlavními propagátory těchto principů v té době byl Alžír, Irán a  Norsko. Dalším jejich argumentem byl ten fakt, že náklady spojené s těžbou a nákladným využíváním plynu jsou podstatně větší než u ropy a dlouhodobé kontrakty jsou garantem energetické bezpečnosti každého státu a dále, že dochází k většímu rozvoji při využívání plynu v  ekonomikách jednotlivých států. Rozpor týkající se nové metodiky tvorby cen mezi vývozci a dovozci plynu trval však ještě dosti dlouho. Prvním, kdo přijal tuto metodiku byla Belgie, konkrétně firma Distrigas podepsala s alžírskou firmou Sonatrach kontrakt v roce 1981. Dále  v  roce 1986 alžírský dodavatel podepisuje za nových podmínek kontrakt s  italskou firmou SNAM. Největší rozpor přetrvával mezi francouzskými odběrateli a  Alžírskem. Francouzská strana dokonce odmítala proplácet vystavené faktury a vše se podařilo uzavřít až v  roce 1989, kdy Gas de France podmínky akceptoval, ale s  platností již od 1.1.1987. Norsko v té době s jedinou exportní firmou Statoil uzavřelo za nových podmínek kontrakt v  roce 1982 s  jedním z německých odběratelů. V  té době proti nové metodě tvorby cen vystupovali holanďané. Nesouhlasili s  metodou, která podle nich neodpovídala evropskému energetickému trhu a snažili se prosazovat metodu srovnání úrovně cen plynu u konečných odběratelů v  návaznosti na všechny

M a g a z í n

druhy energie (uhlí, elektrická energie apod.). Nakonec holandský princip stanovení konkurenčně schopné ceny plynu u  konečných odběratelů v návaznosti na alternativní paliva sehrál velmi významnou roli při stanovení cen plynu v Evropě v dalších letech.

Dodavatelé plynu do Evropy a role RF v evropském systému Největším dodavatelem plynu do Evropy je samozřejmě Rusko, které zajišťuje 41 % dováženého plynu do Evropy. Za RF se řadí Norsko (80 miliard m3 plynu), Holandsko (47 miliard m3) a  Alžírsko (39 miliard m3). Od ostatních dodavatelů teče do Evropy přibližně 20 miliard m3. K dnešnímu dni si dodavatele do Evropy rozdělme pro ilustraci do několika skupin: a) Norsko, V. Británie a Holandsko, b) Ruská federace, c) Centrální asijské země (Kazachstán, Turkmenistán, Uzbekistán), d) Blízký východ (Írán, Irák, Katar, Omán, Jemen, Saudská Arábie), e) Afrika (Alžír, Egypt, Libye, Nigerie).

Energetická politika RF – EU Od konce 70. let je téma „energetika“ a spolupráce v této oblasti mezi evropskými zeměmi a  Ruskem stále klíčová. Bez ohledu na fakt, že spolupráce v  oblasti plynu mezi zeměmi EU a  RF je skutečně reálná, existuje řada momentů, kde doposud neexistuje jednotná pozice obou stran. Jaké jsou zásady energetické politiky EU a RF?

– rozvoj tranzitních kapacit a  diversifikace směrů dodávek, – zajištění transparentnosti v  dlouhodobých pravidlech mezi spotřebitelskými zeměmi a zeměmi zajištujícími tranzit ruského plynu/ropy, – zvýšení energetické efektivnosti, obnovitelné zdroje atd. Porovnání energetických politik EU a RF Pokud vytáhneme z obou principů to nejdůležitější, tak je to : n z principů EU – Směrnice 2003/55 a konkrétně předmluva, kde se uvádí, že dlouhodobé smlouvy budou i nadále důležitým prvkem zásobování zemním plynem členských zemí EU a n z  principů Ruska – Gazprom zrušil ve smlouvách se západoevropskými společnostmi ustanovení zakazující opětovné vývozy a  nebude je zahrnovat do nových smluv. Bez ohledu na to, že Rusko neratifikovalo Energetickou chartu, je ochotno postupně o sporných bodech jednat. Bohužel tento proces se táhne již 15 let a za tuto dobu se Rusku nepodařilo vstoupit na evropský trh - např. s jadernými materiály, což je v rozporu s podmínkami charty. Z  druhé strany je nutno vyzvednout např. spolupráci v  plynárenství mezi Gazpromem a  německým koncernem BASF (týká se plynového kondenzátu), mezi Gazpromem a italskou firmou ENI , která se týká přímých dodávek na italský trh apod…

[ ]

Energetická politika EU Základní dokumenty, kterými se řídí EU – Energetická charta, která byla připravovaná od roku 1991 a která byla přijata v roce 1994, – Směrnice o  vnitřním trhu s  plynem: 2003/55/EC, – Zelená kniha EU z března 2006, – Sdělení Evropské komise Energetická politika pro Evropu z 10. ledna 2007, ve kterém jsou obsaženy 3 základní směry: – energetická bezpečnost, – vývoj v oblasti energetiky, – ochrana ovzduší, a tento dokument byl rozpracován na summitu EU v březnu 2007. Základní principy rozvoje energetiky Ruska Základními principy rozvoje ruské energetiky jsou: – zajištění vnitřních potřeb Ruska a  plnění mezinárodních dohod, – liberalizace svého energetického trhu, – zvýšení zájmu o  zahraniční investice do energetiky Ruska,

„Je lepší se vzájemně informovat, než potom vysvětlovat, je lepší vysvětlovat, než se potom ospravedlňovat?“ (citát ruské diplomacie)

V  posledním období proběhla celá řada nejrůznějších konferencí a kulatých stolů, při kterých se obě strany snažily stále více vyjasnit svoje názory. Zkusme si nastínit některé problémy, které v současné době mezi EU a Ruskem existují a o kterých je dobré minimálně přemýšlet: 1) Ideologizace energetického vztahu stran a následně diskriminace ruských energetických společností. Tento fakt se periodicky opakuje v řadě evropských novin. 2) V návaznosti na tento fakt potom chybí i vzájemná důvěra. 3) Objevují se i  nepodložené informace

o tom, že Rusko není schopno zvyšovat těžbu plynu a ropy. 4) Nesprávné ocenění garancí týkajících se bezpečnosti dodávek plynu (vztah s Ukrajinou a Běloruskem). Na toto je nutno se dívat jak z pozice energetické bezpečnosti, tak i z pozice rovnováhy poptávky a nabídky. 5) Otázka ratifikace Energetické charty ze strany Ruska. Je nutné si uvědomit, že ratifikovat Chartu Rusko bude tehdy, pokud budou vyřešeny všechny otázky spojené s  Tranzitním protokolem. V  neposlední řadě je tu otázka, týkající se polského embarga na „nastartování“ nové energetické dohody. Bohužel spojení vývozu masa z  Polska (navíc nejde o  vývoz polského masa) s  energetickými dohodami je přinejmenším pochybné.

Liberalizace = Monopolizace? V poslední době bylo často slyšet kritiku nejen z  Evropy, ale i  z  USA na Rusko za to, že neatomizuje plynárenský gigant Gazprom, a  tím nejde cestou liberalizačních reforem. V  roce 1998 po opublikování evropské plynárenské směrnice se předpokládalo, že tento dokument bude stimulovat konkurenci na plynárenském trhu, že si budou moci hráči na trhu vybírat libovolného dodavatele plynu. Proto se v této době otevřela otázka ukončení principu dlouhodobých kontraktů. Předpokládalo se, že společnosti budou bojovat o odběratele, a tím i dojde ke snížení cen plynu. Ale vše se ukázalo být úplně jinak. Došlo to tak daleko, že odběratelé kupují plyn i  energii prakticky z  jedněch rukou. Podívejme se na situaci v některých zemích: Německo Nejdříve v roce 2000 došlo ke spojení dvou energetických společností VEBA a VIAG do jedné korporace E.ON a v roce 2003 pohltil E.ON i plynárenskou společnost RUHRGAS. Za několik let E.ON získal vliv v  17 zemích Evropy. Dále v roce 2005 získal britskou plynárenskou společnost COGL a v tomto roce má nasměrováno do Španělska, kde je cílem firma Endesa. Francie V  začátcích liberalizace energetická společnost EdF získala společně s italským AEM energetickou společnost Edison.V roce 2006 došlo ke spojení plynárenské GdF s  energetickou francouzsko-belgickou firmou Suez. Předtím však GdF získalo britskou firmu CEG UK a teď vede jednání s íránským Ministerstvem o nákupu 10 % akcií iránského naleziště Jižní Pars. Itálie Odborníci nevylučují, že může dojít ke spojení dvou dominantních firem v elektroe-

23

P l y n á r e n s t v í

nergetice a plynu - ENI a Enel. Velká Británie V  roce 1998 došlo k  rozdělení British Gasu na dvě společnosti - BG Trans a Centrica a  tím byl plynárenský trh liberalizován. Obchoduje se v  rámci krátkodobých smluv. To byl cíl, ale bohužel cenové prognózy směrem dolů se nepotvrdily, naopak v  Británii jsou nejvyšší ceny v Evropě. Situace v Rusku Proces liberalizace je započat, ale týká se výroby elektrické energie, tzn. RAO ES. O části tohoto monstra má zájem jak E.ON, tak i Enel. Co se týče plynárenství, tak Gazprom má samozřejmě také svůj zájem o  akcie RAO ES, je též vysoce aktivní v  ropném průmyslu (včetně těžby a  prodeje) a  na evropských trzích si svoji cestu již před mnoha lety prošlapal vytvořením německé společnosti Wingas (s BASF). A to, že je majitelem akcií plynárenských společností v zemích bývalého SSSR nemůže nikoho udivit. Není nutné se zmiňovat o  spojenectví s  Wingasem a  Ruhrgasem v projektu Baltského plynovodu, spojení s  Wingasem a  rakouským RAG v  zásobníku Haidach v Rakousku, 48 % akcií polského plynovodu Jamal – Evropa,… Výsledek liberalizace Došlo skutečně k  paradoxní situaci, že liberalizace plynárenského sektoru se dostala do jiné fáze, a to do monopolizace.

Vztahy Gazpromu s plynárenskými partnery bývalých států Společenství nezávislých států O vztazích Gazpromu s EU a s plynárenskými evropskými společnostmi je toho napsáno a řečeno dost, a proto navrhuji se podívat na vztahy v bývalém SSSR (nebo SNS). Arménie – plyn výměnou za elektrickou energii V  1997 ministr energetiky Arménie, Gazprom a  Itera (Ruský nezávislý producent   plynu) podepsali vytvoření společného podniku ArmRosgazprom, který je od roku 1998 majitelem plynárenského systému. Gazprom má 57,6 %, arménská strana 34,7 % a Itera 7,7 %. Za deset let činnosti vzrostla spotřeba plynu u obyvatel z 6,2 % na 25,2 % a v průmyslu z 15 % na 21 %. Dále plynofikace vzrostla z 22 % na 84 %!

Rok

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Spotřeba (mld. m3)

5,4

7,8

7,8

8

8,4

10,3

10,8

Dovoz z RF (mld. m3)

3,5

3,9

4,1

4,9

4,5

4,5

4,5

Dovoz v roce 2007 z RF je 0. Tabulka 2: Spotřeba zemního plynu v Ázerbajdžánu a dovoz z RF

Arménie je exportérem elektřiny, a  proto nákup a prodej uvnitř země je přímo spojen s  exportem elektrické energie. V  současné době se vedou jednání týkající se tranzitu elektřiny přes Irán a Irák. Další investice – plynovod Arménie – Irán a s tím spojená výstavba plynovodu po Arménii v délce 237 km a průměru 720 mm, – rozšíření podzemního zásobníku plynu Abovjanskaja na kapacitu 150 mil. m3 (Zásobník je unikátní tím, že jde o bývalý solný důl.) Cena Vzhledem k tomu, že ArmRosgazprom je společný podnik, tak smluvní cena je rozdílná od sousedních států a je tvořena jinou filozofií – v roce 2004 byla cca 54 dolarů za 1000 m3, letos je to cca 110 dolarů za 1000 m3. Ázerbájdžán „Konec energetické spolupráce s  Ruskem“ – to jsou slova ministra průmyslu a  energetiky Ázerbájdžánu Natika Alšova z ledna 2007. To znamená, že směr na jih, sever a západ se změnil jen na jeden: západní – do Gruzie a Turecka. Jak dlouho tato změna směru bude trvat? Do doby, než dojdou zásoby ropy a plynu? Oficiální údaje o zásobách ropy a plynu se nikde neuvádějí, ale mohu tvrdit, že zásoby plynu jsou kolem 1,7 trilionů m3 plynu. Státní podnik GNKAR dobývá 66 % z roční těžby v zemi. V 2006 byla rozpracována nová koncepce rozvoje na roky 2007-2008, která má za cíl vytěžit v roce 2007 kolem 6 miliard a v roce 2008 již 9 miliard kubických metrů. Ceny 2005 60 dolarů za 1000 m3 2006 110 dolarů 2007 Byl návrh cca 235 dolarů, jednání zatím nepokračují. Investice V  roce 2006 bylo otevřeno nové naleziš-

Rok

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Spotřeba (mld. m3)

1,404

1,403

1,070

1,201

1,333

1,685

1,716

Tabulka 1: Spotřeba zemního plynu v Arménii

24

tě Šach-Denis, ložisko, které by mělo dávat kolem 5,6 miliardy m3 plynu. Zatím se objevila celá řada technických problémů, několik dní se netěžilo,… Pokud ale dojde ke stabilizaci těžby, může začít i export do Gruzie. Další projekty realizované v  letech 20062007 jsou plynovod Baku-Tbilisi-Erzurum a plynový kondenzát plynovodem Baku -Tbilisi – Džejchan. Oba do Turecka. Koncem roku 2006 vystoupil v  Bruselu president Aliev se slovy „Ázerbájdžán bude první zemí z kaspického regionu, která bude napřímo dodávat ropu a plyn Evropě.“ Memorandum mezi EU a Ázerbájdžánem bylo také podepsáno. Pokud se však vrátíme k plánovaným prognózám těžby, tak v letech 2015-2016 by měla být těžba kolem 35 miliard, vlastní spotřeba kolem 20 miliard, což znamená, že by pro EU zůstalo kolem 15 miliard. Bělorusko „Bůh dal Bělorusku strategickou výhodu – geografickou a geopolitickou polohu.“ To jsou slova presidenta Lukašenka. Vlastní energetický potenciál má Bělorusko pro svoji ekonomiku zajištěn z  přibližně 13-15 %. Tranzit a prodej plynu zajišťuje státní koncern Beltransgaz, který vlastní 7 000 km plynovodů o  průměrech 100-1400  mm, z  toho 3522 km magistrálních, také obsluhuje hlavní „příjmový“ plynovod Jamal-Evropa. V minulém roce bylo do Běloruska dodáno 20,8 miliard m3 a tranzitovány byly 44,2 miliardy . Plynárenský konflikt v roce 2006: Ten byl uhašen v posledních minutách prosince 2006 podepsáním memoranda, na jehož základě Bělorusko odebere 21,2 miliardy v roce 2007 a bude-li nutno dostane dalších 600 mil. m3 navíc. Ceny V  roce  2006 nakupoval Beltransgaz za 46,68 dolarů za tisíc kubíků. V  2007 je cena 100  dolarů, v  roce 2008 bude vypočítána podle evropských zvyklostí, ale s použitím zlevňujícího koeficientu, tzn. bude to 67 % evropské ceny bez tranzitních nákladů (net back), v roce 2009 – 80 %, 2010 – 90 % a v 2011 – 100 %. Tranzitní tarif od 1.1.2007 bude zvýšen z 0,75 dolaru (cena roku 2004) na 1,45 dolaru za 1 000 m3 na 1 km. Kromě toho byla podepsána dohoda

M a g a z í n

Rok

2003

2004

2005

2006

Spotřeba (mld. m3)

18,1

10,2

19,8

20,8

Tranzit (mld. m3)

33,1

35,3

40,4

44,2

Tabulka 3: Dodávka a tranzit zemního plynu v Bělorusku

o vytvoření společného podniku na bázi Beltransgazu a  Gazprom zaplatí 50  % oceněné hodnoty, což je 2,5 milardy dolarů. Tato částka se bude splácet během 4 let rovnými díly. Lze konstatovat, že se vše podařilo rozumně urovnat. President Lukašenko v rozhovoru pro Reuters sdělil, že byla chyba orientovat se na Rusko a že půjde směrem na západ…… V. Putin zachoval ledový klid a vše se postupně uklidnilo. Ukrajina – plynárenské oteplení vztahů 4.1.2006 je datum, kdy byl podepsán dokument, který radikálně změnil situaci v  plynárenském sektoru Ukrajiny. Tuto smlouvu podepsal Naftogas Ukrajiny, Gazprom a  RosUkrEnergo. Od  tohoto momentu je jediným dodavatelem plynu na Ukrajinu RosUkrEnergo. Smlouva otevřela cestu nárůstu cen (z 50 dolarů na 95 dolarů za 1 000 m3 a potom z 95 na 130 dolarů, s tím, že po dobu 5 let bude zafixována cena za tranzit – 1,6 dolaru za 1 000 m3 na 100 km. Spotřeba Ukrajiny je kolem 76 miliard m3, přičemž vlastní těžba činí 20,84 miliardy. Tzn. že Ukrajina nepokrývá svou těžbou ani 1/3 svých požadavků. Dceřiná firma Ukrtransgaz přepravila v  loňském roce 113,8 miliardy, což je o  7,7 miliardy méně než v  roce 2005. Navíc, tyto objemy jdou dolů již 3.  rokem. Spuštěním Baltského plynovodu se tranzitní objemy k roku 2013 mohou ještě více snížit. Na druhou stranu, pokud by ukrajinská strana začala investovat do plynovodu Bogoročany – Užhorod mohla by zvýšit tranzitní objem o 20 miliard m3. Problém číslo jedna ale zůstává těžba vlastního plynu. Vkládány jsou naděje do nalezišť v Černém a Azovském moři (investorem je americká firma VANCO Int.). Vedou se jednání se Shellem a ExoonMobil, která se týkají nalezišť v oblasti Doněcko-Dněprovské nížiny. Ukrajina hledá však i možnosti vlastní těžby v Turkmenistánu, v RF, v Libyi,.. Vše nasvědčuje tomu, že kritická situace ve vztazích mezi Gazpromem a Ukrajinou z  prosince 2005 je minulost. Ale nelze říct, že by vývoj ve vztazích byl nezajímavý. Např. místopředseda ukrajinské vlády Kljuev dvakrát prohlásil, že Ukrajina bude měnit operátora - firmu RosUkrEnergo, a v tisku proskočilo, že by novým operátorem mohla být jiná ruská firma – Itera.

Ale podle mého názoru je nutno velmi seriózně přemýšlet o  vystoupení presidenta Putina z ledna t.r., kdy mluvil o výměně těžebních aktiv v RF za podíl v tranzitním systému Ukrajiny. Bohužel nikdo z ukrajinských politiků se k podobné iniciativě nechce vyjádřit. Zareagoval jen ukrajinský parlament, který zakázal jakékoliv právní operace (prodej, leasing, pronájem, privatizace,…) s  tranzitním systémem a šéf „Nafty“ doporučil nabídnout jako aktiva jen podíly v distribučních společnostech Ukrajiny. Premiér Janukovič při návštěvě Německa a při setkání s kancléřkou Merkelovou (Paní kancléřka udělala výjimku v německém diplomatickém protokolu a  osobně jej uvítala při jeho příletu na letišti –– osobně vítá jen hlavy států) otevřel opětovně otázku mezivládní dohody z roku 2002, týkající se plynárenského konsorcia Rusko – Ukrajina – Německo. Bohužel v  té samé době jedná paní Timošenko (leader opoziční strany k  vládnoucí) v USA a přesvědčuje americké vedení o tom, že premiér Janukovič jedná jen v zájmu Ruska. Je pozitivní, že názor Německa odpovídá i názorům EU, kde jsou cílem dobré energetické vztahy mezi Ruskem a Ukrajinou. Kazachstán – kazachstánský plyn na rozcestí? K  velmi zajímavým informacím z  oblasti plynu patří fakt, že je před podepsáním dohoda mezi Gazpromem a  KazMunaiGazem o vytvoření společného podniku v Orenburském výrobním komplexu (zde dochází k odsiřování kazachstánského plynu). Tato dohoda zavazuje obě strany podepsat dlouhodobou dohodu, týkající se realizace minimálně 15 miliard m3 jak v RF, tak také prostřednictvím firmy Gazpromexport v zahraničí. Investice je oceněna na 600  mil. dolarů. Od ledna 2007 vstoupila v  platnost „spotová“ dohoda mezi KazMunaiGazem, Gazpromem a Uzbekněftěgazom v objemu 3,5 miliardy m3. KazMunaiGaz má svoji tranzitní organizaci KazTransGaz, jehož dceřiná firma Intergaz Centrální Asie (ICA) obsluhuje 6 magistrálních plynovodů (10 tis. km a kapacitu do 190 miliard m3 - turkmenský, uzbecký a kazašský plyn) a v 2006 přepravila kolem 126 miliard kubíků plynu. Těžba plynu vzrostla v  roce 2006 na 26,7  miliard m3 (v  2005 byla 26  miliard m3 a v 2004 jen 20 miliard m3). V Karačaganském ložisku (nejdůležitější ložisko) bylo vytěženo

11,9 miliardy. Předpokládá se, že lze dosáhnout během krátké doby objemu 38 miliard za rok. V  roce 2008 se plánuje podepsání dohody mezi KazMunaiGazem a  čínskou firmou CNPC na stavbu plynovodu do Číny s  tím, že již v  2009 by mohlo být exportováno do 10 miliard m3 plynu a celkově po roce 2012 kolem 30 miliard m3. Velmi aktivně se rozvíjí spolupráce s  malajskou firmou Petronas v  těžbě plynu v Kaspickém moři (Turkmenská část) a tranzit do Číny přes Kazachstán. Velké naděje jsou vkládány do naleziště Tengis, kde se předpokládá objem zásob kolem 569 miliard m3. Turkmenistán – plyn v pouštích V  prosinci 2006 naprosto neočekávaně umírá „otec všech Turkmenů“ prezident Saparmarat Nijazov. V  únoru t.r. byl inaugurován nově vybraný prezident Gurbanguly Berdymuchammedov. Je naprosto logické, že hlavu ruské delegace na inauguraci, premiéra Fradkova, musela velmi zajímat odpověď na otázku – „Co bude se smlouvami uzavřenými s bývalým prezidentem?“ Prezident Berdymuchammedov asi všechny přítomné uklidnil slovy: „Turkmenistán bude věrně dodržovat dříve podepsané energetické dohody.“ Při setkání s premiérem Fradkovem přímo sdělil: “Plány a idee, podepsané prezidenty Putinem a  Nijazovem je nutné přivádět k životu.“ Co to je Turkmenistán? To je 20 trilionů m3 plynu! Proto Moskva i Peking vidí v Turkmenistánu dlouhodobého partnera pro nákup plynu v průběhu 25-30 let. Gazprom má zájem již letos o  50  miliard s  postupným zvyšováním na 70-80 milionů ročně. Čína by měla zájem dovážet z Turkmenistánu 30 miliard, počínaje rokem 2009 již novým plynovodem.

Dne 12.05.2007 byla u  Turkmenbaši (Turkmenistán) podepsána Společná deklarace prezidenta Kazachstánu, prezidenta Ruské federace, prezidenta Turkmentistánu a prezidenta Uzbekistánu o rozvoji plynárenských kapacit v regionu Centrální Asie. Tento dokument, o kterém se v západních mediích moc nepsalo, je velmi důležitý. Vychází z dohod z let 2002 a 2003 a týká se spolupráce všech 4 zemí při rekonstrukci plynárenských sítí a stavbě nových plynovodů.

25

P l y n á r e n s t v í

V  roce 2006 byl přijat program rozvoje odvětví do roku 2030 a podle ní je naplánováno již v roce 2020 exportovat 220 mil. m3 oproti 47 milionům v tomto roce. Bývalý prezident Nijazov trochu zvyšoval geologické možnosti, a proto jeho názor, že Turkmenistán má jen v nalezišti Jižní Jolotanja kolem 7 trilionů m3 je nutno upravit na reálných 1,5 trilionu. Ale tato země má k roku 2006 kolem 6,7 trilionů v 139 nalezištích na povrchu a  400  miliard m3 v  10 mořských nalezištích v Kaspickém moři. Pokud vezmeme v úvahu současné geologické ocenění, tak Turkmenistán má kolem 22 trilionů m3 plynu s tím, že v současné době je rozpracováno 54 nalezišť, ve kterých je 2,7 miliardy m3. Kdo má zájem o spolupráci s Turkmenněftí při těžbě plynu? Tak kromě Gazpromu a  čínského CNPC také další ruská společnost ITERA, dále indická ONGC, německý Wintershall, Dánská Maersko Oil,… Vzhledem k  faktu, že již mnohem dříve a  velmi úspěšně v těžbě ropy začaly působit silné firmy, jako jsou anglo-arabská Dragon Oil a  malajská Petronas Charigali, je reálný předpoklad v úspěchu i pro plynárenské zájemce.

Jméno projektu

Kapacita (bcm/r)

Délka (km)

Započetí

Stávající exportní kapacita Plynovody přes Ukrajinu

175

>5000

1967 - 83

Yamal - Europe

33

>4000

1999

Blue Stream

16*

1213

2003

Celkem

199

(stávající kapacita)

Nord Stream

55

3000

Celkem

55

Plánovaná exportní kapacita 2010

(plánovaná kapacita)

* V současnosti zásobuje 7,5 bcm/r, plná kapacita bude dosažena v roce 2010 Tabulka 4: Stávající a plánované exportní kapacity z Ruské federace

Gazprom – statistika Celkový objem těžby plynu Gazpromu dosáhl v roce 2006 celkem 602,23 miliard m3 plynu, z toho: – Gazprom 556,48 miliard m3, – Ropné společnosti 58,43 miliard m3, – Ostatní, nezávislí 47,32 miliard m3. Celkově je to o  20 miliard více než v  roce 2005. Zajímavý je rovněž pohled na firemní skladbu ropných společností, těžících plyn: – Surgutněftěgaz 14,6 miliard m3, – Kuklil 14,1 miliard m3, – Rosněfť 13,5 miliard m3, – TNK-BP 8,6 miliard m3, – Rusněfť 1,5 miliard m3. K  dalším nezávislým producentům patří především NOVATEK s 28,7 miliardami. Více než 60 % z těžby, tj. 398,4 miliard bylo dodáno na vnitřní trh, z  toho 157,5  miliard pro ruskou energetickou firmu RAO ES (typ našeho ČEZu). Průměrná spotřební cena (bez obyvatel) byla 1  176 RUB za 1  tisíc kubíků, což je při kursu 1 EUR = 30 Rub asi 39 EUR za 1 000 kubíků a pro obyvatelstvo bez DPH je to cena 29 EUR . Pokud vezmeme údaje z Státní celní správy RF, pak vychází, že za každých 1  000 m3

26

Obrázek 1: Stávající a plánované plynovody do Evropy

exportovaného plynu Rusko obdrželo 235 dolarů (v průměru za 11 měsíců). Jaký je předpoklad na rok 2007? Podle expertů by měla těžba dosáhnout 668 miliard.

Současné evropské cesty Gazpromu a plán na výstavbu nového Aby využila rostoucích exportních příležitostí, plánuje společnost Gazprom výstavbu nového plynovodu s kapacitou 55 bcm/rok. Nord Stream Realizace Baltského nebo, přesněji Severního, plynovodu je zvláštní téma, o  kterém toho bude ještě mnoho napsáno. Ale alespoň ve stručnosti: 8. září 2005 podepsaly společnosti Gazprom, BASF a  E.ON za účasti ruského prezidenta Putina a  německého kanc-

Zdroj: Gazprom

léře Schrödera základní smlouvu o výstavbě Severoevropského plynovodu (Nord Stream) přes Baltské moře. – Délka (část v moři) 1 200 km – Kapacita 55 bcm (dva plynovody) – Rok spuštění 2010 (první plynovod) – Kapitálové investice více než 4 mld. € – Kapitálová struktura: – Gazprom 51% – BASF 24,5% – E.ON 24,5% Participace společnosti Gasunie v projektu Nord Stream je ve fázi vyjednávání v souladu s memorandem, které podepsaly společnosti Gazprom a Gasunie v říjnu 2006 a které se týká projektů Nord Stream a BBL. Projekt Nord Stream má strategický význam pro Rusko a Evropu vzhledem k tomu, že:

M a g a z í n

Obrázek 2: Projekt Nord Stream 

n p  oskytuje přímé propojení mezi ruskými dodavateli a  evropskými koncovými zákazníky, n zvyšuje spolehlivost a bezpečnost dodávek plynu do Evropy a snižuje tranzitní rizika, n je v  rámci dialogu a  diskuse EU a  Ruska o energii velkým krokem kupředu. 29.6.2007 na valné hromadě Gazpromu byla odsouhlasena konečná dohoda týkající se vstupu holandské plynárenské firmy Gasunie do realizačního týmu projektu Nord Stream. Dohoda stanovuje povinnosti jednotlivých stran, konkrétně mluví o  finančních nákladech v  hodnotě 1,5  miliardy Eur, které každá ze stran musí vložit do konsorcia Nord Stream AG. Dále se dohodou stanovuje, že pokud investice přesáhnou hodnotu 7,377 miliard Eur, potom další vklad do konsorcia se bude pohybovat v hodnotě 30 % z celkové hodnoty vložených investic proporcionálně ke kapitálové struktuře. Konečná struktura konsorcia však na zasedání valné hromady však ještě nebyla ukončena. Sporný bod byl spojen s  aktivy firmy s nabídnutými Gazpromu Gasunii. (Gazprom neprojevil zájem o kapitálovou účast v plynovodu Balgzand Bacton Line – BBL, ale projevil zájem o účast v podzemních zásobnících plynu nebo o jiné plynovody). Plynovod ALTAJ a další plynovody v asijsko – pacifické oblasti Velmi málo se ví o plynovodu ALTAJ. Tento plynovod má zcela jednoznačně širší „parametry“. Jednak jde o plynovod, který bude dodávat plyn do západního Mongolska, východního Kazachstánu a dojde až do Číny. To není vše,

Zdroj: Gazprom

tento projekt je spojen i s těžbou řady vzácných chemických prvků a minerálů. Jen pro dokreslení, na území, kde bude položen plynovod, jsou nesmírně významná naleziště mědi, zlata, stříbra, molybdenu, wolframu a rtuti. Těžba plynu z  ložisek v  západní Sibiři může dosáhnout 670 miliard, ve východní Sibiři do 120 miliard a  na Dálném Východě do 30 milard za rok. Tyto objemy by uspokojili požadavky jak vnitřního trhu, tak i Evropy, Číny, Indie, ale také USA. Zatím hlavním faktorem nepovolujícím export do Číny je to, že nejsou postaveny nutné plynárenské sítě. Ale již k roku 2020 se předpokládá export kolem 40 miliard do Číny a k 2030 do 60 miliard m3 za rok. Při rozvoji těžby ve východní Sibiři a v Republice Sachalin po roce 2010 se jeví jako nejperspektivnější plynovod Čita- CharbinDaljan-Peking, posléze až s  perspektivou do Soulu. A také aspoň obrázkem vstup Gazpromu do projektu Sachalin II (viz obr. č. 4).

P l y n á r e n s t v í

Gazpromexport V souladu s federálním zákonem „O vývozu zemního plynu“ přijatým v červenci 2006, je uděleno exkluzivní právo vývozu zemního plynu z Ruské federace společnosti Gazexport (od 1. října 2006 – společnost přejmenovaná na Gazpromexport) Základní informace o Gazproexportu: – Ústředí: Moskva, Rusko, – 100 % dceřiná společnost koncernu Gazprom a jeho exportní divize, – V současnosti vedoucí dovozce zemního plynu do Evropy, – Dodavatel zemního plynu do 22 západoa středoevropských států, – Obchodní aktivity zahrnují vývoz plynových kondenzátů, surové ropy, petroleje a petrochemických produktů.

Vývoz plynu do Evropy

Prodeje do Evropy

(bcm)

(mld. USD)

2004

140,5

18,4

2005

147,0

26,1

2006

151,1

37,2

2006/2005

2,8%

42,50%

2006/2004

7,50%

102,20%

Rok

Tabulka 5: Vývoj vývozu zemního plynu Gazpromexportu do Evropy Zdroj: Gazprom

Obrázek 3: Hlavní potenciální trhy pro ruský zemní plyn v asijsko-pacifické oblasti  Zdroj: Gazprom

Obrázek 4: Vstup společnosti Gazprom do projektu Sakhalin-II

Závěr O  ruském plynárenství, o  Gazpromu a  o  spolupráci v  oblasti plynárenství lze na-

Zdroj: Gazprom

psat skutečně velmi mnoho. Ve svém článku jsem se snažil předložit některé informace, které v  řadě případů nejsou známy naší široké plynárenské rodině.

O autorovi: Ing. Hugo Kysilka po absolvování ČVUT, fakulty strojní, obor ekonomika průmyslu nastoupil v roce 1980 do PZO Strojimport Praha, kde se věnoval exportu obráběcích strojů. Celkem 19 let svého profesního působení strávil v Moskvě, v letech 19861991 jako delegát PZO Strojimport při obchodním oddělení Moskva, v letech 19911995 v moskevském zastoupení společnosti Tradeinvest a.s. Praha a konečně v letech 19952004 jako vedoucí reprezentace společnosti Transgas a.s. v Moskvě. Od roku 2004 do současnosti působí jako vice-president pro mezinárodní vztahy a investice společnosti VEMEX s.r.o.

Obrázek 5: Vývoz zemního plynu společnosti Gazprom dle států v roce 2006 (mimo státy bývalých SSSR) Zdroj: Gazprom

28

Kontakt na autora: [email protected]

Odborná konference IIR M a g a z í n

Plynárenství ČR a SR 2007 26. – 27. listopadu 2007

Holiday Inn Brno

• Aktuální legislativní změny • Bezpečnost zásobování • Vývoj cen plynu na evropských a tuzemských trzích • Strategie nejdůležitějších hráčů Referují:

Ing. Ľubomír Blaško

Ing. Jiří Kobosil

Ing. Dušan Randuška

Marcel Eder

Ing. Ján Kolarčík

Andreas Rau

Ing. Jiří Gavor

Ing. Hugo Kysilka

Ing. Vladimír Štěpán

Ing. Jozef Holjenčík

Ing. Radek Lucký

David Tonge

Ing. Josef Jeleček

Ing. Vratislav Ludvík

Ing. Jan Zaplatílek

Ing. Jaroslav Horych

Ing. Blahoslav Němeček

Ing. Milan Kajtman

Ing. Ján Petrovič

Slovenský plynárenský priemysel, a.s., Bratislava

Slovenský plynárenský priemysel, a.s., Bratislava

ČEZ, a. s., Praha

SPP – preprava, a.s., Bratislava

U. S. Steel Košice s.r.o., Košice

Spolana, a.s., Neratovice

ENA, s.r.o., Praha

Vemex, s.r.o., Praha

ENA, s.r.o., Praha

Úrad pre reguláciu sieťových odvetví, Bratislava

IBS Research & Consultancy, Istanbul

E.ON Energie, a.s., České Budějovice

Ministerstvo průmyslu a obchodu, Praha

Pražská plynárenská, a.s., Praha

Tedom, s.r.o., Třebíč

Energetický regulační úřad, Praha

VEMEX s.r.o., Praha

Ministerstvo hospodárstva SR, Bratislava

RWE Transgas, a.s., Praha

Seminář

28. listopadu 2007

Predikční metody v plynárenství Odborné vedení:

Ing. Jiří Pavlíček, Taures a.s., Praha Ing. Petr Pavlík, CSc., Cygni Software spol. s r. o. Daniel Pešek, Cygni software, Praha Partner konference:

Mediální partneři:

Pořádá: Know how to achieve

Institute for International Research

IIR

přihláška: www.konference.cz • tel.: +420 222 074 555 • fax: +420 222 074 524 • e-mail: [email protected] na přihlášce uveďte následující mailcode: ENC0732

P l y n á r e n s t v í

Plynovod Bratstvo oslavuje štyridsiatku

Ing. Ján Volentič, CSc.

S

účasne sa po etapách budoval aj považský vysokotlakový plynovod a v rokoch 1958 až 1960 sa vybudovali aj vysokotlakové úseky pohronskej trasy plynovodov. Dôležitým momentom v  histórii plynárenstva bol aj rok 1961, kedy sa dokončila druhá časť plynovodu DN 500, PN 4,0 MPa na úseku Bratislava - Šaľa, čo umožnilo okrem plynofikačných možností pripojiť aj podnik Duslo Šaľa na odber zemného plynu ako suroviny pre chemickú výrobu. Dokončenie plynovodu Šaľa - Nové Zámky - Komárno v rokoch 1963 - 1964 umožnilo postupné budovanie krakovacích staníc na výrobu svietiplynu na báze zemného plynu v Nitre, Nových Zámkoch a Komárne. K skutočnému rozkvetu slovenského plynárenského odvetvia v nasledujúcich rokoch rozhodujúcim spôsobom prispelo otvorenie cesty k  bohatým ruským zdrojom a  vybudovanie Medzištátneho plynovodu (MŠP) Bratstvo. Rozhodnutie o  vybudovaní MŠP padlo začiatkom 60. rokov. Naň nadväzuje aj rekonštrukcia a  modernizácia výrobných a  distribučných zariadení, zapojenie modernej techniky do služieb plynárov a  zaradenie plynárenstva do priorít národného hos-

Objavené zásoby zemného plynu na Záhorí v 50. rokoch minulého storočia viedli k vypracovaniu a prijatiu koncepcie plynofikácie Slovenska s využitím zásob zemného plynu a budovaním vysokotlakových plynovodov na distribúciu zemného plynu. Prvý zemný plyn prepravili z Plaveckého Štvrtku do Bratislavy v roku 1951. Potrubie DN 300, PN 2,5 MPa malo dĺžku 38 km. Na tomto úseku postupne pribudli do roku 1957 ďalšie plynovody s priemerom DN 500 a DN 300 na trase Bratislava - Brodské s pokračovaním do Čiech. podárstva. V tejto súvislosti sa začal stavať aj vysokotlakový plynovod na trase Nitra -Topoľčany - Nováky, ktorý od roku 1965 pokračoval smerom na Prievidzu a Martin, čím sa považský systém plynovodov zokruhoval. V rokoch 1966 až 1967 sa vybudoval vysokotlakový plynovod na trase Prievidza - Handlová - Banská Bystrica. Ložiská zemného plynu boli po prieskume územia objavené aj na východnom Slovensku. Tu bol prvý vysokotlakový plynovod DN 150 postavený v roku 1966 z Moravian do Michaloviec. Význam vnútroštátnych nálezísk zemného plynu vzrástol aj tým, že okrem priameho zásobovania okolitých miest a obcí zemný plyn poslúžil aj pri nábehu MŠP do prevádzky. Medzištátny plynovod Bratstvo v nadväznosti na systém diaľkových vysokotlakových plynovodov znázorňuje mapka na obr. 1.

Dôvody výstavby Medzištátneho plynovodu Bratstvo V  polovici 60. rokov minulého storočia už bolo zrejmé, že na plánovanú plynofiká-

ciu bývalého Československa nebudú domáce zásoby zemného plynu postačovať. Preto sa začalo uvažovať o dovoze zemného plynu zo zahraničia. Porovnávala sa alternatíva dovozu kvapalného zemného plynu z Alžírska (projekt LNG) lodnými tankermi s  prepravou zemného plynu z  bývalého Sovietskeho zväzu plynovodmi. Ako reálna a  efektívnejšia alternatíva sa ukázal dovoz zemného plynu z bývalého Sovietskeho zväzu, kde boli objavené rozsiahle bohaté náleziská a budovali sa veľkokapacitné diaľkové plynovody. Kvalifikovaná projektová organizácia Plynoprojekt Praha navrhla základnú koncepciu prepravy zemného plynu do Československa, čím sa zrodil rámcový projekt magistrálneho plynovodu. Rozhodnutie o výstavbe medzištátneho plynovodu južnou trasou na Slovensku viedlo v rokoch 1964 až 1967 k výstavbe 456 km dlhého plynovodu DN 700, PN 6,4 MPa s prepravnou kapacitou 4 mld. m³ zemného plynu ročne, resp. 12 - 13 mil. m³ denne. V tom čase bolo už na Slovensku okolo 600 km vysokotlakových plynovodov s  maximálnym DN 500 a PN 40. Podstatne vyšší priemer potrubia 720 mm a prevádzkový tlak 5,5 MPa MŠP ako sa u  nás dovtedy používali, priniesli zá-

Obrázok 1: Medzištátny plynovod Bratstvo v nadväznosti na systém vysokotlakových plynovodov

30

M a g a z í n

sadnú kvalitatívnu zmenu do koncepčného riešenia ďalšej plynofikácie Slovenska.

Koncepcia technickej prípravy Štúdia pre výstavbu medzištátneho plynovodu, ktorú vypracoval Plynoprojekt v  roku 1963, stanovila koncepčné väzby celej sústavy plynovodov, kompresorových staníc, podzemných zásobníkov, dispečerských a  spojovacích prostriedkov, ako aj personálne obsadenie prevádzky a údržby. Nadväzne vypracované generálne riešenie overilo technicko-ekonomické parametre celej sústavy plynárenských zariadení MŠP. Z analýz a posúdení súvisiacich vzťahov zameraných na dosiahnutie potrebných výkonov prepravného systému vyplynulo, že optimálnym riešením pre prepravu plánovaného objemu zemného je plynovod s  vonkajším priemerom 720 mm, s  maximálnym pracovným tlakom 5,5 MPa. Tento tlak vyplynul z  parametrov dostupných kompresorov pre kompresorové stanice. Pre výber trasy plynovodu sa uplatnila zásada dostať zemný plyn najkratšou cestou k odberateľom a  po ďalšom zvyšovaní dodávok plynu pokračovať s výstavbou plynovodu do Českej republiky a Rakúska. Preverovali sa dve možnosti vedenia trasy plynovodu, a  to južným alebo severným Slovenskom. Zvolená bola južná trasa, ktorá vykazovala lepšie podmienky pre pokládku potrubia s prijateľnými investičnými nákladmi na výstavbu. Mimo hlavnej línie plynovodu sa súčasne pripravovala aj výstavba diaľkového plynovodu pre chemický kombinát Chemko Strážske a priľahlé územie, ako aj plynovodu Lučenec - Zvolen na stredné Slovensko. Vzhľadom na predpokladané rovnomerné využitie plynovodu a  nevyhnutné vyrovnávanie výkyvov spotreby plynu, koncepčné riešenie budúcej prevádzky plynovodu počítalo aj s jeho pripojením na podzemné zásobníky plynu, ktorých prípravná fáza sa v tom čase začínala.

Realizácia výstavby MŠP Počas prípravy projektov, resp. prípravy výstavby úsekov plynovodu a  technologických objektov bolo nevyhnutné vyjasniť organizačné vzťahy, stanoviť investora, generálneho projektanta, generálneho dodávateľa a subdodávateľov, čím sa vytvorili podmienky pre rozdelenie zodpovednosti a  kompetencií. Investorom celej výstavby MŠP boli Československé plynárenské podniky, GR Praha v spolupráci so Slovenskými plynárňami, Bratislava. Generálnym projektantom sa stal Plynoprojekt Praha. Funkciu generálneho dodávateľa prevzal Plynostav Pardubice.

Obrázok 2: Nečistoty z MŠP unášal vzdušný gejzír až do výšky 50 metrov

Koncepcia technickej prípravy MŠP stanovila rozdelenie výstavby na rad ucelených stavieb podľa jednotlivých samostatných technologických celkov súhrnného projektu. Takéto delenie výstavby na čiastkové stavby umožnilo racionalizovať technologické, dodávateľské a časové väzby projektového riešenia a vlastnej stavebno-montážnej činnosti na staveniskách. Dôležité bolo aj stanovenie hrúbky steny rúr a kvalita použitého východiskového materiálu na výrobu rúr. Potrebu rúr pre medzištátny plynovod pokryli dodávky VTŽ Chomutov a  VSŽ Košice. Predmetom mnohých odborných diskusií boli najmä skrutkovicovo zvarované rúry, ktoré vyrábali VSŽ z materiálu sovietskej výroby s obchodným označením 15 G2S, pretože tento vo svojom chemickom zložení vykazoval vyšší obsah kremíka, ktorý môže spôsobovať krehké trhliny materiálu. Postup výstavby a  časový harmonogram rozhodujúcim spôsobom ovplyvňovalo zváranie obvodových spojov na trase alebo rúr do sekcií na pracovných základniach dodávateľa. Aj keď prevládajúcou technológiou zvárania rúr bolo ručné oblúkové zváranie s  obalenými elektródami, rozvíjala sa aj racionalizácia, mechanizácia a  automatizácia obvodových montážnych spojovacích zvarov rúr. Na protikoróznu ochranu potrubia bol zvolený postup aplikácie asfaltovej izolácie a aktívna katódová ochrana po celej dĺžke trasy plynovodu. Ako trasové uzávery sa použili posúvače domácej výroby. Rozmiestnili sa vo vzdiale-

nosti 11 až 13 km na líniovej časti plynovodu a pri prechodoch vodných tokov a technologických objektov. Neskôr sa na plynovod nainštalovali aj automatické rýchlouzávery typu Schaffer, ktoré sa uviedli do činnosti na princípe rýchlosti poklesu tlaku plynu v potrubí. Osobitný význam mala tímová spolupráca, ktorá združovala na riešenie problémov počas výstavby okrem pracovníkov investora, projektanta a  dodávateľa aj špecialistov rôznych organizácií, výskumných ústavov a  vysokých škôl. Veľký význam mala tiež medzištátna dohoda medzi Československom a  Sovietskym zväzom pri zabezpečovaní výstavby a  technického riešenia výstavby. Osvedčila sa spolupráca splnomocnencov oboch vlád. Na ich pravidelných stretnutiach sa riešili aktuálne otázky a závažnejšie problémy výstavby.

Nábeh MŠP do prevádzky Po dokončení stavebno-montážnych prác líniovej časti MŠP sa pristúpilo k príprave nábehu plynovodu do prevádzky. Podobne ako výstavba medzištátneho plynovodu aj nábeh jeho skúšobnej prevádzky bol organizovaný po častiach. Pre tento účel boli ustanovené rôzne odborné komisie z  čelných predstaviteľov investora, projektanta, dodávateľa a  budúceho prevádzkovateľa, a  to odborná komisia pre riadenie preberania plynovodu, riadiaca komisia pre uvádzanie MŠP do prevádzky, odborná komisia pre prevádzko-

31

P l y n á r e n s t v í

vé otázky plynovodu a odborná komisia pre dispečing a prevádzku. Zároveň bol vypracovaný program uvádzania MŠP do prevádzky, ako aj smernice na odvzdušňovanie a preplachovanie plynovodu. Vpustenie tlakového zemného plynu do vybudovaného plynovodu začalo po vykonaní úradných tlakových skúšok a prevzatí plynovodu od dodávateľa investorom a prevádzkovateľom. Na odvzdušňovanie, preplachovanie, tlakovanie a overovacie skúšky sa použil zemný plyn z vnútroštátnych ložísk Záhoria a východného Slovenska. Pred začatím tlakovania plynovodu sa uskutočnila veľmi dôležitá operácia funkčnej skúšky všetkých zabudovaných sekčných uzáverov formou pretáčania armatúr. V tejto fáze prípravy plynovodu do prevádzky sa však prejavil aj rad menších či väčších projekčných a dodávateľských nedostatkov. Spomenúť treba predovšetkým vodné a bahenné nečistoty, ktoré vnikli do potrubia počas výstavby v zaplavovaných a bažinatých úsekoch trasy plynovodu (obr. 2). Preplachovanie a  odvzdušňovanie plynovodu sa uskutočnilo v  mesiacoch marec a  apríl 1967, overovacie skúšky boli dokončené v máji 1967. Potom sa začala skúšobná prevádzka medzištátneho plynovodu. MŠP Bratstvo slávnostne a oficiálne uviedli do prevádzky koncom júna 1967 neďaleko hraničnej obce Ruská. Samotná prevádzka MŠP sa začala prepravou a  dodávkou sovietskeho zemného plynu 27. júla 1967.

Výstavba a útlm kompresorových staníc Po uvedení líniovej časti MŠP do prevádzky pokračovala príprava a realizácia výstavby objektov technologických zariadení potrebných na komplexné vybavenie prepravného systému. Po posúdení prepravných a zásobovacích pomerov MŠP vychádzal ako optimálny návrh vybudovať na systéme tri kompresorové stanice (KS). Ako prvá bola v rokoch 1969 - 1971 postavená KS II Lučenec. Bola vybavená troma piestovými kompresormi typu 4 JBKO 420, ktoré na tento účel vyvinuli v  ČKD Praha. Išlo o vývoj prototypu štvorvalcového, boxerového, jednostupňového, dvojčinného kompresora, poháňaného synchrónnym elektromotorom s výkonom 6 MVA a 300 otáčkami za minútu. Výkon kompresorovej jednotky predstavoval 298 tisíc m³/h pri sacom tlaku 4 MPa. Pri počiatočnej prevádzke KS došlo k viacerým poruchám v  dôsledku nedostatkov strojovej a  technologickej časti, ako aj v  dôsledku nečistôt obsiahnutých v zemnom plyne. Prevádzková situácia viedla k vyhláseniu havarijného stavu KS. Ustanovená odborná komisia následne vypracovala program sta-

32

Obrázok 3: Využitie modernej technológie T. D. Williamson, svojho času jediného zariadenia tohto druhu v Európe, na MŠP Bratstvo

bilizácie prevádzky KS, ktorý obsahoval príslušné opatrenia investičného a prevádzkového charakteru. Tieto opatrenia sa v priebehu troch rokov postupne vykonali k spokojnosti prevádzkovateľa. Pri výstavbe ďalšej KS III Malženice, ktorá bola uvedená do skúšobnej prevádzky v  lete 1972, boli už poznatky zo stabilizačného programu KS II zohľadnené. Tretia KS I Košice (Haniska) bola postavená až v rokoch 1979 - 1981. Jej uvedením do prevádzky boli splnené podmienky na dosiahnutie projektovanej kapacity MŠP. Napriek tomu, že od roku 1981 bol MŠP vybavený troma kompresorovými stanicami, projektovaná prepravná kapacita plynovodu sa nikdy nedosiahla, pretože bolo ekonomicky výhodnejšie rozhodujúcich odberateľov a  lokality prepájať cez prepúšťacie stanice na postupne sa rozvíjajúci systém plynovodov tranzitnej sústavy. Aj nárast ceny elektrickej energie na pohon kompresorov zhoršil ekonomiku prevádzky KS. Po roku 1988 nastal útlm vo využívaní KS, až nakoniec v  roku 1995 aj KS Lučenec bola definitívne odstavená. Takto sa pôvodný charakter MŠP zmenil z  medzištátneho plynovodu na diaľkový plynovod, ktorý zásobuje zemným plynom časť Slovenska.

Špecifiká prevádzky a údržby Pre prevádzku a údržbu MŠP sa zabezpečili personálne, materiálne a  dopravno-mechanizačné prostriedky v rámci podniku SLP (Slovenské plynárne), a to v závode Bratislava, Košice a Lučenec. V  otvorenej prevádzke v  letných mesiacoch roku 1967, keď sa prepravovalo len malé množstvo plynu neboli zaznamenané na trase

podstatnejšie poruchy ani ťažkosti. Až chladnejšie počasie a  rastúce množstvo prepravovaného plynu najmä od októbra 1967 do apríla 1968 spôsobili komplikované prevádzkové situácie. Tvorba hydrátov sa prejavila neúmerne vysokými tlakovými rozdielmi na trase plynovodu. Zvýšené množstvá kondenzátov sa začali objavovať aj v  nadväzujúcich distribučných plynovodoch. Tento prevádzkový stav si vynútil zaviesť rôzne dodatočné provizórne opatrenia. Za najvýznamnejšie opatrenie sa považovalo vyčistenie plynovodu čistiacimi piestami v decembri 1967. Z potrubia bolo vypudené značné množstvo vody a bahenných nečistôt (obr. 2). V rokoch 1974 až 1975 sa podarilo pomocou zariadenia T. D. Williamson bez prerušenia dodávky plynu vybudovať sústavu čistiacich objektov (obr. 3). Po realizácii stabilizačného programu KS bol MŠP prevádzkovaný bez závažnejších porúch. Až takmer po desiatich rokoch prevádzky plynovodu došlo v roku 1976 k prvej závažnej havárii plynovodu explozívneho charakteru a v nasledujúcom desaťročí k ďalším dvom mimoriadnym udalostiam podobného charakteru. Tieto havárie sa podľa názoru expertov pripisovali nevhodnému použitému materiálu rúr 15 G2S, preto príslušné odborné inštitúcie odporučili prevádzkovateľovi zlepšiť bezpečnosť a  spoľahlivosť prevádzky plynovodu napäťovou skúškou. Hydraulická tlaková skúška, ktorá bola na MŠP vykonaná v lete 1981 (obr. 4), rozhodla o ďalšej prevádzkyschopnosti MŠP. S cieľom zvyšovania prevádzkovej spoľahlivosti a bezpečnosti, ako aj predĺženia technickej životnosti potrubia sa na MŠP využila a využíva dostupná technika a technológia základných smerov diagnostiky plynovodné-

M a g a z í n

ho potrubia, ako sú: n hydraulická tlaková skúška, n vnútorná inšpekcia vysokotlakových plynovodov, n vonkajšia inšpekcia plynovodov, n intenzívne meranie funkcie protikoróznej ochrany a chýb izolácie potrubia, n lokalizované nedeštruktívne skúšky materiálu potrubia, n meranie akustickej emisie, n výskum degradácie potrubného materiálu. Proces nasadzovania inšpekčného ježka do vstupnej komory potrubia pri Zlatých Moravciach zachytáva obr. 5. Dôsledné kontroly a  systémové uplatňovanie metód technicko-prevádzkovej diagnostiky potrubia MŠP vrátane vykonávania plánovaných opráv identifikovaných defektov viedlo k  tomu, že bola prekonaná 30. ročná ekonomická životnosť potrubného systému a že si v tomto roku môžeme pripomínať už 40 rokov prevádzky MŠP Bratstvo. Nové moderné technológie uplatňované v plynárenstve dávajú predpoklad, že sa trend predlžovania technickej životnosti potrubného systému MŠP udrží aj do budúcnosti.

Význam MŠP Bratstvo pre slovenské plynárenstvo Aj keď v súčasnej preprave zemného plynu v SR dominuje tranzitná sústava, popri nej si ho udržiava z  hľadiska zásobovania Slovenska zemným plynom aj Medzištátny plynovod Bratstvo, ktorý bol uvedený do trvalej prevádzky pred štyridsiatimi rokmi. Zásadný význam výstavby a  prevádzky MŠP pre slovenské plynárenstvo spočíva v tom, že: n už od roku 1968 plnil aj funkciu prvého tranzitného plynovodu cez územie Slovenska do Rakúska,

Obrázok 5: Nasadzovanie inšpekčného ježka do vstupnej komory potrubia

n v ytvoril podmienky a predpoklady na rozvoj tranzitnej prepravy zemného plynu cez naše územie do ďalších európskych krajín, n v yvolal systematické budovanie ďalších diaľkových vysokotlakových, strednotlakových a nízkotlakových plynovodov v mestách a obciach vrátane prepúšťacích a regulačných staníc,  repravované množstvo zemného plynu np zvýšilo význam plynárenstva v slovenskej ekonomike, n vytvoril možnosti ďalšieho priemyselného spracovania a použitia zemného plynu, n podporil technicko-technologický vývoj slovenského plynárenstva, n skvalitnil jeho organizačnú štruktúru, n zvýšil vzdelanosť a odbornú kvalifikáciu pracovníkov.

Použitá literatúra: [1] Anton Šubin a kol.: 30 rokov Medzištátneho plynovodu Bratstvo [2] Ľudmila Buláková a kol.: 150 rokov plynárenstva na Slovensku

Článek převzat z časopisu Slovgas č. 3/2007

O autorovi Ing. Ján Volentič, CSc. absolvoval v roku 1958 štúdium na Strojníckej fakulte SVŠT v Bratislave so zameraním na chemické stroje. V rokoch 1966 – 69 bol poslucháčom postgraduálneho kurzu Rozvod plynu na VŠCHT v Prahe. V roku 1981 dokončil externú vedeckú ašpirantúru na Hutníckej fakulte VŠT Košice. Odpracoval 40 rokov v slovenskom plynárenstve v rôznych pozíciách na úseku investičnej výstavby, výskumu a vývoja nafty a plynu, prepravy a distribúcie plynu. Vo funkcii tajomníka Odbornej skupiny plynárenskej 16 rokov sa účinne zapájal aj do práce prípravy odborných podujatí a do činnosti orgánov Medzinárodnej plynárenskej únie – IGU, kde bol v rokoch 1975 – 1989 alternujúcim členom Rady a delegátom vo Výbore H – IGU pre skvapalnené plyny. Toho času sa ako senior - externý pracovník Slovenskej plynárenskej agentúry zúčastňuje na príprave Technických pravidiel plynu, ktoré tvoria súčasť normatívnych dokumentov plynárenského odvetvia. Kontakt na autora: [email protected]

Obrázok 4: Čerpadlo na čerpanie vody z rieky Hron pri hydraulickej tlakovej skúške

33

TE

P

LO

Využití kogeneračních jednotek v domácnostech (2. část) Doc. Ing. Emil Dvorský, CSc., Doc. Ing. Pavla Hejtmánková, Ph.D., Katedra elektroenergetiky a ekologie, Západočeská univerzita v Plzni

Kogenerační jednotky s nepřímou přeměnou Kogenerační jednotky využívající tepelné motory pracující s vnějším spalováním Tepelné motory (TM) provádějí prostřednictvím tepelných oběhů (TO) transformaci tepla na mechanickou práci. Použitím TM s vnějším spalováním odpadají některé nedostatky, které mají tepelné motory s vnitřním spalováním, tj.: n při vnějším přívodu tepla do TM lze využít jakékoliv palivo (nejen plyn), n mají výrazně nižší náklady na údržbu (dlouhé servisními intervaly 5 000 až 10 000 hodin), n vykazují dlouhou dobu životnosti (i když mají rotující části, olej není v přímém kontaktu se spalinami ani horkými díly motoru, pracovní látka TO není agresivní vůči pracovním částem), n velmi nízká hlučnost vlivem pozvolné změny tlaku během cyklu a absence cyklických zážehů či vznícení. Nevýhody těchto motorů oproti klasickým spalovacím jsou: n použití speciálních materiálů, n pomalejší regulace výkonu (vlivem použití vnějšího přívodu tepla), n vyšší měrná hmotnost na jednotku výkonu, n nižší elektrická účinnost.

t

e

p

l

á

r

e

n

s

t

v

í

Kombinovaná výroba tepelné a elektrické energie (KVET) je jednou z nejperspektivnějších možností zvýšení účinnosti hospodaření s energetickými zdroji a omezení vlivu energetického hospodářství na životní prostředí. Článek navazuje na první část uveřejněnou v minulém čísle, která se zabývala výhodami a nevýhodami uplatnění KVET v domácnostech a popisovala kogenerační jednotky s přímou přeměnou. kujících nebo vyvíjecích domovní kogenerační technologie. Stirlingův motor Vlastní princip funkce Stirlingova motoru nebudeme diskutovat. V  literatuře [1] a i v mnoha dalších publikacích jsou rozebrány jednotlivé typy těchto motorů. Pracovní látka TO může být různá – vzduch, hélium,

CO2, dusík. Důležité je to, že se látka vyskytuje v  oběhu v  plynném skupenství. Často se také tyto motory, s  ohledem na původní použití, nazývají teplovzdušné. V závislosti na provedení přenosu momentu mezi motorem a elektrickým generátorem se rozdělují na: n kinematické – pro předávání momentu mezi motorem a generátorem je použit klikový mechanismus,

Pe

Pq

prac. látka

ηe

ηq

hluk

servis rozměry váha

[kWe]

[kWt]

-

[%]

[%]

[db]

[hod]

10

12,5

hélium

25

60

-

8 000

[cm]

cena

[kg]

[€]

230

-

Obrázek 10: Vývojový model Stirlingova motoru firmy TEDOM

Pro kogenerační jednotky (KJ) lze využít následující technologie s vnějším přívodem tepla do TM: n Stirlingův motor, n Parní článek (Rankinův motor). V ČR je pouze 1 výrobce motorů s vnějším spalováním, kterým je firma TEDOM. Výkonová hladina jejích motorů sice není přímo využitelná pro domácí kogeneraci, ale protože je to jediná firma působící u  nás ve vývoji, zahrneme ji do výčtu výrobců produ-

34

Pe

Pq

prac. látka

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

-

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

1

7

dusík

12

80

63

7500

50x85x60

140

2 500

Obrázek 11: Kogenerační jednotka firmy WhisperGen

M a g a z í n

n lineární (Free-Piston Stirling Engines – FPSE) – nemají klikový mechanismus, vystačí s  jednoduchou mechanickou konstrukcí. Předností lineárního motoru je hlavně skoro nulová potřeba údržby, vysoká účinnost a dlouhá životnost. Na trhu s KJ na bázi Stirlingova motoru můžeme nalézt firmy: n TEDOM, n WhisperGen, n Microgen, n Enatec, n Disenco. TEDOM Jak už bylo konstatováno, nelze jednotku TEDOM přímo využít pro potřeby domovních KJ (DKJ). Vyvíjená jednotka by měla mít parametry, které jsou uvedeny na  obr. č.  10. Takto výkonově postavenou primární pohonnou jednotku lze využít pouze do oblasti minikogenerace, tj. v oblasti podnikové sféry, služeb apod. Pracovní látkou TO je hélium o tlaku 15 MPa, typ motoru je α. WhisperGen Novozélandská firma WhisperGen je v komerčních aplikacích Stirlingova motoru nejdále. Vyrábí KJ produkující stejnosměrný i střídavý proud. Anglická společnost PowerGen nakoupila 80  000 těchto jednotek pro instalaci do domácností. Kinematický motor je dvoutaktní čtyřválcový typu α s dusíkem o  nízkém tlaku jako pracovní látkou tepelného oběhu. Pro převod posuvného pohybu na rotační je použit Wobbeho mechanismus. Teplota horkého konce není vysoká a účinnost regenerátoru je nízká. To má za výsledek poměrně nízkou elektrickou účinnost. V  jednotce jsou ale použity běžné materiály. Přestože jednotka vykazuje hlučnost jako domácí lednička, je modul umístěn do protihlukového krytu (obr. č. 11).

Pe

Pq

prac. látka

ηe

ηq

hluk

[kWe] 1

servis

rozměry

váha

cena

[kWt]

-

[%]

[%]

[db]

6-24

dusík

11

70

54

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

60 000

50x85x60

140

-

servis

rozměry

váha

cena

Obrázek 13: Kogenerační jednotka firmy Enatec

Pe

Pq

prac. látka

ηe

ηq

hluk

[kWe] 3

[kWt]

-

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

15

hélium

25

68

54

0 000

60x85x60

140

-

Obrázek 14: Kogenerační jednotka firmy Disenco

Microgen Jednotka Microgen je vyvíjena společností BG  Group  –  US (Sunpower). Tato firma spolupracuje s  japonskou firmou Rinnai Corporation, která vyrábí zařízení pro ohřev vody v domácnostech. Provedení jednotky je nástěnné a umožňuje pokrýt dodatečné nároky na teplo (bez použití tepelného zásobníku v kogeneračním systému). Tím se snižuje využití plynu na výrobu elektřiny (elektrická účinnost). Řešení je však koncepčně jednodu-

ché, založené na funkci průtokového ohřívače. Stirlingův motor je typu β principu FPSE, což zvyšuje spolehlivost. Motor pohání lineární alternátor. Lineární alternátor není v současnosti tak běžný jako rotační alternátor. Enatec Tato firma využívá pro své KJ Stirlingův motor firmy Infinia (USA) typu FPSE s lineárním elektrickým generátorem (obr.  č.  13). Výhodou těchto motorů je, že se posuvně pohybující a  statické části nedotýkají. KJ je kombinací tohoto zařízení a klasického kondenzačního kotle, kde se provádí přídavné spalování pro pokrytí požadavků na teplo. Motory Infinia využívá pro KJ také již zmíněná japonská firma Rinnai Corporation. Disenco –Sigma Anglická firma Disenco připravuje komerční využití DKJ založených na Stirlingově motoru vyvinutém firmou Sigma KJ o výkonu Pe = 3 kWe a Pq = 9 kWt. V modulu je použit Stirlingův motor typu β s héliem jako pracovní látkou tepelného oběhu (obr. č. 14).

Pe

Pq

prac. látka

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

-

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

1

15

-

16

77

43

50

-

10 000 50x25x80

Obrázek 12: Kogenerační jednotka nástěnného provedení firmy Mikrogen

Parní článek Parní články využívají možností uzavřených parních oběhů (Rankine-Clausiův oběh - RC). Jednotky pro transformaci tepla na mechanickou práci, parní stroj nebo turbína se také občas nazývají Rankinovy motory.

35

TE

P

LO

t

e

p

l

á

r

e

n

s

t

v

í

Pracovní látkou tepelného oběhu je nejčastěji voda, ale využívají se i jiné tekutiny (organika). Uvolnění tepla probíhá buď klasicky prostřednictvím plamene, nebo nízkoemisním hořením bez plamene v  keramické pórovité látce. Nejdále jsou s touto technologií firmy: n OTAG GmbH & CO KG, n Enginion, n Cogenmicro. OTAG GmbH & CO KG Jednotka Lion využívá parní motor s dvojitým pístem (obr. č. 15), tzv. free piston. Kmitavým pohybem je vyráběna elektřina v lineárním elektrickém generátoru LINATOR. Frekvence se mění v závislosti na počtu parních expanzí ve válcích motoru. V  rozmezí počtu expanzí 2400 ‑ 4500 se frekvence pohybuje od 40 - 75 Hz. V případě, že je LINATOR vypnut, pracuje zařízení jako klasický kotel. Enginion Jednotky firmy Enginion jsou hlavně plánovány pro použití do komerční sféry, přesto je zřejmě možné je využít i pro DKJ. Podle původní koncepce měly tyto parní články výkon 200 W. V současné koncepci je využíváno spalování v keramickém materiálu (viz obr. č. 16), kde mikro-výkonové rozmezí nelze dobře aplikovat. Cogenmicro Tato australská firma předpokládá, že ke komerčnímu využití bude mít v roce 2008 k dispozici parní články ve výkonovém rozmezí od 2,5 kWe. V parním článku se využívá přímé spalování a je zde použit parní stroj (obr. č. 17).

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

0,2-2,2

2,5-16

20

80

42

-

125x62x83

190

-

Obrázek 15: Kogenerační jednotka Lion

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

3-22

2,5-15

20

72

44

30 000

85x80x40

170

-

rozměry

váha

cena

Obrázek 16: Kogenerační jednotka Enginion

Kogenerační jednotky využívající tepelné motory pracující s vnitřním spalováním Motory s vnitřním spalováním mají nespornou výhodu ve skutečnosti, že už jsou dlouho využívány. Oproti motorům s  vnějším spalování jsou daleko pružnější při změně zatížení. Tato výhoda není však tak důležitá, protože rychlé změny zatížení (důležité např. pro dopravní prostředky) buď nejsou u  kogeneračních systémů (KS) vyžadovány, nebo se jim snažíme vyhnout. Počáteční koncepce těchto KJ bývaly odvozeny od automobilových motorů, které měly vysoké provozní a  servisní nároky. Současné motory KJ s  dlouhou dobou životnosti a servisními intervaly se více přibližují k  požadavkům na bytové KJ (BKJ) a  hlavně pak na DKJ. Mezi hlavní výrobce těchto jednotek, kteří působí v Evropě, patří: n Ecopower, n Baxi SenerTec, n Ecowill, n Giese, n EC Power UK Ltd.

36

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

2,5

11

17

72

44

-

87x60x40

60

-

Obrázek 17: Kogenerační jednotka Cogenmicro

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

25

65

56

3500

137x74x108

390

12 000

1,3 – 4,7 4,0 - 12,5

Obrázek 18: Kogenerační jednotka Ecopower

M a g a z í n

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

5,5

12,5

27

62

54

3 500

72x107x100

530

18 500

Obrázek 19: Instalace kogenerační jednotky DACHS SE 30 v rodinném domě

Ecopower Tato firma je založená společností Vaillant (Německo). Její KJ obsahují motory Marthon. Parametry nabízených KJ jsou uvedeny na obr. č. 18. Baxi SenerTec Jde o firmu vedenou Baxi Group company SenerTec GmbH. DACHS jsou v Evropě vyráběné kogenerační mini-moduly s vysokou spolehlivostí. Provoz těchto jednotek je dobře odzkoušen a  dosahuje dobrých výsledků – kolem 10  000 instalací. Jejich výkonové rozmezí je ale pro BKJ a  často i  pro DKJ poměrně vysoko položené (od 5  kWe). Jako příklad kompaktních modulových kombinací KS (Dachs SEplus, Dachs SE 30, Dachs NE, Dachs WRA) je uvedena aplikace instalovaná v rodinném domě (viz obr. č. 19). Ecowill Jde o  společnost využívající ve svých jednotkách motory Honda GE160V, což jsou nejmenší výkonové jednotky na světě v kategorii spalovacích motorů na zem-

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

5

12

20

65

55

3 300

140x68x88(140)

320

17 000

Obrázek 21: Kogenerační jednotka Energator GB6-12 Pozn.: Rozměry jednotky jsou uvedeny bez a s ovládacím panelem.

ní plyn (obr.  č.  20). I  když je tato jednotka výkonově vhodná pro BKJ, její původní provedení nebylo s ohledem na emise a hluk vhodné pro instalaci do vnitřních prostor bytu. Po použití katalyzátoru a  provedení protihlukových opatření to možné je. Tyto dodatečné náklady pochopitelně zvýšily cenu jednotky. V Japonsku je v současné době instalováno velké množství těchto jednotek.

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

1

3,25

20

65

45

6 000

64x38x94

81

7 500

Obrázek 20: Kogenerační jednotka Honda GE160V

Giese Tato německá firma dodává na trh širokou řadu KJ na tekutá a plynná paliva. Parametry typové jednotky Energator GB6-12 spalující zemní plyn, jejíž elektrický výkon se pohybuje v rozmezí 3,3 – 5,5 kWe , jsou ukázány na obr. č. 21.

37

TE

P

LO

t

e

p

l

á

r

e

n

s

t

v

í

Pe

Pq

ηe

ηq

hluk

servis

rozměry

váha

cena

[kWe]

[kWt]

[%]

[%]

[db]

[hod]

[cm]

[kg]

[€]

4

13

25

65

55

3 300

125x110x75

270

-

Obrázek 22: Kogenerační jednotka EC-Power

nického a  ekonomického potenciálu, rizika ji využití DKJ a  BKJ. Pro zlepšení podmía  možnosti rozvoje KVET. Celkový nárůst nek uplatnění KJ je v podstatě možné nedělat výroby elektřiny z  KVET ze současných cca žádná opatření a  čekat, až nové technologie 11,8 TWh (v r. 2005) na budoucích 17,4 TWh vstoupí na náš trh v pozici, kdy budou moci (v  r. 2020) by měl být dosažen díky růstu konkurovat centrálním dodávkám elektřiny poptávky po užitném teple, aplikací moder- a tepla, a nebo usilovat o vytvoření dostatečně trhu. Druhá cesta přepokládá určitou nějších v  rekonstruovaTrh s kogeneračními Velké zdroje na Nové velké zdroje natechnologií StĜední zdrojeKVET na StĜední zdroje Malé zdrojevelkého na otenciál KVET - shrnutí výsledkĤ p Jedn. uhlí a biomasu plyn aných olej zdrojích zemní biomasu zařízení plyn a oleje podporu výzkumných a  pilotních projektů a  plyn instalaci nanových technologiemi Reál 2005 10688 867 153a středních zdrojů 0 KVET do malých tepla. 66 a vznik podniků produkujících nové kogenenom. potenc. pĜírĤst. do r. 2020 GWh 1912 -70 1464 625 1376 rační technologie. Ministerstvo průmyslu a obchodu proved- 797 Z  analýzy 1617 vyplývá, že přestože KVET Ekon. 2020 12600 625 1442 lo podle směrniceGWh 2004/8/ES analýzu vnitro- -70v  oblasti malých velký technichnic. potenc. pĜírĤst. do r. 2020 2659 5878výkonů má 833 26106 Legislativa Tech.2020 13347 6031 26172 státního potenciálu kombinované výroby 797 ký potenciál, měl by být nárůst833 KVET pokryt podporující KVET elektřiny a tepla v České republice, kdy hlav- především z  velkých centrálních zdrojů. Ze ními body hodnocení bylo stanovení tech- závěrů je vidět pesimistický postoj k  rozvoNa základě současné legislativy není uplatňována přímá státní podpora KVET, ale platná legislativa umožňuje podporu KVET v  systému cenové regulace prováděné Energetickým regulačním úřadem. Pří30000 má státní podpora v zanedbatelném rozsahu je řešena v  každoročně vyhlašovaném stát25000 ním programu na podporu úspor energie určitým příspěvkem do investic na výstavbu nových zdrojů KVET a podporou poraden20000 ství. Státní program je realizován Českou energetickou agenturou a  týká se v  současné době prakticky pouze výstavby zdrojů do 15000 1 MW elektrického výkonu. Tj. současná možná podpora je zaměřena pouze na ener10000 getické výrobce. Pro vlastníky domovních jednotek, kteří nejsou účastníky energetického trhu, není podpora možná. Legislati5000 va týkající se KVET by měla zahrnovat možnost dotační podpory tak, aby mohlo nastat Tech.2020 větší uplatnění a rozvoj KJ. 0 Ekon. 2020 V  případě dodávek elektřiny do elektriVelké zdroje na uhlí a biomasu Nové velké zační sítě, kdy se významně rozšiřují možStĜední zdroje Reál 2005 zdroje na plyn a na zemní plyn StĜední zdroje nosti uplatnění kogenerace, je nezbytné zjedolej Malé zdroje na na biomasu Ostatní zdroje nodušit nebo odstranit legislativní podmínky plyn a oleje KVET vstupu do tržního prostředí. Problematika je řešena v rámci projektu GAČR 102/06/0132. Obrázek 23: Potenciál skupin zdrojů KVET do roku 2020 EC Power UK Ltd Tato anglická společnost využívá pro své DKJ motory Toyota. Ke KJ je přiřazen tepelný zásobník objemu 0,475 m3 v kvádrovém provedení s rozměry 70x70x168 cm (obr. č. 22).

38

M a g a z í n

Literatura: [1] Dvorský E., Hejtmánková P.: Kombinovaná výroba elektrické a tepelné energie. BEN Technická literatura, Praha 2005, ISBN 80-7300-118-7. [2] Dvorský E.: Optimalizace provozu kogeneračních jednotek. Habilitační práce, ZČU v Plzni 2003. [3] Tůma I.: Ekonomické hodnocení decentralizovaných kogeneračních systémů s využitím počítačové simulace. Disertační práce, ZČU v Plzni 2006. [4] MPO ČR: Vyhodnocení statistických údajů z energetiky za rok 2005. [5] Kaufmann P.: Náklady domácností na energii v roce 2002, časopis Energetika 12/2002 [6] MPO ČR: Analýza potenciálu KVET v ČR. Zpráva o výsledcích analýzy vnitrostátního potenciálu kombinované výroby elektřiny a tepla v České republice podle směrnice 2004/8/ES. [7] Firemní materiály výše uvedených společností vyrábějící BKJ a DKJ.

O autorech Doc. Ing. Emil Dvorský, CSc. po absolvování Elektrotechnické fakulty VŠSE (nyní ZČU) v Plzni (obor Elektroenergetika) v roce 1980 nastoupil na místo provozního inženýra do ZCE Plzeň. Od r. 1982 pracuje na Katedře elektroenergetiky (nyní Katedra elektroenergetiky a ekologie) Fakulty elektrotechnické VŠSE (ZČU) v Plzni nejprve jako interní aspirant, od r. 1986 jako odborný asistent a od r. 2004 jako docent. V oblasti svého odborného zaměření, kterým je elektrárenství, se specializuje na efektivnost výroby energií, přechodné děje v elektrárnách a matematické modelování jak v technických, tak ekonomických problémech provozu elektrárenských bloků. Je spoluautorem jedné monografie a autorem či spoluautorem více než 50 vědeckých a odborných publikací a aktivním účastníkem mezinárodních vědeckých konferencí. Doc. Ing. Pavla Hejtmánková, Ph.D. po absolvování Elektrotechnické fakulty VŠSE (nyní ZČU) v Plzni (obor Elektroenergetika) v roce 1987 pracovala tamtéž nejprve jako interní aspirantka, od r. 1995 jako odborný asistent a od r. 2006 zde působí jako docent. V oblasti svého odborného zaměření se specializuje na teoretickou analýzu provozních i mimoprovozních stavů, na konstrukci a projektování zařízení energetiky a na ekonomické a ekologické aspekty energetiky. V poslední době se zabývá rovněž možnostmi začleňováním obnovitelných zdrojů energie do energetických systémů. Je spoluautorkou jedné monografie a autorkou a spoluautorkou mnoha odborných (i zahraničních) publikací. Kontakt na autory: [email protected], [email protected]

Kdo jsme -

Jsme dceřinou společností OKD a.s. Obchodujeme od samotného počátku liberalizace trhu s elektřinou v České republice Díky dlouhodobému a stabilnímu působení na trhu, se společnost zařadila již neodmyslitelně mezi hráče na energetickém trhu, což potvrzuje fakt, že společnost je v současnosti největším nezávislým dodavatelem elektrické energie pro konečné zákazníky

S kým obchodujeme -

-

obchodujeme s elektřinou

Elektřinu pro své zákazníky zajišťujeme od významných obchodních partnerů a nezávislých výrobců, jak z České republiky, tak rovněž na zahraničních trzích s dalšími velkými evropskými společnostmi v Německu, Rakousku, Slovensku, Polsku a dalších teritoriích Obchodujeme na likvidních evropských OTC trzích široké spektrum standardních energ. produktů Díky zobchodovaným objemům v oblasti tradingu na krátkodobých trzích v České republice patříme k největším a nejaktivnějším obchodníkům Hodláme se stát také aktivním účastníkem nově se tvořící Energetické burzy Praha

Komu dodáváme -

Předpokládáme, že v roce 2007 objem dodávek našim zákazníkům překročí cca. 2 TWh el. energie Našimi zákazníky jsou významné průmyslové podniky které tvoří základ české ekonomiky (doly, hutě, strojírenství, automobilový průmysl, stavebnictví), přes důležitý segment středně velkých podniků až po domácnosti.

Co nabízíme Nabízíme kompletní služby, spojené s dodávkou elektrické energie: • Realizujeme dodávky elektrické energie dle typu a charakteru spotřeby zákazníka spojené s dostupnými cenovými a obchodními podmínkami • Svým zákazníkům poskytujeme služby, podpořené používáním špičkových informačních technologií pro sjednání a vyhodnocování dodávky a její fakturaci • Poskytujeme komplexní poradenské služby v oblasti energetické legislativy a technických problémů, souvisejících s odběrem i distribucí elektřiny Nabízíme také • Kompletní služby, spojené s nákupem a prodejem povolenek na emise skleníkových plynů • Výkup elektřiny z klasických i obnovitelných zdrojů • Jsme schopni pro své zákazníky zprostředkovat přímý přístup na významné energetické burzy, včetně zajištění proti budoucím pohybům cen energetických komodit • S ohledem na široké portfolio obchodních partnerů napříč několika teritorii s různými obchodními produkty jsme schopni pro své zákazníky vytvořit speciální strukturované produkty dle jejich potřeb

Prokešovo náměstí 6/2020 728 30 Ostrava tel: +420 - 596 262 450 fax: +420 - 596 262 464 e-mail: [email protected] internet: www.czechkarbon.cz

39

TE

P

LO

Výpočet podílu elektřiny z KVET a dosahovaných úspor primární energie podle nové evropské legislativy Ing. Josef Karafiát, CSc., ředitel společnosti, ORTEP, s.r.o.

V

ÚVOD

rámci EU byla v  roce 2004 přijata směrnice 2004/8/EC o  podpoře vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET). Tato směrnice kromě své preambule a 18 článků obsahuje i čtyři přílohy. Příloha I definuje 11 základních typů (skupin) technologií KVET, příloha II definuje výpočet podílu elektřiny z  kombinované výroby, příloha III pojednává o metodice určování účinnosti procesu KVET a konečně příloha IV shrnuje kritéria pro analýzu vnitrostátních potenciálů pro KVET. Směrnice 2004/8/EC (dále Směrnice) byla implementována do české legislativy v roce 2005 novelou energetického zákona č. 458/2000 Sb. a  následnou prováděcí vyhláškou č. 439/2005 Sb. Podle článku 4 Směrnice měla být do 21. února 2006 přijata jednotná pravidla určování podílu elektřiny vyráběné formou KVET, jednotná pravidla pro způsob výpočtu dosahovaných úspor primární energie (UPE) a jednotné, tzv. harmonizované hodnoty referenčních účinností oddělené výroby elektřiny a tepla, vše za účelem sjednocení postupu a pravidel při aplikaci zásad uváděných v přílohách II a III Směrnice. V termínu přijetí těchto jednotných pravidel, závazných pro všechny členské země EU došlo ke skluzu. Ke konci roku 2006 byly přes nesouhlas ČR a  některých dalších zemí přijaty tzv. harmonizované referenční hodnoty účinnosti pro oddělenou výrobu elektřiny a tepla, které jsou dostupné v Úředním věstníku EU pod č. tisku L32/183. V  současné době probíhá v  rámci EU schvalovací proces tzv. „Guidelines“, tj. detailnější metodiky postupu při výpočtech podílů elektřiny vyráběné formou KVET a  následného vyhodnocení dosahovaných úspor primární energie. Právě popisu hlavních zásad této metodiky, jejíž oficiální přijetí se očekává koncem roku 2007, jsou věnovány následující kapitoly.

40

t

e

p

l

á

r

e

n

s

t

v

í

V rámci EU byla v roce 2004 přijata směrnice 2004/8/EC o podpoře KVET. Jedním z cílů této směrnice je i sjednotit postupy hodnocení tzv. vysokoúčinné KVET, tj. KVET, na kterou mohou jednotlivé členské státy poskytovat podporu, aniž by byla porušena pravidla volného trhu s elektřinou. Článek představuje zásady navrhovaného postupu výpočtů podílu elektřiny vyráběné formou KVET a následující prověrky na dosažení limitních 10 % úspor primární energie (tzv. Guidelines), které by měly být po jejich přijetí komisí EU (koncem roku 2007) promítnuty do české legislativy. Principiální znázornění postupu výpočtu množství elektřiny vyráběné formou KVET a dosahovaných UPE je znázorněno na obrázku č. 1.

Identifikace typu, výkonu a hranic zdroje KVET Směrnice 2004/8/EC, obdobně tak i vyhláška MPO č. 439/2005 Sb. rozlišují následující základní typy zdrojů (technologií) KVET:

paroplynové zařízení s  dodávkou tepla, parní protitlaková turbína, kondenzační odběrová turbína, plynová turbína s rekuperací tepla, spalovací pístový motor, mikroturbína, stirlingův motor, palivový článek, parní stroj, organický Rankinův cyklus a  jakýkoliv jiný typ technologie, nebo jejich kombinace. Při definici zdroje KVET se klade na roveň vyráběná elektrická energie s  mechanickou prací, rovněž tak se klade na roveň vyráběná tepelná energie s  chladem. Tak například

Obrázek 1: Postup výpočtu elektřiny vyráběné formou KVET a dosahovaných UPE

M a g a z í n

za zdroj KVET je možno považovat plynový motor pohánějící čerpadlo (mechanická práce) s využitím odcházejících spalin pro výrobu chladu v  absorpčních jednotkách, stejně tak plynová turbína v  kompresních stanicích tranzitního plynovodu, pokud se využívá teplo výfukových plynů. Zdroji KVET jsou i turbokompresory, turbonapaječky, nebo turbooběhová čerpadla, pokud se jedná o protitlakové stroje s následným využitím emisní páry. Z hlediska určení typu (technologie) zdroje je rozhodující funkční princip daného zařízení, tj. protitlaková parní turbína zůstává protitlakovou, i když je dovybavena potlačenou, nebo přídavnou kondenzací, odběrová parní turbína zůstává odběrovou i tehdy, je-li z odběru využit byť jen jediný GJ užitečného tepla za rok. Pro určení výkonové kategorie zdroje je rozhodující instalovaný elektrický (mechanický) výkon daného zařízení. Pro hodnocení zdrojů KVET je třeba určit hranice, definující rozsah vstupů a výstupů, se kterými bude nadále počítáno. Zde platí pravidlo, že do procesu KVET nelze zahrnout bilance samostatných zařízení, ve kterých se vyrábí pouze teplo, nebo pouze elektrická energie. Příklad ohraničení zdroje KVET, kde je znázorněno vyloučení zařízení pro výrobu pouze tepla (výtopenského kotle) a vyloučení zařízení pro výrobu pouze elektrické energie (vlečené kondenzace) je znázorněno na obrázku č. 2.

Vylouþení nekogeneraþní výroby tepla a tomu odpovídajícího množství tepla v palivu Obrázek 2: Příklad ohraničení zdroje KVET pro účely jeho hodnocení

NE

Qpal_pĜíd.

Ekvet VTL PK

Pr. PT

NE

Qred

Qkvet

G

Ekvet

ANO

ANO

Qpal_kvet

G

Obrázek 3: Příklad vyloučení nekogenerační výroby tepla nebo nekogeneračního paliva

Vyloučení nekogenerační výroby tepla a tomu odpovídajícího množství tepla v palivu, určení užitečné dodávky tepla Vyloučení nekogenerační výroby tepla je součástí procesu určení objemu užitečné dodávky tepla ze zdroje KVET. Nekogenerační, neboli výtopenskou, výrobu tepla může představovat teplo z redukcí ostré páry před vstupem do parních turbín, nebo teplo vyrobené přídavným spalováním ve spalinových kotlích za plynovými turbínami, jak je znázorněno na obrázku č. 3, může se však vyskytnout i řada dalších případů nekogenerační výroby tepla, zejména v technicky komplikovaných zdrojích integrujících několik výrobních a spalovacích technologií. Mezi nekogenerační výrobou tepla a nekogenerační spotřebou tepla v palivu pro výrobu tepla platí jednoduchý vztah: Qpal_výt (Qpal_příd) = Qvýt (Qred) / ηkot [MWh,GJ] kde: Qpal_výt (Qpal_příd) – teplo v palivu pro nekogenerační výtopenskou (například přídavnou) výrobu tepla [MWh,GJ]  ekogenerační výtopenská Qvýt (Qred) – n (například přes redukce) výroba tepla [MWh,GJ]

formě horkých spalin využívané pro sušení, ηkot – účinnostQ výroby tepla v kotli [-] pal_výt (Qpal_pĜíd) = Qvýt (Qred) / Șkot Po vyloučení zmiňované nekogenerační látkové konverze (výroba bioplynu) atd. Naopak za užitečné teplo nelze považovýroby tepla z celkové výroby tepla ve zdroji KVET je nezbytné ještě určit (definovat) vat teplo pro regenerační ohřevy a odplynění objem užitečné dodávky tepla, tj. je třeba ješ- napájecí vody v parních cyklech, teplo odvetě vyloučit tu část tepla a jemu odpovídajícího dené by-pasovými komíny nebo pomocnými tepla v palivu, kterou nelze klasifikovat jakož- chladiči v plynových cyklech atd., jak je znázorněno na obrázku č. 4. to „užitečné teplo“. Z  definice rovněž vyplývá, že za užitečPro užitečné teplo obecně platí definice, že se jedná o ekonomicky opodstatněnou né teplo by nemělo být považováno teplo pro potřebu, která by v případě neexistence zdro- rozmrazovací tunely, nebo teplo pro ohřev je KVET musela být uspokojena výrobou ve spalin po odsíření v uhelných zdrojích atd. zdroji jiném (náhradním). Z  této definice je tedy zřejmé, že za užitečné teplo se považuje Výpočet celkové účinnosti teplo dodané do sítí CZT (včetně ztrát, pokud zdroje KVET jsou tyto menší jak 35 %), teplo pro technologické účely v průmyslových podnicích (ohřeVýpočet celkové účinnosti zdroje KVET vy, chemické procesy), nebo teplo např. ve není třeba provádět pro zdroje KVET s insta-

Definice užiteþného tepla

Užiteþné teplo je ekonomicky opodstatnČná potĜeba, která by v pĜípadČ neexistence zdroje KVET musela být uspokojena výrobou ve zdroji jiném (náhradním)

Ekvet VTL PK

Pr. PT Qreg

NE Reg

Quž

G

ANO Quž

NE

ANO Ekvet

Qpal Qby-pas

G

Obrázek 4: Příklad vyloučení tzv. neužitečných odběrů tepla

41

TE

P

LO

lovaným elektrickým výkonem menším jak 1 MWe. U těchto zdrojů se automaticky veškerá vyrobená elektřina považuje za elektřinu KVET (kogenerační). Celková účinnost zdroje KVET se vypočte podle vztahu : ηcelk_kvet = (Evyr + Quž) / (Qpal_celk - Qpal_výt)*100[%] kde: ηcelk_kvet – celková účinnost zdroje KVET [%] Evyr – veškerá vyrobená elektrická energie ve zdroji KVET [MWh,GJ] Quž – dodávka užitečného tepla [MWh,GJ] Qpal_celk – celková spotřeba tepla v palivu ve zdroji KVET [MWh,GJ] Qpal_výt – s potřeba tepla v palivu pro nekogenerační výtopenskou výrobu tepla ve zdroji KVET [MWh,GJ] Pokud je vypočtená hodnota ηcelk_kvet vyšší nebo rovna 75 % (80 %) – hodnota 80 % platí pro paroplynové cykly a kondenzační odběrové turbíny, hodnota 75 % pro ostatní zařízení – bude veškerá vyrobená elektřina považována za elektřinu KVET (kogenerační). Pokud je vypočtená hodnota ηcelk_kvet nižší jak 75 %, respektive jak 80 %, je třeba podíl elektřiny vyráběné formou KVET (kogeneračně) vypočítat – viz následující kapitola.

Výpočet množství elektřiny vyráběné formou KVET Množství elektřiny vyráběné formou KVET se vypočte podle známého a u nás již zavedeného vztahu : [MWh,GJ] Ekvet = Quž * y kde: Ekvet – e lektřina vyrobená formou KVET [MWh,GJ] Quž – dodávka užitečného tepla [MWh,GJ] y – s měrné číslo vyjadřující poměr výroby elektřiny a užitečného tepla ve zdroji KVET [-] Za směrné číslo „y“ se bere hodnota, která je pro příslušný zdroj : a) naměřená při plně kogeneračním módu provozu zdroje, pokud to není technicky nebo provozně možné, potom b), b) udaná výrobcem jako technický parametr při provozu zařízení při jmenovitém zatížení, a pokud tento není k dispozici, potom c), c) náhradní hodnota uvedená v  tabulce č. II Směrnice. Plně kogeneračním módem se rozumí provoz zařízení na jmenovitých parametrech při maximální výrobě tepla za podmínky, že se jedná pouze o výrobu užitečného tepla, tj. není jeho část získávána například v  redukcích, nebo mařena například v kondenzacích. V řadě případů provoz zařízení v tzv. plně kogeneračním módu nebude z  technických důvodů možný (předimenzované zařízení,

42

t

e

p

l

á

r

e

odběrové parní turbíny atd.), tudíž nebudeme schopni určit hodnotu „y“ z naměřených dat. V  těchto případech použijeme hodnot „y“ udávaných výrobci, nebo „y“ spočteme z parametrů udávaných výrobci pro jmenovitá zatížení příslušných strojů. Až v  případě, že by ani tyto parametry nebyly dostupné, použijeme náhradní hodnoty ve výši: l y = 0,45 pro parní odběrové i protitlakové turbíny, l y = 0,55 pro plynové turbíny s rekuperací, l y = 0,75 pro plynové motory a l y = 0,95 pro paroplynové cykly. Specifický případ tvoří zdroje s  odběrovými parními turbínami. U  těchto zařízení samozřejmě nelze hodnoty „y“ určit na základě měření, ani je výrobce neudává, jelikož se jedná o zařízení s nepřímou (opačnou) závislostí výroby elektřiny a tepla, tj. se zvyšujícím se odběrem tepla elektrický výkon zdroje klesá (u  ostatních technologií KVET se jedná o závislost přímou). Hodnoty „y“ lze u  odběrových parních turbín pouze dopočítat (například metodikou uvedenou v  materiálu CEN/CENELEC pod označením CWA 45547, nebo termodynamickým výpočtem při znalosti průtočných množství a entalpií páry). Jelikož však navrhovaná metodika EU (tzv. Guidelines) jakékoliv pomocné výpočty a  dopočty při určování „y“ odmítá, směrodatná bude zřejmě hodnota směrného čísla y = 0,45, a to pro všechny velikosti a  pro všechny parametry admisní a  odběrové páry odběrových parních turbín (současná tuzemská praxe rozlišuje hodnoty „yko“ podle tlaku admisní páry a teploty venkovního vzduchu – viz tabulka ve vyhlášce č. 439/2005 Sb.). Po výpočtu podílu elektřiny vyráběné formou KVET (Ekvet = Quž * y) je třeba samozřejmě zkontrolovat, zda vypočtená hodnota Ekvet není vyšší, než celková výroba elektřiny v příslušném zdroji Evyr. Pokud ano, za Ekvet se samozřejmě považuje nižší hodnota Evyr. Takto vypočtená hodnota Ekvet je hodnota používaná pro statistické účely. O tom, zda se jedná o vysokoúčinnou Ekvet s nárokem na státní podporu, však rozhodne až splnění či nesplnění podmínky dosažení minimálně 10 % úspor primární energie (UPE).

Určení množství nekogenerační výroby elektřiny a tomu odpovídajícího množství tepla v palivu Podíl nekogenerační výroby elektřiny a tomu odpovídajícího tepla v palivu je potřeba stanovit z  důvodu aplikace správného výpočtu dosahovaných úspor primární ener-

n

s

t

v

í

gie (UPE). Množství nekogenerační (např. kondenzační) výroby elektřiny ve zdroji KVET stanovíme z jednoduchého vztahu : Ekond = Evyr - Ekvet  [MWh,GJ] kde: Ekond – nekogenerační (např. kondenzační) výroba elektřiny ve zdroji KVET [MWh,GJ] Evyr – celková výroba elektřiny ve zdroji KVET [MWh,GJ] Ekvet – elektřina vyráběná formou KVET (kogenerační) [MWh,GJ] Nekogenerační výrobě elektřiny (Ekond) odpovídá spotřebované množství tepla v palivu, které opět spočteme podle jednoduchého vztahu : Qpal_kond = Ekond / ηkond  [MWh,GJ] kde: Qpal_kond – množství tepla v palivu na nekogenerační výrobu elektřiny [MWh,GJ] Ekond – nekogenerační výroba elektřiny ve zdroji KVET [MWh,GJ] ηkond – účinnost nekogenerační (kondenzační) výroby elektřiny ve zdroji KVET [-] Pro technologie (zařízení) s přímou závislostí výroby tepla a elektřiny (tj. pro všechny běžné zdroje KVET vyjma odběrových parních turbín) platí : ηkond = Evyr / (Qpal_celk - Qpal_výt)  [-] kde: ηkond – účinnost nekogenerační výroby elektřiny ve zdroji KVET [-] Evyr – celková výroba elektřiny ve zdroji KVET [MWh,GJ] Qpal_celk – celková spotřeba tepla v  palivu ve zdroji KVET [MWh,GJ] Qpal_výt – spotřeba tepla v palivu pro nekogenerační výtopenskou výrobu tepla ve zdroji KVET [MWh,GJ] Pro specifický případ kondenzační odběrové parní turbíny stanovíme hodnotu ηkond buď na základě výsledků provozních měření při jmenovitých parametrech zdroje, nebo dopočtem v  případech, kdy zdroj nelze provozovat v  plně kondenzačním módu z důvodu technických (kondenzace není vyložena na plný průtok páry), nebo z důvodů technologických (nenastane provozní stav, kdy by nebylo z turbíny odebíráno teplo). Pro výpočet účinnosti kondenzační výroby elektřiny pak můžeme použít např. tzv. koeficientu ztrát výroby elektřiny při dodávkách tepla – βkvet. Koeficient ztráty výroby elektřiny při dodávkách tepla (βkvet) vypočteme podle vztahu: βkvet = ΔPE_celk / ΔPQ_kvet  [-] kde: βkvet – koeficient ztráty výroby elektřiny při dodávkách tepla [-]

M a g a z í n

ΔPE_celk – z měna celkového elektrického výkonu turbíny [MWe] ΔPQ_kvet – změna velikosti odebíraného tepelného výkonu z turbíny [MWt] Hodnota βkvet bude záležet na mnoha faktorech, zejména na tlakových a  teplotních úrovních odběru tepla a  jejich skladbě, na průtočných množstvích páry turbínou, na podmínkách kondenzace atd. Grafické znázornění významu hodnoty βkvet je provedeno na obrázku č. 5. Podle manuálu CEN/CENELEC by hodnota βkvet měla být stanovena na základě výsledků měření (bez odběru tepla a s odběrem tepla) při konstantních okrajových podmínkách, tj. při konstantních parametrech a  množstvích admisní páry a  při konstantních poměrech v  kondenzaci. V  případech, kdy je teplo odebíráno současně z  několika odběrů turbíny, měla by být výsledná hodnota βkvet stanovena jako vážený průměr (váženo podle velikostí jednotlivých odběrů) všech dílčích β. Při znalosti βkvet již lze určit účinnost kondenzační výroby elektřiny u  parní odběrové turbíny podle vztahu : ηkond = (Evyr + βkvet * Qkvet) / (Qpal_celk – Qpal_výt) kde:  činnost nekogenerační (kondenzačηkond – ú ní) výroby elektřiny KVET [-] Evyr – celková výroba elektřiny [MWh,GJ] Qkvet – celková výroba (odběr) tepla ve zdroji KVET [MWh,GJ]

Výpočet účinnosti výroby elektřiny a dodávky tepla v procesu KVET, výpočet dosahovaných úspor primární energie (UPE) V  této fázi hodnocení se již postupuje stejně, jak je uvedeno v příloze č. 3 vyhlášky č.  439/2005 Sb., tj. úspory primární energie (UPE) se spočtou podle vztahu :

1 UPE = ( 1 - ---------------------- ) * 100 [%] ηeT ηqT -------- + -------- ηrE ηrV přičemž : Quž ηqT = ----------------------------------- [-] (Qpal_celk - Qpal_výt - Qpal_kond) Ekvet ηeT = ----------------------------------- [-] (Qpal_celk - Qpal_výt - Qpal_kond) kde: UPE jsou úspory primární energie [%] ηqT – j e energetická účinnost dodávky tepla z procesu KVET [-, %] ηeT – j e energetická účinnost výroby elektřiny v procesu KVET [-, %] ηrV – j e referenční hodnota energetické účinnosti oddělené výroby tepla [-, %] ηrE – j e referenční hodnota energetické účinnosti oddělené výroby elektřiny [-, %] Quž – j e roční dodávka užitečného tepla z kombinovaného procesu [MWh,GJ] Ekvet – j e roční výroba elektřiny pocházející z kombinovaného procesu [MWh,GJ] Qpal_celk – c elková spotřeba tepla v palivu ve zdroji KVET [MWh,GJ] Qpal_výt – s potřeba tepla v palivu pro nekogenerační výrobu tepla [MWh,GJ] Qpal_kond – s potřeba tepla v palivu pro nekogenerační výrobu elektřiny [MWh,GJ] V  případě, že vypočtená hodnota UPE je větší, nebo rovna 10 %, lze považovat elektřinu vyrobenou v procesu KVET (Ekvet) za vysokoúčinnou a  jako taková se může stát předmětem státní podpory. Jak je patrno ze vztahu pro výpočet UPE, výsledná hodnota závisí nejen na parametrech (účinnostech) vlastního zdroje KVET, ale i na tzv. referenčních hodnotách účinností oddělené výroby elektřiny a tepla. Tzv. harmonizované (jednotné) úrovně referenčních účinností oddělené výroby elektřiny a  tepla

již byly v  rámci EU přijaty, jak bylo ostatně zmíněno již v úvodu tohoto článku, a zejména pro skupinu zdrojů spalujících uhlí tyto nereflektují reálné poměry v  ČR. Problematika úrovně referenčních účinností oddělené výroby elektřiny a tepla již byla diskutována a publikována dříve, autor tohoto článku chce pouze opět upozornit, že řada menších tepláren spalujících uhlí pravděpodobně nebude podle prezentované metodiky a při „nových“ harmonizovaných referenčních hodnotách účinností schopna dosáhnout limitní hranice10 % UPE.

Závěr I  když prezentovaná metodika nebyla dosud řádně přijata, nelze očekávat, že se ve finální verzi objeví nějaké zásadnější změny. Samozřejmě metodika jako taková obsahuje pouze principy a postupy výpočtů, neřeší a ani nemůže detailně řešit všechny, často velice komplikované případy zdrojů KVET, se kterými se v podmínkách ČR setkáváme. K  tomuto účelu se i  v  rámci EU začalo pracovat na jakémsi podrobnějším výkladovém materiálu, který by měl kromě detailnějšího popisu jednotlivých pojmů a úkonů obsahovat i  řadu praktických výpočtových příkladů. Autor tohoto příspěvku předpokládá, že obdobné metodiky a  návody budou zpracovány v české verzi a modifikovány či doplněny pro specificky české podmínky. Článek převzat z časopisu 3T Teplo, technika, teplárenství č. 3/2007.

O autorovi Ing. Josef Karafiát, CSc. je absolventem ČVUT v Praze, Fakulty elektrotechnické, kde po ukončení studia v roce 1984 nadále působil až do roku 1998 jako doktorand na katedře elektroenergetiky. Po úspěšné obhajobě disertační práce přešel do Výzkumného ústavu energetického v Praze Běchovicích, kde pracoval nejdříve jako samostatný vědecký pracovník a následně jako vedoucí Odboru teplárenství. V roce 1994 byl jedním ze zakladatelů firmy ORTEP, s.r.o., která se specializuje na problematiku teplárenství. Jako ředitel firmy ORTEP, s.r.o. se kromě manažerské činnosti specializuje i na zpracování studií proveditelnosti obnovy a rekonstrukcí teplárenských zdrojů, zpracování územních energetických koncepcí, energetické audity a poradenství v oblasti uplatňování a hodnocení zdrojů s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla (KVET). Kontakt na autora: [email protected]

Obrázek 5: Znázornění poklesu elektrického. výkonu při nárůstu odebíraného tepelného výkonu

43

e

k

o

l

o

g

i

e

h

o

s

p

o

d

á

r

n

o

s

t

Současná realita globální změny klimatu 

RNDr. Jan Pretel, CSc., vedoucí oddělení klimatické změny, Český hydrometeorologický ústav

Z

dá se, že změny již nejsou spjaty pouze s  vnějšími vlivy, které se uplatňovaly v  minulosti. Přispívá k  nim i  rychlý technologický rozvoj, na kterém se podílí člověk. Dochází k  nárůstu spotřeby energie, ke změnám způsobů využívání krajiny a  rychlý populační nárůst potřeby dalšího rozvoje a energetické nároky jenom zvyšuje. Celosvětová spotřeba primárních energetických zdrojů se za posledních 30 let zvýšila o více než 80 % a z 80 % se na ní stále podílí fosilní uhlíkatá paliva (ropa, uhlí, zemní plyn). Narůstající emise oxidu uhličitého do atmosféry jsou příčinně spojovány s  celkovým oteplováním planety a se změnami globálního zemského klimatu. Podívejme se proto, jak to vlastně ve skutečnosti je, jaká jsou pravděpodobná rizika a jak je jim možno předcházet nebo je alespoň zmírňovat.

Klimatický systém Klimatický systém je složitý nelineární systém, ve kterém jsou probíhající procesy vzájemně propojeny spletitými vazbami. Skládá se totiž nejenom z atmosféry, ale i z oceánů, litosféry, kryosféry a  biosféry a  navíc si se svým kosmickým okolím vzájemně vyměňuje energii a  hmotu. Jakýkoliv, byť i  nepatrný zásah do systému může proto vyvolat řetězovou reakci a přerůst do velkých rozměrů. Zjednodušeně si lze tento systém představit jako obrovský „tepelný motor“, řízený přísunem krátkovlnného slunečního záření. Aby nedocházelo k narušení energetické rovnováhy systému, musí být celkové množství energie přicházejícího záření vykompenzováno energií vyzářenou dlouhovlnným zářením zpět do vnějšího prostoru. Stavu rovnováhy by odpovídala teplota zemského povrchu přibližně o 33  oC nižší, než ve skutečnosti je. Tento rozdíl je vyrovnáván skleníkovým efektem atmosféry, což je zároveň důkazem, že atmosféra přirozené množství skleníkových plynů, včetně vodní páry, skutečně obsahuje. Výsledná energie formuje atmosférické a oceánické proudění a  následně ovlivňuje výpar a srážkové procesy. Logické tedy je, že základní příčinou změn počasí a následně klimatu

44

Atmosféra obklopující naši planetu je prostředím, ve kterém se odehrává veškerý život. První satelitní snímky z konce šedesátých let minulého století začaly ale naznačovat, že planeta jako celek prochází jistými změnami. Ty však v současnosti již velmi pravděpodobně překonávají změny, které probíhaly doposud a pokračování tohoto trendu nelze vyloučit ani do budoucna. jsou právě změny energetické bilance systému, tedy množství dopadajícího krátkovlnného a odcházejícího dlouhovlnného záření.

Klima v minulosti Ke změnám energetické bilance klimatického systému docházelo i  v  minulosti. Byť máme k  dispozici nepřímé důkazy (proxy data), víme, že změny byly krátkodobé i dlouhodobé, regionální i globální. Teplota obvykle kolísala s periodou přibližně 120 až 140 tisíc let. Nejnižší teploty se vázaly k dobám ledovým (byly pravděpodobně o 8 až 10  oC nižší než dnes), nejvyšší k  dobám meziledovým (ještě o 3 až 4 oC vyšší než hodnoty současné). Víme také, že se planeta oteplovala téměř vždy výrazně rychleji, než se následně ochlazovala. Většina hypotéz se shoduje na tom, že jejich prvotní příčinou byly změny orbitálních charakteristik planety, které mohly energetickou bilanci systému výrazně ovlivnit, stejně jako změny v rozložení pevnin a oceánů. V  posledním tisíciletí docházelo pouze k  drobným výkyvům teploty – Ve 14. století se objevily první příznaky ochlazení a v 15. až 17. století se ochladilo na celá desetiletí. Nejchladnější období tzv. malé doby ledové bylo na přelomu 18. a  19. století. Ledem bylo pokryto celé Grónsko, rozšířily se alpské ledovce, téměř na celé severní polokouli panovaly tuhé zimy a léta byla chladná a krátká. Oteplování se začalo projevovat v  závěru 19. století a  s  výjimkou krátkého období ochlazení ve čtyřicátých až šedesátých letech pokračovalo i  ve 20. století. Nárůst teploty však pokračuje stále a  vše nasvědčuje tomu, že současná teplota je zřejmě již nejvyšší za poslední tisíciletí, byť je stále ještě o 1 až 2 oC nižší, než byla v posledním interglaciálu.

Zesilování skleníkového efektu Při analýzách vzorků arktického i  antarktického ledu byly hodnoceny i tehdejší koncentrace oxidu uhličitého (CO2) a metanu (CH4) a ukázalo se, že jejich trendy vždy velmi úzce souvisely s  trendy teploty. V  dávné minulosti se koncentrace CO2 pohybovaly v rozpětí hodnot 180 až 280 ppmv a velmi pravděpodobně

nebyly nikdy překročeny. Problémem současnosti ale je, že hodnoty nyní rychle narůstají a blíží se již k 380 ppmv. Podobně narostly i  koncentrace CH4 z  původních hodnot 700 ppbv na současných 1775 ppbv, stejně jako oxidu dusného (N2O) z 270 ppbv na 320 ppbv. Jako zcela nové skleníkové plyny se v posledních letech vyskytují částečně a zcela halogenované fluorovodíky a fluorid sírový. Všechny tyto plyny přispívají ke skleníkovému efektu atmosféry obdobným způsobem jako CO2, pouze jejich radiační účinnost je výrazně vyšší. Na jeho zesilování se podílí i troposférický ozón, jehož koncentrace rovněž narůstají. Převážná část jejich produkce souvisí s lidskou činností. CO2 vzniká zejména při spalování fosilních paliv, na emisích CH4 se výrazně podílí těžba a zpracování ropy či zemního plynu, ale i  zemědělská výroba a  odpadové hospodářství, N2O uniká při řadě zemědělských procesů a  emise halogenovaných fluorovodíků souvisí s  rozvojem chladírenské a  klimatizační techniky. Přeměna lesů na zemědělskou půdu či sídelní území mění energetickou bilanci systému a snižuje přirozené pohlcování CO2 vegetací. Činností člověka jsou do atmosféry uvolňovány i  pevné aerosoly, které však působí proti zesilování skleníkového efektu. Hlavním skleníkovým plynem je ale vodní pára, která je součástí hydrologického cyklu jako uzavřeného systému oběhu vody a odpovídá přibližně za dvě třetiny přirozeného skleníkového efektu. Jelikož je jí na Zemi ale konečné množství, činnost člověka se na jejím nárůstu v atmosféře projevuje pouze zcela zanedbatelným způsobem. Rostoucí teploty však zvyšují výpar, a proto vodní pára může skleníkový efekt atmosféry dále zesilovat.

Možnosti odhadu dalšího vývoje Složitost všech procesů a  jejich vzájemné propojení nedovoluje, abychom budoucí změny simulovali laboratorně. Znalost historických trendů může být pro odhady dalšího vývoje užitečná, nicméně jejich přesnost není příliš vysoká a řada fyzikálních aspektů se v nich

M a g a z í n

ztrácí. Nelze použít ani jednoduché extrapolace trendů či relativně krátkodobých pozorovaných změn, neboť v budoucnu může docházet ke změnám, které doposud nebyly pozorovány, případně se nikdy ani nevyskytovaly. Schůdná cesta vede přes matematický popis obecně platných fyzikálních zákonitostí. Jejich numerická řešení mohou dát alespoň základní představu o tom, jakou odezvu lze od složek systému očekávat. Numerické simulace změn klimatu pomocí globálních klimatických modelů (GCM) jsou v posledních letech rozvíjeny ve snaze daleko přesněji než dosud popsat co nejvíce zatím známých vlivů člověka. Stále však ještě podléhají řadě omezení, která zatím nedovolují všechny procesy dostatečně podrobně popsat a navíc řada z nich ještě není v plném rozsahu ani známá. Proto je nutné stále používat různá zjednodušení či pracovat s předpoklady o rozdílnostech v důležitosti jednotlivých vlivů. Přestože některé z  modelů jsou dnes již velmi propracované a zahrnují složité dynamické vnitřní i vnější časoprostorové vztahy v celém klimatickém systému, stále jej ještě popisují pouze přibližně. Modelová řešení se však netýkají pouze klimatického systému. K  odhadům změn je třeba ještě zohlednit i pravděpodobný výhled socio-ekonomického stavu světa do konce hodnoceného období (dnes obvykle konec 21. století). To je již ale úloha zejména pro ekonomy, kteří musí variantně reagovat na předpokládaný nárůst populace, technologický rozvoj, stav energetických zásob, využívání nových zdrojů energie, diskontní sazby, apod. O tom, jsou-li dnes větší neurčitosti na straně GCM či na straně socio-ekonomické nadstavby, lze jen spekulovat. Vlastní výstupy simulací proto nelze považovat za předpovědi, ale pouze za odhady či vývojové projekce. S ještě většími problémy se setkáváme při snahách o zaměření výstupů modelů na regionální či subregionální měřítka.

Jaké změny můžeme očekávat? K  odhadu budoucího klimatu je dnes používán víceméně „standardizovaný“ soubor scénářů IPCC SRES (Emissions Scenarios 2000, http://www.ipcc.ch/pub/sres-e.pdf - (viz tab. č. 1), který po zahrnutí do GCM umožňuje specifikovat rozpětí teplotního

Obrázek 1: Změny globální teploty pro tři různé scénáře a dvě dekády 21. století 

intervalu, ve kterém by se mohla průměrná globální teplota zemského povrchu na konci 21. století pohybovat. Do roku 2030 by výsledky neměly na použitém scénáři významně záviset a globální teplota by měla růst o  asi 0,2  oC za deset let. Další vývoj již bude výrazně záviset na použitém scénáři a odhad nárůstu teploty se bude pohybovat v  intervalu hodnot od 1,1 (scénář B1) do 6,4  oC (scénář A2). Konservativní odhady naznačují, že je již asi téměř vyloučené, aby během tohoto století globální teplota vzrostla o méně než 1 oC, ale na druhé straně není příliš pravděpodobné, aby nárůst přesáhl hodnotu 6  oC. Rozložení změny globální teploty pro různé scénáře a dvě části 21. století je patrno z obrázku č. 1. Změny teploty klimatického systému nebudou na Zemi probíhat homogenně. Nárůst bude zřetelnější nad pevninami a ve vyšších zeměpisných šířkách, méně zřetelný nad oceánem a  v  nižších zeměpisných šířkách. Extrémně vysoké teploty budou výrazně častější než teploty extrémně nízké. Obtížnější je podrobná projekce vývoje srážkového režimu.

A1

rychlý růst ekonomiky a vývoj nových technologií

A1FI

intenzivní využívání fosilních paliv

A1T

bez fosilních paliv

A1B

vyvážené využívání všech zdrojů energie

Zdroj IPCC

Ten je ovlivňován přesunem tlakových útvarů a souvisejících frontálních systémů a tyto cirkulační mechanismy modely ještě nedokáží s  dostatečnou přesností simulovat. Lze ale vymezit oblasti předpokládaného úbytku nebo naopak nárůstu vlhkosti a  tedy oblastí snížených či zvýšených srážkových úhrnů. S  vyšší mírou nejistot jsou spojeny odhady podrobnějšího vývoje proměnlivosti klimatu a  pravděpodobnosti výskytu extrémních počasových jevů. Ukazuje se však, že zejména ve středních zeměpisných šířkách severní polokoule lze očekávat zvýšenou cyklonální aktivitu a následně i výraznější kolísání počasí. Ke shodě však již nedochází, pokud jde o  odhady vývoje jednotlivých charakteristik klimatu a zejména jejich regionálního či subregionálního rozložení.

Změn nebude ušetřena ani Evropa Dnes již můžeme pozorovat důsledky měnícího se klimatu téměř ve všech částech Evropy a mnohým hospodářským sektorům

A2

heterogenní svět, silný populační nárůst, přetrvávající regionální ekonomické rozdíly

B1

postupující globalizace, rychlý rozvoj informačních technologií, služeb, zavádění nových technologií

B2

důraz na udržitelný rozvoj, podpora regionálních ekonomik, různorodost technologických změn

Tabulka 1: Charakteristika vývojových emisních scénářů IPCC SRES

45

e

k

o

l

o

g

i

e

h

o

s

p

o

d

á

r

n

o

s

t

to začíná přinášet obtíže. Zvy-60,4 Litva Lucembursko 0,3 šují se rizika náhlých povodLotyšsko -58,5 Švýcarsko 0,4 ní ve vnitrozemí a  častějších -55,3 Ukrajina záplav na pobřeží, zvyšuje se Belgie 1,4 -51,0 Estonsko erozní činnost. Horské oblasHolandsko 2,4 ti se potýkají s ústupem ledov-49,0 Bulharsko Japonsko 6,5 ců, úbytkem sněhové pokrývnárůst emisí -41,6 BČlorusko ky, v jižní Evropě narůstají letní Norsko 10,3 Rumunsko -41,0 teploty a  klesá srážková čin-32,0 Rusko Itálie 12,1 nost. Zhoršuje se dostupnost -31,8 Maćarsko vody, jsou omezeny možnosFinsko 14,5 ti výroby elektřiny z  vodních -31,2 Polsko Rakousko 15,7 zdrojů a  nedostatek vláhy má -30,4 Slovensko USA 15,8 vliv na zemědělskou produk-25,0 ýesko ci. Zvýšená četnost výskytu vln Lichtenštejnsko 18,5 -17,2 NČmecko extrémně vysokých teplot stupNový Zéland 21,3 Velká Británie -14,3 ňuje zdravotní rizika i  rizika Irsko 23,1 vzniku rozsáhlých požárů. Ve -5,4 Chorvatsko střední a východní Evropě zře-5,0 Island Austrálie 25,1 telně klesají letní srážkové úhr-3,5 Švédsko ěecko 26,5 ny a klesají zásoby podzemních Monako -3,1 i  povrchových vod. PodobKanada 26,6 Dánsko -1,1 ně jako v jižní Evropě, i zde se Portugalsko 41,0 výskyt letních extrémně vyso-0,8 Slovinsko ŠpanČlsko 49,0 kých teplot stává stále častější. pokles pokles emisí emisí -0,8 Francie V  severní Evropě zatím změTurecko 72,6 -0,6 EU-15 ny klimatu přinášejí spíše smí0 10 20 30 40 50 60 70 80 šené dopady, případně se proje- -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 vují se i některá pozitiva (např. Obrázek 2: Změny v emisích skleníkových plynů států Dodatku I v období 1990 – 2004 (v %) snížené požadavky na vytápěObrázek 2: ZmČny v emisích skleníkových plynĤ státĤ Dodatku I v období 1990 – 2004 (v %) ní, vyšší výnosy sklizní, rychlejší růst lesních by, pojišťovnictví). Měnící se klima ovliv- směry, z nichž tím prvním je snaha o snižoporostů). Nicméně s pokračujícími změnami ní i energetiku a bude třeba přepracovat stá- vání antropogenních emisí skleníkových plyje dost pravděpodobné, že v budoucnu budou vající modely spotřeby a  distribuce energie. nů, a tím druhým cesta postupného přizpůsopozitiva převážena spíše negativy (častější V oblastech poklesu srážkových úhrnů a tam, bování se důsledkům změn, neboli příprava zimní záplavy, ohrožení ekosystémů, rostou- kde lze očekávat častější výskyt suchých let- účinných adaptačních opatření. Je totiž stáních období, se sníží průtoky vody potřeb- le více zřejmé, že se klimatickou změnu zcecí půdní nestability). Výhledově nejzranitelnějšími oblastmi né na chlazení tepelných a jaderných elektrá- la zastavit nepodaří a pouhé, byť třeba i drasbudou jižní a jihovýchodní Evropa a celé Stře- ren, příp. na výrobu energie z vody. Současně tické snižování emisí skleníkových plynů, to domoří (extrémní teploty, nedostatek vody), se zvýšením teploty vody se sníží i její chla- samo o sobě zajistit nemůže. horské oblasti a  zejména Alpy (zvýšené tání sněhu a ledu) a pobřežní zóny (rostoucí hladiny moře, zvýšená rizika bouří) a  polární oblasti, kde budou změny teploty nejvyšší. Na klimatických podmínkách silně závisí řada hospodářských odvětví a důsledky změny klimatu tak přímo pocítí na svých aktivitách i  obchodních činnostech (např. zemědělství, lesnictví, rybolov, přímořský a horský cestovní ruch, zdravotnictví, finanční služ-

EU - staré členské státy EU - nové členské státy východoevropské státy USA Kanada Japonsko ostatní státy

23 5 14 40 4 8 6

Tabulka 2: Podíly na celkových emisích států Dodatku I (v %)

46

dící kapacita. Změny srážkových a  odtokových režimů se mohou projevit i na změnách říčních toků, zvýšená půdní eroze může přispívat k  zanášení vodních nádrží a  přehrad. Klesne poptávka po dodávkách tepla, zvýší se zájem o klimatizační zařízení a tím i po elektřině. Energetickou infrastrukturu může ohrozit zvýšené riziko výskytu bouřek, záplav a  povodní, a  tak nelze v  budoucnu vyloučit častější výpadky dodávek elektřiny.

Lze klimatické změně zabránit? Celý problém „globálního oteplování“ nespočívá zdaleka pouze v  tom, že se teplota Země zvyšuje. Podstatnější je, že se mění celkové chování klimatického systému a charakter jeho odezev, z nichž převažují spíše ty negativní. Obecně platí, že ekonomicky méně vyspělé regióny budou změnami zranitelnější, zatímco ekonomicky silnější se budou s potížemi snáze vyrovnávat. Při hledání řešení se nabízí dva základní

Kjótský protokol dnes Kjótský protokol je bezesporu hlavním představitelem současných snah o  snižování emisí skleníkových plynů. Jedním z  hlavních témat probíhajících mezinárodních jednání jsou diskuse o tom, kam se bude proces ubírat po roce 2012, až skončí jeho první kontrolní období. Připomeňme pouze, že protokol ukládá rozvinutým či ekonomicky vyspělým státům (tzv. státy Dodatku I) snížit do období 2008-2012, emise skleníkových plynů v průměru o 5,2 % v porovnání se stavem v roce 1990. V současné době je k dispozici téměř ucelená řada emisních hodnot za období 1990 až 2004 (http://unfccc.int/ghg_emissions_data/ items/3800.php). Jak ukazuje obrázek č. 2, výsledky nejsou příliš optimistické, neboť 19 z celkových 41 států svoje emise naopak zvýšilo. V souhrnu došlo sice k poklesu o 3,3 %, ale stalo se tak zejména díky výraznému poklesu emisí v nových členských státech EU (EU-10) a ve východní Evropě po roce 1990

M a g a z í n

Lucembursko

-28

Belgie

-7,5

Švédsko

+4

Dánsko

-21

Itálie

-6,5

Irsko

+13

Německo

-21

Holandsko

-6

Španělsko

+15

Rakousko

-13

Finsko

0

Řecko

+25

-12,5

Francie

0

Portugalsko

+27

Velká Británie

Tabulka 3: Individuální redukční cíle států EU-15 (v %)

– v průměru o 37 %. Tyto státy se ale na souhrnné bilanci rozvinutých států podílejí pouze 5 % (nové členské státy), resp. 14 % (východoevropské státy). Ve všech ostatních státech, které pokrývají zbylých 80  % emisí, vzrostly emise o 11 % (viz tab. 2) V  posledních pěti letech (2000 – 2004) se emise rozvinutých států navýšily o 2,3  %. V  nových členských a  i  východoevropských státech se po hospodářském propadu na počátku devadesátých let začíná projevovat opět ekonomický vzrůst. Ten je doprovázený zvýšenou spotřebou energie, a proto se emise zvýšily v průměru o 4 %. Ve starých členských státech došlo k nárůstu o 2,4 %, v Kanadě o 4,6 %, v USA o 1,3 %, atd. Česko je tak spolu s Lotyšskem vlastně jediné, které může v posledních pěti letech vykázat pokles, který pokračoval i v roce 2005 (snížení od roku 2000 o 2,4 %). Jedním ze smluvních států protokolu je

s redukčním dílem 8 % i evropská patnáctka (EU-15), přičemž jednotlivé členské státy EU15 mají navíc ještě svoje individuální cíle, které byly dohodnuty ještě před zahájením ratifikace protokolu (viz tab. č. 3). Aktuální situaci v EU podrobně hodnotí zpráva Annual European Community Greenhouse Gas Inventory 1990-2005 and Inventory Report 2007 (http://reports.eea.europa.eu/technical_ report_2007_7/en/), ve které jsou uvedeny již i hodnoty za rok 2005. Ze zprávy je zřejmé, že do roku 2005 se EU-15 podařilo ze svého kjótského cíle zatím „ukrojit“ pouze 1,5 %, a to v roce 2005 vykázala EU-15 poprvé po šesti letech meziroční snížení. Poslední dostupné projekce dalšího vývoje (Greenhouse Gas Emission Trends and Projections in Europe 2006, http://reports.eea.europa.eu/ eea_report_2006_9/en) ukazují, že při stávajícím trendu lze v roce 2010 očekávat emise pouze 0,6 % pod úrovní roku 1990, neboť

se počítá s dalším nárůstem spotřeby energie. Bilanční odhady uvedené v citovaném dokumentu ale předpokládají přínos zatím blíže nespecifikovaných tzv. „dodatečných opatření“ (4,6  %), použití kjótských mechanismů (2,6  %) a  použití „mechanismu pohlcování uhlíku v lesnictví“ dle článků 3.3 a 3.4 protokolu (0,8  %), což (sice poněkud překvapivě) dává přesně hodnotu kjótského cíle! Ze  států EU-15 jsou na dobré cestě ke splnění individuálních cílů pouze Velká Británie a Švédsko, zatímco Belgie, Dánsko, Irsko, Španělsko, Rakousko, Itálie a Portugalsko naději na jejich splnění již prakticky ztratily. Zbývajících šest států naději stále ještě má, ale do jaké míry je optimismus Evropské komise namístě, to se ukáže již za pár let!

Představa Evropské unie do budoucna Na počátku tohoto roku vydala Evropská komise dokument „European Council Statement“ (http://www.consilium.europa.eu/ueDocs/cms_Data/docs/pressData/ en/ec/93135.pdf), který vymezuje další kroky EU k omezení změny klimatu na „zvládnutelnou úroveň“. Deklaruje, že „…EU musí na svém území přijmout nezbytná opatření a ujmout se vedení na světové scéně a zajistit, že celosvětová průměrná teplota nevzroste o více než 2 °C nad úroveň před industrializací…“. V této souvislosti navrhuje, aby v rámci mezinárodních jednání sledovala cíl, podle něhož rozvinuté státy sníží do roku 2020 emise o 30 % (oproti roku 1990). Do té doby, než bude uzavřena mezinárodní dohoda o  řešení situace po roce 2012 a  nezávisle na dalších aktérech procesu se EU zavázala, že do roku 2020 dosáhne prostřednictvím systému obchodování s  emisními povolenkami (EU ETS), dalších „dodatečných opatření“, včetně opatření v rámci energetické politiky, snížení emisí minimálně o 20 % oproti roku 1990. Jelikož po roce 2020 budou rozvojové státy produkovat výrazně více emisí než rozvinutý svět, mělo by se tempo růstu jejich emisí začít zvolňovat a  po roce 2020 by mělo dojít k  celkovému absolutnímu snížení. Kromě těchto krátkodobých cílů uvádí dokument i  cíl dlouhodobý, podle něhož je třeba celosvětové emise snížit do roku 2050 až na 50 % úrovně z roku 1990. To by  v rozvinutých zemích znamenalo snížení o 60 až 80 % a odpovídající snížení by mělo přijít i v řadě rozvojových zemí. Pro členské státy EU by to mělo znamenat: n zlepšit energetickou účinnost do roku 2020 o 20 %, n zvýšit podíl obnovitelné energie do roku 2020 na 20 %, n realizovat zachycování a  geologické ukládání uhlíku (CCS) do roku 2015,

47

e

k

o

l

o

g

i

e

h

o

s

p

o

d

á

r

n

o

s

t

n pokračovat v  systému EU ETS a  přidělo- stupovat tak, jako při „dělení odpovědnosti“ do 20 20-50 50-100 vat povolenky na víc než pět let, aby bylo pro období 2008 až 2012, kdy ekonomicky USD USD USD možné předvídat dlouhodobá investiční méně vyspělým členským státům (Portugal12 2 0 uhlí rozhodnutí, rozšířit systém i na další plyny sko, Řecko, Španělsko, Irsko) povolila dosa odvětví, zahrnout do systému i zachyco- ti výrazný emisní nárůst (viz tab. č. 3). A prá24 9 6 plyn vání a geologické ukládání uhlíku a letec- vě v tom lze pro Českou republiku spatřovat 28 28 22 jádro potenciální nebezpečí! kou dopravu, 17 17 15 voda Dosti podstatný bude i další vývoj systému n dosáhnout do roku 2012 cíle 120 g CO2/km EU ETS v  letech 2008 – 2012, jehož příprapro emise z osobní motorové dopravy, 4 7 7 biomasa n přijmout  opatření pro snížení jiných skle- va se v současné době dokončuje. Systém lze 15 20 22 OZE níkových plynů než CO2 posílením opat- považovat za jeden z možných ekonomických 0 17 28 CCS ření v rámci společné zemědělské politiky nástrojů na snižování emisí, ale musí být doba akčního plánu pro lesnictví, stanovením ře (a hlavně spravedlivě) nastaven. To, že ceny Tabulka 4: Redukční potenciál (v %) v závislosti emisních limitů pro CH4 z  plynových emisních povolenek během několika měsíců na výši nákladů na tunu CO2 v rozvinutých státech poklesly z  několika euro na nebo několikzakázat motorů a z těžby ropy a zemního ply- systému pĜíp. tyto uhlí, emise zaĜadit do EU ETSdesítek a omezit použití eurocentů, totiž o  kvalitě současného nastanu, příp. tyto emise zařadit do systému EU halogenovaných fluorovodíkĤ. ETS a omezit nebo zakázat použití haloge- vení dost „vypovídá“…! Rovněž záměr na tab. č. 4. Vyplývá z ní, že při nákladech do 20 se vyplatí investovat do jádra, plyUSD/t CO jeho rozšířenía na další plynyglobální či odvětví,zmČny může klimatu Deklarované cíle a opatĜení jsou urþitČ ambiciózní problému urþitČ novaných fluorovodíků. 2 nu a  vody a  nelze vůbec počítat se zaváděcelý systém technicky i administrativně značDeklarované cíle a  opatření jsou určitě mohou pomoci. Lze ale pochybovat, jestli ho mohou beze zbytku vyĜešit. ZmČny ním CCS. Připustíme-li výrazně vyšší náklady, ně zkomplikovat a  tím jej ekonomicky zneambiciózní a  problému globální změny kliv klimatickém systému jsou totiž procesem víceménČ spojitým a neustále probíhajícím a také potom lze uvažovat o CCS, jádru i obnovitelvýhodnit či z hlediska původně zamýšleného matu určitě mohou pomoci. Lze ale pochybonení zcela jasné, podaĜí-li se ambiciózní zámČry bČhem následujících 12 let uskuteþnit. ných zdrojích energie (OZE). vat, jestli ho mohou beze zbytku vyřešit. Změ- přínosu učinit málo efektivním. Dokument je totiž spíše deklarativní než technický. Otázkou je rovnČž, za jakou cenu lze Záměry EU, bohužel, neberou příliš v úvany v klimatickém systému jsou totiž procesem stanovené cíle dosáhnout - o odhadech nákladĤ totiž dokument pĜíliš nehovoĜí! víceméně spojitým a  neustále probíhajícím hu některé poslední výsledky IPCC (třetí část Adaptační opatření hodnotícídomluvit zprávy IPCC, http://www. rozložení takto a také podstatné není zcela jasné, podaří-li ambicióznístátyČtvrté Velmi bude, jak sese þlenské EU dokáží na vzájemném Příprava účinných adaptačních opatzáměry během„redukþních následujících 12 let uskutečnit. Jižmnp.nl/ipcc/pages_media/AR4-chapters. stanovených povinností“. dnes je totiž zĜejmé, že nepĤjde o rozložení plošné. Dokument je totiž spíše deklarativní než tech- html), které globální potenciál snížení emi- ření je druhou možností, jak sice nezabráNa podzim tohoto roku zaþnou zĜejmČ velmi složitá jednání, na která je tĜeba se právČ nický. Otázkou je rovněž, za jakou cenu lze sta- sí do roku 2030 odhadují na 7,4 Gt CO2, což nit změnám klimatu, ale jak minimalizovat s ohledem na ekonomickou stránku problému velmi peþlivČ pĜipravit. Vzhledem novené cíle dosáhnout - o odhadech nákladů je přibližně 15  % současného stavu. Obrázek jejich důsledky. Základním smyslem je snaha k problémĤm, kterénehovoří! staré þlenské státy mají s plnČním stávajícího redukþního protokolu, vyrovnat se s měnícím se klimatem prostředč. 3 uvádí pro skupiny rozvojových a rozvinu- cíle totiž dokument příliš lze oþekávat, že Komise velký pĜenesení významné þásti úspor odpovČdnosti právČ rizik a škod, které současné nictvím snižování týchna zemí odhad technického potenciálu Velmi podstatné bude, jakvyvine se členské státy tlak naEU nové þlenské státy. V nich totiž spatĜuje zdroj „emisních se přinášejí a přinesou a soui budoucíby změny emisíhlavní rozložený na různé primární reserv“, zdroje ener-se kterými dokáží domluvit na vzájemném rozložení časnětak, zachovat gie, resp.totiž možnosti CCS. V rozvinutých taktodeklarovanému stanovených „redukčních povinností“. novČ cíli dalo pĜiblížit. UrþitČ nebude k jednáním státech pĜistupovat jakoúčelnost vynakládaných prostředků. Adaptační opatření mohou být buď největší potenciál na využíváníménČ dnes je totiž zřejmé, že nepůjde pĜiJiž „dČlení odpovČdnosti“ proo snížení období připadá 2008 až 2012, kdy úspor ekonomicky vyspČlým předběžná, nebo následná a  mohou se týkat jaderné energie (37 %) a dále 14 % na výrazný moder- emisní plošné. NastátĤm podzim(Portugalsko, tohoto roku začnou zřej- ŠpanČlsko, þlenským ěecko, Irsko) povolila dosti nárĤst přírodních i  lidských systémů. S  odkazem ní technologie na spalování fosilních paliv mě velmi složitá jednání, na která je třeba se (viz tab. þ. 3). A právČ v tom lze pro ýeskou republiku spatĜovat potenciální nebezpeþí! právě s  ohledem na ekonomickou stránku (zvyšování účinnost, záměna paliv). V  rozvo- na tzv. Sternovu zprávu (Stern Review on the Dosti podstatný bude připravit. i další vývoj systému EUstátech ETS lze v letech 2008 –potenciál 2012, ve jehožEconomics pĜípravaofseClimate Change http://www. jových nalézt největší problému velmi pečlivě Vzhledem hm-treasury.gov.uk/independent_reviews/ využívání biomasyza (23 %). CCSzjemožných v rozvinu- ekonomických k  problémům, které dokonþuje. staré členské státy mají lze v souþasné dobČ Systém považovat jeden zemích z  hlediska redukčního potenciás  plněním pro-býttých nástrojĤ na stávajícího snižováníredukčního emisí, alecíle musí dobĜe (a hlavnČ spravedlivČ) nastaven.stern_review_economics_climate_change/ To, že ceny je zřejmé, že lu přibližně na úrovni modernizace stávajících tokolu, lzepovolenek očekávat, že Komise velký mČsícĤ poklesly z nČkolika desítek eurostern_review_report.cfm) emisních bČhemvyvine nČkolika na nČkolik (a) adaptační opatření jsou jednou z cest, tlak na přenesení významné části odpověd- technologií a je perspektivnější, pokud by byl eurocentĤ, totiž o kvalitČ souþasného nastavení dost „vypovídá“…! RovnČž zámČr na jeho nosti právě na nové členské státy. V nich totiž uhlík ukládán do vytěžených uhelných slojí jak dopady klimatické změny za cenu přijarozšíĜení na další plyny þi odvČtví, mĤže celý systém technicky i administrativnČ znaþnČ spatřuje hlavní zdroj „emisních reserv“, se než do prostor po těžbě zemního plynu. Ori- telných ekonomických nákladů zmírnit a zkomplikovat a tímdeklarovanému jej ekonomicky znevýhodnit þi z hlediska pĤvodnČ zamýšleného (b) pĜínosu adaptační opatření přijímaná s  předentační představu o  ekonomické náročnoskterými by se nově cíli dalo uþinit málo efektivním. stihem jsou v naprosté většině případů dalepřiblížit. Určitě totiž nebude k jednáním při- ti emisních úspor v  rozvinutých státech dává ko funkčnější a ekonomicky přijatelnější než opatření, která by byla přijímána až po vzniku případného problému. Jako příklad lze uvést třeba efektivnější využívání zdrojů vody, budování protipovodňových zábran a protizáplavových barier, zvyšování úrovně hrází proti stoupající hladině moří, výzkum a  vývoj zemědělských plodin odolnějších vůči suchu, volbu vhodnějších druhů vegetace či změny pěstebních postupů v zemědělské a lesnické činnosti. Součástí adaptačních opatření mohou být i  změny v  územním plánování, budování pozemních koridorů napomáhajících migraci druhů, přizpůsobení stavebních předpisů budoucím klimatickým podmínkám a extrémním výkyObrázek Odhadtechnického technického potenciálu (v %) rozložený na rĤzné primární energie počasí apod. Obrázek3: 3: Odhad potenciálu úsporúspor (v %) rozložený na různé primární zdroje energie zdroje vům

48 EU, bohužel, neberou pĜíliš v úvahu nČkteré poslední výsledky IPCC (tĜetí þást ýtvrté ZámČry hodnotící zprávy IPCC, http://www.mnp.nl/ipcc/pages_media/AR4-chapters.html), které

M a g a z í n

Na jejich přípravě se může podílet jak soukromý sektor, podniky, průmyslová odvětví, sektor služeb, tak i  jednotliví občané. Konkrétní opatření se mohou značně lišit a  mohou spočívat jak v  drobných a  relativně nenákladných opatřeních (např. ochrana vody, agrotechnické změny a  využívání odrůd odolných proti suchu, veřejné plánování a  zvyšování informovanosti), tak i  v  nákladnějších ochranných či relokalizačních opatřeních (např. zvýšení hrází, přemístění části infrastruktury, průmyslu, příp. obcí z nízko položených záplavových oblastí, výstavba retenčních nádrží apod.). Přestože problém změn vlastností klimatického systému je problémem globálním, vlastní důsledky těchto změn mají dost výrazně regionální charakter. Právě proto je třeba, aby návrhy adaptačních opatření vycházely z  pozorovaných změn a odhadů jejich dopadů v jednotlivých regiónech.

Závěr Snahou tohoto příspěvku bylo ukázat, že změna globálního klimatu je problémem současnosti a  že je třeba se mu odpovídajícím způsobem věnovat. Problémy, které inzerce EMISE 2007 30.8.2007 16:18 Page nám měnící se klima přináší nelze nevidět,

8.

ale nemá smysl je ani zveličovat a volit řešení, která vlastní problém mnohdy ani vyřešit nemohou. Důsledky změn jsou dosti široké a v mnoha ohledech již i zdokumentované. Uvádí je třeba druhá část Čtvrté hodnotící zprávy IPCC (bude publikováno na http:// www.ipcc.ch/) a  upozorňuje i  na budoucí rizika. Za řadu z  nich určitě může člověk svým nešetrným přístupem k  přírodě, může za ně i tím, že přispívá ke zvyšování koncentrací emisí skleníkových plynů v  atmosféře. Otázkou však je, nakolik jsou právě tyto emise tou hlavní příčinou pozorovaných změn a nakolik může nárůst teploty o více než 2 °C nad úroveň před industrializací vyvolat v klimatickém systému skutečně již „nevratné změny“. Pokud se někdo domnívá, že antropogenní emise za změny mohou „z devadesáti procent“ – mýlí se, a pokud někdo jejich vliv bagatelizuje – mýlí se také! Nejistoty o číselné hodnotě vlivu člověka budou ještě hodně dlouho přetrvávat. Asi nemá smysl se v tuto chvíli příliš soustřeďovat na řešení problému „viny“. Mnohem účelnější bude, když se kromě oprávněných snah o snižování emisí skleníkových plynů vydáme i  cestou zpřesňování odhadů trendů změn, zkvalitňování předpově1 di extrémních počasových jevů a  hledání

8. odborná konference

hotel Novotel, Kateřinská 38, Praha 2

vhodných a  účinných adaptačních přístupů k omezování jejích dopadů. Na této cestě bychom neměli opomenout investovat do vědy a výzkumu a jako klimatolog nemám na mysli pouze výzkum zaměřený na zdokonalení znalostí o změně klimatu a jejích dopadech, ale i  výzkum v  oblasti životního prostředí, energetiky a dopravy a zejména ve prospěch rozvoje čisté energie a  čistých dopravních technologií, který by mohl být co nejdříve využíván a zaváděn do praxe.

O autorovi RNDr. Jan Pretel, CSc. ukončil v roce 1966 studiu na Matematicko-fyzikální fakultě UK, obor meteorologie a klimatologie. V letech 1966-1991 pracoval v Ústavu fyziky atmosféry ČSAV, v letech 1991-1993 na Ministerstvu životního prostředí a od roku 1993 v Českém hydrometeorologickém ústavu na pozici vedoucího oddělení klimatické změny. V letech 1995-2004 byl členem delegací ČR na jednáních k Rámcové úmluvě a Kjótskému protokolu, v letech 1997-2002 byl členem výboru IPCC. Kontakt na autora: [email protected]

www.bids.cz

Obchodování s emisemi skleníkových plynů Emission Trading 2007 prosinec 2007

...první obchodovací období odchází a druhé příchazí...odehraje se vše bez komplikací?...asi ne! (bližší informace www.bids.cz)

B.I.D. services s.r.o., Milíãova 20, 130 00 Praha 3, âeská republika Tel.: +420 222 781 017, Fax: +420 222 780 147, E-mail: [email protected], www.bids.cz

49

e

k

o

l

o

g

i

e

Evropské obchodování s emisemi – současnost a budoucnost Mgr. Klára Sutlovičová, koordinátorka programu na ochranu klimatu, Centrum pro dopravu a energetiku

Emise v ČR v porovnání s jinými státy Česká republika si ve srovnání s  ostatními členskými státy EU nevede příliš dobře: na jednoho obyvatele připadá asi 14 tun skleníkových plynů ročně, což nám už dlouhodobě zajišťuje místo po boku největších znečišťovatelů – v  posledním srovnání obsadila ČR čtvrtou příčku (viz tabulka 1). V přepočtu emisí na vyrobenou korunu hrubého domácího produktu jsme dokonce na prvním místě mezi členy OECD – tedy v  zásadě průmyslovými státy světa. Navíc, v  posledních zhruba 10 letech nevykazují české emise skleníkových plynů vůbec žádný trend a udržují se na přibližně stejné hodnotě. Pokud se tedy někteří politici či zástupci ministerstev nechávají slyšet, že Česko „s přehledem“ a  dokonce „s  rezervami“ plní své mezinárodní závazky vyplývající z Kjótského protokolu a není důvod k dalším krokům, je to účelová blamáž: zatímco emise oxidu siřičitého a  dalších plynů, jež způsobují lokální znečištění (smog a  kyselé deště), během devadesátých let razantně poklesly, produkce skleníkových plynů se snížila jen asi o čtvrtinu. Nezpůsobila to žádná zvláštní ekologická opatření, ale ponejvíce pouhé zhroucení socialistického hospodaření. Tržní ekonomika a privatizace podniků téměř z roku na rok radikálně omezily plýtvání energií i materiály, nejméně efektivní podniky ukončily provoz. Tak ubylo rovněž emisí. Struktura ekonomiky s  významným podílem těžkého průmyslu, která způsobuje relativně vysoké emise, se ovšem zásadně nezměnila. Na cílená, účinná opatření stále ještě čekáme. Jedním z nich má být emisní obchodování.

Zrod a nastavení obchodování s emisemi Obchodování s  emisemi je nástroj, jenž má za prvé snížit emise a za druhé zajistit, že se tak stane co nejlaciněji. Nejde o žádný originální nápad. V  ekonomické teorii se kon-

50

h

o

s

p

o

d

á

r

n

o

s

t

Během srpna 2007 by resorty Ministerstva životního prostředí a Ministerstva průmyslu a obchodu měly zveřejnit upravený návrh na rozdělení emisních práv českým průmyslovým znečišťovatelům pro roky 2008 až 2012, tzv. národní alokační plán (NAP). Za necelý půlrok skončí úvodní tříleté kolo evropského systému obchodování s emisemi (EU ETS), který v České republice zavedl vůbec první přímé opatření na regulaci skleníkových plynů prostřednictvím emisních povolenek. Zároveň se v Bruselu naplno rozbíhají konzultace o nutných změnách tohoto nástroje tak, aby účinně redukoval znečištění také v budoucnosti, po roce 2012. To je hned několik důvodů se podívat, zda se obchodování s emisemi jako hlavní opatření na snížení českého příspěvku ke globálním změnám podnebí osvědčilo a kde jsou jeho slabé stránky. Emise skleníkových plynů, 2005 (Mt)

Emise skleníkových plynů na obyvatele, 2005 (t)

Lucembursko

12,7

27,9

Irsko

69,9

17,0

Estonsko

20,7

15,3

Česká republika

145,6

14,2

Belgie

143,8

13,8

Finsko

69,3

13,2

Kypr

9,9

13,2

Nizozemí

212,1

13,0

Řecko

139,2

12,6

Německo

1001,5

12,1

Dánsko

63,9

11,8

Rakousko

93,3

11,4

Velká Británie

657,4

10,9

Polsko

399,0

10,5

Španělsko

440,6

10,2

Slovinsko

20,3

10,2

Itálie

582,2

10,0

Slovensko

48,7

9,1

Bulharsko

69,8

9,0

Francie

553,4

8,9

Malta

3,4

8,5

Portugalsko

85,5

8,1

Švédsko

72,3

8,0

Maďarsko

80,5

8,0

Rumunsko

153,7

7,1

Litva

22,6

6,6

Lotyšsko

10,9

4,7

Země

Průměr EU – 27 Tabulka 1: Emise skleníkových plynů na osobu v roce 2005 Zdroj: Eurostat, European Environmental Agency

10,6

M a g a z í n

cept obchodovatelných povolení objevil už v  roce 1960. Evropský model je inspirován úspěšným systémem obchodování s emisemi oxidu siřičitého v USA, kde během devadesátých let levně a úspěšně snížil kyselé deště. Celá věc má ale háček – totiž stanovení celkového limitu na emise. K tomu v evropském systému slouží národní alokační plán. Každá vláda v  něm určí množství oxidu uhličitého, které dovolí vypouštět, a potažmo počet povolenek, jež pro začátek rozdá jednotlivým znečišťovatelům. Potud teorie. Pokud ovšem neuděláte to, co česká vláda v  prvním kole obchodování. Dovolila totiž znečištění namísto snížení – naopak zvýšit. Emise z  odvětví, kterých se obchodování týká, u  nás v  roce 2004 činily asi 90 milionů tun. Ale kabinet nakonec schválil rozdání povolenek na 97,6 milionů tun – a to jen díky zásahu Evropské komise, jež si vynutila škrtání oproti původním vládním plánům. Ministr životního prostředí tehdy nejprve předložil o něco vyšší návrh (99,7 Mt) a Ministerstvo průmyslu a  obchodu kontrovalo dokonce ještě větším číslem (110 Mt). Osmiprocentní nárůst je tedy paradoxně ještě kompromisem. Dlužno podotknout, že ČR nebyla jediným černým pasažérem ve hře - celkový přebytek povolenek v  EU činil v  prvním roce obchodování 7  %, v  Česku 15  %, respektive 14 % ve druhém roce EU ETS (viz tabulka 2). Zbytečné povolenky však znamenají několikamiliardovou dotaci zúčastněným firmám: zadarmo dostaly aktiva, která mohly, pokud byly dostatečně rychlé, obratem zpeněžit na mezinárodním trhu.

[ ] Výsledkem masivní přealokace na celoeveropské úrovni byl totiž strmý pád ceny povolenek - ze 30 EUR klesla až na současných několik euro centů. Motivace ke snižování emisí se za takových okolností blíží nule.

Systém přidělování povolenek ve druhém období S ohledem na výše uvedené se proto nelze divit, že se Evropská komise snaží podobnému excesu ve druhém kole EU ETS zabránit. Pro hodnocení všech alokačních plánů tudíž použila jednotnou metodiku, jež bere v  úvahu nejen růst ekonomiky, ale také

Země

Povolenky na rok 2005 podle NAP (Mt)

Ověřené emise za rok 2005 (Mt)

Absolutní rozdíl mezi alokací a skutečností (Mt)

Rozdíl mezi alokací a skutečností v %

Polsko

239,1

203,1

36,0

15,1

Německo

499,0

474,0

25,0

5,0

Česká republika

97,6

82,5

15,0

15,4

Nizozemí

95,3

80,4

14,9

15,6

Finsko

45,5

31,1

14,4

31,6

Dánsko

33,5

26,1

7,4

22,1

Belgie

62,9

55,58

7,3

11,6

Itálie

232,5

225,5

7,0

3,0

Estonsko

18,9

12,62

6,3

33,2

Litva

12,3

6,6

5,7

46,3

Slovensko

30,5

25,2

5,3

17,4

Maďarsko

31,3

26,0

5,3

16,9

Švédsko

22,9

19,3

3,6

15,7

Řecko

74,4

71,3

3,1

4,2

Velká Británie

245,3

242,4

2,9

1,2

Portugalsko

38,2

36,4

1,8

4,7

Lotyšsko

4,6

2,9

1,7

37,0

Malta

2,9

1,98

0,9

31,7

Lucembursko

3,4

2,6

0,8

23,5

Slovinsko

8,8

8,7

0,1

1,1

Irsko

22,3

22,4

-0,1

-0,4

Rakousko

32,7

33,4

-0,7

-2,1

Francie

123,7

131,3

-7,6

-6,1

Španělsko

174,6

182,9

-8,3

-4,8

Celkem

2152,1

2004,28

147,8

6,9

Tabulka 2: Přebytek povolenek v první fázi EU ETS, rok 2005

potenciál snižovat emise a  skutečný objem průmyslového znečištění v  roce 2005. Ačkoli Komise podkladové statistiky k  výpočtům (vývoj HDP a  uhlíkové náročnosti) se členskými státy konzultovala, již šest zemí podalo proti rozhodnutí Komise o alokačním plánu žalobu u Evropského soudního dvora pro údajnou diskriminaci. Do této fosilní šestice bohužel patří i  Česká republika – navzdory tomu, že schválený limit (86, 8 milionů tun) umožňuje tuzemskému průmyslu zadarmo zvýšit exhalace o dalších 5 % a navzdory skutečnosti, že stále platí ministerský program, podle nějž mají emise v letech 2000 až 2020 klesnout o třicet procent. HDP i hrubá přidaná hodnota v průmyslových odvětvích dynamicky rostou. Přesto znečištění stagnuje. Graf 1 ukazuje trendy v procentech, kdy za základ považujeme rok 1996.

Zdroj: Evropská komise

Statistiky navíc potvrzují, že ekonomický růst nevyžaduje vyšší a vyšší znečištění. Česká ekonomika i průmyslová výroba už od konce devadesátých let dynamicky rostou. Přesto emise oxidu uhličitého zůstávají víceméně stejné (viz graf 1).

Komentář k Národnímu alokačnímu plánu 2 Objem povolenek na příštích pěti let přidělený českým podnikům Evropskou komisí se nicméně již blíží původním představám ekologických organizací. Snížení celkové-

51

e

k

o

l

o

g

i

e

h

o

s

p

o

d

á

r

140 ýeský HDP

130 120 110

PĜidaná hodnota v prĤmyslu

100 Emise oxidu uhliþitého

90 80

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Graf 1: Vývoj HDP, přidané hodnoty v průmyslu a emise CO2 v ČR (v %)

ho limitu si také vyžádalo změny ve způsobu rozdělování povolenek jednotlivým znečišťovatelům. Vítáme zejména změnu metodiky základní alokace: zrušení netransparentních sektorových projekcí a  použití ověřených dat o  historických emisích podniků pro stanovení alokace. Podporujeme rovněž návrh, podle nějž se v  novém NAP nepočítá s  diskutabilními speciálními a bonusovými alokacemi – tyto úpravy alokační plán zprůhledňují a odstraňují původní diskriminace. Za vhodnější alternativu k  alokaci na základě historických emisí však považujeme vedle přidělování povolenek formou aukce (viz dále) tzv. benchmarking, tedy použití emisních faktorů. Tato metoda umožňuje porovnat, který podnik vyrábí daný typ produktu efektivněji, čili při výrobě způsobí méně emisí.

tedy ve výši 10 % celkového objemu. Rozdělení všech dostupných emisních kvót v aukci je jediný způsob, který respektuje princip „znečišťovatel platí“. Další výhodou je, že prodej povolenek v  aukci přináší zisk pro veřejné rozpočty. Takto získané finanční prostředky mohou být využity k různým účelům, například k  financování výzkumu šetrných technologií, podpoře obnovitelných zdrojů energie nebo snižování spotřeby energií ve veřejných budovách. Aukce rovněž celý systém obchodování výrazně zjednodušuje a nejlépe identifikuje možnosti levného snižování emisí. Vedle výše uvedených výhod by přínosem byly také nabyté zkušenosti s pořádáním dražeb, a to zejména s  ohledem na skutečnost, že aukce se pravděpodobně stanou dominantní metodou alokace povolenek v dalších obchodovacích obdobích.

Velmi žádoucí je využití benchmar-

Externí jednotky vstupující do NAP

kingu pro alokaci povolenek sektoru energetiky, a to hlavně z důvodu omezení tzv. windfall profits – neoprávněných zisků výrobců elektřiny, kterých dosahují promítnutím veškerých nákladů na pořízení povolenek do ceny konečným zákazníkům, ačkoli většinu povolenek obdrželi zdarma. V upraveném návrhu postrádáme využití aukce pro přidělení části povolenek tak, jak to umožňují pravidla EU ETS směrnice,

52

Jelikož obchodování s  emisemi by mělo zejména přispět ke snížení vysokých emisí z domácího průmyslu a motivovat jej k rychlému závádění efektivních, nízkouhlíkových technologií, nesouhlasíme s  desetiprocentní kvótou pro použití externích, tzv. kjótských kreditů v  NAP. Studie New Carbon Finance propočítala, že evropské podniky zahrnuté do EU ETS budou ve druhém obchodovacím období potřebovat dokoupit povolenky na zhruba 300 milionů tun CO2 ročně. Přitom budou moci využít externích kreditů až ve výši 260 milionů ročně – aneb 87  % celkové potřeby chybějících povolenek mohou pokrýt kredity z  kjótských mechanismů [1]. Velké množství těchto externích kreditů na trhu pak nebude motivovat zdejší podniky k  modernizaci a  investicím do technolo-

n

o

s

t

gií snižujících emise. V Česku mimo to dosud nebyly učiněny potřebné kroky k  zajištění kvalitativních požadavků na použité kjótské kredity tak, aby se zajistilo, že skutečně splňují všechna mezinárodní kritéria (viz rámeček). Navrhujeme proto, aby podniky mohly nejvýše 3 % z alokace pokrýt místo povolenkami kjótskými kredity. Zajistí se tak potřebná pružnost systému a  zároveň i  zaměření investic do české ekonomiky.

Co nás čeká do budoucna? Výše uvedené a další problematické aspekty emisního obchodování jsou v  současné době intenzívně diskutovány v  odborných pracovních skupinách na úrovni EU. Výstupy těchto konzultací budou podkladem pro celkovou novelizaci EU ETS směrnice – první legislativní návrhy můžeme očekávat nejdříve na podzim tohoto roku. Schválené změny by měly platit po roce 2012. Nejvíce kontroverzním tématem je bezpochyby způsob, jakým se v  budoucnosti určí celková výše rozdělovaných povolenek. Jak jsme si ukázali, členské státy si v prvních dvou kolech EU ETS vyložily pravidla směrnice poněkud svérázně. Výsledkem bylo 25 (respektive 27) zcela specifických alokačních plánů a  netransparentní, rozstříštěná a  neefektivní alokace vedoucí k  pádu ceny povolenek. Je zřejmé, že ekonomický a  ekologický potenciál tohoto nástroje může být naplno využitý jenom tehdy, pokud se pravidla pro určení celkového počtu povolenek zpřesní. Budou také muset respektovat výsledky mezinárodních jednání o novém režimu ochrany klimatu poté, co v roce 2012 skončí první fáze Kjótského protokolu. A samozřejmě střednědobý závazek Evropské unie snížit do roku 2020 emise o 30 %. Harmonizována musí být také pravidla pro alokaci jednotlivým znečišťovatelům, nejvhodnějším způsobem je prodej všech rozdělovaných povolenek v dražbě. Uhlík tak dostane jasnou cenu a  nejvíce na tom vydělají ti, kteří umějí vyrábět čistě. Přehodnoceny budou muset být limity pro využití externích kreditů. Omezený přístup ke kreditům a zpřísnění požadavků na jejich kvalitu povede ke snížení emisí jak v průmyslových, tak i v rozvojových zemích. V neposlední řadě se jedná o zahrnutí nových sektorů do emisního obchodování, zejména letecké dopravy. Samotné začlenění letectví do systému je ale jen jedním z nástrojů, který má omezovat množství vypouštěných emisí. Letecký benzín stále není zdaněný, většina letů je osvobozena od DPH a emise z letadel mají dvou až čtyřnásobně větší skleníkový efekt, než stejné množství benzínu spáleného na zemi [2]. Navíc by podle návrhu Evropské komise měli letečtí dopravci dostat větši-

M a g a z í n

Externí kredity z projektů na snižování emisí (Kjótské mechanismy) – dva příklady: Současné kolo obchodování s emisemi umožňuje podnikům splnit část emisních limitů tím, že investují do projektů snižujících emise mimo ČR, zvláště v rozvojových zemích (tzv. CDM projekty). Kvalita těchto projektů je však často nevalná. Efekt snižování exhalací není dostatečný, projekty mají negativní environmentální či sociální dopady nebo jednoduše nesplňují princip „dodatečnosti“ (nárok na odkup kreditů mají jen takové projekty, které by si bez dodatečného příjmu z prodeje kreditů na sebe nevydělaly).

Vodní elektrárna Bhilangana, Indie Projekt má uspořit 109 kt CO2 ročně výrobou elektřiny ve vodní elektrárně o výkonu 22,5 MW. Jeho realizace nebyla řádně projednána s místními obyvateli, projektová dokumentace popírá jakékoli negativní vlivy vodního díla na životní prostředí a  projekt nesplňuje podmínku dodatečnosti. Přes toto evidentní porušení hned několika mezinárodních pravidel pro CDM projekty byl schválen a od dubna 2007 bude po deset let investorům „vyrábět“ externí kredity. Více viz: http://www.irn.org/programs/greenhouse/index. php?id=060711himanshu.html

nu povolenek zadarmo. Je tedy potřeba mít na paměti, že EU ETS není „všespásné“ opatření, které se hodí pro všechny zdroje emisí. Zařazení nových zařízení do systému je žádoucí pouze za podmínky, že to bude mít nezpochybnitelnou přidanou hodnotu pro životní prostředí v  porovnání s  použitím jiných legislativních nástrojů.

Závěr Závěrem se nelze vyhnout mezinárodním implikacím tohoto programu. V  dalších částech světa vznikají podobné systémy obchodování s  emisemi – mezi nejvážnější kandidáty na propojení s  EU ETS patří v  současné době regionální program několika států USA, Kalifornské ETS a obchodovací systémy v  Japonsku, Norsku a  Austrálii. Zkušenosti a poučení z unijního systému jsou proto důležitým signálem pro partnery mimo EU. Průmyslové země jako Japonsko nebo Kanada také pečlivě sledují, zda se Evropě podaří dostát jejím kjótským závazkům. Rozvojové země – Brazílie, Indie nebo Čína – čekají na důkaz, že to EU s  redukcí skleníkových plynů myslí vážně. Pokud tedy druhé kolo EU ETS prokáže, že snižování emisí s nejnižšími možnými náklady je možné a půjde to i v budoucnosti, mohlo by to vrátit státy jako USA zpět k jednacímu stolu a usnadnit diskuse o nové podobě Kjótského protokolu. Literatura [1] European firms no longer able to buy their way out of emission targets, tisková zpráva New Carbon Finance, 30. 11. 2006, http://www.newcarbonfinance.com/ press_releases/NCF_PR_30.11.2006.pdf [2] Aviation and the Global Atmosphere, IPCC 1999

O autorce

Kvůli podobným případům proto vzniklo nezávislé posouzení kvality a  účelnosti projektů, tzv. Gold Standard. Navrhli jej odborníci na projektové mechanismy z řad obchodníků, podniků a ekologických organizací ve spolupráci s vládami některých států. Spočívá v sadě pravidel a nástrojů, které zajistí kvalitu konkrétního projektu - dosažení udržitelného rozvoje, efektivní zapojení místních obyvatel do rozhodování a zajištění dodatečnosti.

Bytový komplex Kuyasa, Filipíny Jedním z  modelových příkladů projektu respektujícího metodiku Gold Standard je přestavba obytného komplexu ve filipínské Kuyase na nízkoenergetické bytové jednotky. Investor spolufinancoval izolaci stropů, instalaci solárních článků na ohřev pitné vody a kompaktních fluorescentních úsporných zářivek. Podporou těchto moderních technologií se dosáhlo značné úspory energie, a tím i emisí oxidu uhličitého. Více viz: http://cdmgoldstandard.org/

Mgr. Klára Sutlovičová vystudovala obor Sociální a kulturní ekologie na Karlově univerzitě v Praze. Od roku 2003 pracuje v nevládní neziskové organizaci Centrum pro dopravu a energetiku jako koordinátorka programu na ochranu klimatu. Zastupuje ekologické nevládní organizace v Meziresortní komisi k problematice změny klimatu a v komisi k alokačnímu plánu. Je spoluautorkou několika publikací ekologických organizací o emisním obchodování (např. Assessment of Key National Allocation Plans for phase II of the EU Emissions Trading Scheme, NAPříště snížit – hlavní doporučení ekologických organizací pro alokační plan 2008 až 2012). Kontakt na autorku: [email protected]

53

e

k

o

l

o

g

i

e

Emisní obchodování a snižování emisí

Ing. Tomáš Chmelík, Mgr. Aleš Laciok, MBA, specialisté environmentálních produktů, ČEZ

Vedl systém obchodování s povolenkami ke snížení emisí? Při hodnocení fungování systému obchodování s  povolenkami je třeba v  prvé řadě pohlédnout o  několik let zpátky. Vývoj, který tato oblast v  posledních několika letech prodělala, je ve své dynamice jen velmi obtížně překonatelný. Nejde jen o to, že příslušný legislativní rámec byl přijat v rekordně krátké době, přičemž bylo navíc třeba, aby byl následně ukotven ve všech členských státech. Zajímavé na vývoji věci je poměrně zásadní obrat, který Evropská unie v  pohledu na využití obchodování s  emisemi prodělala. Zatímco v  počátcích systém obchodování

h

o

s

p

o

d

á

r

n

o

s

t

Záhy po spuštění systému obchodování a zveřejnění výsledků za roky 2005 a 2006 se rozšířily spekulace o tom, zdali systém obchodování s povolenkami vedl ke snížení emisí a nebo je to jenom další administrativa bez reálných přínosů pro životní prostředí. Článek pojednává o prvotním hodnocení emisního obchodování, o chování ČEZ v důsledku zavedení emisního obchodováním a o přípravě technologií ukládání CO2. odmítala jako příliš liberální přístup, pod tlakem poznání, že snižovat emise bude dražší, než se původně očekávalo, se stala naopak velkým propagátorem obchodování jako efektivního nástroje pro regulaci znečištění. Dnes se systém obchodování týká asi 11 000 zařízení ve 27 členských státech a povolenka, respektive její cena, je jedním z klíčových parametrů pro rozhodování o realizaci opatření, investicích nebo objemu výroby. Tím se dostáváme k  tomu klíčovému, co lze připsat jako úspěch spuštění systému, a  tím je nastartování trhu s  uhlíkem a „zhmotnění“ ceny za vypuštění jedné tuny oxidu uhličitého do ovzduší. Zatímco skeptici předpovídali, že obchodování bude pouze administrativním nástrojem, který bude přehazovat povolenky zleva doprava, realita je

jiná. Objemy obchodů mají stabilně rostoucí tendenci, firmy se s cenou povolenky naučily běžně kalkulovat v rozhodovacím procesu a  trh s  emisními povolenkami nebo jednotkami je trhem s běžnými atributy kteréhokoliv jiného finančního nebo komoditního trhu. To, že povolenka má konkrétní cenu znamená, že firmy jsou touto cenou motivovány k tomu, aby hledaly řešení ke snižování emisí, protože pokud se jim podaří emise snížit levněji, mají možnost na snížení emisí vydělat. Lze však namítnout, že skutečnost let 2005 a 2006 ukázala, že očekávání trhu byla nad realitou, což dokládá to, že cena povolenky v prvním obchodovací období spadla po zveřejnění údajů o skutečných emisích během několika hodin ze 30 EUR na v podstatě čtvrtinu a po období dalších výkyvů oběma směry se nako-

ceny povolenek 2. obchodovacího období

ceny povolenek 1. obchodovacího období

Obrázek 1: Vývoj ceny emisních povolenek

54

Zdroj: REUTERS

M a g a z í n

Kumulované prodeje povolenek CO2 EUR/t 30

Cenový šok po uveĜejnČní skuteþných emisí roku 2005

20

5,211 tisíc tun

10

2,672 tisíc tun 0 srpen 2005

Ĝíjen ěíjen 2005

prosinec Prosinec 2005 2005

únor Únor 2006 2006

duben Duben 2006 2006

þerven ýerven 2006 2006

srpen Srpen 2006 2006

Ĝíjen ěíjen 2006 2006

prosinec Prosinec 2006 2006

únor Únor 2007 2007

Obrázek 2: Rozložení množství emisních povolenek prodaných ČEZ

nec propadla až pod hranici jednoho eura, na které bezpochyby setrvá až do konce prvního období (viz obr. č. 1). Důvodů tohoto vývoje bude jistě celá řada a jejich analýza je spíše úkolem pro odborníka, ale mezi nezanedbatelné faktory bude patřit nezralost trhu jak na straně očekávání, tak na straně chování jednotlivých účastníků, určitá omezenost obchodovacího období pouze na roky 20052007 a  v  neposlední řadě i  to, že do systému bylo přiděleno více povolenek, než se původně očekávalo. Co je však důležité, je to, že obchody, které dnes probíhají s povolenkami na druhé obchodovací období, mají cenovou úroveň zcela odlišnou (kolem 20 EUR) a řada analytiků předpokládá její postupný nárůst. Problémy v prvním obchodovací období tedy nevedly ke stagnaci trhu jako takového a zdá se, že hlasy skeptiků o  brzkém konci obchodování

nedojdou naplnění. Ostatně členské státy EU a  nakonec i  sama Evropská komise deklarují, že obchodování s povolenkami je a rozhodně i bude jedním z pilířů politiky změny klimatu.

Jak se chová ČEZ Nabízí se otázka, zdali i  ČEZ může tvrdit, že díky systému obchodování s  povolenkami snížil emise. Odpověď je v  tomto případě jednoduchá – ano. Cena povolenky je jedním z  důležitých parametrů rozhodování a  lze říci, že ČEZ nyní optimalizuje ve 3 oblastech. V rámci provozu je kladen důraz na větší disponibilitu bezemisních a  nebo nízkoemisních zdrojů, pozornost je věnována úsporám ve výrobě a  přesnému monitoringu emisí. V  případě rozhodování o  nasazování zdrojů je cena povolenky brána jako součást nákladů, totéž platí při tvorbě ceny elektřiny a auk-

cích přeshraničních kapacit. V neposlední řadě ČEZ optimalizuje aktivním obchodováním na vlastní účet a  řízením pozic v  návaznosti na vývoj jak výroby, tak i trhu jako takového. Z  pohledu tržního kolapsu může ČEZ konstatovat, že si svou pozici zajistil na trhu ještě před tímto kolapsem (viz obrázek 2) a podařilo se mu tak ušetřené povolenky prodat za vyšší ceny, než jaké jsou nyní. O tom, že systém měl vliv na efektivnější výrobu svědčí i vývoj emisního faktoru na jednotku produkce, kdy lze jednoznačně vysledovat to, že množství emisí CO2 na vyrobenou elektřinu klesá v  návaznosti na spuštění systému obchodování. O tom, že systém obchodování je z pohledu ČEZ vnímán jako důležitý nástroj svědčí i to, že se ČEZ veřejně zavázal reinvestovat zisky z prodeje uspořených povolenek do dalších opatření vedoucích ke snižování emisí skleníkových plynů a zároveň představil akční plán, ve kterém jsou specifikována středně a  dlouhodobá opatření v  jednotlivých oblastech snižování emisí skleníkových plynů. V rámci kalkulace zisku z prodeje uspořených povolenek se analýzou jednotlivých faktorů ukázalo, že ušetřené povolenky v letech 2005 a 2006 (rozdíl mezi alokací a skutečnou výrobou) jsou výsledkem realizovaných opatření a nikoliv příliš štědrou alokací. Současně se snažíme se aktivně zapojit do diskuse o budoucí podobě systému, který právě v této době prochází významnou revizí a očekává se, že získané zkušenosti z prvních let obchodování budou při revizi vzaty v potaz tak, aby se fungování systému dále zefektivnilo. Obecnou snahou energetických společností je upravit pravidla pro příděl povolenek tak, aby poskytovala stabilitu na delší období, než je 5, respektive 8 let (předpokládaná dél-

Obrázek 3: Principiální schéma energetického cyklu s technologií CCS

55

e

k

o

l

o

g

i

e

ka třetího obchodovacího období), které jsou jako pobídkový nástroj nedostatečné pro rozhodování o investicích typu výstavba nových zdrojů nebo obnova stávajících.

Opatření ke snižování emisí skleníkových plynů skupiny ČEZ – příklad nízkoemisních technologií na bázi fosilních paliv Skupina ČEZ ve své veřejné deklaraci z podzimu loňského roku uvedla, že bude reinvestovat zisky z  prodeje uspořených povolenek do dalších opatření ke snižování emisí skleníkových plynů. Konkretizace těchto opatření byla provedena akčním plánem, který je koncipován jako do značné míry otevřený dokument – obsahuje dlouhodobé cíle do roku 2020 a soubor krátkodobých opatření do roku 2012. Akční plán má 4 pilíře. První pilíř je věnován problematice obnovitelných zdrojů energie, respektive podpoře jejich využití, druhý pilíř je zaměřen na otázku snižování intenzity emisí při výrobě elektřiny, třetí z pilířů je věnován otázce úspor energie a poslední pilíř se týká podpory projektů snižujících emise skleníkových plynů v zahraničí. Jedním z  dlouhodobých opatření, které spadá do pilíře snižování intenzity emisí při výrobě elektřiny, je podpora nízkoemisních technologií na bázi fosilních paliv v podobě tzv. separace a ukládání CO2 do geologických struktur (CCS – Carbon Capture and Stora-

h

o

s

p

o

d

á

r

ge). Výroba energie z  fosilních paliv se ekologizuje již dlouhou řadu let, pronikavým způsobem jsou snižovány emise oxidů síry, dusíku a tuhých znečišťujících látek (aplikací tzv. CCT – Clean Coal Technologies) a technologie CCS jsou dalším krokem v  tomto trendu. Tyto technologie však nejsou vyvinuty a ověřeny v měřítku potřebném v energetice. Proto Akční plán pro energetiku Evropské rady (přijatý v r. 2007) předpokládá podporu zprovoznění až 12 plnokapacitních demonstračních jednotek technologie CCS do r. 2015 s  možnou následnou komerční aplikací technologií CCS po roce 2020, především u nových elektrárenských bloků. Energetický cyklus s  technologií CCS se skládá ze separace CO2 ze spalin či plynu vzniklého zplyňováním (gasifikací) uhlíkového paliva, dále transportu z  místa separace CO2 do oblasti ukládání a  posledního kroku, kterým je vlastního uložení CO2 do vhodné hluboké geologické formace (viz obrázek č. 3). Především separační krok je velmi nákladný (jak z hlediska investičních, tak provozních nákladů) a  navozuje pochyby o  možném širším využití v energetice bez zásadních zlepšení současně navrhovaných postupů či dokonce vývoje koncepčně zcela nových metod. Transport ve velkém množství lze uskutečnit pouze potrubním systémem, zpravidla v  nadkritickém stavu CO2. Transport velkého množství CO2 není zcela novou záležitostí – v USA existuje přepravní síť o  délce více než 4  800 km, kterou se dopravuje CO2 pro tzv. terciární těžbu ropy (nutné je podotknout, že CO2 pochází především z přírodních zdrojů a nikoliv ze

Obrázek 4: Základní součásti spalovacích a zplyňovacích energetických technologií se začleněním CCS

56

n

o

s

t

spalin) a  jeho doprava na velké vzdálenosti tedy nepředstavuje technologický problém. Uložení CO2 se pak realizuje vtláčením vrty do propustných sedimentárních formací (do hloubky pod 800 m pod povrchem). Stav vývoje technologie Metod separace (oddělení) CO2 z  plynné směsi existuje poměrně velké množství, komplikujícím faktorem je však poměrně nízká koncentrace CO2 v  této směsi a  především velké množství plynů, které je nutné zpracovat (např. elektrárna s práškovým kotlem o instalovaném výkonu 500 MWe produkuje několik miliónů m3 spalin za hodinu!). Pro využití v energetice se zvažují především 2 základní přístupy (viz obrázek č. 4): – s eparace CO2 po procesu spalování s variantou oxického spalování (postcombustion capture a oxyfuel) – separace CO2 před procesem spalování (pre-combustion capture). Technologie separace CO2 ze spalin jsou principiálně založeny na absorpčních, adsorpčních a  membránových postupech, avšak pro praktické využití v příštích letech budou k  dispozici pouze metody chemické absorpce. Tyto metody využívají rozpouštědel na bázi aminů či jiných reagentů. Metoda aminové vypírky byla vyvinuta již před několika desítkami let, je běžně využívána v chemickém průmyslu a pro odstraňování kyselých komponent ze zemního plynu a na počátku 80. let byla dokonce aplikována v USA pro separaci CO2 z elektrárenských spalin pro účely tzv. terciární těžby ropy (tyto separační

M a g a z í n

jednotky dnes již nejsou v provozu) a posléze rovněž u dvou elektráren s fluidními kotli pro produkci menšího množství CO2 pro potravinářské účely. Metoda aminové vypírky je energeticky značně náročná, především z důvodu spotřeby velkého množství nízkotlaké páry. Účinnost aminové vypírky navíc radikálně snižuje přítomnost SO2, NO2, O2 a prachu. Metoda chemické absorpce je v  současnosti zdokonalována vývojem účinnějších, selektivnějších a  stabilnějších separačních médií, novým řešením kolonového hospodářství a  efektivnějším provázáním energetických toků v  rámci energetické výrobny se  separační jednotkou. Právě za tímto účelem je dnes v  zahraničí v  provozu množství pilotních jednotek, např. v elektrárně Esbjerg v Dánsku. Oxické spalování uhlíkového paliva (pevného či plynného) je potenciálně velmi atraktivní, jelikož spaliny obsahují vysoké procento CO2, takže CO2 by šel oddělit méně náročněji než aplikací chemické absorpce. Technologie oxického spalování je však v  počátečním stádiu vývoje, připravují se pouze první pilotní jednotky o instalovaném výkonu desítek MW (Vattenfall, Total, ad.). Odstranění CO2 před spalováním je principiálně využitelné pro pevná (uhlí, biomasa, uhlíkové odpady) i plynná paliva (zemní plyn). V případě pevných paliv je energetický cyklus založen na zplynění paliva, vyčištění vniklého plynu (syngas, energoplyn), separace CO2 a následného využití syngasu v kombinovaném cyklu – tzv. IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle). Vyvinuto bylo velké množství zplyňovacích postupů, které jsou využívány především v průmyslu zpracování ropy a výroby syntetických paliv. V energetice je pouze několik příkladů využití zplyňovacích postupů (např. Tampa v USA, Buggenum v Holandsku, Puertollano ve Španělsku a rovněž Vřesová v ČR), z nichž naprostá většina využívá tzv. hořákový typ zplyňování (entrained-flow gasification). Tato metoda zplyňování probíhá při vysoké teplotě (1 300 – 1 400 ºC) v téměř čistém kyslíku, přičemž palivo je dávkováno v suchém stavu či ve formě vodné suspenze. Separaci CO2 lze uskutečnit poměrně účinně, jelikož objem vzniklého syngasu je značně menší než v případě spalin vzniklých spálením stejného množství paliva klasickými postupy a upravený syngas je navíc relativně bohatý na CO2. Pozice ČEZ Pro ČEZ je důležité snižovat emise CO2 vyplývající ze složení výrobního portfolia v současnosti. V současnosti probíhající komplexní obnova výrobní základny a  výstavba nových bloků v ČR (Tušimice, Prunéřov, Ledvice) již bude znamenat významné snížení emisí CO2 díky značně vyšší dosažitelné čisté účinnosti ve srovnání s  dosavadně provozo-

Obrázek 5: Jednou z plánovaných lokalit na využití CCS technologie je elektrárna Hodonín

vanými bloky. ČEZ rovněž zahájil studie pro možnou výstavbu dvou jednotek CCS v  ČR, tyto projekty jsou nazvány: – Hodonin CO2 Separation Project, – North Bohemia Clean Coal Project. Oba projekty jsou založeny na separaci CO2 ze spalin, tj. po procesu spalování fosilních paliv. Význam hodonínského projektu spočívání v pravděpodobně dostatečné ukládací kapacitě pro CO2 (vytěžené uhlovodíkové struktury nebo jiné sedimentární formace v  regionu), nevýhodou je poměrně malá kapacita elektrárny a  pravděpodobně nutnost vybudovat separátní odsiřovací jednotku. Naproti tomu výhodou možné výstavby separační jednotky u  nového bloku v  severních Čechách je jeho dostatečná instalovaná kapacita umožňující zařadit projekt do evropských demonstračních jednotek. Zcela stranou zájmu však není ani výzkum separace CO2 ze zplyněných paliv. ČEZ se účastní práce konsorcia šesti předních evropských energetických společností zaměřené na hodnocení možné výstavby bloku IGCC s  technologií CCS v  polských podmínkách (černé uhlí, ukládání CO2 v Polsku). ČEZ se rovněž zapojil do různých mezinárodních aktivit na této oblasti, od podpory výzkumných projektů (EC Geocapacity) až po činnosti v rámci celoevropské technologické platformy pro vývoj nízkoemisních technologií. Výstavba a provoz jednotek CCS v ČR se bude odvíjet od výsledků podrobných studií dokumentujících technickou realizovatelnost (včetně zajištění nakládání se separovaným CO2) a nákladové aspekty a dále od existence podpůrných a zajišťovacích finančních mechanismů; bez nich by pořízení technologie CCS znamenalo nepřijatelné zvýšení obchodních rizik pro realizátory projektu. Rozšíření technologií separace a  ukládání CO2 je pravděpodobně možné, je však nutné vyřešit velké množství nejistot, z nichž lze zmínit např.:

– motivační faktory pro aplikaci těchto technologií (v dlouhodobém měřítku především cena CO2), začlenění CCS do EU ETS, – ověření skutečných kapacit vhodných geologických formací a  zajištění jejich dostupnosti, – právní a  regulační rámec, především pro ukládání CO2.

O autorech Ing. Tomáš Chmelík je absolvent Vysoké školy ekonomické v Praze, hlavní specializace hospodářská politika, vedlejší specializace ekonomika životního prostředí. Po studiu nastoupil na Ministerstvo životního prostředí do odboru ekonomiky životního prostředí, oddělení ekonomických nástrojů. Od května 2003 se stal vedoucím nově vzniklého samostatného oddělení změny klimatu a po jeho transformaci na odbor v roce 2005 do července 2006 jeho ředitelem. Od srpna 2006 je specialistou environmentálních produktů ČEZ. Mgr. Aleš Laciok, MBA je absolvent Přírodovědecké fakulty University Karlovy v Praze, se specializací na environmentální geochemii, a dále mezinárodního programu MBA organizovaného ve spolupráci ČVUT a Sheffield Hallam University. Hlavní část dosavadního profesního života strávil v Ústavu jaderného výzkumu Řež, kde vedl oddělení nakládání s odpady a ekologie.. V této pozici se zabýval především ekologickými vlivy palivových cyklů, nakládání s radioaktivními odpady a vývojem hlubinného úložiště pro vyhořelé jaderné palivo. Od února 2007 je specialistou environmentálních produktů ČEZ se zaměřením na přípravu technologií redukce emisí CO2. Kontakt na autory: [email protected], [email protected]

57

z a j í m a v o s t i

j a d e r n á

Rizika a přínosy jaderné energetiky

Tvůrci energetické politiky by měli mít k dispozici jako podklad pro své rozhodování zevrubné analýzy možných variant, které vyhodnotí jak veškerá rizika, tak přínosy z pohledu nejen ekonomického, ale zahrnou i vlivy na životní prostředí a hlediska společenská. Pod čarou je však jasné, že rozhodnutí budou ovlivněna kompromisy odrážejícími osobní nebo skupinové preference a subjektivní posouzení důležitosti jednotlivých ukazatelů. Článek má za cíl přispět k získání přehledu o souvislostech kolem využívání „jádra“ v energetice.

Ing. Dana Drábová, předsedkyně, Státní úřad pro jadernou bezpečnost

Úvod Společensko–ekonomické prostředí ovlivňující ty, kteří rozhodují o budoucím směřování států se postupně vyvíjí od priorit zaměřených prakticky výhradně na ukazatele ekonomického růstu k širšímu kontextu zahrnujícímu ve stále větší míře cíle udržitelného rozvoje. Dostupnost energie je klíčovým faktorem prosperity, ekonomického a společenského rozvoje včetně postupného zmírňování chudoby a v neposlední řadě i ochrany životního prostředí a kvality života obecně. Existuje nepřeberná řada studií a  analýz publikovaných v  posledních desetiletích mezinárodními i národními institucemi, které se zabývají hodnocením širokého spektra aspektů jednotlivých energetických systémů. Tyto studie se zabývají nejen externími náklady různých variant, ale je v nich možno nalézt i  detailní rozbory specifických rysů, jako například riziko havárií nebo širší ekonomické vlivy. Hodnocení je většinou založeno na sadě ukazatelů, které kvalitativní i kvantitativní porovnání různých variant energetického mixu usnadňují. Dnes už je běžné vycházet z tzv. analýzy životního cyklu, což je přístup zohledňující náročnost na zajištění zdrojů, dopady na zdraví a  životní prostředí nejen při stavbě, provozu a likvidaci vlastních elektráren, ale i zátěže a náklady spojené s celým energetickým řetězcem včetně geologického průzkumu, těžby a úpravy surovin, výroby paliva, dopravy a nakládání s odpady. Dříve, než popíšeme vybrané ukazatele životního cyklu jaderných elektráren a porovnáme je s  jinými zdroji, stojí možná zato si připomenout koncentraci energie obsažené v uranu: Štěpením uranu se produkuje zhruba třimilionkrát více tepelné energie na jednotku hmotnosti než spálením fosilních paliv. Rozštěpením 1 kg 235U se uvolní zhruba 25 GWh tepla. Jaderná elektrárna s  instalovaným výkonem 1000 MW a faktorem využitelnosti 91 % (8 000 hodin za rok na plném výkonu) s účinností 30 % vyrobí 27 TWh tepla ročně, potřebuje tedy přibližně jednu tunu 235U. Uvážíme-li přítomnost dalších štěpných

izotopů (239Pu, 241Pu a 233U) v použitém jaderném palivu, sníží se roční množství spotřebovaného 235U na zhruba 640 kg. To odpovídá zhruba 30 t obohaceného uranu obsahujícího 3  % 235U (palivové soubory se vyměňují po spotřebování zhruba 2/3 235 U) a zhruba 165 t přírodního uranu (0,7 % 235 U, 99,3 % 238U). Máme-li uranovou rudu obsahující 2  ‰ uranu, potřebujeme vytěžit 80  000 t rudy. Pro srovnání: uhelná elektrárna s  instalovaným výkonem 1000 MW a  stejným faktorem využitelnosti potřebuje zhruba 3 milióny t uhlí.

Současný stav jaderné energetiky Na konci června 2007 bylo ve třiceti zemích v provozu 438 jaderných bloků s celkovým instalovaným výkonem 371 GWe. Dalších 31 bloků je ve výstavbě ve třinácti zemích a  představují instalovaný výkon 24 GWe. V roce 2006 byly do sítě připojeny dva nové bloky, jeden v Číně a jeden v Indii, s instalovaným výkonem 1,5 GWe. Ve stejném roce byla zahájena výstavba sedmi nových bloků a to v Číně, Koreji a Ruské federaci. Osm bloků bylo definitivně odstaveno, dva v Bulharsku, jeden na Slovensku a ve Španělsku a čtyři ve Velké Británii.

[

58

e n e r g e t i k a

Historie komerčního využití jaderné energetiky sestává ze dvou odlišných období. Dvě desetiletí rychlého rozvoje s takřka exponenciálním nárůstem instalovaného výkonu byla následována dnes již skoro třiceti lety pomalého zvyšování výkonu s  klesajícím počtem zahajovaných staveb v  daném roce a  řadou definitivně odstavených bloků. Došlo tak ke stagnaci či mírnému poklesu počtu provozovaných bloků. Nicméně díky stále se zlepšujícímu koeficientu způsobilosti a technickému pokroku, který umožnil zvyšování výkonu již provozovaných bloků, podíl „jaderné“ elektřiny neklesl a instalovaný výkon dosud mírně narůstá. Průměrný roční přírůstek instalovaného výkonu v posledním desetiletí byl zhruba 2,5 GWe, což představuje 3 nové bloky. Přestože instalovaný výkon jaderných elektráren nabyl na významu až v 70. letech minulého století, období velmi rychlého růstu nastalo již v na počátku let šedesátých a skončilo na začátku let devadesátých. Bodem obratu byl již zmíněný rok 1985 s největším počtem (33) bloků uvedených do provozu. Po roce 1990 počet bloků ročně uvedených do provozu nepřekročil číslo 10. Jaderné programy byly v řadě zemí z různých důvodů utlumeny. Výrazně negativní vliv měly havárie v elektrárnách Three Mile Island (1979) a Černobyl (1986). Dalším důvodem byla přetrvávající nízká cena fosilních paliv a  relativní bezpečnost jejich dodávek.

Jaderná energetika produkuje téměř 25 % elektřiny spotřebovávané v průmyslových zemích sdružených v OECD, její podíl na celosvětové výrobě elektřiny se dlouhodobě pohybuje okolo 16 %. Je možná zajímavé připomenout, že tohoto podílu jaderná energetika dosáhla již v roce 1985, tedy rok před havárií v Černobylu, a od té doby se mění jen velmi málo. Jaderná energetika je vyspělým technologickým oborem, který přináší významný příspěvek ke světové výrobě elektřiny. Její rozvoj však byl daleko výraznější v průmyslových zemích než v zemích rozvojových. Celková provozní zkušenost již přesahuje 12 500 reaktorroků, téměř 90 % této doby jaderné bloky odpracovaly v zemích OECD. Jedním z indikátorů technologické zralosti je koeficient způsobilosti bloku. Jaderné elektrárnyv posledních deseti letech dosahují koeficientu způsobilosti okolo 80 %, v letech 2004 a 2005 byl průměrný koeficient způsobilosti 84 %, což znamená, že jaderné bloky byly ročně v provozu v průměru cca 7 350 hodin.

]

M a g a z í n

Nenaplnily se tak předpoklady spojené s první ropnou krizí v 70. letech. Oživení zájmu o  jadernou energetiku je dáno mimo jiné vynikajícími provozními výsledky stávajících elektráren, jejich konkurenceschopností i  na deregulovaném trhu a  zejména vzrůstajícím zájmem politiků a  veřejnosti o  energetickou bezpečnost a změny klimatu. Názory na přínosy a rizika jaderné energetiky se však stále velmi různí.

Ekonomické ukazatele Výrobní náklady Do výrobních nákladů jsou započítávány investiční náklady, náklady na palivo, provozní náklady, náklady na údržbu a  pokud je to možné, jsou též internalizovány externí náklady. Porovnání struktury výrobních nákladů pro jadernou, uhelnou a  plynovou elektrárnu je ukázáno na obrázku 1. V tabulce 1 jsou shrnuty investiční náklady a předpokládaná doba výstavby různých elektráren. Charakteristickou vlastností jaderných elektráren je dlouhá doba výstavby. Zatímco plynovou elektrárnu lze i s uvážením doby potřebné ke získání všech povolení postavit za zhruba 4 roky, uhelnou elektrárnu za 7 až 8 let, u jaderné elektrárny těžko potřebný čas snížíme pod 15 let, jen 5 až 7 let bude třeba na schvalovací proces. Investiční náklady potřebné pro stavbu jaderné elektrárny jsou vysoké, dnes se pohybují mezi okolo 2000 USD/kWe. Investiční náklady uhelných elektráren se pohybují okolo 1000 USD/kWe, plynové elektrárny potřebují cca 500 USD/kWe. Palivová složka výrobních nákladů je v jaderných elektrárnách na rozdíl od elektráren uhelných a plynových velmi nízká. Odhady průměrných výrobních nákladů z  různých studií není možné jednoduše srovnávat, protože používají různé předpoklady týkající se diskontní sazby, koeficientu využitelnosti bloku a  jeho ekonomické životnosti. Některé studie berou v úvahu daně a do ceny kapitálu zahrnují i  tzv. rizikové prémie, zatímco jiné studie to nečiní. Ceny fosilních paliv jsou stanoveny k různému datu a odpovídají různým národním či regionálním podmínkám.

Obrázek 1: Porovnání struktury výrobních nákladů

USA US cent / kWh

Německo € cent / kWh

Velká Británie p / kWh

Finsko € cent / kWh

Jaderná

4,2 – 6,7

2,1

2,8 - 4,3

2,6

Uhelná

4,2

3,0 – 3,3

3,6 – 4,0

5,2

Plynová

3,8 – 5,6

3,6

2,3 – 2,4

5,2

Vodní

7,0

1,6 – 1,9

Větrná

7,0

3,2 – 5,7

Fotovoltaická

60

4,5

5,1

Biomasa Tabulka 2: Měrné výrobní náklady pro různé elektrárny

Investiční náklady [USD/kW]

Doba výstavby [rok] bez schvalovacího procesu

jaderná

2000 - 2500

6-7

uhelná

1000 - 2000

4-5

plynová

500 - 900

2-3

větrná

1250 - 2000

1

solární

5000 - 15000

1

fotovoltaická

15000 - 25000

1

Elektrárna

tem Paula Scherrera [2] poskytuje odhad výrobních nákladů v  německých podmínkách a týká se provozovaných elektráren, tzn. že v případě jaderných elektráren byly investiční náklady v  podstatě již odepsány. Pro obnovitelné zdroje nejsou započteny náklady na zálohování. Odhady nákladů poskytnuté britským ministerstvem obchodu a průmyslu [3] udávají rozpětí s uvážením nejistot v budoucí technické výkonnosti a  spolehlivosti jednotlivých zdrojů. Jedná se o výrobní náklady elektráren, které by byly uváděny do provozu v roce 2010, uvažovaná diskontní sazba je 10 %. Odhad výrobních nákladů pro Finsko [4]

Jaderná energetika se vyznačuje dlouhou ekonomickou i  technickou životností elektráren. U  fosilních elektráren se předpokládá životnost okolo třiceti let, jaderné elektrárny jsou dnes běžně schvalovány na 60 let, u nových reaktorů se předpokládá životnost 80 let. V tabulce 2 jsou porovnány měrné výrobní náklady pro elektrárny v  USA, Německu, Velké Británii a Finsku. Studie MIT [1] se zaměřila na potenciální nové zdroje, vzala v úvahu tři možné varianty ceny zemního plynu a rovněž tři možné varianty ceny kapitálu pro jaderné elektrárny. Studie vypracovaná švýcarským Institu-

Tabulka 1: Investiční náklady a předpokládaná doba výstavby pro různé zdroje

vychází ze současných cen plynu na evropském trhu, uvažovaná diskontní sazba je 5 %, u obnovitelných zdrojů nejsou zahrnuty subvence a náklady na zálohování. Vliv ceny paliva na výrobní náklady [5] Vliv ceny paliva na výrobní náklady je důležitým faktorem z hlediska středně a dlouhodobé stability cen elektřiny, které zase přímo ovlivňují ekonomickou výkonnost státu či podniku. V tabulce 3 je uveden odhad nárůstu výrobních nákladů v případě zdvojnásobení ceny paliva. Pro jaderné elektrárny byl

59

z a j í m a v o s t i

Uhelná

Plynová

40

75

j a d e r n á

Jaderná

e n e r g e t i k a

cena uranu

celková cena paliva

Větrná, fotovoltaická

4

15

0

Tabulka 3: Vliv zdvojnásobení ceny paliva na výrobní náklady (%)

Energetická náročnost (bez paliva) [kWh prim / kWhe]

Energetická návratnost [měsíc]

Černé uhlí

0,28 - 0,30

3,2 - 3,6

Hnědé uhlí

0,16 - 0,17

2,7 - 3,3

Zemní plyn

0,17

0,8

Jádro

0,07 - 0,08

2,9 - 3,4

Fotovoltaika

0,62 - 1,24

71 - 141

Vítr

0,05 - 0,15

4,6 - 13,7

Voda

0,03 - 0,05

8,2 - 13,7

Tabulka 4: Energetická náročnost různých zdrojů a energetická doba návratnosti

uvažován jednak pouze nárůst ceny uranu, jednak nárůst celkové ceny paliva. Náklady na vlastní výrobu paliva jsou však zatím daleko stabilnější než vlastní cena suroviny. Koeficient způsobilosti zdroje U moderních elektráren určených pro práci v  základním zatížení se koeficient způsobilosti (disponibility) výrazně neliší. Uhelné, plynové a jaderné elektrárny dosahují koeficientu způsobilosti okolo 85 %, jsou tedy ročně v provozu na požadovaném výkonu cca 7500 hodin (průměrný koeficient pro jaderné elektrárny  v letech 2004 a 2005 dosáhl 84 %, tzn. roční provoz na požadovaném výkonu 7 350 hod). V případě zdrojů s nespojitou dodávkou (fotovoltaické a větrné elektrárny) závisí koeficient způsobilosti především na místních podmínkách, méně už na použité technologii. Koeficient způsobilosti se pro fotovoltaické elektrárny pohybuje mezi 10 a  25  %, pro větrné elektrárny mezi 15 a 45 %. To vyžaduje velkou záložní kapacitu nebo dobře zajištěnou možnost dovozu. Nároky na energii [6] Výroba elektřiny vyžaduje nezanedbatelnou spotřebu energie při výstavbě elektrárny a pro elektrárny na fosilní paliva a elektOcel [kg / GWhe]

rárny jaderné rovněž pro zásobování palivem a zpracování odpadů. V tabulce 4 jsou uvedeny energetické nároky různých zdrojů a doba jejich energetické návratnosti. Množství primární energie potřebné na jednu vyrobenou kWh elektřiny se pro vodní, větrné a jaderné elektrárny pohybuje mezi 0,03 a 0,15 kWh. Pro elektrárny plynové a uhelné je nezbytný energetický vklad na vyrobenou kWh v  rozmezí 0,16 až 0,30 kWh, to je dáno zejména energetickou náročností těžby, dopravy a zpracování paliva. Odpovídající čísla se pro dnešní fotovoltaické elektrárny pohybují mezi 0,62 a 1,24 kWh. To se také odráží v době jejich energetické návratnosti, která se pohybuje mezi šesti a dvanácti lety, a je ve srovnání s jinými zdroji bezkonkurenčně nejdelší. Nároky na suroviny [6] Výroba elektřiny je náročná na spotřebu surovin jako ocel, měď, hliník. Z  pohledu udržitelnosti je třeba hodnotit i  efektivní využívání těchto a  jiných surovin. Tabulka 5 shrnuje surovinovou náročnost různých elektráren (uvedeny jsou pouze vybrané základní suroviny). Zahrnuje surovinové nároky při výstavbě, zásobování palivem a  provozu. Samozřejmě se jedná jen o ilustraci nikoli o  důkladnou materiálovou bilanci. Nicméně Měď [kg / GWhe]

Hliník [kg / GWhe]

Černé uhlí

1750 - 2310

2

16 - 20

Hnědé uhlí

2100 - 2170

7-8

18 - 19

Zemní plyn

1207

3

28

420 - 490

6-7

27 - 30

Fotovoltaika

3690 - 24250

210 - 510

240 - 4620

Vítr

3700 - 11140

47 - 140

32 - 95

Voda

1560 - 2680

5 - 14

4 - 11

Jádro

Tabulka 5: Surovinová náročnost různých zdrojů

60

výsledky naznačují, že relativně malá koncentrace energie ve slunečním záření či větru má za následek značnou surovinovou náročnost. Surovinová náročnost se nutně musí odrazit ve výrobních nákladech.

Vliv na zdraví a životní prostředí Zábor půdy V tabulce 6 je porovnána plocha potřebná k zajištění provozu různých elektráren. Koncentrace energie ve fosilních palivech a palivu jaderném umožňuje výstavbu relativně malých elektráren se zastavěnou plochou pouze několik kilometrů čtverečních. Nízká energetická vydatnost obnovitelných zdrojů měřená územím potřebným pro vyrobení jednotkového množství energie je ukázána na plochách potřebných pro výrobu 1000 MWe s uvážením lokálních požadavků a klimatických podmínek (dostupnost slunečního svitu a větru od 15 do 45 %). Elektrárna Jaderná

Plocha [km2] 0,25 – 4

Uhelná

0,85 – 1, 5

Plynová

0,16 – 0,25

Fotovoltaická

20 – 50

Větrná

50 – 150

Biomasa

4000 - 6000

Tabulka 6: Zábor půdy pro elektrárnu o instalovaném výkonu 1000 MW

Emise skleníkových plynů, další emise do ovzduší, odpady Obrázek 2 porovnává emise vybraných nox pro různé elektrárny v  Německu [6]. Emise skleníkových plynů jsou vzhledem ke své roli v oteplování planety a změnách klimatu ukazatelem globálního ovlivňování životního prostředí. Emise skleníkových plynů z jaderných, větrných a vodních elektráren jsou o jeden až dva řády nižší než emise z elektráren na fosilní paliva. Stejně je tomu i  u  emisí kysličníku siřičitého, oxidů dusíku a  emisí aerosolových částic. Je třeba poznamenat, že „nepřímé“ emise během těžby surovin a  výroby součástí jsou závislé na konkrétním energetickém mixu a nejsou jednoduše přenositelné na jiné země. Nicméně, vzhledem k  dost obdobným podílům fosilních paliv na energetickém mixu v řadě zemí, umožňují získat základní představu pro porovnání tohoto aspektu jednotlivých způsobů výroby elektřiny. Vzhledem k  vysokým nárokům na množství paliva převyšuje množství škodlivých látek z elektráren spalujících fosilní paliva emise z jakéhokoliv jiného zdroje. Znečištění obecně závisí na míře nečistot v palivu, např. zemní plyn je čistším palivem než ropa

M a g a z í n

ku tisíckrát menší než např. při rentgenovém vyšetření a více než desettisíckrát menší, než je roční průměrná dávka z přírodního pozadí. Radiologická rizika za normálního provozu jsou spojena s výpustmi radioaktivních látek do ovzduší a do vod. Tyto výpusti podléhají velmi přísné regulaci. Na obrázku 3 je ukázáno porovnání průměrného ročního ozáření z  různých zdrojů. Jde o světový průměr založený na údajích Vědeckého výboru OSN pro účinky atomového záření (UNSCEAR). Vliv normálního provozu elektráren na zdraví obyvatel může být hodnocen pomocí úmrtnosti definované jako zkrácení očekávané délky života, tento ukazatel se vyjadřuje v měsících na GWh. Na obrázku 4 je ukázáno porovnání různých elektráren v  německých podmínkách [6]. Obrázek 2: Emise vybraných polutantů z německých elektráren

a ropa je zase čistším palivem než uhlí. Elektrárna s  výkonem 1000  MWe spalující uhlí bez technologií pro redukci emisí a  odpadů vyprodukuje ročně v  průměru 44  000 t kysličníků síry a 22 000 t kysličníků dusíku, které jsou uvolněny do ovzduší. Navíc tu máme 320 000 t popílku obsahujícího 400 t těžkých kovů – arzénu, kadmia, kobaltu, olova, rtuti, niklu a  vanadu. Do těchto množství nejsou zahrnuty vlivy z dalších částí palivového cyklu, tj.  z těžby a dopravy. Elektrárny spalující fosilní paliva, které jsou vybaveny moderními technologiemi pro redukci emisí a  odpadů, mohou snížit plynné emise až desetinásobně, je však třeba mít na paměti, že toto snížení je doprovázeno produkcí značného množství pevných odpadů. V závislosti na obsahu síry v palivu může snižování emisí síry v elektrárně s výkonem 1 000 MWe vést ke vzniku 500 000 t pevných odpadů při spalování uhlí, více než 200 000 t pevných odpadů při spalování ropy a zhruba 200 000 t v procesu zbavování zemního plynu merkaptanů. Tento odpad, který obsahuje určité množství toxických látek, je ukládán na odkalištích, využíván pro zpevňování skládek a podobně. Stále častěji je však legislativně zařazován do kategorie odpadů nebezpečných. Jaderná elektrárna s výkonem 1000 MWe při provozu prakticky neuvolňuje do ovzduší škodlivé plyny ani jiné škodlivé látky, vyprodukuje ročně zhruba 25 t vysoce radioaktivního vyhořelého paliva a  800 t nízko a středně radioaktivních odpadů s celkovým objemem cca 300 kubických metrů. Významného snížení objemu nízkoaktivních odpadů je dosahováno zhutňováním. Pro srovnání, průmyslové činnosti vyprodukují v EU ročně více než 10 miliónů kubických metrů pevného toxického odpadu.

Obrázek 4: Vliv normálního provozu elektráren na zdraví obyvatel

Vliv záření O  vlivu záření se mluví prakticky pouze v  souvislosti s  jadernými elektrárnami, ale i provoz elektráren na fosilní paliva a geotermálních elektráren je doprovázen emisemi radioaktivních látek. Americká agentura pro životní prostředí (US EPA) odhaduje, že člověk žijící ve vzdálenosti do 80 km od uhelné elektrárny obdrží průměrnou roční dávku 0,3 μSv, zatímco člověk žijící ve vzdálenosti do 80 km od elektrárny jaderné obdrží průměrnou roční dávku 0,09 μSv. V obou případech jde o dáv-

Obrázek 3: Průměrné roční ozáření z různých zdrojů

Jaderné, větrné a vodní elektrárny způsobují za normálního provozu velmi nízkou mortalitu. Mortalita způsobená plynovými a  fotovoltaickými elektrárnami je srovnatelná, elektrárny uhelné způsobují mortalitu daleko vyšší. Za zmínku stojí, že pro všechny uvažované elektrárny je mortalita v  důsledku havárií prakticky zanedbatelná v porovnání s vlivy normálního provozu. Na obrázku 5 je ukázáno vyhodnocení následků vážných havárií v energetickém sektoru v letech 1969 – 2000 vyjádřených v počtu přímých úmrtí na GWe rok [2,5]

Obrázek 5: Následky vážných havárií v energetickém sektoru v letech 1969 - 2000

61

z a j í m a v o s t i

Co říci závěrem? Řada jaderných elektráren a dalších zařízení jaderného palivového cyklu, která jsou dnes v  provozu, budou s  největší pravděpodobností součástí energetického mixu zhruba dalších padesát či více let. Elektrárny uvedené do provozu v posledních letech totiž mají technologickou životnost nejméně 60 let. V zemích, které jadernou energetiku provozují, má soustavné monitorování a  analýza jejich bezpečnosti, technické a ekonomické výkonnosti a dalších relevantních parametrů stále větší význam. Je třeba, aby si tyto parametry udržovaly požadovanou úroveň, která odpovídá a  bude odpovídat současnému stavu našeho poznání. Většina publikovaných studií naznačuje, že podíl jaderné energetiky na světové spotřebě primárních zdrojů v tomto století výrazně neporoste a  pravděpodobně se bude

j a d e r n á

e n e r g e t i k a

pohybovat okolo 10 %. I tak to však znamená nárůst instalovaného výkonu v  rozmezí od čtyřnásobku do třicetinásobku současného stavu, v  závislosti na konkrétním nárůstu celkové spotřeby. Bude zajímavé sledovat, zda a  jak se tyto predikce budou naplňovat. V  každém konkrétním případě je totiž třeba velice pečlivě zkoumat výchozí podmínky, neboť jaderná energetika není vždy a všude optimálním řešením. Analytici vyvinuli zevrubné metody pro hodnocení jednotlivých variant zásobování společnosti energií. Úkolem tvůrců politik a  strategií je použít tyto nástroje, vyváženým způsobem vzít v úvahu vliv různých variant na všechny tři pilíře udržitelného rozvoje: ekonomický, environmentální i  společenský, a  učinit odpovídající kompromisy beroucí v  úvahu specifické podmínky a  priority té které země či regionu. Pak může mít jaderná energetika v řadě zemí svou šanci.

Literatura [1] The Future of Nuclear Power, Massachusetts Institute of Technology, 2003 [2] Hirschberg, S., Dones, R., Heck, T., Burgherr, P., Bauer, C., Sustainability of Electricity Supply Technologies under German Conditions: A Comparative Evaluation, PSI Report no 04-15, Paul Scherrer Institut, Villingen, 2004 [3] United Kingdom country report, in Projected Costs of Generating Electricity 2005 Update, OECD, Paris, 2005 [4] Tarjanne, R., EU Policy and Carbon Emission Trading: Implications for the Energy Market, presentation at The Adam Smith Institute‘s Inaugural EUROPEAN NUCLEAR FORUM: Realising the potential of the nuclear renaissance, Paris, 13-14 March 2007, [5] Risks and Benefits of Nuclear Energy, OECD/NEA, Paris, 2007 [6] Voss, A., LCA and External Costs in Comparative Assessment of Electricity Chains. Decision support for sustainable Electricity Provision?, in Externalities and Energy Policies: The Life Cycle Analysis Approach, OECD, Paris, 2002

O autorce Ing. Dana Drábová, PhD. ukončila v roce 1985 studium na Fakultě jaderné a fyzikálně inženýrské ČVUT, obor dozimetrie a aplikace ionizujícího záření a tamtéž v květnu 2002 ukončila postgraduální doktorandské studium v oboru jaderná fyzika. V roce 1985 nastoupila do zaměstnání v Centru hygieny záření Státního zdravotního ústavu (dříve IHE). V dubnu 1996 úspěšně absolvovala výběrové řízení a od 1.5.1996 pracovala jako ředitelka Státního ústavu radiační ochrany. Na základě rozhodnutí vlády ČR byla dne 1.11.1999 jmenována předsedkyní Státního úřadu pro jadernou bezpečnost, kde působí I v součastnosti. Zúčastnila se řady expertních misí MAEA zaměřených na zlepšování dozorného rámce v oblasti radiační ochrany a jaderné bezpečnosti v rozvojových zemích (Arménie, Moldávie, Uzbekistán, Ukrajina, Jordánsko, Pákistán, Čína apod.). V letech 2002 - 04 působila jako zástupce ČR ve funkci guvernéra v Radě guvernérů MAAE, v letech 2003 - 04 zastávala funkci místopředsedkyně Rady guvernérů. V současnosti je členkou vědecké rady Vysoké školy báňské – Technické university v Ostravě, vědecké rady Ústavu jaderného výzkumu Řež a.s. a vědecké rady Centra výzkumu Řež s.r.o. Dále je zástupcem ČR ve Výboru pro bezpečnostní standardy MAAE a předsedkyní Asociace západoevropských jaderných dozorů (WENRA).

Modernizace JE Temelín Snímek Škoda Holding, a. s.

Kontakt na autorku: [email protected]

3. roãník odborné konference

www.bids.cz M a g a z í n

foto: Klára PrÛchová

18. fiíjna 2007, hotel Novotel Praha

Moderátor: Martin Da‰ek, International Finance Corporation

Registrace: 8.30 Jazyk konference: âJ, AJ (simultánnû tlumoãeno) Odborn˘ garant: Josef ·tekl, Ústav fyziky atmosféry

PROGRAM: 9.00 Franti‰ek ·ustr, pfiedseda âSVE, Josef ·tekl, AV âR 9.35 Petr Pávek, námûstek ministra, MMR âR 10.00 Pfiípadová studie Alexander Szotkowski, Ventureal 10.45 - legislativa, ekonomika, v˘kupní ceny, zku‰enosti (diskuse) Arthur Braun, bpv Braun Ha‰kovcová Rostislav Krejcar, Energetick˘ regulaãní úfiad Ladislav Pazdera, Ministerstvo prÛmyslu a obchodu âR David Jozefy, KV Venti Neela Winkelmann, âesko-nûmecko ekologické poradenství Josef Sedlák, âEZ Obnovitelné zdroje 12.00 Christian Liebel, Vestas*, Josef âvanãara, SIAG CZ 12.30 Obûd 13.30 - pfiipojení do elektrizaãní soustavy Pavel ·olc, fieditel strategie, âEPS, a. s.* Martin Nûmeãek, fieditel úseku Poskytování sítí, âEZ Distribuce, a. s.

15.15 - financování a technologie (domácí, zahraniãní subjekty) Rudolf Plasil, Raiffeisen Energy & Environment GmbH / REE Magdalena Malaníková, âSOB Vestas, Wikov Wind, Vensys, REpower 17.30 Závûr konference, pozvání na sklenku vína Témata: - pfiíprava a financování vûtrn˘ch projektÛ - ekonomika projektÛ, zpÛsoby pfiipojení do sítû - zrealizované projekty - Case Studies (pfienositelnost) - Kyrill x vûtrné parky - co je budoucnost: velké, stfiední nebo malé parky/elektrárn˘? - pfiehled potenciálních projektÛ - kompletní legislativa (vãetnû provádûcích vyhlá‰ek) - praktická zku‰enost s legislativou - nov˘ stavební zákon (zmûna územního plánu) - stoupne v˘kupní cena v pfií‰tím roce? - jak budou nastaveny v˘kupní ceny v nejbliωích letech (kvalifikovan˘ odhad) - zmûna postoje obcí (podpora zamûstnanosti, pfiíspûvek do obecní pokladny) - technologie a trh vûtrn˘ch elektráren - elektrizaãní soustava âR, pfiístup do soustavy - metodick˘ pokyn MMR, MÎP - MPO - podpora komerãních subjektÛ? - MÎP - podpora vefiejn˘ch subjektÛ? - zku‰enosti s vyuÏitím OPPP - (natura 2000)

14.30 - situace na Slovensku Patrik KriÏansk˘, pfiedseda, ZdruÏenie pre veternú energiu Slovenska B.I.D. services s.r.o., Milíãova 20, 130 00 Praha 3, âeská republika Tel.: +420 222 781 017, Fax: +420 222 780 147, E-mail: [email protected], www.bids.cz

63

z a j í m a v o s t i

Jaderná energie: Sbohem… a vítej zpátky Juraj Kramara, Det Norske Veritas

O

dstavení elektrárny Chapelcross bude důležitým milníkem v  procesu uzavírání více než dvaceti zastaralých jaderných elektráren ve Velké Británii. Jaderná energie zajišťuje 19 % spotřeby elektrické energie země. Po odstavení staré generace jaderných elektráren bude jaderná energie pokrývat pouhých 6 % spotřeby. Tím se ale historie jaderné energie nekončí. Ve zprávě „The Energy Challenge“ publikované 11. července 2006 představi-

64

j a d e r n á

e n e r g e t i k a

Elektrárna Chapelcross byla prvním komerčním jaderným zařízením ve Skotsku. Do provozu byla uvedena v roce 1959 a stala se nejdůležitějším výrobcem elektrické energie v jihozápadním Skotsku. Po 45 letech úspěšného provozu byly v roce 2004 reaktory vyřazeny z provozu. Během roku 2007 budou pomocí výbušnin odstraněny čtyři chladicí věže, čímž zmizí významný prvek panoramatu hrabství Dumfriesshire. Jak ale odstavit z provozu a zlikvidovat jadernou elektrárnu bezpečně s ohledem na lidské zdraví a životní prostředí? la britská vláda řadu opatření k  překonání předpokládané energetické krize. Na co se tedy Britové zaměří? Navrhují kombinovaný přístup k úsporám a dodávkám energie včetně výstavby nových jaderných elektráren založený na těchto principech: n změna klimatu musí být řešena při současném zajištění bezpečných zdrojů energie, n nahrazení stávajících jaderných elektráren novými, n poskytnutí pobídek pro velké organiza-

ce ke snížení emisí kysličníku uhlíku, n posílení investic do obnovitelných zdrojů energie, n vytlačení spotřební elektroniky s  nízkou účinností z trhu.

Návrat na zelenou louku Stát uvnitř chladicí věže je opravdu zvláštní zážitek. Obrovská jeskyně vysoká 85 metrů celá z  betonu s  velikým kruhovým otvorem nahoře. Jako v římském panteónu vidíte pou-

M a g a z í n

ze nebe nad hlavou. Tam, kde byly kdysi mraky páry vzniklé při chlazení, je teď prázdno. Z  někdejšího zařízení na výrobu elektrické energie o výkonu 200 MW se nyní elektrárna Chapelcross změnila na projekt likvidace s  cílem změnit celé prostranství na zelenou louku, kde nezbude nic, co by nasvědčovalo, že zde někdy byla jaderná elektrárna. Chapelcross je důležitý zaměstnavatel v  oblasti a místní lidé si cení jeho přínosu pro společnost. Chladicí věže byly symbolickým bodem krajiny na obzoru bezmála 50 let a mnozí lidé se s nimi budou loučit se smutkem. Mike Travis je stavbyvedoucím v  elektrárně Chapelcross od doby, kdy v roce 2004 byla vyřazena z provozu: „Odstavení a likvidace jaderné elektrárny je velmi náročný proces a  zahrnuje řadu úkolů. Bezpečnost pro nás byla vždy velmi důležitá, takže jsme na nadcházející úkoly připraveni. Radioaktivita je stále rizikem, ale nyní existují mnohá nová nebezpečí, na která si musíme dávat pozor. Místo toho, abychom stavěli elektrárnu, budeme ji likvidovat – demolovat, a  to bude možná nebezpečnější než její výstavba nebo provoz.“

Bezpečné vyřazení z provozu Ačkoliv přichází renesance jaderné energie, je důležité, aby odstávka a likvidace starších elektráren proběhla bezpečně – jak pro okolí, tak pro více než 400 pracovníků výroby, kteří jsou přeškolováni pro projekt odstavení a likvidace. K vyhodnocení výkonnosti v oblasti bezpečnosti a životního prostředí v 11 elektrárnách skupiny British Nuclear Group, kam patří i  Chapelcross, byla vybrána mezinárodní společnost Det Norske Veritas specializující se na řízení rizik. Pro svá hodnocení použili hodnotitelé společnosti nástroj isrs7 (International Safety Rating System) – přední nástroj pro měření, zlepšování a prokazování výkonnosti systému řízení. Tento nástroj vyvinuli experti z Det Norske Veritas ve spoluráci s  předními odborníky z  jaderného, chemického a  petrochemického průmyslu z  celého světa na záladě více než 25 letech zkušeností a kromě požadavků na výkonnost řízení v environmentu a bezpečnosti zahrnuje i nejlepší praxe z celého světa. Tyto požadavky se aplikují na hodnocení a optimalizaci projektu vyřazení a likvidace elektrárny a na odpovídající procesy likvidace tak, aby byla zajišťěna co nejvyšší úroveň ochrany životního prostředí a  bezpečnosti a  aby při tom byla aplikována nejlepší světová praxe. Chapelcross ze skupiny British Nuclear Group je první likvidovanou jadernou elektrárnou na světě, která získala vynikající ohodnocení výkonnosti podle kritérií nástroje isrs7.

65

z a j í m a v o s t i

„Jsme hrdí a  spokojeni, že jsme při prvním hodnocení získali ocenění na úrovni 7, které bylo provedeno na základě požadavků nové verze nástroje isrs7,“ říká Andy Feltham, vedoucí pro oblast ochrany a řízení environmentu, zdraví, bezpečnosti a  kvality v  elektrárně Chapelcross. „Naším důležitým úkolem je zjednodušit pracovní postupy bez negativního dopadu na bezpečnost. Hodnocení systémem isrs7 bylo přínosné zejména při zjišťování, jak toho lze dosáhnout v  procesu zahrnujícím více než 50 pracovníků stavby. Tým společnosti DNV nám pomohl určit silná místa a najít oblasti pro zlepšení.“

99 % bude opětovně použito Tým v  Chapelcrossu se v  první řadě zaměřuje na hlavní rizika související s  odstraněním 400 tun vyhořelého jaderného paliva, které se dosud nachází ve čtyřech jaderných reaktorech. Vyhořelé jaderné palivo bude dopraveno do zařízení na likvidaci jaderných odpadů v  Sellafieldu, několik mil za hranicemi Anglie. Jaderné palivo zde bude recyklováno a 99 % z něj bude opět použito v jaderných elektrárnach na výrobu elektrické energie. Zbylé 1  % bude izolováno a bezpečně uloženo po několik staletí na bezpečném místě. Očekává se, že tyto práce budou dokončeny v roce 2009. Během 20 let pak bude celý areál elektrárny odstaven a likvidován v souladu se strategií úřadu pro vyřazování jaderných zařízení, organizací, která je odpovědná za řízení tohoto procesu v celém Spojeném království. Po přemístnení paliva do Sellafieldu provedou pracovníci elektrárny Chapelcross další hodnocení výkonnosti systému řízení nástrojem isrs7, které jim pomůže s přípravou na likvidaci. Do té doby Mike Travis využije služeb společnosti Det Norske Veritas ve vývoji systému řízení podnikatelských rizik. „Co nás může ohrozit? Co nás může zastavit? Jaká obchodní rizika podstupujeme? Potřebujeme celkový metodický pohled na tyto možná budoucí rizika,“ říká Mike Travis, který má na starosti roční rozpočet 70 milionů liber.

Bezpečnější a efektivnější Elektrárna Chapelcross skončila svou provozní životnost, ale svět potřebuje stále více energie. Jaderná energie opět získává ve většině zemí na popularitě. Budou postaveny nové elektrárny, avšak budou postaveny podle nejpřísnějších bezpečnostních norem, budou efektivnější a  desetkrát produktivnější než první elektrárny vybudované v 50. letech. Jako v římském panteónu , uvnitř jedné chladicí věže vysoké 85 metrů vidíte pouze nebe nad hlavou. Zde je stavbyvedoucí Mike Travis. (Foto: Nina Eirin Rangøy)

66

j a d e r n á

e n e r g e t i k a

O autorovi Juraj Kramara absolvoval Univerzitu Komenského v Bratislavě v oboru nukleární fyzika. Pracoval v NPP Jaslovské Bohunice, ve Slovenském energetickém podniku a pro Slovenské elektrárně. V Det Norske Veritas pracuje od roku 1998. V současné době zastává pozici ředitele pro rizikově orientované služby a vedoucího auditora pro systémy managementu kvality, životního prostředí a bezpečnosti a ochrany zdraví při práci. Zároveň je hodnotitelem systému isrs7 (přední světový systém pro měření zlepšování a prokazování výkonnosti v řízení bezpečnosti životního prostředí a v podnikání). Při své práci publikoval několik studií zaměřených zejména na řízení rizik a systémy řízení. Specializuje se především na energetický průmysl. Kontakt na autora: [email protected]

M a g a z í n

IIR C0724 inzera?t 210x148:-

29.8.2007

10:50

Stránka 1

Odborná konference IIR

23. – 24. října 2007, Hotel Diplomat, Praha

210x148kr

31. srpna 2007 17:12:26

Obnovitelné zdroje energie 2007 • Obnovitelné zdroje z pohledu české a evropské legislativy • Vznikne u nás fungující trh s biomasou? • Ekonomická návratnost spalování biomasy • Bioplyn v ČR • Jaká je budoucnost biopaliv? • Větrná energetika – realita vs. praxe Ing. Josef Bubeník

Ing. Rostislav Krempaský

Česká energetická agentura, Praha

Elektrárna Kolín a. s., Kolín

Ing. Bohumil Belada

Ing. Václav Kroutil

Farmtec, a.s., Jistebnice

Okresní Agrární komora, Chrudim

Dr. Martin Cmíral

Ing. Jaroslav Kubín

Ing. Pavel Švarc, CSc.

Ministerstvo životního prostředí ČR, Praha

Ing. Jiří Trnka

ČEZ, a.s., Praha

Ing. Vladimír Česenek ČEZ Obnovitelné zdroje s.r.o., Hradec Králové

Ing. Martin Dašek IFC-CEEF, Praha

Ing. Miloslav Decker International Power Opatovice, a.s., Opatovice n. Labem

Doc. Ing. Tomáš Doucha, CSc. Výzkumný ústav zemědělské ekonomiky, Praha

Ing. Blahoslav Němeček Energetický regulační úřad, Jihlava

Ing. Zdeněk Pastorek, CSc. Výzkumný ústav zemědělské techniky, v.v.i., Praha

Ing. Ladislav Pazdera Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR, Praha

Seminář

25. října 2007

Potenciál bioplynu v ČR a možnosti jeho využití Ing. Miroslav Šafařík, Ph.D., České sdružení pro biomasu, Praha

Ondřej Bačík, České sdružení pro biomasu, Praha

Ing. Roman Senecký

Mondi Packaging Paper Štětí a.s., Štětí

Ing. Miroslav Šafařík, Ph.D. České sdružení pro biomasu, Praha

Mediální partner:

Svaz chemického průmyslu, Praha Ministerstvo zemědělství ČR, Praha

Ing. Vlastimil K. Vyskočil, CSc. Vysoká škola ekonomická, Praha

Pořádá:

Ing. Josef Zbořil

Svaz průmyslu a dopravy ČR, Praha

Ing. Jiří Zelenka

Agrární komora ČR, Praha

Know how to achieve

Institute for International Research

IIR

Ing. Vladimír Zelený

MOTT MACDONALD Praha, spol. s r.o.

přihláška: www.konference.cz • tel.: +420 222 074 555 • fax: +420 222 074 524 • e-mail: [email protected] na přihlášce uveďte následující mailcode: ENC0724

z a j í m a v o s t i

t ě ž e b n í

p r ů m y s l

Historie a současnost těžby uranu v ČR

Ing. Bc. Jiří Jež, ředitel státního podniku, DIAMO, s. p.

Uran patří k významným energetickým surovinám, jehož využívání v energetice je předmětem široké diskuze a jehož celosvětová důležitost v současné době roste. Článek pojednává o historii těžby uranu v ČR a o aktuálním stavu těžby a zpracování uranu, s krátkou informací o dalších aktivitách s. p. DIAMO.

Poválečná historie těžby uranu v ČR Uran se stal po 2. světové válce strategickou surovinou pro vojenské a  energetické účely. V  souvislosti s  tehdejší mezinárodně politickou situací byla 23. 11. 1945 uzavřena mezivládní dohoda mezi Československem a  Sovětským svazem o  průzkumu, dobývání a  dodávkách radioaktivních surovin do Sovětského svazu. Následoval rychlý rozvoj uranového průzkumu, otvírání nových uranových ložisek a  výrazné zvýšení produkce uranu. V  50. letech minulého století bylo dosaženo těžby na úrovni přes 3 000 tun uranu ročně. Od 60. let do konce 80. let minulého století se těžba ustálila na cca 2 500 tun uranu ročně. Do r. 1959 Sovětský svaz na základě dohody platil Československu za uran cenu, která zahrnovala vlastní výrobní náklady a zisk ve výši 15 – 18 %. Později byla cena uranu odvozována od světových cen. S ohledem na disproporci mezi světovými cenami a  našimi výrobními náklady, byla těžba a  úprava uranu včetně souvisejících činností (geologický průzkum, výstavba sídlišť pro zaměstnance apod.) dotována v  letech 1965 – 1990 ze státního rozpočtu v  celkové výši 38,5 mld. Kč. Na nepříznivou situaci reagovala vláda ČSSR usnesením č. 94 ze dne 19. 10. 1989 o útlumovém programu pro těžbu uranu a  souvisejících činností. Na přelomu 80. a 90. let minulého století došlo k demokratizaci socialistických zemí střední a  východní Evropy, která přinesla uvolnění politického napětí mezi “Východem a Západem“, a následovalo rozsáhlé odzbrojení. Uran z jaderných zbraní navýšil disponibilní zásoby pro jadernou energetiku a přestal být utajovanou strategickou surovinou, což přineslo propad cen uranu na světových trzích. Rusko, nástupce Sovětského svazu, se v nových politicko-ekonomických podmínkách neztotožnilo s  rolí tradičního odběratele československého uranu. Dne 1. 1. 1993 byla rozdělena Československá federativní republika a  česká vláda v následujících letech prohloubila souborem usnesení útlum uranového průmyslu v  ČR. Od zahájení útlumu poklesla produkce uranu z cca 2 500  t v r. 1989 na 540 t v r. 1994.

68

Obrázek 1: Areál dolu Rožná I s těžní věží, v pozadí odkaliště

V r. 1994 byla vyhlášena konzervace kapacit klasické těžby uranu v lokalitě Hamr s cílem poskytnout čas nezbytný pro konečné rozhodnutí o  obnovení těžby nebo o  zahájení likvidace. V  letech 1995 až 1996 následovalo vyhlášení komplexní likvidace uranového průmyslu. Součástí likvidace byla i  těžba zaměřená na dotěžení rozpracovaných důlních děl, popř. na ekonomicky výhodné dotěžení prozkoumaných partií vybraných ložisek (Rožná). Výnosy z prodeje likvidačního uranu jsou vynakládány na likvidaci uranového průmyslu, a to přednostně před užitím dotací ze státního rozpočtu. V  současné době probíhá dotěžení ložiska Rožná – objem

produkce je cca 300 tun uranu v chemickém koncentrátu ročně.

Státní podnik DIAMO a vývoj organizační struktury uranového průmyslu Struktura organizace, která od poválečných let zajišťovala produkci uranu, prošla složitým vývojem. Za účelem plnění mezivládní dohody uzavřené mezi Československem a  Sovětským svazem byl dne 1. 1. 1946 založen národní podnik Jáchymovské doly. Ke dni 2. 11. 1955 byl národní podnik přejmenován na Ústřední sprá-

M a g a z í n

Úložní poměry uranových ložisek v ČR jsou velmi různorodé a podle konkrétní situace byla aplikována vhodná dobývací metoda:

Obrázek 2: Vrtací práce na dobývce v dole

vu výzkumu a těžby radioaktivních surovin. Ředitelství správy bylo v r. 1960 přemístěno z Jáchymova do Příbrami, tehdejšího centra těžby uranu. Dne 14. 7. 1965 byl název organizace pozměněn na Ústřední správu uranového průmyslu, ale již dne 1. 7. 1967 byla Ústřední správa zrušena a náhradou založena státní hospodářská organizace Československý uranový průmysl (ČSUP). Dne 1. 7. 1991 bylo přemístěno ředitelství z Příbrami, kde byla těžba uranu ukončena, do Stráže pod Ralskem, která se stala novým centrem těžby. Dne 31. 3. 1992 byl koncernový podnik ČSUP přejmenován na DIAMO, státní podnik, Stráž pod Ralskem. Organizace byla vždy významným zaměst-

navatelem. Stav zaměstnanců se zpravidla pohyboval v rozmezí 23 000 – 32 000. V roce 1955 bylo dosaženo maxima 46 351 zaměstnanců. Po vyhlášení útlumu poklesl stav z cca 32  000 zaměstnanců v  roce 1989 na stávajících cca 3 000 zaměstnanců. V  současné době státní podnik DIAMO zajišťuje útlum uranového, rudného a  části uhelného hornictví v České republice a to prostřednictvím 4 odštěpných závodů: nT  ěžba a úpravu uranu, o. z., Stráž pod Ralskem, n GEAM, o. z., Dolní Rožínka, n Správa uranových ložisek, o. z., Příbram a n ODRA, o. z., Ostrava.

Úprava uranové rudy Uranové rudy z  různých oblastí mají různé mineralogické složení. Tomu odpovídají i specifické technologické procesy úpravy uranových rud. Pro zobecnění je možné technologický proces úpravy charakterizovat jako sled těchto operací: 1/ Příprava rudy pro loužení, která zahrnuje drcení a mletí rudy a navazující jemné rozdružovací procesy. 2/ Vyluhování uranu minerálními kyselinami, kabonáty nebo nevodnými rozpouštědly. 3/ Separace uranu z čirých nebo rmutných výluhů metodami srážení sorpce a extrakce. 4/ Získání chemických koncentrátů metodou srážení z čirých louženců, případně jejich rafinátů, z eluátů nebo reextraktů. 5/ Rafinace chemických koncentrátů s použitím extrakčních procesů a srážecích metod s produkcí nukleárně čistých oxidů uranu. Produktem bývá obvykle chemický koncentrát ve formě diuranátu sodného nebo amonného, případně oxid uraničito-uranový. 6/ Výroba fluoridu uraničnitého a uranového. 7/ Metalotermická redukce fluoridu uraničitého a oxidů do kovového uranu prostřednictví kovového vápníku nebo hořčíku. 8/ Rafinační tavení uranu. Výrobní operace 1. – 5. byly realizovány v úpravnách vybudovaných v ČR. Výrobní operace 6. – 8. byly realizovány mimo území ČR, zejména v  Sovětském Svazu a  později v Rusku. V současné době je v plném provozu pouze úpravna v Dolní Rožínce, která produkuje diuranát amonný.

1/ Výstupkové dobývání se základkou vydobytých prostor v různých variantách. Metoda byla rozšířena ve všech oblastech mimo oblast severních Čech. 2/ Výběrová dobývací metoda z mezipatrových chodeb. Metoda byla užívána ve všech oblastech kromě oblasti severních Čech. 3/ Sestupkové dobývání v lávkách pod umělým stropem na zával. Metoda se využívala na ložiskách západních Čech a stále je využívána v moravské oblasti na o. z. GEAM Dolní Rožínka. 4/ Dobývání otevřenou komorou v různých variantách bylo uplatněno v oblasti západních Čech. 5/ Výstupkové dobývání na skládku bylo využíváno v oblasti západních Čech. 6/ Vypouštění aktivních vlastních základek ze starých dobývacích bloků po výstupkovém dobývání. Metoda využívána v oblasti Příbram, Morava, Horní Slavkov, Jáchymov. 7/ Dobývací metoda komora-pilíř s tuhnoucí základkou byla nosná v oblasti klasické hornické těžby v severních Čechách. 8/ Hydrochemické dobývání kyselinou sírovou pomocí vtlačných a těžebních vrtů vedených z povrchu v oblasti severních Čech.

Cyklus výroby uranového koncentrátu Vyhledávání a průzkum uranových ložisek Vyhledávání a  průzkum uranových ložisek zahrnovaly zejména geologické mapování, geochemickou prospekci, radiometrický průzkum (letecký, automobilový apod.), povrchové hloubící práce (mělké kutací šachtice – „šurfy“, kutací rýhy, sondy, odkopy, plošné odkryvy), vrtné práce (mapovací vrty, vyhledávací a průzkumné ložiskové vrty – jádrové nebo bezjádrové), a  báňské práce (průzkumné šachtice a jámy, horizontální díla, šikmá důlní díla a ostatní hornické práce – komory). Během více než 60 let bylo na území ČR nalezeno 164 rudních objektů (ložisek, rudních a mineralogických výskytů uranu), resp. 203 rudních objektů, pokud by se rozlišovaly jednotlivé žilné uzly nebo úseky v rámci větších ložisek.

69

z a j í m a v o s t i

t ě ž e b n í

Těžba uranové rudy Celkem bylo doposud těženo 86 rudních objektů s množstvím získaného kovu větším než 0,1 t uranu. Většina uranových rud byla vytěžena na ložiscích v těchto těžebních oblastech: n oblast Příbram (dobývání zahájeno v roce 1949 a ukončeno v roce 1991), n oblast Stráž pod Ralskem a Hamr na Jezeře v  severních Čechách (dobývání zahájeno v roce 1968 a ukončeno v roce 1993), n oblast Dolní Rožínka na Moravě (dobývání zahájeno v roce 1956), n oblast západních Čech (na lokalitě Zadní Chodov dobývání zahájeno v  roce 1952 a ukončeno v roce 1992, na lokalitě Jáchymov dobývání zahájeno v  roce 1946 a ukončeno v roce 1964 a na lokalitě Horní Slavkov dobývání zahájeno v roce 1949 a ukončeno v roce 1962). Řada malých ložisek a  rudních výskytů, jako např. Licoměřice – Březinka, Jasenice – Pucov, Brzkov, Škrdlovice, Vrančice, Předbořice aj. byla dobývána v  rámci geologického průzkumu. Objem této těžby činil 1,4 % z celkové produkce uranu v ČR. Celkem bylo v ČR v období 1946 až dosud vytěženo cca 80 mil. tun uranové rudy, ze které bylo získáno cca 110 tisíc tun uranu. Tento výsledek řadí Českou republiku na 7. místo v  celosvětové produkci uranu za Kanadu, USA, Německo, Jižní Afriku, Austrálii a Rusko.

čování těžby do úrovně 24. patra bez nutnosti realizovat nové podzemní nebo povrchové objekty. Těžba si vyžádá pouze některé rozsáhlejší opravy a rekonstrukce strojního zařízení v dole a také opravy a údržbu stávajícího technologického zařízení chemické úpravny. Veškeré tyto náklady budou hrazeny z výnosů prodeje uranového koncentrátu, jehož produkce je cca 300 t uranu v chemickém koncentrátu ročně. Hlavní pozornost při úvahách o  dalším postupu těžby věnoval s.  p.  DIAMO provozuschopnosti a  kapacitě odkaliště. Ze zpráv Technicko-bezpečnostního dozoru vyplývá, že odkaliště v  oblasti dolu Rožná je v  bezpečném stavu a  na základě výpočtu byla potvrzena dostatečná kapacita pro ukládání rmutu. Pro likvidaci kontaminované odkalištní vody byla v letošním roce uvedena do zkušebního provozu nová čistírna odkalištních vod. Dopad těžby na životní prostředí je průběžně sledován a vyhodnocován na základě realizace plánů monitoringu všech složek životního prostředí. Výsledky ukazují, že v důsledku těžby a  úpravy uranu v  oblasti Dolní Rožínka nedochází k závažnému znečišťování nebo poškozování životního prostředí. Vzhledem k úrovni zabezpečení těžby, tj. vzhledem k  připravenosti dolu, čištění důlních vod, technicko-bezpečnostního zajištění odkaliště a  systematickému monitoringu pracovního a životního prostředí lze konstatovat, že ani prodloužení těžby nebude mít negativní vliv na životní prostředí a nevyvolá žádná další mimořádná opatření na jeho ochranu. Tím, že nebude realizována výstavba dalších technologických zařízení, nedojde ani k rozšíření likvidačních a sanačních prací v budoucnu, dojde pouze k jejich časovému posunu.

Stávající těžební činnost státního podniku DIAMO Těžba a  úprava uranové rudy probíhá na lokalitě Dolní Rožínka, odštěpném závodě GEAM, kde bylo usnesením vlády č. 565 ze dne 23. května 2007 schváleno pokračování těžby na ložisku Rožná. Hlavním důvodem prodloužení těžby uranu byla stále se zvyšující cena uranového koncentrátu na světových trzích. Vláda České republiky schválila další těžbu pouze při dodržení několika zásadních podmínek, které musí s. p. DIAMO stoprocentně splnit. Především těžba musí být ekonomicky výhodná, dále nesmí zhoršit dopady na životní prostředí a  musí být realizována bez nároku na finance ze státního rozpočtu. V  roce 2012, na základě geologického průzkumu zásob, bude vláda dle tohoto usnesení posuzovat případný návrh dalšího postupu těžby na ložisku Rožná. Důležité je zmínit fakt, že výnosy z prodeje uranového koncentrátu budou investovány nejen do dalšího průzkumu ložiska, ale budou jimi hrazeny i náklady spojené se zahlazováním následků těžby a úpravy nerostných surovin v celém státním podniku, přednostně před čerpáním dotací ze státního rozpočtu. Zjištěné zásoby uranu na ložisku Rožná umožňují pokra-

70

p r ů m y s l

Další množství uranového koncentrátu ve výši 40 t ročně je produkováno na lokalitě Stráž pod Ralskem, kde se získává jako vedlejší produkt při sanaci horninového prostředí po chemické těžbě, kdy se při čištění podzemních vod odstraňuje jako významný kontaminant. Podíl stávající produkce uranu na celkových aktivitách státního podniku činí 30 %. Podstatně větší část je zaměřena na útlum hornictví, který představuje zejména zahlazování negativních následků a  dopadů těžby nerostných surovin z  minulosti, tzv. starých zátěží, na životní prostředí v celé České republice. V současné době jich s. p. DIAMO spravuje 6 400. Jedná se nejen o zátěže související s  realizací útlumového programu uranového průmyslu, ale také zahlazování následků po těžbě a zpracování rud v rámci útlumu rudného hornictví a  dále likvidační a sanační práce po těžbě uhlí v rosicko-oslavanské pánvi a v oblasti lignitových dolů.

O autorovi Ing. Bc. Jiří Jež se vyučil frézařem ve Žďárských strojírnách, od 17 let pracoval v uranovém dole v Dolní Rožínce. Vystudoval strojní průmyslovou školu při zaměstnání, stal se technickým kontrolorem. Dále vystudoval Strojní fakultu ČVUT v Brně a ekologii na VŠ v Pardubicích. Po listopadu 1989 byl jmenován hlavním inženýrem, pak náměstkem pro ekologii a v roce 1995 se stal ředitelem o. z. GEAM Dolní Rožínka. Následně vystudoval práva a získal titul bakalář. V roce 2000 byl jmenován ředitelem státního podniku DIAMO se sídlem ve Stráži pod Ralskem. Kontakt na autora: [email protected]

Obrázek 3: Letecký pohled na chemickou úpravnu v Dolní Rožínce, v popředí část odkaliště

KON F EREN C E

Ohlédnutí za konferencí Retrofity a výstavba nových zdrojů 2007

v

e

l

e

t

r

h

y

2. ročník odborné konference „Retrofity a výstavba nových zdrojů 2007“ pořádané společností B.I.D. services se uskutečnil 26. června v pražském hotelu Novotel.

Norbert Tuša, B.I.D. services s. r. o., Ing. Bohuslav Málek, SEVEn

K

onference měla (možná trochu provokativní) podtitul „Renesance jaderné a  uhelné energetiky“. Funkce moderátora se ujal Josef Fiřt (ERÚ) a počínal si výborně. V  úvodním vystoupení se Miroslav Vrba zamyslel nad dlouhodobým investičním plá-

nem ČEPS. Představil plánovaný rozvoj přenosové soustavy v letech 2007 - 2015 a upozornil rovněž na to, že téměř všechna současná vedení nezadržitelně stárnou a v podstatě veškeré investice jdou na jejich obnovu (cca 2,5 3 mld. Kč ročně). David Onderek (ČEZ) mluvil o  dalších

JEDNOU Z MÁLA MOŽNOSTÍ JAK POKRÝT DLOUHODOBÝ DEFICIT JE VÝSTAVBA NOVÉHO JADERNÉHO ZDROJE, JAK NAZNAýUJÍ I PROBÍHAJÍCÍ DISKUSE V CELÉ EVROPċ Finsko Staví se nejvČtší blok v EvropČ

jaderná energie

Británie Diskuse o potĜebČ nových jaderných zdrojĤ

Švédsko Diskuze o odkladu odstavování

Rusko Ve výstavbČ jsou þtyĜi bloky a o dalších se jedná

Polsko OtevĜena diskuze o výstavbČ 1. bloku NČmecko Diskuse o odkladu odstavování

Slovensko Oznámena výstavba další kapacity VVER v EMO 3&4

Francie Oznámeny nové jaderné bloky, program EPR – již zahájena stavba

Maćarsko Aktuální diskuze o rozšíĜení elektrárny Paks

V porovnání s politickou nepĜijatelností jádra v Rakousku, vČtšina zemí Evropy a USA ukazuje pozitivní pĜístup k jaderné energetice

Bulharsko a Rumunsko Zdroje (Belene, Cernavoda) ve výstavbČ Portugalsko Vláda jedná o potĜebČ prvního bloku

Itálie ENEL zakoupil jaderné zdroje na Slovensku, aby získal znalosti pro výstavbu v Itálii?

Slovinsko Diskuze o rozšíĜení NPP Krško 16

72

Obrázek 1: Účastníci konference

perspektivách rozvoje výroby elektrické energie. Přestože to neřekl přímo, z jeho vystoupení bylo zřejmé, že by se ČEZu mnohem lépe plánovalo, kdyby byla trochu jiná politická vůle. No nic, uranu tu máme dost, tak třeba nakonec nějakou tu „jaderku“ postavíme (pozn. autora). Hynek Beran, tajemník nezávislé odborné komise pro posouzení energetický potřeb České republiky v  dlouhodobém horizontu (tzv. Pačesova komise, která má připravit novou energetickou koncepci ČR) se na konferenci představil... a to je dobře! Komise má tajemníka = může začít pracovat. Petr Karafiát (Atel) hovořil o  výstavbě nového zdroje na Kladně a o dalších záměrech společnosti Atel. V  jeho vystoupení se mihlo mnoho bodů k zamyšlení. Např.: Jak může systém obchodování s CO2 ovlivnit investiční rozhodování? Máme na to vůbec aneb stav engineeringu v ČR dnes (v souvislosti s výstavbou nových zdrojů...kdo je vyprojektuje atd?). Karel Hlaváček (United Energy) nadhodil klíčovou otázku privátního investora. Privátní investor očekává jasné stanovisko státu k  energetické politice a  zajištění primárních energetických surovin. Zdůraznil, že nový zdroj má životnost 25 let a  palivo musí být dostupné po celou dobu životnosti. Opět se

M a g a z í n

Obrázek 2: B. Málek, V. Matys, J. Kessels, J. T. McMullan, F. Bauer

zde promítají politické vlivy… Nové trendy směřují k  vícepalivovým zdrojům (hnědéčerné uhlí, zemní plyn-topný olej, spoluspalování biomasy, TAPu, odpadu...). Zástupce strojírenského průmyslu Petr Gregor (Mostro), měl na jednom snímku dokonce azbuku. Zřejmě to byl jemný náznak, že je nejvyšší čas oprášit ruštinu a chystat se na východ. Potenciál zakázek pro české strojírenské firmy je v Rusku ohromný. Není vyloučeno, že na příští konferenci se začnou objevovat i čínské znaky (pozn. autora).

Je zřejmé, že česká energetika bude potřebovat nové zdroje, nová vedení, nové projektanty, ovšem ze všeho nejvíc asi novou energetickou politiku, jasně definovanou a prosazovanou na politické úrovni. Doufejme, že přítomnost zelených ve vládě, nebude debatu o energetické budoucnosti paralyzovat na celé volební období. Odpolední část konference byla věnována propagaci technologií čistého uhlí v ČR. Tento vložený seminář, moderoval a svými slovy v  další části textu popisuje Bohuslav Málek, SEVEn. Cílem semináře, pořádaného v rámci konference Retrofity a  výstavba nových zdrojů 2007, bylo podání informací o  vývoji tech-

nologií pro energetické využití uhlí s vysokou účinností a šetrností vůči životnímu prostředí. Několik zahraničních hostů prezentovalo situaci ve vyspělých evropských zemích i  ve světě a zástupci společnosti ČEZ informovali o přípravě programu obnovy elektráren a dalších aktivitách pro snižování emisí CO2. Vývoj a  výzkum uhelných technologií spolufinancovalo v  uplynulých padesáti letech Společenství pro uhlí a ocel, které bylo i zárodkem dnešní Evropské unie. Po vypršení původní smlouvy v r. 2002 založila Evropská komise Výzkumný fond pro uhlí a  ocel (Research Fund for Coal and Steel), který převzal financování těchto výzkumných činností. John McMullen představil zprávu společnosti IEA Clean Coal Centre popisující nejvýznamnější výsledky vývoje uhelných technologií za několik posledních desetiletí. Tato

zpráva byla vytvořena a je volně distribuována v rámci evropského programu CCTPROM (Clean Coal Technologies Promotion), jehož se za Českou republiku účastní společnost SEVEn o.p.s. Další přednášky (John Kessels, rovněž IEA Clean Coal Centre a Franz Bauer, VGB PowerTech e.V.) ukázaly konkrétní příklady pilotních i komerčních projektů zdrojů s vysokou účinností, dosahované zejména díky vysokým parametrům vyráběné páry. Dalším tématem semináře byl i stav vývoje technologie zachycování uhlíku (CCS, Carbon Capture and Storage), kterému se věnoval zejména Aleš Laciok ze společnosti ČEZ. Tyto technologie jsou dosud daleko od komerčního stádia, první pilotní projekty jsou však připravovány. Závěrečná diskuse se zaměřila na porovnání úrovně parametrů nových elektráren plánovaných společností ČEZ s  podobnými projekty v zahraničí, zejména v Německu. Podrobné představení záměrů ČEZu (modernizace elektráren Tušimice a Prunéřov a nové bloky v  elektrárnách Počerady a  Ledvice) podal na úvod odpoledního bloku pan Václav Matys (ČEZ). Zahraniční hosté potvrdili, že projektové parametry nových bloků (Ledvice 660 MW s parametry páry 28 MPa, 600 °C a  hrubou účinností  46  %) jsou srovnatelné s obdobnými moderními zdroji ve světě. Vyšší teploty páry jsou dosud ve stádiu testování jednotlivých komponent. Po několikaletém období stagnace elektroenergetika nyní vstoupila do období výstavby nových kapacit a uhlí je nutně významnou součástí spektra palivové základny těchto nových zdrojů. Vysoká účinnost a minimalizace ekologických dopadů díky použití nejmodernějších technologií jsou nezbytnými předpoklady pro přijatelnost těchto projektů.

Potenciál zakázek pro þeské strojírenské firmy v energetice – jaderný program Východní Evropa 2008 Rusko – domácí trh

2009 2010 1

1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

2

2

3

4

2

2

2

3

4

Bulharsko – Belene, bloky VVER 1000

1

1

Slovensko – Mochovce, blok VVER 440

1

1

Reexportní programy Ruska (ýína, Indie)

1

1

1

1

Celkem

3

3

3

2

ýína: 40 blokĤ do roku 2020

73

z a j í m a v o s t i

Organizace orientovaná na realizaci strategie

Článek navazuje na téma Balanced Scorecard (BSC) - nástroj pro popis a podporu realizace strategie a na téma Tvorba strategické mapy „krok za krokem“, kterými jsme se zabývali v prvních dvou číslech tohoto magazínu [1], [2]. BSC a strategická mapa jsou sice vhodnými nástroji pro popis strategie a podporu její realizace, ale nepostačují pro úspěšné zavedení strategie do života společnosti a dosažení požadovaných výsledků. Z průzkumů, které byly provedeny v nedávné minulosti, vyplývá, že jen necelých 10 % dobře formulovaných strategií bylo také efektivně řízeno a ve zhruba 70 % případů hlavním důvodem selhání byla její „chabá“ realizace. V článku je uveden stručný přehled nejlepších postupů, které používají organizace, které již (s využitím BSC a strategické mapy) strategii úspěšně realizovaly.

Ing. Miroslav Vlček, CSc., CSM

Hlavní důvody selhání strategie

M

ezi nejčastěji uváděnými důvody selhání strategie je těchto šest „smrtelných hříchů“: 1) Poslání a  vize nejsou vyjádřeny tak, aby je bylo možno převést do akceschopné for- lém krácení“ rozpočtů má zpravidla prioritu my: Nízká průhlednost poslání a vize a z toho uspokojení bezprostředních potřeb a  z  rozvyplývající rozdílné názory na jejich průmět počtu „vypadnou“ zdroje potřebné pro dloudo strategie, vede k tomu, že se nestanou spo- hodobý rozvoj. 4) Není zajištěna zpětná vazba mezi výstulečně sdílenými hodnotami. Různé skupiny lidí ve společnosti si pak zpravidla stanoví py podnikání a  výkonností požadovanou pro cíle podle vlastní interpretace strategie (např. dosažení strategických cílů: Informační systépreferují buď mimořádnou kvalitu nebo růst my převážně poskytují údaje jen pro porovnátechnické účinnosti či reinženýrink dílčích ní skutečného vývoje s  krátkodobou projekprocesů apod.) Důsledkem je fragmentace cí. Absentují informace nutné pro vymezení zdrojů (lidé, čas, kapacity, finance) a degrada- příčin skutečného vývoje a  jejich porovnáce výsledných účinků takovýchto „strategic- ní s  výchozími předpoklady, z  nichž vychází strategie, tj. vstupy nezbytné pro „trvalé učení kých“ akcí. 2) Strategie není propojena s  cíli a  úkoly se“ z realizace strategie. 5) Pozornost je primárně zaměřena na pro jednotlivé stupně řízení: Strategické priority nejsou zařazeny mezi cíle a  ukazatele finanční ukazatele: V rychle se měnícím propoužité pro řízení výkonnosti a  v  motivač- středí a v ekonomice založené na znalostech ním systému. Podnikatelská činnost a zájmy nevede k udržitelnému úspěchu úzké zaměřezaměstnanců jsou pak zaměřeny zejména na ní strategie na dosažení jen finančních výsledplnění rozpočtových, tj. taktických či krátko- ků. Izolovaně posuzované finanční ukazatele nejsou schopny adekvátně a  komplexně dobých a ne strategických záměrů. 3) Alokace zdrojů není propojena se stra- vyjádřit vliv řízení na tvorbu budoucí hodnotegií (z  hlediska dlouhodobých priorit): Mezi ty společnosti, která je zajišťována „investiceprocesy strategického plánování, střednědo- mi“ do zákazníků, dodavatelů, zaměstnanců, bého plánování a  rozpočtování nejsou jasné procesů, technologií a  inovací. Dlouhodobý vazby, které by zajistily, že jak alokace finanč- úspěch vyžaduje vzájemné vyvážení/vybilanObrázek cování budoucích finančních a  nefinančních ních zdrojů, tak zdrojů pro rozvoj podnikatel-Obrázek 11 ských procesů a  klíčových způsobilostí, jsou cílů společnosti. 6) Představa, že „dokonalá“ metodika pro v  souladu se strategií. Navíc - při „obvykManažerský Ĝídící systém (projektovaný kolem krátkodobého a na kontrolu orientovaného finanþního rámce) Vize a strategie

Motivaþní systémy

Rozpoþet

Systém plánování a alokace kapitálu

Strategický manažerský systém (projektovaný kolem dlouhodobého strategického zámČru propojeného s posláním a vizí)

Od

Zpravodajské systémy a reakce na zmČny

Dosažení shody o zpĤsobu zajištČní vize

K

Komunikace a vzájemné propojení

Strategie BSC

Podnikatelské plánování

Obrázek 1: Změna orientace systému řízení pro realizaci strategie založené na znalostech

74

ZpČtná vazba a „uþení“

strategické plánování postačuje pro úspěšnou implementaci strategie: Strategické plánování se postupně stalo rutinou zajišťovanou střední úrovní řízení, ztrácelo tvůrčí charakter a vyhýbalo se řešení alternativ (tj. včasnému rozpoznání problémů a  jejich adekvátního řešení) – žádná metodika nemůže suplovat angažovanost vrcholového vedení při tvorbě a realizaci strategie. Všechny tyto „smrtelné hříchy“ se téměř vždy vyskytují ve společnostech, které se pokoušejí realizovat strategii v systému řízení, který je projektován kolem krátkodobého a na kontrolu orientovaného finančního rámce, v jehož těžišti tudíž je finanční plán či rozpočet (viz levá část obrázku 1). Jde o systém řízení, který byl vytvořen pro soutěž v  průmyslovém věku, tj. pro organizace centrálně řízené pomocí rozsáhlých funkčních útvarů, založené na kultuře „příkazů a  kontroly shora dolů“ a  s  na změny pomalu reagujícími manažerskými systémy. A vize a strategie v  něm mají k  rozpočtu podobný vztah jako motivace, plánování (včetně alokace kapitálu) a  zpravodajské systémy a  de facto zaujímají pozici „apendixu“ rozpočtu. Tento systém není vhodný pro realizaci strategie v době, kdy rozhodující část hodnoty vytvářejí nehmotná aktiva. Pokud chce společnost skutečně úspěšně realizovat strategii založenou na znalostech a rozvíjet nehmotná aktiva jako rozhodující zdroj konkurenční výhody, pak se musí změnit systém jejího řízení tak, aby v těžišti všech manažerských procesů byla strategie (viz pravá část obrázku 1). Tato společnost potřebuje nové systémy, které jsou explicitně navrženy pro řízení strategie a  ne pro taktiku – a k tomu lze s úspěchem využít Balanced Scorecard (BSC), o kterém jsme se již zmínili v [1]. Nicméně ani potom ještě „není vyhráno“. S využitím BSC (a strategické mapy) sice již umíme strategii srozumitelně popsat, ale to

M a g a z í n

nezaručuje, že ji již umíme řídit (jako proces změny). A  pokud i  tuto podmínku splníme, tak se ještě můžeme nacházet v období „dětských nemocí“, protože řízení strategie dosud není naše klíčová způsobilost.

Jak zvýšit šanci na úspěšnou realizaci strategie? Strategie není samoúčelná – máme ji proto, abychom úspěšně naplňovali poslání a  vizi; a  s  tím je nerozlučně spojen požadavek na zvýšení výkonnosti naší společnosti. Na otázku „jak“ úspěšně popsat a realizovat strategii reagují tři základní výstupy prací panů Kaplana a Nortona, které jsou uvedeny v jejich (více či méně) známých knihách: n Balanced Scorecard [3] z  roku 1996 (přeložené do češtiny v roce 2000) pojednává o převedení strategie do akcí a o strategickém systému měření výkonnosti společnosti, n The Strategy-Focused Organization [4] (z roku 2000) se zaměřuje na popis a utřídění postupů, které používají společnosti, které již s pomocí BSC byly mimořádně úspěšné, n Strategy Maps [5] (z roku 2004) se zabývá způsoby převedení nehmotných aktiv do konkrétních hmotných výstupů a  tvorbou strategických map pro různé typy strategií (orientovaných na zajištění diferencovaných požadavků či potřeb cílových zákazníků). V těchto třech knihách (či v navazujících článcích a na speciálních seminářích pořádaných po celém světě – včetně ČR) jsou uvedeny koncepty a  principy, jejichž propojení umožňuje definovat systém řízení výkonnosti CPM (Corporate Performance Management), který je zaměřen na podporu tvorby a realizace strategie. Na obrázku 2 jsou souhrnně uvedeny základní prvky tohoto postupně vznikajícího systému. BSC byl sice původně zamýšlen jako koncept pro měření výkonnosti (druhý sloupec na obrázku 2), ale rychle se rozvinul do systému strategického řízení (třetí sloupec). Klíčem k  úspěchu je opuštění stávajícího paradigmatu, kdy v  centru systému řízení je rozpočet a přechod k novému konceptu, v jehož těžišti je strategie. Třetí kniha podrobně pojednává o mechanismech vytváření strategických map (první sloupec), které napomáhají formování nového podnikatelského modelu společnosti. Synergie těchto konceptů a  principů vedly ve společnostech, které je použily, k  dosažení průlomových/mimořádných výsledků. Přínosy se však nedostaví automaticky; vyžadují specifickou implementaci, kterou je nezbytné „ušít na míru“ podmínkám a  prostředí, v  němž společnost podniká (a to již vedlo i ke vzniku nové profese či odbornosti, která se týká schopnosti úspěšně realizovat strategii).

Obrázek22 Obrázek

STRATEGY MAPS

+

+

Integrované informace

¾ Rámec/soustava nositelĤ hodnoty

¾ Ukazatele pro výstupy a nositele výkonnosti

¾ Priority a cíle

¾ Kvalitativní a kvantitativní data ¾ Spolehlivé, vþasné, integrovatelné & auditovatelné ¾ Definice dat, pravidel, politik a standardĤ ¾ ěízené uživatelem – rychlé, pružné a „všudypĜítomné“

(strategie)

¾ Logika vztahĤ

pĜíþina-úþinek

¾ Hypotézy pro

testování (akce)

¾ Spoleþný jazyk

THE STRATEGYFOCUSED + ORGANIZATION =

MČĜení strategie

Popis strategie

Business model

BALANCED SCORECARD

PRģLOMOVÉ VÝSLEDKY

ěízení strategie +

Disciplinované Ĝízení ¾ Na faktech založený vhled, hodnocení a rozhodování ¾ Správa/Ĝízení a propojení procesĤ ¾ Mezi-funkþní vztahy a holistický pohled ¾ ZpČtná vazba a uþení (a taktéž kontrola) ¾ Klíþové zpĤsobilosti

=

CPM Vzniká „nová odbornost“, která se týká realizace strategie. Vychází z toho „jak to dČlají nejúspČšnČjší spoleþnosti“ a smČĜuje k tomu, aby se realizace strategie stala klíþovou zpĤsobilostí.

Obrázek 2: Synergie konceptů a principů tvůrců BSC

Základní principy používané v organizaci orientované na zajištění strategie Při konzultační a  poradenské činnosti „vystopovali“ autoři BSC postupy a techniky, které se vyskytovaly s vysokou četností v těch organizacích, které byly schopné s  pomocí BSC nejen dobře formulovat strategii, ale především ji úspěšně realizovat. Pro jejich označení zavedli název Organizace orientovaná na zajištění strategie – SFO (Strategy-Focused Organization). Pět základních principů SFO, které jsou uvedeny na obrázku 3 (a v jejichž rámci je uplatněno 27 nejlepších postupů), reflektuje a podrobněji rozvádí těchto pět klíčových zásad: 1. vyvolat naléhavou potřebu pro provedení změny a její řízení jako procesu, 2. poslání, vizi a strategii vyjádřit tak, aby jim každý rozuměl, 3. zajistit, aby výsledky společnosti byly lepší, než je prostý součet jejích jednotek, 4. získat zaměstnance pro podporu strategie a motivovat je na její realizaci, 5. propojit systémy pro strategické a taktické řízení. Na obrázku 3 uvedené principy a  nejlepší postupy se mohou v řadě případů jevit jako triviální – jejich důsledná a dobře promyšlená aplikace se však vždy projevila podstatným zlepšením stávající výkonnosti společnosti.

Nejlepší postupy používané SFO Princip SFO #1: Mobilizovat změnu prostřednictvím leadershipu exekutivy Nová strategie je často reakcí na významné změny ve vnějším a/nebo vnitřním prostředí.

Pro úspěšné navigování rozsáhlé transformace musí udělat vrcholové vedení více než jen o ní „hovořit“. Nově formulovanou strategii je třeba pravidelně a  trpělivě komunikovat se všemi dotčenými stranami a vysvětlovat, proč se pro její řízení použije BSC. Leadership (sám o sobě) však nepostačuje – pokud má být skutečně dosažena mimořádná výkonnost, pak je nutné uplatnit na úrovni vrcholového vedení společnosti těchto šest nejlepších postupů. 1.1 Angažovaný leadership na vrcholové úrovni: Kritickým předpokladem úspěšného provedení jakékoliv transformační změny není jen její záštita, ale zejména aktivní účast vrcholového vedení při její realizaci. V případě strategie jde navíc o  jeho celkovou odpovědnost za dosažení společně sdílené vize a angažovaný leadership je projevem jeho zralosti. Pokud totiž zaměstnanci zjistí, že vedení o strategii jeví zájem jen příležitostně a poskytuje jí pouze dílčí podporu, pak nelze očekávat, že budou mít k  programu změny vyvolané strategií „aktivnější“ vztah než jejich vedení. 1.2 Jasné zdůvodnění změny: Hned z  počátku je třeba vyvolat pocit naléhavosti provedení změny v celé společnosti, tj. formulovat poselství o jejích vážných příčinách (o  existenci „hořící plošiny“), které reflektuje strategie. Také je třeba sdělit důvody pro využití BSC při popisu a realizaci strategie jeho implementace není o projektu „nových“ metrik, ale o procesu tvorby nového systému řízení pro zajištění realizace strategie. 1.3 Zapojení vrcholového týmu: Nejlépe se změny prosazují tehdy, když je pevně uchopí generální ředitel a jím vytvořený tým pro strategii. Tým je vůdčí koalicí pro řízení změny, tj. lidí, kteří jsou „srdcem a duší“ angažováni ve prospěch programu BSC (tuto odpovědnost nelze delegovat na nižší úroveň). Členové týmu se musí shodnout na strate-

75

z a j í m a v o s t i Obrázek 3 Obrázek 3

Princip SFO # 2: PĜevést strategii do akceschopných pojmĤ

Princip SFO # 1: Mobilizovat zmČnu prostĜednictvím leadershipu exekutivy

2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6

PĜipravena strategická mapa VytvoĜen BSC Stanoveny smČrné hodnoty (tergets) ZdĤvodnČné iniciativy PĜiĜazeny odpovČdnosti

Princip SFO # 3: UspoĜádat a propojit organizaci kolem strategie 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5

Nejlepší postupy SFO

Definování role korporace Propojení korporace a SBU Propojení SBU a podpĤrných jednotek Propojení SBU a externích partnerĤ Dosažení souladu v pĜedstavenstvu

Angažovaný leadership na vrcholové úrovni Jasné/zĜetelné zdĤvodnČní zmČny Zapojení vrcholového týmu ObjasnČní vize a strategie Pochopení nového zpĤsobu Ĝízení Jmenování manažera programu

Princip SFO # 5: VytvoĜit ze strategie nepĜetržitý proces 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7

Zavedení reportingového BSC systému PoĜádání mítinkĤ pro pĜezkoumání strategie Integrace strategie s plánováním a rozpoþty Propojení strategie s plánováním HR a IT Propojení strategie s procesem Ĝízení Propojení strategie se sdílením znalostí Založení kanceláĜe pro strategické Ĝízení

Princip SFO # 4: Uþinit ze strategie každodenní záležitost všech zamČstnancĤ 4.1 4.2 4.3 4.4

VytváĜení strategického uvČdomČní Propojení strategie s individuálními cíli Propojení strategie s individuálními mzdovými pobídkami SpoĜádané zajištČní rozvoje dovedností/kompetencí

Obrázek 3: Nejlepší postupy používané SFO

gii, vytvořit cestovní mapu pro její zajištění, ale nemohou se přitom chovat jako nezávislí experti. Implementaci BSC je výhodné organizovat kolem strategických témat, která mají průřezový charakter; tím se již zpočátku zeslabí silný sklon k „roubování“ strategie na aktivity zajišťované jednotlivými funkčními útvary. 1.4 Objasnění poslání, sdílených hodnot, vize a strategie: Nejde jen popis a srozumitelné vyjádření obsahu těchto „pojmů“, ale i o vymezení úlohy exekutivy tak, že přesně ví „co se od ní požaduje a  přijme odpovědnost za to, co může nejvíce ovlivnit“. Mobilizování změny vyžaduje jasnou vizi a  strategii; pro jejich artikulování je nutné nejdříve definovat „kam se chce společnost dostat, tj. místo strategického přistání“. Jeho určení musí být natolik jasné, aby bylo možno měřit a testovat, zda již bylo či ještě nebylo dosaženo. Při formulování strategie by měly být požadované cíle a jejich milníky stanoveny na období několika let způsobem, který upoutá pozornost všech zaměstnanců. Poslání, vizi a  strategii je proto nutné nejen publikovat, ale i vysvětlovat v celé společnosti (nemohou být tajemstvím „skrytým“ před zaměstnanci, bez nichž je nelze naplnit). 1.5 Pochopení nového způsobu řízení: Je třeba si plně uvědomit, že se vytváří nový integrovaný systém řízení, který mění požadavky nejen na chování managementu, ale i na kontext, v  němž se přijímají rozhodnutí (s  tím souvisejí změny kompetencí, z  nichž řadu se budou muset naučit). Nepostačuje vnitřní přijetí a  angažovanost jednotlivců pro nový způsob řízení; jde o totální změnu ve vnímání všeho, co má rozhodující vliv na strategický úspěch, který zajišťují přínosy koordinovaně dosažené napříč společností (a nikoliv jen splněním dílčích či funkčním útvarům zadaných úkolů).

76

1.6 Jmenování manažera programu: Realizaci programu BSC nelze zajišťovat jako vedlejší činnost osoby, která má další nosné úkoly; plný úvazek příslušného manažera je kritickým krokem pro úspěšnost celého programu. Princip SFO #2: Převést strategii do akceschopných pojmů BSC se používá pro převedení strategie do jazyka, kterému každý porozumí. Strategie musí být jasně formulována dříve, než se začne tvořit strategická mapa a BSC (vždy to však tak není a zjistí se to až následně). BSC „jen“ poskytuje souhrnný rámec pro transformaci strategie do koherentního souboru strategických cílů a ukazatelů, mezi nimiž existují kauzální vztahy příčina-účinek. BSC ve spojení se strategickou mapou jasně a soudržným způsobem popisuje strategii a  to dává zaměstnancům šanci nejen do ní proniknout, ale i  pochopit, „jak“ jsou nehmotná aktiva transformována do hmotných a  finančních výstupů. Kvantitativní řídící a výsledkové ukazatele umožňují strategii řídit a komunikovat a ne jen cosi dedukovat (v  tom je přidaná hodnota použití BSC). Princip SFO #2 obsahuje pět nejlepších postupů. 2.1 Je připravena strategická mapa: Strategická mapa poskytuje vizuální rámec, který integruje strategické cíle napříč čtyř podnikatelských hledisek (finanční, zákaznické, vnitřních procesů a  učení a  růstu či klíčových kompetencí). Je to velmi silný nástroj pro projednání a komunikaci vztahů příčinaúčinek mezi strategickými cíli s tím, že taktéž názorně „ukazuje, jak“ se nehmotná aktiva transformují do hmotných výstupů a návazně finančních výsledků. Výstupy z  vnitřních procesů podporují dosažení požadovaných výstupů v hledisku finančním a zákaznickém;

a v hledisku učení a růstu se vytvářejí klíčové způsobilosti pro zajištění výstupů požadovaných od vnitřních procesů. 2.2 Je vytvořen BSC: Cíle a  ukazatele uspořádané podle čtyř hledisek zajišťují vyváženost mezi krátkodobými a  dlouhodobými záměry, mezi požadovanými výstupy a příslušnými nositeli výkonnosti a mezi ukazateli pro „tvrdé“ cíle (např. prodané „jednice“, získání zákazníků) a  pro „měkké“ cíle (např. zvyšování spokojenosti zákazníků, připravenost zaměstnanců a IT). Využití řídících a  výsledkových ukazatelů umožňuje proces tvorby hodnoty skutečně řídit, protože pro každý ukazatel jsou stanoveny směrné hodnoty, které musí být splněny, aby se ověřilo, že strategie skutečně funguje. BSC dále obsahuje strategické iniciativy, tj. soubory akcí, které jsou přijaty pro zajištění těchto směrných hodnot. V kompletním BSC jsou tudíž cíle, ukazatele, směrné hodnoty a  iniciativy – jeho architektura je pak společným a všem zaměstnancům srozumitelným referenčním bodem pro ty jejich činnosti, jimiž se podílejí na zajištění strategie. 2.3 Jsou stanoveny směrné hodnoty/targets: Pro dobře a  srozumitelně definované cíle a ukazatele se stanoví požadovaný vývoj (napjatých, ale reálných) směrných hodnot v  čase; tím se zajistí, že jejich plnění bude věnováno patřičné úsilí (a „vytrhne lidi z klidu“). Směrné hodnoty mají kritický vliv na řízení strategie, protože pomáhají identifikovat nositele budoucí výkonnosti, které mají na její vývoj rozhodující vliv. Není to snadný úkol - pro identifikaci vzájemných závislostí je nezbytné porozumět základní podstatě všech směrných hodnot a vymezit ty ukazatele, které mají řídící charakter (jsou nositeli výkonnosti), a  které reflektují požadované konečné výstupy či výsledky. 2.4 Jsou zdůvodněny strategické iniciativy: Jejich účelem (jako projektů s  daným časovým rámcem) je podporovat realizaci strategie uskutečněním specifických změn, vytvářením strategických způsobilostí, zlepšováním procesů nebo jinými opatřeními zvyšujícími výkonnost společnosti. Iniciativy umožňují postupně uzavírat mezery mezi stávající a  směrnou výkonností měřenou ukazateli BSC. S  jejich realizací jsou mnohdy spojeny značné finanční, lidské a  materiální zdroje. Počet a  nároky navržených iniciativ přitom obvykle překračují možnosti jejich reálného zajištění. Společnost tudíž musí nejen vymezit, ale i zdůvodnit a vybrat iniciativy a pak je uspořádat do optimální sekvence (z hlediska velikosti jejich vlivu na plnění cílů a požadavků na zdroje) a rozhodnout o pořadí, ve kterém budou provedeny. 2.5 Jsou přiřazeny odpovědnosti: Po uskutečnění výše uvedených postupů je nezbytné přiřadit odpovědnost za plnění ukazate-

M a g a z í n

le (a  jeho směrných hodnot) buď konkrétní osobě nebo malému týmu. Ale pouhé přiřazení odpovědnosti ještě neznamená, že „věci“ skutečně nastanou. Ve vazbě na příslušný ukazatel musí mít odpovědná osoba dostatečný vliv na implementaci změn nutných pro dosažení směrné hodnoty (tj. má potřebné kompetence, dostatečnou autoritu a rozumí širším souvislostem, v  nichž se příslušné aktivity uskutečňují). Identifikace správného mixu směrných hodnot a výběr portfolia iniciativ pro jejich dosažení je více než uměním – vyžaduje značné znalosti o fungování společnosti a mnohdy se nevyhne riskantním experimentům.

gie na všechny strategické podnikatelské jednotky SBU a pro jejich propojení s podpůrnými jednotkami (druhý a třetí nejlepší postup). Čtvrtý postup se týká propojení SBU s externími partnery a pátý „vtahuje do hry“ představenstvo, které je ze zákona odpovědné za realizaci strategie.

Princip SFO #4: Učinit ze strategie každodenní záležitost všech zaměstnanců Budování SFO není jednorázová záležitost úzké skupiny lidí; vyžaduje široce založenou angažovanost ve prospěch strategie a  trvalé udržování schopnosti ji realizovat. Čtyři nejlepší postupy jsou zaměřeny na takovou motiPrincip SFO #3: Uspořádat/propojit spovaci zaměstnanců, která zajistí, že se strategie lečnost kolem strategie stane jejich každodenní záležitostí (poznámZáměrem společnosti, kterou tvoří více ka: jde o princip, který se může z počátku jevit než jedna jednotka, je, aby její přidaná eko- jako příliš ambiciózní, resp. nereálný). Princip nomická hodnota byla vyšší, než je pros- SFO #4 se týká zejména manažerských systétý součet hodnot vytvářených jejími jednot- mů a měření v oblasti lidských zdrojů (HR). kami (pokud se synergie nevytvářejí, pak je 4.1 Vytvořit strategické uvědomění: Majen málo rozumných důvodů pro to, aby jed- jí-li lidé pomoci realizovat strategii a  pronotky existovaly v  rámci jedné společnosti pojit s ní „běžné“ aktivity, tak jí musí rozuči korporace). Klíčem pro vytváření synergií mět. Komunikace je hlavní pákou úspěchu; je zajistit „sešikování“ jednotlivých jedno- záměrem je: podpořit pochopení strategie ve tek kolem společně sdílených strategických společnosti; pečovat o  její přijetí a „převzezáměrů a cílů. S tím úzce souvisí definování tí za vlastní“; školit o systému měření a řízerole ústředí společnosti či korporace ve vzta- ní pomocí BSC; zajistit zpětnou vazbu k reahu k jejím jednotkám. lizaci strategie (tyto úkoly zajišťují postupný Poznámka: problematice „sešikování“ je růst strategického uvědomění zaměstnanvěnována čtvrtá kniha pánů Kaplana a Norto- ců). na „Alignment – Using the Balanced Scorecard 4.2 Propojit záměry strategie s  osobními to Create Corporate Synergies“, která vyšla cíli jednotlivců: Pokud má být strategie smysv roce 2006 a již byla přeložena do češtiny. luplně přijata zaměstnanci, pak v  ní musí Obrázek Princip SFO #3 obsahuje pět nejlepnalézt Obrázek 44 způsob, kterým mohou naplnit vlastní ších postupů, které jsou graficky znázorněny ambice. BSC poskytuje informace potřebné (včetně jejich příkladů) na obrázku 4. První pro široké vnímání záměrů strategie a usnadz nich pojednává o definování role společnos- ňuje rozpoznání způsobu, kterým mohou přiti/ korporace. BSC se s výhodou používá pro spívat k naplnění jejích cílů. Je proto vhodné postupné přenesení (tzv. kaskádování) strate- usilovat o  propojení osobních cílů zaměstPěEDSTAVENSTVO

3.5 Propojení s pĜedstavenstvem

KORPORACE

Návrh hodnoty korporace

SMċRY PODNIKÁNÍ

(BSC korporace) Témata

SBU A

SBU B

SBU C

PODPģRNÉ JEDNOTKY

EXTERNÍ SLOŽKY

SBU D

1. Finanþní rĤst

v Finance

ü InvestoĜi/analytici

2. PotČšení/uchvácení zákazníci

v Marketing

ü Zákazníci

3. Vyvážené vztahy (win-win) -

v Distribuce

ü DistributoĜi

4. Bezpeþnost a spolehlivost

v ZprostĜedkování

ü Joint-Venture

5. Konkurenceschopný dodavatel

v Nákup

ü Prodejce

6. „Dobrý soused“

v Ochrana

ü Nové obchodní

7. Motivovanost a pĜipravenost

v Lidské zdroje

8. Kvalita

v ICT/IS

3.1 Definovaná role korporace

3.2 Propojení/uspoĜádání korporace a SBU

Obrázek 4: Strategická architektura a synergie společnosti

3.3 Propojení SBU a podpĤrných jednotek

podnikání ü VyþleĖování

3.4 Propojení SBU a externích složek

nanců s  úkoly, které jdou napříč funkcemi, jsou dlouhodobé (na rozdíl od tradičních přístupů) a mají vazbu ke strategii. 4.3 Propojit strategii s  osobními pobídkami/stimuly: Systém odměňování, který reflektuje BSC, pomáhá se dostat dál než k „pouhému“ strategickému uvědomění – umožňuje motivovat požadované strategické chování, protože se reálně dotýká bytostných zájmů každého zaměstnance. Velmi citlivým problémem však je stanovení míry motivace na plnění ze strategie odvozených úkolů zejména v počátečním období implementace BSC, kdy ještě nejsou ukazatele a směrné hodnoty dostatečně prověřeny. 4.4 Spořádané zajištění rozvoje kompetencí: Strategické kompetence jsou dovednosti a znalosti zaměstnanců, které musí mít, aby účinně podporovali strategii. Investice do vzdělávání a rozvoje jsou výchozím bodem každé dlouhodobě udržitelné změny. To vyžaduje zhodnocení stávající úrovně strategických kompetencí a vytvoření programů, které zaplní jakékoliv mezery v  kompetenčním profilu jak zaměstnanců, tak společnosti. Princip SFO #5: Vytvořit ze strategie nepřetržitý proces Realizace strategie je trvalý/kontinuální proces (nejde o  jednorázový a  konečný akt) a nelze ho proto jednoduše „přidat“ ke stávajícím manažerským procesům. Řízení, které učiní ze strategie kontinuální proces, vyžaduje značné úsilí a  jeho zavedení trvá několik let. Jakmile se však vloží strategie do centra systému řízení, tak je společnost připravena „přežít těžké doby“, které nastanou jak vlivem vnějších příčin (tj. změnami v mixu konkurentů, požadavků zákazníků, kapitálových trhů), tak vlivem vnitřních příčin (změnami ve vedení nebo ve vlastnictví). Problém zajištění kontinuity usnadňuje sedm dále uvedených nejlepších postupů. 5.1 Zavedení BSC reportingového systému: Strategie potřebuje pravidelný a  systematický zpravodajský systém. Strategický reporting není „něco navíc“ ke stávajícímu reportingu, který lze výrazně redukovat tím, že se zaměříme jen na to, co je skutečně podstatné. Pro usnadnění procesu reportingu je nyní již k dispozici několik desítek certifikovaných softwarových programů, které postupně nahrazují specificky vytvářené „tabulky“. 5.2 Pořádání mítinků pro přezkoumání strategie: Základní agendou mítinků je posuzování úspěšnosti realizace strategie vyjádřené pomocí BSC. Od tradičních porad se liší především změnou jejich zaměření; opouští se posuzování minulosti a  pozornost se zaměřuje na hodnocení typu „jdeme správným směrem?“, „plníme směrné hodnoty a iniciativy?“, „dosahujeme očekávané výsledky?“, „platí přijaté hypotézy?“, … .

77

z a j í m a v o s t i

78

Obrázek55 Obrázek

ÚroveĖ dokonalosti/excelence nejlepších postupĤ ve strategickém Ĝízení

5.3 Integrace strategie s  plánováním a  rozpočty: Kritici tradičního rozpočtování tvrdí, že ho nelze „opravit“ a  musí být zrušeno, protože je pomalé, těžkopádné, časově náročné a zdržuje efektivní řízení v období rychlých změn. Je-li ve společnosti zaveden BSC, tak se zvyšuje šance na konverzi procesu tvorby rozpočtů do nástroje, který podporuje strategickou alokaci zdrojů, pokud se stane nedílnou součástí strategicky orientovaného systému podnikatelského plánování (Strategy-Focused Business Planning - SFBP), tj. systému, v  němž je účelně propojena strategie, plánování a rozpočtování. 5.4 Propojení strategie s plánováním HR a IT: Nehmotná aktiva (jako je lidský a informační kapitál) vytvářejí ekonomickou hodnotu pouze v kontextu přijaté strategie; proto je nezbytné propojit plánování lidských zdrojů (HR) a informačních technologií (IT) se strategií. Když se strategie vyjádří pomocí BSC a strategické mapy, pak lze: (i) vymezit nehmotná aktiva, která jsou nezbytná pro podporu strategických procesů, (ii) zhodnotit strategickou „připravenost“ těchto aktiv, (iii) zavést ukazatele a jim příslušné směrné hodnoty pro sledování pokroku dosaženého při uzavírání jakékoliv mezery mezi stávající úrovní připravenosti a tím, co je nezbytné pro úspěšnou realizaci strategie. 5.5 Propojení strategie s  řízením procesů: BSC je možné kombinovat s  dalšími moderními manažerskými postupy (TQM, 6 Sigma, BPR, 7-S, Baldridge Award, EFQM, ABM, CRM, systémové řízení, řízení rizik, …) a plně je integrovat do systému řízení strategie; tím lze získat přínosy, které žádný z nich není schopen izolovaně poskytnout. 5.6 Propojení strategie se sdílením znalostí: Proces prověřování strategie zajišťuje zpětnou vazbu pro testování skutečného fungování strategie a  toho, zda opravdu dochází k  naplňování poslání a  vize společnosti. Jsou-li široce sdíleny informace o výkonnosti měřené pomocí BSC, tak lidé mohou proniknout do podstaty faktorů, které ovlivňují výkonnost. Když společnost umožní přístup k  těmto informacím, tak lze určit jednotky, úseky a  týmy, které pracují lépe než jiné pří dosahování strategických cílů, identifikovat úspěšné postupy a získané poznatky vzájemně sdílet. 5.7 Založení kanceláře/útvaru pro strategické řízení: Postupná krystalizace modelu SFO vedla v řadě organizací ke zjištění, že je třeba vytvořit nové činnosti, které se začlení do kanceláře pro strategické řízení OSM (Office of Strategic Management). Úlohou OSM je zajišťovat integrovaný přístup ke strategickému řízení, který překlenuje tradiční funkční oblasti, jako jsou finance, plánování a měření výkonnosti.

4,5

Uživatelé s vysokými pĜínosy (HIBUs)

Skupina I - -spoleþnosti z Dvorany slávy

4,0

3,5

Skupina II - spoleþnosti s „pronikavými“ výsledky

Skupina III - spoleþnosti s „provozními“ výsledky

Uživatelé s nízkými pĜínosy (LOBUs)

Skupina IV - spoleþnosti s „organizaþními“ výsledky

3,0 Mobilizace

PĜevedení

UspoĜádání

Motivace

Kontinuita

Nejlepší postupy þlenČné podle principĤ SFO

Obrázek 5: Vztahy mezi manažerskou dokonalostí a výší přínosů

Schopnost realizovat strategii je klíčová způsobilost Co odlišuje úspěšné uživatele BSC od ostatních? Je úspěch dosažený s  využitím BSC umění či dovednost? Jde o  štěstí nebo náhodu? Existují nějaké společné znaky společností, které používají BSC? Z  průzkumu u  stovek uživatelů BSC vyvodili pánové Norton a Russell [6] těchto pět zásadních poznatků: n BSC je nedílnou součástí komplexního přístupu k řízení společnosti, n jádrem řízení strategie společnosti je konsistentní soubor nejlepších postupů, n čím jsou nejlepší postupy „dokonalejší“, tím vyšší je úroveň dosažených přínosů, n schopnost využívat nejlepší postupy je klíčovou způsobilostí společnosti, n pro získání největších přínosů je třeba se s  nejlepšími postupy porovnávat a  vytvořit program, který učiní z realizace strategie klíčovou způsobilost. Co lze považovat za „úspěch“? Vyjdemeli z  účelu BSC jako nástroje, který pomáhá vyjádřit a  realizovat strategii, tak jsou to mimořádné přínosy, jež jeho využití provázejí. Takže - čím je úroveň přínosů vyšší, tím větší je úspěch (skutečně nejde o  tautologii). Pro kvantitativní (byť subjektivní) hodnocení byly proto společnosti používající BSC rozděleny do čtyř skupin: I. Členové Dvorany slávy BSC, tj. společnosti, které již plně prokázaly, že využití BSC a principů SFO se projevilo pronikavým zvýšením jejich výkonnosti (nyní je jich cca 70). II. Společnosti „hlásí“ pronikavé výsledky, které však ještě nebyly nestranně posouzeny. III. Společnosti deklarují „provozní“ výsledky,

které sice ještě nejsou pronikavé, ale mají měřitelné kvantitativními přínosy (např. v  oblasti kvality, doby cyklu, just-in-time, atd.). IV. Společnosti vykazují „organizační“ výsledky s  měřitelnými kvalitativními přínosy (jako je např. týmová práce, komunikace, budování shody, rozvoj leadershipu apod.). Každá ze zkoumaných společností provedla hodnocení „úrovně dokonalosti postupů“, které již v  rámci jednotlivých principů SFO dosáhla. Pokud se plně využívá nejlepší postup, je mu přiřazeno 5 bodů, 4 body přísluší úrovni „jsme dobří v jeho využívání“, 3 body odpovídají stavu, kdy je využití „rámcově ve shodě s nejlepším postupem“, 2 body značí, že „ještě dobře postup nezvládáme“ a 1 bod je za nízkou úroveň jeho aplikace. Na obrázku 5 je pro jednotlivé principy SFO uvedena míra využití nejlepších postupů (a tím i jejich přínosů), vypočtená jako aritmetický průměr jim přiřazených bodů. Skupiny I a II reprezentují uživatele BSC s vysokými přínosy HIBUs (High-Benefit Users) a ve skupinách III a  IV jsou uživatelé s  nízkými přínosy LOBUs (Low-Benefit Users). Toto hodnocení se může sice jevit jako výrazně subjektivní, avšak pro základní porovnání je nejen přijatelným přiblížením, ale poskytuje i zajímavé pohledy a závěry: n Ani nejlepší společnosti, které již splnily kriteria pro vstup do Dvorany slávy BSC (BSC Hall of Fame), nedosahují nejvyšší možnou dokonalost pro všechny identifikované nejlepší postupy. Poznámka: do této skupiny patří i tyto utility - Tennessee Valey Authority, Aquafin, Nova Scotia Power, Western Water a Endesa. n Největší rozdíly mezi společnostmi HIBUs a LOBUs se týkají principu #1, tj. mobilizace změny prostřednictvím leadershipu exekutivy. Z toho vyplývá, že na zajiště-

M a g a z í n

ní úspěšné realizace strategie má kritický vliv aktivní a silně angažovaný vůdčí týmu. n Nejmenší rozdíly jsou patrné pro princip #2 – převedení strategie do akceschopných pojmů, neboť všechny hodnocené společnosti již v různé míře aplikovaly BSC. n Největší rozdíl mezi organizacemi z Dvorany slávy BSC a ostatními je ve schopnosti „sešikovat“ jednotky kolem strategie (princip #3), tj. v  identifikaci a  skutečném využití sy-nergií v rámci celé společnosti. n Všechny čtyři skupiny dosud příliš nezvládají řízení postupů pro principy, které se týkají „motivace“ (princip #4) a „kontinuity“ (princip #5). To signalizuje, že se jim ještě nepodařilo „dotáhnout“ institucionální zavedení BSC do řízení jak v oblasti motivace, tak v  propojení strategie s  ostatními tradičními manažerskými procesy.

Závěr V článku je zaměřena pozornost na stručný popis „nejměkčích“ stránek řízení společnosti, které se týkají řízení realizace strategie v  období, kdy se rozhodujícím zdrojem konkurenční výhody stává efektivní rozvoj nehmotných aktiv. Tomu je třeba přizpůsobit systém řízení – v  jeho centru nemůže

být krátkodobý pohled na podnikání (zpravidla vyjádřený rozpočtem), ale dlouhodobý pohled na zajištění udržitelného rozvoje společnosti (vyjádřený ve strategii). Z analýz společností, které již s  pomocí BSC úspěšně realizovaly jejich strategie a  dosáhly mimořádných výsledků, vyplývá, že uplatňují pět základních principů a 27 nejlepších postupů. Nejlepší postupy lze nejen identifikovat, ale i systematicky třídit, sdílet a vzájemně porovnávat. To pomáhá přechodu strategického řízení od „umění“ ke spořádané dovednosti, tj. ke klíčové způsobilosti realizovat strategii. Ani nejúspěšnější společnosti však nedosáhly dokonalosti posuzované z hlediska všech nejlepších postupů. Z toho vyplývá, že rozvíjení schopnosti realizovat strategii zjevně není ani snadný a ani krátkodobý proces. Literatura: [1] Miroslav Vlček: Balanced Scorecard – nástroj pro popis a podporu realizace strategie, PRO-ENERGY 1/2007 (str. 70 – 75). [2] Miroslav Vlček: Tvorba strategické mapy „krok za krokem“, PRO-ENERGY 2/2007 (str. 72 – 77). [3] R. Kaplan, D. Norton: Balanced Scorecard, 1996, Harvard Business School Press, Boston, MA.

[4] R. Kaplan, D. Norton: The Strategy-Focused Organization, 2000, Harvard Business School Press, Boston, MA. [5] R. Kaplan, D. Norton: Strategy Maps, 2004, Harvard Business School Press, Boston, MA. [6] D. Norton, R. Russell, Best Practices in Managing the Execution of Strategy, BSCReport July-August - 2004.

O autorovi Ing. Miroslav Vlček pracoval po ukončení studia (1962) na ČVUT-FEL (ekonomika a řízení energetiky) až do roku 1999 pro ČEZ, nejdříve v oblasti plánování, návazně se zabýval speciálními otázkami provozu, ekonomiky a rozvoje a v 90. letech byl ředitelem úseku pro strategické plánování. Absolvoval pětisemestrový kurs Metody operační analýzy, externí vědeckou aspiranturu a v roce 1999 získal titul Certified Strategic Manager udělovaný AMA a MCE. Od tohoto roku pracoval v různých pozicích pro Appian Group, a.s. Nyní působí jako nezávislý poradce a konzultant pro oblast strategie a energetiky. Kontakt na autora: [email protected]

80