Vysoká škola ekonomická v Praze
Národohospodářská fakulta
Hlavní specializace: Hospodářská politika
V LIV VÝVOJE CENY EMISNÍCH POVOLENEK A ENERGETICKÝCH SUROVIN NA TRŽNÍ CENU ELEKTŘINY V ČR BĚHEM DRUHÉ A TŘETÍ FÁZE
EU ETS V LETECH 2008-2020 diplomová práce
Autor: Bc. Martin Kunc
Vedoucí práce: doc. PhDr. Ing. Marek Loužek, Ph.D.
Rok: 2021
Prohlašuji na svou čest, že jsem diplomovou práci vypracoval samostatně a s použitím uvedené literatury.
Bc. Martin Kunc
V Praze, dne 6. 12. 2021
Poděkování
Rád bych tímto poděkoval panu doc. PhDr. Ing. Markovi Loužkovi, Ph.D.
za vedení mé diplomové práce, rady a připomínky, které přispěly
k vypracování této práce.
Abstrakt
Diplomová práce se zabývá vlivem ceny emisních povolenek a energetických komodit na cenu elektřinu na velkoobchodním trhu v ČR během 2. a 3. fáze EU ETS v letech 2008–
2020. Cílem práce je zhodnotit vliv vývoje ceny emisních povolenek, ceny uhlí, ceny zemního plynu a ceny ropy na tržní cenu elektřiny na velkoobchodním trhu v ČR a současně porovnat jejich vliv v 2. a 3. fázi EU ETS. V teoretické a praktické části práce byly použity metody literární rešerše, faktografická rešerše, vícenásobný lineární regresní model za použití metody nejmenších čtverců a korelační analýza. Regresní i korelační analýza ukázaly, že největší vliv na velkoobchodní cenu elektřiny v letech 2008–2020 měl vývoj ceny emisních povolenek. Jejich vliv byl mezi 2. a 3. fází EU ETS konstantní.
Cena uhlí je druhý nejvýznamnější determinant ceny elektřiny. Vliv uhlí zůstal mezi 2. a 3. fází konstantní, i přes pokles výroby elektřiny z uhelných elektráren. Na cenu elektřiny měl také vliv zemní plyn. Jeho vliv byl ve třetí fázi EU ETS silnější než ve druhé, kvůli růstu podílu na výrobě elektřiny. Cena ropy se ukázala jako statisticky nevýznamná.
JEL klasifikace: Q41, Q31, Q58
Klíčová slova: energetika, trh s elektřinou, cena elektřiny, emisní povolenky, fosilní paliva, výroba elektřiny
Abstract
The diploma thesis evaluates the influence of emission allowance prices and energy commodities prices on wholesale electricity prices in the Czech Republic during 2. and 3. phase of EU ETS between 2008 and 2020. The aim of this thesis is to review impact of emission allowance prices, coal prices, natural gas prices and oil prices on wholesale electricity prices in the Czech Republic and compare their impact during 2. and 3. phase of EU ETS. In theoretical and practical parts were used literature review, factography review, multivariate regression analysis using ordinary least squares method and correlation analysis. The results of regression and correlation analysis show that the greatest impact on electricity prices had emission allowance prices during observed period. The impact was consistent between phase 2 and 3 of EU ETS. Coal price is a determinant with the second greatest impact on electricity prices. Electricity generation from coal was decreasing over time, but impact on electricity prices was stable during phase 2 and 3 of EU ETS. Also natural gas prices influence electricity prices. The impact of natural gas prices was higher during 3. phase of EU ETS, because of its higher share in electricity generation. Oil prices proved to be a statistically insignificant.
JEL classification: Q41, Q31, Q58
Keywords: energy, electricity market, electricity price, emission allowances, fossil fuels, electricity generation
Obsah
Úvod ... 1
Teoretická část ... 3
1 Trh s elektřinou ... 3
1.1 Vlastnosti elektřiny a její důležitost ... 3
1.2 Model trhu s elektřinou ... 4
1.3 Účastníci trhu s elektřinou ... 8
1.4 Teorie regulace a monopol v síťovém odvětví... 10
1.4.1 Teorie ekonomické regulace ... 10
1.4.2 Přirozený monopol ... 12
1.5 Liberalizace odvětví elektroenergetiky ... 15
1.5.1 Liberalizace trhu v Evropské unii ... 16
1.5.2 Liberalizace odvětví elektroenergetiky v ČR ... 18
1.6 Obchodování s elektřinou ... 20
1.6.1 Krátkodobé trhy ... 20
1.6.2 Dlouhodobé trhy ... 21
1.7 Tvorba ceny elektřiny ... 21
1.7.1 Tvorba ceny elektřiny na velkoobchodním trhu a její determinanty .. 21
1.7.2 Skladba ceny elektřiny pro koncové spotřebitele ... 23
2 Problematika životního prostředí a elektroenergetika ... 25
2.1 Pohled environmentální ekonomie ... 25
2.2 Externality při výrobě elektřiny ... 27
2.3 Obchodování s emisemi a EU ETS ... 28
2.4 Vliv ceny emisních povolenek na cenu elektřiny ... 30
3 Cíle v oblasti elektroenergetiky dle Státní energetické koncepce ... 32
Praktická část ... 34
4 Metodika diplomové práce ... 34
5 Hospodářský vývoj v letech 2008–2020 ... 36
5.1 Vývoj průmyslové produkce v letech 2008–2020 ... 38
6 Spotřeba elektřiny v ČR ... 40
6.1 Vývoj spotřeby elektřiny v letech 2008–2020 ... 42
6.2 Korelační analýza vývoje spotřeby elektřiny, HDP a vývoje počasí ... 46
7 Výroba elektřiny v letech 2008–2020 ... 49
8 Determinanty velkoobchodní ceny elektřiny ... 58
8.1 Vývoj velkoobchodní ceny elektřiny ... 58
8.2 Regresní analýza ... 62
8.3 Analýza vývoje cen komodit a emisních povolenek ve 2. a 3. fázi EU ETS a korelační analýza ... 67
8.3.1 Cena emisních povolenek ... 67
8.3.2 Cena uhlí ... 72
8.3.3 Cena zemního plynu ... 74
8.3.4 Cena ropy ... 77
8.4 Shrnutí analýzy vlivu vývoje cen energetických surovin a emisních povolenek na tržní cenu elektřiny v ČR ... 79
9 Cena elektřiny pro koncové zákazníky ... 80
9.1 Velkoobchodní a maloobchodní cena elektřiny ... 83
Závěr ... 88
Seznam zkratek ... 92
Seznam tabulek ... 92
Seznam grafů ... 93
Seznam obrázků ... 94
Seznam použité literatury ... 95
1
Úvod
Vývoj ceny elektřiny dopadá na všechny subjekty v ekonomice, ať už jde o průmysl, služby nebo domácnosti. V dnešní době je elektrická energie nepostradatelnou součástí každodenního života. Cena silové elektřiny je tvořena nabídkou a poptávkou na velkoobchodním trhu. Cenu významně ovlivňují výrobní náklady elektráren, do kterých se projevují ceny energetických surovin, ale také cena za znečištění životního prostředí v podobě ceny emisních povolenek. Zejména uhelné elektrárny promítají cenu emisních povolenek do svých výrobních nákladů. Systém EU pro obchodování s emisemi (EU ETS) je hlavním nástrojem Evropské unie v boji proti klimatickým změnám. V roce 2005 byla spuštěna první pilotní fáze, následována fází druhou v roce 2008, již plnohodnotnou.
V roce 2020 byla ukončena třetí fáze EU ETS a v roce 2021 započala fáze čtvrtá, jejíž konec je plánován na rok 2030. V průběhu roku 2021 zaznamenal energetický trh dramatický nárůst cen energetických komodit a emisních povolenek, často se jednalo o dosažení historických maxim. Společně s ním dosáhla maxima také cena silové elektřiny na Pražské energetické burze (PXE) pro ČR. Situace v roce 2021 tak dodává tématu na ještě větší aktuálnosti a významnosti. Diplomová práce přináší pohled na vývoj tržní ceny elektřiny na velkoobchodním trhu v České republice a jejích nákladových determinantů, během plnohodnotné druhé a třetí fáze EU ETS v období let 2008 až 2020.
Teoretická část diplomové práce se skládá ze tří hlavních kapitol. První kapitola se zabývá trhem s elektřinou. Jsou představeny jeho specifika, účastníci trhu, proces liberalizace trhu s elektřinou v ČR a EU, tvorba ceny elektřiny na velkoobchodním trhu i pro koncové spotřebitele. Zároveň jsou představeny teoretické pohledy na regulaci a přirozený monopol. Dále se teoretická část zabývá problematikou životního prostředí, zejména z pohledu environmentální ekonomie. Blíže je přiblíženo obchodování s emisními povolenkami a systém EU pro obchodování s emisemi. Poslední kapitola teoretické části představuje cíle v oblasti elektroenergetiky dle Státní energetické koncepce ČR.
V praktické části diplomové práce je nejprve přiblížen hospodářský vývoj v ČR v letech 2008 až 2020. Dále je analyzována spotřeba elektřiny v ČR ve sledovaném období. Kapitola věnující se výrobě elektřiny analyzuje vývoj výroby elektřiny dle jednotlivých typů elektráren a paliv. Stěžejní kapitola praktické části analyzuje vliv
2
vývoje ceny emisních povolenek a energetických surovin na cenu elektřiny na velkoobchodním trhu v ČR v letech 2008 až 2020. Kapitola využívá regresní analýzy za použití metody nejmenších čtverců a korelační analýzy. Poslední kapitola praktické části se věnuje propojení vztahu mezi cenou elektřiny na velkoobchodním trhu a cenou elektřiny pro koncové spotřebitele.
Cílem diplomové práce je zhodnocení vlivu vývoje ceny emisních povolenek a energetických surovin na tržní cenu elektřiny v ČR na velkoobchodním trhu v období let 2008 až 2020. Cílem je potvrdit nebo vyvrátit hypotézu, že nejvíce ovlivňuje cenu elektřiny na velkoobchodním trhu vývoj ceny emisních povolenek. Cílem práce je také porovnat vliv ceny emisních povolenek a energetických surovin během 2. a 3. fáze EU ETS na cenu elektřiny a zaznamenat tak případné rozdíly v návaznosti na vývoj energetického mixu a změny v systému EU pro obchodování s emisemi.
3
Teoretická část
1 Trh s elektřinou
1.1 Vlastnosti elektřiny a její důležitost
Elektřina je základní a nepostradatelnou surovinou moderní ekonomiky. Jako surovina potřebná k výrobě je využívána ve velkém množství odvětví a je nezbytná i pro konečné spotřebitele, jako jsou domácnosti nebo podniky s jakoukoliv působností. Je nutné aby, dodávka elektřiny byla spolehlivá, neboť se projevuje na výkonnosti ekonomiky a hodnotě bohatství a kvalitě života spotřebitelů. Důležitost elektřiny pro chod ekonomiky ukazují výpady a nedostatek vyrobené elektřiny, které se mohou projevit na ztrátě výkonnosti ekonomiky. Například Shahbaz (2015) se zabýval dopady vlivu výpadků a nedostatku elektřiny v Pákistánu v letech 1991 – 2013 na ekonomiku. Jeho výsledky prokazují negativní dopad nedostatku elektřiny na industriální sektor, sektor služeb, a také nepřímý dopad na sektor zemědělství. Nepokrytá poptávka elektřiny a její neefektivní využití v Pákistánu snížily v roce 2013 HDP o 2 procenta (Decker 2015).
Elektřina je komoditou velmi specifickou z několika důvodů. První z nich se týkají nemožnosti elektřinu skladovat a způsobem její přepravy po sítích. Na rozdíl od ostatních komodit je třeba, aby elektřina, která je vyrobena, byla téměř okamžitě spotřebována. Nelze nespotřebovanou elektřinu uložit a spotřebovat ji později (alespoň ne ve větším množství a při přiměřených nákladech). Je velmi důležité, aby nabídka a poptávka na trhu s elektřinou byla v rovnováze a bylo tak zabráněno případným výpadkům. Tato rovnováha musí být nastolována neustále v průběhu celého dne. Pokud by došlo k narušení této rovnováhy, tedy k přebytku nebo nedostatku elektřiny v jedné části sítě, může to vést k rozsáhlému selhání celého systému (Chemišinec 2010; Decker 2015). V případě spotřebitelů to také znamená, že o své spotřebě rozhodují v reálném čase a jejich objednávka je realizována okamžitě (Kolektiv autorů 2016). Samotný systém organizace dodávky elektřiny je velmi komplexní a je třeba aby byly koordinovány jednotlivé fáze výrobního řetězce (Decker 2015). Dalším specifikem elektřiny je možnost její výroby z různých primárních zdrojů, mezi které patří např. uhlí, jaderná energie, plyn a obnovitelné zdroje.
4
1.2 Model trhu s elektřinou
Elektrizační soustava se skládá z několika na sobě napojených úrovní a jejich zařízení, začínající výrobou elektřiny a končící její spotřebou. Jedná se o úrovně, ve kterých dochází k toku elektřiny od jejího výrobce až ke koncovému zákazníkovi.
V nejjednodušším případě by se dala předpokládat, pouze dvouúrovňová soustava, ve které existuje úroveň výroby a spotřeby. Ve skutečnosti se skládá ze čtyř úrovní, kdy v první úrovni dochází k výrobě elektrické energie, ve druhé k dálkovému přenosu elektřiny za vysokého napětí (tedy přenosová soustava), ve třetí fázi již dochází k distribuci elektřiny za nižšího napětí v rámci, které dochází k distribuci elektřiny blíže ke konečným spotřebitelům. Poslední úroveň pak představuje samotnou spotřebu elektřiny koncovými zákazníky (Biggar a Hesamzadeh 2014; Decker 2015; Chemišinec 2010). Výroba elektřiny často bývá koncentrována do mála míst a velkých generátorů. Je tedy potřeba překonat často velkou vzdálenost mezi místem, kde byla elektřina vyrobena a kde byla spotřebována (Biggar a Hesamzadeh 2014).
V minulosti bývalo možné charakterizovat jednotlivé úrovně soustavy jako vertikálně orientované monopoly, které podléhaly státní regulaci. Jediná firma tak zajišťovala výrobu, přenos i distribuci. V rámci liberalizace v mnoha státech, nicméně docházelo k vlastnickému oddělování jednotlivých úrovní elektrizační soustavy (Joskow a Tirole 2000).
Tabulka 1: Jednotlivé úrovně elektrizační soustavy a model konkurence
1. Výroba elektřiny Velkoobchodní konkurence
2. Přenos elektřiny Přirozený monopol
3. Distribuce elektřiny Přirozený monopol
4. Dodavatelé pro konečné spotřebitele Maloobchodní konkurence
Zdroj: Neimane (2001); vlastní zpracování
5 Výroba elektřiny
Výroba elektřiny spočívá v přeměně jedné formy energie do energie elektrické.
Existuje mnoho různých způsobů výroby elektřiny, které se mezi sebou výrazně liší.
Biggar a Hesamzadeh (2014) uvádějí několik odlišností pro jednotlivé zdroje elektrické energie.
První z nich se týká možnosti ovládat množství vyrobené elektřiny. U konvenčních technologií výroby elektřiny jako jsou uhelné, plynové nebo částečně u jaderné elektrárny lze kontrolovat množství vyrobené elektřiny a lze ho upravovat v závislosti na aktuální poptávce a ekonomické výhodnosti pro výrobce. Dodávky od těchto konvenčních zdrojů jsou upravovány operátorem systému pro dosažení rovnováhy nabídky a poptávky. V zákonitosti tržního systému je nejdříve odebírána (obchodována) elektřina od generátorů s nižšími krátkodobými mezními náklady, následuje elektřina vyrobená s vyššími mezními náklady, které zabezpečují pokrytí poptávky. V případech, kdy velkoobchodní cena elektřiny překročí jejich krátkodobé mezní náklady, jsou tyto elektrárny odstaveny (Joskow 2011; 2008b).
To samé nicméně neplatí u elektráren využívající obnovitelné zdroje. U solárních a větrných elektráren nelze výrobu elektřiny kontrolovat z toho důvodu, že jsou závislé na aktuálním počasí, ať už na síle a směru větru, nebo oblačnosti. Proto nelze nastavovat výrobu elektřiny operátorem systému na základě ekonomických kritérií jako u tradičních zdrojů elektřiny. Jejich výkon se může lišit během krátkých časových intervalů a je obtížnější ho předvídat. Operátoři systému proto reagují na nevyvážené dodávky využitím konvenčních typů elektráren, které lze rychle dostat do provozu i odstavit (Joskow 2011). Ne všechny konvenční elektrárny jsou ale schopny rychle reagovat na změnu rovnováhy na trhu. Jaderné nebo některé elektrárny na fosilní paliva nedokáží okamžitě a flexibilně reagovat (Biggar a Hesamzadeh 2014).
Další rozdíl u jednotlivých typů elektráren se týká velikosti variabilních a fixních nákladů. U fixních nákladů se jedná zejména o náklady na výstavbu elektráren.
Ty se výrazně liší u jednotlivých typů, často se jedná o kombinaci vysokých fixních nákladů a nízkých variabilních nákladů. Případ vysokých fixních nákladů se týká převážně konvenčních typů elektráren jako jsou jaderné nebo uhelné elektrárny, které využívají úspory z rozsahu (Biggar a Hesamzadeh 2014). Například u jaderných elektráren jsou pořizovací a konstrukční náklady velmi vysoké, nicméně pokud je jednou elektrárna v provozu, vyrábí elektřinu při velmi nízkých výrobních nákladech (Decker 2015).
6
Elektrárny s nízkými variabilními náklady a s nemožností flexibilně měnit produkci jsou využívány k pokrytí běžné poptávky (base-load) a jsou v provozu většinu hodin v roce (také nazývané base-load generátory). Elektrárny s vyššími variabilními náklady, ale naopak schopností rychle zahájit nebo zastavit výrobu jsou využívány k pokrytí „energetické špičky“ (peak-load), tedy v čase nejvyšší poptávky a spotřeby (také nazývané peak-load generátory) a jsou tak v provozu méně hodin v roce. Mezi tyto elektrárny se řadí například plynové elektrárny, které mají nižší náklady na konstrukci než uhelné nebo jaderné elektrárny, ale vyšší variabilní (výrobní) náklady. U výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů bývají variabilní náklady velmi nízké (Decker 2015).
V neposlední řadě je třeba do nákladů na výrobu zahrnout také ceny vstupních surovin (paliv), potřebných k výrobě elektrické energie, jako jsou uhlí, zemní plyn nebo ropa. Jejich cena společně s efektivností přeměny energie ze vstupních surovin tvoří významnou část variabilních nákladů (Biggar a Hesamzadeh 2014).
Další rozdíly u jednotlivých typů elektráren se týkají omezení maximálního výkonu výroby, nebo maximálního množství výroby elektřiny za určitý časový úsek (Biggar a Hesamzadeh 2014). V současnosti nejvíce aktuální jsou rozdíly v dopadech na životní prostředí. Výrobci elektřiny jsou jedni z největších emitentů skleníkových plynů zejména ve státech, kde dominují elektrárny na tuhá fosilní paliva (Rollerová a Mertl 2015).
Přenos elektřiny
Přenos elektřiny představuje dálkový transport elektřiny od místa její výroby blíže ke konečným spotřebitelům za využití vysokého napětí. Vedení elektřiny je omezeno jak kapacitou vedení, tak fyzikálními zákony ovlivňující přenos a ztráty elektřiny. Ztráty lze definovat jako rozdíl mezi výrobou a spotřebou elektřiny. Během přenosu od výrobce ke spotřebiteli dochází ke ztrátě mezi 8 až 15 % z vyrobené elektřiny (Cretì a Fontini 2019).
Přenosová soustava musí zajistit fungující vyvedení elektřiny od jejích výrobců, a také splňovat požadavky ostatních účastníků trhu s elektřinou v dané kvalitě, velikosti a spolehlivosti. Z toho také vychází neustálá potřeba rozvíjet a udržovat přenosovou soustavu na základě predikovaných požadavků do budoucna za společné koordinace všech účastníků, nejen na území ČR (ČEPS 2021b).
7
Odvětví přenosu elektřiny lze definovat jako přirozený monopol. Z toho důvodu jsou poplatky za přenos elektřiny regulovány. Nastavení poplatků za přenos je jedním z nejnáročnějších úkolů regulátora, neboť mají významný vliv na využívání a rozvoj sítě.
Vliv mají také na přeshraniční obchod a umístění budoucích nových výrobců elektřiny a energeticky náročných uživatelů (Brunekreeft et al. 2004).
Během liberalizace trhu s elektřinou došlo k oddělení dříve vertikálně integrovaných sektorů výroby a přenosu elektřiny. Tyto dva sektory se staly v ekonomikách s liberalizovanou elektroenergetikou na sobě nezávislé. V ČR došlo k liberalizaci právním oddělením přenosu a výroby a následnému úplnému vlastnickému oddělení, vyústěním byl vznik ČEPS a. s., který se stal nezávislým provozovatelem přenosové soustavy (Chawla a Pollitt 2013). V rámci činnosti ČEPS a. s. je přenos elektřiny nejen v rámci ČR, ale také přeshraničního přenosu (ČEPS 2021a).
Distribuce elektřiny
Za pomoci distribuční soustavy dochází k dopravě elektřiny ke koncovým spotřebitelům. Provozovatel distribuční soustavy je zodpovědný za technické aspekty kvality a spolehlivosti dodávky elektřiny a za kvalitu samotné sítě. Z hlediska dodavatelů elektřiny (obchodníků) v liberalizovaném prostředí je třeba nastolit nediskriminační podmínky pro jednotlivé dodavatele a spotřebitele. Jako v případě přenosu elektřiny i u distribuce se jedná o tržní model přirozeného monopolu (Neimane 2001). Poplatek za distribuci se tak řadí mezi regulované časti ceny elektřiny, které určuje Energetické regulační úřad. Regulace ceny je řízena horní hranicí příjmů dle nákladů, přiměřené úrovně zisku a odpisů (Spodniak et al. 2012).
Koncový spotřebitel si svého distributora nemůže dobrovolně zvolit. Je mu automaticky přidělen dle území, na kterém se spotřebitel nachází. V České republice se nachází 3 regionální distributoři, mezi které patří ČEZ Distribuce, EG.D (dříve E.ON Distribuce), a PRE distribuce. Dle územního rozdělení ČEZ Distribuce zabezpečuje distribuci v západních, severních, středních a východních Čechách a severní Moravě.
PRE distribuce zajišťuje distribuci v Praze a EG.D v jižních Čechách a na jižní Moravě.
Regionální distributoři bývají připojeny přímo k přenosové soustavě. Existují ale také lokální distribuční soustavy, které bývají napojeny na některou z regionálních soustav.
Nejsou tak napojeny na přenosovou soustavu přímo (Chemišinec 2010).
8 Dodavatelé elektřiny
Na rozdíl od distributorů, kteří „doručují“ elektřinu koncovým zákazníkům, dodavatelé ji koncovým zákazníkům prodávají. Činnost dodavatele může vykonávat mnoho subjektů a mohou být také vlastnicky napojené na dřívější fáze dodávky elektřiny.
Můžeme je tak rozdělit na maloobchodníky, kteří nakupují elektřinu na velkoobchodním trhu a přeprodávají ji spotřebitelům, a na dodavatele kteří například provozují elektrárnu.
(Cretì a Fontini 2019). Na trhu dodavatelů elektřiny, jakožto homogenního zboží, je velmi složité pro obchodníky diferencovat svůj produkt a úloha marketingu je tak omezená.
Z hlediska celkové ceny za elektřinu pro konečné spotřebitele jen malá část patří dodavateli elektřiny (Defeuilley 2009). Do svých cen dodavatelé započítávají nejen velkoobchodní cenu elektřiny a poplatky spojené s vedením elektřiny, ale také maloobchodní náklady a náklady na marketing (Decker 2015).
V České republice je možné zvolit si svého dodavatele pro všechny spotřebitele od roku 2006. V polovině roku 2021 bylo v systému ERÚ 419 platných udělených licencí pro obchodování s elektřinou (ERÚ 2021d). Díky svobodné volbě dodavatele (obchodníka) může spotřebitel ovlivnit účtovanou cenu odebírané elektřiny. Vztah mezi dodavatelem a spotřebitelem bývá dlouhodobý a změna dodavatele přináší také své náklady, týkající se vyhledání nového dodavatele nebo vyjednávání. Vstup nových dodavatelů na trh může být proto komplikovaný, i při nižší nabízené ceně elektřiny (Defeuilley 2009).
1.3 Účastníci trhu s elektřinou
Mezi ty základní patří výrobci elektřiny, obchodníci s elektřinou, koncoví zákazníci. Existují další účastníci trhu s elektřinou, kteří nicméně nemusí být přítomni ve všech modelech trhu nebo se mohou lišit jejich práva a pozice. Mezi ně patří provozovatelé přenosové soustavy a distribučních soustav, operátor soustavy, operátor trhu, burzy s elektřinou nebo také regulační úřad v roli regulátora trhu (Chemišinec 2010). Kapitola se zaobírá zejména přesnějším vymezením jednotlivých účastníků dle české legislativy.
Účastníci trhu s elektřinou jsou vymezeni Energetickém zákonem (Zákonem č.
458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických
9
odvětvích a o změně některých zákonů, ve znění pozdějších předpisů), zejména jejich práva a povinnosti, které se jich týkají.
• Výrobce elektřiny
Výrobci elektřiny jsou oprávněni udělenou licencí k provozu zařízení na výrobu elektrické energie. Díky licenci je oprávněn připojit k elektrizační soustavě svoji výrobnu elektřiny. Dále je má právo dodávat elektřinu přes přenosovou a distribuční soustavu. Výrobci elektřiny mají také ale některé povinnosti zejména k provozovateli přenosové a distribuční soustavy, nebo operátorovi trhu.
• Provozovatel přenosové soustavy
Je poskytovatelem služby přenosové soustavy, zajišťuje spolehlivý, bezpečný provoz a řídí toky elektřiny v přenosové soustavě při respektování přenosů elektřiny a spolupracuje s propojenými soustavami ostatních států a provozovateli distribučních soustav v elektrizační soustavě. Provozovatel nesmí být vlastnicky spojen s výrobcem elektřiny a nesmí držet jinou licenci udělovanou dle Energetického zákona. K zajištění jeho nezávislosti musí být provozovatel zároveň vlastníkem přenosové soustavy a zajistit stejné podmínky pro připojení a přenos elektřiny ostatním účastníkům.
• Provozovatel distribuční soustavy
Zajišťuje provoz o obnovu distribuční soustavy daném na území, které vymezuje licence a řídí tok elektřiny v distribuční soustavě a ve spolupracuje s ostatními distributory a provozovatelem přenosové soustavy. Pokud je k jeho distribuční soustavě připojeno více jak 90 tisíc odběrových míst zákazníků, nesmí držet zároveň licenci na výrobu, přenos ani obchodování s elektřinou. Provozovatel distribuční soustavy je povinen zajistit nediskriminační podmínky pro připojení k distribuční soustavě.
• Obchodník s elektřinou
Má právo nakupovat elektřinu od výrobců s licencí nebo obchodníků s licencí a prodávat ji ostatním účastníkům trhu s elektřinou i na úrovni jiných států. Má právo na využití přenosové a distribuční soustavy.
• Zákazník
Má právo uzavřít smlouvu na připojení svého odběrného zařízení k distribuční soustavě při splnění podmínek. Má právo nakupovat elektřinu od obchodníka s elektřinou držící licenci a na dopravu dohodnutého množství elektřiny do
10
odměrného místa s cenou dle pravidel regulace. Má právo volby svého dodavatele elektřiny. Nicméně je povinen umožnit nainstalovat měřící zařízení.
1.4 Teorie regulace a monopol v síťovém odvětví
1.4.1 Teorie ekonomické regulace
Přestože trh s elektřinou prošel liberalizací, elektroenergetika patří stále k odvětvím velmi regulovaným. Specifická je struktura odvětví, která v ekonomické teorii odpovídá monopolu v síťovém odvětví, nebo také přirozenému monopolu.
Následující kapitola se bude zabývat teorií ekonomické regulace a monopolu v síťovém odvětví.
Na teorie ekonomické regulace lze pohlížet zejména ze dvou hlavních směrů.
První se týká tradiční teorie regulace vycházející z teorie veřejného zájmu, kde regulátoři provádí regulaci ve prospěch veřejnosti. Tyto teorie předpokládají úplnou informovanost regulátora, dokonalou vymahatelnost a benevolentnost regulátora (den Hertog 2010).
Potřeba regulace vycházejí z existence tržních selhání, díky kterým dochází neoptimální alokaci zdrojů v ekonomice. V dokonalé konkurenci je cena rovna mezním nákladům a je dosažena optimální alokace zdrojů, nicméně je pro to potřeba splnění velkého množství podmínek, které v reálném světě nelze splnit (den Hertog 2010 podle (Boadway a Bruce 1984)). Původní teorie regulace v prospěch veřejného zájmu předpokládala nulové transakční náklady na regulaci, stejně jako nulové náklady na informace. Tržní selhání zde tvořilo dostatečný motiv pro zavedení vládních regulací, aby bylo dosaženo efektivní alokace zdrojů (den Hertog 2010).
Novodobá teorie regulace ve veřejném zájmu reaguje na kritiku státní regulace kvůli neefektivnosti a těžkopádnosti. Zejména reaguje na pohled regulace jako dohodu mezi regulátory a regulovanými k jejich prospěchu, nikoliv k prospěchu celé společnosti (Noll 1983). Oproti tomu novější teorie regulace ve veřejném zájmu nepředpokládá již nulové náklady spojené s regulací a informacemi. Neklade důraz na maximální efektivnost vládních zásahů, ale tvrdí, že náklady spojené s vládní regulací jsou nižší než
11
náklady spojené s neregulovaným trhem (Goldberg 1976; Noll 1983). Zároveň neodmítají deregulaci, pokud je při ní dosaženo vyšší efektivity. Goldberg (1976) například nevidí regulaci jako zaručenou nejlepší možnost, ale nelze ji okamžitě zavrhovat bez hlubší analýzy. Kritika teorie regulace ve veřejném zájmu vychází zejména z kritiky pojetí tržního selhání a efektivnosti státních zásahů.
Opačným pohledem k ekonomické teorii regulace je pohled vycházející z teorie veřejné volby. Lze také nalézt název „Capture Theory“ (ovládnutí regulátora) např. (Posner 1974). Přestože tento pohled na regulaci v tomto ohledu není u všech autorů jednotný, lze říci, že se jedná o teorii, kde regulace slouží soukromému zájmu, nikoliv zájmu veřejnosti (Posner 1974; den Hertog 2010). Tradiční pohled předpokládá, že regulace není vyžadována přímo veřejností, ale jejím původcem jsou politické strany nebo jednotlivci, kteří regulací konkrétních oblastí mohou získávat prostředky pro své volební kampaně nebo pro sebe samotné, formou úplatků. Regulace tak není v zájmu veřejnosti ale v zájmu regulátora a regulovaného subjektu (Loužek, 2011).
Regulace může vznikat nicméně také v prospěch odvětví samotného, kterého se regulace týká. Na to upozorňuje Stigler (1971). Původní impuls pro vznik regulace často vychází právě z daného odvětví. Problematika regulace spočívá ve zjišťování, kdy zájmová skupina v daném odvětví využívá státní regulaci pro své vlastní zájmy, nebo zda je regulována státem v cizím zájmu (Stigler 1971). Zisky, které firmy v odvětví získají jsou menší, než je celková ztráta pro společnost, a to i v případech, kdy nevznikají náklady mrtvé váhy. To politikové vědí, nicméně i oni myslí na své zájmy, které mohou spočívat například v podpoře volební kampaně od firem vyžadující regulaci. Pokud politik odmítne podpořit regulaci, firmy přesunou své prostředky pro kampaň benevolentnějších politiků.
Existuje několik regulačních politik, kterými může stát zvýšit zisky v odvětví.
Stigler (1971) zmiňuje dotace v odvětví, omezování vstupu do odvětví pro nové konkurenty, například pomocí zavedení limitů cen nebo kvót. Dále se jedná o politiky, které ovlivňují trhy se substituty a komplementy. Jako poslední zmiňuje Stigler fixování cen a dohled nad cenami pomocí státního orgánu. Stigler (1971) nevylučuje regulaci v neprospěch daného odvětví, jako je například vyšší zdanění hazardu nebo alkoholu.
Zástupci virginské školy veřejné volby soustředí důvody regulace na pojem
„dobývání renty“, který znamená cílenou politickou činnost, ať už jednotlivců nebo skupin, vedoucí k vynakládání zdrojů k získání monopolních práv (den Hertog, 1999).
12
Tam kde je možné dosažení renty, díky privilegiu, o kterém rozhoduje stát, jsou ochotni jednotlivé subjekty vynakládat prostředky v rámci soutěžení pro získání tohoto privilegia (Crew a Rowley 1988). Tullock (1967) upozorňuje na skryté náklady regulačních politik a dobývání renty, které zvyšují celkové sociální náklady. Výsledkem soupeření mezi jednotlivci o tato privilegia, jsou utopené náklady jednotlivců, kteří privilegium nezískali.
Držitel privilegia dále vynakládá prostředky na udržení svého výsadního postavení (Tullock 1967; den Hertog 2010; 1999). Zástupci virginské školy veřejné volby oproti chicagské škole (Stingler, Peltzman) rozlišují regulaci od zdanění a subvencí. Při regulaci je možné větší zapojení vlivu úředníků a politiků, a také zde existují velké rozdíly v neefektivnosti (den Hertog 1999; Crew a Rowley 1988).
1.4.2 Přirozený monopol
Pokud je firma jediná, která prodává produkt nebo službu a nemá blízké substituty, má monopol (Posner 1978). Odvětví, ve kterém je celková produkce v odvětví méně nákladná, pokud produkci provádí pouze jediná firma, než pokud produkci provádí více firem má přirozený monopol (Baumol 1977). Dle Posnera (1978) nezáleží na počtu firem v odvětví, ale na vztahu mezi poptávkou a technologií nabídky. Je-li na trhu firem více, může dojít časem buď k jejich spojení, odchodu z odvětví, nebo bude na trhu nadále spotřebováváno více zdrojů, než by bylo efektivní. Konkurence tak není v přirozeném monopolu dostatečným mechanismem pro regulaci monopolu. Proto je považováno za potřebné kontrolovat monopol, pro zajištění žádoucího výkonu. Tyto kontroly se týkají zejména odvětví energetiky, jako plynárenství, vodárenství nebo elektroenergetiky, neboť jsou brány jako veřejná služba (Posner 1978).
Baumol (1977) dále definuje přirozený monopol stále klesající funkcí průměrných nákladů při navyšování produkce. Jako přirozený monopol lze také považovat odvětví, ve kterém nemají zájem vstoupit na trh nové firmy, z důvodu neschopnosti na trhu obstát, a to i v případě kdy monopol nepraktikuje strategii pro likvidaci konkurence (Baumol 1977).
Přirozený monopol pro společnost představuje jak možný kladný dopad na společenský blahobyt, tak i záporný. Díky jeho specifikám týkajících se snižování výrobních nákladů v odvětví má tendenci zvyšovat společenský blahobyt, ale díky
13
charakteristikám monopolu má tendenci vytvářet náklady mrtvé váhy a společenský blahobyt naopak snižovat. Možné zneužití monopolního postavení vede k potřebě přirozený monopol regulovat (Hon 2008).
DiLorenzo (1996) argumentuje proti teorii přirozeného monopolu a nazývá ji ekonomickou fikcí. Dle jeho názoru již v moderní ekonomice (hovoří o USA) nemá teorie přirozeného monopolu své místo. Kritizuje také historický kontext přirozeného monopolu a dle jeho názoru šlo pouze o státem vytvořené monopoly pro potlačení konkurence.
V USA, v druhé polovině 20. století vše směřovalo k deregulacím v odvětvích
„přirozených monopolů“, jako například elektroenergetiky nebo telekomunikací, a to jak pomocí legislativy, tak technologického pokroku (DiLorenzo 1996).
Cíle regulace přirozeného monopolu
Hranice mezi přirozeným monopolem a konkurencí v odvětví není v reálném světě jednoznačně definovatelná. Konkurenční odvětví jsou také ve skutečnosti spíše nedokonale konkurenční. V odvětví s charakteristikami přirozeného monopolu z normativního hlediska ekonomické regulace jsou důvody pro zavedení regulovaných cen a předpisů: špatná ekonomická výkonnost spojená s monopolem a schopnost pomocí vládní regulace zmírnit tržní selhání, která mohou být přítomna na nedokonale konkurenčním trhu (Joskow 2007). Joskow (2007) zmiňuje několik cílů regulace přirozeného monopolu:
• Jako první uvádí efektivní cenu zboží a služeb. Regulace cen má přinést signál o efektivní ceně spotřebitelům a zlepšit tak jejich rozhodování o spotřebě.
V dokonalém případě se jedná o nastavení ceny na úrovni mezních nákladů.
• Efektivnost výrobních nákladů je dalším z cílů regulace. Omezení vstupu do odvětví pouze pro jednu firmu vede k maximálnímu využití úspor z rozsahu při daných technologiích. Kontrola cen a zisků firmy a s tím omezení vstupu do odvětví ale může vést firmu k omezení snahy o minimalizaci svých nákladů a pobídek k efektivitě. Regulátoři jsou tak nuceni k vytváření pobídkových mechanismů pro udržení efektivnosti, minimalizování nákladů firmy a zavádění inovací.
• Efektivní úroveň výstupu a investic. Regulace by měla zajistit dodávku služeb, která je poptávaná spotřebiteli. Regulátoři musí brát v potaz charakteristiky
14
soukromých firem dosahování ziskovosti. Množství výstupu firmy tak musí být pro firmu výhodné, a také bude investovat pouze tehdy, pokud lze očekávat ziskovost ze své investice.
• Efektivní úroveň kvality a rozmanitosti produkce. Fyzické vlastnosti sítí v síťových odvětví, které jsou regulovány například regulovanými cenami, mohou vyznačovat snížením kvalitu služeb a produktů. Různá kvalita služeb může přinášet mnoho nákladů. Regulátor má za cíl dohlížet, aby rozdíly kvality produktů a služeb reflektovaly požadavky na možnost výběru spotřebitelů.
• Omezení monopolního zisku a renty jsou dalším cílem regulátora. Regulace nejen že se snaží zamezit vzniku nákladů mrtvé váhy, ale také se cílí na omezení nadměrného přebytku výrobce a nadměrných zisků. Pro udržení a pobízení k efektivnosti nabídky je třeba aby byly zisky dostatečně vysoké, ale zároveň aby nepřevyšovaly nadměrnou hranici, který by mohl vést k plýtvání zdrojů v rámci dobývání renty pro udržení monopolního postavení (Joskow 2007).
Stigler a Friedland (1962) zkoumali dopady regulace přirozeného monopolu v elektroenergetice. Došli k závěru, že regulace monopolu nepřináší žádané snížení cen.
Jedním vysvětlením je, že dodavatel elektřiny nemůže dlouhodobě spoléhat na udržení svého monopolního postavení. Výrobci jsou vystaveni konkurenci ostatních zdrojů energie, z části se tak mohou industriální zákazníci v delším období přesunout ke konkurenci. Stigler a Friedland (1962) tak kritizují předpoklad teorie cenové regulace monopolu v tom, že přisuzují monopolu nadměrnou monopolní sílu. Pokud by tato moc monopolu byla skutečně vysoká, bylo by možné provést efektivní regulaci. To nicméně, jak ukazují na příkladu dodavatelů elektřiny v USA, neplatí. Jako druhým faktor selhání regulace považují neschopnost regulátora ovlivnit kombinaci výstupu společnosti, ceny a nákladů firmy (Stigler a Friedland 1962).
15
1.5 Liberalizace odvětví elektroenergetiky
Proces liberalizace odvětví elektroenergetiky započala, jako jedna z prvních, Velká Británie v roce 1990 a stala se do velké míry vzorem pro své následovníky při tvorbě reforem. Výsledky reforem vedly k výraznému zlepšením výkonu v odvětví, zejména tam, kde existovaly monopoly vlastněné státem (Joskow 2008a). Větší konkurence na trhu tlačí na snižování nákladů firem a investování do inovativních technologií s větší efektivitou. Konečným cílem liberalizace je poté snížení cen elektřiny (Pepermans 2019). Z hlediska ekonomické teorie, má liberalizace pozitivní dopad pro zákazníky a na celou ekonomiku (Jamasb a Pollitt 2005).
Britský model byl založen na několika základních bodech, které poté následovaly ostatní státy. Jedním z nich se týkal vytvoření velkoobchodního trhu s elektřinou, který určuje její cenu. Dalším bodem bylo vytvoření konkurence v oblasti maloobchodu pro možnost volby dodavatele elektřiny. Dále oddělení podniků sítí od podniků, které by měly být řízeny pomocí trhu, a také oddělení podniků výroby elektřiny od obchodníků pro konečné spotřebitele (Thomas 2005). Provoz přenosové sítě a zároveň výroba elektřiny jednou firmou může vést k omezení přístupu konkurentů k její infrastruktuře (Evropská komise 2019). Také by mělo dojít k prodeji veřejných aktiv do soukromých rukou.
Většina z uvedených bodů jsou na sobě závislých a jeden bez druhého by nedávaly smysl (Thomas 2005).
Britové tak svojí cestou ukázali důležité prvky liberalizace trhu s elektřinou pro své následovníky. Několik z nich zmiňuje Newbery (2005). Například již zmíněné rozdělení vlastníků v oblasti přenosu elektřiny od výroby elektřiny má pozitivní dopad na konkurenční prostředí velkoobchodního trhu s elektřinou (Newbery 2005). Firmy jsou tak tlačeny ke snižování svých nákladů. Udržování koncentrovaných trhů vede k vysokým maržím. Snížením tržní síly hlavních výrobců elektřiny lze pomocí snížení koncentrace trhu a vstupu nových firem. Britové také založili přístup liberalizaci na udělování licencí, které drží jak konkurenční segmenty, tak potenciální segmenty přirozených monopolů. Newbery (2005) uvádí, že tento systém funguje lépe než další alternativy. Držitelé licence musí dodávat informace regulátorovi pro monitorování trhu a v případě narušení trhu a konkurence může regulátor rychle a efektivně jednat.
Ne všechny pokusy o reformy ve světě byly zcela úspěšné. Problémy reforem směřující k liberalizované elektroenergetice se týkaly například špatně navržené reformy,
16
špatné ekonomické situace v zemi zabraňujícím potřebným investicím, energetické krize nebo silný tlak na růst ceny elektřiny v důsledku růstu energetických surovin, nebo v případě EU cena emisních povolenek. Problémy a rizika tak působily na politické tvůrce k vyšší opatrnosti v rámci tvorby reforem. Problémy nicméně nepřevyšují výhody z deregulace trhu elektřiny. Velký vliv na úspěšnost reforem má, jak moc jsou politici odolní vůči zájmovým skupinám, které by mohly narušit další formy deregulace v odvětví (Joskow 2008a). Streimikiene et al. (2013) zkoumali vliv liberalizace na cenu elektřiny.
Ukazují, že liberalizace nutně neznamená automatické snížení cen elektřiny. Různý model liberalizace může mít různé dopady, v několika případech ceny elektřiny po liberalizaci vzrostly. Streimikiene et al. (2013) poukazují, že cíle energetické politiky EU jsou protichůdné proti poklesu cen elektřiny. Ubírání se směrem k ochraně životního prostředí vede naopak k růstu ceny elektrické energie. V rámci modelu liberalizace tak existuje trade-off mezi cílem energetické politiky a cenami elektřiny.
1.5.1 Liberalizace trhu v Evropské unii
Proces liberalizace trhu s elektřinou v EU započal v roce 1996 v rámci tří liberalizačních balíčků (Kolektiv autorů 2016). Přesto počátek směřování k liberalizaci energetiky v Evropě lze sledovat již na počátku devadesátých let. Jedním z hlavních cílem bylo dosáhnout pomocí konkurenčního prostředí zefektivnit dodávku elektřiny, ale také plynu. Tam kde nebylo možné využití konkurence, nastupovala regulace dle potřeby (Pepermans 2019). V rámci cílů energetické politiky EU je vytvoření společného evropského vnitřního trhu s elektřinou, to se nicméně, jak podotýká Pepermans (2019), doposud nepodařilo realizovat. Reforma byla prováděna paralelně ve dvou úrovních.
V první z nich docházelo dle směrnic EU o trhu s elektřinou, kde bylo vyžadováno po členských státech EU zavádění kroků k liberalizaci na úrovni národních trhů. Druhá úroveň se týkala přeshraničního obchodování a zlepšení přeshraničních přenosových soustav. Obě činnosti měly za cíl rozšířit principy jednotného evropského trhu. V případě směrnic by byla umožněna konkurence mezi vnitrostátními a zahraničními subjekty, v případě zlepšení přeshraničního přenosu elektřiny a propojení znamenalo snížení nákladů na přeshraniční přenos a zvýšilo konkurenci (Jamasb a Pollitt 2005).
17 První liberalizační balíček
V rámci první liberalizační směrnice došlo k definování minimálních požadavků pro otevřený trh. Vstoupila v účinnost od roku 1996 a na jejím základě byla provedena první fáze otevření trhu v roce 1999. Směrnice stanovovala pravidla například pro:
způsob zajištění přístupu k sítím; zajištění rozvoje zdrojů; nezávislý dohled nad odvětvím a regulaci; zavedení nezávislých provozovatelů sítí s oddělením výroby, dopravy a dodávky; zajištění závazků veřejné služby atd. (Kolektiv autorů 2016).
Druhý liberalizační balíček
Postup zavádění pravidel v rámci prvního balíčku, se lišil v jednotlivých státech EU dle rychlosti a rozsahu liberalizace. Kvůli odlišnosti implementace tak vznikaly rozdíly a odlišné podmínky pro firmy v odvětví. V rámci druhého balíčku došlo k prohloubení stávajících procesů. V roce 2004 vstoupila v platnost Směrnice č.
54/2003/EC, které upravovala a zpřesňovala zavedené podmínky. Její zavedení vedlo k opravdovému otevření velkoobchodního trhu s elektřinou, a to ve všech státech Evropské unie. V rámci druhého balíčku došlo také k otevření přeshraničního obchodování, které řešilo Nařízení č. 1228/2003/EC. Byl zrušen poplatek za přeshraniční přenos a zaveden kompenzační mechanismus, týkající se nákladů pro tranzitní země (Kolektiv autorů 2016). Dle směrnic mělo dojít k liberalizaci trhu pro velkoodběratele plynu a elektřiny k červenci roku 2004 a pro maloodběratele k červenci roku 2007 (Tichý 2011).
Třetí liberalizační balíček
V roce 2009 bylo schváleno další kolo právních předpisů, týkající se energií. Jeho cílem bylo zlepšení fungování vnitřního trhu a řešení existujících strukturálních problémů (Evropská komise, 2019). Dosavadní integrace trhů se zrychloval, nicméně se jednalo stále spíše o integraci národních trhů, nikoliv o vzniku jednotného trhu. V jednotlivých státech působil politický tlak na národní regulátory trhu a snahu o zvýhodnění konkurenceschopnosti domácích podniků. Třetí liberalizační balíček obsahoval celkem 5 právních norem, které se týkaly zejména liberalizace trhů s elektřinou i plynem a koordinace regulátorů (Kolektiv autorů 2016). Nezávislost regulatorních orgánů je nezbytnou podmínkou pro konkurenceschopný vnitřní trh. Změny pro regulatorní orgány se týkaly zejména jejich nezávislosti na vládě a zájmech firem v odvětví. V rámci
18
koordinace byla vytvořena Agentura pro spolupráci energetických regulačních orgánů (ACER) (Evropská komise 2019).
1.5.2 Liberalizace odvětví elektroenergetiky v ČR
Struktura české ekonomiky vždy obsahovala energeticky náročná odvětví.
V období socialismu se hledělo na spotřebu energie nikoliv jako na cennou komoditu, ale vysoká spotřeba energie měla naznačovat rozvinutost ekonomiky a vysoký životní standard. Vysoká spotřeba spojená s politikou nízké ceny energie, měla Česká republika i dvakrát větší spotřebu energie než západní státy stejné velikosti. Odvětví zůstalo před liberalizací elektroenergetiky velmi koncentrované i několik let po pádu socialismu (Kočenda a Čábelka 1998).
V devadesátých letech došlo k rozdělení státního podniku České energetické závody, ze kterého byly bylo odděleno několik podniků a poté také osm distribučních společností. Většina z energetických společností byla privatizována, nicméně ČEZ a distribuční společnosti byly privatizovány jen z části v rámci kuponové privatizace (ČEZ 2021). Ceny elektřiny ještě v druhé polovině 90. let neodpovídaly výrobním nákladům.
Navíc elektřina pro domácnosti s nižším napětím byla v ČR levnější než vysokonapěťová. V tržním prostředí by měla být naopak dražší kvůli ztrátám při transformaci. Taková dotační politika byla v rozporu s pravidly EU (Kočenda a Čábelka 1998).
V roce 2001 vstoupil v platnost energetický zákon. Zákon č. 458/2000 Sb. ve znění pozdějších předpisů představuje základní právní předpis pro vymezení fungování trhu s elektřinou a plynem v ČR. Od jeho vzniku dochází k jeho úpravám, a to zejména kvůli implementaci předpisů a směrnic Evropské unie. Vlivem evropské legislativy tak došlo k otevření trhu s elektřinou a plynem, došlo ke zvýšení počtu firem, které na trhu v České republice působí. Nicméně i přes zvětšení konkurence na trhu, ceny se dostaly na vyšší úroveň, než na které byly před liberalizací (Tichý 2012). To ukazuje na specifika výchozí pozice ČR a na výchozí politiku levné elektřiny. V České republice tak cena elektřiny s liberalizací vzrostla.
V rámci energetického zákona byl také v roce 2001 zřízen Energetický regulační úřad (ERÚ), který je nezávislým regulátorem trhu elektřinou (ERÚ 2021a).
19
V roce 2002 byla zahájena činnost Operátora trhu s elektřinou (OTE) a zároveň vznikl organizovaný trh s elektřinou prostřednictvím OTE (OTE 2021c).
V roce 2004 Česká republika vstoupila do Evropské unie. Od této chvíle se staly směrnice a nařízení EU pro pravidla vnitřního trhu přímo závazné také pro Českou republiku.
Během let 2002-2006 docházelo k postupnému otevírání trhu pro koncové spotřebitele elektřiny dle výše jejich spotřeby. Nejdříve získaly právo na výběr dodavatele elektřiny zákazníci s roční spotřebou vyšší 40 GWh. O rok později došlo k rozšíření o zákazníky se spotřebou vyšší než 9 GWh. V roce 2004 získali možnost výběru dodavatele zákazníci s průběhovým měřením spotřeby a další rok je následovali podnikatelé z kategorie maloodběru (ERÚ 2021b). K plné liberalizaci trhu s elektřinou v ČR došlo 1. ledna 2006. Od tohoto data mají všichni zákazníci možnost výběru svého dodavatele elektřiny, poslední skupinou zákazníků se staly domácnosti. Na grafu níže jsou zobrazeny změny dodavatelů elektřiny v průběhu let otevírání trhu s elektřinou pro jednotlivé skupiny zákazníků. Přestože otevření trhu pro domácnosti proběhlo již v roce 2006, významnější reakce změnami dodavatele přišla až o rok později. Pozvolný trend lze sledovat i u velkoodběru a podnikatelů zobrazeným v celkovém počtu změn dodavatele.
Graf 1: Počty změn dodavatelů elektřiny 2004–2008
Zdroj: OTE (2021c); vlastní zpracování
399 3511
13 150
46 016
57 689
0 0 4 976
25 644
15 764
2004 2005 2006 2007 2008
Celkem z toho maloodběr domácnosti
20
1.6 Obchodování s elektřinou
Obchodování s elektřinou je charakteristické tím, že nakoupenou elektřinu nelze skladovat. Proto každý obchod je brán jako termínovaný, tedy s přesným časem dodání elektřiny, kde prodávající strana je povinna elektřinu dodat a poptávající strana ji odebrat.
Obchodování s elektřinou probíhá buď způsobem bilaterálního obchodování nebo obchodováním na burze. V obchodech figurují jak výrobci, tak přeprodejci elektřiny, které následně dodávají elektřinu koncovým zákazníkům. V současnosti na trh s elektřinou vstupují také spekulanti, kteří dosahují zisků pomocí arbitráží mezi jednotlivými státy. Obchodování s elektřinou je dnes velmi podobné obchodování s komoditami (Kolektiv autorů 2016). Kapitola je zaměřena na burzovní obchodování, představeny budou krátkodobé a dlouhodobé trhy.
1.6.1 Krátkodobé trhy
Na krátkodobých trzích jsou realizovány obchody s dodávkou elektřiny během několika hodin nebo dnů. Mezi krátkodobé trhy patří blokový trh, denní trh (také jako spotový trh) a vnitrodenní trh. Organizátorem krátkodobého trhu s elektřinou je Operátor trhu s elektřinou (OTE, a.s.), které je organizátorem také krátkodobého trhu s plynem. OTE organizuje jak spotový, blokový tak vnitrodenní trh.
Na blokovém trhu jsou obchodovány dodávky v tzv. blocích. Bloky tvoří hodinové úseky dodávky elektřiny rozloženy dle zatížení během dne. Pro Peak Load se týká dodávka elektřiny během špičkové poptávky tedy během dne (8:00 – 20:00 hod).
Pro Base Load se týká dodávka během všech hodin dne. A pro Off Peak se týká dodávka mimo špičkovou poptávku, tedy hlavně v nočních hodinách (0:00 – 8:00 hod a 20:00 – 24:00 hod) (OTE 2021b).
Na spotovém trhu (nebo také denním trhu) jsou obchodovány kontrakty s dobou dodávky následující den. Má podobu aukce a obchoduje se dodávka pro každou hodinu následujícího dne. Během aukce se střetává nabídka a poptávka na jednom místě pro danou hodinu nadcházejícího dne. Křivky nabídky a poptávky poté mají podobu nespojité funkce, které vyjadřují jednotlivé nabídky a poptávky. I tak lze dosáhnout celkového zobchodovaného množství a ceny. Takovýmto aukcím se říká také dvoustranná aukce (Chemišinec 2010).
21
Vnitrodenní trh umožňuje obchodovat s elektřinou s hodinou dodávky ten samý den. Obchodovat lze ještě 5 minut před začátkem hodiny dodávky (OTE 2021b). Díky vnitrodennímu trhu mohou obchodníci rychle reagovat na nedostatek nebo přebytek elektřiny. Stejně jako u spotového trhu jsou prováděny obchody pro každou hodinu během dne (Kolektiv autorů 2016).
1.6.2 Dlouhodobé trhy
Na trzích s dlouhodobými produkty se obchodují dodávky elektřiny na období, které je delší než jeden měsíc a více, ne však více než pár let dopředu, kvůli obtížnému stanovení ceny (Kolektiv autorů 2016). Nejčastěji jsou obchodovány futures kontrakty, kde za využití burzy dochází k obchodu mezi dvěma stranami. Kupující je zavázán k budoucímu datu k odběru dodávky (v tomto případě elektřiny) za předem dohodnutou cenu a prodávající je zavázán dodávku dodat (Chisholm 2010). V České republice se obchoduje s dlouhodobými produkty na Pražské energetické burze jinak také Power Exchange Central Europe (PXE). PXE poskytuje obchodování se standardizovanými produkty se zajištěním vypořádání a soustředí se na český, slovenský, maďarský a rumunský trh. Byla založena v roce 2007 a v roce 2016 se stala součástí skupiny EEX Group. Na PXE lze obchodovat s futures kontrakty s různou délkou dodávky jak elektřiny, tak plynu (PXE 2021a).
1.7 Tvorba ceny elektřiny
1.7.1 Tvorba ceny elektřiny na velkoobchodním trhu a její determinanty
Cena elektřiny na velkoobchodním trhu je tvořena pomocí nabídky a poptávky.
V případě nabídky, výrobci elektřiny nabízejí svoji výrobu elektřinu v daném množství na úrovni krátkodobých mezních nákladů, které se skládají zejména z ceny fosilních paliv a v posledních letech také z ceny oxidu uhličitého v emisních povolenkách.
Nabídky od výrobců se srovnají podle nabízené ceny od nejnižší po nejvyšší a vznikne
22
tak nabídková křivka (Cludius et al. 2014). Pojem „Merit order“ znamená v elektroenergetice právě pořadí jednotlivých typů elektráren pro uspokojení poptávky po elektřině dle jejich variabilních mezních nákladů (Ahamada a Kirat 2015).
V rámci spotového trhu je cena tvořena pro každou hodinu podle mezních nákladů elektrárny, která je potřebná k uspokojení poptávky pro danou hodinu dne. Tuto cenu následně získají všechny elektrárny, které elektřinu vyrábí i při nižších nákladech.
Naopak elektrárny, které mají mezní náklady vyšší než je cena, nejsou v provozu (Cludius et al. 2014). Mezními výrobci bývají většinou elektrárny využívající fosilní paliva (Pikk a Viiding 2013). Cena fosilních paliv a emisních povolenek, které se těchto elektráren týkají, tak silně určují mezní náklady na výrobu elektřiny, a tedy i tržní cenu elektřiny.
Obrázek 1: Merit order
Zdroj: podle Beneš (2019); Cludius et al. (2014); vlastní zpracování
Z hlediska velikosti mezních nákladů jsou nejnižší u obnovitelných zdrojů a hydroelektráren následované jadernými elektrárnami. U uhelných elektráren mají nižší výrobní náklady elektrárny na hnědé uhlí než na uhlí černé. Mezi elektrárny s nejvyššími výrobními náklady se řadí plynové elektrárny. Mezi elektrárny s velmi vysokými mezními náklady lze zařadit také ropné elektrárny (Cludius et al. 2014). Během doby špičkové poptávky dochází k využívání elektráren s vyššími náklady, které se poté
23
projeví na tržní ceně elektřiny. Tzv. závěrné zdroje jsou ve střední Evropě nejčastěji černouhelné a plynové elektrárny. Vývoj ceny uhlí, plynu a emisních povolenek má tak silný vliv na cenu elektřiny (Beneš 2019). Toto seřazení podle výrobních nákladů elektráren nicméně není stálé a výrazně ho ovlivňuje cena uhlíku, tedy cena emisních povolenek (Ahamada a Kirat 2015).
S rozvojem výroby elektřiny pomocí obnovitelných zdrojů vznikl pojem „Merit order effect“. V důsledku zvyšování podílu obnovitelných zdrojů na výrobě elektřiny dochází, díky jejím velmi nízkým krátkodobým mezním nákladům a posunu nabídkové křivky výrobců doprava, k poklesu ceny elektřiny a vytlačení nákladnějších elektráren (Appunn 2015; Sensfuß et al. 2008). Merit order effect lze uvažovat jako elasticitu spotové ceny elektřiny v důsledku změny dodávek elektřiny z obnovitelných zdrojů (Luňáčková et al. 2017).
Pham a Lemoine (2020) zkoumali vliv tohoto efektu na spotovou cenu elektřiny v Německu v letech 2009–2012. Jejich poznatky naznačují, že navýšení solárních a větrných elektráren vede ke snížení spotových cen elektřiny, ale zároveň zvyšuje volatilitu. Autoři zároveň uvádějí, že ze snížení cen neprofitovali všichni spotřebitelé rovnoměrně. Ke stejným závěrům dochází také Sensfuß et al. (2008). Luňáčková et al.
(2017) na datech pro ČR ukazují, že v případě solární energie nedochází k efektu snížení ceny elektřiny, ale v přídě dalších OZE ano. Podotýkají tak neoptimální efektivnost politiky podpory solární energie v ČR. Pikk a Viiding (2013) varují před vzrůstem volatility ceny elektřiny v budoucnu, v důsledku vysokého podílu obnovitelných zdrojů na výrobě elektřiny. Pokles ceny elektřiny by vedl k poklesu zisků výrobců a oslabilo by to jejich zájmy v odvětví, zároveň budou nové investice méně rentabilní.
1.7.2 Skladba ceny elektřiny pro koncové spotřebitele
Cena elektřiny pro koncové spotřebitele se skládá z několika složek, regulovaných a neregulovaných. Regulovanou složku ceny elektřiny stanovuje ERÚ vydáváním cenových rozhodnutí pro každý rok. ERÚ reaguje změnou velikosti regulované složky zejména z důvodu změn nákladů, týkajících se přenosové a distribuční soustavy. Výše a podíl jednotlivých složek se liší v závislosti na druhu odběratele a na velikosti napětí odebírané elektřiny. Další rozdíly se mohou týkat území na kterém zákazník elektřinu odebírá, tedy také na jeho distributorovi.
24
Graf 2: Složky ceny elektřiny dle druhu napětí pro rok 2021
Zdroj: ERÚ (2020); vlastní zpracování
Podíl jednotlivých složek u jednotlivých typů odběratelů liší, zejména je tomu tak u složky komodity (tedy neregulované složky) a distribuce a přenosu (regulované složky).
Zatímco u domácností (nízké napětí) je složka týkající se distribuce a přenosu procentuálně vyšší, složka neregulované komodity (silová elektřina) je oproti ostatním typům zákazníků výrazně nižší. S výškou napětí je podíl složky distribuce a přenosu nižší, naopak roste role neregulované složky, tedy silové elektřiny. Rozdíl lze také sledovat u systémových služeb, kdy s růstem napětí roste podíl této složky. Naopak ostatní regulované složky jako podpora obnovitelných zdrojů energie (POZE) nebo poplatek operátorovi trhu s elektřinou (OTE) jsou téměř srovnatelné.
47,70%
36%
13%
2,60%
0,30%
58%
26%
12%
4% >1%
70%
13% 12%
5%
>1%
Komodita Distribuce a přenos
POZE Systémové služby OTE Nízké napětí Vysoké napětí Velmi vysoké napětí
25
2 Problematika životního prostředí a elektroenergetika
2.1 Pohled environmentální ekonomie
Základní ekonomické principy týkající se životního prostředí vycházejí z teorie externalit. Buchanan a Stubblebine (1962) definují externalitu z pohledu, co způsobuje, nikoliv co opravdu znamená. Externalita je přítomna, pokud v konkurenčním prostředí není nastolena tržní rovnováha a není dosaženo optimální alokace zdrojů. Užitková funkce jedince, není závislá pouze na aktivitách, které může sám ovlivnit, ale také na aktivitách ostatních, které ovlivnit nemůže. Baumol et al. (1988) definici externality dále rozšiřují. Externalita je přítomna, pokud dochází v rámci činnosti k přenášení vedlejších nezamýšlených a nekompenzovaných dopadů na užitek nebo blahobyt druhých (Baumol et al. 1988).
Obrázek 2: Negativní externalita
Zdroj: Tietenberg a Lewis (2015); vlastní zpracování
Při existenci negativní externality jsou společenské mezní náklady vyšší než soukromé. Dochází tak k výrobě většího množství, než je společensky optimální. Zároveň je produkt prodáván za nižší cenu, není-li externalita internalizována, tedy na úrovni soukromých mezních nákladů.
Znečištění je z pohledu environmentální teorie bráno jako vedlejší negativní efekt soukromé produkce. Zároveň lze emise brát jako jeden z faktorů produkce. Znečišťovatel by měl čelit ceně, která odpovídá nejen jeho soukromým mezním nákladům ale celkovým
26
společenským nákladům, neboť jeho činnost vytváří také externí náklady znečištění, které podnikatel nenese. Internalizovat externalitu tak lze pomocí „Pigouovy daně“, rovnající se mezní společenské škodě. Tato daň by měla týkat konkrétnímu znečištění, nikoliv na výši produkce. Cropper a Oates (1992) zároveň uvádějí, že není možné poškozené přímo kompenzovat. Pokud by došlo k odškodnění, přestaly by poškození hledat efektivní ochranu jak se (např. znečištění) bránit.
Ke zdanění existují alternativy, jako jsou subvence na redukci emisí nebo obchodovatelné emisní povolenky. V případě subvencí je však výsledný efekt od zdanění odlišný. U subvencí firmám zisky rostou, u zdanění klesají. V dlouhém období by subvence vedly ke zvýšení počtu firem na trhu, a zároveň by mohly vést ke zvýšení celkového množství emisí (Baumol et al. 1988; Cropper a Oates 1992). Obchodovatelné emisní povolenky jsou oproti subvencím úplnou alternativou pro zdanění jednotky znečištění. U využití Pigouovy daně je efektivní množství znečištění výsledkem zavedení této daně, oproti tomu v případě emisních povolenek je „efektivní“ množství znečištění vyhlášeno regulační autoritou, která následně vydá povolenky v tomto množství a umožní firmám s nimi obchodovat. Tržní cena emisních povolenek následně v krátkém období uspokojí cílené množství emisí a v dlouhém období také rozhodování o množství firem v odvětví. Pro dosažení cílených výsledků je tak možné využít jak množství, tak cenu.
Nicméně je třeba poznamenat, že funkčnost tohoto systému je silně závislá na dokonalé informovanosti o funkcích mezních příjmů a nákladů. Špatné informace mohou výsledek výrazně poznamenat (Cropper a Oates 1992).
Zastánci environmentální ekonomie uznávají tzv. slabou udržitelnost, tedy možnost substituce přírodního kapitálu (jako např. přírodní zdroje, životní prostředí) ekonomickým kapitálem (jako např. prací, technologiemi nebo znalostmi). Oproti tomu zastánci ekologické ekonomie uznávají tzv. silnou udržitelnost, tedy nemožnost substituce přírodního kapitálu. Dle environmentální ekonomie nedostatek přírodních zdrojů povede díky cenovému mechanismu k reakcím tržních subjektů a bude docházet k jejich substituci, recyklaci a technologickým inovacím. Ekologická ekonomie požaduje preventivní opatření pro ochranu přírodních zdrojů. V tomto ohledu je environmentální ekonomie více optimistická, zároveň se zaměřuje více na krátké období, zatímco ekologická ekonomie na dlouhé (van den Bergh 2001). Cropper a Oates (1992) také zdůrazňují provádění Cost-Benefit analýz před implementací regulačních politik, zejména v případech, kde hrozí, že celkové náklady převýší celkové přínosy dané politiky. Klíčová je tedy z pohledu environmentální ekonomie efektivnost.
