Chybí politický konsensus: jak má fungovat energetika?

Situace na českém energetickém trhu byla na sklonku roku 2010 stabilizovaná. Přesto se řada expertů k jeho dalšímu vývoji (a nejenom v roce 2011) vyjadřuje kriticky. Hostem Technického týdeníku je Jan Ondřich, z ekonomické poradenské firmy Candole Partners: ? Dlouho a mnoha politickými i ekonomickými subjekty avizovaný proces renesance české jaderné energetiky, konkr. dostavba 3. a 4. bloku v JE Temelín a 5. bloku v JE Dukovany, pro laika (a možná nejenom pro něj?) jakoby před vyhlášením výsledků mezinárodního tendru zpomaloval. Spektrum důvodů posunu výběru a výstavby příslušných kapacit je poměrně široké. Co a proč, podle vašeho názoru, sehrává hlavní „brzdicí“ roli? Domnívám se, že neexistuje hlavní důvod odložení tendru. Jedná se o mozaiku důvodů. Zaprvé jsou to hospodářské problémy ČEZ, zejména s cash-flow. Za posledních 9 měsíců roku 2010 se hospodářská pozice značně zhoršila. Ve srovnání s rokem 2009 počet zaměstnanců vrostl o 19 %, CAPEX o 22,5 %. Za stejné období čistý zisk klesl o 15 % a ukazatel návratnosti vlastního kapitálu (ROE) klesl o 22 % při zvýšení čistého dluhu o 35 %! Ceteris paribus: čím vyšší zadluženost, tím vyšší ROE. Operating cash-flow klesl o 19%, přičemž poměr čistého dluhu k EBITDA vzrostl o 21%. Výše uvedené, ve spojení s nejasnostmi ohledně budoucího systému obchodování s CO2 povolenkami, značně stěžuje přístup ČEZ k financování projektu takového rozsahu, jakým je dostavba Temelína. Druhým faktorem je relativně nízká velkoobchodní cena elektřiny. Ceny pro rok 2011 se na burze EEX v Lipsku pohybují okolo 50 EUR za MWh s nulovým trendem. Ceny na rok 2016 na témže trhu se pohybují lehce pod 60 EUR za MWh, po nedávném poklesu z téměř 70 EUR za MWh. Pokud použijeme modelované investiční náklady pomocí metodiky LOCE podle Mezinárodní energetické agentury, zjistíme, že aby nové jaderné zdroje dosáhly ekonomického bodu zvratu (break-even point), měly by se ceny elektřiny pohybovat v rozmezí 51-83 EUR za MWh, v závislosti na použitém diskontním faktoru (EUR 51/ MWh pro 5% a EUR 83/MWh pro 10 % diskontní faktor). Metodika LOCE samozřejmě není bez chyb. Nicméně poskytuje hrubou představu o tom, v jakém rozmezí by se ceny měly pohybovat, aby byla investice výnosná. Vzhledem k přetrvávajícím ekonomickým problémům v Evropě trhy neočekávají, že by cena elektřiny rychle vzrostla zpět na předkrizové hodnoty a současná cenová úroveň (která se pravděpodobně v příštích dvou letech příliš nezmění) sotva stačí k tomu, aby se investiční náklady vrátily. V neposlední řadě to mohou být požadavky různých dodavatelů na posunutí termínu, či na přepracování zadávací dokumentace, jako kupř. požadavek Škody Power (ve vlastnictví Doosan Babcock), na rozdělení tendru do více investičních celků. ? Moderní energetika a teplárenství kladou vysoké nároky nejenom na technickou a organizační úroveň projekce, výstavby a zprovozňování nových zdrojů, ale i na jejich investiční zabezpečení. Jak v tomto směru postupují jiné státy EU27? Čemu bychom se měli ve světě rychle přiučit? Podle mého názoru je řízení investic v ČR na úrovni plně srovnatelné s jinými státy EU. Máme dostatek expertů, kteří jsou schopni kvalitně analyzovat a připravovat investice v energetice. Problém představuje neexistence politické debaty o tom, jakou roli má vlastně energetika hrát. Je energetika sektor jako každý jiný? Jsou elektřina a teplo komoditami, které se mají volně obchodovat stejně jako jiné komodity? Je konkurenční prostředí s cenami určenými trhem pro tento sektor vhodné? A pokud ano, jak vytvořit soutěžní prostředí a jakými nástroji volnou soutěž vynucovat? Nebo je energetika pro stát strategickým sektorem, který využívá k plnění nějakých dalších cílů, a v němž si tedy zachovává významný vliv a právo ho významně usměrňovat? Z toho vyplývá nepředvídatelnost politiky a legislativy ve střednědobém a dlouhodobém horizontu. Dobrým příkladem je práce na aktualizaci energetické koncepce. Českou energetickou koncepcí je dokument, který připravují úředníci podle aktuálního politického zadání, což vede k jeho neustálým změnám. Energetická koncepce z roku 2004 je stále platná „by default”, protože žádná z později vypracovaných koncepcí nepřežila vládu, která ji vypracovala. V současnosti MPO ČR upravilo poslední aktualizaci koncepce tak, aby znovu zahrnovala požadavek na zachování uhelných limitů, na přání jedné ze stran koalice. Návrh koncepce tedy znovu musí projít schvalovacím kolečkem (Strategic Impact Assessment) a koncepce z února 2010 tak nebude oficiálně hotova dříve než za rok. Jaká bude v té době politická situace a zda se koncepce bude znovu měnit tak, že z ní zachování těžebních limitů vypadne, se neodvažuji odhadovat. Neschopnost najít politický konsensus o tom, jak by měla česká energetika fungovat a jaké cíle má plnit, vede kupř. k legislativním situacím, které momentálně zažíváme v oblasti podpory obnovitelných zdrojů. Stát retroaktivně mění podmínky, jimiž chtěl v první řadě motivovat investory, aby do sektoru vstoupili. Nebo k nejistotě, jak bude fungovat systém obchodování s CO2 povolenkami. To ve spojení s nejistotou ohledně uhelných limitů prakticky znemožňuje přesnou valuaci a porovnávání výnosností alternativních energetických projektů. V takové situaci je potom velmi obtížné energetické projekty plánovat a financovat, jelikož investoři a kreditoři si nemohou být jisti, zda jejich finanční modely budou vůbec v příštím volebním období dávat smysl. Tato nekonzistentnost politiky a netransparentnost rozhodovacích procesů značně komplikuje financování projektů. Ještě více umocňují rizika tržní (kupř. vývoj cen vstupů, kapitálu atd.), namísto toho, aby je pomáhaly snižovat jasným vymezováním mantinelů, mezi nimiž by se investoři mohli pohybovat a podle kterých by mohli plánovat. Ve všech těchto bodech bychom se mohli velmi učit nejen od tradičně „vyspělejších“ evropských zemí (kupř. SRN, Francie, Británie, Švédska či Finska), ale dokonce i od našich chudších evropských partnerů, kupř. Rumunska, či Bulharska. Politika Rumunska či Bulharska v oblasti regulace cen se investorům do distribučních sítí nemusí líbit. Nicméně tyto státy se chovají konzistentně a předvídatelně v tom smyslu, že se maximálně snaží chránit své spotřebitele. Nebo bonafide debata o kladech a záporech vytvoření dvou vertikálně integrovaných společností v Rumunsku, a tedy o definici cílů, které má rumunská energetika plnit. To značně kontrastuje s téměř neexistující podobnou debatou o cílech české energetiky a roli ČEZ při jejich plnění. ? Právě skončený rok 2010 byl pro četné průmyslové podniky, terciární sféru i pro konkrétní domácnosti poslední „levný“, co s týká účtů za spotřebovanou elektřinu. Proč patří ČR podle vás mezi země s nejdražší energií v Evropě? Jak tento problém pomáhají zvládat kupř. průmyslovým podnikům vlády jiných států? Tato otázka velmi souvisí s nejasnou definicí toho, jaké cíle má česká energetika vlastně plnit. Je samo o sobě cílem, aby naše energetika měla nejlepší možnou distribuční a přenosovou soustavu a byla významným výrobcem a exportérem elektřiny a obchodním centrem v regionu střední Evropy? A co jsme za splnění tohoto cíle ochotni zaplatit? Nebo je energetika pouze nástrojem k plnění jiných cílů, kupř. podpory kompetitivnosti českého průmyslu, či nízkých cen pro domácnosti? Je volný trh v energetice žádoucí, nebo má stát energetiku regulovat? Ve Francii existuje jasná politická shoda na tom, že národní energetika je nástrojem pro zajištění energetické nezávislosti na dovozech a na tom, aby francouzské průmyslové podniky a domácnosti platily rozumnou a stabilní cenu. Velké francouzské průmyslové podniky pomáhaly financovat francouzský jaderný program a za to jim stát vytvořil takový regulační rámec, aby nemusely nést riziko výkyvů velkoobchodních cen elektřiny. Neštěstí České republiky tkví v tom, že nejsou jasně definované cíle. Na jedné straně stát vytvořil vertikálně integrovanou firmu s dominantním postavením na trhu. Na druhé ji ale téměř nekontroluje. Dokonce ji nechává, aby se chovala jako firma na konkurenčním trhu. Paleta možných zneužívání dominantního postavení ČEZ je široká: od tzv. margin-squeeze (dominantní postavení ve výrobě umožňuje velmi nízkou marži na prodeji), vertical foreclosure (bránění vstupu na trh díky dominantní pozici na jiném segmentu trhu – kupř. nemožnost stavby významnějšího zdroje v severních Čechách z důvodu údajně omezené kapacity distribuční sítě), či capacity withholding (strategické reportování nižší, než skutečné kapacity, či vyších, než skutečných mezních nákladů). V českém případě může být problematický i způsob obchodování s kapacitami přeshraničních interkonektorů, kdy si ČEZ může rezervovat část dovozní kapacity a pak ji nevyužít, aby tak zabránil vyššímu dovozu v hodinách, kdy je cena na okolních trzích nižší než v Čechách. Zda a jakým způsobem ČEZ zneužívá své postavení na trhu se dozvíme, až Evropská komise dokončí své zkoumání českého trhu. To potom vede k tomu, že na pražské burze je cena elektřiny podobná jako na lipské EEX, a že české ceny jsou z evropských trhů nejvíce korelované k EEX (viz tabulka). Když k tomu přičteme náklady na investice a údržbu přenosové a distribuční sítě, které ERÚ rozpočítává do regulované složky koncové ceny elektřiny, aniž by tvrdě tlačil na ČEPS a distribuční společnosti, aby ceny služeb jimi nakupované byly co nejnižší, dostaneme se k tomu, že u nás je v porovnání s jinými státy cena relativně vysoká. ? ČR se zavázala k poměrně razantním úkolům při rozvoji a implementaci obnovitelných zdrojů v rámci lisabonské direktivy „20-20-20“. Ve světle postupně „hašených“ problémů s biomasou a nejnověji s fotovoltaikou, nenastal už čas pro přehodnocení našich přístupů k citované direktivě? Domnívám se, že určitě ano. O tom, zda je směrnice 20-20-20 přínosem a jaké z ní vyplývají náklady, se mělo diskutovat v době, kdy se připravovala. Dnes nám nezbývá nic jiného, než zajistit, abychom její cíle naplnili co nejefektivněji. To souvisí s již několikrát zmiňovanou důležitostí nastavení transparentního a předvídatelného legislativního prostředí, které umožní cíle efektivně naplňovat. Bohužel, v tomto směru zatím vláda dělá velmi málo a narychlo hašené problémy s fotovoltaikou, či připravovaný zákon o podpoře obnovitelných zdrojů nejsou nejlepšími příklady, jak toho dosáhnout. Nástroje podpory se volí arbitrárně. Chybí ekonomická analýza dopadů různých druhů podpor pro různé zdroje do spotřebitelských cen tak, aby mohl být zvolen nejefektivnější systém podpory. /wa/