<p><strong>Turecko masivně nahrazuje potrubní dodávky zemního plynu z Ruska flexibilními dodávkami LNG, <a href="https://www.montelnews.com/en/story/turkey-ditches-russian-gas-for-lng/1136022?fbclid=IwAR2L6hiX5R6cJiNWkEub4BsUSJ_pRQnXDQGHW0EaMTP4FKv-sPsZHA-nM20">jak ukazují dle energetického portálu Montel</a> nejnovější data o importu zemního plynu do země. Import zemního plynu z Ruska se v prvním pololetí letošního roku propadl o více než 40 %.</strong></p>
<p>Turecko bylo v roce 2018 druhým největším odběratelem zemního plynu z Ruska (prvním bylo Německo). V letošním roce ovšem množství importovaného zemního plynu během prvního pololetí meziročně pokleslo o 41 % na 4,7 miliardy m³. Potrubní dodávky Turecko nahrazuje levnějšími spotovými dodávkami zkapalněného zemního plynu.</p>
<p>Dodávky LNG za první pololetí meziročně vzrostly o 43 % na 10,2 miliard m³. Rapidní nárůst byl způsoben především kombinací nadprůměrně teplé zimy, jak v Asii, tak i v USA a Evropě a COVID-19. Kombinace těchto faktorů značně přispěla k nadbytku zemního plynu a poklesu spotových cen na rekordně nízké hodnoty.</p>
<h2>Indexace na ropu</h2>
<p>Rekordně nízké spotové ceny zkapalněného zemního plynu spolu s rozšířením tureckých importních kapacit LNG umožnily největšímu tureckému dodavateli plynu, státem vlastněné společnosti Botas, získat dle Jonathana Sterna, výzkumného pracovníka na Oxfordském institutu pro energetické studia, značnou výhodu nad rodící se konkurencí.</p>
<blockquote><p><strong>„Co se v podstatě stalo, je to, že export Gazpromu – nikoli pro Botas, ale pro soukromé dodavatele plynu v Turecku, zkolaboval, protože ceny jsou indexovány na cenu ropy, což znamená, že jsou výrazně nad cenami, za které může Botas importovat plyn skrze levné spotové LNG,“</strong> vysvětluje situaci Stern.</p></blockquote>
<p>Cena potrubního ruského plynu se během prvního pololetí pohybovala okolo 6-7 USD/MMBtu (cca 17-20 EUR/MWh) a byla tak dle Aura Sabaduse z energetické konzultační společnosti Icis takřka 2x dražší než cena spotového LNG.</p>
<blockquote><p><strong>„Viděli jsme, že Turecko nakoupilo více nákladu amerického LNG v první polovině letošního roku než za celý loňský rok dohromady. Dokážete si představit, jaké šílenství panovalo okolo koupě LNG,“</strong> uvedl Sabadus.</p></blockquote>
<p>Ještě před skokovým poklesem v poptávce po plynu zapříčiněné COVID-19 poklesly spotové ceny LNG v Asii z důvodu globálního převisu nabídky nad poptávkou pod 2 USD/MMbtu (cca 5,8 EUR/MWh).</p>
<h2>Gazprom ztrácí tržní podíl</h2>
<p>Tržní podíl Gazpromu na tureckém trhu se zemním plynem se snížil z 50 % v roce 2017, kdy exportoval rekordních 29 miliard m³, na aktuálních 20 %.</p>
<p>Turecko je na dovozu zemního plynu závislé. Své dodávky ovšem, jak potvrzují nejnovější data, diverzifikuje. Největšími dodavateli, včetně těch potrubních, jsou Rusko, Írán, Ázerbájdžán. Tito dodavatelé jsou dále následováni rozličnými dodavateli LNG.</p>
<p>Co se týče vnitřního trhu s plynem, tak tomu dominuje právě Botas, kterému jde na vrub přibližně 80 % veškerého importu zemního plynu do země.</p>
<h2>Změna cenového mechanismu</h2>
<p>Gazprom může být vzhledem k aktuální situaci přinucen ke změně cenového mechanismu, tzn. odklon od indexace ceny plynu na ropu a nově cenu svého plynu navázat např. na evropský benchmark – cenu plynu na TTF.</p>
<p>O trendu změny cenového mechanismu – odklon od indexace na ropu jsme psali <a href="https://oenergetice.cz/plyn/mnozstvi-plynu-indexovaneho-ropu-kontinualne-klesa">zde</a>.</p>
<p>Je nutné také upozornit, že <a href="https://oenergetice.cz/komoditni-trhy/covid-19-muze-mit-dlouholety-vliv-globalni-ceny-zemniho-plynu">většina kontraktů s indexací plynu na ropu je indexována se zpožděním</a>. Zpoždění bývá nejčastěji 6měsíční. Vzhledem k jednomu z <a href="https://oenergetice.cz/ropa/dohoda-opec-ropny-trh-nevybalancovala-tezari-jsou-nuceni-omezovat-svou-produkci/">největších cenových propadů cen ropy</a> vůbec, který jsme zažili v letošním roce, lze očekávat, že ceny potrubního plynu v druhém pololetí poklesnou. Závisí ovšem na nastavení jednotlivých smluvních kontraktů.</p>


Komoditní trhy

Turecko masivně nahrazuje potrubní dodávky ruského plynu dodávkami LNG

<p><strong>Ukrajinská státní energetická společnost Naftogaz <a href="https://www.euractiv.com/section/energy/news/ukraine-says-no-plans-to-resume-gas-purchases-from-russia/?fbclid=IwAR23tgEbdJJCqujs5AYebcC3RRZwCY3KmSP7vCjlszO6zkW9q-9B58SJq3Q">uvedla</a>, že aktuálně neuvažuje o nákupu zemního plynu z Ruska, od kterého přestala plyn nakupovat v roce 2015. Dle vyjádření společnosti zatím ruští představitelé nenabídli za odběr zemního plynu konkurenceschopné ceny, respektive ani další podmínky smlouvy.</strong></p>
<p>Ukrajina byla jedním z největších odběratelů ruského plynu do doby, než došlo k anexi Krymu a vyhrocení vztahů mezi oběma státy v roce 2014. Poté, během listopadu 2015, přestala nakupovat ruský plyn a nahradila jej dodávkami plynu proudícího z Evropy.</p>
<h2>Reforma trhu se zemním plynem</h2>
<p>Ukrajina začala s avizovanou reformou trhu se zemním plynem, která zahrnuje například zrušení státem regulovaných cen zemního plynu pro průmyslové uživatele. Reforma trhu je jednou z prerekvizit pro získání financování z Mezinárodního měnového fondu.</p>
<blockquote><p><strong>„Reforma ukrajinského trhu se zemním plynem vytvořila příležitost pro ukrajinské nebo zahraniční obchodníky, aby nakoupili plyn z Ruska, pokud budou ceny a podmínky konkurenceschopné. Zatím ovšem Rusko nenabídlo plyn pod takovými podmínkami,“</strong> uvedl Andriy Kobolyev, výkonný ředitel Naftogazu, pro agenturu Reuters.</p>
<p><strong>„Ukrajina se nikdy nevrátí do doby zkorumpovaných energetických dohod a energetické závislosti na Rusku, a oni to vědí,“</strong> komentuje dále Kobolyev aktuální vyjednávání o nákupu zemního plynu.</p></blockquote>
<h2>Tranzitní dohoda</h2>
<p>V loňském roce proběhly mezi ukrajinským Naftogazem a ruským Gazpromem jednání o tranzitu ruského plynu přes Ukrajinu, jelikož tehdy platná smlouva pozbývala ke konci roku platnosti. Co předcházelo uzavření dohody o tranzitu plynu se můžete dočíst například <a href="https://oenergetice.cz/komoditni-trhy/ceny-elektricke-energie-zemniho-plynu-uzavreni-dohody-ruskem-ukrajinou-poklesly">zde</a>.</p>
<p>Poplatky za tranzit ruského plynu představovaly pro Ukrajinu přibližně 3 % HDP (cca 3 miliardy dolarů). Ukrajina požadovala, <a href="https://oenergetice.cz/plyn/naftogaz-vychozi-variantou-od-roku-2020-nulovy-tranzit-ruskeho-plynu-pres-ukrajinu">také vzhledem k výstavbě nového plynovodu Nord Stream II,</a> dlouhodobou smlouvu (minimálně na 10 let) a garantované množství zemního plynu (60 miliard m³/rok), který by proudil přes její území. Gazprom chtěl naopak pouze krátkodobé prodloužení tranzitní smlouvy.</p>
<p>Po dlouhém vyjednávání se zástupci Naftogazu a Gazpromu na poslední chvíli přece jen domluvili na tranzitu plynu na dalších 5 let. Pro rok 2020 <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/122119-russia-to-transit-65-bcm-of-gas-through-ukraine-in-2020-under-new-deal-gazprom">by měl tranzit ruského plynu přes Ukrajinu činit</a> 65 miliard m³, mezi roky 2021-2024 pak 40 miliard m³.</p>
<blockquote><p><strong>„Je to konec roku, ale nikoli konec úspěchu,“</strong> komentoval tehdy ukrajinský prezident Volodymyr Zelenskiy. <strong>„Ukrajinský transportní systém bude naplněn, a to znamená energetickou bezpečnost a dobré životní podmínky pro Ukrajince,“</strong> dodal.</p></blockquote>
<p>Dle ukrajinského prezidenta by měla Ukrajina za transport plynu v následujících 5 letech inkasovat přinejmenším 7 miliard dolarů.</p>
<p>V prvním pololetí letošního roku, které bylo poznamenané nadprůměrně teplým počasím a COVID-19, proteklo dle Kobolyeva skrze Ukrajinu 25 miliard m³ zemního plynu, což v porovnání se stejným obdobím loňského roku značí pokles o 45 %.</p>


Ukrajina aktuálně neuvažuje o obnovení nákupu ruského plynu

<p><strong>EDF uvedla, že koronavirová krize má na společnost, <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/073020-edf-sees-eur1-billion-impact-from-coronavirus-offset-by-higher-prices">dle jejího vlastního odhadu</a>, dopad rovnající se jedné miliardě EUR. Důvodem je zejména pokles výroby jaderných elektráren spojený s nižší poptávkou po elektrické energii zapříčiněné z velké části COVID-19.</strong></p>
<p>Na druhou stranu, dle prohlášení společnosti, EDF profitovala z vyšších cen elektřiny ve Spojeném království a Francii, stejně jako z lepších hydrologických podmínek. Pro rok 2020 predikuje svou hodnotu EBITDA v rozmezí mezi 15,2 až 15,7 miliardami EUR.</p>
<h2>Vývoj odhadované výroby jaderné flotily</h2>
<p>V důsledku nadměrného sucha, které bylo v průběhu letošního jara k vidění napříč Evropou, se již mluvilo o možných dopadech na provoz uhelných a jaderných elektráren, jako tomu bylo například v roce 2018. <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/sucho-muze-letos-opet-ovlivnit-vyrobu-evropskych-uhelnych-jadernych-elektraren">Mezi nejvíce ohrožené země v důsledku sucha patřily zejména</a> Německo, Maďarsko a Francie. Poté se ovšem hydrologické podmínky zlepšily.</p>
<p>Predikci výroby pro rok 2020 tak nejvíce ovlivnil COVID-19. V polovině února <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/francouzska-edf-kvuli-epidemii-koronaviru-snizi-letosni-vyhled-vyroby-jadernych-elektraren">snížila EDF</a> výhled výroby své jaderné flotily pro letošní rok o 20-30 TWh na celkových 375-390 TWh. Výhled<a href="https://oenergetice.cz/jaderne-elektrarny/edf-snizila-kvuli-koronavirove-krizi-odhad-letosni-vyroby-elektriny-jadra-20"> byl v dubnu dále snížen na 300 TWh</a>. Důvodem byla delší než původně očekávaná doba údržby, ke které přispěly právě opatření proti COVID-19 omezující volný pohyb. Na začátku července EDF <a href="https://oenergetice.cz/jaderne-elektrarny/edf-zvysila-letosni-odhad-vyroby-francouzskych-jadernych-elektraren-puvodne-snizeny-kvuli-koronaviru-25-twh/">opět upravila</a> svůj odhad výroby, a to na aktuálních 315 až 325 TWh.</p>
<p>Forwardové ceny ve Francii reagovaly na prohlášení společnosti EDF, které zahrnovalo také výhled produkce pro rok 2021 a 2022, a od poloviny dubna byl k vidění prudký nárůst forwardových cen. V únoru byla cena nejbližšího baseload ročního kontraktu pod 42 EUR/MWh, na konci května pak 47 EUR/MWh.</p>
<h2>Výroba v prvním pololetí</h2>
<p>Produkce francouzské jaderné flotily se v prvních šesti měsících letošního roku propadla o 14,6 % na 174 TWh. Z meziročního poklesu ve výrobě elektrické energie o 29 TWh bylo přibližně 13 TWh připsáno na vrub COVID-19 a souvisejícím opatřením. Odhadovaný dopad na hodnotu EBITDA je 253 miliónů EUR.</p>
<h2>ARENH</h2>
<p>EDF je mimo jiné v diskuzi s francouzskou vládou o reformě mechanismu ARENH, který byl zaveden v roce 2011 pro usnadnění liberalizace trhu a týká se právě jaderné flotily EDF. Pod ARENH mohou tamní konkurenční firmy nakoupit až 100 TWh elektrické energie ročně celkem za regulovanou cenu (v současné době 42 EUR/MWh). Pro první pololetí letošního roku takto EDF dodalo 61 TWh.</p>
<p>Proti takto regulované dodávce se ovšem v letošním roce <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/060320-frances-edf-terminates-arenh-power-contracts-with-total-gazel-alpiq">soudně ohradily</a> společnosti Alpiq, Gazel a Total Direct Energie. Odvolávaly se na „force majeure“, neboli vyšší moc, čímž jsou myšleny dopady COVID-19. Zasmluvnění jejich kontraktů totiž proběhlo v listopadu loňského roku a vzhledem k strmému propadu v poptávce po elektrické energii, jakožto i ceny, kdy cena elektřiny klesla pod ARENH regulovanou cenu (spotové ceny elektřiny <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/060320-frances-edf-terminates-arenh-power-contracts-with-total-gazel-alpiq">spadly</a> v dubnu a květnu ve Francii pod 20 EUR/MWh,  pokles v poptávce byl meziročně o 15 %), se společnosti snažily smluvené množství zredukovat. Pařížský soud rozhodl ve prospěch zmíněných společností, EDF se ovšem proti rozhodnutí odvolala.</p>
<p><img class="alignnone size-medium wp-image-86317" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-512x307.png" sizes="(max-width: 512px) 100vw, 512px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-512x307.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-235x141.png 235w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-725x435.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH-300x180.png 300w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2020/07/ARENH.png 758w" alt="" width="512" height="307" /></p>


Jaderné elektrárny

Francouzská EDF očekává dopad COVID-19 na společnost v hodnotě 1 mld. EUR

<p><strong>Největší britská elektrárna Drax spadající pod skupinu <a href="https://www.drax.com/investors/half-year-results-for-the-six-months-ended-30-june-2020/">Drax Group</a> <a href="https://www.montelnews.com/en/story/drax-hikes-biomass-generation-16-in-h1/1135025?fbclid=IwAR1yITSiuzieTRMTnxV6IPgdr9jzcsy4j5Xv4T_vImQ3h9E4gG8r2CizZQw">navýšila</a> během prvního pololetí letošního roku o 16 % výrobu elektrické energie z biomasy. Díky silné regionální poptávce po elektrické energii z OZE, do kterých spadá taktéž biomasa, a blížícímu se uzavření zbývajících uhelných bloků elektrárny Drax činila výroba 7,4 TWh.</strong></p>
<p>Skupina Drax vlastní kromě elektrárny v North Yorkshire o celkovém instalovaném výkon 3,9 GW, ve které byly 4 ze 6 bloků, každý o výkonu 645 MW, přebudovány na spalování biomasy, také peletárny ve Spojených státech s produkcí až 1,5 milionu tun pelet ročně. Za první pololetí letošního roku skupina reportovala meziroční nárůst výsledku hospodaření před zdaněním, odpisy a úroky o 30 % na 179 milionů liber.</p>
<p>Hodnota EBITDA, dle prohlášení společnosti, reflektuje vysokou úroveň výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů, podpůrných služeb, obnovení kapacitních plateb, nebo např. velmi dobrý výkon, co se týče výroby pelet. Tyto faktory kompenzovaly dopad COVID-19, který byl vyčíslen na cca 44 milióno liber.</p>
<h2>Dovoz biomasy</h2>
<blockquote><p>„<strong>Plánujeme dovážet 80 % biomasy (která se spaluje) z našich vlastní zdrojů, výrazný nárůst oproti současným 20 %, které si aktuálně zajišťujeme sami,“</strong> <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/111919-uks-drax-seeks-to-boost-biomass-self-supply-to-8-million-mt">pronesl</a> na konci loňského roku výkonný ředitel společnosti Will Gardiner s odkazem na expanzi společnosti v produkci pelet.</p></blockquote>
<p>Právě spalování biomasy, která je dovážena na velké vzdálenosti, byť částečně z vlastních zdrojů společnosti ze Severní Ameriky, <a href="https://oenergetice.cz/elektrarny-evropa/nejvetsi-britska-elektrarna-drax-planuje-ukoncit-spalovani-uhli-jiz-pristim-roce/">je trnem v oku některým ekologickým organizacím</a> a bývá častým terčem kritiky.</p>
<p>Během prvního pololetí letošního roku vyrobila společnost 0,75 milionu tun pelet, což značí 15% meziroční nárůst, přičemž výrobní náklady společnosti klesly ze 170 USD/t na 154 USD/t.</p>
<blockquote><p><strong>“Předpokládáme, že se světová poptávka po dřevěných peletách zvýší v tomto desetiletí přibližně o 60 %, včetně požadavků (elektrárny) Drax, jelikož ostatní země mají dekarbonizační plány, které uznávají výhody výroby energie spalováním udržitelné biomasy,”</strong> uvedla společnost.</p></blockquote>
<p>Skupina Drax se proto chce více zaměřit na vlastní produkci dřevěných pelet, jelikož globálně – vůči prognózám společnosti, jsou výrobní kapacity nedostatečné. Skupina proto plánuje rozšířit svou produkci pelet tak, aby činila 5 milionů tun ročně do roku 2027.</p>
<blockquote><p><strong>“V důsledku očekáváme, že světový trh s biomasou zůstane strukturálně krátký,”</strong> prohlásila společnost s tím, že zkoumá možnosti, jak uspokojit poptávka po biomase také na jiných trzích mimo Spojené království, jako je EU, USA, nebo Asie.</p></blockquote>


Obnovitelné zdroje

Britská elektrárna Drax navýšila výrobu elektřiny z biomasy v prvním pololetí meziročně o 16 %

<p><strong>Představitelé EU <a href="https://www.consilium.europa.eu/cs/meetings/european-council/2020/07/17-21/">podpořili</a> fond obnovy ve výši 750 miliard EUR pod názvem „<a href="https://ec.europa.eu/info/live-work-travel-eu/health/coronavirus-response/recovery-plan-europe/pillars-next-generation-eu_cs">Next Generation EU</a>“, který se má využít během následujících třech let, a dosáhli dohody o dlouhodobém rozpočtu EU  (víceletý finanční rámec – dále VFR) pro období 2021-2027 ve výši 1 074,3 miliard EUR. Na projekty v oblasti klimatu má putovat 30 % z celkových výdajů z VFR a nástroje Next Generation EU.</strong></p>
<h2>Next Generation EU</h2>
<p>Vedoucí představitelé EU zachovali celkovou hodnotu fondu pro podporu oživení tak, jak jej navrhla Evropská komise v květnu letošního roku.</p>
<p>Z balíčku Next Generation EU o objemu 750 miliard EUR <a href="https://www.consilium.europa.eu/cs/policies/eu-recovery-plan/">by mělo být</a> 390 miliard EUR rozděleno členským státům ve formě grantů a 360 miliard EUR ve formě půjček.</p>
<p>Znatelně se ovšem zvýšil objem prostředků přidělených nástroji na podporu oživení a odolnosti (Recovery and Resilience Facility – dále RRF, programů v rámci fondu obnovy je celkem 7), a to z původního návrhu Komise o objemu 560 miliard na 672,5 miliard EUR.</p>
<blockquote><p><strong>„Cíle oživení lze shrnout třemi slovy: prvním je konvergence, druhým odolnost a třetím transformace. Konkrétně jde o nápravu škod způsobených krizí COVID-19, reformu našich ekonomik a transformaci našich společností,“</strong> pronesl předseda Evropské rady Charles Michel.</p></blockquote>
<h2>Nutnost národních plánů pro přístup k prostředkům fondu</h2>
<p>Členské státy EU budou mít přístup k těmto penězům po předložení národních plánů na podporu oživení a odolnosti Evropské komisi. To znamená, že zatím nelze říci, kolik prostředků bude vynaloženo na projekty související s energetikou a dekarbonizací.</p>
<p>Nicméně Komise musí plány posoudit a rozhodnout, zda jsou v souladu s cílem EU být do roku 2050 klimaticky neutrální. Tento cíl pak znamená nutnou dekarbonizaci energetického odvětví a výrazné investice do nízkouhlíkových technologií.</p>
<p>V potaz musí být také brán závazný cíl EU v podobě snížení vypuštěného množství emisí do roku 2030 oproti roku 1990 o 40 % a možné zvýšení cíle na 50 % nebo 55 %, které plánuje Komise navrhnout v září letošního roku.</p>
<h2>Dlouhodobý rozpočet EU</h2>
<p>V návrhu Komise k dlouhodobému rozpočtu EU pro období 2021-2027 udělali lídři EU několik škrtů, těm se nevyhnul <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/electric-power/072120-eu-leaders-back-billions-for-climate-energy-projects-to-2027?fbclid=iwar0b-6j9udf0pmlwurm1fjhelozrqktnlwisqx62rcmxqlbhgeh0nr_0jyq">ani navrhovaný rozpočet Nástroje pro propojení Evropy</a>. Z navrhovaných 8,7 miliard EUR poklesl objem financí přidělených „Connecting Europe Facility“ (dále CEF) na 5,18 miliard EUR.</p>
<p>Pro období 2014-2020 byl rozpočet CEF 5,35 miliard EUR, včetně grantů ve výši 4,6 miliard EUR. CEF zahrnuje projekty energetické infrastruktury EU společného zájmu.</p>
<p>Evropská komise plánuje v prosinci letošního roku navrhnout regulatorní změny v TEN-E (Trans-European Networks – Energy, transevropské energetické sítě), přičemž se nevylučuje možné začlenění vodíku, nízkouhlíkového plynu a technologie „<a href="https://oenergetice.cz/elektrina/power-to-gas-budoucnost-akumulace-elektriny">power-to-gas</a>“ tak, aby se související projekty mohly stát předmětem společného zájmu.</p>
<p>Rovněž byl snížen rozpočet Horizon Europe, a to ze 100 miliard EUR na 75,9 miliard EUR. Ten mimo jiné zahrnuje výzkum v oblasti klimatu, energetiky a mobility.</p>
<h2>Europoslanci odmítli podpořit fond obnovy</h2>
<p>Názory vedoucích představitelů EU na fond obnovy a dlouhodobý rozpočet EU nejsou závazné a musí být nejprve zakotveny v legislativě, aby nabyly účinnosti. Europoslanci aktuálně v rezoluci <a href="https://www.irozhlas.cz/zpravy-svet/evropsky-parlament-rezoluce-fond-obnovy-ekonomika-unie_2007231942_onz">odmítli podpořit fond obnovy</a>.</p>


Evropská Unie

Lídři EU se dohodli na podobě fondu obnovy a unijním rozpočtu, eurosposlanci s ním ovšem nesouhlasí

<p><strong>Evropská komise <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/coal/072220-ec-seeks-views-on-how-to-trigger-eu-offshore-energy-supply-boom?fbclid=iwar1m9pvkthshjndmsbcaq7wfn-eq1xldnfxhad2yna2a29jpqmb4vy6yynm">hledá v konzultační procesu</a> možné způsoby toho, jak nastartovat a urychlit výstavbu offshore energetických zdrojů v EU, především pak větrných elektráren, v rámci úsilí o klimatickou neutralitu do roku 2050.</strong></p>
<h2>Velké plány pro větrné zdroje energie</h2>
<p>Odhaduje se, že by EU mohla potřebovat v offshore větrných elektrárnách instalovaný výkon v rozmezí od 240 do 450 GW, aby vytyčený cíl pro rok 2050 splnila. V roce 2019 přitom instalovaný výkon činil okolo 20 GW.</p>
<blockquote><p><strong>„Abychom dosáhli klimatické neutrality do roku 2050, potřebujeme zvýšit offshore produkci EU dvacetinásobně.  To znamená ulehčit výstavbu velkých offshore větrných parků postavených šetrným způsobem vůči životnímu prostředí,“</strong> pronesla komisařka Kadri Simsonová.</p></blockquote>
<p>Existují již ale <a href="https://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/masivni-vyuzivani-vetrnych-turbin-muze-podporit-zmeny-mikroklimatu-zpusobit-rust-teploty">studie, které varují před masivním využíváním větrných turbín</a> a poukazují na jejích možný dopad na mikroklima.</p>
<h2>Stagnující Neměcko</h2>
<p>V roce 2019 vzrostl instalovaný výkon onshore větrných elektráren v Německu <a href="https://oenergetice.cz/vetrne-elektrarny/instalovany-vykon-onshore-vetrnych-elektraren-nemecku-vzrostl-loni-nejmene-od-roku-2000/">nejméně od roku 2000</a> (o 981 MW) a Německo se zpomalující výstavbou na pevnině snaží přesunout své úsilí na moře. V letošním roce vládní koalice přišla s návrhem zákona, který by měl zemi v příštích 20 letech zajistit <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecko-cili-40-gw-vykonu-offshore-vetrnych-elektrarnach-roku-2040">až 40 GW instalovaného výkonu v offshore větrných elektrárnách</a>.</p>
<p>V Německu bylo ale v prvním pololetí tohoto roku postaveno pouze 32 offshore větrných elektráren o celkovém instalovaném výkonu 219 MW a zdá se tak, že výstavba těchto zdrojů stagnuje. Na to také <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/vystavba-offshore-vetrnych-elektraren-nemecku-se-zastavuje-varuji-oborove-asociace/">upozorňují oborové asociace</a>.</p>
<p>Evropská komise se mimo offshore větrných elektráren zajímá také o potenciál offshore solárních elektráren, <a href="https://oenergetice.cz/obnovitelne-zdroje/evropa-stale-lidrem-ve-vyuziti-energie-oceanu-k-udrzeni-pozice-vsak-treba-podpora/">přílivových elektráren a využití energie oceánu</a>.</p>
<h2>Budoucí strategie Komise</h2>
<p>Výsledky konzultačního procesu se promítnou do strategie Komise. Ta si dává za cíl, jak již bylo zmíněno, nastartování a urychlení rozvoje velkých projektů zaměřených na udržitelnou offshore energii.</p>
<p>Pomoc by tomu mělo také nabídnutí „záruk a příležitostí“ potenciálním investorům, jak stojí v konzultačním dokumentu. To by zahrnovalo rozvoj přenosové soustavy, úpravy tržního systému a legislativy související s OZE.</p>
<blockquote><p><strong>„Zejména bude zapotřebí rozsáhlého rozvoje přenosové soustavy, offshore i onshore, aby byl zajištěn přenos velkého množství energie na břeh a následně pak, aby byla tato energie přenesena do vnitrozemských měst a velkých míst spotřeby,“</strong> prohlásila Komise.</p></blockquote>
<p>Právě <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/iea-upozornuje-ze-investice-rozvoje-elektrickych-siti-flexibility-skladovani-energie-nemusi-byt-dostatecne">rozvoj přenosové soustavy</a>, především pak na pevnině, může být problematický. Jako příklad lze opět uvést Německo, které sice <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecko-rozvoj-prenosove-soustavy-oblasti-severniho-more-probiha-nad-ocekavani-dobre">úspěšně rozvíjí přenosovou soustavu v oblasti Severního moře</a>, ale ne už tak část pevninskou. Ta je z důvodu <a href="https://oenergetice.cz/rozhovory/peter-hoffmann-tennet-rychlost-rozvoje-nemecke-soustavy-muze-byt-hrozbou-energiewende">protestů obyvatel proti výstavbě vedení a „slabé vůli“ vlád jednotlivých spolkových zemí k vydávání povolení</a> velmi pozvolná. Opomíjet ovšem nelze ani související náklady vynaložené na stabilizaci soustavy, které, jak se dá předpokládat, by dále narostly.</p>
<h2>Plán na snížení emisí do roku 2030</h2>
<p>Komise plánuje přednést návrh na zvýšení závazného cíle pro rok 2030 na snížení emisí CO2 oproti roku 1990 ze 40 % na 50 %, nebo 55 %, během září letošního roku. Offshore zdroje energie by měly, dle vyjádření Komise, ke splnění cíle pro rok 2030 napomoct.</p>
<p>Komise také plánuje navrhnout změny legislativy týkající se energetiky a klimatu během příštího léta tak, aby byly sladěny s navrhovaným zvýšením závazného cíle.</p>


Větrné elektrárny

Komisařka EU pro energetiku: Abychom dosáhli klimatické neutrality do roku 2050, potřebujeme rozvoj offshore zdrojů

<p><strong>Pracovní skupina pro oblast regulace cen tepelné energie sestávající se ze zástupců ERÚ, MPO, odběratelů, dodavatelů a výrobců tepla, která se již potřetí sešla na Energetickém regulačním úřadě (ERÚ), <a href="https://www.eru.cz/cs/-/teplarenstvi-dostane-konkretni-strategii-rozvoje?fbclid=IwAR2Pb518lBd2yKOLE4nUC4HDu6JRcHAPqGrw3cDTvDfhXxCHSTIcWj_07Yk">řešila</a> mimo jiné větší uplatnění zemního plynu v tuzemském teplárenství a další související témata.</strong></p>
<h2>Transformace teplárenství – význam zemního plynu</h2>
<p>ERÚ, který letos v červnu představil <a href="https://oenergetice.cz/rychle-zpravy/eru-nove-nastavene-zasady-regulace-usetri-lidem-miliardy-korun">nově nastavené zásady regulace</a> pro oblast elektroenergetiky a plynárenství, od kterých si slibuje ušetření několika miliard korun spotřebitelům, předpokládá v následujících letech rozsáhlou transformaci teplárenství.</p>
<p>Z tohoto důvodu ERÚ přivítal <a href="https://oenergetice.cz/teplarenstvi/nove-memorandum-ma-podporit-odklon-ceskych-teplaren-od-uhli">memorandum</a> mezi Českým plynárenským svazem (ČPS) a Teplárenským sdružením ČR (TS ČR), které podporuje odklon českých tepláren od uhlí, související dekarbonizaci odvětví a přechod k čistším zdrojům energie, včetně zemního plynu.</p>
<p>Místopředseda Evropské komise pro Zelenou dohodu pro Evropu, Frans Timmermans, na přelomu května a června <a href="https://oenergetice.cz/evropska-unie/evropska-unie-zemni-plyn-bude-nezbytny-pri-prechodu-k-zelene-energetice/">připustil</a> důležitost zemního plynu při přechodu k zelené energetice, když prohlásil, že ačkoli se snaží EU projektům založených na fosilních palivech vyhnout, v některých odvětvích bude zemní plyn nutné využívat při přechodu od uhlí k energii z OZE.</p>
<blockquote><p><strong>„Debata okolo budoucnosti teplárenství je v posledních letech velmi vypjatá. Jsem rád, že se do hry vrací věcné argumenty a racionální plány. Pro spotřebitele, a tedy i pro Energetický regulační úřad, je zásadní především dlouhodobá udržitelnost soustav zásobování teplem,“</strong> prohlásil Rostislav Krejcar, člen Rady ERÚ, kterému v červenci letošního roku končí mandát. „<strong>Opačný přístup by mohl vést k rozpadu teplárenských soustav, což by nevyhnutelně mělo negativní dopady jak na rodinné rozpočty, tak na celé hospodářství i životní prostředí. Systémové řešení předpokládá definici jasných pravidel a nastavení vyváženého palivového mixu pro teplárenství je jedním z nich,“ </strong>dodal.</p></blockquote>
<h2>Budoucí strategie rozvoje</h2>
<p>ERÚ dle svého tiskového prohlášení na jednáních deklaroval, že je připraven přispět k transformaci teplárenství úpravou regulatorního rámce. Kromě podpory změn v oblasti paliv a většího důrazu na využití plynu, biomasy a odpadů připravuje úřad také další kroky, které mají posílit konkurenceschopnost odvětví.</p>
<p>Dle Krejcara se zvažuje například částečná deregulace a větší zapojení trhu, od kterého si slibuje potenciální zlevnění tepla pro spotřebitele s odkazem na zkušenosti zahraničních kolegů.</p>
<h2>Teplárenství pod tlakem cen povolenek CO₂</h2>
<p>Počátkem ledna letošního roku vešlo v platnost snížení DPH u tepla z 15 % na 10 %, výraznější pokles cen tepla ovšem nepřineslo. Teplárnám totiž, především z důvodu výrazného růstu cen povolenek CO₂ v uplynulých letech, strmě vzrostly provozní náklady a snížení sazby DPH jim umožnilo udržet stávající ceny tepla.</p>
<p><a href="https://oenergetice.cz/teplarenstvi/snizeni-dane-z-pridane-hodnoty-vyrazny-pokles-cen-tepla-neprinese">Dle předsedy výkonné rady TS ČR, Tomáše Drápely</a>, zaplatily v roce 2017 teplárny za povolenky 1,5 miliardy Kč, v loňském roce to mělo být, dle tehdy aktuálního odhadu sdružení, 8,7 miliard Kč, pro letošní rok pak odhad činil 13 miliard Kč.</p>
<p>Povolenky CO₂ zažívají v letošním roce, alespoň z pohledu ceny, turbulentní rok. V <a href="https://oenergetice.cz/komoditni-trhy/emisni-povolenky-se-obchodovaly-az-15-eur-t-covid-19-nuti-prodavat-povolenky-bezplatne-alokace/">březnu se obchodovaly pod 15 EUR/t</a>, aby se v červenci dostaly na více než desetileté maximum a <a href="https://oenergetice.cz/emise-co2/ceny-emisnich-povolenek-v-eu-se-dostaly-nejvyse-za-14-let/">cenu nad 30 EUR/t</a>.</p>
<h2>Následující kroky ERÚ</h2>
<p>ERÚ nyní připravuje cenové rozhodnutí pro teplárenský sektor na příští rok.  Konkrétní parametry mají být představeny a dány do veřejného konzultačního procesu v průběhu srpna.</p>
<blockquote><p>„<strong>Ačkoliv cenová rozhodnutí nejsou sama o sobě dokumentem dlouhodobé strategické povahy, na strategická rozhodnutí navazují, pomáhají je naplňovat. Právě souhra jednotlivých institucí státní správy, provozovatelů tepláren, zástupců plynárenství a dalších je klíčová pro naplnění scénáře přechodu teplárenství z uhlí na ostatní zdroje,“</strong> nechal se slyšet Stanislav Trávníček, předseda Rady ERÚ.</p></blockquote>


Teplárenství

ERÚ přispěje k transformaci teplárenství úpravou regulatorního rámce

<p><strong>Kombinace COVID-19 a neobvykle teplého a větrného počasí během prvního kvartálu letošního roku způsobila, alespoň dle nejnovější <a href="https://ec.europa.eu/info/news/market-reports-highlight-turbulent-quarter-electricity-and-gas-2020-jul-13_en?fbclid=IwAR2ZgPlWY4VvGM-rFQa9DkGg49DurDh8sS7mE7LdjNwyF2ANueZBsUUOSD4">kvartálního reportu Komise zaměřujícího se na dění na evropských trzích s elektrickou energií</a>, vysokou volatilitu cen a turbulentní měsíce jak pro stranu nabídky, tak i poptávky. Obnovitelné zdroje energie během tohoto období zaznamenaly, také z důvodu poklesu spotřeby elektrické energie EU, rekordní podíl na výrobě elektrické energie.</strong></p>
<h2>Pokles spotřeby a poptávkový šok</h2>
<p>Rozsáhlá karanténní opatření zavedená jednotlivými členskými státy EU během letošního března, jejichž účelem bylo limitovat šíření COVID-19, v kombinaci s teplou a větrnou zimou vedla k meziročnímu snížení spotřeby elektrické energie v EU o 3 % a <a href="https://oenergetice.cz/plyn/plynu-se-eu-prvnim-ctvrtleti-spotrebovalo-5-mene-nejvice-ruskeho-plynu-prepravil-nord-stream/">poklesu poptávky po zemním plynu</a>, která především ze strany průmyslového sektoru prudce klesla.</p>
<p>Lze očekávat, že pokles ve spotřebě bude meziročně výraznější ve druhém kvartále letošního roku, jelikož pokles poptávky po energiích vyvrcholil dle reportu v dubnu s následnou postupnou obnovou.</p>
<p>Spotřeba ovšem i nadále zůstává v průměru pod úrovní před krizí. Poptávkový šok, který byl k vidění např. v Itálii, Francii a Španělsku, je bezprecedentní, jak svém rozsahu, tak i délce trvání.</p>
<h2>Rekordní výroba obnovitelných zdrojů energie</h2>
<p>Report zdůrazňuje výraznou změnu v rozložení produkce elektrické energie – ve srovnání se stejným obdobím loňského roku poklesla výroba elektřiny v případě uhlí o 38 TWh (pokles o 30 %), u plynu pak o 3 TWh. Podíl elektřiny vyrobené z uhlí, plynu a ropy během Q1 meziročně výrazně poklesl a skončil na 33 %. Oproti tomu výroba obnovitelných zdrojů energie meziročně vzrostla o 38 TWh, díky čemuž OZE zaznamenaly v prvním kvartále letošního roku nárůst o 6 % na rekordní 40% podíl na výrobě.</p>
<p>Hlavními tahouny nárůstu podílu OZE na vyrobené elektřině byly vodní elektrárny, především pak ve Francii, Itálii a na Pyrenejském poloostrově, které zaznamenaly nárůst ve výrobě o 17 TWh, a dále pak výroba onshore větrných elektráren, která meziročně narostla rovněž o 17 TWh.</p>
<h2>Snížení uhlíkové stopy energetického sektoru díky COVID-19</h2>
<p>Výrazný pokles ve využití fosilních paliv při výrobě elektrické energie, který byl z velké části <a href="https://oenergetice.cz/evropska-unie/iea-eu-zatim-neni-ceste-k-tomu-aby-splnila-sve-klimaticke-cile-rok-2030/">zapříčiněn propadem v poptávce po elektřině v důsledku COVID-19</a>, způsobil dle předběžných odhadů snížení uhlíkové stopy sektoru v porovnání se stejným obdobím loňského roku o 20 %.</p>
<p>Dle reportu je tak možné, vzhledem k faktu, že trend poklesu výroby elektřiny z fosilních zdrojů pokračoval také v dubnu a květnu, že energetický sektor spěje k dvojcifernému snížení emisí CO₂ také v roce 2020 (<a href="https://ec.europa.eu/clima/news/emissions-trading-greenhouse-gas-emissions-reduced-87-2019_en">v roce 2019 to bylo o 15 %</a>).</p>
<h2>Ceny komodit</h2>
<p>V důsledku klesající poptávky a rostoucí výroby obnovitelných zdrojů energie se ceny na spotovém trhu s elektřinou propadly napříč celým kontinentem a během dubna se dostaly <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/nemecke-ceny-elektriny-jsou-vlivem-koronaviru-vice-volatilni-vice-nez-jindy-zavisle-vyrobe-oze">na rekordně nízkou úroveň</a>. Propad forwardových produktů nebyl ve srovnání s propadem spotových cen tak výrazný, přesto se ceny na konci května dle reportu na většině evropských trzích pohybovaly pro nejbližší baseloadový roční produkt o 5 až 7 EUR/MWh níže než v roce 2019.</p>
<p>Průměrná spotová cena plynu na TTF byla v prvním kvartále na úrovni 9,7 EUR/MWh, průměrná spotová cena uhlí CIF ARA pak 44,1 EUR/t.</p>
<p>Trh s povolenkami CO₂ byl COVID-19 výrazně zasažen a likvidita na trhu dočasně výrazně poklesla. Průměrná cena povolenky během Q1 byla 23 EUR/t.</p>


Report EK zdůrazňuje turbulentní podmínky během Q1 a rekordní podíl OZE na energetickém mixu EU

<p><strong>Cenový průzkum <a href="https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/070220-gas-on-gas-pricing-increases-dominance-in-european-market-igu?fbclid=iwar2wxj7hpxxzbotmb8zf1o_twu2jx3-4lqfcpyetwjbh7yzfwkh0bsfkbu0">Mezinárodní plynárenské unie (IGU)</a> ukázal, že 78 % zemního plynu spotřebovaného v Evropě v loňském roce bylo naceněno na bázi gas-on-gas, tedy na bázi tržní konkurence, kdy se cena odvíjí od nabízeného a poptávaného množství na trhu se zemním plynem. V porovnání s rokem 2018 se jedná o 2% nárůst.</strong></p>
<h2>Postupný pokles objemu plynu indexovaného na ropu</h2>
<p>Objem zemního plynu, který je indexován na ropu, nebo ropné produkty, klesl dle IGU na 22 % z předloňských 24 %.</p>
<blockquote><p><strong>„Evropa je jedním z regionů, ve kterých došlo k zásadní změně v cenotvorbě,</strong>“ stojí v reportu IGU s poznámkou, že se Evropa kontinuálně posouvá od indexace plynu na ropu k typu gas-on-gas již od roku 2005.</p></blockquote>
<p>Kontinuální změny v průběhu uplynulých let byly zapříčiněny více faktory. Jedním z nich je například postupný pokles objemu zemního plynu vázaného smlouvou s indexací na ropu, jelikož těmto smlouvám vypršela platnost. O podmínkách smlouvy se následně opětovně vyjednávalo a v mnoha případech došlo k nahrazení ropné indexace indexací na některý z obchodních bodů, například NCG.</p>
<h2>Rapidní nárůst dováženého LNG</h2>
<p>V roce 2019 došlo na trhu s plynem k další významné změně, kdy konkurence na evropských trzích znatelně vzrostla. Stalo se tak z důvodu vyššího počtu nákladů se zkapalněným zemním plynem připlouvajících do Evropy.</p>
<p>V severozápadní Evropě (Belgie, Dánsko, Francie, Německo, Irsko, Lucembursko, Nizozemsko a Spojené království) byla indexace plynu na ropu takřka eliminována. V loňském roce představovala pouhý 5% podíl na trhu.</p>
<p>Ve střední Evropě (Rakousko, ČR, Maďarsko, Polsko, Slovensko, Švýcarsko) došlo v roce 2019 dle IGU k výraznému posunu, kdy množství plynu indexovaného na ropu pokleslo z 22 % na 19 %.</p>
<blockquote><p><strong>„V zásadě to odráží zvýšený spotový dovoz zemního plynu, často z Německa, nebo opětovné vyjednávání o podmínkách smluv,“</strong> komentuje dění IGU.</p></blockquote>
<p>Ve Středomoří (Řecko, Itálie, Portugalsko, Španělsko, Turecko) došlo rovněž k výraznému poklesu plynu indexovaného na ropu, a to z 56 % na loňských 47 % reflektujících, jak již bylo zmíněno, zvyšující se počet nákladů LNG.</p>
<h2>Změna cenotvorby</h2>
<p>Globálně pokleslo množství plynu indexovaného na ropu přibližně o jeden procentní bod na 18,5 %.</p>
<p>Zvýšené množství zemního plynu obchodovaného za tržní ceny reflektovalo rapidní nárůst v dodávkách spotového LNG. Spotové dodávky vedly, nejen v Evropě, ke zvýšení konkurence na trhu s plynem, čímž byl zároveň vyvinut tlak na ceny zemního plynu.</p>


Plynárenství

Množství plynu indexovaného na cenu ropy kontinuálně klesá

<p><strong>Polovina z 10GW uhelné flotily Španělska byla ve středu o půlnoci oficiálně vyřazena z provozu po desetiletích provozování. Důvodem je na jedné straně zpřísňování emisních limitů a na druhé nízké ceny zemního plynu, které uhelné elektrárny vytlačují z trhu.</strong></p>
<p>V souvislosti se zpřísňujícími se emisními limity pro emise síry a dalších znečišťujících látek <a href="https://www.montelnews.com/en/story/spain-closes-half-coal-fleet-on-green-concerns-cheap-gas/1127582">byla dle portálu Montel odstavena</a> polovina španělské uhelné flotily. K odstavení dojde u uhelných elektráren, které nebyly kvůli své nízké ziskovosti modernizovány tak, aby nové limity splnily.</p>
<blockquote><p><strong>„Uhlí bylo vytlačeno zvláště cenami plynu. Z části ale také kvůli cenám ETS (systém obchodovaní s emisními povolenkami),“</strong> pronesl Pedro Linares, profesor na madridské Papežské univerzitě Comillas. <strong>„Funguje ETS? S těmihle cenami plynu funguje.“</strong></p></blockquote>
<p>Španělsko zaznamenalo od roku 2019 výrazný přechod z uhlí na plyn, přičemž tomu nenapomohly pouze rekordně nízké ceny zemního plynu, ale také, jako již bylo naznačeno, cena emisní povolenky. Ta vzrostla z 8 EUR/t v roku 2014 na nynějších zhruba 27 EUR/t, přičemž v roce 2019 atakovala hranici 30 EUR/t.</p>
<h2>COVID-19 a útlum výroby uhelných elektráren</h2>
<p>V první polovině letošního roku vyrobily španělské uhelné elektrárny pouhých 3,1 TWh, znamenajících meziroční pokles o 59 %. Oproti tomu produkce plynových elektráren poklesla pouze o 26 % na 14,4 TWh v době, kdy poptávka po elektrické energie byla výrazně utlumena kvůli opatřením spojeným s onemocněním COVID-19.</p>
<p>K dnešnímu dni tak zůstává v provozu pouze 6 uhelných elektráren, které své palivo převážně dovážejí – As Pontes (1,4 GW) a Litoral (1 GW) ve vlastnictví společnosti Endesa, Abono (878 MW) a Soto de Ribera (346 MW) společnosti EDP, Barrios (570 MW) od společnosti Viesgo a Lada 4 (348 MW) od společnosti Iberdrola.</p>
<h2>Odklon od uhlí bude pokračovat</h2>
<p>Společnosti Endesa, Iberdrola a Viesgo již dle mluvčího španělského ministerstva životního prostředí podaly žádost o odstavení jejich zbývajících uhelných jednotek.</p>
<p>Portugalské EDP potom oznámilo přestavbu bloku Abono 1 (342 MW) na plyn do konce roku 2022. Instalovaný výkon bloku má poklesnout na 181 MW. Druhý blok, Abono 2 (536 MW), má i nadále zůstat v provozu.</p>
<blockquote><p><strong>„Dokud plyn zůstává levnější, je dobré zbavit se emisí z uhlí,</strong>“ říká profesor Linares.</p></blockquote>
<h2>Přechod k obnovitelným zdrojům energie</h2>
<p>Odstavení uhelných elektráren jde ruku v ruce s plánem na zvýšení instalovaného výkonu v solárních a větrných elektrárnách ve Španělsku, a to až na 96,8 GW do roku 2030.</p>
<p>Společnost Endesa v tomto týdnu oznámila svůj plán vybudovat 700 MW instalovaného výkonu celkem v solárech a větrnících v komplexu uhelné elektrárny Compostilla. Mimo to již plánuje <a href="https://www.spglobal.com/marketintelligence/en/news-insights/trending/RPSz2pmlidzWDnYezOU9TQ2">vybudovat 1,7 GW instalovaného výkonu v obnovitelných zdrojích energie</a> v provincii Teruel.</p>
<p>Společnost Iberdrola pak plánuje vystavět 400MW fotovoltaickou elektrárnu v komplexu uhelné elektrárny Velillla.</p>
