Brusel 11. septembra 2024 – Priemysel v Európskej únii bude v konkurenčnom boji s USA a Čínou naďalej ťahať za kratší koniec, ak sa bloku nepodarí znížiť ceny energií pre firmy aj domácnosti. Aj k tomuto záveru dospel exguvernér Európskej centrálnej banky a bývalý taliansky premiér Mario Draghi vo svojej správe o konkurencieschopnosti priemyslu v Únii, ktorú vypracoval pre Európsku komisiu. Uvádza v nej hlavné príčiny konkurenčného zaostávania EÚ.
Pokiaľ ide o konkurencieschopnosť úrovní cien energií, ktoré sa medzi členskými štátmi značne líšia, EÚ v porovnaní s USA a Čínou značne zaostáva, konštatuje správa. Nezanedbateľným faktorom je aj volatilita cien, ktorá brzdí energeticky náročné odvetvia a celú ekonomiku. Maloobchodné a veľkoobchodné ceny plynu sú v súčasnosti 3-5x vyššie ako ceny v USA, pričom historicky boli ceny v EÚ 2-3x vyššie ako ceny v USA. Maloobchodné ceny elektriny – najmä ceny pre priemyselné sektory – sú v súčasnosti 2-3x vyššie ako v USA a Číne. Historicky boli maloobchodné ceny elektriny v EÚ až o 80 % vyššie ako v USA, pričom sa pohybovali na rovnakej úrovni ako v Číne, uvádza sa v správe.
Draghi tvrdí, že jadrom konkurenčného zaostávania EÚ je viacero otázok, od dostupnosti endogénnych zdrojov, cez rozvoj infraštruktúry až po pravidlá trhu. Medzi hlavné príčiny podľa neho patria:
1. Závislosť EÚ od dovozu plynu a jej expozícia voči spotovým trhom
EÚ je najväčším globálnym dovozcom plynu a LNG, no jej potenciálna sila kolektívneho vyjednávania nie je dostatočne využívaná. Je to pozoruhodné najmä v prípade potrubného plynu, kde je možnosť presmerovania tokov obmedzenejšia, ako ukazujú posledné neúspešné snahy Ruska, tvrdí Draghi. Celkový dovoz zemného plynu do EÚ klesol z 334 bcm (93 % jej dopytu) v roku 2021 na 290 bcm v roku 2023. Okrem toho sa diverzifikovali toky obchodu s plynom, aby sa znížila závislosť od Ruska, pričom ruský dovoz do EÚ klesol zo 40 % v r. 2021 na 8 % celkového dovozu plynu v roku 2023. Napriek tomu zemný plyn v EÚ nakupuje nespočetné množstvo verejných a súkromných subjektov bez toho, aby využívali európsku trhovú silu.
Počas krízy v roku 2022 boj o zemný plyn v rámci EÚ medzi aktérmi ochotnými platiť vysoké ceny prispel k nadmernému (a zbytočnému) zvýšeniu cien. Toto zvýšenie cien v kontexte obmedzených tokov v dôsledku prekážok na strane infraštruktúry neviedlo k dodatočnej ponuke. Na vrchole krízy úzke miesta v sieti a vnútorná konkurencia v rámci EÚ pri nákupe a skladovaní plynu pred zimou vyhnali ceny oveľa vyššie ako v Ázii (v júli až auguste 2022 bola TTF v priemere 40 €/MWh vyššia ako Japan Korea Marker (JKM)). Ak by európske spoločnosti mali prístup k cenám naviazaným na Henry Hub poskytovaným na základe vynaložených vlastných nákladov, teoretický zisk pre európske hospodárstvo by bol rádovo až 50 mld. €, s obrovskými úsporami pre verejné rozpočty a nižším vplyvom na celkovú ekonomiku.
Čistí dovozcovia plynu, Japonsko a Kórea, majú isté podobnosti s EÚ, existujú však značné rozdiely. V Kórei si štátna spoločnosť Korea Gas Corporation (KOGAS) ponecháva de facto monopol, dováža približne 90 % LNG, ktorý krajina spotrebúva, čím v zásade pomáha vyjednávať o dovoze a minimalizovať náklady vznikajúce v hodnotovom reťazci. V Japonsku štátna Japonská organizácia pre bezpečnosť kovov a energie (JOGMEC) investuje do produkcie fosílnych palív a nerastov na celom svete. Japonským spoločnostiam poskytuje kmeňový kapitál a poistenie zodpovednosti na projekty na začiatku dodávateľského reťazca a terminály na dovoz LNG, čím v zásade zabezpečuje bezpečný prístup k energii za ceny, ktoré sú bližšie k výrobným nákladom.
EÚ je v súčasnosti pri nákupe zemného plynu viac závislá od spotových trhov ako jej konkurenti. Dlhodobé zmluvy na plyn uzatvorené v EÚ v roku 2022 predstavovali 82 % jej celkového dovozu plynu (v porovnaní s 91 % v roku 2019). „Ak však vezmeme do úvahy dlhodobé zmluvy na LNG, podiel na celkovom dovoze LNG dosiahol len 60 %. Hoci na zníženie tejto závislosti je potrebný prechod na globálne trhy s LNG, hrozí, že EÚ bude vystavená ich volatilite, upozorňuje Draghiho správa.
Po znížení potrubných dodávok z Ruska sa viac plynu, v EÚ aj vo svete, nakupuje na spotových trhoch LNG (keďže LNG čiastočne nahradil potrubný plyn). V roku 2023 sa 42 % dovozu plynu do EÚ dovážalo vo forme LNG v porovnaní s 20 % v roku 2021. Ceny LNG boli na spotových trhoch tradične vyššie ako ceny potrubného plynu (nielen pre náklady na skvapalňovanie a prepravu, ale pre potrebu konkurovať iným destináciám). V roku 2022 boli americké dodávky LNG približne o 50 % drahšie ako priemerný potrubný plyn dovážaný do EÚ.
Dokonca aj plyn nakúpený na základe dlhodobých zmlúv je z veľkej časti indexovaný na spotových trhoch. Pred krízou a po nej boli spoločnosti mimo EÚ aktívnejšie pri podpisovaní dlhodobých zmlúv ako európske spoločnosti. Jedným z hlavných dôvodov je neochota priemyselných odvetví náročných na plyn podpisovať dlhodobé zmluvy na maloobchodnom trhu s cieľom znížiť prekážky v prípade presunu do inej lokality, zmeny paliva alebo zlepšenia energetickej účinnosti. Táto neistota vedie dovozcov plynu k tomu, že sa spoliehajú na spotový trh a ľahko upravujú svoje dovozné portfólio vo vzťahu ku konečnému dopytu po plyne.
Spotové trhy v EÚ čoraz viac odrážajú globálny vývoj a sú ovplyvnené prerušením ponuky a špičkami dopytu v Ázii. Nedávne rozhodnutie vlády USA obmedziť rozvoj exportných kapacít LNG, hoci bez krátkodobého vplyvu, by mohlo viesť k nižším cenám zemného plynu v USA v strednodobom horizonte (v dôsledku bohatej domácej ponuky) a vyšším cenám na svetových trhoch. To by zvýšilo spread medzi Henry Hub a TTF.
Hoci potreba dovozu zemného plynu do EÚ sa bude postupne znižovať, istý čas to potrvá. Podľa IEA sa očakáva, že dopyt EÚ po zemnom plyne klesne z 330 bcm v roku 2023 o 8 % – 25 % do roku 2030. Existuje však schodok medzi objemom, ktorý si EÚ zmluve zabezpečila, a množstvom, ktoré bude dovážať, pripomína správa.
2. Medzné ceny elektriny z plynu a uhlia ovplyvňujú ceny elektriny.
EÚ má vo svojom energetickom mixe relatívne vysoký podiel zemného plynu a klesajúci podiel uhlia. To poskytuje požadovanú flexibilitu a stabilné dodávky s disproporciami medzi členskými štátmi. V roku 2023 EÚ vyrobila 2710 TWh elektriny. Takmer 45 % pochádzalo z OZE. Fosílne palivá tvorili 32,5 % a jadrová elektrina vyše 20 %. Plyn bol hlavným fosílnym palivom používaným na výrobu elektriny (14,7 %), nasledovalo uhlie (12,7 %).
Trhové mechanizmy v EÚ sú založené na medzných spotových cenách. Na dobre fungujúcom a prepojenom jednotnom trhu EÚ určuje zemný plyn cenu oveľa väčšieho počtu hodín v pomere k podielu, ktorý má na energetickom mixe. Zemný plyn v roku 2022 určoval ceny v 63 % prípadov, napriek tomu, že mal len 20 % podiel v mixe. Od druhej polovice roku 2021 je pozorovaná silnejšia korelácia medzi cenami plynu a elektriny. Dva korelujúce efekty viedli k vyšším cenám spôsobeným po prvé efektívnosťou plynových elektrární (menej efektívne elektrárne stanovujú najdrahšiu cenu) a po druhé tým, že plyn je pravidelne okrajovou elektrárňou pri stanovovaní ceny elektriny. Vysoké ceny plynu preto znamenajú vysoké ceny elektriny prinajmenšom do polovice 30. rokov, keď budú plynové elektrárne čoraz viac vytláčané. Zatiaľ čo plyn má priamy vplyv len na obmedzenú časť hospodárstva (plynovo náročné odvetvia predstavujú približne 4 % celkového HDP EÚ), jeho úloha pri výrobe elektriny znamená, že zvýšenie cien zemného plynu môže ovplyvniť celé hospodárstvo.
Medzi členskými štátmi existujú aj značné rozdiely vo veľkoobchodných cenách energie, čiastočne spôsobené odlišným mixom a rozvojom sietí. Nižšie ceny nesúvisia len s tým, že v systéme je viac inframarginálnych zdrojov (napríklad OZE), ale aj s pridaním diverzifikovanejšej (v zmysle rôznych technológií) a lacnejšej výroby (napríklad OZE, vodné, jadrové). Vzhľadom na rozdiely v cenách na deň vopred medzi Španielskom a Nemeckom v roku 2023 sa zdá byť zrejmé, že diverzifikovaný energetický mix (OZE, vodné elektrárne, jadrová energia, kapacita na dovoz LNG atď.) môže priniesť nižšie ceny a ponúknuť konkurenčnú výhodu. Ďalším názorným príkladom je porovnanie cien v Taliansku a Švédsku počas nedávnej plynovej krízy, počas ktorej sa talianske ceny stabilne radili medzi najvyššie v EÚ, zatiaľ čo švédske patrili k najnižším. Medzi regióny, ktoré trpia vyššími cenami, patria aj regióny strednej a východnej Európy s vyšším podielom energeticky náročných odvetví, pričom rozdiely na veľkoobchodnej úrovni sa prenášajú do priemyselného maloobchodu, píše sa v Draghiho správe.
3. Nedostatočne vyvinuté riešenia dlhodobých zmlúv (ako sú trhy s dohodami o nákupe energie – PPA) bránia prínosom z rýchlejšieho zavádzania OZE
Stabilnejšie dlhodobé zmluvy, ako napríklad dohoda o nákupe energie, majú potenciál znížiť riziko a zabezpečiť odvetvie proti vysokým a nestálym cenám, čím poskytujú cenovú istotu pre veľkých priemyselných hráčov. S cenovým indexom PPA pod veľkoobchodnými cenami môžu podnikové PPA podporovať obstarávanie elektriny z OZE v mnohých európskych krajinách.
Zmluvné PPA sa v roku 2023 zvýšili v EÚ o 40 % v porovnaní s rokom 2022, pričom nárast sa sústredil v Španielsku a Nemecku, čo podporil dopyt zo strany IT. Európska investičná banka (EIB) odhaduje, že komerčný trh PPA bude do roku 2030 predstavovať 140 TWh až 290 TWh. Niektoré členské štáty (napr. Švédsko, Španielsko) ponúkajú v EÚ najlepšie postupy na splnenie cieľov v oblasti OZE a jasný trhový záujem o PPA s cieľom znížiť vystavenie sa riziku obchodníka a vysokú účasť rôznych (firemných, verejnoprospešných) odberateľov. Regulačné opatrenia, ktoré majú prispieť k vyspelosti týchto trhov s PPA, zahŕňajú i) štandardizáciu zmlúv, znižovanie transakčných nákladov a rozširovanie skupiny kupujúcich, ii) spájanie ponuky a dopytu a vývoj hybridných PPA (v rámci možností flexibility), umožňujúcich prispôsobené štruktúry odberu a zníženie cenového rizika, ako aj iii) minimalizovanie deformácií spôsobených programami štátnej pomoci na trhu PPA.
Zvýšené využívanie PPA sa však v EÚ zatiaľ výrazne nerozvinulo. Jedným z hlavných dôvodov sú finančné podmienky. Nedostatok finančných záruk za riziko protistrany, spolu s obmedzenou trhovou (vrátane ceny, nákladov na profil, likviditu atď.), ochotou podstupovať riziko, úverovou bonitou spoločností, nedostatočnou štandardizáciou a zložitosťou, to všetko sú faktory, ktoré obmedzujú používanie PPA v EÚ. Napriek ich očakávaným výhodám boli uzatvorené len okrajové objemy ako hybridné PPA, PPA na výrobu zeleného vodíka a PPA pre viacerých kupujúcich (agregácia dopytu medzi menšími hráčmi), čo si vyžaduje ďalšie opatrenia. Väčšina spoločností, ktoré uzatvárajú PPA, je v sektore IT, kde energia nie je primárnym vstupom. V energeticky náročných odvetviach je jeho využitie ešte stále „v plienkach“.
USA skôr spustili svoj trh s PPA, ktorý je na trvalo vyšších úrovniach ako v prípade EÚ. Kumulatívne objemy PPA zostávajú v USA v porovnaní s EÚ dvojnásobné. Rok 2023 bol prvým rokom, počas ktorého bola kapacita nových PPA v EÚ väčšia ako v USA (údaje BNEF do novembra 2023). Priemyselní aktéri, ktorí zvyšujú podiel spotreby elektrickej energie pokrytej PPA z OZE, si budú vyžadovať aj nové investície do energetickej účinnosti, flexibilnejších výrobných procesov, zmeny palív a premiestnenia priemyslu. Malé a stredné podniky jednotlivo nespotrebúvajú dostatok elektriny alebo nemajú dlhodobú viditeľnosť či interné možnosti na podpisovanie PPA. Objavuje sa však nový trh pre PPA s viacerými kupujúcimi, ktorý môže tiež pomôcť pri riešení úverových problémov, ktorým čelia vývojári projektov aj kupujúci, aby získali prístup k financovaniu, konštatuje správa.
Súbežne s tým vlastná spotreba neustále poháňa ďalší rast v zavádzaní solárnej energie v EÚ. Rezidenčné, ako aj komerčné a priemyselné inštalácie primárne určené na vlastnú spotrebu predstavujú každoročne dve tretiny solárnych zariadení v EÚ. Vlastná spotreba ponúka spoločnostiam príležitosť využiť cenovú dostupnosť solárnej energie na zníženie svojich účtov za energiu. Napriek dostupnosti lacnejších solárnych panelov a podpornému legislatívnemu rámcu EÚ sa objavili prekážky v obmedzenom prístupe k sieti. Kým samospotrebitelia v podstate nepožadujú posilnenie siete pre inštaláciu solárnych panelov, šírenie týchto inštalácií v špecifickej distribučnej oblasti predstavuje pre prevádzkovateľov sústav problémy s vyvažovaním, čo tiež vedie k dodatočným sieťovým nákladom premietnutým do konečného účtu za energiu. Tieto výzvy vedú k oneskoreným sieťovým pripojeniam v členských štátoch.
4. Vyššie náklady na uhlík ako v iných regiónoch sveta
Keďže výroba elektriny spadá pod systém obchodovania s emisiami (ETS) EÚ, jej uhlíková intenzita sa premieta do nákladov na výrobu elektriny. Keďže medzné ceny sú často stanovené uhlíkovo-intenzívnou technológiou, zahrňujú uhlíkovú intenzitu do ceny (vo výške 20 – 25 €/MWh pre výrobu z plynu v EÚ. Náklady na uhlík predstavovali v roku 2023 približne 10 % priemyselnej maloobchodnej ceny elektriny v EÚ. Ide o vysoké a nestále náklady. V Kalifornii sú tieto náklady približne 10 – 15 €/MWh (zatiaľ čo väčšina ostatných štátov USA nemá systém obchodovania s emisiami) a menej ako 10 €/MWh v Číne, vyčíslila Draghiho správa..
5. Vyššia volatilita a netransparentné finančné trhy s energiou
Finančné (napr. koncentrácia na obchodných trhoch) a behaviorálne aspekty trhov s derivátmi plynu (napr. algoritmické obchodovanie) môžu, najmä v kombinácii s prísnejšími trhovými podmienkami ako v EÚ, zhoršiť volatilitu a zosilniť vplyv dopytových a ponukových šokov alebo vnímaných šokov. Niekoľko nefinančných spoločností (NFC) vykonáva väčšinu obchodných aktivít. Nedávne dôkazy, ktoré predložil Európsky orgán pre cenné papiere a trhy (ESMA), naznačujú, že existuje významná koncentrácia na úrovni pozície a miesta obchodovania a že koncentrácia sa v roku 2022 zvýšila. Krátke pozície držané piatimi najväčšími nefinančnými spoločnosťami medzi februárom a novembrom 2022 výrazne vzrástli (o takmer 200 %).
Trh sa vyznačuje vysokým stupňom koncentrácie, pričom väčšinu aktivít obchodovania s derivátmi predstavuje niekoľko nefinančných spoločností. ESMA a Európska centrálna banka (ECB) identifikovali riziká likvidity a koncentrácie ako jednu z hlavných slabých stránok obchodovania s energetickými futures spolu s fragmentáciou údajov o transakciách a chýbajúcimi údajmi. Veľké spoliehanie sa na centrálne zúčtované nástroje si vyžaduje, aby účastníci trhu s komoditnými derivátmi zložili počiatočnú maržu. Použitie marží má za následok značné požiadavky na peňažné toky pre účastníkov trhu s komoditnými derivátmi, čo môže následne zvýšiť koncentráciu na takýchto trhoch, tvrdí správa.
Zatiaľ čo na regulované finančné subjekty (napr. investičné banky, investičné fondy, účastníci klíringového trhu) sa vzťahujú pravidlá správania a obozretného podnikania, mnohé subjekty obchodujúce s komoditnými derivátmi sa môžu spoľahnúť na výnimky vrátane výnimky z požiadavky byť registrované ako investičná spoločnosť pod dohľadom. Táto výnimka sa uplatňuje za predpokladu, že obchodná činnosť účtovnej jednotky v oblasti obchodovania s derivátmi zostáva na úrovni skupiny doplnková k hlavnej obchodnej činnosti účtovnej jednotky (Ancillary Activities Exemption – AAE) . Túto výnimku, najmä na trhoch s derivátmi zemného plynu, využívajú najmä energetické spoločnosti so sídlom v EÚ, ako aj spoločnosti obchodujúce s komoditami mimo EÚ. V posledných rokoch energetické spoločnosti čoraz viac preberajú úlohu tvorcov trhu na trhoch s derivátmi energetických komodít. Tento stav je spojený s vysokým stupňom koncentrácie trhu, kde hŕstka spoločností kontroluje viac ako 50 % celkovej nominálnej hodnoty nesplatených derivátov. Podľa ECB môže AAE predstavovať výzvu pre finančnú stabilitu, pripomenula správa.
Okrem toho právne vymedzenie medzi dohľadom nad budúcimi a spotovými dodávkami energie vedie k rozdeleniu právomocí a fragmentácii dohľadu medzi energetickými a finančnými orgánmi, ako aj k fragmentácii dostupných súborov údajov. Čisté príjmy veľkých obchodníkov s komoditami zaznamenali pozoruhodný a bezprecedentný rast, ktorý sa v roku 2021 zdvojnásobil a v roku 2022 bol viac ako štvornásobný v porovnaní s historickými úrovňami. Táto mimoriadna finančná výkonnosť podčiarkuje dynamickú povahu komoditného trhu počas tohto obdobia, pričom obchodníci využívajú priaznivé a nestále trhové podmienky, aby dosiahli zisk, uvádza Draghiho správa.
6. Fyzické „úzke miesta“ v sieti sa môžu počas energetického prechodu zhoršiť
Fyzické prekážky v plynárenskej aj elektrickej sieti bránia vzniku skutočného jednotného trhu. Ukázalo sa, že integrácia trhov s elektrinou a plynom v celej Európe znižuje cenové rozdiely medzi členskými štátmi a prináša významné úspory nákladov pre spotrebiteľov – vrátane priemyslu – odhadované na približne 34 miliárd € ročne len v prípade elektriny. Viacero prekážok však stále bráni tomu, aby sa využili všetky jej výhody. Napríklad počas energetickej krízy došlo k preťaženiu plynárenskej infraštruktúry. To nasledovalo po nutnosti presmerovať toky plynu z historických východo-západných trás určených na prepravu ruského potrubného plynu na prevažne západo-východné trasy prepravujúce dovážaný LNG. Obmedzenia infraštruktúry na dovoz LNG a cezhraničných prepojení zhoršili prudké nárasty cien plynu, čo viedlo k historicky vysokým rozpätiam medzi rôznymi trhmi EÚ (nad 100 €/MWh v lete 2022, z rozpätí pravidelne pod 1 €/MWh v minulosti). Súťaž o obmedzené kapacity vedie k dodatočným nákladom plateným nad rámec bežných sieťových taríf, pričom Agentúra pre spoluprácu regulačných orgánov v oblasti energetiky (ACER) reportovala zvýšenie príjmov prevádzkovateľov prepravných sústav z preťaženia z 55 mil. € v roku 2021 na 3,4 mld. € v roku 2022, tvrdí správa.
Infraštruktúra elektrickej siete EÚ je zároveň konfrontovaná s existujúcimi a novými výzvami vyvolanými elektrifikáciou hospodárstva. Siete sa musia prispôsobiť prepojenejšej, decentralizovanejšej, digitalizovanejšej a flexibilnejšej elektrickej sústave. Očakáva sa, že náklady na rozvodnú sieť v nasledujúcom desaťročí v EÚ prudko vzrastú, najmä v dôsledku zvyšujúcich sa požiadaviek na investície do infraštruktúry s cieľom zabrániť súvisiacim rastúcim stratám siete. Napríklad prevádzkovateľ prenosovej sústavy TenneT očakáva, že nemecké sieťové poplatky vzrastú do roku 2045 o 185 % .
Zatiaľ čo veterná a solárna energia majú relatívne komplementárne prerušované výrobné profily, nevyvážené zavádzanie týchto dvoch technológií v EÚ (zhoršené veterným priemyslom, ktorý čelí viacerým ťažkostiam) by mohlo vyvinúť ďalší tlak na sieť. Okrem toho, keďže geografické oblasti s optimálnou výrobou energie z OZE sa nemusia nevyhnutne zhodovať s miestami dopytu, siete budú obmedzenejšie a nebudú schopné plne prenášať všetku dostupnú elektrinu z OZE.
Toto asymetrické nasadzovanie môže výrazne zvýšiť potrebu tzv. redispečingu (zmena prevádzkového plánu elektrární: prevádzkovatelia elektrární vopred oznámia prevádzkovateľom prenosovej sústavy, ako plánujú na ďalší deň nasadiť svoje výrobné kapacity.). Do roku 2040 by sa v dôsledku týchto sieťových obmedzení mohla znížiť výroba OZE až o 310 TWh, čo je desaťkrát viac ako v roku 2022. Náklady na redispečing by sa mohli do roku 2040 pohybovať od 50 do 100 miliárd €, čo je viac ako 20-násobok roku 2022, vyčíslila správa.
Väčšina investícií do siete bude v rámci hraníc, a to na úrovni prenosu aj distribúcie, ale zásadnú úlohu budú zohrávať aj prepojenia. IEA „Grid Delay Scenario“ odhaduje, že nedostatočné rozmiestnenie sietí by globálne obmedzilo využívanie OZE, zvýšilo emisie a viedlo by k dvojnásobnej spotrebe plynu a uhlia do roku 2050. V tomto desaťročí budú potrebné značné investície do distribučných a prenosových sústav, ktoré EK odhaduje na viac ako 500 mld. €. Výzva týkajúca sa sietí nie je len plánovacia alebo investičná. Ide o veľmi dlhodobé investičné projekty a zložité schvaľovacie procesy vedú k oneskoreniam a zrušeniu projektov, takže potrebné investície sú brzdené.
Prenosové siete budú musieť najmä prepojiť veľké a rastúce množstvá prerušovanej výroby OZE s centrami spotreby. Pokiaľ ide o prenosové sústavy, v desaťročnom pláne rozvoja siete (TYNDP) Európskej siete prevádzkovateľov prenosovej sústavy pre elektrickú energiu (ENTSO-E) sa odhaduje, že v nasledujúcich siedmich rokoch by sa mala cezhraničná prenosová infraštruktúra zdvojnásobiť, pričom kapacita by sa mala zvýšiť o ďalších 23 GW do roku 2025 a ďalších 64 GW do roku 2030.
Prepojenia sú nevyhnutné na dosiahnutie cieľov EÚ v oblasti obnoviteľnej energie a dekarbonizácie. Rôznorodé kombinácie výroby energie a poveternostné podmienky v celej Európe vytvárajú príležitosť na väčšiu integráciu OZE za predpokladu, že členské štáty sa môžu spoľahnúť na cezhraničný obchod s cieľom zvýšiť bezpečnosť dodávok, znížiť celkové náklady na systém a obmedziť spoliehanie sa na záložné elektrárne a flexibilitu. Cezhraničný obchod navyše zohráva kľúčovú úlohu pri stabilizácii cien elektriny zmierňovaním volatility. Počas energetickej krízy, ktorá vznikla následkom využívania dodávok energie do EÚ ako „zbrane“ zo strany Ruska, by volatilita cien bola asi sedemkrát vyššia, ak by boli národné trhy izolované. Ako dôležité projekty spoločného európskeho záujmu (IPCEI) sú prepojovacie vedenia oprávnené na financovanie na úrovni EÚ z nástroja Connecting Europe Facility (CEF).
Riešenie systémových potrieb povedie k zníženiu nákladov o približne 9 mld. € ročne v roku 2040, čo výrazne prevyšuje náklady na investície do európskej siete vo výške 6 mld. € ročne do roku 2040. Distribučné siete sa musia výrazne rozšíriť, aby sa modernizovali a prispôsobili novým zdrojom (distribuované OZE, infraštruktúra nabíjania elektromobilov) inteligentným a digitalizovaným spôsobom. Približne 40 % európskych distribučných sietí má viac ako 40 rokov a je potrebné ich modernizovať. Distribučné siete budú musieť zároveň pripojiť nové zdroje, ktoré do systému pridajú flexibilitu. Simulácie ukazujú, že v prípade siete bez flexibility môže byť redukcia výroby takmer dvojnásobná v porovnaní so scenárom plnej flexibility distribučnej siete. To zodpovedá ďalším 62 TWh ročne, čiže celkovému množstvu elektriny vyrobenej novou solárnou kapacitou vytvorenou v roku 2023. Priemysel odhaduje, že do roku 2030 bude potrebných približne 375 – 425 mld. € investícií do distribučných sietí, konkretizuje Draghiho správa.
Dopyt po sieťových komponentoch (napr. kábloch, konvertoroch a rozvodniach) má tiež narásť a prekročiť výrobné kapacity v Európe. Do roku 2050 bude potrebné obnoviť viac ako 7 miliónov km elektrických vedení na všetkých napäťových úrovniach na distribúciu a prenos, ako aj viac ako 43 000 km dodatočných káblov na úrovni transmisie. Napriek celosvetovo vedúcemu postaveniu odvetvia výroby sietí v EÚ zástancovia sieťových projektov upozorňujú na dlhé a narastajúce dodacie lehoty na obstaranie konkrétnych komponentov siete – niekedy aj niekoľko rokov, dokonca aj v prípade najnaliehavejších IPCEI. Podpora odvetvia výroby sietí v EÚ a odstraňovanie súčasných prekážok (napr. nedostatočná štandardizácia, prístup k surovinám, bezpečnostné riziká spojené s poskytovateľmi z tretích krajín) sú nevyhnutné na zníženie oneskorení spojených s dodávateľským reťazcom komponentov siete a umožnenie primeraného zavedenia sieťovej infraštruktúry.
7. Zdĺhavé a neisté povoľovacie procesy
Povoľovanie predstavuje významnú prekážku pre rozvoj požadovaných infraštruktúr. Rozvoj výroby elektrickej energie (ako OZE) a sietí sú investičné projekty, ktoré si vyžadujú niekoľko rokov medzi štúdiami uskutočniteľnosti a dokončením. V niektorých členských štátoch môže celý proces udeľovania povolení trvať až deväť rokov (povolenie pre solárne projekty môže trvať v priemere až dva roky a veterné farmy až deväť). Zatiaľ čo EÚ vypracovala iniciatívy na skrátenie povoľovania (v núdzových návrhoch podľa článku 122 a zahrnuté do smernice RED III), implementácia povoľovania na národnej a regionálnej úrovni stále čelí značným prekážkam, ktoré vyplývajú napríklad z nedostatku administratívnych kapacít a digitalizácie.
Národná a európska environmentálna legislatíva má za následok zložité požiadavky, ktoré odďaľujú posúdenie vplyvu projektu výstavby a prevádzky zariadení na výrobu obnoviteľnej energie a elektrickej siete. Povoľovanie sietí musí napredovať súbežne s nasadzovaním OZE, aby sa umožnila dekarbonizácia a zabránilo sa tomu, aby sa stalo ďalšou prekážkou. Napríklad Nemecká agentúra pre veternú energiu na pevnine (Fachagentur Windenergie) uvádza zvýšenie počtu oneskorení pripojenia k sieti po schválení projektov veternej energie v Nemecku z jedného roka v období 2011 – 2017 na dva roky v rokoch 2018 až 2022.
Pokiaľ ide o povoľovanie OZE, jedným z kľúčových prekážok pri zavádzaní obnoviteľnej energie sú dlhé a zložité povoľovacie postupy. Medzi členskými štátmi existujú veľké rozdiely, pričom analýza vplyvu na životné prostredie predstavuje významný podiel trvania povoľovacieho procesu.
8. Vyššie a nehomogénne zdanenie a dotácie
Maloobchodné ceny energie v EÚ pre priemysel ovplyvňujú dane, odvody a poplatky. Každý z nich slúži na iné účely. Keď sa skombinujú, môžu predstavovať podstatnú časť konečných nákladov, ktoré platia spotrebitelia, a sú vyššie v porovnaní s inými regiónmi.
V roku 2022 sa v EÚ vybralo približne 200 mld. € z celkových daní a sieťových poplatkov od všetkých spotrebiteľov elektriny a plynu (približne 40 miliárd z priemyslu. Z toho približne 85 miliárd tvorili dane vybrané v rámci EÚ od všetkých spotrebiteľov elektriny a plynu (približne 18 miliárd € z priemyselného sektora vrátane 13 miliárd zo samotnej priemyselnej spotreby elektriny).
Obzvlášť komoditné náklady (vrátane nákladov na CO2, ktoré platia výrobcovia elektriny s vysokými emisiami uhlíka) predstavovali v roku 2022 55 % celkových maloobchodných cien elektriny pre domácnosti a 78 % priemyselných cien. Bez započítania nákladov na CO2, ktoré platia výrobcovia (odhaduje sa, že budú v rozsahu 15 – 20 % nákladov na komodity v roku 2022), výrobné náklady sú v cca 45 % pre domácnosti a 65 % v prípade priemyselných maloobchodných cien. Zvyšné náklady boli rozdelené zhruba rovnomerne medzi sieť a dane.
Medzi členskými štátmi existujú značné rozdiely týkajúce sa daní, ktoré na najvyššej hranici dosahujú viac ako 30 %, zatiaľ čo niektoré členské štáty uplatňujú odvody nižšie ako 5 % alebo dokonca záporné odvody. Najväčšie rozdiely medzi členskými štátmi EÚ možno pozorovať pri environmentálnych daniach a daniach z OZE pre elektrinu a plyn.
Nejednotný prístup EÚ k štátnej pomoci navyše predstavuje riziko narušenia jednotného trhu a znevýhodňuje menšie členské štáty, ktoré si v oblasti dotácií nemôžu dovoliť konkurovať. Do konca roka 2022 bolo spoločnostiam z EÚ poskytnutých 93,5 mld. € štátnej pomoci v podobe krízových opatrení spojených prevažne s energetikou, z čoho 76 % poskytlo Nemecko, 9 % Španielsko a 5 % Holandsko.
Na rozdiel od EÚ, USA nevyberajú žiadne federálne dane zo spotreby elektriny alebo zemného plynu, ale majú vyššie sieťové poplatky. Priemerná cena priemyselnej elektriny v roku 2022 v USA dosiahla 80 €/MWh, pričom komoditné náklady by mali podľa odhadov predstavovať 62 % celkovej maloobchodnej ceny a sieťové poplatky zvyšných 38 %. Na základe zákona o znižovaní inflácie poskytujú USA aj dlhodobé daňové úľavy na podporu investícií do čistých technológií a vlastnej výroby, čo vedie k celkovému zníženiu daňového zaťaženia priemyslu, uzavrela Draghiho správa.