Německo má díky Green dealu levnější elektřinu, vyplatí se ji dovážet

23. ročník Energetického kongresu se konal 16. dubna 2024 v pražském hotelu Grand Majestic Plaza. Akci připravila společnost Business Forum.

Rentabilitu uhelných elektráren ohrožují dvě věci:

1. nízké až záporné ceny silové elektřiny dané přibývající výrobou obnovitelných zdrojů,
2. zvyšující se ceny emisních povolenek.

Vlivem nízké až záporné ceny elektřiny z obnovitelných zdrojů klesají příjmy provozovatelů uhelných elektráren. A rostoucí cena emisních povolenek naopak zvyšuje náklady na výrobu elektřiny z uhlí. Uhelná elektrárna má přitom poměrně značné fixní náklady, mimo jiné musí uživit i uhelné doly.

Následkem této nerovnováhy tak uhlí může skončit dříve, než po roce 2030. Z uhlí ale ČR vyrábí zhruba třetinu elektřiny. Náhrada uhlí už byla zmíněna mnohokrát: plynové elektrárny a dovoz, přičemž dosud se akcentovalo hlavně to první. Jenže plynové elektrárny se nestaví.

Proč se v ČR nestaví nové plynové zdroje?

Ne že by nebyl zájem nebo připravené projekty. Ale výstavba libovolného zdroje v době záporných cen vyžaduje nějakou formu veřejné podpory. Což o to, plynové elektrárny budou potřeba a stát by jim podporu přiřkl. Jenže podpora plynového, a tedy fosilního zdroje, se musí nechat notifikovat, „schválit“ Evropskou komisí. A to trvá dlouho, čímž se zvyšuje nejistota pro investory. Nevědí, kdy bude podpora spuštěna, ani jaké budou její přesné podmínky. A tak vyčkávají.

Jaké jsou další faktory pomalé české energetické transformace? Pošlechtěte si reportáž z konference, kde na toto téma hovořil René Neděla, vrchní ředitel Sekce energetiky a jaderných zdrojů MPO.

Přečtěte si také 10 způsobů, jak v zimě zajistit dostatek nízkoemisní energie Přečíst článek

Jak při záporných cenách postavit jádro?

Záporné ceny elektřiny jsou nový normál. Zároveň bychom ale v české energetice chtěli postavit novou jadernou elektrárnu. Jak to udělat, aby byl provoz jaderného zdroje ekonomicky životaschopný?

Návrhů na Energetickém kongresu zaznělo několik. První řešení by měla přinést samotná dekarbonizace a digitalizace průmyslu. Ta totiž významně zvýší spotřebu elektřiny a tím i její ceny. Vyšší spotřeba také vytvoří stabilní zatížení, kde by se jaderné zdroje měly dobře uplatnit.

Dalším předpokladem je nový design elektrárny, který by umožnil pružnější regulaci výkonu, než jakou umí stávající jaderné zdroje. Technicky to možné je, ale zatím se nejedná o běžné řešení – dosud něco takového nebylo potřeba.

Další postup, který se bude uplatňovat stále častěji, je pravidelné částečné omezování výkonu obnovitelných zdrojů. To zní na první pohled nesmyslně – proč si omezovat přísun levné a bezemisní elektřiny? První modely ale ukazují, že by to nemělo být nijak drastické.

Za vhodného počasí totiž vyrábí všechny obnovitelné zdroje najednou a cena elektřiny je díky tomu velmi nízká. Pokud se v této chvíli omezí špičkový výkon jednotlivých zdrojů, jejich ekonomiku to prakticky neohrozí.

A nakonec je tady výroba vodíku, což by mělo být zahrnuto v prvním bodu – zvýšení spotřeby a tím i ceny elektřiny. Vodík na rozdíl od jiných akumulátorů není omezen objemem uložené elektřiny. S pomocí vodíku můžeme vytvořit řiditelnou a zároveň neomezenou spotřebu a tím i prostor pro uplatnění všech možných bezemisních zdrojů.

Vodíková infrastruktura je extrémně drahá, ale obnovitelné zdroje stlačují ceny hlavní vstupní suroviny – elektřiny. A i když není cena zrovna záporná, je stále častěji na tak nízké úrovni, že se výroba vodíku začíná vyplácet i mimo špičky výroby z OZE.

Přečtěte si také Jak na záporné ceny elektřiny? Flexibilita a akumulace jsou dvě strany jedné mince Přečíst článek

Dovoz elektřiny? Energetická bezpečnost versus energetická soběstačnost

Dle Pavla Řežábka, hlavního ekonoma ČEZ, jsou energetická bezpečnost a soběstačnost dvě různé věci. Bezpečnost se týká instalovaného výkonu. Znamená, že ČR bude mít vždy k dispozici dostatek vlastních zdrojů na pokrytí maxima zatížení, a k tomu nějakou rezervu. České maximum zatížení je dlouhodobě okolo 12 GW, přičemž řiditelných zdrojů v ČR máme přibližně 18 GW, včetně vodních a přečerpávacích elektráren. Optimální by tak bylo zachovat si řiditelný výkon v kapacitě okolo 13–15 GW, i vzhledem k předpokládanému růstu spotřeby elektřiny.

Energetická soběstačnost ale znamená, jakou část tuzemské spotřeby elektřiny ročně pokryjeme z českých zdrojů. A zde se otevírá poměrně slušný prostor pro dovoz elektřiny ve chvílích, kdy je to výhodné. Sousední země, zejména Německo, má za vhodného počasí přebytky obnovitelné elektřiny, kterou pak levně vyváží do okolních zemí.

Při takových podmínkách není žádný důvod levnou a bezemisní elektřinu nevyužít. Snižujeme tím vlastní soběstačnost? Ano. Škodí nám to nějak? Ne, naopak si tím snižujeme cenu elektřiny i palivo – a tím i emise.

Přečtěte si také Green deal je mrtvý… akorát do roku 2030 v ČR postavíme jen fotovoltaiku, větrníky a plynové zdroje Přečíst článek

Je česká elektrizační soustava připravena na dovoz elektřiny?

Scénáře ČEPS předpokládají možnost bezpečného dovozu až 20 terawatthodin ročně, což je zhruba třetina současné české spotřeby elektřiny.

Dovoz elektřiny je limitován kapacitou české přenosové sítě. Zde ale není třeba mít velké obavy. Česká přenosová soustava má dostatečnou kapacitu pro dovoz elektřiny jak z hlediska výkonu, tak z hlediska množství elektřiny, které můžeme ročně dovézt. Ale samozřejmě je rozdíl, srovnáváme-li přeshraniční kapacitu soustavy v celé republice nebo jen na hranicích s Německem.

Kolik elektřiny z pohledu výkonu a množství elektřiny můžeme ze zahraničí dovézt? A jak je na tom česká síť, pokud jde o bezpečnost a robustnost? Poslechněte si reportáž z konference, kde jsme na toto téma hovořili se Svatoplukem Vnoučkem, místopředsedou představenstva společnosti ČEPS.

Dodávka elektřiny je bezpečná, nároky na síť ale prudce rostou

Ačkoli je bezpečnost dodávek elektřiny v ČR v rámci Evropy výrazně nadprůměrná, neznamená to, že ČEPS a distribuce mohou „usnout na vavřínech“. Naopak, hlavním energonositelem se má do budoucna stát elektřina. Nároky na elektrizační soustavu proto strmě rostou a žádají si nové miliardové investice od všech zúčastněných.

V první řadě je to rozvoj obnovitelných zdrojů. Například na území ČEZ Distribuce se počet připojených výroben v roce 2023 zdvojnásobil. I když kapacita pro připojení malých zdrojů na NN, tedy domácích elektráren, je ve většině krajů zatím dostatečná, žádosti o připojení VN a VVN distribuce odmítají stále častěji.

Aby mohla distribuce připojit další zdroje, musí výrazně posilovat vedení i trafostanice. A není to jen kvůli fotovoltaice. Dalším významným spotřebičem, který přispěje k vyššímu zatížení, jsou tepelná čerpadla. A do budoucna i elektromobily. I když tyto trendy zatím významněji do zatížení nepromlouvají, očekává se, že jejich zátěž poroste. A vyšší zatížení znamená vyšší investice do sítí.

A pak je zde digitalizace, tedy rozvoj chytrého měření a stavba elektroenergetického datového centra EDC. Digitalizace stojí další peníze, ale ve finále by měla sítím umožnit bezpečný provoz při nižších nákladech. Zejména díky uplatnění akumulace, agregace a flexibility.

Přečtěte si také K čemu je Elektroenergetické datové centrum Přečíst článek

Modernizace a posílení české elektrizační soustavy si podle odhadů distribuce a ČEPS vyžádá ročně navíc 10 miliard investic oproti předchozí dekádě. Robustnější síť umožní zvýšení efektivity, úspor energie a podílu obnovitelných zdrojů.

Vyšší náklady se ale samozřejmě promítnou do cen elektřiny, čímž se bude kompenzovat zlevnění silové elektřiny vytvořené obnovitelnými zdroji. Jaký bude přesný poměr těchto dvou složek zatím nikdo neví.

Zemní plyn, biometan a vodík v dekarbonizované energetice

Plyn má v moderní energetice trochu schizofrenní roli. Na jednu stranu se s dalšími prvky moderní energetiky perfektně doplňuje. Jako náhrada uhlí, jako pružná záloha OZE, jako součást teplárenství a průmyslové výroby tepla, i jako surovina pro výrobu vodíku. Infrastruktura pro plyn se zvětšuje (LNG terminály) a plyn se dá dobře skladovat. Perspektiva zemního plynu tak sahá minimálně do roku 2040.

Na druhou stranu, pokud se má energetika dekarbonizovat, těžko můžeme po roce 2040 využívat klasický zemní plyn. Očekává se tedy jeho postupné nahrazení biometanem a vodíkem.

Biometan je skvělý, lze ho používat úplně stejně jako zemní plyn. V ČR má potenciál pokrýt zhruba 14 % spotřeby zemního plynu. A i když je udržitelné využívání biometanu podmíněné jeho omezenou spotřebou, v ČR se zatím nepřibližujeme využitelnému potenciálu ani z jedné setiny.

Proto plynaři do budoucna spoléhají na vodík. Ideální by byl vodík zelený vyrobený elektřinou z obnovitelných zdrojů. Ale vzhledem k tomu, kolik by bylo potřeba zeleného vodíku a kolik ho jsme schopni při postupující elektrifikaci vyrobit, bude potřeba sáhnout, vedle dovozu, i po jiných barvách vodíků.

Přečtěte si také Na výrobu zeleného vodíku nebude dost zelené elektřiny Přečíst článek

V první řadě zejména po „modré“, která reprezentuje výrobu vodíku ze zemního plynu se zachytáváním CO₂. Na kongresu byla představena možná výroba vodíku pyrolýzou zemního plynu s vysokou účinností. Při dostupnosti zemního plynu je to velmi nadějná varianta. A v druhé řadě by to byl vodík růžový vyráběný z jádra, které bude ve společnosti obnovitelných zdrojů potřebovat zajištění odběru vlastní elektřiny za dobrého počasí.

Obě varianty jsou technicky schůdné. Otázka je, jestli vyrábět palivo z paliv, tedy vodík ze zemního plynu nebo z jádra, dává smysl i energeticky. O ekonomice samozřejmě nemá cenu mluvit, ta je vždy horší než u klasického zemního plynu.