Budoucnost Energiewende – OZE, plyn a kapacitní platby?

Energetický kongres 2017 proběhl 4. a 5. dubna v pražském OK Systemu, pořadatelem byla společnost Business Forum. I letos si pro informace o vývoji německé energetiky pozvala zahraniční odborníky.

Před rokem německý politik Rainer Baake na Energetickém kongresu 2016 deklaroval odhodlanost Německa jít cestou čistého energetického trhu (tzv. energy-only market). Tento přístup čeští energetici uvítali, protože česká energetika se vyznačuje vysokou míru privatizace a liberalizace. Letos na Energetickém kongresu 2017 vystoupil Baakeho krajan Stefan Kapferer, předseda výkonné rady a člen prezidia Spolkového svazu energetiky a vodního hospodářství (BDEW). Pouhý rok od slavnostního vyhlášení energetického trhu 2.0. konstatoval, že jednotlivé státy mají zavedeno tolik vlastních kapacitních mechanismů, že slavný energy-only market zůstane jen na papíře. V tomto ohledu se vize energetického trhu postaveného na jednotných pravidlech pro rezervní kapacity momentálně rozpadá. Zároveň ale pokračuje tlak na vyšší energetickou integraci v rámci Evropy (blíže zde).

Stefan Kapferer také představil aktuální bilanci německé Energiewende. Co se týče úspěchů, instalovaný výkon OZE roste, ceny technologií se snižují a stejně tak se snižuje výkupní cena za elektřinu z OZE díky aukcím na podporu. Většina německých OZE patří soukromníkům, obcím nebo malým firmám, proto má další rozvoj Energiewende podporu veřejnosti. Až na jednu výjimku všechny spolkové země uvádějí, že chtějí vyrábět více než 100 % své elektřiny z OZE. Není tedy žádný vnitrostátní důvod od Energiewende ustupovat. To ale neznamená, že jí není potřeba nijak „ladit“, ať už po stránce technické, tak po stránce nákladů a mezinárodních vztahů.

Mezi slabé stránky patří pomalé tempo výstavby přenosové kapacity, která by byla pro potřeby Energiewende adekvátní. V roce 2016 se postavilo pouze 43 km nového vedení VVN. A zatímco se (ač pomalu) řeší elektrické vedení, s rostoucí naléhavostí se začíná připomínat i plynová infrastruktura a to z několika důvodů:

• plyn bude pravděpodobně hrát hlavní roli v německé centrální energetice, ať už ve výrobě elektřiny nebo při skladování energie s využitím syntetického metanu („power to gas“, P2G).
• plyn už hraje hlavní roli v německém vytápění a vypadá to, že ji bude hrát i v budoucnu – polovina německých novostaveb je vytápěna plynem.
• poroste podíl zemního plynu v dopravě, ať už CNG nebo LNG.

Tento trend je patrný i při pohledu na porovnání výroby elektřiny z jednotlivých zdrojů, která se v minulém roce v Německu výrazně neměnila. Výjimku tvoří výroba elektřiny z plynu, která loni vzrostla o 46 %. Z této koncepce vyplývá i německý zájem na rozšíření plynové infrastruktury včetně plynovodu Nord Stream.

Zdroj: Frauhnofer ISE

Přenosová kapacita u elektřiny nebo u plynu není jediný problém. Další nesnází Energiewende jsou emise CO₂, které se navzdory rychle rostoucímu zastoupení OZE v německé energetice nijak významně nesnižují. Již nyní je prakticky jisté, že Německo nestihne splnit svůj cíl pro snížení emisí do roku 2020. A jak poznamenal analytik Michal Šnobr, Němci v první řadě neusilují o snížení emisí CO₂, ale o odstavení jádra. Jakkoli je plyn čistější než uhlí (ale třeba i čistější než biomasa), není to bezemisní zdroj. Bezjaderný energetický mix je však v Německu základní premisa pro veškeré energetické plány. S jádrem se v Německu nepočítá a v současnosti nic, ani letošní zima, nenasvědčuje tomu, že by se na tomto předpokladu mělo něco měnit.

Vysoké náklady jsou další komplikací Energiewende. Podpora OZE stojí ročně zhruba 25 miliard eur. Další obří investice si vyžádá výstavba dodatečné infrastruktury. A to vše zatím s minimálními dopady na emise CO₂. Povedou tyto okolnosti k otevření debaty o přehodnocení ukončení provozu německých jaderných elektráren v roce 2022? Podle Michala Šnobra minimálně do podzimních voleb do Spolkového sněmu se tato otázka určitě otevírat nebude. Veřejné mínění stojí na straně Energiewende i za cenu vyšších účtů za elektřinu a s ohledem na fakt, že s odstavením všech jaderných elektráren v roce 2022 se německé snahy o snižování emisí CO₂ zpomalí i prodraží. I proto nejspíš energetické doporučení Stefana Kapferera pro ostatní evropské země znělo: „zaměřte se na co nejlevnější způsob snižování emisí CO₂“.

Výroba elektřiny v Německu v roce 2017 (aktualizováno k 12. 4. 2017). Zdroj: Fraunhofer

Ale i kdyby se provoz německých jaderných elektráren ukončil až po roce 2030, jak bylo plánováno před havárií ve Fukušimě, bylo by stejně potřeba v nejbližších 15 letech postavit nové zdroje. Jak vychází sázka na plyn jakožto budoucí hlavní zdroj pro základní zatížení?

Za prvé vše nasvědčuje tomu, že v blízké budoucnosti bude finančně zohledněna schopnost zdroje dodávat elektřinu v dobách nedostatku (koncepty energy-only marketu nebo kapacitních mechanismů, viz výše). Za druhé, kromě vysoké flexibility budou preferovány zdroje s nízkými (nebo pokud možno nulovými) emisemi. Výroba elektřiny z uhlí je zatížena největšími emisemi ze všech zdrojů a bude proto v budoucnu snaha uhelné zdroje dále omezovat až úplně odstavit. Jádro je zase investičně nejdražší ze všech zdrojů a z hlediska flexibility na tom také není nejlépe. Zároveň se u něj neví, kolik nakonec bude stát, kdy se spustí (případně i zda se vůbec spustí) a už vůbec se neví, kdy se zaplatí. To vše se stigmatem radioaktivního odpadu a nevylučitelné možnosti jaderné havárie.

Tyto podmínky naopak nahrávají plynovým zdrojům. Paroplynové elektrárny jsou zdrojem s relativně nízkými investičními náklady a krátkou dobou výstavby. Zároveň jsou vysoce flexibilní a mají nízké emise CO₂. Jejich širšímu využití brání především vysoké provozní náklady. Kvůli nim jsou paroplynové elektrárny vytlačovány z trhu levnější výrobou z OZE, jádra a uhlí. Je tak běžné, že po část roku vůbec nevyrábějí, tedy ani nevydělávají a nevyplácí se. Ale to je momentální situace vyplývající z nadbytku výrobních kapacit. Pokud se během následujících 15 let dostanou ze hry jaderné a uhelné zdroje, a zároveň bude zavedena nějaká forma platby za flexibilitu, měly by se na trhu uplatnit i plynové/paroplynové elektrárny. Otázka je, jak se takové změny na trhu promítnou jak do cen elektřiny, tak do hodnot emisí CO₂.

Skladba současných zdrojů totiž nebude jediným faktorem, který bude v budoucnu určovat cenu elektřiny. Novým obchodním modelům, technickým novinkám a rostoucí rolí IT v energetice se budeme věnovat v druhém dílu zprávy z Energetického kongresu 2017.