Vodík, zemní plyn nebo dovoz? Aneb jak v české energetice nahradit uhlí

Jak se bude vyvíjet výroba elektřiny z uhlí v ČR?

Predikovat vývoj v energetice je velmi náročné. Uvedu příklad. Tlaková plynárna Vřesová byl podnik, který mohl bez mimořádných nákladů začít využívat technologii CCS pro zplyňování se současným zachytáváním a využíváním CO₂. Tento plyn má v průmyslu řadu možných využití. Například i pro výrobu syntetických paliv, nebo umělých hnojiv. Před 10 lety jsem tento projekt považoval za nadějný i proto že MŽP pod vedením tehdejšího ministra Brabce investovalo do projektu cca 1,5 mld. Kč na pokročilé třídění odpadu s jeho využitím jako části vsázky v plynárně místo uhlí. No a skončilo to před 2 lety, kdy plynárna ukončila provoz z důvodu drahých povolenek za emise CO₂ a paroplynová elektrárna, která měla vyžívat vyrobený plyn z uhlí, přešla na zemní plyn, který také umí využívat. Takže to je jen jeden příklad, který ukazuje na problematiku předpovědí v energetice.

Technologie zplyňování uhlí by mohla být pro českou energetiku zajímavá. Je dál někde ve světě vyvíjena?

Vývojem technologií CCS/U se v současné době intenzivně zabývají Japonci. V Evropě byl poslední pokus o fluidní zplyňování uhlí realizován německou firmou Krupp ve Španělsku. Projekt ale o 1,5 % nedosáhl projektované účinnosti, takže se ve vývoji nepokračovalo. Ekonomicky zplyňování těžko může konkurovat zemnímu plynu, ani jeho zkapalněné formě, ale s technologií CCS/U už pravděpodobně ano.

Přečtěte si také František Hrdlička: německá Energiewende z roku 2013 s plynem téměř nepočítala Přečíst článek

Uhelné elektrárny v současné době vyrábí více než 40 % elektřiny v ČR. Jaké tedy máme možnosti při náhradě uhlí pro výrobu elektřiny?

Vidíme, s jakou razancí poslední době postupuje Evropská unie v realizaci plánů na dekarbonizaci energetiky. Tato politika, pomocí ekonomických nástrojů jako jsou emisní povolenky, dotace, nebo přístup k bankovním úvěrům vytváří mimořádně příznivé podmínky pro rozvoj obnovitelných zdrojů. Především tedy fotovoltaických a větrných elektráren. K vyrovnání nestability jejich dodávek bude ale nutné stavět nové zdroje s pružně regulovatelným výkonem. Těmi jsou plynové elektrárny. Jestliže ale uhelné elektrárny přestanou být rentabilní již za tři roky, provozovatel je začne postupně odstavovat. Nejdříve samozřejmě ty zastaralé s nejnižší účinností a postupně i další. A to každý provozovatel. Jak ten soukromý, jako je pan Tykač, nebo polostátní ČEZ, který musí podnikat s péčí řádného hospodáře.

Ale výstavba pružně regulovatelných plynových elektráren bude u nás jistě narážet na termínové i finanční bariéry. A zcela jistě se elektrizační soustava v celé Evropě bude dostávat do situace letních přebytků a zimních nedostatků. Jak se s tím bude vyrovnávat provozovatel energetické soustavy ČEPS?

Předpokládám, že se s touto situací bude vyrovnávat především zavedením kapacitních plateb. Pomocí nich bude kompenzovat ztráty nerentabilního provozu těchto uhelných elektráren. Takže provozovatel je neuzavře, ale bude udržovat v nějaké rezervě. Takové, aby mohla elektrárna najet na smluvní výkon ve smluvně stanoveném čase. To vidím jako reálnou možnost pro zajištění zdrojové přiměřenosti naší elektrizační soustavy. A samozřejmě i stability a bezpečnosti dodávek elektřiny pro odběratele. Významnou výhodou pro podporu provozu uhelných elektráren pomocí kapacitních plateb je i dosud platné pravidlo. Pokud provozujete elektrárnu méně jak 1 500 hodin v roce, nemusíte plně dodržovat emisní limity, ale může být provozována na tzv. výjimku. Významné zpřísnění produkce znečišťujících látek z energetických zařízení s příkonem nad 15 MWtep je omezeno u stávajících zdrojů provozovaných do 1 500 hodin ročně. Konkrétně se týká emisí NOx. Pro emise rtuti však výjimka neplatí. Zde však musím uvést velmi nešťastnou skutečnost, že za nesmyslně nízkou hodnotu emisí Hg (1 až 7 µg/m3) může Česká republika, která v evropském screeningu emisí Hg ze spalování hnědého uhlí uvedla nepravdivý údaj – právě onu spodní hranici hodnoty emise Hg (1 µg/m³) jako obvyklou v ČR a ovlivnila tak praktické stanovení emise Hg právě do velmi obtížně dosažitelných hodnot.

Ale kapacitní platby musí být nějak hrazeny. Dá se odhadnout jak?

Vzhledem k situaci státního rozpočtu vidím jedinou možnost úhrady ve zvýšení regulované složky ceny elektřiny (např. platba za zajištěný výkon) pro konečného odběratele. A toto zvýšení může být ne v procentech, ale i v desítkách procent. Cena zajištěného výkonu se odvíjí od plateb provozovatele přenosové soustavy (ČEPS) za kapacitní služby, které jsou placeny podle sjednaného požadavku na zajišťovaný výkon celoročně – bez ohledu na to, zda je tento výkon reálně dodáván nebo nikoliv (samozřejmě poněkud zjednodušuji problematiku). A ČEPS požadavek na tyto služby odhadl ve své zprávě o zdrojové přiměřenosti až na více než 1 000 MWel v dohledné budoucnosti (plán ČEZu na odstavování uhelných elektráren do roku 2030).

Jaké možnosti pro ČR nabízí dovoz elektřiny? Jak by nám mohly v době nedostatku pomoci okolní státy? Co tuto pomoc limituje? Bylo by to hodně drahé?

Analýza ČEPS je srozumitelná (viz obr. níže). Z okolních států je to jenom Slovensko a Německo. A to Německo bude přebytkové v létě, což nám jaksi nepomůže a navíc z přebytkové elektřiny má být zelený vodík – viz obr. s projektem Hercules. A cenu ve finále také stanovil ČEPS, 20 % dovezené elektřiny v bezuhlíkovém scénáři bude stát zhruba stejně jako zbylých 80 % vyrobené doma.

Vidíte perspektivu pro pokrytí nestabilních dodávek výroby OZE ve výrobě vodíku z přebytků výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích?

Předpokládané přebytky elektřiny z OZE v Evropě jsou dnes již bilancovány v projektu pod názvem H₂ercules. Ten řeší zásobování průmyslového německého Porýní energií pomocí vodíkovodů. Projekt ale předpokládá import přebytků výroby elektřiny ze severských států, ze Španělska a z Řecka, respektive v budoucnu z Ukrajiny.

Zdroj: H₂ercules

Z tohoto projektu jsem zpracovával rozbor pro Senát ČR. Podle uváděných bilancí by v roce 2040 zelený vodík pro Německo celkově nahrazoval 27 mld. m³ plynu. To je méně než 1/3 německé spotřeby. Jedna větev vodíkovodu sice prochází naší republikou, ale jistě z ní nemůžeme tedy očekávat nějaký přínos do energetické bilance ČR v zimních měsících, kdy jsou nároky na výkony zdrojů nejvyšší. Produkce vodíku do předpokládaného „vodíkovodu“ je vázána na přebytkovou produkci elektřiny v produkčních zemích a tuto přebytkovou produkci (opět zmiňuji studii ČEPS) téměř plně vyčerpává potřeba Německa.

Následující graf ukazuje výrazné rozdíly v zajištění potřebného výkonu mezi jednotlivými zdroji v zimních a letních měsících. Naprostou většinu zimního zatížení pokrývají parní elektrárny (míněno všechny – tedy jaderné, biomasové a uhelné), plyn je využíván podle výsledné ceny za vyrobenou elektřinu a dostupnost a  fotovoltaika moc elektřiny v zimě nevyrobí. Využitelnost větrných zdrojů je o něco lepší, ale většinou ne v obdobích mrazových špiček, protože při silných mrazech obvykle málo fouká.

Průměrný měsíční výkon zdrojů pro výrobu elektřiny v ČR
Zdroj: Prof. F. Hrdlička (vstupní data ERÚ ES 2021)

Jako další nástroj pro náhradu uhlí ve výrobě elektřiny a v teplárenství je současnou vláda předkládána komunitní energetika. Může hrát komunitní energetika v tomto procesu nějakou významnou roli?

Komunitní energetika má samozřejmě své místo v energetice obecně. Odpovědět však na tuto otázku bez definice komunitní energetiky, ceny investic a jejich životnosti jednoduše nelze. S plnou odpovědností ale mohu říci, že vláda žádnou studii proveditelnosti neudělala. Už proto, že ve Státní energetické koncepci je pokryta produkce tepla pro domácnosti a pro terciální sektor jenom ze cca 25 % a o teple se v souvislosti s komunitní energetikou, kam tyto SEKem nepokryté potřeby tepla patří, se prakticky vládní prohlášení téměř nezmiňují.