Česká energetika bez uhlí – jak dekarbonizace ovlivní ceny elektřiny?

Uhlí v následujícím desetiletí v ČR skončí, nebo bude velmi výrazně redukováno. Alespoň nyní to tak vypadá, když se podíváme na forwardové ceny elektřiny, zemního plynu a emisní povolenky na roky 2025 a dále. Rozdíly budou mezi elektrárenstvím a teplárenstvím, ale i mezi jednotlivými výrobnami. Domníváme se nicméně, že konec uhlí ve výrobě elektřiny bude pomalejší, než se nyní ukazuje, protože se nepodaří tuto výrobu tak rychle jak se nyní mnohdy uvažuje nahradit. Dojde tedy podle našich odhadů ke korekci cen všech tří energetických komodit, nejvíce nynějších forwardových cen elektřiny.

Ceny elektřiny a zemního plynu od loňské cenové špičky trvale klesají. Pro ceny elektřiny vyrobené z uhlí má rozhodující vliv cena emisní povolenky. Jsou pravidla trhu s emisními povolenkami (EU ETS) nastavena správně?

Oprostím se od složitého rozboru systému EU ETS a rovnou řeknu to, co musím: je to špatná věc, špatně udělaná a se špatnými výsledky. Celá idea internalizace externalit pomocí jakéhosi umělého trhu je absurdní. Systém je manipulován, s povolenkami se obchoduje jako s akciemi. Faktem je, že nám tento systém stejně zůstane a nikdo si ho už dnes netroufne nahradit. Největším problémem je pochopitelně naprostá nepředvídatelnost, což je pro potenciální investory v energetice peklo. Možná jsou tací, kteří umí systém ovlivnit a ti pak z něj profitují, ale nechci spekulovat až tak divoce. Dodám jen, že až Německo odstaví své uhelné výroby elektřiny, nebude stát prudkému zdražování povolenky nic v cestě. Zažertuju si: těšme se na to!

V roce 2021, tedy před válkou na Ukrajině, jste publikoval odhad ceny silové elektřiny na 65 eur za megawatthodinu v roce 2030 a zhruba 85 eur v roce 2040. Jak válka na Ukrajině změnila predikce vývoje cen elektřiny podle vašich modelů?

Michal Macenauer

Vystudoval inženýrský obor Elektroenergetika – zařízení elektráren a doktorský obor Elektrické stroje, přístroje a pohony na Vysoké škole báňské. Po několika letech praxe v energetice přidal k formálnímu vzdělání i magisterský obor Sociologie na Masarykově univerzitě.

V energetice pracuje už více než 20 let a postupně odborně prošel od výhledů spotřeby elektřiny, zemního plynu a dalších energetických komodit k systémové energetice a novým technologií jako je elektromobilita, průmyslová flexibilní spotřeba, ekonomika provozu zdrojů elektřiny a tepla.

Od ukončení technických studií až dosud pracuje v EGÚ Brno, v současnosti jako člověk odpovědný za rozvoj firmy. Rád rozšiřuje znalosti energetiky pro neenergetiky a oponuje naivně trendovým a tendenčním proudům v energetice.

Válka Ruska proti civilizovanému světu vše změnila prostřednictvím brutálního zdražení zemního plynu. Dostali jsme se z toho, plyn je dokonce levnější, než jsme čekali, což má vícero příčin. Ta válka ale zakryla i jiné vlivy a to především navýšení ceny povolenky. Ta od roku 2020 narostla z hodnoty okolo 25 €/t na přibližně 60 €/t, tam chvíli počkala a ke konci roku 2021 už byla za přibližně 75 €/t. Od té doby se kolísavým vývoje dostala na proměnlivou úroveň okolo 85 až 95 €/t. Tuto cenu jsme nečekali. Alespoň ne nyní. Naše predikce cen elektřiny se tedy navyšuje pro prvních deset let, pak zůstává prakticky nezměněna. Něco o vývoji říkají forwardové ceny, ale ty jsou jen krátkodobé. A myslíme si, že pro Česko jsou podhodnoceny.

Které faktory cenu nejvíce ovlivňují?

Co se týče vlivu na cenový fundament, tak je to povolenka, cena plynu, podíl OZE. Cenotvorba je ale trochu komplikovanější. Nějakou dobu platil pro cenu roční dodávky (CAL neboli dodávka po 8 760 nebo 8 784 hodin) cenový vzorec, kde byly proměnné cena povolenky a cena zemního plynu. Ale v okamžiku, kdy byla velká nejistota ohledně dostatku elektřiny, odstávky francouzských jaderných elektráren, snížená výroba vodních elektráren a další vlivy, vzal vzorec za své. A postupně přestane platit s tím, jak se budou stále více a více uplatňovat OZE.

Takové zvýšení ceny je pro mnohé spotřebitele hrozbou. Na druhé straně je růst ceny elektřiny i příležitostí pro investory. Je to příležitost i pro investice do nových řiditelných zdrojů, např. kogeneračních jednotek?

Samozřejmě, toto platí. Trh, pokud je vyspělý a není ničím neobvyklým iritován, vygeneruje cenu, za kterou se nejlevněji uspokojí co nejvíce odběratelů. To znamená, že musí být dostatek zdrojů a k tomu je třeba cena, která odpovídá nákladům. Ty jsou nyní vyšší a budou dále růst, především pro fosilní zdroje. Fluktuace cen během dne, ale i během roku bude mnohem vyšší, než bývalo zvykem. Nyní jsme v jakési přechodné fázi, ale začíná se to objevovat. S rozdílem cen budou pracovat flexibilní zdroje, ale nejen ty. Bude s ním bude pracovat i flexibilní spotřeba. Ta bude především potřebná ke zvládnutí výkonových špiček OZE. Cenové rozdíly budou působit i stranu poptávky. Zdroje i spotřeba budou více dýchat s proměnlivými OZE. Kogenerační jednotky budou především v letních měsících poskytovat kladné zálohy za výpadky především FVE.

V jakých výkonech?

Záleží na rychlosti dekarbonizace. Náš střední odhad je, že pokud jde o kogenerace malé střední, je v ČR místo pro přinejmenším okolo jednoho GW nových instalací. K tomu bude třeba přibližně 2,5 GW výkonu v teplárenských provozech, další přibližně 2,5 GW v paroplynech a přibližně 750 MW v motorech či malých turbínách. Část vykrývání peaků a gapů může řešit přeshraniční transfer. Sdílení flexibility ve větším regionu pomůže snížit potřebné množství, ale systém bude tak jako tak potřebovat hromadu nového flexibilního výkonu.

Jaké možnosti pro ČR nabízí dovoz elektřiny? Jak by nám mohly v době nedostatku pomoci okolní státy?

Německo nyní deklaruje vysoké exportní schopnosti v roce 2030 především vlivem své vysoké výroby z větrných elektráren. Ale aby to bylo možné, muselo by ztrojnásobit rychlost instalací FVE a především VTE. Ano, Německo má nyní spoustu výkonu v paroplynech, který není využitý. Vyrábí ročně okolo 80 TWh a mohlo by vyrábět třeba trojnásobek. Francie také indikuje jistý přebytek, něco i Slovensko, ale ostatní země už jsou spíše výhledově deficitní. Problém je ale také v rozložení v průběhu roku. Samotné vysoké využití instalovaného výkonu plynových zdrojů v letních měsících je k ničemu, protože je nižší poptávka a vysoká výroba z FVE. Je tedy nutno zajistit spotřebně především zimní měsíce. Celkově si myslíme, že MAF neukazuje reálné importní možností do ČR a že tyto jsou výrazně nadhodnocené. I z toho důvodu se právě domníváme, že některé zdroje, o jejichž výhledové rentabilitě se nyní spekuluje, budou v provozu déle.

V současné době je trendem ve vytápění náhrada kotlů na zemní plyn jak kotly na pevná paliva (pelety, dřevo), tak především tepelnými čerpadly s elektrickým pohonem. Vidíte tento proces jako perspektivní?

Ano, vše jmenované jsou perspektivní varianty, a to z důvodu jejich potenciální nízkouhlíkovosti. Zemní plyn je výborný energetický zdroj, ale uhlíkovou stopu má. Kondenzační kotel má emise CO₂ nižší o 40 % oproti hnědému uhlí. Bude dobře využitelný jako palivo přechodu k nízkouhlíkové energetice v horizontu 20 až 30 let. V čím dál větší míře ale budou obnovitelné zdroje a elektřina i zemní plyn nahrazovat, a to především na maloodběru. Plynový mix se ale pravděpodobně bude ozeleňovat – nebudeme tedy pálit jen zemní plyn, ale bude tam příměs vodíku, anebo syntetického či bio metanu. Česká republika má v maloodběrové spotřebě dřevěných paliv velkou tradici, už nyní je spotřeba energie v domácnostech v pevné biomase okolo 27 TWh, ve srovnání s pouhými 17 TWh v elektřině a 24 TWh v zemním plynu. Není ale třeba spěchat. Aktuálně se například v převážné většině případů pořád vyplatí zůstat u spotřeby zemního plynu. Doporučujeme ale situaci sledovat a hlavně nepodléhat tlaku lobbystických skupin, které vybízejí k rychlým investičním akcím s argumentem, že brzy bude pozdě. Ekonomika obnovitelných zdrojů teprve přijde, není třeba mít obavy. Výhodnost je třeba posoudit individuálně.

Tepelná čerpadla pak často ve spojení se střešní fotovoltaikou. Je tato kombinace pro rodinné domy výhodná?

Paušálně nelze říci, že ano. Může být. Důležité je využití systému v čase, dimenzaci a také o tom, jakou máme alternativu. Ve srovnání s kvalitním plynovým kotlem je toto řešení velmi často těžko návratné, ve srovnání se soustavou přímotopů pak naopak často. Vše se ale změní, pokud například objekt nevyužíváme každodenně nebo pokud máme objekt s výrazně nízkou tepelnou a energetickou náročností.

Vaše hezká diplomatická věta „Může být“ se dá chápat i jako varování před „módní vlnou“ na každou střechu fotovoltaika a k ní tepelné čerpadlo. Neměla by současná dotační politika na tuto vlnu nějak reagovat?

Státní správa sleduje jiné cíle než individuální spotřebitelé, občané. Dotuje se v zásadě to, co je z nějakého důvodu společensky a politicky žádané. To samo o sobě není chyba. Chybou by bylo dotovat něco, co má levnější alternativu. Ano, existují levnější alternativy dekarbonizace, ale politicky a hodnotově nyní nejsou průchodné. Podle mého soudu by bylo lépe se soustředit na velkou fotovoltaiku a na maloodběru spíše dotovat úspory. Tepelná čerpadla jsou někde mezi. I na maloodběru mohou být dobrým řešením pro budoucnost, pokud jsou kvalitní, tichá a s dlouhou životností a jsou v trvale obývaném objektu. Veškeré dotace do zařízení by se ideálně měly poměřovat s předpokládaným efektem dosažené úspory emisí a vyčíslit cenu uspořené tuny či kilogramu a nepodporovat projekty, které nedosahují zvolené hodnoty. Ale jistě chápete, jak by ten systém vypadal… bylo by to naprosto neřešitelné administrativně.

Základním dokumentem pro budoucí vývoj české energetiky je Státní energetická koncepce. Do konce letošního roku bude vydána nová aktualizace dosud platné koncepce z roku 2015. Spolupracuje EGÚ na jejím zpracování svými modely?

V tuto chvíli přímo ne, ale řešili jsme řadu projektů, z nichž se bude při tvorbě SEK vycházet. Jde o dokumenty o elektromobilitě, vodíku, sector couplingu a dalších tématech. Postupem času čekáme, že budeme při tvorbě SEK nápomocni jako poradci pro některé zúčastněné strany. Zájem už byl projeven, ale nemůžu být nyní konkrétní.