Jak se zvýší spotřeba plynu v ČR po odstavení uhelných elektráren?

K rozhovoru o možnostech náhrady výroby uhelných elektráren jsme pozvali do studia estav.tv Radka Jirků, analytika společnosti Sev.en Global Investments a.s.

V rozhovoru jsme se zabývali služebami výkonové rovnováhy v elektroenergetice, jejichž význam a podíl bude narůstat adekvátně s nárůstem podílu obnovitelných zdrojů. Uhelné elektrárny poskytují podstatnou část těchto služeb. V další části rozhovoru pak zazněly otázky a odpovědi týkající se náhrady výroby silové elektřiny z uhlí.

Jakou budoucnost byste odhadl pro současné uhelné elektrárny?

Rozhodujícím faktorem pro budoucnost uhlí ve výrobě elektřiny je cena emisní povolenky. Je to vlastně forma daně, kterou výrobce odevzdává do speciálních fondů. Jakmile cena emisní povolenky bude nadále růst, aniž by adekvátně rostla cena silové elektřiny, nastane okamžik, kdy výroba elektřiny z uhlí přestane ekonomicky vyplácet. Pak má výrobce jen dvě možnosti. Buď výrobu ukončit, nebo ji dotovat. Podle našich odhadů může k postupnému odstavování těch nejméně rentabilních elektráren dojít už v horizontu 3–5 let.

Čím bude možné uhelné elektrárny nahradit?

Uhelné elektrárny jsou flexibilní, výkonově dobře řiditelné zdroje. Kompletní náhrada uhelných elektráren výrobou z obnovitelných zdrojů je v zimním období v Česku prakticky vyloučena. Jaderných elektráren pro poskytnutí výkonu máme málo.

O jaké výkony se jedná?

V zimním období, které můžeme uvažovat 3–4 měsíce v roce, zajišťují uhelné elektrárny výkon mezi 5–6,5 GW. K tomu je ještě potřeba zajistit cca 1 GW záložního výkonu pro regulaci sítě a pro případ výpadku největšího zdroje – jednoho bloku jaderné elektrárny Temelín. Pokud tento záložní výkon zahrneme do bilance jen z části, je potřeba nahradit asi 7 GW tedy 7 000 MW výkonu.

Čím můžeme tento výkon nahradit?

Jako rychlá náhrada přichází v úvahu výstavba paroplynových zdrojů. Jestliže jeden paroplyn má běžný výkon 850 MW, pak budeme potřebovat 8 takových zdrojů právě kvůli těmto zimním měsícům.

Jaká bude roční výroba těchto paroplynových elektráren?

Když budeme vycházet ze současné výroby uhelných elektráren, tak se jedná o náhradu 34 TWh ročně. Z toho se cca 11 TWh elektřiny vyveze. Budeme předpokládat, že vyvážíme právě tu elektřinu vyrobenou z uhlí a ne třeba z jádra, tedy budeme optimističtí. Pak zbývá nahradit cca 23 TWh. Běžná účinnost paroplynového bloku je okolo 50 %, tedy na výrobu 1 MWh elektřinu potřebujeme cca 2 MWh zemního plynu. K náhradě výroby elektřiny z uhlí tím pádem potřebujeme asi 48–50 TWh plynu. Roční spotřeba plynu byla v roce 2022 přibližně 81,5 TWh, tedy znamenalo by to nárůst přibližně o 60 %. Tento nárůst je opravdu vysoký nejen z pohledu toho, zda vůbec jsme schopni takové množství plynu na světových trzích nakoupit a dopravit do ČR. Uvědomme si, že za vyšší dovoz plynu budeme muset také zaplatit. To vše v situaci, kdy česká ekonomika je na hraně stagnace, státní rozpočet trápí vysoké schodky, automobilový průmysl je ohrožen konkurencí z Asie, inflaci držíme těsně pod 10 % a důchodová reforma je stále v nedohlednu.

Jak byste odhadl finanční náročnost náhrady uhlí zemním plynem jako jedno z opatření na snižování emisí CO₂?

Při uvažované současné ceně plynu 50 €/MWh to v nákladech obnáší 2,4 mld. €. Za současného kurzu 24 Kč/€ to je náklad 58 mld. Kč ročně jen za palivo. Pokud by došlo ke zvýšení ceny plynu, nebo propadu kurzu koruny budou náklady samozřejmě ještě vyšší. To je ale jen jedna část provozních nákladů. Další částí jsou pak samotná investice, údržba, a ostatní provozní náklady. Všechny tyto náklady pak budou představovat import, tedy s přímým negativním dopadem do české ekonomiky.

A výše investic do nových plynových zdrojů?

Jeden plynový zdroj stojí 15–20 mld. Kč. Potřebných 8 jednotek představuje investiční náklad minimálně 120 mld. Kč. Ve světě je jen 5 společností, které tuto technicky náročnou technologii dokáží vyrobit. Náročnost spočívá v technologii spalovací turbíny. Ta musí být konstruována na nepřetržitý provoz v desítkách tisíc hodin bez většího servisu. To je zásadní rozdíl oproti např. leteckým turbínám. Výrobci mají pochopitelně zájem dodávat výrobní jednotku jako kompletní celek. Jedině tak jsou schopni garantovat nejen optimální cenu, ale i provozní parametry. Čeští dodavatelé tak budou zcela mimo hru na všech úrovních dodávky technologie kromě základové desky. Například Siemens dodává nejen kompletní technologii do posledního šroubku a kabelu, ale je schopný poskytnout i vlastní provozní personál.

Máme nějakou alternativu k takovému scénáři?

Budeme čelit realitě, že tyto elektrárny budou nepostradatelné pouze pro omezenou část roku. Nabízí se pak logická otázka, zda je ekonomicky smysluplné stavět zcela nové elektrárny na několik měsíců provozu, když už tady jiné máme. Nabízí se tedy varianta ekonomicky podpořit obor tak, abychom zachovali zaměstnanost se všemi odvody do státního rozpočtu a také nezávislost české energetiky do doby, než budeme umět překlenout zimní období jinými technologiemi – například modulárními jadernými reaktory s variabilním výkonem. Výstavba nových paroplynových elektráren totiž skrývá i nezanedbatelné riziko legislativní – nikdo totiž neví, kdy budou zakázány i plynové elektrárny pro emise nejen CO₂, ale i metanu z těžby a přepravy. U nových elektráren potřebujete jako investor vidět alespoň na polovinu jejich životnosti – tedy 20 let, a to se v současné Evropské unii opravdu nedá předpovědět.