I. Jaké cesty mohou dovést Česko k bezemisní elektřině?

Jedním z klíčových kroků k dosažení uhlíkové neutrality je dekarbonizace výroby elektřiny. Nebude snadná ani rychlá – i pro bohaté evropské státy představuje významnou technologickou a ekonomickou výzvu na dalších 20 až 30 let. Proto potřebujeme porozumět nástrahám, které nás na této cestě čekají, a mít jasnější představu, kam vlastně chceme dojít. Jak se má česká a evropská elektroenergetika změnit? Základní průzkum tohoto složitého terénu nabízí následující text.

Tento text nabízí úvod do celého tématu a několik ilustrativních scénářů dalšího vývoje – ukazuje možné cesty a rozhodnutí, která nás čekají. Nemá ambice dát na všechny otázky přesné odpovědi. Pro lepší pochopitelnost celý problém poněkud zjednodušujeme, obzvláště pak zjednodušujeme provázanost elektroenergetiky s dalšími sektory (jako teplárenství, doprava, průmysl).

Co jsou klíčové otázky budoucí elektroenergetiky?

V první části se zaměříme především na následující otázky:

• Kolik elektřiny budeme v dalších desetiletích potřebovat?
• Jak rychle potřebujeme její výrobu dekarbonizovat?
• Na jakých zdrojích se dá budoucí energetický mix postavit?
• Co musí tento budoucí mix splňovat?

Kolik elektřiny budeme potřebovat?

Na začátku je třeba zmínit základní kontext pro všechny úvahy o dekarbonizaci elektroenergetiky: v budoucím světě bude výroba elektřiny jednoznačně hrát klíčovou roli. Potřebujeme zásadně omezit emise skleníkových plynů v sektorech, kde spalujeme fosilní paliva: v energetice, v dopravě, ve vytápění, v průmyslu. V mnoha případech je elektrifikace nejvýhodnější, či dokonce jediná realistická možnost náhrady tohoto spalování fosilních paliv. Pro zbylé oblasti, kde elektřina vhodná není (např. v letecké a lodní dopravě nebo v průmyslových procesech s vysokými teplotami), se navíc počítá s velkou mírou využití vodíku nebo syntetických paliv vyráběných z nadbytečné elektřiny. To jinými slovy znamená, že budeme potřebovat elektřinu i tam, kde jsme ji (díky využívání fosilních paliv) doposud nepotřebovali. I přes zásadní energetické úspory tak spotřeba elektřiny v dalších 30 letech vzroste řádově o polovinu.

Problém, který řešíme, je tedy mnohem těžší než jen jak nahradit stávající zdroje elektřiny nízkoemisními. Potřebujeme zásadně snížit emise a současně výrazně zvýšit výrobu elektřiny.

Pro jednoduchost budeme v této sérii textů předpokládat postupný nárůst spotřeby¹ až ke 100 TWh ročně, jak ukazuje následující graf. Tento nárůst zhruba odpovídá odhadům dostupných studií.

Jak rychle potřebujeme výrobu elektřiny dekarbonizovat?

Dalším parametrem, který to celé komplikuje, je rychlost, s níž potřebujeme transformaci provést. Závažnost důsledků klimatické změny do velké míry závisí na tom, jak rychle se nám podaří dekarbonizovat všechny sektory ekonomiky, které produkují emise skleníkových plynů. Množství emisí, které ještě můžeme jako lidstvo vypustit do atmosféry, pokud chceme v souladu s Pařížskou dohodou udržet průměrné oteplení do 1,5 °C, označuje tzv. uhlíkový rozpočet. Při současných emisích bychom náš zbývající uhlíkový rozpočet pro oteplení do 1,5 °C vyčerpali asi za 10 let. Proto je klíčové snížit celosvětové emise už v této dekádě.

Je ale také důležité dodat, že takto rychle nemusíme výrobu elektřiny dekarbonizovat kompletně. Pokud se nám do konce tohoto desetiletí a s pomocí dnes dostupných technologií podaří snížit emise v elektroenergetice třeba na 50 % současných hodnot, získáme tím více času na odstranění dalších emisí a více času na vývoj technologií, které zatím nejsou komerčně dostupné. Polevit ovšem nesmíme ani potom. Až se nám podaří snížit emise v elektroenergetice na cca 10 % současných hodnot, budeme čerpat zbývající uhlíkový rozpočet 10× pomaleji, a můžeme si tak pro zbývající dekarbonizaci dopřát větší rozvážnost.

Na jakých zdrojích se dá budoucí energetický mix postavit?

Modelování budoucí elektroenergetiky musí brát v potaz výše uvedená východiska. V tomto textu budeme pracovat s následujícími kategoriemi zdrojů pro výrobu bezemisní elektřiny v Česku:

1. Slunce a vítr lze začít využívat velmi rychle, přičemž oba tyto zdroje mají nízké investiční náklady a v ČR stále obrovský nevyužitý potenciál. Jejich nevýhodou je výrazně proměnlivá výroba.
2. Jádro dokáže vyrábět stabilně, postavit jadernou elektrárnu však trvá mnoho let, navíc jsou zde vysoké investiční náklady a velké investiční riziko. Část těchto problémů by mohla překonat technologie malých modulárních reaktorů, ta ale zatím není zralá ke komerčnímu nasazení.
3. Nízkoemisní flexibilní zdroje jsou potřeba pro neustálé vyrovnávání výroby a spotřeby. Může to být třeba biomasa, vodní elektrárny (nebo fosilní zdroje při použití technologie CCS). Podobnou funkci plní také technologie pro ukládání elektřiny (např. přečerpávací elektrárny, baterie nebo zelený vodík, tedy vodík vyrobený pomocí nadbytků obnovitelné elektřiny). Z druhé strany lze k vyrovnávání výroby a spotřeby přispět také flexibilitou spotřeby, tedy přizpůsobením spotřeby možnostem výroby (např. odložením spotřeby na vhodnější čas).

Současnou spotřebu v ČR pokrývají tyto tři kategorie zdrojů jen zčásti, zbytek stále stojí na vysokoemisních zdrojích – na využívání fosilních paliv:

V budoucnu potřebujeme tyto tři kategorie zdrojů uváženě kombinovat. Například nějakou míru využití nízkoemisních flexibilních zdrojů potřebujeme v každém scénáři, více jich ale budeme potřebovat při velkém využívání elektřiny ze slunce a větru.

Další strategické rozhodnutí spočívá v tom, jak moc chceme být ve výrobě elektřiny soběstační, tedy jakou část spotřeby chceme určitě pokrýt z českých zdrojů. Zbytek bychom mohli importovat ze zahraničí – pokud to dovolí výrobní kapacity okolních států a možnosti přeshraniční přenosové soustavy.

Co musí budoucí mix splňovat?

Pro budoucí mix české elektroenergetiky je důležitá řada vlastností. Kromě nízkých emisí skleníkových plynů zde chceme zdůraznit 5 dalších vlastností:

Jak mohou vypadat úspěšné (a neúspěšné) scénáře?

Pomocí následujících tří ilustrativních scénářů chceme ukázat základní možnosti, jak by se dala v dalších dekádách rostoucí spotřeba pokrývat². Každý z těchto scénářů je přitom určitou krajní variantou – v praxi nepochybně nakonec zvolíme nějakou kompromisní cestu mezi těmito extrémy. Všechny tři scénáře staví na velkém množství slunce a větru – bez jejich využití to během několika dalších dekád zkrátka nepůjde.

Výše uvedené ilustrativní scénáře rozvádíme podrobněji v dalším textu, aby bylo více zřejmé, jak mezi nimi vybírat.

Jak dosáhnout stabilní výroby?

V elektrické síti musí být výroba elektřiny vždy (zhruba) stejná jako její spotřeba. Pokud tomu tak není, může docházet k výpadkům elektřiny, nebo v extrémním případě i k tzv. blackoutu, tedy k plošnému přerušení dodávky elektřiny. Výrobu a spotřebu je proto nutné neustále balancovat v reálném čase.

To je obzvlášť náročné v případě, kdy podstatná část elektřiny v síti pochází ze solárních a větrných zdrojů, jejichž výroba je značně proměnlivá. Základním nástrojem je tzv. zdrojová přiměřenost, tedy dostatečný výkon řiditelných zdrojů elektřiny, které dokáží pokrýt spotřebu, i když právě nesvítí a nefouká.

Z hlediska budoucí výroby elektřiny bez emisí nás zajímají dva různé časové horizonty:

• Krátkodobé vyrovnávání – jak dokážeme vyrovnávat výpadky ve výrobě (případně zužitkovat, co se vyrobí navíc) během několika hodin nebo v rámci jednoho dne.
• Sezónní vyváženost – jak v každém ročním období zajistíme, že výroba odpovídá spotřebě.

Krátkodobé vyrovnávání

Krátkodobé vyrovnávání je o něco snazší, protože máme k dispozici zdroje, které nedokážeme v takové míře provozovat trvale. Ať už jde o zdroje s omezeným objemem roční výroby (např. vodní elektrárny nebo bioplyn a biomasu) či investičně nákladná úložiště s omezenou kapacitou (přečerpávací elektrárny, bateriová úložiště apod.) a nebo zdroje s vysokými provozními náklady (např. plynové zdroje s využitím CCS).

Ani toto krátkodobé balancování však není vždy lehké. Jestliže v daný den nejsou dobré podmínky (nesvítí či nefouká), nevyrobí solární či větrné elektrárny téměř nic. A i když započítáme stabilní výrobu z jádra, stejně potřebujeme v průběhu takového dne pokrýt dalších 200–250 GWh spotřeby. Přitom kapacita Dlouhých strání, největší přečerpávací elektrárny v ČR, je zhruba 3 GWh.

Nástroje pro krátkodobé vyrovnávání bude v podstatné míře vyžadovat každý z našich tří ilustrativních scénářů, proto se tomuto tématu budeme věnovat v samostatném textu.

Sezónní vyváženost

Klíčovým problémem českého bezemisního mixu je pokrytí zimní spotřeby, která je vyšší než letní, a na zimní výrobu jsou vhodné větrné elektrárny. Solární zdroje nám v zimě příliš nepomohou.

K pokrytí zimní poloviny roku³ ale v ČR nemáme dostatečný potenciál větru. I kdyby se nám podařil ambiciózní rozvoj větrné energetiky⁴ a přidali bychom k tomu výrobu ze stávajícího jádra a tolik výroby ze slunce, abychom měli v létě elektřiny dost a zároveň neměli zásadní přebytky (u nichž bychom pak museli řešit, kam s nimi), v zimě by nám stále podstatné množství elektřiny chybělo. Jak ukazuje následující ilustrace, v tomto období by nám chybělo pokrýt téměř 50 % spotřeby, na což bychom museli využít další zdroje.

Z čeho tedy můžeme v zimě vyrobit další elektřinu? Naše ilustrativní scénáře obsahují tři způsoby. Můžeme:

1. Posílit výrobu ze slunce a ve velké míře využívat sezónní akumulaci do zeleného vodíku.
2. Importovat elektřinu z větru ze zahraničí, což nám umožní dorovnávat hlavně zimní bilanci.
3. Výrazně posílit jadernou energetiku (kromě výroby ze slunce a větru).

Těmito způsoby však není nutné pokrýt celý rozdíl mezi zimní výrobou a spotřebou. Využít lze i další, doplňkové flexibilní zdroje:

• Biomasu, která se dobře skladuje a je vhodná pro menší teplárenské bloky (tj. kromě části elektřiny, která v zimě chybí, může poskytnout i potřebné teplo). Veškerou zbývající spotřebu elektřiny v zimní sezóně s ní ale pokrýt nemůžeme. To by totiž oproti dnešku znamenalo výrazný nárůst spotřeby biomasy (např. stromů) pro energetické účely⁵, což by bylo v konfliktu s dalšími hodnotami, jako je například biodiverzita nebo estetika krajiny.
• Fosilní paliva s využitím CCS, která mohou být vhodným zdrojem k pokrývání spotřebních špiček. Ani pomocí nich se ale nehodí vyrábět veškerou elektřinu, která nám v zimě chybí, protože i s jejich velkým využitím souvisí řada problémů, zejména pak zbytkové emise skleníkových plynů.

Z toho všeho plyne, že pouze na slunce a vítr v Česku spoléhat nemůžeme. K pokrytí zimní spotřeby budeme vždy potřebovat další nástroje, které pro nás dnes nejsou snadno dostupné: zelený vodík, import, jádro, případně velké množství biomasy nebo fosilní zdroje s využitím CCS.

Zároveň je třeba pamatovat na to, že výše uvedené počítá s ambiciózním rozvojem větrné energetiky. Pokud se nám větrnou energetiku dostatečně rozvinout nepodaří, mezera v pokrytí zimní spotřeby se dál podstatně prohloubí, což celý problém ještě ztíží.

Kolik to celé bude stát?

Pro jednoduchost se zde zaměříme na systémové náklady na výrobu elektřiny. Tedy jaké budou celkové investiční a provozní náklady všech aktérů, kteří dohromady tvoří elektrizační soustavu? Toto číslo lze pouze odhadovat, a to na základě zveřejněných nákladů u srovnatelných elektráren po světě.

V tomto textu budeme používat dnešní ceny jednotlivých technologií⁶ a nepočítáme s jejich předpokládaným zlevňováním v budoucnu. Jinak řečeno – nabízíme konzervativní odhad: Kolik by to celé stálo, kdyby žádná z rozvíjených technologií zásadně nezlevnila?

Z tohoto pohledu by dekarbonizace v Česku pravděpodobně přinesla mírné zvýšení systémových nákladů na výrobu elektřiny. Mezi jednotlivými uvedenými scénáři najdeme jen malé rozdíly v odhadovaných nákladech.

Kolik to stojí dnes?

Aby odhady budoucích nákladů dávaly smysl, musíme je porovnat se současnými náklady. Podle hrubých odhadů Fakt o klimatu byly v roce 2018 české systémové náklady na výrobu elektřiny cca 200–260 miliard korun ročně. Z toho palivo tvořilo asi 30 miliard, emisní povolenky asi 20 miliard⁷, investiční náklady na elektrárny zhruba 55–115 miliard⁸, provozní náklady elektráren přibližně 35 miliard a zbylých 60 miliard směřovalo na provoz celé sítě, placené pomocí regulované složky ceny elektřiny⁹. Celkově v přepočtu na 1 kWh čisté spotřeby jsme měli v roce 2018 systémové náklady okolo 3,30–4,20 Kč/kWh.

V současné energetické krizi nicméně systémové náklady v letech 2021/2022 stoupají až ke 350 miliardám ročně (5,60 Kč/kWh).¹⁰ Většina tohoto nárůstu jde na vrub mnohonásobně vyšší ceně zemního plynu. Je třeba dodat, že kvůli pravidlům na trhu s elektřinou vzrostla tržní cena elektřiny ještě výrazněji¹¹, což dopadá na koncové zákazníky.

Dnešní mix s výrazným podílem uhlí má ale ještě další skryté náklady v podobě dopadů na lidské zdraví. V roce 2011 tuto externalitu odhadoval výzkum Centra pro otázky životního prostředí na necelých 40 miliard ročně, což by k celkovému číslu přidalo dalších asi 60 haléřů na kWh.

Kolik může stát nízkoemisní mix v roce 2050?

Podobným postupem jsme odhadli systémové náklady pro naše tři ilustrativní scénáře. Je třeba zdůraznit, že k takovému odhadu nestačí pouze pronásobit sdružené náklady na výrobu elektřiny (LCOE) výrobním mixem ve scénáři. Systémové náklady budoucí sítě mají řadu dalších složek:

• Neefektivita nadvýroby. Výrazné využívání slunce a větru s sebou přináší po mnoho hodin v roce znatelnou nadvýrobu, kterou musíme započítat do systémových nákladů.¹² Kdyby například tato nadvýroba byla 10 TWh za rok, bude nás to ročně stát okolo 15 miliard navíc.
• Náklady na záložní zdroje. Záložní zdroje nejsou potřeba jen kvůli slunci a větru, ale i na (nečekané) odstávky jaderných bloků. Například při využití záložní elektrárny jen 15 % času v roce je potřeba její investiční náklady rozpočítat na mnohem menší množství vyrobené elektřiny. Běžně uváděné hodnoty LCOE často předpokládají maximální využití elektráren, a jsou tedy pro záložní elektrárny zavádějící. Udržování záložních elektráren může Česko stát několik desítek miliard korun ročně.¹³
• Náklady na výraznější posilování přenosové a distribuční soustavy by byly významné pro scénář založený na velkém podílu slunce a větru, zvlášť pokud bychom importovali hodně elektřiny ze zahraničí. Nad rámec dnes běžných investic to pro Česko mohou být opět desítky miliard korun každý rok.¹⁴
• Riziko dalších nákladů spojených se stavbou a likvidací jednotlivých zdrojů. Může jít o prodražení jaderných staveb, nečekaně vysoké náklady na stavbu trvalého úložiště jaderného odpadu nebo nečekaně vysoké náklady na recyklaci komponent obnovitelných zdrojů. Prodražení stavby dvou nových velkých jaderných bloků na dvojnásobek odhadovaných investic (což je zdražení, které je v Evropě v posledních dekádách poměrně běžné) by například znamenalo dodatečné každoroční náklady asi 30 miliard.¹⁵

U všech tří scénářů vychází pro rok 2050 rozumné systémové náklady, v rozsahu 4,20–4,50 Kč/kWh (počítáno v dnešních cenách, tedy bez započítání inflace). Tyto náklady jsou sice potenciálně o něco vyšší než v roce 2018, ale neznamená to žádné výrazné zvýšení, které by ohrozilo domácnosti a průmysl. Stejně tak tyto výsledné náklady mohou být nižší, pokud se potřebné technologie podaří v dalších dekádách zlevnit.

Mírné rozdíly v nákladech pochopitelně vychází také mezi jednotlivými scénáři, jako nejdražší vychází scénář se zeleným vodíkem. To není překvapivé, protože vyžaduje největší celkovou výrobu elektřiny (když započítáme i přebytky pro sezónní ukládání). Každý z těchto odhadů je ale zatížen určitou nejistotou, a tak je potřeba tyto rozdíly interpretovat opatrně: z hlediska systémových nákladů jsou všechny naše ilustrativní scénáře srovnatelné.

Je třeba dodat, že podstatnou část investičních nákladů nových bezemisních zdrojů mohou krýt evropské fondy na klimatická opatření. Investiční náklady tvoří u všech tří scénářů zhruba polovinu celkových systémových nákladů, takže evropské fondy mohou v důsledku citelně ulehčit spotřebitelům na budoucích fakturách za elektřinu.

Jaká rizika jsou s transformací elektroenergetiky spojena?

Výroba a distribuce elektřiny představuje naprosto klíčovou infrastrukturu státu. Její zásadní transformace s sebou proto nutně nese řadu rizik. Zároveň však širokou škálu rizik spojených s dopady změny klimatu přináší i zachování současného stavu, případně příliš pomalá a opatrná transformace. Základní přehled obou skupin rizik přinášíme níže, u transformačních rizik zacházíme do většího detailu.

Zjednodušeně řečeno se může stát, že:

• budeme transformovat podle scénáře, který se ukáže jako chybný (např. Evropa příliš spoléhala na zemní plyn, což se ukázalo jako bezpečnostní riziko) nebo
• k prosazení transformace zvolíme špatné regulace (např. český nepovedený solární boom okolo roku 2010) nebo
• se nám zkrátka solidní plán podpořený funkčními regulacemi nepodaří realizovat dost rychle a levně (např. když schvalovací procesy způsobí výrazné zpoždění rozvoje větrných elektráren nebo přenosové soustavy).

Ke snížení rizik spojených s transformací můžeme využít několik základních nástrojů:

• Souběžně rozvíjet více druhů nízkoemisní výroby (a diverzifikovat investice do různých oblastí výzkumu a vývoje).
• Mít k dispozici širokou škálu možných pokračování transformace. Transformační riziko bude nižší, pokud nebudeme závislí na úspěšném rozvoji a škálování jedné konkrétní technologie (např. zelený vodík nebo malé modulární reaktory). Potřebujeme zajistit, že na transformaci probíhající ve 20. letech budou moci ve 30. a 40. letech navázat různé strategie, které budou technologicky smysluplné.
• Mít dostatečnou rezervu ve výrobní kapacitě i v primárních zdrojích energie. Tato rezerva sice zvyšuje celkové systémové náklady, snižuje ale riziko turbulencí, jako je například ta spojená s ruským plynem. Takovým opatřením může být třeba udržování části uhelné energetiky po jejím odstavení nějakou dobu v záloze (za státní peníze).

Ideálním řešením se zdá být vhodná kombinace všech tří ukázkových scénářů. Tedy výrazně urychlit rozvoj obnovitelných zdrojů a technologií pro dlouhodobou akumulaci, posilovat přenosové kapacity pro import obnovitelné elektřiny ze zahraničí a také vybudovat alespoň jeden nový jaderný blok jako částečnou náhradu za stárnoucí Dukovany. Taková šíře záběru má ovšem smysl, jen pokud na všech těchto frontách dokážeme dosahovat skutečného pokroku.

Co z toho plyne?

Pro přechod Česka na bezemisní elektroenergetiku z toho vyplývá několik základních závěrů:

Poznámky a zdroje

Zdroje

• Climate Change 2022: Mitigation of Climate Change, Chapter 6: Energy systems, IPCC, 2022.
• C. Breyer et al. On the History and Future of 100% Renewable Energy Systems Research, IEEE Access, 2022.
• Net Zero by 2050, IEA, 2021.
• Nuclear Power and Secure Energy Transitions, IEA, 2022.

Metodika

Scénáře v tomto textu jsou sestavené pro ilustraci základních možností vývoje. Tedy nejde ani o výsledek optimalizace systémových nákladů, ani o výsledek optimalizace emisí skleníkových plynů. Realističnost těchto scénářů je ověřena v hodinovém rozlišení pomocí našich modelů energetiky. Další vstupy a výpočty jsou v doprovodné tabulce.

Scénáře transformace české energetiky do roku 2050

• New Generation: Building a clean European electricity system by 2035, EMBER Climate, 2022 (obsahuje scénáře až do roku 2050).
• Energetická revoluce, Greenpeace a Hnutí Duha, 2021.
• Klimaticky neutrální Česko, McKinsey & Company, 2020.

Poznámky