Energynautics: Scénář transformace elektroenergetiky ČR

V této infografice dáváme základní přehled o jednom scénáři transformace české elektroenergetiky do roku 2030.

Jak číst tento graf

Stav v roce 2019 a stav v roce 2030 podle tohoto scénáře srovnáváme ve dvou hlavních parametrech:

1. Instalovaný výkon (dole): Tento parametr zachycuje, jaké elektrárny máme a můžeme v budoucnu mít. Tedy kolik bude v Česku konvenčních elektráren na uhlí nebo na plyn, kolik solárních panelů a kolik větrných elektráren, kolik bioplynových stanic, kolik tepláren na biomasu, apod. Čtverečky zobrazují instalovaný výkon, ale nijak nevypovídají o zastavěné ploše, která by byla pro každý typ elektráren jiná.
2. Výroba elektřiny (nahoře): Tento parametr zachycuje, kolik které zdroje elektřiny skutečně dodají do přenosové soustavy. Formálně je to tzv. čistá výroba, která nepočítá elektřinu, kterou elektrárny samy spotřebují. Snížení celkové výroby znamená, že se (vlivem úspor) sníží spotřeba, že se sníží čistý export nebo že dokonce budeme více elektřiny dovážet než vyvážet. Spotřeba je odvozená jako rozdíl výroby a čistého exportu (tedy formálně jde o součet tzv. čisté spotřeby, ztrát v sítích a ztrát při provozu přečerpávacích elektráren).

Koeficient využití: Množství vyrobené elektřiny není přímo úměrné instalovanému výkonu, protože každý typ zdroje má jiné možnosti a jinou roli v systému. Např. stávající jaderné elektrárny se vyplatí provozovat v nepřetržitém provozu. Jejich provozní náklady jsou relativně nízké a jejich potřebné technologické odstávky jsou krátké, proto většinu času vyrábějí na hranici svého instalovaného výkonu. V technickém jazyce to znamená, že jejich koeficient (ročního) využití se blíží 100 %. Naopak solární elektrárny vyrábějí na hranici svého instalovaného výkonu jen při ideálních podmínkách (slunce kolmo k panelu, jasná obloha). Spoustu času panely nevyrábí vůbec (v noci) nebo vyrábí málo (zataženo), proto je jejich koeficient využití blízko 10 %. Elektrárny na zemní plyn by mohly fungovat nepřetržitě, ale plyn je na výrobu elektřiny poměrně drahý a současně je možné je velmi rychle zapínat a vypínat. Proto ve scénářích s velkým množstvím obnovitelných zdrojů, jejichž dodávky závisí na počasí, se vyplatí používat plynové elektrárny jako záložní zdroj. Takový zdroj primárně vyrábí, když nesvítí nebo nefouká nebo když například dojde k odstávce některého z jaderných bloků. Proto je jejich koeficient využití výrazně nižší, než třeba právě u jádra.

Emise skleníkových plynů: Postupný odklon od fosilních zdrojů a nejvíce pak od uhlí znamená snížení emisí skleníkových plynů. Každá studie takové snížení počítá pomocí vlastní metodiky (a nebo nepočítá vůbec). Proto pro všechny studie uvádíme náš výpočet snížení emisí, založený na rozdílu v mixu výroby mezi lety 2019 a 2030 a na emisních koeficientech od IPCC. Více o metodice výpočtu najdete níže.

V čem se scénáře shodují

Všechny tyto scénáře ukazují, že významný odklon od uhlí jako primárního zdroje elektřiny je proveditelný, resp. že překážky k takovému odklonu nejsou na úrovni bezpečnosti dodávek nebo stability přenosové soustavy. Potenciální překážky mohou zůstávat na úrovni nižší infrastruktury distribuční sítě, alokace investic, lidských zdrojů, legislativy nebo vůle ke změně.

Scénáře také do roku 2030 ve svých hlavních variantách nepočítají s velkým rozvojem skladování elektřiny nebo výroby zeleného vodíku.

Scénáře se také shodují v instalovaném výkonu jaderných a vodních elektráren. U těchto zdrojů je dlouhý proces výstavby, a proto žádný ze scénářů neočekává do roku 2030 podstatné změny. Rozšíření elektrárny v Dukovanech bude dokončeno nejdříve v roce 2036 (pokud k němu vůbec dojde). Stejně tak nelze očekávat v další dekádě stavbu podstatné vodní elektrárny, některé scénáře počítají s mírným rozvojem v oblasti malých vodních elektráren.

Metodické komentáře ke grafice

Rozdělení zdrojů do kategorií: rok 2019

Pro výrobu za rok 2019 vycházíme z dat Energetického regulačního úřadu (ERÚ) a uvažujeme množství vyrobené elektřiny z dané suroviny nehledě na typ elektrárny, ve které byla vyrobena. Pro instalovaný výkon v roce 2019 vycházíme z dat ERÚ a státní akciové společnosti OTE, která má v Česku roli operátora trhu s elektřinou a plynem. Jednotlivé kategorie určujeme takto:

• Uhlí: Pro instalovaný výkon uvažujeme všechny tzv. parní elektrárny kromě těch, kde probíhá spalování čisté biomasy a kromě spaloven komunálního odpadu (obě výjimky podle registru OTE). Jako uhelné elektrárny a teplárny tedy uvažujeme i ty, ve kterých probíhá spoluspalování biomasy (poměrně časté) nebo spoluspalování zemního plynu či ostatních plynů (např. důlních plynů, vysokopecních plynů, aj.).
• Plyn: Pro instalovaný výkon uvažujeme malé plynové kogenerační jednotky (teplárny, které vyrábějí i elektřinu) a velké paroplynové elektrárny včetně těch, které spalují koksárenský plyn vyrobený z uhlí. Ve výrobě uvažujeme jak zemní plyn, tak všechny ostatní plyny (koksárenský, důlní, vysokopecní, aj.). Část z těchto ostatních plynů se fakticky spoluspaluje v uhelných elektrárnách (viz výše).
• Hydro: Z této kategorie vyřazujeme přečerpávací elektrárny. Důvody jsou tři: (1) Některé ze studií neudávají výrobu v přečerpávacích elektrárnách. (2) Žádná ze studií nepočítá s výstavbou nových přečerpávacích elektráren, a tak jsou pro srovnání spíše nezajímavé. (3) Uvedení jejich výroby by bylo zavádějící, když nemáme prostor současně také ukázat jejich (ještě vyšší) spotřebu.
• Biomasa: Pro instalovaný výkon uvažujeme pouze elektrárny v registru OTE v kategorii spalování čisté biomasy. Pro výrobu uvažujeme veškerou elektřinu z biomasy včetně úměrné části vyrobené ze spoluspalování.
• Bioplyn: Data o instalovaném výkonu bioplynových stanic pochází z registru OTE. Výroba z bioplynu probíhá téměř výhradně v těchto zařízeních, a tak dobře odpovídají instalovanému výkonu.

Kromě toho zbývá malá kategorie ostatních zdrojů, které mnohé ze scénářů vůbec neuvažují. Tyto zdroje tedy v grafikách pro přehlednost nezobrazujeme (ale uvádíme je v celkovém součtu vyrobené elektřiny). Jejich instalovaný výkon je asi 320 MW, tedy asi 1,5 % celkového výkonu. Tento výkon odpovídá spalovnám odpadu a dalším malým kogeneračním jednotkám, ke kterým nemáme dostupná data. Ostatní výroba je 0,27 TWh, tedy jen asi 0,3 % celkové výroby. Zde zahrnujeme komunální a průmyslový odpad, odpadní teplo, topné oleje a ostatní kapalná paliva. Tedy výroba opět přímo neodpovídá zdrojům, ale v celkovém pohledu je tato kategorie zanedbatelná.

Rozdělení zdrojů do kategorií: rok 2030

Čísla udávaná ve studii dobře odpovídají naší kategorizaci, takže je přímo přebíráme.

Emise skleníkových plynů

Většina z pokrytých studií nějakým způsobem počítá emise CO₂ v energetice a jakého snížení dosáhne jejich scénář v roce 2030. Takové odhady typicky stojí na emisních koeficientech, tedy kolik gramů CO₂ (nebo CO₂eq) se vyprodukuje hrubou výrobou 1 kWh elektřiny. Emisní koeficienty jsou dvojího druhu:

1. Přímé emise zahrnují jen provoz elektrárny (u fosilních zdrojů to je hlavně CO₂ vypouštěný při spalování).
2. Emise celého cyklu navíc zahrnují emise spojené se stavbou elektrárny a výrobou jejích komponent (např. tavení křemíku pro solární panely), emise spojené s těžbou a úniky skleníkových plynů při těžbě a transportu surovin (např. u zemního plynu).

Úsporu v emisích skleníkových plynů produkovaných na českém území nejlépe vyjadřují emise přímé (příp. doplněné o emise související s těžbou uhlí). Takovéto národní emise srovnáváme v mnohých našich textech a také se na ně vztahují emisní cíle Evropské unie a Česka.

Na druhou stranu emise celého cyklu lépe vystihují český přínos v kontextu celosvětových emisí. Fakta o klimatu se přiklání k tomuto druhému pohledu z několika důvodů:

• Není hodnotné snižovat české emise za cenu výrazného navýšení emisí jinde. Proto se naše metrika snaží zachytit i takové případné navýšení jinde.
• Scénáře transformace elektroenergetiky stojí na výrazném zvyšování podílu obnovitelných zdrojů, jejichž přímé emise jsou téměř nulové. Přímé emise tedy do určité míry těmto zdrojům oproti konvenčním fosilním zdrojům straní. Emise celého cyklu jsou v tomto ohledu férovější.

Pro výpočet emisí tedy používáme emisní koeficienty celého cyklu, konkrétně mediánové hodnoty z páté hodnotící zprávy IPCC (viz Tabulka A.III.2 v příloze III).

O studii Energynautics

Energynautics je německá konzultační společnost, která se specializuje na analýzu elektrických sítí, jejich stabilitu a na integraci obnovitelných zdrojů do energetického mixu. Společnost disponuje vlastním softwarem, který umožňuje modelování a simulace provozu elektrizačních soustav.

Studie, ze které v této vizualizaci vycházíme, byla společnosti Energynautics zadána ke zpracování skupinou pěti českých nevládních organizací: Glopolis, Frank Bold, Hnutí DUHA, Aliance pro energetickou soběstačnost a CEE Bankwatch Network.

Původní studie byla zveřejněna v květnu 2018 pod názvem Czech Power Grid without Electricity from Coal by 2030 s podtitulem Possibilities for Integration of Renewable Resources and Transition into a System Based on Decentralized Sources. K dispozici je i pětistránkové shrnutí studie v českém jazyce.

V říjnu 2018 byla publikována doplňující studie, která upřesňuje a opravuje některé informace z původní studie. Dále rozšiřuje scénář o čtyři další varianty budoucího vývoje: (1) extrémní zima (tři týdny s průměrnou teplotou pod −15 °C) a s tím související zvýšená poptávka po energii; (2) ukončení provozu Jaderné elektrárny Dukovany do roku 2030; (3) omezení možností importu elektřiny ze sousedních zemí v důsledku snížení produkce v Německu, Francii a Polsku; (4) rozšíření elektromobility a tepelných čerpadel v ČR.

Zaměření studie

Studie Energynautics se snaží odpovědět na otázku, zda by si česká elektrizační soustava zachovala stabilitu při úplném vyřazení uhelných zdrojů z výroby elektřiny. Konkrétně počítá do roku 2030 s ukončením provozu všech uhelných elektráren, jež slouží výhradně k výrobě elektřiny. Zároveň předpokládá zachování uhelných zdrojů s kombinovanou výrobou tepla a elektřiny (CHP) a kogeneračních zdrojů v průmyslových provozech.

Použitý model podrobně zachycuje přenosovou soustavu ČR a agregovanou evropskou síť tak, jak je v roce 2030 předpokládají celoevropské plány TYNDP z roku 2016. Model počítá i s variantou nepříznivého počasí pro výrobu elektřiny z větrných a solárních zdrojů. Hodnoty instalované kapacity OZE v roce 2030 předpokládá na základě expertních odhadů realizovatelného potenciálu.

Co studie neřeší

Studie Energynautics se nesnaží najít „optimální“ rozvoj nebo útlum instalované kapacity jednotlivých typů zdrojů. Předpokládaný instalovaný výkon v roce 2030 vychází z expertních odhadů zástupců Komory OZE a slouží jako jeden ze vstupů modelu.

Model uvažuje pouze přenosovou soustavu ČR a agregovanou soustavu na evropské úrovni. Nebere tedy v potaz možné problémy na úrovni distribuční soustavy a nutné změny při zapojování jednotlivých zdrojů do sítě.

Studie se taktéž nezabývá výpočtem nutných investic do zdrojů a infrastruktury, ani nevyčísluje úspory v emisích skleníkových plynů z výroby elektřiny.

Model přenosové soustavy a spotřeby

Studie modeluje elektrizační soustavu na dvou úrovních detailu. Pro Českou republiku používá podrobný statický model přenosové soustavy (220 a 400kV vedení) s linearizovanými toky. Na mezinárodní úrovni pak uvažuje agregovaný model evropské sítě ENTSO-E.

Výroba a spotřeba elektřiny jsou modelovány v hodinovém rozlišení podle dat ENTSO-E, přičemž rozložení spotřeby v rámci ČR je zhruba úměrné rozložení obyvatelstva. Počasí je modelováno po 15 minutách a to podle roku 2012, který byl pro solární a větrné zdroje poměrně nepříznivý.

Výsledky studie Energynautics

Hlavním závěrem studie je, že předpokládaný rozvoj obnovitelných zdrojů neohrozí stabilitu sítě ani bezpečnost dodávek elektřiny a stávající podoba přenosové sítě není pro takový rozvoj obnovitelných zdrojů energie překážkou. Navíc v hlavní variantě scénáře ČR zůstane čistým vývozcem elektřiny.

Doplňující studie navíc ukazuje, že bezpečnost dodávek elektřiny bude zajištěna i v dalších variantách budoucího vývoje: (1) při neplánovaném výpadku největšího zdroje v české elektrizační síti, jednoho bloku Jaderné elektrárny Temelín; (2) při velmi chladné zimě, kdy by po tři týdny průměrná teplota klesala k −15 °C; (3) při nárůstu spotřeby v důsledku nástupu tepelných čerpadel a elektromobility a (4) při současném omezení instalovaného výkonu v Polsku, Německu a Francii.

Stávající podoba české elektrizační soustavy není překážkou pro přechod na čistější energetiku díky těmto důvodům:

• Soustava je dimenzována s vysokým koeficientem bezpečnosti.
• Síť rozvádí elektřinu od několika centrálních zdrojů do poměrně vzdálených míst spotřeby. To je rozdíl ve srovnání s Velkou Británií nebo Německem, kde jsou elektrárny často postaveny v blízkostí míst s vysokou spotřebou.
• Obnovitelné zdroje jsou vcelku rovnoměrně rozmístěny po území České republiky. Přenos větrné elektřiny na velké vzdálenosti, jak je známe z Velké Británie nebo Německa, zde nepředstavuje vážný problém.
• Významný podíl výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů pokrývají zdroje na biomasu a bioplyn, které jsou do určité míry dispečersky řiditelné.

V hlavním scénáři uvažovaném ve studii navíc Česká republika zůstane v roce 2030 čistým vývozcem elektřiny, ač čistý export klesne na 4 TWh oproti 13 TWh v roce 2017.