BloombergNEF: Scénář transformace elektroenergetiky ČR

BloombergNEF: Scénář transformace elektroenergetiky ČR

Studie BloombergNEF zkoumá možnou proměnu české elektroenergetiky do roku 2030. Tato studie modeluje nákladově nejvýhodnější vývoj. Počítá při tom se stávají úpravou emisních povolenek a nepředpokládá žádné další politické zásahy, které by cenu uhlíku zvyšovaly. Studie ukazuje, že vývoj s nejnižšími celkovými náklady také současně výrazně snižuje emise skleníkových plynů.

Ke stažení

Líbí se vám naše infografika? Stáhněte si ji a používejte dál! (Který formát vybrat?)


Podkladová data

Chcete vidět konkrétní čísla? Podívejte se na naši tabulku s daty nebo na původní zdroje.

Naše tabulka s daty Původní studie

Sdílení a licence

Všechny naše infografiky jsou k dispozici pro další použití pod licencí CC BY 4.0.

Data, licence a sdílení

Podívejte se na podkladová data nebo infografiku sdílejte. Všechny naše infografiky jsou k dispozici pod licencí CC BY 4.0. Přečtěte si, jak je správně používat a citovat.


Data

Chcete vidět konkrétní čísla? Podívejte se na naši tabulku s daty nebo na původní zdroje.

Naše tabulka s daty Původní studie

Sdílení

V této infografice dáváme základní přehled o jednom scénáři transformace české elektroenergetiky do roku 2030. Tato grafika je součástí kolekce grafik k různým scénářům vývoje elektroenergetiky v ČR včetně srovnání všech těchto scénářů na jedné grafice.

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 studíí 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

Oproti číslům udávaným v samotné studii jen upravujeme výrobu vodních elektráren: studie uvádí součet vodních i přečerpávacích. Protože studie nepočítá se stavbou nových přečerpávacích elektráren, tak od této jejich predikce odpočítáváme skutečnou výrobu v roce 2019.

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 dvou druhů:

  1. Přímé emise zahrnují jen provoz elektrárny (u fosilních zdrojů to je hlavně CO2 vypouštěné 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 infografikách a také se na ně vztahují emisní cíle Evropské unie a Česka.

Na druhou stranu emise celého cyklu lépe vystihují český přínos v kontextu celosvětové sumy 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 naše metrika potřebuje 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 BloombergNEF

Scénář od agentury BloombergNEF vznikl v rámci studie Investing in the Recovery and Transition of Europe’s Coal Regions (Investice do obnovy a transformace evropských uhelných regionů), která byla zveřejněna v červenci roku 2020. V listopadu 2020 pak byla zveřejněna navazující studie Decarbonization of Eastern Europe’s Energy Mix Key to Higher EU Climate Goals, která zkoumala stejný model za předpokladu výrazně vyšších cen uhlíkových povolenek, souvisejících s vyššími ambicemi Evropské unie. Tato infografika ovšem tuto navazující studii nepokrývá.

Zaměření scénáře a použitá metodika

Zmíněná studie se zabývá možností přechodu k nízkouhlíkovému hospodářství ve vybraných státech EU, které mají vysoký podíl fosilních zdrojů na výrobě elektřiny, ale přitom stále nemají stanovený termín odstavení uhelných elektráren. Ve výsledku tak modeluje proces přechodu na čistou výrobu elektřiny pro Polsko, Česko, Rumunsko a Bulharsko v horizontu roku 2030.

Scénář vychází z vlastní metodiky, tzv. New Energy Outlook. Ta je postavena na stávajících schématech (neuvažuje nové mechanismy podpory), přičemž určuje ekonomické faktory a body zvratu, které formují výsledný stav.

V daném případě se jedná o srovnání sdružených nákladů na výrobu elektřiny (včetně ceny uhlíku, respektive uhlíkových povolenek, obchodovaných v rámci systému ETS), dostupnost jednotlivých zdrojů elektřiny a provozní podmínky, které stanovují jejich využití v čase.

Výrobní mix je řešen pomocí vlastního modelu NEFM, jehož cílem je minimalizovat systémové náklady při splnění špičkové poptávky. Prognóza spotřeby elektřiny je poté založena na vlastních scénářích, které berou v úvahu zejména očekávaný vývoj HDP, mimo jiné i s ohledem na probíhající pandemii koronaviru.

Ve studii nejsou zmíněny žádné bližší detaily ohledně modelování elektrizační soustavy a to jak na úrovni ČR, tak na úrovni případných vyšších celků.

Výsledky scénáře

Výsledný mix počítá s poklesem instalovaného výkonu v uhlí a výrazným zvýšením výkonu větrných elektráren (nejvíce z uvedených scénářů). Na rozdíl od ostatních scénářů nepočítá BloombergNEF se zvýšením instalovaného výkonu plynových elektráren.

Pro využití obnovitelných zdrojů jsou klíčové tzv. body zlomu, které určují okamžik, kdy se výroba z těchto zdrojů (včetně počáteční investice) stává levnější, než výroba ze stávajících fosilních elektráren. V případě větrných elektráren tak BloombergNEF počítá s jejich rozvojem především po roce 2025, zatímco u solárních elektráren předpokládá největší nárůst až v samém závěru dekády.

Předpokládané náklady na výstavbu nových obnovitelných zdrojů jsou dle scénáře 5,8 mld. eur. Investice do infrastruktury scénář nemodeluje.