Ember: 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

Oproti číslům ve studii mírně upravujeme kategorizaci, aby více odpovídala našemu rozdělení pro rok 2019 a také dalším studiím.

• Plyn: Studie Ember jako plyn označuje pouze paroplynové elektrárny a nové plynové kogenerační jednotky, protože stávající kogenerační jednotky nejsou předmětem optimalizace v jejich modelu. My je k této kategorii přidáváme, konkrétně kategorii Other thermal z jejich podkladových dat. Kromě stávajících kogeneračních jednotek jsou v kategorii Other thermal další zařízení, jako například spalovny odpadu. Ty jsou ovšem zanedbatelné instalovaným výkonem i výrobou, a tak jejich zařazení do kategorie plyn nemá znatelný vliv na grafiku ani na odhad emisí.
• Biomasa a bioplyn: Studie tuto kategorii neuvádí (protože není předmětem optimalizace v modelu). My do ní z podkladových dat vybíráme kategorii Other renewable, což je v naprosté většině právě biomasa a bioplyn (kromě toho také biologicky rozložitelný komunální odpad).

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).

Pro studii Ember je ještě třeba zdůraznit, že ukazujeme úsporu emisí pouze z výroby elektřiny. Studie zahrnuje také transformaci teplárenství, která by vedla k dalším úsporám emisí z výroby tepla. Tyto úspory infografika nevyčísluje (pro srovnatelnost s dalšími scénáři, které teplárenství neřeší).

O studii Ember

Ember je nezávislý klimatický think tank, zaměřující se na urychlení světové transformace energetiky. Součástí jeho práce je zveřejňování dat o energetice či modelování možností transformace energetiky v různých částech světa. Studie, ze které vycházíme v této vizualizaci, byla zveřejněna v listopadu 2020 a shrnutí studie je k dispozici v češtině. Pokud vás zajímají bližší detaily ohledně metodiky modelování, předpokladů a dalších parametrů modelu, nahlédněte do podrobné zprávy v angličtině.

Zaměření studie

Studie Ember nabízí jeden z nejambicióznějších scénářů pro český uhelný phase-out. Tento scénář totiž zkoumá, jak se s co nejnižšími náklady dostat v roce 2030 k energetice zcela bez uhlí, tedy jak bez uhelných elektráren, tak bez uhelných tepláren. Takový razantní phase-out zkoumá pomocí zavedeného modelu, který bere v potaz celoevropský kontext. V rámci tohoto prostoru model zohledňuje:

1. ekonomiku budování a provozování energetických zdrojů pomocí modelu celoevropského trhu s elektřinou během celého roku v hodinovém rozlišení,
2. velmi zjednodušenou přenosovou soustavu (tento model agreguje každý evropský stát do jednoho uzlu a tyto uzly propojuje podle existující přenosové sítě),
3. počasí a jeho vliv na výrobu obnovitelných zdrojů.

To znamená, že výroba v jednotlivých státech a přeshraniční toky elektřiny jsou v každé hodině určovány (1) tržními mechanismy (bez předpokladů jakýchkoliv dotací), (2) limity přenosové soustavy a (3) momentálním počasím (to je důležité pro větrné a solární elektrárny).

V tomto rámci pak model optimalizuje výstavbu vybraných typů nových zdrojů v ČR (konkrétně paroplynových elektráren, plynových tepláren, větrných elektráren a solárních elektráren) tak, aby naplnil po celou dobu životnosti těchto zdrojů poptávku po elektřině za minimální cenu. Ani pro výstavbu obnovitelných zdrojů nejsou předpokládány žádné dotace.

Co studie neřeší

Studie Ember optimalizuje výstavbu zdrojů jen v rámci ČR. Pro všechny ostatní státy předpokládá fixní rozvoj zdrojů a přenosové soustavy podle plánů TYNDP Evropské sítě provozovatelů přenosových soustav (ENTSO-E). To není zcela realistické, protože v konečném důsledku může být levnější dovážet více elektřiny ze zahraničních zdrojů, např. z off-shore větrných farem v Polsku nebo v Německu, než tuto elektřinu vyrábět lokálně. Tento model však vynucuje, aby se v Česku přibližně pokryla poptávka po elektřině domácí výrobou. Což ovšem z pohledu státu a energetické bezpečnosti může být atraktivní výsledek, a tak může případný rozdíl nákladů (mezi levným dovozem a dražší výrobou) dotovat.

Studie dále nemodeluje národní přenosovou a distribuční soustavu. To znamená, že tato studie vlastně předpokládá, že elektřina vyrobená kdekoliv v ČR se dostane v kteroukoliv hodinu ke kterýmkoliv zákazníkům v ČR (a to stejné pro další státy EU). V důsledku studie není schopná vzít v potaz omezení spojená s připojením nových obnovitelných zdrojů do distribuční soustavy a s tím spojené nutné investice v infrastruktuře.

Tento zjednodušený přístup je použit i pro distribuci tepla. Tedy celá ČR je agregovaná a model nijak neřeší lokality, ve kterých je potřeba budovat nové teplárenské kapacity místo uhelných tepláren.

Metodika modelování studie Ember

Ember pro tento model použil zavedený nástroj Artelys Crystal Supergrid, který umožňuje plánovat a optimalizovat investice v elektrizační soustavě. Tento model stojí na řadě předpokladů:

Kontext

• U energetiky v jiných evropských zemích se předpokládá vývoj podle plánů TYNDP Evropské sítě provozovatelů přenosových soustav ENTSO-E, konkrétně scénář Sustainable Transition z verze plánů z roku 2018. Výhled pro uhelné kapacity okolních zemí podle tohoto scénáře je zhruba konzistentní s jejich národními plány NECP.
• Vzhledem k omezeným datům o dalších státech EU je modelování provedeno pouze pro roky 2020, 2025 a 2030.
• Přenosová soustava je zjednodušená na vedení vysokého napětí propojující jednotlivé státy.
• Poptávka po elektřině se vyvíjí podle predikce NECP.
• Počasí je v modelu zohledněno pomocí průběhu ve třech referenčních obdobích (roky 2002, 2006 a 2010) hodinu po hodině. Tyto roky byly vybrány tak, aby zachytily možnou meziroční variabilitu počasí. Toto je jediný nástroj, který tato studie používá ke zkoumání extrémních vlivů počasí na stabilitu sítě.

Omezení instalovaného výkonu

U některých zdrojů model předpokládá vývoj instalovaného výkonu podle plánů NECP, konkrétně u jaderných, vodních a přečerpávacích elektráren, stejně jako u elektráren na biomasu a bioplynových stanic. Další instalovaný výkon model nechává optimalizovat v rámci určitých omezení:

• Uhlí musí do roku 2025 omezit instalovaný výkon o 40 %, do roku 2030 pak o 100 %, tedy na 0 GW.
• Nově instalovaný výkon u solárních a větrných instalací je podle expertních odhadů omezen ve dvou obdobích (mezi lety 2020–2025 a mezi lety 2025–2030). V součtu tak nesmí v roce 2030 instalovaný výkon překročit 10 GW u slunce a 4 GW u větru.
• Plynové teplárny musí přidat alespoň 250 MW výkonu (podle plánů NECP).
• Jediné paroplynové elektrárny nejsou jakkoliv omezené.

Teplárenství

Model se zaměřuje jen na teplo v současnosti vyráběné z uhlí (asi 60 PJ v roce 2019). Vývoje poptávky po teple z uhelných elektráren odhadují následovně:

• Celkovou poptávku po teple odvozují z predikce NECP (9 % snížení oproti 2016) a z dalších studií o zateplování budov. Odhadují tak celkové snížení o 15 % v roce 2030 oproti roku 2019.
• U neuhelných zdrojů tepla předpokládají postupný rozvoj podle NECP.
• U uhelných tepláren, které nevyrábějí elektřinu, předpokládají úplnou náhradu za jiný zdroj (vzhledem k současnému ekonomickému tlaku na uhelné teplárny).

Z toho vychází, že v roce 2030 bude potřeba pokrýt 40 PJ tepla jako náhradu za odstavené uhelné elektrárny. Optimální výrobu tohoto chybějícího tepla hledají za následujících omezení:

• Na základě studií o využití odpadního tepla (z průmyslu) v ČR odhadují potenciál tohoto zdroje do roku 2030 na 11 PJ. Tato výroba tepla může probíhat nepřetržitě, a proto o tuto hodnotu snižují poptávku.
• Pro zbývající poptávku umožňují kombinaci velkých tepelných čerpadel (s topným faktorem 3,5), kogeneračních jednotek na plyn nebo biomasu a tepláren na plyn nebo biomasu. Vynucují, aby alespoň 15 PJ bylo pokryto kogeneračními jednotkami nebo teplárnami. Toto množství tepla odpovídá odhadu poptávky po teple v průmyslových podnicích, kde konzervativně očekávají náhradu uhlí za technicky obdobné řešení.

Výsledky studie Ember

Náhrada uhlí ve výrobě elektřiny

Studie přináší tyto hlavní výsledky:

• Obnovitelné zdroje v nákladové optimalizaci naplnily limity na nový instalovaný výkon. To znamená, že i v českých klimatických podmínkách bude ekonomicky výhodné bez státních dotací výrazně rozvíjet obnovitelné zdroje. Podíl těchto zdrojů ve výrobě elektřiny podle tohoto modelu v roce 2030 tvoří 38 %.
• Odstavení uhelných elektráren a rozvoj obnovitelných zdrojů (jejichž dodávky závisí na počasí) vyžaduje výrazné navýšení instalovaného výkonu plynových elektráren. Ty fungují do velké míry jako záloha v době, kdy nesvítí slunce nebo nefouká vítr. Nejde jen o průběh výroby během dne, ale také o sezónní variace – elektřiny z plynu je více potřeba v zimě než v létě. Výhodnost provozu paroplynových elektráren ovšem do velké míry závisí na rozvoji zdrojů v okolních zemích a rozvoji bateriových úložišť (viz níže).
• Čistý export elektřiny postupně klesá se zavíráním hnědouhelných elektráren až k mírnému deficitu exportu v roce 2030.
• S odhadovanými investičními náklady okolo 10,5 mld. euro (necelých 300 miliard korun) je to v našem srovnání nejdražší scénář. Z toho by asi polovina investic šla do solárních instalací a asi 30 % do větrných elektráren. Celková suma ovšem neobsahuje investice do přenosové a distribuční soustavy, protože použitý model je neumožňuje odhadnout.

Nakolik je takový rozvoj obnovitelných zdrojů realistický, záleží ve velké míře na aktivitě firem, ochotě státní správy a provozovatelů distribuční soustavy a také ve velké míře na souhlasu obyvatelstva. Pro srovnání, nejaktivnější rok minulého solárního boomu byl rok 2010, kdy se podle dat ERÚ připojilo do sítě asi 1,5 GW instalovaného výkonu solárních elektráren. Scénář Ember předpovídá rozvoj o necelé 3 GW v příštích 5 letech a o dalších cca 5 GW v letech 2025–2030 (tedy asi 1 GW za rok).

Jak funguje síť s tolika obnovitelnými zdroji

Stabilita dodávek je zajištěna pomocí dostatečné zálohy plynových zdrojů. Maximální spotřeba napříč celým rokem 2030 (a napříč všemi modelovými roky počasí) je 12,6 GW. Instalovaný výkon všech řiditelných zdrojů je 13,95 GW, což dává dostatečnou rezervu i pro odstávku jednoho jaderného bloku.

Na druhou stranu je podle modelu elektřina z obnovitelných zdrojů často importována nebo exportována. Silně propojená evropská soustava tak umožňuje zužitkovat přebytky v elektřině z jednoho státu v okolních státech. Podle modelu tak při této míře obnovitelných zdrojů (i bez baterií) nedochází k vynucenému odstavení obnovitelných zdrojů při nadbytku výroby kvůli stabilizaci sítě.

Náhrada uhlí v teplárenství

Pro transformaci teplárenství odhadují náklady okolo 2,2 mld. euro. Toto zahrnuje jen výše zmíněných 40 PJ tepla a nezahrnuje tak rozvoj dalších zdrojů tepla očekávaný v NECP.

• Nákladově nejvýhodnější je využití odpadního tepla (investice asi 92 mil. euro), kde skutečným limitem je jen potenciál tohoto zdroje.
• Pro svůj výhodný provoz naplnila maximální limit instalace také velká tepelná čerpadla. A to přes výrazné vstupní náklady (odhadovaná investice je 1,35 mld. euro i bez nákladů na integraci do stávající infrastruktury). Očekávaná spotřeba elektřiny je asi 1,2 TWh za rok a je přidána k odhadu poptávky pro optimalizaci výroby elektřiny.
• Zbylou poptávku plní ve velké míře nové plynové kogenerační jednotky a v zanedbatelné míře plynové teplárny.
• Biomasa pro velké provozní náklady v této optimalizaci není použita vůbec (nad rámec odhadů v NECP).

Varianty scénáře Ember

Ember ještě kromě hlavního scénáře modeloval dva alternativní.

Referenční scénář

V tomto scénáři nebyl požadován uhelný phase-out. Rozvoj instalovaného výkonu všech ostatních zdrojů byl pro rok 2030 stanoven podle predikcí scénáře NECP. V tomto velmi těsném rámci pak probíhala optimalizace výroby elektřiny podle nejnižších nákladů.

Tento scénář vedl k velmi pomalu klesajícímu instalovanému výkonu uhelných elektráren, k pomalu klesajícímu čistému exportu (5,8 TWh) a k nižšímu poměru výroby z obnovitelných zdrojů (18,6 %).

Pro srovnání, scénář BloombergNEF také nevyžaduje uhelný phase-out, ale přichází k jiným výsledkům primárně díky větší flexibilitě ve výstavbě plynových, solárních a hlavně větrných elektráren.

Scénář s bateriemi

Stejný jako hlavní scénář, jen vyžaduje instalaci bateriových systémů pro solární elektrárny. Konkrétně jde o Li-ion baterie s 2 GW instalovaného výkonu (to odpovídá 20 % solárního instalovaného výkonu) a kapacitou na 2 hodiny.

Tento scénář vedl ke snížené výstavbě paroplynových elektráren (v roce 2030 celkem 3 GW, tedy o 1 GW méně než v hlavním scénáři). V důsledku nasazení baterií nejsou přebytky v obnovitelné výrobě exportované, ale později (během večerní špičky) spotřebované v Česku (+0,5 TWh). To nadále oslabuje ekonomiku provozu plynových elektráren (−1,4 TWh) a místo toho upřednostňuje import (+1 TWh).