Problémy energetické transformace

Odborníci v energetice se shodli na nutnosti dekarbonizovat sektor energetiky rychlostí, která nezpůsobí cenové šoky. Konstatovali, že cíl dekarbonizovat celou spotřebu energií EU a ČR do roku 2050 není reálný a že napětí mezi tímto cílem a realitou bude narůstat a tím bude posilovat investiční riziko nejen v energetice, ale také v průmyslu. Je otázka, jakou roli v tomto procesu sehraje decentrální energetika spolu se sdílením elektřiny.

Konference Energetika 2024 se konala v druhé polovině září 2024 v Brně a uspořádala ji poradenská společnost EGÚ Brno. Shrnutí závěrů v úvodu vychází z debaty o zásadních problémech energetické transformace – nastavení přiměřené rychlosti transformace energetiky při odklonu od uhlí, zajištění vhodné zdrojové základny k roku 2030 nebo výhody i úskalí komunitní energetiky a sdílení elektřiny.

Rychlost transformace energetiky

Tématu dekarbonizace se v prvním bloku věnoval Michal Macenauer, ředitel strategie v EGÚ Brno. Ten mimo jiné zmínil, že roste ochota investovat do zelených řešení, zároveň však klesá jejich rentabilita. Snížení rizik v energetice na úrovni státní správy by měly podpořit projekty budované s nekomerční návratností (investice do přenosu a distribuce elektřiny, do jaderné energetiky a velkých akumulací) a zejména další propojování trhů především v elektroenergetice.

Podle Martina Durčáka, předsedy představenstva společnosti ČEPS, se provozovatel přenosové soustavy na novou energetiku a útlum těžby uhlí intenzivně připravuje. „Optimalizujeme řešení přeshraničních kapacit pro dovoz elektřiny a výměnu služeb výkonové rovnováhy, zajišťujeme rozšíření obchodu s podpůrnými službami a zaměřujeme se také na zajištění služeb soustavě ze zdrojů mimo Českou republiku,“ uvedl M. Durčák. ČEPS se intenzivně připravuje na řešení havárií typu blackout, v situaci bez uhelných zdrojů.

Lukáš Dobeš, generální ředitel společnosti TEDOM ESCO, upozornil v souvislosti s dekarbonizací na relativně pomalou výstavbu obnovitelných zdrojů energie (OZE) v ČR v porovnání s okolními státy. Upozornil ale také na přeceňování role komunitní energetiky a prostého sdílení elektřiny. Uvedl dále: „Energetická bezpečnost je v rukou vlády, firmy potřebují pro zajištění konkurenceschopnosti předvídatelné a stabilní podnikatelské prostředí.“

Jan Kalina, člen představenstva ČEZ a. s. a ředitel divize obnovitelná a klasická energetika ve Skupině ČEZ, informoval, že ekonomika uhelných elektráren se rychle zhoršuje a že k ukončení jejich provozu může dojít ještě před rokem 2030. Jakmile to nastane, bude pro udržení bezpečnosti dodávky zapotřebí nahradit jejich řiditelný výkon jinými řiditelnými zdroji, jako jsou plynové elektrárny, a zajistit dostatek nízkoemisní energie z fotovoltaiky či větru. ČEZ má široké portfolio projektů OZE. Největší potenciál pro rozvoj fotovoltaiky z hlediska využití území zasažených těžbou uhlí mají Ústecký a Moravskoslezský kraj. Pro rozvoj větrné energie jsou nejvhodnější Kraj Vysočina a Moravskoslezský kraj. „I přes maximální úsilí začíná být velmi složité naplnit naši ambici v OZE z mnoha objektivních důvodů. Právě další rozvoj OZE se za současných podmínek stává pro developery i investory neatraktivním,“ sdělil J. Kalina.

Překážkami rozvoje na straně developera jsou namátkou nedostatečná kapacita distribuční sítě, absence akceleračních zón, zdlouhavý povolovací proces ve spojitosti s vytížeností úřadů nebo rentabilita projektů bez dotační podpory. Pokud jde o překážky rozvoje na straně investora, tak vyšší růst instalované kapacity OZE snižuje velkoobchodní ceny elektřiny v hodinách s příznivými přírodními podmínkami, což negativně dopadá na návratnost investic do nových zdrojů. Navíc znatelně zdražují lokální náklady a vysoké jsou i náklady na vlastní kapitál. Pro investory je tak výnosnější investovat do jiných projektů než do OZE.

Budoucí zdrojová základna

V rámci druhého bloku, zaměřeného na zdrojovou základnu Česka k roku 2030, připomněl Jiří Novák, business development manager ze společnosti GENTEC CHP, že 54 % tepla dodaného v roce 2022 bylo vyrobeno z uhlí. Odklon od uhlí může pomoci efektivně vykrýt kogenerace s tím, že samotná kogenerace ušetří až 2,7 TWh zemního plynu. Zmínil i příznivý časový horizont, pokud jde o vlastní výstavbu kogenerační jednotky. Doba realizace středně velkého provozu s kogenerační jednotkou do 3 MWe je 12 měsíců, u velké kogenerační jednotky nad 3 MWe je to přibližně 18 měsíců.

Podle Tomáše Nováka, generálního ředitele skupiny UCED, potřebuje tuzemská elektrizační soustava točivé zdroje s maximální možnou flexibilitou. „Bezpečná energetika musí být považována za standardní službu v jakékoli době. Některé zdroje už v roce 2030 mít nebudeme, především uhelné, některé ještě mít nebudeme, především jaderné.“ uvedl T. Novák s tím, že se otevírá prostor pro rozumné investice do zdrojů plynových. Společnost UCED je podle jeho slov připravena na velké investice do nových řešení, výroby elektřiny a poskytování flexibility soustavě.

Toky energií

Ve třetím bloku se Thomas Merker, finanční ředitel společnosti GasNet, zabýval budoucí úlohou plynných paliv. Podle něj zůstane spotřeba plynů na vysoké úrovni, měnit se však bude podíl paliv v plynovém mixu. Zemní plyn bude postupně nahrazován biometanem a vodíkem. „Transformace energetiky bude vyžadovat významné investice. Také my dlouhodobě investujeme do bezpečnosti a spolehlivosti naší sítě, do minimalizace ztrát a snižování emisních nákladů, dále pak do připojování stávajících uhelných elektráren, teplárenských provozů a biometanových stanic a připravenosti sítí na distribuci vodíku,“ shrnul T. Merker s tím, že mezi roky 2026–2030 bude potřeba 260–280 miliard Kč v regulovaných síťových sektorech elektroenergetiky a plynárenství.

Bude decentralizovaná energetika tržní?

Čtvrtý blok zahájil Ludvík Baleka, předseda představenstva Pražské plynárenské, jenž se domnívá, že tržní prostředí v ČR je bohužel na ústupu. „Trh negativně ovlivňují dotace a zvýhodnění některých typů zdrojů, regulace nebo možný vznik státního obchodníka s energiemi,“ konstatoval L. Baleka s tím, že dopady EU ETS2 (systém obchodování s emisními povolenkami) se odrazí v nárůstu koncových cen plynu pro zákazníky minimálně o 20 %. Pokud jde o komunitní sdílení energií, půjde podle něj spíše o marginální jev, což se ukazuje v Rakousku.

O výhodách decentralizované energetiky mluvil Miloslav Kužela, obchodní ředitel a člen představenstva skupiny TEDOM. Decentrální energetika má vyšší celkovou bezpečnost a odolnost výpadkům. Součástí decentrálních řešení může být kogenerace, obnovitelné zdroje, a především zapojení decentrálního řešení do poskytování služeb soustavě, uvedl Kužela. Podle Kužely by stát měl především zjednodušit právní rámce a zajistit předvídatelnost svého přístupu nikoliv v řádu let, ale dekád.

Jana Hrabětová, vedoucí Strategie & Inovace společnosti E.ON Energie, připomněla, že jednotlivé evropské země zvolily různé přístupy ke komunitní energetice. V rámci skupiny E.ON probíhá několik pilotních projektů s komunitami, a to jak ze strany obchodníků, tak i distributora. „Zrod komunitní energetiky je evolucí energetického systému, ne revolucí. Bude ale nutné vyřešit řadu dílčích výzev, jakými jsou například nenaplněná očekávání, nejistota ohledně dopadů na stávající systém nebo nastavení nových obchodních modelů dodavatelů energií,“ sdělila J. Hrabětová s tím, že klíčové je pro transformaci energetiky fungující tržní prostředí.