Česko může dovážet až 30 procent spotřeby elektřiny. Záleží však i na rozvodnách v Nizozemsku nebo Německu

Může tedy v určitých hodinách Česku elektřina chybět?

Scénáře MAF říkají, co se může stát, pokud se splní určité předpoklady. Slouží jako nápověda pro investory a státní správu na dalších 15 až 20 let. Takže to není výhled, co se stane, ale co by mohlo nastat v různých variantách vývoje a změn energetického mixu. Tedy i v případě, kdy nevzniknou nové projekty jako náhrada za uhlí.

Třeba ČEZ nové paroplynové zdroje jako náhradu za uhlí připravuje. Přesto stále není jisté, že se opravdu postaví.

Ještě nedávno se diskutovalo, jestli plyn bude pokládán za emisní, bezemisní, nebo nízkoemisní, a dnes se o něm bavíme jako o vyrovnávacím zdroji s tím, že ho postupně budeme doplňovat vodíkem. Podobně se bavíme o jaderných elektrárnách. Těm atmosféra v Evropě ještě nedávno nebyla úplně nakloněná. Uběhly však tři čtyři roky a jaderné zdroje jsou nejen brány na milost, ale je s nimi počítáno v energetickém mixu Evropy. Kdo by řekl v roce 2020, že místo jednoho jaderného bloku budeme mluvit o čtyřech?

Ale to musela nastat extrémní situace v podobě války na Ukrajině.

Válka samotná představuje jednorázový výkyv. Dlouhodobější je však povědomí o tom, co obnáší Green Deal. Pokud chceme splnit to, k čemu jsme se zavázali, tak musíme snížit celkovou spotřebu energie. A to bude vykoupeno zvýšenou spotřebou energie elektrické. To jsou fakta, která dříve nebyla tak zřejmá. Dnes je však povědomí větší a my věříme, že pokud se před dvěma lety někomu jevilo, že plynové elektrárny jsou přežitek, tak dneska to nikdo nerozporuje.

Takže jste optimista, že Česku elektřina chybět nebude?

Do budoucna nemůžeme vyloučit přechodné situace, kdy se v určitých hodinách a opravdu výjimečně může stát, že k nerovnováze dojde. Jeden ze scénářů MAF počítá i s mimořádně extrémním počasím, které se v Česku vyskytlo v roce 1985, kdy se nad Evropou objevila tlaková níže a tři týdny bylo mimořádně mrazivé počasí. To s sebou samozřejmě nese vysokou spotřebu energie. V našich modelech pak taková situace indikuje určitou nerovnováhu mezi výrobou a spotřebou v řádu desítek hodin ročního úhrnu. Musím však zdůraznit, že pravděpodobnost, že se to stane, je velice malá. Navíc se na to připravujeme. Do budoucna se bude využívat například řízení na straně spotřeby (tzv. demand side response), kdy budou zákazníci schopni snížit svou spotřebu za úplatu tak, že třeba přesunou výrobu z doby, kdy je vysoká spotřeba, na období pozdější. Bavíme se o stovkách megawattů, které by mohly být pro tento takzvaný peak shaving k dispozici. A to by mohlo stačit.

V ČT jste třeba zmiňoval, že kapacita domácích baterií už dnes dosahuje 600 megawatthodin. Ty by k tomu bylo možné využít?

Teoreticky ano, v rámci agregace flexibility (propojení a řízení několika menších zdrojů, které pak napomáhají vyrovnávat síť – pozn. red.). Pro řízení energetické soustavy jsou pro nás použitelné výkony od jednoho megawattu instalovaného výkonu, které vzniknou agregací menších zařízení nebo opravdu velkými instalacemi.

Co je třeba ještě udělat, aby to fungovalo?

V prvé řadě uzákonit novelu energetického zákona zvanou lex OZE III, ve které jsou legislativně ukotvené metody moderní energetiky, jako je agregace flexibility nezávislým agregátorem (subjekty poskytující agregaci flexibility – pozn. red.) a licencování akumulace (ukládání energie – pozn. red.). Dnes můžete baterii mít, pokud máte zdroj. Do budoucna budou však vznikat i poskytovatelé, kteří budou mít jen baterie samotné. Ty budou fungovat vlastně jako taková přečerpávací elektrárna.

Takže je to jen o legislativě, nebo i o vzniku technologií?

Na začátku je legislativa, která to musí umožnit. Druhou podmínkou je vznik Elektroenergetického datového centra (EDC), které by v plné podobě mělo být hotové v polovině roku 2026. V Česku je zhruba šest milionů elektroměrů, které se budou postupně vyměňovat za chytré. To znamená, že k odečtu bude docházet nikoliv jednou za rok, jako je tomu dnes u většiny domácností, ale automaticky jednou denně ve čtvrthodinové granularitě (data se budou měřit každých 15 minut, distributoři je však budou stahovat jednou denně zpětně – pozn. red.). To bude klást obrovské nároky na výpočetní efektivitu. A přes EDC budeme také řídit agregaci flexibility, akumulaci a budeme si s distribučními společnostmi vyměňovat data, abychom společně uřídili naše sítě.

Takže se to vlastně časově potká s očekávaným koncem uhelných zdrojů?

K vypínání bude docházet nejspíše v horizontu let 2026 až 2030, takže by se to mělo potkat. LEX OZE III je v parlamentu a v průběhu prázdnin by mohl být schválen.

Přesto, třeba u baterií se často zmiňuje, že Česko zaspalo. Nemělo k tomu dojít už dříve?

V určité době se musí protnout několik podmínek, aby byla vnímána důležitost výstavby nebo legislativního ukotvení nových metod. Dříve to neprošlo, dnes už to všichni chápou a myslím, že to projde.

Investice do modernizace sítí si v následujících letech vyžádají o deset miliard ročně více než dnes. To se podle vás v cenách elektřiny projeví, ale jen 10 korunami za megawatthodinu. Mohl byste osvětlit proč?

Podle analýzy, na které jsme pracovali s kolegy z PREdistribuce, ČEZ Distribuce a EG.D, oproti obvyklým obnovovacím a dlouhodobě plánovaným aktivitám musíme v budoucnu investovat ročně zhruba o deset miliard korun navíc. Půjde o kombinaci investic do sítí a rozvoden. Jde o investiční náklad, a pokud si průměrný odpis počítaný odpisovou sazbou 25 let podělíme očekávanou roční spotřebou v megawatthodinách, tak nám vyjde částka, která se pak objeví na faktuře. Tedy pokud ji vydělíme spotřebou, která v loňském roce byla 57 terawatthodin, a připočteme k tomu přiměřený zisk, tak to vychází na 8 až 10 korun na megawatthodinu. Částka samozřejmě narůstá, v prvním roce to tedy bude 10 korun, v druhém 10 plus 10 a tak dále.

Žili jsme si komfortní fosilní a jaderný život. Vypadá to však, že uhlí skončí dříve, než se čekalo, říká Síkela

21. 3. 2024 ▪ 15 min. čtení

To jsou ale jenom investice. S růstem výkonu obnovitelných zdrojů budou ovšem narůstat i náklady na řízení sítě. Je to tak?

Ano, máme dva typy opatření. Jedny jsou investičního charakteru, kde budeme pracovat také s dotacemi. Evropská unie nově zohlednila i rozvoj sítí. Budou na ně tedy uvolněny prostředky z dotačních programů a určitá část výdajů bude pokryta z nich. Ty se pak neprojeví na faktuře v plné výši.

Takže to bude míň než těch 10 korun za ten rok?

Může to tak být. Ještě však neznáme přesnou strukturu dotačních programů, a kolik prostředků bude uvolněno.

A to řízení?

Pak tam máme druhé opatření, a to je otázka řízení. Mimo jiné jde o takzvané redispečinky, kterými se může řešit přetížení sítě, za které se platí. A to je otázka investiční a případně i provozní podpory, která existuje například v Německu. Pokud si však nastavíme provozní podporu na OZE i u nás, což známe z roku 2010, tak si vytvoříme určitý závazek do budoucna, který budeme muset platit. A většinou se platí z distribučních poplatků.

Hodně se mluví o kapacitě přeshraničního propojení. Potřebuje ho Česko posílit?

Česká vnitřní přenosová soustava je robustní a silná. Historicky se stavěla směrem západ–východ, a proto dnes máme dostatek linek, které jsou schopny uskutečnit přenos v rámci Česka. Zároveň máme 17 propojení do zahraničí, do všech okolních zemí. I ty jsou celkem robustní a umožňovaly nám exportovat až 17 terawatthodin ročně, což ještě nebyla maximální kapacita. To znamená, že dnes jsme schopni importovat mezi 25 a 30 procenty očekávané spotřeby České republiky. Záleží však z jakého zdroje a jakým způsobem je evropská soustava zatížena. Není to tak, že bychom si nějak nastavili garantovanou přeshraniční kapacitu a měli ji po celý rok. Tato kapacita se dnes počítá každý den pomocí takzvané flow-based metody, která je založena na fyzikálních tocích.

Jak funguje?

Je to velmi komplikované. Představte si, že evropská síť se skládá z určitých prvků. Každá rozvodna, každá linka je jedním takovým prvkem a jsou jich opravdu stovky. Zatížení se počítá pro každý den. Sleduje se, které linky jsou vypnuté nebo které rozvodny jedou na poloviční profil. Může přitom dojít k tomu, že na klíčovou rozvodnu je směrován vysoký tok energie z výroby v Baltském nebo Severním moři. Vznikají tak úzká místa třeba v rozvodnách v Nizozemsku nebo Německu.

Německo přitom své klíčové propojení stále nemá dokončené.

Německo má rozložení obnovitelných zdrojů nerovnoměrné. Většina vysoce efektivních offshorových větrných farem je postavená na severu, ale energie se spotřebovává na průmyslovém jihu. A aby se tam energie dostala, potřebuje Německo posílit sítě. Jde o tři stejnosměrné linky, které se staví od severu na jih a v tuto chvíli mají zpoždění. Po jejich dokončení se soustava v Německu výrazně zkapacitní. Dneska však stále hotová není. A to je také jeden z důvodů, proč nemůžeme tu energii, která je k dispozici, dostat do České republiky. Není to tedy tak, že bychom si problém vytvořili někde na naší hranici.

Takže abychom mohli dovézt více levné elektřiny, musí do posílené infrastruktury investovat třeba i Nizozemsko?

Investice musí směřovat do celé evropské sítě. Takzvaných „bottlenecků“, úzkých míst, je opravdu hodně a i my pracujeme na posílení přeshraničních kapacit. Opravdu to ale není tak, že stačí postavit linku přes hranice do první rozvodny a máme vyřešeno.

Jaké významné investice vás tedy v nejbližší době čekají?

V nejbližší době nás čeká rozvoj dvou klíčových rozvoden. Modernizaci rozvodny Kočín u Temelína jsme dokončili na konci minulého roku. Nyní budeme modernizovat rozvodnu Slavětice na vyvedení výkonu z nových bloků v Dukovanech. Zároveň budeme modernizovat rozvodnu Hradec u Kadaně, což je klíčová rozvodna pro Německo. Pokud jde o liniové stavby, tak už několik let připravujeme novou, 127 kilometrů dlouhou linku z rozvodny Kočín do rozvodny Mírovka. Tato rozvodna se nachází ve středu republiky poblíž Havlíčkova Brodu a linka bude sloužit jak pro vyvedení budoucího výkonu z Temelína, tak také k vyvedení velkých výkonů z očekávaných větrných farem na Vysočině.

Nedávno jste přitom zmiňoval, že je problém linky stavět, protože netušíte, kde nové obnovitelné zdroje vzniknou.

Příprava liniových staveb zabere spoustu času. Občas se nám přitom dává za vinu, že s předstihem nemáme linky posílené. Pokud bychom je však posilovali jen tak preventivně do míst, kde si myslíme, že tam za pět deset let dojde k výstavbě zdroje, tak by nám na to Energetický regulační úřad těžko schválil peníze.

Přejděme k plynu. Pod ČEPS nově spadá soustava páteřních plynovodů Net4Gas a plynové zásobníky. Doposud jste se přitom zabývali jen elektřinou. Jak se ČEPS sžil s novým médiem?

Vcelku dobře. Stejně jako my jsme přenosová společnost pro elektroenergetiku, tak Net4Gas je přenosová firma pro plyn. Je zde spousta společných zásad, ekonomika funguje podobně, plyn má kompresní stanice, stejně jako my máme rozvodny. I velikost společností je podobná, stejně tak počet zaměstnanců.

Nákup byl částí energetického trhu kritizován kvůli poměrně vysokému zadlužení Net4Gas. Jak to vnímáte?

Byl jsem u několika velkých transakcí, kde jsme plánovali návratnost v řádu desítek let a nakonec to byly jednotky let. A Net4Gas by mohl spadat přesně do této kategorie. Plyn tady s námi bude ještě dlouho. Budeme ho potřebovat na vyrovnávání denního salda výroby obnovitelných zdrojů, případně pro noční hodiny a zimní období. Zároveň existuje potenciál transformace do vodíku. Některé z plynovodů lze přebudovat na transport vodíku s náklady, které nejsou horentní. Budeme tedy potřebovat plyn pro plynové elektrárny, budeme potřebovat vodík a Net4Gas je na to připraven. Je to strategická investice, musíme se dívat na delší horizont, a ne jen počítat návratnost na dalších pět let. Přičemž to klidně pět let být může.

To, o čem mluvíte, se ale týká domácí spotřeby plynu. Plynovody přitom měly generovat zisk především z přepravy ruského plynu přes Česko a ten už se nevrátí. Nebo ano?

Uvidíme, co bude. Neznamená to, že se musí jednat o transfer z Ruska přes Česko do Německa. Máme propojení se Slovenskem, trubky procházejí přes Ukrajinu. A mluví se o tom, že Ukrajina bude do budoucna těžit hodně plynu. To, jak síť vypadá dnes, přitom neznamená, že bude za určité období vypadat stejně. Pracuje se na zintenzivnění propojení do Polska i na intenzifikaci propojení přes Slovensko na Rakousko. Síť může dostat úplně jinou dynamiku.

Mohlo by se tedy Česko stát vodíkovou namísto plynovou křižovatkou?

Ležíme v centru Evropy a máme k tomu našlápnuto. Pokud se vodík rozvine do podoby, jak si všichni představují, a dojde k zapojení Ukrajiny, tak Česko bude přesně na té křižovatce Evropy.

Setkávám se přitom s názorem, že ČEPS plynárenská aktiva časem opět vyčlení do nějakého jiného státního subjektu. Pracujete s tímto scénářem?

S naším vlastníkem, tedy s ministerstvem průmyslu, pracujeme na maximálním využití synergií, a to nejenom stávajících aktiv, ale i budoucího nastavení tak, aby to bylo pro stát a spotřebitele co nejvýhodnější z hlediska zajištění energetické bezpečnosti. Nevylučuje se přitom nic z toho, co jste řekl, tedy sloučení aktiv do jiného celku pod jiným subjektem. Ale nic není rozhodnuto, pracuje se na tom a uvidíme.

Cena za zásobníky byla devět miliard, za plynovod tři miliardy. Jak jste nákup financovali?

Šlo o kombinaci volného cash flow, kontokorentu a půjček od státu. Využíváme, co je pro nás v aktuální chvíli levnější a výhodnější. Koupili jsme aktiva, která budou vydělávat. U zásobníků se počítá s návratností mezi sedmi a devíti lety. Zásobníky produkují zisk, který můžeme použít ve formě dividendy a umořovat náš náklad.

Během energetické krize stát poskytl ČEPS formou půjčky a formou dotace celkem 22,7 miliardy korun. Důvodem bylo, že rostoucí cena elektřiny dopadla i na vás. Ta však hodně kolísala. Kolik z této částky jste nakonec spotřebovali?

Od státu jsme nedostali cash, ale celkový limit na dotace na úrovni 22,7 miliardy korun. Z toho jsme část vrátili státu ve formě odvedené DPH z přijaté dotace na pokrytí nákladů na služby výkonové rovnováhy a na ztráty v síti. Celkem jsme z daného limitu spotřebovali zhruba 16 miliard korun.

Velkou změnou v energetice je reforma tarifní struktury, na které pracuje hlavně Energetický regulační úřad. Netržní složka bude v budoucnu v koncové ceně hrát větší roli než dnes. Je podle vás reforma nutná, a jak dopadá na ČEPS?

My a distribuční společnosti potřebujeme pokrýt náklady na rozvoj a údržbu sítě a získat určitý objem peněz. Jak budou rozděleny mezi zákazníky, je opravdu záležitostí regulátora.

Často se v této souvislosti zmiňuje naddimenzovaná rezervovaná kapacita některých odběratelů, která je pro ně příliš levná a blokuje tak síť. To pro vás není problém?

To je hlavně záležitost distribučních společností. Pravda je, že systém v minulosti opravdu dovoloval rezervovat si pro jistotu o něco větší kapacitu. Dnes distribuční společnosti tuto kapacitu potřebují pro zapojování obnovitelných zdrojů. Bylo by proto fajn, aby byla uvolněná. A tomu mají pomoci právě nové distribuční tarify, na kterých pracuje Energetický regulační úřad.