Martin Durčák: Bez plynových elektráren bude budoucnost české energetiky velmi složitá

JK: Nahrazení části uhelných kapacit plynem je vedle rozvoje OZE a jádra jedním z pilířů české energetiky. Platí to stále?

MD: Určitě, a zároveň platí, že hlavní pilíře jsou v ČR tři – v základním půdorysu bylo schváleno jádro, OZE, a abychom mohli vyregulovat delší výpadky OZE, potřebujeme plynové elektrárny. Tyto tři pilíře jsou budoucností české energetiky. Důležitá bude rovněž flexibilita, do které patří kupříkladu bateriové systémy, vodík nebo elektrolýza.

JK: Přesto, že zatím letošní MAF (Národní hodnocení zdrojové přiměřenosti, to znamená dokument, který každoročně vypracovává ČEPS, pozn. red.) není finalizovaný, se zeptám – jakou úlohu tu bude hrát plyn?

MD: Plyn vnímáme jako prvek flexibility pro OZE. Pokud nebude foukat nebo svítit a nebudeme mít odkud dovézt, potřebujeme zálohový zdroj v podobě plynu. Tyto zálohy zároveň nejsou dimenzované na minulé potřeby plynových elektráren, objem je výrazně nižší. Stejně to ale dělají všechny země, nejen ČR.

JK: Můžeme tedy počítat s tím, že kapacity budou relativně velké, ale počet hodin, kdy je budeme využívat, bude nižší? A jak do toho zapadá KVET?

MD: Menší budou jak kapacity, tak i počet hodin. Dnes počítáme s tím, že na vyrovnání OZE, tedy pro prvek flexibility, budeme ke stávající paroplynce v Počeradech s výkonem 1000 MW potřebovat dalších asi 2000 MW v nových plynových elektrárnách. Řeč přitom není jen o paroplynových cyklech, které jsou efektivnější, ale jít může i o open cykly, jež jsou zase výhodné díky tomu, že je lze nastartovat velmi rychle a jsou levnější. KVET do těchto výpočtů nezahrnujeme kvůli specifickému režimu tepláren, kdy lze systém kogenerace plně využít jen od září do dubna.

JK: Nicméně zatím nové plynové zdroje ve výstavbě nejsou. Kdy se na ně my plynaři můžeme těšit?

MD: První vlaštovky se již objevují, nový hybridní zdroj, využívající také plyn a určený speciálně pro poskytovaní flexibility, byl například nedávno spuštěn ve Vraňanech na Mělnicku. Čím rychleji budou nové zdroje postavené, tím bezpečnější bude přechod, tím víc OZE se dá instalovat, a hlavně tím rychlejší bude odklon od uhlí. Bez plynových elektráren by to celé bylo velmi, velmi složité.

JK: EU plynové elektrárny připouští, ale jen s časovým omezením…

MD: Evropská unie připouští plynové elektrárny, kterou jsou „hydrogen ready”. Nová zařízení mají proto už teď turbíny, které umějí spalovat jak čistý zemní plyn, tak si i po určité malé úpravě dokáží poradit s blendem zemního plynu a až se 40 % vodíku. Úplně nové turbíny, s nimiž se počítá v nových zařízeních, by pak měly dokázat spalovat až 100 % vodíku.

JK: Situace je nicméně taková, že vodík stále není.

MD: Jestli si to dobře pamatuji, v prvotních návrzích se hovořilo o až 30 % vodíku v roce 2026. Teď už pro nás tento milník tak vzdálený není, mnoho vodíku ale pořád nevidíme. Pokud ale tento plyn bude, technologie jsou na něj připravené.

JK: Podobná situace jako s vodíkem je i s výstavbou nových plynových elektráren. Jaké jsou podle vás hlavní důvody?

MD: U normálně fungujícího trhu je běžné, že investoři zaznamenají příležitost a investují. Plynové elektrárny jsou v porovnání s uhlím zatížené nižšími emisními povolenkami a při aktuálním stavu ceny zemního plynu by tedy odvětví mělo investory lákat. Trh je nicméně pokroucený řadou subvencí a panuje také nejistota ohledně budoucí formy regulací i dalších opatření. Což jsou hlavní důvody, proč se plynové elektrárny stále nestaví. Stejná situace ale trvá i v Německu, Rakousku a dalších okolních zemích – energetický trh je v přerodu, a tak se do něj zkrátka moc investorů nehrne.

JK: Vytváří ČEPS nějaké modely, kolik může flexibilita v budoucnu stát?

MD: S flexibilitou je to podobné jako s cenou. Všechny programy, které dnes využíváme pro výpočet MAFu, odhadují cenu, nicméně pouze podle nákladové křivky. V ekonomice jsou ale křivky dvě, a to nákladová a poptávková. My dokážeme odhadnout ceny plynu, uhlí i emisních povolenek, a na tom základě nám vyjde náklad. Pořád ale chybí poptávková křivka, což je vlastně apetit investorů, který se ale velmi těžko modeluje. V našich systémech, kde počítáme MAF, lze proto s poptávkovou křivkou počítat pouze hypoteticky.

JK: Jakou úlohu budou podle vás hrát hlavní technologie jako plynové elektrárny v podobě PPC nebo open cyklů, velké zdroje KVET a menší kogenerační jednotky? Jak to bude proporčně?

MD: Budou se vzájemně doplňovat, proporcemi se ale v současnosti nezabýváme. Jestliže někdo agreguje sto malých kogeneračních jednotek o výkonu 0,5 MW, má to pro náš výpočet stejnou váhu, jako když někdo postaví elektrárnu o výkonu 50 MW. Pro nás je hlavně důležité, aby byl agregátor schopný zdroje uřídit a nasazovat je v časech, kdy je to potřeba. Jako poskytovatele bereme dnes každého, kdo nabídne minimálně 1 MW instalovaného výkonu, a je nám přitom jedno, jestli je to z jednoho zdroje nebo, když to vezmu z druhého extrému, tak třeba z ledniček.

JK: Lze ledničky řídit z jednoho centra?

MD: Teoreticky ano, i když je to dnes velmi hypotetická úvaha. Agregace flexibility už dnes probíhá a jsou tu agregátoři. Jasně je to vidět u kogeneračních jednotek, kde se řídící systémy jednotek pomocí softwaru agregují do jednoho centra. Impuls vychází od nás k agregátorovi a ten pak pošle impuls do svých deseti, dvaceti nebo sta zařízení. V podstatě je to úplně to samé i ve chvíli, kdy na konci nebude sto, ale sto tisíc zařízení s řídícím čipem.

JK: Kdy myslíte, že nastane fáze, kdy se kromě velkých a středních výrobních jednotek do systému začnou připojovat i koncoví zákazníci v rámci svých domácností?

MD: Agregace flexibility na úrovni nízkého napětí (NN) je již dnes a bude stále více aktuální otázkou pro zapojení do flexibility. Pilotní projekt už jsme v ČEPS vyzkoušeli, a když všechno dopadne dobře, mohli bychom se prvního poskytování dočkat v průběhu roku 2025.

JK: Pokud bych se tedy nyní rozhodl instalovat kogeneraci, tak můžu počítat s tím, že domácnosti přibudou jako konkurence ve flexibilitě poměrně pozdě – v řádu desetiletí?

MD: My se na celou věc díváme tak, že různé technologie či zařízení se budou vzájemně doplňovat. Ne v každý okamžik budou všechna zařízení k dispozici pouze pro flexibilitu, včetně kogenerací. Proto si myslím, že tu s kogeneračními jednotkami budeme žít ještě dlouhou dobu.

Ve vytápění se prosazují zejména elektrická tepelná čerpadla. Je ovšem nutné nahradit nevyhovující kotle na pevná paliva, takže plyn má své místo ve vytápění i v budoucnosti. Nebo ne?

MD: Hlavním posláním ČEPS je přenos elektrické energie a řízení elektrizační soustavy, a proto ani nechceme být odborníky na posuzování výhod či nevýhod tepelných čerpadel. Máme nicméně k dispozici výhledy a je třeba říct, že i čerpadlo vzduch – vzduch znamená určitou spotřebu elektrické energie. Do budoucna počítáme s dramatickým nárůstem tepelných čerpadel v ČR, a tedy i s navýšením spotřeby elektrické energie na jejich pohon. To se promítá do MAFu, kde máme údaj o očekávaném počtu tepelných čerpadel do roku 2033, avšak už nepočítáme, jak se bude vyvíjet poměr elektřiny a plynu, stejně jako nejsme odborníky na to, abychom dokázali doporučit, jestli je výhodnější tepelné čerpadlo nebo centrální vytápění.

JK: Nové plynové zdroje mají být hydrogen ready. Kdy očekáváte, že se vodík uplatní v energetice?

MD: Plány s vodíkem jsou velké, Německo s ním počítá a podle aktuálních informací už začali pracovat na vodíkovodech. Jedním z našich nových aktiv je společnost NET4GAS Holdings, která už má nyní připravený projekt na přeměnu jedné části potrubního systému na vodíkovod. V něm se počítá s tím, že bude zachováno stávající potrubí a jen se budou izolovat prvky viditelné nad zemí, jako kompresní stanice a ventily. Díky tomu se nejedná o tak zásadní investici, jak to na první pohled může vypadat.

Problém nicméně spočívá v tom, kde nainstalovat elektrolyzér a za jakou cenu vodík vyrobit. Protože se bavíme o zeleném vodíku, musíme tu mít nové zelené obnovitelné zdroje, jenže zdroje, o kterých dnes mluvíme, mají účinnost 12 %. Vzhledem k tomu, že elektrolyzér také stojí nějaké peníze, jde primárně o ekonomiku výroby. Aby se to celé vyplatilo, musí provozovatel elektrolyzéru zajistit účinnost okolo 40–50 %.

JK: V německé dovozové strategii počítají s masivním dovozem vodíku ve výši převyšující 50 % spotřeby, a to i v době, kdy už plánují mít velké množství svého vlastního. Mile mě překvapila skutečnost, že počítají i s masivním zapojením nízkouhlíkového vodíku. Jak se na to díváte vy?

MD: Jsme s německými plány seznámeni. Jednu dobu dokonce počítali s možným poměrem výroby v Německu ve výši 30–40 % na pokrytí vlastní spotřeby, takže dovoz byl ještě víc než oněch 50 %, o kterých mluvíš. Hlavně afričtí a jihoameričtí výrobci se na tu dobu velmi těší, využití solární energie je tam daleko vyšší než u nás. Například v Chile je to 35 %, takže v porovnání s našimi 12 % se bavíme o úplně jiné ekonomice. Zbývá vyřešit, jak tento vodík dostat do Evropy, ale možnosti jsou tu už dnes, třeba s pomocí akumulace ve formě čpavku. Teď už jde jen o to, aby se celý systém rozběhl.