Studie ČVUT rozporuje návrh státní energetické koncepce

Tvrdí to analýza, kterou pro Ministerstvo financí zpracovali experti z ČVUT. Zveřejněna nikdy nebyla, platforma Vysoké napětí ji však má k dispozici a v zájmu transparentní a vyvážené diskuze o budoucnosti české energetiky si ji dovoluje okomentovat a v plném znění publikovat.

Odborná analýza pro MF ČR s podtitulem Ověření návrhu aktualizace SEK 2024 posuzuje předfinální verzi nejdůležitějšího strategického dokumentu české energetiky z hlediska energetické bilance i ekonomického modelu. Vysoké napětí vzhledem ke svému zaměření klade důraz na část oponentury věnovanou elektroenergetice.

„Vzhledem k problémům definičním a chybám v užití dat by dokument při korektním oponentním řízení vlastně neobstál ani jako kvalifikační (magisterská či bakalářská) práce na veřejné vysoké škole, protože nerespektuje zavedené oborové přístupy a definice,“ konstatují autoři a s odkazy na primární zdroje a odborné studie upozorňují na množství zásadních nesrovnalostí v modelu SEEPIA.

Experti ČVUT v první řadě zpochybňují již vstupní parametry. Pro výchozí rok 2019 uvažuje SEEPIA konečnou spotřebu elektřiny ve výši 57,8 TWh, což je o 7,1 % méně, než uvádí ERÚ (62,3 TWh), a téměř o 10 % méně, než uvádí ČSÚ (63,79 TWh). Příčina tkví v zanedbání celkových ztrát v přenosové a distribuční soustavě, které však reprezentují nezanedbatelných 4,5 TWh. To pro představu odpovídá roční výrobě dvou velkých uhelných elektráren. O takové množství elektřiny SEEPIA podhodnocuje spotřebu, kterou bude nutné pokrýt.

Roční využití instalovaného výkonu pro fotovoltaické a větrné elektrárny SEEPIA odvozuje z evropské metodiky ENTSO-E, která oproti českým klimatickým podmínkám počítá s minimálně o 10 % vyššími hodnotami. U fotovoltaik uvažuje 1 090 hodin, avšak při zohlednění střešních instalací, které nejsou optimálně orientované ke slunci, jde reálně jen o 950 hodin. U větrníků kalkuluje 2 300 hodin, zatímco v českém prostředí v praxi dosahují pouze 2 000 hodin. Autoři připouštějí, že za stávající situace nemusí jít o zásadní problém, zároveň však dodávají, že při předpokládaném rozvoji OZE v budoucnu už ano.

SEEPIA dále zcela ignoruje krácení výroby OZE, které hrozí zejména v jarních a letních měsících. Experti ČVUT odhadují, že při úrovni 12 GW ve fotovoltaice může provozovatel soustavy omezit až přes 2 TWh výroby za rok. Rozšířením bateriových úložišť lze tento fenomén z kapacitních důvodů pouze zmírnit, nikoliv odstranit. Tvůrcům oponentní analýzy také vadí, že SEEPIA pracuje s vybíjením bateriových úložišť jako s běžnou výrobou, byť jde fakticky jen o časový posun spotřeby.

Dále upozorňují na ekonomicky nerealistické modelování provozu plynových elektráren: „Roční využití plynových zdrojů je až do roku 2035 extrémně nízké a odpovídá nízké dovozní závislosti ČR na plynu. Takto nízké využití činí z plynových zdrojů zcela neekonomické elektrárny, které investoři bez extrémní investiční podpory nebudou stavět a provozovatelé bez provozní podpory provozovat.“ Mezi další nedostatky modelu SEEPIA patří škálování výkonu jaderných elektráren bez ohledu na reálné rozměry plánovaných zdrojů a také uvažování nereálně nízkého uhelného výkonu, který by nedokázal uživit ekonomiku lomů.

Tým z ČVUT se zabývá i disponibilitou stabilního výkonu v nejzatíženější zimní části roku a schopností pokrýt maximální zatížení. Na rozdíl od modelu SEEPIA dochází k závěru, že bez uhlí v roce 2030 bude soustavě při delší Dunkelflaute chybět minimálně 2 500 MW. Upozorňuje také na to, že deficit bude ve skutečnosti vyšší, protože některé zdroje mohou být v odstávce a jiné vyčleněny na služby výkonové rovnováhy. „Pravděpodobnost, že všechny instalované stabilní zdroje budou plně k dispozici se jmenovitým výkonem, je prakticky nulová. Z tohoto důvodu je nezbytné mít v soustavě k dispozici vyšší výkon (cca o 20 %).“

V důsledku všech uvedených nepřesností model SEEPIA významně podhodnocuje závislost Česka na dovozech i klíčové parametry zdrojové přiměřenosti. Ukazatel LOLE (Loss of Load Expectation), který udává počet hodin v roce, během nichž nebudeme schopni pokrýt poptávku výrobou ani dovozem, má podle nejnovějšího evropského hodnocení zdrojové přiměřenosti ERAA v roce 2028 dosáhnout 20 hodin. SEEPIA přitom v roce 2025 prognózuje 0 hodin a v roce 2030 pouze 1 hodinu.

Experti z ČVUT v této souvislosti upozorňují na to, že nárůst ukazatele LOLE nemá lineární charakter a že už pokles rezervy o cca 8 % může vést k nárůstu z nuly až na 1 000 hodin v roce. „Proto i relativně malá chyba v řádu jednotek procent, pokud se nacházíme blízko ohybu křivky LOLE, může vést k rapidnímu zhoršení bezpečnosti dodávek i stability soustavy.“

V ekonomické části kolektiv autorů zpochybňuje tvrzení, že OZE zlevňují elektřinu; upozorňuje, že to platí pouze při jejich nízkém podílu v energetickém mixu, a že při započtení nákladů na stabilitu a rozvoj sítí koncová cena elektřiny naopak roste. Upozorňuje také, že teorie levných OZE vychází obvykle jen z pohledu investora přes investiční náklady (LCOE).

„Argumentace nízkými LCOE je stejná, jako kdyby se z ceny sýra prezentovala pouze cena mléka potřebného k jeho výrobě. Žádné jiné výrobní náklady, žádné mzdy, žádné obaly, žádná doprava, žádná reklama ani skladování či ztráty neprodaných prošlých výrobků.“

Analýza rozebírá i fenomén záporných cen elektřiny a s ním související kanibalizaci fotovoltaik. „Důsledkem a důkazem toho, že jde o reálný systémový problém, je skutečnost, že investoři dnes chtějí nejen investiční podporu, ale opět i podporu provozní, protože na ně již začíná dopadat efekt kanibalizace.“

Experti ČVUT kritizují, že model SEEPIA vůbec neřeší druhotné náklady v elektroenergetice, nerovnoměrné rozložení deficitů a extrémních cen v průběhu roku ani nezbytnou reformu tarifního systému, který by při zachování stávajícího stavu disproporčně zatížil zejména nízkopříjmové domácnosti.

„Jeden z nejproblematičtějších aspektů SEK i MAF 2023 spočívá v optimismu ohledně dostupnosti dodávek elektřiny ze zahraničí v kritickém zimním období. Bohužel nikde není provedeno zhodnocení ekonomických a bezpečnostních rizik spojených s tímto předpokladem. Teoretická dostatečnost dovozních přenosových kapacit nezaručuje dostupnost elektřiny za rozumnou cenu. Viz počátek listopadu 2024 a ceny elektřiny dosahující 800 EUR/MWh a zapnutí i zdrojů spalujících mazut.“

Součástí analýzy ČVUT je rovněž modelování změny obchodní bilance Česka v roce 2030 na základě cenové, výrobní a spotřební křivky v referenčních letech 2019–2024. Při scénáři bez uhlí i nového plynu simulace prognózuje zhoršení roční bilance o 50 miliard korun. Výpočet si lze ověřit pomocí veřejně dostupné aplikace app.energy-mix.cz.

V závěru autoři vyzývají ke změně přístupu k tvorbě SEK s tím, že je třeba „hledat mezi přípustnými řešeními takové, které minimalizuje společenské náklady, a zmapovat bezpečnostní, nákladová i materiálová rizika variant.“ Jako příklad dobré praxe ekonomického hodnocení uvádějí materiál Futurs énergétiques 2050 od francouzského provozovatele přenosové soustavy RTE. Experti ČVUT upozorňují na pozoruhodný fakt, že Francouzi dospěli k opačnému závěru, než k jakému směřuje česká SEK: velkorysá kombinace jádra a OZE jim vyšla jako výrazně neekonomická.

„Domníváme se, že právě tento zcela opačný výsledek je dán chybnou metodologií a přístupem SEK/SEEPIA, která zahrnuje hypotetické multiplikační efekty, aniž by naopak správně posoudila vliv nákladovosti povolenek na straně plátců a souvisejících vícenákladů zvolené cesty energetické transformace.“

Grafy

Dopady snižující se výkonové rezervy na ztrátu zatížení (LOLE)

Distribuce čtvrthodinového zatížení v průběhu roku

Graf dokumentující nižší efektivitu střešních instalací FVE

Stoupání nákladů na integraci větrných zdrojů s jejich rostoucím podílem v energetickém mixu

Scénáře Futurs énergétiques 2050 (od „obnovitelných“ po „jaderné“)

Náklady na stabilizaci frekvence, investice do přenosové a distribuční soustavy apod.