Čas uhlí končí. Historická maxima co do těžby nebo výroby elektřiny a tepla jsou dávno pryč, zatím se však uhlí stále nevzdává. Vrcholem spojeným s těžbou byla 80. léta, kdy se ročně vytěžilo téměř 100 milionů tun hnědého uhlí a 30 milionů tun uhlí černého. Za rok 2021 to bylo necelých 30 milionů tun hnědého a pouhé dva miliony tun černého uhlí.
Podobná situace je u výroby elektřiny. Mezi rekordní patřil rok 2007, kdy bylo z uhlí vyrobeno 54 TWh elektřiny, v roce 2022 to bylo necelých 37 TWh. I přes ostrakizaci uhelné energetiky v posledních letech a obrovské incentivy do alternativních zdrojů, patří uhlí nadále mezi významné paliva (platí i pro rok 2023). Otázkou je, jak dlouho tomu ještě bude.
O konci spalování uhlí (rozuměno pro výrobu elektřiny a tepla) rozhodnou zejména dva faktory: ekonomika a zdrojová přiměřenost. To znamená, jestli se bude provoz uhelných elektráren nadále ekonomicky vyplácet a jestli bude dostatek jiných zdrojů, které budou schopné uhlí při výrobě elektřiny a tepla nahradit. Obojí spolu souvisí.
Konec za tři roky. Provoz uhelných elektráren se přestane vyplácet v roce 2026 |
Dlouhodobým specifikem a plusem uhelných elektráren byly relativně velmi nízké provozní náklady spojené se zajištěním paliva a jinými nezbytnostmi. Postupem času (oficiálně od roku 2005) se do provozních nákladů stále více promítaly náklady na emisní povolenky, až někdy okolo roku 2016 přestala emisní povolenka představovat zanedbatelný náklad.
Uhelné elektrárny přitom zjednodušeně potřebují jednu emisní povolenku na jednu vyrobenou megawatthodinu elektřiny. To znamená, že pokud se má provoz uhelných elektráren ekonomicky vyplácet, výnosy z dodané elektřiny musí pokrýt všechny náklady spojené s provozem, včetně nákladů na emisní povolenky a také generovat zisk.
Pohledem na ceny budoucích kontraktů (futures) by měl konec spalování uhlí nastat někdy okolo roku 2027, ne-li ještě dříve. Elektřina na rok 2027 se koncem dubna 2023 obchoduje okolo 105 EUR/MWh a emisní povolenka za cenu 109 EUR/tuna. Za takových okolností by bylo uhlí nerentabilní. Tento budoucí pohled neodráží úplně přesně realitu, protože emisní povolenky jsou zpravidla nakupovány s předstihem a elektřina je prodávána na budoucí horizonty. Dnešní optikou trh sází na to, že výrobu elektřiny z uhlí nahradí obnovitelné zdroje a zemní plyn. Při zohlednění ceny zemního plynu a emisní povolenky na rok 2027, by se výsledná cena elektřiny z plynových zdrojů pohybovala okolo 100 EUR/MWh (včetně započítané marže pro výrobce).
Nic není jednoduché, jak se může na první pohled zdát. Už bylo řečeno, že uhlí má stále významný podíl na výrobě elektřiny. To neplatí pouze pro Česko, nýbrž přinejmenším pro středoevropský region. Na úrovni EU byla v roce 2022 dodávka elektřiny z uhlí zhruba 420 TWh, což představovalo podíl okolo 16 % na celkové dodávce. Těchto 420 TWh elektřiny vyrobené z uhlí bude tedy nezbytné nahradit. Navíc je také nutné zohlednit rostoucí poptávku po elektřině v důsledku elektrifikace průmyslu, dopravy, tepelných čerpadel a jiného. Případné alternativy pro náhradu uhlí jsou v zásadě dvě.
Dříve než v roce 2035 těžba v lomech neskončí, říká šéf Sokolovské uhelné |
První alternativou jsou již zmíněné plynové elektrárny. Nové elektrárny se staví, současně také lze navýšit využití těch stávajících (180 GW výkonu v EU má typické roční vyžití v posledních letech okolo 2 400 hodin). Za takových okolností dojde k navýšení poptávky po plynu, na kterou bude pravděpodobně reagovat nabídková strana nárůstem ceny. Kdybychom uvažovali náhradu celých 420 TWh elektřiny vyrobené ze zemního plynu, bude to znamenat (uvažováno spalování v paroplynovém cyklu) dodatečné navýšení spotřeby plynu o 720 TWh, což pro srovnání znamená téměř desetinásobek roční spotřeby celého Česka.
Druhou alternativou jsou obnovitelné zdroje. Pro náhradu uhelných 420 TWh by zjednodušeně a pouze na úrovni roční bilance (nikoliv reálné dodávky v čase) bylo potřeba vystavět přibližně 210 GW nového výkonu ve větrné energii (dnes v EU instalováno 169 GW), případně 420 GW ve fotovoltaice (dnes instalováno 162 GW).
Když zohledníme rychlost rozvoje posledních let, požadovaný výkon ve fotovoltaice by byl nainstalovaný za 17 let a ve větru za 23 let. I když dojde k urychlení výstavby, nelze takové hodnoty očekávat do roku 2027 ani 2030. Dodávka elektřiny z těchto zdrojů bude navíc ovlivněna jejich nestálým charakterem.
Lze skutečně předpokládat, že část uhelné elektřiny bude v blízkém horizontu nahrazena zemním plynem a část připadne také na nové obnovitelné zdroje. Rozhodně nelze očekávat, že to bude v rozsahu celých 420 TWh odpovídajících dodávce roku 2022. Následující obrázek ukazuje dodávku elektřiny z uhlí, včetně podílu uhlí na celkové dodávce elektřiny od roku 2017.
| 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | |
| černé uhlí (TWh) | 295 | 276 | 192 | 151 | 188 | 198 |
| hnědé uhlí (TWh) | 283 | 273 | 223 | 181 | 211 | 225 |
| podíl na celkové dodávce elektřiny | 22 % | 21 % | 16 % | 14 % | 16 % | 16 % |
Vedle zdrojové nedostatečnosti hrají ve prospěch uhlí již zmíněné nízké provozní náklady (bez započtení emisní povolenky). Přestože tržní signály zatím odkazují na konec výroby elektřiny z uhlí okolo roku 2027, lze očekávat korekce. Ať už právě v důsledku nedostatku jiných výrobních kapacit, vyšší poptávky po plynu nebo jiného faktoru. Určující sama o sobě není ani cena elektřiny ani cena emisní povolenky, ale rozdíl, který mezi nimi je.
Protože výrobci elektřiny zpravidla prodávají elektřinu na rok i více dopředu, následující obrázek (pro lepší přehlednost jsou uvedené pouze roky 2020 a 2022) ukazuje rozdíly mezi cenou elektřiny pro následující kalendářní rok (Cal +1) emisní povolenkou běžně nakupovanou v čase.
Výjimečný byl rok 2022, když průměrný rozdíl mezi cenou elektřiny a emisní povolenky představoval 215 eur. Při pohledu do minulosti se tento rozdíl v letech 2017 až 2019 pohyboval mírně pod třiceti eury. Nejnižší rozdíl byl v roce 2020, konkrétně devatenáct eur. Pro úplnost, v roce 2021 byl rozdíl 37 eur a za první kvartál roku 2023 dosáhl na úroveň 75 eur.
I přesto, že rozdíl mezi cenou elektřiny a cenou emisní povolenky byl devatenáct eur v roce 2020, uhlí stejně dodávalo nemalé objemy elektřiny. Dodávky elektřiny byly analyzovány pro pět zásadních systémových uhelných elektráren v Česku (Tušimice II, Prunéřov II, Ledvice VI, Počerady a Chvaletice).
Konkrétně v roce 2020 dodaly tyto elektrárny přes 15 TWh elektřiny (a to ještě elektrárna Chvaletice procházela modernizací a nebyla schopna vyrábět na plný výkon). Přitom v roce 2022, kdy byl rozdíl v cenách rekordních 215 EUR, stejná sestava elektráren dodala 19,5 TWh.
Rentabilitu za takových okolností potvrzuje výroční zpráva společnosti ČEZ. I přes rozdíl mezi cenou elektřiny a emisní povolenkou 19 eur v roce 2020 měla kategorie emisních zdrojů podíl na EBITDA celé společnosti 10 %, což v absolutních hodnotách znamenalo 6,5 miliardy korun (Tušimice II, Prunéřov II, a Ledvice VI nejsou jediné emisní zdroje ČEZ).
Co lze tedy očekávat? Nedostatek výrobních kapacit v České republice (a také ve středoevropském regionu a v celé EU) umožní provoz uhlí i za rok 2027. Trh na tyto nedostatky dříve nebo později zareaguje spíše nárůstem ceny elektřiny nežli poklesem emisní povolenky, což opět umožní rentabilitu uhelných zdrojů. Spoléhat však pouze na tržní přístup v tak zásadní záležitosti jako je zdrojová přiměřenost znamená nesporné riziko. Ostatně důsledky tržní lability z let 2021 až 2022 jsou patrné ještě dnes.
KOMENTÁŘ: Na stavbu nových elektráren bylo včera pozdě |
Dále je žádoucí, aby došlo k revizi nástroje kapacitních mechanismů, který je za současných pravidel pro Česko téměř nevyužitelný. Vzhledem k požadované emisivitě CO2 550 kg/MWh a dalším nezbytnostem, budou pravidlům po roce 2025 vyhovovat pouze paroplynové elektrárny v Počeradech a Vřesové.
Ovšem tyto elektrárny budou potřeba spíše pro výrobu elektřiny, a nikoliv pouhé stání v rezervě. Případná revize kapacitních mechanismů a jejich rozšíření na uhelné zdroje zajistí dostatečný výkon a dodávky elektřiny v případě nedostatku, což umožní plynulý přechod od fosilních zdrojů k těm bezemisním.
