Když se s plynem naučíme hospodařit, nebudeme to tu muset rušit

ABSTRACT: We interview Josef Kotrba, the Director General of Czech Gas Association (CGA), about the future of gas fuels in the Czech Republic, the anticipated impacts of ETS 2 on the gas sector, the role of CGA in the preparation of the updated national hydrogen strategy, the current investment climate in the energy sector and more.

BUDOUCNOST PLYNNÝCH PALIV

Jaká je role Českého plynárenského svazu (ČPS) v udržení a prosazování plynu v českém energetickém mixu budoucnosti?

ČPS má dvě hlavní úlohy. Jde jednak o takzvanou gas advocacy, tedy prosazování plynných paliv, mezi které se dnes už rozhodně neřadí jen zemní plyn, v energetickém mixu. Druhá část naší činnosti je vysloveně technická, kdy svaz vydává, případně spolupracuje na zpracování technických norem v oboru plynárenství.

Jak vnímáte současnou legislativu související s plynem a jaké jsou zásadní kroky, jejichž realizaci byste si přál?

Poslední dva roky přinesly plynárenství mnoho změn včetně povinnosti nových regulací na měření a eliminaci úniků metanu, což přináší dodatečné náklady. Důležité téma je rozvoj biometanu, kde má ČR potenciál díky bioplynovým stanicím – ty je z velké části možné konvertovat na výrobu biometanu. To má velký význam. Bioplyn se totiž spaluje v místě a čase své výroby, takže například vyrobené teplo přichází do značné míry nazmar, vyrábí se i v létě a vesměs mimo větší sídla, kde je nejvíce potřeba. Naproti tomu můžeme biometan přepravovat a skladovat stejně jako zemní plyn a díky tomu jej můžeme spotřebovat tam, kde potřebujeme a tehdy, kdy potřebujeme. V Česku je však konverze stanic na biometan teprve v počátcích, zatímco jinde dosahuje desítek procent. Cílem je, aby většina stanic přešla na biometan s výjimkou těch, kde by to bylo příliš nákladné. Další téma byla určitá psychóza ohledně domněle chystaného zákazu plynových kotlů, kterou se podařilo do značné míry zažehnat.

Zmínil jste psychózu ohledně plynových kotlů. Po Evropě můžeme sledovat různé přístupy, jak se k této problematice stavějí. Jak byste si přál, aby přechod na bezemisní vytápění domácností proběhl v ČR?

Pokud se podaří vyrábět dostatek obnovitelných plynů, plynové kotle a tepelná čerpadla mohou být dlouhodobě udržitelné. Hlavní roli nyní hraje biometan, ale za čas by se mohl přimíchávat vodík, což do 20 % nevyžaduje úpravy sítě. Tím by se postupně nahradil značný podíl zemního plynu, čímž by debata o „fosilních“ kotlích ztratila význam. Budoucnost vidím v menších změnách kotlů, spíše se změní to, co v nich spalujeme. A prostor si vydobydou i plynová tepelná čerpadla.

Myslíte, že ve srovnání s elektřinou budou alternativní paliva v plynových kotlích cenově konkurenceschopná?

Všechno záleží na ceně výroby elektřiny v nových podmínkách. Fotovoltaika bude klíčová, ale svítí hlavně v létě a ve dne, takže vyžaduje obrovskou akumulaci, kterou zatím technicky nezvládáme. Baterie dokážou přenést energii z poledne do půlnoci, ale ne z léta do zimy. Takové baterie neexistují a jejich ekonomika by byla absurdní. Plyn, ať už zemní nebo jiný, má tu výhodu, že umožňuje levnou a spolehlivou akumulaci bez dalších investic, což je vlastnost, která mu podle mě budoucnost zajistí.

Otázka ale je, kde se projeví náklady: pokud jako spotřebitel mám kotel a kupuji alternativní palivo, platím vyšší cenu přímo já. U elektřiny jsou náklady spíše systémové, ale i ty nakonec zaplatí spotřebitel. Promítne se to podle vás do cen ve prospěch plynu?

Ano, bioplyn je dražší než zemní plyn, ale rozdíl není tak dramatický jako například u fotovoltaiky během solárního boomu. U zeleného vodíku vyráběného elektrolýzou pomocí elektřiny z obnovitelných zdrojů je cenový rozdíl větší, zvláště pokud je vyráběn v nevhodných podmínkách jako u nás. Domácí vodík proto zůstane drahý. Ale třeba Německo se zaměřuje na dovoz z regionů s vysokým osvitem a podstatně nižšími výrobními náklady. Vodík zatím nemůže konkurovat zemnímu plynu, ale rozdíl se zmenšuje. Alternativní plyny mohou s tím zemním koexistovat – do té míry, do jaké je budeme schopni vyrobit či dovézt. Také jejich dopad na ceny bude díky možnosti vzájemného míchání snížen a rozložen v čase – bude to takový soft landing.

PLYN V ELEKTROENERGETICE ZÍTŘKA

Podle analýzy ČEPS by v ČR měly v roce 2030 fungovat plynové elektrárny o výkonu 3350–3800 MW, což znamená postavit tři velké paroplynové elektrárny. Je v této oblasti posun?

Na ohlášení zahájení velkých staveb zatím čekáme, ale jsem si jistý, že velcí výrobci elektřiny mají projekty v pokročilé fázi přípravy a čekají na vhodnou chvíli. Důvodem otálení je množství nejistot, které tu panuje. Například taxonomie, která určuje, co je financovatelné a co ne, říká, že máte do roku 2035 nahradit zemní plyn právě zelenými alternativami. Ale vy jako byť i velký výrobce elektřiny toto neumíte splnit sám, tomu musí napomoct právě stát. Vy si na sebe asi nebudete brát 100 % rizika, že to půjde. Státu nezbude nic jiného než vytvořit mechanismy, kterými část těchto rizik převezme.

Mohla by stačit garance tří strategických dokumentů v podobě Státní energetické koncepce, Politiky ochrany klimatu a aktualizace Klimaticko-energetického plánu?

Je potřeba něco tvrdšího. Jsem si jist, že jen politický signál, který ale neobsahuje žádnou pevnější záruku, stačit nebude.

V poslední době se formuje konsensus, že služby výkonové rovnováhy (SVR) bude zajišťovat hlavně plyn. Zároveň jste zmínil očekávání, že fosilní plyn bude končit. Jsou podle vás velké plynové elektrárny i přesto nejefektivnějším řešením pro stát a spotřebitele?

Fakta mluví jasně, plynové elektrárny jsou pro účel SVR zdaleka nejvýhodnější. Hlavním důvodem je možnost jejich velmi rychlého nastartování i odstavení, což takto efektivně nedokážou ani uhelné elektrárny. Přečerpávací elektrárny jsou samozřejmě ještě rychlejší, potenciál pro jejich výstavbu je ale obtížně využitelný, doba výstavby výrazně delší a povolovací řízení je doslova noční můrou. Dalším benefitem plynových zdrojů je snadnější povolovací proces, zvlášť pokud jsou budovány v místě větší a „špinavější“ uhelné elektrárny. Navíc je v těchto případech na místě i značná část potřebné infrastruktury.

Takže se výstavba plynových zdrojů vyplatí i tehdy, kdybychom je měli v roce 2040 vyřadit z provozu? Nebo ne?

Spíše než mně právě pokládáte otázku investičnímu manažerovi velkého výrobce energie, který si v tomto okamžiku drbe hlavu a klade si tu samou otázku. Ale zaprvé, vyřazení plynových zdrojů ve výrobě elektřiny v horizontu roku 2040 je úplně nemyslitelné a nikdo s ním vážně nepočítá. Zároveň počítám s tím, že tou dobou bude k dispozici podstatně více obnovitelných plynů a k nějakému omezování jejich provozu nebude ani žádný důvod.

To znamená, že je předchozí otázka určena také státu, který přemýšlí, zda to podpořit?

Stát ví, že má před sebou období, během kterého potřeba SVR poroste kvůli narůstajícímu podílu obnovitelných zdrojů. Ty mohou být částečně pokryty i nově vznikajícím segmentem agregace flexibility. Nikdo ale nevíme, jak rychle a v jaké kvantitě. Takže část flexibility budou muset pokrýt i plynové zdroje.

BIOMETAN: POTŘEBA CUKRU A BIČE

Vrátím se k biometanu. Máme stovky bioplynových stanic, ale jen minimum produkuje biometan a je napojeno na plynovody. Proč?

Nový systém podpory pro biometan zatím nebyl spuštěn, je jen notifikován a stále se na něm pracuje. Současný systém podporuje výrobu elektřiny a tepla z bioplynu, ale jen velmi nedostatečně biometan, takže segment stagnuje. Je nutné nastavit systém, který motivuje výrobce k upgradu na biometan, místo aby byli placeni za spalování bioplynu na místě. Biometan by mohl pokrýt 10–15 % spotřeby plynu. Občas slyším námitku, že je to málo významné. Ale to není pravda. Energetika budoucnosti bude založena na kombinaci velké řady dílčích řešení, která se budou vzájemně doplňovat. Právě biometan je kvůli snadné možnosti akumulace a vysoké flexibilitě svého nasazení pro funkčnost celého systému dost důležitý.

Máte představu o konkrétních krocích, které by dokázaly přelít motivaci z přímého využití bioplynu do výroby biometanu?

Jednou z variant jsou dotace, já ale doufám ve vznik soukromého sektoru. Už dnes je například možné prodat biometan řadě firem za vyšší cenu než zemní plyn – ať už proto, že plní své vlastní strategie v oblasti udržitelnosti, nebo protože plní zákonné povinnosti, pokud jde o podíl obnovitelných zdrojů například v dopravě.

Kam bychom měli biometan prioritně směrovat?

Biometan je klíčový ve dvou oblastech: v dopravě a teplárenství. V dopravě lze využít stávající CNG vozidla, což pomůže splnit cíle pro nízkoemisní paliva. Přestože výrobci osobních aut od CNG ustupují, v hromadné a nákladní dopravě je stále prostor. V nákladní dopravě se pak rychle rozvíjí LNG. V teplárenství bude podíl obnovitelných zdrojů povinný a biometan je snadný způsob, jak tento závazek splnit.

ETS2 A NÍZKOEMISNÍ VODÍK: PŘÍSLIBY I NEJISTOTA

Rozšíření ETS2 v roce 2027 zvýší tlak na ceny plynu, což se pravděpodobně přenese na spotřebitele. EU očekává, že to povede k poklesu spotřeby fosilního plynu. Myslíte, že opravdu dojde ke snížení spotřeby, nebo zůstanou jen vyšší ceny?

V posledních letech zažily ceny plynu obrovské fluktuace – v roce 2022 i mnohonásobné růsty. Naproti tomu ETS2 zpočátku zvýší cenu plynu asi o 20 %, tedy o mnohem menší částku. Během plynové krize se lidé naučili šetřit, což bude pokračovat, ale nějaký dramatický zlom podle mého ETS2 nezpůsobí. Budoucí vývoj cen povolenek je nejistý, v horizontu 20–25 let se očekává dramatický nárůst, který by mohl zásadně ovlivnit trh. Tato prognóza je ale už spíš věštění z křišťálové koule.

Vrátím se k vodíku. ČPS hrál klíčovou roli v procesu aktualizace Vodíkové strategie ČR. Můžete prozradit nějaké detaily ze zákulisí?

Proběhly dvě velké debaty. První se týkala role importu vodíku, na který byl zprvu kladen jen omezený důraz. Nakonec se import dost prosadil, a to i do konkrétních kroků, týkajících se zejména přípravy části přepravní soustavy na dovoz vodíku místo zemního plynu (takzvaný repurposing). Druhá debata byla o zachování možnosti přimíchávání vodíku do zemního plynu (blending). Budoucnost závisí na dostupnosti a ceně vodíku, blending je ale každopádně ve strategii zachován a zkoumá se, jaké jsou možnosti implementace.

Bude se ČPS na implementaci této strategie podílet?

Ano, a to jak na úrovni svazu, tak členských firem. V přípravě na vodík má každý jinou úlohu. Například Net4Gas bude součástí evropské páteřní sítě pro čistý vodík, zatímco distribuce bude pravděpodobně přecházet na vodík ve formě blendu, směsi se zemním plynem. Doufám, že vývoj bude rychlejší, než předpokládá strategie, i díky německému importu. Zároveň by se měl uplatnit i nízkoemisní vodík – tedy vodík, při jehož výrobě vznikají jen omezené emise, ale nesplňuje přísné podmínky pro RFNBO (obnovitelné palivo nebiologického původu), jak je stanovuje směrnice RED III. Pokud se má vodík stát skutečně významným prvkem energetického mixu z hlediska nejen výroby a skladování energie, bude nutné mezi podporované technologie zahrnout i jiné způsoby výroby než jen elektrolýzu z obnovitelných zdrojů.

Budeme vodíkem topit i v domácnostech?

Blendem dost možná. Topení čistým vodíkem je otázka, každopádně by se týkalo vzdálenější budoucnosti a předpokládalo by použití levnějších technologií.

Nová směrnice EU 2024/1788 definuje nízkoemisní plyn jako palivo, které zajišťuje aspoň 70% snížení emisí skleníkových plynů proti zemnímu plynu. Co na to říkáte?

Myslím, že sama definice problematická není, problematické je spíše to, že se nyní většina věcí v energetice vynucuje předpisy nebo podporuje dotacemi. Nízkouhlíkový vodík zatím leží ladem, i když máme definováno, že jde o ten „hodný” vodík. Zájem o něj začne růst, až začnou dramaticky růst ceny povolenek. Pak přijde na řadu srovnání ceny vodíku s cenou povolenky v ETS2 a nastane otázka, jestli se vám víc vyplatí přimíchat do metanu vodík, nebo jej zatížit povolenkou. Za sebe bych odhadl, že čistě ekonomicky bude stále výhodnější přimíchat onu povolenku.

Opravdu myslíte, že se cena povolenky vyšplhá tak vysoko, jak některé modely predikují?

To nikdo neví a je to jeden z důvodů, proč je obtížné kalkulovat návratnost energetických projektů. Jsou tu i další nejistoty – nevíte, jak dlouho zařízení poběží, v jakém režimu, jak často budou negativní ceny a tak dále. To ovlivňuje nejen plynové projekty, ale i fotovoltaiku. V minulých dvou letech totiž fotovoltaiky stavěly primárně domácnosti, které se neřídí přesnou kalkulací, ale emocí a třeba reklamou. Pokud ale děláte komerční projekt, excel se vám začne vzpírat.

Nedávno jste převzal roli ředitele v ČPS po úspěšné kariéře v consultingu. Jaké je přebírat takovou pozici v sektoru, který paradoxně oslavuje svou kontrakci?

Byť jsem vedl českou pobočku Deloittu, vždy jsem vedl vlastní konzultační projekty v energetice. Přechod do ČPS tak pro mě byl celkem přirozený. Ačkoli jsem se více věnoval elektroenergetice než plynárenství, vidím v tomto odvětví velkou příležitost. Při nízké spotřebě plynu lze konstatovat buď, že odvětví zaniká, nebo že stejné potřeby uspokojíme menším množstvím zdrojů – pak zůstává prostor pro využití plynu v elektroenergetice a teplárenství. Pokud se s plynem naučíme hospodařit a budeme ho potřebovat méně, tak tu potřebu dokážeme během několika desetiletí uspokojit obnovitelnými plyny, aniž bychom museli využití plynu omezovat, nebo dokonce zakazovat. Takže šetření plynem může paradoxně přispět k dlouhodobé udržitelnosti plynárenství.  

O DOTAZOVANÉM

Ing. JOSEF KotrbA, Ph.D., je generálním ředitelem Českého plynárenského svazu. Dříve vedl konzultační skupinu v oblasti energetiky v rámci mezinárodní auditní a konzultační firmy Deloitte. Předtím vedl celou českou pobočku Deloitte, a ještě dříve oddělení finančního poradenství. Po celou dobu se zabýval projekty v oblasti strategie, fúzí a akvizicí a restrukturalizací. Titul Ph.D. získal na University of Pittsburgh.