Mohou obnovitelné zdroje nahradit konvenční spalovací elektrárnu?

ABSTRACT: Levelised cost of electricity (LCOE) expresses the specific electricity production costs of a particular power plant. When comparing the LCOE of soon-to-be-replaced domestic coal power plants, RES with storage, and a nuclear power plant with pumped storage, the nuclear option comes out on top due to its advantages when peak utilization time is considered.

MĚRNÉ VÝROBNÍ NÁKLADY NA JEDNOTKU ELEKTŘINY (LCOE)

Nejjednodušším, a přitom dostatečně přesným způsobem ekonomického vyjádření ceny elektřiny z intermitentních obnovitelných zdrojů energie (dále OZE), je výpočet LCOE. Levelised Cost of Electricity se do češtiny překládá jako převedené náklady na jednotku elektřiny z určitého zdroje. V podstatě jsou to měrné výrobní náklady na elektřinu určité elektrárny. Slovo výrobní značí, že do výpočtu vstupují i náklady příležitosti investovaných prostředků během výstavby elektrárny. LCOE zahrnuje jak provozní náklady vybrané elektrárny, tak investiční výdaje. V literatuře lze najít obecný vzorec pro výpočet LCOE, v tomto článku obecný vzorec zjednodušíme na ekvivalentní roční hodnotu, což je podíl ročních průměrných výrobních nákladů dělený průměrnou roční výrobou uvažované elektrárny:

 (1),

kde jsou T_m roční doba využití maximálního výkonu zdroje [h/r],

n_w měrné proměnné (variabilní) náklady zdroje [Kč/MWh],

nP měrné stálé (fixní) náklady zdroje [Kč/MW], které se dají vyjádřit vzorcem (2)

nP = ni [a(r; LT ) + ppS ]   (2),

kde jsou n_i měrné investiční (pořizovací) výdaje zdroje [Kč/MW],

a (r; LT) poměrná anuita za dobu životnosti zdroje LT při diskontní míře r,

p_ps poměrné provozní stálé náklady zdroje [-], dají se vyjádřit dle vzorce (3)

 (3),

což je podíl ročních nákladů na opravy a údržbu dělený investičními porovnávacími výdaji (výdaje na pořízení zdroje), neboli, jaký podíl z ceny pořízení bude nutno průměrně každý rok vynakládat k udržení provozuschopnosti zdroje pod dobu jeho životnosti.

VÝPOČTY NÁHRADY UHELNÝCH ZDROJŮ POMOCÍ OZE

Předpokládejme vstupní údaje pro výpočet LCOE ukázané v tabulce 1, kde zkratkou PVE označujeme přečerpávací vodní elektárnu, P2G (Power to Gas) je akumulace energie pomocí syntetického metanu získávaného slučováním kysličníku uhličitého a uhelnatého se zeleným vodíkem na vodní páru a metan, JE je jaderná elektrárna.
 

Tabulkač. 1: Porovnání technicko-ekonomických ukazatelů elektráren ČR

Zdroj: Dušková P.: Měrné výrobní náklady náhrady uhlí větrem a sluncem. Diplomová práce FEL ČVUT Praha, 2023.

Z tabulky je zřejmé, co je hlavním problémem OZE na bázi větru nebo slunečního svitu. Je to nízká roční doba využití maxima, tedy nízký stupeň využití instalovaného výkonu během průměrného roku, který způsobuje vysoké náklady na jednotku vyrobené energie, i když variabilní náklady výroby jsou nulové (slunce svítí a vítr věje zdarma). Druhý problém se nazývá intermitence, tedy závislost na náhodném průběhu počasí. Ten by nebyl tak palčivý a byl by snáze řešitelný, nebýt nízkého ročního využití maxima.

Pro náhradu roční výroby 1 MWh v uhelné elektrárně s využitím 5000 hodin za rok (koeficient využití 57 %) potřebujeme instalovat ve FVE s využitím 1 000 h celých 5 MWp a ve VTE s využitím 2000 h/r (23 %) právě 2,5 MW. Problém je pak s přebytky výkonu z těchto intermitentních zdrojů, které v okamžicích silného větru či vysokého slunečního svitu není kam uložit pro pozdější využití. Je nutno instalovat drahá úložiště elektřiny anebo regulovat výkon vypínáním těchto intermitentních zdrojů, čímž se ovšem dále snižuje roční využití jejich výkonu.

Obecně nízké využití výkonu intermitentních zdrojů v Německu znázorňuje tabulka 2, vycházející z údajů Statistiky Energy-Charts, Fraunhofer ISE.
 

Tabulka č. 2: Instalovaný výkon elektráren a jeho využití v průběhu let v Německu

Zdroj: Statistiky Energy-Charts, Fraunhofer ISE, 2024. Dostupné na https://www.energy-charts.info

Přesto v roce 2023 bylo dosaženo 45% pokrytí německé spotřeby z těchto intermitentních zdrojů. Další zvyšování pokrytí německé spotřeby z těchto zdrojů se neobejde bez zapojení dostatečně kapacitních akumulátorů především v podobě PVE nebo využití vodíku v systémech P2H či lépe P2G, umožňující dokonce sezónní akumulaci v dosavadních podzemních zásobnících zemního plynu. To bude vyžadovat vysoké investice, které nebudou opět dostatečně využity. Nízké využití kapitálových prostředků obecně způsobuje nízkou efektivitu v jakékoli oblasti podnikání a v energetice pochopitelně také.

Pokud dosadíme do vzorce (1) z tabulky 1 pro výpočet výrobních nákladů klasického uhelného bloku ze 70. let minulého století s instalovaným výkonem 200–250 MW před nedávnou dobou rekonstruovaným, vidíme, že hlavními náklady na výrobu jsou kromě stálých nákladů na modernizaci (investice) a nákladů údržby a oprav především variabilní náklady, přičemž ale hlavní položkou z těchto nákladů již nejsou pouze náklady na palivo, ale hlavně náklady na nákup povolenek umožňujících vypouštění emisí CO₂ do ovzduší. Cena povolenky dnes kolísá mezi 60 až 100 €/t, což je při kursu 25 Kč/€ interval 1 750 až 2 500 Kč/t. Vzhledem k tomu, že 1 t CO₂ odpovídá u starších elektráren výrobě jedné MWh, je zřejmé, že náklad na koupi povolenky je hlavním nákladem na výrobu elektřiny z uhelných elektráren, protože představuje více než 60 % z celkových nákladů na jednotku elektřiny. Ve vyčíslení nákladů na výrobu 1 MWh elektřiny UE je počítáno s emisními povolenkami ve výši 80 €/t, tedy 2 000 Kč/t.

Nyní vypočtěme měrné náklady FVE stejným způsobem.

Na grafu 1 vidíme závislost měrných (jednotkových) nákladů na využití instalovaného výkonu UE při různých cenách povolenky v porovnání s FVE a VTE. Z grafu závislosti měrných nákladů FVE na využití jejího špičkového výkonu (žlutá křivka v grafu 1) vidíme, že závislost je rovnoosá hyperbola a je z ní zřejmá důležitost jejího ročního využití pro výši měrných nákladů na elektřinu z FVE.
 

Graf č. 1: Měrné náklady na výrobu elektřiny v závislosti na roční době využití instalovaného výkonu

Zdroj: vlastní výpočet

Pokud bychom dokázali navýšit využití, nebyl by problém s vysokými investicemi a také s nutností vysokých výdajů na výstavbu akumulačních zařízení. Bohužel však FVE vyrábí pouze cca polovinu ročního fondu hodin s maximem v odpoledních hodinách červnových dnů. Pokud bychom chtěli nahradit výrobu UE pomocí FVE, musíme instalovat nejenom pětinásobek výkonu do FVE, ale také tentýž výkon do příslušného akumulátoru, protože okamžik maximálního výkonu se neshoduje s maximem odběru. U FVE bychom ale mohli uvažovat, že odběr během odpoledne jistě bude např. do poloviny instalovaného výkonu FVE a jen určitý přebytek je nutno akumulovat.

V případě využití akumulace je nutné výrobu FVE ještě navýšit o energii zmařenou přeměnou energie. Účinnost akumulace PVE je 80 %, ale například technologie P2G disponuje účinností přeměny elektrické energie na metan a zpět na úrovni 30 %. Přebytečná výroba OZE bude s největší pravděpodobností ukládána do řady úložišť, aby se využily jejich různé vlastnosti a jejich kombinací se dosáhlo nejefektivnějšího uložení elektřiny. Některá úložiště umožňují rychlý nástup a zajišťují okamžitou zálohu, jiné druhy úložišť se využívají pro ukládání větších objemů energie a k sezónnímu uskladnění energie. Kombinace úložišť je vhodná i z ekonomických důvodů, jelikož například P2G je investičně náročnější a také účinnost tohoto úložiště je menší než účinnost PVE. Obě úložiště dokáží akumulovat velké množství energie, P2G má schopnost skladovat energii také sezónně.

Pro nahrazení UE je potřeba zjistit, jak velký instalovaný výkon ve FVE je zapotřebí. Důležitým aspektem je roční doba využití maxima elektrárny. Pro názornost lze uvažovat 1 MW instalovaného výkonu uhelné elektrárny. Při uvažovaném ročním využití TmUE = 5000 h/r se za rok vyrobí 5 GWh elektrické energie. Pro roční využití FVE TmFVE = 1000 h/r musí být do fotovoltaických elektráren instalován pětinásobek výkonu. Dále se do odhadu instalovaného výkonu nahrazující FVE musí zahrnout vlastní spotřeba elektráren. U stávající UE se koeficient vlastní spotřeby pohybuje okolo 1,085, u FVE budeme uvažovat koeficient vlastní spotřeby 1,01.

Pro nahrazení konvenčních zdrojů, jako je například UE, je zapotřebí využít již zmiňovaných úložišť. Graf náhrady UE (viz graf 2) srovnává měrné náklady v případě, že stávající zdroj UE je nahrazován novým zdrojem společně s úložištěm PVE. Náhrada se skládá z měrných investičních nákladů OZE a úložiště PVE ponížených o ušetřené náklady na provoz UE. Varianty srovnávají náhradu UE pomocí FVE, VTE a kombinací těchto dvou obnovitelných zdrojů. V kombinaci FVE + VTE se předpokládá ideální komplementarita, kdy se tyto dva zdroje doplňují a fungují jako jeden zdroj. V tomto případě FVE + VTE vychází jako nejlevnější náhrada stávající UE. Pokud se jedná o samotný zdroj FVE nebo VTE, VTE je díky větší době využití za rok oproti FVE levnější náhradou UE.
 

Graf č. 2: Závislost měrných nákladů náhrady UE na roční době využití vybraných zdrojů

Zdroj: vlastní výpočet

Zelená kóta v grafu 2 ukazuje rozdíl mezi měrnými náklady UE s využitím 5 000 h/r s nulovou cenou povolenky a měrnými náklady její náhrady kombinací FVE+VTE+PVE. Vidíme, že je to zhruba 4,5 tis. Kč, což má právě povolenka za úkol překlenout tak, aby dostatečně zdražila cenu elektřiny z UE a tím bránila dalšímu spalování uhlí pro výrobu elektřiny.

Všechny varianty nahrazení konvenční UE jsou dražší než provozování stávající UE. O kolik dražší je nahrazení UE novým OZE v kombinaci s úložištěm, záleží na dané technologii, výrobě OZE, účinnosti OZE a úložiště a dalších faktorech, jako je především roční doba využití maxima zdrojů.

POROVNÁNÍ S NAHRADOU UHLÍ KOMBINACÍ JE A PVE

Pokud by se jako náhrada UE uvažovalo s kombinací JE + PVE, což jsou také bezemisní zdroje, vyjde náhrada levněji. Ačkoliv je JE investičně velmi drahá, lze tuto nevýhodu vyrovnat vysokým využitím jejího instalovaného výkonu. JE se nemusí regulovat, může pracovat s co nejvyšším využitím během roku pouze s nutnou odstávkou na výměnu paliva (využití více než 7 000 h/r) a PVE zabezpečí pružnou regulaci výkonu během dne popřípadně i týdne (týdenní cyklus přečerpání). Nákladný systém sezónní akumulace s nízkou účinností P2H či P2G není nutný, snížení potřeby elektrického výkonu během léta lze vyplnit právě odstávkami bloků JE kvůli výměně paliva. JE jsou pak dimenzovány na pokrývání základního až pološpičkového zatížení (do středního zatížení ES), PVE pak pouze na rozdíl špičkového a středního zatížení v turbinovém provozu, resp. středního a základního zatížení v čerpadlovém provozu. JE také musí zabezpečit dodávku energie ztracené při přečerpání o trochu vyšším výkonem, než by odpovídalo střednímu zatížení elektrizační soustavy (ES) během dne.

Kombinací JE + PVE lze stoprocentně zabezpečit dodávku elektřiny odběratelům, v podstatě by nebylo třeba jiných typů elektráren, protože jsou to oba regulovatelné zdroje dle potřeby odběratelů a dispečinku přenosové soustavy odpovědného za spolehlivost dodávky. V tomto případě tedy není nutná tak vysoká kapacita akumulátorů, jako je tomu v případě náhrady uhlí větrem nebo sluncem, a odpadá závislost na kolísavé ceně zemního plynu (pro případ náhrady uhlí zemním plynem), jenž není domácí surovinou a musí se dovážet často z nedemokratických zemí. Dodávka elektřiny je mnohem zabezpečenější i tím, že lze v době nižší ceny nakoupit jaderné palivo do zásoby, která může poskytnout výrobu elektřiny na dobu několika let.

Z grafu 3 je vidět, že měrné výrobní náklady kombinace JE+PVE jsou pro UE s využitím 5 000 h/r a cenou emisních povolenek ve výši 80 €/t CO₂ (2 000 Kč/t) vyrovnané.
 

Graf č. 3: Závislost měrných nákladů náhrady UE na její roční době využití

Zdroj: vlastní výpočet

Náhrada UE pomocí intermitentních OZE je problematická i z technického hlediska, např. plocha FVE potřebná na výkon 8 GW při cca 6 m²/kWp je 48 km². Na náhradu energie je to ještě pět krát více, tedy 240 km². Kolik je plocha střech v ČR, resp. zastavěná plocha?

Na náhradu výroby 30 TWh z UE je třeba 15 GW výkonu ve VTE. Pokud budeme uvažovat s jednotkovým výkonem VTE 3 MW potřebujeme 5 000 takových VTE. Roční maximum ČR je cca 12 GW, střední zatížení je cca 8 GW. Co s přebývajícími GW, pokud více zafouká? Pokud nemáme PVE s výkonem alespoň 4 GW (zatím máme jen 1,2 GW) s kapacitou alespoň 60 GWh (zatím pouze 6 GWh), nelze příliš zvyšovat výkon ve VTE. ES ČR by mohla absorbovat bez významnější výstavby nových PVE či zařízení P2G maximálně 4 GW ve VTE, bez jejich významnějšího vypínání vzhledem k ročnímu minimu 4,5 GW nastávajícímu zpravidla v letních víkendech. A to navíc za předpokladu potřebného snižování výkonu JE, které sice mají v těchto měsících odstávky pro výměnu paliva, ale přesto lze očekávat, že výkon v JE během léta neklesne pod 2 GW, takže v případě vyšší výroby z větru za letní noci by se musely VTE vypínat, což opět sníží jejich roční využití, a tím ekonomicky dále sníží efektivitu jejich výstavby a provozu.

O AUTORECH

Ing. Petra Dušková je čerstvá absolventka magisterského studia specializace Management energetiky a elektrotechniky na Fakultě elektrotechnické ČVUT v Praze.

Ing. Miroslav Vítek, CSc., vyučuje předměty Dopravní systémy energie, Úvod do ekonomiky energetiky na katedře Ekonomiky manažerství a humanitních věd na Fakultě elektrotechnické ČVUT v Praze.

Kontakt: duskovapet@gmail.com, vitekm@fel.cvut.cz