Na úvod je vhodné zdůraznit, že tento článek bezprostředně navazuje na předchozí rozbor, který se podrobněji zabýval strukturou výrobního mixu budoucí německé elektroenergetiky, tak jak byla popsána ve zprávě Deutsche Energie-Agentur (DENA) o integraci obnovitelných zdrojů v rámci německého a evropského trhu s elektřinou.
Budoucí vývoj německé elektroenergetiky z pohledu ekonomiky konvenčních zdrojů
Ekonomický model DENA předpokládá postupný nárůst úplných měrných výrobních nákladů z 5,3 ct/kWh v r. 2020 na 16,8 ct/kWh v r. 2050 (viz obrázek).
Měrné výrobní náklady konvenčních zdrojů [ct/kWh] (bez kogenerace) v Německu do r. 2050
Zdroj: DENA
Dle vysvětlení v prezentované studii se v případě konvenčních zdrojů jedná o úplné měrné výrobní náklady zahrnující jak variabilní náklady, tak i fixní náklady a metodou anuit úročené odpisy investičních nákladů (annuitätische Investitionskosten) pro výstavbu nových elektráren.
Důvodem vzrůstu nákladů konvenčních zdrojů je postupné snižování jejich koeficientu využití resp. snižování výroby vzhledem k předpokládanému zvyšování výroby v OZE (podrobnosti viz předchozí článek).
Budoucí vývoj německé elektroenergetiky z pohledu ekonomiky OZE
Ekonomický model DENA předpokládá postupný pokles nákladů na vyrobenou kWh téměř u všech typů OZE v časovém rozpětí 2010 až 2050 (viz obrázek).
Měrné výrobní náklady OZE [ct/kWh] v Německu do r. 2050
Zdroj: DENA
Legenda:
Wasser – voda
Wind – vítr
PV – fotovoltaika
Geothermie – geotermální elektrárny
Direktimport EE – přímý dovoz energie z OZE
Biomasse – biomasa
Mittelwert EE – střední hodnota OZE
Zvláště výrazný pokles výrobních nákladů je předpokládán u fotovoltaiky. Tento pokles nákladů téměř u všech segmentů OZE je obecně zdůvodněn nasazováním technologií v stále větším měřítku (Skaleneffekt) a postupným zlepšováním technologických parametrů (Lerneffekt).
Při porovnání hodnot z obou grafů vidíme, že k vyrovnání měrných výrobních nákladů konvenčních zdrojů a OZE se předpokládá zhruba v r. 2040, a to na úrovni cca 10 ct/kWh.
Celkový pohled na ekonomiku OZE z pohledu koncového spotřebitele získáme z tzv. rozdílových nákladů (Differenzkosten), tj. z části nákladů na výrobu elektřiny v OZE, kterou vzhledem k výši prodejních cen elektřiny nebude možné pokrýt z výnosů prodeje na energetickém trhu a proto bude nepřímo hrazena koncovými spotřebiteli (cena elektřiny na trhu bude nižší než úředně stanovená výkupní cena). Jedná se o částku, z níž je kalkulován „příspěvek na výrobu elektřiny v OZE“, přičemž zahrnuje ještě další položky, např. úroky a náklady související s prodejem elektřiny (Vermarktungskosten).
Vývoj rozdílových nákladů [mld. eur] OZE v Německu od r. 2020 do r. 2050
Zdroj: DENA
Legenda:
Direktimport EE – přímý dovoz energie z OZE
Photovoltaik - fotovoltaika
Geothermie – geotermální elektrárny
Biomasse – biomasa
Wind – vítr
Wasser – voda
Summe - součet
Jinými slovy řečeno, podle studie DENA budou němečtí spotřebitelé na OZE doplácet i v r. 2050, a to v předpokládané výši 11,3 miliardy eur. V sumarizaci výsledků studie (str. 27/173) je konstatováno, že za stávajících podmínek energetického trhu nebudou OZE v Německu ani po r. 2050 schopny přímého prodeje vyrobené elektřiny na trhu (Direktvermarktung) bez ekonomické podpory.
Přímým prodejem se v tomto případě rozumí normální energetický trh bez regulatorních zásahů a nikoliv stávající „pseudotrh“ s přednostním výkupem vyrobené elektřiny z OZE za úředně stanovené ceny. Z technického hlediska se jednalo o normální stav až do nástupu OZE, kdy provozovatel výrobny elektřiny byl schopen garantovat dodávku elektřiny podle předem stanoveného výrobního diagramu. Podíl stávajících OZE na tomto „reálném trhu“ je ve studii DENA rovněž uveden a jedná se o poměrně zajímavý údaj (viz obrázek).
Podíl instalovaného výkonu výroben s nárokem na podporu dle zákona o OZE s přímým prodejem na trhu (střední hodnota za r. 2010)
Zdroj: DENA
Legenda:
Wasserkraft – voda
Deponie-, Klär- und Grubengas – skládkový, kalový a důlní plyn
Biomasse – biomasa
Geothermie – geotermální elektrárny
Wind onshore – větrné elektrárny pobřežní
PV - fotovoltaika
Vzhledem k principu funkce fotovoltaických a větrných elektráren je zřejmé, že dodržování předem dohodnutého výrobního diagramu je bez těsné kooperace s akumulačními systémy v současné době nad jejich technické možnosti, takže se na reálném trhu prakticky nevyskytují, ačkoliv jejich výkon aktuálně dosahuje zhruba 55 temelínských bloků. Z profesního hlediska by mě zajímaly technické podrobnosti o uvedených 0,42% instalovaného výkonu VtE pracujících v tomto reálném energetickém světě, nicméně ve studii DENA uvedeny nebyly. S podmínkami reálného energetického trhu se obstojně vyrovnávají elektrárny využívající skládkové, kalové a důlní plyny, ovšem jejich celková výroba představuje pouze 1,4% celkové výroby OZE.
Další vývoj diskuze o ekonomických aspektech výroby v OZE
Aktuální diskuze na téma vlivu rozvoje OZE na ceny elektřiny pro koncové spotřebitele se zjednodušuje pouze na predikce vývoje ceny na burze a výše příspěvku na výrobu v OZE. Takové posuzování však zanedbává další podstatné souvislosti. Ceny elektřiny budou negativně ovlivněny vzrůstajícími náklady na výstavbu sítí a zvyšování flexibility systému zásobování elektřinou, např. výstavbu akumulačních systémů a systémů řízení spotřeby (Demand-Side-Management, Smart Grids). Zpracovatelé studie přiznávají, že přesný výpočet nákladů na výrobu elektřiny až do r. 2050 není v současné době možný vzhledem k velkému množství souběžně působících faktorů a dlouhodobému časovému horizontu. Shodují se však na skutečnosti, že dosavadní výsledky výpočtů, zpracované modely, expertní odhady a data z jiných studií indikují výrazné navyšování nákladů na systém zásobování elektřinou v Německu až do roku 2050.
Petr Nejedlý
