I když to není oficiální německá strategie, jde o poměrně detailní a reprezentativní dokument, na kterém se podílelo ca.60 organizací z průmyslu i akademické sféry [1]. Studie porovnává scénáře „elektrifikace“(EL) a „technologický mix“(TM), ve variantách 80% a 95% redukce CO2. EL-scénáře jsou zaměřeny na maximální přímé využití elektřiny v kombinaci s intenzivnějšími úspornými opatřeními, tj. v sektoru tepla je prioritou využívání tepelných čerpadel, v dopravě elektromobilita. TM-scénáře jsou vyváženější kombinací více technologií s větším podílem plynných, příp. i kapalných paliv(zemní plyn, PtX). Tedy větší využívání plynového vytápění jak individuálně, tak v CZT i decentralizovaných systémech vytápění, s efektivním využíváním stále dražšího paliva v kombinované výrobě elektřiny a tepla. V dopravě větší podíl CNG motorů a pohonů s palivovými články.
Scénáře jsou srovnávány s referenčním RF-scénářem, který je pokračováním stávajících politik, s redukcí emisí CO2 do roku 2050 o 60%.
Spotřeba elektřiny bude až dvojnásobná, domácí OZE stačit nebude
Z vývoje spotřeby primárních energetických zdrojů plyne, že primárním cílem je zvyšování energetické efektivity všech procesů a absolutní snižování spotřeby energií (Obr.1). Ve všech scénářích se samozřejmě předpokládá maximální produkce energie OZE. Výroba elektřiny z OZE má vzrůst z dnešních ca. 200 TWh na 700-900 TWh(Obr.2). Více než polovina z toho bude z větrných elektráren na pevnině, u nichž instalovaný výkon vzroste z dnešních 45 GW na 180 GW. Dle autorů tedy až na hranici realizovatelného potenciálu. U fotovoltaiky z 45 GW na 110-160 GW(Obr.3).
Spotřeba biomasy pro energetické využití zůstává i do budoucna na současné úrovni ca. 250 TWh primární energie. To je dle studie zároveň hranice realizovatelného potenciálu. neboť se stále více akcentují ekologická negativa intenzivního zemědělského i lesního hospodaření i konflikt energetického využití biomasy s produkci potravin.
Obr.1 – Spotřeba PEZ
Ani to však k zajištění potřeb Německa stačit nebude, neboť oproti dnešním 550 TWh by spotřeba elektřiny měla stoupnout na 800 TWh v TM-scénářích a na 1100 TWh v EL-scénářích. Tedy až na dvojnásobek dnešní spotřeby. To znamená že již po roce 2030 se Německo z dnešního exportéra (ca.50 TWh) stává významně závislé na dovozu elektřiny ve výši 100-150 TWh (Obr.1), což studie sama komentuje na str.266 takto „V této souvislosti je ve všech scénářích k diskusi, zda a za jakou cenu budou potřebná množství importované elektřiny k dispozici, vzhledem k podobným snahám o CO2 úspory v evropských zemích a s tím spojenou zvýšenou spotřebu elektřiny“.
V roce 2050 sice v TM-scénáři opět dochází k mírnému exportu elektřiny, ovšem za současného dovozu elektřiny ať už přímo nebo ve formě PtX v obou scénářích.
Obr.2 – Výroba elektřiny z OZE
Obr.3 – Instalovaný výkon OZE
Plyn v různých podobách
Celková spotřeba plynných paliv (ZP+biometan+e-gas) zůstane v TM-scénáři přibližně na současné úrovni (Obr.4), tedy současná plynová infrastruktura včetně zásobníku bude i nadále vhodně využita. Plyn však bude stále zelenější, neboť do sítě bude vtláčen vedle zemního plynu jak biometan tak některá z forem PtX (vodík, syntetický metan). Studie předpokládá, že syntetická plynná, a částečně i kapalná paliva budou důležitou součástí energetického mixu. Přestože výroba syntetického metanu je zatím ve fázi pilotních projektů o velikosti jednotek či desítek MW, tak dle autorů studie jde o technicky zvládnuté řešení a předpokládají postupný další rozvoj této technologie s předvídatelným vývojem nákladů na produkci těchto paliv (Obr.5). Údaje v tabulce jsou pro případ výroby v zemích s levnou OZE elektřinou, uvádí se oblast severní Afriky. Tedy podstatné snížení dovozní závislosti na ropě bude nahrazeno novou závislosti na dovozu syntetických paliv. Studie uvádí že při výrobě v EU by náklady byly o ca.50% vyšší.
Obr.4 – Spotřeba plynných paliv
Obr.5 – Náklady PtX
A co když nefouká a nesvítí?
Zvyšování spotřeby elektřiny samozřejmě vede ke zvyšování potřebné zajištěné kapacity. Předpokládá se zvýšení přeshraniční přenosové kapacity z nynějších 27 na 46 GW, z toho však pouhých 5 GW bude možné považovat za zajištěnou kapacitu (pravděpodobně půjde o propojení se skandinávskými vodními akumulacemi). Při plánovaném odstavení jaderných a následně i téměř úplném odstavení uhelných elektráren bude tedy nutný podstatný růst instalovaného výkonu plynových zdrojů, tj. paroplynových elektráren, k zajištěné kapacitě však budou přispívat i plynové kogenerační zdroje v teplárnách a lokální kogenerace – z dnešních 30 GW na 70 GW v TM-scénáři a 120 GW v EL-scénáři. Při stále menším ročním využití těchto záložních kapacit je zároveň indikována nová složka ceny elektřiny ve výši 5-23 EUR/MWh, což bude pravděpodobně v nějaké formě kapacitní platby.
Co to vše bude stát?
Celkové vícenáklady do 2050 jsou oproti RF-scénáři mezi 1100 až 2200 mld. EUR, tj. o ca.30-60 mld. EUR ročně více. TM-scénáře jsou dle výsledků studie nákladově podstatně výhodnější (Obr.6) a paralelní rozvoj více technologií dává též možnost průběžně reagovat na skutečný vývoj. Za zmínku stojí, že často deklarovaný cíl snižování nákladů a závislosti na dovozu ropy a zemního plynu bude nahrazen ještě většími náklady na dovoz elektřiny a syntetických paliv.
Dekarbonizační scénáře EU předpokládají spotřebu syntetického metanu v roce 2050 na úrovni 500-900 TWh [3], přičemž Německo předpokládá dle této studie dovoz mezi 152-744 TWh. Tedy během pouhých 30 let má být vybudována v rámci EU či v třetích zemích výrobní technologie k produkci ca. 160 GW syntetického metanu (při využití ca. 6000 h), včetně potřebné výroby OZE elektřiny (při účinnosti procesu ca.50 % ca.1000-1800 TWh, tedy až 50% současné evropské spotřeby elektřiny), úpravy vody a získávání CO2 potřebného v procesu metanizace.
Obr.6 – Celkové náklady na transformaci energetického systému oproti RF scénáři
Závěr
Z výše uvedeného plyne, že snížení emisí CO2 o 80 či více procent bude v Německu vyžadovat zásadní transformaci nejen energetiky ale prakticky celé společnosti. Mj. to znamená zvýšení tempa sanace budov z dnešních 1% na 1,5-2% ročně, instalaci milionů tepelných čerpadel, odstavení desítek GW uhelných zdrojů a jejich náhradu plynovými elektrárnami, či náhradu většiny spalovacích motorů elektromobily.
Za dnešní nepřehledné a často se měnící situace obvyklé tržní signály pro investice do energetiky nefungují a tak se tato transformace neobejde bez velice silných dotačních, regulatorních a legislativních opatření. V poslední době se velmi diskutuje zejména o zavedení uhlíkové daně, realokaci příplatků na podporu OZE tak, aby nezvyšovaly cenu elektřiny ale naopak zdražovaly fosilní paliva či daňové úlevy na modernizaci budov.
Vývoj v Německu je vhodné pečlivě sledovat a brát si při hledání optimální české strategie jak inspiraci z jeho úspěchů, tak poučení z problémů, které takovou energetickou revoluci budou nutně provázet.
Článek vyšel v č.3/2019 časopisu Energetika.
Odkazy:
[1] DENA Integrierte Energiewende (Leitstudie 2018) https://www.dena.de/themen-projekte/projekte/energiesysteme/dena-leitstudie-integrierte-energiewende/
[2] Klimaticky neutrální Německo, Bundesumweltamt, 2018
[3] EU 2050 long-term strategy, https://ec.europa.eu/clima/policies/strategies/2050_en
