PRŮMYSL: Plán dekarbonizace je likvidační

Cesta k bezuhlíkové ekonomice nebude snadná ani laciná. Mnohé průmyslové podniky převádějí výrobu do daňově a energeticky přívětivějších zemí, mnohé o tom uvažují. Je nad tím spousta „výzev“, varování a povzdechů.

Nyní si můžeme vytvořit přesnější představu: Snížení emisí oxidu uhličitého o 90 % do roku 2040 proti roku 1990 by si v českém průmyslu vyžádalo růst investičních nákladů až ke 3,8 bilionu korun, to je 250 miliard korun ročně. Pro energeticky náročná odvětví by tyto výdaje, jakož i provozní náklady např. na energii, znamenaly ztrátu konkurenční schopnosti a tím ohrožení jejich další existence. Analýzu na toto téma vydal Svaz průmyslu a dopravy (SP). Vypracovala ji pro něj energetická konzultační společnost EGU.

„Firmy by ve svém vývoji byly nuceny přeskočit tři až čtyři inovační cykly, což by oslabilo konkurenceschopnost jejich produkce, a to vše v situaci, kdy již dnes platí za elektřinu výrazně více než jejich konkurenti v okolních zemích. Příliš rychlá transformace směřuje místo dekarbonizace spíše k útlumu a přesunu části výroby mimo Evropu,“ píše se ve studii.

Celková suma investic, tedy více než 250 mld. Kč ročně, výrazně přesahuje aktuální výnosy ze systému obchodování s emisními povolenkami EU ETS 1, které nyní vynášejí zhruba 40 miliard korun ročně.

investice do dekarbonizace není z ekonomického pohledu obhajitelná

Cíl snížení emisí o 90 % do roku 2040 uvádí průmysl do pozice, kdy místo několika investičních cyklů do postupné dekarbonizace musí být již ta příští investice dekarbonizační v takovém měřítku, aby k cílenému snížení došlo. Taková investice však není z čistě ekonomického pohledu obhajitelná, neboť je velmi pravděpodobné, že výsledný produkt nebude na trhu cenově konkurenceschopný.

Klíčové dekarbonizační technologie aktuálně neumožňují rentabilní nasazení v průmyslu. Ekonomika náhrady šedého vodíku pomocí RFNBO (kapalná a plynná paliva nebiologického původu, například obnovitelný vodík) je aktuálně hlavní brzdou potřebného rozvoje. Současná investiční realita výrazně zaostává za cíli, které má průmysl v oblasti RFNBO splnit (zatím do roku 2030). Obdobně plánování investic s využitím CCS (zachytávání a ukládání oxidu uhličitého) zatím nenabízí ani předvídatelný, natož fungující a komerčně udržitelný ekosystém celého hodnotového řetězce. Bez výrazných finančních pobídek na straně výroby i spotřeby a zajištění základních podmínek pro fungování trhu s těmito „komoditami“ (RFNBO, CO₂) včetně přepravních sítí a skladování nelze cílů k roku 2040 realisticky dosáhnout.

Počítá se technologiemi, které se ještě nepoužívají

Analýza pracuje se dvěma dalšími, mírnějšími scénáři. Ten druhý uvažuje o snížení emisí o 85 %, což je také jedna z ještě diskutovaných variant. Ani tu však nelze z pohledu konkurenceschopnosti průmyslu přijmout, protože „…rovněž vyžaduje komerční nasazení technologií, jež se v průmyslovém měřítku dosud nepoužívají, a vynucuje si srovnatelné nepřímé náklady,“ pozorňují experti EGU. Třetí scénář zkoumá možnost dosažení předchozí verze klimatických cílů – snížení emisí o 76 procent. Ten je podle autorů studie hraničně realizovatelný, byť pozici průmyslu rovněž velmi negativně ovlivňuje.

Riziko dalšího poškození konkurenceschopnosti průmyslu je velmi nerovnoměrně distribuované. Některá odvětví ekonomiky i samotného průmyslu budou postižena méně, typicky energeticky nenáročná odvětví, některá budou postupně vystavena likvidačním požadavkům. Jde především o energeticky vysoce intenzivní obory, jako jsou chemický průmysl, keramický a sklářský průmysl, hutnictví a další obory, u nichž je podíl nákladů výroby za pořízení energie ve výši nižších desítek procent.

elektrifikace průmyslu navyšuje spotřebu o 60 procent

O jaké investice se jedná konkrétně? Požadovaný rozsah elektrifikace a rozvoj obnovitelných zdrojů energie (OZE) pro 90% dekarbonizaci průmyslu nevyžaduje jen modernizaci sítě ale její faktické zdvojnásobení. K tomu je třeba nejen investic, ale také časový rámec přesahující rok 2040.

Investice spojené s náhradou dekarbonizačních technologií (elektrické pece, tepelná čerpadla, elektrokotle atd.) by dosáhly čtvrtiny nákladů spojených s výstavbou nových zdrojů elektřiny (0,46 bil. Kč vs. 2,1 bil. Kč). Dekarbonizace průmyslu je v podstatě závislá na rozvoji OZE a síťové infrastruktury, jež vyžadují dohromady 3,3 bilionu korun. Ačkoliv celou sumu investičních nákladů neponese průmysl přímo, část nepřímých nákladů se na něj přenese v podobě provozních nákladů, např. zvýšením regulovaných cen energie.

Samotná elektrifikace průmyslu navyšuje spotřebu elektřiny o přibližně 60 % oproti současnému stavu. Téměř 38 TWh nové bezemisní elektřiny si vyžádá výstavbu přibližně 30 GW nových FVE, 16 GW VTE a rozsáhlou skladovací kapacitu (80 GWh bateriových úložišť) v časovém horizontu 15 let. Taková skladba zdrojů umožňuje pokrýt novou poptávku bezemisní elektřiny v průběhu celého roku nejen v průměru, ale i s ohledem na sezónní a denní výkyvy výroby. (Pro srovnání: ke konci roku 2025 se zatím v Česku podařilo vystavět 5,4 GW fotovoltaických a 0,4 GW větrných elektráren a přibližně 2,3 GWh kapacity bateriových úložišť.)

Nedostatečná komerční a technická připravenost zmíněných klíčových technologií vyvolává riziko další prudké eskalace nákladů. Zejména zachytávání emisí CO₂ v cementářství a při výrobě vápna se zatím nacházejí jen v pilotních fázích, bez ověřené spolehlivosti ve velkém měřítku. Podobně je na tom také technologie redukce železa pomocí vodíku. Otázka kompletního přechodu na zpracování šrotu a náhrady vysokých pecí obloukovými pecemi v celé EU pak naráží na ekonomickou dostupnost vstupního materiálu. Příprava projektů na zachytávání emisí oxidu uhličitého trvá nejméně 10 let a není připravena žádná infrastruktura. Paliva RFNBO typu zeleného vodíku jsou extrémně drahá.

Studie obsahuje také dlouhou řadu doporučení, co by se s problémem dalo dělat. V podstatě nabádají k finančním ulehčením dekarbonizačních opatření firem. Sem spadá urychlení odpisů pro uričté investice, zjednodušení povolovacích procesů, hlavně EIA, státní garance pro investice, případně „garantovat předvídatelné investiční prostředí a řídit transformaci programově“. Dále zlepšit podmínky pro „akcelerační zóny“, nebo „snížit ceny elektrické energie pro energeticky náročný průmysl“. (V tomto posledním případě se nabízí podezření, zda SP nebyl inspirován podobným nedávným rozhodnutím německé spolkové vlády.)

Když se ve studii doporučuje navýšení peněz z Modernizačního fondu, už tam chybí, odkud nebo kým. Ale jako inspirativní je doporučení zachovat cílené bezplatné alokace emisních povolenek pro export. „Mechanismus CBAM (uhlíková cla při dovozu, oficiálně Mechanismus uhlíkového vyrovnání na hranicích) se vztahuje pouze na dovoz a neobsahuje kompenzaci nákladů u vývozu. Evropské exportní firmy jsou tímto výrazně znevýhodněný na světových trzích,“ píše se ve studii.

Levné elektrárny končí s provozem

Studii zveřejnil SP jen krátce předtím, než energetická společnost Sev.en oznámila ukončení provozu svých uhelných elektráren Počerady a Chvaletice a kombinovaného elektro-teplárenského zdroje Kladno v roce 2027. Důvodem je rostoucí cena emisních povolenek a klesající cena elektřiny. „Nebýt platby za emisní povolenky, jsou v rámci českého energetického mixu hnědouhelné elektrárny stále nejlevnějším stabilním zdrojem energie pro firmy i domácnosti,“ připomíná v tomto kontextu reportáž deníku Mladá fronta Dnes (MfD).

Z rozhodnutí společnosti Sev.en zmizí z české elektroenergetické soustavy 2,4 GW instalovaného výkonu z celkových 8,44 GW. Podobné zprávy ovšem vydávají i další tuzemské elektroenergetické společnosti, včetně největší ČEZ. Státní společnost ČEPS, řiditel přenosové soustavy ze zákona odpovědný za vyrovnávání spotřeby a dodávky elektřiny v síti, předpovídá, že už v roce 2027 se ČR z čistého exportéra může stát čistý dovozce elektřiny. Ještě v roce 2024 ČEPS vypočítal, že při vlídném scénáři půjde o import do 10 % spotřeby (10 % je hraniční pro spolehlivost dodávek elektřiny), při scénáři progresívním o zhruba 22 % čisté spotřeby elektřiny země. Ovšem v souhrnném celoročním čísle, nikoli v očekávané koncentraci na zimní období, kdy podíl dovozu může být klidně třetinový. Odkud elektřinu dovezeme? ČESP mluví explicitně o Francii a Německu. To se ale už letos stalo čistým importérem.

Podle čísel z portálu Electrocitymaps nyní, na konci listopadu, v Německu přestal foukat vítr a spotové ceny elektřiny na burze dne 26. listopadu kolem poledne proti normálu (70-80 eur) vyletěly na 350 eur/MWh s očekáváním růstu až na 400 eur při večerní špičce, tj. asi 9,50 Kč za kWh pouze silové části ceny elektřiny.

„ČEPS i ENTSOE /Evropská síť provozovatelů přenosových soustav elektřiny, zahrnuje uskupení 41 evropských provozovatelů elektroenergetických přenosových soustav z 34 zemí, pozn. red./ ve svých zprávách varují před tím, že když uhlí skončí do roku 2030, bude zásadně překročen povolený počet hodin v roce, kdy vážně hrozí, že spotřeba elektřiny nebude krytá domácí výrobou ani dovozem. A ten by mohl dosahovat až několik hodin ročně. Jinými slovy, mohou nastávat masivní výpadky elektrické energie, tak zvané blackouty,“ upozorňuje reportáž MfD.

Narozdíl od průmyslu, místní obyvatelstvo se ke klimatické migraci asi neuchýlí. Do schránek domácností už putují letáčky, co dělat 72 hodiny po vypuknutí katastrofy.

Jen žádnou paniku. ČEPS má ještě ze zákona možnost vypnutí uhelných elektráren zakázat, respektive nařídit jejich další provoz na základě smlouvy se státem.

Zdroj: