Německé vyřazení jaderných elektráren z energetického mixu a s tím spojené navýšení spotřeby fosilních paliv může vést až k  1100 předčasným úmrtím ročně v důsledku zvýšeného znečištění ovzduší. Tvrdí to <a href="http://papers.nber.org/tmp/26395-w26598.pdf">studie ekonomů z University of California v Santa Barbaře, University of California v Berkeley a Carnegie Mellon University</a>. 
Studie nazvaná „Vnitřní a vnější náklady německého odklonu od jádra“ rovněž zjistila, že ceny elektřiny v Německu jsou vyšší kvůli odchodu od jaderné energetiky, což má za následek navýšení zisku většiny výrobců elektřiny, ale také zvýšení nákladů německých spotřebitelů. 
<figure id="attachment_43835" class="wp-caption alignnone" style="width: 960px;"><img class="size-full wp-image-43835" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie.jpg" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie.jpg 960w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie-512x288.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie-768x432.jpg 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie-725x408.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/atomkraftwerke-uebersicht-130-_v-ARDFotogalerie-800x450.jpg 800w" alt="Německá jaderná elektrárna Gundremmingen B+C" width="960" height="540" /><figcaption class="wp-caption-text">Německá jaderná elektrárna Gundremmingen B+C; Zdroj: www.wdr.de</figcaption></figure>
Vypracovaný materiál tvrdí, že je „nezbytné, aby politici a akademičtí pracovníci komunikovali s veřejností nepřímé náklady spojené se změnou klimatu a změnu kvality ovzduší, versus rizika jaderné havárie a likvidace jaderného odpadu.“ 
<h2>Chybějící elektřinu nahradily uhelné elektrárny a import</h2>
Autoři studie – Stephen Jarvis z univerzity v Berkeley, Olivier Deschenes z univerzity Santa Barbara a Akshaya Jha z univerzity Carnegie Mellon – využili hodinová data z provozu elektráren a „novou metodu strojového učení“ pro stanovení odhadu, jak odlišně by byly provozovány stávající elektrárny, kdyby nedošlo k odstavení německých jaderných elektráren. Došli k závěru, že chybějící elektřina z jaderných elektráren byla primárně nahrazena výrobou v uhelných elektrárnách a dovozem elektřiny ze zahraničí. 
<h2>Nejvyšší náklady jsou dle studie způsobené znečištěním ovzduší</h2>
Akademická studie, která byla minulý čtvrtek (2. 1. 2020) rozeslána Národním úřadem pro ekonomický výzkum a <a href="https://www.washingtonexaminer.com/policy/energy/german-nuclear-phaseout-is-causing-1-100-additional-deaths-a-year-study?fbclid=IwAR3bBpePHgfP-A8GdtoQD813pURF5pybt_sFf4P6qrDwYNmkJ3XrP7HFmMs">citována </a><a href="https://www.washingtonexaminer.com/policy/energy/german-nuclear-phaseout-is-causing-1-100-additional-deaths-a-year-study?fbclid=IwAR3bBpePHgfP-A8GdtoQD813pURF5pybt_sFf4P6qrDwYNmkJ3XrP7HFmMs">americkým konzervativním týdeníkem Washington Examiner</a> uvádí, že tato úmrtí lze přičítat uhelným elektrárnám, které převážně nahradily uzavřené jaderné elektrárny a vedly ke zvýšení místního znečištění ovzduší o 12 %. Tento nárůst znečištění ovzduší sám o sobě vytváří dodatečné náklady ve výši 8,7 miliard dolarů ročně, což je více než 70 % z celkových ročních nákladů (12,2 miliardy dolarů) pro odchod země od jaderné energie. 
<figure id="attachment_51789" class="wp-caption alignnone" style="width: 525px;"><img class="size-large wp-image-51789" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-1024x779.png" sizes="(max-width: 525px) 100vw, 525px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-1024x779.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-512x390.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-768x585.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-725x552.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ-800x609.png 800w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/05/150819_AA_Infografik_Station9_RS_CZ.png 1172w" alt="" width="525" height="399" /><figcaption class="wp-caption-text">Odstavené a provozované jaderné elektrárny v Německu. Zdroj: energiewende-global.com, upraveno</figcaption></figure>
Dokonce i nejdražší scénáře snížení rizik jaderné havárie (aplikace bezpečnostních opatření) a likvidace jaderného odpadu, důvody kvůli kterým se Německo rozhodlo pro uzavření jaderných elektráren, jsou daleko levnější než 12 miliard dolarů, tvrdí studie. 
Zdroj úvodní fotografie: LEAG

Jaderné elektrárny

Americká studie odhaduje náklady německého odchodu od jádra 

Evropský jaderný průmysl v Evropské unii zaměstnává více než 1,1 milionů osob. <a href="http://www.world-nuclear-news.org/Articles/Study-highlights-nuclears-value-to-EU-employment">Podle nové studie společnosti Deloitte tento sektor vytváří více než půl bilionu eur (12 850 miliard korun) na HDP</a>. 
<a href="https://www.foratom.org/press-release/investing-in-low-carbon-nuclear-generates-jobs-and-economic-growth-in-europe/">Podle nové studie od společnosti Deloitte</a> každý instalovaný gigawatt v jaderné energetice v EU vyvolává roční investice ve výši 9,3 miliard eur (239 miliard korun) v jaderných a subdodavatelských odvětvích. Poskytuje stálou a lokální zaměstnanost pro téměř 10 000 osob.
Každý gigawatt dále tvoří na HDP Evropské unie 4,3 miliardy eur (110,5 miliard korun). To znamená, že každé vynaložené euro v jaderném průmyslu vytváří v HDP 5 eur (129 korun). Na každé přímé pracovní místo vytvořené v jaderném průmyslu je dále navázáno 3,2 pracovních míst v hospodářství EU jako celku.
Pro srovnání, průmysl větrné energetiky (instalovaný výkon 160 GWe) podporuje v Evropě pouze 250 000 pracovních míst a vytváří HDP ve výši 36,1 miliard eur (928 miliard korun). V oblastni solární energetiky je přitom jen něco málo přes 80 000 pracovních míst (instalovaný výkon 100 GWp).
<figure id="attachment_70607" class="wp-caption aligncenter" style="width: 580px;"><img class="wp-image-70607" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/EU-nuclear-employment-2019-Deloitte-512x284.jpg" sizes="(max-width: 580px) 100vw, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/EU-nuclear-employment-2019-Deloitte-512x284.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/EU-nuclear-employment-2019-Deloitte-725x402.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/EU-nuclear-employment-2019-Deloitte.jpg 730w" alt="" width="580" height="322" /><figcaption class="wp-caption-text">Vliv jaderného průmyslu na zaměstnanost v EU. Zdroj: <a href="http://www.world-nuclear-news.org/Articles/Study-highlights-nuclears-value-to-EU-employment">World Nuclear News</a></figcaption></figure>
<blockquote>„Jelikož jedním z cílů této studie bylo poskytnout údaje o ekonomickém přínosu evropského jaderného průmyslu do roku 2050, mají nyní k dispozici rozhodující činitelé spolehlivou prognózu přínosů, které by vyplynuly z instalovaného výkonu 150 GWe v celé EU,“ řekl Sorin Elisei, senior manažer společnosti Deloitte Romania.</blockquote>
<figure id="attachment_70608" class="wp-caption aligncenter" style="width: 580px;"><img class="wp-image-70608" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/Economic-impact-of-nuclear-in-EU-2019-Deloitte-512x420.jpg" sizes="(max-width: 580px) 100vw, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/Economic-impact-of-nuclear-in-EU-2019-Deloitte-512x420.jpg 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/Economic-impact-of-nuclear-in-EU-2019-Deloitte-725x595.jpg 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/04/Economic-impact-of-nuclear-in-EU-2019-Deloitte.jpg 730w" alt="" width="580" height="476" /><figcaption class="wp-caption-text">Vliv jaderného průmyslu na HDP v EU. Zdroj: <a href="http://www.world-nuclear-news.org/Articles/Study-highlights-nuclears-value-to-EU-employment">World Nuclear News</a></figcaption></figure>
Pokud se do budoucna očekává, že jaderná energie bude v roce 2050 představovat čtvrtinu instalovaného výkonu tj. 150 GWe, studie předpovídá, že průmysl bude podporovat více než tři miliony pracovních míst. To představuje dle studie 576 miliard eur (14 802 miliard korun) ročně v HDP. Zvýší daňové příjmy o 110,2 miliard eur (2 832 miliard korun) a poskytne domácnostem příjmy ve výši 490,9 miliard eur (12 615 miliard korun).
<blockquote>„Pokud bude Evropa vážně uvažovat o dekarbonizaci své ekonomiky do roku 2050, bude muset čtvrtina elektrické energie vyrobené v EU i nadále pocházet z jaderných elektráren. Nejen, že to EU umožní dosáhnout svých cílů v oblasti emisí oxidu uhličitého, ale zároveň zajistí, aby měla přístup k energii. Rovněž významným způsobem přispěje k hospodářskému růstu a k vytváření pracovních míst,“ uvedl Yves Desbazeille, generální ředitel společnosti Foratom.</blockquote>
Zdroj úvodní fotografie: <a href="https://ec.europa.eu/energy/en/topics/nuclear-energy">European Commission</a>

Ekonomické analýzy

Nová studie zdůrazňuje hodnotu jaderné energetiky pro zaměstnanost v EU

Americká konzultační společnost McKinsey vydala <a href="https://www.mckinsey.com/~/media/McKinsey/Industries/Oil%20and%20Gas/Our%20Insights/Global%20Energy%20Perspective%202019/McKinsey-Energy-Insights-Global-Energy-Perspective-2019_Reference-Case-Summary.ashx">studii Global Energy Perspective 2019</a> k vývoji energetiky pro nadcházející desetiletí. Výsledky šetření, ke kterému přispěli zaměstnanci z poboček společnosti ze všech koutů světa, jsou veskrze velmi pozitivní: vyrovnání soutěžního prostředí mezi OZE a tradičními výrobnami elektřiny, snížení cen baterií a tím i cen elektromobilů a dosažení vrcholu globálních emisí skleníkových plynů.
McKinsey reaguje na vývoj energetických systémů po celém světě a analyzuje dopady změn těchto podmínek na podnikání, státy i jednotlivce. Případové studie zpracovává společnost každoročně, lze tedy mezi nimi porovnávat a určovat, které trendy zaznamenávají rychlý vývoj a které naopak. Letošní analýza se soustředí na pět oblastí:
<ul>
<li>poptávka po energii,</li>
<li>poptávka a nabídka elektřiny,</li>
<li>poptávka po plynu</li>
<li>poptávka po ropě,</li>
<li>globální emise skleníkových plynů.</li>
</ul>
<figure id="attachment_68408" class="wp-caption aligncenter" style="width: 621px;"><img class="wp-image-68408" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-512x442.png" sizes="(max-width: 621px) 100vw, 621px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-512x442.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-768x664.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-1024x885.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-725x627.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey-800x691.png 800w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/mckinsey.png 1031w" alt="" width="621" height="536" /><figcaption class="wp-caption-text">Světová výroba elektřiny v tisících TWh</figcaption></figure>
Závěry studie ukazují na to, že ceny energie z obnovitelných zdrojů budou v mnoha zemích v příštích pěti letech klesat, až dosáhnou bodu, kdy elektřina ze solárních či větrných zdrojů bude z hlediska nákladů konkurenceschopná se zdroji konvenčními.
<figure id="attachment_68438" class="wp-caption aligncenter" style="width: 1058px;"><a href="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity.png"><img class="wp-image-68438 size-full" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity.png" sizes="(max-width: 767px) 89vw, (max-width: 1000px) 54vw, (max-width: 1071px) 543px, 580px" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity.png 1058w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity-512x373.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity-768x560.png 768w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity-1024x746.png 1024w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity-725x528.png 725w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/RES-parity-800x583.png 800w" alt="" width="1058" height="771" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Období, kdy se nové fotovoltaické a větrné elektrárny stanou levnějšími než existující plynové (šedá) a uhelné (modrá) zdroje</figcaption></figure>
McKinsey dále zjišťuje, že vzhledem k poklesu nákladů na výrobu a pořízení baterií bude v nadcházejícím desetiletí docházet i k prudkému poklesu cen elektromobilů, které mají našlápnuto k tomu být ekonomičtějším řešením než vozidla se spalovacími motory. To platí i pro oblast lehké nákladní dopravy.
Třetím důležitým bodem je pak předpověď dosažení vrcholu v globální produkci emisí skleníkových plynů. K tomu má dojít již kolem roku 2025 a posléze mají celosvětové emise začít klesat. Nemělo by přitom dojít ke zpomalení hospodářského růstu.
<figure id="attachment_68440" style="width: 763px" class="wp-caption aligncenter"><a href="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/Co2.png"><img class="size-full wp-image-68440" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/Co2.png" alt="" width="763" height="661" srcset="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/Co2.png 763w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/Co2-512x444.png 512w, https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/03/Co2-725x628.png 725w" sizes="(max-width: 706px) 89vw, (max-width: 767px) 82vw, 740px" /></a><figcaption class="wp-caption-text">Světové emise CO2 v energetice</figcaption></figure>
Celá studie je ke zhlédnutí <a href="https://www.mckinsey.com/~/media/McKinsey/Industries/Oil%20and%20Gas/Our%20Insights/Global%20Energy%20Perspective%202019/McKinsey-Energy-Insights-Global-Energy-Perspective-2019_Reference-Case-Summary.ashx" target="_blank" rel="noopener">zde</a>.

McKinsey: OZE a bateriová úložiště se stanou do deseti let rentabilními

Společnost BP zveřejnila <a href="https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/energy-outlook.html">Energy Outlook 2019,</a> ve kterém očekává nárůst celosvětové výroby elektřiny z jaderných elektráren do roku 2040 na 3400 TWh za rok. V roce 2016 činila globální výroba elektřiny z jaderných elektráren podle dat ČEZ 2490 TWh.
Dokument si společnost zpracovala jako základ pro vytváření ekonomických analýz pro budoucí rozhodování. Energy Outlook je záměrně k dispozici veřejnosti, aby na toto téma vznikla širší debata.
<figure id="attachment_60405" style="width: 525px" class="wp-caption alignnone"><img class="size-large wp-image-60405" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/02/vyroba-je-svet-1024x408.png" alt="" width="525" height="209" /><figcaption class="wp-caption-text">Zdroj: ČEZ</figcaption></figure>
&nbsp;
Analýza obsahuje množství různých scénářů, které zkoumají možné důsledky jednotlivých rozhodnutí tím, že zvažují experimentální cesty „co kdyby.“ Scénáře uvažují pouze malou podmnožinu nejistot na trhu s elektřinou v období do roku 2040. Neposkytují tedy podrobný rozbor všech možných alternativních cest. Ve své „dynamické transformaci“ má výroba elektřiny z jádra vzrůst až na cca 4300 TWh ročně.
Podle zpracovaného Energy Outlooku bude výroba z jaderných a vodních elektráren dál stoupat, přestože jejich podíl na celkovém množství vyrobené elektřiny bude klesat.
Jaderná energie ve zmíněném scénáři poroste průměrným tempem 1,1 % za rok, což zhruba odpovídá růstu jaderné energetiky v posledních 20 letech.
<figure id="attachment_60406" style="width: 829px" class="wp-caption alignnone"><img class="size-full wp-image-60406" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2019/02/Nuclear-Energy-Outlook-BP.png" alt="" width="829" height="825" /><figcaption class="wp-caption-text">Vývoj množství vyrobené elektřiny v JE podle BP; Zdroj: BP Energy Outlook 2019</figcaption></figure>
&nbsp;
Jaderná energetika uvnitř států OECD má podle Outlooku podstatně klesat tím, jak budou postupně odstavovány stárnoucí jaderné elektrárny a do nových jaderných zdrojů se příliš neinvestuje.
Na druhé straně, jaderná výroba v Číně významně poroste, podle analýzy dokonce o 1000 TWh. Roční výroba čínských jaderných elektráren se do roku 2040 vyrovná výrobě JE ve všech zemích OECD dohromady.
<figure id="attachment_48703" style="width: 460px" class="wp-caption alignnone"><img class="wp-image-48703 size-full" style="font-weight: bold;color: #666666;font-size: 0.8125rem;font-style: italic" src="https://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/02/26cina-intenzivne-buduje-vsechny-nizkoemisni-zdroje-u-ni-se-ukaze-jejich-potencial-v-masivnim-meritku-jaderna-elektrarna-fangchenggang.jpeg" alt="Čína intenzivně buduje všechny nízkoemisní zdroje. U ní se ukáže jejich potenciál v masivním měřítku. Jaderná elektrárna Fangchenggang bude mít celkově šest bloků. Jako pátý a šestý se budují nejnovější čínské bloky III+ generace Hualong One. (Zdroj CGN)." width="460" height="307" /><figcaption class="wp-caption-text">Čína intenzivně buduje všechny nízkoemisní zdroje. U ní se ukáže jejich potenciál v masivním měřítku. Jaderná elektrárna Fangchenggang bude mít celkově šest bloků. Jako pátý a šestý se budují nejnovější čínské bloky III+ generace Hualong One. (Zdroj CGN).</figcaption></figure>
&nbsp;
Energy Outlook zkoumá vlivy, které budou formovat proměnu světové energetiky do roku 2040 a klíčové nejistoty kolem transformace energetiky, tvrdí BP. Ukazuje, jak rostoucí prosperita a životní úroveň zvyšuje celosvětovou energetickou spotřebu a jak bude tato spotřeba pokrývána v nadcházejících desetiletích pomocí různých energetických komodit a zdrojů.
Zdroj úvodní fotografie: Archiv ETE

BP předpovídá nárůst roční výroby elektřiny z jádra na 3400 TWh do roku 2040

Organizace pro hospodářskou spolupráci a rozvoj (OECD) upozorňuje ve své <a href="http://www.oecd.org/tax/effective-carbon-rates-2018-9789264305304-en.htm" target="_blank" rel="noopener noreferrer">nejnovější zprávě</a> na nedostatečnost opatření většiny zemí pro dosažení cílů Pařížské dohody. OECD v reportu srovnává především výši zpoplatnění emisí uhlíku v jednotlivých zemích, které sdružuje (tedy především státy severní Ameriky, západní a středí Evropy, Austrálii či Japonsko), přičemž shledává, že jen několik málo zemí má výši ceny uhlíku nastavenou efektivně.
OECD ve své zprávě zpracovává data týkající se výše uhlíkových daní a cen povolenek v celkem 42 zemích OECD a G20, které dohromady zodpovídají  za přibližně 80 % celosvětových emisí. Ačkoli se ceny uhlíku pomalu zvyšují, v současnosti nedosahují na úroveň, která by zajišťovala naplnění cílů Pařížské dohody &#8211; tedy snížení emisí a zbrzdění nástupu změny klimatu a jeho následků. Zpráva používá k hodnocení cen takzvaný &#8222;carbon pricing gap&#8220;, který porovnává současnou cenu uhlíku (tedy součet z veškerých opatření ze všech sektorů) a skutečné náklady na klima (ty jsou odhadované na asi 30 eur za tunu CO2, 60 eur v roce 2020, tyto hodnoty pak tvoří benchmark).
<figure id="attachment_55493" style="width: 308px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-55493 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/09/Snímek-obrazovky-2018-09-21-v-23.04.54.png" alt="" width="308" height="352" /><figcaption class="wp-caption-text">Reálná cena uhlíku v dané zemi zohledňuje ceny emisních povolenek v konkrétní zemi, uhlíkovou daň a specifické daně aplikované například na paliva. Zdroj: OECD</figcaption></figure>
Carbon pricing gap je pak měřen v procentech, kdy 0 % odpovídá stavu, kdy by cena uhlíku a benchmark byly vyrovnány, a 100 %  odpovídá nulové reálné ceně uhlíku. V roce 2018 odpovídá gap hodnotě zhruba 76,5 %, což je optimističtější, ačkoli stále nedostatečná hodnota oproti například roku 2012 (83 %) a 2015 (79,5 %). Při postupu stejným tempem dosáhnou reálné ceny uhlíku skutečné náklady na změnu klimatu až v roce 2095.
<figure id="attachment_55492" style="width: 563px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-55492 " src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/09/Snímek-obrazovky-2018-09-21-v-22.59.56-512x314.png" alt="" width="563" height="345" /><figcaption class="wp-caption-text">Schéma znázorňující procento emisí z různých sektorů, které je v dané zemi zpoplatněno na více než 30 eur (tj. benchmark reportu OECD). Zdroj: OECD</figcaption></figure>
Zpráva rovněž odhauje, že velká většina emisí, které mají původ v průmyslu, obchodu a domácnostech, není zpoplatněna vůbec. Gap je nejnižší, tedy nejoptimističtější pro oblast silniční dopravy (21 %, především díky daním z paliv) a naopak nejvyšší pro průmysl (91 %). V průměru dosahuje pouze 12 ze zkoumaných 42 zemí gapu ve výši 40 % (údaje k roku 2015). Nové tržní mechanismy ke snižování emisí jako zaváděné emisní obchodování v Číně či Severní Americe, by dle OECD mohly gapy značně snížit. OECD taktéž uzavírá, že uhlíková náročnost HDP je většinou nižší v zemích s nižším gapem.
Následující tabulka zobrazuje hodnoty carbon pricing gapu pro rok 2015, situace se od té doby ve většině zemí v průměru lehce zlepšila.
<div>Attention: The internal data of table &#8220;2209&#8221; is corrupted!</div>

Emise CO2

OECD: Většina zemí nezpoplatňuje uhlíkové emise dostatečně

V roce 1991 společnost Sony přišla na trh s přenosnou li-ion baterií,  která se díky nižšímu poměru hmotnosti a velikosti k výkonu, konstantnímu napětí na výstupu a delší životnosti stala hojně využívanou v přenosných zařízeních. V současné době je tato technologie využívána rovněž  v elektromobilech. Trh li-ion baterií rapidně roste a zanechává nás s jednou otázkou – co budeme dělat s půl tunovými bateriemi na konci jejich životnosti? 

Tento článek je druhým dílem seriálu o recyklaci lithium-iontových bateriích, první část: <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/akumulace-energie/recyklace-lithium-ion-baterii-uvod/">Recyklace li-ion baterií – úvod</a>. 

První díl seriálu Recyklace li-ion baterií uvedl celkový přehled a zmínil, že hlavním podnětem k recyklaci li-ion baterií je obsah niklu a kobaltu. Tento díl se bude zaměřovat hlavně na ekonomickou stránku recyklace. Z environmentálního hlediska možnost recyklovat materiály (kobalt, nikl, lithium,…) z li-ion baterií a využít materiál na výrobu nových, sníží zátěž na životní prostředí o 51 %. Z ekonomického hlediska to není tak zcela jasné. Zatímco některé li-ion technologie baterií jsou pro recyklační subjekt velice ekonomicky výhodné, ostatní jsou z hlediska zajištění životaschopnosti takového subjektu otazníkem.
<img class="aligncenter wp-image-49001 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/uvodni-prehled.jpg" alt="" width="943" height="602" />
<h3>Ekonomika recyklačního řetězce</h3>
Z ekonomického hlediska (jak již bylo uvedeno v prvním díle) je hlavním pozitivním faktorem možnost získat cenný materiál použitý na výrobu li-ion baterií, při současných cenách je to zejména kobalt. Kobalt je využívaný díky vysoké energetické hustotě, jeho současná cena byla ke konci února 2018 <a href="http://www.infomine.com/ChartsAndData/ChartBuilder.aspx?z=f&amp;gf=110572.USD.lb&amp;dr=1w&amp;cd=1">66,7 eur/kg </a>.
Vzhledem k vysoké ceně kobaltu se výrobci ubírají směrem nízko-nákladových katod za účelem snížení ceny výroby baterií. Katody typu  LFP (LiFePO4) a LMO (LiMn2O4) jsou označovány jako <a href="http://www.academia.edu/17612395/Economies_of_scale_for_future_lithium-ion_battery_recycling_infrastructure">další generace li-ion baterií</a>. Avšak přechod z dražších materiálů na výrobu katod k levnějším materiálům by snížil motivaci k recyklaci (dosažení menších výdělků). Jaké chemické složení bude v budoucnu dominovat lze jen těžko odhadnout. Je ale více než jasné, že recyklační subjekt bude mít smíšenou várku z různých druhů katod určenou k recyklaci.
<figure id="attachment_49000" style="width: 921px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-49000 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/prehled-vynosu.jpg" alt="" width="921" height="488" /><figcaption class="wp-caption-text"><a href="http://publications.lib.chalmers.se/records/fulltext/230991/local_230991.pdf">Materiály obsažené</a> v li-ion technologiích.</figcaption></figure>
Spotřeba kobaltu na výrobu li-ion baterií zaznamenala rapidní nárůst v několika posledních letech. Kobalt má oproti ostatním materiálům využitým v li-ion baterii výrazně vyšší ekonomickou hodnotu. Potenciální zisk (řádek celkem) ve výše uvedeném přehledu o materiálech obsažených v li-ion technologiích byl spočítán na základě obsahu materiálů v baterii, recyklační účinnosti a tržní ceně materiálu.
Je jisté, že jiné materiály jsou obsaženy v katodách při jiném chemickém složení, nicméně výkyvy použitého materiálu nastanou i při stejném chemickém složení katody <a href="http://www.academia.edu/17612395/Economies_of_scale_for_future_lithium-ion_battery_recycling_infrastructure">vyrobené jinými výrobci</a>. Je nutné zmínit, že účinnost recyklace se bude lišit na základě využité metody (hydrometalurgické, pyrometalurgické).
<h3>Model recyklačního subjektu</h3>
Náklady na recyklační subjekt se skládají z variabilních a fixních nákladů. Li-ion baterie se k recyklaci dostávají v různých velikostech, konfigurací balení a chemickém složení katody.
Variabilní náklady (dále jako VC) se zvětšují úměrně s objemem vstupního a výstupního materiálu a záleží na recyklační technologii, vstupní kvalitě materiálu (chemické složení, velikost, kvalita), geografické lokaci, atd. Fixní náklady nejsou ovlivněny objemem výstupu recyklace, ale pokrývají platy, náklady za prostory atd. Fixní náklady se u recyklačních subjektů nemění během fiskálního roku. Ovšem odhadnutí fixních nákladů je v tomto případě těžké a jsou ovlivněny několika faktory. S rostoucí recyklační kapacitou rostou i fixní náklady, nejedná se ovšem o lineární růst. Důležitou roli v oblasti fixních nákladů má geografická poloha. Kupříkladu recyklační subjekt v Mexiku bude mít se stejnými fixními náklady vyšší recyklační kapacitu než stejný subjekt v USA (viz následující tabulka).
<figure id="attachment_49002" style="width: 916px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-49002 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/zarizeni.jpg" alt="" width="916" height="303" /><figcaption class="wp-caption-text"><a href="http://www.academia.edu/17612395/Economies_of_scale_for_future_lithium-ion_battery_recycling_infrastructure">Příklad recyklačních subjektů.</a></figcaption></figure>
VC se mění s každým rokem a<a href="http://www.academia.edu/17612395/Economies_of_scale_for_future_lithium-ion_battery_recycling_infrastructure"> lišily se mezi 900 a 3650</a> euro na tunu li-ion baterií určených k recyklaci (<a href="http://www.academia.edu/17612395/Economies_of_scale_for_future_lithium-ion_battery_recycling_infrastructure">3400 euro v Nizozemsku, 2500 euro v Dánsku a 2200 euro ve Francii</a>). V budoucnu se očekává, že VC budou klesat zlepšením celého recyklačního řetězce a technologickým pokrokem.
<h3>Recyklační mix</h3>
Vzhledem k různorodosti technologií li-ion baterií nebude moci recyklační subjekt předpovědět, jaké chemické složení bude tvořit dodávka baterií určená k recyklaci. Pokud by recyklační dávka byla ve 100% složení jediného typu baterie, výsledky by byly následující.
<figure id="attachment_49067" style="width: 350px" class="wp-caption alignright"><img class="wp-image-49067" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/pomer-3-512x469.png" alt="" width="350" height="321" /><figcaption class="wp-caption-text">Recyklační mix LiNiMnCoO2 a LiMn2O4 a výnosy spojené s procentuálním zastoupením.</figcaption></figure>
Z tuny li-ion baterie s chemickým složením LiCoO2 po recyklaci je možné získat (jak je uvedeno v tabulce materiálů obsažených v li-ion technologiích) zhruba 7302 eur. Jedná se o více jak osminásobek spodní hodnoty a dvojnásobek vrchní hodnoty VC. V tomto případě, pokud by recyklační subjekt recykloval pouze LiCoO2 baterie, k dosažení <a href="https://cs.wikipedia.org/wiki/Bod_zvratu">bodu zvratu</a> by stačilo z recyklovat pouze 185 tun.  V případě chemického složení baterií LiNiMnCoO2  je možné získat zhruba 3758 eur z tuny recyklovaného materiálu. To stačí na pokrytí vyšší hranice VC a v případě subjektu v Itálii by bylo potřeba k dosažení bodu zvratu z recyklovat 6278 tun (pokud vezmeme v úvahu vyšší hranici VC). V případě LiFePO4 a LiMn2O4 nedojde k pokrytí ani poloviny z vyšší hranice variabilních nákladů.
Velkou nejistotu, kterou je nezbytné vzít v úvahu, představuje podoba výsledného recyklačního mix baterií určených k recyklaci. Dvě variability zde byly zmíněny, variabilita chemického složení katod a variabilita lišícího se množství ve složení mezi výrobci. To přináší určitou nejistotu pro recyklační subjekt. Jen těžko se dá odhadovat, jaký je poměr technologií li-ion baterií na trhu. Například Chevy Volt a Nissan Leaf vyžívají NMC technologii, BMW i3 využívá LMO a NMC. Ve spotřební elektronice dominují zase LCO baterie.
<h3>Kobalt tvoří většinovou hodnotu</h3>
<figure id="attachment_49066" style="width: 350px" class="wp-caption alignright"><img class="wp-image-49066" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/pomer-2-512x485.jpg" alt="" width="350" height="331" /><figcaption class="wp-caption-text">Recyklační mix LiCoO2 a LiFePO4 a výnosy spojené s procentuálním zastoupením.</figcaption></figure>
Jak již bylo zmíněno, zpětné získání kobaltu je hlavním ekonomickým podnětem k recyklaci. Vzhledem k různorodosti li-ion technologií neexistuje jistota, že recyklační zařízení obdrží takovou várku k recyklaci, která bude obsahovat dostatečné množství kobaltu, aby byla ekonomicky výhodná. Současná cena kobaltu je na trojnásobku ceny v roce 2016 a velice pozitivně ovlivňuje výsledný zisk z recyklace. V současné tobě se dá tvrdit, že výsledek hospodaření subjektu je závislý na obsahu kobaltu v recyklačním mixu baterií. Klesající cena kobaltu a přechod výrobců li-ion baterií na levnější materiály se promítne v ziskovosti recyklačního subjektu. U LiCoO2 baterií kobalt tvoří přes 90 % recyklované hodnoty, u NMC okolo 65 %.
V průběhu roku 2016 se cena kobaltu pohybovala na hranici cca 20 eur za kilogram. V tomto případě, by hodnota LiCoO2 za tunu recyklovaného materiálu klesla z původní hodnoty 7302 eur o 4152 na 3150 eur, a recyklační proces by nedosáhl na pokrytí vyšší hranice variabilních nákladů. To samé platí u chemického složení LiNiMnCoO2, které také obsahuje kobalt, a hodnota za tunu recyklovaného materiálu by klesla o 1681 eur.
Tlak na recyklaci kobaltu je vysoký. Dominikánská republika má 60% podíl ve vývozu kobaltu na globálním trhu. Z 94 % je kobalt vedlejší produkt při těžbě niklu a mědi a často nedokáže reagovat na náhlé změny poptávky, což se odráží v rostoucí ceně. V tomto případě, je tedy kvalitní recyklace kobaltu podmínkou životaschopnosti celého recyklačního řetězce.
<figure id="attachment_48997" style="width: 617px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-48997 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/03/cena-kobaltu.jpg" alt="" width="617" height="370" /><figcaption class="wp-caption-text"><a href="http://www.autonews.com/article/20170301/OEM05/170309966/cobalt-prices-soar-as-investors-see-demand-for-lithium-ion-batteries">Vývoj ceny kobaltu</a>.</figcaption></figure>
John Petersen zmínil ve svém<a href="https://seekingalpha.com/article/4027400-teslas-evolving-cobalt-nightmare"> článku</a>, že zatímco většina zpochybňovala dostatečné množství zásob lithia k pokrytí nárůstu spotřeby na výrobu li-ion baterií, všichni zapomněli na zásoby kobaltu.
Zároveň může recyklační zařízení zvolit vhodnou technologii recyklace k dosažení maximální efektivnosti. Pokud v recyklační várce bude vysoký obsah LiCoO2 baterií, hydrometalurgická bude vhodnější pro recyklaci kobaltu. Naopak pokud várka bude obsahovat jiné typy (LiFePO4,LiMn2O4) li-ion baterií, pyrometalurgické metody můžou být vhodnější z ekonomického pohledu.
Systém distribuce baterií k recyklaci, který by uváděl podíly typů baterií by byl tedy vysoce žádoucí pro recyklační subjekty. Ty by na základě těchto informací mohly využít vhodnější metody k recyklaci a dosáhnout tak lepších výsledků. Bohužel v současné době není tento systém ještě plně vyvinut.
<h3>Závěr</h3>
Závěrem je tedy nutné říci, že ekonomická motivace k recyklaci li-ion baterií je závislá na několika aspektech:
<ul>
<li>chemickém složení baterie (kobalt je hlavním podnětem k recyklaci),</li>
<li>geografické poloze předurčující fixní a variabilní náklady recyklačního subjektu,</li>
<li>nastavení legislativy, která by měla nařizovat sběr baterií,</li>
<li>recyklační účinnosti,</li>
<li>ceně materiálů potřebných k výrobě li-ion baterií.</li>
</ul>
Recyklace baterií je opředena nejistotou budoucí podoby baterií a zejména jejich chemickým složením, vzhledem k více technologiím na trhu a přechodu na levnější materiály na výrobu katod. Jenom čas tedy ukáže, zdali budou recyklační subjekty ekonomicky soběstačné, anebo budou vyžadovat určitý druh podpory.

Akumulace energie

Recyklace li-ion baterií - ekonomická životaschopnost

Agentura pro spolupráci evropských regulátorů (ACER) vydala výroční zprávu, ve které analyzuje stav využití přeshraničních přenosových kapacit. Ty podle agentury nejsou ve všech případech využívány optimálně, a agentura tak navrhuje zvýšit jejich využití.
I v letošním roce ACER vydal svou <a href="http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/Publication/ACER%20Market%20Monitoring%20Report%202016%20-%20ELECTRICITY.pdf">zprávu</a> o monitorování trhu s energiemi, kde vyhodnocuje maloobchodní cenu, práva zákazníků a celkový stav trhu. Zpráva se také zabývá dopadem nových nařízení v energetice na trh.
V případě stavu evropského trhu s elektřinou dochází ACER k zajímavým závěrům. Zatímco na trhu day-ahead (uskutečnění obchodu den před dodávkou) je přeshraniční kapacita využívána velmi dobře, to samé se již nedá říci o vnitrodenním a vyrovnávacím trhu.
Velmi záleží na tom, jakým způsobem jsou přiřazovány kapacity v rámci vnitrodenního trhu. Zatímco při alokaci implicitní aukcí bylo využití přenosové kapacity 100 %, při implicitním kontinuálním obchodování to bylo 49 % a při explicitní alokaci kapacity 40 %.
<img class="aligncenter wp-image-44259 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/10/acer.png" alt="" width="641" height="215" />
Pro vyrovnávací trh je využití přeshraniční kapacity nejnižší, což je dáno tím, že na tomto trhu obchoduje již pouze společnost ČEPS a jejím primárním úkolem je udržování výkonové rovnováhy, a ne tvorba zisku. Volná přeshraniční kapacita slouží přenosové soustavě také jako prostředek pro reakci na nečekané situace v síti.
Od roku 2015 se využití přeshraniční kapacity na tomto trhu téměř zdvojnásobilo na 19 %. Dle závěrů ACER je to naprosto nedostatečné a tato kapacita by měla být využita mnohem více. ACER proto navrhuje, aby zbývajících 16 států, včetně ČR, přijalo market coupling na day-ahead trhu.
<h2>Přeshraniční kapacity lze využít až o třetinu lépe</h2>
ACER je také toho názoru, že přenosové soustavy alokují zbytečně mnoho přeshraničních kapacit pro vyrovnávání toků v síti. Zpráva uvádí, že přenosové soustavy disponují řadou jiných levnějších opatření, která mohou nasadit a zvýšit tak přeshraniční kapacitu o přibližně 30 %, čímž by mohlo být zobchodováno více elektřiny a opatření by přineslo značný ekonomický zisk.

ACER: Přeshraniční kapacity nejsou využívány dostatečně

Podle nové studie z pera společnosti Lloyd&#8217;s Register je jádro vnímáno odborníky jako konkurenceschopnější alternativa než fosilní zdroje. Studie do svého dotazníkového šetření zahrnula přes 600 odborníků, kteří měli zhodnotit hlavní oblasti rozvoje jádra a případné překážky.
<a href="http://www.lr.org/en/">Lloyd&#8217;s Register</a> již třetím rokem vydává svojí <a href="http://www.lr.org/en/low-carbon-power/technology-radar.aspx">zprávu Technology Radar</a>. Letošní ročník se zaměřuje na oblast nízkoemisních zdrojů, což vedlo k vytvoření <a href="http://www.lr.org/en/news-and-insight/news/technology-radar-low-carbon.aspx">dvou samostatných zpráv</a> Technology Radar &#8211; Low Carbon a Technology Radar &#8211; A Nuclear Perspective. V rámci zpracování tak byli vždy dotazováni lídři ve zkoumaném odvětví a dále pak 600 profesionálů z oblastí výroby, přenosu, distribuce a výroby zařízení. Dotazovaní byli vyzvání k hodnocení řady technologií z pohledu potenciálního budoucího vlivu, doby kdy tyto technologie budou tržně dostupné a s jakou pravděpodobností budou zavedeny do praxe.
Podle odpovědí byla <a href="http://oenergetice.cz/?s=j%C3%A1dro">jaderná energetika</a> hodnocena jako nákladově konkurenceschopná s fosilními zdroji. Při započtení všech nákladů za životnost projektu, byla jaderná energie vyhodnocena jednou z nejvýhodnějších metod produkce elektřiny. K podobným výpočtům podle studie dochází i hodnocení v rámci OECD. Zde se ovšem výsledky regionálně liší, především podle nákladů na kapitál. V zemích Evropy, nebo severní Ameriky tak mohou být náklady problémem, kdežto například v Asii již ne.
<h2>Jádro stojí před řadou výzev</h2>
Podle odborníků oblast inovací v jaderném sektoru nabírá rychlost a očekává se, že jádro bude do budoucna součástí řešení problému klimatických změn. Podle Richarda Clegga, CEO Lloyd&#8217;s Register, je od <a href="http://oenergetice.cz/?s=COP21">COP21</a> znát snaha o dekarbonizaci a energetickou bezpečnost, která vede stále více zemí k úvahám nad jádrem.
Zajímavým zjištěním byl přístup k <a href="http://oenergetice.cz/technologie/elektroenergetika/male-jaderne-reaktory-cesta-k-nizkoemisni-energetice/">malým modulárním reaktorům</a> (SMR). Přesto, že řada expertů SMR hodnotí jako potenciálně zajímavé, podle zprávy Lloyd&#8217;s Register je spíše pravděpodobné, že SMR budou mít v době jejich příchodu jen mírný vliv. Pozitivně je ovšem vnímána modularizace, která bude mít podle respondentů významný vliv na celý sektor. Významný vliv pak odhadují experti i v oblasti materiálů. Uplatnit se mohou především nové materiály pro výrobu reaktorových nádob, jádra reaktoru a samotného paliva. Cílem je zvýšit odolnost a prodloužit životnost.
Možnost zlepšování pak dotazovaní vnímají například v oblasti zpracování vyhořelého paliva. Řada zemí, které využívají jaderné technologie již celé dekády, totiž mají své strategie nakládání s jaderným odpadem již desítky let staré. Nové <a href="http://oenergetice.cz/technologie/elektroenergetika/reaktory-4-generace-rychle-fnr-a-dalsi/">reaktory 4. generace</a> přitom mohou snížit množství i aktivitu vyhořelého paliva.
Jako překážky pro další rozvoj jádra pak respondenti zmiňovali především otázky veřejného mínění, schopnosti zaplatit nové projekty a budoucnost vyhořelého paliva. Novou výstavbu jaderných zdrojů vnímá jako problém 7 % respondentů z Asie, kdežto v Evropě jde již o 18 % a v severní Americe dokonce 21 % dotazovaných. Veřejné mínění je pak podle dotazovaných problémem opět v zemích Evropy a severní Ameriky (17 % a 16 %). V asijských zemích je naopak jako největší riziko vnímána otázka zpracování vyhořelého paliva.

Rychlé zprávy

Jádro je konkurenceschopnější než fosilní zdroje, tvrdí studie

Situace na trzích s elektřinou se nejen v Evropě rychle mění. Nástup neflexibilních obnovitelných zdrojů vyvolává řadu otázek, které musí být pro zajištění vysoké spolehlivosti dodávek elektřiny pro všechny zákazníky vyřešeny. Jakub Kučera, analytik investiční společnosti RSJ, shrnul pro oenergetice.cz hlavní z nich. V první části série článků se zaměří na financování obnovitelných zdrojů elektřiny.
<h2>Zelená vládne Evropě</h2>
Na rozdíl od dřívějšího modelu, kdy šlo o zajištění dodávek elektřiny za co nejnižší cenu, je cílem současných trhů s elektřinou, alespoň tak je to v řadě evropských zemí a jiné to alespoň proklamují, podpořit přechod energetiky na udržitelnou trajektorii, tedy rozvoj obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) při co možná nejnižších nákladech.
Viděno z jiného úhlu pohledu by trh měl pomoci najít optimální hranici mezi stále ještě dražšími OZE a levnějšími konvenčními zdroji, aby přechod na zelenou energii byl finančně snesitelný a proběhl s co nejmenšími ztrátami (což se daleko lépe píše, než dělá). Samozřejmě stále platí, že je potřeba zaručit určitou kvalitu dodávek. Cíle pro podíl na energetické spotřebě pro rok 2020 vycházejí ze závazků na úrovni EU, ČR už má splněno. Graf 1 ukazuje nárůst zelené energetiky v Evropě.
<figure id="attachment_32268" style="width: 999px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32268 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/1.png" alt="1" width="999" height="550" /><figcaption class="wp-caption-text">Graf 1 – Podíl obnovitelných zdrojů na spotřebě energie, respektive výrobě elektřiny (2004-2014). Zdroj: eurostat</figcaption></figure>
Hlavními obnovitelnými zdroji elektřiny jsou nyní fotovoltaické panely a větrné turbíny, které jak známo vyrábí, kdy se přírodě zamane. Alespoň dokud nebudeme disponovat dostatečnou a finančně přijatelnou skladovací kapacitou, patrně v podobě baterií, musíme s tím při vybírání vhodného tržního modelu počítat.
Například studie vypracovaná na zakázku německého think-tanku Agora Energiewende, který nelze v žádném případě podezřívat z nadržování konvenčním zdrojům, tvrdí, že ve střednědobém výhledu do roku 2035 „spotřeba vlastní solární elektřiny bude hrát v celkové spotřebě elektřiny jen druhořadou roli“. A nezmění na tom ani fakt, že každý druhý střešní fotovoltaický panel se nyní v Německu montuje včetně záložních baterií.
Konkrétně by pouze jedna z šesti kilowatthodin, které domácnosti spotřebují, mohla být pokryta přímo výrobou z panelů na střeše. V případě Německa by to bylo nanejvýš pouhých 20 TWh. Co se týče komerčních budov v sektorech, které se nejvíce hodí pro fotovoltaiku, například v zemědělství a potravinářském průmyslu, je potenciál ještě nižší – asi jen 4 TWh za rok, přičemž Německo spotřebuje ročně okolo 600 TWh elektřiny (graf 2 zachycuje rozložení spotřeby).
<figure id="attachment_32265" style="width: 823px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32265 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/2.png" alt="2" width="823" height="408" /><figcaption class="wp-caption-text">Graf 2 – Rozdělení německé spotřeby elektřiny podle odběratelů (2015, TWh). Zdroj: Bundesministerium für Wirtschaft und Energetik</figcaption></figure>
<h2>Světlé zítřky se odkládají</h2>
Možná jste už viděli graf, na kterém je vyznačena cena elektřiny a náklady na její výrobu ze slunce, případně větru (viz graf 3). Protože žlutá křivka v posledních letech notně poklesla, panuje představa, že stačí jen projít slzavým údolím několika let dotací a jednoho dne se OZE obejdou bez podpory. Bude je financovat trh. Toto očekávání je ale patrně nesprávné.
<figure id="attachment_32266" style="width: 907px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32266 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/3.png" alt="3" width="907" height="425" /><figcaption class="wp-caption-text">Graf 3 – Srovnání ceny elektřiny na burze a elektřiny z volně stojící solární elektrárny. Zdroj: EEX, JM Projekt-Invest &#8211; cena elektřiny na burze je cena na lipské EEX (vždy jde o futures kontrakt na base load na příští kalendářní rok) &#8211; jako zástupná cena za cenu elektřiny z volně stojící fotovoltaické elektrárny je použita podpora pro volně stojící elektrárny (platná vždy k 1. lednu daného roku, pro rok 2015 je použita výsledná cena z aukce z dubna 2015, pro rok 2016 pak z aukce z prosince 2015)</figcaption></figure>
Dnešní trh funguje na tzv. marginálních nákladech, což jsou náklady na zvýšení produkce o jednu jednotku, většinou jednu megawatthodinu. Čtenáři oenergetice.cz jsou s tímto konceptem nepochybně dobře obeznámeni. Jádro pudla je v tom, že solární panely a větrné turbíny mají tyto náklady nulové. Mohou si dovolit nabízet nulové ceny (podporu ostatně dostanou tak jako tak). To má příjemný dopad v podobě nižších burzovních cen za elektřinu, někdy dokonce záporných. To bude platit i po zrušení přednostního výkupu a garantované výkupní ceny, která vede k tomu, že provozovatelům těchto zdrojů je více méně jedno, jaká situace na trhu panuje.
V důsledku toho modrá křivka průměrné ceny elektřiny na grafu pomalu padá, alespoň tak tomu bylo v posledních letech, takže průnik křivek se oddaluje. Horší je, že za průměrnou cenou se ve skutečnosti skrývá celá řada hodin, ve kterých se elektřina obchoduje za velmi nízké ceny, někdy dokonce nulové nebo dokonce záporné. Není náhoda, že právě v těchto hodinách do sítě dodávají hlavně obnovitelné zdroje s nulovými marginálními náklady.
Opačně řečeno – když solární panely anebo větrné parky běží na plné obrátky, je elektřina často téměř zdarma, ergo jejich majitelé na burze nevydělají nic nebo jen velmi málo (graf 4 ukazuje zatím spíše ojedinělou extrémní situaci z 8. května).
<figure id="attachment_32267" style="width: 891px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32267 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/4.png" alt="4" width="891" height="417" /><figcaption class="wp-caption-text">Graf 4 – Výroba elektřiny z obnovitelných a konvenčních zdrojů v Německu 8. května 2016 a cena elektřiny (trh day-ahead). Zdroj: Agora-Energiewende Meter</figcaption></figure>
S rozvojem OZE bude tento efekt jen sílit a musíme počítat se situací, kdy elektřina z flexibilních OZE na trhu pokryje veškerou poptávku. Průměrné ceny během dne (tzv. peak) jsou na německé burze zatím stále v průměru vyšší než ceny zprůměrované za všechny hodiny v roce (tzv. baseload).
Efekt vyšší výroby ze solárních panelů je zatím pozorovatelný jen na poklesu poledních cen (viz graf 5) a v důsledku i na menším rozdílu mezi cenou během nejvyšší spotřeby (peak) a průměrný cenami za celý den. Ve druhém kvartálu roku 2015 činil tento rozdíl už jen jedno euro.
<figure id="attachment_32264" style="width: 558px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-32264 size-full" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2017/01/5.png" alt="5" width="558" height="330" /><figcaption class="wp-caption-text">Graf 5 – Efekt produkce z PV na ceny elektřiny v poledních hodinách (EUR/MWh). Zdroj: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, 14.10.2016, Frauenhofer ISE &#8211; průměrné spotové ceny na německé burze pro jednotlivé hodiny &#8211; fialová křivka označuje průměrné ceny v roce 2011, modrá pak v roce 2014 &#8211; tečky ukazují efekt výroby ze solárních panelů (v poledních hodinách je elektřina levnější až o 4,30 EUR/MWh)</figcaption></figure>
Průměrná cena za celý rok, za kterou obnovitelný zdroj bude prodávat na burze, pak bude nižší než průměrná cena na celém trhu. Ve výsledku bude opět o něco těžší, aby se nám křivky protnuly. Dost dobře ani nelze vyloučit, že se neprotnou nikdy.
Například pokles nákladů na výstavbu solárních zdrojů povede k jejich většímu rozšíření a následnému poklesu ceny elektřiny v hodinách, kdy produkují. Vznikne začarovaný kruh, kdy se křivky budou honit směrem dolů a hodin s velmi nízkými cenami elektřiny bude přibývat.
<h2>Bez podpory to zatím patrně nepůjde</h2>
Bez podpory tedy nikdo další obnovitelné zdroje patrně nepostaví a solární panely a větrné turbíny zůstanou na seznamu podporovaných zdrojů, patrně až do vynálezu baterie. Není jasné, jestli například strůjci německé energetické revoluce s tímto vývojem počítali. Rozhodně ale poznatek, že podpory se jen tak nezbavíme, dnes neuniká německému ministerstvu hospodářství a energetiky, ačkoli úředníci doufají, že aukce a tržní prémie srazí její výši na dlouhodobě přijatelnou úroveň.
Kromě opuštění snu, že se za pár let křivky na grafu 3 protnou, a tím se vyřeší elektrárenské problémy dneška, vede tato úvaha ještě k jednomu závěru. Bude lepší o obnovitelných a tradičních zdrojích uvažovat jako o dvou oddělených ekosystémech, které mezi sebou sice interagují, ale například financování bude zcela odlišné.
Svět obnovitelných zdrojů, zejména těch neflexibilních, si můžeme označit jako green load  – hodiny, kdy maximálně vyrábějí pak jako (inflexible) green peak (alternativně sun peak, hodiny s nejvyšší produkcí elektřiny ze slunce). Svět zbylých zdrojů, jejichž hlavním úkolem je zaskočit za zelené zdroje, když nevyrábějí, můžeme pak nazvat grey load, případně back-up load.
<h2>Nebo se přece jen najde spasitel</h2>
Lze namítat, že OZE mohou vydělávat zejména v době, kdy se na trhu uplatňuje mix obnovitelných zdrojů a klasických zdrojů s vyššími marginálními náklady. Otázka je, jak často tato situace nastane a jaké budou panovat ceny. Není jasné, jestli podobné odhady budou investorům stačit. Další možností by byly velmi výrazné investiční cykly – v jednu dobu by bylo obnovitelných zdrojů příliš a ceny by spadly pod investiční náklady.
Ve výsledku by nikdo žádné nové nestavěl. Jak by se starým zdrojům snížil výkon, nebo skončila jejich životnost, cena by se stala atraktivnější a někdo by do OZE opět investoval. Opět ale není zřejmé, jestli by podobný systém vedl k potřebným investicím a ani se nezdá být vhodný pro zajištění dlouhodobých dodávek.
A nepomohly by vyšší odvody za emise skleníkových plynů? V krátkodobém a střednědobém výhledu by to pomoci mohlo – pokud budou mít fosilní zdroje vyšší variabilní náklady, poskočí ceny na burze nahoru. V hodinách, kdy do sítě dodávají jak tradiční tak obnovitelné zdroje, budou ceny elektřiny vyšší, takže OZE budou spíše samofinancovatelné.
<figure id="attachment_22229" style="width: 725px" class="wp-caption aligncenter"><img class="wp-image-22229" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/05/kw_jaenschwalde_0-1024x685.jpg" alt="Největší německá hnědouhelná elektrárna Jänschwalde s instalovaným výkonem 3 000 MW" width="725" height="485" /><figcaption class="wp-caption-text">Největší německá hnědouhelná elektrárna Jänschwalde s instalovaným výkonem 3 000 MW. Zdroj: Vattenfall</figcaption></figure>
Zatím lze jen stěží odhadovat, jak velký tento efekt bude – dražší fosilní zdroje budou totiž například částečně nahrazeny jádrem, kterého se odvody nedotknou. Mimoto podstatné zatížení fosilních zdrojů za vypuštěné emise zatím není na pořadu dne a pár let si na něj budeme muset asi ještě počkat. Dlouhodobě to pak nemusí být vůbec žádné řešení – v hodinách green peaku, kdy neflexibilní OZE pokryjí celou spotřebu, cena elektřiny spadne k nule tak jako tak.
V delším horizontu se nabízí ještě jedno řešení, jak zamezit, aby se ceny na burze díky OZE blížily nule. Pokud se rozšíří flexibilní řízení poptávky anebo skladovací možnosti, ať už baterie, power-to-gas nebo cokoli jiného, začnou si zájemci o levnou elektřinu konkurovat a na trhu se začnou přeplácet. Cena opět stoupne. Pro pozdější úvahy je důležité, že podobný tržní mechanismus se spíše rozvine v rámci flexibilního tržního modelu, kde ceny elektřiny velmi přesně kopírují produkci z OZE a ideálně klesají (respektive mají potenciál klesat) až k nule. Naopak v určitých situacích stoupá cena elektřiny k výrazně vyšším částkám a megawatthodina stojí až stovky eur.

Elektřina

Podpora zelených zdrojů na věčné časy?

Nastává konec roku a s ním spojené bilancování. Ne jinak tomu bylo i u staré a ctihodné banky <a href="https://en.wikipedia.org/wiki/Lazard">Lazard</a> z New Yorku. Jejich finanční analytici již podesáté vydali <a href="https://www.lazard.com/media/438038/levelized-cost-of-energy-v100.pdf">analýzu</a>, kolik stojí elektřina z jakého zdroje (přesněji <a href="https://en.wikipedia.org/wiki/Cost_of_electricity_by_source">LCOE</a>). Předem upozorňuji, že se jedná o data vztažená k USA, ale leccos řeknou i o globálních trendech.
<h2>Kolik co stojí</h2>
Následující obrázek je názornou ilustrací důvodu, proč jsou v posledních letech v USA instalovány fakticky jen tři druhy elektráren &#8211; větrné, fotovoltaické a plynové s kombinovaným cyklem. Ty jsou totiž už dnes podstatně levnějšími zdroji elektřiny než ostatní technologie, hlavně pokud se týká &#8222;utility scale&#8220; neboli centralizované výroby elektřiny. Konkurenceschopnost uhelných elektráren se fakticky omezila na zamračené, bezvětrné lokality bez přístupu k dostatečné kapacitě plynovodů, kde je zároveň možné velmi levně (povrchová těžba, <a href="https://en.wikipedia.org/wiki/Mountaintop_removal_mining">MTR</a>) těžit uhlí. Takových lokalit moc není.
<figure id="attachment_33101" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-large wp-image-33101" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/12/lazard1-1024x723.jpg" alt="Aktuální LCOE zdrojů elektřiny v USA" width="1024" height="723" /><figcaption class="wp-caption-text">Aktuální LCOE zdrojů elektřiny v USA</figcaption></figure>
Zajímavým detailem této analýzy je, že Lazardi poprvé zapracovali do analýzy i kombinaci fotovoltaické výroby s bateriovým systémem s kapacitou odpovídající 10 hodinám špičkového výkonu (delší období nemají ekonomický smysl). Příjemným překvapením pro mě bylo zjištění, že v oblastech s vysokým osvitem (jižní polovina USA) je výroba elektřiny v kombinaci FVE+bateriové úložiště již dnes levnější než jaderné elektrárny. Cena obou dominantních komponent jde stále rychle dolů, takže lze očekávat další rychlý pokles ceny. Lze tedy získat za rozumné peníze elektrárnu, mokrý sen energetika, bez paliva, bez emisí, s dokonale pružnou výrobou, vysokým koeficientem využití, levnou údržbou a provozem, libovolně škálovatelnou (1W až x GW), modulární, spolehlivou a i v těch největších velikostech postavitelnou do roka a do dne bez překračování rozpočtů. Takové zdroje se zatím v USA ani jinde moc nestaví, pořád je levnější doplňovat FVE a VtE pružnou výrobou, která už byla dávno vybudována pro balancování systému s proměnlivou poptávkou.
Trochu zklamáním je pro mě, že oproti loňské analýze zmizela Energy Efficiency (0-50 USD/MWh).
<h2>Vliv ceny paliva a peněz</h2>
Všechny uvedené ceny jsou samozřejmě závislé na mnoha parametrech a předpokladech. Lazardům slouží ke cti, že publikovali ty svoje a zároveň graficky zobrazili několik variant výpočtů. Třeba jak by růst/pokles ceny paliva o 25% ovlivnil cenu vyráběné elektřiny.
&nbsp;
<figure id="attachment_33104" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-large wp-image-33104" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/12/lazard17-1024x723.jpg" alt="Závislost LCOE na ceně paliva" width="1024" height="723" /><figcaption class="wp-caption-text">Závislost LCOE na ceně paliva</figcaption></figure>
Tady se ukazuje, jak riskantní může být dlouhodobé spoléhání se na zemní plyn jako palivo. Cena zemního plynu je v USA nízká hlavně díky přebytku poptávky nad nabídkou. Světová cena plynu je cca dvojnásobná, takže otevře-li se dostatek exportních terminálů na LNG (a Trumpova administrativa tomu rozhodně bránit nebude), může cena elektřiny ze zemního plynu klidně poskočit o 20-25 USD/MWh a bude po cenové výhodnosti.
K dispozici jsou ovšem i zdroje, kde cena paliva hraje malou nebo žádnou roli. Ty jsou naopak citlivé na cenu úroků z investičního kapitálu. Na následujícím obrázku je dokumentováno, co udělá pokles úrokové míry z předpokládaných 8% p.a. (průměr ve světě) na (v USA běžných) 6% p.a.
<figure id="attachment_33103" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-large wp-image-33103" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/12/lazard07-1024x723.jpg" alt="Závislost ceny elektřiny na úrokové míře" width="1024" height="723" /><figcaption class="wp-caption-text">Závislost ceny elektřiny na úrokové míře</figcaption></figure>
Cena kapitálu se dá zásadně ovlivnit vládní politikou a regulatorními zásahy. Proto je v nejistém Česku cena kapitálu pro výstavbu elektráren okolo 10% p.a., zatímco v Německu, kde se nikdo nebojí náhlých zvratů v energetické politice státu se běžně půjčuje na 3% p.a. i míň. To je taky motivace v pozadí za <a href="http://www.mpo.cz/dokument166679.html" target="_blank">Národního akčního plánu rozvoje jaderné energetiky</a>, maximálně deriskovat projekt, aby nízká úroková míra posunula cenu elektřiny z JE do konkurenceschopného pásma.
<h2>Uhlíková daň</h2>
Velmi zajímavou analýzou v zprávě od Lazardů je srovnání, kolik by musela být uhlíková daň, aby se v perspektivě 20 let (tj. každá elektrárna projde zásadní rekonstrukcí) vyplatilo nahradit elektřinu z uhlí nebo ze zemního plynu něčím čistším.
<figure id="attachment_33105" style="width: 1024px" class="wp-caption aligncenter"><img class="size-large wp-image-33105" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2016/12/lazard16-1024x723.jpg" alt="Nutná hodnota uhlíkové daně pro finanční návratnost náhrady uhelné/plynové elektřiny" width="1024" height="723" /><figcaption class="wp-caption-text">Nutná hodnota uhlíkové daně pro finanční návratnost náhrady uhelné/plynové elektřiny</figcaption></figure>
Tady se ukazuje důvod, proč uhlí hyne v USA na úbytě pod tlakem plynových, větrných a solárních elektráren. Je totiž výhodné je nahrazovat i při záporné hodnotě daně z CO2. Větrné elektrárny se tak dostaly do podobné pozice jako inteligentně prováděná opatření směrem k energetické efektivitě, prostě se vyplatí. A fotovoltaika k tomu už vůči uhlí taky dospěla, vůči plynu to je jen otázka času, roku nebo dvou. Je to celkem změna oproti analýzám od McKinsey vztažených k roku 2010, kde tyto dvě technologie měly potřebovat pro prosazení se uhlíkovou daň o 40-50 USD/t vyšší než dnes.