Okrem technických otázok pri hľadaní možností prechodu na nízko uhlíkovú energetiku je nevyhnutné zhodnotiť aj ekonomickú stránku takéhoto prechodu. V tomto článku sa budem zaoberať otázkami spojenými priamo s energetikov a zanedbám otázku tzv. externalít.

Externality a zhodnotenie ich dôsledkov je samozrejme dôležité. Napr. je určite dôležité aby celý reťazec OZE bol skutočne „obnoviteľný“ a „zelený“. Tzn. aby sa len použitím OZE neprenieslo zaťaženie prírody z mieste produkcie energie do miesta výroby samotnej technológie. Avšak pre rozmer tohto článku sa budem zaoberať zjednodušenou formou ekonomiky prechodu a pozerať iba na jej Slovenský rozmer.

Produkcia, ktorú je potrebné nahradiť

Slovensko v roku 2016 malo spotrebu nad úrovňou 30 TWh Z tohto objemu pochádza 5,32 TWh (17,67 %) z fosílnych palív a importovali sme 2,651 TWh (8,81 %) elektriny. Zvyšok elektrickej energie bol vyprodukovaný z nízko uhlíkových zdrojov (jadrové elektrárne a OZE), to je takmer 75 %.

Pri nízko uhlíkovej produkcii elektriny však bude potreba všetku elektrinu vyrobenú z fosílnych palív nahradiť výrobou z obnoviteľných zdrojov alebo jadrovej energetiky. Prvý cieľ prechodu na nízko uhlíkovú výrobu elektriny je nahradiť približne jednu šestinu z týchto technológií.

Druhý cieľ náhrady môže byť aj dosiahnutie pozitívnu bilanciu našej elektroenergetiky. Pozitívna bilancia bude znamenať, že namiesto krajiny importnej sa v elektrine staneme krajinou exportnou. Z hľadiska ekonomických efektov by sme tak nemuseli sme pre našu spotrebu „vyvádzať náš kapitál von“. Namiesto toho by Slovensko malo elektroenergetiku ako ďalší exportný artikel.

Preto pre ďalšie ekonomické úvahy budem považovať potrebnú náhradu zdrojov na úrovni 5,6 TWh pre fosílnu energetiku a 8,4 TWh pre náhradu fosílnej energetiky a dovozu. Tieto úrovne zabezpečia aj prípadný nárast celkovej slovenskej spotreby.

Ekonomika jednotlivých technológií

V minulých článkoch som predstavil možnosti jednotlivých nízko uhlíkových zdrojov a tiež principiálne podmienky pri silnejšom využití OZE. Nakoľko energetika podlieha zmenám na úrovni spotreby aj výroby, tak udržiavať rovnováhu medzi dynamickejšou výrobou (najmä vďaka vplyvu OZE) a súčasne aj zväčšenou dynamikou rozsahu a miesta spotreby (elektromobil je značne pohyblivý spotrebič) bude vyžadovať množstvo zmien v prvkoch zapojených v prenosovej a distribučných sústavách. Jednou dôležitou zmenou bude aj zakomponovanie vyššieho podielu akumulácie elektriny ako nástroja udržiavania pomeru výroby a spotreby.

Pre tento článok budem riešiť iba ekonomiku zmien na úrovni výroby elektriny a dotknem sa ekonomiky vyššej a značne premenlivej akumulácie elektriny. Pozriem sa na ekonomiku jadrovej elektrárne, fotovoltických elektrární, bioplynky z poľnohospodárskej produkcie a BRKO, vodnej elektrárne a veternej elektrárne. Skúsim porovnať možné parametre prečerpávacej vodnej elektrárne a viacerých druhov batériových úložísk.

Jednotlivé technológie sa budem snažiť rozobrať z týchto hľadísk:

• Investičné náklady.
• Prevádzkové náklady.
• Životnosť a produkčná kapacita zdroja.
• Celková cena výroby elektriny počas životnosti zdroja.
• Doba potrebná na výstavbu.

Investičné náklady

Investičné náklady sú prvotnou položku ovplyvňujúcou budúcu cenu elektriny z jednotlivých technológii. Zatiaľ čo pri väčšine typov OZE ich rámcovo vieme pomerne presne vyjadriť, tak u jadrových zdrojov vieme povedať iba koľko stojí výstavba aktuálne realizovaných projektov. Jadrové elektrárne sa stavajú tak zriedka a tak dlho, že každá je vlastne len prototypom realizácie a nikdy sme sa neostali pri ich výstavbe k masovej „sériovej“ výstavbe.

Miernu výnimku pri OZE tvoria vodné zdroje, i pri nich je značná časť investičnej ceny závislá od miesta a typu stavby. Pri úvahách o investičnej cene vodných elektrární teda budeme používať iba odhadovaný priemerný náklad na výstavbu.

Údaje o investičnej cene jednotlivých technológií je v tab. 1. Cena je uvedená ako pomerová – náklad v miliónoch € na výstavbu 1 MW inštalovaného výkonu.

V tab. 2 je uvedené približné porovnanie akumulačných technológií:

• prečerpávacej vodnej elektrárne s výkonom 500 MW a kapacitou na približne 6 hodín výroby elektriny,
• domáceho batériového úložiská založeného na Li-ion technológii – 10 kW výstupný výkon a 10 kWh kapacita,
• batérie na úroveň uzlu sústavy založeného na Li-ion technológii – 1 MW výstupný výkon a 1,5 MWh kapacita (1,5 hod. špičkový výkon),
• batérie na úroveň uzlu sústavy založeného na kvapalinovom princípe (redflow) – 100 kW výstupný výkon a 600 kWh kapacita (6 hod. špičkový výkon).

Inštalačná cena je pre akumuláciu uvádzaná opäť pomerová – v tisíckach € na jednu kWh kapacity.

Prevádzkové náklady

Druhou kategóriou ovplyvňujúcou cenu elektriny výroby elektriny sú prevádzkové náklady. I táto zložka je značne rozdielna pri jednotlivých technológiách. Najnákladnejšia je prevádzka bioplynovej elektrárne (BPS) s účelovo pestovanými surovinami – napr. kukuričná siláž. Takúto 1 MW bioplynku zvyčajne tvorí nevyhnutná obsluha v počte 6 zamestnancov.

Obsluhu EMO 1 a 2 tvorí približne 1 500 zamestnancov, ale po dostavbe EMO 3 a 4 je možné očakávať, že veľká časť obsluhy bude „zdieľaná“ pre všetky štyri bloky a preto nárast nových zamestnancov určených priamo pre EMO 3 a 4 odhadujem na úrovni 500 ľudí. Ich mzdové náklady, vzhľadom na ich špecializáciu, budú určite vyššie ako u obsluhy BPS. Ani jadrové palivo nepatrí k lacným materiálom. Pre toto porovnanie je odvodené z nákladov súčasných slovenských jadrových elektrárni (zdroj: výročné správy Slovenských elektrární a.s.). Vzhľadom na veľký inštalovaný výkon JE, v porovnaní s ostatnými zdrojmi, merný prevádzkový náklad patrí u JE k najvyšším.

Potom je skupina zdrojov, u ktorých sú prevádzkové náklady veľmi malé až blízka nule. To sú všetky OZE založené na zdrojoch s nulovou cenou primárnej energie: Slnko, voda a vietor. V ich prípade sú prevádzkové náklady odvodené najmä od nákladov na obsluhu a v prípade vodných a veľkých pozemných slnečných elektrární aj od spriahnutých nákladov s cenou ročných pozemkových poplatkov (napr. pozemkové dane). U strešných FV elektrárni sa prevádzkové náklady skutočne blížia k nule, lebo zväčša je obsluha riešená zamestnancami plniacimi iné hlavné úlohy v podniku (budove) – napr. údržba na firme.

Tretiu skupinu tvoria zdroje pri ktorých môžu byť prevádzkové náklady dokonca aj „záporné“ – ich prevádzka môže generovať sekundárne finančné príjmy. K takýmto zdrojom môžeme radiť napr. bioplynovú elektráreň na spracovanie biologicky rozložiteľných komunálnych odpadov (BRKO). Tie sami o sebe sú komoditou za ktorej odber jej producent platí. A vtedy je to len otázka ekonomických nastavení ceny, ktorú producenti odpadu zaplatia za jeho likvidáciu.

Orientačné prevádzkové náklady jednotlivých typov elektrární sú uvedené v tab. 1.

Samostatne v tab. 2. sú uvedené približné prevádzkové náklady pri činnosti viacerých technológií. Aj pri úložiskách elektriny je výnimočné postavenie „domáceho“ batériového úložiská. Jeho prevádzkové náklady sú blízke nule z rovnakých dôvodov ako u menších strešných FV inštalácií.

Životnosť technológií

Pri analýze možnej produkčnej ceny elektriny z jednotlivých zdrojov je, okrem ich inštalačných a prevádzkových nákladov, potrebné brať do úvahy dobu počas ktorej je zariadenie schopné plnohodnotne produkovať očakávaný výstup. Súhrnné údaje sú pre výrobu elektriny súčasťou tab. 1. a pre úložiská v tab. 2.

Vo všeobecnosti je možné vidieť, že čím väčšia je nutná úvodná investícia na realizáciu technológie, tak aj jej možná produkčná doba je dlhšia. Najviditeľnejšie je to na jadrových elektrárňach, kde prvý cyklus životnosti je bežne 30 rokov a po inšpekcii a prípadnej generálnej oprave sa realizuje minimálne druhý životný cyklus na ďalších 30 rokov. Toho sme svedkami aj u našich súčasných jadrových blokov EBO V2 a EMO 1 a 2. Pre účely tohto článku budem považovať dobu životnosti jadrových elektrárni na úrovni 30 rokov.

Podobný trend je možné zaznamenať aj u vodných elektrární. Technologický cyklus je približne 20 rokov produkcie. Výnimku z tohto pravidla zaviedol zákon o podpore OZE, ktorý stanovil dobu podpory na 15 rokov po ktorých výrobca stráca na doplatok a ďalšia prevádzka je podporená iba výkupom elektriny na krytie strát. Pre výpočet ceny elektriny budem v tomto prípade používať 15 rokov životnosti – cyklus daný podpornou legislatívou je jasnejšie definovaný.

Bioplynové elektrárne majú zavedený desaťročný cyklus, nakoľko po tejto dobe majú povinnosť vykonať skúšku tesnosti fermentorov. To sa samozrejme neobíde bez dlhého prerušenia prevádzky. Podobne ako iné OZE výroby elektriny, tak aj bioplynky majú prvých 15 rokov činnosti nárok na podporu doplatkom. Pre túto technológiu použijem dobu životnosti rovnakú ako pre vodné elektrárne 15 rokov.

Veterné a slnečné elektrárne majú fyzický produkčný život vyjadrený v dlhých desaťročiach. Avšak pri súčasnom legislatívnom nastavení sa nejaví pravdepodobné, že veľké inštalácie na voľnej ploche budú po skončení podpory doplatkom ďalej dlhodobo prevádzkované. Ekonomika týchto (kedysi) drahých zdrojov je založené na podpore vysokým doplatkom. Stavba nových megawattových FV zdrojov je v súčasnom nastavení na Slovensku v zásade nepravdepodobná. Preto aj pre tento druh OZE použijem ako dobu produkcie 15 rokov.

Štandardnú výnimku z vyššie napísaného tvoria malé a stredné FV elektrárne na strechách domov a firiem. I tu na zdroje spustené do roku 2014 je podpora doplatkom 15 rokov od spustenia. Avšak ich legislatívno-administratívne nastavenie dovolí ich ďalšie prevádzkovanie aj po skončení podpory doplatkom. Samotné FV panely majú možnosť vyrábať elektrinu aj v čase dlhšom ako 30 rokov. Ostatné komponenty týchto elektrární pravdepodobne neprežijú viac ako 20 rokov a potom bude potreba ich zásadná obmena. Pre „spravodlivé“ ocenenie však aj pre tieto type elektrární budem považovať dobu životnosti iba 15 rokov.

Pre akumuláciu pri použitých technológiách budem mať dve skupiny doby životnosti: 20 rokov a 10 rokov. Do 20 skupiny patria prečerpávacie vodné elektrárne (PVE) a redoxové batérie. Do 10 skupiny patria Li-ion batérie. Prakticky každý sériový výrobca udáva prevádzkovú záruku na 10 rokov. Pri PVE uvažujem iba s prvým prevádzkovým cyklom 20 rokov. To je do prvej generálnej opravy diela.

Typ elektrárne	Investičné náklady [€/W]	Prevádzkové náklady [€/MW/rok]	Životnosť technológií [roky]	produkčná kapacita [kWh/kW]	Cena produkovanej elektriny [€/MWh]
Jadrová elektráreň	5,6	125 000,00	30	8300	37,55
Fotovoltika do 100 kW	0,9	–	20	1000	45,00
Fotovoltika nad 1 MW	0,7	2 400,00	15	1000	49,07
Bioplynová elektráreň – agrárna	3	684 000,00	15	8400	105,24
Bioplynová elektráreň – odpadová	3,3	234 000,00	15	8300	54,70
Veterný park	1	7 200,00	15	2500	29,55
Vodná elektráreň	2	19 200,00	15	3500	43,58

Tab. 1. Ekonomické parametre elektrární

Cena produkovanej elektriny

Do ceny produkovanej elektriny vstupujú všetky predchádzajúce parametre. T.j. investičná cena, ku ktorej sa prirátajú prevádzkové náklady počas stanovenej doby životnosti. Túto celkovú cenu vyrobenej elektriny vydelím množstvom možnej vyrobenej elektriny. Vzhľadom na to, že ceny už sú uvedené ako merné ceny, tzn. vztiahnuté na jeden MW inštalovaného výkonu, tak aj pri uvažujem len ročnú produkčnú kapacitu (anglicky yield) – koľko jeden inštalovaný megawatt vyrobí ročne. Produkčná kapacita sa uvádza v jednotkách MWh/MW. Často sa uvádza aj kapacitný faktor – pomer možnej ročnej hodinovej produkcie k počtu hodín v roku (8760 h).

Približná produkčná kapacita pre jednotlivé výrobné technológie je uvedená v tab. 1. Pri jadrových elektrárňach bola produkčná kapacita odvodená z podkladov nášho jediného prevádzkovateľa jadrových zdrojov – Slovenské elektrárne, a.s. a ich „Správy o činnosti, prevádzke a bezpečnosti atómových elektrární Mochovce a Bohunice V2“. V rokoch 2008 až 2016 pracovali naše štyri jadrové bloky v priemere 8 063,94 MWh/MW (alebo hodín ročne). To zodpovedá kapacitnému faktoru 92,05%.

Produkčná schopnosť slnečných elektrární na Slovensku sa pohybuje na úrovni 1 000 kWh/kW. Pri vodných elektrárňach je produkčná schopnosť na úrovni cez 3 500 kWh/kW pri priemerne daždivom roku. Bioplynové elektrárne dosahujú podobných hodnôt ako jadrové elektrárne – cez 8 000 kWh/kW (často aj k 8 500 kWh/kW).

Výpočet ceny produkovanej elektriny je údajovo náročná záležitosť a presahuje rozsahom priestor tohto článku. Preto je v tab. 1. uvedený iba výsledná cena elektriny pre jednotlivé výrobné technológie.

Pre cenu elektriny uloženej v akumulátoroch (batériách alebo prečerpávacích vodných elektrárňach) je jej určenie komplikovanejšie, nakoľko akumulátory elektrinu nevyrábajú. Produkčná kapacita výrobných zariadení je celkom presne definovateľná. To neplatí u akumulácie. Pre zjednodušenia a zavedenie rovnakých jednotiek budem cenu elektriny pri akumulácii vypočítavať na podobných princípoch akou výroby. Investičné cenu zdroja tu nahradím investičnou cenou akumulátora vztiahnutú na jednotku jej kapacity – kWh. Prevádzkové náklady budú opäť vztiahnuté na jednotku kapacity.

Najproblematickejšia je analógia pri množstve uskladnenej elektriny. Tu nie je možné použiť produkčnú kapacitu. Ale množstvo uloženej elektriny (účinnosť ukladania a výroby zanedbám, tak aj súčasne aj vyrobenej – odovzdanej) vypočítam ako počet nabíjacích cyklov v roku krát množstvo energie jedného nabíjacieho cyklu. Nabíjací cyklus je definovaný ako uloženie 100 % užitočnej kapacity batérie. V prípade PVE je „nabíjací“ cyklus definovaný načerpaním maximálneho objemu do hornej nádrže za predpokladu, že sa čerpalo z úrovne minimálnej hladiny tejto nádrže.

Súhrnné údaje k cene akumulovanej elektriny sú uvedené v tab. 2.

	Investičné náklady [€/kWh]	Celkové investičné náklady [k€]	Prevádzkové náklady [€/MWh/rok]	Životnosť technológií [roky]	Cena produkovanej elektriny [€/MWh]
Prečerpávacia vodná elektráreň 500 MW	1000	500 000	0,2120	30	111,32
Batériové úložisko Li-ion – domáce (10 kW/10 kWh)	400	4,00	0,0034	10	109,59
Batériové úložisko Li-ion – komerčné (1MW/1,5 MWh)	150	225,00	0,0034	10	50,00
Batériové úložisko Redox – komerčné (0,1 MW/0,6 MWh)	800	480,00	0,0034	20	133,34

Tab. 2. Ekonomické parametre výstavby akumulátorov

Doba výstavby zdroja

Pri úvahách o výstavbe rôznych energetických zdrojov je vhodné brať aj do úvahy štandardnú dĺžku výstavby takého zdroja. Napríklad výstavbu jadrovej elektrárne je možné odhadovať na desaťročia a i len samotný administratívny proces pred samotnou stavbou trvá bežne aj desať rokov. Naproti tomu výstavba obdobného výkonu (1 GW) vo fotovoltickej elektrárni by sa dala zrealizovať v horizonte do 5 rokov. Navyše väčšina elektrární z OZE je možné stavať po jednotlivých častiach. Postaviť 1 MW FVE je i s administratívou záležitosť približne pol roka. Na konci jej výstavby môže táto FVE už dodávať svoju výrobu. Takéto elektrárne je možné budovať súbežne, a tým sa celkový čas potrebný na výstavbu 1 GW výkonu značne skracuje.

Podobne je to pri porovnaní výstavby prečerpávacej vodnej elektrárne a batériového úložiska. I pri zanedbaní nevyhnutnej administratívy je možné stavbu PVE s výkonom napr. 500 MW (a minimálne 6 hodín akumulácie, tzn. 3 000 MWh) predpokladať v 10 až 15 rokoch. Prvú možnosť akumulácie ale takáto PVE poskytne až po tomto období. I napriek tomu, že v energetike je 10 rokov pomerne krátky interval, tak v súčasnej dynamickej dobe je možné, že po týchto desiatich (až pätnástich) rokoch sa potreba jej použitia zmení. Pre budovanie obdobnej akumulačnej kapacity v batériách (Li-ion, kvapalinové a iné) je možné postupovať etapovito. Navyše batériové úložiská je možné budovať v miestach skutočnej potreby akumulácie (uzly prenosu a distribúcie), nie len tam kde to geografické podmienky dovoľujú.

Súhrn približnej očakávanej doby výstavby jednotlivých technológií je v tab. 3.

Typ elektrárne	Doba výstavby zdroja	Typ akumulácie	Doba výstavby zdroja
Jadrová elektráreň	20	Prečerpávacia vodná elektráreň 500 MW	20
Fotovoltika do 100 kW	0,08	Batériové úložisko Li-ion – domáce (10 kW/10 kWh)	0,01
Fotovoltika nad 1 MW	0,5	Batériové úložisko Li-ion – komerčné (1MW/1,5 MWh)	0,5
Bioplynová elektráreň – agrárna	1	Batériové úložisko Redox – komerčné (0,1 MW/0,6 MWh)	0,3
Bioplynová elektráreň – odpadová	1,2
Veterný park	2
Vodná elektráreň	10

Tab. 3. Možnádoba výstavby elektrární a akumulátorov

Kde na to nájsť financie

Najkritickejšia otázka prechodu na nízko uhlíkovú energetiku pochádza práve z jej ekonomickej podstaty. Vo všeobecnosti je možné povedať, že proces premeny na nízko uhlíkovú elektrinu ponesie na svojich bedrách spotrebiteľ. Či už sú to domácnosti, alebo priemyselní a štátni spotrebitelia. Ak sa produkčná cena elektriny z jednotlivých nových zdrojov bude pohybovať pod úrovňou súčasnej trhovej ceny, tak pre spotrebiteľov to v dlhodobom horizonte nebude znamenať zásadnú zmenu. Avšak vo všetkých prípadoch značnú časť produkčnej ceny elektriny tvoria ich inštalačné náklady. A tie musia byť naakumulované pred a počas výstavby. Takáto akumulácia finančných zdrojov nastane z iniciatívy samotných energetických investorov, alebo za určitých podmienok aj štátu.

V predchádzajúcej kapitole som napísal s akou cenou silovej elektriny je možné uvažovať pri jednotlivých zdrojoch. Ako vidno z tab. 1., tak produkčná cena je u niektorých technológií elektrární na úrovni alebo pod súčasnou cenou elektriny obchodovanej na burze (jadro a vietor). U iných je blízko, ale nad súčasnou tržnou cenou silovej elektriny (fotovoltika, voda a bioplyn z „odpadu“). A potom je tu stále drahý zdroj – poľnohospodárska bioplynka (viac ako 100 €/MWh). To znamená, že niektoré tieto zdroje sú pri súčasných cenách silovej elektriny ekonomicky realizovateľné. Pri akumulácii to však neplatí. Ani jeden typ ukladania elektriny nevie dosiahnuť cenu elektriny pod hranicou silovej elektriny. Avšak pre správne fungovanie nízko uhlíkovej energetiky je akumulácia nevyhnutná.

Riešenia tohto rébusu možno nájsť viaceré. Je možné znížiť inštalačnú cenu, znížiť prevádzkové náklady (v rátane ceny primárnej suroviny), alebo zvýšiť produkčnú schopnosť zdrojov a akumulátorov. Produkčnú schopnosť v zásade je možné zvýšiť zvýšením kapacitného faktora – až k hodnote veľmi blízkej 100 %. Alebo predĺžením životnosti jednotlivých zdrojov. U úložísk elektriny je to otázka najmä samotne ceny technológie.

Zvýšenie produkčnej kapacity u fotovoltických elektrární je možne napr. použitím trackerov, u vodných elektrární je možné uvažovať s väčším, alebo dlhším prietokom. Ale bioplynové elektrárne a jadrové zdroje majú veľmi malé pásmo možností. Už pri štandardnom návrhu a produkcii je ich kapacitný faktor takmer 95 %. U týchto dvoch zdrojov je vhodné skôr uvažovať s predĺžením životnosti. Je určite lacnejšie a rýchlejšie po revízii a generálnej oprave predĺžiť prevádzkový život, ako stavať novú elektráreň.

Iným prístupom môže byť znižovanie ceny elektriny pomocou presmerovania iných zdrojov. V prvom rade pri inštalácii použiť nenávratné financie, ktoré nebudú započítavané do ceny produkovanej elektriny. Sú to rôzne štátne stimuly – EU fondy, investične štátne dotácie a iné. Druhou možnosťou je použitie rôznych nástrojov zvýšenia ekologickej ceny rôznych „špinavých“, málo ekologických technológií – emisné povolenky, uhlíková daň a podobne.

V každom prípade, premeny elektro-energetiky na nízko uhlíkovú, sa bude musieť zúčastniť štát a jeho garancie. A táto účasť štátu bude potrebná v procese výstavby (úverové a záručné mechanizmy) a aj pri prevádzke (využitie „ekologických daní“). I napriek tomu značná časť tejto zmeny v energetike bude na pleciach spotrebiteľov, nakoľko elektrina je komerčný produkt a tak bude záležať iba na nastavení ekonomických parametrov investorov a štátu.

Je takýto prechod na nízko uhlíkovú energetiku realizovateľný?

Pri úvahách nad touto otázkou je asi najlepšie otočiť perspektívu – namiesto zisťovania realizovateľnosti sa pozrieť či je vôbec možné udržať súčasný model energetiky. Slovensko je, z hľadiska nízko uhlíkových zdrojov, na tom takmer najlepšie z celej Európy. Viac ako 60 % našej elektriny už v tomto období pochádza z jadra a OZE. Ale zvyšok je aj tak závislý na fosílnych palivách a dovoze zo zahraničia. Fosílne palivá majú dve veľmi nevhodné vlastnosti – pochádzajú z veľmi nestabilných oblastí alebo majú limitované prírodné zdroje. Navyše sa dosť zásadným spôsobom podieľajú na prebiehajúcich klimatických zmenách a je potrebné ich obmedzovať.

Otázka zmien v energetike nie je len v náhrade fosílnych zdrojov nízko uhlíkovými. Prebiehajúce technologické zmeny vo výrobe a spotrebe elektriny prinášajú nové výzvy. V súčasnosti už spotrebitelia vedia značnú časť svojej spotreby elektriny riešiť vlastnými malými zdrojmi – napr. „fotovoltické elektrárničky“ na strechách budov, alebo malé bioplynové generátory. Pre čim ďalej širšiu skupinu spotrebiteľov bude prichádzať do úvahy „jednoduchá“ otázka: „Prečo by som elektrinu nakupoval z vonkajšieho zdroja, keď si ju viem (aspoň z časti) vyrobiť sám a lacnejšie?“ Takáto otázka je legitímna a prakticky neexistuje možnosť ako dodávatelia alebo štát môže tento proces „samospotreby“ zastaviť.

Z takto položenej zmeny perspektívy jasne vyplýva záver, že prechod na nízko uhlíkovú energetiku je nutný a dokonca nezastaviteľný. Je však nevyhnutné riešiť spôsob ako taký prechod zrealizovať s čo najmenšími následkami na tú skupinu spotrebiteľov, ktorí sú závislí na súčasných energetických postupoch a subjektoch. Asi je nepravdepodobné, že by každý spotrebiteľ mal svoju slnečné elektráreň a svoju spotrebu riešil len zo svojho zdroja. Preto bude narastať tlak na tvorbu „kolektívnej energetiky“ ale aj na zmenu energetiky z centralizovanej na bunkovú.

Druhým zásadným vplyvom je nástup ekologickej prepravy – elektromobily a autá na vodíkový pohon a pod. Aj to je trend nezastaviteľný. Namiesto súčasných tokov elektriny od výroby k jasne definovanej priemyselnej spotrebe príde k značne väčšej náhodnosti rozloženia spotreby – priestorovej aj časovej. Pri náraste počtu elektromobilov nad hranicu desať tisícov kusov už bude súčasná energetika dennodenne zápasiť s nedostatkom aktuálneho výkonu na nabíjanie. Distribučné spoločnosti budú postavené pred tisícky žiadostí o zvýšenie rezervovanej kapacity pripojenia domácností a podnikov. Veľká časť spotreby sa presune od priemyslu k domácnostiam. Ale na takéto toky elektriny naše sústavy neboli stavané.

Pokiaľ si rezervovanú kapacitu zvýši zo súčasných napr. 3 x 16 A na nových 3 x 32 A jedna domácnosť za VN transformátorom, tak to pre distribútora nie je problém. Ale ak takúto žiadosť podá polovina, alebo viac, spotrebiteľov za týmto VN transformátorom, tak to bude pre distribútora nevyhnutne znamenať jeho výmenu. A tu už neriešime len výmenu zdrojov na nízko uhlíkové. To už je zásadná generačná obmena distribučných modelov a technológií.

A opäť sa dostávam k nevyhnutnej úlohe štátu. Štát je nositeľom legislatívnych zmien, on je zodpovedný za stratégiu rozvoja spoločnosti. A v neposlednom rade je to štát, ktorého úlohou je chrániť „slabších“. Bez zmeny energetickej a surovinovej koncepcie štátu a následne bez zmeny legislatívneho prostredia a nastavenia finančných modelov pre veľké investície bude zmena aj tak prebiehať. Ale bude živelná, na úrovni osamotených skupín a regiónov. A takáto živelnosť prinesie iba vyššie náklady na udržanie súčasného modelu pre zvyšných účastníkov reťazca „výroba – transport – dodávka – spotreba“.

Záver

Účelom tohto článku a celej série je ukázať, že pred nami všetkými už nie je otázka ako zabezpečiť splnenie cieľa 20-20-20. Otázka už ani nestojí ako dosiahnuť výši podiel OZE. Pred nami stojí hľadane odpovedí na otázku ako úplne vylúčiť „špinavé“ zdroje z našej energetiky. V súčasnej dobe si nevyhnutne všetci zainteresovaní misia položiť otázku: „Ako sa dostaneme do inej energetiky – čo to bude stáť, aké zmeny a kedy sú potrebné, kto a kedy ich urobí?“

Ak toto nenastane medzi všetkými podielnikmi na riešení (štát, energetici, spotrebitelia, …), tak za 5 až 10 rokov bude cena zmeny značne výšia. Ale nevyhnutnosť zmien bude urgentnejšia a ich neriešením sa potreba zmien nestratí.

Uverejnené v magazíne Pro-Energy.