Od plynu k tepelnému čerpadlu – výzvy i příležitosti

Elektrifikace výroby tepla pomocí tepelných čerpadel je klíčovou technologií pro dekarbonizaci sektoru tepla i pro snížení dovozu fosilních paliv. U domácností po krátkém výkyvu směrem nahoru během plynové krize roční počet instalací zase klesl. V teplárnách díky posledním výzvám z Modernizačního fondu naopak vidíme první projekty o velikosti jednotek a desítek MW. Spalování uhlí či plynu je snadné a technicky zvládnuté, tím se s trochou nadsázky příliš nelišíme od pračlověka Janečka. Přechod k tepelnému čerpadlu má celou řadou zajímavých a možná i překvapivých aspektů. Je však třeba se podívat trochu dopředu.

1. Emisivita elektřiny: Kolik CO2 tepelné čerpadlo vlastně ušetří oproti plynovému kotli?

Odpověď není vůbec jednoduchá. Vůbec nebo hodně, podle toho, s jakým emisním faktorem elektřiny budeme počítat. Budeme-li pro zjednodušení uvažovat topný faktor tepelného čerpadla na hodnotě 3, tak při současném emisním faktoru elektřiny 860 kg/MWh dle vyhlášky 141/2021 Sb. o energetickém posudku je emisivita tepla z TČ 290 kg/MWh a tedy o 40 % vyšší než z plynového kotle. Jenže tento faktor byl stanoven administrativně, pro účely dotačních programů, kdy úspora spotřeby elektřiny byla modelována jako úspora elektřiny vyrobené v uhelné elektrárně.

Jenže zdrojový mix se nyní výrazně mění - uhelnou elektřinu nahrazují OZE a plynové zdroje, po roce 2035 se zvýší i podíl jádra. Dekarbonizace a (proměnlivá) výroba z OZE je pak hybatelem dekarbonizace finální spotřeby v sektorech tepla i dopravy skrze (flexibilní) elektrifikaci (Obr. 1).

Státní správa na to postupně reaguje. SFŽP v podmínkách Modernizačního fondu již umožňuje pro výpočet úspory emisí CO2 použít průměrný emisní faktor elektřiny, který každoročně vyhlašuje MPO a chystá se revize vyhlášky, která by měla též s touto roční průměrnou hodnotou počítat.

V roce 2024 byl faktor výrobního mixu ČR 340 kg/MWh a rázem je emisivita tepla 113 kg/MWh, tedy o 46 % nižší než z plynového kotle.

Ale pro vyhodnocení úspory emisí v námi zpracovávaných studiích proveditelnosti, kde předpokládáme provoz zařízení v horizontu dalších 15-20 let to stále není správný postup. Je pak racionální použít odhad emisního faktoru elektřiny pro zdrojového mixu v roce 2035. Budeme-li vycházet z platných státních strategických dokumentů, lze tento faktor odhadnout na 150 kg/MWh. A rázem je emisivita tepla 50 kg/MWh, tedy o 76 % menší než z plynu (Obr. 2).

Na MPO aktuálně probíhá příprava oficiální metodiky „dopředného“ faktoru elektřiny, ten bude vhodné používat nejen do studií, ale třeba i pro výpočet budoucí emisivity tepla z CZT.

2. Emisní povolenky: Kolik bude stát teplo z plynu?

Odpověď není jednoduchá, zvláště nyní před volbami, kdy se politici všech stran předhánějí ve slibech, jak budou bojovat proti ETS2. Určitým vodítkem však může být národní klimaticko-energetický plán, schválený vládou v prosinci 2024, kde se hned v manažerském shrnutí uvádí:

„Mezi základní opatření pro naplnění cílů Vnitrostátního plánu jsou považována tato: (1) Celoevropský trh s emisními povolenkami udávající cenový signál pro vypouštění uhlíku je základním tržním nástrojem pro dekarbonizaci. V modelovaném scénáři cena emisní povolenky stoupá během tří dekád až na úroveň 400 euro/tunu. Správná implementace tohoto celoevropského nástroje je tedy důležitá. Využití výnosů zpět do mitigačních a adaptačních opatření umožňuje financovat přechod k emisní neutralitě.“

Tento text je textovou interpretací výstupu z projektu SEEPIA, který předpokládá, že pokud se nebude dařit plnit dekarbonizační cíle se současnými politikami (WEM - with existing measure), bude nutné razantnější zvýšení ceny CO2 (WAM-with additional measures). Jinými slovy, aby bylo chování spotřebitelů ovlivněno žádaným směrem, musí cena povolenky “bolet”, jak mnozí komentátoři i studie naznačují.

Ať už si o nutnosti bojovat s CO2 myslíme cokoli, snižování spotřeby dovozového zemního plynu je pozitivní z hlediska energetické bezpečnosti, takže opatření ke snižování jeho spotřeby je třeba přinejmenším z tohoto pohledu uvítat. A taky pro srovnání podmínek mezi zdroji, které již jsou v ETS1 a těmi ostatními (malé teplárny, individuální spotřeba), kteří povolenky zatím neplatí.

3. Účinná soustava CZT: A čím ji dosáhnout?

Zákonem 87/2025 Sb. byla letos do české legislativy transponována novela směrnice o energetické účinnosti (EU/2023/1791). Tím dochází k výraznému zpřísnění požadavků na účinnou soustavu CZT, které se naplno projeví od roku 2035 (Obr.4).

Do roku 2035 postačuje v kombinaci s KVET podíl OZE nebo OT (odpadní teplo) pouhých 5 %. Avšak od roku 2035 už podíl OZE/OT+KVET musí být min. 80 % a z toho minimálně 35 % OZE/OT.

Budeme-li předpokládat, že podíl OZE/OT bude dosažen s pomocí tepelného čerpadla tak pokrytí 80 % potřeby tepla znamená, že poměrně drahé technologie KVET a TČ se začnou vzájemně “vytlačovat” a budou se snižovat jejich roční projezdy. Od roku 2040 bude muset být podíl KVET+OZE už 95 %, ale o pět let později, od 2045 již naopak KVET v podmínkách účinné soustavy vůbec nefiguruje.

Pro ty provozovatele, kteří zatím plynovou kogeneraci nemají může být tedy vhodnější již cílit přímo na cíl 50 % OZE - tedy instalovat pouze TČ. I proto, že CZT se budou zároveň muset vyrovnávat s dalšími trendy – snižování energetické náročnosti v kombinaci s růstem vlastní výroby tepla u spotřebitelů, či dokonce povinnost výkupu přebytků OZE či odpadního tepla. Může tedy dojít k situaci, že TČ, dimenzovaná na 50 % tepla v roce 2035 mohou být kapacitně dostatečné pro splnění podmínky 75 % tepla v roce 2040. Bez nutnosti další investice by tedy mohly být splněny podmínky účinné soustavy až do roku 2040.

4. Strategické investice do geotermálních vrtů

Velmi vhodným zdrojem tepla pro TČ jsou geotermální vrty. Mělká geotermie s vrty do 200 m je technologicky zvládnutá a její velkou výhodou je, že vedle teplotně stabilního zdroje tepla pro TČ mohou sloužit i jako sezónní zásobník, který se nabíjí odpadním teplem z výroby chladu v létě. Jsou tedy vhodné pro nové budovy či celé čtvrti, neboť zejména u obchodních a administrativních budov bude potřeba chladu často vyšší než potřeba tepla.

Investiční náklady jsou sice vysoké, životnost vrtů však přesahuje 50 let a je tedy trojnásobkem životnosti běžných technologií. Je proto třeba pohlížet na ně jako na strategickou infrastrukturu měst a obcí, srovnatelnou s investicemi do dálnic či přehrad. A tak by se ně mělo pohlížet v daňové, dotační a finanční oblasti.

5. Komplexnost i dlouhodobé závazky

Zatímco výroba tepla z plynu je běžnou záležitostí a cena tepla se odvíjí od ceny plynu, u TČ je vše složitější:

• Vazba na cenu plynu zůstává nepřímo - TČ se srovnává s cenou tepla z plynu.
• Přidává se nákup elektřiny – tedy vstup na trh s elektřinou se všemi jeho finesami a zejména s nejistotou ohledně dalšího vývoje ceny elektřiny, resp. rychlosti rozvolňování vazby mezi cenou plynu a elektřiny.
• Vyšší náklady na distribuci elektřiny než u plynu a nejistota ohledně dalšího vývoje distribučních tarifů.
• Závislost účinnosti TČ na teplotě topné i vratné vody, tedy nutnost řešit systém komplexně, od ztrát budov, přes modernizaci předávacích stanic po hydraulickou a teplotní optimalizaci zdroje tepla.
• Dlouhodobé vztahy a vzájemné závazky se zdroji tepla – odpadní voda z ČOV, odpadní teplo z průmyslu, odběr tepla z řeky či jezera, apod. - včetně vyřešení majetkových vztahů u pozemků, přes které bude teplo od zdroje k teplárně vedeno.

Z výše uvedeného se pak odvíjejí i vyšší technická, komerční i legislativní rizika takové investice, oproti levnějšímu a provozně jednoduššímu plynovému kotli.

Výše uvedené aspekty i jejich nejistota zásadně ovlivňují ekologickou i ekonomickou výhodnost investice do TČ a to je důvodem, proč je nástup TČ v teplárenství pomalý a počet reálně připravovaných projektů je zatím v jednotkách kusů.

Impuls výraznějšímu rozvoji TČ nejen v teplárenství ale i v průmyslu by mohl přinést Akční plán rozvoje využití nízkopotenciálního obnovitelného a odpadního tepla, který v červenci 2025 připravilo MŽP ve spolupráci s MPO. Plán se soustředí na nízkopotenciální zdroje, tedy s teplotou nevhodnou pro přímé použití v SZT, které jsou zatím využívány minimálně. Jedná se o mělkou geotermii (do 200 m), odpadní teplo a teplo okolního prostředí, s TČ jako klíčovým nástrojem pro integraci těchto nízkopotenciálních zdrojů.

Plán vychází z hierarchie transformace teplárenství, analyzuje aktuální stav, potenciál a překážky. Plán zároveň akcentuje, že to vyžaduje komplexní přístup zahrnující legislativní a finanční podporu, stejně jako technické úpravy stávajících systémů. Očekávaný růst podílu nízkoteplotních zdrojů v teplárenství na 36 % do 2040 (Posouzení dekarbonizace dálkového vytápění v ČR, MPO, 2022) proto vyžaduje rychlou implementaci opatření, která tento růst umožní a podpoří.

Plán navrhuje celou řadu opatření pro odstranění technických, administrativních i ekonomických bariér, která by měla být realizována v období 2025-2027. Za zmínku stojí např.:

• vedle investiční podpory vlastních TČ podporovat i modernizaci předávacích stanic - takový dotační program tedy cílit na majitele bytových domů,
• evidence zdrojů odpadního tepla, např. jako součást energetických auditů,
• detailní posouzení zdrojů nízkopotenciálního tepla v rámci plánů vytápění a chlazení, které jsou nově povinné pro města s více než 45 tis. obyvateli, a v transformačních plánech tepláren.

Nezbývá jen doufat, že i budoucí vláda bude podporovat transformaci teplárenství směrem k moderním čistým technologiím.

Ing. Milan Šimoník, Exergie Česká republika, s.r.o.