Horkovod z jaderné elektrárny Dukovany do Brna má především omezit spotřebu zemního plynu a související emisní zátěž. Přestože se projekt připravuje a počítá s veřejnou podporou 10 miliard korun, klíčová informace pro odběratele stále chybí: jak se investice promítne do konečné ceny tepla.

O propojení Dukovan s Brnem se mluví již od sedmdesátých let. Federální vláda v roce 1985 schválila projekt teplofikace Brna z Dukovan, který měl být dokončen v roce 1996. Přípravy trasy tehdy částečně začaly, ČEZ však záměr v roce 1991 zastavil. Hlavním důvodem byla ekonomika, protože levný zemní plyn vycházel výhodněji.

Téma se vracelo i v dalších letech, včetně debat kolem roku 2010 a přípravy posouzení vlivů na životní prostředí. Novou naléhavost získalo po roce 2022, kdy prudký růst cen plynu zvýraznil rizika závislosti městského teplárenství na dovozové surovině.

Současná varianta počítá s dvojicí potrubí dlouhou zhruba 42 kilometrů. Voda o teplotě přibližně 140 stupňů Celsia by směřovala z Dukovan do Brna, zpět by se vracela ochlazená asi na 55 stupňů. Na okraji Brna v Bosonohách má vzniknout předávací a přečerpávací technologie. Podle dostupných údajů má její provoz vyžadovat elektrický příkon 4,6 MW.

Technické řešení není samo o sobě mimořádné, nákladnou položkou je však délka trasy a terénní komplikace včetně dvou tunelů. Pro srovnání, horkovod z Temelína do Českých Budějovic měří 26 kilometrů. Delší vedení existují například v Číně, podobné projekty se objevily také v Rusku, na Slovensku, v Maďarsku, Rumunsku či Bulharsku, v řadě případů však šlo o kratší trasy nebo o záměry, které nebyly dokončeny.

Investice, dotace a cena dodávek

Odhad nákladů na brněnský horkovod dosahuje 17,8 miliardy korun. Z Modernizačního fondu má přijít dotace 10 miliard korun. Podpora snižuje přímé finanční zatížení Tepláren Brno, nemění však celkový objem veřejných prostředků vložených do projektu.

Při orientační třicetileté době financování a pětiprocentní ceně peněz by samotné splácení celé investice představovalo zhruba 900 milionů korun ročně. Vedle toho se očekávají investice ČEZ do úprav dukovanské elektrárny v řádu jednotek miliard korun. Odběr tepla má zároveň snížit výrobu elektřiny elektrárny přibližně o jedno procento. Při teoretických ročních tržbách Dukovan kolem 30 miliard korun by šlo orientačně o stovky milionů korun ročně, které je třeba v ekonomice dodávek zohlednit.

Smlouva mezi ČEZ a Teplárnami Brno existuje, její cenové části však nejsou veřejně dostupné s odkazem na obchodní tajemství. Bez znalosti mechanismu, podle něhož se bude cena tepla odvíjet od cen elektřiny, nelze spolehlivě určit budoucí dopad na účty domácností, firem ani veřejných institucí.

Horkovod má podle záměru dodat asi 2 miliony GJ tepla ročně. V orientačních úvahách se objevuje samotná cena dodaného tepla kolem 150 korun za GJ, rozhodující však bude rozpočítání nákladů na potrubí, financování a provoz. Při započtení celé investice by náklad mohl vzrůst přibližně o dalších 450 korun za GJ; při zohlednění dotace by tento přírůstek vycházel zhruba na 200 korun za GJ. Jde ale jen o modelové propočty závislé na řadě proměnných.

Nižší spotřeba plynu jako hlavní přínos

Brno dnes získává významnou část tepla z plynu. Spalovna komunálního odpadu SAKO dodává přibližně 1,1 milionu GJ ročně, zatímco celková dodávka Tepláren Brno činí okolo 4 milionů GJ. Dodávky z Dukovan by tak mohly podstatně vytlačit plyn, který nyní pokrývá velkou část zbývající potřeby.

SAKO prodává teplo podle uvedených údajů přibližně za 210 korun za GJ a funguje na hranici svých kapacit. Její případné rozšíření by si rovněž vyžádalo další investice. Do budoucna může ekonomiku spalování odpadu ovlivnit i rozšiřování systému emisních povolenek. Evropská komise připravuje jejich postupné zavádění pro spalovny od roku 2031; při plném zpoplatnění a ceně 80 eur za tunu oxidu uhličitého by náklady SAKO podle orientačního výpočtu mohly činit asi 250 milionů korun ročně.

Výsledek proto nemusí znamenat levnější teplo než dnes. Význam projektu spočívá spíše ve stabilnějším zdroji, menší citlivosti na vývoj trhu se zemním plynem a v omezení emisí spojených s plynovou výrobou. K posouzení výhodnosti však chybí veřejně dostupný model, který by pracoval s různými cenami elektřiny, plynu, úvěrů, stavebních nákladů a budoucí strukturou zdrojů.

Do srovnání by měly vstoupit také úspory na straně spotřeby. Podle uváděných odhadů by modernizace rozvodů a zateplování budov mohly snížit odběr až o 0,9 milionu GJ ročně, tedy téměř o polovinu plánovaných dodávek z Dukovan. Bez otevřeného zveřejnění předpokladů zůstává pro veřejnost, která bude projekt financovat prostřednictvím dotací i cen tepla, obtížné vyhodnotit jeho dlouhodobou návratnost.