Sdružení pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla

Novým členem Českého svazu zaměstnavatelů v energetice je sdružení COGEN Czech. Jeho hlavním posláním je podpora kombinované výroby elektřiny a tepla. Členská základna je velmi pestrá – od velkých provozovatelů a výrobců po hotely a domovy pro seniory. Jak se rozvíjí v České republice kogenerace a jak ji ovlivnily vysoké ceny plynu? Co se snaží COGEN prosadit?

Představte, prosím, čtenářům sdružení COGEN Czech.
Vznik sdružení inicioval v roce 1999 Josef Jeleček jako zakladatel oboru kogeneračních jednotek s plynovými spalovacími motory v Česku. Začínal na počátku 90. let minulého století s motorem z Favorita a dnes má firma TEDOM, kterou založil, několikamiliardový obrat. Těžiště našich aktivit je v oblasti malé kogenerace od jednotek kW po jednotky MW. Celková kapacita těchto zdrojů je kolem 400 MW, naši členové provozují dvě třetiny z nich.

Členskou základnu tvoří řada provozovatelů těchto malých kogenerací, ale jsou jimi i velké firmy...
Naši hlavní členové skutečně nejsou malí – mimo již zmíněného TEDOMu jsou to firmy ČEZ Energo, innogy Energo, E.ON Energie či ENETIQA. Pak celá řada provozovatelů městských tepláren, firemní energocentra, zařízení sociálních služeb, projekční a dodavatelské firmy. V současné době máme 57 členů. Typickým příkladem nasazení kogenerace je původní plynová kotelna, kde se část kotlů nahradí kogenerační jednotkou.

Jaké je uplatnění plynových kogeneračních jednotek při současných vysokých cenách paliva?
Pro někoho to může být překvapivé, ale provozování kogenerace je nyní atraktivnější než v minulosti. Naše technologie šetří v porovnání s oddělenou výrobou elektřiny a tepla 20 až 30 % paliva. Jelikož s cenou plynu roste i cena elektřiny, tak platí, že čím dražší plyn, tím větší úspora. To se projevuje i tím, že si nyní kogenerace na sebe vydělá a podpora státu v tzv. zelených bonusech je dnes nulová.

Kogenerace je sice účinná, ale poměrně drahá technologie, která využívá čisté, ale v porovnání s uhlím dražší palivo. Trend snižování bonusu začal v roce 2018, od té doby totiž cenu elektřiny na trhu určují náklady na výrobu elektřiny v plynové elektrárně, tzv. závěrný zdroj. Předtím bylo určujícím palivem uhlí a bez bonusu by byl provoz nenávratný. Podpora zeleným bonusem, který se každoročně upravuje podle aktuální cenové úrovně elektřiny a plynu, je podle nás rozumným způsobem, jak rozvoj moderních technologií podpořit. Zajišťuje tak po celou dobu 15 let stabilní ekonomiku provozu, bez excesů nahoru či dolů. U malé kogenerace funguje bez problémů už přes deset let a podobně je nastavena i podpora OZE. Aktuálně sice bonus není nutný, jenže podmínky pro dlouhodobou návratnost investice do kogenerační jednotky jsou velmi těžko predikovatelné, a to jak ceny komodit, tak legislativní prostředí. Systém provozní podpory je proto jak pro investory, tak pro financující banky stále důležitý, vždyť všichni předpokládáme, že se ceny plynu zase vrátí na normálnější úroveň.

Máte pravdu, zdroje do 20 MW tepelného příkonu sice zatím platit nemusí, tato výjimka by však měla od roku 2027 skončit. Pro malé kogenerace se tím nic nezmění, při výpočtu zeleného bonusu budou povolenky připočteny jako další oprávněný náklad. Důležitější je, že do systému budou zapojeny i domácnosti. Skončí tak znevýhodnění tepláren proti individuální výrobě tepla z plynu, což vlastně podporovalo odpojování od centrálních zdrojů. Přitom CZT jsou ve městech velmi důležitou infrastrukturou a jejich rozpad by měl celou řadu negativních dopadů.

Byla to šoková situace, nikdo nevěděl co bude dál, zákazníci odkládali investiční rozhodnutí. V posledních měsících se však trh zase stabilizoval. Provoz se i bez bonusu vyplatí, po loňských legislativních problémech už letos funguje provozní podpora i pro nové zdroje. Instalace vlastního zdroje umožňuje vyrobit si část své spotřeby elektřiny a nebýt tolik závislý na výkyvech ceny elektřiny na burze. Nebo elektřinu prodávat ve špičkách do sítě. Pro minimalizaci rizika je vhodné při nákupu plynu a prodeji elektřiny kopírovat metodiku, podle které ERÚ stanovuje na každý rok výši bonusu. Tj. uskutečňovat nákupy a prodeje na forwardových trzích postupně v období leden až červen předchozího roku.

Když se řekne kogenerace, tak je je třeba rozlišovat palivo a technologii. Dosud jsme měli ruský zemní plyn, postupně přecházíme na plynný či zkapalněný zemní plyn od jiných dodavatelů a pak nás čeká složitá a drahá cesta nahrazování zemního plynu v plynové síti zelenými alternativami: v omezené míře biometan, postupně vodík a další syntetická paliva z přebytků obnovitelné elektřiny. Na lokální úrovni jsou využívána i další plynná paliva – bio plyn, důlní a skládkový plyn.

K technologii, tedy motorům, u větších instalací spalovacím turbínám, které tato zelená paliva zkonvertují zpět na elektřinu, zatím žádnou alternativu nemáme. Drahé a dovozové palivo by se tedy mělo prioritně využívat v kogeneraci, a tedy maximálně využít. Je potřeba také vnímat, že větrníky a fotovoltaiky dodávají energii v proměnlivém a sezónně podmíněném profilu, zatímco plynové zdroje umí vyrábět řízeně. To je zásadní rozdíl v hodnotě takové elektřiny pro elektrizační soustavu.

Tyto zdroje už tím, že jsou provozovány jen cca 3000 hodin ročně pouze ve špičkách, přispívají k vyrovnávání zatížení soustavy. Pokud se více malých strojů spojí do jednoho virtuálního agregovaného bloku o velikosti minimálně 1 MW, tak mohou poskytovat podpůrné služby provozovateli přenosové soustavy.

To, co je běžné na úrovni státu či velké teplárny, tedy mix různých, vzájemně se doplňujících zdrojů, bude v budoucnu stále častější i na úrovni menších zdrojů. Bude nevýhodné v létě vyrábět teplo z plynu, naopak v zimě fotovoltaikou moc nezatopíte. Situace bude tak proměnlivá, že se řízení elektrizační soustavy bude posouvat prakticky do reálného času. Mix bude obsahovat nejen zdroje, ale i spotřebiče, resp. akumulátory tepla a elektřiny. A bude možné vstupovat na několik různých trhů s elektřinou a poskytovat různé typy podpůrných služeb. Tedy bude nutné vše nejen v reálném čase, ale i s co nejlepší predikcí řídit a optimalizovat. Energetika se stává tak komplexní, že stále větší část zákazníků zvolí nějakou formu energetické služby. Ať už je to Energy Contracting, který je již v současnosti velmi častým modelem pro provoz kogenerací, nebo nějaká forma externího provozování či dálkového řízení.

Vzali jsme si inspiraci v Německu, kde tento systém podpory funguje už pět let, snažíme se tak jít naproti výše naznačeným trendům. Je to komplex několika zařízení se společným řídicím systémem. Kogenerační jednotka, k tomu zdroj obnovitelné energie, např. tepelné čerpadlo. To vyrábí teplo v dobách levné elektřiny, kogenerace v dobách jejího nedostatku a vysoké ceny. Podmínkou je vyrobit z OZE minimálně 30 % tepla. Povinnou součástí je i akumulátor tepla, elektrokotel a společný řídicí systém. Takový integrovaný systém bude mít oproti běžné kogeneraci výrazně větší flexibilitu, jak kladnou, tak zápornou.

Navrhli jsme základní technické parametry a předali je Ministerstvu průmyslu a obchodu. Detailnější jednání předpokládáme až během tohoto roku. Chápeme, že ministerstvo má nyní mnoho urgentnějších úkolů. Je to náš příspěvek ke snížení závislost na plynu a ke stabilizaci energetické soustavy.

Důležitý je dlouhodobý zájem státu o rozvoj malé i velké plynové kogenerace, což je zakotveno ve státní energetické koncepci a promítá se do návazné legislativy. Ročně přibývá přibližně 30 MW, v souladu s Národním klimaticko-energetickým plánem by tento růst měl pokračovat až do roku 2030. Dlouhodobě sleduji situaci v Německu. Přes všechna politická hesla o soběstačnosti je z různých studií zřejmé, že pro výrobu vodíku nebude mít ani Německo se svým potenciálem větrné elektřiny dost energie a bude muset importovat velkou část zelených paliv ze zemí mimo Evropu. Není rozumné vyměnit jednu závislost za jiné, je proto nutné využívat všechny dostupné nízkouhlíkové technologie, včetně jádra, zejména v našich geografických podmínkách. Plynová kogenerace však bude i v budoucnu důležitou součástí energetického mixu.