Dny kogenerace 2017 - Flexibilita bude ceněným artiklem

• Foto

Výkonný ředitel COGEN Czech Milan Šimoník v úvodu připomněl, že energetika není jen jádro, jak by se z debat politiků i novinových titulků mohlo zdát a že je třeba vytvářet podmínky i pro obnovitelné zdroje, teplárenství i kogeneraci, neboť  v energetice mají své místo velké i malé zdroje. Citoval slova Jiřího Gavora z letošního Žofínského fóra "místo jednoho tisícímegawatového bloku by mohlo být nahrazeno tísíci jednomegawatovými malými zdroji". A tento citát předznamenal mnohá další vystoupení i živou diskusi během celé konference, která se z různých úhlů pohledu týkala role a přínosů malých zdrojů v energetickém systému.

Potenciál malých a středních plynových kogenerací (do 5 MW)  je až 1000 MW, a dalších až 910 MW by dle akčního plánu pro smart grids(NAP SG) mohlo být v mikrokogeneracích, uvedl ve svém vystoupení předseda COGEN Czech Josef Jeleček. Tyto mohou mohou zajistit jak výkonovou kapacitu, tak i potřebnou flexibilitu a sloužit jako vyrovnávací zdroje k proměnlivé výrobě elektřiny z větru a slunce. Mikrokogenerace jsou zatím ještě příliš nákladné, ale i tyto technologie se stále zlepšují. Vezmeme-li v úvahu, že že individuální vytápění dle údajů ČHMI produkuje celou polovin emisí jemného polétavého prachu(PM2,5) a 80% karcinogenního benzopyrenu a je tak závažným zdravotním rizikem, tak mikrokogenerace v kombinaci např. s fotovoltaikou může pomocit tento problém řešit.

Podle jeho názoru otevření trhu s elektřinou bylo dobrou myšlenkou, ale v kombinaci s masivní podporou OZE z pohledu zdrojů správně nefunguje. Podpora OZE přinesla nové technologie i  příležitosti, ale i když připočteme k dnešní ceně silové elektřiny příspěvek na OZE, stále nejsme na ceně elektřiny v roce 2008. Cena elektřiny, i v peak loadu je nereálně nízká, nevyplatí se žádný zdroj kromě odepsaného uhlí a jádra a to platí i pro malé kogenerace (Obr.1)

Lze očekávat rozvoj „chytrých“ projektů – kombinace různých zdrojů elektřiny, které ještě dnes ani neznáme a malé kogenerace, které poskytnou flexibilní výkon a tyto systémy pak mohou být jako celek ekonomické i bez podpory. Právě TEDOM je na tomto poli aktivní a ve svém výrobním areálu úspěšně provozuje integrovaný energetický systém zásobující areál elektřinou, teplem a chladem. Systém kombinující fotovoltaiku, baterie, kogenerační jednotku a akumulaci tepla je schopný fungovat i v ostrovním provozu, což by umožnilo významnou úsporu na nákupu elektřiny a distribučních poplatcích a bez jakékoli dotace dosáhnout už při dnešních cenách technologií návratnost ca. 13 let. To je stále poměrně dlouhá doba, ale pokud budou ceny elektřiny, distribučních poplatků, příplatků na OZE, daně atd. dále růst tak takové řešení bude stále atraktivnější. OZE a malé technologie se rychle vyvíjí a budou umožňovat stále větší míru nezávislosti na elektrizační síti, v ideálních podmínkách až ostrovní provoz, spotřebitelé-consumers se tedy budou stávat prosumery. Stát by se proto měl snažit o vyváženou energetickou politiku a řízení regulovaných odvětví (distribuce, teplárenství) tak, aby nebyli tito prosumeři k odpojování "nuceni", např. špatně nastavenou tarifní soustavou. Je zřejmé, že energetika už přestává být doménou jen několika málo velkých energetických firem a je dobře, že nové vedení ERÚ je otevřeno diskusi se všemi "stakeholdery".

Kogenerace též mohou  poskytovat celou řadu podpůrných služeb pro provozovatele přenosové a distribuční soustavy. V současnosti sice malé a virtuální zdroje ještě přístup na trh s podpůrnými službami nemají, ale to se může brzy změnit.  Martin Hájek(TSČR) upozornil na to, že již po roce 2022 může nastat nedostatek  instalovaných kapacit a zvýšení cen elektřiny ve středoevropském regionu.  Důvodem bude odstavení zbývajících jaderných elektráren v Německu a velké části starých uhelných elektráren ve středoevropském regionu v důsledku dalšího zpřísnění emisních limitů. Uhelné elektrárny přitom v současné době zajišťují podstatnou část podpůrných služeb.

Samostatnou kapitolou je schopnost  kogeneračních jednotek poskytovat podpůrné služby pro distribuční soustavy. Změnami v pravidlech provozování distribučních soustav a přizpůsobení fungování distribučních sítí zvyšujícímu se množství malých decentralizovaných zdrojů (viz NAP SG) byly předmětem panelové diskuse. K tomuto tématu se vrátíme v samostatném článku.

Nepředvídatelná legislativa je problémem nejen v Česku

Důležitou částí  programu byly aktuální legislativní podmínky provozu kogeneračních jednotek. Situace v energetickém sektoru je a i nadále zůstane velmi nepřehledná. Tržní ceny  elektřiny nezaručují návratnost investic  a vlády hledají cesty, jak zajistit  plnění svých energetických politik a zejména energetickou bezpečnost vhodnou dotační či daňovou politikou. Kogenerace se však stále  potýká s důsledky boje bývalého vedení ERÚ proti "solárním baronům", vedoucí k přerušení podpory i všem ostatním zdrojům, což přivedlo mnohé investory a provozovatele kogenerací do složité situace.

Situace se však postupně vrací do normálu. Na jaře 2016 byla znotifikována provozní podpora zdrojů, které budou postaveny v letech 2016 až 2020. Tyto mají dle podmínek notifikačního rozhodnutí nárok na podporu po dobu 15 let od uvedení do provozu. Kogenerační jednotky postavené  v letech 2013-2015  však stále čekají na notifikaci své podpory od Evropské komise, stejně jako druhotné zdroje energie a podpora tepla z OZE. Dle informací René Neděly(ERÚ) notifikace ještě nějakou dobu potrvá, překážkou nejsou podmínky podpory KVET, ale nejasnosti kolem výše podpory tepla z OZE. Podpora sice bude dle vládního nařízení vyplacena po notifikaci i zpětně, ovšem ve výši platné v roce, kdy byla udělena notifikace. 

Se zdlouhavým procesem notifikace se potýkali i v Německu a Manuel Gerdsmeyer z německé společnosti Getec Heat&power hovořil o tom, že legislativní změny jsou stále častější a stále méně předvídatelné, v současné době se v Německu chystají další změny v energetických daních.

Energie-only market je zatím jen teorií

Oficiálně je jak Evropskou komisí tak mnohými evropskými zeměmi, včetně Německa i Česka preferováno obnovení tzv. energy-only marketu, který by měl vést k reálnějším, tedy vyšším velkoobchodním cenám elektřiny. Možností, jak  trh rozhýbat je celá řada: uvolnění cen, kratší kontrakty, lepší propojení trhů, rozvoj vyrovnávacích trhů, větší zapojení DSM a skladování eektřiny, flexibilní síťové poplatky. Ovšem praxe je zatím odlišná. K zajištění dostatečného instalovaného výkonu v národních elektrizačních soustavách zavedla většina evropských zemí řadu opatření, zjednodušeně nazývaných kapacitní platby. O nich podrobně hovořil Jakub Kučera ze společnosti RSJ (Obr.2)

U kapacitních plateb zdroje nedostávají platbu za výrobu (MWh), ale za výkon (MW), který jsou schopny dodávat do sítě. Způsobů, jakými lze kapacitní mechanismy provozovat, je celá řada. Mohou to být tržní mechanismy, kdy dodavatelé záložních kapacit zároveň běžně prodávají elektřinu na trhu, nebo způsoby netržní jako např. strategická rezerva, kde jsou potřebné zdroje udržovány v prvozuschopném stavu, ale na trhu s elektřinou nepůsobí, což je např. německý systém strategických rezerv. Cílem kapacitních mechanismů není jen udržet v provozu stávající zdroje, ale i postavit nové. Proto je třeba ve Velké Británii vyhlašovány aukce na potřebné kapacity na 4 roky dopředu a účastní se jich nejen na stávající zdroje, včetně jaderných ale i teprve plánované zdroje včetně bateriových systémů. Právě Británie je zajímavým příkladem, kdy zajištění potřebné maximální kapacity v soustavě se do ceny elektřiny např.v roce 2016 promítlo částkou ca. 80 Kč/MWh.

CZT, OZE a KVET patří k sobě

Systémy CZT jsou ve složité situaci, uvedl ve své prezentaci Miroslav Šafařík(Porsenna). Vlivem  zateplování i klimatickýczh změndochází trvale ke snižování odběru. Touha po nezávislosti se nevyýbá ani oblasti vytápění, i  když altenativní řešení nemusí být v dlouhodobé perspektivě výhodnější.. Hodně záleží na odbornosti energetického specialisty - na parametrech ekonomického hodnocení, zejména době hodnocení. Specialista často doporučí odpojení v konkrétním případě bez vazby na celek. Diskutována byla potřebnost lepšího dohledu státu nad jejich činností. Soudní judikáty upřednostňují spíše svobodu jednotlivce před společenským efektem a „svobodou“ společnosti.

Přednášející i diskutující však zdůrazňovali význam zachování a rozvoje systémů CZT které již nebudou sloužit jen jako jednosměrná cesta z teplárny ke spotřebiči, ale hlavně k integraci všech dostupných energetických zdrojů tepla v daném území (slunce, vítr, biomasa, zemní teplo, odpadní teplo) v kombinaci s KVET (Obr.3). Teplárenské zdroje je též snadněji než u individuálního vytápění možno realizovat vícepalivově a reagovat tak na výkyvy cen paliv, využít akumulační schopnosti tepelné sítě či akumulátorů tepla,... Trendem v zásobování energií v hustě obydlených oblastech budou tedy hybridní CZT (případně DZT systémy např. na úrovni bytových komplexů tam, kde CZT není k dispozici), maximálně využívající obnovitelné a druhotné zdroje v kombinaci s kogeneračními jednotkami či tepelnými čerpadly (Obr.4)

To bude klást vyšší nároky na samosprávu a její schopnost definování a dlouhodobého plánování podmínek územního rozvoje. Uvažovat je třeba i např. o modelu provozování městské teplárny jako neziskové společnosti, která už nebude prodávat gigajouly, ale širokou paletu služeb, od provozování domovních kotelen, přes EPC projekty po energetický management.  Další možnosti budou přibývat s rozvojem Smart Cities, elektromobilitou...

Jak Blockchain ovlivní obchodování s elektřinou?

Zakladatel Nano Energies Petr Rokůsek, vysvětloval, jak technologie jako je Blockchain energetiku do budoucna změní. Zavedení bude urychleno právě díky dostupnosti výroby elektřiny pro současné spotřebitele. Rozšíření solárních panelů nebo menších větrných elektráren znamená, že lidé budou chtít svoji nespotřebovanou elektřinu nabízet dál. Obrovské množství denních transakcí by mělo být možné uskutečnit a zaznamenat právě pomocí platformy blockchain. Odhaduje, že funkční modely využití blockchainu pro přímé obchodování (P2P trading) v mikrosítích či pro nabíjení elektromobilů vzniknou do 2-4 let. Zmínil zkušenosti z obchodování na belgickém trhu, kde flexibilitu vnímají jako komoditu a mění zákony tak, aby tzv.agregátorům flexibility otevřeli tržní možnosti.

Malé kogenerace budou u toho

Energetika se mění a maximální využívání OZE při výrobě elektřiny i tepla je nezpochybnitelnou prioritou evropské energetické politiky. Ovšem ještě dlouho se neobejdeme i bez energie z fosilních zdrojů, které budou hrát roli záložních a vyrovnávacích zdrojů. A právě plynové kogenerace spalující zemní plyn, bioplyn, biometan či do budoucna syntetický metan mohou být vhodným spojovacím článkem mezi současnou fosilně-jadernou energetikou a budoucí více decentralizovanou energetikou s velkým podílem OZE.

Další info o konferenci Dny kogenerace 2017 najdete na  webu www.cogen.cz.  Příští ročník se bude konat 23 - 24.10.2018 opět v Čestlicích.

Milan Šimoník (1966)
Po studiu na VUT Brno nastoupil v roce 1990 do První brněnské strojírny, která se v roce 1993 stala součástí koncernu ABB a později ALSTOM. V letech 2008-2014 pracoval v investiční divizi skupiny ČEZ a byl členem společného týmu ČEZ a MOL, který připravoval projekty paroplynových elektráren v Maďarsku a na Slovensku. Poté se v PSG-International podílel na modernizaci Teplárny Planá n. Lužnicí. Od srpna 2016 je výkonným ředitelem COGEN Czech, spolku pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla. 

Autor

• (red)