„Inovativní KVET“ ukazuje roli plynové kogenerace v moderní energetice

• Foto

Podpora kogenerační výroby elektřiny a tepla je řešena v samostatném zákoně KWKG (Kraft-Wärme-Kopplung-Gesetz), pravidla podpory elektřiny KVET v Německu byla popsána v předchozím článku. http://www.allforpower.cz/clanek/zkusenosti-s-aukcemipodpory-kvet-v-nemecku/. 

V souladu s evropskými pravidly pro poskytování veřejné podpory (EEAG) musí být od roku 2017 podpora pro zdroje nad 1 MW přidělována soutěžním mechanismem, tedy v aukcích. Německo si u Evropské komise obhájilo horní hranici aukcí 50 MW s odůvodněním, že zdrojů nad 50 MW je omezené množství a mohlo by docházet k dohodám mezi účastníky a k nerovné soutěži velkých zdrojů s malými, které mají objektivně vyšší měrné náklady. Mechanismus aukcí KVET je odlišný od aukcí elektřiny z OZE, kde se soutěží o tzv. referenční cenu a provozovatel pak dostává tzv. hodinový bonus, který je rozdílem referenční ceny a tržní ceny elektřiny, tento bonus čerpá zdroj během celého roku. U KVET se soutěží přímo o roční bonus, který provozovatel čerpá jen po 3500 h ročně. Soutěží se systémem payas-bid, tedy úspěšný soutěžící obdrží bonus dle své nabídky. Aukcí se mohou účastnit nové i modernizované zdroje. Podmínkou je dodávka elektřiny do veřejné sítě. Maximální nabídková cena je 7 ct/kWh, doba podpory 30 tis. hodin plného výkonu, ročně max. 3500 h. Podporu lze vyčerpat do 30 let od uvedení do provozu.

Výsledky aukcí KVET

První aukce KVET byla v prosinci 2017 na objem 100 MW. V letech 2018 až 2021 jsou aukce 2x ročně po 100 MW, z toho je ca. jedna čtvrtina vyhrazena pro samostatné aukce inovativních KVET(iKWK).

Nevyčerpaná kapacita se převádí do další aukce. V Německu dosud proběhla 4 kola aukcí, výsledky jsou uvedeny na obr. 1.

Po dvojnásobném převisu nabídky v první aukci nabídka v dalších aukcích klesla, stále však převyšuje soutěženou kapacitu. Velký převis v 1. aukci byl způsoben tím, že v roce 2017 byla instalace nových zdrojů z důvodu probíhající notifikace nového zákona prakticky zastavena. V dalších aukcích se už pravděpodobně projevil odrazující účinek aukcí - náročnost přípravy projektu do aukce, složitější příprava projektů (zejména při účasti ve výběrových řízení v modelu Energy Contracting nebo při nutnosti budovat zároveň i tepelné sítě) a riziko ztráty vynaložených nákladů na účast v aukci při omezeném objemu aukcí. Pro zhodnocení výsledků aukcí můžeme vysoutěžený bonus porovnat s úředně stanoveným bonusem, který by zdroj o stejné velikosti dostával v případě, že by aukce nebyly zavedeny. Pro zdroj 1 MW by úředně stanovený bonus byl 4,75 ct/kWh, pro zdroj 50 MW pak 3,16 ct/kWh (Obr. 2). Do příjmů v případě úředně stanoveného bonusu je třeba ještě připočíst příplatek za ušetřené síťové náklady (vermiedene Netznutzungsentgelte), který je při připojení do VN sítě ca. 0,15 ct/kWh. Tento příplatek však bude od roku 2023 zrušen, v případě bonusu z aukcí není na tento příplatek nárok.

Výše vysoutěženého bonusu se pohybuje na úrovni výše bonusu stanoveného úředně. Aukce tedy zatím nepotvrdily předpoklad, že pomocí soutěže dojde ke snížení nákladů na podporu. Oproti systému úředně stanoveného bonusu nabízející v nabídkové ceně zřejmě kalkulují i zvýšená rizika spojená s podmínkami aukcí (nutnost postavit zdroj do určité doby a dodržet nabídnutý výkon, penalizace či dokonce zrušení podpory při nedodržení podmínek podpory, atd.). Je též třeba připomenout, že oproti českému systému podpory se v Německu bonus (úřední i z aukce) meziročně neupravuje dle vývoje cen elektřiny a plynu. Tedy i vysoutěžený bonus je fixní po 30 000 h, tj. 8-10 let. Nabízející tak i tato rizika musí zohlednit ve své nabídkové ceně.

Organizátor aukcí (Bundesnetzagentur) vedle výše uvedených souhrnných údajů zveřejňuje ještě seznam úspěšných nabízejících včetně registračního čísla projektu, podle kterého lze zjistit výkon zdrojů v tzv. Marktstammregister (Obr. 3).

Objem zdrojů do 5 MW se pohybuje mezi 15% vysoutěžené kapacity, přičemž v minulých letech tvořily tyto zdroje v kategorii 1-50 MW kolem 40%. Potvrdily se tak připomínky německé asociace malé kogenerace (B.KWK), která již při přípravě aukcí upozorňovala na to, že malé zdroje o výkonu jednotek MW jen těžko mohou uspět v soutěži se zdroji o velikosti desítek MW. Navrhovali tehdy rozdělit aukce alespoň na dvě výkonové kategorie, což však nebylo realizováno.

Na současnou situaci reagují i asociace ASUE, B.KWK a další ve svém společném stanovisku z 19. července 2019. http://www.deneff.org/fileadmin/20190719_Stellungnahme_Evaluierungsbericht_ASUE_BKWK_DENEFF_VfW_final.pdf

• Aukcí se téměř výhradně účastní projekty stávajících provozovatelů KVET, u kterých "na termínu získání podpory příliš nezáleží". Do soutěže nevstupují nové projekty, u kterých je třeba budovat tepelné sítě. Přitom rozvoj CZT je jednou z deklarovaných priorit německé energetické politiky. Vzhledem k odstavování jádra a uhelných elektráren též hrozí riziko, že nebude dostatek zajištěných kapacit, ke kterým mají i KVET zdroje přispívat.
• Asociace upozorňují na to, že rozhodnutí evropského soudního dvora z 27. března 2019 by mělo být aplikovatelné i na podporu KVET, která by tudíž nemusela být považována za státní podporu. Nevztahovala by se na ně tudíž povinnost aukcí. Asociace navrhují aukce buď úplně zrušit, nebo alespoň zvýšit spodní limit na 2 MW.
• Před zavedením aukcí, v letech 2014-2016, vznikalo ročně ca. 400 MW/130 ks nových instalací ročně. Od spuštění aukcí je objem asi třetinový a počet projektů desetinový (což potvrzuje, že v aukcích jsou úspěšné hlavně větší projekty). Pokud budou aukce i nadále zachovány, asociace požadují navýšit objem aukcí na minimálně 200 MW ročně. Zároveň by měla být zrušena podmínka dodávky elektřiny do sítě, která prakticky vylučuje průmyslové instalace.

Je zřejmé, že aukce, které se celkem dobře osvědčují u fotovoltaiky (u větrných elektráren už méně), nemusí mít u KVET (tedy palivového zdroje) stejné přínosy. Aukce vnesly do kogenerace naopak další prvek nejistoty a administrativní zátěže, což vede jak ke zvyšování nákladů, tak zpomalení růstu nových instalací, zvláště těch menších. Investoři tak projekty buď vůbec nerealizují, nebo volí rozdělení zdroje na více jednotek o výkonu pod 1 MW (s vyšším bonusem a tudíž vyššími náklady na podporu). Pokud je mezi uvedením do provozu jednotlivých kogeneračních jednotek (KJ) časová prodleva větší než 12 měsíců posuzují se dle podmínek německého zákona tyto KJ z hlediska podpory jako samostatné výrobny a takový postup pak není považován za obcházení pravidel EEAG.

Podpora elektřiny z KVET a aukce v Česku

Ekonomika provozu kogenerace je silně závislá na změně tržních cen nakupovaného plynu a prodávané elektřiny a tepla. Proto je předností českého systému podpory elektřiny z KVET meziroční valorizace výše podpory dle změny vstupních ekonomických parametrů. Tento systém se u malé plynové KVET do 5 MW osvědčil a zaručuje stabilní ekonomické podmínky a průběžnou přiměřenost podpory bez excesů směrem nahoru či dolů během celé doby podpory. Vzhledem k postupnému zvyšování velkoobchodní ceny elektřiny a relativně stabilní ceně plynu se výše ZB od roku 2015 snížila o 35% (Obr. 4). I při zvyšujícím se instalovaném výkonu a produkci elektřiny tak objem podpory je stabilní a pohybuje se na úrovni ca. 800-900 mil. Kč/rok.

Aukční mechanismus je součástí připravované novely zákona o podporovaných zdrojích energie, aukce by měly být spuštěny od roku 2021. Bylo by tedy vhodné systém valorizace bonusu použít i v případě bonusu vysoutěženého v aukci. Vzhledem k podstatně menšímu počtu ročně realizovaných projektů než v Německu by též bylo vhodné maximálně využívat výjimky z EEAG, za kterých nebude nutné aukce vyhlašovat (malý počet projektů, riziko vyšší míry podpory nebo nízká míra realizace projektů nebo riziko nízké míry realizovaných projektů). Dle dosavadních německých zkušeností se dá předpokládat, že i v Česku budou aukce podpory elektřiny z KVET spíše další administrativní zátěží než aby vedly k úspoře na objemu podpory.

Aukce inovativních KVET

Novinkou je podpora inovativních kogeneračních zdrojů, které sestávají z kogenerační jednotky o výkonu 1 až 10 MW, zdroje obnovitelného tepla (v objemu odpovídajícímu min. 30% výroby tepla z KJ za 3000 hodin provozu), elektrokotel a společný systém řízení (Obr. 5). V letech 2018 až 2021 budou aukce 2x ročně s celkovým ročním objemem 50 MW. Maximální nabídková cena je 12 ct/kWh, tedy téměř dvojnásobná oproti elektřině z běžné KJ. Celková doba podpory 45 tis.hodin plného výkonu. Maximální doba podpory je 3 500 h/rok, podporu lze vyčerpat do max. 30 let od uvedení do provozu.

Splnění podmínky 30% tepla z OZE vyžaduje pro 1 MW KJ ca. 10 000 m2 solární termiky, případně elektrické tepelné čerpadlo o výkonu ca. 250 kW. Lze použít i plynové tepelné čerpadlo, ovšem zde je podmínkou spalování bioplynu (stačí i virtuálně nákupem záruky původu). Lze použít i jakýkoli další disponibilní zdroj OZE tepla, včetně FV. Ne všude budou pro instalaci takových integrovaných systémů vhodné podmínky, i když jak výroba tepla z OZE či elektrokotel nemusí být fyzicky ve stejném místě jako KJ, stačí, když budou umístěny v rámci stejné tepelné sítě. Za určitý nedostatek v nastavení pravidel je možné považovat to, že nelze započítat odpadní teplo. Spaliny z kogeneračních jednotek, i když splní parametry vysokoúčinné KVET mají stále teplotu 100-120°C a tedy by toto teplo umožnilo efektivnější provoz tepelného čerpadla než při využívání tepla okolního vzduchu. Případně by mohlo být využíváno jiné odpadní teplo v dané teplárenské soustavě.

Zatím proběhly tři aukce (Obr. 6) a dosažené průměrné ceny jsou těsně pod stanoveným limitem 12 ct/kWh, při malém objemu nabídek. Podmínky jsou relativně náročné a ani jejich interpretace není jednoznačná. Ze strany státní správy dochází takříkajíc za pochodu k upřesňování podmínek, které musí projekt splnit, a to i u již vysoutěžených projektů. Dá se však předpokládat, že podpora těchto "hybridních" zdrojů bude pokračovat a je příležitostí zejména pro menší KJ, které jsou v aukcích "normálních" KVET v nevýhodě vůči těm větším.

Podobné projekty již vznikají i v Česku. Pilotní projekt fy.TEDOM ve Výčapech kombinující fotovoltaiku (50 kWp, baterie (80 kWh), elektrodového kotle (24 kW) a plynové KJ (30 kW) umožňuje dosáhnout v ročním souhrnu ca. 50% dodávky elektřiny a 25%celkové energie z OZE, při minimalizaci zatížení distribuční sítě. V případě potřeby může být systém provozován i v ostrovním provozu. Podobný systém funguje i v logistickém centru fy.Adler v Ostravě.

Tyto projekty naznačují, jaká by měla být role plynových kogenerací v energetice se stále vyšším podílem fluktuujících OZE. Budou součástí „hybridních“ systémů zásobování teplem, ať už centrálních, či decentrálních, kde primárním zdrojem bude OZE, případně odpadní teplo. Zemní plyn efektivně využitý při kogenerační výrobě elektřiny a tepla bude pouze záložním zdrojem. Bude se snižovat roční nájezd KJ a budou ve stále větší míře využívány pro vyrovnávání zatížení distribučních soustav a pro poskytování podpůrných služeb a zajištěné kapacity.

Autor

• Šimoník Milan