Mikrokogenerace místo Temelína?

Na druhém workshopu k NAP SG[1], který se konal 12.června 2017 na MPO bylo prezentováno, že v roce 2040 se předpokládá instalace až 1,3 mil. decentralizovaných zdrojů. Naprostá většina z toho mají být fotovoltaiky a mikrokogenerace (obr. 1). Integrace těchto zdrojů do elektrizační soustavy si má vyžádat více do než 100 miliard Kč. [2]. 

Obr. 1 - Počty malých zdrojů v 2040 [2].

Kde ty decentralizované zdroje jsou?

Stát a provozovatelé přenosových a distribučních sítí berou vývoj v energetice směrem k OZE a decentralizaci vážně. Ovšem pokud se distributoři chystají utratit více než 100 miliard, tak by bylo dobré, aby se zároveň  rozvíjely  i ty malé zdroje, na které se  elektrizační soustava chystá. A to se zatím neděje. Argument, ať se OZE staví, ale bez dotací moc smyslu nemá. Při dnešním nefunkčním, resp na jiné fungování energetiky, s vysokým podílem (zatím dotovaných) OZE se transformujícím trhu s elektřinou se bez dotací nevyplatí žádný zdroj, ať už je to jádro, plyn či OZE. O tom, co se postaví tedy fakticky rozhoduje stát skrze své priority a na to navázané dotační programy.

Obnovení podpory by si zasloužil zejména vítr, po vodě nejlevnější obnovitelný zdroj. Větrná energetika už tři roky stojí. Ke konci roku 2016 byl instalovaný výkon 283 MW, přitom za tři roky by to podle SEK mělo být už 507 MW a v roce 2040 až 1 150 MW. Podobně u fotovoltaiky, která od 2012 stagnuje na úrovni necelých 2,1 GW a roste pouhých pár desítek MW ročně jen díky Nové zelené úsporám. Přitom v 2020 by zde mělo být 2,4 GW a v 2040 dokonce 5,9 GW.

Podobně je to s mikrokogenerací. NAP SG předpokládá 910 MW (obr. 2), čemuž při odhadovaném průměrném výkonu 1,5 kW odpovídá ca. 606 tis. jednotek. To je překvapivě vysoké číslo, i vzhledem k tomu, že aktuálně je v Česku pouhých 200 instalací o celkovém výkonu 4 MW (tj. průměrný výkon 25 kW) [5].  Zatím se však nedá čekat  jejich masové rozšiřování. Mezi nejběžnější technologie patří běžné motory s vnitřním spalováním, motory s vnějším spalováním, tzv. Stirlingův motor, jednotky, v nichž je vyráběna vodní pára, která je následně využita v parním motoru nebo turbíně a jednotky využívající expanzi organické látky v turbíně (ORC-Organický Rankinův cyklus). Na principu přímé přeměny energie paliva na elektrickou energii pak pracují palivové články. Všechny technologie se však zatím potýkají buď s nízkou účinností přeměny vstupní energie na elektřinu či vysokými investičními náklady.

Mikrokogeneraci by pomohla například samostatná kategorie zeleného bonusu do výkonu 50 kW. Zatímco ERÚ vypisuje zelený bonus ve výkonových kategoriích do 200 kW, do 1 MW, do 5 MW a nad 5 MW, tak v Německu jsou kategorie do 50 kW, do 100 kW, do 250 kW, do 2 MW a nad 2 MW. Jemnější rozlišení umožňuje podporu lépe nastavit a pomoci tak přiměřenému rozvoji i menších zdrojů s vyššími měrnými investičními i provozními náklady.

Kogenerace není jen mikro

V rámci NAP SG však byl posuzován rozvoj ve třech výkonových oblastech kogenerace, tj. mikrokogenerace (do 50 kW), malá kogenerace(50 až 1 000 kW) a střední kogenerace(v jednotkách MWe, obvykle do 5 MW) a celkový výkon je zde vyčíslen právě na výše uvedených 910 MW (viz kap.5.2.2). To už je trochu reálnější, porovnáme-li tato čísla s  jinými koncepčními materiály.

Obr. 2 § Instalovaný výkon  nízkém a referenčním scénáři dle NAP SG

MPO v roce 2015 vydalo Posouzení potenciálu vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektřiny a účinného dálkového vytápění a chlazení, ve kterém identifikovalo do roku 2025 technický potenciál mikrokogenerace 150 MW a malé a střední kogenerace 830 MW. Na základě cost-benefit-analýzy byl z několika variant vybrán k realizaci scénář "KVET", dle kterého by do roku 2025 mohlo v Česku přibýt 33 MW mikrokogenerací a 227 malých a středních kogenerací spalujících zemní plyn [5].  OTE pak ve svém dlouhodobém výhledu energetiky z ledna 2017 předpokládá do roku 2050 v koncepčním/SEK scénáři 306 MW mikrokogenerací a 300  MW malých a středních kogenerací do 2 MW [6].

Výkon 910 MW se kterým se při návrhu úprav distribučních soustav počítá by tedy měl zahrnovat nejen mikrogeneraci, ale i malou a střední kogeneraci do 5 MW. Tedy souhrnný počet mikrokogenerací a malých a středních kogenerací do 5 MW bude podstatně nižší než 606 tisíc.

Obr. 3 - Struktura dodávek tepla [7]

Malá a střední kogenerace by měla být prioritou

Přestože mikrokogenerace může být zajímavým doplňkem energetického mixu zejména v domácnostech, kde dle stávající struktury dodávek tepla (obr. 3) je i velký technický potenciál, tak nelze opomíjet ani malo a střední kogeneraci. Vzhledem k podstatně vyšší elektrické účinnosti a nižším měrným investičním nákladům je malá a střední kogenerace oproti mikrokogeneraci podstatně ekonomicky výhodnější řešení s vyšší úsporou primární energie. Při jejich obvyklém zapojení do systémů CZT je pak dalším významným efektem zvýšení konkurenceschopnosti CZT. Ty mohou být právě v budoucí stále více decentralizovaně fungující energetice významným stabilizačním prvkem lokální energetických systémů (využívání akumulačních možností topné sítě, instalace velkokapacitních akumulátorů tepla či elektřiny, podpůrné služby pro PS/DS, CZT jako integrátor odpadního tepla v území, vícepalivovost a tím možnost flexibilně reagovat na dostupnost a ceny paliv, atd.). 

V souladu se studií Posouzení potenciálu KVET [5]  je proto prioritou MPO [7]  využití potenciálu malé a střední kogenerace, který zdaleka není vyčerpán. Prostor pro kogeneraci je zejména u SZT s výtopenskou výrobou, ovšem i stávající SZT s KVET budou v souladu s SEK postupně přecházet z dnes převládajícího uhlí na jiná paliva, zejména plyn. Bude docházet k optimalizaci, resp. decentralizaci zdrojové struktury a tedy i v tomto segmentu vznikne prostor i pro nasazení plynové kogenerace na bázi plynových motoru do 5 MW.

Tedy lze i po roce 2025 předpokládat pokračování či spíše urychlení rozvoje mikro, malé a střední plynové kogenerace a další růst instalací až k výše zmíněnému technickému potenciálu mikrokogenerace 150 MW a malé a střední kogenerace 830 MW. Případně i dále, dle dalšího vývoje technologií a celkové situace na energetickém trhu.

Mikrokogenerace není pro distribuční soustavu zátěží

Mikrokogenerace by však neměla být prezentována jen jako jeden z decentralizovaných zdrojů, bez zdůraznění z hlediska provozování elektrizační soustavy podstatně výhodnějšího charakteru mikrokogenerace oproti např. fotovoltaice. To pak vede k paušalizujícím zprávách "o stamiliardových nákladech, které nás budou stát decentralizované zdroje" [3].

Při předpokládaném průměrném instal.výkonu 1,5 kW mikrokogenerace:

• nebudou u takového odběrného místa žádné nebo jen minimální vícenáklady na připojení oproti
  běžnému odběrnému místu,
• vzhledem k provozu v zimním období a nízkému výkonu bude vyrobená el.energie přednostně
  spotřebována pro vlastní spotřebu, resp. se bude do určité míry doplňovat s výrobou FV v letním
  období.
• mikrokogenerace bude primárně sloužit jako zdroj tepla, tedy lze její provoz a výrobu elektřiny predikovat či jednoduše dálkově řídit vlastním tarifem podobně jako dnes tepelná čerpadla.
• vzhledem k akumulační schopnosti budov případně zapojeného akumulátoru tepla lze i tento malý zdroj využívat ke stabilizaci elektrizační soustavy. Toto však nemusí být jen formou sofistikovaného dálkového řízení, ale např. přizpůsobováním spotřebitelů proměnlivým cenám na velkobchodním trhu či specifickým distribučním tarifem.

Kogenerace zatím čekají na využití svých schopností

Malé a střední kogenerace, zapojené do distribuční soustavy  na nn či vn úrovni, které jsou též decentralizovaným zdrojem jsou pak již z hlediska sítě přínosem.

COGEN Czech proto navrhl uvažovat při realizaci NAP SG s přírůstkem 200 MW mikrokogenerací (ca. 130 000 ks) a ca. 700 MW malé a střední kogenerace do 5 MW (cca1 500 ks), což by mělo vést ke  snížení avizovaných vícenákladů v distrubučních sítích.

Malé a střední kogenerace mohou poskytovat plnohodnotnouo podporu síti (regulace účiníků, Q/U charakteristika, regulace činného výkonu) v souladu s aktuálními změnami v Příl.4 PPDS. Též jsou schopny nabídnout několik typů podpůrných služeb pro PS/DS, až bude poskytování podpůrných služeb malými či virtuálními zdroji umožněno. Jak bylo na workshopu prezentováno, lepší využití regulačních schopností všech zdrojů, případně i omezování jejich výkonu v mimořádných stavech může podstatně snížit náklady oproti běžnému řešení posilování sítě. Podobnou roli budou hrát kogenerace v lokálních distribučních soustavách a ostrovních systémech. Příkladem může být  např. realizace podnikového energetického systému ve firmě TEDOM, propojující kogeneraci s fotovoltaikou a akumulací tepla a elektřiny do jednoho funkčniho celku, v případě potřeby schopného fungovat nezávisle na vnější síti.

O aktuálně připravovaných změnách v pravidlech provozování distribuční soustavy, implementaci Národního akčního plánu pro chytré sítě a  s tím spojených příležitostech pro kogeneraci budou zástupci distribučních společností, provozovatelů i dodavatelů technologií debatovat na konferenci "Dny kogenerace 2017", kterou pořádá COGEN Czech ve dnech 24-25.10.2017 v Čestlicích.

Další info na www.cogen.cz. 

Zdroje:

[1] Národní akční plán pro chytré sítě, https://www.mpo.cz/dokument156514.html
[2] Seminář MPO https://www.mpo.cz/cz/energetika/konference-seminare/workshop-mpo---dopady-integrace-vysokeho-podilu-distribuovane-vyroby-do-es-cr--228627/
 [3] V Česku může být přes milion zdrojů energie http://www.euro.cz/byznys/v-cesku-muze-byt-pres-milion-zdroju-energie-stresni-panely-a-mikrokogenerace-zazivaji-boom-1353923
[4]  Roční zpráva ERÚ o provozu ES  http://www.eru.cz/cs/elektrina/statistika-a-sledovani-kvality/rocni-zpravy-o-provozu
[5] Posouzení potenciálu vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektřiny a účinného dálkového vytápění a chlazení za Českou republiku  https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/Art%2014%281%29%20assessmentCzechrepublic.pdf
[6] Dlouhodobá rovnováha
http://www.ote-cr.cz/statistika/dlouhodoba-rovnovaha-elektrina/uvod/files_ddr_e_uvod/prezentacni-material.pdf
[7] Jirásek Pavel: Posouzení potenciálu KVET, přednášky Dny teplárenství 2016  http://bit.ly/2wlNosq

Milan Šimoník (1966)

Po studiu na VUT Brno nastoupil v roce 1990 do První brněnské strojírny, která se po privatizace stala součástí koncernu ABB a později ALSTOM. V letech 2008-2014 pracoval v investičnídiviziskupiny ČEZ a byl členem společného týmu ČEZ a MOL, který připravoval projekty paroplynových elektráren v Maďarsku a na Slovensku. V minulých třech letech se v PSG-International podílel na modernizaci Teplárny Planá n. Lužnicí. Od 1. 8. 2016 je výkonným ředitelem COGEN Czech, spolku pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla. Hovoří anglicky, německy, částečně rusky a maďarsky.

Autor

• (red)