Kogenerace je zimní zdroj, po konci uhlí pomůže mixu

In an interview with Lukáš Dobeš, the chairman of COGEN Czech, we discuss the role of gas cogeneration in the phase-out of coal-fired thermal power plants and the synergies that can be achieved by combining cogeneration with heat pumps, battery storage, biomethane plants, and other energy technologies.

Transformace české energetiky obnáší mimo jiné přechod od uhelné k plynové kogeneraci. Loni vyrobila uhelná kogenerace přes 7 TWh elektřiny a 85 000 TJ tepla, plynová téměř 10,5 TWh elektřiny a 68 000 TJ tepla. Jaká je role plynové kogenerace v náhradě výkonu uhelných zdrojů?

Plynová kogenerace vyrábí stejně jako uhelné elektrárny-teplárny současně elektřinu i teplo. Nahrazení uhlí obnovitelnými zdroji je reálné ve výrobě elektřiny, v případě tepla je to problematičtější – alternativních zdrojů, které lze nasadit v teplárnách, není tolik. Proto transformace teplárenství probíhá převážně přes plyn a částečně biomasu či energetické zpracování odpadů.

Potenciál kogenerace, jak jej vytyčila Státní energetická koncepce, se snaží naplňovat Ministerstvo průmyslu a obchodu formou aukcí provozní podpory. Zatím byla vypsána dvě kola aukcí, letos by mělo proběhnout třetí. Dohromady se má vysoutěžit přes 3 GW elektrického výkonu v kogeneračních jednotkách (KGJ). Pokud přičteme ještě jejich tepelný výkon, bavíme se o přibližně 6 GW výkonu, který by měla plynová kogenerace zajistit v rámci náhrady uhlí.

Uhlí má sice oproti plynu jednu velkou výhodu: je to domácí zdroj a všechny peníze určené na jeho těžbu a zpracování zůstávají u nás. Kromě toho jsou ale všechny výhody na straně plynu, mimo jiné má asi poloviční uhlíkovou stopu i nižší emise dalších látek.

O útlumu uhelných elektráren se často mluví jako o ztrátě flexibilního, řiditelného výkonu. Pokud je však nahrazují plynové zdroje, nebude se flexibilita soustavy naopak zvyšovat?

Uhelné elektrárny-teplárny byly v posledních letech největším poskytovatelem podpůrných služeb. Nyní se to mění a obzvlášť v letním období vzniká v podpůrných službách více prostoru pro jiné zdroje. Kogenerace je pro tento účel velmi vhodná, většina jednotek bez problémů poskytuje službu mFRR, protože 12,5 minuty je pro ně naprosto dostatečný interval ke splnění křivky určené společností ČEPS. Novější jednotky s předehřevem a speciálně upraveným procesem startování pak dokážou poskytovat i službu aFRR.

Flexibilitu ale mohou poskytovat všechny kogenerační jednotky, které se budou v příštích letech instalovat. A to přesto, že zmíněné 3 GW elektrického výkonu nezajistí jen klasické zemněplynové KGJ se spalovacím motorem a generátorem, ale i větší technologie pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (KVET) o výkonu stovek megawattů.

PROVOZ KGJ URČUJE POPTÁVKA PO TEPLE

Transformace tepláren zatím obnáší především nahrazování uhlí kotelnami schopnými spalovat buď zemní plyn, nebo biomasu. Většinou tedy nejde o typ KGJ, kterým se věnujete v COGEN Czech. Do jaké výše instalovaného výkonu dává smysl v teplárně použít KGJ?

Pravděpodobně největší KGJ v českém teplárenství se instalují v Elektrárně Dětmarovice, kde jsou dva 10 MW stroje. Běžné jsou ale spíše stroje s výkonem do 5 MW v menších teplárnách. Předpokládáme, že z očekávaných 3 GW tepelného výkonu podpořeného v aukcích dokáže „malá“ zemněplynová kogenerace pokrýt přibližně čtvrtinu až třetinu.

O flexibilitě v teplárenství se často mluví v souvislosti s tepelnými čerpadly, která využívají přebytky elektřiny k výrobě levného tepla, které posléze uloží do zásobníků. U kogeneračních jednotek je logika opačná – vyplatí se je provozovat hlavně ve chvílích, kdy je elektřina drahá. Jedná se tedy o komplementární technologie, které se mohou vyplatit i v rámci jednoho projektu?

Zcela určitě. Jednak existují menší tepelná čerpadla, která jsou přímo součástí KGJ a zvyšují její tepelný výkon o desítky kilowattů – například dochlazováním nebo využíváním zbytkového tepla.

Pak jsou tu velká tepelná čerpadla, která mohou být s KGJ součástí jednoho provozu. Takové projekty je třeba dobře nadimenzovat, protože KGJ v aukcích získávají podporu na 3 300 hodin provozu ročně, během kterých se snaží uspokojit co největší část roční poptávky po teple. Provoz tedy pokrývá především zimní měsíce, méně už přechodové měsíce a léto téměř vůbec, což vytváří prostor pro využití tepelného čerpadla.

Obě technologie jsou nicméně relativně drahé: KGJ pro zajištění návratnosti potřebuje provozní podporu, tepelná čerpadla jsou dnes podporována investičními dotacemi z Modernizačního fondu. I proto zatím v České republice nebyl realizován žádný velký projekt využívající jejich kombinaci. Probíhá spíše testování, kdy je KGJ doplněna o tepelné čerpadlo s příkonem v řádu stovek kilowattů.

Provoz podpořených KGJ se tedy řídí především poptávkou po teple spíše než po elektřině?

Primárně ano. Většina menších KGJ má vyšší tepelný než elektrický výkon a aby měly nárok na podporu, musí vyrobené teplo využít. I proto většinu KGJ doplňují akumulační nádoby, které jim umožňují vyrábět teplo v dobách vysokých cen elektřiny (tedy ranních a večerních špičkách) a využít jej ve zbytku dne, respektive noci. Objem akumulačních nádrží se odvíjí od výkonu, u megawattové KGJ půjde většinou o přibližně 100 m³. Plynové kotle, které jsou součástí kotelen s KGJ, jsou pak využívány pouze v zimě k pokrytí největších špiček poptávky po teple.

Prosazují se v zahraničí projekty kombinující KGJ a tepelná čerpadla více?

V zahraničí je využití tepelných čerpadel v teplárnách rozšířenější, u nás se zatím velká tepelná čerpadla bez dotace většinou nevyplatí – i kvůli nastavení distribučních poplatků a poměru cen elektřiny a plynu. Jako příklad ze zahraničí mohu uvést iKWK Papenburg v Německu, kde tamní teplárna provozuje dvě KGJ o výkonu 4,5 MWel v kombinaci s tepelným čerpadlem o výkonu 2,5 MWth.

Nachází KGJ uplatnění i v měsících s levnou elektřinou a nízkou spotřebou tepla?

V létě je sice elektřina levná během dne, pořád ale nastávají výrazné špičky ráno a večer, během kterých cena narůstá běžně až o 100–120 EUR/MWh. Kogenerační jednotky jsou v těchto dnech v provozu většinou dvě hodiny ráno a dvě večer, přičemž vždy naplní akumulační nádobu teplem, které vystačí po celý den či noc. Pokud by měla být poptávka po teple v soustavě nižší a k jejímu pokrytí by stačila třeba jen hodina provozu KGJ, kogeneraci se již většinou zapínat nevyplatí.

Kogenerace a bateriové úložiště dohromady tvoří spolehlivý zdroj, který dokáže služby výkonové rovnováhy poskytovat nejen rychle, ale i vytrvale.

BATERIE A KGJ TVOŘÍ IDEÁLNÍ KOMBINACI

Pro zajištění řiditelného výkonu a technické flexibility po konci využívání uhlí se pozornost stáčí především k bateriovým úložištím (BESS). Budou v poskytování služeb výkonové rovnováhy (SVR) hrát podstatnou roli i KGJ?

Baterie poskytují všechny SVR výrazně rychleji než kogenerační jednotky, navíc umí vždy poskytnout kladnou i zápornou regulaci. KGJ se hodí především pro pomalejší služby a umí poskytnout buď plusovou, nebo mínusovou regulaci v závislosti na tom, jestli jsou zrovna v provozu – což se odvíjí od poptávky po teple.

Dosavadní systém nákupu podpůrných služeb, kdy poskytovatelé SVR podávali denní nabídky na jednu službu (buď kladnou, nebo zápornou), nebyl pro KGJ ideální, a musely být kombinovány s dalšími technologiemi. Mnohem vhodnější jsou pro ně čtyřhodinové nabídkové bloky, k jejichž zavedení došlo v rámci platformy ALPACA.

Naprosto vhodná pak je kombinace kogenerace a bateriového úložiště: zatímco baterie mají omezenou kapacitu, KGJ je omezena pouze velikostí nádoby na akumulaci tepla. Dohromady tvoří spolehlivý zdroj, který dokáže SVR poskytovat nejen rychle, ale i vytrvale.

Představuje pro KGJ problém zkrácení služby aFRR ze 7,5 na 5 minut?

Pro stroje, které jsou dnes k poskytování služby aFRR uzpůsobené, to problém nebude. V testech se s nimi běžně dostáváme na 3 minuty.

Jak motivaci k flexibilnímu provozu KGJ ovlivňuje provozní podpora?

Existují dva bonusy: aukční bonusy pro jednotky nad 1 MW a zelené bonusy pro jednotky do 1 MW. V prvním režimu nabídne každý účastník aukce cenu, která je poté systémem CfD (contract for difference) vyplácena 15 let. Výše zelených bonusů pro menší jednotky je úředně stanovená a mění se jednou ročně v závislosti na aktuálních cenách paliva a elektřiny.

V obou případech platí limit 3 300 podporovaných hodin plného výkonu ročně, které je důležité optimálně využít, aby byla dosažena standardní návratnost 7–8 let. Po vyčerpání podporovaných hodin se může provozovatel rozhodnout, jestli bude KGJ provozovat dál bez bonusu. Aby se ale takový provoz vyplatil, cena elektřiny musí být poměrně vysoká – ke 150 EUR/MWh. Reálné využití instalovaného elektrického výkonu KGJ se tedy většinou pohybuje mírně pod 40 %.

Vyplatí se zapojení KGJ do agregačních bloků?

Určitě vyplatí. Kvůli systému celodenních nabídek SVR dosud bylo třeba kombinovat různé zdroje nebo více KGJ s odlišnými provozními režimy, protože málokterá KGJ vyrábí nebo naopak „stojí“ 24 hodin denně. Nebylo možné, aby individuální provozovatel KGJ bez zapojení do agregačního bloku poskytoval podpůrné služby a zároveň stále vyráběl teplo.

Kogenerační jednotka samozřejmě může dlouhodobě stát a být využívána pouze pro poskytování kladných SVR. Proč ale koupit relativně drahý stroj s motorem dimenzovaným na 80 000 hodin provozu a zapínat ho jen na desítky hodin v roce?

KOGENERACE JE PERFEKTNÍ SOUČÁSTÍ MIXU

Jakou roli mohou KGJ hrát v podnikových energetikách? Do jaké míry musí mít podnik pro vyrobenou elektřinu a teplo vlastní odbyt?

Zapojení KGJ do podnikových energetik je běžné už desítky let. Začínalo se s mikrokogeneracemi o výkonu přibližně 30–50 kW, dnes v rámci běžných průmyslových provozů fungují stroje o výkonu vysokých stovek kilowattů až jednotek megawattů. V těchto případech není vždy využita všechna vyrobená elektřina, i zde se KGJ dimenzují spíše podle potřeby tepla. Dobrým příkladem jsou lázně, ve kterých se kvůli vysoké spotřebě tepla instalují kogenerace s vysokým výkonem, ačkoli elektřiny tolik potřeba není.

Jak může podnik uvažovat o investici do KGJ ve srovnání s kompletní elektrifikací?

Je vhodné si zajistit mix zdrojů, nebýt závislý na jednom. Například fotovoltaika vám víceméně zafixuje cenu elektřiny na 20 let, s KGJ si naopak vyrábíte vlastní elektřinu v nejdražších hodinách. A vzhledem k současnému nastavení distribučních poplatků dokážou mikrokogenerace na hladině nízkého napětí přinést výrazné úspory.

Pokud tuto kombinaci doplníte ještě tepelným čerpadlem či jiným zdrojem, zajistíte si téměř nezávislost na síti a dokážete flexibilně reagovat na cenové výkyvy ve špičkách či překlenout delší období vysokých cen paliv. Je to ale i otázka energetické bezpečnosti a schopnosti pokračovat v provozu i při výpadcích elektřiny.

Závisí návratnost takové investice i na ceně tepla v příslušné soustavě centrálního zásobování?

V COGEN Czech podporujeme centrální zásobování teplem, které má díky výrobě „ve velkém“ zásadní výhody. Teplárnu je možné vybavit KGJ, doplnit bateriovým úložištěm, spojit s komunitou vlastníků fotovoltaik…

Hledání synergií ve velkých soustavách je efektivnější než decentralizace a odpojování od teplárenských sítí.

Takže bateriová úložiště a KGJ jsou komplementárními, ne konkurenčními technologiemi?

Kogenerace je zimní zdroj – na rozdíl od většiny ostatních zdrojů nebo spotřebičů, které se dnes staví. Proto je perfektní do mixu s téměř jakoukoliv technologií.

PODPORUJME KGJ VYUŽÍVAJÍCÍ BIOMETAN

Je dnes vstupním palivem většiny KGJ zemní plyn? Podle statistik hraje v kombinované výrobě elektřiny a tepla větší roli bioplyn, jedná se ale v jeho případě o kogeneraci v pravém slova smyslu?

Z hlediska instalovaného výkonu dnes bioplyn opravdu zemní plyn překonává. V případě zemního plynu jde ale vždy o skutečnou kombinovanou výrobu – už kvůli ceně zemního plynu se vůbec nevyplatí jím plýtvat. U bioplynu je naopak využití veškerého tepla výjimkou, většinou se totiž jedná o velké KGJ u bioplynových stanic s instalovaným výkonem v řádu vyšších stovek kilowattů, které fungují v téměř nepřetržitém režimu. Tepla tudíž vyrobí opravdu hodně a málokdy je využito všechno, i když se jím zásobuje například nejbližší obec.

Co je potřeba změnit, aby k takovému maření tepla nedocházelo?

Je potřeba rozlišit mezi dvěma typy bioplynových stanic. U těch menších, které disponují KGJ s výkonem pár set kilowattů, dává smysl v kombinované výrobě pokračovat. Větší stanice by ale bylo vhodné proměnit v biometanové. Biometan totiž lze vtláčet do plynárenské soustavy a následně zužitkovat v KGJ umístěných blíže dostatečné poptávce po teple. Tyto jednotky mají účinnost až 95 %, využijí tedy naprostou většinu vstupní primární energie.

Vyžaduje taková transformace změnu v nastavení veřejné podpory?

Výroba biometanu dnes podporu má a připravuje se další notifikace, snažíme se ale najít také vhodné schéma podpory využití biometanu právě v kombinované výrobě elektřiny a tepla. Současné schéma zelených bonusů pro KGJ do 1 MW podporuje využití zemního plynu, aukce pro jednotky nad 1 MW umožňují podporu různých plynů, ale udělovány budou už jen letos.

Usilujeme o to, aby schéma zelených bonusů pro menší jednotky bylo doplněno o schéma výhradně pro KGJ využívající biometan. Měla by existovat možnost uzavírat bilaterální smlouvy mezi zemědělci a provozovateli KGJ, které by pokryly celou dobu trvání podpory, zemědělci zajistily návratnost investice do výroby biometanu a provozovateli přísun dostatečného množství vstupního paliva po celou dobu životnosti výrobny. Po technické stránce to problém není, pro dodávky biometanu přes distribuční soustavu už existuje evidence záruk původu u OTE.

Nepomůže v tomto ohledu výzva HEAT č. 1/2025 z Modernizačního fondu, která podpoří mimo jiné KGJ, které nevyužívají výhradně zemní plyn?

Vzhledem k tomu, že je stále v platnosti provozní podpora, nedává úplně smysl o investiční podporu žádat – pokud ji získáte, provozní podpora vám bude proporčně snížena. Vzhledem k nepředvídatelnému vývoji cen paliv i povolenky EU ETS 2 navíc investiční podpora v případě KGJ nemusí být dostatečnou zárukou návratnosti.

O DOTAZOVANÉM

Lukáš Dobeš v energetice působí od roku 2002. Profesní život spojil se společností TEDOM, a.s., a dceřinou společností ČEZ Energo, s.r.o. V současnosti působí jako generální ředitel skupiny TEDOM ESCO, která se věnuje provozování energetických zdrojů, dodávce komodit, agregaci flexibility a velkoobchodu s komoditami. V roce 2024 byl jmenován předsedou sdružení COGEN Czech, které hájí zájmy firem provozujících KGJ především do 1 MW.