Plynová kogenerace bude OZE krýt záda, říká Josef Jeleček z COGEN Czech

Jaké jsou hlavní výhody společné výroby elektřiny a tepla? Jakou roli může sehrát kogenerace v postupné přeměně energetiky?

Elektřina ze slunce či větru je stále levnější a není pochyb o tom, že jejich podíl v energetickém mixu bude stále růst. Zvyšování jejich proměnlivé výroby bude znamenat stále větší časové úseky, kdy tyto zdroje pokryjí celou spotřebu elektřiny, jenže mezitím zase budou delší či kratší doby, kdy jejich výroba stačit nebude.

Vyrovnávací zdroje budou muset být schopné rychle najet, pružně regulovat výkon a taky úplně odstavit, třeba i několikrát denně. K tomu se výborně hodí klasické plynové pístové motory, které mohou spalovat různé typy paliva – bioplyn, biometan, zemní plyn, LPG a v budoucnu i syntetický metan. Motory jsou dnes k dispozici ve velikosti od jednotek kilowattů do 10–12 megawattů a s elektrickou účinností blížící se u těch velkých k 50 %.

Ovšem palivo je třeba využívat co nejefektivněji, tedy odpadní teplo z výroby elektřiny využít ještě na výrobu užitečného tepla. V našich přírodních podmínkách, kdy roční spotřeba tepla je cca dvojnásobná oproti spotřebě elektřiny a maxima spotřeby jsou shodně v zimním období, je kogenerace, tj. společná výroba elektřiny a tepla (KVET), tradičním a i do budoucna velmi vhodným způsobem zajištění tepla a elektřiny.

Nesmíme zapomínat ani na biomasovou kogeneraci, to je však trochu jiné téma.

Kde je v Česku prostor pro rozvoj a výstavbu nových kogeneračních jednotek? Jak by šlo v Česku podpořit další rozvoj kogenerace například namísto průmyslových či městských výtopen na uhlí?

KVET dělíme dle velikosti elektrického výkonu do několika kategorií: mikrokogenerace (do 50 kW), malá kogenerace (do 1 MW), střední kogenerace (do 5 MW) a velká (nad 5 MW).



V posledních letech se díky stabilní podpoře rozvíjí zejména sektor malých a středních plynových kogenerací, instalovaných typicky v centrálních zdrojích tepla (CZT) v menších městech či ve firmách. V současnosti je v provozu zhruba 300 MW a ročně přibývá přibližně 30 MW. Kogenerační jednotka, která nahradí v sídlištní výtopně kotle na zemní plyn, ušetří 20–40 % primárního paliva a 20–60 % emisí oxidu uhličitého oproti samostatné výrobě elektřiny a tepla (vyšší hodnoty při vytlačení kondenzační výroby elektřiny z uhlí, nižší při porovnání s výrobou elektřiny v paroplynovém cyklu).

Ovšem prostor pro plynovou kogeneraci na bázi plynových motorů bude i ve velkých CZT, kde bude docházet k optimalizaci, resp. decentralizaci struktury těchto systémů. ČEPS ve svém hodnocení výrobní přiměřenosti do roku 2030 předpokládá, že vznikne asi 150 MW plynových kogenerací o velikosti 5–10 MW v malých teplárnách využívajících zatím černé a hnědé uhlí, které budou pod tlakem stále přísnějších emisních limitů postupně přecházet na zemní plyn, další pak dle místních podmínek na biomasu či jiná paliva.

Samostatnou kapitolou je oblast individuálního vytápění. Dle ČHMÚ produkuje individuální vytápění na pevná paliva polovinu emisí jemného polétavého prachu (PM2,5) a 97 % karcinogenního benzo(a)pyrenu. Mikrokogenerace ve velikosti jednotek kilowattů se zatím potýkají s nízkou účinností a vysokými investičními náklady. Avšak v dalších letech může být mikrokogenerace jedním z řešení této situace.

Odhadujeme, že do roku 2030 by tedy mohlo být v provozu celkem až 1000 MW kogenerací s plynovými motory. I když jsou to z pohledu velké energetiky malé zdroje, ve stále decentralizovanější energetice budou lokálně umístěné menší zdroje výhodou. A při propojení více kogeneračních jednotek do jednoho virtuálního, centrálně řízeného zdroje mohou být využity i při řízení přenosové soustavy.

Jaké nástroje lze využít na podporu instalace nových kogeneračních jednotek?

Ze současných cen elektřiny se investice do jakýchkoliv úsporných a ekologických technologií nezaplatí. Tedy ani KVET se bez podpory neobejde. V Česku je, podobně jako např. v Německu, výroba elektřiny z KVET podporována formou provozní podpory, tzv. ročním zeleným bonusem. Metodika výpočtu bonusu a volitelné provozní režimy (max. 3000 nebo 4400 h ročně) motivují k provozování kogenerace ve špičkách cen elektřiny, čímž kogenerace přispívají ke stabilizaci sítě. Často jsou vybaveny i akumulátorem tepla, aby mohly lépe reagovat na rozdílné potřeby dodávky elektřiny a tepla.

Ministerstvo průmyslu nyní připravuje novelu zákona o podporovaných zdrojích, která přináší dvě zásadní novinky. V souladu s požadavky evropské legislativy bude provozní podpora výroby elektřiny z KVET nad 1 MW  soutěžena v aukcích a bude možné žádat o podporu i pro modernizované zdroje.

Takže si přejme, aby zákonodárci a úředníci dokázali zákon a následné vyhlášky schválit v takové podobě a čase, aby mohla výstavba a provozování kogenerací plynule pokračovat a neopakovala se nešťastná situace z minulých let, kdy kvůli chybějícímu schválení zákona o podporovaných zdrojích ERÚ pozastavil vyplácení podpory a dlouho nebylo jasné, jak to celé dopadne.

Soupeří plynová kogenerace na trhu s klasickými výtopnami nebo teplárnami? Může být kogenerační jednotka volbou v případě, že dojde k postupné proměně CZT například útlumem tepláren na uhlí?

Kogenerační výroba elektřiny a tepla je součástí prakticky všech soustav CZT.  Ovšem v mnoha lokalitách bude udržení CZT vyžadovat jejich zásadní restrukturalizaci či decentralizaci a postupný přechod od uhlí na ekologičtější paliva. Bylo by chybou dopustit neřízený rozpad teplárenských sítí, neboť už nebudou sloužit jen jednosměrně pro dopravu tepla z teplárny ke spotřebiteli, ale stále více k integraci všech dostupných zdrojů obnovitelného a odpadního tepla v daném území: teplo ze solárních systémů, odpadní teplo z průmyslu, odpadní teplo z klimatizačních jednotek, teplo z velkých tepelných čerpadel využívajících teplo země, vody či třeba z kanalizační sítě. 


CZT při využití akumulační schopnosti tepelné sítě a velkokapacitních akumulátorů tepla dokáže flexibilně reagovat na aktuální situaci na trhu s elektřinou a významně přispívat ke stabilitě elektrizační soustavy. Oproti individuálnímu řešení umožňují vícezdrojové řešení (spalování odpadů, biomasy, zemního plynu, velká tepelná čerpadla aj.), a reagovat tak na aktuální dostupnost a ceny paliv.

CZT je unikátní tím, že  propojuje elektrizační, tepelnou a v případě spalování zemního plynu i plynárenskou soustavu do jednoho integrovaného celku a s tím, jak se situace v energetice vyvíjí, bude CZT jedním z klíčových článků energetického systému. To hlavně z hlediska efektivního využití primárních energetických zdrojů, flexibility a stabilizace elektrizační soustavy a velmi důležitou rolí bude zajišťování energetické bezpečnosti zejména velkých měst a aglomerací, např. v případě rozsáhlého blackoutu.

Zajímavý je vývoj kogenerace v Německu, kdy se místo dříve obvyklých paroplynových cyklů (PPC) přechází na plynové motory. V současné době je ve výstavbě teplárna Kiel, kde bude instalováno 20 ks plynových motorů o výkonu 10 MW, a podobné zdroje vznikají i v jiných městech (Drážďany, Stuttgart), jejich součástí jsou už standardně velké akumulátory tepla a elektrokotle.

Jaké výhody mají plynové motory oproti klasickým paroplynovým cyklům?

Plynové motory mají dva podstatně lepší parametry. Umí rychlé najetí z nuly na 100 % do 2–5 minut oproti desítkám minut u paroplynu. Dále je výhodou velký regulační rozsah v rozmezí  prakticky od nuly do 100 % a při postupném vypínání více paralelně zapojených motorů i udržení vysoké účinnosti v celém rozsahu. Paroplyn umí obvykle pracovat v rozmezí 30–100 %. Právě tyto charakteristiky předurčují kogeneraci s plynovými motory jako vhodné řešení pro flexibilní zálohu k obnovitelným zdrojům energie.

Může se domácí energetika ještě v něčem dalším inspirovat v Německu?

V Německu se kogeneračně už vyrábí téměř pětina elektřiny, u nás jsme zhruba na 12–13 %. Takže při podobných podmínkách u nás potenciál pro rozvoj KVET zcela určitě je.



Za zmínku stojí i struktura paliv ve výrobě elektřiny z KVET v Německu: 55 % elektřiny je ze zemního plynu, 30 % z biomasy nebo bioplynu, 15 % z uhlí.  U nás je přes 50 % z uhlí, 30 % z biomasy nebo bioplynu a 20 % ze zemního plynu. Dá se předpokládat, že i u nás si uhlí a plyn svoji pozici postupně vymění.

Budoucnost je tedy podle vás kogenerace na zemní plyn. Jak se pak díváte na obavy ze závislosti na dovozu tohoto paliva? Existují nějaké alternativy k ruskému zemnímu plynu?

Bezpečnost dodávek energií je velmi důležitým aspektem debaty o české energetické politice. Bylo by nerozumné být závislý jen na jednom typu energie, proto se mluví o vyváženém energetickém mixu. Je velká diskuse kolem plynovodu Nordstream 2, ovšem Evropa má taky 23 LNG terminálů a dalších 19 je v přípravě. Světový trh s LNG neustále roste a je stále diverzifikovanější, projekty na zkapalňování plynu připravuje i Rusko. Takže „zavření kohoutku“ si moc představit nedovedu. Uvědomme si ale, že u nás se vyrábí ze zemního plynu asi pouze 5 % elektřiny. Obava ze závislosti na tomto palivu z pohledu výroby elektřiny proto není na místě.

Jednou z možností, jak uchovat přebytky elektřiny z obnovitelných zdrojů je výroba vodíku či syntetického metanu. Výroba syntetického metanu je zatím příliš drahá, ale o přimíchávání vodíku do plynové sítě se už reálně uvažuje (až do zhruba 10 %). Tímto způsobem bude klasický zemní plyn postupně „zelenat“ a plynová infrastruktura i technologie na výrobu elektřiny a tepla z plynu tedy budou i nadále užitečné.

Společnou výrobu elektřiny a tepla lze realizovat také u bioplynových stanic nebo je možné spalovat pevnou biomasu. Rozvoj těchto typů obnovitelných zdrojů se však v posledních letech v Česku zastavil. Co by přispělo k oživení zájmu o nové instalace?

U bioplynové stanice je pro kogeneraci limitem spotřeba tepla, která je vždy nižší než jeho výroba, zejména v letních měsících. Někteří provozovatelé nabízejí teplo do přilehlých obcí obyvatelům, někteří staví různé sušárny, kde se snaží teplo využít. Technickým řešením tohoto problému je výroba metanu a jeho vtláčení do plynovodní sítě. Z ní pak lze využít pro výrobu tepla v místě, kde se to více hodí. U spalování pevné biomasy je zase limitem velikost. U relativně malé spotřeby tepla (do 100 tis. GJ/rok) se výroba elektřiny nevyplatí, mnohem levnější je biomasu pouze spálit a vyrobit jen teplo. Mně se to osobně nelíbí, ale pravidla určuje ekonomika.

Jak si stojí české kogenerační jednotky ve světové konkurenci? Čím se jim daří porážet konkurenční produkty?

Stojí si dobře. V České republice sídlí společnost TEDOM a.s., která vyrábí a dodává kogenerační jednotky na bázi plynových motorů už 27 roků a za tu dobu dodala více než 4 tisíce kogeneračních jednotek na různé trhy po celém světě. TEDOM v roce 2016 koupil německou firmu SCHNELL, jednoho z nejvýznamnějších dodavatelů kogeneračních jednotek na bioplyn, a TEDOM nyní patří spolu se SCHNELL k největším a nejrenomovanějším dodavatelům kogeneračních jednotek.

Současné kogenerační jednotky stojí na využití pístových motorů. Vývoj se však může orientovat také na využití palivových článků, zařízení ORC nebo Stirlingova motoru. Která z technologií je podle vás nejslibnější?

Nejrozšířenější technologií pro decentrální  kombinovanou výrobu elektřiny a tepla ve výkonech do 10–20 MW jsou stále pístové spalovací motory. Jejich největší výhodou je to, že se vyvíjí pro použití v automobilovém průmyslu, a vyrábí se proto ve velkém množství. Tím jsou relativně levné a technicky spolehlivé a mají dostupné náhradní díly i servis. Navíc mají vysokou účinnost. Pístové spalovací motory i přes to, že jsou mnohými zatracované, stále hrají a podle mě budou hrát významnou roli v decentrální výrobě elektřiny a tepla z plynu právě pro výše uvedené důvody. V TEDOM jsme vyvíjeli i jiné druhy motorů, například Stirlingův motor. V podstatě to skončilo na ekonomice projektu. Vývojové náklady jsme nebyli schopni rozpustit plně do ceny motoru, protože by se stal neprodejným.

Česká společnost Tedom realizovala loni projekt spojení kogenerační jednotky s energií ze střešní fotovoltaiky a baterií, který funguje v ostrovním režimu v rámci části závodu. Může být podobný projekt do budoucna trendem v průmyslové energetice?

TEDOM ve svém výrobním areálu provozuje od roku 2016 integrovaný energetický systém zásobující areál elektřinou, teplem a chladem. V kombinovaném zdroji elektřiny je primární výroba elektrické energie prováděna v obnovitelném zdroji – fotovoltaice. Rozdíly v diagramu výroby z obnovitelného zdroje a diagramu spotřeby elektřiny vykrývá na denní bázi akumulace elektřiny v bateriích. Dlouhodobější nedostatek výroby elektřiny v obnovitelném zdroji vykrývá výroba v kogenerační jednotce. Provoz kogenerační jednotky je využíván především v zimě, tedy v období, kdy je nízká výroba z FV zdroje a zároveň dostatečná potřeba tepla pro efektivní provoz kogenerace. Vhodným dimenzováním zdrojů a akumulace elektřiny a tepla vzniká optimální řešení zajišťující vysokou využitelnost obnovitelného zdroje bez přetoků energie do distribuční soustavy, efektivní využívání primární energie plynného paliva i minimalizaci nároků na odběry z distribuční soustavy. Systém po několikaměsíčním testování a ladění parametrů provozujeme v ostrovním provozu.  

Ostrovní režim je výhodný především v místech, kde je dosažitelný příkon z distribuční soustav nedostatečný nebo je připojení problematické. Provozování v ostrovním režimu a bez jakékoli provozní podpory pro kogenerační výrobu elektřiny má za dnešních podmínek návratnost přes 10 let a do budoucna to může být i méně, ale nemyslím si, že to má být běžným trendem.

Na tomto projektu však ukazujeme, že to může fungovat. „Malé“ technologie se rychle vyvíjí a budou umožňovat stále větší míru nezávislosti na elektrizační síti. Ovšem při připojení k síti můžou i malé zdroje přispívat ke stabilitě soustavy. Stát by proto neměl tyto prosumery ze systému vytlačovat, např. zbytečně přísnými požadavky na omezení přetoků do sítě nebo špatně nastavenou tarifní soustavou.

Jaké novinky může nabídnout pro kogeneraci právě změna energetiky na více flexibilní systém, ke kterému směřuje Energetický balíček EU v podobě různých virtuálních řešení nebo agregátorů?

Plynové kogenerace zatím nemají možnost prodat všechny své schopnosti. Takže vítám nařízení o trhu s elektřinou, které bude postupně sjednocovat pravidla v jednotlivých členských zemích a odstraňovat bariéry, které konkrétně v Česku zatím malým a virtuálním zdrojům znemožňují nabízet podpůrné služby. Rád bych využil tento rozhovor k tomu, abych pozval čtenáře na již 11. ročník konference Dny kogenerace 2018, která  se koná 23.–24. 10. 2018 v Čestlicích. Na konferenci budou příspěvky jak k celkovému vývoji české a evropské energetiky zejména s ohledem na schvalování jednotlivých částí zimního balíčku, tak ke specifickým tématům týkajícím se kogenerace – novela zákona o podporovaných zdrojích energie, aukce podpory, modernizace. V panelové diskusi se pak budeme zabývat tématem, které jsem zmínil výše, tedy kdy a za jakých podmínek budou moci malé a virtuální zdroje poskytovat podpůrné služby. Více info na našem webu na tomto odkazu.



http://www.cogen.cz/

Josef Jeleček, předseda spolku COGEN Czech, a.s.

Absolvoval v roce 1984 Fakultu strojní VUT v Brně na katedře tepelných a jaderných strojů. Začínal jako vývojový pracovník v konstrukci spalovacích turbín, následně jako operátor sekundárního okruhu Jaderné elektrárny Dukovany. V roce 1991 založil společnost TEDOM , v níž působí jako generální ředitel a předseda představenstva. Od roku 2002 je předsedou spolku pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla COGEN Czech.

COGEN Czech je spolkem právnických a fyzických osob, jejichž činnost souvisí s výrobou a provozem kogeneračních technologií, jejich projektováním, prodejem a poradenskou činností v oblasti kombinované výroby elektřiny a tepla. Cílem sdružení je podpora kombinované výroby elektřiny a tepla, vytváření příznivějších legislativních a ekonomických podmínek pro její rozvoj, zastupování a prosazování zájmů výrobců a uživatelů kogeneračních technologií a šíření informací o ekonomických a ekologických výhodách kogenerace.