Lukáš Dobeš
Velké kogenerační jednotky jsou v kurzu. Nahrává tomu provozní podpora, vysoká účinnost zařízení i slušný potenciál pro podpůrné služby. „Nové instalace chystají velké energetické skupiny i městské teplárny, které odcházejí od uhlí,“ říká v rozhovoru pro All for Power Lukáš Dobeš, předseda sdružení COGEN Czech s tím, že klíčové je, aby si investoři zajistili kapacitu v distribuční soustavě a pohlídali si povolovací procesy.
Energetika a teplárenství přechází masivně na plyn, uvažuji správně, že to znamená i vyšší zájem o kogenerace?
V principu ano. V energetické krizi po roce 2021 ceny plynu razantně rostly a nejistota, jestli vůbec plyn bude, znamenaly okamžité ochlazení zájmu o nové kogenerace. To se změnilo po ustálení cen plynu a elektřiny. A Když se podívám na trh dnes, s kombinovanou výrobou tepla a elektřiny se počítá jako s jednou náhrad za uhlí.
Jak dlouho trvalo ochlazení trhu?
Trvalo půl roku, než se začali zákazníci pomalu vracet. A začali přemýšlet i o dalších možnostech, jako je bioplyn nebo alternativní plyny. Když cena zemního plynu klesla dlouhodoběji pod 40 EUR, vrátil se trh do normálu.
Obejdou se kogenerační zdroje bez dotací?
Při standardních cenách plynu nikoliv. Bojujeme na trhu s velkými elektrárnami nebo menšími decentralizovanými zdroji, které jsou dotované. A bez provozní podpory se tak neobejdeme ani my. Je to jedna z oblastí, kterou intenzivně řešíme, protože provozní podpora se musí notifikovat u Evropské komise.
Co to znamená pro potenciální investory?
Měli jsme prodlouženou notifikaci na podporu kogenerací do konce roku 2021 a na období 2023-2025 se schválila podpora až v květnu 2024. Teď nám končí a cítíme, že to ovlivňuje chuť zákazníků investovat do nových zdrojů bez provozní podpory. A je třeba vzít v potaz, že kogenerační zdroje za dva roky zatíží i emisní povolenky v rámci systému EU ETS2. Což je další věc, která je znevýhodní.
Jak na to budete reagovat?
Má to dvě roviny. Velké kogenerace nad 1 MW fungují ve standardním aukčním systému, kdy se investoři zavazují postavit kogenerační zdroj do konce dvacátých let a následně 15 let provozovat. Tam je podpora jasná a nebude se prodlužovat. Vypsáno je přes 3000 MW výkonu, na který si mohou investoři sáhnout. Pro kontext, aktuálně je v Česku instalováno asi 500 MW ve velké kogeneraci. Je tak jasné, že 3 GW bohatě pokryjí potenciální hlad po kombinované výrobě tepla a elektřiny s provozní podporou. U menších zdrojů máme schválených 120 MW, ale objem jsme zatím nedokázali vyčerpat. Ročně postavíme nebo zmodernizujeme cca 15 MW menších kogeneračních jednotek. Bohužel docházelo ke zpožděním jak na začátku projektů kvůli digitalizaci stavebního řízení, tak na konci kvůli problémům s připojováním k distribuční soustavě. Z tohoto důvodu se nevyčerpá ani polovina tohoto objemu. Zažádali jsme tedy o možnost prodloužení termínu i za rok 2025.
Mají podporu i bioplynové kogenerace?
V jádru o kogeneraci často nejde, protože se z bioplynu většinově vyrábí elektřina a využívá se jen část tepla. Ne vždy je v okolí bioplynové stanice dostatečný odběr tepla. Aktuálně je v bioplynu instalovaných asi 500 MW a nové jednotky nevznikají, protože není nastavené motivační schéma podpory. Východiskem může být třeba přechod na výrobu biometanu, který by mohl pohánět kogenerační jednotky na sídlištích, kde bude po ekologických řešeních hlad. Ale ten má smysl až u větších instalací.
Nebrání tomu vysoké ceny biometanu?
Klíčové je, aby se teplo z biometanu vyrábělo blíže zákazníkovi. To by mohlo být výhodné jak pro provozovatele biometanové, tak kogenerační stanice. Ale abych odpověděl na otázku, bez provozní podpory to nevychází, protože výroba biometanu je násobně dražší než klasický zemní plyn.
Dávají smysl i další kombinace zdrojů pro komunitní energetiku?
Na městských sídlištích, kde se začínají menší kogenerační jednotky doplňovat o bateriová úložiště, fotovoltaiky nebo tepelná čerpadla, to smysl dává. Slouží jako centrum po komunitní energetiku a kombinací zdrojů dokážete vytvořit křivku, která téměř pokrývá base load – tedy spotřebu odběratelů, kteří tak mohou pokrýt spotřebu z lokálních zdrojů
Je reálné na takové projekty podporu získat?
Prověřujeme možnosti podpory výroby elektřiny a tepla z biometanu u Evropské komise. Úplně beznadějně to nevidím. Jde nám o dlouhodobé prosazování biopaliv, která by postupně mohla nahrazovat část zemního plynu.
Je to tedy spíše hudba budoucnosti…
Kogenerační jednotky poháněné zemním plynem se staví 2-3 roky s následným patnáctiletým provozem. Pokud se podaří prodloužit notifikace na veřejnou podporu, poslední takové zdroje se postaví v roce 2029 a za tímto horizontem pak vidím velký potenciál pro biometan. Z perspektivy energetika to není zas tak vzdálená budoucnost.
START DO PĚTI MINUT
Když jsem se bavil s výrobci kogeneračních jednotek, shodnou se, že je v Česku potenciál na 1,5 GW instalovaného výkonu. Ale notifikaci máte na 3 GW. Je málo projektů nebo chybí kapacity dodavatelských firem, které jsou schopné kogenerační jednotky postavit?
Aukce na 3000 MW je určena na více druhů paliv a technologie, z kterých se kombinovaně vyrobí elektřina a teplo. A kogenerační jednotky zaberou možná čtvrtinu celé kapacity. Což není v rozporu s vašimi informacemi, protože postupně se skutečně chceme dostat na 1,5 GW instalací. Výstavba bude rozložena do několika let, takže bychom neměli mít problém ani s dodávkami potřebných technologií.
Je na trhu poptávka po velkých kogeneracích?
Jednoznačně ano, hlavně v teplárenských provozech. Např. ČEZ plánuje v Dětmarovicích 2x10 MW kogenerační jednotky. A takových projektů bude v bývalých uhelných lokalitách více. Obvykle v kombinaci s plynovou kotelnou nebo zdrojem na biomasu. Nové kogenerace plánují všichni velcí hráči, včetně našich členů Innogy Energo, E.ON Energy Solutions nebo Veolia. A ukazují to i první výsledky aukcí zdrojů nad 1 MW, kdy se vysoutěžilo celkem 1280 MW výkonu, které se budou v následujících letech stavět.
Jaké jsou hlavní výhody kogenerace v lokalitách, které přechází z uhlí na plyn?
Jednoznačně vysoká účinnost, která se v kombinaci s tepelným čerpadlem může dostat až nad sto procent. A to znamená velkou úsporu primárního paliva. A druhou výhodou je flexibilita. Motor s generátorem je snadno řiditelný a může se zapojit do služeb výkonové rovnováhy. Ideální služba je pro kogenerační jednotky mFRR s časovým intervalem 12,5 minuty. Ty nejmodernější jednotky pak zvládají i interval 7,5 minuty a myslím, že se budou ještě zkracovat. Například tím, že se jednotky předehřívají, aby mohly reagovat do 5 minut.
Co to dělá s jejich životností?
Pokud jsou jednotky speciálně připravené pro rychlou zálohu, nemá to na životnost vliv. Co má naopak velký vliv, je počet startů. Pokud startuje pětkrát denně, musí se servisní interval výrazně zkrátit.
Alfou a omegou všech projektů jsou povolovací procesy, jak dlouho teď trvá stavba od záměru po uvedení do provozu?
Je to čím dál horší. Dříve se dala kogenerační jednotka postavit do 12 měsíců. Teď je výrazně delší stavební povolení a strašně dlouho trvá připojení do distribuční soustavy. Každá postavená jednotka musí projít sérií testů a až pak může zažádat o zelený bonus nebo zařazení do služeb výkonové rovnováhy. Ověření u distributora se pak často natáhne až na 12 měsíců. A několik měsíců trvá i získání licence, ale to se dá dělat současně s procesem připojení k distribuční soustavě.
Někteří provozovatelé z řad menších tepláren a průmyslových podniků ještě váhají s transformací svých energetických provozů, kolik mají času, aby stihli zahájit provoz do konce 20. let a splnit dekarbonizační závazky?
Záleží na velikosti zdroje. Klíčová je dodávka motorů, která může u větších kogeneračních jednotek trvat i 9-12 měsíců. Připočtete-li k tomu povolovací procesy a zapojení do distribuce, můžete se dostat až na tři roky od záměru po zprovoznění. Jinými slovy je třeba se rozhodnout a vše připravit nejpozději do roku 2027.
TEPELNÝ VÝKON A KAPACITA
Věříte, že budou kogenerace v provozu i po roce 2050, kdy se počítá s výrazně menším podílem zemního plynu?
Jsem o tom přesvědčený. Výroba elektřiny z plynu se dá celkem snadno nahradit, ale u tepla to bude výrazně složitější. Proto si myslím, že budou mít své místo v mixu i za pětadvacet let. Samozřejmě je k debatě, co budou spalovat. Jestli čistě zemní plyn s dodatečným zařízením na zachytávání CO2, což by bylo extrémně drahé, nebo větší podíl biometanu a vodíku, případně jiného plynu vyráběného z přebytků energie v létě. Ale samotná technologie z trhu nezmizí.
Na co by se měli investoři do kogenerace zaměřit?
Především na tepelný výkon kogenerace, který je vyšší než ten elektrický. Ne vždy to investoři vědí. A zajistit si volnou kapacitu v distribuční soustavě, aby nebyli překvapení, že je distributor do sítě už nepřipojí. Pak instalaci nic nebrání.
Jaká je návratnost investice do kogenerační jednotky, pokud získá provozní podporu?
U větších zdrojů kolem 7-8 let, u menších je to hodně individuální v závislosti na typu provozu a využití energií. Obecně může být návratnost i o několik desítek měsíců kratší.
A cena instalací?
U větších zdrojů se bavíme cirka o 40 milionech Kč na 1 MW. U mikrokogenerací se bavíme až o 80 milionech na megawattu. A je to vidět i na podpoře, která je u malých kogenerací výrazně vyšší než u těch větších.
Jak si „rozumí“ kogenerační jednotky s vodíkem?
Současné technologie umí spalovat 20-25 % vodíku a náš vlastník (spol.TEDOM – pozn. red.), kterým je japonská skupina Yanmar, testuje kogenerační jednotky na stoprocentní spalování vodíku. A o totéž se chceme na našem motoru pokusit i my. Jsem přesvědčený, že spotřebiče budou na vodík připravené. Velkým otazníkem je ale distribuční soustava a zdroj za přiměřenou cenu. Při současných cenách nedává masivní využití vodíku smysl. Spíš bude preferované využití v dopravě, kde se společně s biometanem uplatnit může.
TRADING I DALŠÍ SLUŽBY
Vedle angažmá ve sdružení jste i generálním ředitelem TEDOM ESCO, kde vidíte největší potenciál pro energetické služby?
Evergreenem jsou samozřejmě veřejné objekty, jako jsou školy, školky nebo nemocnice. Ale velký prostor vidím i ve firmách. Protože málokterá z firem má specialistu, který by rozuměl energetice a všem povinnostem, které se na ně ženou. Tam si myslím, že dokážeme nabídnout mix služeb, které jsou pro firmy zajímavé. Klíčové bude, jak bude nastaven systém emisních povolenek a vykazování ESG. Protože podle toho se firmy budou rozhodovat, do jakých energetických řešení jít. A o konkrétní řešení se už dokážeme postarat, protože naším cílem je, aby se podniky mohly věnovat svému „core businessu“ a nemusely sledovat na denní bázi energetické trhy.
Nabízíte služby pouze v Česku?
Určitě i v zahraničí. Kogenerační jednotky provozujeme v Polsku, ve Velké Británii, připravujeme provozní model v Itálii a k jednotkám postupně přidáváme i další služby v čele s flexibilitou a podpůrnými službami. A to už je krok k „tradingu“, dodávce komodit a dalším službám, které dokážeme zákazníkům nabídnout.
Jako TEDOM jste měli velké ambice i ve Spojených státech, jak si na tamním trhu vedete v podmínkách, které jsou vše, jen ne stabilní?
Spojené státy jsou zvláštní tím, že přijaly závazek dekarbonizovat energetiku, ale zároveň je tam extrémně nízká cena plynu. Naši partneři třeba nechápou, proč se snažíme využít teplo z kogeneračních jednotek, protože u nich je cena plynu tak nízko, že jim stačí vyrábět elektřinu, a i tak je návratnost kogenerační jednotky nižší než v Evropě. V kombinaci s velkým hladem po elektřině kvůli rozvoji datových center a omezenou kapacitou velkých distribučních soustav, je to pro kogeneraci země zaslíbená. I když si samozřejmě jsme vědomi rizik celní politiky a dalších geopolitických souvislostí.
Petr Svoboda
