Na cestě za zelenějšími zítřky se Evropa spoléhá na přechodové palivo – zemní plyn. Jenže jeho cena roste a nejspíš se to bude opakovat při každém větším výpadku na globálním trhu. Doma vyrobený bioplyn má omezený potenciál a na vodík si ještě minimálně 25 let počkáme, říká předseda sdružení Cogen Czech Lukáš Dobeš.
Cogen Czech propojuje firmy a odborníky z oboru kogeneračních jednotek. Jde o kombinovanou výrobu elektřiny a tepla, při níž se odpadní teplo zachytává a využívá k vytápění nebo ohřevu vody.
Kogenerační jednotky mohou jet na zemní plyn nebo na bioplyn. A jednou možná budou spalovat i vodík. „Má to budoucnost, ale pouze v případě, že tu bude takový technologický vývoj a rozvoj a nějaký zásadní skok v ceně, který by umožnil to využívat masově,“ uvádí předseda sdružení Lukáš Dobeš.
„Evropa potřebuje naplnit zásobníky“
Pokud přijde mrazivá zima, co se stane na trhu s plynem? Bude ho dostatek?
Plynu je na světě dost, jenom je potřeba ho dostat na správná místa ve správném čase. Tuhé zimy samozřejmě zvyšují nervozitu na trhu, a tím pádem zvyšují ceny. Těžaři plynu vědí, že Evropa potřebuje naplnit zásobníky, zejména ty německé jsou naplněné málo. Těžaři si mohou říct vyšší cenu, a vědí, že ji dostanou. Je těžké předjímat, co se stane, jestli cena stoupne jako v krizi v roce 2021 a 2022.
Může se cena plynu na trzích dostat na trojciferné hodnoty, nad 100 eur za megawatthodinu (MWh)?
Čistě teoreticky může. Ale když srovnáme infrastrukturu před pěti lety a dnes, jsme na tom mnohem lépe. Máme dostatek tankerů, máme terminály na zplyňování zkapalněného plynu a tak dále. Pokud se cena plynu dostane nad 100 eur za MWh, nemyslím si, že by to bylo dlouhodobé. Plyn na trzích aktuálně stojí přes 80 eur, ale forwardy (dlouhodobé kontrakty, pozn. aut.) mají nižší cenovku. Trh zkrátka vidí, že Evropa je na tom lépe, že je v tomto ohledu bezpečnější, než byla před pěti lety.
Není jen iluze, že jsme na tom lépe? Nehrozí, že se každý rok před zimou budeme přetahovat s Čínou o zemní plyn?
Co má vlastně Evropa za možnosti? Mohla by těžit plyn na svém území, což už podle mě v tuto chvíli není dost dobře reálné. Oproti Americe je Evropa mnohem více zalidněná, takže tato varianta na stole není. Máme těžbu v Norsku a velkou část plynu dovážíme z USA.
Vzhledem k zelené politice Evropa zatím neví, jak přistoupit k dlouhodobým kontraktům. Dodavatelé na Blízkém východě říkají: ano, my pro vás vybudujeme infrastrukturu, vyhloubíme nové vrty, uděláme všechno, co budete chtít, ale chceme za to dvacetiletý kontrakt na zemní plyn. A Evropa na to odpovídá: My už v roce 2040 chceme od plynu pomalu odcházet a v roce 2045 se ho chceme definitivně zbavit. Dvacetiletý kontrakt pro nás není reálný.
Z hlediska naší politiky nemůžeme jít do dvacetiletého kontraktu. A oni zas nemohou jít do desetiletého kontraktu vzhledem k potřebě obrovské investice do vybudování infrastruktury. Nejsme schopni se domluvit. A funguje to potom tak, že se s Asií přetahujeme o lodě na moři. To jsou ale věci, které se v rámci Evropy dnes těžko změní. Je to stav, se kterým musíme pracovat. A kvůli tomu musíme být připraveni na to, že cena plynu bude velmi volatilní.
V komentáři pro hn.cz jste nedávno psal, že díky aukcím na biometan roste schopnost Česka nahradit část dováženého zemního plynu domácími zdroji. O jak velkém podílu se bavíme třeba v horizontu deseti let?
Pořád to bude jen malá část. Pokud proběhnou všechny aukce, které jsou naplánované, a objem plynu, který tam je, se vysoutěží, tak se budeme bavit o pokrytí pěti až deseti procent tuzemské spotřeby plynu.
Proč jen tak málo?
Potenciál je omezený palivem. Bioplynovou stanici, která vyrábí biometan, musíte něčím nakrmit. A dnes už asi nikdo nechce cíleně pěstovat plodiny jen pro výrobu paliva.
Čili podíl tuzemského plynu nebude velký. Zvlášť když se očekává, že spotřeba plynu ještě poroste kvůli náhradě uhlí v teplárnách zemním plynem. Ale řekněme si na rovinu, že každý kubík plynu vyrobený v Česku snižuje závislost na dovozu a snižuje nervozitu na trhu. Jsou země v Evropě, kde biometan už pokrývá spotřebu v desítkách procent. Ale tam Česká republika vzhledem ke své poloze v podstatě mířit ani nemůže.
Proč ne?
Protože tady se musí topit celkem výrazně. Jsme v té části Evropy, kde topná sezona začíná v září a končí v květnu. Bez topení se neobejdeme.
Takže abych to shrnula: Do budoucna se musíme připravit na to, že před zimou budou ceny vždy vyšší, že se budeme přetahovat o lodě s LNG na moři a uvidí se.
Uvidí se, jestli to takhle je udržitelné, anebo jestli půjde Evropa jinou cestou. Myslím, že co se týče těch dlouhodobých kontraktů, může přijít uvědomění, že dekarbonizace nemusí postupovat tak rychle, jak je naplánováno. Otazník visí nad cenou povolenky. Pokud by byl zachován současný systém EU ETS 1, který má průběžně snižovat množství povolenek v oběhu, a tím pádem zvyšovat cenu, cena tepla i elektřiny vyrobené z plynu bude velmi vysoká.
„Jsme na necelém gigawattu výkonu“
Když se řekne kogenerace, co si pod tím mám představit?
Budeme se bavit o kogeneračních jednotkách spalovací motor-generátor, což je jeden typ kombinované výroby elektřiny a tepla. Jsou i velké turbíny, ale to je trošku něco jiného.
Kogenerační jednotky se spalovacím motorem a generátorem jsou vcelku jednoduchá zařízení. Nejmenší z nich dříve používaly automobilové motory, dnes používají stacionární motory. Středně velké kogenerační jednotky mají motor, který se dá používat i v náklaďácích. A u těch největších jednotek jsou velké lodní motory. To znamená, buď se dávají do kogeneraček, nebo do obrovských lodí. To už jde potom o výkony v megawattech.
Jak velký je tuzemský trh s kogeneračními jednotkami?
Co se týče kogeneračních jednotek jedoucích na zemní plyn, jsme někde přibližně na 800 kusech, výkonem je to přibližně 450 megawattů. U bioplynu jsme někde kolem 600 kusů, ale výkon je o něco výše, nějakých 500 MW. Dohromady jsme na necelém gigawattu výkonu.
Jak to, že kogenerace na bioplyn mají větší výkon o 50 megawattů?
Je to dáno nastavením pravidel podpory, která jsou jiná pro kogenerace na zemní plyn a jiná pro bioplyn. Stát nastavil podporu formou provozní podpory, takzvaného zeleného bonusu. Za každou vyrobenou megawatthodinu stát platí provozovatelům bonus. Nutno podotknout, že toto schéma pro zemní plyn skončilo s rokem 2025. Všechny kogenerační jednotky postavené do konce roku 2025 jedou s touto podporou.
V případě kogenerací na zemní plyn se musí využít veškeré teplo, které se v dané kogeneraci vyrobí. Proto došlo nejprve k instalaci do tepláren, do kotelen uprostřed sídlišť, zkrátka všude tam, kde zdroj zásobuje městskou oblast teplem a zároveň vyrábí elektřinu a dodává ji do sítě. Pak přišly na řadu podniky, velké i malé, a postupně se to dostalo i do menších objektů typu škol či plaveckých bazénů. Podpora je přibližně na 3000 hodin provozu ročně. To znamená, že kogenerace jede naplno jen v zimě, kdy je málo elektřiny a je potřeba dodávat i teplo.
A co dělá v létě?
Jede jenom v některých hodinách, nejčastěji v ranní nebo ve večerní špičce, dodává teplo například pro ohřev vody. Teplárny používají kogeneraci v létě ráno třeba dvě hodiny, večer další dvě hodiny. Používají akumulační nádobu: celý den se z ní zásobuje oblast teplou vodou a večer se znovu přihřeje, aby to vydrželo přes noc. Pokud podnik nepotřebuje teplo, kogeneračka jede jenom v zimních měsících a dalších šest měsíců stojí a čeká.
A jak byla nastavená podpora u bioplynu? Tam není potřeba využívat teplo?
V případě bioplynu byla podpora nastavená tak, aby sektor vůbec vzniknul, tedy aby zemědělci začali využívat odpad, který vzniká při zemědělské výrobě. Není tam podmínka využití tepla a podpora není omezená počtem hodin. Zkrátka podmínky pro bioplyn byly volnější. Podobně to teď bude pro zemní plyn i bioplyn v rámci kapacitního mechanismu (tj. podpora pro flexibilní zdroje, kterým stát bude platit za kapacitu a připravenost dodávat do sítě, pozn. aut.).
Jak to myslíte?
Není tam podmínka využití tepla a není to omezeno počtem hodin. Takže spousta investorů teď připravuje projekty na kogenerace bez využití tepla. Pak to vlastně ani nebude kogenerace, bude to jen výroba elektřiny v zařízení typu spalovací motor a generátor.
„Potřebujeme elektřinu vyrobenou v létě schovat na zimu“
Kolik megawatt kogeneračních jednotek se kvůli kapacitnímu mechanismu v Česku postaví?
Těch projektů budou vyšší stovky megawattů, může klidně přibýt stejný počet megawattů, kolik je dneska v provozu. Co se tady stavělo patnáct let, může teď přibýt během jednotek let v rámci kapacitních mechanismů. A to jenom díky tomu, že tam nebude podmínka využívání tepla. Z ekologického hlediska to není ideální, protože největší výhodou kogenerace je právě větší účinnost využití energií. Dokážeme využít 90 procent energie, která v primárním palivu je.
ČEPS na poslední chvíli prodloužil o dva měsíce lhůtu, do níž se projekty mohou hlásit do takzvaného předběžného posouzení, pokud mají o kapacitní platby zájem. Překvapilo vás to?
Spoustu účastníků to určitě překvapilo. Ještě týden před tím jsme natáčeli podcast s vrchním ředitelem sekce pro energetiku na ministerstvu průmyslu a obchodu René Nedělou. Z jeho vyjádření bylo jasné, že termín platí. V rámci notifikace kapacitního mechanismu se totiž řeklo, že první zdroje mají být spuštěné v roce 2030, tedy za čtyři roky. Bylo potřeba stihnout aukci během října kvůli takzvanému plynárenskému roku, který začíná vždy 1. listopadu. Aby zkrátka už od 1. listopadu roku 2030 byly elektrárny připravené k provozu. Odložením těch aukcí se to posouvá o celý rok.
Nebude to problém?
Vypadá to, že ne, protože vzhledem k vysokým cenám elektřiny se nebudou uhelné elektrárny zavírat tak rychle, jak se předpokládalo. Budou i po započtení plateb za emisní povolenky stále rentabilní. Takže ještě v roce 2030 výkon z kapacitních mechanismů pravděpodobně nebude potřeba, a proto ten odklad nepůsobí devastačně. Naopak dává příležitost nachystat projekty lépe a přilákat jich více.
Je v horizontu patnácti, dvaceti let realistická úplná dekarbonizace kogeneračních jednotek? Že by jely třeba na vodík?
Výroba elektřiny v některých částech roku, v některých hodinách, je díky obnovitelným zdrojům obrovská. Proto se mluví o akumulaci. Ta se dá řešit bateriemi, ale ty dokážou elektřinu uskladnit jen na hodiny, maximálně na pár dní. A my potřebujeme sezonní akumulaci – potřebujeme elektřinu vyrobenou v létě schovat na zimu. Jediná cesta, kterou já vidím, je nějaké plynné palivo. To se dá skladovat v zásobnících, může tam ležet celé měsíce. Snížilo by to závislost na dovozu, snížilo by to volatilitu cen a tak dále. A myšlenka je taková, že by se z přebytků elektřiny elektrolýzou vyráběl vodík.
Jenže problém je v molekulách…
Ano, molekuly vodíku jsou maličkaté a běžnou ocelí utíkají. Ve většině případů se dnes nepřenáší stoprocentní vodík. Jde o směs, v jejímž rámci už to takový problém není. Při testech českých kogeneračních jednotek je vyzkoušeno, že dvacet procent objemu vodíku není žádný problém. To znamená, že běžná kogenerační jednotka spálí směs, kde je 80 procent zemního plynu a zbytek vodíku. Jenže než se dostaneme přes těch dvacet procent, bude to trvat desítky let.
Proč?
Ekonomicky je to naprostá sebevražda. Cena elektrolyzérů a cena celého toho systému akumulace je šílená. Výroba elektřiny a tepla tímto způsobem by byla tak drahá, že by to spotřebitelé vůbec nebyli ochotni zaplatit. Ano, má to budoucnost, ale pouze v případě, že tu bude takový technologický vývoj a zásadní skok v ceně, který by umožnil to využívat masově. Takže se bavíme spíš o horizontu 25 let a víc.
A jiná možnost sezonní akumulace neexistuje?
O dalších typech akumulace se teď spíš jen spekuluje. Dost se mluví o roztavených solích a pískových bateriích. Ale to se spíš bude používat pro krátkodobější akumulaci v rámci zhruba týdnů. Testuje se to ve Finsku a v dalších severských zemích, ale objem písku, který je potřeba na uložení energie, je nepoměrně velký k tomu, co z toho dostanu. Vytápějí se z toho nižší stovky bytů. Zásoba písku, kterou potřebuji nahřát a uskladnit, je obrovská. Například na vytápění dvaceti bytů je potřeba 2000 tun písku.
Takže zase je problém v ekonomické realitě.
Ekonomická pozice Evropy byla a stále ještě je založená na levných fosilních palivech. Jakákoliv změna tohoto systému bude znamenat pokles ekonomické úrovně. Spousta firem podnikajících v obnovitelných zdrojích říká, že je cena elektřiny z větru a slunce nízká, protože palivo je zadarmo. To sice ano, ale vybudování infrastruktury k tomu, potřeba akumulace a flexibility, potřeba přetvořit celý systém, to všechno bude drahé.
Čím víc bude obnovitelných zdrojů, které jsou neflexibilní a nepredikovatelné, tím víc budeme muset využívat flexibilitu či akumulaci, anebo zachovat centrální fosilní zdroje, které budou časy nedostatku vykrývat. A o tom přesně jsou kapacitní mechanismy. Evropské státy si uvědomily: Nemůžeme říkat domácnostem, že mohou elektřinu odebírat jen ve fázi, kdy fouká nebo svítí, nemůžeme jim říkat, teď si vypněte topení a televizi. A tak vybudujeme nové flexibilní zdroje.
Lukáš Dobeš
*Předseda sdružení Cogen Czech.
*Generální ředitel skupiny Tedom Esco, která se zabývá provozováním energetických zdrojů.
*V energetice se pohybuje od roku 2002, zaměřuje se na decentralizaci, kogenerační jednotky a flexibilitu dodávek.
*Jedenáct let působil ve skupině ČEZ.
Sára Mazúchová
Sára začínala ve studentském časopise Brainstorm. V ekonomické redakci MF Dnes a iDNES.cz ji naprosto pohltilo téma energetiky, kterému se bude věnovat, dokud to bude zajímavé (tedy s největší pravděpodobností až do konce svých dnů). Má dvouletého syna a až na to jednou bude mít čas, napíše knížku.
