Green Deal

Plán dekarbonizace EU (Green Deal) znamená razantní proměnu evropské energetiky. Naprosto dominantním zdrojem OZE elektřiny mají být větrné elektrárny (ca. 60 %), což znamená zvýšení instal. výkonu VtE na pevnině na 800 GW (7x více než dnes) a off-shore elektráren na 300 GW (25x!), 25 % elektřiny bude z biomasy a bioplynu, 15 % z 1 000 GW fotovoltaiky (8x). 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. Výkyvy v řádu jednotek či desítek hodin překlenou baterie, pro delší a zvláště sezonní akumulaci však je z dnešního pohledu nejreálnější konverze přebytků elektřiny do vodíku, syntetického metanu či syntetických kapalných paliv. Primárně však bude snaha výrobu elektřiny co nejvíce přímo využít, proto se plánuje masivní rozšíření tepelných čerpadel a elektromobility. Přímá spotřeba elektřiny by i přes plánované úspory měla proto stoupnout z dnešních 3 200 TWh na cca. 4 000 TWh. Dalších 2 000-3 000 TWh OZE elektřiny bude využito pro zmíněnou konverzi na syntetická paliva. Ve všech evropských dekarbonizačních scénářích se počítá i s pokračováním výroby elektřiny v jaderných elektrárnách na podobné úrovni jako dnes, tedy cca. 100 GW.

Důsledky pro trh s elektřinou

Je zřejmé, že oproti konvenčním palivovým a jaderným zdrojům, které jsou schopny poskytovat energii i regulovaný výkon, větrné a fotovoltaické zdroje dodávají pouze energii. To podstatně změní trh s elektřinou. V roce 2050 bude v síti více než 50 % roční doby elektřina z OZE a tedy relativně levná, či dokonce v dobách extrémních přebytků nulová či záporná, avšak ve zbylé části roku pak cena elektřiny prudce stoupne, protože bude muset být vyráběna konverzí drahého paliva zpět na elektřinu a kde to bude možné i na teplo. Palivem bude z menší části ještě zemní plyn, avšak zatížen emisní povolenkou, nebo dražší biometan či ještě dražší syntetické plyny, resp. směs těchto plynů (Německo připravuje změnu technických pravidel plynové infrastruktury pro přimíchávání až 20 % vodíku). Tímto způsobem bude klasický zemní plyn postupně „zelenat“. Spalování takových paliv se budou přizpůsobovat i plynové elektrárny a kogenerace a celá plynová infrastruktura tedy bude využitelná i v dekarbonizované energetice. Je třeba ještě dodat, že se jedná o model průběhu velkoobchodní ceny elektřiny na principu merit-order, tedy jde o průběh mezních (variabilních nákladů). Při ročním využití palivových zdrojů kolem 3 000 h a po roce 2050 stále méně se investice do těchto v budoucnu spíše už jen záložních zdrojů nevyplatí a bude postupně nutné zavést nějakou formu kapacitních plateb. Přebytky elektřiny z OZE povedou k propadu cen a zřejmě tedy bude nutné i do budoucna pokračování podpory OZE zdrojů na principu CfD (Contract for Difference).

Dalším trendem je decentralizace, kdy rozvoj lokálních OZE bude realizován v rámci smart grids, jejichž cílem bude maximalizovat jak využití OZE, tak soběstačnost při zajištění energetické bezpečnost dané lokality či firmy, a to jak elektřiny, tak tepla, což se neobejde bez kombinace OZE s bateriemi a řiditelnými plynovými zdroji.

Při současně probíhajícím útlumu výroby elektřiny a tepla z uhlí je zřejmé, že v Česku začíná proces budování dvou nových, vzájemně se doplňujících typů energetických zdrojů. Jedny pro získávání stále levnější OZE elektřiny, druhé pro zajištění potřebného výkonu a to v plynových elektrárnách a teplárnách. Samozřejmě se zohledněním disponibilních či plánovaných kapacit jaderných zdrojů a nepříliš významného podílu biomasových/bioplynových zdrojů.

Potenciál pro plynovou KVET v CZT

Podobná „hybridizace“ musí nutně proběhnout i v sektoru teplárenství. Základní zdroje tepla budou bezuhlíkové - odpadní teplo, tepelná čerpadla, solární termika či fotovoltaika, biomasa, odpady. Druhým pilířem budou plynové kogenerační jednotky, které při využití akumulační schopnosti tepelné sítě a velkokapacitních akumulátorů tepla budou primárně provozovány dle potřeb trhu s elektřinou. Tyto zdroje budou zároveň poskytovat podpůrné služby provozovatelům přenosové i distribuční soustavy, včetně služby startu za tmy a ostrovního provozu pro zajištění energetické bezpečnosti měst pro případ blackoutu. V neposlední řadě budou tyto lokální zdroje snižovat nároky na posilování sítí při očekávaném masivním rozvoji velkých teplárenských i individuálních tepelných čerpadel.

Výraznou odlišností plynové kogenerace oproti uhelné je podstatně vyšší teplárenský modul. Zatímco u uhelné kogenerace je poměr výroby elektřiny a tepla cca. 0,3-0,5, u kogenerace s plynovými motory může být tento poměr až 1,25 a u paroplynové teplárny až 1,8. V souvislosti s prací uhelné komise náměstek MPO Neděla představil v lednu 2021 aktualizovaný plán transformace uhelného teplárenství, z něhož plyne, že by do roku 2030 mělo v teplárnách vzniknout 2,1 GW plynových kogenerací. Dalších 350 MW menších kogenerací by mělo být instalováno do stávajících plynových výtopen či v průmyslu.

Při úvahách o náhradě uhelných elektráren by mělo být prioritou maximální využití potenciálu, který teplárenství nabízí a 2 GW by proto neměly být konečným číslem. Při plné náhradě uhlí v teplárnách by mohlo být instalováno až 3,5-4 GW takových zdrojů, se všemi výše uvedenými přínosy účinné decentralizované výroby elektřiny a tepla. Podobná čísla jsou uváděna i ve všech scénářích dlouhodobé rovnováhy OTE. To by umožnilo výrazně snížit potřebu výstavby nových paroplynových elektráren. V plánované aktualizaci SEK by měla být CZT jako kritická infrastruktura a zdroj tepla pro třetinu domácností řešena podrobněji než tomu bylo dosud, včetně návrhu konkrétních legislativních nástrojů k zajištění fungování a rozvoje CZT.

Výhody kogenerací s plynovými motory

Palivové zdroje budou muset být schopné rychle najet, pružně regulovat výkon a taky úplně odstavit, třeba i několikrát denně. K tomu se hodí klasické plynové pístové motory. Motory se vyrábějí od jednotek kilowattů do 10–12 megawattů a s elektrickou účinností blížící se u těch velkých k 50 % a jsou schopny najet na 100 % do 2-5 minut. Další výhodou oproti paroplynovému cyklu je 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. Tyto charakteristiky předurčují kogeneraci s plynovými motory jako vhodné řešení do CZT i jako velmi vhodný zdroj do podpůrných služeb (SVR).

Postupné odstavování velkých uhelných elektráren a vyšší nároky na stabilitu sítě vede ČEPS k potřebě využití potenciálu i menších zdrojů při řízení přenosové soustavy. Nová pravidla umožnují od roku 2021 poskytovat podpůrné služby kogeneračním jednotkám již od velikosti 1 MW a v rámci agregovaného bloku i jednotkám s výkonem pod touto hranicí. Pro obchodníky, agregátory a zejména provozovatele i malých kogenerací se tak otevírá velmi zajímavá příležitost jak "prodat" flexibilitu svých motorů.

Zajímavý je vývoj plynové kogenerace v Německu, kdy se místo dříve obvyklých paroplynových cyklů (PPC) staví teplárenské zdroje právě s plynovými motory. Nedávno byla dokončena teplárna Kiel, kde bude instalováno 20 ks plynových motorů o výkonu 10 MW , a podobné zdroje vznikají i v jiných městech (Drážďany, Stuttgart, Mainz). Jejich součástí jsou velké akumulátory tepla a elektrokotle a jsou standartně vybaveny pro možnost provozu i bez dodávky tepla, startu ze tmy a ostrovního provozu.