Návrh Skanska na instalaci ekologických zdrojů elektřiny

1. Důvod zpracování tohoto návrhu

Tento návrh Skanska CZ upozorňuje na možnost, instalovat v příštích asi 10-ti létech ve stávajících plynových výtopnách a v budoucích bioplynových stanicích na území ČR postupně až 4000 MW elektrického pološpičkovacího výkonu s využitím obnovitelných zdrojů energie za celkové investice cca. 200 miliard Kč. Tyto výrobny elektřiny by do elektrizační sítě ČR mohly dodávat ročně až 17 TWh elektřiny za rok (cca. 25 % ze současné celkové hrubé roční spotřeby elektřiny v ČR) výhradně v době vysokého zatížení elektrizační soustavy, a jejich provoz by mohl být dálkově řízen z dispečinků elektrizační soustavy nebo z dispečinků obchodníků s elektřinou. Jako celek by tyto výrobny byly vysoce spolehlivým zdrojem elektřiny, který by byl využitelný i jako rychlý záskok v případě výpadků jiných velkých zdrojů v elektrizační soustavě.

Mimo to by při realizaci návrhu Skanska byla podstatně snížena závislost české energetiky na dováženém zemním plynu a české zemědělství by získalo za své dodávky pro energetiku ročně platby v celkové výši 15 až 20 miliard Kč za rok. Současně by se snížila spotřeba energetického uhlí pro výrobu elektřiny na českém území o cca. 15 milionů tun za rok a úměrně k tomu by poklesly emise skleníkových plynů na českém území.

Návrh je postaven na dvou již známých návrzích Skanska na zařízení, která obě využívají specifické podmínky české energetiky a českého zemědělství - na návrhu Skanska na rekonstrukci plynových výtopen na teplárny s paralelním spalováním zemního plynu a biomasy podle tzv. principu Skanska, a na návrhu Skanska na využití bioplynových stanic v ČR pro výrobu elektřiny pouze v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy. Oba návrhy byly již několikrát publikovány odděleně, protože však spolu v mnoha ohledech úzce souvisí, jsou nyní uvedeny společně v jednom dokumentu.

Oba návrhy Skanska již byly využity při nabídkách na rekonstrukci plynových výtopen a při nabídkách na výstavbu nebo modernizaci bioplynových stanic. Zatím však tato nová technická řešení nejsou v ČR nikde realizována. A podle našich informací se v ČR až na malé výjimky s námi spolupracujících společností, žádný subjekt mimo Skanska (žádná veřejná instituce, výrobce elektřiny, obchodník s elektřinou, výrobce, dodavatel nebo projektant příslušných zařízení) výše uvedenou významnou možností výroby špičkovací a pološpičkovací elektrické energie v ČR systematicky nezabývá. Návrhy Skanska by mohly být využity i v energeticky a hospodářsky podobných státech, např. na Slovensku, v Polsku a nebo v Maďarsku.

Technické, energetické a ekologické výhody obou návrhů ve srovnání se současným stavem jsou zřejmé. Podstatně se sníží spotřeba fosilních paliv v české elektroenergetice (vliv na skleníkový efekt, vliv na rozsah záborů krajiny pro pokračující těžbu uhlí, vliv na plnění závazků ČR na procenta spotřeby energie z obnovitelných zdrojů). Sníží se závislost energetiky na zemním plynu (vliv na strategickou závislost ČR a EU na dovážených zdrojích energie). Zvýší se spotřeba zemědělských produktů v energetice (vliv na ekonomii a úroveň zemědělství a krajinotvorby). Při výstavbě a v provozu se uplatní místní kapacity a místní pracovníci (vliv na regionální zaměstnanost a technickou úroveň místních kapacit). Výroba elektřiny se přesune blíže spotřebě a rozdělí se na více nezávislých zdrojů, které budou vyrábět levně a s vysokou účinností elektřinu v časovém pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy (vliv na ztráty v přenosu elektřiny, na spolehlivost zásobování elektřinou, na účinnost a využití základních elektráren). Navržené rekonstrukce a novostavby jsou mnohonásobně opakovatelné a lze je realizovat velmi rychle a s využitím standardních provozně vyzkoušených a při současné úrovni techniky obecně známých a na mnoha místech dlouhodobě provozovaných dílčích zařízení a technologií špičkové světové úrovně od mnoha konkurujících si dodavatelů z ČR a z EU (vliv na cenu, spolehlivost, rychlost výstavby a na spolehlivost provozu navrhovaných zařízení a celého programu), atd.

Důležitým faktorem při rozhodování o realizaci navržených celků je i jejich ekonomická atraktivnost pro investory a provozovatele. A ta je, mimo jiné, závislá i na výkupních cenách elektřiny z navrhovaných zařízení. Výkupní cena elektřiny ze zařízení při kombinované výrobě elektřiny a tepla v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy je v ČR stanovena rozhodnutím Energetického regulačního úřadu (ERÚ). Níže uvedené údaje o prosté návratnosti rekonstrukcí plynových výtopen na teplárny podle tzv. Principu Skanska jsou vypočteny s použitím stávajících výkupních cen elektřiny podle rozhodnutí ERÚ.

Výkupní ceny elektřiny z bioplynových stanic jsou stanovovány také rozhodnutím ERÚ, ale zatím jsou tyto ceny stejné pro elektřinu dodávanou po celých 24 hodin i pro elektřinu dodávanou v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy. V minulých dokumentech Skanska na téma provozu bioplynových stanic v ČR v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy byly předpokládány příplatky za takovou elektřinu z bioplynových stanic ve výši cca. 2/3 příplatků určených pro elektřinu z kombinované výroby elektřiny a tepla. V tomto dokumentu, na základě konzultací s významnými obchodníky s elektřinou, jsou uvedené údaje o ekonomické efektivnosti úprav bioplynových stanic na provoz kogeneračních jednotek v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy vypočteny za předpokladu dodávky elektřiny z bioplynové stanice po dobu 12 hodin každý den (tedy instalace 2 x větší kogenerační jednotky, než je obvyklé - viz kapitola 3.) a za předpokladu, že v režimu výkupu formou zelených bonusů bude zelený bonus účtován podle stávajícího rozhodnutí ERÚ. S tím, že za silovou elektřinu dodanou v době vysokého zatížení elektrizační sítě po dobu 12 hodin denně, každý den, včetně sobot, nedělí a svátků, bude obchodník s elektřinou připlácet navíc k průměrné dohodnuté ceně příplatek cca. 250 Kč za MWh a mimo dobu vysokého zatížení bude naopak obchodník platit sníženou cenu o stejných 250 Kč za MWh. (Průměrná cena silové elektřiny z bioplynových stanic je nyní v rozsahu cca. 1020 až 1150 Kč za MWh dodanou do rozvodné sítě).

Rozdíl mezi navrhovanými cenami dodané elektřiny v časovém pásmu vysokého tarifu a průměrnou cenou dodané elektřiny z bioplynových stanic (výše uvedených 250 Kč za MWh) by tedy byl ve výši pouhých cca. 33 % příplatku za elektřinu z kombinované výroby elektřiny a tepla, stanoveného pro rok 2007 ERÚ pro teplárny s elektrickým výkonem v rozsahu 1 až 5 MW při dodávce po dobu 12 hodin denně v pásmu vysokého tarifu, který je v současné době 760 Kč za dodanou MWh. Tento návrh na úpravu výkupní ceny cenou elektřiny z bioplynových stanic v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy a průměrnou cenou této elektřiny není zatím žádným způsobem v ČR legalizován pro všeobecné využití v připravovaných smlouvách. V budoucnu bude ale patrně vhodné a nutné, aby tento cenový rozdíl u elektřiny z bioplynových stanic byl v nějaké vhodné výši, a včetně sankcí při neplnění dohodnutých dodávek, stanoven státní autoritou, např. ERÚ. Zatím jde jen o návrh, využitý pro ekonomickou argumentaci v tomto dokumentu.

2. Stručný popis technologie tzv. Principu Skanska, pro paralelní využití plynu a biomasy k výrobě velkého množství elektřiny v rekonstruovaných výtopnách soustav CZT

Z historických důvodů je v současné době v ČR v provozu více než 1600 soustav centralizovaného zásobování teplem (CZT). Většina těchto soustav CZT již využívá jako teplonosné medium vodu a nikoli páru, a většina soustav využívá pro výrobu tepla už pouze zemní plyn. To má mimo jiné ten důsledek, že vytápění připojených objektů je na dodávkách zemního plynu absolutně závislé, a že spotřeba zemního plynu v ČR je v zimě velmi vysoká a v létě nízká. V jednotlivých soustavách CZT je maximální zimní spotřeba plynu za jeden den až 10 x větší než průměrná jednodenní letní spotřeba plynu. Při současném prudkém rozvoji využívání biomasy ve formě např. dřevní štěpky a slámy k výrobě tepla v soustavách CZT se předpokládá, že v mnoha soustavách bude zdroj tepla rekonstruován na využívání pouze biomasy a někde to má být i s přímou výrobou elektřiny z biomasy s využitím klasického parního cyklu a nebo parního cyklu s organickým chladivem – ORC cyklu. Elektřiny se ale v takových zařízeních vyrábí v poměru k vyrobenému teplu velmi málo (nejvýše cca. 10%) v poměru k celoroční výrobě tepla a tato zařízení jsou velmi drahá (70 až 100 milionů na každý instalovaný 1 MW elektrického výkonu).

Rekonstrukce horkovodních a teplovodních plynových výtopen podle principu Skanska předpokládá, že se ze všech plynových kotlů ve výtopně ponechá jen jeden, který se trvale odstaví z provozu a bude sloužit jen jako rezerva pro výrobu tepla při případné poruše kogenerační jednotky (viz dále). A že se do soustavy CZT jako zdroj tepla nainstaluje společně kogenerační jednotka vysokého výkonu, akumulátor tepla a kotle na biomasu. Tedy na nejvhodnější místo v soustavě CZT se nainstaluje kogenerační jednotka (nebo více jednotek) na zemní plyn s tak vysokým elektrickým výkonem, aby při očekávané průměrné každodenní letní spotřebě tepla v celé připojené soustavě CZT byla schopna vyrobit toto teplo přibližně za 6 až 8 hodin svého provozu na plný elektrický výkon. Současně s kogenerační jednotkou se instaluje do soustavy CZT akumulátor tepla přibližně o takové velikosti, aby byl schopen akumulovat teplo pro jednodenní letní provoz soustavy CZT. A dále se na vhodné místo soustavy CZT instalují kotle na biomasu (především na slámu v obřích balíkách a na odpadní štěpku) s tak velkým výkonem, aby spolu s teplem z kogenerační jednotky pokryly očekávanou nejvyšší (zimní) jednodenní spotřebu tepla v soustavě CZT. Kogenerační jednotka bude s využíváním kapacity akumulátoru tepla v letním období, na jaře a na podzim zajišťovat teplo pro celou soustavu CZT sama jen tak dlouho, dokud na to bude stačit její provoz na plný výkon po dobu nejvýše 12 až 14 hodin denně, a nebo po dobu, která vyjde pro provozovatele soustavy nejvýhodnější na základě např. výkupních cen a podmínek pro prodej vyrobené elektřiny. V zimním a v přechodném období roku, při větší spotřebě tepla v soustavě CZT, když už nebude postačovat teplo vyrobené kogenerační jednotkou, budou navíc v provozu kotle na biomasu a s využitím akumulátoru tepla budou doplňovat potřebné teplo pro soustavu CZT.

Výše popsaný provoz se projeví na spotřebě paliva v soustavě CZT a na výrobě elektřiny přibližně takto: Celoroční spotřeba zemního plynu bude přibližně stejná, jako byla před rekonstrukcí. Ovšem v létě bude průměrná spotřeba plynu asi 2x větší než byla před rekonstrukcí, a v zimě se spotřeba plynu oproti nové letní spotřebě zvýší jen nejvýše na 1,5 násobek. Oproti původní zimní maximální spotřebě plynu, bude nová zimní spotřeba plynu asi 3x nižší. Celoroční spotřeba biomasy bude asi poloviční, než jaká by byla v případě úplné náhrady zemního plynu biomasou v soustavě CZT, a poloviční než nová i než původní spotřeba plynu. Elektrické energie se tímto způsobem vyrobí v soustavě CZT asi 40% v porovnání s celoroční spotřebou tepla v soustavě. To je asi 4x více, než by se v téže soustavě CZT mohlo vyrobit s využitím technologie parního cyklu přímo z biomasy. Celkově se tedy za celý rok v soustavě CZT spotřebuje po rekonstrukci stejné množství plynu jako před rekonstrukcí, ale podstatně rovnoměrněji než před rekonstrukcí, a vyrobí se stejné množství tepla jako před rekonstrukcí. A navíc se ke stále stejnému množství plynu spotřebuje za rok v soustavě CZT jen energie z biomasy ve výši asi jedné poloviny spotřeby plynu a vyrobí se za rok navíc takové množství elektřiny, která odpovídá asi 40% energie v původně spalovaném plynu. Z čistě energetického pohledu to znamená, jako by se jediné nově spotřebované palivo – biomasa, přeměňovala na jedinou nově vyrobenou energii – elektřinu, s účinností cca. 80% ! Ve skutečnosti se ale samozřejmě elektřina po rekonstrukci vyrábí v kogenerační jednotce ze zemního plynu, a z biomasy se vyrábí v jednoduchém horkovodním kotli pouze teplo. A to má velikou výhodu v ceně, jednoduchosti, spolehlivosti a pružnosti takových zdrojů elektřiny a tepla. A výrobu elektřiny v takových zdrojích je lehce možné řídit třeba i dálkově, v reálném čase, z dispečinků distribučních společností, aby se tato elektřina vyráběla v té době v průběhu 24 hodin, kdy je její spotřeba v elektrizační soustavě největší, a kdy to přinese největší efekt. Spotřeba biomasy (především slámy) pouze v chladném období roku, je též výhodná. Teprve na podzim, po žních, a v zimě, je vždy nová sláma k dispozici a její transport do rekonstruovaných zdrojů tepla mohou z nejbližšího okolí vlastní dopravní technikou provádět sami zemědělci, kteří právě mají v té době minimum vlastních činností. A někteří z nich mohou pracovat v té době i jako sezónní obsluha nových kotelen na biomasu, především jako dozor automatického provozu kotelen a při každodenním manuálně řízeném transportu paliva do provozních zásobníků kotlů a při odvozu tuhých zbytků po spalování zpět pro zemědělské účely.

Ekonomické parametry rekonstrukcí plynových kotelen na teplárny s paralelním využitím plynu a biomasy, jsou tak dobré, že tyto rekonstrukce je možné realizovat i s využitím komerčních úvěrů. Investiční náklady jsou nízké díky využívání všeobecně známých, levných a dostupných technologií. Měrná cena kompletních rekonstrukcí plynových výtopen podle principu Skanska je přibližně 40 milionů Kč na instalovaný 1 MW elektrického výkonu.Tržby za vyrobenou elektricko energii jsou tak vysoké a provozní náklady s tím spojené jsou tak nízké, že doby prosté návratnosti investic se při současné cenové hladině u těchto rekonstrukcí pohybují i bez dotací v rozmezí od 6 do 10 let. A s očekávanými dotacemi, poskytovanými na výstavbu kotelen na biomasu, jsou doby prosté návratnosti investic asi jen 4 až 8 let!

V ČR je podle zatím provedených hrubých odhadů možné takto nainstalovat celkem až 1000 MW nového elektrického výkonu v kogeneračních jednotkách na zemní plyn, které by ročně vyrobily 3 až 4 TWh elektrické energie v době vysokého zatížení elektrizační soustavy. Celková cena všech těchto rekonstrukcí v současných cenách by byla cca. 40 miliard Kč.

Celková nová spotřeba biomasy, převážně slámy, pro energetické účely, by se v ČR zvýšila až o cca. 1,4 milionu tun v celkové výkupní ceně cca. 1,5 miliardy Kč za rok. Výpadek v dotování zemědělské půdy organickou hmotou z titulu spálení této slámy, která se nyní na polích při sklizni drtí a zaorává, by vyrovnalo kvalitní organické hnojivo z provozu bioplynových stanic, které v té době už budou v ČR v provozu, viz dále popis druhého návrhu Skanska.

Nově vyrobená elektrická energie z takových tepláren by vytlačila z trhu stejné množství elektřiny, vyráběné v uhelných elektrárnách. Tím by se v ČR ušetřily cca. 3 miliony tun energetického uhlí za rok.

I přesto, že by se celková spotřeba plynu před rekonstrukcí a po rekonstrukci nezměnila, závislost české energetiky na zemním plynu by se podstatně snížila. I v případě úplného dlouhodobého zastavení dodávek zemního plynu ze zahraničí by totiž veškeré potřebné teplo bylo možné v soustavách CZT vyrábět i trvale z biomasy. A výpadek ve výrobě elektřiny z plynu by bylo možné krátkodobě překonat zvýšeným dovozem elektřiny, a dlouhodobě opětovnou výrobou elektřiny v odstavených uhelných elektrárnách.

3. Stručný popis technologie návrhu Skanska na využití bioplynových stanic v ČR pro výrobu elektřiny pouze v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy

U bioplynových stanic je dosud obvyklé, že se jejich kogenerační jednotky navrhují na časové využití svého maximálního trvalého výkonu cca. 8000 hodin za rok, tedy průměrně asi 22 hodin denně. A praxe v provozu je taková, že kogenerační jednotky bioplynových stanic jsou provozovány pokud možno nepřetržitě na takový výkon, jaký je dán okamžitou výrobou bioplynu, a odstavují se jen v případě nutnosti, při plánovaných revizích zařízení a při poruchách. Přitom bioplynové stanice mohou po určitých úpravách v dimenzování některých svých komponent vyrábět elektřinu jen v době trvání vysokého zatížení elektrizační soustavy, například jen po dobu 12ti hodin za celý den, která je více ceněna, a to přitom ještě této cennější elektřiny vyrobí větší množství, ze stejného množství bioplynu. Pokud se totiž například v bioplynové stanici instaluje kogenerační jednotka s dvojnásobným elektrickým výkonem, než jaký by odpovídal průměrné produkci bioplynu, bude mít taková jednotka až o několik procent vyšší elektrickou účinnost, a proto z určitého celkového množství bioplynu vyrobí více elektřiny, než by vyrobila jednotka s obvyklým nižším elektrickým výkonem. Dobrým důvodem pro takovéto dimenzování kogeneračních jednotek bioplynových stanic je současný rostoucí tlak na ekologickou dimenzi elektroenergetiky jako celku. Namísto velkých elektráren na fosilní paliva, které jsou v současné době v elektroenergetice hlavními zdroji pokrytí zvýšené denní spotřeby elektřiny a které spalují fosilní paliva s účinností od 25% do nejvýše 60% (vysokých účinností dosahují jen tzv. paroplynové elektrárny, uhelné elektrárny mají v reálném provozu účinnost tak 30 až 35%, a v ČR jsou hlavním producentem skleníkových plynů z elektroenergetiky), mohou v budoucnosti celou zvýšenou spotřebu elektřiny v ČR v denních hodinách pokrývat kogenerační jednotky bioplynových stanic a tepláren s výše uvedenou technologií principu Skanska. Dnešní kogenerační jednotky s pístovými motory jsou mnohem spolehlivější, pružnější, trvanlivější a celkově ekonomičtější, než kogenerační jednotky ve starých instalacích, a dají se na neomezené vzdálenosti monitorovat a řídit. A vícenáklady na potřebnou technologii a řídící a sdělovací techniku , které u této současné technologie kogeneračních jednotek bioplynových stanic umožní provoz jednotek jen po dobu vysokého zatížení elektrizační soustavy, jsou dostatečně malé, a v následném provozu se, za předpokladu vyšší výkupní ceny špičkovací elektřiny, mnohonásobně vrátí, jak je dále ukázáno.

Ve prospěch dimenzování kogeneračních jednotek bioplynových stanic a souvisících komponent přibližně na dvojnásobný výkon, než jaký odpovídá průměrné výrobě bioplynu, mluví i zkušenosti z provozu. Předně je pro obsluhu bioplynové stanice vysoce nepohodlné sledovat a zajišťovat provoz celé technologie trvale i v noci, byť by šlo jen o občasné nedůležité a nebo i falešné signály o odchylkách provozu zařízení mimo povolené meze. Při provozu kogenerační jednotky a souvisících systémů dopravy bioplynu a chlazení jednotky pouze v denní době, tyto noční starosti provozovateli odpadají, a v nočních hodinách je pak i časová rezerva pro pravidelný plánovaný servis a opravy zařízení, aniž by se vyráběný bioplyn musel po tuto dobu bez užitku likvidovat v nouzových hořácích. A dále, u mnoha bioplynových stanic se po uvedení do provozu a v průběhu provozu objeví možnost zvýšení výkonu výroby bioplynu buďto racionalizací parametrů a nebo využíváním výkonnějších surovin. A pokud nemá kogenerační jednotka rezervu ve výkonu, musí se pro větší výkon dodatečně instalovat další zařízení, což je vždy méně ekonomické, než jedna větší jednotka.

Technické úpravy bioplynové stanice, které zajistí, aby při stále stejné denní produkci bioplynu mohla být kogenerační jednotka v průběhu jednoho kalendářního dne v provozu na vyšší výkon po kratší dobu než původních 22 až 24 hodin, (např. provoz jednotky s dvakrát větším výkonem po dobu jen 12 hodin za den, namísto provozu trvalého), budou spočívat především v instalaci kogenerační jednotky s příslušně vyšším elektrickým výkonem a v instalaci plynojemu s takovou kapacitou, aby v době pravidelné noční odstávky kogenerační jednotky byl schopen pojmout veškerý vyráběný bioplyn. Samotná větší kogenerační jednotka bude pak vyžadovat například větší rozměry strojovny, a dále např. větší transformátor pro vyvedení elektrického výkonu do elektrizační soustavy, větší ztrátové chlazení pro případ nevyužívání tepla z jednotky, větší dimenze všech plynových a kapalinových tras kolem kogenerační jednotky, větší průřezy silových kabelů, atd. Jen malá část zařízení kolem kogenerační jednotky zůstane stejná, jaká byla u původní menší jednotky. (Budou to například komponenty řídícího a informačního systému kogenerační jednotky.) Vlastní technologie pro výrobu bioplynu zůstane nezměněna a její investiční cena ani provozní náklady se nezvýší.

Jako příklad je v dalším textu uveden hrubý ekonomický odhad výhodnosti využití větší kogenerační jednotky u zemědělské bioplynové stanice na kejdu a kukuřičnou siláž, která by při obvyklém dimenzování svojí kogenerační jednotky na využití cca. 8000 hodin za rok měla kogenerační jednotku o výkonu cca. 600 kW elektrických, ale pro pokrývání 12 ti hodinové špičky namísto trvalého provozu, bude mít místo toho nainstalovánu kogenerační jednotku o výkonu 1150 kW.

Při osazení kogenerační jednotky o výkonu cca. 600 kW s elektrickou účinností cca. 40%, která musí být v provozu na plný výkon cca. 22 hodiny denně, aby spálila veškerý produkovaný bioplyn, bude celková investice do bioplynové stanice cca. 54 milionů Kč, a z toho investice do té části technologie kogenerační jednotky a plynojemu s celkovým objemem 2000 m³, které jsou závislé na instalovaném výkonu kogenerační jednotky, cca. 14 milionů Kč.

Při obvyklém provozu na průměrný výkon cca. 555 kW po dobu cca. 8600 hodin za rok bude za rok vyrobená elektrická energie cca. 4766 MWh. Při prodeji formou zelených bonusů při předpokládané ceně 1120 Kč/MWh za celkem cca. 4314 MWh elektřiny dodané do elektrizační soustavy a zelený bonus 1920 Kč/MWh za celkem cca. 4697 MWh elektřiny (po odečtení vlastní spotřeby soustrojí ) bude tržba stanice za elektrickou energii cca. 13,8 milionů Kč za rok. S prodejem zbylého tepla z bioplynové stanice se v tomto příkladu neuvažuje, a neuvažuje se ani s pořizovací cenou surovin pro bioplynovou stanici; kejdy a kukuřičné siláže.

Roční náklady provozu takové bioplynové stanice – náklady na servis a opravy celé technologie, náklady na nákup provozních a pohonných hmot pro bioplynovou stanici a obslužných vozidel a dopravních prostředků bioplynové stanice a mzdové náklady na 4 pracovníky obsluhy pro nepřetržitý provoz bioplynové stanice budou cca. 6,2 milionu Kč za rok. Rozdíl ročních příjmů a výdajů z provozu bioplynové stanice bude cca. 7,6 milionu Kč za rok a doba prosté návratnosti bioplynové stanice bude cca. 7,1 roku.

Při osazení kogenerační jednotky s výkonem cca. 1150 kW s elektrickou účinností cca. 42%, která veškerý bioplyn vyprodukovaný v reaktoru bioplynové stanice za 24 hodin spotřebuje za dobu 12 hodin svého provozu, bude investice do velké kogenerační jednotky, do mohutnějšího systému vyvedení elektrického výkonu, do výkonnějšího nouzového chlazení a do většího plynojemu s vnitřním objemem cca. 5000 m³ (což umožní provoz kogenerační jednotky po dobu pouze výše uvedených 12 hodin denně) cca. 26 milionů Kč, a celková investice do bioplynové stanice bude cca. 66 milionů Kč.

Vyrobená elektrická energie za cca. 4380 hodin provozu kogenerační jednotky za rok na 100% výkon 1150 kW bude cca. 5033 MWh za rok (tedy v porovnání s obvykle dimenzovanou jednotkou bude ze stejného množství vstupních surovin vyrobeno o 5% elektřiny za rok více, a to ještě elektřiny více ceněné!), energie dodaná do elektrizační soustavy bude cca. 4530 MWh za rok a energie pro výpočet příplatku formou zelených bonusů cca. 4930 MWh za rok. Při prodeji formou zelených bonusů a při uvažované ceně dodané elektrické energie 1120 Kč/MWh + příplatek za provoz pouze v pásmu vysokého zatížení soustavy 250 Kč/MWh = 1370 Kč/MWh bude tržba bioplynové stanice za elektrickou energii za rok cca. 15,7 milionů Kč. S prodejem zbylého tepla z bioplynové stanice ani s pořizovací cenou kejdy a kukuřičné siláže se zde opět neuvažuje.

Roční náklady provozu bioplynové stanice s větší kogenerační jednotkou provozovanou pouze 12 hodin za den (náklady na servis a opravy zařízení, náklady na nákup provozních a pohonných hmot pro bioplynovou stanici, obslužných vozidel a dopravních prostředků, mzdové náklady na 3 pracovníky obsluhy pro dvanáctihodinový provoz bioplynové stanice) budou cca. 6 milionů Kč za rok.

Rozdíl ročních příjmů a výdajů z provozu bioplynové stanice bude cca. 9,7 milionu Kč za rok, tedy o cca. 2,1 milionu Kč za rok více, než v případě obvykle dimenzované kogenerační jednotky i při stejném množství a kvalitě vstupních surovin. A doba prosté návratnosti investice bioplynové stanice bude cca. 6,8 roku. Tedy návratnost investice bioplynové stanice s 2x výkonnější kogenerační jednotkou než je obvyklé, bude kratší, než v případě s obvyklým dimenzováním kogenerační jednotky.

I v případě, že by příplatek za provoz kogenerační jednotky s větším výkonem pouze v pásmu vysokého zatížení elektrizační soustavy byl nulový, byla by roční tržba bioplynové stanice za elektrickou energii cca. 14,5 milionu Kč za rok, rozdíl příjmů a výdajů z provozu stanice by byl cca. 8,55 milionu Kč za rok a doba prosté návratnosti investice bioplynové stanice by byla cca. 7,7 roku. A při stejném množství a kvalitě vstupních surovin by rozdíl ročních příjmů a výdajů bioplynové stanice byl o cca. 1,55 milionu vyšší, než u stanice s obvykle dimenzovanou kogenerační jednotkou.

V České republice existuje zatím jen několik desítek bioplynových stanic s celkovým instalovaným elektrickým výkonem jen několik desítek megawatt. Pokud bude ale v dalších létech vývoj výstavby a provozu bioplynových stanic v ČR byť jen zčásti kopírovat vývoj v sousedním Německu, bude během několika let v ČR v provozu až 500 bioplynových stanic s elektrickým výkonem cca. 200 MW a v roce 2020 až několik tisíc bioplynových stanic s celkovým elektrickým výkonem až 1500 MW. Tento odhad budoucího celkového elektrického výkonu kogeneračních jednotek bioplynových stanic v ČR vychází ze současného stavu v asi 5x větším Německu, kde je nyní celkový instalovaný elektrický výkon bioplynových stanic cca. 1100 MW, a podle německých prognóz a záměrů to má být v roce 2020 až 9 500 MW elektrického výkonu, a k tomu navíc by mělo být až 30 % spotřeby plynu v Německu pokryto bioplynem, a jen zbytek zemním plynem.

Za téměř jistého předpokladu, že se na svého západního souseda v poměru velikosti území, v počtu a v celkovém elektrickém výkonu bioplynových stanic postupně dotáhneme, znamená to v příštích několika létech v ČR výstavbu několika stovek bioplynových stanic s celkovým elektrickým výkonem výše uvedených cca. 200 MW, a do roku 2020 výstavbu stanic s celkovým elektrickým výkonem až 1500 MW.

A pokud se využije tento návrh Skanska na záměrnou instalaci 2x větších kogeneračních jednotek a plynojemů, než jaké se u bioplynových stanic instalují obvykle, mohou tyto nově budované bioplynové stanice v ČR mít v roce 2020 celkový elektrický výkon v roce 2000 až 3000 MW, vyrábět až 13 TWh špičkovací a pološpičkovací elektřiny za rok a pokrývat téměř celou zvýšenou denní spotřebu elektřiny v ČR v době vysokého zatížení české elektrizační soustavy.

Tweet

Odpadové hospodářství: Pozitivní trendy a výzvy do budoucna

Novinky z Prodevalu: zkapalňování CO2, Valopur DFM a nová výrobní linka na jihu Francie

Regulace teploty plynových motorů

Bioplynová stanice s kogeneračními jednotkami TEDOM

Olej pro plynové motory – klíčová volba pro kogenerační jednotky