Stanovisko předsedy CZ Biomu k výkupním cenám

Vážení příznivci biomasy, bioplynu a dalších obnovitelných zdrojů,

v nejbližších dnech bude zveřejněn návrh výkupních cen elektřiny z obnovitelných zdrojů na základě zákona č.180/2005 Sb. pro rok 2006. Energetický regulační úřad tak vydá jasný signál pro další rozvoj nám blízkého odvětví.

V případě využití biomasy a bioplynu však možná zůstává vysoká míra nejistoty, pokud jde o budoucí vývoj ve smyslu dostatečného příspěvku k využití potenciálu OZE v ČR a naplnění tak žádoucích (a požadovaných) cílů v této oblasti, proto prosím přijměte tuto moji výzvu a posuďte sami, do jaké míry se Vás vývoj v této oblasti týká a do jaké míry jste s ním spokojeni. CZ Biom se významnou měrou podílel na přípravě vyhlášky o biomase, kterou jste měli možnost připomínkovat přímo na www.biom.cz, ovšem tato vyhláška řeší samotnou kategorizaci druhů biomasy, nikoli výkupní ceny elektřiny z ní vyrobené.

Z pohledu makroekonomického i mikroekonomického by výkupní ceny elektřiny z biomasy a z bioplynu měly zohledňovat zejména:

1. potřebu, resp. ochotu dosažení cílů stanovených Směrnicí 2001/77 EC a Státní energetickou koncepcí a to o něco více, než snahu o „přiměřenost“ vývoje, aby nedošlo k případnému „nekontrolovatelnému“ rozvoji odvětví; ze zkušeností v zahraničí lze dovodit, že něco takového v podstatě nehrozí, regulačních mechanismů je většinou o něco více, než podpůrných,
    
2. nejistoty spojené s produkcí a logistikou biomasy, s pěstováním, nejistotou úrody, dopravou, skladováním apod.; jedná se z tohoto pohledu o jedno z nejzranitelnějších paliv,
    
3. ceny biomasy - paliva, resp. biomasy jako vstupního materiálu v případě bioplynu, které jsou z mnoha důvodů (relativní i faktická omezenost potenciálu, vícedruhovost biomasy, regionální rozdílnost atd.) obtížně předvídatelná a pohybuje se v poměrně širokém rozpětí a vykazuje významné fluktuace s každým větším zásahem do trhu (např. se spuštěním velké výrobny),
    
4. provozní charakteristiky jednotlivých technologií, též s ohledem na jejich předpokládanou velikost,
    
5. nejistoty dodávky elektřiny dle denních diagramů, což zejména v případě biomasy a bioplynu lze ve většině případů řešit technologií, ovšem nemělo by docházet k cílené diskriminaci výroby elektřiny z biomasy a náklady spojené s plynulým provozem by měly být zohledněny.

ad 1) vyšší výkupní ceny byly poprvé uplatněny v roce 2002, ale nejistota jejich dlouhodobější platnosti způsobila, že nedošlo k předpokládanému rozvoji v tomto odvětví a instalace zařízení na výrobu elektřiny z biomasy a z bioplynu byly realizovány pouze tam, kde nastavená podpora zaručovala velmi rychlou návratnost eliminující nejistotu nestabilní výkupní ceny (např. spoluspalování nebo využití skládkového plynu); doba, kterou máme k dispozici na splnění našich závazků (výroby 8% elektřiny z OZE) se tak zkrátila z necelých 10 let na 5 let, k čemuž by mělo být při nastavení výkupních cen přihlédnuto,

ad 2) skutečnost, proč je na veřejnosti a v médiích neustále diskutována otázka rozvoje větrné energetiky, která má proti energii z biomasy mnohem nižší potenciál a podstatně nižší roční dobu využití je mimo otázku dopadu na krajinný ráz pravděpodobně také skutečnost, že jde o jednorázovou investici s minimálními provozními náklady; složitost organizace získávání biomasy, její logistiky a potřeby dlouhodobé stability dodávek je tak klíčovým faktorem rozvoje bio-energetiky,

ad 3) ceny biomasy ať již jako paliva pro spalování či zplynování, nebo jako vstupního materiálu pro bioplyn nade vší pochybnost porostou s tím, jak se bude naplňovat celkový potenciál biomasy využitím v jednotlivých technologiích;

• termické a anaerobní procesy si budou konkurovat pouze v oblasti cíleně pěstované biomasy, kde jsou náklady v podstatě na stejné úrovni, bude tedy záležet na dalších okolnostech, k jakému účelu bude tato biomasa využita,
   
• potenciál dřevní (zbytkové) hmoty, která dnes tvoří většinu biomasy transformované na energii by teoreticky vystačil k naplnění cca poloviny závazku výroby elektřiny z biomasy, evidentně tak dojde k navýšení ceny biomasy s ohledem na skutečnost, že cena pěstované biomasy je zhruba dvojnásobná,
   

• zatímco ještě donedávna bylo možné kalkulovat s cenou energetické biomasy na úrovni 70 Kč/GJ, dnes je nutno při výpočtech používat 100 Kč/GJ, přičemž cena cíleně pěstovaných energetických plodin je v současnosti na hranici ca 150 Kč/GJ, přičemž je možné použít příklad energetického obilí – aby bylo pro zemědělce zajímavé přejít na pěstování energetických plodin, musí být tyto ekonomicky výhodnější; i při současných potížích s odbytem obilí je každá cena pod uvedených 150 Kč/GJ pro zemědělce málo zajímavá, do budoucna je možné počítat s cenou okolo 200 Kč/GJ.¹

Následující obrázek dokumentuje citlivost nákladové ceny vyráběné elektřiny² na ceně paliva:

ad 4) jako jeden z pozitivních efektů zpoždění v rozvoji fytoenergetiky lze považovat vývoj, který v mezidobí prodělaly jednotlivé technologie; třebaže se nedocílilo jejich významného zlevnění na jednotku výkonu, vzrostla mimo jiné jejich flexibilita (možnost nasazení) a účinnost; v případě využití bioplynu je tak zřejmé, že:

• s tím, jak budou postupně využity všechny „klasické“ zdroje bioplynu (kejda, drůbeží trus, výpalky apod.) budou nastupovat méně homogenní substráty, kterým je nutno přizpůsobit technologii, jejíž investiční náklady jsou vyšší,³
   
• parametry bioplynových stanic se tak velmi výrazně liší podle toho, jakou používají technologii, zda využily stávající infrastrukturu a jaká je dostupnost a druh zpracovávaného materiálu,
   
• u nových BPS bude klíčovou roli sehrávat dostupnost dostatečného množství hmoty v zimním období, kdy současně s potřebou vyrábět bez přerušení elektřinu naroste vlastní spotřeba BPS; je tedy logické, že pravděpodobně narostou provozní náklady spojené s přípravou a skladováním vstupního materiálu; v současnosti většina nově budovaných BPS kalkuluje kromě výnosů v podobě nevynaložených nákladů na jiný způsob likvidace vlastního odpadu také s výnosy za likvidaci biologicky rozložitelného odpadu, za prodej vedlejšího produktu apod., což do budoucna u nových BPS pravděpodobně nebude reálné, naopak se na ně budou přenášet náklady spojené s platbou za získání biomasy,⁴
   
• náklady na získání dodatečného stabilizačního materiálu, který by zajišťoval vyšší roční využití výrobních jednotek (až 8 300 hodin) je v porovnání s cenou cíleně pěstované biomasy vyšší (cca na úrovni 200 - 300 Kč/GJ podle typu – jedná se zejména o siláž a senáž, o masokostní moučku), bez zajištění materiálu v dostatečném množství po celý rok je možné počítat s ročním využitím pouze v rozmezí 4 500 – 6 000 hodin, což je s ohledem na náročnost technologie relativně nízké,
   
• stejně tak, jako nelze ve výkupních cenách elektřiny z bioplynu kalkulovat s dlouhodobě stabilním příjmem za likvidaci odpadů třetích subjektů, stejně tak není možné kalkulovat prodej tepla, neboť ten je v případě většiny BPS nereálný; tuto situaci z podstatné části řeší použití účinnějších technologií (běžně jsou dostupné motory s účinností výroby elektřiny více než 40 %); také cena tepla potřebného pro vlastní provoz BPS (cca 30% produkovaného tepla) by neměla být kalkulována, neboť je nezbytnou pro zajištění správné funkce technologie,
   
• s přihlédnutím k výše uvedeným souvislostem se zdá být logické, že v SRN je v případě výroby elektřiny anaerobní digescí uplatňován příplatek za inovaci ve výši 2 €c/kWh, neboť z analýzy potenciálu trhu vyplývá, že bez dalších inovací a výstavby dokonalejších BPS by nemohlo dojít k žádoucímu využití „veškeré“ dostupné hmoty.

Závěr a výzva

Náklady, se kterými provozovatel energetického zařízení na cíleně pěstovanou biomasu bude muset v budoucnosti uvažovat, budou na úrovni 150 – 200 Kč/GJ v palivu. Proto, aby cena pěstované biomasy „nevytáhla“ do stejné výše zbytkovou dřevní hmotu, by měly sloužit regulační mechanismy rozdílné výkupní ceny podle druhu biomasy a pravděpodobně i diferenciace podle typu (velikosti) technologie (výrobny).

Obdobná situace, možná ještě o něco složitější je v případě bioplynu, kdy bude docházet ke zvyšování investičních nákladů i nákladů provozních.

Je zde předpoklad, že existuje způsob regulace, který umožňuje rovnoměrný rozvoj odvětví, zejména z hlediska optimalizace využití vstupní suroviny, umístění výroben, využití stávající infrastruktury a v neposlední řadě též úspory společenských nákladů. Tento způsob je (v případě využití bioplynu) založen na tom, že s narůstajícím počtem realizovaných projektů narůstají celkové náklady⁵. Pokud bude regulační systém nastaven například tak, že v prvém roce bude výkupní cena na úrovni cca 3,00 Kč/kWh, pak po vyhodnocení připravených instalací v následujícím roce bude vyhodnocen tento cenový signál a cena bude příslušně zvýšena, čímž se rozšíří prostor pro nové projekty.⁶

Výše výkupní cena elektřiny z bioplynu, kterou již dlouhodobě odhadujeme⁷ jako nezbytnou pro dostatečný rozvoj odvětví leží zřejmě mezi 3,50 – 4,00 Kč/kWh. Vzhledem k tomu, že jsou na trhu subjekty, které pravděpodobně mohou, alespoň dle svého tvrzení prosperovat při výkupních cenách nižších, se zdá navržený postup zvyšování výkupní ceny s ubývajícím využitelným potenciálem vcelku logický. Dovoluji si Vás tímto vyzvat k diskusi o této záležitosti a k vyjádření Vašeho názoru, zejména, pokud se opírá o konkrétní případ.

Děkuji Vám předem za odezvu a případnou další spolupráci

Ing. Miroslav Šafařík, Ph.D.
předseda sdružení CZ Biom

 

Poznámky

1. Cena 200 Kč/GJ je přibližně současnou cenou energetických dřevin, pokud by ji bylo možné ověřit, stejně tak je v této ceně možno kalkulovat svoz zbytkové dřevní hmoty z hůře dostupného lesního terénu; jedním z aspektů, které cenu budou nepřímo ovlivňovat je cena zemního plynu, u níž je pravděpodobné, že se v příštích letech ustálí (pro maloodběratele) v rozmezí 250 – 350 Kč/GJ v palivu, cena energie biomasy bude tudíž pravděpodobně ještě konkurenceschopná při cenách o 30 – 25% nižších.
2. Výpočet je proveden metodou anualizace kapitálové hodnoty se započtením 10% zisku; hodnoty odpovídají přibližně případu použití technologie ORC 1MWe nebo technologie zplynování biomasy 150 kWe.
3. Tuto skutečnost dokumentuje příklad ze SRN, kde tato situace již nastala; podstatnou součástí technologie je fermentor, který je u těchto nových typů BPS na jednotku objemu cca o 100% nákladnější, přičemž jeho podíl na celkové investici činí cca 10 – 30%.
4. To lze velmi dobře dokumentovat na příkladu zpracování biologických odpadů získávaných cíleným sběrem; v návaznosti na Nařízení EP č. 1774/2002 bude nezbytné zabezpečit (zejména pomocí technologií anaerobní digesce) zpracování těchto odpadů, u nichž jsou náklady na sběr a svoz velmi podstatnou složkou a přecházejí na provozovatele BPS, neboť producenti odpadu (kuchyně, restaurace, jídelny apod.) nemohou tyto náklady plně nést.
5. Částečně narůstají i již provozovaným BPS, pokud v jejich blízkosti roste možnost uplatnění biologicky rozložitelného materiálu, jehož cena tržním působením klesá, naopak je nutno za něj platit.
6. Situace nebude vždy dopředu jednoznačně zřejmá, nemělo by tak docházet ke spekulacím na zvýšení ceny a oddalování realizace projektů. Globálním cílem je dosažení cca až 1 TWh roční výroby z bioplynu, což je úkol sám o sobě více než ambiciózní.
7. Viz např. návrh vládního programu na podporu využití bioplynu z roku 2001, upravený v roce 2002 – při ceně stanovené v tomto rozmezí je možné očekávat naplnění podstatné části dostupného potenciálu, což je současně nezbytné pro dosažení nastavených cílových hodnot. Při stávající ceně v rozmezí 2,40 – 2,60 Kč/kWh je odhad využití tohoto potenciálu cca 20 – 30%, jinými slovy, až 70% potenciálu pro výrobu elektřiny anaerobní digescí zůstává mimo ekonomické využití.

 

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