Možnost využití bioplynových stanic pro pokrytí velké části vysoké denní spotřeby elektřiny v elektrizační soustavě ČR

Skanska, a.s., Divize Technologie, Praha, červen 2007

Bioplynové stanice jsou nyní v České republice jednou z nejrychleji se rozvíjejících technologií, se kterými postupně přejde hlavní podíl investic a výkonů v energetice z rukou strojních a těžařských profesí do rukou stavařů a zemědělců. A pokud nedojde k novým převratným objevům, které by lidem na Zemi umožnily podstatné snížení spotřeby energie a nebo získávání velkého množství energie jiným ekologicky šetrným způsobem, bude i v dlouhodobé budoucnosti vedle fotovoltaiky a vedle vodní a větrné energie, využití biomasy, včetně bioplynových stanic, nejdůležitějším zdrojem výroby elektřiny.

V ČR byl dosud z různých důvodů rozvoj bioplynových instalací pomalý, a tak nás v příštích létech čeká doslova boom bioplynových stanic v celkovém objemu investic několika desítek miliard Kč, založený především na podpoře projektů z fondů EU.

Bioplynové stanice by mohly být v ČR využity i k pokrývání velké části denních špiček spotřeby elektřiny v elektrizační soustavě. A v tomto dokumentu je v dalším textu ukázáno, jaký asi maximální celkový elektrický výkon by mohly české bioplynové stanice v budoucnu mít, a jaké množství elektrické energie by byly schopné vyprodukovat. Na dvou zjednodušených příkladech je ukázáno, že i o něco nižší cenové zvýhodnění výkupu špičkovací elektřiny z bioplynových stanic, než jaké dnes již platí pro špičkovací elektřinu z kombinované výroby elektřiny a tepla u zdrojů do velikosti 5 MW elektrických, by dostačovalo, aby provoz kogeneračních jednotek u bioplynových stanic pouze v době vysoké spotřeby elektřiny přinesl ekonomický prospěch jak investorům a provozovatelům bioplynových stanic, tak i obchodníkům s elektřinou. Ti všichni by pak měli zájem takovou techniku instalovat a využívat. A je uveden i zajímavý fakt, že i bez cenového zvýhodnění výkupu špičkovací elektřiny může být pro investora a provozovatele investice do větší kogenerační jednotky a většího plynojemu u bioplynové stanice mírně ekonomicky výhodná již dnes, protože umožní z důvodů vyšší účinnosti větší jednotky výrobu celkově většího množství elektřiny ze stejného množství bioplynu a zkrátí dobu návratnosti investice.

V české elektrizační soustavě, stejně jako v každé jiné národní soustavě, se mění spotřeba elektřiny během roku, během týdne i během každého dne. Obecně je spotřeba elektřiny vyšší v zimě než v létě, dále je spotřeba elektřiny vyšší v pracovních dnech než ve volných dnech a o svátcích, a největší rozdíl je během každého dne mezi vysokou spotřebou elektřiny ve dne oproti nízké spotřebě elektřiny v noci. V české elektrizační soustavě je v pracovních dnech střední denní spotřeba elektřiny až o 2000 MW vyšší než střední spotřeba elektřiny v noci. A rozdíl mezi maximální denní spotřebou elektřiny a minimální noční spotřebou je až 3000 MW. V nepracovních dnech je rozdíl mezi spotřebou elektřiny ve dne a v noci podobný, o málo menší. Spotřeba elektřiny v pracovních dnech začíná stoupat před 6. hodinou ráno, asi v 8 hodin dosahuje průměrné denní vysoké úrovně a na ní se vysoká spotřeba elektřiny s kolísáním o několik set MW udržuje až asi do 20 až 21 hodin. Pak postupně klesá a asi ve 23 hodin dosahuje průměrné noční nízké úrovně. Spotřeba elektřiny v české elektrizační soustavě je tak během 24 hodin přibližně 7 hodin na nízkém nočním minimu, 12 až 13 hodin na vysokém denním maximu, ráno po šesté hodině asi 2 hodiny postupně roste na svojí vysokou denní úroveň, a večer po dvacáté hodině 3 hodiny klesá na noční minimum. Po celý den a noc přitom spotřeba elektřiny kolem své denní i noční průměrné úrovně kolísá během několika minut až o stovky megawatt.

Zvýšenou denní spotřebu elektřiny v soustavě je nutné pokrývat zvýšením výkonu těch zdrojů elektřiny, které jsou každodenního zvýšení výkonu na den a snížení výkonu na noc technicky schopny a není to pro ně příliš neekonomické. V české elektrizační soustavě jsou to především uhelné parní elektrárny a teplárny, doplněné některými vodními elektrárnami. Zvýšenou denní spotřebu elektřiny by mohly pokrývat např. i špičkovací plynové parní a paroplynové elektrárny nebo teplárny, které se mohou každý den ráno najíždět a večer odstavovat. Takové elektrárny ale v české elektrizační soustavě nejsou. A protože obecně platí, že při sníženém výkonu energetická zařízení pracují s podstatně nižší účinností než je optimální, znamená nutnost každodenního snižování výkonu v noční době pro uhelné elektrárny v české elektrizační soustavě další pokles jejich už tak nízké účinnosti. A s tím je spojena jejich větší spotřeba uhlí, větší emise, nižší hospodárnost provozu, atd.

A jak by mohly část zvýšené denní spotřeby elektřiny pokrýt kogenerační jednotky bioplynových stanic? V současné době je celkový elektrický výkon kogeneračních jednotek bioplynových stanic v ČR zanedbatelný, celkem jen několik MW. Ale v budoucnosti se rychle zvýší, v roce 2010 může být celkem až 200 MW a v roce 2020 pak 1500 až 2000 MW. Tento odhad budoucího celkového elektrického výkonu kogeneračních jednotek bioplynových stanic v ČR vychází ze současného stavu v sousedním, cca 5 x 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 cca 1500 až 2000 MW.

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 z důvodů pravidelného plánovaného servisu a nebo při poruše. Toto obvyklé dimenzování a provozování kogeneračních jednotek bioplynových stanic, a jejich většinou trvalý provoz na sníženém výkonu, byly z technických důvodů plně oprávněny v době, kdy technologie bioplynových stanic, a i technologie kogeneračních jednotek, nebyla tak provozně spolehlivá a pružná jako je dnes, a byla poměrně drahá. A řídící technika navíc v minulosti žádné složitější automatické a nebo dálkově řízené změny okamžitého elektrického výkonu u velkého počtu zařízení, rozptýlených v okruhu stovek kilometrů, neumožňovala. V té době bylo namístě udržovat celé zařízení bioplynové stanice pokud možno trvale v provozu a nevystavovat se riziku potíží při každodenním odstavování a startování jednotky. A tento stav se stále většinou udržuje, i když podle kusých zpráv některé bioplynové stanice např. v Rakousku už před léty začaly ve spolupráci s regionálními distributory elektřiny provozovat svoje kogenerační jednotky především v době špičky ve spotřebě elektrické energie tak, jak je to v dalším textu popsáno. Hlavním motivem k masovému přechodu bioplynových stanic na poměrně snadnou výrobu pološpičkovací elektrické energie bude i v ČR jistě až standardně vyplácená vyšší výkupní cena za špičkovací elektřinu z bioplynových stanic, podobně jako je tomu již dnes u elektrické energie z kogeneračních jednotek na zemní plyn i jiná paliva.

Dobrým důvodem pro takovou změnu je nyní 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%), mohou zvýšenou spotřebu elektřiny v denních hodinách pokrývat z velké části i kogenerační jednotky bioplynových stanic. Dnešní bioplynové stanice i kogenerační jednotky jsou, hlavně díky řídící a sdělovací technice, mnohem spolehlivější, pružnější 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.

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 vyžadovat například větší rozměry strojovny, a dále např. větší transformátor pro vyvedení elektrického výkonu do elektrizační soustavy, větší nouzové 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.

Předpokládaný vhodně vysoký příplatek za elektřinu dodanou z kogeneračních jednotek bioplynových stanic provozovaných pouze v době vysoké spotřeby elektřiny je pro účely dále uvedených příkladů uvažován na úrovni cca 2/3 obdobných příplatků pro provoz kogeneračních jednotek na zemní plyn a jiná fosilní paliva, které dnes platí podle cenového rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 8/2006 pro kombinovanou (teplárenskou) výrobu elektřiny ve zdrojích do úrovně elektrického výkonu 1 MW a 5 MW. Tedy konkrétně, že např. příplatek za elektřinu vyrobenou provozem kogenerační jednotky bioplynové stanice pouze v čase, který si bude předem určovat a nebo třeba i operativně na dálku řídit obchodník s elektřinou nebo provozovatel příslušné distribuční soustavy, bude při provozu kogenerační jednotky po dobu pouze 12 hodin denně ale dvojnásobným výkonem než původní, asi 500 Kč/MWh, při provozu pouze 8 hodin denně s trojnásobným výkonem 900 Kč/MWh, při provozu 16 hodin denně s výkonem o polovinu větším než původní asi 300 Kč/MWh. Pro jiné doby provozu se bude tato závislost interpolovat nebo extrapolovat, protože vzhledem ke konkrétním výkonům kogeneračních jednotek bude pro elektrizační soustavu vždy výhodné využívat jejich provoz na plný výkon po dobu např. 15 hodin s příplatkem 350 Kč za MWh, než provoz na záměrně sníženém výkonu celých 16hodin denně za příplatek 300 Kč za MWh. Tento příplatek za elektřinu vyráběnou provozem jednotek pouze v době vysokého zatížení elektrizační soustavy by byl vyplácen navíc k regulované ceně , resp. k zelenému bonusu pro elektřinu ze spalování bioplynu, které jsou určeny v současné době cenovým rozhodnutím ERÚ 8/2006. Pro elektřinu z bioplynu a nové instalace činí nyní zelený bonus 1920 Kč/MWh. A základní smluvní výkupní cena silové elektřiny je v následujících příkladech uvažována ve výši 1080 Kč/MWh, což je v současné době reálné.

Jako příklad je v dalším textu uveden hrubý ekonomický odhad výhodnosti využití kogenerační jednotky bioplynové stanice, která by při provozu svojí jednotky po dobu 22 až 24 hodin denně, měla kogenerační jednotku o výkonu cca 600 kW elektrických, ale pro pokrývání dvanácti 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 hodin denně, aby spálila veškerý produkovaný bioplyn, bude celková investice do té části technologie kogenerační jednotky a plynojemu, které jsou závislé na instalovaném výkonu kogenerační jednotky, cca 14 až 15 milionů Kč. Vyrobená elektrická energie za 8000 hodin za rok bude cca 5000 MWh a při prodeji formou zelených bonusů při uvažované celkové ceně 1080 Kč za silovou MWh + 1920 Kč zelený bonus = 3000 Kč za MWh, bude tržba stanice za elektrickou energii cca 15 milionů Kč za rok.

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 12,75 hodiny svého provozu, bude celková investice do té části technologie kogenerační jednotky a zvětšeného plynojemu, které jsou závislé na instalovaném výkonu, cca 24 až 26 milionů Kč. Vyrobená elektrická energie za cca 4650 hodin za rok (12,75 hod za den s příplatkem 460 Kč/MWh) bude cca 5260 MWh a při prodeji formou zelených bonusů při uvažované celkové ceně 1080 Kč + příplatek za provoz 12,75 hodin denně 460 Kč = 1540 Kč za silovou MWh + 1920 Kč zelený bonus = 3460 Kč za MWh bude tržba stanice za elektrickou energii za rok cca 18,2 milionů Kč. Zvýšení roční tržby za elektřinu je tudíž cca 3,2 milionu Kč a rozdíl investic je cca 10.5 milionů Kč. Prostá návratnost zvětšené investice je tedy v tomto případě pouze cca 3,3 roku! A za deset let provozu je celkový rozdíl v přínosu z provozu větší jednotky, po odečtení zvýšené částky za investice, cca 21 milionů Kč!

Jde o hrubý výpočet, prostou návratnost, neuvažuje se s vlivem úroků z úvěru na dražší technologii, s vlivem daní, atd. Nicméně je zřejmé, že pokud bude obchodník s elektřinou ochoten připlatit cca 500Kč za MWh za dvanáctihodinovou dodávku elektřiny s výkonem cca 1100 kW ve vhodné denní době, kterou by si navíc tento obchodník mohl dálkově sám ovládat v reálném čase, a mohla by být rozdělena třeba i na více několikahodinových úseků, podle momentální potřeby sítě, oproti neřízené dodávce 600 kW po dobu 24 hodin denně, byla by investice do větší kogenerační jednotky dostatečně zisková pro provozovatele, resp. investora.

A znamená to, že pokud by bylo výše uvedených 1500 až 2000 MW trvalého elektrického výkonu v českých bioplynových stanicích upraveno podle tohoto návrhu, bude v roce 2020 v ČR cca 3000 MW takovéhoto jednoduše ovladatelného a vysoce spolehlivého pološpičkovacího elektrického výkonu s celkovou roční výrobou elektřiny cca 16 TWh za rok, a to dokonce z obnovitelných zdrojů.

Velký význam má v tomto konkrétním případě orientačního výpočtu návratnosti investice do větší kogenerační jednotky i vyšší účinnost větší jednotky oproti původní jednotce menší. Pokud by byla účinnost větší jednotky stejná, jako účinnost menší jednotky, byla by doba prosté návratnosti větší investice delší, cca 4,6 roku, a přínos za 10 let provozu menší, cca 12 milionů Kč. Vyšší účinnost větší jednotky je v energetice obecné pravidlo, v konkrétních případech ale záleží i na typu a vývojové řadě konkrétních strojů.

Podobně uspokojivě vychází i ekonomická návratnost v případě delšího denního provozu kogenerační jednotky, za předpokladu menšího příplatku za vyrobenou pološpičkovací elektrickou energii. Jako příklad je zvolen opět případ bioplynové stanice s původním elektrickým výkonem cca 600 kW a elektrickou účinností původní jednotky 40%.

Při osazení větší kogenerační jednotky o výkonu cca 850 kW s elektrickou účinností cca 41,8%, bude celková investice do té části technologie kogenerační jednotky a zvětšeného plynojemu, které jsou závislé na instalovaném výkonu, cca 21 milionů Kč. Vyrobená elektrická energie za cca 6200 hodin provozu kogenerační jednotky za rok (17 hodin za den s příplatkem 250 Kč/MWh) bude cca 5200 MWh a při prodeji formou zelených bonusů při uvažované celkové ceně 1080 Kč + příplatek 250 Kč = 1330 Kč za silovou MWh + 1920 Kč zelený bonus = 3250 Kč za MWh bude tržba stanice za elektrickou energii za rok cca 17 milionů Kč. Rozdíl roční tržby je tudíž cca 2 miliony Kč a rozdíl investic je cca 6.5 milionu Kč. Prostá návratnost zvětšené investice je tedy i v tomto případě cca 3,3 roku! A přínos za deset let provozu jen z instalace jednotky o 40% větší, bude cca 13 milionů Kč.

V posledním uvedeném případě by bylo pro investora mírně přínosné osazení větší jednotky i bez příplatků za provoz v době vyšší spotřeby elektřiny, a to právě z důvodu vyšší výroby elektřiny v kogenerační jednotce s vyšší účinností. Prostá návratnost investice do větší jednotky v případě bez příplatků totiž zde vychází cca 9,5 roku, což je kratší doba, než prostá návratnost celé bioplynové stanice, která je (bez uvažování dotací na investice) delší než 10 let. Z toho vyplývá, že už za dnešního stavu, kdy dodávka špičkovací elektřiny z bioplynových stanic není zatím nijak svojí výkupní cenou zvýhodněna oproti celodenní rovnoměrné dodávce elektřiny z těchto stanic, je pro investora výhodné nainstalovat například o 50% větší kogenerační jednotku a větší plynojem, protože i tak se mu vyšší investice z tržeb za větší množství vyrobené elektřiny rychleji vrátí. A jakmile se v budoucnosti příplatky za špičkovací elektřinu z bioplynových stanic podaří s odběrateli této elektřiny dohodnout, stane se taková investice velmi rychle návratnou.

Osazení podstatně větší kogenerační jednotky, než jaká by odpovídala projektované výrobě bioplynu přináší i další výhodu pro budoucí provoz. V průběhu času dojde postupným vývojem různých intenzifikací výroby bioplynu ke zvýšení výroby bioplynu v každé provozované bioplynové stanici. A pak bude vyšší výkon kogenerační jednotky již připraven na využití zvýšeného množství bioplynu. A výroba elektřiny pak bude mnohem vyšší, než kdyby se k původní menší kogenerační jednotce dodatečně přidala jednotka další. Navíc měrné investiční náklady za dodatečnou další kogenerační jednotku by byly mnohem vyšší, než jaké plynou ze zvětšení investičních nákladů na jednotku většího výkonu, instalovanou od začátku. Například pro výše uvedený první příklad by dodatečná instalace druhé jednotky o výkonu cca 600 kW a dodatečné zvětšení plynojemu stálo nejméně 17 milionů Kč, tedy asi 28 milionů Kč/MW, tak instalace jednotky o výkonu 1150 kW a velkého plynojemu hned od začátku, která je dražší než jednotka o výkonu 600 kW o cca 10,5 milionu, znamená měrnou cenu výkonu, zvýšeného o 550 kW, cca 19 milionů Kč/MW, což je o 1/3 levnější než instalace dodatečná. A k tomu má větší jednotka o dva procentní body větší elektrickou účinnost než dvě jednotky poloviční; 42% oproti 40 %.

I v případě, že vývoj bioplynových stanic v ČR nebude plně následovat vývoj v Německu, a bude pokulhávat třeba jen na 1/3 německé úrovně, znamenalo by uskutečnění tohoto návrhu na využití kogeneračních jednotek českých bioplynových stanic pro výrobu pološpičkovací elektřiny, že v roce 2020 by v elektrizační soustavě byl disponibilní takovýto vysoce spolehlivý, hospodárný a velice pružný špičkovací výkon o celkové velikosti 1000 MW, který by za rok byl schopen do soustavy dodat cca 5 TWh špičkovací elektřiny z obnovitelných zdrojů. A to je např. cca 7% ze stávajících cca 70 TWh brutto spotřeby elektřiny v ČR.

Tweet

Bioplynová stanice s kogeneračními jednotkami TEDOM

Olej pro plynové motory – klíčová volba pro kogenerační jednotky

Kam směřuje české odpadové hospodářství z pohledu prevence jejich vzniku?

Jak získat udržitelnou biomasu

Biometan se vyplatí a má budoucnost