Co bude s bioplynkami po ukončení doby podpory?

Podpora bioplynových stanic, až na pár výjimek, byla vypsána na období 20 let. S ohledem na vývoj instalací je možné říct, že většina zařízení je v poslední třetině podporovaného období. Nejsilnějším ročníkem pro uvedení do provozu byl rok 2012. V tomto roce došlo ke změně zákona o podpoře obnovitelných zdrojů na zákon o podporovaných zdrojích, čímž se v podstatě podpora obnovitelných zdrojů zastavila. 

Posledním rokem, kdy se dá mluvit o rozvoji oboru se stal rok 2013 s velmi specifickými podmínkami podpory. Od roku 2013 do současné doby vzniklo jen pár nových zařízení což dokazuje kumulativní křivka nárůstu instalovaného výkonu a počtu provozoven v grafu. 

Křivka nárůstu instalovaného výkonu nám také ukazuje, čeho je obor schopen v případě, kdy je jasně daný cíl, strategie a motivačně nastavena podpora. Podobný “kopec” v instalovaném výkonu by měl následovat do roku 2023 abychom splnili očekávané cíle v rozvoji OZE a v případě bioenergetiky hlavně biometanu. Jsme toho vůbec schopni? 

Podle Vnitrostátního plánu České republiky v oblasti energetiky a klimatu schváleného EU bychom v tomto roce měli vyrobit 125 mil m³ biometanu a toto číslo by mělo prudkým tempem růst tak abychom v roce 2030 produkovali cca 750 mil m³. Současná produkce však bude o řád možná i dva nižší, takže budeme rádi, když překonáme hranici 10 mil m³. 

Na jednu stranu zde máme očekávání vyjádřené jasnými cíli definované národním plánem a na straně druhé, vidíme pouze vlažný rozvoj a deklarace mnohých provozovatelů, že jestli to takto půjde dál tak bioplynku odstaví. Jaké jsou tedy možnosti? 

Je jich hned několik. Zařízení mohou být modernizována a pokračovat v podpoře, mohou konvertovat na podporu biometanu anebo mohou pokračovat za tržní ceny ve flexibilním režimu. Variant je tedy více, ale jak dobře víme – ďábel se skrývá v detailu. Jak to tedy je? 

Modernizace bioplynky

Zákon o podporovaných zdrojích a doprovodná legislativa umožňuje zařízením po ukončení anebo i kdykoliv během trvání podpory provést modernizaci a pokračovat v provozu dalších 20 let. Modernizační podpora je již nyní pravidelně vyhlašována v cenovém rozhodnutí ERÚ a na rok 2024 je výše 3 472 Kč/MWh (platí pro výrobny do výkonu 999 kW). Podmínkou přiznání podpory je prokázání skutečné výše nákladů na provedenou modernizaci. Výše potřebné investice je dle vyhlášky o technicko-ekonomických parametrech (č. 79/2022 Sb.) (TEP) 85 tis Kč/kW instalovaného výkonu. Vyhláška se pravidelně aktualizuje dle vývoje cen a současný návrh ERÚ je zvýšit nutnou investici vzhledem ke zdražení na 94 tis Kč. 

Zajímavostí je, že investice nesmí být použita na zařízení ne starší pěti let. Prokázání vynaložené investice je potom možné rozložit do pěti let provozu. V návrhu LEX OZE III se objevuje navíc úprava, že od změny registrace podporované výrobny na modernizovanou výrobnu má provozovatel rok na prokázání investic souvisejících. Investiční období se tedy rozšiřuje na šest let. 

O to horší nastane situace, kdyby kontrola vynaložených investic po tomto období vyšla nezdarem třeba jen o pár korun. Je tedy třeba mít řádně připraven rozpočet a počítat i se změnami cen. 

Zajímavostí je, že investiční náklady ERÚ v návrhu navýšilo, ale palivové náklady nikoliv. Návrh CZ Biom byl naopak potřebné investice snížit a do výpočtu stanovující výši podpory zavést chybějící reinvestice, což jsou náklady na obměnu těch částí zařízení, které celých 20 let nevydrží (dávkovací zařízení, kogenerační jednotky (KJ), míchadla, plynojemy atd.). Výše reinvestic s přibývajícím věkem narůstá a klesá spolehlivost. To byl další návrh na úpravu vyhlášky TEP, a to sice snížení doby maximálního využití plného výkonu z 7 500 hod na 6 500 hod. 

Snížení doby využití je důležité kvůli splnění další podmínky související s čerpáním modernizované podpory, kterou je využití 50 % vyrobeného tepla užitečným způsobem. V létě není většinou poptávka po teple, a tak by bylo vhodné výkon KJ snížit a v zimě opět navýšit. 

Definice podmínky není úplně vhodná, protože nemotivuje k maximalizaci produkce tepla. Výrobci se budou snažit splnit jen limitní minimální účinnost kogenerační jednotky, protože vlastně čím méně tepla vyrobím, tím menší je povinnost jeho využití. Navíc není do užitečného tepla započitatelná technologická vlastní spotřeba. 

To je velká potíž, protože zase v zimním období je spotřeba na ohřev fermentorů nejvyšší a roste s klesající kvalitou vstupních substrátů. Tlak na využití vedlejších produktů, odpadů a pěstované hmoty s nižší výtěžností bioplynu vede ke zvýšení technologické spotřeby nejen tepla, ale i elektřiny. Přijatelnější pro všechny se tedy jeví podmínka využití 60 % energie v bioplynu, která se objevila v zákoně ve spojitosti s podporou elektřiny malých BPS do výkonu 500 kW. Na místo záměny starších a významově slabších podmínek využití tepla v zákoně je snaha v rámci LEX OZE III upravit tuto novou podmínku na využití energie v palivu do podoby těch slabších předchozích, a tedy na podíl využití tepla. 

BPS o výkonu nad 1MW včetně musí o modernizační podporu soutěžit v aukcích. Aukce na modernizaci BPS byly doposud vyhlášeny dvě a obě s nulovým zájmem, který byl způsoben jednak nízkou limitní cenou podpory, ale také chybějící indexací aukčního bonusu v průběhu trvání podpory. U palivových zdrojů je právě indexace podpory nutným faktorem pro zajištění vynaložených investic a zajištění financování. Bioplynka soutěžící bonus v aukci nemusí prokazovat výši vložené investice, ale musí prokázat provedení nutných úprav daných legislativou. Podmínky a rozsah modernizace jak pro zdroje do 1 MW tak ty větší definuje modernizační vyhláška (č. 68/2022 Sb.).                

Biometan

Přechod z podpory elektřiny na podporu biometanu je další z možností, co dělat s BPS po dvaceti letech. Přechod na biometan samozřejmě může nastat kdykoliv před ukončením podpory. Takovým bioplynkám, které z produkce elektřiny přešly na produkci biometanu se říká konvertované biometanové stanice. Jako takové mají v cenovém rozhodnutí vlastní řádek a náleží jim nižší podpora než zařízením vystavěným na “zelené louce”. 

Podpora biometanu je nyní vyplácena jako roční zelený bonus (ZB), jehož výše vznikne odečtením průměrné ceny zemního plynu v prvním pololetí na následující rok od referenční ceny. Výše ZB může být tedy každý rok jiná, stejně jak tomu je i v případě podpory elektřiny. 

Zelený bonus na rok 2024 je velmi nízký, protože průměrná cena zemního plynu v prvním pololetí roku 2023 byla poznamenána ještě vysokou cenou z doznívající krize. Na příští rok bude tedy výrazně vyšší, protože průměrná cena zemního plynu na rok 2025 bude přibližně o více jak 30 EUR/MWh nižší, než byla na rok 2024. 

Nižší podpora pro konvertované BPS je z důvodu nižších investičních nákladů. Kvůli nižší podpoře se dá tedy očekávat, že případný zájem o podporu bude až po ukončení podporovaného období elektřiny. Vychází to logicky ze zhodnocení vložených investic, které bylo naplánováno na dvacet let. 

Kvůli snížené podpoře biometanu opustit původní podporu elektřiny, která navíc kvůli neprobíhající indexaci podpory nedosahuje očekávaných ekonomických parametrů před ukončením plánovaného období, nedává smysl. Zde stát trochu nevhodně na místo motivace přechodu před ukončením podpory elektřiny zavádí restrikce stávajících provozovatelů. Vzniká tak mentální blok výrobců, kteří ztrácí důvěru ve stát a dodržení slibovaných pravidel. Obávají se tedy konverze ve světle současných restrikcí provozu s myšlenkou, jak asi bude vypadat podpora a celá situace kolem biometanu za pět nebo deset let. 

Nestabilita je velkou překážkou rozvoje. Příkladem je i platnost schématu současné podpory biometanu, která byla evropskou komisí omezena do roku 2025. Je tedy nutné připravit nové schéma podpory účinné v roce 2026 a dále. Na tom se usilovně pracuje a již návrh LEX OZE III obsahuje rámec nových pravidel, která jsou v podstatě založena jen na aukčním systému. Všechny projekty tedy budou o podporu soutěžit v aukcích. Platnost aukčního bonusu je zkrácena na 15 let a stále je v diskuzi jeho indexace v čase. 

Ten, kdo již s realizací projektu nezačal tak vzhledem k dodacím termínům technologie, komplikovaného uvádění do provozu včetně vyřízení potřebné licence a registrace k podpoře, jen těžko může mít jistotu, že to do konce roku 2025 stihne. Budoucí podoba podpory a její včasné zakotvení do legislativy je tedy pro plánování a přípravu nových projektů velmi důležité. 

Je třeba také počítat s tím, že pružnost aukčního systému podpory je výrazně nižší než vyhlášení podpory v cenovém rozhodnutí. Projekty je nejdříve nutné připravit, následně soutěžit a až pak zahájit realizaci. Očekáváme-li, a naše očekávání sdílí i Evropa, výrazné nastartování rozvoje oboru biometanu, tak touto změnou podpory dojde k výraznému pozdržení. Na notifikaci prvního schématu podpory jsme si museli počkat téměř tři roky. Kvůli nevhodně nastavenému zelenému bonusu v prvním roce a omezením platnosti schématu podpory došlo k výraznému poklesu zájmu. Nyní musíme počkat na nová pravidla, notifikaci a vypsání aukce. Růstové křivky ve Vnitrostátním plánu České republiky v oblasti energetiky a klimatu můžeme tedy rovnou přepsat. 

Situaci nepomáhá ani komplikovaný systém záruk původu, které by mohly být “tržním” mechanismem podpory.  Hned na začátku a na vždy se musí provozovatel rozhodnout, zda se registruje k podpoře anebo bude pokračovat v tržním prostředí spojeném s prodejem záruk původu. Tento limit blokuje rozvoj i tam, kde by klidně byli ochotni investoři začít v tržním prostředí a provozní podporu měli jako pojistku pro případ, že se tržní prostředí třeba i zásahem legislativy změní a ekonomicky projekt začne skomírat. 

Zdá se, že snaha o vytvoření tak striktních pravidel je hnána zhubnout myšlenkou, aby výrobce náhodou nevydělal korunu na víc, než aby pravidla přinášela oboustranně výhodná řešení s ohledem na úsporu státní pokladny. 

Jsme v situaci, kdy potřebujeme a očekáváme rozvoj v počtu desítek projektů ročně, ale pravidla máme nastavená tak, že vyhledáváme ojediněle vhodnou konstelaci mezi místem, zdroji, postavením Jupitera v zákrytu Saturnu a odvahou investora. Mezi tím nám utíká celá Evropa a i celý Svět. 

Můžeme bezpečně z vlastních zdrojů krýt výraznou část spotřeby, ale přesto dál pokračujeme v posílání peněz potrubím proti proudu zemního plynu. I když je biometan v současné době dražší jak zemní plyn, ještě nedávno tomu tak nebylo a tato situace se může kdykoliv vrátit. Navíc peníze za tuzemský biometan nám zůstanou v ČR a rozprostřou se od investic, přes náklady na servis až do ceny vstupních substrátů. Po celém řetězci je zaměstnáno mnoho lidí a tím vzniká velmi silný sociálně-ekonomický efekt. Ty počty jsou jednoduché. Spotřeba zemního plynu je v ČR po krizi cca 80 TWh a současná cena na burze je cca 38 EUR/MWh…

Tržní prostředí 

Po ukončení podporovaného období je také možné pokračovat v provozu bez podpory. Je to vůbec možné? Možná ano, ale má to mnoho podmínek. Jednak nevíme, jaká bude cena elektřiny v roce 2023 a na tom to celé stojí. Po všelijakých úpravách je možné ořezat náklady a stanovit minimální cenu elektřiny. Pak už jen následuje čekání, zda taková anebo logicky vyšší cena na trhu bude. Jisté však je, že nadále by byl možný provoz v současném výrobním profilu, tedy plný výkon 7/24/365 jen v případě, že cena elektřiny bude více jak přibližně 4 Kč/kWh. Zde nastává otázka, jestli jsme ochotni a schopni nést takovou cenu na faktuře za odběr elektřiny? Zřejmě nikoliv, a proto se tato situace nedá očekávat, už třeba jen proto, že zde v té době bude dost elektřiny z levnějších intermitentních zdrojů. Je tedy zřejmé, že bez zásadní úpravy chování a způsobu provozu není možné v tržním prostředí přežít. 

Zdá se, že jedinou možností je vše podmínit výrobou pouze v čase vysokých cen. Využít naplno flexibility zařízení, a to jak na denní bázi, tak na té sezónní. Důležité bude se zapojit do poskytování placené flexibility pro jiného účastníka trhu. Flexibilita však povede k redukci výroby. Nebude nadále hon za maximální výrobou, ale klíčové bude maximální zhodnocení každé vyrobené kilowathodiny. 

Redukce nákladů začne na straně vstupních substrátů. Omezením těch nejdražších vstupů klesne výkon a tím vznikne i prostor pro flexibilní režim výkonu. Prodlouží se doba zdržení ve fermentoru, čímž bude možné použít i hůře rozložitelné materiály. Největší trápení bude s redukcí fixních nákladů, které s poklesem tržeb budou výrazněji zatěžovat ekonomiku projektu. Je možné, že v některých případech se nepodaří, aby mrtvý bod nákladové křivky ležel pod průměrnou cenou prodávané elektřiny a takové projekty s velkou pravděpodobností úplně skončí. 

Provoz v tržním prostředí nebude vůbec jednoduchou záležitostí. Bude nutné čelit novým výzvám a problémům, které dosud nebylo třeba řešit, např. dostatek tepelného výkonu, krytí zvýšené technologické spotřeby v době sníženého nebo nulového výkonu KJ, plánování denní výroby s ohledem na cenovou křivku, předvídání a umožnění služeb regulace výkonu atd. Provoz BPS v tržním prostředí tedy bude úplně jinou disciplínou, než jak jej známe dnes. 

Z uvedeného je tedy zřejmé, že nástroje pro pokračování provozu bioplynových stanic po ukončení podpory elektřiny existují. Jejich využitelnost je však zatím velmi malá. Provozovatelé se perou s restrikcemi komplikující provozní podmínky současných projektů. Nejistotu, kterou změna pravidel přináší, provozovatelé vnímají jako významnou překážku pro vynaložení dalších investic do modernizace anebo konvertování na biometan. Situaci neulehčují ani stále složitější a tvrdší podmínky podpory. 

Očekávaný rozvoj se tedy nekoná a zřejmě jen tak nenastane. Za současné situace nemalá část provozovatelů nevidí možnost, že by dokázali udržet provoz svých bioplynek po ukončení podpory a nástroje modernizace či podpora biometanu jim za současným podmínek nedává smysl. 

Přijít o zdroje obnovitelné elektřiny a tepla s možností poskytování flexibility by však byla pro stát, společnost a obzvlášť energetiku velká škoda. Je tedy na čase uvedené bariéry začít řešit obzvlášť, očekáváme-li, nebo spíš, potřebujeme-li další růst oboru.    

Článek byl publikován v časopisu Zemědělec 28/2024.

Tweet

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

Kam směřuje české odpadové hospodářství z pohledu prevence jejich vzniku?