Změna požadavků na výkon bioplynek dané trhem s elektřinou

Trh s elektřinou prochází velkými změnami. Dříve jsme byli zvyklí na dlouhodobé smlouvy s pevnou cenou a v současné době velká část obchodu probíhá na krátkodobých trzích za tzv. spotové ceny. Instalací velkého výkonu intermitentních zdrojů sice dostáváme elektřinu za výhodné ceny, ale jsou s tím spojena úskalí regulace sítě. Je zřejmé, že se s touto situací prostě budeme muset naučit žít anebo spíš se ji naučit využívat. 

Instalovaný výkon fotovoltaických elektráren (FVE) a větrných elektráren (VTE) v ČR časem přesáhne hodnotu maximálního okamžitého odběru elektřiny ze sítě. Při ideálních podmínkách tedy z těchto zdrojů budeme získávat více elektřiny, než kolik jsme ji schopni spotřebovat. To se děje již nyní, a to obzvlášť ve dnech s nízkou spotřebou. Tyto dny nám jasně ukazují, co nás běžně čeká. 

Za prvních 5 měsíců roku 2024 jsme zažili tolik hodin se zápornou cenou jako za celý rok 2023. Jde o jasný trend, kterému půjdou naproti technologie a chování účastníků trhu umožňující využít právě těchto nízkých cen. Zde začíná samotný rozkol ve vnímání trhu s elektřinou. V případě, že odebírám nebo dodávám elektřinu za pevnou cenu na roční bázi, pak se mě tyto cenové výkyvy nijak nedotýkají. Dlouhodobé kontrakty tedy chrání účastníky trhu, ale již nijak nekorespondují s aktuálním stavem sítě. Účastníci krátkodobých trhů mohou své chování upravovat dle aktuální ceny, pakliže je to technicky možné, a tím nejenže získávají finanční zvýhodnění, ale současně napomáhají ke stabilitě trhu i sítě (opět v závislosti na technických možnostech). 

Většina bioplynových stanic prodává elektřinu za roční fixní cenu. Jen bioplynky z roku 2013 musí pracovat s hodinovým zeleným bonusem, a tedy ideálně pro snížení rizika prodávají elektřinu po hodinách. Rok 2024 je výjimečný tím, že víc jak 60 % výkonu bioplynových stanic využívá formu podpory výkupní cenou neboli tzv. povinný výkup. Takto masivní přestup na povinný výkup zavinila situace na trhu s elektřinou v roce 2023, kdy průměrná cena elektřiny v první polovině roku byla ve znamení vysokých cen coby pozůstatek krize v 2022 a závěr roku již patřil naopak velmi nízkým cenám. Většině výrobcům se nepodařilo uzavřít prodej elektřiny za ceny, které by v součtu s vyhlášeným zeleným bonusem překonali mystickou hranici výkupní ceny. Nakonec by podíl výkonu v povinném výkupu byl ještě větší, ale zákonné podmínky část výrobců na volbě podpory omezilo. Povinný výkup také nevyužili provozovatelé s vysokou spotřebou za předávacím místem, protože podpora výkupní cenou je možná jen za elektřinu dodanou do sítě. 

Zákon kromě omezujících podmínek pro volbu podpory pamatuje také na ochranu povinně vykupujícího, a tak v případě záporných cen je výrobce povinen tuto cenu povinně vykupujícímu hradit. V hodinách se zápornou cenou tedy stát vyplácí povinně vykupujícímu podporu v plné výši a povinně vykupující si vůči ní započítá zápornou cenu. Stát má tedy v této hodině maximální možné náklady na podporu, povinně vykupující nic netratí a výrobce dostane o zápornou cenu méně. 

Tento systém podpory tedy není přínosný pro výrobce a ani pro stát. Povinně vykupující je v neutrální pozici a nese pouze náklady za administraci a odchylku, které mu stát také sanuje. Systémový problém není však pouze v úhradě záporných cen, ale v celkovém přístupu. Legislativa úplně postrádá motivaci výrobce a obchodníka upravit své chování v závislosti na dění na trhu s elektřinou. Zákon tedy zajišťuje ochranu povinně vykupujícímu, ale nedává prostor výrobci upravit výrobu tak, aby o očekávaný objem tržeb nepřišel. 

Pevná výkupní cena, takový byl dříve vžitý výraz pro podporu v povinném výkupu. Dnes je nutné používat zkrácenou verzi, a to pouze Výkupní cena, protože slovíčko “pevná” již není pravda. 

Příklad:

Bioplynová stanice o výkonu 1 MWel dodá do sítě za rok 7.500 MWh. To odpovídá očekávané tržbě v režimu Výkupní ceny = 7.500 MWh x 4.444 Kč/MWh = 33,3 mil. Kč/rok 

Srážky záporných cen však nemalou měrou snižují tržbu a zatím jen můžeme odhadovat konečný dopad za celý rok. Dosavadní průběh naznačuje že se bude jednat o jednotky procent. Dojde-li k redukci podpory o 5 % znamená to snížení tržeb o 1,6 mil Kč. 

Fakticky je to však mnohem horší, protože výše Výkupní ceny neodpovídá skutečným nákladům a je pro plnohodnotný provoz nedostatečná. Povinný výkup byl a je stále chápán za nejhorší a nedostatečnou variantu podpory, a proto se výrobci snaží na trhu uzavřít smlouvu na prodej elektřiny, která jim v součtu se zeleným bonusem přinese vyšší zhodnocení vyrobené elektřiny než povinný výkup. 

Konečný dopad do redukce tržeb nyní jen těžko předjímat, stejně jako rozsah a výši záporných cen. Jistým vodítkem může být zveřejnění výsledků denního trhu na stránkách OTE www.ote-cr.cz/cs/kratkodobe-trhy. Na obrázku níže je graf výsledné situace na vnitrodenním trhu za celý den, který ukazuje ceny v jednotlivých hodinách a také objem obchodu. Právě množství zobchodované elektřiny je velmi nízké a ve spojitosti s vysokou výrobou znamenalo pokles ceny do záporných hodnot a to hned v několika hodinách. 

Informace o záporných cenách je tedy možné získat s několika hodinovým předstihem z výsledků denního trhu. Je to ale pro provozovatele bioplynové stanice dostatečný časový předstih, když vývin plynu z vloženého substrátu počítáme v řádech desítek dnů? Má vůbec smysl s vědomím záporných cen redukovat “krmnou” dávku ve snaze alespoň částečně snížit vývin bioplynu a při záporné ceně i výkon KJ? To jsou otázky, které si jistě položil každý provozovatel bioplynové stanice při pohledu na vyúčtování za dodávku elektřiny se zápornou cenou. Odpověď však univerzální neexistuje, protože každá bioplynka je originální kombinací technologických, technických, lidských, a hlavně materiálových vstupů. To proč se tím více zabývat totiž není jen o samotné záporné ceně, ale další provozní ztrátě, kterou palivové výrobny vykazují. 

Například FVE v případě záporné ceny lze jednoduše vypnout. Taková výrobna pak nemá žádné náklady (kromě fixních). Bioplynové stanice (BPS) v době záporné ceny také mohu vypnout. Tím se však sníží jen náklady spojené s provozem kogenerační jednotky a v případě pouhého snížení výkonu ani to ne. Další náklady však zůstávají a jestli není možné bioplyn po dobu odstávky nebo snížení výkonu akumulovat v plynojemu, tak na fléře dochází ke zmaření ceny vstupních substrátů a dalších nákladů spojených s chodem BPS. 

Jestliže tedy neklesne cena níže, než jaká je výše Výkupní ceny, je ztráta z provozu nižší při ponechání chodu než při úplném vypnutí kogenerace. Jestliže se podaří během hodin se zápornou cenou snížit anebo úplně odstavit kogenerační jednotku a všechen bioplyn akumulovat nastává otázka co pak s ním? Jestliže před omezením výroby pracovala BPS na plný výkon a na několik hodin došlo k odstavení KJ, navýšenou kapacitu bioplynu tak není možné využít, i když kogeneračku nastartuji opět na plný výkon. Prostě nejsem schopen bioplyn spotřebovat bez toho, aniž bych snížil dávku vstupních substrátů. Zredukoval jsem tedy ztrátu z provozu, ale výpadek v tržbě bude tak jako tak kvůli snížené výrobě. Všechny způsoby boje se zápornou cenou v mantinelech současné legislativy nakonec vedou k redukci tržeb. 

Přístup provozovatelů je tedy různý dle možností každého. Bioplynová stanice je živý organismus a každá změna v provozu se nějak projeví. Doposud nebyl zmíněn další důležitý aspekt a tím je náročnost na lidské zdroje. Boj o snížení ztráty z provozu bioplynek v záporných cenách vyvolává výrazné zvýšení zátěže obsluhy. Vše začíná hlídáním denních trhů a plánováním opatření včetně rozhodování o volbě nejvhodnějšího postupu. Následuje úprava řídících systémů zajišťující semikontinuální “krmení” bioplynky, zajištění změny manipulace se vstupními substráty, hlídání procesních hodnot, vhodné vyhodnocení abnormalit, udržení dobré kondice biologie s možností navrácení na původní výkon. Některé úkony mohou být nad rámec i opravdu zkušené obsluhy a je třeba do procesu řízení zapojit další odborníky, často externí. Je tedy třeba počítat s tím, že boj o snížení dopadu redukce tržeb bude spojený s růstem provozních nákladů. 

Jistým řešením by bylo rozlišit výši podpory v závislosti na ceně elektřiny anebo typickém denním průběhu. V době nízkých cen by byla podpora nižší a v době vysokých cen zase vyšší. Takto diferencovaná podpora by zajistila přirozeně změnu chování a motivovala by výrobce k flexibilní výrobě. Přitom by i stát mohl na podpoře ušetřit, protože by méně doplácel v době nízkých cen. 

Překážkou zůstává instalovaný výkon. který neumožňuje vyšší výrobu. Není tedy možné snížený výkon dohnat tak aby průměr odpovídal běžně dosahovaným hodnotám výroby. Nejúčinnější způsob, jak vytvořit flexibilní výkon je celkové snížení průměrného výkonu. Vznikne tak prostor pro snížení i zvýšení výkonu oproti průměru. Snížení roční výroby by pak muselo být vykompenzováno vyšší průměrnou jednotkovou cenou, protože konstantní náklady budou rozpočítány mezi menší počet jednotek výroby a tím výrobní náklady na jednotku adekvátně vzrostou. 

Instalovaný výkon lze však díky zavedenému zákonnému způsobu Úpravy výrobny navýšit. Navýšení je ovšem tolerováno jen na původní kogenerační jednotce, která klidně může být vyměněna za větší. I když to zákon výslovně neuvádí tak dle názoru OTE nelze zvýšit výkon výrobny přidáním dalšího výrobního zdroje, tedy další kogenerační jednotkou. Přesněji, lze, ale jen v režimu bez podpory.  V případě zvýšení výkonu na stávajícím zdroji objem podporované elektřiny bude zafixován na základě průměru tří nejlepších let v pětileté historii. Výroba nad tento průměr bude umožněna, ale bez podpory. Takto upravená výrobna může tedy poskytovat flexibilní výkon jak do plusu, tak do mínusu a v průměru za rok vyrobit shodné množství jako v předchozích letech. Taková změna si však kromě samotného nárůstu výkonu a připojovací kapacity vyžádá ideálně ještě navýšení objemu plynojemu a změnu systému řízení. Když nastane taková změna na BPS je dobré popřemýšlet a propočítat, zda se nepustit do zásadnější změny provozního režimu. 

Bioplynová stanice umí kromě denní regulace výkonu také sezónní regulaci. Není třeba se tedy soustředit jen na záporné ceny během dne, ale využít typickou výkonovou křivku FVE k nastavení výhodnější výkonové křivky BPS. V zimním období s menším rizikem záporných cen využít navýšeného výkonu k plnému chodu a v letních měsících přes den sjíždět na výkonové minimum. 

Pozvolná změna “krmení” rozložená do týdnů je z pohledu biologie proveditelná a BPS může v zimě využívat více kvalitnějších substrátů s vysokou energetickou hustotou a v létě jejich spotřebu snížit. Tento způsob provozu však vyžaduje velmi dobrou znalost technologických možností BPS, a kromě dobrého provozního plánování i také precizní práci obsluhy. Přechod na flexibilitu se tedy bez investic neobejde. Jejich návratnost není dobré stavět jen na předpokladu nízkých cen, ale je vhodné přemýšlet také o poskytování služeb výkonové rovnováhy (SVR), o které je a bude vzrůstající zájem. 

SVR, jak se službám zkráceně říká, jsou další nástavbou na výše popisovanou flexibilitu a přináší další rozměr do řízení výkonu, protože narozdíl od plánované flexibility tyto služby jsou aktivovány bez předchozího varování. Poskytování SVR je spojeno s odměnou a mohou být pro provoz BPS příjemným “vedlejšákem”, ale to už je tematicky na další článek.      

Článek byl publikován v časopisu Zemědělec 28/2024.

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