Mikrokogenerace místo Temelína?
Na letošním Žofínském fóru Jiří Gavor řekl, že si dovede představit místo jednoho 1000 MW jaderného bloku tisíc 1 MW plynových zdrojů. V národním akčním plánu pro smartgrids(NAP SG) však šli ještě dál. Do roku 2040 má být v Česku 910 MW mikrokogenerací, tedy téměř výkon jednoho temelínského bloku. Mikrokogenerace se hlásí o slovo, ovšem nezapomněli jsme na tu malou a střední?
Na druhém workshopu k NAP SG, který se konal 12. června 2017 na MPO bylo prezentováno, že v roce 2040 se předpokládá instalace až 1,3 mil. decentralizovaných zdrojů. Naprostá většina z toho mají být fotovoltaiky a mikrokogenerace (viz obrázek 1). Integrace těchto zdrojů do elektrizační soustavy si má vyžádat více než 100 miliard Kč.
Zdroj: Seminář MPO
Kde ty decentralizované zdroje jsou?
Stát a provozovatelé přenosových a distribučních sítí berou vývoj v energetice směrem k OZE a decentralizaci vážně. Ovšem,pokud se distributoři chystají utratit více než 100 miliard, tak by bylo dobré, aby se zároveňrozvíjelyi ty malé zdroje, na které se elektrizační soustava chystá. A to se zatím neděje. Argument, ať se OZE staví, ale bez dotací moc smyslu nemá. Při dnešním nefunkčním trhu s elektřinou, resp. trhu připravujícího se na fungování s vysokým podílem (zatím dotovaných) OZE, se bez dotací nevyplatí žádný zdroj, ať už je to jádro, plyn či OZE. O tom, co se postaví, tedy fakticky rozhoduje stát skrze své priority a na to navázané dotační programy.
Obnovení podpory by si zasloužil zejména vítr, po vodě nejlevnější obnovitelný zdroj. Větrná energetika už tři roky stojí. Ke konci roku 2016 byl instalovaný výkon 283 MW, přitom za 3 roky by to dle SEK mělo být už 507 MW a v roce 2040 až 1150 MW.Podobně u fotovoltaiky, která od 2012 stagnuje na úrovni necelých 2,1 GWa roste pouhých pár desítek MW ročně jen díky Nové zelené úsporám. Přitom v 2020 by zde mělo být 2,4 GW a v 2040 dokonce 5,9 GW.
Podobně je to s mikrokogenerací. NAP SG předpokládá 910 MW(viz tabulka 1), čemuž při odhadovaném průměrném výkonu 1,5 kW odpovídá cca. 606 tis. jednotek.To je překvapivě vysoké číslo, i vzhledem k tomu, že aktuálně je v Česku pouhých 200 instalací o celkovém výkonu 4 MW (tj. průměrný výkon 25 kW). Mezi nejběžnější technologie patří běžné motory s vnitřním spalováním, motory s vnějším spalováním, tzv. Stirlingův motor, jednotky, v nichž je vyráběna vodní pára, která je následně využita v parním motoru nebo turbíně a jednotky využívající expanzi organické látky v turbíně (ORC-Organický Rankinův cyklus). Na principu přímé přeměny energie paliva na elektrickou energii pak pracují palivové články. Všechny technologie se však potýkají buď s nízkou účinností přeměny vstupní energie na elektřinu či vysokými investičními náklady.
Zatím se tedy nedá čekat jejich masové rozšiřování, ovšem jejich rozvoji by by pomohla například samostatná kategorie zeleného bonusu do výkonu 50 kW. Zatímco ERÚ vypisuje zelený bonus ve výkonových kategoriích do 200 kW, do 1 MW, do 5 MW a nad 5 MW, tak v Německu jsou kategorie do 50 kW, do 100 kW, do 250 kW, do 2 MW a nad 2 MW. Jemnější výkonové rozlišení umožňuje podporu lépe nastavit a pomoci tak přiměřenému rozvoji i menších zdrojů s vyššími měrnými investičními i provozními náklady.
Kogenerace není jen mikro
V rámci NAP SG však byl posuzován rozvoj ve třech výkonových oblastech kogenerace, tj. mikrokogenerace (do 50 kW), malá kogenerace (50 až 1 000 kW) a střední kogenerace (v jednotkách MWe, obvykle do 5 MW) a celkový výkon je zde vyčíslen právě na výše uvedených 910 MW (viz kap.5.2.2). To už je trochu reálnější, porovnáme-li tato čísla s jinými koncepčními materiály.
MPO v roce 2015 vydalo Posouzení potenciálu vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektřiny a účinného dálkového vytápění a chlazení, ve kterém identifikovalo do roku 2025 technický potenciál mikrokogenerace 150 MWa malé a střední kogenerace 830 MW. Na základě cost-benefit-analýzy byl z několika variant vybrán k realizaci scénář „KVET“, dle kterého by do roku 2025 mohlo v Česku přibýt 33 MW mikrokogenerací a 227 MW malých a středních kogenerací spalujících zemní plyn.OTE pak ve svém dlouhodobém výhledu energetiky z ledna 2017 předpokládá do roku 2050 v koncepčním/SEK scénáři 306 MW mikrokogenerací a 300MW malých a středních kogenerací do 2 MW.
Výkon 910 MW, se kterým se při návrhu úprav distribučních soustav počítá, by tedy měl zahrnovat nejen mikrogeneraci, ale i malou a střední kogeneraci do 5 MW. Souhrnný počet mikrokogenerací a malých a středních kogenerací do 5 MW tedy bude podstatně nižší než 606 tisíc.
Malá a střední kogenerace by měla být prioritou
Přestože mikrokogenerace může být zajímavým doplňkem energetického mixu zejména v domácnostech, kde dle stávající struktury dodávek tepla (viz obrázek 2) je i velký technický potenciál, tak nelze opomíjet ani malou a střední kogeneraci. Vzhledem k podstatně vyšší elektrické účinnosti a nižším měrným investičním nákladům je malá a střední kogenerace oproti mikrokogeneraci ekonomicky výhodnější řešení a dosahuje vyšší úsporu primární energie. Při jejím obvyklém zapojení do systémů CZT je pak dalším významným efektem zvýšení konkurenceschopnosti CZT. Ty mohou být právě v budoucí, stále více decentralizovaně fungující, energetice významným stabilizačním prvkem lokální energetických systémů (využívání akumulačních možností topné sítě, instalace velkokapacitních akumulátorů tepla či elektřiny, podpůrné služby pro PS/DS, CZT jako integrátor odpadního tepla v území, vícepalivovost a tím možnost flexibilně reagovat na dostupnost a ceny paliv, atd.).
Zdroj: Jeleček J.: Posouzení potenciálu KVET, přednášky Dny teplárenství 2016
V souladu se studií Posouzení potenciálu KVETje proto prioritou MPO využití potenciálu malé a střední kogenerace, který zdaleka není vyčerpán. Prostor pro kogeneraci je zejména u soustav CZT s výtopenskou výrobou, ovšem i stávající soustavy CZT s KVET budou v souladu s SEK postupně přecházet z dnes převládajícího uhlí na jiná paliva, zejména plyn. Bude docházet k optimalizaci, resp. decentralizaci, zdrojové struktury, a tedy i v tomto segmentu vznikne prostor i pro nasazení plynové kogenerace na bázi plynových motorů do 5 MW.
Tedy lze i po roce 2025 předpokládat pokračování či spíše urychlení rozvoje mikro, malé a střední plynové kogenerace a další růst instalací až k výše zmíněnému technickému potenciálu mikrokogenerace 150 MW a malé a střední kogenerace 830 MW. Případně i dále, dle dalšího vývoje technologií a celkové situace na energetickém trhu.
Mikrokogeneracenení pro distribuční soustavu zátěží
Mikrokogenerace by však neměla být prezentována jen jako jeden z decentralizovaných zdrojů, bez zdůraznění z hlediska provozování elektrizační soustavy podstatně výhodnějšího charakteru mikrokogenerace oproti např. fotovoltaice. To pak vede k paušalizujícím zprávách „o stamiliardových nákladech, které nás budou stát decentralizované zdroje“.
Při předpokládaném průměrném instalovaném výkonu 1,5 kW mikrokogenerace:
- nebudou u takového odběrného místa žádné nebo jen minimální vícenáklady na připojení oproti běžnému odběrnému místu,
- vzhledem k provozu v zimním období a nízkému výkonu bude vyrobená elektrická energie přednostně spotřebována pro vlastní spotřebu, resp. se bude do určité míry doplňovat s výrobou fotovoltaikv letnímobdobí,
- mikrokogenerace bude primárně sloužit jako zdroj tepla, tedy lze její provoz a výrobu elektřiny predikovat či jednoduše dálkově řídit vlastním tarifem podobně jako dnes tepelná čerpadla,
- vzhledem k akumulační schopnosti budov případně zapojeného akumulátoru tepla lze i tento malý zdroj využívat ke stabilizaci elektrizační soustavy. Toto však nemusí být jen formou sofistikovaného dálkového řízení, ale např. přizpůsobováním spotřebitelů proměnlivým cenám na velkoobchodním trhu či se specifickým distribučním tarifem.
Kogenerace zatím čekají na využití svých schopností
Malé a střední kogenerace, zapojené do distribuční soustavyna nn či vn úrovni, které jsou též decentralizovaným zdrojem, jsou pak již z hlediska sítě přínosem neboť mohou poskytovat podporu síti (regulace účiníků, Q/U charakteristika, regulace činného výkonu) v souladu s aktuálními změnami v příloze 4 Pravidel provozování distribuční soustavy. Též jsou schopny nabídnout několik typů podpůrných služeb pro přenosovou či distribuční soustavu, až bude poskytování podpůrných služeb malými či virtuálními zdroji umožněno.
Jak bylo na workshopu prezentováno, lepší využití regulačních schopností všech zdrojů, případně i omezování jejich výkonu v mimořádných stavech může podstatně snížit náklady oproti běžnému řešení posilováním sítě. Podobnou roli budou hrát kogenerace v lokálních distribučních soustavách a ostrovních systémech. Příkladem může být např. realizace podnikového energetického systému ve firmě TEDOM, propojující kogeneraci s fotovoltaikou a akumulací tepla a elektřiny do jednoho funkčního celku, v případě potřeby schopného fungovat nezávisle na vnější síti.
COGEN Czech proto navrhl uvažovat při realizaci NAP SG s přírůstkem 200 MW mikrokogenerací (cca130 000 ks) a cca 700 MW malé a střední kogenerace do 5 MW (cca1500 ks), což by mělo vést ke snížení avizovaných vícenákladů v distribučních sítích.
O aktuálně připravovaných změnách v pravidlech provozování distribuční soustavy, implementaci Národního akčního plánu pro chytré sítě as tím spojených příležitostech pro kogeneraci budou zástupci distribučních společností, provozovatelů i dodavatelů technologií debatovat na konferenci „Dny kogenerace 2017“, kterou pořádá COGEN Czech ve dnech 24-25.10.2017 v Čestlicích.
Další info na www.cogen.cz.
Mohlo by vás zajímat:
Kdyby státní energetická koncepce nemusela plnit zadání: "spočtěte to tak, aby jaderná energetika se ještě více u nás rozšířila", tak by všechny formy kogenerace v českém Energetickém přechodu byly významné, především v zimním období. A hlavně by to mohlo nastartovat ČESKÝ strojírenský průmysl.
Ale místo toho máme to co máme. Vzhůru do zaostalosti .....
Pane Vaněčku, stačí si tu energetickou koncepci přečíst ... "Vzhledem k ekologickým vlastnostem plynu a k technickým vlastnostem plynových spalovacích elektráren je vhodné směřovat využití plynu do zdrojů společné výroby elektřiny a tepla (kogenerace a mikrokogenerace) s vysokou účinností i pro poskytování podpůrných služeb v elektroenergetice." jako příklad ....
Bohužel si zas jen potřebujete plivnout na jádro .... ale klidně spočítejte energetický mix bez jádra a bez uhlí .... V Německu již prý větrníky v Baltu nahradí výkon Temelína ... kolik, že ta "energetická revoluce" v Německu odstavila a odstaví jaderného výkonu? A kolik uhelek? A kolik kilometrů vedení se za těch 6 let usilovného budování postavilo???? Kolik CO2, NOx, polétavého prachu .... se zbytečně vypustilo do ovzduší. Hlavně že se plní konta ...
Jaderná energetika je špičkové odvětví, není to obor pro "blbce". Nerozumím Vám, když v její souvislosti mluvíte o zaostalosti. Resp. rozumím, protože vaše prosluneční názory už znám :-) . Osobně se mi ale líbí, pokud se najde člověk, který si připouští variantu "od všeho trochu", protože je v tom trocha pokory uznat, že nejen jeden směr je ten správný.
V článku zazněla podle mě jedná dobrá myšlenka a to že ekonomičtější než mikro- je malá a střední kogenerace. Snad až na tu fotovoltaiku na střeše, která se opravdu hodí pro jednotlivé domácnosti, si myslím, že by se takto měla energetika ubírat, stavět "okresní a krajské zdroje". Jen bych tomu zemním plynu dával větší důraz v okamžiku, kdy bude zvládnutá jeho domácí syntetická průmyslová výroba.
Firmy jaderné energetiky u nás už zanikly (jako u nás v Modřanech- Komořanech Modřanské strojírny) nebo jsou v Plzni v ruských a korejských rukou. A vyrobí toho zařízení pro JE jen pár kousků.
Na druhou stranu, v široké škále zařízení pro kogeneraci se mohou uplatnit i ryze české firmy a může se to dostat do velkoseriové výroby.
Kogenerace je společná výroba tepelné a elektrické energie. Základem je vždy palivo. Uhelná elektrárna je dnes hodně pomlouvaná. Plynová je na tom o něco lépe. Přitom je čistě plynový provoz vždy dražší. To znamená že výsledný produkt bude vždy dražší. Kdo si bude moci dovolit zaplatit dražší elektřinu a teplo z momentálně dostupných zdrojů? Opravdu se blížíme k energetické nedostupnosti.
To je ovšem problém. Úspěch větrných, fotovoltaických zdrojů nebo třeba plynových kogenerací je v tom, že to jsou v podstatě triviální technologie, které po vcelku jednoduchém zaškolení zvládne budovat a provozovat leckdo. A nejhorší provozní scénář je, že to někdo pokazí a rozbije a možná u toho "zařve" pár lidí.
Jaderné zdroje mají díky oné "špičkovosti" vysoké nároky na lidi, tj. práce tam vychází dráže. Ta špičkovost je dána požadavky na kvalitu a bezpečnost. Ty špatné snáře si nikdo nemůže dovolit. Z toho ovšem plyne, že jediná ekonomická výstavba JE jsou monstrprojekty a tyhle velké akce vedou jen k pomalému technickému vývoji a zaostávání.
Skutečně špičkoví lidé, kteří mají potenciál měnit svět, dnes dělají úplně jiné věci. Nikoho z nich nebaví udržovat v chodu technologii ze 70.-80. let.
V určitém rozmezí naprostý souhlas. Kogenerační jednotky jsou v principu definované provozním požadavkem na výrobu tepelné energie. To znamená v letním období celkem nic moc a v zimním období nejvyšší účinnost. Tak že kogenerace umí zvýšit účinnost svého tepelného oběhu pouze v zimních měsících a nikoliv celoročně.
Pokud ovšem nedělají procesní teplo. Znáte to všechny ty sušení, nahřívání, vaření, sterilizace, pasterizace, destilace, ...
Moje fantazie pracuje na plné obrátky. Tyhle kogenerační zdroje bych kombinoval s tepelnými čerpadly. Ty bych v létě poháněl FV panely a v zimě bych je používal v obdobích přebytku (když fouká). A ve zbytku času by procesní teplo dělala kogenerace a kasírovala by pěkné peníze i na elektřině, které je (když nefouká) nedostatek.
Stát by měl tohle podporovat formou podpory levného financování a podporou šíření know-how, případně propagovat obchodní modely stylu EPC. Ale takhle se bude stavět jen to, co má smysl, žádné uměliny honěné dotacemi.
KVET je už hodně stará písnička. Bohužel podmínky pro tyto provozy nejsou nejlepší. Například teplárna v Plzni. Původně zde byla postavena teplárna s protitlakou turbínou. V zimě to bezvadně topilo i s výrobou elektřiny. V létě to jenom skomíralo. Dnes je to doplněno kondenzační turbínou včetně regulovaného odběru.
Před časem jsme to tu spolu probírali (nebo spíš spolukomentovali článek) - jádro má větší šanci v modulární výstavbě menších reaktorů ve velkých sériích. Já k tou přidávám ještě to, že od doby, kdy jsem se dozvěděl o možnosti spalování jaderného odpadu a jeho násobnému snížení radioaktivity (zmenšení dluhu odkázaného příštím generacím), vychází mi že vždy část energetiky musí jet na jádře a jadernou know-how (jaderné vědce a technický personál s IQ větším než 100) si musíme udržet. Zemím jako Kanada, Rusko , Indie nebo tolik omílaná Čína v tom budoucnost vidí.
Mimochodem, příští rok se mají zvedat ceny energií, jsem zvědavý, kde s ekonomickým růstem budou za 5-10 let a jestli se nezačnou jaderky opět jevit lépe s návratností financí jako tomu bylo dříve...
Jo, klidně. Nemám nic proti tomu, že se budou stavět speciální reaktorky na "pálení jaderného odpadu", ať klidně dostávají platby za likvidaci nebezpečného odpadu.
Stejně tak souhlasím s jaderným výzkumem. Má to významný přesah do chemie, biologie, materiálového inženýrství, medicíny, ... Už jen díky těm "vedlejšákům" se to vyplácí. Takový CERN už si svou existenci (jen díky WWW) předplatil na pár tisíc let dopředu.
Podle mě by se hlavně mělo začít reformou systému poskytování systémových služeb. Ten totiž dnes zcela bezdůvodně vylučuje z hospodářské soutěže všechny zdroje pod 10 MW a zdroje s proměnlivou výrobou. Jinými slovy, zrušit spodní mez a dělat aukce na regulační kapacity po 5-15 minutových blocích, ne jednou za tři roky, na takový objem kolik je aktuálně potřeba, ne na nadsazený odhad maxima potřeby regulace. A zrovnoprávnit v regulaci i opatření na straně poptávky.
Souhlas.
Je třeba vidět, že síť je jedna = přirozený monopol. Ten lze řídit:
-plánem
-dotacemi (to je nejhorší forma plánu, naprosto neprůhledná), a když někdo podniká za účelem zisku tvrdit, že je to tunel (OZE), je pokrytectví
-Zákony a aukcemi. Ale to nedělá ani Německo, ani my. Proč?
Je vidět že rozumní lidé by se dohodli o potřebách naší energetiky. Ale nevím zda něco zmůžou proti vůli největších vlastníků energetických zařízení v ČR. Ti se nechovají jako "utility", ti chtějí jen maximalizovat svůj stávající zisk po co nejdelší dobu.
Základem provozu sítě je frekvence. Protože je dnes naše síť spojená s okolními zeměmi je pro definování bilance nutná instalace příslušných měření toků energií (není problém instalace měření s vhodnou přesností). Nadstavba nad výrobci musí být s definovanými kompetencemi příslušný dispečer. Tak že je zde požadavek obchodu (definován dodržením výkonových toků v předávacích místech) dále místní spotřeba a výroba. Tyto tři veličiny musí být vždy zachovány. Je nějaká veličina mimo požadavek?
Síť je přirozený monopol, proto jí provozuje státní firma ČEPS a správné by bylo, aby distribuční sítě provozovaly "krajské" firmy. Je to veřejná služba, nepovažuji za správné, aby to byl zaručený zdroj zisku pro nějakou korporaci. Správné by bylo veškerý zisk reinvestovat do rozvoje sítě a zkvalitňování služeb, aby byly síťové poplatky co nejmenší. Jenže to se prokoučovalo už v 90. letech.
P.S.: A co je tohle, tohle,tohle,tohle,tohle, ...? Němci prostě už druhým rokem fungují v režimu aukcí. S výsledky jsou velmi spokojení.
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se