17, Praha 2. Autoři:

HODNOCENÍ NÁVRHU PODPORY TEPLA Z OBNOVITELNÝCH A DRUHOTNÝCH ZDROJŮ

HODNOCENÍ NÁVRHU PODPORY PODPORY TEPLA Z OBNOVITELNÝCH A DRUHOTNÝCH DRUHOTNÝCH ZDROJŮ

Zpracovatel:

SEVEn, Středisko pro efektivní využívání energie, o.p.s. Americká 579/17, 120 00 Praha 2 www.svn.cz

Autoři: Jana Szomolányiová, senior konzultant Ing. Tomáš Voříšek, technický ředitel

V Praze dne 28. července 2011

2 / 55


OBSAH: POUŽITÉ ZNAČKY A ZKRATKY ................................................................ .......................................................................................... .......................................................... 5 SEZNAM TABULEK A GRAFŮ ................................................................ ............................................................................................. ............................................................. 6 1. ÚVOD................................................................ ................................................................................................ ................................................................................................ ................................................................ 7 2. CÍLE V ROZVOJI OZE V ČR DO 2020 ................................................................ ........................................................................... ........................................... 10 2.1.

Základní cíle NAP OZE do roku 2020 ................................................................ ..................................................................................... .....................................................10

2.2. Cíle v oblasti využití biomasy (všech forem) a jejich implikace do surovinových potřeb a jejich zajištění ................................................................ ................................................................................................ ................................................................................................ .................................................................... ....................................11 2.2.1. Dílčí cíle rozvoje „bioenergetiky“ do 2020 ...................................................................11 2.2.2. Specifikace potřeby primárních surovin a jejich původu..............................................12 2.2.3. Dopady do cen a výše podpory ...................................................................................14

3. NÁSTROJE PODPORY VYUŽITÍ TEPLA Z OZE............................................................ ............................................................ 16 3.1.

Program podpory výroby tepla z OZE ve Velké Británii ....................................................... .......................................................16

3.2.

Kvóty na výrobu tepla z OZE v Německu................................ ................................................................ ............................................................................... ...............................................18

3.3.

Kvóty a zelené obchodovatelné certifikáty v Belgii .............................................................. ..............................................................19

3.4.

Úleva na daních z energie ve Švédsku ................................................................ .................................................................................. ..................................................20

3.5.

Úleva na dani pro investice ve Francii ................................................................ ................................................................................... ...................................................20

4. SROVNÁNÍ RŮZNÝCH FOREM PODPORY VÝROBY TEPLA V PODMÍNKÁCH ČR.... 21 4.1.

Investiční podpora ................................................................ ................................................................................................ ................................................................................... ...................................................21

4.2.

Provozní podpora tepla z OZE ................................................................ ................................................................................................ ................................................................23 4.2.1. Výkupní ceny/bonusy k ceně tepla z OZE ...................................................................23 4.2.2. Obchodovatelné certifikáty ..........................................................................................24 Obchodovatelné certifikáty v kombinaci s povinnou kvótou na výrobu tepla z OZE .....25 Obchodovatelné certifikáty uplatněné k úlevě na dani ......................................................25

4.3.

Nepřímá provozní podpora výroby tepla z OZE a DZ............................................................ ............................................................26 4.3.1. Úleva na dani z příjmu .................................................................................................26 4.3.2. Úlevy na daních z energie ...........................................................................................26 4.3.3. Emisní povolenky .........................................................................................................27

3 / 55


4.4.

Posouzení systému provozní podpory tepla z OZE navrhovaného pro ČR ........................28

5. EKONOMICKÁ ANALÝZA VÝŠE PODPORY ................................................................ ................................................................ 31 5.1.

Výtopny na (tuhou) biomasu ................................................................ ................................................................................................ .................................................................. ..................................32 5.1.1. Stávající zařízení .........................................................................................................32 5.1.2. Nová zařízení ...............................................................................................................33

5.2.

Teplárenské zdroje na tuhou biomasu ................................................................ ................................................................................... ...................................................35 5.2.1. Stávající zařízení .........................................................................................................35 5.2.2. Nová zařízení ...............................................................................................................36

5.3.

Teplárenské zdroje na plynnou biomasu resp. bioplyn ........................................................ ........................................................38 5.3.1. Stávající zařízení .........................................................................................................38 5.3.2. Nová zařízení ...............................................................................................................39

6. DOPADY NAVRHOVANÉ PODPORY TEPLA Z OZE A DZ ........................................... ........................................... 40 6.1.

Stávající (licencované) zdroje tepla z OZE a DZ ................................................................ .................................................................... ....................................40

6.2.

Nová výroba tepla z OZE a DZ ................................................................ ................................................................................................ ................................................................42

7. ZÁVĚRY A SHRNUTÍ ................................................................ ................................................................................................ ..................................................................... ..................................... 44 CITOVANÁ LITERATURA ................................................................ ................................................................................................ ................................................................... ................................... 46 PŘÍLOHY ................................................................ ................................................................................................ ............................................................................................. ............................................................. 48 PŘÍLOHA 1 ................................................................ ................................................................................................ .......................................................................................... .......................................................... 49 PŘÍLOHA 2 ................................................................ ................................................................................................ .......................................................................................... .......................................................... 54 PŘÍLOHA 3 (OBRAZOVÁ PŘÍLOHA) ................................................................ .................................................................................. .................................................. 55

4 / 55


POUŽITÉ ZNAČKY A ZKRATKY BPS

Bioplynová stanice

CZT

Dálkové vytápění, ústřední vytápění (v angl. „district heating")

DZ

Druhotné zdroje

KVET

Kombinovaná výroba elektřiny a tepla

NAP OZE

Národní akční plán pro energii z obnovitelných zdrojů

OZE

Obnovitelné zdroje

ZB

Zelený bonus

5 / 55


SEZNAM TABULEK A GRAFŮ Tabulka 1 –

Hrubá konečná spotřeba energie ČR v roce 2010 a 2020 a míra příspěvku OZE na ni (Zdroj: NAP OZE, scénář s dod. energ. účin.) ........ 10

Tabulka 2 –

Stávající a cílové hodnoty NAP OZE v oblasti rozvoje elektřiny, tepla a chladu z pevné, plynné i kapalné biomasy mezi lety 2010 a 2020 (Zdroj: NAP OZE, tabulky č. 10 a 11) .................................................................. 12

Tabulka 3 –

Tarify pro teplo z OZE vyplácené v rámci systému RHI (červenec 2011) 18

Tabulka 4 –

Ceny tepelné energie v České republice u licencovaných zdrojů tepla – odhad k 1.1.2010 ..................................................................................... 33

Tabulka 5 –

Nákladová cena výroby tepla z biomasy ve výtopnách bez poskytované podpory a s poskytovanou podporou ....................................................... 34

Tabulka 6 –

Nákladová cena výroby tepla z biomasy v teplárenských zdrojích na biomasu po odpočtu navrhované provozní podpory ................................ 37

Tabulka 7 –

Modelový příklad ekonomiky zvýšení celkového stupně využití energie v bioplynu (SEVBP) u BPS o kapacitě výroby bioplynu (BP) 20 GWh vyvedením tepla do místa spotřeby v množství 3 tis. MWh/rok ............... 39

Tabulka 8 –

Scénáře dosažení cílů OZE v oblasti využití biomasy (BM) a bioplynu (BP) pro výrobu elektřiny a tepla do roku 2020 a vyčíslení nákladů................. 43

Tabulka 9 –

Souhrnné statistiky výroby elektřiny a tepla z biomasy za rok 2009 u licencovaných zdrojů tepla ....................................................................... 54

Graf 1

Prognóza vývoje instalovaného elektrického výkonu bioplynových stanic podle dřívějších odpadů, NAP a aktualizovaných dat z r. 2011 (CzBA, 2011) ........................................................................................................ 55

–

6 / 55


1. ÚVOD Vláda České republiky dne 23. května 2011 předložila do dolní komory Parlamentu ČR pod sněmovním tiskem č. 369/0 (nový) zákon o podporovaných zdrojích energie. energie. Jeho smyslem je na jedné straně implementovat do české legislativy ustanovení nové Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů, která přináší řadu nových povinností s cílem napomoci v plnění cílů EU do roku 2020 (dosažení 20 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě celé Unie). A na druhé straně pak odstranit nedostatky dosavadního systému podpory zavedeného zákonem č. 180/2005 Sb., Sb. o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, k nimž patří zejména vznik (energetickou legislativou nepovolených) odchylek u licencovaných subjektů majících v zodpovědnosti provoz přenosové a distribuční soustavy v zemi, dále pak problémy s celkovou stabilitou rozvodné sítě v ČR vyvolané rychlým nárůstem výkonově nestabilních zdrojů elektřiny na bázi OZE a nakonec pak i rychle se zvyšující finanční náklady na podporu „zelené“ elektřiny, které převyšují finanční možnosti konečných zákazníků a ohrožují konkurenceschopnost českého průmyslu. Klíčovým východiskem dalšího vývoje se má stát Národní akční plán pro energii z obnovitelných zdrojů do roku 2020 (dále jen „NAP NAP OZE“), OZE jehož povinnost zpracování má dle výše uvedené Směrnice nyní každý členský stát. ČR svůj plán postavila na záměru dále do budoucna přiměřeně zvyšovat využití OZE pro výrobu el. energie, tepla i jako motorové palivo v dopravě. Mezi lety 2010 a 2020 se jedná celkem o více než zdvojnásobení množství užitečné energie na cca 50 TWh nebo-li více více než 180 PJ ročně., ročně čemuž by dle projektovaného scénáře vývoje energetické náročnosti země odpovídalo asi 13,5 % hrubé konečné spotřeby energie v roce 2020. 2020 Termín hrubá konečná spotřeba je zde zásadní, jelikož znamená, že rozvojové cíle již nejsou omezeny jen na produkci elektřiny z OZE (tj. tzv. OZEOZE-E) tak, jako tomu bylo doposud, ale nově i na teplo při jeho „centralizované“ výrobě a distribuci ke spotřebě a paliva využívanými pro přímé krytí tepelných potřeb konečných spotřebitelů a jako motorové palivo v dopravě (viz definice termínu ve směrnici). NAP

OZE,

který

se

má

stát

z pohledu

dosažení

cílových

hodnot

závazným,

„spoléhá“ primárně na dalším rozvoji energetického využívání biomasy nejrůznějších forem pro výrobu el. energie a tepla a také jako motorové palivo v dopravě. Jejich energetický

7 / 55


příspěvek v absolutních číslech má reprezentovat více než 80 % celkového závazku do roku 2020. Akční plán předpokládá navýšit užití pevné biomasy a bioplynu pro výrobu elektřiny do roku 2020 celkem o 4,2 TWh (o cca 2 TWh z pevné biomasy a o 2,2 TWh z bioplynu) a přitom současně zvýšit užití těchto zdrojů obnovitelného původu pro výrobu tepla o cca 9 TWh (v poměru 7,5 TWh v případě pevné biomasy a 1,5 TWh v případě bioplynu). Přídavek kapalných biopaliv pro využití v dopravě pak činí 5 TWh. TWh Pokud by tyto plány měly být vyčísleny v surovinových nárocích, jedná se o zajištění řádově 15 až 20 milionů tun další biohmoty ročně ročně.1To je pro srovnání přinejmenším dvojnásobek současných hodnot. Tato dodatečná produkce bude (muset být) z velké části kryta využitím zem. půdy pro „produkci energie“, energie“ jak dokládají analýzy ověřující zbývající potenciál biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu [L3]. Splnění cílů NAP OZE tak bude znamenat zásadní zapojení českého zemědělství v nadcházejících letech do „zelené“ energetiky, a to využitím 0,5 až 0,9 mil. ha zemědělské půdy pro výrobu nejrůznějších vhodných plodin (viz kapitola 2). 2 Tyto rozlohy lze považovat za současné situace zemědělského půdního fondu ČR (4,25 mil. ha) jako zajistitelné, jejich faktické využití však bude znamenat, že ceny takto získávané primární bioenergie budou o 50 až 100 % vyšší, než tomu bylo doposud u biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu. Nákladovost „výroby“ se tak může pohybovat mezi 100 až 200 Kč v přepočtu na GJ dále využitelné energie, energie u surovin pro výrobu kapalných biopaliv pak ještě více. Nákladovost zajištění těchto surovin by bylo nicméně možné i vhodné z části korigovat změnou stávající zemědělské dotační politiky. Pokud by byla zachována i jen stávající výše těchto podpor a byla by podmíněna využitím určitého množství či typu ploch pro energetické účely, znamenalo by to faktickou redukci výrobních nákladů o min. 15 až 20 %. Zhruba 1 mil ha zemědělské půdy je tvořen tzv. trvalými travními porosty (TTP), jejichž údržba je

1)

Jednalo by se ze 40-50 % o suroviny, které mají být dodávány pro potřeby nových bioplynových

stanic a mající relativně nižší obsah sušiny (typicky max. 30-35 %), dále pak z 30-40 % o dřevní i nedřevní biomasu o vyšší sušině (min. 50-60 %) vhodnou pro přímé spalování a zbytek by kryly potřeby surovin pro výrobu kapalných biopaliv mající podobu hlavních produktů využívaných plodin (řepka, cukrovka, obilí).

8 / 55


podporována cca 4,5 mld. Kč/rok. Podporu pro jednotlivé producenty lze podmínit např. produkcí sena pro energetické využití nebo dodávkou píce pro výrobu bioplynu. Přesto lze konstatovat, že pokud by tyto zdroje měly být rozvíjeny tak, jak NAP OZE předpokládá,

bez

další

veřejné

podpory

nebude

energie

z nich

vyráběná

konkurenceschopná. Podpora by přitom měla být koncipována tak, aby byla co nejefektivnější tj. dosáhla stanovených cílů nejméně nákladným způsobem. Vládní předloha předmětného zákona počítá s tím, že cíle bude dosaženo: dosaženo: •

provozní podporou výroby elektřiny z biomasy, a to u menších zařízení (do 100 kWe) formou výkupní ceny a u zařízení nad 100 kWe v podobě příplatku k ceně vyráběné silové el. energie (zeleného bonusu) a

•

investiční podporou výroben tepla z OZE z různých zdrojů

Současně akcentuje potřebu vytvoření systémového tlaku na co nejefektivnější využití primární energie v biomase využívané pro výrobu elektřiny, a to podmínkou úhrady zeleného bonusu za výrobu „zelené“ elektřiny z biomasy jen, pochází-li z kombinované výroby elektřiny a tepla. Tato práce analyzuje možné finanční úspory, které by byly dosaženy výrazně vyšším využitím biomasy pro výrobu tepla namísto elektřiny, elektřiny, než NAP OZE předpokládá. A současně současně verifikuje zavedení možné provozní podpory ve formě bonusu za užitečné teplo pocházející z obnovitelných a druhotných zdrojů tak, jak navrhuje sdružení CZ Biom spolu s dalšími asociacemi podporujícími obnovitelné zdroje. zdroje.

9 / 55


2. CÍLE V ROZVOJI OZE V ČR DO 2020 2.1. Základní cíle NAP OZE do roku 2020 Tabulka níže vyčísluje, jaké dodatečné množství energie NAP OZE předpokládá pro dosažení cíle: 13,5 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě země v roce 2020.2 V absolutním množství se jedná o zajištění více než 50 TWh energie z obnovitelných zdrojů, to je o takřka 22 TWh či téměř 80 PJ více, více než je současnost. Tabulka 1- Hrubá Hrubá konečná spotřeba energie ČR v roce 2010 a 2020 a míra příspěvku OZE na ni (Zdroj: NAP OZE, scénář s dod. energ. účin.)

Oblast použití

Konečná spotřeba brutto celkem

Podíl OZE

TWh Rok

TWh

%

2010

2020

2010

2020

2010

2020

Vytápění a chlazení

207

217

21

31

10,2 %

14,3 %

Elektřina

70

84

5

12

7,4 %

14,4 %

Doprava

71

77

3

8

4,1 %

10,4 %

Celkem

349

378

29

51

8,4 %

13,5 %

Klíčové předpoklady splnění cíle v roce 2020 oproti 2010: 2010:

2)

•

Zdvojnásobení množství OZE-E (z 5 TWh3 na 12 TWh) TWh

•

1,5krát vyšší využití OZE pro výrobu tepla/chladu (z 20 na 30 TWh) TWh

•

Více než 2,5krát vyšší množství biopaliv v dopravě (z 3 na 8 TWh) TWh

Za „hrubou konečnou spotřebou energie“ Směrnice 2009/28/ES rozumí energetické komodity

dodané k energetickým účelům pro průmysl, dopravu, domácnosti, služby včetně veřejných služeb, zemědělství, lesnictví a rybolov, včetně elektřiny a tepla spotřebovaných odvětvím energetiky při výrobě elektřiny a tepla a včetně ztrát elektřiny a tepla v distribuci a přenosu. 3)

Skutečná výroba elektřiny z OZE činila v roce 2010 dle sdělení ERÚ celkem 5,88 TWh (viz stránky

http://www.eru.cz).

10 / 55


2.2. Cíle v oblasti využití biomasy (všech forem) a jejich implikace do surovinových potřeb a jejich zajištění 2.2.1.

Dílčí cíle rozvoje „bioenergetiky“ do 2020

Co předpokládá NAP OZE pro ČR u výroby elektřiny a tepla z biomasy/bioplynu do 2020 oproti 2010: 2010: •

Nárůst výroby elektřiny z pevné biomasy o cca 2 TWh

•

Významný nárůst počtu a instalovaného výkonu bioplynových stanic (na > 400 MWe) a výroby elektřiny v nich (z 600 GWh na cca 2,8 TWh) TWh

•

Zvýšení výroby resp. konečného užití tepelné energie z biomasy či bioplynu o takřka 9 TWh/rok (proti roku 2010)

•

NAP OZE předpokládá jeho krytí z více než 35 % vyšším využitím paliv z biomasy v domácnostech (tj. pro vytápění zejména RD) a na zvýšení využití tepla z biomasy/bioplynu v ostatních sektorech (průmysl, systémy CZT) by připadalo 5,6 TWh nebo-li cca 20 mil. GJ za rok, rok z toho prostřednictvím systémů CZT téměř polovina tj. asi 2,6 TWh resp. 9,2 PJ. PJ

Cíle v oblasti výroby elektřiny jednotlivých druhů OZE stanovené v NAP jsou často nereálné. Např. přímo Česká bioplynová asociace odhaduje, že nedojde k očekávanému vývoji podle NAP, ale předpokládá cca o 10 % nižší nárůst (viz příloha 3). 3 Obdobné „optimistické“ plány lze identifikovat i v případě využití tuhé biomasy (viz níže).

11 / 55


Tabulka 2- Stávající a cílové hodnoty NAP OZE v oblasti rozvoje elektřiny, tepla a chladu z pevné, plynné i kapalné biomasy mezi lety 2010 a 2020 (Zdroj: NAP OZE, tabulky č. 10 a 11) 11) Parametr

Jednotka

2010

2020

Nárůst

TWh

1,93

6,17

4,24

tuhá biomasa

TWh

1,31

3,29

1,98

plynná biomasa resp. bioplyn

TWh

0,62

2,87

2,25

TWh

20,46

29,27

8,82

tuhá biomasa

TWh

19,84

27,33

7,5

plynná biomasa resp. bioplyn

TWh

0,62

1,94

1,3

TWh

12,76

15,99

3,2

TWh

1,54

4,09

2,6

TWh

6,2

9,2

3,0

TWh

22,39

35,44

13,05

Výroba elektřiny z biomasy (BM) a bioplynu (BP) v členění podle formy obnovitelného zdroje:

Využití tepla z BM a BP pro vytápění a chlazení v členění podle formy obnovitelného zdroje:

v členění podle subjektu vyrábějícího teplo/chlad: domácnosti (úplatným či bezúplatným získáním paliva a jeho využitím ve vlastním zdroji tepla) dodavatelé tepla prostřednictvím soustav ústředního vytápění (CZT)* ostatní subjekty (dopočet) Elektřina a teplo z BM a BP celkem

*) V českém překladu textu směrnice 2009/28/ES se uvádí výraz „ústřední vytápění“, což má v anglickém originále označovat „district heating“. Pro jednoznačnost by se spíše hodil název dálkové vytápění, jenž bývá v českém prostředí označován jako CZT (centralizované zásobování teplem).

2.2.2.

Specifikace potřeby primárních surovin a jejich původu

Pokud by tyto plány měly být vyčísleny v surovinových nárocích, jedná se o zajištění řádově 10 milionů tun další biohmoty ročně. ročně To je pro srovnání přinejmenším dvojnásobek současných hodnot. Tato dodatečná produkce bude (muset být) z velké části kryta využitím zem. půdy pro „produkci energie“, energie“ jak dokládají analýzy ověřující zbývající potenciál biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu [L3]. Výroba dalších 2,2 terawatthodin elektřiny z bioplynu si bude vyžadovat dalších minimálně 7 až 10 mil. tun surovin majících dle obvyklé praxe z velké části (min. z 85-90 %) podobu konzervovaných rostlinných vstupů jako je např. kukuřičná siláž, travní senáž, energetické obilí, čirok ad. vhodné plodiny. Za předpokladu kombinovaného zapojení dnes pro výrobu potravin ani krmiv nevyužívané orné půdy a trvalých travních porostů to bude reprezentovat

12 / 55


350 až 500 tis. hektarů zemědělské půdy4, která by byla účelově využita pro potřeby výroben bioplynu. Jako reálné se přitom jeví současné dosažení cílových hodnot i v oblasti využití tepla z bioplynu jen, bude-li důsledně vyžadována vysoká účinnost míry využití energie v bioplynu, tj. výrobny budou mít zajištěn odběr alespoň 1/3 vyráběného tepla v bioplynové kogenerace (mimo vlastní technologickou spotřebu tepla) anebo zařízení namísto spotřeby plynu v kogenerační jednotce jej bude upravovat na biometan pro dodávku do plynárenské sítě jako substitut zemního plynu nebo přímé využití jako motorové palivo v dopravě. Upřednostnění zařízení na úpravu bioplynu na biometan přitom umožní umožní zvýšit celkovou účinnost procesu až na 7575-80 %, což je mnohem více, než BPS dnes obvykle dosahují (40(4050 %). Při větším uplatnění této technologie by to rovněž umožnilo významně snížit potřeby surovin (o 1/3 až ½ při stejném množství vyrobené užitečné energie). V případě energetického využití biomasy vhodné pro přímé spalování by předpoklad dodatečné výroby elektřiny ve výši dalších 2 TWh znamenal v praxi zajištění dalších 7 až 10 TWh primární energie v palivu či jinak 2 až 4 mil. tun paliva dle výhřevnosti výhřevnosti (nižší pro výhřevnost blížící se 15 GJ/t, vyšší při výhřevnosti nižší než 10 GJ/t). Zdroje této biomasy lze očekávat odlišné, rychle se snižující disponibilní biomasa z lesního hospodářství a dřevozpracujícího

průmyslu

bude

znamenat

využití

opět

biohmoty

produkované

zemědělstvím. Jako vhodné se jeví zapojení (peletizovaných) odpadů vznikajících při čistění zemědělských plodin, obilnin, při zpracování olejnin, dále sláma, seno ad. organické materiály nenacházející dnes materiálové využití, případně pak dodávky biomasy z plantáží rychle rostoucích rostlin a dřevin (např. miskantus, čirok, japonský topol, vrby apod.). Bude-li tato biomasa využívána v zařízeních na kombinovanou výrobu elektřiny a tepla (KVET), může být ze stejného množství paliva vyrobeno řádově až násobky více tepla (tj. jednotky terrawatthodin). Při (spolu)spalování biomasy dle současné praxe (viz dále) je možné získávat 1,5 až 2krát větší množství energie v podobě tepla jako u vyrobené elektřiny, při výrobě elektřiny jen ve skutečné KVET by množství dále využívaného tepla z biomasy mohlo, resp. muselo být 5 až 10krát vyšší (tj. řádově 10 až 20 TWh!). TWh!) Splnění rozvojových cílů v oblasti vyššího využití biomasy pro krytí tepelných potřeb domácností bude rovněž znamenat zajištění dalších 0,7 až 1 mil. tun biopaliva. biopaliva Tyto

4)

Předpokládá obvyklý hektarový výnos pěstovaných plodin pro výrobu bioplynu na orné půdě ve výši

30-40 tun/rok a u travní porostů 10-20 t/rok – vždy v surovém stavu obsahujícím typicky 30-35 % sušiny. Při stejnoměrném zastoupení obou druhů ploch či převaze travních porostů (což lze očekávat) může být průměrný hektarový výnos okolo 20 t/ha.

13 / 55


dodatečné potřeby by měly být (ideálně) kryty palivovým dřevem a dřevními briketami a peletami, s ohledem na jejich stále menší dostupnost (ať už z pohledu fyzického množství nebo stále vyšší ceny) lze však očekávat i nezanedbatelné zastoupení komprimovaných paliv z nejrůznějších levnějších surovin (např. zahrádkářské bioodpady, papír, odpadní dřevo apod.). Dalších přinejmenším statisíce tun až jednotky milionů tun pak bude potřeba zajistit pro další plánovaný rozvoj ve využití paliv z biomasy pro krytí potřeby tepla v průmyslu včetně zdrojů systémů CZT (dálkového vytápění), a terciárním sektoru. Do značné míry zde přitom potřeby paliva mohou být kryty jeho využitím v kombinované výrobě elektřiny a tepla, kdy současně je možné na jednotku kilowatthodiny vyrobené el. energie získat až několik kilowatthodin tepla. Významné nároky na suroviny i půdu si bude klást rovněž rozvoj kapalných biopaliv, naplnění cíle do roku 2020 znamená zajistit dodatečně řádově 2 až 3 mil. tun výchozí suroviny – semen řepky olejky a bulvy cukrovky příp. pšenice 5, což bude vyžadovat řádově necelých 2,5 tis. ha cukrovky nebo 20 tis. ha pšenice a totožnou rozlohu tj. 150 tis. ha olejnin). Potřeby dalších ploch může omezit vyšší import případně využití i vedlejších produktů pro výrobu energeticky dále využitelné biosložky.

2.2.3.

Dopady do cen a výše podpory

Z výše uvedeného vyplývá, že naplnění cílů NAP OZE by znamenalo zásadní zapojení zemědělství a jím obhospodařovaných ploch v nadcházejících letech do „zelené“ energetiky, a to v řádu pohybujícím se mezi 0,5 až 1 mil. ha zem. půdy. půdy Tyto rozlohy lze považovat za současné situace zemědělského půdního fondu jako zajistitelné, jejich faktické využití však, jak už stávající praxe např. u bioplynových stanic naznačuje, bude znamenat, že ceny takto získávané primární bioenergie budou o 50 až 100 % vyšší, než tomu bylo doposud u biomasy dřevního původu z lesního hospodářství a dřevozpracujícího průmyslu. Nákladovost „výroby“ se tak může pohybovat mezi 100 až 200 Kč v přepočtu na GJ dále využitelné energie, energie u surovin pro výrobu kapalných biopaliv pak ještě více. Nákladovost zajištění těchto surovin by bylo nicméně možné i vhodné z části korigovat změnou stávající zemědělské dotační politiky, tj. přímých dotací vyplácených na hektar

5)

Na jednu tunu bezvodého kvasného lihu využitého pro výrobu ETBE je potřeba v průměru 3,75 tuny

pšenice nebo cca 10 tun cukrovky, na výrobu tuny MEŘO pak cca 3 tuny semen řepky olejky.

14 / 55


obhospodařované zem. půdy. Pokud by byla zachována i jen stávající výše těchto podpor6 a byla by podmíněna využitím určitého množství či typu ploch pro energetické účely, znamenalo by to faktickou redukci nákladů o min. 15 až 20 %. Přesto pokud by tyto zdroje měly být rozvíjeny, bez další veřejné podpory nebude energie z nich vyráběná konkurenceschopná. Podpora by přitom měla být koncipována tak, aby byla co nejefektivnější tj. dosáhla stanovených cílů nejméně nákladným způsobem. způsobem

6)

V roce 2010 dosahovala celková výše přímých plateb zemědělcům v ČR částky téměř 18 mld. Kč, z

toho více než 14 mld. mělo podobu unijní Jednotné platby na hektar (tzv. SAPS) a zbytek pak představovaly národní dorovnávací platby (tzv. „top-up“). Platby SAPS byly nárokové pro jakoukoliv zem. půdu zapsanou v LPIS a tak jednotková výše činila cca 3360 Kč/ha, doplňkové národní platby pak byly poskytovány jen pro vybrané typy zem. ploch resp. pěstované plodiny příp. doprovodnou živočišnou výrobu a mohly dosáhnout až několik dalších tisíc Kč v přepočtu na hektar tohoto „kvalifikovatelného“ pozemku.

15 / 55


3. NÁSTROJE PODPORY VYUŽITÍ TEPLA Z OZE V oblasti politiky na podporu využití obnovitelných zdrojů se dosud v Evropě dostávalo nejvíce prostoru podpoře výroby elektrické energie, a to zejména z toho důvodu, že první „celoevropské“ cíle byly legislativou EU definovány právě pro výrobu elektřiny z OZE, jež měly členské země dosáhnout do roku 2010 (dnes již zrušenou Směrnicí 2001/77/ES). V souvislosti se změnou rozvojových cílů do roku 2020 tak, že nově zahrnují i jiné formy energie z OZE (teplo, paliva), začínají některé země EU postupně zavádět intenzivnější formy podpory i pro výrobu tepla. Vedle „tradičních“ systému podpory investičních nákladů projektů či zdrojů tepla se stále více do popředí dostávají nástroje poskytující i provozní charakter podpory. podpory S ohledem na charakter a smysl tohoto dokumentu jsou níže podrobněji popsány příklady uplatnění provozní podpory tepla z OZE, jež byly v nedávné době zavedeny v několika zemích EU. Výčet přitom není úplný a lze očekávat, že další členské státy některou z prezentovaných podpor v brzké době rovněž zavedou.

3.1. Program podpory výroby tepla z OZE ve Velké Británii Velká Británie se stala první zemí EU, jež zavedla provozní podporu v podobě tarifů vyplácených na jednotku vyrobeného tepla z OZE, a to v rámci programu Podpory tepla z obnovitelných zdrojů (v angl. „Renewable heat incentive“ – RHI). RHI Tato podpora by měla zabezpečit dosažení ambiciózního cíle britské vlády navýšit podíl tepla z OZE na celkových dodávkách tepla v UK ze současných 1, 5 % na 12 % v roce 2020. To má zásadně přispět k plnění cíle 15 % celkového podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě UK v roce 2020 podle Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/28/ES. V první fázi programu RHI budou od roku 2011 podpořeny vyplácením tarifů zdroje v průmyslu, službách a veřejném sektoru, zatímco v druhé fázi budou zahrnuty do podpory i domácnosti. Na podporu zdrojů mimo domácnosti plánuje Britská vláda vyplatit mezi lety 2011 – 2014/15 souhrnně 860 mil. liber. Po dobu první fáze budu mít domácnosti nárok na investiční dotaci na instalaci vybraných technologií využití OZE pro výrobu tepelné energie (tzv. Renewable Heat Premium Payment). Na tuto podporu má být vynaloženo kolem 15 mil. liber.

16 / 55


Tarify vyplácené v rámci RHI plní funkci bonusů, tj. příplatků k ceně, ceně kterou obdrží výrobce tepla z OZE od svých odběratelů. Hodnota tarifů byla vypočtena tak, aby hradila vícenáklady výrobců tepla z OZE oproti výrobě tepla v klasickém zdroji na fosilní paliva. Tarif proto pokrývá rozdíl v investičních i provozních nákladech technologie využívající obnovitelný zdroj a nákladech klasické technologie. Navíc také zahrnuje náklady na překonání nefinančních bariér využití OZE a návratnost kapitálu, který byl navíc investován. Tarify byly vypočteny tak, aby přinášely návratnost investic ve výši 12 % s výjimkou solárních zdrojů, kde je toto číslo výrazně nižší - kolem 5 %. U termální solárních zdrojů jenž jsou nejdražší podpořenou technologií s tarifem ve výši 8.5 p/kWh byla uplatněna výjimka ve způsobu výpočtu. Hodnota tohoto tarifu byla odvozena od současné výše podpory potřebné pro získávání elektřiny z větrných elektráren budovaných na moři (tzv. „off-shore“). Jedná se o marginální nákladově - efektivní technologii výroby elektřiny z OZE potřebnou pro plnění cíle 15 % podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě energie UK v roce 2020 (Renewable Heat Incentive: Impact Assessment 2011). Zbylé tarify pro teplo z OZE jsou nižší než tato hraniční hodnota 8.5 p/kWh. Z toho je vidět, že podpora těchto zdrojů na výrobu tepla z OZE je levnějším způsobem jak dosáhnout 15 % cíle UK než by tomu bylo pouze podporou výroby výroby elektřiny z OZE. OZE V počátečním období spuštění systému od července 2011 bude podpořena výroba tepla a KVET pouze v následujících technologiích (které jsou specifikovány dalšími požadavky): •

Kotle na biomasu

•

Spalování bioplynu (do 200 kWt)

•

Geotermální energie

•

Tepelná čerpadla ze země a vody (ohřívající vodu)

•

Energie z komunálního pevného odpadu

•

Termické solární panely (do 200 kWt)

S podpořeným teplem nemůže být plýtváno a musí být využito k předepsanému účelu. Příjemcem podpory je vlastník zařízení na výrobu tepla z obnovitelných zdrojů. Zdroje musí být pro vyplácení podpory registrovány u energetického regulátora Ofgem. Tabulka níže uvádí výši tarifů pro zdroje mimo domácnosti a budou vypláceny regulátorem Ofgem čtvrtletně po dobu 20 let. Tyto ceny budou každý rok upraveny o vývoj indexu maloobchodních cen, a tak budou aplikovány na nové i již dříve podpořené projekty.

17 / 55


Zajímavostí systému je rozdělení tarifů v kategorii využití biomasy v malých a středních zdrojích na dva tarify. První, vyšší tarif bude vyplácený pouze, dokud využití zdroje nepřekročí 15 % ročního jmenovitého výkonu (ekvivalent 1314 hodin). Je zaměřený na uhrazení kapitálových vícenákladů na instalované technologie. Druhý, nižší tarif bude vyplácen až na základě výroby nad tuto hranici a měl by hradit pouze zvýšené palivové náklady. Tento systém zamezí přílišné podpoře zdrojů, které mají nadprůměrné roční využití výkonu, a také eliminuje motivaci k umělé nadvýrobě tepla, s kterým by bylo následně plýtváno. Zdrojem financování pro vyplácení tarifů jsou vládní fondy na rozdíl od Britského systému tarifů platných pro elektřinu z OZE, kde jsou náklady přenášeny na konečné spotřebitele elektřiny.

Tabulka 3 - Tarify pro teplo z OZE vyplácené v rámci systému RHI (červenec 2011)

Kategorie Pevná biomasa, pevný komunální odpad (včetně KVET) Malé zdroje Střední zdroje Velké zdroje Tepelná čerpadla (země, voda) Malý zdroj Velký zdroj Termické solární panely Biometan Spalování bioplynu (mimo skládkový plyn)

Výkon kWt

Tarif p/kWh

Doba garance podpory Roky

< 200

≥ 1000

1. tarif: 7,6 2. tarif: 2 1. tarif: 4,9 2. tarif: 2 2,7

20 20 20 20 20

< 100 ≥ 100 < 200 bez limitu

4,5 3,2 8,5 6,8

20 20 20 20

< 200

6,8

20

≥ 200; < 1000

Zdroj: Ofgem 2011

3.2. Kvóty na výrobu tepla z OZE v Německu Od počátku roku 2009 byl v Německu zaveden nový systém podpory tepla z obnovitelných zdrojů novým zákonem „EEG 2009“. Cílem je oproti roku 2007 více než zdvojnásobit podíl využití obnovitelných zdrojů na konečné spotřebě tepla, tj. až na 14 % v roce 2020 (to zahrnuje teplo na vytápění, chlazení, technologické teplo a přípravu teplé vody).

18 / 55


Vlastnící nových budov s plochou větší než 50 m2 musí pokrýt podíl celkové tepelné spotřeby (k vytápění či chlazení) z obnovitelných zdrojů ve stanovené výši. Spolkové země mohou rozšířit tuto povinnost i na stávající budovy. Vlastníci mohou také provádět náhradní opatření, které je možné provádět samostatně nebo kombinovat s dosažením stanovených podílů využití obnovitelných zdrojů. Minimální povinné podíly užití OZE při pokrytí celkové tepelné spotřeby u výše uvedených budov jsou stanoveny rozdílně pro jednotlivé typy obnovitelných zdrojů: solární teplo (15 %), plynná biomasa (30 %), kapalná a pevná biomasa (50 %) a geotermální energie (50 %). U náhradních opatření jsou požadavky stanoveny následovně: •

u využití odpadního tepla 50 % podílu na celkové spotřebě tepla,

•

u využití tepla z kombinované výroby elektřiny a tepla 50 % na celkové spotřebě tepla,

•

u snížení spotřeby primární energie izolací je nutné dosáhnout o 15 % lepší tepelnou izolaci budovy oproti požadavku Nařízení o úsporách energie a

•

u pokrytí spotřeby tepla přímo z tepelné soustavy musí tato dodávat nejméně 50 % tepla vyrobeného z obnovitelných zdrojů, odpadního tepla, anebo kombinované výroby elektřiny a tepla.

3.3. Kvóty a zelené obchodovatelné certifikáty v Belgii V roce 2003 zavedla regionální vláda ve Valonsku nový systém zelených certifikátů na podporu využití obnovitelných zdrojů a energeticky efektivních technologií ve výrobě elektřiny. Výroba tepla je podpořena pokud se realizuje spolu s výrobou elektřiny. Každá výrobní jednotka obdrží určitý počet zelených certifikátů úměrný své výrobě energie z OZE a úspoře emisí CO2. Úspora těchto emisí je přitom počítána ve vztahu k ekvivalentnímu množství vyrobené elektrické energie a tepelné energie v klasické referenční elektrárně, či výtopně. Zelené certifikáty mají platnost po dobu 5 let. Trh zelených certifikátů vznikl s povinností určenou každému dodavateli elektřiny získat určitý počet zelených certifikátů úměrný objemu odbytu jeho vlastní elektrické energie (kvótě). Kvóta byla pro rok 2003 stanovena na úrovni 3 % a až do roku 2010 má každoročně růst o 1 %. Jestliže dodavatel nesplní danou kvótu, zaplatí pokutu úměrnou počtu chybějících zelených certifikátů. Valonská komise pro energii CWaPE uděluje zelené certifikáty v nehmotné podobě. Každou transakci týkající se zeleného certifikátu je nutno oznámit CWaPE, která vede aktuální registr certifikátů zaručující jejich vysledovatelnost. Tento registr, který má podobu databáze,

19 / 55


obsahuje souhrn vystavených zelených certifikátů, jejich záruku původu, datum vystavení, jejich držitele a zaznamenané transakce. Valonský trh se zelenými certifikáty úspěšně podpořil produkci energie z obnovitelných zdrojů. Jeho objem se v průběhu let postupně zvyšuje spolu s postupným navyšováním povinné kvóty. V roce 2003 bylo vydáno 600 tisíc certifikátů, zatímco v roce 2005 již téměř jeden milion. Cena certifikátů se v roce 2007 pohybovala na úrovni kolem 90 Eur/MWh.

3.4. Úleva na daních z energie ve Švédsku Ve Švédsku bylo využití biomasy podpořeno výjimkou z relativně vysokých daní z energie. Pokud je ve výrobě tepla pro CZT spalována biomasa, je výroba osvobozena od daně z CO2 , síry a daně z olejů. Od zavedení daně v roce 1991 vzrostla původní sazba ve výši 27 EUR/t CO2 až na 100 EUR/t CO2. To znamená pro výrobce tepla z biomasy úsporu ve výši téměř 1 Kč/kWh oproti výrobě tepla z pevných paliv, která je daní z CO2 zatížená.

3.5. Úleva na dani pro investice ve Francii V roce 2005 byl ve Francii zaveden systém úlev na daních u technologií využívající OZE a energeticky účinné technologie pro výrobu tepla. Tato podpora tedy funguje podobně jako investiční dotace. V roce zavedení byla úleva ve výši 40 % a v následujícím roce byla zvýšena až na 50 %.

20 / 55


4. SROVNÁNÍ RŮZNÝCH FOREM PODPORY VÝROBY TEPLA V PODMÍNKÁCH ČR Níže jsou stručně zhodnoceny hlavní charakteristiky stávajících i možných systémů podpory výroby tepla z obnovitelných zdrojů a posouzena vhodnost jejich případného uplatnění v České republice. Systémy se liší ve faktické formě podpory (přímá dotace, úleva na dani atd.) a jejich výhody a nevýhody pro jejich možné uplatnění v našich podmínkách jsou posuzovány primárně podle obecných charakteristických rysů případně nabitých zkušeností s jejich uplatněním v praxi. Kromě těchto obecných vlastností systémů je však velmi zásadní i nastavení konkrétních parametrů, to zn. např. míra poskytované dotace, procento úlevy na dani, výše sankčních pokut apod. Jejich kvantifikace pro české podmínky je provedena či zhodnocena, je-li to relevantní (systém byl již u nás zaveden nebo se jeví jako potenciálně vhodný). V poslední části této kapitoly je zhodnocen systém provozní podpory, který je navrhován sdružením CZ Biom spolu s dalšími profesními asociacemi OZE v ČR.

4.1. Investiční podpora Poskytování investičních podpory v podobě nevratných příspěvků pro spolufinancování části investičních nákladů projektů zdrojů tepla na bázi OZE byl v posledních letech v ČR tím hlavním nástrojem podpory rozvoje využití OZE pro tento účel. Nejčastěji byly tyto dotace poskytovány investorům z řad soukromých organizací či veřejnoprávních institucí a byly stanoveny zpravidla jedním z těchto způsobů: •

jako procento z „uznatelných“ investičních nákladů projektu anebo

•

paušální částkou v přepočtu na zařízení či jednotku jeho instalovaného výkonu

korigovaných dle bodového hodnocení dosaženého ve zvolených hodnotících kritériích (jimiž nejčastěji byly měrné investiční náklady projektu, ekologické přínosy v podobě množství ušetřených emisí CO2 či celková ekonomika projektu hodnocená ukazateli NPV, IRR apod), míry ekonomické výhodnosti projektu a případně ještě dle typu příjemce dotace (aby nedošlo k narušení principů rovné hospodářské soutěže vyplývající z nadřazené legislativy EU).

21 / 55


Dosavadní tuzemské zkušenosti s přiznáváním investičních podpor z různých dotačních programů (např. OPPI, OPŽP, PRV, Zelená úsporám) přinášejí následující poznatky: poznatky •

Investiční dotace bezpochyby napomáhají kapitálově slabším subjektům k realizaci projektů; poskytnutá podpora jim umožňuje krýt zbývající pořizovací náklady zdroje vlastními prostředky nebo bankovním úvěrem, což značně rozšiřuje počet možných žadatelů o podporu.

•

Nízká kapitálová vybavenost příjemců dotací však v praxi znamená, že velká většina poskytnuté podpory je ve skutečnosti využita na krytí nákladů spojených se zajištěním zbývajících prostředků úvěrovým financováním (tj. úhradu úroků); výsledkem je, že kofinancování části investice nevede k výrazně nižší nákladovosti vyráběné energie – při hodnocení záměru „dle projektu“ tak nákladovost projektu poskytnutá dotace nemusí nakonec vůbec ovlivnit.

•

Dalším průvodním jevem dotačních programů je fakt, že z podpor nebyly vyloučeny projekty vyrábějící vedle tepla současně i elektřinu.

•

Navíc, zejména u projektů využívajících biomasu dochází díky možnému získání investiční a provozní podpory k velkému růstu zájmu mezi investory, což vede k rostoucí poptávce po palivech z biomasy, která zvyšuje jejich ceny. V konečném důsledku se to projevuje (v lepším případě) rostoucími palivovými náklady či dokonce (v horším případě) i fyzickým nedostatkem paliva z důvodu nemožnosti jeho pořízení v dané ceně.

•

Na změněné provozní podmínky však investiční dotace už nemohou zpravidla „pamatovat“ a tak je časté, že u podpořených zdrojů po jejich uvedení do provozu bývají odchylky oproti deklarovaným provozním parametrům až o desítky procent, což jen ve výjimečných případech vede ke zpětnému přehodnocení udělené investiční dotace (zde však pouze jejím krácením nebo odebráním).

•

Na přípravu dotačních programů a jejich vlastní realizaci (tj. příjmu žádostí, jejich vyhodnocení a vyplácení podpor) vč. následného monitoringu je dále potřeba poměrně veliká agenda a administrativa. Transakční náklady tak mohou v konečném důsledku dosahovat nezanedbatelných částek (v řádu i jednotek procent celkově vyplacené podpory).

•

Aktuální stav a výhled dotačních programů, které byly u nás v posledních letech pro podporu výstavby výroben tepla z OZE zavedeny, však vede k závěru, že přinejmenším v příštích 2-3 letech nebudou další přímé podpory tohoto typu k dispozici. Prostředky alokované na investiční podporu projektů na využití OZE pro výrobu tepla jsou dnes u všech programů téměř vyčerpány a možné nové fondy

22 / 55


navázané na nadřazené podpůrné programy EU je možné očekávat až po roce 2013. Národní veřejné zdroje jsou již dnes přitom natolik zatíženy jinými závazky, že podpora projektů OZE je takřka vyloučena. •

Ve světle výše uvedeného tak lze prohlásit, že dotační formy podpory nepřinášejí pouze pozitiva ve smyslu dalšího rozvoje podporovaného vývoje, ale pojí se s nimi i jisté nevýhody, které v konkrétních podmínkách mohou dokonce převážit. Otazníky v českém prostředí vzbuzuje zejména dosavadní investiční podpora výrobnám tepla z biomasy, která se stále viditelněji jeví jako vhodná pouze pro menší zařízení typu kotle pro domácnosti. domácnosti.

Z tohoto důvodu je dále v textu analyzována možnost zavedení přímé či nepřímé provozní formy podpory pro větší zdroje vyrábějící teplo z OZE v ČR.

4.2. Provozní podpora tepla z OZE 4.2.1.

Výkupní ceny/bonusy k ceně tepla z OZE

Výkupní ceny pro teplo z OZE jsou systémem podobným systému výkupních cen pro elektřinu z OZE. Obecně takový systém spočívá ve stanovení povinnosti výkupu tepla z OZE za vládou stanovené minimální ceny. Druhou možností je analogicky k systému zelených bonusů pro elektřinu, zavést bonus/příplatek k tržní ceně tepla. Zavedení systému výkupních cen pro teplo z OZE bylo v Evropě po několik let předmětem diskusí a návrhů a v letošním roce se Spojené království stalo první zemí, která takový systém zavedla. Ekonomická efektivnost výše popsaného systému (celkové více-náklady vynaložené na jednotku nové výroby tepla z OZE) je vysoká při správném nastavení výše podpory: •

Podpora je poskytována pouze na základě prokázané realizace výroby. Nemůže dojít k tomu, že je podpora, a tím i více-náklady vynaloženy na plánované, ale nerealizované výroby, jak je tomu v případě investiční podpory.

Jak je tomu u všech typů provozní podpory, v rámci tohoto systému je také nutné zavést systém verifikace, sběru a registraci dat o produkci tepla z OZE. OZE K tomu je nejvhodnějším subjektem v ČR operátor trhu. V obou případech - u výkupních cen i bonusů musí být zabezpečen zdroj hrazení vícevícenákladů. nákladů Více-náklady se zde rozumí celková suma vyplacených bonusů, anebo objem rozdílu výkupních cen oproti tržní ceně. Tento problém byl předmětem několika studií a návrhů v zahraničí:

23 / 55


•

Studie Mezinárodní energetické agentury (IEA, 2006) navrhla uvalit tuto povinnost na subjekty dodávající fosilní paliva pro trh s teplem, jelikož jejich množství je mnohem menší než počet výrobců tepla.

•

V nově zavedeném systému provozní podpory tepla z OZE v UK je vyplácení tarifů hrazeno energetickým regulátorem Ofgem přímo z veřejných rozpočtů. Toto řešení je také administrativně nejjednodušší pro Českou republiku. Výdaje státního rozpočtu na podporu mohou být hrazeny z prodeje emisních povolenek, či případně příjmů z daní z energie (zejména v souvislosti s novým návrhem EU na zvýšení daňového zatížení energetických produktů [L16]).

Důležitou otázkou je také na koho uvalit povinnost vyplácení bonusů, tak aby administrativní náklady nepřekročily únosnou míru. Pro Českou republiku je k tomu z hlediska již existující infrastruktury nejvhodnější operátor trhu.

4.2.2.

Obchodovatelné certifikáty

Další možností vytvoření systému provozní podpory pro výrobu tepla z OZE je systém analogický systému obchodovatelných certifikátů pro podporu elektřiny z OZE. Tento systém byl v kombinaci s povinnou kvótou na výrobu elektřiny z OZE úspěšně zaveden v několika Evropských zemích na podporu výroby elektřiny z OZE (Švédsko, Velká Británie, Polsko). Pro podporu tepla v kombinaci s povinnou kvótou byl diskutován v UK a Německu, ale ani v jedné z těchto zemí nebyl uplatněn. V České republice bylo také navrhováno uplatnění systému obchodovatelných certifikátů v kombinaci s úlevou na dani, proto jsou v dalším textu diskutovány obě tyto varianty systému. V obou variantách je nutné vytvoření funkčního trhu s obchodovatelnými certifikáty. Výrobci tepla z OZE obdrží od k tomu určené instituce certifikáty v počtu odpovídajícím výrobě tepla z OZE. Následně je prodávají na trhu, a tím obdrží příspěvek na krytí více-nákladů využití OZE. Z toho plyne i hlavní nevýhoda systému obchodovatelných certifikátů oproti systému výkupních cen/bonusů. Výrobci tepla z OZE totiž musí vyjednávat a uzavírat kontrakty o prodeji obchodovatelných certifikátů dalším tržním subjektům (kteří uplatní certifikáty buď k plnění povinné kvóty anebo k odečtu daní z energií v závislosti na nastavení systému). Tyto transakční náklady budou v relativně větší míře finančně zatěžovat výrobu menších výrobců tepla z OZE. Systém obchodovatelných certifikátů také vyžaduje o něco vyšší náklady na administraci. administraci Stejně jako u systému výkupních cen/ bonusů je nutné zavést verifikaci produkce tepla z

24 / 55


OZE – je nutné provádět sběr a verifikaci dat. V systému obchodovatelných certifikátů musí být ale navíc zřízen registr obchodovatelných certifikátů. Obchodovatelné certifikáty v kombinaci s povinnou povinnou kvót kvótou vótou na výrobu tepla z OZE Aplikace tohoto systému na podporu výroby tepla by znamenala, že vláda stanoví povinnou kvótu, tj. minimální podíl výroby z OZE na dodávce tepla. Tato povinnost by byla dále naplněna odevzdáním příslušného množství obchodovatelných certifikátů, jež obdrží výrobci tepla z OZE a můžou jej prodávat za tržní cenu subjektům povinovaným plněním stanovené kvóty. Na rozdíl od systému výkupních cen/bonusů je nejdříve legislativně zakotveno cílové množství podílu výroby tepla z OZE a až následně je cena certifikátů, (tj. výše provozní podpory) určena na trhu s obchodovatelnými certifikáty. Ve výsledku by se cena certifikátů měla teoreticky rovnat výši marginálních nákladů výrobců energie z OZE v době uzavření kontraktu o prodeji certifikátů (pro podrobnější vysvětlení viz studii SEVEn - Szomolányiová, Voříšek 2010). Úspěch tohoto typu systému závisí na konkrétním designu systému – pokuty za neplnění povinností musí být dostatečně vysoké a účinně vymáhané. Kvóta nesmí být stanovena tak, že přesáhne dostupný potenciál výroby tepla z OZE. Povinnost musí být jasně definovaná i časově vymezená. Zkušenosti s praktickou aplikací v minulosti ukazují, že nedostatky v některých specifikách systému limitovaly celkový úspěch systémů (IEA 2007) . Při uplatnění systému kvóty a obchodovatelných certifikátů na podporu tepla zůstává problémem na koho uvalit povinnost dodržení kvóty vzhledem k lokální povaze výroby tepla. Uvalení

povinnosti

na

veškeré

provozovatele

zdrojů

dodávajících

teplo

by

bylo

administrativně náročné vzhledem k velkému množství těchto provozovatelů v České republice. Obchodovatelné certifikáty uplatněné k úlevě na dani Systém zavedení přidělování obchodovatelných certifikátů za vyrobené množství tepla z obnovitelných zdrojů lze také kombinovat s úlevou na dani. V tomto systému je prvotně nastavená cena provozní podpory – tj. cena certifikátů bude určena výší úlevy na dani. Na základě výše provozní podpory je pak tržně určeno množství a typ výroby tepla z OZE, jenž se výrobcům vyplatí produkovat za podpory odpovídající ceně certifikátu.

25 / 55


Výhodou tohoto systému je řešení financování provozní podpory bez nutnosti zřizování zvláštního fondu a zavádění nového poplatku. Nicméně to nijak nesnižuje celkový objem více - nákladů na podporu výroby tepla z OZE. Systém je proto podobný systému výkupních cen/bonusů, kde je také státem určena výše podpory, a to má následně vliv na výši produkce tepla z OZE. V systému výkupních cen/ bonusů je však podpora přímá – a nevyžaduje na výrobcích tepla z OZE vyjednávání na prodej certifikátů jak bylo popsáno výše. Proto je v případě rozhodnutí využít mechanizmus určující primárně výši podpory (a ne množství) vhodnější využít systém výkupních cen/ bonusů.

4.3. Nepřímá provozní podpora výroby tepla z OZE a DZ 4.3.1.

Úleva na dani z příjmu

V minulosti byl v ČR tento podpůrný instrument zaveden,7 z důvodu neúměrného nárůstu výše podpory na rychle se rozvíjející zdroje OZE-E byla tato úleva od letošního roku (2011) zrušena. Znovuzavedení této úlevy od placení daně z příjmu, třebaže by bylo pro některé zdroje na bázi OZE vhodné i přiměřeně motivační, se nejeví jako pravděpodobné.

4.3.2.

Úlevy na daních z energie

Další možností dosažení podpory na jednotku výroby tepla z OZE je rozšíření působnosti úlevy na dani z energie, tak jak bylo úspěšně provedeno ve Švédsku. Daně z energie mohou být velice účinným nástrojem k podpoře využití OZE, pokud jsou sazby uplatněné na fosilní paliva dostatečně motivační, tj. zvyšují náklady na produkci energie z fosilních zdrojů natolik, že kompenzují více-náklady výroby energie z OZE, která je z daně osvobozena. Dosud však takový návrh v České republice schválen nebyl. V současnosti je v České republice na uhlí a zemní plyn uplatněna sazba 30,6 Kč na MWh spalného tepla. (S výjimkou nulové sazby pro zemní plyn, který je spotřebován pro dodávky

7)

Konkrétně byly od daně z příjmu osvobozeny příjmy z provozu malých vodních elektráren do

výkonu 1 MW, větrných elektráren, tepelných čerpadel, solárních zařízení, zařízení na výrobu a energetické využití bioplynu a dřevoplynu, zařízení na výrobu elektřiny nebo tepla z biomasy, zařízení na výrobu biologicky degradovatelných látek stanovených zvláštním předpisem, zařízení na využití geotermální energie (dále jen "zařízení"), a to v kalendářním roce, v němž byly poprvé uvedeny do provozu, a v bezprostředně následujících pěti letech.

26 / 55


tepla domácnostem). Jelikož výrobci tepla z OZE tyto daně neplatí, jejich náklady jsou ve výsledku relativně nižší. Takto vzniklá konkurenční výhoda znamená přibližně pouze 3 % navýšení průměrné ceny tepla z fosilních zdrojů. Pro více znatelný vliv daní na využití OZE v ČR by to vyžadovalo značné zvýšení současné úrovně sazeb pro fosilní paliva. Se zvýšením úrovně zdanění fosilních paliv lze počítat v souvislosti s případným schválením návrhu Směrnice rady upravující Směrnici rady 2003/96/ES, kterou se mění struktura rámcových předpisů Společenství o zdanění energetických produktů a elektřiny. Novela směrnice může však vejít v platnost nejdříve v roce 2013. Podle ní by měly daně na motorová paliva, paliva užívaná k vytápění a daně z elektřiny být stanoveny na základě energetického obsahu příslušného energetického produktu a také na základě množství CO2, které je jeho užitím emitováno. To znamená, že více znečišťující produkty budou podléhat většímu daňovému zatížení. Nově zaváděné minimální sazby pro daň z CO2 budou přitom platit pouze průmyslové podniky, jenž nespadají do systému emisního obchodování. Pro paliva určená k vytápění v návrhu stanovena minimální sazba na úrovni 20 Eur/t CO2 (přibližně 500 Kč/t CO2 , což se například ve využití pevných paliv pro výrobu tepla promítne jako náklad přibližně ve výši 50 Kč/GJ).

4.3.3.

Emisní povolenky

Velké instalace spadající do systému obchodování EU s emisními povolenkami nemusí za výrobu z OZE povolenky odevzdávat. Proto v případě, že konkurenční výrobci tepla z fosilních zdrojů budou nuceni nakupovat povolenky v aukcích, bude to znamenat konkurenční výhodu pro využití obnovitelných zdrojů. Směrnice Evropské komise 2009/29/ES stanovuje od roku 2013 pro „staré“ členy EU povinnost alokovat v aukcích celý objem povolenek v sektoru výroby elektřiny. Výjimkou je možnost přidělit zdarma povolenky pro výrobu tepla vysoce účinnou společnou výrobu tepla a elektřiny, pokud jsou tyto přiděleny i v sektoru průmyslu. Tato výjimka byla také přenesena do zákona 164/2010 Sb.. Ten také umožňuje výrobcům žádat o přidělení bezplatných povolenek k investicím do vybavení a modernizace infrastruktury a do čistých technologií (na základě schválení Evropskou komisí). Proto v následujících letech v České republice bude míra zvýšení nákladů výroby tepla z fosilních zdrojů záviset na množství povolenek přidělených bezplatně, či v aukci.

27 / 55


4.4. Posouzení systému provozní podpory tepla z OZE navrhovaného pro ČR Asociace zastupující zájmové skupiny v oblasti využití OZE navrhly v souvislosti s přípravou výše uvedeného zákona o podporovaných zdrojích energie model provozní podpory tepla z OZE, který je blíže popsán v příloze. Níže jsou kriticky zhodnoceny jednotlivé klíčové aspekty návrhu z hlediska jejich vhodnosti pro české podmínky Forma podpory: podpory: •

Navrhovaná provozní podpora má mít podobu „zeleného“ bonusu, bonusu tj. příplatku k tržní ceně tepla. Výhodou této formy podpory je fakt, že příjemce podpory motivuje k nákladové optimalizaci výroby tepla a současně k jeho správnému dimenzování a využití. Investiční formy podpory jsou schopny zohlednit tyto skutečnosti jen částečně a navíc dle předpokladů a ne dle skutečnosti. Volba této formy podpory je navíc konzistentní i s navrhovanou podporou elektřiny z OZE stejně jako podporou vysokoúčinné elektřiny z KVET; i ve světle dosavadních zkušeností s investičními podporami ji lze označit v současných podmínkách jako vhodný podpůrný nástroj pro vymezený předmět podpory.

Předmět podpory: podpory: •

Předmětem podpory se má stát tzv. užitečné teplo vyrobené s využitím obnovitelných anebo i druhotných zdrojů (OZE a DZ) u definovaných výroben tepla.

•

Omezení podpory na tzv. užitečné teplo 8 lze označit jako jdoucí za rámec cílů definovaných v rámci Směrnice 2009/28/ES, de facto je podporováno pouze teplo, které nalezne efektivní využití u konečných zákazníků (přestože by do národních cílů bylo možné začlenit i teplo dodávané ze zdrojů do soustav CZT, tj. včetně distribučních ztrát). Podporuje tedy výrobce k minimalizaci distribučních ztrát a tedy co nejefektivnějšímu využití primární energie v palivu.

•

Podpora tepla pocházejícího z OZE není omezena na konkrétní druh, což v případě přímého energetického využití biomasy spalováním může zásadní měrou ovlivnit

8)

Definováno jako teplo využité k uspokojování ekonomicky odůvodněné poptávky po teplu (anebo

chladu), jehož množství nepřekračuje potřeby tepla (anebo chladu) konečných odběratelů, které by jinak byly uspokojovány za tržních podmínek jinými procesy výroby energie

28 / 55


cenovou hladinu u dnes dostupných tuhých bio-paliv dřevního původu. To však není vůbec žádoucí, spíše naopak, poskytnutá podpora by měla přispět k vyšší tržní konkurenceschopnosti tepla z výroben na biomasu. •

Aby teplo pocházející z DZ mělo nárok na podporu, lze označit jako vhodné, vhodné energetické využití druhotných zdrojů (zejména komunálních odpadů) je standardní součástí zodpovědné politiky odpadového hospodářství a doposud u nás bylo opomíjeno.

Příjemce podpory: •

Mezi příjemce podpory jsou navrhovány stávající i noví vlastníci zdrojů tepla na OZE i DZ o instalovaném tepelném výkonu vyšším než 200 kW, kteří jsou současně držiteli platné licence na výrobu tepla dle Energetického zákona (zákona 458/2000 Sb.), tj. zakládající možnost výroby a dodávky tepla jako podnikatelskou činnost. Toto vymezení lze označit jako přiměřené, bude řešit významnou část trhu s teplem. Zahrnutí stávajících zdrojů mezi možné příjemce však může vzbuzovat kritiku o (ne)odůvodněnosti této podpory. Vedle argumentu, že přiznání podpory spíše vyrovná zvýšené palivové náklady, kterým stávající zdroje díky rychlému růstu biomasy v posledních letech musí čelit, lze případně považovat za věcné správné i případné omezení podpory jen na teplo vyrobené z „pěstované“ biomasy.

•

Samozřejmostí je, že podpora bude vycházet z prokazatelných dodávek tepla (na základě měření) a zdroj tepla stejně jako rozvody budou muset splňovat minimální účinnost užití energie stanovené prováděcím právním předpisem.

Výše podpory: podpory •

Výše podpory je jednotně pro teplo z OZE i DZ navrhována v částce 60 Kč/GJ (ekvivalent 0,22 Kč/kWh). Kč/kWh) Tato hodnota má být přitom každoročně navýšena o 2 %. Takto navržená výše podpory se jeví jako ekonomicky dostačující (viz následující kapitola), její automatická indexace však může opět spíš být vnímána jako implicitně zavádějící setrvalý růst cen. Ve světle současných ekonomických problémů není samozřejmé, že bude docházet ke stejnému růstu cen obecně (tj. inflace) a naopak lze očekávat inflaci spíše vyšší.

Vyplácení bonusů: •

Bonusy na teplo z OZE a DZ by měl být vypláceny operátorem trhu, pokud o to výrobce tepla požádá, a předá mu k tomu naměřené nebo vypočtené hodnoty

29 / 55


vyrobeného tepla. Tedy de facto stejně, jako tomu bude v budoucnu v případě ostatních podporovaných forem energie. Hrazení vícenákladů: vícenákladů: •

Celkové výdaje na poskytovanou podporu jsou navrhovány k úhradě v ceně elektřiny odebírané konečnými zákazníky. Aby přitom byl zajištěn jistý strop možné výše této podpory, navrhovatel současně předpokládá zavedení mezního poplatku ve výši 50 Kč/MWh dodané elektřiny. Efektivnějším využitím části prostředků na podporu výroby elektřiny z OZE na podporu tepla dojde k 6-10 krát vyššímu efektu za stejné prostředky a koneční odběratelé elektrické energie ušetří cca 1,2 mld. Kč ročně. Další příjmy navrhuje předkladatel hledat v oblasti budoucího prodeje emisních povolenek v rámci třetího období systému EU ETS, jenž začíná rokem 2013, či využitím výnosu z daní z energie.

Povinnost výkupu tepla: •

Součástí navrhovaného systému podpory je dále i povinnost vykupovat teplo vyrobené z OZE nebo DZ, a to následujícími subjekty: o

držiteli licence na rozvod tepelné energie a

o

provozovateli budov veřejné správy, kteří mohou tuto povinnost splnit také prostřednictvím držitele licence na rozvod tepelné energie.

•

Povinnost výkupu tepla nevzniká: o

je-li již potřeba tepla uspokojena teplem z OZE nebo DZ,

o

pokud by došlo ke zvýšení celkových nákladů na pořízení tepla pro stávající odběratele držitele licence na rozvod tepelné energie anebo

o

pokud parametry teplonosné látky neodpovídají parametrům v rozvodném tepelném zařízení v místě připojení.

•

Vynaložené náklady spojené s připojením výrobny tepla hradí vlastník tohoto zdroje.

Výše uvedené doprovodné aspekty podpory lze považovat za akceptovatelné, posílí roli výrobců tepla z OZE a DZ aniž by zhoršovaly ekonomickou situaci povinných vykupujících.

30 / 55


5. EKONOMICKÁ ANALÝZA VÝŠE PODPORY Z výše uvedeného posouzení vyplývá, že vedle investiční podpory projektům na výrobu tepla se v podmínkách ČR jeví jako smysluplné uvažovat i o provozní formě podpory ve formě příplatků (zelených bonusů) za vyrobené teplo u významnějších výrobců vyrábějících teplo jako podnikatelskou aktivitu – tj. držitelů licence na výrobu tepla dle Energetického zákona (zákona č. 458/2000 Sb.). Pro kvantifikaci možné výše této podpory je nutné nejprve zhodnotit, co by podpora měla plnit. V zásadě lze vyjít z principu, že provozní podpora by měla být volena tak, aby: (i)

byla natolik ekonomicky zajímavá, že přispěje ke splnění definovaných rozvojových cílů co nákladově nejefektivnějším způsobem (vyplatí se teplo z OZE využívat);

(ii)

přitom však neohrozí jiná odvětví či sektory, která využívají stejné materiálové zdroje avšak pro jiné než energetické účely, a

(iii)

bude rovněž odpovídat ekologickým přínosům, které teplo z OZE bude přinášet.

Doplňujícím hlediskem by pak však mělo být také to, že pro souhrnnou vyplacenou výši takovéto podpory na národohospodářské úrovni bude možné zajistit dostačující finanční zdroje. zdroje Posouzení každého z dílčích kritérií je přitom nutné provádět pro každý alespoň základní typ zdroje tepla a biomasu, kterou využívá samostatně. Za tímto účelem byly stanoveny čtyři základní a nejčastější druhy zdrojů tepla na bázi OZE: •

výtopny na tuhou biomasu

•

teplárenské zdroje na tuhou biomasu

•

teplárenské zdroje na plynnou biomasu (bioplyn)

Každý z těchto zdrojů pak může být dále z hlediska stanovení výše provozní podpory kategorizován na nová a stávající zařízení. zařízení Tímto rozdělením je pak možné dokázat, jak

31 / 55


může u stávajících resp. nových zařízení zvolená provozní podpora pomoci snížit nákladovost vyráběného tepla.

5.1. Výtopny na (tuhou) biomasu 5.1.1.

Stávající zařízení

Stávající výrobny tepla přímým spalováním výtopenským způsobem, tj. bez výroby elektřiny, zahrnují velmi rozličnou skupinu provozů o různé velikosti spalující jak pouze biomasu, tak i současně jiná paliva fosilního původu. Dle statistik ERÚ (viz příloha č. 2) bylo v roce 2009 v ČR v provozu více než čtyřicet výtopen (spolu)spalujících biomasu a dodávajících teplo v licencovaném režimu dle Energetického zákona. Dohromady tyto zdroje spalováním rozličných druhů biomasy vyrobily více než 1,1 mil. GJ tepla (měřeno na patě zdroje). Lze přitom předpokládat, že v důsledku poskytovaných investičních podpor počet těchto zařízení v posledních dvou letech dále vzrostl. Efekty navrhovaného přiznání podpory lze modelově vyjádřit pro tři různě investičně náročné typy výtopen se třemi různými druhy palivových nákladů jakožto dvou hlavních nákladových položek do značné míry determinujících výrobní cenu tepla. Výslednou „matici“ možných variant ukazuje Tabulka 5 níže. Zdroje, které byly postaveny s velmi nízkými investičními náklady (okolo okolo 5 tis. Kč/kWt), jaké jsou dosažitelné např. při pouhé záměně kotle a částečném využití existující infrastruktury (např. stavba kotelny, komín, skladovací prostory na palivo atd.), a současně dnes obvyklými cenami biomasy (okolo 100 Kč/GJ) mohou při získání podpory v navrhované výši docílit snížení výrobní ceny tepla na patě zdroje na hodnotu nižší než 200 Kč/GJ. To je hodnota srovnatelná s cenou tepla z uhelných zdrojů (viz statistiky cen tepla ERU v tabulce č. 4 níže). I při případném zvýšení ceny paliva na dvojnásobek je stále výrobní cena tepla pod 300 Kč/GJ, což lze označit za limitní hranici pro stále přijatelnou cenovou úroveň dodávaného tepla u konečných zákazníků (stále se nachází proti ceně tepla ze zemního plynu). Jinými slovy lze prohlásit, že tyto zdroje mohou zavedením navrhované podpory obstát v cenové konkurenci s konvenčními zdroji tepla na bázi uhlí nebo plynu. Zdroje s investičními náklady typickými pro menší projekty anebo větší projekty na „zelené louce“ (investiční náklady okolo 10 tis. Kč/kWt) jsou již v obtížnější situaci. Je-li cenová

32 / 55


hladina nakupované biomasy na úrovni 100 až 150 Kč/GJ, výsledná výrobní cena tepla po zápočtu podpory může spíše konkurovat již jen výrobnám na bázi zemního plynu. Ve srovnání s uhelnými zdroji by tak nákladovost byla min. o 100 Kč v přepočtu na vyrobený gigajoul tepla vyšší. Nejméně pomůže navrhovaná podpora projektům, u kterých byly investiční náklady relativně vysoké (15 15 tis. Kč/kW Kč/kWt). Pak by poskytnutá podpora ani u nejlevnějších dnes dostupných forem biomasy nepostačovala k ekonomicky konkurenceschopné ceně tepla. Lze tedy shrnout, že provozní podpora může napomoci k vyšší konkurenceschopnosti zdrojů, jež byly vybudovány s nízkými či průměrnými investičními náklady. Zdroje s vyššími investičními náklady však byly často podpořeny investiční dotací, nebo se jedná o zdroje kombinované výroby elektřiny a tepla a jejich příjmy nejsou založeny pouze na prodeji tepla.

5.1.2.

Nová zařízení

V případě posouzení provozní podpory z pohledu nových zařízení lze dojít ke stejným závěrům.

Tabulka 4 - Ceny tepelné energie v České republice u licencovaných zdrojů tepla – odhad k 1.1.2010 Primární palivo

Uhlí

Ostatní paliva

Úroveň předání tepelné energie

Kč/GJ

Kč/GJ

Z výroby při výkonu nad 10 MWt

210,97

297,7

Z primárního rozvodu

305,07

401,11

Z výroby při výkonu do 10 MWt

457,81

439,1

Z centrální výměníkové stanice

427,05

545

Zdroj: (ERÚ 2010)

33 / 55


Tabulka 5 - Nákladová cena výroby tepla z biomasy ve výtopnách bez poskytované podpory a s poskytovanou podporou Typ zdroje dle [Kč/kWh]

invest. nákladů

Cena paliva biomasy

Nákladová cena bez podpory

Nákladová cena s podporou

BM

BM

BM

BM

BM

BM

Kat. I

Kat. II.

Kat. III

Kat. I

Kat. II.

Kat. III

0,36

0,54

0,72

0,36

0,54

0,72

Modelová

Rozdíl oproti kat. I

provozní podpora

Kat. II

Kat. III

0,54

0,72

Nákladová cena tepla na výstupu ze zdroje [Kč/kWh]:

Zdroj tepla typu výtopna na biomasu

nízké IN

0,8

1,0

1,2

0,60

0,81

1,02

0,22

0,2

0,4

průměrné IN

1,2

1,4

1,6

0,99

1,21

1,42

0,22

0,2

0,4

vysoké IN

2,0

2,2

2,4

1,78

1,99

2,21

0,22

0,2

0,4

Typ zdroje dle [Kč/GJ]

invest. nákladů

Cena paliva biomasy

Nákladová cena bez podpory

Nákladová cena s podporou

Modelová

BM

BM

BM

BM

BM

BM

provozní

Kat. I

Kat. II.

Kat. III

Kat. I

Kat. II.

Kat. III

100

150

200

100

150

200

podpora

Rozdíl oproti kat. I Kat. II

Kat. III

150

200

Nákladová cena tepla na výstupu ze zdroje [Kč/GJ]:

Zdroj tepla typu výtopna na biomasu

nízké IN

227

286

345

167

226

285

60

59

118

průměrné IN

336

395

454

276

335

394

60

59

118

vysoké IN

555

614

673

495

554

613

60

59

118

Poznámka: BM označuje biomasu, kat I až III její různou cenu, IN investiční náklady

34 / 55


5.2. Teplárenské zdroje na tuhou biomasu 5.2.1.


Stávající zařízení využívající biomasu v režimu společné výroby elektřiny a tepla (KVET) dnes mají nárok na veřejnou podporu danou zákonem č. 180/2005 Sb. Výrobny se 100 % podílem biomasy na palivové základně mají nárok na podporu ve formě povinného výkupu vyráběné elektřiny, nebo-li mají garantován odprodej elektřiny za stanovené ceny po dobu předpokládané životnosti zařízení. U výroben spalujících biomasu spolu s jinými palivy je výroba elektřiny subvencována jen prostřednictvím zelených bonusů (a tedy bez garance dlouhodobé stability podpory). Dle statistiky ERÚ byly v roce 2009 v ČR v provozu celkem téměř čtyři desítky výroben KVET (spolu)spalujících biomasu (viz příloha č. 2). Velkou většinu tvořily teplárenské či elektrárenské zdroje využívající biomasu spolu s jinými palivy (fosilního původu). Tyto výrobny vyrobily celkem téměř 8 mil. GJ tepla z biomasy a dále nezanedbatelné množství elektřiny.9 U zdrojů spalujících biomasu spolu s dalšími palivy dosahovala celková sezónní účinnost cca 54 % (ve složení: 21 % elektrická a 33 % tepelná), čtveřice zcela biomasových zdrojů dosahovala průměrné účinnosti 64 % (ve složení 18 % elektrická a 48 % tepelná). Minima a maxima z pohledu celkové energetické účinnosti se v obou skupinách zdrojů dohromady pohybovala od méně ne než 40 % (zdroje, kde elektřina reprezentovala více než 7080 % celkových užitečných dodávek elektřiny a tepla) až po více než 80 % (zdroje, kde naopak teplo v bilanci výroby elektřiny a tepla dominovalo s podílem nad 90 %) – rozhodující zde přitom nebylo složení paliva ani tak velikost zdroje, jako spíše jeho vhodné technické uspořádání (z pohledu využitelnosti tepla z KVET). Výše uvedené charakteristiky jsou cenné při úvahách, jakou měrou může provozní podpora tepla pocházející z biomasy být pro tyto stávající zdroje nápomocná. Za tímto účelem byly opět vytvořeny modelové příklady tří již vybudovaných dedikovaných zdrojů tepla na biomasu typu KVET s rozdílnými investičními náklady (50, 100 a 150 tis.

9)

Množství tepla z biomasy stanoveno dle procentního zastoupení paliv z biomasy na celkové vsázce

paliva u každého zdroje a takto zjištěná výroba na každém zdroji sečtena.


Kč/kWel) a rovněž i různými náklady na pořízení paliv z biomasy (opět v rozmezí 100, 150 a 200 Kč/GJ). Pro jednoduchost bylo předpokládáno, že jediným palivem bude biomasa. Současně pak byl modelován efekt rozličné výše celkové účinnosti zdroje od 50 % představujících zdroj s významnější výrobou elektřiny až po mezních 80 % reprezentujících výrobnu s plnohodnotnou KVET. To vše při neměnné výši podpory vyráběné elektřiny i tepla. Výsledky výpočtů shrnuje tabulka č. 6 níže. níže Dokládá, že při vyšší sezónní účinnosti zdroje (min. 65 %) je možné dosáhnout nákladových cen tepla (vč. odpočtu navrhované podpory) ve výši 200 Kč/GJ či méně i u zdrojů s obvyklou investiční náročností (cca 100 tis. Kč/kWel), a to i při vyšších palivových nákladech (150 až 200 Kč/GJ). U investičně nejvíce náročných zdrojů KVET (investiční náklady na úrovni min. 150 tis. Kč/kWel) poskytnutá podpora vyráběnému teplu vede k obdobným nákladovým cenám jen, pokud zdroj dosahuje nižších palivových nákladů (100 až 150 Kč/GJ) a opět efektivně využívá minimálně 65 % výchozí energie v palivu. V případě stávajících zdrojů elektřiny a tepla spalujících biomasu společně s jiným druhem paliv fosilního původu bude mít zavedení případné podpory výrobě tepla z biomasy rovněž pozitivní účinek.

5.2.2.

Nová zařízení

V případě posouzení provozní podpory z pohledu nových zařízení lze dojít ke stejným závěrům. Je však možné podotknout, že nová zařízení, jež by měla vyrábět elektřinu a teplo z pevné biomasy, budou v případě přijetí navrhovaného zákona vstupovat do zcela nového systému podpory výroby elektřiny, který významnou měrou změní ekonomiku jejich provozu. Volatilita podpory vyrobené elektřiny, jež bude způsobena hodinovým stanovováním ceny zelného bonusu dle silové ceny elektřiny na trhu, bude významně komplikovat finanční plán i skutečnou výši příjmů v běžném roce. Přiznání podpory za vyrobené teplo proto může těmto provozům poskytnout jistou míru stabilizace a výrazněji motivovat investory k lokalizaci projektů tam, kde bude možné pro teplo nalézt využití.

36 / 55


Tabulka 6 - Nákladová cena výroby tepla z biomasy v teplárenských zdrojích na biomasu po odpočtu navrhované provozní podpory

[Kč/kWh]

Sezonní účinnost zdroje

Typ zdroje dle invest. nákladů


ELE 20% 20%

ELE 20% 20%

ELE 20% 20%

ELE 20% 20%

TEP 30% 30%

TEP 45% 45%

TEP 60 %

TEP 30 % TEP 45 % TEP 60 % TEP 30 % TEP 45 % TEP 60 %

Cena paliva biomasy

0,36

ELE 20% 20%

ELE 20% 20%

Sezonní účinnost zdroje ELE 20% 20%

0,54

ELE 20% 20%

ELE 20% 20%

0,72

Nákladová cena tepla na výstupu ze zdroje po odpočtu provozní podpory [Kč/kWh]:

Zdroj tepla typu KVET na biomasu

[Kč/GJ]

nízké náklady

-0,32

-0,28

-0,27

0,29

0,12

0,04

0,90

0,52

0,34

průměrné náklady

0,15

0,15

0,06

0,94

0,55

0,36

1,55

0,96

0,66

vysoké náklady

0,38

0,58

0,38

1,59

0,99

0,69

2,20

1,39

0,99


Typ zdroje dle invest. nákladů


ELE 20%

ELE 20%

ELE 20%

ELE 20%

TEP 30%

TEP 45%

TEP 60 %

TEP 30 % TEP 45 % TEP 60 % TEP 30 % TEP 45 % TEP 60 %

Cena paliva biomasy

100

ELE 20%

ELE 20%

Sezonní účinnost zdroje ELE 20%

150

ELE 20%

ELE 20%

200

Nákladová cena tepla na výstupu ze zdroje po odpočtu provozní podpory [Kč/GJ]:

Zdroj tepla typu KVET na biomasu

nízké náklady

-88

-79

-75

81

33

10

249

146

94

průměrné náklady

42

42

16

262

154

100

430

266

185

vysoké náklady

107

163

107

443

278

191

611

387

275

Poznámky: Ceny tepla odpovídají dosažení NPV = 0 pro diskontní faktor 7 % a životnost 15 let, celkový příjem za vyrobenou elektřinu (ZB + sil. el.) předpokládán 3 Kč/kWh

37 / 55


5.3.

Teplárenské zdroje na plynnou biomasu resp. bioplyn

5.3.1.


Stávající bioplynové stanice jsou dnes zařízení, která obecně dosahují jedné z nejnižších účinností konverze primární energie v biomase potažmo v bioplynu do dále užitečně využitých forem elektřiny a tepla. A to přitom u stanic využívající pěstované vstupy, tj. tzv. stanice typu AF1, za jedny z nejvyšších palivových nákladů blížících se u vstupů typu kukuřičná siláž částce 200 Kč/GJpal (odpovídá ceně siláže ve výši 700 Kč/t). Naprostá většina zařízení je dnes přitom lokalizována do míst, kde je obtížné hledat pro vyráběné teplo smysluplné využití. Není však neobvyklé, že v několikakilometrové vzdálenosti od stanice se nacházejí větší obce či města, kde by teplo mohlo nalézt využití. Zavedení podpory tak může představovat silný ekonomický stimul, který by investory motivoval k úpravě projektů tak, aby se teplo vyráběné v bioplynové kogeneraci podařilo ve větším množství zužitkovat. Typické dodatečné měrné investiční náklady se mohou pohybovat na úrovni 25 až 30 tis. Kč/kWt takto získaného tepelného výkonu (zahrnují náklady na výstavbu teplovodu a předávací stanice anebo plynovodu a příp. přemístění kogenerační jednotky blíže ke spotřebě plynu) a napomohou ke zvýšení celkové účinnosti zařízení o 15 i více procent. Při dostatečném využití (alespoň 5-6 tis. hodin/rok) to znamená výslednou nákladovou cenu ve výši okolo 1 Kč/kWh tepla (při životnosti budované infrastruktury min. 20 let a 5 % diskontní sazbě). Přiznání podpory ve formě zeleného bonusu za efektivně využité teplo v předpokládané výši by umožnilo snížit nákladovou cenu či jinak zvýšit celkové příjmy z prodeje tepla o 15-20 % tím zkrátit délku návratnosti vložených prostředků o několik let a přitom zvýšit rentabilitu vloženého kapitálu na atraktivní úroveň (nad 10 %). Zkrácení návratnosti se však týká pouze dodatečných nákladů na využití a vyvedení tepla, nezahrnuje další náklady na údržbu současných teplovodů, které jsou často v technicky velmi špatném stavu.

38 / 55


5.3.2.

Nová zařízení

Podobně jako v případě nových výroben KVET na tuhou biomasu, tak i u bioplynových stanic budou v budoucnu zřejmě zpřísněny podmínky z pohledu minimální energetické efektivnosti. Je pravděpodobné, že stanice budou muset využít jisté minimální % tepla z bioplynové kogenerace, aby vůbec měly nárok na podporu za výrobu elektřiny. Podpora za teplo dodané na základě licence, tj. za účelem podnikání, zde opět může sehrát pozitivní roli stimulující investory k lokalizaci projektů blíže k dostatečné spotřebě tepla. Dodatečné náklady budou obdobné, jako u stávajících zařízení, a tak přiznání podpory za užitečné dodávky tepla sehrají pozitivní roli celkového zlepšení ekonomiky provozu zařízení. V obdobné výši a způsobem, jako u modelového příkladu níže.

Tabulka 7 – Modelový příklad ekonomiky zvýšení celkového stupně využití energie v bioplynu (SEVBP) u BPS o kapacitě výroby bioplynu (BP) 20 GWh vyvedením tepla do místa spotřeby v množství 3 tis. MWh/rok Parametr energie v hrubé výrobě BP (100%)

Jendotka

Hodnota

MWh/r

20 000

SEVBP

50%

zvýšení využití (rozdíl SEVBP vůči 35%)

15%

navíc získaná energie

MWh/r

3 000

navýšení investice

tis.Kč

25 000

tis.Kč/r

2 006

provozní náklad

tis.Kč/r

400

nákladová cena energie

Kč/kWh

0,80

v anuitním vyjádření (5,0%; 20 let)

prodejní cena tepla příjmy netto

Kč/GJ

300

360*

Kč/kWh

1,08

1,296

tis.Kč/r

2840

3488

10%

13%

8,80

7,17

IRR prostá návratnost IN na vyvedení tepla

roky

*) Prodejní cena zahrnuje příspěvek ve formě zeleného bonusu

39 / 55


6. DOPADY NAVRHOVANÉ PODPORY TEPLA Z OZE A DZ 6.1. Stávající (licencované) zdroje tepla z OZE a DZ Celkový objem provozní podpory ve formě zelených bonusů, jež by byly poskytovány stávající výrobě tepla z obnovitelných zdrojů, lze vyčíslit s využitím statistik ERÚ a de facto i NAP OZE. V případě NAP OZE je pro rok 2010 předpokládána dodávka tepla z OZE do systémů „ústředního vytápění“ 10 na úrovni 123 ktoe, ktoe čemuž odpovídá cca 1,54 TWh tepla. tepla Skutečný objem výroby, jež by mohla splňovat stanovené požadavky pro přiznání podpory, je však nutné očekávat jako vyšší. Dle statistik ERU (viz příloha č. 2) využívalo v roce 2009 biomasu jako jediné či jedno z více paliv pro výrobu tepla anebo i elektřiny více než 80 zdrojů, které v sumě spotřebovaly celkem cca 1,8 mil tun různých forem biomasy o celkovém energetickém obsahu více než 20 mil. GJ (výhřevnost paliva). Na celkové vsázce paliva se dohromady různá paliva z biomasy u těchto subjektů podílela cca 14 %. Celková výroba tepla z biomasy činila celkem cca 2,5 TWh (9 PJ). PJ) Porovnání podílu tepla dodaného z výroben do sítí CZT k celkovému spotřebovanému palivu však „odhaluje“ relativně nízkou celkovou účinnost výroby tepla na úrovni „pouhých“ cca 34 %, což indikuje, že ve sledovaném souboru je významný počet zdrojů se současnou či dokonce převažující výrobou elektřiny. K této problematice se ještě vrátíme u posuzování dopadů „nové“ výroby tepla z OZE. Projekty využívající jiné formy OZE pro krytí tepelných potřeb (bioplyn, tepelná čerpadla, případně další zdroje), které by splňovaly vymezené podmínky pro získání podpory, lze co do množství jimi vyráběného/dodávaného tepa zatím odhadovat na velmi malé v poměru k teplu vyráběnému z tuhých paliv z biomasy. Celkový objem tepla získávaného z těchto

10)

„ústředním vytápěním“ nebo „ústředním chlazením“ se dle Směrnice 2008/28/ES rozumí distribuce

tepelné energie ve formě páry, teplé vody nebo chlazených kapalin z ústředního zdroje výroby prostřednictvím sítě do více budov či míst za účelem použití k vytápění nebo chlazení prostoru nebo určitého procesu.

40 / 55


zdrojů lze v současnosti odhadovat na max. několik desítek gigawatthodin ročně tepla navyšující celkovou podporu na stávající zdroje pouze o jednotky procent Výši celkových vícenákladů na podporu stávající výroby tepla z OZE vymezenou skupinou subjektů tak při definované jednotkové výši podpory (60 Kč/GJ alias 0,22 Kč/kWh) a skutečnosti, že bonifikovány by měly být pouze užitečné dodávky tepla (což výše uvedená množství vyrobeného tepla z OZE může korigovat o min. 10-15 %), odhadovat na 500 až 550 mil. Kč/rok. Kč/rok Pokud by mělo být zahrnuto i teplo z druhotných zdrojů získávané spalováním směsných komunálních odpadů, tři stávající spalovny (Praha, Brno, Liberec) mohou po provedených modernizacích do sítí CZT dohromady dodávat celkem cca 2,5 tis. TJ tepla ročně nebo-li cca 0,7 TWh. 11 Spolu s dalšími energetickými zdroji, které využívají jiné druhotné zdroje, činí dle statistiky TWh Při neměnné výši ERU za rok 2009 celkem užitečné dodávky tepla z DZ celkem 1,2 TWh. měrného příspěvku jako pro teplo z OZE by tak celková podpora činila cca 250 až 300 mil. Kč. Kč Sumární příspěvek na stávající výrobu tepla z OZE lze tak odhadovat na celkových 800 až 900 mil. Kč. Kč Oproti tomu jak bylo vysvětleno výše, může důsledné dodržování příspěvku ve formě zeleného bonusu za výrobu elektřiny jen, pochází-li elektřina z plnohodnotné KVET, znamenat dodatečné úspory v obdobném řádu několika set milionů korun.

11)

Spalovna Malešice v Praze uvedla do provozu v roce 2010 turbosoustrojí, které změní dosavadní

výtopenských charakter zařízení na teplárenský režim. Spalovna, mající mezní spalovenskou kapacitu až 300 tis. tun/rok, by tím nově měla vyrobenou páru v kotlích využít ze 70 % na výrobu tepla a ze 30 % na výrobu elektřiny, konkrétně se jedná o 1 000 TJ tepla, jež bude dodávat do soustavy CZT Pražské teplárenské, a přes 60 GWh elektřiny, která z části bude využita pro vlastní spotřebu a z části pak bude dodávána do distribuční sítě Pražské energetiky. Komplexní modernizací pak prošla v posledních letech i spalovna SAKO v Brně, jejíž kapacita činí 220 tis. tun/rok, při využití na plný výkon se z ní má do městské sítě CZT dodávat téměř 700 TJ tepla při současné výrobě elektřiny ve výši necelých 100 GWh/rok. Spalovna TERMIZO v Liberci má kapacitu až téměř 100 tis. tun/rok, při dodávkách do sítě CZT až 800 TJ tepla při současné výrobě více než 20 GWh elektřiny.

41 / 55


6.2. Nová výroba tepla z OZE a DZ Stěžejním smyslem navrhované provozní podpory tepla z OZE a DZ je však přinášet ekonomické úspory v příštích letech, budou-li korigovány plány NAP OZE z pohledu rozvoje elektřiny z biomasy a bioplynu ve prospěch tepla. Za tímto účelem bylo definováno 5 variantních scénářů, scénářů, které oproti oproti vládou schválenému NAP snižují dodatečnou výrobu elektřiny z OZE respektive z biomasy a bioplynu do roku 2020 (viz tabulka č. 7 níže) a nahrazují ji teplem z biomasy a bioplynu zajišťovaným subjekty, jež by měly na podporu nárok. Scénáře snižují objem vyráběné elektřiny z biomasy a bioplynu postupně o 10 až 50 % původní hodnoty a nahrazují ji ekvivalentním množstvím tepla. Ceny zelených bonusů za výrobu elektřiny je vztažena k roku 2020. Jak z propočtů vyplývá, korekce cíle ve výrobě elektřiny o 20 % přinese minimálně čistou úsporu cca 1,5 mld. Kč. Kč Pokud by však tato korekce byla plně na úkor nákladově dražších zdrojů (reprezentuje je elektřina z bioplynu), míra úspor by stoupla na částku blížící se až 2 mld. Kč. Kč Pokud by byl důsledně dodržován požadavek na provozní podporu výroby elektřiny z biomasy jen, pochází-li z plnohodnotné KVET, bylo by více než pravděpodobné, že růstové cíle ve výrobě elektřiny z biomasy do roku 2020 jsou příliš ambiciózní a nebude je možné z důvodu technických omezení dosáhnout. Proto zavedení navrhované provozní podpory výroby tepla může dát o to větší ekonomický smysl a postupně do roku 2020 generovat úspory postupně až řádově v jednotkách miliard Kč ročně.

42 / 55


Tabulka 8 - Scénáře dosažení cílů OZE v oblasti využití biomasy (BM) a bioplynu (BP) pro výrobu elektřiny a tepla do roku 2020 a vyčíslení nákladů Nárůst 2010-2020 Parametr

Jednotka

Varianty snížení výroby elektřiny z biomasy a bioplynu NAP OZE o 10%

o 20%

o 30%

o 40%

o 50%

Dodatečná výroba elektřiny z biomasy (BM) a bioplynu (BP) do roku 2020 dle NAP OZE a alternativní scénáře vývoje

TWh

4,24

3,81

3,39

2,96

2,54

2,12

Množství tepla z BM či BP získaného účinkem navrhované podpory

TWh

0,00

0,42

0,85

1,27

1,69

2,12

Dodatečné využití tepla z BM a BP pro vytápění a chlazení do roku 2020 dle NAP OZE a alternativní scénáře vývoje

TWh

8,82

9,24

9,66

10,09

10,51

10,93

v členění podle subjektu vyrábějícího teplo/chlad:

8,82

domácnosti (úplatným či bezúplatným získáním paliva a jeho využitím ve vlastním zdroji tepla)

TWh

3,2

3,2

3,2

3,2

3,2

3,2

dodavatelé tepla z CZT (resp. subjekty mající nárok na provozní podporu výroby tepla)

TWh

2,6

3,0

3,4

3,8

4,3

4,7

další zdroje

TWh

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

TWh

13,05

13,05

13,05

13,05

13,05

13,05

Celková provozní podpora na výrobu/užití elektřiny a tepla z BM a BP pro dosažení cíle do roku 2020

mld. Kč/rok

10,9

10,5

9,5

8,5

7,5

6,5

Úspora nákladů oproti NAP OZE

mld. Kč/rok

0,0

0,4

1,5

2,5

3,5

4,5

Elektřina a teplo z BM a BP celkem

Poznámky: Za průměrného příspěvku – zeleného bonusu v cenách pro nové zdroje: elektřina z biomasy (BM) 2 Kč/kWhel, z bioplynu (BP) 3,1 Kč/kWh, teplo z biomasy či bioplynu 0,22 Kč/kWh; modrou barvou jsou vyznačeny účinky případného zavedení provozní podpory tepla z OZE; podpora ostatních zdrojů tepla z OZE, jež by splňovaly podmínky pro přiznání provozní podpory, je s hledem na jejich malý počet zanedbán.Variantní % redukce výroby elektřiny z BM i BP je uplatněna pro oba typy zdrojů totožně.

43 / 55


7. ZÁVĚRY A SHRNUTÍ Ze závěrů předchozích kapitol vyplývá, že závazků České republiku v oblasti OZE (13 % do r. 2020) je možné efektivněji a výrazně levněji dosáhnout, pokud by byl přehodnocen NAP OZE a poměr plánované výroby energie z biomasy by se změnil ve prospěch využití tepla. tepla Motivem pro vyšší využití by měla být provozní podpora. podpora Vedle

již

existujících

či

budoucích

(zákoně)

nenárokových

dotačních

titulů

na

spolufinancování investičních nákladů projektů se přitom jeví jako smysluplné, zavést podobu (zákonem) nárokových průběžně vyplácených příspěvků – příplatků k tržní ceně tepla ve formě zeleného bonusu. bonusu Za vyrobené teplo z jakéhokoliv obnovitelného či druhotného zdroje. Nárok na něj by měli provozovatelé výroben tepla o významnějším instalovaném tepelném výkonu (např. více než 200 kWt), kteří jsou současně držiteli státní autorizace (licence) na výrobu tepla za účelem jeho dalšího prodeje. Ovšem jen za předpokladu, že prokážou, že dodávané teplo bylo skutečně vyrobeno z obnovitelného příp. druhotného zdroje. Nárok na získání zeleného bonusu by přitom mohly mít jak nové výrobny, tak i stávající, stávající samozřejmě při splnění dalších podmínek (min. účinnost, průkazné doložení spotřebované biomasy a vyrobeného tepla). Tento model se jeví pro české podmínky jako optimální, a to z několika důvodů. Tím prvním a nejvíce zásadním důvodem je fakt, že výše příspěvku by byla významně levnější, levnější než pokud by byla přednostně podporována výroba elektřiny – elektřina vyráběná v zařízeních spolu s jinými palivy (neobnovitelného původu) si vyžaduje za současného rámce podpory příplatek v podobě zeleného bonusu v průměrné výši asi 1,2 Kč/kWh, Kč/kWh, tam, kde je elektřina vyráběna paralelním spalováním biomasy a fosilních paliv nebo v dedikovaných zdrojích na biomasu či bioplyn je výše podpory formou ZB pro „žádoucí“ druhy biomasy (kategorie P1, O1 či AF1 u bioplynových stanic) o 50 až 300 % vyšší (viz cenové rozhodnutí ERÚ č. 2/2010 pro rok 2011). Ekonomické propočty (viz kapitola č. 5) 5 dokládají, že výše provozního příspěvku na výrobu resp. užitečnou dodávku tepla z biomasy a dalších forem OZE může dosahovat jen cca 0,2 Kč/kWh nebo-li 60 Kč/GJ. Kč/GJ To je cca 6krát méně než za současné průměrné výše příplatků za elektřinu ze spoluspalování a až 15krát méně v případě výroby elektřiny spalováním čisté biomasy či bioplynu.

44 / 55


V absolutních číslech tak záměna podpory 1 TWh elektřiny za 1 TWh tepla vyrobených ze stejné výchozí formy biomasy může přinášet v průměru cca 10násobnou úsporu veřejných prostředků odpovídající celkové částce téměř 2 miliard Kč ročně. ročně Poskytnutí podpory i stávající produkci tepla z OZE a DZE přitom reprezentuje dodatečný náklad do výše 1 mld. Kč/rok a napomůže ke zvýšení efektivity zdrojů a umožní jejich dalších rozvoj. Bude mít proto pozitivní účinek. Přitom vyráběná užitečná energie (započítaná do národního cíle dle NAP OZE) ve formě tepla by z povahy věci byla vyráběna s výrazně vyšší účinností, účinností než jak je tomu u velké části dnes vyráběné „zelené“ elektřiny, ať už pochází ze spoluspalování, teplárny na tuhou biomasu nebo z výrobny bioplynu. V podstatě lze prohlásit, že ze stejného primárního zdroje, který bude spalován ve výrobě tepla nebo v plnohodnotné kogeneraci, lze využít 1,5 až 2krát více energie, energie než když je vyráběna pouze elektřina, nebo podíl současně vyráběného tepla reprezentuje v poměru k vyrobené elektřině menší část. O tento násobek by tedy ekonomický efekt podpory byl ještě vyšší v poměru ke stejnému množství výsledné užitečné energie. To je druhý zásadní pozitivní rys navrhované provozní podpory tepla – motivuje motivuje k vyšší energetické efektivitě využití primární energie z OZE. OZE I proto se jeví jako racionální, přiznat příspěvek i stávajícím výrobnám tepla z biomasy a rovněž i druhotných zdrojů, zdrojů aby byly motivovány hledat pro dnes například ne zcela využívané teplo smysluplné využití. Typickým příkladem jsou bioplynové stanice. Příspěvek pro ně skýtá nezanedbatelnou motivaci hledat pro dnes povětšinou mařené teplo využití a kompenzuje vícenáklady spojené s efektivním využitím tepla. Třetí nezanedbatelnou výhodou provozní provozní podpory tepla, tepla která rovněž odůvodňuje její přijetí v českých podmínkách v navrhované podobě, je, že stávající zdroje spalující tuhou biomasu čelí v posledních 2-3 letech i násobnému zdražení palivových nákladů. Zejména u menších výroben/výtopen zcela závislých na palivech z biomasy to znamená existenční problémy. Poskytnutí příspěvku v předpokládané výši jim umožní rozšířit možnosti z pohledu surovinových vstupů, jelikož navrhovaný příspěvek vytváří prostor i pro nákup dražší biomasy pocházející ze zemědělství. Tyto silné argumenty tak vedou k závěru, navrhovanou provozní podporu zapracovat do připravovaného připravovaného zákona a připravit pro její faktické nasazení potřebné administrativní a kontrolní nástroje.

45 / 55


CITOVANÁ LITERATURA [L1] Národní akční plán České republiky pro energii z obnovitelných zdrojů. Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR. Červenec 2010. [L2] Vládní návrh zákona o podporovaných zdrojích energie a o změně některých zákonů (Sněmovní tisk č. 369/0, ke stažení na internetových stránkách Poslanecké sněmovny Parlamentu ČR: http://www.psp.cz/sqw/text/tiskt.sqw?O=6&CT=369&CT1=0) [L3] Analýza současné situace na trhu s dřevní biomasou ve vztahu k nově budovaným zdrojům v teplárenství a k papírenskému průmyslu. Invicta Bohemica. Září 2009. [L4] Energetický regulační úřad: Vyhodnocení cen tepelné energie k 1. lednu 2010. Říjen 2010. [L5] Austrian Energy Agency. Overview of existing support instruments for heat generation from renewables and policy recommendations concerning the develompment of RES-H support instruments. Vienna 2009. [L6] Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich. Německo 2008. [L7] IEA. Renewables for Heating and Cooling, Untapped Potential. Paris 2007. [L8] Centre for Biomass Technology. Danish Biomass Solutions - reliable and efficient, 2000. [L9] CWaPE. 3rd annual SP Report 2005 on the market trends of the green certificates, 2006. [L10] Carbon tax has stood the test in Sweden. Le Monde. 6.července 2009, Paris. Dostupné z: http://www.presseurop.eu/en/content/article/47141-carbon-tax-has-stood-testsweden. [L11] Informace k Programu podpory produkce tepla z OZE. Červenec 2011. Dostupné z: www.rhincentive.co.uk/RHI/ [L12] Ofgem: A simple guide to the Renewable Heat Incentive. Červenec 2011. Dostupné z: http://www.ofgem.gov.uk/Pages/MoreInformation.aspx?docid=9&refer=e-serve/RHI

[L13] Department of Energy and Climate Change UK: Renewable Heat Incentive, Březen 2011. Dostupné z: http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/meeting_energy/Renewable_ener/incentive/incentive.as px

46 / 55


[L14] Department of Energy and Climate Change UK: Renewable Heat Incentive – Impact Assessment. 9th of March 2011. Dostupné z: http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/meeting_energy/Renewable_ener/incentive/inc entive.aspx [L15] Szomolányiová J., Voříšek T.: Hodnocení návrhů na schéma podpory výroby tepla z obnovitelných zdrojů energie. SEVEn. Zpracováno pro Ministerstvo životního prostředí. Srpen 2010. [L16] COM(2011) 169/3 2011/xxxx (CNS). Návrh Směrnice rady upravující Směrnici rady 2003/96/ES, kterou se mění struktura rámcových předpisů Společenství o zdanění energetických produktů a elektřiny

47 / 55


PŘÍLOHY 1.

Paragrafové znění návrhu podpory tepla z OZE a DZ navrhovaný CZ Biom a dalšími profesními asociacemi

2.

Souhrnné statistiky výroby elektřiny a tepla z biomasy za rok 2009 u licencovaných zdrojů tepla

3.

Obrazová příloha (graf - prognóza vývoje instalovaného elektrického výkonu bioplynových stanic dle CzBA)

48 / 55


PŘÍLOHA 1 Pozměňovací návrh k Sněmovnímu tisku 369 vládnímu návrhu zákona o podporovaných zdrojích energie a o změně některých zákonů

V části první návrhu zákona, Hlava I 1. V § 2 se vkládá nové písmeno j), které zní:

„j) výrobnou tepla z podporovaných zdrojů výrobna tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů“

V § 2 se stávající písm. j) až n) přejmenovávají na k) až o).

2. V § 2 se v písm. k) spojka „nebo“ nahrazuje čárkou a na konec věty se vkládají slova: „výrobce tepla z obnovitelného zdroje nebo výrobce tepla z druhotného zdroje,“

V části první Hlava V 3.

V § 25 se mění odst. 3, který nově zní: „(3) Podpora tepla z obnovitelných zdrojů a podpora tepla z druhotných zdrojů (dále jen „podpora tepla“) se vztahuje a) na výrobu tepla z obnovitelných zdrojů a druhotných zdrojů ve výrobnách tepla na území České republiky s instalovaným výkonem vyšším než 200 kW, vybavených

49 / 55


měřidlem tepla, platnou licencí na výrobu tepla, splňujících minimální účinnost užití energie stanovenou prováděcím právním předpisem a sloužící pro dodávky do soustavy centralizovaného zásobování teplem nebo k dalšímu využití pro technologické účely s výjimkou odběru pro vlastní spotřebu zdroje a tepelné energie využité k další přeměně na elektrickou nebo mechanickou energii, b) na výstavbu výrobny tepla z obnovitelných zdrojů, na výstavbu výrobny tepla z druhotných zdrojů a na rozvodné tepelné zařízení2) z těchto výroben tepla na území České republiky s minimální účinností užití energie stanovenou prováděcím právním předpisem.“ 4. V § 25 se v odst. 5 mezi slova „biokapalin“ a „se podpora“ vkládají slova „ a výroby tepla z biokapalin“ 5.

V § 26 se mění odst. 1, který nově zní: „(1) Podpora tepla se uskutečňuje formou příplatku k ceně tepla z obnovitelných zdrojů (dále jen „bonus na teplo“) a investiční dotace.“

6. V § 26 se vkládá nový odst. 2, který zní: „(2) Souběh podpory tepla podle odst. 1 je možný.“ 7. V § 26 se stávající odst. 2 přečísluje jako odst. 3, který nově zní: „(3) Podpora tepla se vztahuje jen na výrobu tepla a výstavbu výroben tepla a rozvodná tepelná zařízení2) z těchto výroben tepla uvedených v § 25 a pokud je vyrobené teplo využité k uspokojování ekonomicky odůvodněné poptávky po teplu, jehož množství nepřekračuje potřeby tepla konečných odběratelů, které by jinak byly uspokojovány za tržních podmínek jinými procesy výroby energie.“ 8.

Vkládá se nově § 27, který včetně nadpisu zní: „§ 27 Bonus na teplo (1) Bonus na teplo je stanoven v Kč/GJ. (2) Pokud o to držitel licence pro výrobu tepla (dále jen výrobce tepla) požádá, je operátor trhu povinen, na základě vyúčtování podle odstavce 3, hradit výrobci bonus na teplo z obnovitelných zdrojů a druhotných zdrojů. (3) Vyúčtování bonusu na teplo se uskutečňuje na základě naměřených nebo vypočtených hodnot vyrobeného tepla evidovaného operátorem trhu. Nepředá-li výrobce operátorovi trhu naměřené nebo vypočtené hodnoty vyrobeného tepla, nárok na úhradu bonusu na teplo nevzniká. (4) Zúčtovacím obdobím pro úhradu bonusu na teplo je 1 měsíc. (5) Výrobce tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů je povinen zajistit měření vyrobeného množství tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů způsobem, který stanoví prováděcí právní předpis. (6) Výrobce tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů ve společném procesu s výrobou tepla z neobnovitelných zdrojů je povinen zajistit měření nebo výpočet vyrobeného množství tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů způsobem, který stanoví prováděcí právní předpis.

50 / 55


(7) Výrobce předává naměřené nebo vypočtené hodnoty v členění podle jednotlivých druhů podporovaných zdrojů a předávacích míst výroben tepla operátorovi trhu. Výrobce je povinen operátorovi trhu na základě jeho žádosti předat další doplňující informace týkající se předávaných naměřených nebo vypočtených hodnot. Způsob výpočtu, předávání, a evidence naměřených nebo vypočtených hodnot tepla z podporovaných zdrojů stanoví prováděcí právní předpis. (8) Výrobce, který používá pro výrobu tepla palivo z biomasy, z biokapaliny nebo z bioplynu, je povinen uchovávat dokumenty a záznamy o použitém palivu po dobu 5 let v rozsahu stanoveném prováděcím právním předpisem. (9) Výše bonusu na teplo činí 60 Kč/GJ s pravidelným ročním navýšením o 2 %. (10) Výrobce tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů má právo na podporu bonusem na teplo po dobu životnosti výrobny tepla stanovené prováděcím právním předpisem ve znění účinném ke dni uvedení výrobny do provozu.“ 9. Vkládá se nově § 28, který včetně nadpisu zní: „§ 28 Financování bonusu na teplo (1) Náklady spojené s podporou tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů zahrne Úřad do složky ceny za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na úhradu nákladů spojených s podporou elektřiny. (2) Operátor trhu má právo na úhradu nákladů spojených s podporou tepla. Tyto náklady jsou operátorovi trhu hrazeny provozovateli distribučních soustav a provozovatelem přenosové soustavy z finančních prostředků, které tvoří složku ceny za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na krytí nákladů spojených s podporou elektřiny. (3) Operátor trhu účtuje provozovatelům regionálních distribučních soustav a provozovateli přenosové soustavy složku ceny za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na krytí nákladů spojených s podporou tepla způsobem a v termínech, který stanoví prováděcí právní předpis. (4) Operátor trhu vede finanční prostředky pro zajištění podpory tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů na zvláštním účtu. (5) Úřad poskytuje operátorovi trhu údaje o držitelích licencí na výrobu tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů a údaje z vydaných rozhodnutí o udělení těchto licencí v rozsahu nezbytném pro jeho činnost. (6) Náklady spojené s podporou tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů nesmí přesáhnout ve složce ceny za přenos elektřiny a ceny za distribuci elektřiny na úhradu nákladů spojených s podporou elektřiny 50 Kč/MWh s pravidelným ročním navýšením o 2 %. Informaci o nákladech spojených s podporou tepla Úřad zveřejní do 30. května v Energetickém regulačním věstníku. (7) Pokud v daném kalendářním roce náklady spojené s podporou tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů dosáhnou stanovené výše podle § 28 odst. 6, v dalším a následujících kalendářních letech již nebude podpora formou bonusu na teplo novým výrobcům tepla z obnovitelných a druhotných zdrojů poskytována.“ 10. Vkládá se nový § 29, který včetně nadpisu zní: „§ 29

51 / 55


Investiční dotace Vyhlašují-li organizační složky státu, kraje nebo obce programy podpory ze státních, evropských finančních prostředků nebo finančních prostředků pocházejících z prodeje povolenek na emise skleníkových plynů, týkající se zcela nebo z části obnovitelných zdrojů, nebo druhotných zdrojů, jsou povinny do výzvy k podání nabídek podle příslušných programů zařadit podporu výstavby výrobny tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů a rozvodných tepelných zařízení2) z těchto výroben tepla.“ 11. Vkládá se nový § 30, který včetně nadpisu zní: „§ 30 Výkup tepla z obnovitelných zdrojů, druhotných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla (1) Držitel licence na rozvod tepelné energie9), který splňuje technické podmínky, je povinen vykupovat teplo vyrobené z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla a za tím účelem připojit výrobnu k rozvodné soustavě. Vykupovat teplo vyrobené z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny a tepla jsou povinni též provozovatelé budov veřejné správy. Tuto povinnost mohou splnit také prostřednictvím držitele licence na rozvod tepelné energie. (2) Povinnost výkupu tepla nevzniká a) je-li již potřeba tepla uspokojena podle odstavce 1, b) pokud by došlo ke zvýšení celkových nákladů na pořízení tepla pro stávající odběratele držitele licence na rozvod tepelné energie, nebo c) pokud parametry teplonosné látky neodpovídají parametrům v rozvodném tepelném zařízení v místě připojení. (3) Vynaložené náklady spojené s připojením výrobny tepla podle odstavce 1 hradí vlastník tohoto zdroje. Držitel licence na rozvod tepelné energie je povinen sdělit na žádost výrobce tepla informace nezbytné pro připojení, odhad nákladů spojených s připojením a odhad doby nezbytné pro provedení připojení. (4) Držitel licence na rozvod tepelné energie je povinen zaregistrovat předávací místo výrobny tepla z obnovitelných zdrojů nebo druhotných zdrojů, ke které vzniká nárok na podporu tepla podle tohoto zákona připojené k jím provozované rozvodné soustavě jako výrobní předávací místo v systému operátora trhu a dále registrovat všechny změny v těchto údajích podle jiného právního předpisu.“ 12. Dosavadní § 28 až §45 se přečíslují jako § 31 až § 48. V části první Hlava VII 13. V § 36 se v odst. 1 nahrazuje slovo „nebo“ čárkou a mezi slova „distribuční soustavy“ a „se dopustí“ se vkládají slova „nebo držitel licence na rozvod tepelné energie“. 14. V § 36 se v odst. 1 písm. a) doplňují na konec věty slova „nebo podle § 30 odst. 3“. 15. V § 36 se v odst. 1 písm. b) doplňují na konec věty slova „nebo podle § 30 odst. 4“.

52 / 55


16. V § 36 se v odst. 2 mezi slova „elektřiny“ a „palivo“ vkládají slova „nebo tepla“. 17. V § 36 se v odst. 2 doplňují na konec věty slova „nebo § 27 odst. 8“. 18. V § 36 se v odst. 8 se číslovka „27“ nahrazuje číslovkou „30“. 19. V § 38 se za slovo „elektřiny“ v první větě doplňují slova „nebo tepla“, mezi slova „elektřiny“ a „vrátit“ vkládají slova „nebo tepla“, mezi slova „elektřiny“ a „za dobu“ vkládají slova „nebo tepla“, mezi slova „elektřiny“ a „neoprávněně čerpal“ vkládají slova „nebo tepla“ a mezi slova „elektřiny“ a „včetně penále“ vkládají slova „nebo tepla“. 20. V § 39 se v odst. 1 doplňují na konec věty slova „nebo týkající se podpory tepla“. 21. V § 39 se v odst. 2 se číslovka „35“ nahrazuje číslovkou „38“. 22. V § 40 se v odst. 1 písm a) mezi slova „elektřiny“ a „z obnovitelných“ vkládají slova „a tepla“. 23. V § 40 se v odst. 1 písm. d) za slova „neobnovitelného zdroje“ a čárku vkládají slova „množství tepla z obnovitelného zdroje a druhotného zdroje“ a čárka. 24. V § 40 se v odst. 1 písm. e) mezi slova „elektřiny“ a „z obnovitelných“ vkládají slova „a tepla“. 25. V § 40 se v odst. 3 písm. b) mezi slova „elektřiny“ a „z podporovaných“ vkládají slova „a tepla“. 26. V § 40 se v odst. 3 písm. e) mezi slova „elektřiny“ a „z podporovaných“ vkládají slova „a tepla“. 27. V § 40 se v odst. 1 písm. g) doplňují na konec věty slova „a tepla“.

53 / 55


PŘÍLOHA 2 Tabulka 9 – Souhrnné statistiky výroby elektřiny a tepla z biomasy za rok 2009 u licencovaných zdrojů tepla Výroba užit. Typ zdroje

Počet

tepla ze zdroje [GJ]

Výroba elektřiny [MWh]

Celková spotřeba paliva [GJ]

Z toho biomasa [ Účinnost výroby

Účinnost výroby

Celková

%]

užit. tepla[ %]

elektřiny[ %]

účinnost [ %]

30

1 102 009

25 999

1 544 971

100

71

6

77

teplárny

4

241 675

25 999

522 858

100

46

18

64

výtopny

26

860 334

0

1 022 113

100

84

-

84

Spoluspalování

53

8 282 653

143 666 093

13

33

21

54

8 282 653

142 403 937

13

33

21

54

0

1 262 156

25

78

-

78

100 % biomasa v tom:

48 009 685 (7 946 360*) 360*)

v tom:

teplárny

35

47 020 145 (7 699 470*)

výtopny

18

989 540 (246 890*)

Poznámka: *) výroba tepla jen z biomasy

Zdroj: Energetický regulační úřad

54 / 55


PŘÍLOHA 3 (OBRAZOVÁ PŘÍLOHA) 516

forecast 2008 [MW]

NREAP [MW]

forecast 2011 [MW] 417 388

387

357 327

347

297 267 207 147 113

380

283

295

237

248

197

177

366

202

179 128 165 170

142

74 32 3

6

92.11

11

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Graf 1 - Prognóza vývoje instalovaného elektrického výkonu bioplynových stanic podle dřívějších odpadů, NAP a aktualizovaných dat z r. 2011 (CzBA, 2011)

55 / 55

17, Praha 2. Autoři:

Recommend Documents