ČESKÉ VYSOKÉ UČENÍ TECHNICKÉ V PRAZE
Fakulta elektrotechnická Katedra ekonomiky, manažerství a humanitních věd
Analýza možností přechodu uhelných tepláren na jiné druhy paliv Analysis of transition possibilities of coal heating stations to other types of fuel
Diplomová práce
Studijní program: Elektrotechnika, energetika a management Obor: Ekonomika a řízení energetiky Vedoucí práce: Ing. Jiří Vecka
2012
Bc. Pavel Hospodka
Prohlášení: Prohlašuji, že jsem diplomovou práci vypracoval samostatně a v souladu s Metodickým pokynem o dodržování etických principů pro vypracování závěrečných prací, a že jsem uvedl všechny použité informační zdroje. Nemám závažný důvod proti užití tohoto školního díla ve smyslu § 60 zákona č. 121/2000 Sb., o právu autorském, o právech souvisejících s právem autorským a o změně některých zákonů (autorský zákon).
Dne 9. 5. 2012
……………………………… Bc. Pavel Hospodka
Poděkování: Na tomto místě bych rád poděkoval vedoucímu práce Ing. Jiřímu Veckovi z Teplárenského sdružení ČR za poskytnutí potřebných informací, řady cenných rad, připomínek a za celkovou ochotu a trpělivost po celou dobu vedení mé diplomové práce. Další poděkování patří Ing. Janu Filipovi z Teplárny Strakonice, a.s. za ochotnou komunikaci a umožnění přístupu ke všem potřebným informacím z teplárny. V neposlední řadě bych chtěl poděkovat i Doc. Ing. Milanu Jägerovi, CSc. za konzultace v průběhu semestru.
Abstrakt Tato diplomová práce se zabývá možnostmi přechodu tepláren spalujících uhlí na jiné druhy paliv. Nejprve je uveden popis teplárenství, jeho výhody, nevýhody, historický vývoj a současný stav, související evropská i národní legislativa. Další kapitoly jsou věnovány rozboru palivové základny stávajících tepláren, omezujícím podmínkám českého teplárenství a možnostem využití jiných druhů paliv s důrazem na zemní plyn a biomasu. Cílem poslední části je analýza situace v konkrétní teplárně a vyhodnocení ekonomické efektivnosti spoluspalování biomasy. Klíčová slova: teplárenství, palivová základna, uhlí, zemní plyn, biomasa, spoluspalování, ekonomická efektivnost
Abstract This master’s thesis deals with transition possibilities of coal heating installations to other types of fuel. At first, the description of heating industry, its advantages, disadvantages, historical development and current state, related European and national legislation are described. Next chapters are dedicated to the analysis of the fuel base of present heating stations, to the restrictive conditions of Czech heating industry and to the utilization possibilities of other types of fuel with focus on natural gas and biomass. The aim of the last part is the analysis of the situation in a specific heating station and the evaluation the economical effectiveness of biomass co-firing.
Keywords: heating industry, fuel base, coal, natural gas, biomass, co-firing, economical effectivness
Obsah 1
Úvod ............................................................................................................................... 8
2
Odvětví teplárenství ....................................................................................................... 9 2.1
Historie teplárenství v ČR....................................................................................... 10
2.2
Výhody a nevýhody teplárenství ............................................................................ 11 2.2.1
Výhody teplárenství ........................................................................................ 12
2.2.2
Nevýhody teplárenství .................................................................................... 12
2.3
Současný stav teplárenství ...................................................................................... 13
2.4
Legislativa Evropské unie a České republiky pro KVET ....................................... 16 2.4.1
Právní předpisy Evropské unie ....................................................................... 16
2.4.2
Právní předpisy ČR ......................................................................................... 17
2.4.3
Státní energetická koncepce ČR ..................................................................... 20
2.4.4
Cenová rozhodnutí ERÚ ................................................................................. 21
Palivová základna stávajících tepláren v ČR ............................................................... 22
3 3.1
Rozbor spotřeby paliv ............................................................................................. 22
3.2
Ceny tepla ze soustav zásobování tepelnou energií ................................................ 27 3.2.1
Vývoj průměrných cen tepelné energie .......................................................... 29
Omezující podmínky českého teplárenství .................................................................. 31
4
Dlouhodobé zabezpečení uhlí ................................................................................. 31
4.1
4.1.1
Těžba hnědého uhlí v ČR ............................................................................... 31
4.1.2
Budoucí potřeby hnědého uhlí a jejich smluvní zajištění ............................... 36
Další omezující podmínky ...................................................................................... 41
4.2
Potenciální možnosti využití jiných druhů paliv .......................................................... 45
5
Potenciální možnosti využití zemního plynu .......................................................... 45
5.1
5.1.1
Dostupnost zemního plynu v rámci ČR .......................................................... 46
5.1.2
Ekonomická smysluplnost přestavby na ZP ................................................... 47
5.1.3
Časové hledisko přestavby ............................................................................. 48
5.1.4
Legislativní problémy ..................................................................................... 48
Potenciální možnosti využití biomasy .................................................................... 48
5.2
5.2.1
Svozové vzdálenosti, doprava, složiště .......................................................... 49
5.2.2
Ekonomická smysluplnost přestavby na biomasu .......................................... 50
5.2.3
Časové hledisko přestavby ............................................................................. 51
5.2.4
Legislativní problémy ..................................................................................... 51
5.2.5
Spoluspalování biomasy ................................................................................. 51
Vývoj cen zemního plynu, hnědého uhlí a biomasy ............................................... 52
5.3
Řešení konkrétního případu přechodu teplárny na jiný druh paliva ............................ 54
6
Popis teplárny Strakonice ....................................................................................... 54
6.1
6.1.1
Popis technologického vybavení teplárny ...................................................... 54
6.1.2
Palivová základna teplárny ............................................................................. 55
6.1.3
Zabezpečení uhlí pro teplárnu a další omezující podmínky ........................... 56
6.2
Možnosti přechodu na zemní plyn .......................................................................... 58
6.3
Možnosti přechodu na biomasu .............................................................................. 59 Ekonomická efektivnost změny palivových vstupů teplárny ....................................... 61
7 7.1
Návrh variant řešení ................................................................................................ 62
7.2
Volba kritéria hodnocení ekonomické efektivnosti variant .................................... 64
7.3
Provozní náklady změny ......................................................................................... 65 7.3.1
Náklady na palivo ........................................................................................... 65
7.3.2
Zisk z úspory emisí CO2 ................................................................................. 66
7.3.3
Úspora díky zeleným bonusům ...................................................................... 67
7.3.4
Úspora poplatků za emise škodlivin ............................................................... 70
7.3.5
Úspora poplatků za vápenný hydrát a likvidaci odpadů ................................. 71
7.3.6
Náklady na zavážení paliva ............................................................................ 71
Investiční náklady změny ....................................................................................... 72
7.4
7.4.1
Investice a měrné investiční náklady .............................................................. 72
7.4.2
Odpisy ............................................................................................................. 74
7.5
Výpočet celkové ekonomické efektivnosti změny ................................................. 74
7.6
Citlivostní analýza .................................................................................................. 76
8
Závěr............................................................................................................................. 79
9
Použitá literatura .......................................................................................................... 82
10
Seznam zkratek ............................................................................................................ 85
11
Seznam příloh ............................................................................................................... 87
1
Úvod
V České republice se již dlouhá léta, jako zdroje pro výrobu elektrické a tepelné energie, využívají fosilní paliva, především pak hnědé uhlí. Tato tradice do značné míry přispívá k udržování přijatelné úrovně dovozní energetické závislosti země. Svou dlouholetou tradici má u nás i kombinovaná výroba elektřiny a tepla v teplárnách, která se, díky efektivnějšímu využití energie primárních zdrojů, než je tomu v případě oddělené výroby, podílí na zlepšení účinnosti energetického hospodářství země. S řadou dalších výhod teplárenství, mezi něž patří např. lokalizace zdrojů znečištění mimo obytná centra, nižší emise škodlivin do ovzduší oproti lokální výrobě tepla, potenciální schopnost tlumit cenové šoky při zdražení či nedostupnosti některého paliva atd., se teplárenství stává (a v západní Evropě je tak také chápáno) nejmodernějším a ekologicky nejšetrnějším způsobem dodávky tepelné a elektrické energie jak pro obyvatelstvo, tak pro průmysl. Pro bezproblémový chod teplárenského sektoru je však zapotřebí mnoha podmínek, zejména pak dlouhodobé zajištění dodávek vhodného paliva a takové nastavení legislativy, které by správně zohlednilo všechny přednosti a rozvojový potenciál kombinované výroby elektřiny a tepla. Cílem této práce je analýza možností přechodu uhelných tepláren na jiné druhy paliv. Především vlivem nejistoty budoucího vývoje v oblasti dostupnosti převážně hnědého uhlí (v nadcházejících letech hrozí teplárnám jeho nedostatek v souvislosti s územními ekologickými limity těžby) se toto téma stává v současnosti stále více aktuální. V práci se postupně zabývám popisem teplárenství, a to jak z hlediska jeho výhod a nevýhod, historického vývoje a současného stavu, tak i z hlediska legislativy EU a ČR, týkající se kombinované výroby elektřiny a tepla a ovlivňující tak stav a vývoj celého energetického hospodářství ČR. Další část je věnována rozboru palivové základny stávajících tepláren, popisu omezujících podmínek českého teplárenství a možnosti využití jiných druhů paliv s důrazem na zemní plyn a biomasu. V poslední části se pak věnuji rozboru a hodnocení možného využití zemního plynu a biomasy v případě konkrétní teplárny. Hlavním výsledkem analýza ekonomické efektivnosti spoluspalování různých podílů biomasy v palivu a její citlivost na změny vstupních parametrů, jako jsou např. ceny paliv, výše zelených bonusů či ceny emisních povolenek aj.
8
2
Odvětví teplárenství Pojem teplárenství je v České Republice skloňován již nějakou dobu. Jeho užívání bylo v dřívější
době úzce spjato s kombinovanou výrobou elektrické energie a tepla. Však také označení „teplárna“, jak se nepochybně učí na mnoha vysokých školách, patří takovému zařízení, které vyrábí jak teplo, tak elektrickou energii. Postupně se však chápání významu slova teplárenství posunulo více do obecné roviny a díky nástupu nových technologií a nových terminologií (např. kogenerace, kombinovaný cyklus atd.) se v rámci energetické politiky státu teplárenstvím míní celé odvětví zásobování teplem. Některé společnosti, které jsou dnes označovány jako teplárenské, tak působí v oblasti výroby a distribuce bez výroby elektrické energie.
Obrázek 1 – Vymezení pojmu teplárenství v rámci sektoru energetiky, zdroj: [2]
Odvětví teplárenství tvoří tu část energetiky, která kryje potřeby tepla bytových domů, objektů občanské vybavenosti a průmyslových podniků pomocí soustav zásobování tepelnou energií (SZTE). Soustavy zásobování tepelnou energií jsou tvořeny vzájemně propojenými zdroji tepelné energie, tepelnými sítěmi, popřípadě předávacími stanicemi a domovními předávacími stanicemi a vnitřními spotřebitelskými zařízeními.[2] SZTE jsou provozovány na základě licence na výrobu tepelné energie a licence na rozvod tepelné energie a jsou zřizovány a provozovány ve veřejném zájmu. Zdroje tepelné energie jsou samostatně umístěné energetické výrobny, jejichž alespoň jeden produkt tvoří teplo dodávané do tepelných sítí (např. elektrárny, teplárny, výtopny). Tepelné sítě jsou soubory zařízení určených pro dopravu tepelné energie ze zdrojů k odběratelům, popřípadě k propojení zdrojů mezi sebou. Předávací stanice jsou zařízení pro úpravu parametrů teplonosné látky na hodnoty požadované vnitřními spotřebitelskými zařízeními. Vnitřní spotřebitelská zařízení (zpravidla otopné
9
soustavy a rozvody TUV) jsou určena pro vnitřní rozvody tepla v objektech, nebo v souborech objektů jednoho odběratele.[2]
2.1 Historie teplárenství v ČR Teplárenství se u nás začalo rozvíjet od počátku 20. let 20. století. Doba zakládání prvních soustav spadá do období 20. až 40. let 20. století. Důvodů, které vedly k budování prvních soustav, bylo hned několik. Začal se rozvíjet průmysl ve městech. Ten si žádal uspokojit nejen potřebu velkého množství tepla pro technologické účely, ale i pro vytápění nových dělnických čtvrtí. Při rozvoji elektroenergetiky se začala projevovat potřeba nových a větších energetických zdrojů pro provoz místních elektrizačních soustav. Dalším důvodem byly ekologické aspekty. Bylo třeba vyřešit dopravu a skladování velkého množství uhlí tak, aby byly omezeny důsledky jeho spalování. Doprava paliva ve velkém, rozptyl kouře vysokými komíny i odvoz zbytků spalování na úložiště. To teplárenství nabízelo. Ve 30. letech tak vznikly na svoji dobu vysoce moderní a progresivní soustavy centralizovaného zásobování teplem (dnes již označovány jako SZTE) se zdroji kombinované výroby elektřiny a tepla, které jsou základem dálkového vytápění dodnes. Jako příklady je možno uvést parní soustavy v Ústí nad Labem, v Brně (Teplárna Špitálka) či v Praze (Elektrárna Holešovice). Toto první období lze charakterizovat jako éru parních soustav s městskými teplárenskými zdroji spalujícími tuhá paliva.[3] V poválečných 50. a 60. letech došlo k největšímu rozvoji velkých teplárenských soustav. Ten byl vyvolán především rozvojem těžkého průmyslu náročného na spotřebu energie. Na řadu přišla integrace regionálních elektrizačních soustav do jednotného propojeného systému. To si vyžádalo i stavbu velkých systémových elektráren, které byly také neopomenutelnými zdroji tepla pro přilehlá města. Své řekly i politické důvody. Centrální plánování totiž preferovalo velké stavby na úkor menších. Výsledkem tohoto období bylo zakládání velmi rozsáhlých soustav dálkového zásobování teplem, především v průmyslových a vysoce urbanizovaných aglomeracích. Jednalo se o Ostravsko, severní Čechy, ale i o Prahu, Pardubice, Hradec Králové, Plzeň, a další krajská města. Jejich základními zdroji byly zpravidla nově budované elektrárny nebo teplárny situované mimo městská centra, kam se teplo dopravovalo horkovodními napáječi.[3] Budování satelitních panelových sídlišť s blokovými zdroji tepla, nástup ušlechtilých paliv (nejdříve topných olejů a později i zemního plynu s plánovanou spotřebou), nedostatek investičních prostředků. Tím bylo ovlivněno teplárenství v 70. a 80. letech minulého století. Budovaly se sice levné, ale energeticky vysoce náročné sídlištní soustavy s výtopenskými zdroji (sídlištní kotelny) na zemní plyn. U části rozsáhlejších soustav se vlivem nedostatku finančních prostředků rovněž zůstalo u výtopenských řešení zdrojů. Toto období sídlištních výtopen přineslo celkové technické zaostávání celého oboru teplárenství. Měření a regulace byly na nízké úrovni, zachovávala se technologie klasických předávacích stanic a pokračovalo se v kanálovém uložení sítí.[3] Na vývoj teplárenství ve 4. období (90. léta dvacátého století a 1. desetiletí 21. století) má vliv zejména: 10
postupná liberalizace cen paliv a energie, utváření konkurenčního prostředí a příchod zahraničních investorů
přijetí nových ekologických a energetických zákonů souvisejících s procesem sbližování naší legislativy s legislativou a standardy EU
dostupnost nejmodernějších teplárenských technologií.
Důsledkem výše uvedených vlivů je sice stagnace v zakládání nových SZTE, ale vysoká intenzifikace celého procesu od výroby až po konečnou spotřebu u soustav dnes provozovaných. Typickými novými prvky ve zdrojích jsou fluidní kotle, odsiřovací zařízení, kogenerační jednotky, atd., v distribuci tepla to jsou prefabrikované předvolované potrubní systémy, výměníky s vysokými měrnými výkony a kompaktní objektové předávací stanice, u spotřebitelů pak měření, regulace a termostatické ventily.[2] Současnou dobu lze charakterizovat jako éru ekologizace a racionalizace existujících SZTE.[2] Přehled o charakteristických prvcích teplárenství v průběhu jeho historického rozvoje včetně předpokladu jeho dalšího vývoje je uveden v tabulce 1.[3]
Charakteristika vývoje teplárenství v ČR Typické zdroje nově budovaných SZTE Typické druhy používaných paliv Typicky používaná teplonosná látka Charakteristika zásobované oblasti Používaný způsob uložení tepelných sítí Běžně používané typy odběrných zařízení
20.-40.léta 20.století Počátek teplárenství
50.-60.léta 20.století Extenzivní rozvoj
70.-80.léta 20.století Technické zaostávání
Přelom tisíciletí Ekologizace, racionalizace
20.-30.léta 21.století Intenzifikace, kvalita
Teplárny (výtopny)
Elektrárny (teplárny)
Výtopny (elektrárny)
Malé teplárny
Všechny typy
Uhlí
Uhlí
Pára
Horká voda (pára)
Topné oleje (uhlí) Horká voda
Zemní plyn (uhlí) Teplá voda (horká voda)
Všechny druhy (biomasa) Teplá voda
Průmysl (sídliště)
Města (průmysl)
Sídliště (průmysl)
Sídliště
Části měst
Nadzemní (kanálové)
Kanálové (nadzemní)
Kanálové
Bezkanálové podzemní
Bezkanálové podzemní
Přímé odběry (objektové PS)
Okrskové PS
Okrskové PS
Objektové PS (přímé odběry)
Objektové PS (přímý odběr)
Tabulka 1 – Charakteristické prvky teplárenství v historii a projekce do budoucna, zdroj: [6]
2.2 Výhody a nevýhody teplárenství K hlavním výhodám teplárenství patří možnosti lokalizace zdrojů znečištění mimo obytná centra, výrazně nižších emisí znečišťujících látek do ovzduší oproti lokálnímu vytápění, efektivní kontroly emisí a jejich snižování, využití méněhodnotných domácích paliv, využití obnovitelných a druhotných zdrojů energie.[7] 11
K hlavním slabinám (nevýhodám) teplárenství pak patří zejména vyšší investiční náročnost výstavby, ztráty tepla v rozvodech, složitější měření, řízení a regulace či náročná adaptace na změny odbytu. [7]
2.2.1 Výhody teplárenství Tuto část, jsem převzal z materiálu [3] (autor Ing. Jiří Vecka). Hlavní výhodou teplárenství je možnost využití energetických surovin takovým způsobem, který je v podmínkách lokální výroby tepla technicky nemožný nebo nepřijatelný z hlediska dopadu na životní prostředí – zejména energetické využití domácího hnědého a černého energetického uhlí, těžkého topného oleje, komunálního odpadu, surové biomasy, geotermální energie z hlubinných vrtů, využití odpadního tepla z průmyslových procesů atd. Teplárenství tak zásadním způsobem přispívá k dlouhodobému udržení dovozní energetické závislosti ČR na velmi nízké úrovni v porovnání s průměrem EU. Další zásadní výhodou teplárenství je diverzifikace energetických zdrojů v rámci jedné soustavy zásobování tepelnou energií, která není realizovatelná v podmínkách pouze lokální výroby tepla. Toto vede k posílení energetické bezpečnosti a také k utlumování cenových šoků v případě zdražení nebo nedostupnosti některého primárního energetického zdroje. Teplárenství také umožňuje efektivní nasazení kogenerační (společné) výroby elektřiny a tepla díky odstranění nesoudobosti poptávky po teple u jednotlivých odběratelů. Toto vede k úspoře primární energie o cca 10-30 % oproti oddělené výrobě elektřiny a tepla, což znamená zlepšení energetické účinnosti národního hospodářství a v neposlední řadě také snížení emisí znečišťujících látek. Tato výhoda teplárenství je vcelku zásadní z pohledu úspor primárních energetických zdrojů. V současné době se v České republice hodně pozornosti věnovalo (a stále věnuje) úsporám v podobě zateplování jak panelových, tak rodinných domů a s tím souvisejícímu programu „Zelená úsporám“. Avšak zdaleka ne tolik pozornosti je věnováno právě kombinované výrobě elektřiny a tepla, která nabízí potenciál úspor minimálně stejný, ne-li ještě větší, a tudíž by si zasloužila minimálně stejný zájem. Nezanedbatelným přínosem teplárenství je také vymístění emisí z nejzatíženějších oblastí a jejich lepší rozptyl díky výšce komínů. To znamená, že teplárenství je technologie prospěšná životnímu prostředí a vede ke zlepšení kvality ovzduší v nejzatíženějších oblastech za dosažení přijatelných celospolečenských nákladů. Teplárenství umožňuje snadnou kontrolu skutečných emisí a aplikaci nejlepších dostupných technologií pro jejich snížení, které jsou v podmínkách lokální výroby tepla technicky a ekonomicky nedostupné. Tím teplárenství přispívá ke snížení vlivu na životní prostředí oproti lokální výrobě tepla.
2.2.2 Nevýhody teplárenství Nejvýznamnějším omezením je vázanost na investičně náročnou jednoúčelovou dopravní cestu, kterou tvoří tepelná síť – propojení mezi výrobcem teplené energie a jejím odběratelem. Teplárenství má tak velmi omezenou možnost adaptace na změnu odbytu a je zásadně závislé na jeho udržení. [3] 12
Při snížení odbytu (např. odpojením některých zákazníků), dochází ke snížení výroby tepla a tím i ke snížení proměnných nákladů výroby. Mezi ně patří hlavně tyto:
náklady na paliva a energii (nákup paliva včetně ekologické daně a dopravy, nákup tepelné energie, elektřina pro výrobu a rozvod),
materiál (vápenný hydrát pro odsíření spalin, technologická voda),
likvidace odpadů (popela, škváry a produktů po odsíření),
emisní poplatky (poplatky za znečištění ovzduší, nákup emisních povolenek)
část nákladů na údržbu.
Snížení výroby tepla však neznamená snížení provozních stálých nákladů, mezi které patří:
mzdy a zákonné pojištění,
náklady na opravy a údržbu,
odpisy,
režijní výdaje (výrobní a správní režie),
tvorba zákonných rezerv.
Snižování odbytu (výroby) tedy vede ke zvětšení podílu stálých nákladů na ceně tepla a tudíž znamená zvýšení ceny tepla pro připojené odběratele. To vede k dalšímu zvyšování tlaku na odpojení a celý tento proces může vyústit až v kolaps dané soustavy zásobování teplem. [3] Naopak zvyšování odbytu (zvyšování výroby tepla) vede ke zlepšení ekonomiky provozu díky většímu využití technologických zařízení a vede ke snížení ceny tepla. V praxi je ovšem tento jev velmi vzácný, protože v současnosti připojování nových zákazníků vede pouze k částečné (ani ne úplné) stabilizaci odbytu, který klesá zejména z důvodu postupného zateplování připojených objektů. [3]
2.3 Současný stav teplárenství Teplárenství v ČR je z valné části založeno na využívání vysokotlakých práškových nebo fluidních kotlů s parními protitlakými a odběrovými turbínami. Teplo je distribuováno horkovodními a teplovodními sítěmi a ve značné míře dosud i parními systémy, poměrně rozšířeny jsou centrální předávací stanice s navazujícími sekundárními tepelnými rozvody. Teplárenství jako obor energetiky realizuje zhruba polovinu svých dodávek tepla pro veřejný sektor (pro obyvatelstvo a služby) a zhruba druhá polovina je určena pro průmysl (výrobní technologie a vytápění hal). [7] V ČR je evidováno téměř 2000 zdrojů vyrábějících centrálně teplo (pro dodávky tepla nebo pro výrobu elektřiny). Teplárenství je činností licencovanou, a to jak v oblasti výroby, tak rozvodu tepla. K 1. 12. 2011 bylo vydáno 621 licencí na výrobu a 665 licencí na rozvod tepla (zdroj: ERÚ). Počet subjektů spadajících do systému obchodování s povolenkami je asi 400, z toho 135 zařízení veřejné energetiky (včetně elektráren ČEZ, a.s.) a 112 zařízení tzv. podnikové energetiky. [7] Podíl sektoru teplárenství (centrálních zdrojů) na krytí celkových potřeb tepla a podíl teplárenských zdrojů na celkové výrobě elektřiny v ČR je uveden na obrázku 2. Pohledem na pravý graf obrázku zjistíme, že více než pětina celkové výroby elektřiny pochází z teplárenských zdrojů, z toho velká část se 13
vyrábí v rámci kombinované výroby elektřiny a tepla (kolem 14 % z celkové hrubé výroby elektřiny). Vývoj celkové hrubé výroby elektřiny a elektřiny z KVET v letech 2004 až 2010 je zobrazen v tabulce 2. Zde je však pro upřesnění třeba zmínit, že se nejedná o elektřinu z podporované tzv. vysoce účinné kombinované výroby elektřiny a tepla (viz. „Elektřina z vysoce účinné KVET“ na konci této kapitoly), jejíž podíl je o něco nižší.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Výroba elektřiny v KVET [TWh] 13,83 13,87 12,74 11,47 11,86 11,02 12,20
Výroba elektřiny celkem [TWh] 84,33 82,58 84,36 88,20 83,52 82,25 85,91
Podíl KVET na celk.výrobě 16,4 % 16,8 % 15,1 % 13,0 % 14,2 % 13,4 % 14,2 %
Tabulka 2 – Podíl elektřiny z KVET na celkové hrubé výrobě elektřiny (TWh), zdroj: [33]
Při pohledu na levý graf obrázku 2 je zřejmé, že polovina z celkových potřeb tepla v ČR je kryta ze soustav zásobování tepelnou energií. Ve zdrojích dodávajících energii do SZTE se vyrábí cca 200 PJ (dle ČSÚ to bylo 201,776 PJ v r. 2010). Pokud bychom se zaměřili pouze na domácnosti, zjistili bychom, že tržní podíl SZTE na zásobování teplem domácností činí zhruba 35% (zdroj: [1]) a tím řadí Českou republiku mezi středně rozvinuté evropské země (definujeme-li stupeň rozvinutosti systémů zásobování tepelnou energií jako velikost podílu SZTE na zásobování teplem domácností). V roce 2008 bylo teplem ze SZTE zásobováno 1,48 mil. domácností s 3,74 mil. obyvatel, tj. 37,1% obyvatel (ČHMÚ, rok 2008).
Obrázek 2 – Podíly teplárenských zdrojů na krytí potřeb tepla a výrobě elektřiny, zdroj: [7]
Přibližná parita mezi centralizovanou a decentralizovanou výrobou tepla vznikla v ČR historicky, ukázala se dlouhodobě výhodnou a spolehlivou ve své funkci zajištění potřeb tepla pro ekonomiku a obyvatelstvo. Tato relace se příliš nezměnila ani při všech zásadních změnách, kterými energetické hospodářství ČR za posledních 20 let prošlo (přechod na tržní pravidla, vč. liberalizace cen všech zdrojů energie, privatizace společností, změny legislativy, vč. implementace legislativy EU). Při těchto změnách se více měnil jen energetický mix vstupních paliv, rychleji především v decentralizované výrobě tepla 14
(kde zemní plyn výrazně vytěsnil hnědé uhlí), pomaleji v centralizované výrobě tepla. Systém zajišťování potřeb tepla v ČR stojí v současné době před novými riziky a změnami, které se odlišují od těch v minulosti. Tyto problémy jsou natolik závažné, že je nutné je řešit ve státní energetické koncepci, protože hrozí narušením dosud bezproblémového fungování systému zajišťování potřeb tepla v ČR. Velmi závažným problémem je zhoršující se perspektiva dlouhodobých dodávek domácího uhlí, kvůli jeho snižujícím se vytěžitelným zásobám, neméně závažné a souběžně působící jsou nové legislativní požadavky na provozování systémů výroby a dodávek tepla, jako vyšší sazba DPH, nové emisní limity a stropy a připravované aukce emisních povolenek (podrobněji v kapitole 0). [10] Průběh výroby tepla pro rozvod a ztrát v rozvodu v časovém horizontu 2002 - 2010, jak ho udává Český statistický úřad na svých webových stránkách, je uveden v tabulce 3. Odtud můžeme vysledovat, že se výroba tepla postupně snižovala, až se od roku 2007 v podstatě ustálila poblíž hranice 200 PJ ročně, vyjma ještě nižší výroby v roce 2009. Co se týče ztrát v rozvodech, tak ty se v daném časovém horizontu pohybují od cca 17 PJ do 21 PJ ročně, což každý rok vychází na 9 až 9,6 % z čisté výroby tepla.
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Výroba tepla pro rozvod [PJ/rok]
Ztráty v rozvodu [PJ/rok]
Ztráty v rozvodu [%]
221,5 220,35 217,71 215,14 208,4 202,31 200,68 187,93 201,78
20,9 20,64 19,6 20,99 18,81 18,1 18,53 17,6 19,36
9,44 9,36 9 9,76 9,02 8,95 9,23 9,36 9,6
Tabulka 3 – Výroba tepla pro rozvod a ztráty v rozvodu, zdroj: ČSÚ [13]
Elektřina z vysoce účinné KVET Dle definice uvedené v Evropské směrnici 2004/8/ES se vysoce účinnou kombinovanou výrobou elektřiny a tepla rozumí technologie, které splňují následující podmínky:
Technologie KVET musí zajistit úsporu primárních zdrojů energie alespoň 10 % v porovnání s referenčními hodnotami spotřeby primárních zdrojů při oddělené výrobě tepla a elektřiny.
Vysoce účinnou KVET se rovněž rozumí technologie kogenerace malého rozsahu (do 1 MW) nebo tzv. mikrokogenerace (do 50 kW).
Pro srovnání, výroba elektřiny z vysoce účinné KVET činila v roce 2010 asi 8,73 TWh, přičemž celková hrubá výroba elektřiny v KVET v roce 2010 byla 12,2 TWh.
15
2.4 Legislativa Evropské unie a České republiky pro KVET 2.4.1 Právní předpisy Evropské unie Tato část byla převzata z webu kombinovana-vyroba.cz, provozovaného Teplárenským sdružením ČR (zdroj: [21]). a) Směrnice 2004/8/ES Evropského Parlamentu a Rady ze dne 11. února 2004 o podpoře kombinované výroby tepla a elektřiny založené na poptávce po užitečném teple na vnitřním trhu s energií a o změně směrnice 92/42/EHS Směrnice si klade za cíl zvýšení energetické účinnosti a zajištění dodávek vytvořením rámce pro podporu a rozvoj společné výroby elektřiny a tepla s vysokou účinností na základě poptávky po užitném teple a úspor primární energie na vnitřním trhu s energií, přihlíží se přitom zejména ke klimatickým a hospodářským podmínkám (článek 1). Směrnice definuje mj.:
Společnou výrobu elektřiny a tepla - současná výroba tepelné energie a elektrické a/nebo mechanické energie v rámci jednoho procesu.
Hospodářsky odůvodnitelnou poptávkou - poptávka, která nepřesahuje potřeby tepla nebo chlazení a která by jinak byla uspokojena za tržních podmínek jinými procesy výroby energie než společná výroba elektřiny a tepla.
Referenční hodnotu účinnosti pro samostatnou výrobu - účinnost alternativních samostatných výrob tepla a elektrické energie, které má proces společné výroby elektřiny a tepla nahradit.
Směrnice dále pro zajištění energetické účinnosti definuje pojem „užitečné teplo“ (v českém překladu směrnice „užitné teplo“) jako teplo vyrobené v procesu společné výroby elektřiny a tepla k uspokojení hospodářsky odůvodnitelné poptávky po teplu nebo chlazení. Důvodem pro vytvoření definice užitečného tepla je zajištění úspor energie, nikoli podporování určité technologie. Obdobně jako v sektoru obnovitelných zdrojů, směrnice zavedla nástroj záruky původu. Osvědčení o záruce původu by mělo být v jednotlivých zemích vzájemně uznatelné. Za slabost ustanovení směrnice se obecně považuje nevázanost států specifickými cíli v oblasti podpory kombinované výroby. b) Směrnice EP a Rady 2006/32/ES ze dne 5. dubna 2006 o energetické účinnosti u konečného uživatele a o energetických službách. Kombinovaná výroba je považována za jedno z opatření na úsporu energie, která by měla být zahrnuta do vnitrostátních plánů energetické účinnosti. c) Směrnice EP a Rady 2010/31/EU ze dne 19. května 2010 o energetické náročnosti budov (přepracované znění) V článku 2 se definuje kombinovaná výroba elektřiny a tepla jako současná výroba tepelné energie a elektrické nebo mechanické energie v jednom procesu. U nových budov členské státy zajistí, aby před zahájením výstavby byla posouzena a vzata v úvahu technická, environmentální a ekonomická proveditelnost vysoce účinných alternativních systémů, kromě jiného i kombinované výroby elektřiny a 16
tepla (článek 6 Nové budovy). V příloze I Společný obecný rámec pro výpočet energetické náročnosti budov se bere do úvahy environmentálně příznivý vliv výroby elektřiny v zařízení kombinované výroby. d) Směrnice EP a Rady 2009/28/ES ze dne 23. dubna 2009 o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů Emise skleníkových plynů z výroby a použití paliv, biopaliv a biokapalin v dopravě se vypočítají ze vzorce, kde se úspora emisí v důsledku přebytečné elektřiny z kombinované výroby tepla a elektřiny odečte od celkových emisí skleníkových plynů z výroby a použití paliv, biopaliv a biokapalin v dopravě. Za předpokladu, že kapacita kogenerační jednotky je rovna minimální kapacitě potřebné k tomu, aby jednotka dodávala tepelnou energii nezbytnou pro výrobu paliva, úspory emisí skleníkových plynů související s touto přebytečnou elektřinou se pokládají za rovné množství skleníkových plynů, které by byly emitovány při výrobě stejného množství elektřiny v elektrárně s využitím stejného paliva, jaké se používá v kogenerační jednotce. e) Rozhodnutí Komise 2007/74/ES ze dne 21. prosince 2006, kterým se stanoví harmonizované referenční hodnoty účinnosti pro oddělenou výrobu elektřiny a tepla (nové rozhodnutí podzim 2011) f) Rozhodnutí Komise 2008/952/ES ze dne 19. listopadu 2008 stanovující podrobné pokyny pro provádění a uplatňování přílohy II směrnice EP a Rady 2004/8/ES Rozhodnutí stanovuje množství elektrické energie vyrobené v kombinované výrobě v pěti krocích, s významem zejména pro provozovatele odběrových turbín. Pro určení úspor primární energie je nezbytné vypočítat spotřebu paliva neurčeného pro kombinovanou výrobu jako podíl množství elektrické energie nepocházející z kombinované výroby („kondenzační elektřina“) a specifickou hodnotou účinnosti zařízení pro výrobu elektřiny což je účinnost zařízení provozovaného v čistě kondenzačním režimu. g) Pokyny Společenství (2008/C 82/01) ke státní podpoře na ochranu životního prostředí (Úřední věstník C 82, 1. 4. 2008, s. 1) V dokumentu se uvádí, že dálkové vytápění může být energeticky účinnější než individuální vytápění. Pokud se prokáže, že dálkové vytápění je při kombinované výrobě méně znečišťující a více energeticky účinné, ale investičně náročnější, lze poskytnout státní podporu s cílem vytvořit pobídky určené k dosažení cílů v oblasti životního prostředí.
2.4.2 Právní předpisy ČR Tato část byla převzata z webu kombinovana-vyroba.cz, provozovaného Teplárenským sdružením ČR (zdroj: [22]). a) Energetický zákon (458/2000 Sb.) Zákon stanoví mimo jiné podmínky podnikání při výrobě elektřiny a tepelné energie, jejich distribuci, výkon státní správy, sankce.
17
Zákon obsahuje definici KVET - § 2 odst. 2, písm. a) bod 6. - Kombinovanou výrobou elektřiny a tepla se rozumí přeměna primární energie na energii elektrickou a užitečné teplo ve společném současně probíhajícím procesu v jednom výrobním zařízení. Podpora KVET - § 32 - Výrobce elektřiny provozující zařízení pro vysokoúčinnou kombinovanou výrobu elektřiny a tepla má, pokud o to požádá a technické podmínky to umožňují, právo k přednostnímu zajištění dopravy elektřiny přenosovou soustavou a distribučními soustavami. Dále má právo na přednostní připojení svého výrobního zařízení k přenosové nebo distribuční soustavě, pokud o to požádá a pokud splňuje podmínky připojení. Výrobce elektřiny má nárok na příspěvek k ceně elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla. Výrobce elektřiny, který uvede do provozu nové zařízení pro vysokoúčinnou kombinovanou výrobu elektřiny a tepla, má nárok na příspěvek k ceně elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla po dobu alespoň 6 let ode dne uvedení tohoto zařízení do provozu. Za uvedení zařízení do provozu se považuje též provedení modernizace nebo rekonstrukce technologické části stávajícího zařízení zvyšující jeho technickou, provozní, bezpečnostní a ekologickou úroveň na úroveň srovnatelnou s nově zřizovanými zařízeními pro vysokoúčinnou kombinovanou výrobu elektřiny a tepla. Pravomoc ERU stanovit výši podpory - § 17 odst. 9 - Energetický regulační úřad reguluje ceny a stanoví příspěvky k ceně elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla. Prováděcí předpisy k energetickému zákonu 1) Vyhláška č. 344/2009 Sb., o podrobnostech způsobu určení elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla založené na poptávce po užitečném teple a určení elektřiny z druhotných energetických zdrojů Způsob určení elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla, vyhodnocování a zúčtování elektřiny z kombinované výroby. Vyhláška stanoví technologie a zařízení kombinované výroby. Za elektřinu z kombinované výroby se považuje elektřina z výroben, jimž Ministerstvo průmyslu a obchodu vydalo osvědčení o původu elektřiny z kombinované výroby na základě žádosti o vydání osvědčení, jejíž vzor je uveden v příloze č. 1 k vyhlášce. Množství elektřiny z kombinované výroby, na které je poskytován příspěvek k ceně elektřiny, se stanoví na základě měření svorkové výroby na výstupu z generátoru, poměru elektřiny a tepelné energie způsobem uvedeným v příloze č. 3 k vyhlášce. Nelze-li množství elektřiny stanovit takto, může provozovatel postupovat způsobem odsouhlaseným ministerstvem. Dokladem pro vyhodnocování množství elektřiny s příspěvkem k ceně elektřiny je měsíční nebo roční výkaz o výrobě elektřiny ze zdrojů s kombinovanou výrobou, jehož vzor je uveden v příloze č. 6 k vyhlášce. 2) Vyhláška č. 140/2009 Sb., o způsobu regulace cen v energetických odvětvích a postupech pro regulaci cen § 2 odst. 7: Energetický regulační úřad reguluje cenu na krytí vícenákladů spojených s podporou výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných energetických zdrojů způsobem uvedeným v příloze č. 6 k vyhlášce, která dále stanoví postup 18
kompenzace vícenákladů spojených s podporou výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných energetických zdrojů. Dodavatel tepelné energie postupuje při dělení společných nákladů při kombinované výrobě elektřiny a tepla způsobem stanoveným v příloze č. 12 k vyhlášce, pokud nepostupuje jiným věrohodným a kontrolovatelným způsobem. b) Zákon o hospodaření energií (406/2000 Sb.) Zákon obsahuje některá opatření pro zvyšování hospodárnosti užití energie a povinnosti fyzických a právnických osob při nakládání s energií, pravidla pro tvorbu Státní energetické koncepce, Územní energetické koncepce a Státního programu na podporu úspor energie a využití obnovitelných zdrojů energie. Státní energetická koncepce (SEK) – viz. kapitola 2.4.3 Územní energetická koncepce - Vychází ze státní energetické koncepce a obsahuje cíle a principy řešení energetického hospodářství na úrovni kraje, statutárního města a hlavního města Prahy. Vytváří podmínky pro hospodárné nakládání s energií v souladu s potřebami hospodářského a společenského rozvoje včetně ochrany životního prostředí a šetrného nakládání s přírodními zdroji energie. Územní energetická koncepce je součástí územně plánovací dokumentace. Obec má právo pro svůj územní obvod nebo jeho část pořídit územní energetickou koncepci v souladu se státní energetickou koncepcí. Územní energetická koncepce je neopomenutelným podkladem pro územní plánování, zpracovává se na období 20 let a v případě potřeby se doplňuje a upravuje. Obsahuje mimo jiné hodnocení využitelnosti obnovitelných a druhotných energetických zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla. Státní program na podporu úspor energie a využití obnovitelných zdrojů energie - Vyjadřuje cíle v oblasti zvyšování účinnosti užití energie, snižování energetické náročnosti a využití jejích obnovitelných a druhotných zdrojů v souladu se státní energetickou koncepcí a zásadami udržitelného rozvoje. Program zpracovává na období jednoho roku Ministerstvo průmyslu a obchodu v dohodě s Ministerstvem životního prostředí a předkládá jej ke schválení vládě. K uskutečnění programu mohou být poskytovány dotace ze státního rozpočtu mimo jiné na rozvoj využívání kombinované výroby elektřiny a tepla a modernizaci výrobních a rozvodných zařízení energie, moderní technologie a materiály pro energeticky úsporná opatření atd. Prováděcí předpisy k zákonu o hospodaření energií 1) Nařízení vlády č. 63/2002 Sb., o pravidlech pro poskytování dotací ze státního rozpočtu na podporu hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů Nařízení vlády stanoví pravidla pro poskytování dotací ze státního rozpočtu k uskutečňování Národního programu hospodárného nakládání s energií a využívání jejích obnovitelných a druhotných zdrojů na podporu zvyšování účinnosti užití energie, snižování energetické náročnosti a využití jejích obnovitelných a druhotných zdrojů v souladu se schválenou státní energetickou koncepcí a zásadami trvale udržitelného rozvoje.
19
2) Vyhláška č. 349/2010 Sb., o stanovení minimální účinnosti užití energie při výrobě elektřiny a tepelné energie Vyhláška stanoví minimální účinnost užití energie v kombinované výrobě elektřiny a tepla v soustrojí s plynovou turbínou, souboru s plynovou a parní turbínou a spalinovým kotlem, jednotce s pístovým motorem, palivovém článku.
c) Zákon č. 180/2005 Sb., o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie a o změně některých zákonů (zákon o podpoře využívání obnovitelných zdrojů) Zákon upravuje způsob podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie a výkon státní správy a práva a povinnosti fyzických a právnických osob s tím spojené. Definuje obnovitelné zdroje a biomasu. d) Návrh zákona o podporovaných zdrojích energie a o změně některých zákonů (po schválení v PSP ČR byl vetován prezidentem ČR, veto bude hlasováno 9. 5. 2012) Návrh zákona upravuje podporu výroby energie z obnovitelných zdrojů, druhotných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla, nahradí zákon o podpoře využívání obnovitelných zdrojů, ustanovení o podpoře výroby tepla z obnovitelných zdrojů, elektřiny z druhotných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla v energetickém zákonu. Podpora elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla v zařízení, na které Ministerstvo průmyslu a obchodu vydalo osvědčení o původu elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla, při jejíž výrobě se dosahuje poměrné úspory vstupního primárního paliva potřebného na výrobu této elektřiny a tepla ve výši nejméně 10 % oproti oddělené výrobě elektřiny a tepla přičemž požadavek na dosažení poměrné úspory vstupního primárního paliva se vztahuje pouze na elektřinu vyrobenou ve výrobně elektřiny s instalovaným elektrickým výkonem vyšším než 1 MW. Provozovatel má právo na připojení k přenosové nebo distribuční soustavě elektřiny. Podpora se poskytuje formou výkupních cen nebo zelených bonusů.
2.4.3 Státní energetická koncepce ČR Tato koncepce definuje priority a cíle ČR v energetickém sektoru a popisuje konkrétní realizační nástroje energetické politiky státu. Tyto cíle a priority konkretizuje ve výhledu příštích 30 let. Jejím posláním je zajistit spolehlivou, bezpečnou a k životnímu prostředí šetrné dodávky energie pro potřebu obyvatelstva a průmyslu za přijatelnou cenu. Současně stále platná verze SEK byla schválena vládou ČR již 10. 3. 2004. V únoru 2010 byl MPO představen návrh SEK do roku 2030, s výhledem až do roku 2050, avšak doposud nebyl schválen. [14] V aktualizaci je kladen důraz především na energetickou bezpečnost a tudíž na přednostní využívání tuzemských energetických zdrojů, doplněné o nezbytné dovozy ropy a zemního plynu. Co se teplárenství týče, počítá se se zachováním rozsahu SZTE z hlediska počtu odběratelů, zároveň se ale předpokládá pokles dodávek z důvodu snížení energetické náročnosti budov a snížení ztrát v tepelných rozvodech. Předpokládá se také zachování podílu tuzemského hnědého uhlí k zajištění výroby tepla až do roku 2050, 20
hlavně z důvodu energetické bezpečnosti a udržení dovozní energetické závislosti na přijatelné úrovni. To však znamená uvolnění dostupných zásob především hnědého uhlí, čili nad rámec ÚEL, což ale koliduje se současnou situací. [14] Nástroje k dosažení cílů a priorit, vycházejících ze SEK jsou především následující: [14]
Legislativní opatření,
Cenová a daňová politika,
Regulace činnosti přirozených monopolů,
Vývozně-dovozní politika paliv a energie,
Přímá angažovanost státu ve vybraných aktivitách v energetice,
Regionální energetické politiky.
Bezesporu nejvýznamnějším nástrojem jsou legislativní opatření, přičemž po vstupu ČR do EU se nestačí řídit pouze cíli SEK, nýbrž je zde celá řada evropských cílů a požadavků, které se ČR zavázala plnit. [14]
2.4.4 Cenová rozhodnutí ERÚ Dalším dokumentem, který ovlivňuje kombinovanou výrobu elektřiny a tepla v ČR je Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 7/2011 ze dne 23. listopadu 2011, kterým se stanovuje podpora pro výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů energie, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných energetických zdrojů. Přehled příspěvků k ceně elektřiny vyrobené v režimu KVET zachycuje následující tabulka. Výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla
Výše příspěvku k ceně elektřiny v Kč/MWh Základní pásmo VT VT (24 hodin) 8 hodin 12 hodin
Výrobna s instalovaným výkonem do 1 MW včetně, s výjimkou výrobny využívající obnovitelné zdroje energie nebo spalující degazační plyn
590
1630
1150
Výrobna s instalovaným výkonem 1 MW až 5 MW včetně, s výjimkou výrobny využívající obnovitelné zdroje energie nebo spalující degazační plyn
500
1250
870
Výrobna s instalovaným výkonem nad 5 MW, s výjimkou výrobny využívající obnovitelné zdroje energie nebo spalující degazační plyn
45
-
-
Kombinovaná výroba elektřiny a tepla využívající obnovitelné zdroje energie nebo spalující degazační plyn
45
-
-
Tabulka 4 – Příspěvky k ceně elektřiny vyrobené z KVET, zdroj: ERÚ [20]
21
3
Palivová základna stávajících tepláren v ČR 3.1 Rozbor spotřeby paliv Dalo by se říci, že už od počátku má v českém teplárenství nejvýznamnější úlohu hnědé uhlí,
přičemž druhým nejdůležitějším zdrojem energie je (v současnosti zemní) plyn. K pochopení vývoje na teplárenském trhu a k pochopení role hnědého uhlí a zemního plynu na tomto trhu je dobré udělat si malou odbočku do vzdálenější historie. Role HU a ZP byla ovlivněna různými historickými událostmi. V prosinci 1947 bylo rozhodnuto o vybudování celostátní sítě pro rozvod svítiplynu, zásobované ze tří velkých průmyslových zdrojů – Záluží, Úžin a Vřesová. Toto rozhodnutí znamenalo v podstatě konec městských plynáren a zároveň zkoncentrování výroby svítiplynu do pánevních oblastí HU a zajistilo jeho dominantní postavení ve vytápění – tj. na teplárenském trhu. Tam, kde nebyl používán svítiplyn, bylo v teplárnách přímo spalováno hnědé nebo černé uhlí. [1] Toto uspořádání v podstatě vydrželo až do konce 70. let, kdy začal postupný přechod plynárenské sítě na využívání ZP, a to na základě vládního rozhodnutí o plošném využití ZP dodávaného z tehdejšího SSSR. S přechodem na zemní plyn došlo ke dvěma důležitým změnám na teplárenském trhu – začaly se zmenšovat a poté likvidovat výrobny svítiplynu, které odebíraly značná množství hnědého uhlí, a na druhé straně se zemní plyn začal stávat alternativou pro lokální vytápění. Hnědému uhlí tak vznikl zdatný a velice dravý konkurent, od samého počátku významně podporovaný státem. První plynárnou, která byla odstavena z provozu, byla právě ta nejstarší v Záluží u Mostu. Po revoluci v roce 1989 byl tento proces ještě urychlen. [1] V první polovině 90. let se tak na teplárenském trhu sešly dvě významné determinanty – masivní plynofikace podporovaná dotacemi a nízkými cenami zemního plynu pro tehdejší odběratele a ukončení přechodu plynárenské soustavy na zemní plyn. Poslední zdroje svítiplynu byly odstaveny v roce 1996. Tyto dvě zásadní determinanty způsobily prudký růst spotřeby ZP v první polovině 90. let, jak je patrné z obrázku 3, a to především na úkor HU. Od té doby je situace víceméně stabilizovaná. [1]
22
Obrázek 3 – Spotřeba ZP, těžba HU, výroba elektřiny v ČR v letech 1819 až 2010, zdroj: [1]
Současné potřeby tepla v České Republice pro výrobní sektory (průmysl, stavebnictví, zemědělství a další výrobní sektory) a pro veřejný sektor (domácnosti, služby) jsou zhruba ve výši 330 PJ. Jak již bylo zmíněno dříve, tyto potřeby tepla zajišťuje jeho centralizovaná výroba ve zdrojích SZTE a decentralizovaná výroba (lokální zdroje), každá z nich přibližně polovinou. Na tuto celkovou výrobu tepla se spotřebovává přibližně 450 PJ primárních energetických zdrojů (opět zhruba polovinou na oba způsoby výroby tepla), což činí asi 25% současné celkové spotřeby PEZ v ČR (v roce 2010 ve výši 1 840PJ). [10] Co se týče podílů jednotlivých sektorů energetiky na celkové spotřebě paliv, tak ty zobrazuje obrázek 4a.
Obrázek 4a – Struktura spotřeby paliv v sektorech energetiky, zdroj: [7]
Pro celkové zásobování teplem (SZTE + DZT) jsou nejvíce využívána tuhá paliva – 44 % podíl (zejména hnědé uhlí v SZTE) a tzv. ušlechtilá paliva – 42 % podíl (zejména zemní plyn v DZT). Na
23
obnovitelné a druhotné zdroje energie připadá asi 11 % podíl, na ostatní paliva a energie pak cca 3 % podíl. [7]
Obrázek 4b – Struktura spotřeby paliv pro zásobování teplem, zdroj: [7]
V palivovém mixu SZTE pak převládá domácí hnědé a černé uhlí výrazně (ve vsazeném palivu v roce 2010 na výrobu tepla v celkové výši téměř 232 PJ připadá na uhlí téměř 60 %, v tom na HU asi 45 %, na ČU asi 15 %). Hnědé uhlí je tak v ČR základním palivem pro výrobu elektřiny a centrálně vyráběného tepla a jen jeho malá část vstupuje do konečné spotřeby (výroba tepla pro vlastní potřeby, vč. malospotřeby a domácností). Uhlí je v SZTE následované zemním plynem (přes 24 %), ostatních plynů je ročně spotřebováno cca 10 PJ (4 %) a obnovitelné a ostatní zdroje energie představují mírně přes 9 % (podrobně viz tabulka 5 a tabulka 6).
Struktura spotřeby paliv ve zdrojích SZTE OZE a ostatní paliva (9,3%)
Kapalná paliva (2,7%)
Ostatní plyny (4,2%)
Zemní plyn (24,2%)
Hnědé uhlí (44,7%) Černé uhlí (14,9%)
Obrázek 4c – Struktura spotřeby paliv ve zdrojích SZTE v roce 2010
Zemní plyn je na rozdíl od hnědého uhlí palivem především pro konečnou spotřebu, takže převládá v decentralizované výrobě tepla (53%), kde je následován biomasou (18%), elektřinou (15%) a hnědým uhlím (12%). [10] 24
Původem je z České Republiky 68 % paliv používaných pro výrobu tepla v SZTE. [11] Co do velikosti zdrojů, tak uhlí (především hnědé) převládá u větších zdrojů tepla, u středních a malých zdrojů zemní plyn. Ten také hraje velmi významnou roli, co se výtopen týče - jeho podíl na celkové spotřebě paliv ve výtopnách tvoří asi 70%. [14] Ostatní zdroje energie (biomasa, případně jiné OZE nebo některá další fosilní paliva – LTO, TTO) jsou zdroje spíše s lokálním a omezeným dopadem, případně s historickým významem. V konkrétních případech a lokalitách mohou hrát významnou úlohu, nicméně z celkového pohledu mají pouze komplementární charakter. [1] Role obnovitelných a druhotných zdrojů se ovšem v poslední době stává výraznější, když do palivového mixu výroben tepla více proniká biomasa. Příkladem mohou být teplárny a výtopny spalující buď pouze biomasu, nebo spoluspalující biomasu a fosilní paliva. Podle zprávy tzv. „Pačesovy komise“ ([9]) můžeme počítat s nárůstem využití energie z biomasy z 82 PJ v roce 2007 až na 276 PJ v roce 2050 (hrubý odhad s respektováním potravinové bezpečnosti a jiného materiálového využití dendromasy). Těchto 276 PJ je hodnota celkového ročního dostupného potenciálu biomasy v ČR, pokud bereme v úvahu 3 hlavní kategorie biomasy (zemědělská, lesnická, zbytková). V tomto případě by pak biomasa byla dominantním zdrojem mezi OZE a hrála by pravděpodobně také významnou roli v teplárenství. V následujících tabulkách a grafu je zobrazen vývoj množství a struktury spotřeby paliv na výrobu tepla pro rozvod tak, jak probíhal v ČR od roku 2005 do roku 2010. Tabulka 5 udává hodnoty v TJ/rok a tabulka 6 udává pro přehlednost podíly jednotlivých druhů paliv v procentech. 2005
2006
2007
2008
2009
2010
Hnědé uhlí
104 461
99 951
95 303
97 647
96 296
103 413
Černé uhlí
41 343
39 995
36 139
34 408
33 580
34 597
Ostatní tuhá paliva
17 502
17 128
-
-
-
-
Celkem tuhá paliva
163 306
157 073
131 441
132 055
129 876
138 010
Celkem kapalná paliva
14 485
12 385
9 702
9 203
8 322
6 271
Zemní plyn
57 733
54 812
52 818
51 487
51 681
56 141
Celkem plynná paliva (ZP + ostatní)
71 863
69 496
63 711
62 591
60 222
65 767
Obnovitelná a ostatní paliva
-
-
22 418
22 078
22 691
21 508
Paliva celkem
249 654
238 953
227 273
225 927
221 111
231 556
Tabulka 5 – Vývoj spotřeby paliv na výrobu tepla pro rozvod (TJ/r), zdroj: ČSÚ
Můžeme zde vypozorovat, že celková spotřeba všech paliv měla do roku 2009 mírně klesající trend, avšak v roce 2010 se naopak zase zvýšila, a to o více než 10 tis. TJ. Velký vliv na toto zvýšení měla chladnější zima, než v roce 2009. Dokumentuje to web tzb-info.cz ve vyhodnocení otopného období kalendářního roku 2010 ([23]), které bylo zpracováno na základě dat z měsíčních přehledů meteorologických pozorování stanice ČHMÚ Praha - Karlov. Základními parametry roku 2010 je 235 dnů vytápění a průměrná teplota 4,2 °C za celé otopné období. Počet otopných dnů je vyšší, než třicetiletý průměr, průměrná teplota je pod tímto dlouhodobým průměrem. Počtem 3 486 denostupňů D19 otopné období převýšilo standard třicetiletého průměru o 8%. 25
Lze je charakterizovat jako otopné období nadnormální - tedy studené, dlouhé a s vyšší spotřebou paliva. Pro srovnání v roce 2009 mělo otopné období 200 dnů vytápění a průměrnou teplotu 4,5 °C. Počtem 2 898 denostupňů D19 se otopné období přiblížilo na 90% standardu třicetiletého průměru (ten je 3 227). Lze je tedy charakterizovat jako otopné období podnormální – tzn. teplé s nižší spotřebou paliva. [23]
Spotřeba PEZ na výrobu tepla pro rozvod 250 000
ostatní tuhá paliva obnovitelná a ostatní paliva ostatní plynná paliva
spotřeba [TJ/rok]
200 000
150 000
zemní plyn kapalná paliva
100 000
černé uhlí 50 000
hnědé uhlí
0 2005
2006
2007
2008
2009
2010
Obrázek 5 - Vývoj spotřeby paliv na výrobu tepla pro rozvod (TJ/r), zdroj: ČSÚ [13]
Spotřeba nejvíce využívaného hnědého uhlí se celou dobu pohybuje zhruba kolem 100 PJ ročně. V tabulkách 5 a 6 je do hnědého uhlí zahrnuta i spotřeba lignitu a hnědouhelných briket. Sice během daného období došlo k mírné fluktuaci jeho spotřeby, přičemž nejnižší byla v roce 2007, ale v roce 2010 opět lehce převýšila 100 PJ, takže můžeme říci, že v daném období byla spotřeba HU víceméně stejná. Co se týče ostatních tuhých paliv, tak od roku 2007 je jejich hodnota v tabulce 5 nulová z důvodu změn položek ve výkazu „Celková spotřeba paliv na výrobu tepla v GJ“ ČSÚ. Určitá část ostatních tuhých paliv byla přesunuta ve výkazu pod položku „Obnovitelná a ostatní paliva“, čímž byly ovlivněny zároveň hodnoty „Celkem tuhá paliva“, což se projevilo jejich snížením. Obdobný průběh spotřeby jako u tuhých paliv, tedy mírný pokles a opět vzestup spotřeby, je patrný i u paliv plynných. Nejvyužívanějším mezi nimi je již zmíněný zemní plyn, jehož spotřeba je v průměru za dané období lehce přes 54 PJ. Podíl zemního plynu na celkové spotřebě plynných paliv na výrobu tepla pro rozvod se tak pohybuje mezi 80 – 85 %. Vedle zemního plynu je mezi těmito palivy využíván hlavně vysokopecní a koksárenský plyn, dále generátorové plyny, energoplyn a konvertorový plyn. Již zmíněnými změnami ve výkazu ČSÚ byla ovlivněna i položka „Celkem plynná paliva“, u níž mezi roky 2006 a 2007 došlo k poklesu téměř o 6 tis. TJ. Kromě již zmíněných plynných paliv byla totiž do roku 2006 ve statistice zahrnuta i položka „Ostatní plynná paliva“, která tvořila relativně významnou část spotřeby plynných paliv (5 769 TJ), ale v roce 2007 již zcela chyběla, takže dané hodnoty musely být z převážné části zahrnuty mezi obnovitelná a ostatní paliva, která se takto v dané statistice začala objevovat právě od r. 2007. 26
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Hnědé uhlí Černé uhlí
41,84 16,56
41,83 16,74
41,93 15,90
43,22 15,23
43,55 15,19
44,66 14,94
Ostatní tuhá paliva
7,01
7,17
-
-
-
-
Celkem tuhá paliva Celkem kapalná paliva
65,41 5,80
65,73 5,18
57,83 4,27
58,45 4,07
58,74 3,76
59,60 2,71
Zemní plyn
23,13
22,94
23,24
22,79
23,37
24,25
Celkem plynná paliva (ZP + ostatní) Obnovitelná a ostatní paliva
28,79 -
29,08 -
28,03 9,86
27,70 9,77
27,24 10,26
28,40 9,29
Paliva celkem
100
100
100
100
100
100
Tabulka 6 - Vývoj struktury spotřeby paliv na výrobu tepla pro rozvod (%), zdroj: ČSÚ
Trvalý klesající trend spotřeby je pak vidět u kapalných paliv, kam se řadí především topné oleje (nízkosirný, vysokosirný, ostatní plynový olej), hnědouhelný surový dehet a motorová nafta. Zde má tento trvalý klesající trend v podstatě každé z těchto kapalných paliv. Pouze paliva pod bilanční položkou „topný a ostatní plynový olej“ vykazovala kolísavost, v roce 2006 se jich spotřebovalo 230 TJ, v r. 2007 97 TJ, v r. 2008 130 TJ, v r. 2009 163 TJ a v roce 2010 to bylo 151 TJ. V celkovém pohledu však topný a ostatní plynový olej nehrají nijak významnou roli, takže tato kolísavost je zanedbatelná a klesající trend spotřeby kapalných paliv nijak výrazně neovlivňuje.
3.2 Ceny tepla ze soustav zásobování tepelnou energií Průměrné ceny centrálně vyráběného tepla se v roce 2010 pohybovaly v širokém rozmezí od 170 Kč/GJ po 610 Kč/GJ, a to v závislosti na místě předání tepla a na vstupním palivu. Pro konečné spotřebitele byla nejnižší průměrná cena tepelné energie cca 337 Kč/GJ a naopak nejvyšší téměř 620 Kč/GJ. Z hlediska paliva použitého při výrobě jsou pro konečné spotřebitele nejnižší ceny v případě využití uhlí a biomasy, jak dokumentuje tabulka 7. Váhami pro vážený průměr jsou množství dodané tepelné energie z tabulky 8. Podle dat v těchto tabulkách lze vůči systémům centrálního zásobování teplem považovat za konkurenční cenu tepelné energie pro konečné spotřebitele cenu z domovních plynových kotelen ve výši 515,89 Kč/GJ vč. DPH. Snahy některých odběratelů o odpojení od SZTE z důvodu možné úspory nákladů vlivem vybudování vlastního domovního zdroje tepelné energie je možné očekávat především u takových SZTE, kde cena tepelné energie převyšuje tuto cenu (resp. převyšovala v roce 2010).[19] Jak již bylo uvedeno dříve a jak také vyplývá z tabulky 8, k výrobě tepelné energie je z převážné části využíváno uhlí. Ostatní paliva, především zemní plyn, topné oleje a biomasa se celkově podílejí na dodávkách tepelné energie asi z 1/3. Podíl uhlí výrazně převládá u velkých tepelných systémů. Naopak u malých systémů se zdroji do 10 MWt a u domovních kotelen je převažujícím palivem zemní plyn. [19]
27
Uhlí [Kč/GJ]
Zemní Biomasa plyn a jiné OZE [Kč/GJ] [Kč/GJ]
Topné oleje [Kč/GJ]
Jiná Vážený paliva* průměr [Kč/GJ] [Kč/GJ]
Z výroby při výkonu nad 10 MWt
187,16
401,35
202,99
295,20
175,75
205,54
Z primárního rozvodu
296,87
453,59
320,34
418,53
285,50
312,80
Z výroby při výkonu do 10 MWt
320,54
452,65
307,88
539,56
170,54
360,45
Z centrální výměníkové stanice Pro centrální přípravu teplé vody na zdroji Pro centrální přípravu teplé vody na výměníkové stanici
419,32
556,05
255,75
510,30
472,14
438,99
509,60
563,77
538,20
619,64
496,10
558,73
442,48
564,37
410,72
556,02
440,47
461,41
Z rozvodů z blokové kotelny
500,71
573,42
412,49
610,56
445,54
559,56
Z venkovních sekundárních rozvodů
442,92
574,02
451,25
550,31
407,30
457,83
Z domovní předávací stanice
491,45
580,40
494,83
610,06
523,79
537,64
Z domovní kotelny
452,21
515,89
336,80
549,20
528,25
507,92
337,52
531,18
359,92
477,19
290,96
---
Ceny tepelné energie pro konečné spotřebitele
Úroveň předání tepelné energie
Vážený průměr [Kč/GJ]
Tabulka 7 - Průměrné ceny tepelné energie v roce 2010 s rozlišením použitého paliva, zdroj: [19] *) Jedná se především o jiné plyny, komunální a nebezpečné odpady, koks, elektřinu a v případě ČEZ a.s. o jaderné palivo
Biomasa a jiné OZE [PJ]
Topné oleje [PJ]
Jiná paliva* [PJ]
Celkem jednotl. úrovně předání
Uhlí [PJ]
Z výroby při výkonu nad 10 MWt
13,779
1,767
0,712
0,376
4,185
20,819
Z primárního rozvodu
53,907
6,010
1,818
0,821
3,232
65,788
Z výroby při výkonu do 10 MWt
0,131
0,885
0,431
0,014
0,296
1,757
Z centrální výměníkové stanice Pro centrální přípravu teplé vody na zdroji Pro centrální přípravu teplé vody na výměníkové stanici
4,080
0,956
0,255
0,082
0,279
5,652
0,081
0,767
0,012
0,008
0,002
0,870
4,992
1,017
0,208
0,064
0,273
6,554
Z rozvodů z blokové kotelny
0,664
6,928
0,382
0,130
0,065
8,169
Z venkovních sekundárních rozvodů
23,443
3,715
1,025
0,496
2,401
31,080
Z domovní předávací stanice
4,995
5,752
0,795
0,381
0,633
12,556
Z domovní kotelny
0,397
3,415
0,042
0,036
0,029
3,919
106,469
31,212
5,680
2,408
11,395
157,164
Ceny tepelné energie pro konečné spotřebitele
Úroveň předání tepelné energie
Zemní plyn [PJ]
Celkové množství z jednotlivých paliv
Tabulka 8 - Množství dodané tepelné energie v roce 2010 s rozlišením použitého paliva, zdroj: [19] *) Jedná se především o jiné plyny, komunální a nebezpečné odpady, koks, elektřinu a v případě ČEZ a.s. o jaderné palivo
Největší objemy dodávek jsou realizovány na úrovni předání z primárních rozvodů tepelné energie. Důvodem je to, že největší výrobci tepelné energie dodávají tepelnou energii v největší míře z vlastních 28
parních či horkovodních primárních rozvodů. Následující distribuci prostřednictvím výměníkových stanic a sekundárních rozvodů obvykle zajišťují další dodavatelé tepelné energie. [19] Dodávky tepelné energie z domovních kotelen byly vyhodnoceny pouze v případech, kdy je dodavatel tepelné energie současně držitelem licence na výrobu nebo rozvod tepelné energie. Údaje tedy nezahrnují data z domovních kotelen, které jsou provozovány dodavateli, kteří mají pouze koncesi či jsou přímo majitelem vytápěného objektu. [19]
3.2.1 Vývoj průměrných cen tepelné energie V následujícím textu je popsán vývoj průměrných výsledných cen tepelné energie (včetně DPH), která byla dodávána konečným spotřebitelům (do odběrného tepelného zařízení) v období 2001 až 2010, včetně předběžných cen tepelné energie k 1. 1. 2011. Do přehledu cen tepelné energie pro konečné spotřebitele jsou zahrnuty ceny za dodávky tepelné energie z rozvodů z blokové kotelny, z venkovních sekundárních rozvodů, z domovní předávací stanice, pro centrální přípravu teplé vody a z domovní kotelny. Průměrné ceny za jednotlivé roky jsou stanoveny váženým průměrem, kde váhami jsou množství tepelné energie vyrobené z uhlí nebo z ostatních paliv.
Cena [Kč/GJ]
Ceny tepla pro konečné spotřebitele 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2005
2006
2007
2008
2009
2010
k 1.1.2011
320,94
332,3
350,63
368,88
412,91
437,79
451,24
471,13
369,72
402,36
460,04
463,54
542,85
562,07
540,71
552,57
341,62
362,53
401,59
413,81
474,2
494,33
491,73
509,15
2001
2002
2003
2004
Uhlí
297,03
309,49
313,26
Ostatní paliva
342,41
350,34
351,92
Vážený průměr
318,87
330,34
330,78
Uhlí
Ostatní paliva
Vážený průměr
Obrázek 6 – Průměrné ceny tepelné energie pro konečné spotřebitele od r. 2001 do 1. 1. 2011, zdroj: [19]
Ve sledovaném období v případě tepelné energie vyrobené z uhlí je patrný pozvolný a vyrovnanější nárůst průměrné ceny tepelné energie. U tepelné energie vyrobené z ostatních paliv nejsou meziroční změny rovnoměrné a je zřejmý její vysoký meziroční nárůst v letech 2005, 2006 a 2008, stagnace v roce 2007, menší nárůst v roce 2009 a poté mírný pokles. V následujícím období lze očekávat další růst ceny tepla, ovlivněný především nárůstem cen vstupů (hlavně paliv), nárůstem stálých nákladů a zisku (v souladu se závaznými podmínkami pro kalkulaci ceny tepelné energie), ale rovněž poklesem objemu dodávek tepelné energie, a to jak vlivem energetických úspor na straně odběratele (zateplení objektů, 29
osazení regulační techniky aj.), tak i vlivem nárůstu sazby daně z přidané hodnoty (pro rok 2012 je ve výši 14 %). V roce 2008 byly ceny tepelné energie ovlivněny zvýšením sazby DPH z 5 na 9 % a zavedením ekologické daně. K dalšímu nárůstu sazby DPH u tepla z 9 na 10 % došlo od 1. 1. 2010. Za 10 let vzrostla pro konečné spotřebitele průměrná cena tepelné energie vyrobené z uhlí o 174,10 Kč/GJ (z 297,03 na 471,13 Kč/GJ), tj. o cca 59 %, za totéž období se zvýšila cena tepelné energie vyrobené z ostatních paliv o 210,16 Kč/GJ (z 342,41 na 552,57 Kč/GJ), tj. o cca 61 %. [19] V roce 2010 byl meziroční nárůst průměrné ceny tepelné energie vyrobené z uhlí 13,45 Kč/GJ, tj. 3,07 %, v případě tepelné energie z ostatních paliv naopak poklesla průměrná cena o 21,36 Kč/GJ, tj. 3,80 %. [19] Cena tepelné energie vyrobené z uhlí je ve sledovaném období nižší a zároveň stabilnější než cena tepelné energie vyrobené z ostatních paliv. Z vyhodnocení cen tepelné energie pro konečné spotřebitele ([19]), v závislosti na velikosti tepelných výkonů zdrojů, rovněž vyplývá cenová výhodnost dodávky tepelné energie z největších SZTE oproti lokálním topným systémům a domovním zdrojům.
30
4
Omezující podmínky českého teplárenství Faktorů, které ovlivňují a v následujících letech i desetiletích budou ovlivňovat české teplárenství je
hned několik. Problémy začínají u nejednoznačné koncepce rozvoje teplárenství ČR v dlouhodobém horizontu, která by respektovala životnost případných investic, což vychází již z nekonzistence Státní energetické koncepce ČR a politiky EU, jež jsou s tímto problémem bezprostředně legislativně svázány. Asi nejzávažnější problematikou je pak dlouhodobé zajištění dodávek kvalitního a cenově dostupného paliva pro velkou část českých tepláren, což úzce souvisí s územními ekologickými limity těžby hnědého uhlí. Nepříznivý vliv na cenu tepla bude mít pravděpodobně fakt, že od roku 2013 vznikne povinnost nákupu emisních povolenek, které byly dosud přidělovány zcela zdarma. Další potenciální problémy může způsobit přijatá nová Evropská směrnice o průmyslových emisích, která zpřísňuje ekologické limity pro velké průmyslové podniky. Dalším omezením je ekologická daň – ta totiž postihuje pouze velké decentralizované zdroje, zatímco lokální výroba tepla je vystavena nesrovnatelně mírnějším požadavkům.
4.1 Dlouhodobé zabezpečení uhlí Teplárenský sektor v České republice je z podstatné části postavený na velkých hnědouhelných zdrojích spalujících tuzemské palivo. Díky tomu se toto odvětví stalo značně autonomní na importu surovin. Jak již bylo zmíněno dříve, přibližně 68 % zdrojů paliv v teplárenství pochází přímo z ČR. Teplárenství tedy zcela zřetelně přispívá k budování energetické bezpečnosti a výrazně eliminuje výskyt neplánovaných odstávek energie v celonárodním měřítku, jak např. pocítili některé země Evropy při „plynovému blackoutu“ v roce 2009. Vedle přínosů z pohledu státu zde existují i významné přínosy pro samotné obyvatele. Teplárenské sdružení ČR uvádí, že v roce 2010 přibližně 85 % zákazníků tepláren mělo levnější teplo než domácnosti vytápěné zemní plynem v lokálním plynovém kotli. Sociální aspekt je tedy dalším kritériem ve prospěch SZTE.[15] Pro bezproblémový chod a rozvoj teplárenství je však zapotřebí několika podmínek, kdy nejzásadnější z nich je dlouhodobé zajištění vhodného a cenově dostupného paliva. Vzhledem k tomu, že HU (které je stále nejlevnějším a v podstatě nejlépe dostupným palivem) se dlouhodobě podílí na spotřebě paliv ve zdrojích SZTE více než 40 %, je otázka právě jeho dostatku a dostupnosti klíčová, v konečném důsledku pak nejen pro teplárny jako takové, ale také pro energetickou situaci celé republiky. Zásadní vliv na zajištění dlouhodobé dostupnosti hnědého uhlí, a tím pádem i na budoucnost českého teplárenství, má existence současných územních ekologických limitů těžby HU.
4.1.1 Těžba hnědého uhlí v ČR V současné době je v ČR evidováno osm hnědouhelných pánví a ložisek hnědého uhlí a lignitu. Jmenovitě jsou to: Severočeská hnědouhelná pánev, Sokolovská pánev, Chebská pánev, Žitavská pánev, ložisko Uhelná, výskyty křídového uhlí v okolí Moravské Třebové (v těchto lokalitách výskyt HU), jihomoravská lignitová pánev a jihočeské pánve (výskyt lignitu). 31
Pro perspektivní těžbu hnědého uhlí v dlouhodobém časovém horizontu má ČR však k dispozici pouze dvě hnědouhelné pánve – a pouze v nich je také provozována aktivní báňská činnost. Nacházejí se v Podkrušnohorském úvalu severozápadních Čech a jedná se o Sokolovskou pánev (SP) na západě a Severočeskou hnědouhelnou pánev (SHP) ve východní části podkrušnohoří (situování obou hnědouhelných pánví zachycuje obrázek 17 v příloze č. 2). Ostatní pánve na území republiky jsou buď netěžitelné z důvodů územních a ekologických (Chebská pánev – těžba zastavena v roce 1949 a žádná dlouhodobá prognóza s jejím obnovením neuvažuje), nebo jsou před ukončením těžby.[10] V Sokolovské pánvi těží společnost Sokolovská uhelná a.s. na dvou povrchových lomech Jiří a Družba. V SHP pak těží 2 těžební společnosti, a to Severočeské doly a.s. na povrchových lomech Bílina a Libouš a Czech Coal a.s., resp. Litvínovská uhelná a.s. na povrchovém lomu Československá armáda (ČSA) a Vršanská uhelná a.s. na lomu Vršany a Šverma. Skupina Czech Coal provozuje rovněž poslední hlubinný důl v SHP, a to důl Centrum. [10] Ložisko Sokolovská pánev
Severočeská hnědouhelná pánev
Lom Družba Jiří ČSA Bílina Libouš Vršany + Šverma Centrum
Průměrná výhřevnost HU [GJ/t] 12,70 12,60 17,85 14,3 11,62 10,8 18,5
Těžba HU v r. 2010 [mil. tun] 0,746 7,674 4,628 9,341 12,288 8,807 0,415
Tabulka 9 - Kvalita hnědého uhlí v ČR dle jednotlivých lomových lokalit, zdroj: [10]
Kvalita těženého uhlí je dána jeho výhřevností. Situaci v jednotlivých lokalitách co do průměrné výhřevnosti zachycuje tabulka 9. V porovnání s největšími evropskými producenty hnědého uhlí se v ČR těží nejkvalitnější hnědé uhlí v Evropě, což dokumentuje tabulka 26 v příloze č. 1. Hnědé uhlí těžené v ČR vykazuje průměrnou výhřevnost 12,71 GJ/t. [10] Přehled těžby v letech 2009 a 2010 spolu s disponibilními zásobami a životností jednotlivých lomů a jednoho dolu v Sokolovské a Severočeské hnědouhelné pánvi uvádí následující tabulka 10. Do roku 2011 se v těchto pánvích celkem vytěžilo přibližně už 5 212 mil. tun hnědého uhlí (z toho cca 4 085 mil. tun v SHP a cca 1 127 mil. tun v SP). Z toho vyplývá, že zásoby uhlí v obou pánvích vytěžitelné v rámci ÚEL představují „pouze“ 17 % z celkového množství hnědého uhlí, které bylo dosud vytěženo a ještě je k dispozici. Při pohledu do tabulky zjistíme, že v roce 2010 klesla celková těžba o více než 1,5 mil. tun, přičemž pokles byl zaznamenán u většiny lomů. Mírný nárůst těžby zaznamenaly pouze lom Jiří a hlubinný důl Centrum. Životnost jednotlivých lomů uvedená v této tabulce je pouze teoretická, vypočtená vydělením disponibilních zásob k 1. 1. 2011 a těžbou v roce 2010 (brána jako současná těžba). Ve skutečnosti je životnost prakticky všech lokalit odlišná (až na důl Centrum), protože se počítá s postupným snižováním těžby (mimo jiné z důvodu právě prodloužení životnosti lomů).
32
Libouš Severočeské Bílina doly a.s. Celkem ČSA SHP Vršany + Czech Coal Šverma a.s. Centrum Celkem Celkem SHP Sokolovská Jiří SP uhelná a.s. Družba Celkem SP
12,945 9,419 22,364 4,721
Disponibilní zásoby k 1. 1. 2010 264,9 183,7 448,6 37,3
9,37
314,2
8,8
305,4
2044
0,333 14,424 36,8 6,97 1,612 8,582
1,9 353,4 802,0 81,4 53,6 135
0,4 13,8 35,4 7,7 0,7 8,4
1,5 339,6 766,6 73,7 52,9 126,6
2014
Celkem hnědé uhlí
45,37
937,0
43,8
893,2
Pánev
Organizace
Lom/důl
Těžba v r. 2009
Těžba v r. 2010 12,3 9,3 21,6 4,6
Disponibilní Životnost zásoby k při souč. 1. 1. 2011 těžbě (rok) 252,6 2031 174,4 2029 427 32,7 2017
2025
Tabulka 10 – Zásoby hnědého uhlí jednotlivých lomů a jejich životnost v rámci usnesení vlády č. 444/1991 Sb. (mil. tun), zdroj: [10]
Celkově těžba HU v ČR tedy klesá a pokles těžby jeho vytěžitelných zásob bude dále pokračovat do blížícího se vyuhlení lomů. Teoreticky je sice k dispozici značná část zásob kvalitního hnědého uhlí, je ale zablokována právě ÚEL a k jejich zpřístupnění nenašla zatím sílu a argumenty žádná z vlád.
Obrázek 7 – Zásoby HU v hlavních lokalitách skupiny Czech Coal a hranice těžby při zachování/uvolnění ÚEL na lomu ČSA, zdroj: [17]
33
Vně územně ekologických limitů č. 444/91 lomu ČSA a č. 1176/08 lomu Bílina je k dispozici celkem 387 mil. tun kvalitních hnědouhelných zásob o výhřevnosti 14,5 až 17,5 MJ/kg. Zatímco u lomu Bílina je třeba pokládat navrhované využití za konečné, v prostoru dále navazujícím na území 2. etapy rozvoje lomu ČSA je možné získat dalších 463 mil. tun uhlí o výhřevnosti až 15 MJ/kg. V případě, že v dohledné době nedojde k rozhodnutí o prolomení limitů pro lomy Bílina a ČSA, je třeba počítat s tím, že lom Jan Šverma končí definitivně v roce 2012, lom ČSA v roce 2021 a že těžba v sokolovské pánvi a v lomech Libouš a Bílina (SD, a.s. Chomutov) končí v průběhu 30. let tohoto století. S trvalou těžbou na sklonku 30. let, v průběhu 40. a začátku 50. let 21. století pak lze počítat jen na lomu Vršany. [1] Situace ohledně těžby v jednotlivých lomech je podrobně popsána v přílohách č. 4 - 9. Těžební lokalita
Celkem
Centr um
ČSA (max)
Šver ma
Vršany (max.)
Bílina (max.)
Libouš (max.)
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2035 2040 2045
0,333 0,415 0,5 0,5 0,5 x x x x x x x x x x x x x x x x x
4,721 4,627 4,4 4,4 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 1,9 +0,6 0 + 2,5 0 + 2,5 0 + 2,5 0 + 2,5 0 + 3,0 0 + 4,5 0 + 6,0 0 + 6,0 0 + 6,0
1,546 0,766 0,4 0,4 x x x x x x x x x x x x x x x x x x
7,824 8,079 8,3 8,3 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
9,419 9,341 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 9,0 8,5 + 0,5 8,5 + 0,5 8,5 + 0,5 7,0 + 2,0 7,0 + 2,0 7,0 + 2,0 7,0 + 2,0 7,0 + 2,0 7,0 + 0,7 7,0 + 0,7 7,0 + 0,7 7,0 + 0,7 7,0 + 0,7 7,0 + 0
12,945 12,288 14,5 14,5 12,5 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 7,0
6,97 7,674 6,4 7 6,5 6,5 6,5 6,5 6 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5
1,612 0,745 1 x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
45,37 (skut.) 43,94 (skut.) 44,5 44,1 38,0 !!! 37 37 37 36,0 + 0,5 35,0 + 0,5 35,0 + 0,5 32,0 + 2,0 31,4 + 2,6 29,5 + 4,5 29,5 + 4,5 29,5 + 4,5 29,5 + 3,2 29,5 + 3,7 29,5 + 5,2 29,5 + 6,7 29,5 + 6,7 26,5 + 6,0
x
0 + 6,0
x
7,0
7,0 + 0
5,0
x
x
19,0 + 6,0
x
0 + 6,0
x
7,0
0 / + 7,0
x
x
x
7,0 + 13,0
x
0 + 6,0
x
7,0
0 / + 7,0
x
x
x
7,0 + 13,0
2050
x
0 + 6,0
x
7,0
x
x
x
7,0 + 9,0
2054 v ÚEL od r. 2011 Konec v ÚEL
x
0 + 6,0
x
3,0
0 / + 3,0 (2049) x
x
x
x
3,0 + 6,0
1,5
32,7
0,8
304,6
174,4
252,6
126,6
893,2
2013 2021 2012 2054
2035
2038 2033
2054
Rok
Jiří Družba Dodržení limitů (max.) (max.) / uvolnění
Tabulka 11 – Podrobný odhad možného vývoje těžby HU při dodržení a uvolnění ÚEL (mil. t/rok), zdroj: [1]
34
Zásadní charakteristikou, která spolu-definuje budoucí vývoj ve všech segmentech spotřeby HU, je objem jeho těžby. Tabulka 11 uvádí přehledně očekávanou těžbu na posledních „živých“ lomech od současnosti až do konce životnosti, a to ve dvou variantách - při zachování stávajících ÚEL a při jejich prolomení. Z přehledu je zcela patrné, že klíčovým zlomovým rokem je rok 2013, kdy již skončí činnost lomu Jan Šverma. Blíží se konec dolu Centrum, významně poklesne těžba na lomu ČSA (z důvodů vytváření závěrného svahu) a zároveň dojde k poklesu o více jak milion tun ročně na lomu Vršany. U Severočeských dolů, a.s. sice v roce 2013 nepoklesne těžba na lomu Bílina, avšak lze očekávat omezování těžby na Libouši. Stejně výrazně se projeví pokles u Sokolovské uhelné, která omezí těžbu pouze na lom Jiří a bude využívat vytěžené HU zejména pro vlastní potřebu – tj. pro provoz teplárny a PPC. Dodávky vně společnosti se proto významně omezí, neboť spotřeba vlastních zdrojů je nyní cca 3,7 mil tun/rok a může být v budoucích letech ještě vyšší. [1]
Obrázek 8 – Pokles těžby HU (tis. t/rok) v různých variantách prolomení ÚEL, zdroj: [1]
Obrázek 8 graficky dokumentuje data z tabulky 12, která uvádí možný vývoj těžby při zachování a uvolnění ÚEL v porovnání se SEK. Zatímco v roce 2010 je očekávaná těžba ještě v souladu s údajem Státní energetické koncepce z roku 2004 (zatím stále platné), v roce 2020 je pravděpodobná těžba o 7 mil. t nižší a v roce 2030 o 6 mil. tun. Období po roce 2030 SEK 2004 nehodnotila. Z tabulky je zřejmé, že v období mezi roky 2025 a 2040 dojde k rychlému poklesu těžeb, a to až na pouhých 7 mil. t ročně. K definitivnímu ukončení báňské činnosti pak dojde v severozápadních Čechách po roce 2050 uzavřením posledního otevíraného a zároveň posledního uzavíraného hnědouhelného lomu ČR - Vršany. Případné prolomení ÚEL významně prodlouží horizont těžební činnosti zejména v lokalitě lomu ČSA. [1]
35
Rok
Těžba při zachování ÚEL
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2050 2040 2070 2072
45000 37000 32500 29500 26500 19000 7000 7000 0 0 0
Navýšení těžeb při uvolnění postupu lomu Bílina 0 0 2000 700 0 0 7000 0 0 0 0
Navýšení těžeb při uvolnění postupu lomu ČSA 0 0 0 2500 6000 6000 6000 6000 6000 6000 4900
Navýšení těžeb celkem
Celková těžba
Údaje SEK z roku 2004
0 0 2000 3200 6000 6000 13000 6000 6000 6000 4900
45000 37000 34500 32700 32500 25000 20000 13000 6000 6000 4900
44580 x 40480 x 32590 x x x x x x
Tabulka 12 – Porovnání vývoje těžby celkem při zachování a uvolnění ÚEL (tis. t/rok), zdroj: [1]
4.1.2 Budoucí potřeby hnědého uhlí a jejich smluvní zajištění Zpracování prognózy budoucích potřeb paliv obecně, uhlí zvláště, je mnohem komplikovanější, než je tomu v případě predikce budoucí těžeb. Je to vyvoláno probíhajícími změnami v potřebách elektřiny a zejména tepla (vlivem úspor energie), změnami ve výrobní základně energetiky a teplárenství (zvyšující se využívání OZE, které vyžaduje pružné výrobní zdroje na regulaci ES), globalizací trhů elektřiny a zdrojů energie (s novými možnostmi dovozu zdrojů energie), realizovanými a připravovanými legislativními změnami v oblasti výroby elektřiny a tepla. [24] Prognóza potřeb hnědého uhlí je zpracovaná jako součet potřeb 40 výroben energie spalujících hnědé uhlí (v tom 12 výroben ČEZ, a.s.) a 8 výroben se společným spalováním hnědého a černého energetického uhlí. Je opřená o poslední projekce potřeb hnědého uhlí pro potřeby spolehlivého chodu ES ČR (scénáře EGÚ Brno, prosinec 2010), tj. elektráren a tepláren, která je doplněná o expertně stanovené potřeby dalších dnešních spotřebitelů hnědého uhlí. [10] Budoucí potřeby hnědého uhlí dle skupin spotřebitelů a dle projekce EGÚ Brno jsou shrnuty v následující tabulce.
ČEZ nezávislí výrobci vývoz ostatní celkem HU
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
26 530 13 535 1 160 2 800 44 025
29 230 13 085 200 2 400 44 915
21 100 13 465 0 2 200 36 765
16 600 13 235 0 1 900 31 735
12 550 11 880 0 1 600 26 030
11 700 7 940 0 200 19 840
4 700 4 340 0 200 9 240
4 700 3 830 0 200 8 730
4 700 3 830 0 200 8 730
Tabulka 13 - Požadavky na hnědé uhlí [tis. tun] podle skupin spotřebitelů dle projekce EGÚ Brno do roku 2050 (méně pravděpodobná varianta), zdroj: [10]
Prognózy potřeb hnědého uhlí všech jeho spotřebitelů mají trvale klesající trend. Skokové výkyvy způsobuje spíš vývoj v ČEZ, a.s. Dočasné zvýšení spotřeby hnědého uhlí v období 2013 – 2015 je 36
ovlivněno nárůstem instalovaných výkonů po spuštění nového bloku 660 MWe v Ledvicích, přičemž tento přírůstek není kompenzován snížením instalovaných výkonů v jiných zdrojích. Nárůst instalovaných výkonů by představoval zvýšení vývozního potenciálu a to až do předpokládaného ukončení provozu EMĚ III. Protože lze zpochybnit reálnost tohoto postupu, mj. i tím, že pro vyšší výrobu nebude k dispozici palivo, je v následujícím grafu zpracována II. varianta vývoje požadavků na hnědé uhlí, která respektuje pravděpodobnější vývoj, kdy náběh nového 660 MW bloku v ELE bude vykompenzován nižší výrobou v jiných parních elektrárnách ČEZ (případně i mimo ČEZ) na bázi HU. Tím se snižuje v předmětném období požadavek na HU vůči variantě I až o cca 4 mil. tun ročně a křivka průběhu požadavků na HU se poněkud vyrovnává. Potřeby HU ve variantě II v roce 2015 by činily 40 885 tis. tun. [10]
Obrázek 9 - Požadavky na hnědé uhlí podle skupin spotřebitelů do roku 2050 – var. II dle projekce EGÚ Brno, a.s., zdroj: [10]
Potřeby hnědého uhlí nezávislých výrobců energie klesají dle projekce EGÚ Brno, a.s. do roku 2030 v průměru ročně o 60 tis. tun, fakticky tempem poklesu těžby hnědého uhlí. K prudkému poklesu potřeb ČEZ, a.s. dochází s ukončením těžby na obou lomech SD a.s. a v SU, právní nástupce a.s. Potřeby hnědého uhlí klesají normálním tempem i v období působení nových legislativních pravidel, což znamená, že spotřebitelé hnědého uhlí počítají s tím, že zvládnou zpřísněné podmínky pro provoz uhelných zdrojů. [10] Rychlý pokles potřeb se předpokládá rovněž v kategorii ostatních spotřebitelů, kam patří i spotřeba domácností. Produkce a spotřeba tříděného hnědého uhlí by měla klesat ze současných 2,9 mil tun na 1 až 1,5 mil. tun v roce 2030. Počínaje rokem 2013 se s jeho produkcí počítá již jen v Úpravně uhlí Ledvice.
37
Smluvní zajištění budoucích potřeb HU Smluvním zajištěním jsou zde myšleny jak vlastní dlouhodobé smlouvy, tak opční doložky ke smlouvám, přísliby dodávek uhelných společností konkrétním odběratelům, případně jejich současné úvahy o možných dodávkách hnědého uhlí. Následující tabulka a graf shrnují zjištěné informace o smluvním zajištění potřeb hnědého uhlí do roku 2050.[10] 2010
2015
2020
2025
2030
2035
ČEZ 26 530 28 030 21 900 15 600 12 550 11 600 nezávislí výrobci 13 535 12 180 11 270 10 500 10 060 4 130 vývoz 1 160 200 0 0 0 0 ostatní 2 800 2 400 2 200 1 900 1 600 200 celkem HU 44 025 42 810 35 370 28 000 24 210 15 930
2040
2045
2050
0 90 0 200 290
0 0 0 200 200
0 0 0 200 200
Tabulka 14 - Smluvní zajištění budoucích potřeb hnědého uhlí (tis. tun), zdroj: [10]
Obrázek 10 – Smluvní zajištění budoucích potřeb HU, zdroj: [10]
V ČR, stejně jako ve světě, jsou obvyklé dlouhodobé dodávkové smlouvy HU s jeho velkými spotřebiteli. Uzavírají se i na desítky let, případně jako v ČR až do vyuhlení lomů (např. dlouhodobé smlouvy ČEZu se Severočeskými doly a Sokolovskou uhelnou). [10] Smluvně dobře zajištěn je tedy ČEZ, a.s. mimo dodávky hnědého uhlí ze skupiny Czech Coal (pro elektrárny EPC, EMĚ II, EPO), přičemž podíl CCG na dodávkách hnědého uhlí do ČEZ, a.s. v roce 2010 činil 31%. I zde se ale situace mění a Czech Coal hledá cesty k zajištění dodávek svým dnešním odběratelům i po ukončení současných smluv. [10] Smluvní zajištění nezávislých výrobců je velmi různorodé. Některé výrobny energie jsou smluvně zajištěné na několik desítek roků (např. AG Kladno, ŠKO-ENERGO, Teplárna Tábor), vedle toho jsou společnosti s ukončenými smlouvami (Teplárna Písek, Spolana Neratovice ad.), kde dlouhodobá smlouva 38
skončila a aktuální dodávky se provizorně řeší ročními smlouvami, resp. měsíčními objednávkami. Společností, kterým dlouhodobé smlouvy skončily nebo skončí v horizontu 5 let, je většina. [10] Donedávna řešila nový kontrakt na dlouhodobé dodávky uhlí i Plzeňská teplárenská, která nakonec bude pokračovat v odběru uhlí od Sokolovské uhelné, nově v ceně asi 40 Kč/GJ. Tendru se účastnila i společnost Czech Coal, která však při své nové politice odvozování ceny HU od cen ČU nabídla cenu 70 Kč/GJ. Porovnáním uvažované těžby hnědého uhlí v rámci demarkace dané usnesením vlády č. 444/1991 Sb., budoucích potřeb hnědého uhlí a smluvního zajištění budoucích dodávek (dle projekce EGÚ Brno, a.s.) lze konstatovat dlouhodobé nekrytí potřeb jeho současných odběratelů, kombinované se skokovými krátkodobými poklesy. Zmíněné porovnání uvádí souhrnně následující obrázek. [10]
Obrázek 11 - Budoucí produkce, potřeby a smluvní zajištění dodávek HU, zdroj: [10]
Tím, že EGÚ a ČEZ, a.s. aktuálně neuvažují s provozem EPC po roce 2020, zůstává nerozdělena značná část uhlí z lomu Vršany. Uvedený vývoj respektuje i snahu Czech Coal o řešení této situace a predikuje dodávky uhlí z lomu Vršany do dalších energetických výroben (Elektrárny Opatovice a Chvaletice, EMĚ I), čímž kryje potřebu těchto výroben do roku 2030. [10] Další průběh křivek na obrázku 11 již v zásadě respektuje jak dožívání spotřebičů, tak i douhlování těžebních lokalit. Převis poptávky nad nabídkou ve 30. a 40. letech souvisí do značné míry s tím, že provozovatelé energetických výroben obvykle uvažují s jejich chodem až do skončení jejich životnosti, aniž by vždy měli pro provoz zabezpečeno palivo (např. UE Komořany, Elektrárna Opatovice), ale i s tím, že ze strany SD a.s. byly v uplynulých letech učiněny přísliby dodávek hnědého uhlí z lomu Bílina až do roku 2050 (což ovšem předpokládá pokračování těžby za ÚEL). [10]
39
Zmíněné porovnání potřeb a zdrojů HU odhaluje poměrně brzy deficit na trhu. Tento deficit je trvalý, přičemž se objevují dočasná prohloubení nedostatku hnědého uhlí (v roce 2015 a 2035), spojená s konkrétními jednorázovými změnami v ES ČR (najetí nového zdroje v ELE v roce 2013, dožití lomu Libouš). [10] Podle řady studií je tak trvalé dlouhodobé nepokrytí potřeb HU prokázanou skutečností, kterou je nutné řešit. Studie Institutu energetických informací, které se zabývaly bilancí HU, jeho cenou a cenou tepla po r. 2012 ([15], [28]) však vyjadřují názor, že co se paliva týče, tak skutečným problémem a hrozbou pro teplárny není ani tak bilanční nedostatek uhlí, jako zajištění kontraktů na dlouhodobou dodávku HU za cenu umožňující udržení přijatelné ceny tepla. Zrušení platnosti územních ekologických limitů není nutnou podmínkou ani předpokladem pro udržení výroby a dodávky tepelné energie SZTE. Řešení problému zprostředkování dodávek HU teplárnám proto musí prosadit a garantovat stát jako zákonný vlastník nerostného bohatství v ČR, jehož primárním cílem musí být preferenční využití hnědého uhlí ve veřejném zájmu, tj. uplatnění podmínky povinné přednostní dodávky části vytěženého objemu uhlí ve prospěch KVET. Co se týče ceny, tak zmíněné studie INERGINu ([15], [28]) uvádějí, že neexistuje přímá souvislost mezi cenou HU a dostatkem či nedostatkem uhlí a tím pádem ani objektivní důvody k jeho zdražení. Na straně nabídky a ani poptávky nelze totiž hovořit o významnějších tlacích naturální povahy na změnu ceny hnědého uhlí. V podstatě jediným efektem vyplývajícím ze skokového zdražení hnědého uhlí o 100 % (vychází ze současných podmínek) je zvýšení hodnoty společnosti Czech Coal, a.s. Při ceně HU 70 Kč/GJ (určené společností Czech Coal jako 80 % ze světové ceny ČU) by kogenerační zdroje v SZTE důsledkem nuceného zdražení tepla (i o více než 50 %) ztratily konkurenceschopnost vůči decentralizovaným způsobům vytápění a to by mohlo vést k rozpadání soustav zásobování tepelnou energií. Takto vysoká cena HU by nebyla samozřejmě jediným důvodem, protože celá situace je ovlivňována především kombinací dostupnosti HU a dalších faktorů zmíněných v následující kapitole. Shrnutí problematiky dlouhodobého zajištění HU Hnědé uhlí zaujímá v energetickém mixu nepopiratelně místo jakéhosi páteřního prvku, ať už se následně jedná o výrobu elektřiny, tepla (případně chladu) či kombinovanou výrobu těchto druhů energie. Česká republika dle dosud platné Státní energetické koncepce z roku 2004 (usnesení vlády ČR č. 211/2004 Sb.) počítá s využitím svých zásob hnědého uhlí pro výrobu energie (zejména elektrické), i když dle „Upraveného zeleného scénáře“ ve vládou schválené SEK se předpokládá v roce 2030 podíl uhlí na výrobě elektřiny na úrovni cca 37 % (tj. pokles o 26 % oproti téměř 63 % podílu uhlí na výrobě elektřiny v roce 2004). Tento podíl je však plně v souladu s prognózami energetického mixu Evropského společenství i se strategií uplatnění uhlí pro energetickou bezpečnost členských států v budoucnosti. V roce 2010 činil podíl elektřiny z HU na celkové brutto výrobě elektřiny asi 47,6 %. Z tohoto pohledu jsou vytěžitelné zásoby hnědého uhlí v ČR velmi významné, neboť představují jediný zdroj fosilních
40
energetických surovin pro výrobu energie v dlouhodobém horizontu, a proto je problematika dlouhodobého zabezpečení dostupnosti HU pro celou naši republiku klíčová. [10] Obzvláště důležitá je pak pro teplárenství, vezmeme-li v úvahu skutečnosti, že hnědé uhlí je zdrojem, jehož podíl na centrální výrobě tepla dlouhodobě přesahuje hranici 40 % a že očekávaný vývoj jeho těžby a předpokládaná struktura spotřeby ve prospěch výroby elektřiny povede k výraznému snížení dodávek uhlí pro teplárny, pokud nebude využito uhlí za současnými ÚEL těžby. Nedostatek uhlí by dopadl na každou teplárnu jako celek a postihl by jak výrobu tepla, tak elektřiny (neboť oba procesy jsou technologicky a ekonomicky svázané) a projevil by se i na cenách obou forem energie. V nejhorším případě by toto mohlo v budoucnu vyústit až k úplnému rozpadu SZTE. Teplárenský sektor se proto stává krátkodobě oblastí nutných a urgentních opatření k zajištění jeho zdrojové základny. Pro budoucí energetické zásobení ČR, a to v souladu se SEK, jsou v současné době limitujícím faktorem územně ekologické limity těžby hnědého uhlí v Severočeské hnědouhelné pánvi, definované usneseními vlády č. 444/1991 Sb. a 331/1991 Sb., které zásadním způsobem ovlivňují disponibilitu hnědouhelných zásob s negativními dopady na teplárenství, průmyslové podniky i obyvatelstvo. [10] Budoucí provoz zdrojů centrální výroby tepla je ve většině případů nezajištěn palivem, zejména hnědým uhlím. Požadavky na dodávky HU jsou zřetelně vyšší, než spotřeba HU smluvně zajištěná a hlavně také vyšší, než budoucí těžba HU v rámci ÚEL. U každého odběratele je smluvní zajištění spotřeby HU odlišné, odlišná je i situace podle HU společností. Největší smluvní zajištění budoucí spotřeby HU má ČEZ, vlastnící Severočeské doly, značně horší však mají nezávislí výrobci. V období 2013 – 2020 je potřeba HU o cca 5 mil. tun/rok vyšší než předpokládaná těžba, po roce 2022 převyšují potřeby HU jeho pravděpodobnou produkci trvale o více jak 10 mil. tun ročně. Produkce HU za ÚEL by tuto chybějící potřebu pomohla vykrýt. [10]
4.2 Další omezující podmínky Celý systém zajišťování potřeb tepla v ČR stojí v současné době před novými výzvami a problémy, které je nutné řešit už ve státní energetické koncepci, protože hrozí narušením jeho dosud v podstatě bezproblémového fungování. Nejzávažnějším problémem je již popsaná zhoršující se perspektiva dlouhodobých dodávek především domácího uhlí (hnědého i černého), na druhém místě jde o nové legislativní požadavky na chod systémů výroby a dodávek tepla (např. nové emisní limity, zpoplatnění emisních povolenek, příprava na ukládání CO2 do horninového prostředí apod.). Oba faktory se nejvíce dotýkají systému soustav zásobování tepelnou energií. [10] Směrnice o průmyslových emisích Nová směrnice Evropského parlamentu a Rady 2010/75/EU o průmyslových emisích byla uveřejněna v Úředním věstníku EU 17. 12. 2010 a lhůta pro její implementaci do legislativy členských států je 24 měsíců od tohoto data. Směrnice stanovuje přísnější omezení týkající se množství znečišťujících látek, které mohou velké průmyslové podniky a elektrárny vypouštět do ovzduší. Je kombinací sedmi již existujících směrnic, které 41
se týkají ochrany ovzduší a zavazují více než 50 tisíc evropských průmyslových závodů k tomu, aby získaly „integrované povolení“ k provozu na základě splnění ekologických standardů. Podmínky pro obnovení tohoto povolení se však mají díky nově schválené legislativě postupně zpřísňovat: tvrdší limity mají platit od roku 2016. Instalované zařízení se nadále bude posuzovat podle kritéria nejlepších dostupných technologií (BAT), respektive těch technologií, které za přijatelnou cenu přinesou velmi dobrou ochranu životního prostředí. I nová směrnice však umožňuje, aby kvůli specifickým lokálním podmínkám nebo vysokým nákladům na instalovanou technologii, které jsou „nepoměrné k environmentálním přínosům“, byla povolena horší než nejlepší dostupná technologie. [25] Než začnou nové limity platit, jsou zde však ještě přechodná období a možnosti využití určitých výjimek. Oficiálně začnou limity platit od roku 2016. Členské státy však mohou vypracovat tzv. „přechodný národní plán“ a zdroje, které se do něj zařadí, tak mohou tento deadline posunout až k roku 2020. Součástí a hlavní výhodou plánu je především lineární pokles emisních stropů. Další dočasnou výjimkou může být pro zdroje s omezenou životností „opt out“, kdy se provozovatel se musí do r. 2014 zavázat k tomu, že zařízení bude od 1. 1. 2016 do 31. 12. 2023 v provozu maximálně 17 500 provozních hodin. Může se tak osvobodit od dodržování nových mezních hodnot emisí až do konce roku 2023. Další výjimka je konkrétně pro zdroje dodávající teplo do SZTE (výjimka „Centrální zdroje tepla“). Ty se tak mohou osvobodit od nových limitů až do 31. 12. 2022, pokud splní všechny následující podmínky:
celkový jmenovitý tepelný příkon nepřekročí 200 MW,
první povolení pro toto zařízení bylo vydáno před 27. listopadem 2002,
minimálně 50 % využitelného tepla je dodáváno do systému CZT,
minimálně emisní limity ze stávajícího povolení budou zachovány.
Přechodná období jsou podle průmyslníků a energetiků nezbytná k hladkému přechodu na modernější technologie. Tato směrnice bude mít bezpochyby značný vliv na vývoj situace teplárenských provozů, jejich provozovatelé mají ale určitou možnost se do budoucna připravit a rozhodnout se, jestli budou svá zařízení dále provozovat v souladu s novými limity nebo např. postupně vyřadí stávající zařízení z provozu a nahradí je novými zdroji („opt out“ výjimka), a podle toho se mohou určitým způsobem zařídit. Tato směrnice tedy, zdá se, není tak zásadní omezující podmínkou, jako očekávané zpoplatnění emisních povolenek, které by, v případě jejich vysoké ceny a v kombinaci s dalšími nepříznivými vlivy, mohlo pro řadu tepláren znamenat veliké, až existenční problémy. Emisní povolenky Ke snižování emisí skleníkových plynů EU je hlavním nástrojem Evropský systém obchodování s povolenkami na emisi skleníkových plynů (EU ETS). Tento nástroj byl na úrovni EU zaveden směrnicí č. 2003/87/ES a v České republice transponován do zákona č. 695/2004 Sb. Provozovatelům zařízení emitujících CO2 je alokováno určité množství evropských povolenek EUA (1 povolenka = 1t CO2) podle schválených národních alokačních plánů. Pokud provozovatel sníží emise více, může zbylé povolenky prodat na trhu, v opačném případě je musí dokoupit. Jedná se o systém „cap and trade“, jehož cílem je 42
snížení emisí CO2 při nižších nákladech, než které by byly vynaloženy při plošných limitech. Povolenky se vedou na účtech elektronických registrů, které spravují jednotlivé členské státy. Správcem v České republice je Operátor trhu s elektřinou. [14]
Obrázek 12 – Vliv ceny emisní povolenky CO2 na cenu tepla, zdroj: [26]
Do roku 2012 byly všechny alokované povolenky přidělovány zdarma. Od roku 2013 postupně nebudou přidělovány zdarma, ale budou se získávat v aukcích a od roku 2020 již nebudou přidělovány zdarma žádné povolenky. [14] Obrázek 12 znázorňuje pravděpodobné zvýšení ceny vyrobeného tepla při dané ceně povolenky. [26] Dle ERÚ (zdroj [27]) byla průměrná cena povolenky v roce 2011 ve výši 325,79 Kč za tunu emisí CO2, což při kurzu 25 Kč/EUR činí zhruba 13 EUR. Tato cena však v současné době není příliš aktuální, jelikož v důsledku nejistého vývoje evropských ekonomik klesla v prosinci 2011 až pod 7 EUR. Počátkem roku 2012 na trhu EU sice ještě oživila, když na konci února vzrostla na 9,63 EUR, avšak 3. 4. 2012 klesla na nové historické minimum, když atakovala hranici 6 EUR/t CO2. Evropská unie se sice snaží návrhem stažení části povolenek ze systému zvednout jejich cenu, výsledek je však vzhledem k současné situaci (kdy řada analytiků v intervenci nevěří) značně nejistý. Analytici při současných cenách považují evropský trh emisí za zcela bezvýznamný pro politiku snižování emisí skleníkových plynů, kvůli níž v roce 2005 vznikl. Minimální úroveň, která nutí výrobce ke snižování emisí, se odhaduje na 20 eur za tunu. To koresponduje s původními odhady, které při plném aukcionování povolenek počítaly s pohybem ceny v rozmezí 20 – 30 EUR, což je výrazná změna oproti dnešní ceně, kdy jsou však přidělovány zdarma. Dnes při nákladové ceně tepla 400 Kč/GJ tvoří DPH, energetické a ekologické daně a emisní povolenky 50 – 80 Kč/GJ. V případě sjednocení sazeb DPH, 43
uplatnění energetických daní v plné výši a potřebě nákupu všech emisních povolenek CO2 (pokud by se jejich cena přece jen dostala nad 20 EUR), mohou tyto externality tvořit až 280 Kč/GJ. To samozřejmě znevýhodňuje především zdroje spalující uhlí a nevyhnutelně se to musí promítnout do ceny vyráběného tepla. Daně I přes nesporné výhody SZTE z hlediska životního prostředí je teplárenství zatíženo různými externalitami podstatně více, než lokální výroba tepla a je tak státem v podstatě ekonomicky znevýhodněno. Co se daní týče, tak je zde uplatňována ekologická daň (zákon č. 261/2007 Sb.) – platba za energetický obsah paliva použitého pro vytápění (sazba se liší dle paliva). Spotřeba zemního plynu v domácnostech a domovních kotelnách je naproti tomu od této daně zcela osvobozena. Významný vliv bude mít také chystané sjednocení sazby DPH na 17,5 % od roku 2013. Určité zvýhodnění teplárenské výroby ve formě původní sazby DPH na teplo ve výši 10 %, které svým způsobem kompenzovalo nerovné podmínky v přístupu oproti lokální výrobě tepla, tak zcela zmizí. Pro rok 2012 je sazba DPH na teplo již ve výši 14 %. Ostatní Kromě již zmíněných omezujících podmínek ještě další nebezpečí pro teplárny skýtá např. možný výraznější růst cen uhlí ovlivněný situací kolem územních ekologických limitů těžby hnědého uhlí či, v případě přestavby zdrojů na jiná paliva, také výpadek dodávky daných forem energie po určitou dobu (s tím spojené výpadky příjmů za vyrobenou energii) apod.
44
5
Potenciální možnosti využití jiných druhů paliv Úvahy o využití jiných druhů paliv ve zdrojích, produkujících teplo pro SZTE namísto hnědého uhlí,
vyplývají z predikovaného snížení domácí těžby HU a jeho nedostatku pro teplárenský sektor, kde se používá jako hlavní palivo. V souvislosti s tím také z nejistoty, vzniklé zajištěním/nezajištěním kontraktů na dodávky HU. Nejedná se primárně o problém ČEZ a.s., který je vlastníkem SD a.s. a má tak větší část své spotřeby zajištěnu a nejedná se o problém několika tepláren s dlouhodobými kontrakty přesahujícími rok 2025. Je to však problém, týkající se většiny ostatních HU tepláren, kterým končí dlouhodobé kontrakty do roku 2016 a skupiny HU závodních energetik, které dodávají technologické teplo a ostatní produkty v průmyslových areálech. Případné transformace, resp. přestavby na jiné druhy paliv rozhodně nejsou bezproblémové. Otázka přestavby HU zdrojů tepelné energie otevírá několik klíčových okruhů problémů. Společnými okruhy, ať už jde o přestavbu na ZP či biomasu, jsou tyto:
dostatečnost a dostupnost náhradního paliva,
ekonomická smysluplnost přestavby (technické a ekonomické aspekty při přestavbě zdroje a návratnost investice, možnosti financování),
časové hledisko přestavby zdroje,
legislativní problémy spojené s přestavbou,
environmentální důsledky.
V závislosti na specifických vlastnostech jednotlivých paliv se pak liší jednotlivé body především u okruhu dostatečnosti a dostupnosti, kdy pro ZP jsou to tyto body:
dostatek ZP na světovém trhu i v dlouhodobém výhledu a doprava do ČR,
dostupnost zemního plynu v rámci ČR (tj. dostupnost plynovodů, kapacita transformačních stanic, problémy připojení zdroje na zemní plyn),
a pro biomasu konkrétně tyto:
dostatečné množství biomasy i v dlouhodobém výhledu,
svozové vzdálenosti, doprava, složiště.
5.1 Potenciální možnosti využití zemního plynu Jako náhrada za HU se logicky nabízí zemní plyn, jenž je druhým nejvyužívanějším palivem v oblasti zajišťování potřeb tepla v ČR. Pro připomenutí, co se spotřeby paliv v SZTE týče, tak tvoří cca 25 %, přičemž je nejvýrazněji zastoupen ve výtopnách (asi 70 % podíl z celkové spotřeby paliv ve výtopnách). Studie VŠE [1], zabývající se stavem českého teplárenství, uvádí přehled přepočtené spotřeby HU v případě jeho plného nahrazení zemním plynem u 98 teplárenských provozů v ČR s výrobou tepla vyšší než 30 000 GJ ročně. Odpovídající spotřeba zemního plynu činí celkem 5 480 mil. m3. Z toho 85 % 45
spotřeby připadá zdrojům s předpokládanou roční spotřebou vyšší než 100 mil. m3, jichž je v uvedené studii 13. Pokud by mělo dojít k plné náhradě HU u zmíněných 98 zdrojů, znamenalo by to tedy zvýšení spotřeby zemního plynu o více než polovinu té současné, přičemž celková hodnota spotřeby v ČR v r. 2011 byla 8075,3 mil. m3 (dle zprávy České plynárenské unie [30]). Toto navýšení neznamená z pohledu dostupnosti ZP na světovém trhu a kapacit pro přepravu do ČR v podstatě žádný problém. Na světovém trhu je v současnosti díky technologickým změnám přebytek ZP a nutnost dlouhodobých kontraktů a závislost na jediném zdroji je již minulostí. Společnosti s dlouhodobými kontrakty s cenou navázanou na ceny ropných derivátů jsou dnes naopak v nevýhodě oproti společnostem operujícím na spotovém trhu. Fakt, že je na světě dostatek zemního plynu a neexistují zásadní překážky v možnosti jeho dopravy do ČR, je ovšem pouze nutnou podmínkou pro jeho využití u nás, není však postačující.
5.1.1 Dostupnost zemního plynu v rámci ČR Při posuzování dostupnosti ZP pro jednotlivé zdroje hraje velkou roli bezesporu potřebný příkon ZP pro jejich provoz, logicky závisející na jejich velikosti. Určité procento tepláren lze připojit k rozvodům zemního plynu bez výraznějších úprav sítě, neboť v jejich blízkosti existuje buď vysokotlaký, nebo středotlaký plynovod s dostačujícími parametry, na druhou stranu by ale v řadě případů bylo potřeba jednak navyšovat stávající kapacity předávacích stanic, jednak nahrazovat různé úseky potrubí potrubím s větším průměrem, aby jejich kapacita stačila pro požadovanou spotřebu v případě přestavby jednotlivých zdrojů. Dále jsou zde také zdroje, u nichž je problémem vzdálenost od plynovodů, která dosahuje i několika kilometrů a jejich připojení je v nejbližších letech v podstatě nereálné, a to především kvůli projekční a povolovací činnosti. Přivedení plynu do všech teoreticky potřebných míst by znamenalo značné investice do přechodů přes pozemní komunikace, železnice, soukromé pozemky a dostavbu další infrastruktury (např. Strakonice, Třinec nebo Litvínov) a navíc nelze přesně předem definovat náklady s tímto spojené. I v případě blízkosti vysokotlakého plynovodu je často problémem nedostatečný výkon regulačních stanic a u řady stávajících HU tepláren pak neexistuje jistota připojení o požadovaném tlaku a objemu dopravovaného plynu. Jeho garance ze strany dodavatelů je často teplárnami definovaná jako nejasná a velmi mlhavá. V případě přestavby je pro zdroje se spotřebou stovek mil. m3 plynu ročně, až na výjimky, problémem nejistota (natož pak garance) přidělení rezervovaných kapacit od jednotlivých provozovatelů distribučních soustav. Přechod na ZP by také v řadě případů vyvolal technologické změny v rozvodech tepelné energie, zejména náhradu parovodních systémů teplovodními (příp. horkovodními z důvodu nutnosti snížení ztrát), což by dále omezilo dodávky technologické páry do průmyslových areálů. V neposlední řadě se také objevuje problém v areálech některých zdrojů s nedostatkem prostoru pro vybudování nových plynových kotlů. Vedle vlastních investic do zdrojové části by tedy vznikly obrovské investice na připojení teplárenských provozů k plynárenské soustavě, v řádech desítek až stovek milionů korun, kdy minimálně 46
určitou část těchto investic by musely nést postižené teplárny. Dále by to vyvolalo dodatečné investice na výstavbu nových regulačních stanic, na náhradu parovodních rozvodů a se změnou teplonosného média související investice na změnu výměníkových stanic pára - voda na stanice voda - voda. Tyto stanice však nejsou vždy majetkem tepláren, nýbrž i odběratelů, což představuje další potenciálně problémové místo.
5.1.2 Ekonomická smysluplnost přestavby na ZP Při přestavbě hnědouhelných tepláren na zemní plyn je možno uvažovat tři varianty této změny:
Úprava stávajících uhelných parních kotlů na využívání ZP (levná varianta, možná pouze omezeně)
Výměna hnědouhelných kotlů za plynové (jednodušší varianta rekonstrukce, obsahuje však legislativní past);
Výstavba paroplynového cyklu (složitá a drahá varianta rekonstrukce zdroje).
První varianta úpravy je technicky možná jen ve velmi omezeném počtu případů a vyžaduje investice v řádech desítek až stovek milionů korun na zdroj, přičemž také platí, že stávající fluidní kotle nelze na ZP přestavět. Prostá výměna HU kotlů za plynové je sama o sobě sice nejjednodušší i cenově nejpřijatelnější, avšak je v rozporu se Zákonem o hospodaření s energií (č.406/2000 Sb.). V případě prosté substituce paliva (a tím je rekonstrukce kotelní zdroje) nelze splnit požadavky tohoto zákona a navazující vyhlášky 150/2001 Sb. v platném znění. Na zdroj po rekonstrukci se totiž bude pohlížet jako na zdroj nový, kde je vyžadována vyšší účinnost celého cyklu výroby elektrické energie a tepla. Tuto účinnost nelze ve většině případů dosáhnout se stávajícími technologiemi na strojovně (především turbíny) a u takového zdroje platí dle zákona o ovzduší mnohem přísnější emisní limity. Znamenalo by to tedy následné investice do dalších částí technologie, které původní zdánlivou výhodnost přestavby zcela změní.[10] Poslední varianta, přestavba na paroplynový cyklus, je pak výrazně ekonomicky náročnější – vyžaduje zpravidla 2 – 3x vyšší investice než předchozí varianta. Mezi klíčové položky patří spalinový kotel a turbína, nové plynové kotle, záložní plynové kotle, úprava technologií strojovny, vyvedení výkonu plus by-pass spalinového kotle, přestavba stávajících HU technologií a další. Nejdražší položkou je jednoznačně spalinový kotel a turbína (miliardy Kč), ostatní položky se pak pohybují v řádech desítek až stovek milionů Kč. Kromě investic do nových zařízení, přestavba v neposlední řadě znamená také demolici a asanaci stávající HU technologie – kotle, odsíření, denitrifikace, uhelné trasy, skládky paliva atd. Co se týče ekonomické návratnosti, tak ve většině případů vycházejí obě varianty přestavby (tzn. výměna kotlů a PPC) při současných cenách vstupů a výstupů jako z vlastních zdrojů neufinancovatelné, ekonomicky nenávratné a v podstatě likvidační. Vzhledem k tomu se tak nedá uvažovat o jejich financování z cizích zdrojů, a jelikož nutné investice pro přestavbu většinou převyšují možnosti jednotlivých tepláren, znamená to zásadní problém – jak takovou investici financovat. Jedním z klíčových
47
faktorů pro posouzení návratnosti je samozřejmě i cena zemního plynu, která je v souvislosti s naší úplnou závislostí na dovozu zcela nepredikovatelná, což je opět potenciálním zdrojem dalších potíží. Pro zachování ekonomické návratnosti zmíněných investic by se u téměř všech velkých zdrojů (35 největších HU tepláren) musela dle studie VŠE ([1]) zvýšit cena tepla na úrovně kolem 1100 – 1200 Kč/GJ bez DPH. S ohledem na ceny tepla na trhu jsou to však částky zcela nemyslitelné a nemohli by v konkurenci obstát. Jen v případě několika málo středně velkých zdrojů by v případě úpravy kotlů či přestavby na ZP vzrostla cena tepelné energie na takovou úroveň, která by byla ještě akceptovaná trhem (tzn., nepřekročila by 700 Kč/GJ v r. 2012).
5.1.3 Časové hledisko přestavby Vedle ekonomických a legislativních překážek je nutné brát v úvahu i časové hledisko. Dodávka a výstavba plynových parních kotlů o značné velikosti nahrazující stávající teplárenské zdroje na HU je v časovém horizontu let 2013-2014 nereálná z důvodů dodavatelských lhůt v současnosti dostupných dodavatelů technologií. Nejdříve by takovéto výkony mohly být zajištěny kolem roku 2016-2017. Vždy je samozřejmě možné „přeskočit“ v řadě nabídkou vyšší ceny, ale to znamená vyšší investiční náklady. Obdobná situace je u plynových turbín se spalinovým kotlem. Ostatní potřebné změny v technologiích jako např. výstavba redukčních a regulačních plynových stanic, likvidace stávajících HU zařízení, úpravy strojoven, inženýring apod. by v horizontu 2013-2014 realizovatelné byly.[1]
5.1.4 Legislativní problémy Hlavním legislativním problémem je již v části 5.1.2 popsaná otázka substituce paliva vzhledem k podmínkám Zákona č. 406/2000 Sb. a navazující vyhlášky č. 150/2001 Sb. Dále je zde otázka zpřísnění emisních limitů od r. 2016 u všech znečišťujících látek ovzduší, včetně spalovacích procesů s využitím všech druhů paliv. Určité problémy by mohla způsobit rozhodnutí státu učiněná např. v rozporu se schválenou Státní energetickou koncepcí či znemožňující podnikání za daných podmínek subjektům s licencí pro výrobu a rozvod tepelné energie s ohledem na fakt, že stát jim udělil licenci pro existující zařízení na dobu 25 let, kdy by mohly postižené subjekty chtít získat náhrady za „zmařené investice“.
5.2 Potenciální možnosti využití biomasy Pro úvahy o alternativním palivu k hnědému uhlí v teplárnách se, s ohledem na současný důraz na ekologizaci celé energetiky, nabízí vedle zemního plynu také biomasa. Zde je však nutné zúžit definici biomasy na vhodné, pokud možno homogenní biopalivo, jelikož ne všechny druhy biomasy je možno v teplárnách jako palivo využít. Základ, ale také v podstatě jediný dostupný potenciál, pro současné teplárenství tvoří biopalivo pocházející z lesní biomasy – tzn. převážně dřevní štěpka, doplňkově pak peletky a brikety, kdy určující jsou kvalitativní a kvantitativní parametry biomasy. Slámu je možné spalovat pouze v některých menších zdrojích, piliny jsou využívány v cihlářském průmyslu a pěstování rychle rostoucích dřevin je u nás zatím na počátku. I využívání štěpky však skýtá určité problémy, 48
protože se používá např. k výrobě dřevotřísek, takže její spalování ve velkém může mimo jiné způsobit i surovinové problémy dřevozpracujícímu průmyslu. Produkce dřevní štěpky je limitována těžbou Lesů ČR a dalších soukromých subjektů. Díky reálným a fakticky ověřeným znalostem produkčních možností vysoce zalesněného západočeského regionu se svozovou vzdáleností 80 km od Plzně byla použitelná produkce této oblasti, sahající z jedné strany až na německé hranice a z druhé strany k Praze, definována v úrovni 200 000 t/rok. Na základě posouzení lesnatosti ostatních regionů, velikosti bezlesnatých území i zastoupení průmyslových aglomerací byla maximální možná reálná produkce využitelné dřevní štěpky v ČR vyhodnocena v úrovni cca 1,5-1,7 milionu t/rok, a to i včetně zahrnutí příhraničních území sousedících států. Platí tak, že pokud dojde k dokončení projektů na biomasu v různé fázi realizace, pak tento potenciál bude de facto vyčerpán. Pro plánované projekty už není v rámci ČR dostatek DŠ k dispozici. Za těchto okolností pak ani jeden ze všech 30 subjektů, u kterých se uvažuje o využití biomasy, není schopen zajistit více než 15 % ze své potřeby biomasy v případě úplné přestavby zdroje, při svozové vzdálenosti do 80 km. [1] Na komplexní přechod velkých tepláren by dle studií VŠE a VŠB ([1], [10]) bylo zapotřebí ročně 18 mil. tun dřevní štěpky, a to při její uvažované průměrné výhřevnosti 10,8 GJ/t a vlhkosti 40%. Z tohoto hlediska je zmíněné skutečně dostupné množství v ČR pouze nepatrným zlomkem. Dostupné množství biomasy pro skupinu zdrojů mimo ČEZ, a.s. je však ještě potřeba snížit o cca 300 000 tun, které právě zdroje ČEZ v současnosti využívají. Případný dovoz biomasy ze zahraničí ve velkém nepřipadá v úvahu z několika důvodů – jednak kvůli rozptýlenosti produkce a jednak kvůli obrovským přepravním objemům, které jsou větší než u uhlí kvůli nižší výhřevnosti štěpky. Uvažovat o nějaké významné náhradě hnědého uhlí biomasou je tak skutečně nereálné již z důvodu jejího velmi omezeného množství. Další omezení ve využití biomasy do budoucna představuje brzké vyčerpání potenciálu ČR. V blízké době tak dojde k tomu, že poptávka bude převyšovat nabídku (což se lokálně děje již v současnosti), a toto povede ke zvyšování ceny. Ta se nyní pohybuje zhruba v rozmezí od 110 do 160 Kč/GJ, přičemž záleží mj. jak na kvalitě biomasy, tak na lokalitě ze které pochází.
5.2.1 Svozové vzdálenosti, doprava, složiště Problém růstu cen je ještě umocněn nutností přepravy velkého množství biomasy zejména v kamionech po silnicích, kdy rostou náklady na přepravu kvůli mýtnému, kvůli neustálému zdražování pohonných hmot atd. Svozová a ekonomicky akceptovatelná vzdálenost je max. 70 – 80 km, s čímž souvisí další problém překrývání svozových vzdáleností, protože řada zdrojů se nachází poměrně blízko sebe, takže si budou konkurovat při získávání biomasy. Nejlépe viditelné je to asi na příkladu jihočeských zdrojů: ve svozové vzdálenosti 80 km se překrývají zdroje Teplárna Tábor, Teplárna České Budějovice, AES Bohemia Planá n/L., Teplárna Písek, Teplárna Strakonice, Energetika JITKA J.Hradec, Energetika JIP Větřní, Energetika E.ON Mydlovary – vše s celkovou spotřebou blížící se 1,4 milionu tun DŠ ročně. Tento objem není možné v dané oblasti jakkoliv vyprodukovat, blíží se totiž produkčnímu potenciálu celé ČR.[1] 49
Dalším důvodem růstu cen biomasy již jsou a nadále budou obrovské nároky na skladování a návaznou logistiku (nutno uvažovat se sezónností výroby a dodávky paliva – v zimě nelze prakticky vyrábět a dopravovat lesní štěpku, zemědělská biomasa je závislá na agrotechnických lhůtách, osevní postupy nedovolují pěstovat stejnou plodinu na stejné ploše několik let, atd.) Při plné substituci HU je nutný obrovský nárůst ploch potřebných pro skladování biomasy nerealizovatelný téměř u všech subjektů. „Lehká“ biomasa má 7-12 x větší objem než uhlí při stejném tepelném obsahu. Kontinuální potřeba biomasy a nedostatečné skladovací prostory by zřejmě vedly k budování překladišť. Kvůli složité logistice by došlo k významnému růstu objemu kamionové přepravy (na úkor železniční, typické pro HU). Při spotřebě biomasy cca 200 000 tun ročně, což činí u největších zdrojů kolem 10-11% náhrady HU, představuje dopravní zatížení cca 27 velkoprostorových nákladních souprav denně, což by přirozeně znamenalo nemalé dodatečné emise v dopravě. [1]
5.2.2 Ekonomická smysluplnost přestavby na biomasu Jak vyplývá již z úvodní části kapitoly 5.2, využití biomasy ve smyslu náhrady za HU pro teplárny není v ČR dost dobře možné, alespoň ne v nějakém významném měřítku, a to hlavně kvůli tomu, že jí prostě není dostatek. Kromě toho pak samotná přestavba zdroje a změna palivové základny představují v absolutních hodnotách ještě větší částky, než investice do přestavby na zemní plyn. Co se týče největších zdrojů, studie VŠE a VŠB ([1], [10]) uvádějí pro představu tyto orientační hodnoty:
Přestavba stávajících fluidních HU kotlů na biomasu
cca stovky milionů Kč
Výstavba nových fluidních kotlů na biomasu
cca miliardy Kč
Úprava stávajících úložišť paliva a zastřešení
cca desítky milionů Kč
Výstavba nových tras paliva
cca desítky milionů Kč
Likvidace a přestavba nepoužitelných HU technologií
cca desítky milionů Kč
Vybudování nových přístupových cest pro dopravu
cca desítky milionů Kč
Úpravy a technologie strojovny
cca desítky milionů Kč
Plné substituci HU biopalivem u velkých zdrojů brání rovněž fakt, že zařízení, zejména kotle, jsou v požadované výkonové třídě (až stovky MWt) fakticky nedostupné a na trhu neexistuje jediný výkonově větší kotel, který by ověřitelně splňoval technické parametry. Kaskádová instalace menších výkonů je kvůli omezeným prostorám v areálech a své nákladnosti téměř všude nerealizovatelná. Dalším z výrazných problémů může být vyšší potřeba skladovacích prostor oproti uhlí, zejména v zimě (a to i se zastřešením), snížení účinnosti upravených stávajících fluidních kotlů na úroveň kolem 80%, snížení celkové účinnosti zdroje kvůli vyšším ztrátám a vyšší vlhkosti paliva a také nejistota plynulé a spolehlivé dodávky někdy až heterogenního paliva. Z posledně zmíněného plynou jednak dodatečné investice na např. záložní zdroje na alternativní palivo pro případ výpadku dodávky biomasy a jednak nezbytné třídění a sušení dovážené DŠ ve studených a vlhkých měsících, což přináší další náklady. Stejně jako u přestaveb na ZP při znalosti současných cen vstupů a výstupů vychází varianta komplexní substituce HU biomasou jako ekonomicky nenávratná a de facto likvidační pro naprostou 50
většinu zdrojů, neboť nákladové ceny přestavby jsou z hlediska zákazníků nepřijatelné. Největším investičním rizikem je neexistence v provozu odzkoušených a prověřených kotlů s instalovanými výkony nad 50 MWt. V případě přestavby zdrojů do biomasy se nákladové ceny tepla dostávají na úroveň 1300 Kč/GJ, v některých případech pak až k úrovni 2000 Kč/GJ, což je cena zhruba třikrát vyšší, než jsou ceny akceptované trhem. A stejně jako v případě přestavby zdrojů na ZP jsou objemy finančních prostředků potřebné k realizaci náhrady HU biomasou pro většinu subjektů neřešitelné z vlastních zdrojů. Vzhledem k tomu, že neexistuje ekonomická návratnost této investice, není reálné ani financování ze zdrojů cizích. Nezbytné výše zmíněné investice tak narážejí na základní problém – jsou ekonomicky neproveditelné. [1]
5.2.3 Časové hledisko přestavby Pokud zanedbáme fakt, že pro kompletní přestavby zdrojů zkrátka není v ČR dostatek biomasy, pak je i z časového hlediska situace prakticky stejná, jako u přechodu k zemnímu plynu, tedy že pro většinu tepláren by nebylo možné dokončit výstavbu dříve, než v letech 2016 – 2017, a to se všemi uvedenými riziky a provozováním v podstatě prototypů velkých zdrojů s v praxi neověřenými parametry.
5.2.4 Legislativní problémy Legislativní problémy spojené s přestavbou HU tepláren na biomasu jsou prakticky stejné jako v případě přestavby zdrojů na zemní plyn (viz. kapitola 5.1.4).
5.2.5 Spoluspalování biomasy Přechod tepláren na biomasu, jakožto náhradní palivo za hnědé uhlí, je ve významnějším měřítku z již uvedených důvodů (kdy hlavním je nedostatek potenciálně potřebného biopaliva) zcela nereálný. Je však možné využívat biomasu jako palivo, které nahradí alespoň část hnědého uhlí tak, že se s uhlím spoluspaluje. Zkoušky spalování biopaliva započaly v ČR v r. 1999 v některých fluidních kotlích ČEZu. Impuls pro vývoj spoluspalování znamenala v letech 2002 – 2004 stejná výkupní cena jako pro výrobu elektřiny z čisté biomasy. To se změnilo od r. 2005, kdy se bonusy diverzifikovaly, poklesla tak podpora spoluspalování a tím i zájem o něj. Co se týče výroby elektřiny z biopaliv, tak spoluspalování se na ní podílí více jak 50 %. V ČR jsou dnes 3 hlavní skupiny výrobců elektřiny, kteří spoluspalují biopaliva: [14]
ČEZ, a.s. – dominantní subjekt – 4 elektrárny, 1 teplárna
Průmysl papíru a celulózy – Štětí, Paskov (odpad z výroby)
Teplárenské společnosti – Plzeň, Krnov, Olomouc, Otrokovice ad.
Celková hrubá výroba elektřiny z biomasy v r. 2010 byla dle údajů MPO 1492,2 GWh. Výroba tepelné energie v témže roce činila asi 16 066 TJ. V následující tabulce uvádím množství vyrobené elektřiny a tepla podle typů biomasy v letech 2009 a 2010 dle MPO. Největší podíl na výrobě měla ve všech případech dřevní štěpka. 51
Ta je následovaná celulózovými výluhy, což indukuje poměrně významnou roli podniků vyrábějících papír a celulózu.
Palivové dřevo Dřevní štěpka, odpad Celulózové výluhy Brikety a pelety Rostlinné materiály Ostatní biomasa Kapalná biopaliva
Hrubá výroba elektřiny [GWh] 2009 2010 0 0 650,060 641,839 500,511 514,675 164,170 241,215 72,918 74,151 8,601 20,217 0,01 0,139
Hrubá výroba tepla [TJ] 2009 2010 318,631 379,931 7 929,554 8 147,676 6 455,209 6 739,651 360,836 311,174 432,273 483,303 1,190 4,058 0 0
Tabulka 15 – Hrubá výroba elektrické a tepelné energie z biomasy v r. 2009 a 2010, zdroje: [31], [32]
5.3 Vývoj cen zemního plynu, hnědého uhlí a biomasy Jedním z nejdůležitějších činitelů, majících vliv na možnosti využití jiného paliva (resp. úplnou změnu palivové základny v teplárnách) je nesporně cena využívaného paliva. Jednak je to samotná výše ceny a jednak také její stabilita, přičemž oba tyto faktory se palivo od paliva liší. Zatímco u nejlevnějšího a zároveň nejvyužívanějšího paliva v teplárnách, hnědého uhlí, cena nijak výrazněji nekolísá (dalo by se říci, že trvale mírně narůstá), tak např. u zemního plynu se cena velmi výrazně proměňuje. Jsou pak zcela obvyklé meziroční změny ceny plynu o 10 % a více (viz. graf na obrázku 13). Co se týče biomasy, ta je na tom ohledně stability podobně jako uhlí, ale hrozí zde riziko, že při masivnějším přechodu tepláren na její spalování by se cena zvýšila na takovou úroveň, kdy už by to nebylo pro její odběratele ekonomicky únosné, a to nehledě na fakt, že pro nějaký výrazný přechod není v ČR biomasy dostatek (popsáno již v úvodní části kapitoly 5.2). Následující graf zobrazuje vývoj cen zemního plynu, hnědého uhlí a biomasy. Hodnoty pro ZP jsou průměrné roční ceny ZP pro průmyslové odběratele v ČR (zdroj [38]), proto chybí hodnota v r. 2012. Ceny HU a biomasy pro velké odběratele, jako jsou teplárny, nejsou bohužel běžně k dispozici, proto jsem využil ceny, které mi byly poskytnuty Teplárnou Strakonice (TST), a to ceny uhlí od roku 2008 a ceny biomasy od r. 2009. Přestože se jedná o ceny pouze pro jednu teplárnu, pro srovnání vývoje cen paliv by měly postačit.
52
Vývoj cen paliv 250
Cena [Kč/GJ]
200 zemní plyn 150
biomasa - S1 biomasa - S2
100
HU - hruboprach 50
HU - ořech
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Rok Obrázek 13 – Vývoj cen zemního plynu, hnědého uhlí a biomasy, zdroj: [38], materiály TST
Největší změnou v grafu je nárůst ceny zemního plynu mezi lety 2005 a 2006, a to o téměř 27 %. Další rok průměrná cena o 14 % klesla, aby vzápětí v roce 2008 opět o 14 % vzrostla. Následoval další růst o 10 %, což znamenalo zatím nejvyšší cenu, která činila asi 238 Kč/GJ. Rok 2010 znamenal pokles o 14 % a průměrná cena roku 2011 oproti předchozímu o cca 1 % poklesla. Z tohoto vývoje je jasně vidět již zmíněná častá meziroční fluktuace cen zemního plynu. Při srovnání s vývojem cen tepla na obrázku 6 v kapitole 3.2.1 je velice zřetelný vliv ceny paliva na cenu tepla. ZP je druhým nejvyužívanějším palivem, má tím pádem největší vliv na hodnoty řady „ostatní paliva“ na obr. 6, které proto také do značné míry kopírují podobu křivky ceny zemního plynu na obrázku 13. Co se týče vývoje cen HU a biomasy, ten je viditelně stálejší, přičemž ani procentuální změna cen není tak výrazná. Největší změna v ceně uhlí (u obou uvedených typů) byla v roce 2009, kdy vzrostla zhruba o 8 %, dále postupně rostla o cca 3, 5 a 6 %, což pro rok 2012 znamená průměrnou cenu asi 71 Kč/GJ včetně dopravy. Ceny biomasy pak podobně jako ceny uhlí nedostály během daného období významnějších výkyvů. Cena dražší biomasy (cíleně pěstované plodiny) od roku 2009 do roku 2012 stoupla o necelých 3,5 % na 155 Kč/GJ, biomasa kategorie S2 (především dřevní štěpka) pak podražila za celé období o 12,5 %, což znamená cenu 120 Kč/GJ v r. 2012.
53
6
Řešení konkrétního případu přechodu teplárny na jiný druh paliva Pro tuto část práce byla vybrána jihočeská Teplárna Strakonice. Nachází se uvnitř města Strakonice
s cca 23,5 tis. obyvateli poblíž soutoku řek Otavy a Volyňky. Její historie sahá až do r. 1948, kdy byla započata výstavba a k uvedení do provozu a zahájení výroby a dodávky elektřiny do sítě došlo v r. 1954. V letech 1964 – 1986 došlo k rozsáhlému rozšíření výrobního zařízení o kotle K3, K4 a K5, chemickou úpravnu vod a mazutové hospodářství včetně rozšíření parovodů po městě. Od 90. let 20. stol. dále proběhla ekologizace zdroje (denitrifikace, odsíření), opravy a modernizace turbogenerátorů (s navýšením jejich el. výkonu) a rozvodů tepla, nasazení nového řídicího systému, postavení nouzového komína ad. V současnosti dodává teplo do 840 odběrných míst, což zahrnuje i 6920 bytů připojených k SZTE a zhruba 70 průmyslových odběratelů. Délka parovodních rozvodů je 34,142 km a teplovodních rozvodů 28,708 km.
6.1 Popis teplárny Strakonice 6.1.1 Popis technologického vybavení teplárny Nejdůležitější součástí jsou kotle K1 – K5, které všechny zajišťují výrobu teplené energie ve formě páry. Jejich základní parametry udává následující tabulka. Naměřené účinnosti jsou v průměru od roku 2002 do r. 2011 včetně (vyjma kotle K4, který nebyl v provozu od r. 2008). Označení
Parní výkon [t/h]
K1
36
K2
36
K3 K4 K5
75 80 80
Palivo Hnědé uhlí +biomasa Hnědé uhlí +biomasa Hnědé uhlí Topný olej Topný olej
Uvedení do provozu
Průměrná účinnost [%]
1954
81,9
1954
81,9
1965 1986 1986
85,9 88 88,1
Tabulka 16 – Základní parametry kotlů v Teplárně Strakonice, zdroj: [29]
Kotle K1, K2 jsou totožné roštové kotle s přídavným práškovým topením spalující hnědé uhlí. Od roku 2009 se v nich spalovala i biomasa, ale kvůli rekonstrukci kotlů se nyní spaluje pouze HU v K1 a s biomasou se počítá opět až po rekonstrukci. Rekonstruovaný kotel K2 by měl být uváděn do zkušebního provozu od 1. 8. 2012 s tím, že oficiální předání je naplánováno na 30. 6. 2013. Co se týče kotle K1, tak počátek rekonstrukce je v plánu od 1. 2. 2013, uvádění do zkušebního provozu od 1. 12. 2013 a konečné předání by mělo proběhnout 30. 4. 2014. K3 je granulační kotel spalující pouze hnědé uhlí a K4, K5 jsou výtopenské kotle spalující nízkosirný mazut. Kotle K1 a K2 jsou vybaveny denitrifikací selektivní nekatalytickou redukcí, kotel K3 54
primárními opatřeními ke snížení emisí NOx. Za každým uhelným kotlem je na zachycování tuhých znečišťujících látek instalován elektrostatický odlučovač a jednotlivé větve pak vedou do společného odsiřovacího zařízení, které funguje na principu polosuché metody. Vyčištěné kouřové plyny jdou do komína, který je společný pro všechny kotle. Kotel K5 je zapojen ještě do nouzového komína. Pro případ poruchy odsiřovacího zařízení je možnost vést kouřové plyny přes bypass. Výroba elektrické energie je zajišťována dvěma turbosoustrojími. Starší z nich, uvedené do provozu v r. 1996, je protitlaký turbogenerátor TG 1 o el. výkonu 8,8 MW a novější TG 2 je kondenzační odběrový o el. výkonu 21,2 MW (v provozu od r. 2000). Z turbogenerátorů TG1 a TG2 vystupuje elektřina o napětí 6 kV, která jde buď do vlastní spotřeby, kde je podle potřeby transformována, nebo je transformována na 22 kV a vyvedena do rozvodných zařízení společnosti E.ON. Tam zůstane na hladině 22 kV nebo se podle potřeby transformuje na 110 kV a je vyvedena do okolí.
6.1.2 Palivová základna teplárny Základním palivem je hnědé uhlí, doplňkovým pak nízkosirný mazut a od roku 2009 je spoluspalována i biomasa. Teplárna spaluje 2 druhy uhlí od Mostecké uhelné, a.s., a to ořech o2 a hruboprach hp2. V roce 2013 se ukončí spalování těchto dvou druhů uhlí a nově se bude od stejného dodavatele odebírat a spalovat uhelná topná směs (pro potřeby této práce označena jako ts1), která se bude spalovat na K1, K2 i K3. Nakupují se 2 typy biomasy – typ S1, což jsou cíleně pěstované dřeviny (v podstatě nasekané špalky) a typ S2 (dřevní štěpka). Základní parametry všech používaných paliv jsem shrnul do následující tabulky, kde Qir udává průměrnou výhřevnost, Ar prům. obsah popela, Sir prům. obsah síry a Wtr prům. obsah vody. Výhřevnost 11 GJ/t u biomasy je spíše jen katalogová ideální hodnota, ke které se skutečná blíží v létě, protože výhřevnost biomasy se v průběhu roku výrazně mění, především vlivem vlhkosti. ořech o2 Uhlí hruboprach hp2 top.směs (od r. 2013) Mazut Biomasa (průměr S1 a S2)
Qir [GJ/t] 19,8 13,5 15,7 41,07 11
Ar [%] 10,5 33 26 x 2,0
Sir [%] 1,7 1,4 1,9 0,75 0,05
Wtr [%] 26,3 27,5 27 x 40
Tabulka 17 – Základní vlastnosti paliv spalovaných v Teplárně Strakonice, zdroj: TST
Hnědé uhlí typu ořech o2 se nyní spaluje pouze v roštovém kotli K1, do kterého se ještě proudem vzduchu přimíchává hruboprach hp2. Stejně tomu bylo i u kotle K2, než začala jeho rekonstrukce. V obou z nich se od roku 2009 spoluspalovala biomasa, což bylo v důsledku rekonstrukce pozastaveno v březnu (u K2), resp. květnu (u K1) r. 2011. Granulační kotel K3 pak spaluje pouze hruboprach hp2 a díky svým parametrům jeho hlavním spotřebičem. Výtopenské kotle K4 a K5 jsou oba mazutové, ale vzhledem k tomu, že K4 nebyl od roku 2008 v provozu, se mazut v posledních letech spaloval jen na kotli K5. Spotřebu energie v palivu a množství paliva v letech 2010 a 2011 udává tabulka 18. 55
Hnědé uhlí Mazut Biomasa Celkem
Spotřeba v GJ 2010 2011* 2 365 214 2 093 183 18 195 27 391 34 510 15 163 2 417 919 2 135 737
Spotřeba v tunách 2010 2011* 151 749 136 752 443 638 3 714 1 665 155 906 139 055
Tabulka 18 – Spotřeba paliv v Teplárně Strakonice, zdroj: [29], *) spotřeba je ovlivněna rekonstrukcí kotle K2, probíhající od dubna 2011
Porovnáním spotřeby s celkovou výrobou tepelné energie na kotlích ve výši 2 048 903 GJ zjistíme průměrnou účinnost kotlů v r. 2010, která činila 84,74 %. Množství vyprodukované elektřiny ve stejném roce bylo 115 062 GWh. V roce 2011 pak bylo na kotlích vyrobeno 1 809 545 GJ tepla (tzn. účinnost asi 84,73 %) a generátory dodaly 100 483 GWh elektrické energie.
6.1.3 Zabezpečení uhlí pro teplárnu a další omezující podmínky Co se týče dostupnosti hnědého uhlí, tak Teplárna Strakonice je, v porovnání s jinými teplárnami, kterým končí kontrakty na uhlí v nejbližší době, v dobré situaci - dlouhodobé dodávky uhlí má zatím zajištěny do roku 2020. Hlavním důvodem pro nový palivový mix je tak budoucí povinnost nákupu emisních povolenek a také nová směrnice o průmyslových emisích. A právě i kvůli kompenzaci nákladů za nákup povolenek již započaly investiční akce, mezi nimiž jsou nejvýznamnější rekonstrukce kotlů - v současnosti K2 a následně K1, ve kterých se bude efektivněji spalovat kromě HU i biomasa, za což teplárna ušetří jednak vlivem nespotřebování části přidělených emisních povolenek a jednak využitím zelených bonusů (příspěvků na elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů) Zákon č. 86/2002 Sb. o ochraně ovzduší a Směrnice EU o průmyslových emisích Současný zákon o ochraně ovzduší a jeho prováděcí předpisy jsou pro TST transponovány integrovaným povolením, které stanovuje (kromě dalších povinností) emisní limity a emisní stropy, které TST bez větších obtíží plní. Limity i stropy jsou platné do odvolání, jejich zpřísnění se očekává v souvislosti s novou evropskou směrnicí o průmyslových emisích (viz. také kapitola 4.2). Nové mezní hodnoty emisí znečišťujících látek pro spalovací zařízení, využívající pevná nebo kapalná paliva, s výjimkou plynových turbín a plynových motorů, uvádím v následující tabulce. Hodnoty se týkají Teplárny Strakonice z hlediska celkového jmenovitého tepelného příkonu (ten je v současnosti 253 MW) a jsou pak odlišné pro zdroje s příkonem <100 MWt a >300 MWt.
SO2 [mg/Nm3] NOX [mg/Nm3] TZL [mg/Nm3]
Černé a hnědé uhlí a další pevná paliva 250 200 25
Biomasa
Rašelina
Kapalná paliva
200 250 20
300 250 20
250 200 25
Tabulka 19 – Mezní hodnoty emisí dle Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2010/75/EU, příloha V, část 1, zdroj: [34]
56
Limity uvedené v tabulce mají oficiálně platit od r. 2016, ale Teplárna Strakonice může využít některou z v kapitole 4.2 popsaných výjimek. Jelikož momentálně probíhají rekonstrukce kotlů a „opt out“ výjimka by byl nesmysl, protože se nadále počítá s běžným provozem i po roce 2023, tak pro TST připadá reálně v úvahu „Přechodný národní plán“ nebo výjimka „Centrální zdroje tepla“. Je však zatím otázkou, zda rekonstrukce kotlů K2 a K1 s využitím prvků fluidní techniky sama zajistí splnění nových přísných limitů, případně bude nutné rekonstruovat i kotel K3. Hlavním prvkem mechanismu „Přechodný národní plán“ je stanovení skupinového stropu (roční emise látky v t/rok), který vyjadřuje, kolik by skupina začleněných velkých spalovacích zařízení (LCP) emitovala ročně emisí látky, kdyby všechny zdroje ve skupině plnily přísnější emisní limity. Dovoluje to využít výhod „cap&trade“ systému regulace, kdy jednotlivým LCP nebudou fixovány individuální stropy, ale bude povolena vzájemná bilanční výměna. Pak by byly vytvořeny podmínky pro nákladově efektivní postupný přechod od dosavadních emisních limitů na plnění nových, přísnějších. [35] Jak by mohly vypadat emisní limity pro TST při zapojení do přechodného národního plánu, uvádí následující tabulka. V reálu pravděpodobně nepůjde o limity, ale o emisní stropy, tzn. hmotnost jednotlivých znečišťujících látek, kterou by mohla TST za rok vypustit, ale stropy by měly odpovídat právě limitům, uvedeným v tabulce 20. 2008 3
SO2 [mg/Nm ] NOX [mg/Nm3] TZL [mg/Nm3]
2009
2010
Skutečné hodnoty 1 456 1 493 1 557 475 491 433 15 13 6
Do r. 2016 1 700 650 100
2016 1 337,5 537,5 80
2017
2018
2019
2020
Emisní limity 975 612,5 425 312,5 60 40
250 200 20
250 200 20
Tabulka 20 – Možné emisní limity pro TST při účasti v přechodném národním plánu, zdroj: TST
V ČR však zatím není stanoven mechanismus připojení k přechodnému národnímu plánu. Jisté je však to, že členské státy musí Evropské komisi sdělit své přechodné národní plány nejpozději 1. 1. 2013, takže zájemci z řad provozovatelů se budou muset přihlásit o tuto výjimku během roku 2012. Co se týče výjimky „Centrální zdroje tepla“, ČR musí do 1. 1. 2016 sdělit komisi republikový seznam zdrojů, které pod tuto výjimku budou spadat. Stejně jako v předchozím případě však není v ČR ani u této výjimky stanoven mechanismus připojení zdroje do ní. O udělení výjimky musí provozovatel požádat krajský úřad nejpozději do 30. června 2015. Krajský úřad provede odpovídající změnu jím vydaného povolení provozu. Ještě je také možné nejdříve požádat o zahrnutí do Přechodného národního plánu a později se rozhodnout pro výjimku „centrální zdroje tepla“. Z podmínek pro tuto výjimku (uvedených v kap. 4.2) vyplývá, že se svým jmenovitým tepelným příkonem 253 MW do ní TST spadat zatím nemůže a musí snížit příkon zdroje. To lze provést požádáním o změnu integrovaného povolení a tzv. „zrušením“ kotle K4 o příkonu 60 MWt. „Zrušení“ kotle K4 však neznamená jeho demontáž, ale papírové zakonzervování a jednoduchý zásah do technologie (např. vložení záslepky do přívodního potrubí paliva), aby nebylo možno kotel svévolně uvést do provozu.
57
Jednoduše tak lze dosáhnout výjimky, která by pro TST byla výhodnější než Přechodný národní plán, jelikož znamená zachování stávajících emisních limitů až do konce roku 2022. Problematika emisních povolenek Současné obchodovací období (2008 – 2012) má TST počtem povolenek pokryto, přidělené množství 242 629 ročně je o cca 25 000 – 50 000 vyšší, než je spotřeba. Ta byla v roce 2011 rovna 192 348 t CO2 (tolik bylo vypuštěno). Pro následující třetí obchodovací období 2013 - 2020 už se povolenky nebudou přidělovat zdarma všechny, ale pouze jejich část. Bezplatná alokace povolenek se řídí dle směrnice 2009/29/ES, kterou se mění směrnice 2003/87/ES. Podle článku 10a směrnice 2009/29/ES byla vytvořena národní alokační tabulka, která uvádí předběžné množství emisních povolenek, které bezplatně obdrží jednotlivá zařízení během třetího obchodovacího období. Pro výrobce elektřiny bude vypočtená alokace každý rok po roce 2013 snížena o lineární redukční koeficient 1,74 %. Co to znamená pro TST v příštím obchodovacím období, uvádí tabulka 21. Článek 10c směrnice 2009/29/ES umožňuje bezplatně alokovat další množství povolenek zařízením vyrábějícím elektřinu na základě investic do vybavení a modernizace infrastruktury a do čistých technologií - v případě TST zmiňované rekonstrukce kotlů (i dalších zařízení). Povolenky budou přidělovány od r. 2013 do r. 2019. Teplárně Strakonice bylo předběžně přiděleno následující množství povolenek. Počet povolenek zdarma Podle 10a Podle 10c Celkem
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
59 735 65 080 124 815
52158 55783 107 941
45338 46486 91 824
39259 37189 76 448
33883 27892 61 775
29185 18594 47 779
25807 9297 35 104
23249 0 23 249
Tabulka 21 – Bezplatná alokace povolenek pro TST, zdroj: [36], [37]
6.2 Možnosti přechodu na zemní plyn V samotné teplárně již možnost přechodu na zemní plyn zkoumána byla, a to v r. 2008. Vzhledem k tomu, že teplárna nemá k dispozici dosud žádný plynový kotel a středotlaké plynové potrubí je k dispozici ve vzdálenosti cca 5 km, byla tato možnost vyhodnocena jako nereálná. Hlavním důvodem jsou příliš vysoké investice, a to především co se týče výstavby přípojky ke zmíněnému plynovodu (spolu se všemi legislativními a povolovacími problémy), kterou by teplárna musela provést zcela na vlastní náklady. V teplárně byl proveden odhad investičních nákladů na kompletní přechod na ZP, který činil asi 3 miliardy Kč. Hlavní investice, nutné k úplnému předělání teplárny na zemní plyn, byly uvažovány tyto:
úprava stávajících uhelných kotlů na ZP – 1 000 mil. kč,
instalace plynové turbíny se spalinovým kotlem – 1 000 mil. kč,
vybudování nové vysokotlaké odbočky z páteřního plynovodu – 700 mil. kč,
výstavba nové regulační stanice na ZP – 3 mil. kč, 58
vybudování nových středotlakých rozvodů ZP v teplárně – 2 mil. kč,
likvidace či přestavba nevyužívaných uhelných zařízení – 100 mil. Kč.
Kromě vysokých investic je značným omezením také časové hledisko přestavby, kdy první tři investice nejsou v nejbližších letech (cca 3 roky) reálně dostupné. Pokud by se i přes všechna negativa změna palivové základny na zemní plyn provedla, pak by to nutně znamenalo výrazný nárůst cen tepla. Promítnutí zmíněných nákladů do odhadu zvýšení cen tepla pro odběratele zachycuje tabulka 22. Vlivem růstu cen od r. 2009 do r. 2012 jsou oproti původnímu odhadu teplárny pro roky 2009 - 2016 rozdílné odhadované ceny tepla. Tabulka však zachovává procentuální nárůst cen, určený teplárnou v původním odhadu. Rok
Nárůst ceny tepla oproti předchozímu roku [%]
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
107.08 16.24 15.44 15.29 14.36 15.46 15.06 14.55
Cena tepla bez DPH [Kč/GJ] Primár Sekundár 766,82 1 060,46 891,35 1 232,67 1 028,97 1 423,00 1 186,30 1 640,58 1 356,66 1 876,16 1 566,39 2 166,22 1 802,29 2 492,45 2 064,53 2 855,10
Tabulka 22 – Odhadovaný nárůst cen tepla z Teplárny Strakonice při plné konverzi k zemnímu plynu, zdroj: materiály TST
Dá se předpokládat, že při takto vysokých cenách tepelné energie by většina zákazníků byla nucena uvažovat o odpojení a přechodu např. na lokální vytápění. Teplárna by tak kvůli cenám, které nejsou akceptovatelné trhem, ztratila pravděpodobně většinu odběratelů tepla, tím pádem i značnou část zisků a byla by nejspíše vystavena existenčním problémům. Z těchto důvodů také shledávám přechod Teplárny Strakonice od současné palivové základny na výrobu tepelné a elektrické energie spalováním zemního plynu, jako zcela nevhodnou.
6.3 Možnosti přechodu na biomasu V současné době má Teplárna Strakonice zajištěnu dodávku uhlí do roku 2020. Zároveň probíhá rekonstrukce kotle K2 a je rozhodnuto o přesné podobě a průběhu rekonstrukce kotle K1. Za tohoto stavu nemá příliš velký smysl uvažovat o kompletním přechodu teplárny na biomasu, tím spíše ani v nejbližších letech. Pokud by se i přesto úplná transformace palivové základny na biomasu zvažovala, proti této možnosti by mluvilo několik skutečností, kdy asi největším problémem by byla vysoká investice do rekonstrukce granulačního kotle K3, který v současnosti není schopen spalovat biomasu. Kromě toho ale ani kotel K2 po dokončení probíhající rekonstrukce, resp. K1 po budoucí rekonstrukci, nebude schopen pravděpodobně spalovat takové množství samotné biomasy, které by nahradilo výrobu energie při jejím spoluspalování s uhlím. Kotle jsou totiž stavěné na spalování převážně hnědého uhlí s využitím biomasy jako doplňkového paliva, a proto by zde byly nutné další dílčí investice do úpravy kotlů. Vzhledem 59
k tomu, že biomasa má oproti HU větší objem při stejném tepelném obsahu, bylo by zapotřebí opět dalších investic do rekonstrukce dopravních tras paliva. Pro kotel K3 by tak bylo nutné zvětšit přepravní kapacitu tras zhruba 1,5 krát a ani v současnosti rekonstruované trasy pro kotle K2 a K1 nejsou dimenzovány na tak velké množství biomasy. Dalším problémem, spojeným s větším množstvím paliva, by byl nesrovnatelně frekventovanější pohyb kamionů při zásobování biomasou. Opomenout v žádném případě nelze ani nejistý vývoj podpory formou zelených bonusů, který má na výhodnost či nevýhodnost spalování OZE zcela zásadní vliv. V současné době se uvažuje dokonce o zrušení zelených bonusů, což by však pro spalování biomasy, při jejích současných cenách, znamenalo ve většině případů ztrátu konkurenceschopnosti a ekonomické smysluplnosti. Převážně pak v důsledku značné nejistoty a nepředpověditelnosti vývoje v této oblasti, nebylo ani v samotné teplárně doposud uvažováno o kompletním přechodu na spalování biomasy namísto hnědého uhlí. Pokud se zaměříme na republikově největší omezení přechodu tepláren na biomasu, tzn. její celkový nedostatek, tak v TST by paradoxně právě s tímto problém nebyl. Po rekonstrukci kotlů teplárna bude odebírat biomasu od velkého dodavatele, který jinému odběrateli dodává až 4x více biomasy, než s jakým množstvím uvažuje TST. Navíc se v současnosti teplárně hlásí sami od sebe i menší dodavatelé a nabízejí dodávky biomasy. Otázkou však je, jak by tomu bylo v případě, kdy by se náhle rozhodly všechny jihočeské teplárny ke kompletnímu přechodu na biomasu. Vzhledem k uvedeným skutečnostem a k tomu, že se v TST od r. 2009 biomasa spoluspaluje a prováděné rekonstrukce počítají se zvýšením jejího podílu při spalování, se budu v následující kapitole zabývat otázkou efektivnosti využití biomasy. Spoluspalování biomasy se týká pouze kotlů K1 a K2, proto ve výpočtech budu zcela zanedbávat kotle K3, K4 a K5. Díky tomu, že kotle K1 a K2 jsou stejné, mají za posledních 10 let stejnou průměrnou účinnost a spotřebovávají ročně v podstatě stejné množství paliva (i zhruba stejný podíl biomasy) a i po rekonstrukci budou mít stejné parametry, budu pro zjednodušení počítat efektivnost spoluspalování na kotli K2 a pro kotel K1 by tím pádem byly výsledky přibližně stejné.
60
7
Ekonomická
efektivnost
změny
palivových
vstupů
teplárny V této kapitole budu porovnávat ekonomickou efektivnost spoluspalování různých podílů biomasy v Teplárně Strakonice. S ohledem na skutečnosti uvedené v kapitole 6.3 a se snahou o co nejlepší přiblížení se budoucí skutečné situaci budu počítat se spoluspalováním biomasy a hnědého uhlí na již rekonstruovaném kotli K2. Co se týče množství spotřebovaného paliva (a tedy i vyrobené energie), budu vycházet ze situace roku 2010, protože v tomto roce byla situace v TST nejstabilnější. Hlavním důvodem neuvažování spotřeby paliv z roku 2011 je fakt, že se již v květnu toho roku přestala kvůli zahájení rekonstrukce spalovat biomasa. Ve všech variantách budu tedy počítat s takovým množstvím paliva, ze kterého se na rekonstruovaném kotli K2 vyrobí stejné množství energie jako na starém kotli. Ceny paliv (HU a biomasy) budu uvažovat podle smluv TST s dodavateli. Množství a druhy paliv pro výrobu stejného množství energie na novém kotli V roce 2010 byla účinnost kotle K2 81,9 % a spálilo se v něm celkem 27 236 t paliva. Z toho:
25 289 t hnědého uhlí (ořech + hruboprach) o průměrné výhřevnosti 19,37 GJ/t,
1 947 t biomasy – v tom cca 1440 t S1 s průměrnou výhřevností 9,32 GJ/t a 507 t S2 s výhřevností 9,36 GJ/t.
Vzhledem k tomu, že na nových kotlích se již nebude spalovat tříděné uhlí (ořech a hruboprach), nýbrž uhelná topná směs s nižší výhřevností, přepočítám původní množství tříděného uhlí, spáleného ve starém kotli, na množství nové topné směsi spálené v rekonstruovaném kotli. Nový kotel má garantovanou průměrnou účinnost 91 % (nezávisle na podílu spoluspalovaného biopaliva). Množství topné směsi, potřebné pro výrobu stejného množství tepla v novém kotli, jaké se vyrobilo ve starém kotli při spalování tříděného uhlí, vypočítám podle vztahu: (7.1) kde:
je množství topné směsi ts1 spálené na rekonstruovaném kotli [t], je množství původního hnědého uhlí spálené ve starém kotli [t],
je průměrná výhřevnost původního hnědého uhlí [GJ/t],
je průměrná výhřevnost topné směsi ts1 [GJ/t],
je účinnost starého kotle [-], je účinnost rekonstruovaného kotle [-].
Po dosazení příslušných vstupních hodnot činí velikost
:
61
I přes lepší účinnost rekonstruovaného kotle je vzhledem k nižší průměrné výhřevnosti topné směsi zapotřebí její větší množství, než bylo třeba původního uhelného paliva na starém kotli. Pro přepočet množství biomasy, které by bylo třeba pro výrobu stejného množství energie na novém kotli, její původní množství vynásobím účinností starého kotle a zpětně vydělím účinností nového kotle. , , kde:
je množství biomasy typu S1 na rekonstruovaném kotli [t],
je množství biomasy typu S2 na rekonstruovaném kotli [t].
Ve vztahu k množství topné směsi tak celkové množství biomasy 1 752 t činí zhruba 5,87 % hmotnostního podílu v palivu. Co se týče složení biosměsi, hmotnostní poměr z hlediska kategorií biomasy byl S1:S2 = 74:26. Teplárna však po znovuzahájení spoluspalování počítá s novým složením biomasy v poměru hmotností cca S1:S2 = 40:60. Průměrná výhřevnost nově složené biosměsi se tak (dle vzorce 7.2) změní na 9,344 GJ/t (vycházím z průměrných výhřevností jednotlivých kategorií biomasy spalovaných v TST v r. 2010).
7.1 Návrh variant řešení Výchozí situace pro výpočty tedy uvažuje výrobu stejného množství energie na novém kotli, jako se vyrobilo na starém. Rozdíl oproti skutečnosti pak bude v účinnosti kotle a ve využití takových druhů paliv (topná směs místo ořechu a hruboprachu), které se budou spalovat právě v novém kotli. Co se týče složení biosměsi, pro základní variantu V0 bude uvažováno původní, ve variantách V1 a V2 s vyšším podílem biomasy již nové složení v hmotnostním poměru S1:S2 = 40:60. Varianta V0 Základní (porovnávací) variantou je varianta V0, která představuje skutečnou situaci v roce 2010. Proto hodnoty vypočtené v úvodu kapitoly 7 platí právě pro tuto základní variantu. Tedy: , , , kde:
je množství topné směsi ts1 ve variantě V0 [t],
je množství biomasy typu S1 ve variantě V0 [t],
je množství biomasy typu S2 ve variantě V0 [t].
Skutečný hmotnostní podíl biomasy v palivu byl v roce 2010 asi 7,15 %. Tomu při náhradě tříděného uhlí topnou směsí a při spalování na rekonstruovaném kotli odpovídá podíl asi 5,87 %. Tento podíl biomasy zachovává její původní složení v poměru hmotností S1:S2 = 74:26. 62
Varianta V1 Tato varianta uvažuje spalování 20 % hmotnostního podílu biomasy v palivu. Výpočet množství biomasy, které tomuto podílu odpovídá, provedu postupně přes průměrné výhřevnosti paliv. Výhřevnost směsi paliv, ať už se jedná o biosměs či celou palivovou směs, zjistím takto: (7.2) kde:
je průměrná výhřevnost směsi s [GJ/t],
je hmotnostní podíl i-tého paliva ve směsi [-],
je průměrná výhřevnost i-tého paliva [GJ/t],
je hmotnostní podíl j-tého paliva ve směsi [-],
je průměrná výhřevnost j-tého paliva [GJ/t].
Biosměs v této variantě je tvořena ze 40 % biomasou kategorie S1 a 60 % představuje kategorie S2. Průměrnou výhřevnost této biosměsi zjistím dosazením do vzorce 7.2, tedy: Průměrnou výhřevnost celé palivové směsi varianty V1 získám opět využitím vzorce 7.2. Dále potřebuji zjistit množství energie Mpal,v1,v2, které je třeba dodat do nového kotle. (7.3) Kde:
je množství energie obsažené v palivu (stejné pro všechny varianty) [GJ],
je teplo vyrobené na kotli K2 (na rekonstruovaném stejné jako na starém) [GJ],
je účinnost rekonstruovaného kotle K2 [-].
Energetický obsah palivové směsi 457 213 GJ vydělím její průměrnou výhřevností 14,43 GJ/t a získám tak množství palivové směsi ve variantě V1 – asi 31 688 t. Tuto hodnotu vynásobím podíly jednotlivých druhů paliv a zjistím tak jejich množství. Podíl topné směsi je 80 %, biomasy 20 % (z toho 40 % S1 a 60 % S2), takže:
,
,
,
kde
je hmotnost topné směsi,
je hmotnost biomasy typu S1 a
je
hmotnost biomasy typu S2.
63
Varianta V2 V této variantě počítám se 40 % hmotnosti biomasy v palivu, což je v současnosti max. množství povolené krajským úřadem pro spoluspalování v TST. Množství jednotlivých druhů paliv v této variantě získám stejným postupem jako ve variantě předchozí. Složení biosměsi je stejné (40 % S1 a 60 % S2), tudíž její výhřevnost bude rovněž stejná jako ve variantě V1. Odlišná je průměrná výhřevnost celé palivové směsi, a to dle vzorce 7.2 následující: Hmotnosti jednotlivých druhů paliv dostanu stejně jako v předchozí variantě přes jejich podíly (topná směs 60 % a biomasa 40 %) a výsledky jsou pak tyto:
,
,
,
kde, analogicky s předchozí variantou, biomasy typu S1 a
je hmotnost topné směsi,
je hmotnost
je hmotnost biomasy typu S2.
7.2 Volba kritéria hodnocení ekonomické efektivnosti variant Kritéria, běžně používaná pro hodnocení investic, jako NPV či IRR nejsou pro tento případ nejvhodnější. Hodnota investic (včetně doby životnosti), nutných pro bezproblémové spalování větších podílů biomasy, je sice dána (viz. kapitola 7.4), ale je zde řada faktorů, ovlivňujících hotovostní toky v budoucích letech, jejichž hodnoty se v současnosti nedají s potřebnou přesností určit. Mezi ně patří hlavně ceny paliv, cena emisní povolenky či výše zelených bonusů. Pro hodnocení ekonomické efektivnosti spoluspalování různých hmotnostních podílů biomasy v palivu tak použiji kritérium změny průměrných ročních hotovostních toků, které je vhodné především z toho důvodu, že není nutné znát budoucí vývoj výše zmíněných faktorů. Budu tedy počítat, jak se změní hodnota průměrného ročního CF ve variantách V1 a V2 oproti základní variantě V0. Pro porovnání jednotlivých variant použiji následující vzorec:
(7.4) kde:
je změna hotovostních toků v x-té variantě oproti variantě V0 [Kč/rok], je změna zisku vlivem úspory emisí CO2 v x-té variantě [Kč/rok], je úspora díky zeleným bonusům v x-té variantě [Kč/rok],
je úspora poplatků za emise škodlivých látek v x-té variantě [Kč/rok],
je úspora díky snížení nákladů na vápenný hydrát a likvidaci odpadů [Kč/rok],
je změna nákladů na palivo v x-té variantě [Kč/rok], 64
je změna nákladů vlivem vyšší spotřeby elektřiny na zavážení paliva [Kč/rok], je změna výše odpisů [Kč/rok], d je daňová sazba [Kč/rok], jsou investiční náklady spojené se spalováním většího množství biomasy [Kč], je poměrná anuita za dobu životnosti [-].
7.3 Provozní náklady změny 7.3.1 Náklady na palivo Náklady na určitý druh paliva v jednotlivých variantách určím podle obecného vzorce: (7.5) kde:
jsou náklady na j-té palivo v x-té variantě [Kč]
je množství j-tého druhu paliva v x-té variantě [t], je cena j-tého paliva [Kč/GJ], je průměrná výhřevnost j-tého paliva [GJ/t].
Cena uhelné topné směsi je 85 Kč/GJ, průměrné ceny biomasy jsou 155 Kč/GJ za biomasu kategorie S1 a 110 Kč/GJ za biomasu kategorie S2. Celkové palivové náklady jednotlivých variant poté vypočítám dle vztahu: (7.6) kde:
jsou celkové palivové náklady x-té varianty [Kč],
jsou náklady na topnou směs ts1 u x-té varianty [Kč],
jsou náklady na biomasu typu S1 u x-té varianty [Kč],
jsou náklady na biomasu typu S2 u x-té varianty [Kč].
Abych mohl následně dosadit do vzorce 7.4, musím určit změnu nákladů na palivo v jednotlivých variantách oproti nákladům na palivo v základní variantě V0, tedy: [Kč]
(7.7)
kde:
je změna palivových nákladů v x-té variantě oproti variantě V0 [Kč],
jsou celkové palivové náklady x-té varianty [Kč],
jsou celkové palivové náklady varianty V0 [Kč].
Varianta V0 Dosazením do vzorce 7.5 vypočítám náklady na topnou směs a oba druhy biomasy.
65
Pro výpočet celkových palivových nákladů varianty V0 potom dosadím do vzorce 7.6.
Varianta V1 Náklady na pořízení jednotlivých druhů paliv vypočítám opět dle vzorce 7.5.
Celkové palivové náklady varianty V1 získám podle vztahu 7.6. Celková změna palivových nákladů oproti základní variantě je se vypočte dle vzorce 7.7, tzn. rozdílem nákladů varianty V1 a V0.
Svůj podíl na této hodnotě vícenákladů na palivo má i změna složení biosměsi, protože při nezměněném poměru by v důsledku spalování většího množství dražšího biopaliva byly tyto náklady ještě vyšší. Varianta V2 Náklady na pořízení jednotlivých druhů paliv dle vzorce 7.5:
Celkové palivové náklady dle vztahu 7.6 budou následující: A konečně změna nákladů na palivo oproti variantě V0 dle vztahu 7.7:
Pokud by se v kotli K2 spoluspalovalo 40 % biomasy, vícenáklady na palivo oproti původnímu podílu biomasy by tedy činily cca 4 626 tis. Kč.
7.3.2 Zisk z úspory emisí CO2 Emisní faktor hnědého uhlí, který lze využít pro orientační výpočet úspor emisí CO2, je dle vyhlášky č. 425/2004 Sb. 0,36 t CO2/MWh výhřevnosti. Emisní faktor biomasy je nulový, protože spalováním biopaliva je uvolněno zhruba stejné množství CO2, které bylo přijato při fotosyntéze. Po poradě s ekologem TST použiji pro uhelnou topnou směs emisní faktor 95 t CO2/TJ výhřevnosti. Pro srovnání s emisním faktorem z vyhlášky ho přepočtu a vychází potom jako 0,342 t CO2/MWh výhřevnosti. Dalším
66
převodem jednotek pak vychází tento emisní faktor 1,49 t CO2/t paliva, čili spálením 1 t topné směsi dojde k vypuštění cca 1,49 t CO2. Pro zjištění úspor emisí CO2 vlivem zvýšení podílu spoluspalované biomasy určím nejprve rozdíl mezi emisemi CO2 variant V1 a V2 vzhledem k variantě V0, a to podle vztahu: (7.8) kde:
je snížení emisí CO2 v x-té variantě oproti variantě V0 [t],
množství spálené topné směsi v základní variantě [t],
množství spálené topné směsi v x-té variantě [t],
emisní faktor topné směsi [t CO2/t paliva].
Dosazením do vzorce 7.8 vypočítám úsporu emisí CO2 ve variantě V1 (
) a ve variantě V2
) oproti základní variantě, tedy:
(
Vypočtené hodnoty vynásobím cenou emisní povolenky a získám úsporu vlivem snížení emisí CO2 v x-té variantě
. Využiji-li průměrnou cenu emisní povolenky z roku 2011, který byla dle ERÚ
325,79 Kč, pak změna zisku vlivem úspory emisí CO2 v jednotlivých variantách činí:
Spoluspalování biopaliva tedy znamená nezanedbatelné snížení emisí CO2 a v závislosti na ceně emisní povolenky i úsporu finančních prostředků z nevypuštění těchto emisí.
7.3.3 Úspora díky zeleným bonusům Podpora KVET ve zdrojích spoluspalujících biopalivo a neobnovitelný zdroj energie je zakotvena ve vyhlášce č. 502/2005 Sb. Určení množství elektřiny vyrobené z biopaliv je složitější než u klasických kondenzačních elektráren, je totiž ještě třeba dělit obsah energie v palivu na elektřinu a teplo. Množství energie z OZE se dle přílohy č. 3 dané vyhlášky stanovuje dle následujícího vztahu. (7.9) kde: (7.10) (7.11)
je elektřina vyrobená z obnovitelných zdrojů [MWh], je množství tepla vyrobeného spalováním biomasy [GJ], 67
je teplo vyrobené z fosilních paliv spotřebované pro výrobu elektřiny [GJ],
je výroba elektřiny měřená na svorkách [MWh],
je vlastní spotřeba elektřiny[MWh],
je množství energie obsažené v biomase spotřebované v kotli [GJ],
je množství energie obsažené ve fosilním palivu spotřebovaném v kotli [GJ],
je vyrobené teplo na výstupu z kotle [GJ],
je tzv. teplárenské teplo, tj. část z celkového množství tepla vyrobeného v kotlích dané skupiny kotlů určená pro spotřebu mimo výrobnu elektřiny a tepla [GJ],
je pořadové číslo kotle ve skupině,
je počet kotlů ve skupině.
Nejprve pro jednotlivé varianty provedu výpočty vyrobeného množství elektřiny připadající na jednotlivé druhy biomasy. Podíl tepla vyrobeného v kotli K2 na celkovém vyrobeném teple z nevýtopenských kotlů K1, K2 a K3 (tzn. na teple souvisejícím s KVET) je stejný jako podíl elektřiny pocházející z K2 na celkové vyrobené elektřině a tím pádem i totožný s podílem tepla dodaného odběratelům kotlem K2 na celkovém dodaném teple z nevýtopenských kotlů. Tento podíl použitý i v následujícím vztahu je asi 0,2. Pro všechny varianty pak platí následující: Elektřina dodaná kotlem K2: [MWh]
(7.12)
kde:
je elektřina dodaná kotlem K2 [MWh],
je teplo vyrobené kotlem K2 [GJ],
je celkové vyrobené teplo týkající se KVET (z kotlů K1+K2+K3) [GJ].
Teplárenské teplo z kotle K2: [GJ]
(7.13)
kde:
je teplárenské teplo z pocházející z kotle K2 [GJ], je teplo dodané cizím odběratelům z kotle K2 [GJ], je koeficient vlastní spotřeby a ztrát tepla [-].
Základní varianta V0 Teplo vyrobené z biomasy v kotli K2 je tedy: [GJ]
(7.14) 68
Pro výpočet množství elektřiny vyrobené z biomasy potřebuji znát následující údaje:
Energetický podíl biomasy v palivové směsi. [-]
V jakém poměru jde teplo z kotle K2 na výrobu elektřiny. Určím ho jako
(7.15)
.
[-]
(7.16)
Jaký podíl na výrobě elektřiny má biomasa spálená v kotli K2, což zjistím podílem dvou předchozích. [-]
(7.17)
Energetické podíly jednotlivých druhů biomasy vzhledem k celkovému teplu v biosměsi.
Kde
je energetický podíl biomasy kategorie S1 v biosměsi a
je energetický
podíl biomasy kat. S2 v biosměsi. Vyrobenou elektřinu připadající na jednotlivé druhy biomasy následně zjistím součinem elektřiny dodané kotlem K2, podílu biomasy z kotle K2 na výrobě elektřiny a energetického podílu jednotlivých kategorií biomasy na biosměsi. Elektřina z kotle K2 vyrobená spoluspalováním biomasy kategorie S1 je tedy , a elektřina z kotle K2 vyrobená spoluspalováním biomasy kategorie S2 je
Podpora spoluspalování biomasy ve formě zelených bonusů pro kategorii S1 byla dle cenového rozhodnutí ERÚ č. 4/2009 v roce 2010 (i dle rozhodnutí č. 7/2011 v roce 2012) ve výši 1370 Kč/MWh a pro kategorii S2 700 Kč/MWh. Tržby za spoluspalování biomasy v základní variantě tedy činí: Z těchto celkových tržeb pak připadá 1 325 857 Kč na biomasu kategorie S1 a 239 541 Kč na biomasu kategorie S2. 69
Porovnání úspor díky zeleným bonusům ve variantách V1 a V2 oproti základní variantě V0 Aplikací stejných vztahů jako v základní variantě jsem vypočítal hodnoty i pro varianty V1 a V2 a ty hodnoty, které se liší, jsem shrnul do následující tabulky 23. [GJ] [-] [-] [-] [-] [MWh] [MWh] S1 Tržby za spoluspalování [Kč] S2 Tržby celkem ( ) [Kč]
Varianta V0
Varianta V1
Varianta V2
14 878 0,03576 0,06691 0,73877 0,2612 968 342 1 325 857 239 541 1 565 398
53 888 0,12952 0,24235 0,39897 0,60103 1 893 2 852 2 593 402 1 996 175 4 589 577
118 189 0,28406 0,53153 0,39897 0,60103 4 152 6 254 5 687 919 4 378 063 10 065 982
Tabulka 23 – Využití zelených bonusů za spoluspalování biomasy v jednotlivých variantách
Konečnou úsporu díky zeleným bonusům vlivem spoluspalování 20 nebo 40 % hmotnostního podílu biomasy dostanu odečtením tržeb základní varianty V0 od tržeb variant V1 a V2. Úspora díky zeleným bonusům ve variantě V1 oproti variantě V0 je ve variantě V2 potom následující: Z výsledků je zcela zřejmé, že tyto tržby budou mít, v závislosti na výši zelených bonusů, zásadní vliv na konečnou efektivnost spoluspalování.
7.3.4 Úspora poplatků za emise škodlivin Podle informací z TST mohu napsat, že po rekonstrukci kotlů bude spoluspalování různých podílů biomasy v palivu z jednotlivých variant znamenat určitou úsporu emisí SO2 oproti spalování pouze uhlí. Ke snížení emisí ostatních škodlivin vlivem spoluspalování biomasy nedojde, ba naopak to znamená jejich nepatrný růst, který však lze s ohledem na jeho nevýznamnost zanedbat. Před rekonstrukcí, při spalování pouze uhlí, bylo množství emisí SO2 vypuštěné do ovzduší a připadající na kotel K2, 334 t. Po konzultaci s ekologem teplárny uvažuji ekvivalentní emise SO2 pro nový kotel (s lepšími technologiemi a s o 9 % lepší průměrnou účinností) jako 302 t. Shrnutí úspor emisí SO2 v % i v tunách pro jednotlivé varianty oproti spalování pouze uhlí je v následující tabulce: Varianta V0 V1 V2
Podíl biomasy v palivu [%] 5,87 20 40
Úspora emisí SO2 [%] 4,17 14,9 31,8
Úspora emisí SO2 [t] 12,6 45,1 96,2
Tabulka 24 – Porovnání úspory emisí SO2 v jednotlivých variantách oproti spalování pouze uhlí
70
Rozdíl v množství emisí SO2 ve variantě V1 oproti V0 je tedy cca 32,46 t a ve variantě V2 oproti V0 je to asi 83,56 t. Sazba za vypuštění 1 t SO2 je pro teplárnu Strakonice 1000 Kč. Úspora poplatků za emise škodlivin při spoluspalování 20 a 40 % biomasy ve variantách V1 a V2 je tedy:
7.3.5 Úspora poplatků za vápenný hydrát a likvidaci odpadů Spoluspalování biomasy také znamená, díky menšímu obsahu popelovin, menší produkci popílku a škváry. Kromě toho je díky snížení emisí SO2 zapotřebí méně vápenného hydrátu pro odsíření a tím pádem vzniká i menší množství produktu odsíření. Náklady na likvidaci 1 t popílku jsou pro TST v průměru 170 Kč, na likvidaci škváry 100 Kč/t s tím, že TST platí za ¾ produkce škváry (zbylou ¼ si někdo odebere zadarmo). Po konzultaci s ekologem Teplárny Strakonice jsem pro nový kotel stanovil úspory u jednotlivých produktů při spálení 1 t biomasy následovně:
popílek – 17,69 Kč,
škvára – 1,11 Kč,
vápenný hydrát – 74,87 Kč,
produkt odsíření – 8,13 Kč.
Celková úspora při spálení 1 t biomasy je součtem předchozích, čili 101,8 Kč. Při spoluspalování 20 a 40 % hmotnostního podílu biomasy se spálí o cca 4 585 a 12 147 t více biomasy než ve variantě V0, což znamená následující úspory: pro variantu V1: pro variantu V2:
, .
7.3.6 Náklady na zavážení paliva Při vyšším podílu biomasy v palivu je, vzhledem k její nižší hmotnosti, třeba více času na její zavážení do kotle. Motory zauhlovacích pásů tak budou v provozu delší dobu, než u základní varianty a tím pádem se spotřebuje na jejich provoz více elektřiny, která by mohla být jinak prodána. Vzhledem k celkovému výsledku nebudou tyto náklady nijak významné, proto byly dané časové úseky stanoveny odhadem. V případě varianty V1 tak po poradě s ekologem teplárny počítám denně s o 0,5 hodin delším chodem motorů a u varianty V2 cca o 1 hodinu. Pro zjednodušení také uvažuji, že zařízení bude v provozu celý rok, což celkový výsledek ovlivní zcela mizivě. Příkon motorů zauhlovacích pásů je dohromady asi 30 kW. Cena, za kterou TST dodává elektřinu do sítě, včetně příspěvku na KVET, je v současnosti 1 325 Kč/MWh. Náklady vyvolané vyšší spotřebou elektřiny na zauhlování vypočtu následovně: (7.18) 71
kde:
je změna nákladů na zauhlování v x-té variantě oproti variantě V0 [Kč],
je doba, o kterou se prodlouží chod motorů zauhlovacích pásů [h/rok],
je elektrický příkon motorů zauhlovacích pásů [kW],
je cena neprodané elektřiny včetně příspěvku na KVET [Kč/kWh].
Náklady vyvolané vyšší spotřebou elektřiny pro zajištění chodu motorů zauhlovacích pásů ve variantách V1 a V2 získám tedy dosazením do vzorce 7.18.
7.4 Investiční náklady změny 7.4.1 Investice a měrné investiční náklady Ve strakonické teplárně se v současnosti provádí a v nejbližší budoucnosti budou provádět následující investiční akce přímo se týkající paliva:
Rekonstrukce kotlů K2 a K1
Modernizace skladování a dopravy biomasy
Samotná rekonstrukce kotlů K1 a K2 je však vyvolaná zejména změnou uhelného paliva - dodavatel totiž nebude dodávat tříděné uhlí (ořech), takže se kotle musí předělat, aby mohly spalovat topnou směs ts1. Dalším důvodem je pak jejich stáří, kdy končí životnost některých kotelních zařízení. Se zvyšováním podílu biomasy v palivu ve variantách V1 a V2 tak přímo souvisí jen modernizace skladování a dopravy biomasy. Pokud by se tato modernizace neprovedla, bylo by sice také možné na nových (stejně jako na starých) kotlích spalovat více biomasy, ale znamenalo by to určité provozní problémy a dle informací z teplárny by to nebylo fakticky trvale udržitelné, proto je spalování větších podílů biomasy spjato právě s těmito investicemi. Celková hodnota investic do této modernizace po odečtení dotace ve výši 30 % je
= 16 709
tis. Kč. Zařízení se při této modernizaci dimenzují na spalování cca 40 % hmotnostního podílu biomasy v palivu, což je současné max. množství povolené krajským úřadem (a také množství uvažované ve variantě V2). Protože se tato modernizace již provádí a nebylo ani uvažováno s dimenzováním zařízení na nižší podíl biomasy (a tudíž těžko určit, o kolik by byly investice nižší v případě dimenzování na 20 % podíl biomasy), budu ve výpočtech předpokládat, že výše investic platí pro obě varianty V1 a V2. Součástí modernizace skladování a dopravy biomasy jsou následující dílčí investice (hodnoty investic jsou uvedeny také po odečtení dotace):
skládka biomasy – stavební část – náklady – technologie – náklady
řídicí systém biomasového hospodářství – náklady
= 3 549 tis. Kč, = 11 375 tis. Kč, = 1 785 tis. Kč. 72
Měrné investiční náklady Měrné investiční náklady související s vyšším podílem biomasy zjistím pomocí poměrné anuity. Alternativní náklad kapitálu (diskont) pro tyto investice jsem použil 4 %. Tato hodnota je poměrně dost nízká (běžně se v energetickém sektoru užívá např. 6 %), avšak je plně v souladu s diskontní sazbou, se kterou počítala sama teplárna při výpočtu návratnosti investic. Životnost skládky biomasy je 50 let pro stavební část a 12 let pro technologii, řídicí systém biomasového hospodářství má životnost 10 let.
(7.19) Kde:
je poměrná anuita za dobu životnosti [-],
je diskontní sazba [-],
je doba životnosti investice [rok].
Poměrná anuita pro 50, 12 a 10 let a diskont 4 % vychází dosazením do vzorce 7.19 následovně:
,
,
.
Skládka biomasy i řídicí systém biomasového hospodářství jsou společné pro kotel K2 i K1. Jelikož oba kotle by měly být stejné, počítám s tím, že budou využívat zařízení ve stejném poměru 0,5. Tento fakt proto zohledním ve výpočtu vynásobením zmíněným poměrem využití zařízení. Měrné investiční náklady jednotlivých zařízení, uvažované tedy ve stejné výši pro obě zkoumané varianty, vypočtu dle vzorce: (7.20) kde:
jsou měrné investiční náklady t-tého zařízení [Kč], jsou investiční náklady t-tého zařízení [Kč], je poměrná anuita za dobu životnosti t-tého zařízení [-].
Nyní dosazením do vzorce 7.20 získám měrné investiční náklady jednotlivých zařízení.
Celková změna měrných investičních nákladů, ve vzorci 7.4 reprezentovaná členem
, se
vypočte jako součet výše vypočtených měrných investičních nákladů jednotlivých zařízení, tedy:
73
7.4.2 Odpisy Změna odpisů bude, ze stejného důvodu jako měrné investiční náklady, rovněž stejná pro obě varianty. Investice do stavební části skládky spadá do odpisové skupiny č. 5 s třicetiletými daňovými odpisy, technologie skládky do sk. č. 3 s desetiletými a řídicí systém biomasového hospodářství do sk. č. 1 s tříletými odpisy. Odpisy budu uvažovat rovnoměrné. Jsem si sice vědom, že reálně jsou odpisy v prvním roce odepisování nižší, než ve zbývajících letech, avšak v rámci zachování jisté objektivity zvoleném kritériu hodnocení efektivnosti zde počítám výši odpisů jako prostý podíl investičních nákladů a doby odepisování. Stejně jako u měrných investičních nákladů zde zohledním poměr využití zařízení kotlem K2 (0,5). Odpisy jednotlivých zařízení spojené se spalováním vyšších podílů biomasy na kotli K2 tedy zjistím dle vzorce: (7.21) kde:
jsou odpisy t-tého zařízení [Kč],
jsou investiční náklady t-tého zařízení [Kč],
je doba odepisování t-tého zařízení [rok].
Dosazením hodnot pro jednotlivá zařízení do vzorce 7.21 zjistím jejich poměrné účetní odpisy:
Celkovou změnu odpisů, kterou ve vztahu 7.4 představuje proměnná
, získám jako součet odpisů
jednotlivých zařízení, tedy:
7.5 Výpočet celkové ekonomické efektivnosti změny Posledním parametrem, který potřebuji znát pro výpočet změny průměrného ročního CF a který nebyl vyčíslen v předchozích bodech, je daň z příjmů právnických osob (člen
ve vzorci 7.4), která
v současnosti činí 19 %. Pro připomenutí, vzorec 7.4 vypadá následovně:
Nyní při znalosti všech částí vzorce 7.4 již mohu dosadit a zjistit změnu průměrného cash flow u variant spoluspalování 20 a 40 % biomasy oproti základní variantě, kdy činil hmotnostní podíl biomasy v palivu asi 5,87 %.
74
Změna průměrného ročního CF ve variantě V1
Změna průměrného ročního CF ve variantě V2
Změna hotovostního toku je v obou variantách kladná, což znamená, že spalování biomasy v Teplárně Strakonice je při uvažovaných parametrech ekonomicky výhodné. Navíc je dle výsledků patrné, že zvyšování podílu biomasy v palivu má za následek rovněž zvyšování zisku. Rekonstruovaný kotel by měl být údajně schopen spalovat např. i 40 % energetického podílu biomasy (což odpovídá asi 53 % hmotnostního podílu). V tomto případě by se CF oproti základní variantě V0 zvýšilo zhruba o 9 725 tis. Kč. Tato hodnota je však počítána při stejné hodnotě investic, které jsou uvažovány pro 40 % hmotnostní podíl biomasy, takže by ve skutečnosti byla o něco nižší z důvodu vyšších investic. Zde je vhodné připomenout, že všechny uváděné hodnoty jsou pouze pro kotel K2, který se rekonstruuje v současnosti. TST však bude mít po dokončení rekonstrukcí dva takovéto kotle, tudíž pro celou teplárnu by spoluspalování 40 % hmotnostního podílu biomasy na obou kotlích znamenalo zvýšení CF téměř o 13 mil. Kč).
75
7.6 Citlivostní analýza V této kapitole provedu citlivostní analýzu na změnu některých komponent, potřebných pro výpočet změny CF v jednotlivých variantách a tím pádem i ovlivňujících jeho výslednou hodnotu. Analýza se zaměřuje převážně na změny těch komponent, které mají na výsledek největší vliv – v první řadě je to výše zelených bonusů, dále cena emisních povolenek či ceny paliv, v neposlední řadě se dotýkám také následků změn výše investic, změn ve složení biosměsi či v ceně vápenného hydrátu. Na pozitivním výsledku spoluspalování větších podílů biomasy se největší měrou podílí tržby z využití zelených bonusů. Následující graf zobrazuje vývoj CF v jednotlivých variantách při změně zelených bonusů (se zachováním poměru podpory pro oba typy, kdy S1/S2 = 1,96). V současnosti je podpora elektřiny vyrobené spoluspalováním biomasy typu S1 1370 Kč/MWh a typu S2 700 Kč/MWh (zvýrazněno v grafu).
Vliv výše zelených bonusů na CF 8 000 000
Změna CF [Kč]
7 000 000 6 000 000 varianta v1 20 % biomasy
5 000 000 4 000 000
varianta v2 40 % biomasy
3 000 000 2 000 000 1 000 000 0 -1 000 000
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Zelené bonusy za elektřinu z biomasy typu S2 [Kč/MWh] Obrázek 14 – Vývoj změny CF v jednotlivých variantách při změně zelených bonusů
Kdyby neexistovala možnost využití zelených bonusů, pak by spalování biomasy znamenalo ztráty, které by se při zvyšování jejího podílu v palivu dokonce prohlubovaly. Otázkou tak je, jak se bude podpora výroby elektřiny při spoluspalování biomasy s fosilním palivem vyvíjet nadále. Dalšími položkami, které významně ovlivňují výsledek, jsou palivové náklady a cena emisních povolenek. Předpokládám, že vzhledem k relativní stabilitě situace v TST budou právě tyto faktory nejvíce ovlivňovat efektivnost spalování biomasy v budoucích letech. Co se týče cen paliv, dá se očekávat, že porostou. Pokud by pak ceny uhlí i biomasy rostly o stejné procento, mělo by to v obou počítaných variantách negativní vliv na změnu CF oproti základní variantě. V případě růstu ceny pouze uhlí by hodnota
u obou variant vlivem zvýšeného podílu biomasy v
palivu vzrostla, naopak s rostoucí cenou pouze biomasy by se snižovala. Pro názornost – zvýšení ceny uhlí o 20 % vyvolá stejné zvýšení
, jako snížení ceny biomasy o 13,52 %. Zvýšení ceny uhlí o 10
% pak odpovídá snížení ceny biomasy o 6,76 %. 76
Průměrná cena emisní povolenky v roce 2011 byla dle ERÚ 325,79 Kč. Budoucí vývoj ceny se však dá jen těžko předpovídat – původní projekce počítaly s cenou v pásmu 20-30 EUR/t, avšak v současnosti se emisní povolenky obchodují hluboce pod hranicí 10 EUR/t CO2. Evropská unie se sice nyní snaží změnit parametry systému obchodování s povolenkami (snížit jejich počet, aby se zvýšila jejich cena), výsledek je však značně nejistý a proto zůstává budoucí vývoj ceny povolenky stále otázkou.
Závislost CF na ceně emisní povolenky 12000000
Změna CF [Kč]
10000000 8000000
varianta v1 20 % biomasy
6000000 varianta v2 40 % biomasy
4000000 2000000 0 150
250
350
450
550
650
750
Cena emisní povolenky [Kč] Obrázek 15 – Vývoj změny CF v jednotlivých variantách v závislosti na ceně emisní povolenky
Efektivnost spalování biomasy závisí rovněž na složení biosměsi. V práci uvažuji, ve variantách V1 a V2, její složení v poměru S1:S2 = 4:6, tedy 40 % podíl biomasy kategorie S1 v biosměsi.
Závislost CF na složení biosměsi 7 500 000
Změna CF [Kč]
6 500 000 5 500 000
varianta v1 20 % biomasy
4 500 000
varianta v2 40 % biomasy
3 500 000 2 500 000 1 500 000 0
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100
Podíl biomasy kategorie S1 na biosměsi [%] Obrázek 16 – Vývoj změny CF v jednotlivých variantách v závislosti na složení biosměsi
Vzhledem k současné výši státní podpory výroby elektřiny spoluspalováním biomasy, která činí 1 370 Kč/MWh pro kategorii S1 a vzhledem k současné ceně, kterou za biomasu tohoto typu TST platí (155 Kč/t), by bylo výhodné spalovat jí co nejvíce. Už zvýšení jejího podílu v biosměsi ze 40 % na 60 % 77
by totiž znamenalo zvýšení celkové úspory (hodnoty
) o 80 944 Kč u varianty V1 a o 178 616 Kč u
varianty V2. Přehled pro jednotlivé podíly biomasy kategorie S1 v biosměsi uvádí graf na obrázku 16. Změny ostatních částí výpočtu již nemají tak zásadní vliv na výsledek. Pokud jde o investiční náklady, teoreticky, kdyby se zvýšila cena každé dílčí investice související s vyššími podíly biomasy např. o 30 %, hodnota
by se snížila o 186 849 Kč, což vzhledem k celkové hodnotě není
(především pak ve variantě V2) nějak zásadní změna. Podobně zvýšením ceny např. vápenného hydrátu, užívaného při odsiřování, o 30 %, které by znamenalo zvýšení úspory spálením 1 t biomasy ze 102 na 124 Kč, by došlo ke zvýšení
o 83 425 Kč a
o 221 013 Kč.
Z uvedených výsledků a vzhledem k citlivosti CF na změnu jednotlivých částí výpočtu vyvozuji, že v případě Teplárny Strakonice, a.s., se na kotlích K2 a K1 po jejich rekonstrukci vyplatí spalovat co největší možný podíl biomasy v palivu. Co se konkrétního složení biosměsi týče, bylo by ekonomicky nejvýhodnější, kdyby co největší podíl tvořila biomasa kategorie S1. Tento závěr platí v případě zachování uvažovaných parametrů, tzn. zachování množství vyrobené a prodané energie, zachování současné výše cen paliv, zelených bonusů a ostatních státních podpor a příspěvků.
78
8
Závěr Cílem této práce bylo analyzovat možnosti přechodu uhelných tepláren na jiné druhy paliv,
s důrazem na zemní plyn a biomasu, a následně zhodnotit možnosti konkrétní vybrané teplárny. Mimo to se práce také věnuje popisu vývoje teplárenství, ať už z hlediska historie, související legislativy či různých omezujících podmínek. Možnosti přechodu uhelných tepláren na jiná paliva jsou značně omezené. V podstatě jedinými vhodnými substituty jsou právě zemní plyn a biomasa, přičemž možnosti a míra využití obou paliv jsou ovlivňovány mnoha aspekty. Nejzákladnějším z nich je zajištění dostatečného množství paliva. To v případě zemního plynu překážku neznamená, jelikož v současnosti je ho na světovém trhu přebytek a v dohledné budoucnosti se nedostatek nepředpokládá (ani doprava jeho velkého množství do ČR by nebyla v podstatě problémem). K plošné náhradě hnědého uhlí zemním plynem u 30 nejvýznamnějších HU tepláren a závodních zdrojů mimo ČEZ, a.s. by, dle studie Invicta Bohemica, bylo zapotřebí asi 5,2 mld. m3 ZP, což by však, vzhledem k celkové spotřebě ZP v ČR (cca 8 mld. m3 v r. 2011), představovalo především dramatické zvýšení dovozní energetické závislosti a v souvislosti s tím i závislost na nepředvídatelném vývoji cen ZP. Kromě dostupnosti a ceny paliva určuje možnosti přechodu na ZP především cena výrobních technologií (plynová turbína, spalinový kotel) či dostupnost plynovodní sítě v blízkosti tepláren, která v řadě případů neexistuje. Při omezeném množství uhlí pro teplárenství a jeho náhradě zemním plynem by všechny tyto i další aspekty zatížily cenu tepla z tepláren miliardovými investicemi, která by se pak pohybovala i několikanásobně výše než v současnosti a ztratila by svojí konkurenceschopnost, což by v konečném důsledku mohlo znamenat úplný rozpad soustav zásobování tepelnou energií. V případě biomasy je na rozdíl od ZP nekritičtějším místem už samotný nedostatek paliva. Uvažovat o nějaké významné náhradě uhlí biomasou je nereálné, protože jí v ČR k tomuto účelu zkrátka není dostatek a dovážet ji ze zahraničí rovněž nepřipadá v úvahu, jak kvůli obrovským objemům, tak kvůli rozptýlenosti produkce. K plnému přechodu od HU na biomasu (u stejných 30 zdrojů jako v případě ZP a dle stejné studie) by bylo zapotřebí ročně téměř 18 mil. tun biomasy o výhřevnosti 10,8 GJ/t a vlhkosti 40 %. Co se týče typů biomasy, v úvahu přichází v podstatě pouze dřevní štěpka, pelety a brikety, avšak takovýchto druhů biomasy dokáže ČR vyprodukovat jen kolem 1,6 mil. t/rok. Navíc, nehledě na tento základní nedostatek, by při plné náhradě byl ve velké řadě případů také značný problém s omezenými skladovacími prostory v areálech tepláren vlivem její nízké sypké hmotnosti a tudíž většího objemu při stejném energetickém obsahu. V konkrétním případě Teplárny Strakonice byla možnost přechodu na zemní plyn zkoumána již v r. 2008. Výsledky však mluví jednoznačně proti realizaci, především z důvodu vysokých investic na vybudování 5 km dlouhé odbočky z páteřního plynovodu, kterou by teplárna musela financovat plně z vlastních prostředků. Proto, dle sdělení vedoucích pracovníků teplárny a s aktualizací výsledků dle
79
současných cen tepla, pokud by se přesto tato změna palivové základny uskutečnila, znamenalo by to nutně zvýšení ceny tepla pro konečné odběratele na úroveň přesahující 1 000 Kč/GJ. Biomasa se ve Strakonicích spolu s hnědým uhlím spaluje již od r. 2009. V jejím případě jsem se, vzhledem k současné situaci v teplárně, spíše než otázkou reálnosti úplného přechodu na biomasu, zabýval otázkou ekonomické efektivnosti spoluspalování různých podílů biomasy v palivu, a to na v současnosti rekonstruovaném kotli K2. Porovnával jsem tři varianty, ve kterých se na novém kotli K2 vyrobí stejné množství energie, jako se vyrobilo na starém kotli v r. 2010. Základní, resp. porovnávací varianta V0 uvažuje spalování stejného hmotnostního podílu biomasy v palivu, který se skutečně spaloval v r. 2010. Varianty V1 a V2 pak počítají s 20 a 40 % hmotnostním podílem biomasy v palivu. Měřítkem ekonomické efektivnosti byla změna průměrného ročního cash flow ve variantách V1 a V2 oproti variantě V0. Varianty V1 a V2 také uvažovaly oproti V0 nové složení biosměsi. Pro výpočet efektivnosti jsem použil vzorce 7.4. Vypočtené hodnoty jeho jednotlivých komponent a souhrnné výsledky shrnuje následující tabulka: Varianta V1 (20 % biomasy)
Varianta V2 (40 % biomasy)
1 326 765 3 024 179 32 460 466 759 1 591 335 7 254 925 400 798 656
3 513 697 8 500 584 83 565 1 236 554 4 626 451 14 509 925 400 798 656
2 010 945 Kč
6 418 857 Kč
[Kč] [Kč] [Kč] [Kč] [Kč] [Kč] [Kč] [Kč]
Tabulka 25 – Vypočtené hodnoty pro posouzení ekonomické efektivnosti variant V1 a V2
Při pohledu na vypočtené hodnoty je zřejmé, že Teplárně Strakonice se po dokončení rekonstrukce kotle K2 vyplatí, oproti původnímu podílu biomasy v palivu v roce 2010, spalovat co největší podíl biopaliva. Tento podíl je však v současnosti omezen povolením od krajského úřadu, které počítá maximálně se 40 % hmotnostním podílem biomasy v palivu. Jeho navýšení by pak znamenalo také další úpravy dopravních tras paliva, které jsou při rekonstrukci dimenzovány právě na zmíněný podíl biopaliva. Vzhledem k tomu, že v teplárně je ještě další obdobný kotel K1 - který spaloval i zhruba stejné množství paliva jako kotel K2 a má být rovněž rekonstruován - pak při stejných parametrech jako v případě kotle K2 platí tento závěr i pro kotel K1. Na ekonomickou efektivnost spoluspalování různých podílů biomasy má největší vliv výše zelených bonusů. Kdyby neexistovala možnost jejich využití, pak by spalování biomasy znamenalo ztráty, které by se při zvyšování jejího podílu v palivu dokonce prohlubovaly. Dále mají výrazný vliv palivové náklady, cena emisních povolenek a samozřejmě i výše investic, přímo spojených se zvýšeným podílem biomasy v palivu. Nezanedbatelná je také úspora vyvolaná nižší spotřebou vápenného hydrátu potřebného pro odsíření spalin. 80
Na rekonstruovaném kotli K2 (a posléze i K1) by tedy, v případě zachování současného stavu některých faktorů (především pak výše zelených bonusů, dále cen paliv, množství vyrobené a prodané elektřiny a tepla atd.), s ohledem na vypočtené hodnoty a provedené citlivostní analýzy, bylo dle mého názoru pro Teplárnu Strakonice ekonomicky nejvýhodnější spalovat co největší možný podíl biosměsi, která by obsahovala co největší množství biomasy kategorie S1. Na základě analýzy konkrétního případu Teplárny Strakonice závěrem usuzuji, že přechod uhelných tepláren na ZP by se realizovat nechal, znamenalo by to však řadu úskalí a problémů, počínaje dostupností plynovodů, přes investiční a časovou náročnost přestavby, dramatickým zvýšením dovozní energetické závislosti, a pokud jde o zemní plyn i výsledných cen tepla. V případě biomasy je výrazný přechod od uhlí nereálný, a to z důvodu nedostatečného množství tohoto paliva. V závislosti na specifických podmínkách jednotlivých zdrojů je pak reálnější spíše varianta náhrady jen části uhlí, tzn. varianta jeho spoluspalování s biomasou.
81
9
Použitá literatura [1]. ZAJÍČEK, Miroslav a kol. Studie stavu teplárenství. Národohospodářská fakulta VŠE. MPO [online]. [cit. 2011-11-10]. Dostupné z WWW:
. [2]. KARAFIÁT, Josef. Teplárenství. ORTEP [online]. [cit. 2011-11-14]. Dostupné z WWW: . [3]. VECKA, Jiří. Dopady nové environmentální legislativy na sektor teplárenství. Teplárenské sdružení ČR. 25. 2. 2011 [cit. 2011-11-21]. [4]. Přednášky předmětu A1M16MES, ČVUT FEL. [5]. Přednášky předmětu A1M16FIU, ČVUT FEL. [6]. KAUFMANN, Pavel. Vývoj teplárenství v České Republice. [online]. [cit. 2011-11-21]. Dostupné z WWW: . [7]. KARAFIÁT, Josef. Studie současného stavu a návrh opatření vedoucích ke stabilizaci a dalšímu rozvoji teplárenství v ČR. ORTEP. Březen 2010. [cit. 2011-11-23]. [8]. ARCHALOUS, Martin. Výroba elektřiny v ČR: Éra uhlí končí, nahradí jej jádro. Červenec 2010. Nazeleno.cz. [online]. [cit. 2011-12-02]. Dostupné z WWW: . [9]. Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu. Verze k oponentuře. 30. 9. 2008. Vlada.cz [online]. [cit. 201112-08] Dostupné z WWW: . [10]. SLIVKA, Vladimír a kol. Studie stavu teplárenství. Vysoká škola báňská – Technická univerzita Ostrava. 11. 2. 2011. MPO [online]. [cit. 2011-12-08]. Dostupné z WWW: . [11]. Teplárenství ČR. Energostat.cz [online]. [cit. 2011-12-27]. Dostupné z WWW: . [12]. Směrnice 2004/8/EC Evropského parlamentu a Rady z 11. února 2004 o podpoře kogenerace založené na efektivní poptávce po teple na vnitřním energetickém trhu, Tzb-info.cz [online]. 28. 4. 2004 [cit. 2012-01-04]. Dostupné z WWW: . [13]. Bilance tepelné energie 2000-2010. ČSÚ [online]. 30. 9. 2011 [cit. 2012-01-05]. Dostupné z WWW: . [14]. BEJBL, Jan. Hodnocení provozu teplárny při spoluspalování biopaliva s fosilním palivem. Diplomová práce. ČVUT. Květen 2011. [15]. Vývoj cen hnědého uhlí a cen tepla po roce 2012 a další determinanty mající dopad na energetický sektor v České Republice. Inergin.cz [online]. Listopad 2011. [cit. 2012-01-12]. Dostupné z WWW: . [16]. Oponentní posudek ke Zprávě Nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu. Tscr.cz [online]. 31. 10. 2008. [cit. 2011-0113]. Dostupné z WWW: < http://www.tscr.cz/data/soubory/download.php?ids=1625>. [17]. Roční zpráva skupiny Czech Coal: Hospodaření a udržitelný rozvoj v roce 2010. Czechcoal.cz [online]. Srpen 2011. [cit. 2012-01-15]. Dostupné z WWW: . [18]. Budoucnost teritoria dolu Bílina do roku 2050, Severočeské doly a.s. [online]. [cit. 2012-01-18]. Dostupné z WWW: . 82
[19]. Vyhodnocení cen tepelné energie k 1. 1. 2011, ERÚ [online]. Listopad 2011. [cit. 2012-01-23]. Dostupné z WWW: . [20]. Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 7/2011, ERÚ [online]. 23. 11. 2011. [cit. 2012-01-24]. Dostupné z WWW: . [21]. Právní předpisy pro kombinovanou výrobu – Evropská unie, Kombinovana-vyroba.cz [online]. [cit. 2012-01-24]. Dostupné z WWW: < http://www.kombinovana-vyroba.cz/?id=152010#>. [22]. Právní předpisy pro kombinovanou výrobu – Česká Republika, Kombinovana-vyroba.cz [online]. [cit. 2012-01-24]. Dostupné z WWW: < http://www.kombinovana-vyroba.cz/?id=152005#>. [23]. Otopné období kalendářního roku 2010 v Praze, Tzb-info.cz [online]. 21. 3. 2011. [cit. 2012-0124]. Dostupné z WWW: < http://vytapeni.tzb-info.cz/teorie-vytapeni/7264-otopne-obdobi-kalendarniho-roku-2010-vpraze>. [24]. PELCL, Ladislav. Současný a budoucí trh tuhých paliv v ČR, VUPEK – Economy s.r.o. [online]. Duben 2011. [cit. 2012-01-26]. Dostupné z WWW: < http://www.vupek.cz/trh_tuhych_paliv.doc>. [25]. Nová směrnice o průmyslových emisích: energetici jásají. Euractiv.cz [online]. 9. 7. 2010. [cit. 2012-01-26]. Dostupné z WWW: . [26]. KARAFIÁT, Josef. Teplárenství - současnost a budoucnost. Konference ČSZE [online]. 23. 10. 2008, [cit. 2012-01-26]. Dostupné z WWW: . [27]. Průměrná cena emisní povolenky pro rok 2011. ERÚ [online]. 12. 1. 2012. [cit. 2012-01-26]. Dostupé z WWW: . [28]. Bilance hnědého uhlí v letech 2013 – 2020 a územní ekologické limity, INERGIN [online]. Duben 2011. [cit. 2012-01-29]. Dostupné z WWW: < http://www.energostat.cz/stahnout-soubor?id=33>. [29]. Prohlášení k životnímu prostředí za rok 2010. Teplárna Strakonice [online]. 20. 6. 2011. [cit. 2012-02-14]. Dostupné z WWW: < http://www.tst.cz/doc/envi2010.pdf>. [30]. Spotřeba zemního plynu v roce 2011 klesla o 10 procent. Česká plynárenská unie [online]. 24. 1. 2012. [cit. 2012-02-24]. Dostupné z WWW: . [31]. Obnovitelné zdroje energie v roce 2010. MPO [online]. Říjen 2011. [cit. 2012-03-21]. Dostupné z WWW: < http://download.mpo.cz/get/44944/50555/582988/priloha001.pdf> [32]. Obnovitelné zdroje energie v roce 2009. MPO [online]. Říjen 2010. [cit. 2012-03-21]. Dostupné z WWW: < http://download.mpo.cz/get/42637/47710/569389/priloha001.pdf> [33]. Výroba elektřiny v České republice. Kombinovana-vyroba.cz [online]. [cit. 2011-11-27]. Dostupné z WWW: [34]. Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2010/75/EU o průmyslových emisích (integrované prevenci a omezování znečištění). Ippc.cz [online] 24. 11. 2010. [cit. 2012-03-26]. Dostupné z WWW: < http://www.ippc.cz/index.php?m=docs&a=getActiveFile&ffid=400> [35]. Hodnocení dopadu implementace směrnice EU o průmyslových emisích do českého právního řádu pro spalovací zařízení o jmenovitém tepelném příkonu větším než 50 MW v ČR, včetně výroby dálkového tepla z těchto zdrojů. SPF Group, v.o.s. [online] Prosinec 2010. [cit. 2012-0383
27]. Dostupné z WWW: < http://files.tretiruka.cz/200001990-f20cef306f/SPE_hodnocen%C3%AD%20dopadu.pdf> [36]. Žádost o bezplatné přidělení povolenek na výrobu elektřiny v letech 2013-2019 a předběžná alokace. Mzp.cz [online]. [cit. 2012-04-05]. Dostupné z WWW: [37]. Předběžná alokace emisních povolenek – stav k 14. 3. 2012. Mzp.cz [online]. [cit. 2012-04-05]. Dostupné z WWW: [38]. Gas prices for industrial consumers. Eurostat [online]. [cit. 2012-04-23]. Dostupné z WWW:
84
10 Seznam zkratek ČR – Česká Republika EU – Evropská unie EP – Evropský parlament SZT – soustava zásobování teplem SZTE – soustava zásobování tepelnou energií DZT – decentralizované zásobování teplem TUV – teplá užitková voda HU – hnědé uhlí ČU – černé uhlí ZP – zemní plyn PS – předávací stanice TO – topné oleje LTO – lehký topný olej TTO – těžký topný olej OZE – obnovitelné zdroje energie SSSR – Sovětský svaz PEZ – primární energetické zdroje ÚEL – územní ekologické limity SEK – Státní energetická koncepce SP – Sokolovská pánev SHP – Severočeská hnědouhelná pánev DP – dobývací prostor EPRU – elektrárna Prunéřov POPD – plán otvírky a přípravy dobývání HSR ÚK – Hospodářská a sociální rada Ústeckého kraje CCG – Czech Coal Group PPC – paroplynový cyklus ASŘ – automatický systém řízení TE – tepelná energie EPC – Elektrárna Počerady EPO – Elektrárna Poříčí EMĚ – Elektrárna Mělník MPO – Ministerstvo průmyslu a obchodu INERGIN – Institut energetických informací DŠ – dřevní štěpka 85
TST – Teplárna Strakonice TZL – tuhé znečišťující látky LCP – velké spalovací zdroje (= large combustion plants)
86
11 Seznam příloh Příloha č. 1 – Kvalita a množství hnědého uhlí těženého v Evropě. Příloha č. 2 – Situování hnědouhelných pánví v severozápadních Čechách Příloha č. 3 – Schéma Teplárny Strakonice Příloha č. 4 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Libouš Příloha č. 5 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Bílina Příloha č. 6 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Československé armády Příloha č. 7 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomech Vršany a Jan Šverma Příloha č. 8 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v dole Centrum Příloha č. 9 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomech Jiří a Družba Příloha č. 10 – Obsah přiloženého CD
87
Příloha č. 1 – Kvalita a množství hnědého uhlí těženého v Evropě. Země Německo z toho Mibrag Řecko Turecko Polsko ČR Srbsko Rumunsko Bulharsko Maďarsko Bosna Španělsko
Výhřevnost HU (MJ/kg) 7,8 - 11,3 9,0-10,0
Těžba HU v roce 2009 (mil. tun) 169,9 18,5
3,8 - 9,6 4,6 - 14,6 7,4 - 10,3 10,8 - 19,9 6,8 - 7,4 6,7 - 8,6 6,7 - 11,5 7,0 - 8,0 12,7 11,7
64,8 72,5 57,9 45,4 36,0 27,4 25,1 9,4 4,6 9,4
Tabulka 26 - Kvalita a množství hnědého uhlí těženého v Evropě, zdroj: [10]
Příloha č. 2 – Situování hnědouhelných pánví v severozápadních Čechách
Obrázek 17 – Hnědouhelné pánve v severozápadních Čechách, zdroj: [10]
88
Příloha č. 3 – Schéma Teplárny Strakonice
89
Příloha č. 4 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Libouš Po úpravě dobývacích prostorů Dolů Nástup Tušimice v chomutovské oblasti SHP lze v DP Tušimice z roku 1994 pro lom Libouš (původně v r. 1971 založen jako lom Březno) stanovit vytěžitelné zásoby k 1. 1. 2011 na 247,4 mil. tun energetického paliva průměrné výhřevnosti 10,7 MJ/kg. V tomto objemu zásob nejsou zahrnuty zásoby 113 mil. tun v části bývalého DP Droužkovice vně DP Tušimice z r. 1997. Jejich těžba nebyla doporučena s ohledem na vysoké vyvolané investice a pokles kvality uhlí i pod 9 MJ/kg. Drceným energetickým palivem jsou zásobovány z lomu Libouš jak chomutovské (cca 9,5 mil. t/r), tak i mimorevírní elektrárny ČEZ, a.s. (zbývající těžba). Právě tak, jak se v jednotlivých studiích liší názory na zbytkové vytěžitelné zásoby, liší se i názory na pravděpodobný dlouhodobý výhled těžeb. V případě lomu Libouš bude účelné upravit dlouhodobě těžbu tak, aby termín douhlení souhlasil s termínem 25-ti leté životnosti poslední z provozovaných obnovených elektráren (EPRU II), tj. s rokem 2038. V tomto případě bude vhodné upravit postupně těžby lomu Libouš přes úroveň kolem 12 mil. t/r v průběhu 2. desetiletí 21. století dlouhodobě na cca 10 mil.t/r. s poklesem těžeb a douhlením zásob v období let 2036 – 2038. Znamená to, že přednostně budou zásobovány elektrárny v pánvi, protože je to vzhledem k dopravě ekonomičtější. Původní názor SD Chomutov na dlouhodobý výhled těžeb byl téměř shodný s výše uvedenou úvahou. Počítal s životností lomu do roku 2033. Nejnověji je však k dispozici záměr vycházející z POPD (plán otvírky a přípravy dobývání) lomu Libouš, který počítá s životností těžby tohoto lomu jen do roku 2029. Prakticky po celou zbývající životnost, v letech 2013 až 2028, uvádí roční těžbu ve výši 13 mil. tun ročně. Je třeba jen konstatovat, že tento záměr zkracuje dodávky paliva do EPRU II. jen na dobu 16 let po ukončené rekonstrukci. Pro eventuální další prodloužení životnosti chomutovských elektráren, nebo potřebné zvýšení ročních těžeb a tím zkrácení životnosti lomu Libouš, navrhla studie VÚPEK s.r.o. Praha z roku 2008 navazující otvírku a postupné vyuhlení rezervní lokality Zahořany v pětipeské oblasti SHP. [1] Příloha č. 5 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Bílina Velkolom Bílina, těžící kvalitní hnědé uhlí v centrální oblasti SHP, je jedním ze 2 lomů (Bílina, ČSA), jichž se vážným způsobem dotýká otázka prolomení/neprolomení územních ekologických limitů těžby HU. Ze všech lomů severozápadních Čech má nejvyšší příkryvný poměr - na 1 tunu vytěženého uhlí je třeba skrýt 5 až 6 m3 nadložních zemin. Vládním usnesením č. 444/1991 byl výhledový postup lomu Bílina omezen linií ÚEL probíhající zhruba 1500 m od jihovýchodního okraje obce Mariánské Radčice. Zásoby hnědého uhlí lomu Bílina k 1. 1. 2011 jsou na úrovni 174,4 mil. tun. Dalším usnesením č. 1176/2008 byly v r. 2008 upřesněny demarkace výhledového rozsahu dolového pole lomu v prostoru k.ú. Braňany a v k.ú. Mariánské Radčice. Uvedená změna umožňuje při postupném snížení těžby na cca 7 mil. tun/rok prodloužení životnosti tohoto lomu přibližně do roku 2035. [17] Vzhledem k tomu, že v Ledvicích bude uveden do provozu nový zdroj ČEZ o instalovaném výkonu 660 MW, je třeba zásoby, které jsou v limitech k dispozici, čerpat uváženě. Situaci by výrazně 90
napomohlo rozšíření těžby vně ÚEL č.1176/08, jemuž nestojí v cestě žádné osídlení a není třeba realizovat ani rozsáhlé vyvolané investice. Posunutí demarkace na 500 m před Mariánské Radčice by znamenalo nárůst vytěžitelných zásob o dalších vice než 100 mil. tun HU o výhřevnosti 14,5 MJ/kg s tím, že tyto zásoby jsou těžitelné porubními frontami lomu. Rozšíření těžby vně ÚEL by při roční těžbě kolem 7 mil. tun prodloužilo životnost lomu až k roku 2050 a umožnilo by, podle studie R. Pěgřímka z června 2008, ponechat těžby na současné úrovni takto:
do roku 2020…… 9,5 mil. tun/rok;
2021 – 2025 ……
7,7 mil. tun/rok;
2026 – 2047 ……
7,0 mil. tun/rok. [1]
Vývoj těžby v porovnání se zachováním ÚEL č.1176/08 je zachycen v tabulce 27. Rok Zachování ÚEL Uvolnění ÚEL Rozdíl
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2049
9500
9000
7500
7000
7000
7000
0
0
0
9500
9500
9500
7700
7000
7000
7000
7000
3000
0
500
2000
700
0
0
7000
7000
3000
Tabulka 27 - Porovnání vývoje těžeb v lomu Bílina při zachování a uvolnění ÚEL (v tis. t/rok), zdroj: [1]
Obrázek 18 – Hranice těžby při zachování / uvolnění ÚEL na lomu Bílina, zdroj: [18]
Příloha č. 6 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomu Československé armády Lom ČSA, který je v současnosti provozován Litvínovskou uhelnou, a.s. (skupina Czech Coal), slouží již 110 let a za tu dobu se v něm vytěžilo celkem 338,2 mil. tun HU, což je po lomech Jan Šverma 91
a Libouš největší množství ze všech lomů v ČR. Vzhledem k tomu, že tento velkolom byl nejvýrazněji omezen územně ekologickými limity, zbývá k těžbě v dostupném území 1. etapy jeho rozvoje již jen cca 32,7 milionů tun vytěžitelných zásob k datu 1. 1. 2011. Limity v předpolí lomu ČSA byly stanoveny 500 m ochranným pásem osady Černice, která je součástí města Horní Jiřetín. Studie pro Hospodářskou a sociální radu Ústeckého kraje z listopadu 2006 konstatovala, že pro zajištění plynulého báňskotechnického přechodu lomu ČSA z území 1. etapy do jeho 2. rozvojové etapy vně limitů bez přerušení těžby uhlí, je třeba zajistit výrobu a montáž nového technologického zařízení tak, aby mohlo být uvedeno do provozu v období let 2011 až 2013, realizaci vyvolaných investic, zejména přesídlení obyvatel osady Černice v období let 2008 a 2011 a vodohospodářská opatření (přeložky krušnohorských potoků) postupně již od roku 2008. K dodržení těchto zásadních termínů bylo třeba rozhodnout o těžbě zásob hnědého uhlí v přímém předpolí dolového pole 1. etapy lomu ČSA, tzn. vně ÚEL, do konce roku 2007, což se nestalo dodnes. Za této situace nelze již počítat s plynulým přechodem těžby lomu ČSA z území 1. etapy do prostoru 2. etapy tak, jak uváděla ještě studie pro HSR ÚK z listopadu r. 2006, tzn. s navazující úrovní současných 5 mil. t/rok těžeb na těžby 6 mil. t/rok v území 2. etapy již v období před rokem 2020. [1] Dlouhodobý výhled Czech Coal, a.s. uvažuje pro období do r. 2013 s těžbou ve výši 4,4 mil. t/rok, což znamená, že k 1. 1. 2013 bude zbývat k těžbě ještě 21,9 milionů tun vytěžitelných zásob. V období let 2013 až 2020 tak bude možné těžit jen 2,5 mil. t ročně a v roce 2021 se lom ČSA douhlí těžbou 1,9 mil. t. Pokud nebude ani v době ukončování skrývkových prací, tj. po roce 2015, rozhodnuto o uvolnění územně ekologických limitů a o postupu lomu ČSA do území 2. etapy jeho možného rozvoje, bude postupně zahájena likvidace technologického zařízení a započaty práce na závěrečné fázi těžebního procesu, což v případě ČSA znamená vytvoření podmínek pro hydrickou rekultivaci zbytkové jámy bývalého velkolomu ČSA, tedy nejstarší ze všech lomových lokalit České republiky.[1] Pokud má být tedy zachována kontinuita douhlování zásob 1. etapy s přesunem těžby do 2. etapy územního rozvoje lomu ČSA, bylo třeba dle studie VŠE (zdroj [1]) rozhodnout o uvolnění jejího území pro pokračující těžbu již v průběhu roku 2011, a rozhodnutí by muselo mít minimálně stejnou zákonnou podporu jako vládní usnesení č. 444/91 Sb., avšak k tomuto rozhodnutí doposud nedošlo. Veškerá jednání a projektové práce musejí vyústit v roce 2014 získáním povolení k těžbě vydaného příslušným báňským úřadem, tj. schválením POPD ve smyslu platného Horního zákona. [1] Pokud by k tomu došlo, reálně by tak bylo možno počítat s nárůstem těžby postupně z 2,5 na 6,0 mil. t/rok až v období let 2026 až 2028. CCG ve svých prohlášeních veřejně deklaruje, že pro zpřístupnění zásob uhlí v území 2. etapy rozvoje lomu ČSA hodlá uvolnit částku 22 miliard Kč. Studie R. Pěgřímka z 06/08 odhadovala náklady na novou technologii částkou 18 miliard Kč a náklady na vyvolané investice na 8 miliard Kč. Investice na jednu vytěženou tunu uhlí tedy vycházejí při souhrnné částce 26 mld. Kč pouze na 76,6 až 90,6 Kč/t, což je hodnota srovnatelná s jinými velkolomovými lokalitami. K investicím vyvolaným báňským zásahem do území 2. etapy rozvoje lomu patří mimo přeložky vodotečí a přesměrování liniových staveb a inženýrských sítí především přesídlení města Horní Jiřetín s osadou 92
Černice, v souhrnu s cca 700 bytovými jednotkami a 2000 obyvateli. K likvidaci osady Černice by mohlo dojít zhruba za čtyři roky po rozhodnutí o prolomení územně ekologické linie a s více než tříletým zpožděním k přestěhování obyvatelstva Horního Jiřetína. [1] Vzhledem k tomu, že v území 2. etapy rozvoje lomu ČSA je k dispozici 287 mil. t vytěžitelných zásob hnědého uhlí o průměrné výhřevnosti 17,5 MJ/kg, při odklizu 1310 mil. m3 skrývky (průmyslový příkryvný poměr tak činí 4,56 m3/t), vychází životnost lomu při uvedeném vývoji těžeb, do roku cca 2072. Dokumentuje to tabulka 28, která porovnává možný vývoj těžeb ve vazbě na variantní rozvoj porubních front lomu ČSA. [1] Rok Zachování ÚEL Uvolnění ÚEL Rozdíl
2010
2011 – 2012
2013 – 2020
2021
2022 – 2025
2026
2027
2028
2029 – 2071
2072
4628
4400
2500
1900
0
0
0
0
0
0
4628
4400
2500
2500
2500
3000
4500
6000
6000
4900
0
0
0
600
2500
3000
4500
6000
6000
4900
Tabulka 28 - Porovnání vývoje těžeb v lomu ČSA při zachování a uvolnění ÚEL (v tis. t/rok), zdroj: [1]
Příloha č. 7 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomech Vršany a Jan Šverma Provoz těžebních lokalit Vršany a Jan Šverma zajišťuje Vršanská uhelná a.s., patřící do skupiny CCG. Do roku 2010 bylo v lomu Šverma vytěženo celkem 410,3 mil. tun HU o průměrné výhřevnosti Qir ≥ 12 MJ/kg, tj. nejvíce ze všech bývalých i současných velkolomů obou podkrušnohorských pánví. Tato lokalita však se současně vytěžitelnými zásobami ve výši 7,9 mil. tun HU postupně ukončuje svou těžební činnost, zatímco lokalita Vršany je dlouhodobě perspektivní. Eventuelní zbytkové zásoby lomu Šverma převezme a dotěží lom Vršany, protože porubní fronty obou těchto lomů jsou vzájemně propojeny. Lokalita Vršany disponuje v rámci platných těžebních limitů zásobami s nejdelší životností v České republice. Lom Vršany těží hnědé uhlí o průměrné výhřevnosti Qir =10,8 MJ/kg, a to v dobývacích prostorech Vršany, Holešice (Qir až 12 MJ./kg) a výhledově vyuhlí i zbytkové zásoby DP Slatinice. Odhad životnosti při stávajícím plánu objemu těžby je do roku 2052. K datu 1. 1. 2011 je zde k vytěžení přibližně 305,4 milionu tun uhlí (Vršany 297,5 mil. tun a Šverma 7,9 mil. tun uhlí). V r. 2010 byla těžba Vršanského lomu cca 8,1 mil. tun, přičemž obdobná těžba se očekává i v letech 2011 a 2012. Od roku 2013 se předpokládá, a to až do období kolem roku 2050, setrvalá těžba na úrovni 7 mil. t/rok a v letech 2051 až 2054 postupné douhlení zásob v dolovém poli lomu Vršany. V případě neprolomení ÚEL, tak bude definitivně ukončena těžba HU v ČR. [1] Lom Vršany je výhradním dodavatelem energetického drceného paliva pro elektrárnu Počerady společnosti ČEZ, a.s. Zbývající produkcí zásobuje i mimorevírní elektrárny. V době útlumu těžeb lomu ČSA (v případě neprolomení ÚEL) dojde pravděpodobně k homogenizaci určitého objemu vršanského uhlí (cca 1,5 mil. t/rok) s uhlím z ČSA na výsledný produkt o výhřevnosti 13 až 14 MJ/kg, vhodný pro 93
využití v teplárenských provozech. Ovšem pouze za předpokladu, že uhlí z lomu Vršany bude k homogenizaci volné, což není jisté. [1] Příloha č. 8 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v dole Centrum Důl Centrum, v provozu již od roku 1888, je v současnosti posledním činným hlubinným hnědouhelným dolem v ČR. Provozuje ho společnost Důl Kohinoor a.s. (CCG). Od spuštění činnosti do roku 2010 se v něm vytěžilo 58,5 mil. tun uhlí a těžba v roce 2010 dosáhla více než 416 tisíc tun uhlí. Při dobývání se využívá stěnové technologie, která umožňuje vracet se na místa, kde se v minulosti již těžilo. Stěnová technologie nahradila v 90. letech minulého století předchozí metodu tzv. komorování, díky čemuž se výrazně zvýšila produktivita těžby. Obdobná těžba jako v r. 2010 je předpokládána i pro poslední tři roky životnosti tohoto dolu (tedy do roku 2014). Důl Centrum je výhradním dodavatelem uhlí pro areál chemických závodů v Litvínově – Záluží a jeho současných 330 zaměstnanců pracuje ve dvousměnném provozu. [1] [10] Příloha č. 9 – Detailní rozbor situace ohledně těžby HU v lomech Jiří a Družba V sokolovské pánvi bude pokračovat vyuhlování hnědouhelných zásob (výhřevnost Qir v rozmezí od 10,9 do 13,8 MJ/kg) v dobývaných prostorech lomů Jiří a Družba. Oba tyto lomy provozuje společnost Sokolovská uhelná, právní nástupce, a.s. V období na přelomu 1. a 2. desetiletí 21. století poklesla těžba Sokolovské uhelné na cca 8,5 mil. t/rok (v roce 2010 vytěžil lom Jiří 7,64 mil. tun a Družba 0,746 mil. tun). K dalšímu poklesu těžeb dojde od roku 2013, a to nejdříve na 6,5 mil. t/rok a později na 5,5 mil. t/rok. Zhruba 4 milióny tun uhlí budou využívány ve vlastních provozech k výrobě energoplynu, tříděného uhlí, briket a multiprachu, elektrické energie a tepla. Do elektrárny Tisová bude směřováno v průměru 1,5 mil. t energetického drceného paliva ročně a max. 1,0 mil. tun k ostatním odběratelům v pánvi i mimo ní. K dispozici bylo ve třech aktivních dobývacích prostorech celkem 163,9 mil. tun využitelných zásob (Jiří 96,1 mil. t., Družba 67,8 mil. t.). V červnu 2009 však došlo ke skluzu zemin vnitřní výsypky lomu Jiří a zasypání části výhledových zásob uhlí lomu Družba. Tato událost znemožnila propojení obou území původně plánovaným způsobem a způsobila postupné omezování provozu lomu Družba již v roce 2010. Výsledkem bylo definitivní ukončení těžby v tomto povrchovém lomu 31. 8. 2011, k čemuž došlo po 122 letech dobývání uhlí. Zásoby tohoto lomu však nebudou odepsány, ale těžba bude zajišťována z lomu Jiří a v návaznosti na douhlení jeho dolového pole pak budou vyuhleny dostupné reálně vytěžitelné uhelné zásoby v dolovém poli Družba. Tímto opatřením se snižují celkové vytěžitelné zásoby na cca 130 mil. tun k 1. 1. 2011. Při postupném poklesu těžeb z 8,0 na 5,5 mil. t ročně lze očekávat vyuhlení a definitivní ukončení těžby v sokolovské pánvi v období let 2032 až 2033 se závěrečnými těžbami 3,0 a 1,5 mil. t/rok. [1] [10]
94
Příloha č. 10 – Obsah přiloženého CD Diplomová práce ve formátech pdf, docx a doc:
Diplomova_prace – Pavel_Hospodka_2012.pdf
Diplomova_prace – Pavel_Hospodka_2012.docx
Diplomova_prace – Pavel_Hospodka_2012.doc
Výpočty v programu MS excel:
Diplomova_prace_vypocty.xlsx
Zadání diplomové práce:
Zadani_DP - Pavel_Hospodka_2012.jpg
95
