Podzimní plynárenská konference 2019: emise CO₂ sníží bio a syntetický metan a vodík

Úvod

Dále uvedené informace jsou subjektivním pohledem redaktora TZB-info na to, o čem se na Podzimní plynárenské konferenci 2019 hovořilo se zaměřením na perspektivu užití zemního plynu pro vytápění a přípravu teplé vody. Zvýšení podílu biometanu, syntetického metanu či vodíku ve směsi se zemním plynem má šanci se promítnout i do výpočtů potřeby primární energie při hodnocení energetické náročnosti budov. Takže i zde stojí před plynárenstvím další výzva, či možnost, jak obhájit svou pozici v budoucnosti.

V článku nejsou citovány všechny přednášky.

Zemní plyn jako významné palivo používané v oblasti vytápění má jako jediné z fosilních šanci být masově využíváno minimálně do roku 2040 a po něm ve směsi s uměle vyráběným metanem a vodíkem, jak naznačily informace předložené na Podzimní plynárenské konference 2019 ve dnech 11. až 12. listopadu, kterou každoročně pořádá Český plynárenský svaz ČPS.

I v České republice se přešlo od teoretických úvah o vtlačování metanu, základní složky zemního plynu, získaného úpravou bioplynu vyrobeného v bioplynové stanici pracující s odpadem, do plynovodu. Za tiskovou zprávou o slavnostním přestřižení pásky a zahájení provozu v Rapotíně dne 12. listopadu 2019, kde se poprvé v České republice vtlačování provádí, stojí velké množství nejen technické a konstrukční tvůrčí činnosti, ale i činnosti na poli legislativy, organizačních a provozních opatření, měření průtoku a vlastností plynu aj.

Vybráno z přednášek

O využití biometanu v rozvodech zemního plynu hovoří politici, úředníci, vlastníci rozvodných plynárenských sítí, sektor dopravy, sektor vytápění a chlazení aj. Existují rozdílné vztahy dle vlastnictví realizovaných investic s očekávaným ekonomickým efektem. „Vlastníci různých zařízení chtějí dlouhodobou jistotu, politici chtějí své znovuzvolení a jsou pod vlivem EU, EK i veřejnosti, management je pod vlivem vlastníků, ale preferuje krátkodobé výsledky,“ uvedl Ing. Martin Schwarz, EBW Solution s.r.o. A tak se v současnosti vyskytuje široké rozložení názorů „od pasivity, popírání a bagatelizace potřeby změn, přes názorový mix až po horečnatou aktivitu, přijímání ambiciózních až nereálných cílů, které charakterizuje odklon od fosilních paliv za každou cenu.“ Podle slov Ursuly von der Leyen za EK má Evropa do roku 2030 snížit produkci skleníkových plynů minimálně o 50 % a do roku 2050 by se měla stát prvním uhlíkově neutrálním kontinentem. Proto má téma obnovitelných plynů potenciál být základním pilířem rozvojové strategie sektoru plynu.

Základní strategií by proto mělo být dobrovolně přijmout a komunikovat vlastní cíl ozelenění zemního plynu, i pro CNG/LNG a podporovat boj proti uhlí.

Andreas Rau, ředitel společnosti NET4GAS, s.r.o. hovořil mj. o nákladech okolo pilotního projektu P2G ve spolupráci GasNet and NET4GAS. Ten zahrnuje výrobu vodíku elektrolýzou vody s výkonem 0,5 MW v lokalitě existující bioplynové stanice, kde se počítá s metanizací vznikajícího bioplynu a kapacitou plynu pro vtlačování do plynovodu 50 Nm³/h. Náklady na 1 vyrobenou MWh vychází na cca 400 euro, a to je v současnosti na evropském trhu oproti nákladům na zemní plyn nekonkurenceschopné. Změna však může přijít rychle. Nikoliv na úrovni celé EU, ale v závislosti na rozhodnutí národních vlád, pokud zvolí cestu vyššího zpoplatnění produkce skleníkových plynů nebo podpůrných programů k dosažení národních cílů. „Dekarbonizovat, ale zbavit se démonizace a depolitizovat!“, to bylo závěrečné motto přednášky.

Jaké základní procesy obsahuje projekt vtlačování biometanu do sítí? V prvé řadě je to analýza vlastností plynu, ze které vychází údaj o spalném teple a koncentraci vodíku. Je zapotřebí plyn stlačit a do sítě vtlačovat s regulovaným tlakem. Pro ochranu zákazníků k usnadnění jednoduché čichové detekce úniků je nutné zajistit dostatečnou odorizaci plynu. Na hranici mezi výrobcem a distributorem plynu musí být fakturační měřidlo. Ideální řešení je založeno na chytrém řízení regionální sítě, kdy se optimalizují tlakové a průtokové poměry v síti. Podle Rossella Mimmi, Emerson, se ve Francii do roku 2030 počítá s 10% zastoupením „zelených“ plynů v síti. V roce 2018 tam již fungovalo 80 vtlačovacích stanic a jejich počet se do roku 2023 odhadem zvýší na 278. Předpokladem rychlé výstavby je využití prefabrikovaných, kontejnerových řešení obsahujících vše potřebné od výrobce, neboť toto komplexní řešení je nákladově výhodnější a ověřené v praxi, než individuální projekt a konstrukce na zakázku. Tedy obdoba ve vytápění běžných konstrukcí mobilních kotelen, předávacích stanic atp.

První biometan v distribuční soustavě ČR, jak uvedl Ing. Martin Vrtiška, který vede společnost EFG Engineering, pochází z ECR Rapotín, kde se zpracovává cca 30 000  tun biologicky rozložitelného odpadu ročně. Plánovaná produkce energií je:

• elektrická: 4,2 GWh / rok
• tepelná: 7 200 GJ / rok
• biometan: 13 GWh / rok

ECR Rapotín je držitelem certifikátu TÜV SÜD Czech, který potvrzuje vlastnosti tohoto podniku vzhledem k emisím CO₂ zápornou hodnotou −0,8 g CO₂/MJ.

S mottem „Nebojte se, připojte se!“ přišla ve své přednášce Ing. Hana Šťovíčková ze společnosti NetGas. Tato společnost je v Česku průkopníkem, který dokázal překonat počáteční nedůvěru a zvyklostní postupy a dnes již zastaralé vnímání plynárenství, a to jak u vlastních zaměstnanců, tak úředníků nejrůznějších státních orgánů. „Nebylo snadné prokázat, že vtlačování biometanu je přínosem, který může zaručit příznivou budoucnost pro distribuční společnost obhospodařující téměř 65 tisíc km plynovodů. A že je to jak technicky, organizačně, tak především i legislativně možné.“ Přitom potenciál v Česku je velký. Jedná se o 266 bioplynových stanic v zóně do 2 km od VTL plynovodu a 117 bioplynových stanic v zóně do 5 km od VTL plynovodu.

O požadavcích na biometan, způsobu měření biometanu a kvalitě biometanu dodávaného do přepravní, distribuční soustavy nebo podzemních zásobníků plynu hovoří Vyhláška č. 459/2012, která je účinná již od 1. 1. 2013. Po 7 letech tak došlo na její první praktické využití.

„Od zelené louky v roce 2008, přes boom dotazů a výstavby bioplynových stanic v roce 2013, pak nastal útlum. A nyní se po letech obnovuje zájem o výrobu biometanu a proběhlo první připojení na DS v roce 2019,“ hodnotí minulost Ing. Šťovíčková. Ve stadiu protokolů o zajištění kapacity pro připojení jsou nyní 4 projekty a u 2 se připravuje smlouva o připojení. Velmi podrobně a pozitivně je z hlediska splnění podmínek na připojení prověřeno více jak 40 bioplynových stanic.

V Rapotíně to trvalo dva roky od podepsání protokolu o rezervování přepravní kapacity v roce 2017 k zahájení vtlačování koncem roku 2019. „Naučili jsme se zvládnout všechny požadované procesy, a tak všichni další výrobci biometanu to již budou mít jednodušší a proces přípravy bude trvat kratší dobu.“ Slova na závěr: „Těšíme se na biometanovou budoucnost,“ tak mají reálný základ.

Ing. Petra Grigelová, MBA, Energetický regulační úřad, hovořila o širších souvislostech dekarbonizace. Vychází z těchto pozic:

• Plynárenství prochází obdobím značné nejistoty, pokud jde o jeho budoucí úlohu v energetickém mixu.
• Přechod na nízkouhlíkové hospodářství bezpochyby zahrnuje podstatné změny v celém dodávkovém řetězci plynu a vyžaduje úzkou a řádnou koordinaci mezi politikou, regulací a průmyslem, aby bylo možné přejít k dekarbonizaci ekonomicky účinným způsobem, který nejlépe využívá stávajících aktiv namísto jejich uvíznutí, a který zároveň přitahuje nové nezbytné investice.
• Odvětví musí pečlivě prozkoumat jak své předpoklady, tak investice do snížení uhlíkové stopy zemního plynu.
• Dekarbonizace neznamená přijímat opatření za každou cenu.
• Dekarbonizace a s ní spojená opatření nejsou v souladu s liberalizací a otvíráním trhu.

Poznámka redaktora: Emotivní přístup Grety Thunbergové zesiluje tlak na řešení problémů. „Bohužel“ stále platí přírodní zákony a příroda nic zadarmo nedá. Za všechny změny, i v plynárenství, musíme zaplatit.

Plynárenství má velkou příležitost „otrhat nízko visící ovoce“, tedy velmi rychle využít současných emisních výhod zemního plynu oproti jiným palivům. A co se týká výzev, nesmí je plynárenství vidět jako problém, ale příležitost.

Výpočty plynárenských soustav s uvažováním alternativních paliv (biometan, syntetický metan, vodík), jak o nich hovořil Ing. Martin Stýblo, SIMONE Research Group, s.r.o., jsou základem provozování soustav s ohledem na legislativu sledující spravedlivé fakturační podmínky. Vtlačováním biometanu, syntetického metanu a vodíku se v síti mění energetický obsah přepravované směsi plynů, spalné teplo, mění se i parametry určující proudění a dopravu. Vzhledem ke stovkám realizací však již nejde o nevyzkoušený proces a je k dispozici spolehlivý výpočetní software. Ukazuje se, že bude třeba použít jiná technická a legislativní řešení na úrovni středotlakých rozvodů a vysokotlakých, aby zvolené řešení bylo svou finanční náročností pro danou aplikaci přijatelné. Společnost Simone nyní hledá projekt na středotlakých rozvodech, ve kterých bude docházet k významnějším změnách vlastností směsi plynů v průběhu roku oproti rozvodům VTL, kde by se řešení ověřilo v České republice.

Roli zemního plynu v teplárenství naznačil Mgr. Tomáš Drápela, předseda výkonné rady Teplárenského sdružení ČR a generální ředitel Plzeňská teplárenská, a.s., názvem své přednášky takto: „Bez plynu to nepůjde? aneb teplárenství 2019 a dále.“ Teplárenství založené na tuzemském uhlí se dlouhodobě těšilo velmi stabilní úrovni cen s předvídatelnými meziročními růsty. Cena zemního plynu na světových trzích od roku 2014 prodělala několik velkých výkyvů, dokonce i mezi 2 až 14 USD za obchodovanou jednotku. Takové výkyvy znejišťují teplárenské investice s životností desítky let. Management pak těžko může majitelům zaručit výhodnost investice.

V neprospěch ceny tepla, konkrétně z Plzeňské teplárenské, a.s., hovoří 64 Kč/GJ tepla, které musí společnost z části vynakládat na monitoring, z části přímo odvádět do státního rozpočtu, oproti ceně tepla vyráběného v domácnostech a domovních kotelnách, které monitoring emisí neprovádí a jsou od emisních poplatků a daně z plynu u osvobozeny.

Velkou předností teplárenství je zjištění využití tepla, které vzniká souběžně s výrobou elektrické energie v kogeneračních jednotkách, KVET. Podpora státu pro tuto výrobu elektřiny se v roce 2018 dělila mezi výrobny s výkonem do 5 MW a nad 5 MW v poměru 29 % ku 71 %. Již v roce 2020 se však předpokládá změna poměru na 46 % ku 54 %, tedy zásadně se zvýší podíl podpory z celkového rozpočtu do výroben s menším výkonem.

Státní energetická koncepce (2015) stanovila mj. tyto cíle v oblasti výroby a dodávky tepla:

D.1. Dlouhodobě udržet co největší ekonomicky udržitelný rozsah soustav zásobování teplem s ohledem na jejich konkurenceschopnost a zajistit srovnání ekonomických podmínek centralizovaných a decentralizovaných zdrojů tepla při úhradě emisí a dalších externalit (uhlíková daň, povolenky, emise). Podporovat vysoce účinnou kogenerační výrobu zejména u tepláren na hnědé uhlí.

V implementačním plánu Strategického rámce České republiky 2030 (schválen vládou 17. 10. 2018) je opatření: Narovnat podmínky účinných soustav zásobování teplem (SZT) a individuálních výroben tepla v oblasti zpoplatnění externalit (emise znečišťujících látek, oxidu uhličitého apod.). Podle Tomáše Drápely: „Realita je však zcela jiná.“

Igor Chemišinec, OTE, a.s., uvedl, že pro další vývoj plynárenství bude zásadní Evropskou komisí připravovaný 4. plynárenský legislativní balíček. Jeho představení je plánováno na konec 2020 nebo až 2021. Základní opatření, která by balíček měl přinést:

• „Gas Mirroring“ – zrcadlení vybraných pravidel z tzv. Clean Energy Package i do plynárenství
• Důraz na zvýšení propojení elektroenergetiky a plynárenství s důrazem na navyšování objemu obnovitelných plynů (sector coupling, P2G, G2P)
• Role obnovitelného a dekarbonizovaného plynu (r-gas, d-gas) a vodíku
• Zdůraznění role „delegated operator“

V rámci přípravy balíčku vznikly studie:

• Trans-European gas infrastructure in the light of the 2050 decarbonization targets
• “Quo Vadis Study” on the EU Gas Regulatory Framework and future Gas Market
• Design for Europe
• Sectoral integration – long-term perspective in the EU energy system

…další jsou v přípravě

Společným jmenovatelem studií je dekarbonizace. Plná elektrifikace je extrémně nákladná a tudíž nereálná. Plyn a plynárenská infrastruktura může vedle jaderné energie pomoci ke snazšímu dosažení klimaticko-energetických cílů.

Implementace legislativy RED II podnítila přípravu nové podpory biometanu na základě návrhu novel EZ a zákona POZE

Od 1. 1. 2021

• Zelený bonus na podporu výroby biometanu (vyplácí OTE)
• S tím související povinná registrace výrobny u OTE
• Výši ročního zeleného bonusu na biometan stanovuje ERÚ, limit 1 700 Kč/MWh
• Tvorba prostředků pro úhradu zeleného bonusu ze státního rozpočtu
• Pro výrobny biometanu připojené k distribuční nebo přepravní soustavě
• Je počítáno i s poskytováním investiční podpory výroben biometanu

Záruky původu biometanu na základě návrhu novely zákona POZE:

• Množství biometanu (1 MWh a násobky) dodané do přepravní soustavy, distribuční soustavy nebo těžebního plynovodu jiného výrobce
• Možnost se zárukami původu biometanu obchodovat podobně jako se zárukami původu elektřiny z OZE.

Noé van Hulst, zástupce nizozemského ministerstva Ministry of Economic Affairs and Climate Policy, zdůraznil, že vodík je již součástí energetického mixu. V roce 2018 bylo vyrobeno necelých 70 Mt vodíku. V Nizozemsku plánují do roku 2030 instalovat výrobní kapacity na 24 Mt vodíku ročně, což může souviset i s rychlým útlumem těžby zemního plynu v Nizozemsku. Z pohledu velikosti potenciálu využití větru a slunečního záření pro výrobu vodíku se jako nejlepší z blízkých oblastí jeví jih Evropy, severní část Afriky. Základním předpokladem výroby ve velkém měřítku je výstavba zokruhovaného páteřního potrubí propojujícího sever Afriky se severní Evropou, souběžně přes Španělsko a Itálii. V příznivém případě vývoje by vodík do roku 2039 mohl nahradit 10 % zemního plynu v rozvodech plynu.

Andrea Stegher, Regional Coordinator, Europe, International Gas Union, uvedla, že mezi lety 2010 až 2018 měl zemní plyn v Evropě podíl cca 21,3 % až 22,7 % v energetickém mixu. Předpoklady z různých pramenů od velkých dodavatelů zemního plynu pro rok 2040 hovoří o podílu mezi 20,1 % až 26,5 %. Zásadní vliv na udržení podílu v mixu bude mít náhrada uhlí zemním plynem.

Matěj Hrubý, EGU Brno, předložil analýzu výroby a spotřeby elektrické energie na příkladu ledna a června v 2019 Německu. Za leden bylo saldo záporné −7 TWh, v červnu kladné +0,1 TWh. Na základě projektovaných německých záměrů (ukončení využití uhlí i energie jádra) byl vypracován předpoklad pro leden a červen roku 2050.

• za dva analyzované měsíce dosáhly v roce 2050 přebytky výroby z OZE 18,5 TWh
• využívání sezónní akumulace formou vodíku nebo syntetického metanu pro přebytky elektřiny z OZE bude skvělým doplňkem, ale nelze to brát jako klíčový aspekt sector couplingu
• využití sezónní akumulace je extrémně závislé na množství instalovaného výkonu v OZE
• P2G je pravděpodobně pouze jednou z mnoha technologií, které mohou být nasazeny pro řešení disbalance v elektrizační soustavě
• od určitého podílu OZE bude technologie P2G nepostradatelná
• P2G je velmi dobrým prvkem pro bezpečný provoz ES
• při snaze nahradit poptávku konvenčního plynu v plné míře uměle vyrobeným syntetickým metan bude muset narůst množství instalovaného výkonu u OZE o stovky GW

Německou cestou Česká republika jít nemůže.

Součástí konference byly přednášky, které představovaly různé scénáře vývoje výroby energie ze zemního plynu a zvyšování podílu vyráběného metanu PtG-CH₄ a vodíku PtG-H₂. Každý z nich závisí na konkrétních podmínkách, které však dosud nejsou přesně známé.

Závěr

Vytápění založené na spalování plynů má tradici, která započala v devatenáctém století. Prošlo bouřlivým vývojem během dvacátého století, kdy se prosadila převratná novinka využití kondenzace par ve spalinách zvyšující využití energie z plynu řádově o 10 %. Tradice pokračuje i ve století dvacátém prvním a je zřejmé, že minimálně do poloviny tohoto století se nemusí bát rychlého konce. Změny v evropských plynárenských soustavách, respektive změny vlastností přepravovaného plynu, pokud k nim dochází změnami zdrojů zemního plynu, jeho výhřevnosti, dokáží mnohé moderní plynové kotle řešit automaticky bez potřeby seřízení servisním technikem. Z tohoto pohledu se obor vytápění jeví jako připravený.

Není pravda, že by se na poli omezování vlivu lidské činnosti na produkci skleníkových plynů nic nedělo, jak tvrdí aktivistka Greta Thurnbergová. Největší současnou „škodnou“ v Evropě s negativním trendem je narůstající podíl spotřeby energií, a tedy i emisí z dopravy. S tím však obor vytápění nepomůže.