Podpůrný nástroj pro dekarbonizaci městských soustav centralizovaného zásobování teplem
Přehrát audio verzi
Podpůrný nástroj pro dekarbonizaci městských soustav centralizovaného zásobování teplem
00:00
00:00
1x
- 0.25x
- 0.5x
- 0.75x
- 1x
- 1.25x
- 1.5x
- 2x
Příspěvek popisuje podpůrný webový nástroj určený pro účelnou dekarbonizaci městských soustav centralizovaného zásobování teplem (SCZT) prostřednictvím integrace technologie Power-to-Heat (P2H), primárně tepelných čerpadel. Nástroj vznikl v rámci projektu TAČR a je zaměřen na podporu rozhodování v počátečních fázích plánování integrace tepelných čerpadel do SCZT. Nástroj využívá rozsáhlou znalostní databázi výsledků počítačových simulací vytvořených v prostředí TRNSYS, umožňuje interpolaci výsledků, vizualizaci a ekonomické vyhodnocení scénářů. Článek představuje strukturu aplikace, její funkce a přínosy v oblasti plánování dekarbonizačních strategií.
Úvod
Pařížská dohoda o klimatu, kterou podepsala ČR, si stanovila za cíl dosáhnout do roku 2050 uhlíkové neutrality [1]. Mezi konkrétní hlavní cíle ochrany klimatu v ČR je snížení emisí skleníkových plynů do roku 2030 o 30 % v porovnání s rokem 2005, což odpovídá snížení emisí o 44 mil. tun CO2ekv [2]. V roce 2023 bylo dle ERU dodáno do SCZT dodáno přibližně 76 PJ tepla tepla [3]. Podíl na dodávce tepla mělo hnědé uhlí 46 % a 11 % černé uhlí. Vzhledem k významnému zastoupení hnědého a černého uhlí, které v současné době představuje zásadní podíl na produkci tepla do SCZT, je patrné, že teplárenství v ČR stojí před významnou transformací, pokud má dosáhnout vytyčených cílů. Nejen národní cíle tlačí segment teplárenství k transformaci, ale i stále se významně zvyšující se cena emisních povolenek v rámci evropského systému emisního obchodování (European Union Emission Trading Scheme), kterého se jako členský stát EU účastní i Česká republika. Nákupem emisních povolenek bylo v roce 2018 zatíženo 98,9 % výroby tepla z uhlí a 59,4 % výroby tepla ze zemního plynu. Rychlý nárůst ceny povolenky proběhl z úrovně kolem 5 až 7 euro v roce 2017 na 25 euro na konci roku 2018, v říjnu 2024 již cena emisní povolenky přesáhla hranici 60 euro za tunu. Do budoucna analytici pracující pro různé výzkumné ústavy předvídají velmi odlišné scénáře vývoje ceny emisních povolenek: od ustálení v letech 2025–2030 ceny emisní na úrovní okolo 70 eur [4] až k nárůstu k skoro 150 eur v roce 2030 a dále skoro 200 eur v roce 2035 [5] Pro ekonomiku podnikání teplárenství je tedy tato situace zdrojem velkých nákladů i velké nejistoty do budoucna. Zvyšující se cena emisních povolenek má dopad na zvyšující se cenu tepla pro koncového spotřebitele, což má za následek potenciální odpojování od SCZT. Jako hlavní konkurence pro SCZT je v současné době instalace lokálních plynových kotelen a stále se rozvíjející instalace lokálních tepelných čerpadel, jejichž výhodnost dodatečně posilují klesající ceny fotovoltaických elektráren, které se nově dají instalovat nejen jako investice jednotlivých domácnosti ale i ve sdílené variantě v rámci SVJ nebo jiných spolků v rámci energetických společenství a společenství pro obnovitelné zdroje energie. Problematika odpojování na základě energetického posudku z důvodu ekonomické výhodnosti je v současné době aktuální a tento trend je možné do budoucna očekávat ještě ve větším měřítku. Odpojování a hrozící zánik některých SCZT lze chápat jako promarnění příležitosti, kdy v rámci EU jsou tepelné sítě nové generace chápany jako nástroj pro dosažení nízkoemisní a levné dodávky tepla. Velkou výzvou do budoucna bude proces transformace teplárenství, tak aby nedocházelo k odpojování dalších odběratelů a docházelo současně k motivaci provozovatele SCZT využívat i jiné než konvenční zdroje tepla.
Součástí nadcházející iniciativy „renovační vlna“ uvedené v „zelené dohodě“ pro Evropu budou požadovány od členských států konkrétní kroky na urychlené zavádění opatření v oblasti energetiky. Do roku 2030 by se podíl energie v EU z obnovitelných zdrojů ve skladbě zdrojů energie měl zdvojnásobit na 55 až 60 % a prognózy ukazují, že do roku 2050 bude podíl energie z obnovitelných zdrojů činit přibližně 84 % [6]. Očekává se, že budou v EU podporovány moderní systémy nízkoteplotního dálkového vytápění, protože dokáží propojit místní spotřebu v sektoru budov s obnovitelnými a odpadními zdroji energie, stejně tak i se širší elektrickou a plynárenskou sítí, což přispěje k optimalizaci nabídky a poptávky v rámci systémové integrace u všech nosičů energie. Očekává se, že elektrifikace sehraje zásadní úlohu zejména v sektoru teplárenství a budov. Dle nezávislých studií ECF [7] se předpokládá plošné zavádění tepelných čerpadel pro vytápění a chlazení budov. V odvětví bydlení v EU by podíl elektřiny na vytápění měl do roku 2030 vzrůst na 40 % a do roku 2050 na 50 až 70 %; v odvětví služeb se očekává 65 % do roku 2030 a 80 % do roku 2050. Samotné budovy při tom spotřebovávají přibližně 40 % energie v poměru k ostatním sektorům. Podle údajů Evropské komise tvoří v EU emise skleníkových plynů související s budovami 36 % [8] a podle dostupných modelů byl v ČR podíl budov na národních emisích oxidu uhličitého přibližně 35 % [9]. Města se stávající SCZT jsou tedy lokality umožňující efektivní dekarbonizaci pomocí systémové integrace sektorů budov, teplárenství a elektroenergetiky.
Strategie odklonu od uhlí bude vyžadovat masivní investice na straně velkých zdrojů, lze očekávat významné nahrazení spalování uhlí především zemním plynem, z části biomasou a energetickým využitím odpadů. Spolu s tím je však nutné očekávat i rozvoj OZE v energetickém sektoru obecně. Ačkoliv OZE v teplárenství jsou v zahraničí čím dál více akcentovány, v ČR mají zatím marginální zastoupení. Kromě kogenerace na biomasu lze předpokládat významnější zastoupení velkých elektrokotlů a tepelných čerpadel výjimečně i solárních výtopen. Právě využití elektrické energie pro výrobu tepla v rámci koncepce P2H může přinést v současné době řadu ekonomicky výhodných příležitostí, integrace sektoru teplárenství a elektroenergetiky může hrát v budoucnu klíčovou roli v procesu dekarbonizace a přispět k regionální energetické soběstačnosti. V ČR dosud mnoho příkladů instalací tepelných čerpadel v sektoru teplárenství nenajdeme, a zatím jsou instalace v ČR spíše doménou menších aplikací.
Popis problému
Integrace technologií Power-to-Heat do SCZT čelí několika výzvám. V první řadě se jedná o rozsáhlou investici napříč sektorem a z toho plyne druhá zásadní výzva v podobě roztříštěnosti rozhodovacího procesu mezi obcemi, městy a provozovateli SCZT, výrobci tepla. K dalším výzvám dále patří také zvýšené regulační požadavky spojené se systém obchodování s emisemi ETS2 a ESG/CSRD reportingem, nedostatek kvalitních vstupních dat v rané fázi rozhodování, nedostatek času nebo financí pro komplexní analýzu, a také komplexnost dlouhodobého plánování dekarbonizačních strategií v tomto sektoru. Městští zástupci nebo vyšší management často postrádají technické zázemí potřebné pro správné vyhodnocení variant, což může vést k chybným rozhodnutím již ve fázi návrhu.
Za účelem řešení uvedeného problému byla vyvinuta veřejně dostupná internetová platforma, která propojuje modul sebehodnocení způsobu správy a řízení s technicko-ekonomickým nástrojem pro předběžné posouzení v rané fázi plánování. Vývoj vychází z mezioborového výzkumu, na němž se podíleli energetičtí specialisté, odborníci na numerické modelování a simulace, ekonomové a sociologové. Nástroj má za cíl
- posílit schopnosti neodborných aktérů na úrovni obcí a měst,
- usnadnit komunikaci mezi technickými pracovníky, finančními manažery a rozhodovacími orgány,
- umožnit strukturovanou diskusi o investičních záměrech a
- v konečném důsledku přispět k urychlení zavádění tepelných čerpadel v podmínkách reálného institucionálního a správního prostředí.
Popis softwaru a jeho architektury
Vyvinutý nástroj je webová aplikace v portálu elektrifikaceteplarenstvi.cz, jejímž jádrem je znalostní databáze obsahující více než 45 tisíc ročních simulací vytvořených v prostředí TRNSYS s hodinovým krokem. Simulace pokrývají široké spektrum provozních a klimatických podmínek a zahrnují různé typy soustav CZT s roční dodávkou tepla v rozsahu 50 až 400 TJ, což odpovídá typologii od malé městské soustavy po středně velkou územní soustavu.
Obr. 1 Schéma architektury softwaru
Aplikace kombinuje robustní simulační jádro, uživatelský formulář, vizualizační nástroje a automatizované zpracování dat do výstupního reportu. Modely zohledňují např. režim SPOT pro nákup elektřiny, bivalentní provoz podle venkovní teploty a umožňuje modelování široké škály spotřebních profilů – jak z hlediska poměru mezi vytápěním (VYT) a přípravou teplé vody (TV), tak i z hlediska podílu rezidenčního a komerčního odběru. Software je navržen tak, aby minimalizoval potřebu zadávání detailních vstupů, přičemž zachovává vysokou kvalitu výstupů díky použití škálovatelných výsledků detailních simulací.
Obr. 2 Schéma tvorby znalostní báze
Znalostní báze a simulační jádro
Znalostní báze je výsledkem automatizovaného procesu zahrnujícího paralelní výpočty scénářů v TRNSYS. Parametry zahrnují typy sítí, provozní režimy, technologie P2H a cenové varianty. Databáze je optimalizována pro interpolaci výsledků a umožňuje srovnávat nové návrhy s historickými simulacemi. Jádro softwaru, psané v Pythonu, vyhledává nejbližší simulace na základě vstupních dat a pomocí algoritmů přizpůsobuje výstupy konkrétnímu projektu.
Ekonomické hodnocení scénářů
Ekonomický modul umožňuje výpočet čisté současné hodnoty (NPV), návratnosti investice, provozních nákladů i nákladů na jednotku tepla. Zahrnuje parametry jako cena elektřiny, poplatky za distribuci, náklady na stávající palivo, podíl cizího kapitálu, úroková sazba, investiční náklady (CAPEX) a další. Model umožňuje testování různých budoucích scénářů vývoje cen energií a emisních povolenek, což zajišťuje flexibilitu a dlouhodobou relevanci výsledků.
Formulář a uživatelské rozhraní
Formulář je rozdělen do pěti částí:
- Identifikační údaje
- Technická část: typ dodávky tepla
- Technická část: provozní scénář
- Obchodní část
- Výsledky
Uživatel zadává například roční dodávku tepla, poměr roční dodávky tepla vytápění vs ohřev teplé vody, podíl rezidenčních a komerčních odběrů, typ P2H technologie a její provozní režim.
Výstupy softwarového nástroje jsou prezentovány ve formě přehledných grafů, tabulek a automatizovaných reportů, které umožňují uživatelům snadnou interpretaci výsledků i bez hlubší technické expertízy. Grafické výstupy zahrnují například měsíční profil dodávky tepla ze stávajících a nových zdrojů, vývoj teplot vody v soustavě (výstupní, vratná, z P2H technologie), vývoj topného faktoru a predikci vývoje čisté současné hodnoty investice (NPV) v čase. Tabulkové výstupy shrnují klíčové technické i ekonomické ukazatele, jako je celkové vyrobené a dodané teplo, podíl výroby z P2H technologie, emisní faktor, počet provozních hodin, specifické náklady na jednotku tepla, roční provozní náklady a investiční náklady (CAPEX).
Součástí výstupů je také automaticky generovaný PDF report, který slouží k dokumentaci analýzy a může být použit jako podklad pro rozhodování, interní schvalovací procesy nebo komunikaci s externími partnery (např. investory, městskými zastupiteli nebo regulačními orgány). Formát výstupů je navržen tak, aby podporoval porovnání různých scénářů a umožnil identifikaci ekonomicky i environmentálně nejvýhodnější varianty modernizace soustavy CZT.
Příklad podpory rozhodování a vyhodnocení integračních scénářů P2H
Uvedený příklad se zaměřuje na středně velký městský systém centrálního zásobování teplem s roční dodávkou tepla 100 TJ a vyváženým podílem bytových a nebytových odběratelů. Tepelná poptávka je rovnoměrně rozdělena mezi vytápění budov a přípravu teplé vody. Systém pracuje s relativně vysokými teplotami na přívodu a zpátečce, typickými pro stávající české soustavy centrálního zásobování teplem, což může omezovat dosažitelnou účinnost tepelných čerpadel i počet provozních hodin. Úplné nastavení technických a ekonomických parametrů použitých ve výpočtu je shrnuto v tabulkách 3 a 4.
| Technické vstupy | Scénář 1 | Scénář 2 | Scénář 3 | Scénář 4 |
|---|---|---|---|---|
| Roční dodávka tepla [TJ] | 100 | |||
| Podíl tepla na vytápění vs ohřev teplé vody [%] | 50 % / 50 % | |||
| Podíl rezidenčního vs komerčního odběru [%] | 50 % / 50 % | |||
| Průměrná výstupní a vratná teplota vody do SCZT (topná sezóna) [°C] | 90 / 70 | 70 / 50 | 90 / 70 | 90 / 70 |
| Průměrná výstupní a vratná teplota vody do SCZT (mimo topnou sezónu) [°C] | 70 / 50 | 60 / 40 | 70 / 50 | 70 / 50 |
| Tepelné ztráty v SCZT [%] | Nízká (0–10 %) | |||
| Typ technologie P2H | TČ vzduch–voda | TČ voda–voda, odpadní teplo | ||
| Žádoucí návrhová kapacita P2H | Mimosezónní | |||
| Provoz na základě dynamické ceny el. energie | Ano | |||
Za účelem posouzení vlivu různých technických a ekonomických podmínek na proveditelnost integrace technologie přeměny elektřiny na teplo jsou v článku prezentovány čtyři hypotetické scénáře vypočtené pomocí nástroje. Každý scénář představuje realistický krok v příkladovém rozhodovacím procesu obce – od základního zásahu s nízkoteplotním potenciálem přes cílené zvyšování účinnosti až po hodnocení ekonomických rizik.
Scénář 1 – Tepelné čerpadlo vzduch–voda při stávajících teplotních úrovních. První scénář zkoumá nejjednodušší variantu, tedy instalaci tepelného čerpadla vzduch–voda pracujícího při současném teplotním režimu soustavy (90/70 °C v topné sezóně, 70/50 °C mimo topnou sezónu). Tento přístup vyžaduje minimální organizační koordinaci a odpovídá podmínkám mnoha starších českých soustav centrálního zásobování teplem. Cílem je stanovit základní potenciál technologie přeměny elektřiny na teplo při nepříznivých teplotních podmínkách s využitím optimalizace provozu podle okamžitých cen elektřiny.
Scénář 2 – Tepelné čerpadlo vzduch–voda po optimalizaci teplotního režimu. Druhý scénář posuzuje, zda přípravná opatření, jako je modernizace předávacích stanic nebo zlepšení regulace vratné vody, mohou snížit provozní teploty na 70/50 °C v topné sezóně a 60/40 °C mimo topnou sezónu. Snížení teplotního režimu je obecně spojeno se zvýšením sezónního topného faktoru a prodloužením provozní doby. Tento scénář proto testuje dopad běžně doporučovaného opatření před integrací technologie bez změny typu tepelného čerpadla.
Scénář 3 – Tepelné čerpadlo využívající odpadní teplo při stávajících teplotních úrovních. Třetí scénář zavádí tepelné čerpadlo voda–voda zásobované nízkoteplotním odpadním teplem od externího poskytovatele, například datového centra. Ačkoli tento přístup vyžaduje vyšší míru organizační spolupráce a smluvního zajištění, těží z příznivějších vstupních teplot a obvykle dosahuje vyšší účinnosti. Provozní teploty soustavy zůstávají na původních hodnotách 90/70 °C a 70/50 °C, což umožňuje přímé srovnání se scénářem 1.
Scénář 4 – Tepelné čerpadlo využívající odpadní teplo při zvýšeném riziku cen elektřiny. Poslední scénář testuje citlivost konfigurace využívající odpadní teplo na méně příznivé ekonomické podmínky. Technické uspořádání zůstává shodné se scénářem 3, avšak tržní cena elektřiny je zvýšena z 2 500 Kč/MWh na 3 400 Kč/MWh, čímž se poměr ceny elektřiny k ceně původního paliva zvyšuje z 2,5 na 3,5. Tento scénář představuje realistické riziko pro obce a provozovatele teplárenských soustav v důsledku kolísání trhů s elektřinou nebo změn tarifních struktur.
| Ekonomické vstupy | Scénář 1 | Scénář 2 | Scénář 3 | Scénář 4 |
|---|---|---|---|---|
| Tržní cena elektřiny [CZK/MWh] | 2 500 | 2 500 | 2 500 | 3 400 |
| Regulované poplatky za distribuci elektřiny [CZK/MWh] | 1 000 | |||
| Distribuční poplatky stávajícího paliva [CZK/MWh] | 800 | |||
| Poměr ceny elektřiny k ceně stávajícího paliva [–] | 2.5 | 2.5 | 2.5 | 3.5 |
| Prodejní cena tepla [CZK/MWh] | 750 | |||
| Fixní provozní náklady [CZK/MWh] | 350 | |||
| Podíl bankovního úvěru [%] | 50 | |||
| Dlouhodobá inflace (CZK, 15 let) [%] | 1.49 | |||
| Úroková sazba [%] | 4 | |||
| Investiční náklady (CAPEX) [CZK/kW] | 22 000 | |||
| Obecná inflace [%] | 2 | |||
| Růst ceny fosilních paliv [%] | 2 | |||
| Růst ceny CO2 [%] | 2 | |||
| Zisková marže na bezemisním teple [%] | 5 | |||
| Časový horizont čisté současné hodnoty [roky] | 10 | |||
Vizualizace výsledků v platformě
Pro demonstrační účely je vizualizace prezentována pro případ tepelného čerpadla vzduch–voda. Po zadání vstupních údajů nástroj poskytuje omezenou sadu grafů shrnujících klíčové provozní a ekonomické charakteristiky zvoleného scénáře, včetně měsíčního přehledu pokrytí tepelné poptávky technologií přeměny elektřiny na teplo, průměrných měsíčních teplotních úrovní, topného faktoru a scénářů čisté současné hodnoty v následujícím desetiletí.
Obrázek 3 znázorňuje sezónní rozdělení výroby tepla v soustavě centrálního zásobování teplem s rozlišením příspěvku stávajícího zdroje a jednotky přeměny elektřiny na teplo. Výroba tepla ze stávajícího zdroje sleduje typický průběh s vysokou produkcí v zimním období a omezeným provozem v letních měsících, což je dáno nižší poptávkou po teple pro vytápění budov. Tepelné čerpadlo je dimenzováno pro provoz mimo topnou sezónu jako sekundární zdroj a přispívá především v obdobích, kdy jsou provozní teploty příznivější a kdy tržní podmínky související s výrobou z obnovitelných zdrojů umožňují nákladově efektivní provoz. Černá křivka znázorňuje celkové množství tepla dodaného z obou zdrojů, které dosahuje maxima v zimním období a minima v létě, což odráží základní sezónní charakter tepelné poptávky.
Obr. 3 Výroba tepla dle zdroje v průběhu roku (ukázka vizualizace v nástroji www.elektrifikaceteplarenstvi.cz)
Obrázek 4 zobrazuje měsíční průběh klíčových teplotních úrovní v soustavě centrálního zásobování teplem. Oranžová křivka představuje požadovanou teplotu na přívodu řízenou v závislosti na venkovních klimatických podmínkách, zatímco modrá křivka znázorňuje teplotu vratné vody vycházející z uvažovaného teplotního spádu. Fialová křivka udává výstupní teplotu tepelného čerpadla pro konfiguraci dimenzovanou na provoz mimo topnou sezónu a odráží zvolené požadavky na návrhový výkon, hodinovou provozní účinnost a teplotní zdvih vypočtený na základě použité mapy výkonových charakteristik. Vzhledem k tomu, že zvolená konfigurace je optimalizována na provoz mimo topnou sezónu ve vztahu k zimní špičkové poptávce, nedosahuje v tomto ilustračním případě výstupní teplota požadované úrovně teploty na přívodu. Společně tyto křivky ilustrují teplotní okrajové podmínky provozu tepelného čerpadla a sezónní vliv na dosažitelnou účinnost a počet provozních hodin.
Obr. 4 Průměrné měsíční teploty v systému v průběhu roku (ukázka vizualizace v nástroji www.elektrifikaceteplarenstvi.cz)
Obrázek 5 znázorňuje měsíční změny topného faktoru tepelného čerpadla (COP) pro tento ilustrační případ, přičemž topný faktor je definován jako poměr mezi dodaným užitečným teplem a spotřebovanou elektrickou energií. Hodnoty se pohybují přibližně v rozmezí od 2,2 do 2,7, což odráží provozní podmínky zvolené konfigurace. Tyto změny reagují na hodinové a sezónní výkyvy, jak jsou reprezentovány použitou mapou výkonových charakteristik.
Obr. 5 Průměrné COP simulovaného tepelného čerpadla v průběhu roku (ukázka vizualizace v nástroji www.elektrifikaceteplarenstvi.cz)
Obrázek 6 porovnává kumulativní čistou současnou hodnotu projektu v desetiletém časovém horizontu pro dva případy: instalaci systému přeměny elektřiny na teplo a pokračování stávající provozní strategie. Obě křivky odrážejí kombinovaný vliv kapitálových výdajů, provozních nákladů a očekávaného vývoje cen paliv. Křivka odpovídající technologii přeměny elektřiny na teplo v počáteční fázi klesá v důsledku vstupní investice, avšak v pozdějších letech roste rychleji v důsledku kumulace úspor provozních nákladů. Stávající systém vykazuje pomalejší, avšak stabilní růst, který je tažen růstem cen energetických komodit. Toto srovnání ilustruje, jak může integrace technologie přeměny elektřiny na teplo zlepšit dlouhodobou ekonomickou výkonnost navzdory delší době návratnosti, a poskytuje kvantitativní základ pro posouzení finanční proveditelnosti projektu za daných předpokladů.
Obr. 6 Vývoj kumulativní čisté současné hodnoty v desetiletém časovém horizontu (ukázka vizualizace v nástroji www.elektrifikaceteplarenstvi.cz)
Výsledky a interpretace příkladových scénářů integrace
Výsledky čtyř scénářů ilustrují, jak může investiční tým obce postupně hodnotit možnosti integrace technologie přeměny elektřiny na teplo při zohlednění technických a ekonomických omezení. Úplný přehled technických a ekonomických výstupních ukazatelů je uveden v tabulkách 3 a 4.
Scénář 1 představuje výchozí referenční bod: tepelné čerpadlo vzduch–voda provozované při stávajícím vysokoteplotním režimu. Tepelné čerpadlo pokrývá přibližně 12,3 MWh ročně s průměrným topným faktorem 2,5, což vede pouze k mírnému snížení celkových provozních nákladů soustavy. To přirozeně vyvolává otázku, zda zlepšení teplotního režimu může přinést vyšší přínosy.
Scénář 2 ukazuje, že i relativně malé snížení teplot na přívodu a zpátečce zvyšuje topný faktor na 2,6 a mírně navyšuje podíl výroby z technologie přeměny elektřiny na teplo. Ekonomické přínosy nejsou zásadní, avšak vykazují konzistentní zlepšení, zejména v podobě nižších nákladů na paliva a kratší doby jednoduché návratnosti investice.
Scénář 3 demonstruje výraznou výkonnostní výhodu tepelného čerpadla využívajícího odpadní teplo. Topný faktor dosahuje hodnoty 3,5, výroba tepla se zvyšuje na 14 MWh ročně a celkové roční náklady systému klesají na nejnižší hodnotu ze všech variant. Výsledky tak podporují úsilí o organizační spolupráci s poskytovatelem odpadního tepla.
Scénář 4 zohledňuje investiční rizika spojená s růstem cen elektřiny. Přestože technická účinnost zůstává vysoká, ekonomická výhoda se snižuje a doba návratnosti se prodlužuje, což potvrzuje citlivost i vysoce účinných řešení na vývoj cen elektřiny.
| Technické KPI | Scénář 1 | Scénář 2 | Scénář 3 | Scénář 4 |
|---|---|---|---|---|
| Celková výroba tepla [MWh] | 27 800 | 27 800 | 27 800 | 27 800 |
| Výroba tepla technologií P2H [MWh] | 12 300 | 12 400 | 14 000 | 11 800 |
| Výroba tepla ze stávajícího zdroje [MWh] | 15 500 | 15 400 | 13 800 | 16 000 |
| Teplo dodané odběratelům [MWh] | 26 500 | 26 800 | 26 500 | 26 500 |
| Distribuční ztráty [MWh] | 1 400 | 1 200 | 1 400 | 1 400 |
| Průměrný topný faktor (COP) | 2.5 | 2.6 | 3.5 | 3.5 |
| Emisní faktor technologie P2H [kg CO2/MWh] | 200 | 190 | 140 | 140 |
| Roční provozní doba technologie P2H [h/rok]* | 7 235 | 7 239 | 7 886 | 7 031 |
| Jmenovitý výkon tepelného čerpadla [MW] | 4.6 | 4.3 | 4.2 | 4.1 |
| * pro bod bivalence na 0 °C | ||||
| Ekonomické KPIs | Scénář 1 | Scénář 2 | Scénář 3 | Scénář 4 |
|---|---|---|---|---|
| Náklady na komoditu při výrobě tepla – | 330 | 320 | 240 | 260 |
| P2H [tis. CZK/GJ] | 590 | 590 | 590 | 640 |
| Náklady na komoditu při výrobě tepla – | 59 260 | 59 260 | 59 260 | 64 200 |
| stávající zdroj [tis. CZK/GJ] | 49 140 | 48 520 | 42 620 | 49 830 |
| Provozní náklady bez P2H [tis. CZK/rok] | 16 020 | 15 730 | 13 160 | 12 960 |
| Provozní náklady s P2H [tis. CZK/rok] | 33 110 | 32 800 | 29 460 | 36 870 |
| Podíl provozních nákladů technologie P2H [tis. CZK/rok] | 33 380 | 33 760 | 33 380 | 33 410 |
| Provozní náklady stávajícího zdroje (budoucí) [tis. CZK/rok] | 92 640 | 93 020 | 92 640 | 97 610 |
| Fixní provozní náklady [tis. CZK/rok] | 82 520 | 82 280 | 76 000 | 83 230 |
| Celkové roční náklady systému [tis. CZK/rok] | 100 930 | 93 570 | 92 010 | 89 730 |
| Prostá doba návratnosti [roky] | 10.0 | 8.7 | 5.5 | 6.2 |
Závěr
Nástroj představuje inovativní řešení pro plánování elektrifikace teplárenství. Spojuje přesnost dynamických simulací s jednoduchým uživatelským rozhraním a umožňuje hodnotit scénáře i v podmínkách omezené dostupnosti dat. Tím podporuje kvalifikované rozhodování při plánování investic a napomáhá efektivnímu přechodu na nízkoemisní technologie v SCZT. Jeho využití je vhodné jak pro města, tak pro provozovatele teplárenských soustav.
Srovnání čtyř scénářů v této publikaci ukazuje, jak veřejná platforma může podporovat hodnocení možností technologie P2H v rané fázi plánování za různých technických a ekonomických podmínek, a to s minimem vstupních informací. Příklady byly záměrně zjednodušeny, aby byla zachována přehlednost a demonstrován pracovní postup nástroje, nikoli aby zachytily plnou rozmanitost nastavení nástroje.
Rozšířený soubor výsledků poukazuje na několik charakteristických trendů významných pro plánování. Snižování provozních teplot patří mezi nejsilnější faktory ovlivňující výkonnost tepelných čerpadel. Soustavy využívající stabilní nízkoteplotní odpadní teplo dosahují trvale vyšší účinnosti a nižších provozních nákladů, pokud je možné zajistit potřebnou organizační spolupráci. Poměr ceny elektřiny k ceně paliva zůstává klíčovým ekonomickým faktorem a může významně ovlivnit rozdělení výroby mezi jednotlivé zdroje.
Tyto poznatky potvrzují roli platformy jako nástroje pro předběžný screening situace s přehlednými výstupy vhodnými pro manažerské rozhodování. Platforma nenahrazuje detailní technický návrh ani odborné poradenství, ale umožňuje obcím identifikovat situace, kdy je integrace technologie P2H nevhodná, podmíněná přípravnými opatřeními nebo naopak natolik perspektivní, že odůvodňuje zpracování podrobné studie proveditelnosti.
Poděkování
Portál elektrifikaceteplarenstvi.cz byl podpořen Technologickou agenturou České republiky v rámci výzkumného projektu TAČR TK04010294 Metodika pro plánování chytrých tepelných sítí: modelové scénáře a nástroje koordinace systémové integrace Power2Heat na úrovni českých měst.
Literatura
- HOROWITZ, Cara A. Paris Agreement. International Legal Materials [online]. 2016. ISSN 0020-7829.
https://doi.org/10.1017/s0020782900004253 - MŽP – MINISTERSTVO ŽIVOTNÍHO PROSTŘEDÍ. Politika ochrany klimatu v ČR. 2017.
- ENERGETICKÝ REGULAČNÍ ÚŘAD. Roční zpráva o provozu teplárenských soustav ČR za rok 2023. [online]. 2023 [vid. 2026-01-09]. Dostupné z: https://eru.gov.cz/rocni-zprava-o-provozu-teplarenskych-soustav-cr-za-rok-2023
- MANTULET, Gabin, Aurélien PEFFEN a Sylvain CAIL. Carbon price forecast under the EU ETS - Executive Brief [online]. 2023 [vid. 2026-01-28]. Dostupné z:
https://www.enerdata.net/publications/executive-briefing/carbon-price-forecast-under-eu-ets.pdf - Forecast EU-ETS carbon prices 2024-2035 | Statista [online]. [vid. 2024-10-22]. Dostupné z:
https://www.statista.com/statistics/1401657/forecast-average-carbon-price-eu-emissions-trading-system/ - EVROPSKÁ KOMISE. Cesta ke klimaticky neutrálnímu hospodářství: Strategie EU pro integraci energetického systému. https://eur-lex.europa.eu/. 2020.
- EUROPEAN CLIMATE FOUNDATION. Roadmap 2050: A practical guide to a prosperous low-carbon Europe [online]. 2010 [vid. 2021-05-08]. Dostupné z:
https://www.oma.com/publications/roadmap-2050-a-practical-guide-to-a-prosperous-low-carbon-europe - EUROPEAN COMMISSION. Energy performance of buildings directive 2010/31/EU (EPBD). 2010
- LUPÍŠEK, Antonín, Tomáš TRUBAČÍK a Petr HOLUB. Potenciál pro snížení provozních emisí CO2 z českého fondu budov. 2020.
Představený webový nástroj je určen pro širokou veřejnost a nabízí zjednodušené porovnání stávající soustavy centrálního zásobování teplem s variantou využívající obnovitelné zdroje energie prostřednictvím tepelných čerpadel. Jeho cílem je podpora rozhodovacího procesu při zvažování směru modernizace těchto soustav. Pro zvýšení přínosu nástroje by bylo vhodné jej doplnit o stručný a srozumitelný souhrn očekávaných nezbytných opatření, která by byla součástí počáteční investice. Vzhledem k tomu, že současná situace může vést k nutnosti modernizace energetických systémů a k širší implementaci obnovitelných zdrojů energie, a že obdobné webové nástroje budou pravděpodobně využívány stále častěji, doporučuji zvážit doplnění nástroje o formulář pro zpětnou vazbu uživatelů. Alternativně by bylo přínosné realizovat testování nástroje s vybranými neodbornými uživateli, kteří představují zamýšlenou cílovou skupinu, a na základě toho vyhodnotit jeho funkčnost a uživatelskou přívětivost.