V nedávnej dobe bolo na Slovensku oznámených viacero zámerov na výstavbu elektrární na zemný plyn. Patria medzi ne tak konkrétne zámery ako aj predbežné informácie o ich umiestnení a výkone. Tento vývoj je pre krajinu novou výzvou, pretože ich realizáciu bude treba zakomponovať do energetického mixu a vyriešiť viacero otázok, ktoré sú s nimi spojené.

Aktuálna situácia vo výrobe elektrickej energie na Slovensku

Slovenská republika sa v prístupových rokovaniach s EÚ zaviazala odstaviť do roku 2009 dva bloky jadrovej elektrárne V1 v Jaslovských Bohuniciach. Prvý blok bol odstavený k 31.12.2006, druhý sa odstaví 31.12.2008. Tento záväzok mal podľa odhadov spôsobiť nedostatok v zásobovaní elektrickou energiou SR od roku 2008. Podľa najnovších informácií však SR už v roku 2007 viac elektrickej energie spotrebovala ako vyrobila a tento trend bude v nasledujúcich rokoch narastať  (1).

Vyraďovanie výrobných kapacít však bude ďalej pokračovať, za obdobie 2006 až 2010 sa počíta s odstavením výrobnej kapacity na úrovni 1370 MW. Podľa Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy (SEPS, a.s.) do roku 2030 na Slovensku ubudne výkon vo výške 3855 MW, teda o 56% v porovnaní s rokom 2006. Tento vývoj bude pokračovať na pozadí rastúcej spotreby elektrickej energie v priemere o 1,6% ročne do roku 2030, ako to je vidieť na obrázku č.1 (2).

Obr. č. 1 – Vývoj spotreby a výroby elektrickej energie v SR 2005 – 2030. Zdroj: Návrh Stratégie energetickej bezpečnosti SR, strana 88, http://www.economy.gov.sk/files/Energetika/SEB/SEB.doc

V tejto situácii má SR viacero možností, ako sa zachovať a ktoré nové zdroje podporovať. Je zrejmé, že bez dostavby ďalších dvoch blokov jadrovej elektrárne v Mochovciach, ktoré spĺňajú funkciu výroby hlavnej silovej elektriny, sa budúci vývoj elektroenergetiky na Slovensku nezaobíde. Výstavba jadrovej elektrárne je však finančne a časovo veľmi náročný proces, takže pripojenie nových blokov možno očakávať najskôr až po roku 2012  (3).

Z toho vyplýva, že pre SR je dôležité pokryť obdobie 2009 – 2012, kedy bude chýbať najviac kapacity a zároveň bude dochádzať k rastu jej spotreby. Ten je spôsobený hlavne rýchlym rastom ekonomiky SR. Na druhej strane je tento vývoj korigovaný zvyšujúcou sa energetickou efektívnosťou ekonomiky, ktorá je napriek tomu stále energeticky náročnejšia ako priemer EÚ-25  (4).

Na preklenutie obdobia 2009 – 2012 je možné aplikovať viacero scenárov. Ako najjednoduchší sa javí import elektrickej energie zo zahraničia. Avšak v situácii, kedy výrobné kapacity chýbajú v celej Európe a dopyt po elektrine rastie, je vysoká dovozná závislosť pre hospodárstvo nebezpečná. Tak z dôvodu samotnej závislosti na importe, ktorá je udržateľná a bezpečná len do určitej úrovne, ako aj z dôvodu rastúcej závislosti ceny elektriny na zahraničných referenčných burzách, hlavne v Nemecku  (5). To sa síce deje aj v súčasnosti, elektrina je komodita obchodovaná v celej EÚ a tým dochádza k interakcii cien v jednotlivých krajinách, avšak dostatkom domácich výrobných kapacít štáty dokážu veľké výkyvy preklenúť. Podľa návrhu Stratégie energetickej bezpečnosti by bol v rokoch 2009 až 2012 domáci dopyt po elektrickej energii pokrývaný z 15 až 20% dovozom, čo je udržateľné len dočasne.

Druhou možnosťou preklenutia obdobia rokov 2009 – 2012 je výstavba nových zdrojov. Energetická sebestačnosť je jedným zo znakov energetickej bezpečnosti. Tu sa dostávame k pojmu energetický mix, ktorý predstavuje zloženie zdrojov na výrobu elektriny v hospodárstve (6). V súčasnosti je na Slovensku najviac elektrickej energie vyrábanej v jadrových elektrárňach a ich podiel na konečnej spotrebe je jeden z najvyšších v Európe. EÚ sa zaviazala k znižovaniu emisií CO2, ktorých priamym existujúcim prejavom je obchodovanie s emisiami CO2 (ETS – Emission Trading System). Tento faktor pri výstavbe existujúcich významných zdrojov na území SR nebol braný do úvahy, pretože jednoducho neexistoval. Od roku 2013 by mali emisné povolenky nakupovať aj energetické spoločnosti  (7).

Preto pri plánovaní výstavby nových zdrojov treba v súčasnosti brať do úvahy viacej faktorov ako v minulosti. Ekonomické sú síce stále na prvom mieste, avšak vo väčšej miere sa prihliada aj na environmentálne faktory a dôsledky vyplývajúce z postupujúcej implementácie obnoviteľných zdrojov vo výrobe elektriny.

Na tomto mieste sa nebudeme zaoberať zdôvodňovaním výstavby jadrových elektrární, pretože ich výhodnosť považuje autor analýzy za fakt. Zameriame sa na paroplynové elektrárne, ktoré využívajú zemný plyn a majú viacero pozitívnych, ale aj negatívnych,  stránok.

Paroplynové elektrárne – stručný technický opis

Paroplyn (paroplynový cyklus – PPC) je elektráreň pracujúca v tepelnom cykle (tak ako jadrová elektráreň, avšak na rozdiel od vodnej alebo veternej elektrárne). Hlavnou súčasťou PPC je plynová turbína, v ktorej sa spaľuje zemný plyn a horúce spaliny (cca 600 stupňov) ohrievajú paru, ktorá poháňa ďalšiu, parnú, turbínu. Takýto komplex dosahuje účinnosť okolo 50 – 60%  (8).

Paroplynové elektrárne zároveň môžu, ale aj nemusia využívať teplo, ktoré produkujú. Ak dochádza aj k jeho priamemu využívaniu, predstavujú kombinovanú výrobu elektriny a tepla (KVET, CHP – combined heat and power). Tu dochádza k nárastu účinnosti až na 85% (9). Okrem zdrojov na zemný plyn do KVET patria aj uhoľné elektrárne, jadrové elektrárne, ale aj zdroje na biomasu.

Ako bolo spomenuté vyššie, ekonomika paroplynových cyklov sa dá ešte zlepšiť, ak dôjde k využitiu všetkého nízkopotenciálného tepla, ktoré vzniká a obvykle sa vypúšťa do vzduchu. Predpoklady na to sú v mestách a priemyselných parkoch. Mestá však väčšinou nie sú schopné absorbovať všetko vyrobené teplo, ale napríklad v Košiciach by dokázal umiestniť všetko teplo aj veľký paroplyn. V menších mestách ako Nitra alebo Trnava by sa dokázalo umiestniť teplo z paroplynov o výkone cca. 50 MW. Významný faktor zohráva blízkosť odberných miest, pretože preprava teplovodmi na dlhšiu vzdialenosť zvyšuje straty, nároky na zaizolovanie potrubí a tým znižuje ekonomickú návratnosť. Na obdobnej báze je založený bratislavský Paroplynový cyklus (aktuálny názor spoločnosti je PPC Energy Group, a.s.), ktorý má zmluvu s Bratislavskou teplárenskou o dodávkach tepla, taktiež zmluvu so Slovenskými elektrárňami na odber elektrickej energie ako aj s operátorom prenosovej sústavy na dodávku systémových služieb (10). Kombinovaná výroba elektriny a tepla (KVET) je jednou z najefektívnejších možností využitia fosílnych palív v súčasnosti, prehľadný graf fungovania je na obrázku č.2.

Obr. č. 2 – Schéma paroplynovej elektrárne.  Zdroj: www.eon.cz, http://www.eon.cz/file/cs/info/el_power/E.ON-plynova_elektrarna.pdf

V minulosti paroplynové elektrárne neboli využívané v základnom zaťažení, čiže nepracovali počas celého roka. Boli využívané hlavne počas špičkovej záťaže, kedy boli potrebné nárazovo dodatočné výkony v sieti (doby maximálnych výkonov sú v ranných a večerných hodinách). Predajom špičkovej elektriny zabezpečovali ekonomické a efektívne fungovanie. Na tento účel sa však nepoužívali zložité kombinované cykly využívajúce aj vyrobené teplo, ale jednotky s jednoduchším okruhom. Keď porovnáme v slovenských podmienkach ročné hodiny prevádzky jadrových elektrární v Jaslovských Bohuniciach a v Mochovciach ako zdrojov v základnom ťažení s dobou prevádzky Paroplynového cyklu, tak nám vyjde rozdiel cca. 2000 hodín. To znamená, že Paroplynový cyklus je na Slovensku využívaný aj na výrobu základnej silovej energie, funguje v pološpičkovom výkone  (11).

Je teda viditeľné, že v súčasnosti sa pod vplyvom nedostatku výrobných kapacít v Európe tento trend mení. Nemožno však stavať paroplynové cykly do pozície alternatívy napríklad k jadrovým elektrárňam.

Pozitíva a negatíva výstavby paroplynových cyklov (PPC)

Práve flexibilita regulácie výkonu (primárna a sekundárna regulácia frekvencie a výkonu)  (12), relatívne krátka doba výstavby a nízke emisie CO2 sú tri podstatné pozitívne faktory, ktoré sa spomínajú pri plánovanej výstavbe plynových elektrární. Paroplynový cyklus poskytuje široký rozsah výkonovej regulácie od minima na úrovni 60% až po 100% menovitého výkonu počas celého roku. Ďalšou výhodou, ktorú využíva aj prevádzkovateľ elektrizačnej prenosovej sústavy (na Slovensku Slovenská elektrizačná prenosová sústava – SEPS, a.s.), je možnosť rýchlej zmeny výkonu v čase.

Čo sa týka emisií CO2, Európska únia (EÚ) v januári 2008 predstavila klimaticko-energetický balíček, ktorý okrem iných vecí obsahuje návrh revízie smernice (2003/87/EC) o obchodovaní s povolenkami na emisie skleníkových plynov a návrh na zníženie emisií CO2 do roku 2020 o 20%  (13). Od roku 2013 by sa 100% povoleniek v energetike malo rozdeľovať aukciami. Detailné pravidlá aukcií, vydaný objem povoleniek a ich alokácia budú mať výrazný vplyv aj na vývoj cien elektrickej energie. Možno povedať, že keď bude systém prísny, energetické spoločnosti budú musieť realizovať nákladné opatrenia na úsporu povoleniek, čo môže vyústiť do vyšších cien energie. V takýchto prípadoch by mohlo dochádzať k odstavovaniu starých elektrární, ktoré boli doteraz lacným zdrojom elektrickej energie. Tento vývoj však núti spoločnosti orientovať sa na nové výrobné kapacity ako napríklad plynové elektrárne. Pri porovnaní elektrární vyrábajúcich elektrinu z rôznych zdrojov, najhoršie v emisiách vychádzajú uhoľné elektrárne. U týchto typov dochádza k vypúšťaniu priemerne 850 kg CO2 na vyrobenú MWh, u elektrární spaľujúcich ropu je to 590 kg CO2 a u plynových zdrojov 370 kg CO2/MWh (14). Údaje pre jednotlivé zdroje energie však nie sú jednotné a je možné nájsť rôzne hodnoty o vypustenom CO2 do ovzdušia. Ako príklad uvádzam štúdiu spoločnosti Vattenfall z roku 1999 a jej výsledky v grafe č.1.

Graf č.1 – prehľad emisií CO2 u rôznych typov elektrární. ZDROJ: Life Cycle Study, Vattenfall 1999, http://www.world-nuclear.org/info/inf100.html

Výstavba plynových elektrární trvá v priemere len 2 roky, čo je zhruba tretina oproti výstavbe iných konvenčných zdrojov.  Keďže v EÚ dochádza k liberalizácii energetického sektora a na trhy jednotlivých krajín vstupujú noví investori, ktorí sa zaujímajú o výstavbu nových energetických zdrojov, práve paroplynové cykly sú pre nich zaujímavou investíciou. Tým sa rozširuje portfólio výrobcov elektrickej energie o nezávislých producentov a podporuje sa samotná liberalizácia. Taktiež dochádza k nárastu energetickej bezpečnosti, predovšetkým bezpečnosti dodávok elektrickej energie, ktorá je podporovaná rozptýlenou výrobou elektrickej energie (distributed energy resources). Práve kombinovaná výroba elektriny a tepla (kogenerácia), v tomto prípade jej podskupina, paroplynové cykly, sú konkrétnym prejavom rozptýlených zdrojov. Treba však zdôrazniť, že v prípadoch malých kogeneračných jednotiek ide primárne o výrobu tepla a elektrická energia je až druhotný produkt. Preto na ich efektívnu ekonomickú prevádzku treba mať dohodnutý stabilný odber tepla. Medzi ďalšie pozitíva PPC patrí ich nízka vlastná spotreba paliva a nízke prevádzkové náklady (ak sa neberú do úvahy náklady na palivo), ako aj malý priestor potrebný na výstavbu a nízky počet obslužného personálu v porovnaní s inými typmi elektrární  (15).

Medzi negatívne faktory patria práve vysoké náklady na komoditu, zemný plyn, ktorej cena predstavuje priemerne okolo 65 – 70% nákladov na celkovú prevádzku. Práve náklady na nákup komodity a celkovú prevádzku sú vyššie nie len oproti jadrovým, ale aj hnedouhoľným elektrárňam (pokiaľ sú postavené v blízkosti baní). Uhoľné elektrárne však strácajú čiastočne výhodu ekonomicky výhodného zdroja, pretože dochádza k obchodovaniu s emisiami, ktoré sú v ich prípade vysoké. Napriek tomu sú ale tieto typy elektrární jedny z ekonomicky najefektívnejších, pretože k ich rozvoju dochádza v oblastiach a štátoch, ktoré majú vlastné zásoby uhlia. Na obrázku č. 3 možno vidieť porovnanie nákladov na nové zdroje – na hnedouhoľný a paroplynový zdroj (bez započítania likvidácie nákladov na likvidáciu odpadov).

Obr. č. 3 – porovnanie nákladov na hnedouholné a paroplynové elektrárne. Zdroj: Ing. Gavor, J.: Ceny zemného plynu – co nového v roce 2008, In: Pro-Energy, http://www.pro-energy.cz/clanky6/3.pdf

Z obrázku č.3 vyplýva vysoký podiel paliva v prípade paroplynových cyklov, avšak investície, povolenky CO2 a prevádzka sú na nižšej úrovni. Na obrázku č. 4, ktorý je však založený na údajoch z roku 2003, je porovnanie výrobných nákladov 1 MWh spoločnosti Slovenské elektrárne, a.s. v rôznych typoch elektrární. Náklady sú rozdelené len na fixné a variabilné, za fixné môžeme považovať náklady na investície do výstavby (vysoké hlavne pri jadrových elektrárňach), zvyšné sú náklady variabilné.

Obr. č. 4 – porovnanie výrobných nákladov 1 MWh spoločnosti Slovenské elektrárne, a.s. Zdroj: Slovak Republic, Energy Policy Review 2005, International Energy Agency, p. 193

Z porovnania oboch obrázkov môžeme získať základnú predstavu o pomeroch medzi definovanými nákladmi u jednotlivých zdrojov elektrickej energie. Dôslednejšie porovnanie nie je možné, keďže medzi zdrojovými údajmi oboch tabuliek je niekoľkoročný rozdiel.

Práve spotreba zemného plynu vo svete (aj v EÚ samotnej) má v najbližších rokoch (vyhliadky do 2030 až 2050) narásť najviac (aj keď sa predpovede o rapídnom raste pravidelne upravujú a nie sú už tak ambiciózne ako pred pár rokmi). Keďže EÚ nemá dostatok vlastných zásob a vo svete je len niekoľko regiónov, ktoré sú významnými producentmi, dostávajú sa otázky zemného plynu na politickú úroveň. V EÚ existujú obavy z prílišnej závislosti na jednom zdroji suroviny, čo v prípade EÚ predstavuje hlavne vzmáhajúca sa Ruská Federácia.

Podľa údajov Medzinárodnej energetickej agentúry (IEA) globálny dopyt po zemnom plyne bude medzi rokmi 2005 a 2015 rásť ročne o 2,6%. Práve elektrárne na zemný plyn budú zodpovedné za polovicu celkového nárastu spotreby. Spotreba v krajinách OECD narastie z úrovne 1465 mld. m3 v roku 2005 na úroveň 1726 mld. m3 (priemerný očakávaný ročný rast o 1,7%) (16).

Vyššie uvedené faktory, tak pozitívne ako aj negatívne, stoja pri rozhodnutiach spoločností investovať do rozvoja elektrární na báze zemného plynu nie len na Slovensku.

Paroplynové elektrárne na Slovensku – existujúce a plánované

Na Slovensku, okrem niekoľkých malých areálových paroplynových cyklov, funguje len jeden veľký – Bratislavský paroplynový cyklus. Jeho výkon je 218 MW, v roku 2006 vyrobil 1001 GWh elektrickej energie a 2200 TJ tepla. Zároveň v roku 2006 spotreboval 247 mil. m3 zemného plynu. Paroplynový cyklus v Bratislave sa na celkovom inštalovanom výkone elektrickej energie krajiny podieľa cca. 4-mi %. Táto elektráreň je príkladom kombinovanej výroby elektriny a tepla s vysokou účinnosťou. Spoločnosť Penta, ktorá sa stala jediným vlastníkom Paroplynového cyklu v roku 2007, zároveň oznámila jeho ďalší rozvoj. V areáli spoločnosti chce postaviť ďalší, 60 MW, nový zdroj, podobný tomu existujúcemu (17). (17). Mohlo by tým dôjsť k nárastu spoločnej spotreby plynu nad úroveň 300 mil. m3.

V októbri 2007 došlo k spusteniu druhej, menšej, paroplynovej elektrárne na Slovensku v Leviciach. Jej prevádzkovateľom je spoločnosť Slovintegra a zariadenie dodáva elektrickú energiu ako aj teplo. Inštalovaný výkon predstavuje 80 MW a vyrobená energia je dodávaná do distribučnej sústavy Západoslovenskej energetiky  (18). Podľa pôvodných zámerov mala byť elektráreň pripojená priamo na tranzitný plynovod, čím by obišla platby SPP za distribúciu plynu. Od Ministerstva hospodárstva SR dostala aj povolenie na vybudovanie vlastnej distribučnej siete. Spoločnosť eustream podmienila pripojenie distribučnej siete odpredaním pripojovacieho zariadenia k prepravnej sieti zemného plynu, čím zneužila podľa Protimonopolného úradu svoje dominantné postavenie  (19).

Medzi ohlásené projekty, ktoré majú vysokú pravdepodobnosť realizácie, patrí paroplynová elektráreň v obci Malženice na západnom Slovensku. Predpokladaný výkon má byť 430 MW a začiatok prevádzky je predpokladaný na rok 2010. Projekt realizuje spoločnosť E.ON, ktorá ma 40%-ný podiel v Západoslovenskej energetike.

Podľa oficiálnych údajov sa predpokladá výroba na úrovni 2 TWh elektrickej energie, účinnosť bude na úrovni blízko 60%. Zdrojom energie bude zemný plyn, ktorého spotreba sa predpokladá na úrovni viac ako 500 mil. m3. Paroplyn nebude ďalej využívať a predávať vyrobené teplo, sústredí sa len na pološpičkovú výrobu elektriny  (20).

Z pohľadu sústavy je však elektráreň umiestnená nevýhodne. Nedostatok výrobných zdrojov je citeľný hlavne na východnom Slovensku, na západnom Slovensku je v dôsledku koncentrácie jadrových elektrární a Gabčíkova prebytok energie. V prípade paroplynového cyklu by dochádzalo aj k spätným chodom, kedy by zemný plyn prúdil na západ a vyrobená elektrická energia by išla na východ. Taktiež je otázna ekonomická efektívnosť investície, keďže sa s ďalším využívaním vyrábaného tepla nepočíta. Istá možnosť kompenzácie vedie cez dodávku podporných služieb ako aj cez predaj špičkovej, drahej, elektriny.

Na strednom Slovensku, neďaleko Lučenca, ohlásila oficiálne v júli 2008 výstavbu jednoduchého plynového cyklu spoločnosť Stredoslovenská energetika, a.s. Predpokladaný čas ukončenia výstavby je koniec roku 2009. Inštalovaný výkon dosiahne dva krát 50 MW a sústrediť sa má hlavne na dodávku špičkovej energie dodávanej do siete Slovenskej elektrizačnej prenosovej sústavy, a.s. To je aj dôvod voľby jednoduchého cyklu, ktorého ekonomické náklady by vysoká cena za špičkovú energiu pokryla. Stavba sa bude nachádzať v bývalom areáli kompresorovej stanice zemného plynu, čo uľahčí pripojenie na jeho zdroj, pretože sa nachádza na tranzitnom plynovode. Účinnosť zariadenia je vyrátaná na 41%. Keďže elektráreň bude pokrývať hlavne špičkové zaťaženia, nie je presne stanovená spotreba zemného plynu. Tá sa bude pohybovať, v prípade celoročnej prevádzky na najvyššej úrovni, maximálne na hodnote 91 mil. m3. Bude však záležať na dopyte po takejto elektrickej energii  (21).

Medializovaná taktiež bola spolupráca medzi českou spoločnosťou ČEZ a maďarskou ropnou a plynárenskou spoločnosťou MOL. Po prevzatí časti akcií zo strany ČEZ-u sa obe firmy dohodli na spoločnom postupe v elektroenergetike. Výsledkom majú byť dve paroplynové elektrárne, jedna v areáli Slovnaftu, druhá v Maďarsku. Spojením úsilia oboch firiem dôjde k synergickému efektu, nakoľko ČEZ má skúsenosti v elektroenergetike a MOL je plynárenskou spoločnosťou s prístupom k zdrojom. Zdroj, ktorý by mal byť postavený v areáli spoločnosti Slovnaft, bude mať kapacitu 800 MW (22). Predpokladá sa, že elektráreň s takým výkonom bude okrem stabilnej energie dodávanej Slovnaftu, dodávať aj silovú energiu do siete. Na základe oficiálne oznámeného výkonu elektrárne sa odhaduje spotreba zemného plynu na úrovni asi 1 mld. m3 ročne.

Medzi najnovšie mediálne avizované projekty patrí paroplynová elektráreň v areáli elektrárne vo Vojanoch na východe Slovenska. Inštalovaný výkon by mal predstavovať 400 MW a staviteľom budú Slovenské elektrárne, a.s. Táto elektráreň má význam hlavne z dôvodu nedostatku kapacít na východe Slovenska  (23). Posledný z rady veľkých ohlásených projektov je paroplynový cyklus v Žiline o výkone 500 MW (24).

Na Slovensku boli ohlásené aj viaceré menšie projekty paroplynových elektrární. Všetky spoločne budú prispievať k nárastu spotreby zemného plynu na Slovensku v najbližších rokoch. Po vypuknutí finančnej krízy je však otázne, ktoré z ohlasovaných projektov dostanú definitívne investičné rozhodnutie. Podľa dostupných informácií je najrealistickejšia dostavba paroplynov v Malženiciach a pri Lučenci. V každom prípade paroplynové elektrárne predstavujú smer, ktorý nie len na Slovensku dokáže v strednodobom horizonte pokryť nedostatok výrobných kapacít ako aj rast spotreby elektrickej energie. Preto projekty, ktorým môže pretrvávajúca kríza a z nej plynúce zdražovanie úverov znemožniť realizáciu v súčasnosti, sa môžu zrealizovať neskôr.

Rozvoj tohto typu elektrární nie je len slovenským špecifikom. Medzinárodná energetická agentúra (IEA) vo svojej štúdii „Natural Gas Market Review 2008“ uvádza, že paroplynové elektrárne sú popri veternej energii jediné dva zdroje, u ktorých od roku 2000 dochádza ku konštantnému rastu výrobnej kapacity. V EÚ by sa mal podiel týchto zdrojov zvýšiť zo 16% v roku 2000 na 25% v roku 2010. Pre viaceré krajiny je ich rozvoj jedna z najlacnejších možností ako v krátkodobom horizonte zredukovať emisie CO2  (25).

Vývoj spotreby zemného plynu na Slovensku

V roku 2006 predstavoval predaj zemného plynu v Slovenskej republike 6,283 mld. m3. U veľko- a maloodberateľov došlo k rastu spotreby, zatiaľ čo u domácností došlo k zníženiu. Dôvodom boli úsporné opatrenia, ale hlavne rast cien plynu a tým zvýhodňovanie iných palív ako drevo a uhlie. Podľa návrhu Stratégie energetickej bezpečnosti by spotreba plynu do roku 2013 mala ostať na zhruba dnešnej úrovni alebo narásť na maximálne 7 mld. m3. Spomínaná stratégia počíta s nutnosťou výstavby dvoch paroplynových cyklov – jedného na východnom a jedného na strednom alebo západnom Slovensku. Oba by mali mať kapacitu cca. 200 MW a dôvodom je pokrytie dopytu po elektrickej energii ako aj regulácia sústavy (26).

Z uvedeného vyplýva, že paroplynové zdroje, ktoré investori plánujú postaviť, prekračujú plány definované v dokumente. Z toho taktiež vyplýva, že možno očakávať väčší nárast spotreby zemného plynu, ktorá síce na strane domácností klesá, ale je kompenzovaná rastom spotreby u podnikateľských subjektov.

Ak by sa zrealizovali len projekty v Malženiciach a v Lučenci, došlo by od roku 2010 k nárastu spotreby zemného plynu o 600 mil. m3. Tieto projekty sa javia ako najkonkrétnejšie a istota ich výstavby je vysoká.

Za pomerne istý možno považovať aj projekt paroplynovej elektrárne v areáli spoločnosti Slovnaft. Na jednej strane by dokázala pokrývať náročnú energetickú rafináciu ako aj dodávať priemyselné teplo. Na druhej by umožnila prienik investorom na trh s elektrickou energiou v oblasti, ktorú ČEZ definuje ako svoju prioritnú. Realizáciou tohto projektu by došlo k nárastu spotreby o cca. 1 mld. m3, v prípade, ak by sa zrealizovala v medializovanom výkone 800 MW. Otázny však ostáva termín dostavby.

Medzi menej isté patria veľké projekty vo Vojanoch a v Žiline. Oba majú podobný výkon, 400 respektíve 500 MW. Ich realizáciou by stúpla spotreba o ďalšiu cca. 1 mld. m3. Do roku 2010 možno teda rátať s nárastom o 600 mil. m3 a v strednodobom hľadisku o ďalšie 2 mld. m3 pri zachovaní súčasných trendov spotreby podnikateľských subjektov a domácností  (27).

Paroplynové elektrárne sú závislé na vývoji cien zemného plynu na svetových trhoch. Väčšina konktraktov je viazaných na ropu a jej deriváty, ktoré zažívajú rôzne cenové výkyvy. Tento vývoj teda postihne s niekoľko mesačným oneskorením aj ceny plynu a preto ho treba brať pri výstavbe do úvahy. Na druhej strane je výstavba PPC lacnejšia a rýchlejšia ako výstavba iných konvenčných zdrojov, čo im dáva čiastočnú výhodu. A ak je raz elektráreň postavená, je ťažké si predstaviť, že by aj napriek vysokej cene zemného plynu neprodukovala zisk.  Práve zameranie paroplynových cyklov, možná predikcia ich spotreby a relatívna stálosť výkonu (v prípade ak nepokrývajú len špičkové dodávky) dávajú možnosť na nové typy flexibilných, na mieru šitých, dodávok zemného plynu, ako aj priestor na vstup alternatívnych dodávateľov.

It is the orientation of steam-gas cycles, possible prediction of their consumption and relative output constancy (if they don’t cover peak supplies only) which provide room for new types of flexible tailor-made earth gas supplies as well as the entry of alternative suppliers.

Možné zdroje zemného plynu pre PPC

Práve rozvoj liberalizácie na trhu so zemným plynom a výstavba zdrojov PPC, ktoré nepatria do portfólia dominantných výrobcov energie, stavajú do pozornosti otázky zdrojov zemného plynu pre elektrárne. V podstate ich možno rozdeliť do dvoch kategórií – zmluvná dohoda s existujúcim monopolným (dominantným) dodávateľom plynu na danom území alebo dohoda s alternatívnym dodávateľom. Práve druhá možnosť je v súčasnosti zaujímavým možným trendom, ktorý podporuje aj formálne otvorenie trhu v SR platné od roku 2007.

Ako zdroj plynu od alternatívnych dodávateľov môžu slúžiť dve možnosti; do úvahy neberieme domácu ťažbu, ktorá je na Slovensku zanedbateľná. Prvou možnosťou sú swapové operácie (výmena plynu) medzi alternatívnym dodávateľom a dominantnou spoločnosťou. Priestor na výmenu komodity bude existovať, pretože za novými možnými dodávateľmi budú silné nadnárodné spoločnosti s jednoduchým (a hlavne existujúcim) prístupom k plynu. V praxi by to znamenalo výmenu dodávok zemného plynu pre paroplynovú elektráreň za iný obdobný kontrakt na inom území. Mohlo by ísť buď o kontrakt na dodávku plynu pre konkrétneho odberateľa alebo o kontrakt na zemný plyn samotný (bez ďalšieho určenia).

Druhou možnosťou zdroja zemného plynu alternatívnych dodávateľov sú plynárenské obchodné miesta, hub-y. V prípade Slovenska je najbližšie obchodné miesto v rakúskom Baumgartene. Na jeho obchodnej platforme je registrovaných viac ako 50 aktívnych účastníkov, medzi ktorými sa nachádzajú aj slovenské spoločnosti. Na huboch dochádza k transparentnejšej tvorbe ceny ako v dlhodobých kontraktoch. Obchodné miesta poskytujú väčšiu flexibilitu, z čoho pramení aj možnosť voľby servisov, ktoré si odberateľ plynu u obchodníka objedná (princíp výberu z menu, avšak zodpovednosť za nevhodný výber servisu). Dodaný zemný plyn často nie je reštriktívne obmedzovaný destinačnou klauzulou, ktorá nezabraňuje ďalšiemu predaju komodity. Teoreticky by sa teda v prípade, kedy sa elektrárni neoplatí vyrábať elektrickú energiu (ceny zemného plynu extrémne vysoké, plus náklady na výrobu elektriny – nekonkurečná vyrobená cena elektriny), mohla spoločnosť rozhodnúť ďalej predať zemný plyn namiesto jeho spálenia v turbíne.

Je otázne, na koľko sú ceny na huboch a v dlhodobých kontraktoch odlišné a v neprospech ktorého typu. K obchodovaniu na huboch sa pridávajú aj problémy s dopravou plynu a so skladovaním, preto obchodník musí mať zmluvy tak s operátorom tranzitnej a distribučnej sústavy, ako aj s prevádzkovateľom zásobníkov zemného plynu.

Tento typ dodávok zemného plynu pre elektrárne na Slovensku je však zatiaľ len v teoretickej rovine, avšak ho nemožno opomenúť. Samozrejme, rozhodujúcim faktorom je cena komodity dodanej na vstupe do elektrárne.

Záver

Rozvoj paroplynových elektrární samozrejme nemôže byť živelný a musí byť v súlade s rozvojovými plánmi tak prevádzkovateľa sietí, ako aj stratégiou štátu. Ich hlavným rizikom je silná korelácia s cenami zemného plynu, u ktorých sa výrazný pokles neočakáva. K ich výhode patrí regulácia výkonu, a teda aj možnosť rozvoja a pripájania (nestabilných) obnoviteľných zdrojov energie do siete. Rozvoj plynových elektrární je zároveň výzva pre nových vstupujúcich dodávateľov na otvorený trh s dodávkami zemného plynu, aby sa na trhu usadili a vybrali si vhodných zákazníkov.