Obsah 1
POZIČNÍ DOKUMENT – MANAŽERSKÉ SHRNUTÍ ............................................................ 4
Úvod: bezpečné fungování elektrizačních soustav ................................................................ 4 Bezpečnost provozu středoevropských elektrizačních soustav do roku 2015 ................... 4 Vnitřní opatření společnosti ČEPS do roku 2015 .................................................................... 5 Návrhy společnosti ČEPS jak zvrátit nepříznivý vývoj bezpečnosti provozu ...................... 5 2
VÝVOJ VtE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020 ................... 7 2.1
Cíle 20/20/20 v EU a DE ............................................................................................... 7
2.1.1
Úvod .......................................................................................................................... 7
2.1.2
Závazné cíle pro EU a členské země ....................................................................... 7
2.1.3
Cíle pro Německo ..................................................................................................... 7
2.2
Rozvoj větrné energie v EU a Německu do r. 2020 ..................................................... 8
2.2.1
Rozvoj větrné energie v Evropě................................................................................ 8
2.2.2
Rozvoj VtE v Německu ............................................................................................. 8
2.3
Koordinace provozu mezi provozovateli přenosových soustav – TSC ......................... 9
2.4
Rozvoj trhu, i v kontextu vývoje VtE ........................................................................... 10
2.5 Financování projektů VtE – a jejich integrace - v kontextu EU finančních zdrojů a výzev 10 2.6 Rozpor mezi délkou povolovacích procesů pro větrné parky (vč. příbřežních) a pro výstavbu přenosové infrastruktury .......................................................................................... 11 3
4
5
6
VÝSLEDKY EWIS ............................................................................................................... 12 3.1
Výsledky EWIS, platné pro region střední a východní Evropa a pro ČR.................... 13
3.2
Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí ............................................. 14
3.3
EWIS definoval řadu podmínek pro úspěšnou integraci VtE… .................................. 15
3.4
Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS .................................................... 15
3.5
Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě ............................................................. 16
HISTORIE LISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (v letech 2008, 2009) .................. 16 4.1
Příčiny ......................................................................................................................... 16
4.2
Modelová kritická situace v listopadu 2008 a pravděpodobnost opakování............... 17
4.3
Nápravná opatření ...................................................................................................... 17
ANALYTICKÉ SÍŤOVÉ VÝPOČTY – VLIV POSÍLENÍ SÍTÍ A INSTALACE PST ................ 18 5.1
Srovnání modelu HNBE s REFERENČNÍM modelem ............................................... 18
5.2
Vliv instalace PST na německo-polském profilu (model HNBE) ................................ 19
5.3
Vliv nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku (model HNBE) ..................... 20
5.4
Vyhodnocení výpočtů.................................................................................................. 21
OPATŘENÍ ČEPS PRO UDRŽENÍ BEZPEČNÉHO PROVOZU......................................... 22 6.1
Posilování vedení, investiční akce .............................................................................. 22
6.2
Proměnlivé zatížitelnosti linek podle období/počasí ................................................... 23
6.3
Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření .................................................. 23
6.3.1
Změna základního zapojení HRA a HRD .............................................................. 23
6.3.2
Převedení V412 z HRA do HRD ............................................................................. 24
6.3.3
Převedení blokového vedení EPR z HRD do HRA ................................................ 24
6.3.4
Další možnosti rekonfigurace ................................................................................. 24
6.3.5
Dílčí závěr - Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření .......................... 24 2
6.4
Redispečink ................................................................................................................ 24
6.5
Realizace investice PST Hradec ................................................................................ 24
7
FINANČNÍ NÁKLADY NÁPRAVNÝCH OPERATIVNÍCH OPATŘENÍ ................................ 25 7.1
Redispečink v ES ČR a opatření u sousedů v rámci bilaterálních smluv ................... 25
7.2
Nápravná opatření v rámci TSC ................................................................................. 25
8 PŘÍPADNÉ FINANČNÍ INVESTIČNÍ NÁKLADY ČEPS, VYVOLANÉ RŮSTEM ZDROJŮ VtE, TRŽNÍMI SILAMI A OPATŘENÍMI NA PL/DE PROFILU ................................................... 26 9 NUTNÉ EXTERNÍ PODMÍNKY PRO BEZPEČNÝ PROVOZ PS VE STŘ. EVROPĚ K ROKU 2013/2015 .................................................................................................................... 26 9.1
Dokončení linek mezi severem a jihem Německa ...................................................... 26
9.2
Případné odstoupení PSE Operator od stavby PST .................................................. 26
9.3
Důsledné fungování TSC ............................................................................................ 26
9.4
Operativní regulace výkonů VtE v Německu .............................................................. 27
9.5
Operativní regulace importů do Rakouska ................................................................. 27
10
ZÁVĚR ............................................................................................................................ 27
11
Seznam použitých zkratek .............................................................................................. 29
3
1 MANAŽERSKÉ SHRNUTÍ
Poziční dokument společnosti ČEPS: Bezpečnost provozu přenosových soustav v ČR a ve střední Evropě do roku 2015 Studie EWIS (European Wind Integration Study - http://www.wind-integration.eu/) zanalyzovala rozvoj větrných zdrojů do roku 2015 a vypracovala realistický tržní model evropských sítí k tomuto datu. Modelové výpočty ukázaly na kritickou úroveň provozování přenosových soustav ve středoevropském regionu, které bude stále více ovlivňováno dynamicky narůstajícími větrnými kapacitami s přerušovanou výrobou v oblasti Severního a Baltského moře. Další skutečností, se kterou se budou muset, bez ohledu na budoucí prognózy instalovaných větrných kapacit, provozovatelé přenosových soustav vyrovnat jsou předpokládané masivní tržní transakce (např. export z Německa do Rakouska). Zpráva EWIS doporučila řadu opatření jak identifikovaným problémům čelit. I přes tato doporučení však provozovatelé přenosových soustav v regionu CEE přistupují k řešením (výstavba transformátorů s regulací fáze), kterými sice ochrání svůj systém, za nějž jsou odpovědni, ale zároveň tím vytěsní toky výkonů ke svým sousedům. Tento poziční dokument analyzuje kritický stav, ve kterém se mohou ocitnout středoevropské přenosové soustavy v horizontu pěti let, pokud se na mezinárodní úrovni nezrealizují účinná nápravná opatření – sladění růstu větrných zdrojů s rozvojem síťových investic, přehodnocení některých investičních záměrů, harmonizace obchodních aktivit s fyzikálními možnostmi sítí, zlepšená koordinace mezi provozovateli přenosových soustav a účinná regulace výroby z větrných zdrojů v případě ohrožení bezpečnosti provozu soustav…
Úvod: bezpečné fungování elektrizačních soustav Přenosové soustavy na evropském kontinentě jsou navzájem synchronně propojeny a tvoří jeden fyzikální celek od Portugalska po Polsko a z Dánska do Řecka. Toto propojení umožňuje na jedné straně obchody s elektřinou a vzájemnou solidární výpomoc mezi jednotlivými provozovateli přenosových soustav (PPS), na straně druhé dochází v synchronním systému současně ke sdílení problémů v podobě systémových poruch či nestabilitě. Je důležité si rovněž uvědomit, že sjednané obchody s elektřinou mezi dvěma zeměmi vyvolávají fyzikální toky výkonů, které zdaleka nenásledují obchodní cesty takových tržních transakcí. Tyto toky sledují cestu nejmenšího „odporu“ v síti, takže např. export elektřiny z Německa do Rakouska z části prochází přes Polsko a Česko, protože tato „elektrická cesta“ je kratší než přímým – ale přitom nedostatečným – propojením uvnitř Německa a do Rakouska. Takto jsou zatížena – a mohou být i přetížena sousední přenosová vedení. Toky výkonů jsou ovlivňovány umístěním výrobních kapacit a míst spotřeby. Jinými slovy, elektřina „teče“ z místa jejího přebytku do místa její nejbližší spotřeby. Takže fouká-li vítr na severu Německa, přebytek výkonu z obnovitelných zdrojů elektřiny OZE je záměrně, podle vnitroněmeckých pravidel, přenášen k místům spotřeby na jihu na základě pravidla rovnoměrné spotřeby elektřiny vyrobené v OZE – ale opět cestou nejmenšího „odporu“, tedy paralelními cestami přes Benelux na západě a Polsko a Česko na východě. V elektrizační soustavě navíc musí být v každém okamžiku suma spotřeby přesně krytá výrobou, jinak dojde k odchylkám nominální frekvence 50 Hz, poklesu kvality elektřiny a poruchám v zásobování. Zdroje s přerušovanou a těžko predikovatelnou výrobou, jako větrné, musí být zálohovány klasickými kapacitami, aby nedošlo k přerušením dodávek elektřiny spotřebitelům. Z důvodu bezpečnosti se musí počítat s výpadky výrobních jednotek a prvků infrastruktury. V každém okamžiku musejí být soustavy v režimu bezpečného provozu, a to i při výpadku jednoho síťového elementu – mají tedy splňovat bezpečnostní kritérium „n-1“.
Bezpečnost provozu středoevropských elektrizačních soustav do roku 2015 Studie EWIS varuje před kritickou situací ve středoevropských přenosových soustavách a v síti České republiky v následujících pěti letech. Primární příčinou problémů v přenosové soustavě 4
ČR jsou tzv. kruhové toky a paralelní toky výkonů z výrobních lokalit VtE na severu Německa a masivní export elektřiny z Německa do Rakouska. Oba tyto fenomény způsobí přetěžování vnitřních sítí ČR a Polska k roku 2015 už v základním stavu – tedy bez výpadku vedení. Podle simulačních výpočtů na tržním modelu bude profil CZ-DE omezován po cca 30 % roku. V případě vyšších exportů z Německa do Rakouska (řádově 5000 MW a výše) nebude možné dodržet v PS ČR kritérium n-1, a to ani za předpokladu, že bude realizováno plánované posílení sítí v Německu a zejména v Rakousku (4 nová dvojitá vedení 400 kV). Při plánované instalaci transformátorů s regulací fáze (PST) v Polsku (a jejich omezení přenosu z Německa na plánované hodnotě 2500 MW) nebude takový export možný vůbec. Došlo by totiž k přetížení vedení V420 už v základním zapojení (tj. bez výpadku jiného vedení), nehledě na přetěžování vedení v sousedních soustavách. Bohužel ČEPS nebyla přizvána jako účastník rozvojových studií o vlivu staveb dvou transformátorů s regulací fáze polským provozovatelem PS PSE Operator na sousední soustavy.
Vnitřní opatření společnosti ČEPS do roku 2015 ČEPS bude realizovat řadu vnitřních opatření s cílem minimalizovat dopady nepříznivých mezinárodních faktorů na bezpečnost provozu. Mezi nejvýznamnější patří:
Trvalé přepojení vedení V412 z rozvodny Hradec Východ do rozvodny Hradec Západ a vedení V420 naopak, Zvýšení zatížitelnosti vedení V412 z původní hodnoty 1740 A na 2000 A.
Bude aplikována zvýšená zatížitelnost vybraných vedení v době podmínek, takže přenosová schopnost může stoupnout až o 20 %. a zapojení rozvoden má za cíl omezit přetěžování určitých prvků tedy krátkodobá aktivace/deaktivace výroby v konkrétní oblasti efektivní nástroj při řešení provozních situací.
příznivých povětrnostních Řada rekonfigurací vedení sítě. Naopak, redispečink, nemůže být využita jako
Návrhy společnosti ČEPS jak zvrátit nepříznivý vývoj bezpečnosti provozu Jedním z důležitých nástrojů je zlepšení koordinace v přípravě provozu i v reálném čase mezi dispečinky středoevropských provozovatelů přenosových soustav (PPS). ČEPS podporuje aktivity jedenácti PPS v rámci iniciativy TSC – TSO Security Cooperation, která bude v budoucnu účinným nástrojem pro koordinované řízení přenosových soustav v regionu. V této souvislosti by bylo žádoucí, aby se do budoucna do tohoto systému zapojili i další PPS z regionu střední a východní Evropy. Alarmující předpovědi EWIS i vlastních modelových výpočtů ČEPS akcentují nutnost najít další účinná opatření i mimo ČEPS, která zamezí přetěžování sítí a dovolí jejich bezpečné provozování do roku 2015 a dále. Je nezbytné dojít k vzájemnému konsensu mezi zainteresovanými stranami Německa, Rakouska, Polska a ČR k provedení následujících opatření: Německo – koordinovat množství připojovaných VtE s rozvojem sítí ve střední Evropě a v nouzových situacích operativně snižovat hodnoty výkonu z VtE do doby, než Německo zajistí všechna potřebná posílení svých přenosových soustav, Německo – včas uvést do provozu potřebná posílení přenosových soustav, Polsko – přehodnocení rozhodnutí PSE Operator o instalaci PST, které zhorší přetěžování prvků sítě ČEPS, Pokud se potvrdí identifikovaná rostoucí ohrožení bezpečnosti provozu přenosové soustavy České republiky, způsobená zpožděním posílení přenosové soustavy Německa a instalací PST na polsko-německém profilu, ČEPS nainstaluje nadproudové ochrany na svých vybraných vedeních jako obranu proti zničení prvků přenosové soustavy ČR, Německo/Rakousko – omezení předpokládaného objemu importů do Rakouska z Německa tak, aby obchodní výměna nepřevyšovala fyzické možnosti propojených soustav. Podle dat entsoe.net a modelových výpočtů zprávy EWIS vyčlenění tohoto profilu z alokačního mechanizmu způsobuje velké odchylky mezi obchodními a skutečnými (fyzickými) přenosy a vyvolává toky, které přetěžují okolní soustavy, zejména soustavu ČEPS. 5
Úspěšná integrace obnovitelných zdrojů energie, především větrných elektráren, nezávisí pouze na míře finanční, administrativní a politické podpory těchto zdrojů, ale ve stejné míře i na adekvátním rozvoji přenosové infrastruktury a na podmínkách jejího bezpečného provozování. K tomu je třeba prosadit důležité nástroje – zkrátit administrativní povolovací řízení, povýšit stavbu liniových staveb jako politickou prioritu a alokovat evropské prostředky do projektů posílení evropských sítí. Důsledkem bude vyrovnání se s masivními toky, vyvolanými geograficky koncentrovanou výrobou z větrných zdrojů a volného mezinárodního obchodu s elektřinou. Všechny kroky, které budou realizovány v souvislosti s integrací obnovitelných zdrojů energie, musejí být na národní, regionální i celounijní úrovni důsledně diskutovány relevantními entitami (provozovatelé přenosových soustav, regulační orgány, výrobci elektřiny, distribuční společnosti, obchodníci s elektřinou…). ČEPS si je vědoma, že implementace těchto opatření je závislá nejen na rozhodnutí provozovatelů PS, ale především na legislativním a politickém prostředí. Apeluje proto i na zákonodárce, regulační orgány a na politiky, aby při znalosti problémů, které jsou před námi, přijímali racionální a odpovědná rozhodnutí. Vzhledem k existenci mnohaletého cyklu plánování v energetice, povolování a stavby přenosové infrastruktury (až okolo 10 let) vyvstává také nutnost zpracování nové studie EWIS, která by prozkoumala dopad předpokládaného rozvoje kapacit VtE na provoz sítí k roku 2020/2025 a identifikovala nezbytné podmínky pro jejich bezpečnou integraci, včetně definice nutného posílení sítí.
6
2 VÝVOJ VtE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020 2.1 Cíle 20/20/20 v EU a DE 2.1.1 Úvod Evropská unie přijala v roce 2008 balíček opatření zaměřený na boj proti klimatickým změnám a na zlepšení bezpečnosti a konkurenceschopnosti v oblasti dodávek energie (klimatickoenergetický balíček - iniciativa 20-20-20). Řeší tři základní oblasti z hlediska EU jako celku: snížení vlastních emisí o 20 % ve srovnání s úrovněmi roku 1990, zvýšení, resp. dosažení 20 % podílu obnovitelné energie na energetické spotřebě a zlepšení (zvýšení o 20 %) energetické účinnosti, tj. snížení energetické spotřeby o cca 13 %. Pro každý stát z tohoto balíčku vyplývají konkrétní cíle, jichž musí do roku 2020 závazně dosáhnout. Tyto závazky jsou mj. součástí přílohy č. 1 směrnice o podpoře obnovitelných zdrojů energie (OZE). Česká republika tak má v souladu s obsahem směrnice dosáhnout v roce 2020 13% podílu energie z OZE (oproti 6,1% podílu z r. 2005) na hrubé konečné spotřebě energie země, Německo pak ke stejnému datu má dosáhnout 18% podílu (z úrovně 5,8 % v r. 2005).
2.1.2 Závazné cíle pro EU a členské země Každý stát musí dle obsahu směrnice o podpoře využívání energie z OZE vypracovat závazný Národní akční plán, v němž uvede, jak konkrétního národního cíle dosáhne a zároveň si stanoví limity/podíly energie z OZE v dopravě a při výrobě elektřiny, výtápění a chlazení v roce 2020. Pro sektor elektřiny to pak znamená určení podílů jednotlivých druhů OZE v závislosti na tom, jakým druhem zdrojů daná země disponuje (solární, větrnou, vodní, mořskou, přílivovou a geotermální energii, biomasou…). Každá členská země by měla Národní akční plán (National Renewable Energy Action Plan - NREAP) předložit Komisi nejpozději do 30. 6. 2010. Národní cíle pro sektor elektřiny mohou být např. vzaty v úvahu při přípravě a následné aktualizaci desetiletého plánu rozvoje sítí EU (TYNDP – Ten-Year Network Development Plan), jehož tvorba je v kompetenci asociace ENTSO-E. Tento, dle obsahu nařízení č. 714/2009 ES „nezávazný“ plán, zahrnuje vytváření modelů integrované sítě, vypracovávání scénářů, výhled přiměřenosti výrobních kapacit v Evropě (tedy i prognózy instalovaného výkonu ve větrných elektrárnách - VtE) a posouzení odolnosti soustavy. Pro dosažení požadovaných cílů (národních i celounijních) je ve velké míře unijními institucemi podporováno využívání větrné energie. Evropská unie si uvědomuje obrovský potenciál větrné energie zvláště na moři, který se stane pro mnohé členské státy nástrojem pro splnění cílů a uvádí, že “je pravděpodobné, že do roku 2020 bude využitý potenciál větrné energie na moři zhruba 30-40x vyšší, než je současná instalovaná kapacita (1,1 GW instalovaných v příbřežních elektrárnách na moři z celkových 56,5 GW instalovaných ve VtE v EU v r. 2007), a v časovém horizontu do roku 2030 by to mohlo být až 150 GW.“ 1
2.1.3 Cíle pro Německo Díky disponibilitě vhodných podmínek pro instalování masivních větrných zdrojů, bylo Evropskou unií vybráno právě Německo, jakožto vhodná lokalita pro rozvoj větrných elektráren, a to jak pozemních, tak příbřežních. Vzhledem k deklarované podpoře nových příbřežních větrných parků v Severním a Baltském moři bude tento trend do roku 2020 pokračovat. Německo bude i z tohoto důvodu zahrnuto do prioritních opatření v oblasti infrastruktury, kde se počítá s vytvořením Severomořské příbřežní sítě, která by měla být budována z důvodu optimálního vzájemného propojení vnitrostátní sítě západní Evropy s novými plánovanými projekty mořských větrných elektráren.
1
Sdělení Komise EP, Radě, EHV a VR – Větrná energie na moři: opatření nezbytná pro splnění cílů energetické politiky na rok 2020 a dále, 12. prosince 2008 7
2.2 Rozvoj větrné energie v EU a Německu do r. 2020 V období 1995-2005 se souhrnný instalovaný výkon větrných elektráren (VtE) v EU zvyšoval v průměru o 32 % ročně, přičemž v roce 2007 přes 40 % veškeré nové kapacity na výrobu elektřiny, přidané do evropských distribučních soustav, pocházelo z větrných elektráren.
2.2.1 Rozvoj větrné energie v Evropě
Obrázek 2-1 Odhady instalovaných kapacit VtE – Best estimate – Nejlepší odhad a Optimal Optimistic Wind – Optimistický scénář podle zprávy EWIS
Celkově by do roku 2015 dle prognózy větrných kapacit podle scénářů Best estimate a Optimal – Optimistic Wind studie EWIS mohlo být v rámci Evropy (evropská 27 a Švýcarsko) instalováno ve větrné energii od cca 140 do 183,6 GW (viz Obr. 2-1). Podle modelového scénáře použitého v druhém Strategickém přezkumu energetické politiky EU bude do roku 2020 tvořit větrná energie více než třetinu veškeré elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů a do roku 2030 to bude téměř 40 %, což bude k tomuto časovému horizontu představovat celkovou investici ve výši nejméně 200–300 mld. EUR. Ke konci roku 2009 už bylo v rámci evropské „27“ souhrnně instalováno téměř 74 767 MW ve větrné energii, v celé Evropě to bylo 76 152 MW. V roce 2009 bylo v rámci EU instalováno celkově 10 163 MW nových kapacit VtE, přičemž největší nárůst byl zaznamenán ve Španělsku, Německu, Francii, Itálii a ve Velké Británii.
2.2.2 Rozvoj VtE v Německu Německo patří k zemím s nejvyšším instalovaným výkonem VtE. Progresivní nárůst větrných elektráren nastal od druhé poloviny 90. let 20. století. V období 1990-2008 vzrostl instalovaný výkon OZE z 4651 na 37 406 MW, ve VtE byl nárůst z 56 na 23 895 MW. Podíl výroby OZE na spotřebě elektřiny se v tomto období téměř zpětinásobil – v roce 1990 činil 3,4 %, v roce 2008 to bylo 15,1 %, díky zejména vodním a větrným elektrárnám a výrobě elektřiny z biomasy. Celková výroba elektřiny z OZE činila v roce 2008 více než 92 TWh, tedy více než celková spotřeba ČR. Odhaduje se, že z předpokládaného instalovaného výkonu větrných elektráren v roce 2015 v Evropě (až 139 GW) by největší koncentrace nových zdrojů mohla být v Německu (a Španělsku), přičemž v případě Německa se očekává do roku 2030 minimálně zdvojnásobení počtu větrných elektráren na moři (viz Obr. 2-2). 8
Obrázek 2-2: Integrace větrné energie v Německu (zdroj:Wind Energy – VDMA Power System)
2.3 Koordinace provozu mezi provozovateli přenosových soustav – TSC Při řízení provozu propojených soustav v nestabilních podmínkách neřízeného připojování a odpojování části zdrojů (OZE) se ukazuje jako nezbytná spolupráce mezi provozovateli přenosových soustav (provozovatelé PS) v regionu střední a východní Evropy. Jedině důslednou a cílenou koordinací nápravných opatření, prováděných v propojených sítích, lze dosáhnout alespoň významného snížení dopadů vysoké výroby ve VtE na severu Evropy a zvyšujících se tržních aktivit na porušování kritéria spolehlivého provozu či lokálního přetěžování prvků sítě. Podle zkušeností z předchozích provozních situací vedly nekoordinované kroky jednotlivých dispečinků k přesouvání problémů na sousední přenosové systémy. Touto situací dotčení provozovatelé PS v regionu střední a východní Evropy (společnosti amprion, ČEPS, EnBW, Tiwag, PSE Operator, swissgrid, TenneT, transpower, 50Hertz, Verbund a VKW Netz), zásobující cca 170 milionů obyvatel se na podzim roku 2008 dohodli na společném postupu cestou decentralizované koordinace provozu. Byla podepsána smlouva, na základě které byl spuštěn projekt TSC (http://www.tso-security-cooperation.eu). Cílem této iniciativy je pomocí společně nastavených pravidel, procesů a opatření zlepšit vzájemnou každodenní komunikaci a procesně řízenou součinnost dispečinků zainteresovaných provozovatelů PS s využitím společné IT platformy (CTDS – Common Tool for Data Exchange and Security Assesment) pro provádění výpočtů chodu sítě od předpovědí cca 2 dny předem, den předem, uvnitř dne až blízko k reálnému provozu. Po společné analýze očekávaných provozních situací by měla následovat koordinovaná opatření v sítích všech dotčených provozovatelů PS. Současně všichni tito provozovatelé mohou při řízení své přenosové sítě využívat údaje o provozu okolních soustav z provozovaného výstražného a varovného systému (RAAS – Real time Awarness and Alarm System). Pro komunikaci mezi dispečery bude sloužit audiovizuální zařízení zajišťující možnost provádění pravidelných denních videokonferenčních hovorů mezi jednotlivými provozovateli PS. Nejdůležitější částí projektu je soubor vzájemně odsouhlasených nápravných kroků prováděných pro bezpečný provoz PS a soubor nástrojů pro dispečera tzv. Tool Box, řešící komplexně nejen technickou, ale i ekonomickou stránku těchto opatření. 9
Nastavení jasných pravidel spolupráce, provádění společných výpočtů, analýz provozu a koordinovaných opatření při řízení provozu propojených soustav by mělo zvýšit spolehlivost provozu, omezit vliv extrémních toků vyvolaných provozem VtE v Německu a současně umožnit i větší propustnost na profilech mezi jednotlivými provozovateli PS. Zlepšená komunikace mezi dispečinky a nepřetržitá výměna provozních informací o stavu jednotlivých soustav by měly přinést výhodu v rychlé reakci provozního personálu na neočekávané provozní situace s možností současně prováděných opatření v několika systémech PS najednou oproti dosavadní bilaterální spolupráci. Současně se očekává, že se zvýší možnosti regulace (odstavování části VtE na severu Německa) jinak neřízených zdrojů v případech extrémních vlivů na spolehlivý provoz naší sítě i omezování přetoků z důvodu zvýšených importů do některých soustav na jihu Evropy (Rakousko, Balkán …) využívajících nízkých cen energie. V polovině roku 2010 bude implementována 1. etapa IT řešení, spolu s ní budou zkušebně nasazeny i procesy komunikace a koordinovaného decentralizovaného řízení a na základě zkušeností budou tato opatření a prostředky nastaveny tak, aby od 1. 1. 2011 celá spolupráce TSC mohla plnohodnotně fungovat.
2.4 Rozvoj trhu, i v kontextu vývoje VtE Dynamický vývoj větrných elektráren, zejména na severu kontinentální Evropy je skutečností a fenoménem, který se bezprostředně dotýká trhu s elektřinou a problematiky přeshraničních přenosových kapacit. Dopad větrných elektráren na trh a sítě má více dimenzí. Vzhledem ke specifickému charakteru výroby vyznačujícího se vysokou volatilitou vyráběného výkonu podle aktuálních klimatických a povětrnostních podmínek leží těžiště uplatnění VtE zejména v krátkodobém obchodování na úrovni dne, případně uvnitř dne. Již zmíněná nárazovost výroby, a to jak v čase, tak velikosti, se promítá do rozložení toků v sítích a přispívá tak ke vzniku úzkých míst. Toto je nutno následně zohlednit při procesu stanovování přenosových kapacit, které jsou kalkulovány pro potřeby trhu. Jedná se tedy o určitý uzavřený kruh. V současné době jsou v regionu střední a východní Evropy - CEE přidělovány přeshraniční kapacity většinou na principu explicitních tzv. NTC based aukcí, a to jak společných, tak bilaterálních. Velikost kapacit je nepřímo ovlivňována výrobou ve větrných elektrárnách a při zvýšených hodnotách dodávky (tisíce MW) dochází k omezování přeshraničních přenosových kapacit na některých profilech a směrech. I přes připravovaná protiopatření na straně provozovatelů přenosových soustav lze očekávat společně s růstem výroby ve VtE minimálně setrvalý stav, avšak spíše prohloubení současných problémů. Vzhledem k dosavadnímu a očekávanému nárůstu zdrojů s přerušovanou výrobou v síti je zřejmé, že bude pokračovat trend přechodu od dlouhodobé fáze alokace (rok a měsíc) směrem ke krátkodobým alokacím – den předem a vnitrodenním (day ahead a intraday), což je současně nutné zohlednit i na straně provozovatelů přenosových soustav při provozním plánování. V souvislosti s bezpečností provozu, ale především z hlediska zajištění adekvátního množství přenosových kapacit se rovněž intenzivně pracuje na přípravě tzv. flow based alokace, která by dle některých očekávání měla lépe zohledňovat situaci v sítích díky detailnějšímu modelování a lépe tak reagovat na vliv výroby VtE. Současně probíhá proces regionální integrace trhů s elektřinou, jehož cílem je jednotný vnitřní trh s elektřinou. Bez ohledu na metodiku výpočtu a alokace přeshraničních kapacit je nezbytné, aby obchodování elektřiny z VtE bylo součástí společné alokační procedury, na rozdíl od současného stavu, kdy export elektřiny z Německa do Rakouska pomocí existující společné tržní zóny ovlivňuje a přetěžuje kruhovými toky zvláště českou a polskou přenosovou soustavu.
2.5 Financování projektů VtE – a jejich integrace v kontextu EU finančních zdrojů a výzev (Detailní informace je uvedena v Annexu)
10
Z důvodu splnění unijních environmentálních cílů do roku 2020 je v maximální možné míře unijními institucemi, především Evropskou komisí, podporováno (politicky i finančně) využívání oceánů a moří s ohledem na jejich větrný potenciál. Proto ministři členských států EU odpovědní za sektor energetiky v únoru 2009 odsouhlasili podporu koordinovaného přístupu mezi Evropskou komisí a členskými státy „s cílem nákladově efektivním způsobem napomoci zavádění mořských větrných elektráren ve velkém měřítku v evropských mořích při zachování spolehlivosti sítě.2“ Masivní finanční podpora celkových projektů VtE, včetně projektů na moři, která jen z evropských fondů politiky soudržnosti v letech 2007–2013 bude v členských státech podporována částkou více než 787 milionů EUR, není doprovázena adekvátním rozvojem stávající a výstavbou nové přenosové infrastruktury. Tuto skutečnost si uvědomuje i Evropská komise, která konstatuje, že „je pravděpodobné, že pokud se současná rozvodná síť nepřizpůsobí změnám v infrastruktuře výroby energie, může velký rozvoj větrné energie na moři této síti způsobit potíže…“3. Zcela specifickým finančním nástrojem orientovaným také na podporu větrné energie na moři, a to především na území Německa, je implementace tzv. Evropského energetického programu pro hospodářské oživení (EEPR), který je realizován na základě nařízení EP a Rady č. 663/2009 ES ze dne 13. července 2009. Program, který má přispět ke splnění cílů energetické politiky a politiky v oblasti klimatu obdržel finanční rámec ve výši 3980 milionů EUR, z toho 565 milionů EUR na projekty zaměřené na využití větrné energie na moři. V rámci propojení elektrizačních soustav v regionu CEE jsou iniciativou EEPR podporovány pouze dva projekty: Halle/Saale – Schweinfurt (kofinancování z EU 100 milionů EUR) a Wien – Györ (kofinancování z EU 20 milionů EUR). V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se podporuje, v rozsahu cca 250 milionů EUR, rozsáhlé testování, výroba a využití inovačních turbín a základových konstrukcí. V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se rovněž podporuje (částkou více než 300 milionů EUR) rozvoj modulárních řešení pro připojení mořských větrných parků s elektrizačními soustavami. Z uvedeného přehledu je zřejmé, že naprostá většina unijních finančních prostředků je alokována na přímou podporu větrných zdrojů a jejich propojení s elektrizační soustavou. Projekty posílení sítí, vyvolané nutností vyrovnat se s masivními toky, danými geograficky koncentrovanou výrobou z větrných zdrojů, dosud nemají finanční prioritu.
2.6 Rozpor mezi délkou povolovacích procesů pro větrné parky (vč. příbřežních) a pro výstavbu přenosové infrastruktury European Wind Energy Association EWEA připravuje (v rámci projektu EU) k vydání v červnu 2010 zprávu „Wind Barriers“. Zpráva podrobně zanalyzuje povolovací procedury pro větrné farmy v zemích EU. Podle předběžných výsledků je průměrná doba povolovacích procesů pro větrné farmy 42 měsíců, což je podle EWEA velkou překážkou pro splnění evropských cílů pro podíl obnovitelných zdrojů na hrubé spotřebě energie. Proto jsou předloženy návrhy na zjednodušení administrativního procesu, např. návrh jednoho místa pro vyřízení celé žádosti. Povolovací řízení pro příbřežní větrné farmy je daleko kratší, v průměru 18 měsíců. Tyto délky povolovacích procesů pro větrné farmy, které jsou na jedné straně nepřijatelné pro investory do větrných kapacit, jsou v příkrém kontrastu s povolovacími procedurami pro elektrická vedení, která jsou nutnou podmínkou pro rozvoj větrné energie v Evropě. Podle 2
Sdělení Komise „Druhý strategický přezkum energetické politiky – Akční plán EU pro zabezpečení dodávek energie a jejich solidární využití“ – závěry Rady schválené 19. února 2009 3 Sdělení Komise EP, Radě, EHV a VR – Větrná energie na moři: opatření nezbytná pro splnění cílů energetické politiky na rok 2020 a dále 11
ENTSO–E naráží většina síťových projektů na délku řízení od 4 do 6 let, často se však jednání protáhne na 10-12 let a, v extrémních případech je délka povolovacího procesu až 30 let! Z tohoto srovnání je zřejmé, že přes stížnosti investorů do větrných zdrojů jsou povolovací procedury pro síťová propojení hlavní budoucí překážkou pro další rozvoj větrné energie a pro naplnění environmentálních cílů EU. Sdělení Evropské komise z roku 2005 „Podpora elektřiny z obnovitelných zdrojů elektřiny“ doporučilo členským státům, jak omezovat překážky ve správních řízeních pro síťové projekty: např. ustanovením jednoho správního místa a určením povinných lhůt na odpověď. Nově je téma zařazeno v připravovaném „energetickém infrastrukturním balíčku“, jehož cílem je odstranit překážky pro výstavbu elektrických sítí. EU si začíná uvědomovat, že bez odpovídající síťové infrastruktury není možno prosadit fungující trh s elektřinou a integrovat plánované kapacity obnovitelných zdrojů, především větrných.
3 VÝSLEDKY EWIS Tato kapitola shrnuje hlavní výsledky EWIS (http://www.wind-integration.eu/) s důrazem na region střední Evropy a České republiky. V Annexu jsou uvedeny podrobnější výsledky této zprávy. Hlavním cílem studie EWIS bylo provést analýzu, jak nejlépe integrovat VtE do sítí pro splnění evropských cílů „20-20-20“ (viz kap. 3.1): 1. definovat budoucí síťové problémy zvl. k roku 2015, a dále 2. navrhnout společný evropský přístup k VtE (provozně-technické, tržní a regulatorní aspekty). V průběhu řešení studie se podařilo nasimulovat pravděpodobné podmínky provozu propojených evropských elektrizačních soustav v roce 2015 a na základě tržního a - následně síťového modelu byly prozkoumány chody sítí k tomuto časovému horizontu. Tržní model, poprvé v takovémto měřítku použitý, pracoval s tržními podmínkami během celého roku, ovlivňujícími tržní transakce, s přeshraničními kapacitami NTC a předpokládanými tržními přeshraničními výměnami. Vstupní data do síťového modelu přicházela z tržního modelu tak, aby mohlo být detailně spočteno chování prvků sítě ve vybraných charakteristických situacích. Výpočet toku výkonu byl aproximován pomocí distribučních koeficientů PTDF (Power Transfer Distribution Factors). Jako proměnné byly do modelů vkládány:
Stupeň penetrace větrných zdrojů v r. 2015, přičemž byly zvoleny následující scénáře: - Referenční scénář – základní stav (nulový nárůst VtE) - Best estimate / Scénář Nejlepší odhad (pravděpodobný rozvoj větrných zdrojů) - Wind optimistic / Optimistický scénář (velmi dobrý rozvoj kapacit);
Scénáře vysoké a nízké ceny paliva, vysoké a nízké ceny CO2
Scénáře různého charakteru větrů, rozvoje sítí, výroby a spotřeby - Scénář velký vítr na severu (High Nord) oproti scénáři velký vítr na jihu (High South) Scénář Předpokládaný rozvoj sítí k roku 2015 oproti dalšímu scénáři „Enhanced Network “, kde jsou uvažována další, zatím nikoliv jistě realizovatelná posílení sítí - Měnící se parametry spotřeby – a výroby v závislosti na denním/ročním cyklu.
Na základě výsledků z modelových výpočtů bylo možno ocenit připravenost celé elektrizační soustavy na bezpečný a spolehlivý provoz, identifikovat přetížení jednotlivých prvků sítě, a tím i úzká místa a kontingenční analýzou i dodržování / nedodržování kritéria n-1.
12
V druhém kroku byla formulována celá řada podmínek, jejichž splnění je nezbytné pro bezpečnou integraci větrných kapacit do evropských elektrizačních soustav.
3.1 Výsledky EWIS, platné pro region střední a východní Evropa a pro ČR Analýza stavu k roku 2015 ukazuje mohutné toky výkonů na velké vzdálenosti, obecně severojižního směru v CEE regionu (viz Obr. 3-1).
•- Onshore installations •- Offshore wind park cluster until 2015 •- Bulk power flow •- Bottleneck • Bulk DC power flow at rated line capacity
Obrázek 3-1: Typické fyzikálními toky výkonu, pro scénář High Wind North – vysoký vítr na severu
PL
DE
1887
1604 1604 4116 4116
1287 1287 338 3226 2119
326 1684 1684 CZ
1441 1441 2664 AT
16 1600 20 2097 374 -304 H
478 1290 SK 1214 2374
Obrázek 3-2: Rozdíly mezi plánovanými a fyzikálními toky
Obr. 3-2 ukazuje, pro jeden vybraný scénář, rozdíly mezi plánovanými toky (černá čísla, (výsledek modelování trhu) a fyzikálními toky (modrá čísla, výsledek modelování toků výkonu). Rozdíly mezi těmito toky jsou tranzitní, resp. menší kruhové toky, vyznačené zeleně. Je zřejmé, že tzv. plánované toky nemají reálný fyzikální význam. 13
Zpráva EWIS doslova konstatuje: Když se prosadí rozhodnutí o instalaci PST (transformátor s regulací fáze) na rozhraní Německo – Polsko a na česko-německé hranici, pak v Německu dochází k masivním tokům výkonu ze severu k jihu, s rizikem nestability soustavy. Především tranzit ze severu na jih může zvýšit riziko rozdělení přenosové soustavy v případě poruch (například mezi severem Německa a sousedními soustavami). Několik zjištěných přetížení a úzkých míst uvnitř Německa vede k opatřením týkajícím se redispečinku k protiobchodům (countertrading) a k omezení výroby větrných elektráren. Také se musí vzít do úvahy jednotky s vynucenou výrobou. Výzkum ukázal, že krátkodobá opatření nejsou jediným řešením pro integraci výkonu větrných elektráren do evropské přenosové soustavy. Proto se doporučují trvalá dlouhodobá opatření a společná široká regionální koordinace se sousedními zeměmi (např. s Polskem a Českou republikou). Studie ustálených stavů naznačují, že právě plánovaná, ale neuskutečněná posílení sítě nepostačují pro splnění kriteria bezpečnosti soustavy. Šetření ve středozápadním a středovýchodním regionu odhalují uvnitř Německa a na jeho hranicích několik úzkých míst. Poměry toků výkonu uvnitř Německa jsou charakteristické značnými toky od severu k jihu, které přicházejí z větrných farem mimo pevninu v Severním a v Baltském moři a ze „spousty“ větrných farem nacházejících se na severním pobřeží Německa. Do úvahy se musí vzít dodatečná posílení přenosové sítě nejen v Německu, ale i v sousedních zemích, aby se zabránilo redispečinku nákladově efektivních elektráren a omezování větrných zdrojů.
Obrázek 3-3: „Transformátory s regulací fáze PST na mnoha profilech způsobují v Německu a na jeho jižní hranici neřešitelná úzká místa. Znamená to, že tento přístup není udržitelným ve středoevropském regionu“ - citace podle zprávy EWIS
3.2 Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí (Podrobné výsledky jsou uvedeny v Annexu)
14
Na základě podrobných výpočtů, které braly do úvahy různé scénáře, zpráva EWIS dospěla k závěrům, že celkové náklady na VtE a její integraci se budou pohybovat mezi 6 a 15 mld. EUR ročně. Z toho přepočtené roční náklady na posílení přenosové infrastruktury budou dosahovat pouze zlomek této částky – maximálně 800 mil. EUR. Zpráva jasně konstatuje, že „čisté přínosy začlenění větrné energie do evropského elektrizačního systému jsou v daném časovém horizontu negativní“.
3.3 EWIS definoval řadu podmínek pro úspěšnou integraci VtE… Povolovací procedury pro investiční akce – nová vedení Provozovatelé PS uznávají důležitost zajištění toho, že se sítě rozvíjejí pro efektivní zajištění budoucích výzev, ale požadují podporu od zainteresovaných stran pro umožnění nezbytných změn. Především si přejí zajistit, aby nezbytný rozvoj přenosové infrastruktury šel v rámci evropského a národního plánování „bok po boku“ s vývojovými trendy výroby OZE, které tuto výstavbu pohánějí. „Především - pokud existují plánovací předpoklady pro rozvoj obnovitelných zdrojů v určitých oblastech, tak související rozvoj sítí musí tvořit část tohoto plánu.“ „Subjekty, které rozhodují o politice a plánovací autority, by měly zajistit, aby vynucená síťová infrastruktura měla stejnou prioritu, jakou má rozvoj obnovitelných zdrojů, takže nezbytná rozšíření sítě budou postupovat tak, aby se jim včas přizpůsobila.“ Finanční zabezpečení rozvojových plánů přenosových soustav Provozovatelé PS „potřebují mít důvěru, že se jim umožní krýt náklady na požadovaný rozvoj v rámci národních regulačních soustav a pro výstavbu přeshraničních zařízení v rámci mezinárodních mechanismů pro sdílení nákladů.“ Provozovatelé PS tudíž požadují, aby existovalo řádné vzájemné nastavení mezi národními regulačními cíli a politikami, které usilují o zabezpečení směrných hodnot pro obnovitelné zdroje. Sdílení nákladů a mechanismy pro náhradu nákladů za výstavbu s pan-evropským přínosem se musí stát prioritou pro novou evropskou regulační autoritu ACER.“
3.4 Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS (Podrobné výsledky jsou uvedeny v Annexu) Rozbor časového průběhu transakcí mezi jednotlivými regionálními oblastmi přinesl nová zjištění. Především je to nezávislost dovozu Rakouska z Německa ve výši 5500 MW na tom, zdali je nebo není vysoká výroba ve VtE. Rakušané přitom téměř nevyužijí akumulaci ve svých přečerpávacích vodních elektrárnách (PVE) – polovinu importu spotřebují sami, druhou polovinu reexportují. Využití PVE by vyžadovalo další zvýšení importu nad (už tak nerealistickou) hodnotu 5500 MW. Průběhy exportu v jiných časových úsecích ukazují podobně masivní (i když ne tak stálé) hodnoty. Tento rakouský import je klíčový pro přetěžování sítí ve Střední Evropě. V budoucnu musí být zajištěno, že bezpečnost provozu propojených soustav má v každém okamžiku prioritu před tržními transakcemi, které by tuto bezpečnost narušovaly. Kruhové toky způsobené tržními transakcemi (zejména exportem DE-AT) způsobí přetěžování vnitřních sítí ČR a Polska už v základním stavu - tedy bez navýšení VtE oproti roku 2008 - (aniž by došlo k výpadku). Situace se dále zhoršuje po instalaci PST na německo-polských hranicích. Instalace PST i na česko–německém profilu jen přesune problém s přetěžováním sítě dále do jižního Německa a Rakouska, takže nakonec vše skončí masivním redispečinkem / protiobchodem a omezením výroby ve VtE. Není to tudíž udržitelné řešení. V konečném důsledku se tedy požadované tržní transakce stejně neuskuteční, jen to bude stát investice na 8 PST navíc (na každém hraničním vedení profilu DE-CZ a DE-PL) a náklady na redispečink, zvýšené ztráty v sítích atd. Je třeba konstatovat, že zpráva EWIS nenalezla odpověď, jak udržitelným způsobem do roku 2015 integrovat plánované větrné kapacity bez vážného ohrožení bezpečnosti provozu propojených přenosových soustav ve střední Evropě.
15
3.5 Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě (doslovná citace ze zprávy EWIS, další informace v Annexu) Pokud se prosadí instalace PST na rozhraní Německo – Polsko, pak se podstatně zvýší tranzit výkonu přes Českou republiku. Protiopatřením by mohla být vynucená instalace PST na rozhraní Německo – Česká republika. To lze považovat za krátkodobé opatření pro zmírnění rizika pro případ přetížení vnitřní přenosové sítě, způsobeného tranzitem a vedlejšími kruhovými toky v regionu střední, východní a západní Evropy. Když se prosadí rozhodnutí o instalaci PST na rozhraní Německo – Polsko a na českoněmecké hranici, pak v Německu dochází k masivním tokům výkonu ze severu k jihu, s rizikem nestability soustavy. Především tranzit ze severu na jih může zvýšit riziko rozdělení přenosové soustavy v případě poruch (například mezi severem Německa a sousedními soustavami). Několik zjištěných přetížení a úzkých míst uvnitř Německa vede k opatřením týkajícím se redispečinku, k protiobchodům (countertrading) a k omezení výroby větrných elektráren. Také se musí vzít do úvahy jednotky s vynucenou výrobou. Výzkum ukázal, že krátkodobá opatření nejsou jediným řešením pro integraci výkonu větrných elektráren do evropské přenosové soustavy. Proto se doporučují trvalá dlouhodobá opatření a společná široká regionální koordinace se sousedními zeměmi (např. s Polskem a Českou republikou).
4 HISTORIE LISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (v letech 2008, 2009) 4.1 Příčiny Vzhledem k tomu, že výroba ve větrných zdrojích je závislá na síle větru, bez možnosti efektivní regulace, a v důsledku enormního nárůstu těchto zdrojů v oblasti Severního a Baltského moře a zvláště na severu Německa (25 777 MW instalovaného výkonu VtE v Německu k 31. 12. 2009) je stále výrazněji ohrožována bezpečnost provozu přenosových soustav v okolních zemích. Současně s rozvojem výstavby větrných parků v Německu se v PS ČR začaly objevovat první příznaky vlivu přetoků vyvolaných výrobou z obnovitelných větrných zdrojů na severu Německa. Tyto přetoky se projevují i obrácením obvyklého toku elektrické energie (tedy z exportní ČR do importujícího Německa) a způsobují problémy ve vnitřní síti ČR, především přetěžování prvků PS ČR. Naposled německé větrné parky ohrožovaly spolehlivost provozu PS v ČR v listopadu 2009. Přenosová soustava ČR odolávala neplánovanému náporu až 1430 megawattů. Namísto sjednaného exportu 130 megawattů elektřiny do Německa přitékalo do české sítě až 1300 megawattů. Zjednodušeně lze vysledovat následují okolnosti, jejichž kombinací vzniká pro PS ČR nepříznivá situace:
Vysoká výroba ve VtE (např. 18 000 MW z celkově instalovaných cca 26 000 MW) na severu Německa způsobuje náhlý krátkodobý nadbytek elektrické energie v kontinentální Evropě. Výroba v klasických elektrárnách v Německu musí být regulována (snížena), aby soustava Německa dodržela plánované saldo předávaných výkonů. Velký nadbytek elektrické energie vyvolává dramatický pokles ceny elektřiny jako komodity na burzách (v extrémních případech nastávají až negativní ceny, tedy dodavatel platí zákazníkovi za to, že odebírá elektřinu!). Výrobci, resp. obchodníci v ČR, nejsou schopni těmto cenám konkurovat a saldo vývozu z ČR se snižuje nebo je záporné. Odběratelé, disponující možností akumulace energie (typicky přečerpací vodní elektrárny v Rakousku), jsou schopni takovouto energii za nízké, nulové nebo dokonce záporné ceny ve vysoké míře využívat pro akumulaci špičkové energie v horních nádržích (čerpání). 16
Situaci zhoršuje Market Coupling zavedený na hranicích mezi Německem a Rakouskem, pro který neplatí řízení úzkých míst - congestion management (aukce přenosové kapacity) a kde jsou běžně deklarovány nereálné obchodní výměny ve výši 4000 MW, které v těchto místech ovšem fyzikálně zdaleka neprotékají. Kombinace vysokých toků v propojených soustavách ve směru ze severu na jih a nízkého salda (malý nebo žádný export) způsobuje vysoké vnitřní zatížení sítě PS ČR, a tím ohrožuje spolehlivost jejího provozu (nedodržení kritéria n-1), tato situace se bude dále zhoršovat spolu s nárůstem instalovaného výkonu VtE na severu Německa.
4.2 Modelová kritická situace v listopadu 2008 a pravděpodobnost opakování Pro ilustraci je možné uvést jednu konkrétní, z hlediska pravděpodobnosti jejího opakování v dalších letech, modelovou situaci, která ovlivňovala provoz PS ČR v roce 2008: Ve dnech 10.11. a 11.11. a dále 17.- 20.11. byl zaznamenán značný nárůst neplánovaných toků na profilu VE-T (přenosová soustava v severovýchodní části Německa, dnes 50Hertz) a ČEPS do přenosové soustavy (PS) ČR. Příčinou byla vysoká výroba větrných elektráren v severní části Německa, především v oblasti VE-T. V důsledku toho docházelo k vysokému zatížení vedení 400 kV mezi rozvodnami Hradec Východ a Řeporyje (V412) a rozvodnami Hradec Východ a Chrást (V430) a k následnému provozování PS ČR s nedodržováním bezpečnostního kritéria n-1. Mimo vysoké výroby VtE byly dalšími důvody vzniku kritické situace: vypnutí obou vedení 400 kV mezi PSE Operator (polská PS) a ČEPS pro plánované práce na vedeních tranzit neplánovaných toků do Rakouska zvyšující zatížení vnitřních vedení PS ČR dodávky ze Skandinávie do Německa a Polska Blok 1 JE Temelín (1000 MW) odstaven pro údržbu (prodloužená plánovaná odstávka) Předpovědní model výroby z větrných zdrojů na 19. 11. predikoval: výrobu VtE pro VET 7000–8500 MW výrobu VtE pro E.ON (PS středního Německa, dnes transpower) 4500–6000 MW výrobu VtE pro celé Německo 18 000 MW Vedle této očekávané výroby VtE přispívaly ještě dne 19. 11. plánované toky z oblasti Skandinávie během dne okolo 1200 MW a neobvykle vysoké importní saldo Rakouska (2000 MW - zřejmě nákup levné „větrné“ energie). K výše popsané modelové situaci dochází podle našich zkušeností prozatím naštěstí jen několikrát do roka, především na konci roku, což je vyvoláno především vhodnými povětrnostními podmínkami v oblasti instalovaných větrných farem a zřejmě i disponibilitou na straně přečerpávacích vodních elektráren PVE v Rakousku. Rakouské PVE na jaře využívají ve zvýšené míře spíše průtok „levné“ vody z tajícího sněhu a ledu než čerpání, protože jejich nádrže jsou buď plné, nebo musejí udržovat retenční prostory pro případ nenadálých přílivů vody. Listopad je proto pro naši PS v posledních letech z hlediska vlivu německých VtE nejnepříznivějším obdobím. Pravděpodobnost těchto krizových situací, které mohou mít přímý dopad na bezpečnost provozu propojených soustav ve střední Evropě, se bude zvyšovat s dalším narůstáním větrných kapacit v severním Německu – pokud zde nebudou realizována včasná a adekvátní nápravná opatření (především posílení koridoru S-J).
4.3 Nápravná opatření (Podrobný rozbor Nápravných opatření je uveden v Annexu) Po kritické situaci na podzim roku 2008 byl na základě analýz a simulačních výpočtů vypracován seznam opatření pro omezení přetoků z větrných elektráren v Německu, který slouží dispečerské službě jako vodítko pro řešení obdobných situací. 17
Zde je uveden souhrn všech nápravných opatření, která sníží zatížení vedení V412 a V430 během vysokých přetoků výkonů ze soustavy 50Hertz. Podrobný rozbor těchto opatření je v Annexu této zprávy. Vypnutí V414 Vypnutí V433 Vypnutí V413 Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje ve čtyřech variantách Vypnutí KSP – v rozvodně Hradec 4 Redispečink elektrárny Prunéřov 2 Obecně je možno konstatovat, že vypnutí linek do jisté míry zmenší přetížení V412 a V430, ale toto opatření je použitelné jen pro některé provozní stavy. rekonfigurace zapojení rovněž přispěje k řešení přetížení, ale toto opatření je omezeno pouze na některé provozní stavy. Redispečink EPRU2 je efektivním řešením přetížení, ale pouze za určitých podmínek.
5 ANALYTICKÉ SÍŤOVÉ VÝPOČTY – VLIV POSÍLENÍ SÍTÍ A INSTALACE PST Pro síťové analýzy byly použity dva výpočtové modely založené na datech: z projektu EWIS – scénář „High Wind Nord Best estimate“ (HNBE), tedy scénář vysoké výroby VtE na severu Evropy při variantě „Nejlepší odhad“ VtE z referenčního modelu pro r. 2015 V obou modelech bylo upraveno přepojení vedení V420 a V412 podle předpokladu r. 2015 (zapojení do r. Hradec Východ a Hradec Západ). V datech HNBE bylo doplněno posílení rakouské sítě podle informací z referenčního modelu (nová dvojité vedení 400 kV: St. Peter – Ernsthofen, St. Peter – Isar, St. Peter – Tauern, nové jednoduché vedení: Lienz – Itálie), které výrazným způsobem zlepšují přenosové schopnosti rakouské sítě. Pro model HNBE byly provedeny citlivostní analýzy vlivu instalace transformátorů s regulací fáze (PST) a nedokončení navrhovaných a plánovaných posílení sítí v Německu a Rakousku.
5.1 Srovnání modelu HNBE s REFERENČNÍM modelem Rozložení toků činných výkonů mezi jednotlivými provozovateli přenosových sítí (TSO) 50Hertz (Německo), transpower (Německo), APG (Rakousko), SEPS (Slovensko), PSE Operator (Polsko) a ČEPS (Česká republika) je schematicky znázorněno na Obr. 5-1.
18
3392 6162
1594
1437 1150
197
2035
3061
2712
2387 382 TOKY [MW]
2092 3659
1545
1094 1415
712
2187
2481 1702
1540 255 TOKY [MW]
Obr. 5-1. Toky činného výkonu v MW pro modely HNBE (horní) a referenční (dolní)
Model HNBE pracuje s větším exportem Německa do Rakouska a dále na Balkán. Tento export je výsledkem simulace na tržním modelu (export Německa do Rakouska 5500 MW). To vyvolává vyšší tranzitní toky přes Polsko a ČR jak plyne z Obr. 5-1.
5.2 Vliv instalace PST na německo-polském profilu (model HNBE) Následující obrázek ukazuje toky výkonů po instalaci PST (regulované toky výkonu jsou do rozvodny Krajnik na severu 1500 MW a do rozvodny Mikulowa na jihu 1000 MW).
19
2506 6656
1875
903 942 2010
45 3256
2588
2261 144 TOKY [MW]
Obrázek 5-2: Toky činného výkonu v MW s PST v Polsku T Porovnání Obr. 5-1 a Obr. 5-2 ukazuje, že instalací PST se razantně zvýší tranzitní tok z Německa do Rakouska přes ČR ve směru severozápad – jihovýchod o více než 400 MW. Došlo k vytlačení části výkonu, který původně tekl přes Polsko, Česko a Slovensko dále na jih. Tento výkon nyní teče přes Německo a částečně z Německa přímo přes Česko a způsobuje zvýšení zatížení vedení a přetěžování. Instalace PST na profil mezi Německo a Polsko sice odstraní problémy s přetížením vedení v Polsku, ale přesune je do Česka, a není tudíž trvale udržitelným řešením. Problém s přetěžováním vedení ve středoevropském regionu to neřeší, pouze ho přesouvá jinam.
5.3 Vliv nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku (model HNBE) Následující obrázek ukazuje toky výkonů, pokud nebudou uskutečněna všechna posílení sítí 400 kV v Rakousku (nedokončená vedení: St. Peter – Ernsthofen, St. Peter – Isar, St. Peter – Tauern a Lienz – Itálie) a Německu (nedokončené dvojité vedení: Redwitz- Grafernrheifeld).
3526 5948
1696
1498 1208
48
2146 2434
2840
2510 399 TOKY [MW]
Obrázek 5-3: Toky činného výkonu v MW při nedokončení posílení sítí v Německu a Rakousku
Porovnání Obr. 5-1 a 5-3 ukazuje, že nedokončením všech navrhovaných a plánovaných
20
posílení sítí se zvýší tranzitní tok z Německa do Rakouska přes ČR ve směru severozápad – jihovýchod o 250 MW. To zvětší zatížení české přenosové soustavy – proud vedení V420 a hraničních vedení V243/244 s Rakouskem se přiblíží limitům.
5.4 Vyhodnocení výpočtů V následujících tabulkách je číselně vyhodnoceno zatížení vedení pro jednotlivé varianty výpočtů. HNBE bez PST ČEPS – nejvíce zatížená vedení
s PST
V430 – 1707A (86,8%) V420 – 1578A (90,7%) V243/244 – 605A (92%)
Bez posílení sítí v D a A V430( 89,3%) V420( 96,4%), V422 (82%), V243/244 (96,3%)
V430 – 1947A (99%) V420 – 1757A (101%) V431 – 1731A (88%) V422 – 1531A (88%) V243/244 – 557A (85%)
Tabulka 5-1: Nejvíce zatížená vedení v ČR
HNBE
Česká republika Německo Polsko Slovensko Rakousko Maďarsko
bez PST Nedokončené posílení sítí v D a A 0 0 16 17 2 2 1 1 2 4 1 1
Ref. s PST 1 (V420-101%) 15 0 1 2 1
0 16 0 0 0 1
Tabulka 5-2: Počet přetížených vedení v jednotlivých zemích
Nesplněno kritérium n-1 v ČR HNBE bez PST HNBE nedokončené posílení sítí v D a A Referenční
V445/446 (101%), V437/ 438 (102%), V431 (103%), V430 (116%), V420 (112%), V243/244 (110%), V445/446 (107%), V437/438 (110%), V431 (108%), V430 (122%), V420 (119%), V422 (104%), V433 (101%), V243/244 (116%) V203 (118%), V420 (113%), V430 (103%)
Tabulka 5-3: Nesplnění kritéria n-1 a maximální hodnota dosaženého přetížení
V případě vyšších exportů z Německa do Rakouska (řádově 5000 MW a výše) nebude možné dodržet v PS ČR kritérium n-1, a to ani za předpokladu, že bude realizováno plánované posílení sítí v Německu a zejména v Rakousku (4 nová dvojitá vedení 400 kV). Při plánované instalaci PST v Polsku (a jejich regulaci přenosu z Německa na plánované hodnotě 2500 MW) nebude takový export možný vůbec, protože by došlo k přetížení vedení V420 už v základním zapojení (tj. bez výpadku jiného vedení), nehledě na přetěžování vedení v sousedních soustavách. Vedlejším efektem zvýšeného zatěžování sítí zvýšením tranzitu výkonu z Německa do Rakouska přes ČR je i zvyšování ztrát v PS ČR. Na modelu HNBE to činí 48 MW při instalaci PST v Polsku a 73 MW při nedokončení všech investic do posilování sítí v Německu a Rakousku.
21
6 OPATŘENÍ ČEPS PRO UDRŽENÍ BEZPEČNÉHO PROVOZU Protože je reálný předpoklad, že velikost instalovaných výkonů ve VtE na severu Německa stále poroste, je nutné zavést na straně ČEPS některá krátkodobá, ale s ohledem na očekávané přetoky zejména dlouhodobá opatření v síti a způsob jejího řízení a mezinárodní koordinace.
6.1 Posilování vedení, investiční akce Investiční akce ČEPS tvořící rozvojový plán reflektují především požadavky žadatelů o připojení k PS v ČR, tj. připojování nových elektrárenských zdrojů, průmyslových zón a posilování existujících transformačních vazeb s distribučními soustavami. Kromě toho rozvojový plán obsahuje akce směřující k posílení vnitřních a přeshraničních propojení, to vše při zajištění požadovaných standardů spolehlivosti a bezpečnosti přenosu. Vývoj v přenosové soustavě v ČR v nadcházejícím období let 2010 až 2020 budou ovlivňovat zejména následující klíčové faktory:
modernizace a obnova zdrojové základny v severozápadní oblasti PS, požadavky na nárůst transformačního výkonu mezi přenosovou a distribuční soustavou v regionu Ostravska, plánovaná výstavba nového jaderného zdroje (NJZ) v lokalitě Temelín, plánovaná výstavba nového paroplynového zdroje o výkonu cca 1000 MW v lokalitě Mochov / Čelákovice, výrazný nárůst zájmu investorů o výstavbu zdrojů využívajících obnovitelné zdroje energie (OZE).
S respektováním výše uvedených faktorů je proto navržena řada rozvojových akcí, jejichž cílem je splnit požadavky kladené na PS a trvale zajistit provoz PS s požadovanou úrovní spolehlivosti a kvality přenášené elektrické energie. Realizace akcí, vyvolaných potřebou vyvedení elektrického výkonu z nových výrobních bloků a zajištěním spolehlivého provozu PS, jak pro zásobování tuzemských spotřebitelů, tak v rámci mezinárodní spolupráce, je obvykle spojena s vysokou finanční náročností. V roce 2009 investoval ČEPS do modernizace PS 2,1 mld. Kč. V příštích deseti letech, zejména v návaznosti na připojování zdrojů a navyšování kapacit transformačních vazeb s distribučními soustavami, bude nutné investovat v průměru kolem 4 mld. Kč ročně. Do časového horizontu roku 2015, který je brán jako referenční pro účely tohoto pozičního dokumentu, ČEPS připravuje následující investiční rozvojové akce a akce obnovy: výstavba nové rozvodny 400 kV Chotějovice a její napojení novým vedením (V480) do rozvodny 400 kV Výškov, zdvojení stávajícího vedení 400 kV Výškov – Čechy Střed (V 410/V419), výstavba nové rozvodny 400 kV Kletné a její napojení zasmyčkováním na stávající vedení 400 kV Nošovice – Horní Životice (V 459), výstavba nového vedení 400 kV Krasíkov – Horní Životice (V 458), výstavbu nové rozvodny 400 kV Vernéřov a Vítkov a jejích napojení novým vedením 400 kV Vítkov – Vernéřov. Nutná opatření v PS a jejich rozsah bude však zásadním způsoben ovlivňován velikostí výkonu z OZE a jeho územním rozložením. Tyto důležité faktory budou záviset na výsledcích legislativního procesu a na přijatých a v praxi uplatňovaných legislativních opatřeních, která by měla omezit doposud nekoordinovaný nárůst výkonu ze zdrojů OZE a především z FVE. Jak je vidět výše, investiční akce, které jsou obsažené v rozvojovém plánu ČEPS představují značné časové a finanční nároky na realizaci, a to včetně nároků na projekční a dodavatelské kapacity, počínaje výrobou energetického zařízení a konče dodávkou montážních prací. K nejvýznamnějším ohrožením z hlediska naplnění těchto investičních plánů patří jejich nutné veřejnoprávní projednávání. Příprava energetických staveb je tak záležitostí velice zdlouhavou 22
a i dle Závěrečné zprávy Nezávislé energetické komise značně byrokraticky náročnou. Zatímco vlastní fyzická výstavba vedení PS trvá 1–2 roky (v závislosti na jeho délce), vyřizování všech povolovacích procedur se může protáhnout na 8–10 let. S tím souvisí i narůst negativních postojů veřejnosti k energetickým stavbám, což se dále projevuje na výrazném prodloužení doby přípravy a realizace liniových staveb. Zdlouhavost povolovacích procedur a jejich malá flexibilita limituje realizaci investičních akcí a do budoucna představuje riziko pro zajištění spolehlivosti a bezpečnost PS, neboť rychlost přípravy výstavby nestačí uspokojovat zvyšující se nároky na kapacitu a provozní připravenost PS. Na základě rozborů a zkušeností z dispečerského řízení PS (z třech předchozích let) se ukázalo, že dochází k tendenčnímu přetěžování vedení PS ČR, především V412 Hradec Východ – Řeporyje z důvodů neplánovaného velkého přetoku výkonu ze severu Evropy především Německa, v době velké výroby z větrných elektráren spojeném s exportem do Rakouska. V reakci na to ČEPS zařadila nestandardním způsobem posílení vedení V412 za cenu posunu jiných plánovaných akcí. Z důvodu náročnosti přípravy takovéto akce nelze předpokládat, že budou podobným způsobem zařazeny další akce typu V430, V433, V420 atd., které jsou indikovány jako slabé místo na základě výše analyzovaných scénářů. Znamenalo by to i překonat proceduru, která je běžně používána v rámci ČEPS při zakládání a zahájení investiční akce tohoto typu, kde důvod by byl uveden umožnění výroby elektřiny ve větrných elektrárnách v Německu a export přebytků výkonu do Rakouska.
6.2 Proměnlivé zatížitelnosti linek podle období/počasí Ve stádiu analýz a příprav je aplikace zvýšených přenosových schopnosti v době příznivých klimatických poměrů (vítr, teplota okolí, sluneční svit). Vlastní zatížitelnosti inkriminovaných vedení by mohly v budoucnu stoupnout o 20 %. Výsledné přeshraniční limity by se tak zvýšily až na 2000 MW. Mezi krátkodobá opatření lze zahrnout změnu sestavení ročního vypínacího plánu, kdy lze v kritickém období v listopadu zcela vypustit výluky zařízení nejvíce exponovaných prvků sítě a zvýšení vzájemné komunikace mezi dispečinky jednotlivých provozovatelů PS (PPS).
6.3 Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření Na základě analýzy kritické situace na podzim roku 2008 byl kromě seznamu krátkodobých opatření pro omezení přetoků z větrných elektráren v Německu (popsaného v kapitole 5), byla navržena i opatření, vyžadující delší dobu přípravy. K realizaci byly doporučeny kromě vlastního posilování inkriminovaných vedení PS i úpravy v rozvodnách Hradec Východ a Hradec Západ. Již letos bude zrušeno vykřížení vedení V420 a V412 na společných stožárech před rozvodnou Hradec. Tím se změní od podzimu 2010 základní zapojení obou rozvoden. Dále bude doplněno propojení pomocných přípojnic obou do té doby oddělených rozvoden tak, aby bylo možné měnit zapojení v obou rozvodnách přesunutím vždy jednoho vedení z jedné části do druhé. Výše uvedené úpravy vytvoří následující možnosti rekonfigurace s očekávaným efektem:
6.3.1
Změna základního zapojení HRA a HRD
Kombinace vedení V420+V430 musí z rozvodny HRD opět odvést výkon přitékající z Německa a celou výrobu elektrárny Prunéřov II. Vzhledem k jiným impedančním poměrům však klesne tranzit o cca 200 MW. Další výhodou je odlehčení vedení V412 a nepřenášení problémů ze zahraničí do pražské aglomerace (dosavadní rekonfigurace v rozvodně Řeporyje). Limitní hodnota tranzitu bude 1250 MW. Poznámka: Při stávajícím zapojení a dosud snížené přenosové schopnosti V412 je limitní hodnota jen 850 MW.
23
6.3.2 Převedení V412 z HRA do HRD Tím se počet vedení přenášející tranzitní tok ze soustavy 50Hertz zvýší na tři a limitní hodnota toku výkonu z 50Hertz se zvýší na 2050 MW. Tím je vnitřní limit vyšší než vlastní limit mezinárodního profilu (1700 MW), při kterém musí 50Hertz podle pravidel ENTSO-E začít aplikovat nápravná opatření ke snížení tohoto toku včetně mezinárodního redispečinku. Poznámka:Limity jsou stanoveny při provozu čtyř bloků EPR II tj. k případnému redispečinku lze teoreticky použít jeden blok EPR, pokud je vůbec k dispozici.
6.3.3 Převedení blokového vedení EPR z HRD do HRA Jde v podstatě o nepravý redispečink (aniž by se nasazení bloku měnilo). Tato manipulace na jedné straně sníží zatížení vnitřních vedení V420+V430, na druhé straně stoupne tranzitní tok z 50Hertz. Po zohlednění těchto efektů (při převedení 400 MW EPR II) bude limitní hodnota 1450 MW. Tento limit zůstane pod limitem na vlastních vedeních profilu (1700 MW), takže 50Hertz nemusí nasazovat vlastní opatření.
6.3.4 Další možnosti rekonfigurace Kromě výše popsaných základních variant rekonfigurace je teoreticky možné ještě převedení jednoho vedení z 50Hertz proti vedení do TPS. Toto zapojení by mělo význam pouze při úzké koordinaci s oběma partnery.
6.3.5 Dílčí závěr - Rekonfigurace prvků sítě a jiná plánovaná opatření Všechna zmíněná opatření jsou svým způsobem krátkodobá (zapojení rozvodny Hradec v délce max. několika dnů) nebo vázaná na klimatické podmínky (zimní období). Nelze jimi tedy řešit veškeré problematické situace, protože je nelze aplikovat kdykoliv a trvale (podle výstupu studie EWIS). Dalším omezením je fakt, že v rozvodně Hradec lze provézt současně za využití propojených pomocných přípojnic jen jednu rekonfiguraci (tedy buď 6.3.1 nebo 6.3.2, nebo 6.3.3.). Vzhledem k vyrovnaným tokům na profilech 50Hertz s ČEPS a s PSE Operator (bez PST), lze odhadnout, že limitní stav (tj. při přeshraničních tocích 2 x 2000 MW) by nastal při výrobě ve VtE v soustavě 50Hertz ve výši cca 20 GW. Do zkoumaného horizontu 2015 by takováto opatření na řešení krátkodobých náporů tranzitních toků měla být dostatečná. Nasazení PST v Polsku by situaci zhoršilo, pokud by regulovaly/omezovaly toky na nižší úroveň, než dovolují přenosové poměry vlastní sítě (použité při výpočtech).
6.4 Redispečink Redispečink chápán jako poslední z řady opatření (viz kapitola 4.3), protože jde o nejnákladnější opatření. Tak, jak vykazuje přijatelnou citlivost pouze změna nasazení elektrárny Prunéřov (která je ale po celou dobu, kdy je dostupná, vzhledem k nízkým nákladům již v provozu a jiná elektrárna v úvahu nepřichází), je redispečink (zde nasazení dodatečného výkonu v rozvodně Hradec) na profilu s 50Hertz až na specifické stavy, NEPOUŽITELNÝ. Redispečink je v bilaterální smlouvě ČEPS - 50Hertz (před podpisem) spíše jako nutná podmínka pro následné omezování výroby v 50Hertz než jako faktický a účinný nástroj k odlehčení profilu. Navíc existuje zmíněná protichůdnost nasazení elektrárny Prunéřov. Zatímco odlehčuje hraniční vedení, přitěžuje stejnou měrou (cca 50 % nasazeného výkonu) vnitřní vedení a naopak, což dále komplikuje jeho aplikaci.
6.5 Realizace investice PST Hradec Dle rozborů ze studie EWIS, se ukázalo, že instalace PST (transformátory s regulací fáze) obecně nelze považovat za „udržitelné opatření“ ve smyslu řešení přetížení v propojené soustavě ENTSO-E, protože toto opatření posouvá problém od jedné do druhé oblasti propojené soustavy. Plánovanou instalací PST v profilu DE-PL a naplněním předpokládaného scénáře obrovského nárůstu výroby z větru v DE a export výkonu z DE do AT, kdy se 24
předpokládá, že tento export může dosahovat až hodnoty 5500 MW, bude znamenat „prohloubení“ již indikovaných problémů přetížení vnitřních vedení PS ČR (viz kap. 5.1 a 5.2). Z těchto důvodů ČEPS nepřipravuje investiční akci nových PST. Tato investice by navíc vyžadovala náročnou územní, systémovou a povolovací proceduru, takže reálně by mohla být uvedena do provozu za horizontem roku 2015. Navíc je předpoklad, že z výše uvedených důvodů by enormní finanční prostředky nebyly vynaloženy efektivně. Pokud se potvrdí identifikovaná rostoucí ohrožení bezpečnosti provozu přenosové soustavy České republiky, způsobená zpožděním posílení přenosové soustavy Německa a instalací PST na polsko-německém profilu, ČEPS nainstaluje nadproudové ochrany na svých vybraných vedeních jako obranu proti zničení prvků přenosové soustavy ČR,
7 FINANČNÍ NÁKLADY NÁPRAVNÝCH OPERATIVNÍCH OPATŘENÍ 7.1 Redispečink v ES ČR a opatření u sousedů v rámci bilaterálních smluv Finanční náklady na redispečink nebyly vyčísleny, protože podle kap. 6.4 to není dlouhodobě aplikovatelné nápravné opatření
7.2 Nápravná opatření v rámci TSC Společný projekt jedenácti TSOs (provozovatelů přenosové sítě) z regionu střední a západní Evropy s názvem TSC (viz kapitola 2.3) je primárně zaměřen na technické řešení při identifikaci tzv. nestrukturálních úzkých míst v sítích a hledání protiopatření pro jejich řešení. V rámci tohoto pionýrského projektu je současně otevřena otázka sdílení/dělení nákladů vzniklých v důsledku aplikace společně připravených nápravných opatření. Zatímco v současné době je tato oblast řešena, pokud vůbec, na bilaterální bázi, navíc se zaměřením na přeshraniční propojení mezi TSOs, přináší hlubší kooperace více TSOs v oblasti krytí nákladů zcela novou dimenzi. Obecně lze nápravná opatření rozdělit na tzv. beznákladová (změna konfigurace sítě - změny ve ztrátách v sítích nejsou uvažovány) a tzv. nákladová (změna nasazení zdrojů, a to jak v rámci jedné regulační zóny, tak i mezi nimi), při kterých vznikají vícenáklady v důsledku najetí či odstavení zdrojů oproti původnímu plánu. Vzhledem k tomu, krytí nákladů spojených s nápravnými opatřeními se promítá/bude promítat do účtu konečného zákazníka (stále více) je naprosto klíčové stanovisko národních regulačních autorit v tom, jakým způsobem zohledňovat náklady vznikající v důsledku společných opatření do národních tarifů. V rámci iniciativy TSC jsou diskutovány tyto modely dělení nákladů:
náklady hradí ten, kdo požaduje provedení akce, nebo každý hradí pouze náklady vzniklé v rámci příslušné regulační zóny, bez ohledu na to, zda provedení opatření nárokoval.
Zároveň se nabízí i model obsahující určitou socializaci nákladů, který je obdobný mechanismu kompenzující náklady v národních sítích v důsledku mezinárodních výměn elektřiny.
25
8 PŘÍPADNÉ FINANČNÍ INVESTIČNÍ NÁKLADY ČEPS, VYVOLANÉ RŮSTEM ZDROJŮ VtE, TRŽNÍMI SILAMI A OPATŘENÍMI NA PL/DE PROFILU Pokud bychom jen uvažovali o minimální opatření směřující k odstranění slabých míst, tj. např. modernizace křižovatek vedení anebo modernizace vedení na vyšší parametry (+ 80°C), náklady pro vybraná vedení dle výsledků kap. 6 by minimálně dosáhly 3800 mil. Kč. Jednalo by se např. vedení V420, V430, V433, V203 a V445/V446. Zvedání stožárů ve vybraných úsecích vedení V412, které probíhá, bude stát minimálně 75 mil. Kč. Pro případ zdvojení vedení je potřeba počítat s následujícími průměrnými náklady: Průměrné náklady na výstavbu vedení 400 kV (jednoduché/dvojité): 18/28 mil. Kč na 1 km. Zdvojení např. V420, které má délku cca. 210 km, by znamenalo investice za 5880 mil. Kč, průměrné náklady za jednoho pole v R 400 kV: 75 mil. Kč. V případě stavby dvou PST o výkonu po 1000 MW na profilu ČEPS-50Hertz by investiční náklady dosáhly cca 900 mil. Kč.
9 NUTNÉ EXTERNÍ PODMÍNKY PRO BEZPEČNÝ PROVOZ PS VE STŘ. EVROPĚ K ROKU 2013/2015 9.1 Dokončení linek mezi severem a jihem Německa Klíčovou roli v zatěžování přenosových sítí ČR mají kruhové toky vyvolané exportem Německo - Rakousko. Je zde nutné konstatovat, že dokončení všech výstaveb plánovaných vedení uvnitř DE ve směru sever – jih a v Rakousku je klíčový krok vedoucí k zmírnění (příp. odstranění) negativního ovlivnění na PS ČR. Dle analýzy (kap. 5) ani plánovaná dokončení vedení v Německu a Rakousku zcela nevyřeší přetěžování prvků sítě ČEPS, protože problémy jsou identifikovány i v modelech, kde jsou nasazena vedení ve směru sever – Jih. Plán a realizace výstavby nových vedení mimo těch, které už jsou v jednotlivých investičních programech provozovatelů PS, je z mnoho důvodů nereálný. Vliv bude nadále mít výsledek budoucí dohody o způsobu alokace přeshraničních kapacit. Finanční kompenzace za výstavbu přenosové infrastruktury vyvolané vnějším aspektem je agenda, která zatím nedostala konkrétní podobu…
9.2 Případné odstoupení PSE Operator od stavby PST Plánovaná výstavba dvou PST polským provozovatelem PS PSE Operator na profilu s 50Hertz byla ujednána mezi PSE Operator a 50Hertz. ČEPS nebyla vyzvána k účasti na rozvojových studiích o dopadech těchto PST na okolní soustavy, ani s ČEPS nebylo konzultováno, Podle zprávy EWIS, i podle modelových výpočtů ČEPS se přitom jedná o krátkodobé opatření, které zhorší přetížení přenosových soustav ve střední Evropě. Odstoupení PSE Operator od záměru instalace PST (transformátor s regulací fáze) by zlepšilo provozní situaci v přenosové soustavě CZ a DE, sám ale tento krok všechny problémy s bezpečností provozu nevyřeší.
9.3 Důsledné fungování TSC Všichni provozovatelé PS zainteresovaní v projektu TSC očekávají, že se s využitím společných nástrojů, postupů a procesů podaří lépe zvládat provozně nebezpečné situace a že budou schopni společným úsilím lépe čelit ohrožením vyplývajícím z povahy provozu obnovitelných zdrojů v oblasti regulace výkonu a přetoků v sítích. 26
Efektivita fungování TSC je částečně podmíněna i regulačním prostředím v jednotlivých zemích. V rámci projektu TSC byla provedena analýza jednotlivých regulačních pravidel a ukazuje se, že bude třeba některé oblasti, dotýkající se regulace obnovitelných zdrojů, sdílení nákladů na koordinovaná opatření v sítích a redispečink harmonizovat ve všech státech, jejichž provozovatelé PS se projektu TSC účastní.
9.4 Operativní regulace výkonů VtE v Německu Podle německého energetického zákona mají provozovatelé přenosových soustav, pokud bezúspěšně vyčerpali všechny jiné možnosti k udržení bezpečného provozu soustavy, možnost omezit výrobu ve zdrojích, a to i obnovitelných. Podle bilaterální provozní dohody mezi 50Hertz a ČEPS může o toto opatření požádat svého partnera i ČEPS, za obdobných podmínek. Ukazuje se, že k nucené regulaci výkonů z VtE zdrojů bude docházet v budoucnu častěji.
9.5 Operativní regulace importů do Rakouska Studie EWIS podrobně analyzovala několik stavů v určitém čase – např. High Nord (HN - fouká na severu koncem prosince), High South (HS - fouká na jihu na přelomu únor/březen) v kombinaci s Best estimate a Wind optimistic odhady instalace VtE. Tato analýza ukázala, že stav High South je pro PS ČR ještě horší než High Nord, protože v tomto scénáři je menší export ČR (235 versus 1780). Klíčovou roli v zatěžování našich sítí mají kruhové toky vyvolané exportem Německo Rakousko, které jsou výsledkem simulačního výpočtu Modelu trhu s elektřinou. Zatímco v prosinci pro HS je export více proměnlivý – nicméně pro scénář Wind optimistic je maximum 5500 MW pro 83 % času a Best estimate 41 %. Konzervativní odhad celkové doby, kdy by mohlo docházet k omezování přenosů (congestion) na profilu DE/CZ je podle studie EWIS „téměř vždy“ pro tržní toky a 30 % pro upřesnění PTDF. Je třeba urychleně zavést důsledné řešení úzkých míst (Congestion Management) v celé Evropě, jinak provozovatelé PS nemají účinná opatření proti neplánovaným ani plánovaným přetokům.
10 ZÁVĚR V souvislosti s politickými cíli EU v oblasti obnovitelných zdrojů energie a budování jednotného evropského trhu s elektřinou je třeba připomenout absolutní prioritu bezpečnosti provozu propojených elektrizačních soustav a zabezpečení kvality dodávek elektřiny před všemi ostatními aspekty. Z dosažených standardů kvality zásobování elektřinou nelze slevovat, neboť to zvyšuje pravděpodobnost rozsáhlých výpadků – tzv. blackoutů. Je třeba konstatovat, že zpráva EWIS nenalezla odpověď, jak udržitelným způsobem do roku 2015 integrovat plánované větrné kapacity bez vážného ohrožení bezpečnosti provozu propojených přenosových soustav, a to především v regionu střední a východní Evropy. Opakující se kritické provozní stavy přenosové soustavy ČR potvrzují již nyní, že závěry modelových výpočtů studie EWIS, které předpovídají vážná provozní bezpečnostní rizika k roku 2015, je možno očekávat jako reálné. Primární příčinou kritických provozních situací v PS ČR jsou kruhové toky výkonů z výrobních lokalit VtE ze severu Německa směrem na jih a toky způsobené masivním exportem elektřiny z Německa do Rakouska. Oba tyto fenomény způsobí přetěžování vnitřních sítí ČR a Polska k roku 2015 už v základním stavu - tedy bez výpadku vedení. Podle simulačních výpočtů na tržním modelu bude profil CZ-DE omezován po cca 30 % roku. Ani v časových úsecích bez přetížení nebude splněno kritérium n-1. Podle EWIS také v německé soustavě „plánovaná, ale 27
neuskutečněná posílení sítě nepostačují pro splnění kriteria bezpečnosti soustavy“. Zároveň zpráva upozorňuje, že „transformátory s regulací fáze - PST na mnoha (německých) profilech zapříčiní další neřešitelná úzká místa v Německu a na jeho jižních hranicích, což je neudržitelný přístup pro širší středoevropský region“. Jak studie EWIS, tak i modelové výpočty ČEPS ukazují, že vlivem těchto PST bude docházet k dalšímu přetěžování sítě v České republice. Pro nalezení udržitelného budoucího řešení je nezbytné dojít k vzájemnému konsensu mezi zainteresovanými stranami Německa, Rakouska, Polska a ČR k provedení následujících opatření:
Německo – koordinovat množství připojovaných VtE s rozvojem sítí ve střední Evropě a v nouzových situacích operativně snižovat hodnoty výkonu z VtE, do doby než Německo zajistí všechna potřebná posílení svých přenosových soustav, Německo – včasné uvedení do provozu potřebných posílení přenosových soustav, Polsko - přehodnocení rozhodnutí PSE Operator o instalaci PST, které zhorší přetěžování prvků sítě ČEPS, Pokud se potvrdí identifikovaná rostoucí ohrožení bezpečnosti provozu přenosové soustavy České republiky, způsobená zpožděním posílení přenosové soustavy Německa a instalací PST na polsko-německém profilu, ČEPS nainstaluje nadproudové ochrany na svých vybraných vedeních jako obranu proti zničení prvků přenosové soustavy ČR, Německo/Rakousko – omezení předpokládaného objemu importů do Rakouska z Německa tak, aby obchodní výměna nepřevyšovala fyzické možnosti propojených soustav. Podle dat entsoe.net a modelových výpočtů zprávy EWIS vyčlenění tohoto profilu z alokačního mechanizmu způsobuje velké odchylky mezi obchodními a skutečnými (fyzickými) přenosy a vyvolává toky, které přetěžují okolní soustavy, zejména soustavu ČEPS.
V případě splnění těchto předpokladů bude ČEPS schopna přijetím svých vnitřních provozních a investičních opatření bezpečně provozovat přenosovou soustavu České republiky v nadcházejících pěti letech. Pokud, jak předpokládá studie EWIS, v rámci neudržitelného krátkodobého řešení budou PST instalovány, pak kritické provozní stavy budou řešeny krátkodobými opatřeními v rámci TSC masivním redispečinkem/protiobchodem a omezením výroby ve VtE. V konečném důsledku se tedy výroba ve VtE a požadované tržní transakce stejně neuskuteční, jen by byly vynaloženy investice na 8 PST navíc (na každém hraničním vedení Německo – Česko a Německo – Polsko) a zvýšily by se ztráty v sítích atd. Zároveň by tak byla významně porušena „systémová solidarita“ mezi sousedními provozovateli přenosových soustav. Tento základní regionální problém je třeba řešit na regionální úrovni, společně, komplexně a do budoucna udržitelně a za pomoci všech dostupných prostředků. Samozřejmě také s ohledem na ekonomickou efektivnost. Přestože je na TSO vyvíjen permanentní tlak na posilování sítí, tempo rozvoje sítí, zejména s ohledem na legislativní a administrativní překážky v oblasti liniových staveb, ani nekopíruje nárůst objemu zdrojů s přerušovanou výrobou připojovaných do přenosových sítí. Je na evropské a národních politických úrovních, aby tento problém byl důsledně vyřešen jako jedna z nezbytných podmínek pro rozvoj obnovitelných zdrojů energie. ČEPS zároveň intenzivně podporuje prohloubení provozní spolupráce provozovatelů přenosových soustav ve střední Evropě na platformě TSC. S aplikací sofistikovaných technických nástrojů lze ovšem očekávat i nárůst nákladů, které budou spojeny s řešením úzkých míst v sítích v důsledku očekávaných výrazně proměnlivých toků v sítích. Možným řešením je i alokace přeshraničních přenosových kapacit založená na detailnějším modelování, která by dle některých očekávání měla lépe reflektovat situaci v sítích a zohlednit tak vlivy VtE. Naprostá většina finančních prostředků EU je nyní alokována na přímou podporu větrných zdrojů a jejich připojení k elektrizační soustavě. Projekty posílení sítí, vyvolané nutností vyrovnat se s masivními toky, danými geograficky koncentrovanou výrobou z větrných zdrojů, 28
dosud nemají srovnatelnou finanční prioritu, což omezuje jejich realizaci. Řešením by byla stejná podpora pro veškerou nutnou infrastrukturu spojenou s rozvojem VtE. Nebudou-li přijata adekvátní koordinovaná opatření v oblasti bezpečné integrace VtE také na mezinárodní úrovni, pak identifikovaná rizika mohou ve svém důsledku ohrozit plnění evropských a národních environmentálních cílů.
11 Seznam použitých zkratek BE CEE EEPR EWEA FVE HN HNBE HS PS PPS PST PVE TSO TSC VtE WO
Best estimate – nejlepší odhad region střední a východní Evropa (Central East Europe) Evropský energetický program pro hospodářské oživení European Wind Energy Association Fotovoltaická elektrárna High Nord – vysoká výroba větrných zdrojů na severu Evropy High Wind Nord Best Estimate High South – vysoká výroba větrných zdrojů na severu Evropy Přenosová soustava Provozovatel přenosové soustavy Transformátor s regulací fáze Přečerpávací vodní elektrárna Transmission System Operator – provozovatel přenosové soustavy Systémová bezpečnostní spolupráce provozovatelů přenosových soustav Větrná elektrárna Wind optimistic – vyšší odhad nárůstu větrných zdrojů
29
Přenosová soustava v ČR a střední Evropě v roce 2013/2015 v kontextu výsledků EWIS, plánovaných síťových investic a tržního prostředí
Annex
2010
Tento dokument obsahuje VEŘEJNÉ informace ČEPS, a.s.
ČEPS, a.s. provozovatel přenosové soustavy České republiky Elektrárenská 774/2, 101 52 Praha 10 Tel. 211 044 111,
[email protected], www.ceps.cz
Obsah1 2 VÝVOJ VTE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020 ...................... 3 2.5 Financování projektů VtE – a jejich integrace – v kontextu unijních finančních zdrojů a výzev ......................................................................................................................................... 3 3 VÝSLEDKY EWIS ...................................................................................................................... 6 3.2 Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí ..................................................... 6 3.4 Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS ............................................................ 6 3.5 Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě ..................................................................... 9 4 HISTORIE POLISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (2008, 2009) ............................... 13 4.3. Nápravná opatření ........................................................................................................... 13
1
Číslování kapitol Annexu odpovídá číslování v hlavní zprávě 2
2 VÝVOJ VTE, TRŽNÍHO PROSTŘEDÍ A PŘENOSOVÝCH SÍTÍ DO 2015/2020 2.5 Financování projektů VtE – a jejich integrace – v kontextu unijních finančních zdrojů a výzev V rámci opatření, která jsou nezbytná pro splnění unijních environmentálních cílů do roku 2020, klade EU velký důraz na využití potenciálu větrné energie, a to především v oblastech, které disponují vhodnými podmínkami pro instalování masivních větrných zdrojů. Z tohoto důvodu je v maximální možné míře unijními institucemi, především EK, podporováno (politicky i finančně) využívání oceánů a moří s ohledem na jejich obrovský potenciál, který představuje široký a přirozený zdroj čisté obnovitelné energie. EU explicitně vyzdvihuje teritoria Severního a Baltského moře (zahrnují i oblast Německa) a prioritou v této souvislosti je zdrojově posílit severomořskou a severozápadní příbřežní síť (Offshore projects), která bude logicky v příštích letech finančně podporována. Ministři členských států odpovědní za sektor energetiky proto v únoru 2009 odsouhlasili podporu koordinovaného přístupu mezi Evropskou komisí a členskými státy „s cílem nákladově efektivním způsobem napomoci zavádění mořských větrných elektráren ve velkém měřítku v evropských mořích při zachování spolehlivosti sítě.2“ Evropská komise vychází z obecné premisy, že zatímco pozemní větrné elektrárny budou v blízké budoucnosti nadále převažovat, význam větrných elektráren na moři bude narůstat. V porovnání s pozemními větrnými elektrárnami je výroba a údržba větrných elektráren na moři složitější a finančně náročnější, na druhé straně má ale řadu klíčových výhod. Vítr na moři je obyčejně silnější a stabilnější než na pevnině, což znamená výrazně vyšší výkonnost na instalovanou jednotku. Na moři mohou být větrné turbíny větší než na pevnině, protože odpadají logistické obtíže spojené s pozemním přesunem obrovských částí turbín z místa výroby na místo určení. Větrné parky na moři se také méně pravděpodobně stanou terčem námitek okolních obyvatel a dalších zúčastněných stran. Všechny výše uvedené faktory, a to i přesto, že jsou větrné elektrárny na moři v porovnání se suchozemskými stále relativně drahé a technologicky nedostatečně rozvinuté, přispívají k finančním stimulům v řádu set milionů EUR. Evropské finanční prostředky na podporu větrné energie na moři jsou orientovány do stavební realizace projektů, ale i do technologického vývoje větrných turbín a dalších prvků VtE, což „pozitivně“ přispívá k plnění unijních cílů v rámci výzkumu a vývoje. Masivní finanční podpora celkových projektů VtE, včetně projektů na moři, která jen z evropských fondů politiky soudržnosti v letech 2007–2013 bude v členských státech podporována částkou více než 787 milionů EUR, není doprovázena adekvátním rozvojem stávající a výstavbou nové přenosové infrastruktury. Tuto skutečnost si uvědomuje i Evropská komise, která konstatuje, že „je pravděpodobné, že pokud se současná rozvodná síť nepřizpůsobí změnám v infrastruktuře výroby energie, může velký rozvoj větrné energie na moři této síti způsobit potíže“3. Zcela specifickým finančním nástrojem orientovaným také na podporu větrné energie na moři, a to především na území Německa, je implementace tzv. Evropského energetického programu pro hospodářské oživení (EEPR), který je realizován na základě nařízení EP a Rady č. 663/2009 ES ze dne 13. července 2009. Program, který má přispět ke splnění cílů energetické politiky a politiky v oblasti klimatu, obdržel finanční rámec ve výši 3980 milionů EUR. Dle nařízení je rozdělen do tří podprogramů: 2365 milionů EUR na projekty týkající se plynárenských a elektrizačních infrastruktur; 565 milionů EUR na projekty zaměřené na využití větrné energie na moři; a 1050 milionů EUR na projekty zaměřené na zachycování a ukládání uhlíku (CCS). Granty mohou pokrýt až 50 % způsobilých investičních nákladů v případě projektů týkajících se plynárenských a elektrizačních infrastruktur a projektů zaměřených na větrnou energii na moři. V rámci propojení elektrizačních soustav v regionu CEE jsou iniciativou EEPR podporovány pouze dva projekty: Halle/Saale – Schweinfurt (kofinancování z EU 100 milionů EUR) a Wien – Györ (kofinancování z EU 20 milionů EUR), propojení 2
Sdělení Komise „Druhý strategický přezkum energetické politiky – Akční plán EU pro zabezpečení dodávek energie a jejich solidární využití“ – závěry Rady schválené 19. 2. 2009 3 Sdělení Komise EP, Radě, EHV a VR – Větrná energie na moři: opatření nezbytná pro splnění cílů energetické politiky na rok 2020 a dále 3
plánovaných větrných elektráren s výrobou energie z moře - finanční příspěvek z EU 74,10 milionů EUR. Dle podmínek EEPR je třeba finanční prostředky do tří podprogramů investovat rychle, konkrétně je třeba právní závazky týkající se provedení EEPR učinit do 31. prosince 2010. Projekty zaměřené na větrnou energii na moři musejí tedy splňovat kritéria pro poskytnutí finanční pomoci, mj. propracovanost, definovanou jako dosažení investiční fáze a vznik podstatných kapitálových výdajů do konce roku 2010. Evropská komise provede následně hodnocení programu EEPR do 31. prosince 2011, aby bylo možné posoudit jeho přínos pro efektivní využití rozpočtových prostředků. Dne 19. května 2009 vyhlásila Komise jedinou výzvu k předkládání návrhů, která zahrnovala tři podprogramy EEPR, přičemž navrhovatelé projektů byli vyzváni k předložení návrhů do 15. července 2009. Hodnocení bylo zahájeno ve druhé polovině července 2009. Podprogram projektů EEPR zaměřených na větrnou energii na moři byl dle EK mimořádně úspěšný, bylo zde 29 návrhů, které požadovaly finanční podporu v celkové výši 1,669 miliard EUR, což značně převyšovalo přidělený finanční rámec ve výši 565 milionů EUR. Na základě doporučení hodnotícího výboru složeného z úředníků Komise přidělila EK v rámci daných rozpočtových omezení 565 milionů EUR 9 nejlépe hodnoceným návrhům. Čtyři smlouvy o přidělení grantu již byly uzavřeny a zbývajících pět je ve fázi podpisu. Projekty vybrané pro udělení grantu z EEPR jsou dle EK „prvními vlaštovkami“ v odvětví větrné energie na moři. „Technologie, které budou předvedeny a využívány ve velkém měřítku – inovační základové konstrukce (s gravitační výplní - gravity, příhradové konstrukce - jackets, trojnožky - tripods, trojité piloty - tripiles), multi-MW turbíny na moři, modulární technologie integrace do elektrizační soustavy - jsou nezbytně nutné k dosažení ambiciózních cílů EU v oblasti využívání větru na moři v roce 2020 a v následujících letech“4. Granty EEPR zajistí instalaci prvních velkých (400 MW) větrných elektráren na moři a předpokládá se, že přímým důsledkem bude další výrobní kapacita přibližně 1500 MW elektřiny bez emisí uhlíku. EK konstatovala, že přidělené granty mají zásadní význam pro poskytování pomoci členským státům EU při plnění závazných cílů v oblasti obnovitelné elektrické energie v roce 2020. Komise rovněž uvádí, že granty budou mít rovněž zásadní význam pro realizaci prvních kroků směrem k vytvoření evropské elektrizační soustavy na moři, a tudíž k posílení kapacity obchodovat s elektřinou na vnitřním trhu. V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se podporuje rozsáhlé testování, výroba a využití inovačních turbín a základových konstrukcí na moři prostřednictvím:
čtyř projektů instalace velkých větrných elektráren na moři v německém Severním moři (Bard I, Global Tech I, Nordsee Ost, Borkum West II) - finanční příspěvek z EU 204,36 milionů EUR;
jednoho projektu realizace zkušebního zařízení na využití větrné energie na moři u Aberdeenu (Spojené království) – finanční příspěvek z EU 40 milionů EUR;
jednoho projektu realizace další fáze větrné elektrárny na Thornton Bank v belgickém Severním moři - finanční příspěvek z EU 10 milionů EUR.
V rámci programu EEPR zaměřeného na využití větrné energie na moři se rovněž podporuje rozvoj modulárních řešení pro integraci velkého množství elektrické energie vyrobené z větru do elektrizační soustavy prostřednictvím:
4
projektu, který poskytuje integrované řešení pro propojení větrných elektráren v oblasti Kriegers Flak v Baltském moři (Německo, Dánsko) - finanční příspěvek z EU 150 milionů EUR; kabelu, který propojí Nizozemsko a Dánsko za pomoci technologie HVDC, která umožňuje propojení větrných elektráren na moři s pobřežní rozvodnou sítí; finanční příspěvek z EU 86,54 milionů EUR; rozbočovače na moři na plánovaném spoji HVDC mezi Shetlandskými ostrovy a Skotskem (Spojené království), který bude sloužit jako platforma s více terminály.
Zpráva Komise Radě a EP o provádění Evropského energetického programu pro hospodářské oživení ze dne 27. dubna 2010 4
Obrázek 2-1: Plán EWEA na rozvoj příbřežní sítě na 20 let, Zdroj: EWEA/La Tene Maps (Oceans of opportunities – September 2009), http://ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/reports
5
3 VÝSLEDKY EWIS 3.2 Celospolečenské náklady na VtE a její integraci do sítí Studie EWIS analyzovala finanční přínosy a náklady na integraci větrných elektráren – a dále i na investiční náklady a na provoz větrných elektráren. Na straně přínosů ze začlenění větrné energie do systému byly identifikovány tyto položky: Provozní náklady klasických elektráren (cena paliva a cena CO2) Přesuny v pořadí výhodnosti nasazení klasických zdrojů (směrem k lacinějším výrobnám). Naopak, na straně nákladů jsou to tyto položky: Náklady na integraci VtE vzhledem k jejich přerušovanému charakteru výroby (najetí a odstavení klasických zdrojů, flexibilnější povelování zdrojů, zvýšené náklady na provoz a údržbu klasických zdrojů), Posílení sítí do roku 2015 v důsledku nutnosti potlačení rizik z nárůstu VtE kapacit Investiční a provozní náklady VtE. Bilance nákladů / přínosů začlenění větrné energie do systému shrnuje následující tabulka pro scénáře Nejlepší odhad a Optimistická větrná energie. Pro vysoké hraniční podmínky (tedy pro vysoké ceny uvedených parametrů) je bilance následující: Náklady (+) a přínosy (-) v mld. EURO, ročně Přínosy integrace VtE (snížení provozních nákladů klasických výroben – mj. na palivo a na povolenky CO2) Zvýšení nákladů na integraci VtE Náklady na posílení sítí Investiční a provozní náklady VtE Čisté náklady v celém systému
Best Estimation Scénář Nejlepší odhad
Wind Optimistic Optimistický scénář -15,0
-13,1 0,4
0,7
0,1 19,1 6,5
0,8 28,9 15,4
Tabulka 0-1 : Celospolečenské roční náklady (+) a přínosy (-) větrné energie v r. 2015 – dva hraniční případy
V oficiálním Manažerském shrnutí studie EWIS je uvedeno, že „Celoroční modelování ve studii EWIS prokázalo, že napříč Evropou jsou roční přínosy výroby ve větrných elektrárnách, které vznikají tím, že se vyhneme spalování fosilního paliva a emisím CO2, mnohem větší než náklady na udržování rovnováhy a posílení sítí, které lze přímo přisuzovat větru“. To je velmi zavádějící konstatování, které nebere do úvahy samotné investiční a provozní náklady na VtE. Čisté náklady v celém systému výroba VtE – integrace VtE se tak ve skutečnosti podle zprávy EWIS vyšplhají na 6 až 11 mld. EUR ročně.
3.4 Pro ČEPS důležité výsledky tržního modelu EWIS (Zde jsou uvedeny výsledky studie EWIS – Dodatek 4.1 – Risk Analysis, v doslovné podobě) Česká republika Pro region Střední a východní Evropy (CEE) byly pro scénář Nejlepší odhad (Best Estimation) analyzovány scénáře se Silným větrem na severu (High North) a na jihu (High South). Pro oba scénáře je charakteristický shodný export 5500 MW z Německa do Rakouska. Toky výkonu jsou znázorněny na následujícím obrázku 3-4 (země s exportem vyšším než 1000 MW jsou odlišeny modrou barvou a země s importem vyšším než 1000 MW jsou zvýrazněny zelenou barvou).
6
370
209 253
DE DE
1345
2149
5500 MW DE
SK
1406
1105
2137 129
3744
AT
- 59 1128
374
444
13
317
SI
IT
CH
485 767
552
HR BA
291
ME
192
RS
485 767 374
444
384
20
BG
310
-815 -
8 155
183
192
RS 333
ME
623
MK
AL
MK
623
183
359
127
127
196 497
291
--24
359
High South
291
111
BG
RO --439
552
BA
--815
13
317
HR
- 264
310
AL
HU
208
SI
IT
384
8 155
AT
1128
20
- 24
129
--59
333
111
303
231
49 2664 734
291
--264
SK 1105
1090 3744
R RO -O 439
1068 571
2030
2463
HU
208
1422 615 CZ CZ 12 +1751
303
231
1578
PL 316
1798
571
49
734
1345
1827
-
1068
1406
CH
DE DE
5500 MW DE
1727 615
2463
1090
253
PL
CZ CZ 12 +235
overloading of internal line 118% in base case
370
209
316
1798
-
High North
overloading of internal line 137% in base case
196
GR
497
1051
GR
1051
Obr. 3-4: Toky výkonu v regionu CEE pro scénáře High South a High North bez omezení (základní stav – base case) – přetížení v České republice.
V základním stavu (base case - počítá s instalovaným výkonem VtE z r. 2008) dochází v obou scénářích k přetížení vedení V412 Řeporyje – Hradec Východ (se stávajícím omezením proudového zatížení do 1740 A). Přetížení se jeví jako vyšší ve scénáři High South (Silný vítr na Jihu), a to vlivem nižšího exportu elektřiny z ČR. Druhým zkoumaným scénářem byl High North (Silný vítr na severu) pro scénář Best Estimation (Nejlepší odhad), a to pro stejná opatření na omezení rizik jako je posílení sítí v Německu a instalace transformátorů s regulací fáze (PST) mezi Německem a Polskem (jako dočasné opatření). Opatření připravená v České republice pro omezení rizika: instalace PST mezi německou a českou elektrizační soustavou (jako dočasné opatření) a zvýšení stávajícího limitu proudového zatížení pro výše zmíněné vedení V412 z 1 740 A na 2000 A. Výsledky výpočtů jsou uvedeny na následujících obrázcích 3-5 až 3-7 a pro lepší vyjádření kruhového toku je vyznačena i část německé oblasti, která je provozována společností Vattenfall Europe Transmission (VE-T).
PL
3467 5881 DE
1 830
1446 1211
142
21 42
CZ
SK
2366
2 819 H
AT SL
Obrázek 3-5: Toky výkonu v regionu CEE po opatřeních pro omezení rizika v Německu
7
Tranzit toků výkonu ze severního Německa (VE-T) do Rakouska přes Českou republiku se snižuje, ale vnitrostátní vedení V412 je přesto přetížené na 103 % (i po zvýšení stávajícího limitu proudového zatížení v zimě na 2000 A). Toto přetížení se zhorší, když se budou jako provozní opatření instalovat PSTs v polských rozvodnách Krajnik a Mikulowa.
Krajnik
2503 6 357
PL
Mikulowa
22 12
8 49
DE
9 89 19
2118
CZ
SK 25 20 AT
272 9
H
SL Obrázek 3-6: Toky výkonu v regionu CEE po opatřeních pro omezení rizika v Německu a instalaci PST v Polsku
Tranzit toku výkonu z Německa do Rakouska přes Českou republiku se podstatně zvyšuje a vnitrostátní vedení V412 Hradec Východ - Řeporyje je přetížené na 122 %. Navíc – nové přetížení na 104 % se objevuje na vedení Dasný - Slavětice. Tuto situaci mohou zlepšit některá provozní opatření, jako jsou rekonfigurace sítí a redispečink, ale není dodrženo kritérium n-1. Možným opatřením pro snížení rizika ve střednědobém časovém horizontu je instalace PST mezi TSOs: VE-T (Německo) a ČEPS (Česká republika).
Krajni
2 517 Mikulowa
7 442 10 11
PL
895
DE
956 703
Hradec vých. 19 62
SK
CZ
2684
25 18 AT
H SL
Obrázek 3-7: Toky výkonu v regionu CEE po opatřeních pro omezení rizika v Německu a po instalaci PST v Polsku a v České republice
Pokud PST mezi VE-T a ČEPS (v rozvodně Hradec Východ) sníží tok výkonu k 1000 MW, tak je vyřešeno přetížení v České republice, ale soustava nedodržuje kriterium n-1. Kriterium n-1 je splněno, když tok výkonu z VE-T bude kolem 760 MW. Vysoké zatížení české přenosové soustavy zvyšují činné ztráty výkonu, a to z obvyklé hodnoty kolem 80 MW na přibližně 180 MW (pro případ dodržení kriteria n-1, v ostatních případech ztráty dosahují 265 MW). 8
Je nezbytné se zmínit o tom, že instalace PST v Polsku a v České republice zvyšuje toky výkonu v sousedních sítích (zejména v Německu a v Rakousku), což by mohlo způsobit přetížení. Také by mohlo dojít k přetížení propojovacího vedení Gabčíkovo – Gyor mezi Slovenskem a Maďarskem. Výsledky výpočtu ve druhém, tzv. Wind Optimistic pro větrné elektrárny (s 4 PST na polském a 2 PST na českém rozhraní s Německem a s některými opatřeními pro omezení rizika, provedenými pro snížení toků výkonu z Německa do Rakouska), ukazují, že by mohl být region CEE bezpečný, s výjimkou jižního Německa a Rakouska. Závěr: I když se podaří realizovat všechny plánované investice do sítí v Německu, přenosová síť nedovolí přenášet masivní exporty z Německa do Rakouska ve výši 5500 MW.
3.5 Opatření na zmírnění rizik ve střední Evropě (doslovné znění ze zprávy EWIS) Německo V Best Estimation (Nejlepším odhadu) rozvoje se instalovaný výkon větrných elektráren v roce 2015 (v Evropě) zvyšuje k 139 GW (nebo dokonce k 181 GW při Wind Optimistic (Optimistický scénář) s koncentrací pouze ve dvou zemích (Německo, Španělsko), což představuje 51 % (46 %) celkového instalovaného výkonu; v Dánsku tento podíl činí 42 % (47 %), Německu 28 % (32 %). V důsledku vysoké koncentrace větrných zdrojů dochází při značném regionálním přebytku výroby elektřiny z těchto zdrojů k rozsáhlým dočasným tokům výkonu na velké vzdálenosti, k omezení stability soustavy a ke zvyšování negativního vlivu na provozní způsobilosti. Bez ohledu na pokrok TSO při posilování našich sítí a přeshraničních propojení není pravděpodobné, že jsou postačující k tomu, aby se vyrovnaly s provozními problémy, které nastanou k roku 2015, pokud se vyjde vstříc v současné době předjímané výrobě větrných elektráren a dalším vývojovým trendům. Identifikována jsou další posílení, která budou přínosná pro klíčová slabá místa v síti. Když se prosadí rozhodnutí o instalaci PST na rozhraní Německo – Polsko a na českoněmecké hranici, pak v Německu dochází k masivním tokům výkonu ze severu k jihu, s rizikem nestability soustavy. Především tranzit ze severu na jih může zvýšit riziko rozdělení přenosové soustavy v případě poruch (například mezi severem Německa a sousedními soustavami). Několik zjištěných přetížení a úzkých míst uvnitř Německa vede k opatřením týkajícím se redispečinku, k protiobchodům (countertrading) a k omezení výroby větrných elektráren. Také se musí vzít do úvahy jednotky s vynucenou výrobou. Výzkum ukázal, že krátkodobá opatření nejsou jediným řešením pro integraci výkonu větrných elektráren do evropské přenosové soustavy. Proto se doporučují trvalá dlouhodobá opatření a společná široká regionální koordinace se sousedními zeměmi (např. s Polskem a Českou republikou). Studie ustálených stavů naznačují, že právě plánovaná, ale neuskutečněná posílení sítě nepostačují pro splnění kriteria bezpečnosti soustavy. Šetření ve středozápadním a středovýchodním regionu odhalují uvnitř Německa a na jeho hranicích několik úzkých míst. Poměry toků výkonu uvnitř Německa jsou charakteristické jeho značnými toky od severu k jihu, které přicházejí z větrných farem mimo pevninu v Severním a v Baltském moři a ze „spousty“ větrných farem nacházejících se na severním pobřeží Německa. Do úvahy se musí vzít dodatečná posílení přenosové sítě nejen v Německu, ale i v sousedních zemích, aby se zabránilo redispečinku nákladově efektivních elektráren a omezování větrných zdrojů. Opatření pro posílení přenosové soustavy jsou souhrnně uvedena na obr. 3-8. Pro rozvíjení opatření požadovaných pro posílení kapacity sítě je třeba provést další analýzy na regionální/národní úrovni, a to vztahu ke konkrétním opatřením v Německu (např. DENA II). To povede k podrobnějšímu vymezení prospěšných posílení a k jejich zahrnutí do návrhů rozvoje. V případě mohutných přenosů výkonu ze severu k jihu jsou analyzovány rostoucí požadavky na kompenzaci jalového výkonu a ztrát v sítích. Kromě již plánovaných kondenzátorů je 9
nezbytných několik dalších kondenzátorů. Zbývající přetížení na přeshraničních vedeních mezi Německem a Rakouskem je možné řešit novými propojovacími vedeními či přestavbou vedení 220 kV na vedení 380 kV.
Obrázek 3-8: Udržitelné posílení sítě v regionu střední západní a východní Evropa
Legenda: Plánovaný rozvoj sítí, realizovaný do r. 2015 Jednotlivé projekty Podmořský kabel
Přenosové vedení
Studií EWIS identifikovaná úzká místa pro časový horizont 2015 Udržitelná posílení sítí
Nápravná opatření k posílení flexibility sítí
Rozvoj sítí, který bude realizován až po roku 2015, ale který je nezbytný do roku 2015 podle EWIS Jednotlivé projekty Podmořský kabel
Přenosové vedení
Rozvoj sítí, který bude realizován až po roce 2015, ale který je nezbytný do roku 2015 podle EWIS Projekty, která je třeba realizovat
Udržitelná posílení sítí
Příbřežní větrné parky a jejich skupiny
Uvažovaná udržitelná celoevropská koordinovaná opatření zlepšují síťovou schopnost pro další integraci větrné energie. Dokud vedení, navržená pro rok 2015 nebudou v provozu, bude zapotřebí nasadit nejméně 6900 MW redispečink.
10
Polsko Krátkodobá opatření na zmírnění rizik (RMM, Risk Mitigation Measure) Results – scenario High Wind North 600 MW
2000 MW
1500 MW loading >100% loading >95%
1500 MW 1200 MW
Results – scenario High Wind South 600 MW
1550 MW
1450 MW loading >100% loading >95%
1700 MW 1000 MW
Obrázek 3-9: Úzká místa v polské přenosové soustavě
Velký rozdíl mezi plánovaným a fyzikálním tokem výkonu na hranici mezi Polskem a Německem vede k jeho enormním přetokům do polské soustavy. To způsobuje vážné problémy se zajišťováním spolehlivosti provozu soustavy podle kriteria n-1. Na obrázku jsou uvedeny fyzikální toky na spojovacích vedeních a zvýrazněny oblasti, ve kterých se neplní kriterium n-1 nebo rozdíl oproti jeho bezpečnému limitu je velmi skrovný (odpovídá scénáři nejlepšího odhadu pro silný vítr na severu). Jako s krátkodobým RMM k roku 2015 lze na propojení Polska a Německa uvažovat jen s PST (vedení Krajnik – Vierraden a Mikulowa – Hagenwerder). Dodatečné posílení sítě jako dlouhodobá opatření na zmírnění rizik RMM Navržené transformátory s regulací fáze (PST) na propojovacích vedeních s Německem a snížení výroby větrných elektráren v severní části polské soustavy lze považovat pro 11
omezování jen za krátkodobý plán. Na základě provedených studií bylo zjištěno, že pro požadované splnění spolehlivostního kriteria n-1 bez omezení fyzikálních toků výkonu je nezbytné uskutečnit dodatečná posílení v oblastech uvedených na dalším obrázku.
Obrázek 3-10: Udržitelná posílení sítě v Polsku
Legenda: 0
Instalace PST jako krátkodobé RMM.
1
Zvýšení kapacity (jmenovitého výkonu) 400 kV vedení Krajnik – Vierraden.
2
Výstavba dvojitých vedení 400 kV Dunowo – Zydowo – Pila – Plewiska a Zykovo – Gnask, jako náhrada za stávající 220 kV vedení.
3
Výstavba dvojitého vedení 400 kV Mikulowa – Swiebodzice jako náhrada za stávající 220 kV vedení.
4
Výstavba 400 kV vedení Krajnik – Pila – Bydgoszcz, výstavba dvojitého 400 kV vedení Patnow – Jasiniec (náhrada za stávající 220 kV vedení), výstavba nového 400 kV vedení z Patnow východním směrem (například Patnow – Pabianic – Rogowiec nebo Patnow – Oltarzew).
Souhrn investic:
Výstavba 1000 km nových 400 kV vedení (580 km dvojitých vedení 400 kV jako náhrada za stávající jednoduchá vedení 220 kV a 450 km nových 400 kV vedení).
Výstavba šesti nových rozvoden.
Značný počet investic do 110 kV sítí. Síť 110 kV není prezentována v modelu, ale v polské soustavě funguje paralelně se sítí zvláště vysokého napětí (EHV grid). 12
V nynějších modelech je pozorováno přetížení v základním stavu, taktéž v situacích neplnění kriteria n-1 a v roce 2015 se situace zhorší, takže pro tyto sítě bude požadováno mnoho investic. Prezentované investice umožní zvýšit přenos výkonu z Německa do Polska až k 3500 MW a provozovat větrné elektrárny v polské elektrizační soustavě tak, jak se předpokládá ve Wind Optimistic (Optimistickém scénáři) pro větrné zdroje.
Česká republika Pro předcházení přetížení ve vnitřní síti - v důsledku enormního tranzitu výkonu z Německa do Rakouska - se uvažují dodatečná posílení, zejména zvýšení proudového zatížení 400 kV vedení V412 (z rozvodny Hradec Východ do rozvodny Řeporyje) z 1740 A na 2175 A. Tímto opatřením vyvolané náklady a související finanční problémy by se však měly diskutovat a vyřešit. Pokud se prosadí instalace PST na rozhraní Německo – Polsko, pak se podstatně zvýší tranzit výkonu přes Českou republiku. Protiopatřením by mohla být vynucená instalace PST na rozhraní Německo – Česká republika. To lze považovat za krátkodobé opatření pro zmírnění rizika pro případ přetížení vnitřní přenosové sítě způsobeného tranzitem a vedlejšími kruhovými toky v regionu střední, východní a západní Evropy. Po roce 2015 se uvažují další posílení sítě, aby se zvýšila její přenosová schopnost ve směru severozápad - jihovýchod; měla by se týkat vedení V433, V430, V473, V474 a V425. V některých případech se vezmou do úvahy také vedení V414, V431, V446, V445 a V476.
4 HISTORIE POLISTOPADOVÝCH PŘETĚŽOVÁNÍ PS ČR (2008, 2009) 4.3 Nápravná opatření Na základě kritické situace na podzim roku 2008 byl na základě analýz a simulačních výpočtů vypracován seznam opatření pro omezení přetoků z větrných elektráren v Německu, který slouží dispečerské službě jako vodítko pro řešení obdobných situací. V tomto dokumentu je uveden souhrn všech nápravných opatření, která sníží zatížení vedení V412 a V430 během vysokých přetoků výkonů ze soustavy 50Hertz. Vypnutí V414 Podmínkou je, aby výkon po V414 tekl z REP4 směrem CHD4. Tato manipulace sníží zatížení V412 a nepatrně zvýší zatížení V430. Vypnutí V433 Tato manipulace sníží zatížení V412 a současně i V430. Podmínkou je aby výkon po V433 tekl z DAS4 směrem do SLV4. Vypnutí V433 se pozitivně projeví na kontingenční analýze. Snížení zatížení V412 je však výrazně nižší než u vypnutí V414. Vypnutí V413 Tato manipulace sníží zatížení V412 a zanedbatelně zvýší zatížení V430 a sníží kontingenci V430/V412. Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje var. 0 W1 – V412, V475, konzum W2 – V414, V413 (pomocí zkratek W1, W2 jsou označovány systémy přípojnic v rozvodně) Tato manipulace výrazně sníží zatížení V412 a zvýší zatížení V430. Výrazně potlačí kontingenci V412/V430. Rozdíl úhlů napětí mezi rozpojenými přípojnicemi dosahuje hodnot 13
okolo 10°. Je nutno brát na vědomí, že transformátory 400/110 jsou v rozvodně 110 kV spojeny, musí být proto při rekonfiguraci připojeny na společnou přípojnici. Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje var. 1 W1 – V412, V475 W2 – V414, V413, konzum U této manipulace dojde ještě k výraznějšímu poklesu zatížení V412 než u předchozí varianty. Dále dojde k nárůstu zatížení u V430. Mezi rozpojenými přípojnicemi v REP4 rozdíl úhlů napětí dosahuje až 20°.Na přípojnici W2 dojde k poklesu napětí, nicméně hodnota napětí ve výpočtu neklesla pod 400 kV. Dojde k vylepšení kontingence V412/V430. Je nutno brát na vědomí, že transformátory 400/110 jsou v rozvodně 110 kV spojeny, musejí být proto při rekonfiguraci připojeny na společnou přípojnici. V případě, že bylo již dříve pro snížení toků použito vypnutí vedení V414, je nutno toto vedení před provedením rekonfigurace v rozvodně REP4 zapnout do přenosu! Vypnutí KSP – v rozvodně Hradec 4 W1 – V412, V465 (2 bloky EPRU2), V445 W2 – V466, V446 (3 bloky EPRU2), V430 Při rozepnutí KSP v HRD4 dojde ke snížení zatížení u V412 a naopak u V430 dojde ke zvýšení zatížení. Tímto přerozdělením výkonu dojde ke snížení kontingence V430/V412, neboť V430 má vyšší přenosovou schopnost než V412. Účinnost této varianty je závislá na provozu EPRU2 a rozdělení výkonů do V465 a V466 – vždy nutno ověřit výpočtem před použitím. Rozdíl úhlu napětí mezi přípojnicemi v HRD4 po provedení rekonfigurace dosahuje hodnoty okolo 5°. Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje var. 2 W1 – V412, V413 W2 – V414, V475, konzum Při této variantě dojde ke snížení toku na V412 a naopak ke zvýšení na V430. V413 má přenosovou schopnost pouze 1200A, je potřeba být na pozoru, aby nedošlo k jeho přetížení. Rozdíl úhlu napětí mezi přípojnicemi v REP dosahuje hodnoty 16°. Je potřeba brát ohled na můstek transformátorů v REP, tzn. transformátory v REP4 musejí být zapojeny na stejný systém. Rekonfigurace v rozvodně Řeporyje var. 3 W1 – V412, V413, konzum W2 – V414, V475 Dojde k menšímu snížení zatížení V412 a k odlehčení V430 a V413 ve srovnání s předchozí variantou. Na systému přípojnic napájených V413 a V412 v REP dojde ke značnému poklesu napětí – hodnota může klesnout pod 400 kV. Naopak na zbývajícím systému v REP4 dojde k vysokému nárůstu napětí. Redispečink elektrárny Prunéřov 2 Při provedení redispečinku mezi EPRU2 a jiným zdrojem dochází k poklesu zatížení u exponovaných vedení. Ve vzorcích mají dispečeři uvedeny citlivostní koeficienty, které byly spočítány při snížení výkonu v EPRU2 a jeho nahrazením v ECHV. Obecně je možno konstatovat, že vypnutí linek do jisté míry zmenší přetížení V412 a V430, ale toto opatření je použitelné jen pro některé provozní stavy. rekonfigurace zapojení rovněž přispěje k řešení přetížení, ale toto opatření je omezeno pouze na některé provozní stavy. Redispečink EPRU2 je efektivním řešením přetížení, ale pouze za uvedených podmínek:
14
