DECENTRALIZACE ENERGETIKY přínosy a omezení. Jiří Ptáček Michal Macenauer Igor Chemišinec

DECENTRALIZACE ENERGETIKY přínosy a omezení

Jiří Ptáček Michal Macenauer Igor Chemišinec Špindlerův mlýn, 16. – 17. 4. 2014

Obsah prezentace 



Fenomén decentrální energetiky 

z historie, vymezení, možnosti realizace



centrální vs. decentrální (systém vs. jednotka)



faktory rozvoje

Současný stav a možné směry rozvoje 

ASEK a decentrální energetika



možné směry rozvoje elektroenergetiky



srovnání rozvoje dle variant (důsledky pro provoz ES ČR, náklady, problémy)



decentrální energetika z technického a technologického hlediska



Návratnost investice do decentrální jednotky typu MKO



Shrnutí a závěry

Fenomén decentrální energetiky Z historie rozvoje elektroenergetiky 

na začátku 20. století: 

žádná, nebo málo spolehlivá (výpadky) dodávka elektřiny



problémy s kvalitou dodávky a regulací



nedostupné zdroje primární energie

záměr vybudovat větší, propojený, spolupracující celek sítí 

na počátku 21. století: 

100 % pokrytí dodávkou elektřiny (všepotřebnost)



vysoká spolehlivost (nelze dále výrazně navyšovat)



relativně nízká cena silové elektřiny

tendence přemýšlet o změně… o autonomnějších menších celcích

EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy

3

Fenomén decentrální energetiky Vymezení 

instalace na nejnižší napěťové distribuční úrovni: MO u elektřiny (převážná většina potenciálu na MOO), MO a DOM u plynu (převážná většina potenciálu na DOM)



jednotky malého a velmi malého výkonu – jednotky až desítky kW... popřípadě i stovky kW (pevná hranice neexistuje)



částečná autonomie – ale v drtivé většině případů nemožnost odpojení od nadřazeného celku


4

Fenomén decentrální energetiky Srovnání centrální a decentrální energetiky Centrální energetika velké jednotkové výkony malé množství výroben

velké přenosy – silná přenosová síť ztráty v přenosu a distribuci

Decentrální energetika malé a velmi malé jednotkové výkony velké množství výroben

tendence uzavírat bilanci na lokální úrovni absence přenosových a distribučních ztrát

systémová provázanost, centrální řízení zastupitelnost a vysoká spolehlivost

řízení na úrovni malých celků (SG) větší míra autonomie a nižší spolehlivost

vysoká odolnost na menší poruchy při řetězení hrozí poruchy typu BlackOut

více menších poruch vyšší odolnost na poruchy typu BlackOut


5

Fenomén decentrální energetiky Možnosti realizace – typy zdrojů Intermitentní provoz 

fotovoltaické jednotky: vysoký potenciál na střechách obytných domů a podniků



větrné jednotky: spíše určeno pro větrné parky, malý potenciál

Provoz závislý na odběru tepla 

mikrokogenerace s motorem či palivovým článkem: využití zemního plynu, potenciál pro bytové domy, větší firmy, ale nově i větší rodinné domy a menší firmy; vysoký potenciál


6

Fenomén decentrální energetiky Obecné faktory rozvoje... proč posílit decentrální energetiku? 

cena elektřiny a její poměr k ceně ostatních energetických médií?



snaha snížit emise CO2 – snížit spotřebu primární energie?



hodnotové a politické rozhodnutí?

uhlíkové paradigma – snaha snížit emise CO2

hodnotové a posléze politické rozhodnutí

vyšší počet decentrálních jednotek

navyšování ceny elektřiny pro konečného zákazníka


7











faktory rozvoje

















Shrnutí a závěry

Současný stav a možné směry rozvoje ASEK a decentrální energetika 

aktuální návrh SEK nehovoří přímo o decentrální výrobě, ani o instalovaném výkonu, ani o výrobě z decentrálních zdrojů,



existují údaje výroby v roce 2040: FVE (5,9 TWh), VTE (2,3 TWh), BIOP (2,5 TWh),



dále uvádí ve Strategii do roku 2040 požadavek PIII.4: Zajistit obnovu a rozvoj distribučních soustav včetně nástrojů jejich řízení tak, aby: −

umožňovaly připojení a provoz všech nových distribuovaných zdrojů podle požadavků investorů za předpokladu splnění stanovených podmínek připojení a v souladu se SEK,

−

uspokojovaly požadavky na straně spotřeby včetně podpory rozvoje tepelných čerpadel , rozvoje elektromobility (nabíjení elektromobilů) a místní akumulace jako součást nízkoenergetických domů,

−

zajišťovaly dlouhodobou udržitelnost a provozovatelnost sítí i při podílu decentralizovaných zdrojů v DS nad 50 % celkového instalovaného výkonu.


9

Současný stav a možné směry rozvoje Možné směry rozvoje elektroenergetiky 

Rizika dopadající na rozvoj ES je (v pořadí významnosti): 

nejistoty ohledně vývoje politik redukce emisí CO2,



nejistoty ohledně aplikace úsporných opatření,



nejistoty ohledně politik na redukce emisí škodlivin,



nejistota ve vývoji komodit (plyn, uhlí, elektřina)



investiční prostředí je tak pro budoucí investory značně nepředvídatelné a z pohledu decizní sféry je nutno rozvoj ES řešit variantně,



za hlavní determinanty variantnosti považujeme: 

cenovou úroveň povolenek na emise CO2,



poměr ceny elektřiny a plynu pro konečného odběratele.


10

Příklady možných variant rozvoje elektroenergetiky – Očekávaná dlouhodobá rovnováha OTE PŘEDPOKLADY pravděpodobný vývoj povolenky: 4 až 10 EUR (po roce 2020 až 40 EUR) rozvoj blízký ASEK důraz na spolehlivost a provozovatelnost

Referenční

 povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR  prolomení ÚEL

… dojde k využití hnědého uhlí za ÚEL Uhelná

   

Budoucí rozvoj je dán zejména faktory: 1. ekonomickými 2. demografickými 3. politickými

Nejdůležitější a těžko predikovatelné pak budou: A. politika EU v rámci EU-ETS, a tedy cena povolenek na emise CO2 B. vývoj poměru ceny elektřiny a ostatních energetických komodit (rovněž výrazně závisí na politikách EU)

VARIANTA

 povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR  náhrada paliva u lokálních výtopen za plyn

… dojde k navýšení ceny povolenek a využití ZP Plynová

 povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR  velký důraz na jaderné bloky

… navýšení ceny povolenek a využití jaderné energetiky Jaderná

 vyšší rozvoj OZE  povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR  zachování dotací či výrazné navýšení konkurenceschopnosti OZE  horší výsledky ekonomiky, prolongace krize  povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR  vyšší úspory či změna struktury ekonomiky  oslabování významu PS  povolenky: po roce 2020 vyšší cena na úrovni 30 až 40 EUR  navyšování lokální výroby (cca 6 TWh ročně) a významu DS  povolenky: po roce 2020 cenová úroveň okolo 0 EUR  trvající výrazné investiční nejistoty vlivem aktivit EU (povolenky, dotace, emise, úspory)


… dojde k vyššímu růstu výroby z OZE Obnovitelné zdroje

… dojde k nižšímu růstu spotřeby elektřiny Nízká spotřeba

… dojde k rozvoji lokální energetiky Lokální energetika

… dojde k zastavení rozvoje výrobní základny ES Minimální investice

Zdroj: Očekávaná dlouhodobá rovnováha mezi nabídkou a poptávkou elektřiny, OTE, a.s.

11

Současný stav a možné směry rozvoje Směr rozvoje Lokální energetika – charakteristika 

V řešení je uplatněn tzv. vysoký scénář rozvoje jak pro fotovoltaické, tak pro větrné zdroje (62 % míst MO s FVE, 5,5 GW, 5,5 TWh v roce 2040)



Zdroje lokální rozptýlené výroby tvoří dále mikrokogenerační jednotky na zemní plyn (výroba tepla a elektřiny), u nichž se předpokládá instalace na 30 % odběrných míst elektřiny (2,6 GW, 3,4 TWh v roce 2040).



Dohromady decentrální výroba přibližně 9 TWh, což je 12 % tuzemské netto spotřeby se síťovými ztrátami.



Varianta ukazuje možnosti provozu ES za situace, kdy lokální výroba v místě spotřeby bude způsobovat uzavírání řetězce výroba-akumulace-spotřeba na nižších napěťových úrovních distribučních sítí a bude tak docházet k přesunu výroby z tzv. centrální úrovně na úroveň lokální.



Předpokládá se, že ve zvýšené míře dojde k záměně hnědého uhlí za jiná paliva, především pak zemní plyn.



12

Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant – VÝROBNÍ MIX A INVESTICE 

oproti Referenční variantě je pro Lokální energetiku potřeba velmi výrazně vyšších investic do celé výrobní základny ES (včetně decentrální výroby: MKO, FVE...); oproti Referenční variantě je to navýšení o 0,9 bil. Kč,



pro Lokální energetiku se výrazně se navýší dovozní závislost primárních zdrojů. VARIANTA / ASPEKT

SKLADBA VÝROBNÍHO MIXU

Referenční

k roku 2040  Uhlí: 22 % Pinst celkem, 19 % TBS  Plyn: 21 % Pinst celkem, 19 % TBS  Jádro: 21 % Pinst celkem, 36 % TBS  Vodní: 5 % Pinst celkem, 3 % TBS  OZE: 24 % Pinst celkem, 12 % TBS  dovozní závislost primárních zdrojů: 19 %

Lokální energetika

k roku 2040  Uhlí: 14 % Pinst celkem, 18 % TBS  Plyn: 30 % Pinst celkem, 29 % TBS  Jádro: 7 % Pinst celkem, 17 % TBS  Vodní: 4 % Pinst celkem, 3 % TBS  OZE: 38 % Pinst celkem, 20 % TBS  dovozní závislost primárních zdrojů: 30 %


INVESTICE DO VÝROBNÍ ZÁKLADNY 

1,9 bil. Kč v běžných cenách



investiční náročnost průměrná



Na rozvoj výrobní základny ES je vynaloženo 700 až 800 mld. Kč; další investice jsou nutné na obnovu výrobní základny ES



2,8 bil. Kč v běžných cenách



investiční náročnost velmi vysoká v důsledku instalace velmi vysokého počtu výrobních jednotek s velmi malým instalovaným výkonem


13

Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant – PROVOZ A VÝKONOVÁ DOSTATEČNOST 

oproti Referenční variantě je pro Lokální energetiku velmi výrazně potřeba nestandardních opatření: 1. velké objemy denní akumulace, 2. nutnost zvážit účast i části lokální výroby na regulaci, 3. vyšší potřeba mezinárodní spolupráce v oblasti regulačních rezerv. VARIANTA / ASPEKT

Referenční

PROVOZ ES ČR



v oblasti regulačních rezerv je situace příznivá



poměrně nízké využívání systémových zdrojů na pevná paliva v období let 2022 až 2029

zásadní potřeba nestandardních opatření:




instalace větších výkonů v denní akumulaci



nutnost účasti FVE a denní akumulace na regulaci



zvýšená potřeba regulace na JE kolem roku 2030



vyšší potřeba regulačních rezerv ze zahraničí


VÝKONOVÁ DOSTATEČNOST ENTSO-E



kladné hodnoty výkonové dostatečnosti jsou dosahovány až do roku 2036



počínaje rokem 2037 je indikován mírný nedostatek výkonu, který pokračuje až do konce sledovaného období



výkonovou dostatečnost v červencových hodnotách je možno považovat za vyhovující (jen rok 2040 je lehce záporný)



výkonová dostatečnost u lednových hodnot je vyhovující jen do roku 2029, pak začínají mírně narůstat deficity až do roku 2040


14

Současný stav a možné směry rozvoje Srovnání rozvoje dle variant – EMISE A SÍTĚ 

emise jsou pro variantu Lokální energetika velmi podobné jako ve variantě Referenční, emise CO2 jsou dokonce vyšší,



velmi výrazné navýšení nutných investic do DS, relativně menší pak do PS. VARIANTA / ASPEKT

Referenční


EMISE ŠKODLIVIN A CO2 (rok 2040) 

emise TZL: 2,1 kilotuny, pokles o 53 %



emise SO2: 24,0 kilotuny, pokles o 75 %



emise NOx: 25,7 kilotuny, pokles o 70 %



emise CO2: 33,5 megatuny, pokles o 45 %



emise TZL: 2,1 kilotuny, pokles o 53 %



emise SO2: 22,9 kilotuny, pokles o 76 %



emise NOx: 25,0 kilotuny, pokles o 71 %



emise CO2: 35,6 megatuny, pokles o 41 %


ROZVOJ SÍTÍ 

síťové investice nutné pro připojení nových zdrojů a odběratelů



střednědobě: rozvoj a obnova sítí podle konkrétních investičních plánů PS a DS



dlouhodobě: rozvoj sítí dle požadavků na navyšování jejich využití



změna charakteru využití sítí



výrazné požadavky na rozvoj sítí nn a vn, zejména v souvislosti s velkým rozvojem MKO a FVE



nižší požadavky na rozvoj přenosové soustavy a transformačního výkonu PS/DS, ale nutná obnova dožívajících prvků sítí PS


15

Podíl výroby OZE na brutto spotřebě ES ČR (stav roku 2040) 25



Všechny rozvojové varianty předpokládají relativně výrazné navýšení podílu OZE na brutto spotřebě ČR; nejméně výrazný je podíl u varianty Jaderné, v těsném závěsu Plynové, Uhelné a Referenční.



Výraznější navýšení u varianty Nízká spotřeba je dáno nižší brutto spotřebou, nikoliv vyšší výrobou z OZE.



Ve variantě Lokální energetika je předpokládán velmi výrazný nárůst zejména FVE ve formě rozptýlené výroby na úrovni nízkého napětí.

podíl výroby OZE na brutto spotřebě (%) ]

23 % 20

16 % 15

10

5

0 Referenční

Uhelná

Plynová

Jaderná

Nízká spotřeba


Skladba výrobní základny ES ČR (stav roku 2040) 12



Uhlí Plyn

10

Jádro

instalovaný výkon (GW) ]

Vodní

Ve variantě Lokální energetika je více než dvojnásobný (ve srovnání s variantou Referenční) instalovaný výkon:

OZE

8

1. OZE,

6

2. ve zdrojích na zemní plyn

4



2

To vše nutně na úkor velkých a z hlediska emisí i dovozní závislosti výhodných jaderných zdrojů, které by se za těchto okolností nevyplatily.

0 Referenční

Uhelná

Plynová

Jaderná

Nízká spotřeba



Výkonová dostatečnost ES ČR dle metodiky ENTSO-E (stav roku 2040) 0,6

stav roku 2012



Všechny varianty se vyznačují poklesem volné výkonové kapacity, až jejím deficitem, patrné nejvíce k závěru horizontu, což souvisí s malým přebytkem pohotového výkonu v ES.



Nejméně příznivé hodnoty dosahuje parametr pro variantu Lokální energetika.



Výpočet ukazuje schopnost soustavy samostatně se vyrovnat s výkonovou bilancí (dle metodiky ENTSO-E výpočet nezahrnuje saldo, které může v konkrétní situaci dorovnat bilanci).

0,4

výkonová dostatečnost (GW) ]

0,2 0,0

-0,2 -0,4

-0,6 -0,8

- 1,1 GW

- 1,3 GW

-1,0 Referenční

Uhelná

Plynová

Jaderná

Nízká spotřeba


Investice do výrobní základny ES ČR (kumulativně mezi roky 2012 a 2040) 3,0

2,8 bil. Kč



Varianty jsou značně diferencované v množství i účelu potřebných investic.



Nejvyšší investice dle varianty Lokální spotřeba, ve které půjde zejména o investice do mikrokogenerace a FVE u podnikatelů a v domácnostech; do rozptýlených výrobních jednotek budou investovat samotní koncoví odběratelé.



U ostatních variant bude nutno investovat zejména do obnovy a rozvoje velkých výrobních jednotek.

investice kumulovaně (bil. Kč) ]

2,5

1,9 bil. Kč 2,0

1,5

1,0

0,5

0,0 Referenční

Uhelná

Plynová

Jaderná

Nízká spotřeba



50

zde se realizuje decentrální výroba

40

ASEK: 6–15 %

20

ASEK: 11–21 %

30 ASEK: 18–25 %

podíl na tuzemské brutto spotřebě v roce 2040 (%)

60

ASEK: 49–58 %

70 Srovnání rozvoje dle zprávy o rovnováze OTE s ASEK

10

0 jaderné palivo Scénář ASEK ASEK Scénář

OZE a druhotné zdroje

Referenční


Uhelná

Plynová

plyny Jaderná

černé a hnědé uhlí Nízká spotřeba

Lokální výroba


18

Současný stav a možné směry rozvoje Decentrální energetika z technického a technologického hlediska 

z pohledu provozu ES:

1.

výrazný úbytek točivých hmot v soustavě se všemi konsekvencemi... horší regulace frekvence (pokud nebudou požadavky na elektroniku decentrálních zdrojů výrazně navýšeny).

2.

pokles zkratových výkonů (pokud nebudou požadavky na elektroniku decentrálních zdrojů výrazně navýšeny) – nižší tvrdost sítě, kolísání napětí

3.

výrazná potřeba koordinace regulace decentrálních zdrojů: problémy s regulací soustavy pro případ nedostatečné či žádné koordinace decentrálních zdrojů; je třeba nalézt řešení jak skupinově řídit vybrané decentrální zdroje a samotnou regulaci výrazně podpořit značnými objemy akumulace (provoz zdrojů je buď intermitentní nebo závislý na výrobě tepla).


19

Vliv decentralizace na ES – instalovaný a nasazený výkon v letním stavu Referenční varianta

Pnas = 5 751 MW Pinst = 6 810 MW

Pnas = 5 751 MW 6 810 MW Pnas = 2P079 inst =MW LS Pnas = 2 079 MW

Pinst

Pnas

PS

PS

110 kV Pinst vn/nn

110 kV Pnas vn/nn

PS

PS

110 kV vn/nn

110 kV vn/nn

LS 2030-R

Pinst = 6 810 MW

Pnas = 3 770 MW Pinst = 9 104 MW

S Pinst = 24 269 MW S P = 8 944 MW Pinst = 9 104 MW Pinst = 8 355nasMW Pnas = 1 114 MW Pinst = 8 355 MW

Pinst

Pnas = 2 878 MW

PS 110 kV

vn/nn

LS 2030-L

2030-R

S Pinst = 24 269 MW S Pnas = 8 944 MW

varianta Lokální energetika

vysoké nas. OZE S Pinst = 24 269 MW Pinst = 9 104 MW S Pnas = 9 769 MW

Pinst = 8 355 MW Pnas = 3 121 MW

Pnas = 1 114 MW

výroba

spotřeba

Lokální energetika bilance dle napěťových hladin



20











faktory rozvoje

















Shrnutí a závěry

Návratnost investice do decentrální jednotky Investice do MKO na zemní plyn 

MKO je nejvýznamnější možnost hned po FVE... a také největší neznámá...



jak si tedy stojí?

1.

na trhu jsou již jednotky s motorem okolo 1 kWel a 6 kWtep a kotlem okolo 20 kW,

2.

prozatím je výrobcem návratnost v řádu deseti let projektovaná při ročním využití cca 3000 h (ve variantě je uvažováno s 1300 h),

3.

vhodné pro rodinné domy s větším odběrem tepla nebo menší bytové domy... z toho vyplývá nevhodnost do menších či dobře zateplených domů či bytů... na kterých je ovšem největší množstevní potenciál,

4.

nutnost instalace tepelného zásobníku,

5.

navýšení investice oproti standardu cca 200 tis.,

6.

aktuálně (2014) vyplácen zelený bonus na KVET pro zemní plyn s Pinst. do 5 MW a do využití 3000 h/rok ve výši 2,065 Kč/kWh.


22

Nejméně výhodný reálný případ 110

Pinstel = 1,5 kWel,



využití 1300 h za rok



navýšení investice 125 tis. Kč



diskontní sazba 4 %



inflace 2 %



meziroční růst ceny elektřiny pro koncového zákazníka 2 %



meziroční růst ceny plynu 0,5 %



zelený bonus 0 Kč

diskontovaná doba návratnosti větší než doba životnosti

90

čistá současná hodnota (tis. Kč)



70

50 30 10 -10

-30 -50 -70 -90 -110

-130

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

-23 -20 -30 -27 -34 -41 -38 -49 -45 -53 -61 -57 -70 -65 -74 -78 -87 -83 -91 -101 -96 -110-105 -115 -120

Nejvíce výhodný reálný případ 109

110

Pinstel = 1,5 kWel,



využití 1300 h za rok



navýšení investice 125 tis. Kč



diskontní sazba 4 %



inflace 2 %



meziroční růst ceny elektřiny pro koncového zákazníka 5 %



meziroční růst ceny plynu 0 %



zelený bonus 2,065 Kč/kWh

88

diskontovaná doba návratnosti 14 let

90

čistá současná hodnota (tis. Kč)



98 77

67

70

57 46

50

36 26

30

16 6

10 -10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

-30 -50

-42

-51 -61

-70 -70 -80

-90 -110

-130

-89 -98 -107 -116

10 11 12 13 -3 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 -13 -23 -32











faktory rozvoje

















Shrnutí a závěry

Shrnutí a závěry Drivery a motivace 

pro decizní sféru: snaha snížit emise CO2; reálně budou emise CO2 při výrazném rozvoji decentrální energetiky pravděpodobně vyšší než pro případ vývoje bez jejího výrazného navyšování



pro investory (domácnosti a malí a střední podnikatelé): snaha snížit náklady na spotřebu elektřiny (přes pokles ceny komodity, narůstá cena regulovaných složek zejména z důvodu podpory OZE)



investice do decentrální výroby typu mikrokogenerace: z pohledu investora je investice riziková a vysoce závislá na přiznání a výši státní podpory (zelený bonus); návratnost investice je otázkou využití jednotky (v hodinách za rok) a politického rozhodnutí; vývoj cen elektřiny a plynu hraje až podružnou roli

Provoz sítí 

celá problematika má výrazně provozní charakter: opatření výrazně závisejí na konkrétní topologii i připojených zařízením v konkrétní DS síti nízkého až velmi vysokého napětí



výrazné problémy v oblasti rozvoje distribučních sítí: pokud by byl maximálně využit požadavek PIII.4. z ASEK znamenalo by to výrazné navyšování investic do DS a změnu v oblasti regulace cen za distribuci


25

Shrnutí a závěry (pokračování) Provoz soustavy jako celku 

pro případ penetrace alespoň na úrovni varianty Lokální energetika (8,1 GW Pinst.) lze očekávat problémy s regulovatelností soustavy: do roku 2040 oproti dnešku pokles výkonové dostatečnosti dle ENTSO-E o 1,3 GW (největší ze všech zkoumaných variant)



navýšení závislosti v oblasti primárních zdrojů: pro případ využití zemního plynu dle varianty Lokální energetika další navýšení dovozní závislosti na 30 % (namísto 19 % bez navyšování decentrální energetiky)


26

Děkuji za pozornost. Čeho je mnoho, má tendenci se slučovat... … co je velké, má tendenci se rozpadat.

[email protected] [email protected] [email protected]

DECENTRALIZACE ENERGETIKY přínosy a omezení. Jiří Ptáček Michal Macenauer Igor Chemišinec

Recommend Documents