Připojování OZE do ES ČR

Na základě studie EGÚ Brno, a. s.

Připojování OZE do ES ČR Síťová část Podpůrné služby Ekonomika

Únor 2010

OBSAH 1 SHRNUTÍ VÝSLEDKŮ

1

2 VÝSLEDKY 1. ETAPY ŘEŠENÍ

5

3 NAPLŇOVÁNÍ POŽADAVKŮ EU V SEKTORU ELEKTROENERGETIKY – ANALYZOVANÉ SCÉNÁŘE ROZVOJE OZE

5

4 VÝSLEDKY 2. ETAPY ŘEŠENÍ

11

4.1 ČÁST ELEKTRICKÉ SÍTĚ

11

4.2 ČÁST PODPŮRNÉ SLUŽBY

23

4.3 ČÁST EKONOMIKA

31

5 ZÁVĚRY A DOPORUČENÍ

40

ZKRATKY A POJMY DS

distribuční soustava - systém vedení 110 kV, vedení vysokého napětí a nízkého napětí

ES

elektrizační soustava

FVE

fotovoltaická elektrárna

HKS

hrubá konečná spotřeba (celková konečná spotřeba za všechny kategorie energie, tj. elektřina, teplo i přímá koncová spotřeba všech typů paliv)

NAP

Národní Akční Plán - scénář vytvořený dle návrhu MPO; stanovuje cíle konečné spotřeby energie z OZE v jednotlivých sektorech

neřízené OZE

obnovitelné zdroje, u nichž vzhledem k charakteru primárního přírodního zdroje nelze spolehlivě predikovat jejich nasazený výkon

OZE

obnovitelné zdroje energie (voda, vítr, fotovoltaika, geotermální energie, biomasa, slapové jevy)

PpS

podpůrné služby (činnost elektráren k zajištění systémových služeb)

PS

přenosová soustava - systém vedení 400 kV a 220 kV

VTE

větrná elektrárna

Připojování OZE do ES ČR

1

SHRNUTÍ VÝSLEDKŮ

Studie byla zaměřena na analýzu dopadu rozvoje obnovitelných zdrojů elektřiny (OZE) na provoz ES ČR (technické i ekonomické dopady) při splnění cílů a závazků ČR vůči EU. Byly prověřovány 3 scénáře rozvoje OZE:

–

Scénář dle NAP 2010 (Národní akční plán dle návrhu MPO z 01/2010) – scénář rozvoje dle předpokladů MPO předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 2020.

–

Scénář žádostí – uvažuje realizaci všech žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 30. 11. 2009 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR – ČEPS, a.s., ČEZ Distribuce, a.s., E.ON Distribuce, a.s., Redistribuce, a.s.). Po vyhodnocení aktuálních žádostí o připojení nových OZE do sítí podaných k 30. 11. 2009 vyplývá, že ke splnění závazků ČR vůči EU stačí realizovat přibližně 38 % ze všech podaných žádostí (tj. 38 % z 12 971 MW OZE), což reflektuje následující scénář investorský.

–

Scénář investorský – respektuje sice zájem investorů dle aktuálního trendu, pouze však do splnění podmínek směrnice EU (tzn. 9,5 TWh v roce 2020 z OZE).

Analýza byla provedena pro časové horizonty 2012, 2015 a 2020. Všechny tři scénáře splňují, eventuálně překračují k časovému horizontu 2020, požadavky potřebné k naplnění závazků ČR vůči EU v oblasti elektroenergetiky.

Fotovoltaické elektrárny

Větrné elektrárny

Instalované výkony ve FVE - porovnání NAP, INV a žádostí Pinst [MW]

8547 MW

8000

Instalované výkony ve VTE - porovnání NAP, INV a žádostí

?

Pinst [MW] 8000

Scénář podle žádostí

7000

7000

6000

6000

5000

5000

4000

4000

?

3655 MW

Scénář podle investorů 2600 MW

3000

Scénář podle žádostí

3000

2500

2500

2000

2000

1883 MW Scénář podle NAP

1500 1000 500

1500 1000

400 MW 2009

2010

2011

500 2012

2013

2014

2015

[rok]

EGÚ Brno 02/2010

200 MW 2009

2010

Scénář podle investorů 550 MW 385 MW Scénář podle NAP 2011

2012

2013

2014

2015

[rok]

Žádosti investorů o připojení nových zdrojů do sítí převyšují zejména v oblasti FVE a VTE předpoklady scénářů NAP a investorského. Studie byla zaměřena na dopad rozvoje OZE v ČR dle výše uvedených scénářů v následujících oblastech elektroenergetiky:

únor 2010

–

Elektrické sítě – kontrola dle scénáře investorského a scénáře žádostí

–

Podpůrné služby (PpS) v ES ČR – kontrola dle scénáře NAP a investorského

–

Ekonomické dopady na cenu elektřiny pro konečné zákazníky – scénáře NAP a investorský.

Strana 1


Část elektrické sítě Analýza elektrických sítí byla provedena na dvou hlavních omezujících úrovních:

–

Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/110 kV.

–

Kontrola přenosových schopností sítí 400 kV a 220 kV (PS).

Kapacita transformace PS/110 kV byla překročena v roce 2012 sumárně o: ·

3 800 MW ze všech podaných žádostí OZE do DS (12 096 MW ve scénáři žádostí),

·

480 MW z uvažovaných OZE do DS (2 572 MW v investorském scénáři) – hodnota je dána nerovnoměrným geografickým rozložením požadavků na připojení OZE v ČR.

Při kontrole přenosové schopnosti PS se uplatňovaly žádosti na připojení nových zdrojů rozptýlené výroby v DS pouze do velikosti mezní transformační kapacity PS/110 kV. Navíc byly však do simulačních výpočtů a analýz zahrnuty žádosti na připojení nových zdrojů s přímým připojením do PS 400 kV a 220 kV. Analýza přenosových schopností PS ukázala na výrazné přetěžování některých vedení při vysoké produkci zdrojů (konvenčních i OZE připojených do DS i PS) v některých regionech ČR. Z tohoto hlediska se jako nejproblematičtější ukázala oblast severozápadních a středních Čech. V případě vysoké plošné výroby OZE a konvenčních zdrojů bude omezujícím kritériem především limitace exportní schopnosti mezistátních vedení PS. Hodnota síťových omezení však není v současnosti limitujícím faktorem pro připojování nových zdrojů, omezení je dáno limitem regulačních služeb (PpS – viz níže).

Část podpůrné služby Vyhodnocení dostatečnosti podpůrných služeb (PpS) v ES ČR respektuje stávající model povinného výkupu celého množství výroby z OZE, tj. neuvažuje s možností jejich omezení v nepříznivých provozních stavech v soustavě. Provozovatelnost ES ČR byla prověřována u dvou dohodnutých scénářů rozvoje OZE (scénář NAP a scénář investorský). Při řešení se vycházelo z posledních predikcí spotřeby elektřiny, očekávaného vývoje zdrojové základny do roku 2020 a postupně zvyšujících se požadavků kladených na spolehlivost soustavy. Z výsledků výpočtů a jejich analýz vyplývá, že soustava je provozovatelná (tzn., bude disponovat dostatečnou velikostí a strukturou záložních výkonů pro provoz s požadovanou spolehlivostí) v letech 2010, 2012 a 2015 při velikosti instalovaného výkonu v jednotlivých skupinách OZE odpovídajících scénáři NAP, který lze z hlediska PpS považovat za mezní. Podmínkou nutnou je však realizace alespoň minimálních objemů exportu (8 až 13 TWh) a účast jaderných bloků v záporné terciární regulaci. Objem připojovaných výkonů nad hodnoty scénáře NAP je z hlediska řízení soustavy za současných legislativních podmínek nerealizovatelný. Prověřovaná omezení dle analyzovaných scénářů v jednotlivých oblastech elektroenergetiky ilustruje následující obrázek.

únor 2010

Strana 2


Omezení pro připojení OZE - rok 2012 Scénář žádostí

Scénář Investorů

Výkon OZE do DS:

12 096 MW

Výkon OZE do DS:

4 631 MW

Omezení na transformaci PS/110 kV

2012 ! !

!

!

! ! !

2012 Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 650 MW

Omezení v PS Oblasti s požadavky na připojení velkých zdrojů do PS a přetížená vedení v PS při kontrole (N-1)

Omezení z hlediska podpůrných služeb: Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 650 MW

2012 ! !

!

!

! ! !

2012 Soudobý pohotový výkon z neřízených OZE: max. 1 650 MW

·

Z výše uvedeného je zřejmé, že z hlediska síťových možností jsou požadavky scénáře dle žádostí nerealizovatelné, naopak scénář investorský je z hlediska síťových možností reálný (s lokálními omezeními).

·

Oba scénáře jsou však omezovány limitem podpůrných služeb (PpS) v ES. Velikost OZE daná tímto limitem je z hlediska sítí připojitelná a provozovatelná.

Část ekonomika Dopad OZE do nákladů PPS/PDS a navýšení ceny pro zákazníky byl řešen ve 4 dohodnutých oblastech – vliv na cenu příspěvku zákazníků na krytí podpory OZE, dopad do cen systémových služeb, dopad do cen za službu sítě a dopad do ceny odchylky, která se promítá do ceny silové elektřiny. Nejpodstatnější vliv je v oblasti vícenákladů na přímou podporu OZE a související cenu příspěvku zákazníků na krytí této podpory, která pro letošní rok 2010 činí 166 Kč/MWh. V roce 2012 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 620 – 740 Kč/MWh, odpovídající vícenáklady jen na OZE 27 – 37 mld. Kč. V cílovém roce 2020 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 680 – 910 Kč/MWh, což představuje 410 až 550% nárůst, odpovídající vícenáklady jen na OZE 43 – 58 mld. Kč. Celkové náklady spojené s podporou OZE by za sledované období do roku 2020 činily cca 370 – 470 mld. Kč.

únor 2010

Strana 3


Obr. Vývoj očekávaných vícenákladů na podporu jednotlivých kategorií OZE mld. Kč

Scénář NAP, PPI=2%, růst ceny SE=1%

50 45

VTE

40 35 30 25

FVE

BIOM

ostatní OZE

vícenáklady na OZE uvažované při stanovení regulovaných cen pro rok 2010

20 15 10 5 0 2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Rok

Dopad do cen systémových služeb je přímo úměrný výsledkům řešené problematiky podpůrných služeb (PpS). Regulovaná cena systémových služeb v roce 2010 je 155 Kč/MWh. Při očekávaném nárůstu výroby z OZE v roce 2010 se odhaduje nárůst nákladů na PpS ve výši 8 %, což se projeví v korekčním faktoru a nárůstu ceny SyS v nejbližších letech. V roce 2012 dochází ve scénáři NAP k nárůstu nákladů na PpS o +24% vůči roku 2009, čemuž by odpovídala regulovaná cena systémových služeb na úrovni 192 Kč/MWh. Vliv OZE na regulované ceny distribuce je relativně malý. To je způsobeno skutečností, že v síťové problematice nejde ani tak o vyčíslení investičních nákladů pro připojení všech požadovaných OZE (a tím neúměrné zdražení celého systému), ale o nalezení mezí připojitelného výkonu v rámci možného rozvoje při respektování technicko–ekonomických podmínek. Podle předaných podkladů se předpokládá dopad OZE na regulované ceny za služby distribuční sítě a přenosové sítě v řádu jednoho procenta. Vliv OZE na navýšení ceny odchylky (dopad do růstu ceny elektřiny) není zanedbatelný, i když se jedná řádově o jiná čísla než u nárůstu příspěvku zákazníků na krytí podpory. V průměrné ceně silové elektřiny může dopad FVE a VTE představovat nárůst až o 6,3%, což ve výsledné průměrné ceně elektřiny (regulovaná + neregulovaná část bez daní) znamená mezní nárůst o 3,2%.

Roční vícenáklady pro ES ČR vlivem připojování OZE scénář NAP, PPI=2% a růst ceny SE=1% Vícenáklady přímé podpory (výkupní ceny a zelené bonusy)

2012

2015

2020

tis. Kč/rok

tis. Kč/rok

tis. Kč/rok

VTE

852 000

1 642 000

2 415 000

FVE

20 964 000

28 718 000

35 089 000

BIOM

3 040 000

3 816 000

5 134 000

ostatní OZE

1 399 000

1 659 000

2 286 000

26 255 000

35 835 000

44 924 000

celkem ES ČR (zaokrouhleno)

únor 2010

Strana 4


2

VÝSLEDKY 1. ETAPY ŘEŠENÍ ·

Z rozboru možností uplatnění OZE v sektoru energetiky a dopravy, tj. teplárenství, elekroenergetika a doprava bylo vyhodnoceno, že požadavky EU dané klimatickoenergetickým balíčkem jsou z hlediska OZE v ČR do roku 2020 splnitelné.

·

V sektoru teplárenství lze očekávat jisté potíže se splněním požadavků EU vzhledem k nedostatku paliva ve formě cíleně pěstované biomasy. V oblasti elektroenergetiky jsou cíle EU splnitelné za předpokladu cíleného rozvoje ES ČR s ohledem na rozvoj OZE.

·

ČR je schopna reálně naplnit přijatou směrnici EU a přidělenou kvótu objemu podílu OZE na konečné spotřebě energií. Rozdělení podílu výroby z OZE mezi jednotlivé sektory – teplárenství, elektroenergetika a doprava – je dáno aktuálně platným Národním akčním plánem (NAP), který byl vypracován MPO v lednu 2010.

·

Podle tohoto scénáře NAP 2010 připadá na oblast elektroenergetiky 9,5 TWh spotřeby elektřiny, která musí být v roce 2020 pokryta z výroby OZE.

·

V následující tabulce jsou srovnány tři verze možného rozdělení požadavků Klimatickoenergetického balíčku EU mezi jednotlivé sektory v podmínkách ČR. Porovnání možností splnění podmínek Klimaticko-energetického balíčku v jednotlivých sektorech Hodnoty pro rok 2020

dle SEK

dle ČS RES

dle NAP 2010

Hrubá konečná spotřeba v r. 2020 Podíl 13% HKS [PJ] Doprava Teplo a chlad Elektroenergetika Elektroenergetika [TWh]

1 272 PJ 165 PJ

1 246 PJ 162 PJ

1 362 PJ 177 PJ

28 PJ 108 PJ 29 PJ 8,1 TWh

32 PJ 112 PJ 18 PJ 5,0 TWh

29 PJ 113 PJ 34 PJ 9,5 TWh

dle NAP 2010 dle ČS RES dle SEK PJ

20 PJ

Elektroenergetika

40 PJ

60 PJ Teplo a chlad

80 PJ

100 PJ

120 PJ

Doprava

NAP 2010

3

NAPLŇOVÁNÍ POŽADAVKŮ EU V SEKTORU ELEKTROENERGETIKY – ANALYZOVANÉ SCÉNÁŘE ROZVOJE OZE ·

Byly analyzovány 3 hlavní scénáře různého rozdělení výroby elektřiny mezi jednotlivé typy OZE:

únor 2010

–

Scénář dle NAP 2010 – scénář rozvoje dle předpokladů MPO (předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 2020).

–

Scénář investorský – respektuje zájem investorů dle aktuálního trendu, pouze však do splnění podmínek směrnice EU (tzn. 9,5 TWh v roce 2020 z OZE).

Strana 5


–

Scénář žádostí – uvažuje realizaci všech „živých“ žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 30.11.2009 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR). Scénář předpokládá splnění závazků vůči EU v roce 2020.

·

Všechny tři uvažované scénáře rozvoje OZE v oblasti elektroenergetiky splňují k časovému horizontu 2020 požadavky potřebné k naplnění závazků vůči EU. Příspěvky jednotlivých skupin OZE v období 2010 až 2020 jsou však různé a budou se zřejmě ještě dále upřesňovat.

·

Žádosti investorů o připojení nových zdrojů do sítí podané u jednotlivých provozovatelů sítí (PPS a PDS) ke konci roku 2009 převyšují zejména v oblasti FVE a VTE předpoklady scénářů NAP a investorského.

·

Scénář žádostí ukazuje současný trend zájmu investorů na výstavbu a připojení nových zdrojů do sítí.

·

Ve všech scénářích jsou OZE rozděleny do následujících kategorií: ·

Větrné elektrárny (VTE)

·

Fotovoltaické elektrárny (FVE)

·

Biomasa a bioplyn (BIOM) – kategorie v sobě zahrnuje veškeré technologie využití živočišné a rostlinné produkce pro výrobu elektřiny

·

Ostatní OZE – vodní elektrárny, spalování odpadů, atd.

Scénář dle NAP 2010

Předpokládaný vývoj výroby z OZE ve Scénáři podle Národního Akčního Plánu

Ecelk [GWh] 10 000

9 000

Výroba VTE [GWh] Výroba FVE [GWh]

8 000

Výroba BIOM [GWh] Výroba ostatních OZE [GWh]

7 000

Celková produkce OZE [GWh] Požadovaná výroba z OZE [GWh]

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0 2005

únor 2010

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Strana 6

Rok

únor 2010

1 302

1 204

Celkem [MW]

1 454

1 029

305

5

114

2007

3 874

2 524

1 221

2

127

2007

Přírůstky nového instalovaného výkonu OZE ve sledovaných časových řezech od roku 2009 dle scénáře NAP 2010 [MW]

220

1 029

151

1 019

Inst. výkon ostatních OZE [MW]

1

0

Inst. výkon FVE [MW]

Inst. výkon BIOM [MW]

53

Očekávaný inst.výkon OZE

4 185

2006

Celková produkce OZE [GWh]

3 257

33

3 652

Výroba ostatních OZE [GWh]

0

879

2005

3 027

Výroba BIOM [GWh]

49

2006

Inst. výkon VTE [MW]

1

603

Výroba FVE [GWh]

21

2005

Výroba VTE [GWh]

Očekávaná výroba OZE

1 563

1 045

366

11

140

2008

4 092

2 376

1 467

11

238

2008

2 059

1 046

413

400

200

2009

5 057

2 653

1 655

400

350

2009

3 056

1 012

425

1 402

217

2010

6 153

2 653

1 700

1 400

400

2010

3 406

1 019

440

1 642

305

2011

6 660

2 672

1 760

1 640

588

2011

Celková očekávaná produkce elektřiny z OZE podle Národního Akčního Plánu (NAP 2010)

1 690

3 749

1 027

455

1 883

385

2012

7 168

2 692

1 820

1 880

776

2012

4 105

1 034

470

2 123

478

2013

7 675

2 711

1 880

2 120

964

2013

2014

4 437

1 042

485

2 363

548

2014

8 183

2 731

1 940

2 360

1 152

2015

2 730

4 789

1 049

500

2 604

637

2015

8 690

2 750

2 000

2 600

1 340

2016

4 871

1 060

510

2 624

676

2016

8 932

2 780

2 040

2 690

1 422

2017

4 951

1 072

520

2 644

716

2017

9 174

2 810

2 080

2 780

1 504

2018

5 067

1 083

530

2 730

724

2018

9 416

2 840

2 120

2 869

1 587

2019

5 211

1 095

540

2 815

762

2019

9 658

2 870

2 160

2 959

1 669

2020

3 297

5 356

1 106

550

2 900

800

2020

9 900

2 900

2 200

3 049

1 751


Strana 7


Scénář investorský

Předpokládaný vývoj výroby z OZE podle Scénáře investorů

Ecelk [GWh] 10 000

9 000 Výroba VTE [GWh] Výroba FVE [GWh]

8 000

Výroba BIOM [GWh] Výroba ostatních OZE [GWh]

7 000


6 000

Požadovaná výroba z OZE [GWh]

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0 2005

únor 2010

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Strana 8

Rok

únor 2010

49

0

21

1

603

3 027

3 652

Výroba FVE [GWh]

Výroba BIOM [GWh]

Výroba ostatních OZE [GWh]


Očekávaný inst.výkon OZE

53

1

33

0

151

1 019

1 204

Inst. výkon VTE [MW]

Inst. výkon FVE [MW]

Inst. výkon BIOM [MW]

Inst. výkon ostatních OZE [MW]

Celkem [MW]

1 454

1 029

305

5

114

2007

3 874

2 524

1 221

2

127

2007

Přírůstky nového instalovaného výkonu OZE ve sledovaných časových řezech od roku 2009 [MW]

1 302

1 029

220

2006

2005

4 185

3 257

879

2006

2005

Očekávaná výroba OZE

Výroba VTE [GWh]

1 563

1 045

366

11

140

2008

4 092

2 376

1 467

11

238

2008

2 059

1 046

413

400

200

2009

5 057

2 653

1 655

400

350

2009

3 055

1 012

425

1 402

217

2010

6 152

2 653

1 700

1 400

399

2010

Celková očekávaná produkce elektřiny z OZE podle Scénáře investorů (2010)

3 764

1 019

440

2 000

305

2011

7 122

2 672

1 760

2 102

588

2011

2012

2 572

4 631

1 027

455

2 600

550

2012

8 353

2 692

1 820

2 733

1 108

2013

4 737

1 034

470

2 633

600

2013

8 568

2 711

1 880

2 768

1 209

2014

4 842

1 042

485

2 666

650

2014

8 840

2 731

1 940

2 802

1 367

2015

2 889

4 949

1 049

500

2 700

700

2015

9 060

2 750

2 000

2 838

1 472

2016

5 030

1 060

510

2 740

720

2016

9 214

2 780

2 040

2 880

1 514

2017

5 111

1 072

520

2 780

740

2017

9 368

2 810

2 080

2 922

1 556

2018

5 203

1 083

530

2 830

760

2018

9 599

2 840

2 120

2 975

1 664

2019

5 284

1 095

540

2 870

780

2019

9 755

2 870

2 160

3 017

1 708

2020

3 297

5 356

1 106

550

2 900

800

2020

9 901

2 900

2 200

3 049

1 752


Strana 9


Scénář žádostí ·

Scénář uvažuje realizaci všech „živých“ žádostí o připojení zdrojů podaných u provozovatelů sítí k 30.11.2009 (tzn. všechny schválené žádosti a žádosti ve schvalovacím procesu u provozovatelů sítí ES ČR).

·

V celém sledovaném období je uvažována konstantní hodnota požadovaného výkonu OZE v ES ČR a analýzy sledují dopad integrace OZE v případě realizace všech podaných žádostí.

Celkové živé žádosti na připojení nových zdrojů k 30.11.2009 (dle podkladů PDS a PPS) VTE [MW]

FVE [MW]

BIOM [MW]

Žádosti na připojení nových zdrojů u jednotlivých energetických subjektů

Ostatní OZE [MW]

Ostatní konvenční zdroje [MW]

Celkem [MW]

Žádosti na E.ON Distribuce,a.s.

520

2 597

117

27

467

3 728

Žádosti na ČEZ Distribuce,a.s.

2 361

5 829

252

346

980

9 768

Žádosti na PREdistribuce,a.s.

6

14

5

22

0

47

768

107

0

0

13 504

14 379

3 655

8 547

374

395

14 951

27 922

Žádosti na ČEPS, a.s.

Podané žádosti celkem [MW] Stav žádostí k 30.11.2009 podle podkladů PDS a PPS

Celkem OZE do sítí DS: Celkem OZE:

EGÚ Brno, a.s., 1/2010

12 096 12 971

MW MW

Poznámky k řešeným scénářům ·

Po vyhodnocení aktuálních žádostí investorů o připojení nových OZE do sítí podaných k 30. 11. 2009 vyplývá, že ke splnění závazků ČR vůči EU stačí realizovat přibližně 38 % ze všech podaných žádostí (tj. 38 % z 12 971 MW OZE), což reflektuje scénář investorský.

·

Předpokládaný rozvoj OZE přitom nejvíce převyšují požadavky na připojení FVE a VTE (Scénář žádostí) vůči ostatním sledovaným scénářům (NAP a investorský):

·

–

VTE: 3 655 MW vůči předpokladu 385 MW v roce 2012 a 800 MW v roce 2020 (NAP)

–

FVE: 8 547 MW vůči předpokladu 1 883 MW v roce 2012 a 2 900 MW v roce 2020 (NAP)

–

VTE: 3 655 MW vůči předpokladu 550 MW v roce 2012 a 800 MW v roce 2020 (INV)

–

FVE: 8 547 MW vůči předpokladu 2 600 MW v roce 2012 a 2 900 MW v roce 2020 (INV)

Naproti tomu požadavky v instalaci nových zdrojů v oblasti biomasy – 374 MW žádostí – nedosahují předpokládaného rozvoje s ohledem na prognózu využitelného množství biomasy ve sledovaném období (nárůst produkce biomasy o 535 až 550 tis. tun) a další rezervy ve využití biomasy pro tuzemskou výrobu elektřiny a zejména tepla. V současnosti se exportuje zhruba 600 tis. tun biomasy.

únor 2010

Strana 10


4

VÝSLEDKY 2. ETAPY ŘEŠENÍ ·

4.1

Druhá etapa řešení byla zaměřena na dopad scénářů rozvoje OZE v ČR (viz výše) v následujících oblastech elektroenergetiky:

–

Elektrické sítě – kontrola dle scénáře investorského a žádostí

–

Podpůrné služby (PpS) v ES ČR – kontrola dle scénáře NAP a investorského

–

Ekonomické dopady na cenu elektřiny pro konečné zákazníky – scénáře NAP a investorský.

ČÁST ELEKTRICKÉ SÍTĚ

·

Síťové analýzy byly provedeny pro investorský scénář a scénář žádostí.

·

Byly řešeny časové horizonty 2012, 2015 a 2020.

·

Síťové modely respektují dlouhodobé plánované investice v časovém horizontu 2010 až 2020 bez zvláštního posilování v důsledku rozvoje OZE.

·

Analýza elektrických sítí byla provedena na dvou hlavních omezujících úrovních:

–

Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/110 kV.

–

Kontrola přenosových schopností sítí 400 kV a 220 kV (PS).

4.1.1 Kontrola transformační kapacity v napájecích uzlech PS/110 kV ·

Při stanovení kapacity transformační vazby PS/110 kV pro jednotlivé scénáře rozvoje OZE se vycházelo z doplňku 1/2009 Pravidel provozování distribučních soustav – Příloha 4 – Pravidla pro paralelní provoz zdrojů se sítí provozovatele distribuční soustavy – Stanovení limitů distribuční kapacity pro připojování výroben k DS (listopad 2009, schváleno ERÚ 27.11.2009).

·

Pro každý z uvažovaných napájecích uzlů PS/110 kV byl stanoven mezní – maximální – připojitelný výkon v dané napájecí oblasti 110 kV tak, aby nedocházelo k přetěžování instalovaného transformačního výkonu PS/110 kV ani při uvažování výpadku největšího z transformátorů v příslušném napájecím uzlu (kritérium N-1).

Scénář podle žádostí Rok 2012 ·

V důsledku nasazení nového výkonu zdrojů (OZE i konvenční v sítích 110 kV) dojde v 21 z 30 napájecích uzlů PS/110 kV k překročení přenosové kapacity transformátorů PS/110 kV (při kontrole N-1).

·

Celkově se jedná o 3 800 MW výkonu nových zdrojů z celkového množství 12 096 MW podaných žádostí na připojení OZE do DS, které nelze s ohledem na transformační kapacitu PS/110 kV bezpečně vyvést.

·

Vzhledem k celkovému provozu ES však není tato hodnota limitujícím faktorem, omezení je dáno limitem regulačních služeb (PpS – viz níže).

·

Volnou kapacitu pro připojování nových zdrojů rozptýlené výroby však nelze sumarizovat za

únor 2010

Strana 11


ES ČR jako celek, neboť se jedná o lokální záležitosti jednotlivých napájecích oblastí. Uvnitř těchto oblastí může docházet k dalším lokálním omezením v důsledku přenosových schopností distribučních sítí 110 kV, vn a nn a transformace 110 kV/vn. Kapacita transformace PS/110 kV a vyhodnocení požadavků na připojení nových zdrojů – Scénář žádostí – rok 2012 556 MW 529 MW BABYLON 359 MW -23 MW CHOTĚJOVICE 311 MW -394 MW VÝŠKOV -10 MW -420 MW

VÍTKOV 6 MW -169 MW

ČECHY STŘED 500 MW 149 MW

ŘEPORYJE 210 MW -198 MW CHRÁST 289 MW -261 MW

PŘEŠTICE 264 MW -458 MW

MILÍN 90 MW -119 MW

KOČÍN 234 MW 63 MW

TÁBOR 105 MW -155 MW

TÝNEC 407 MW -204 MW

OPOČÍNEK -22 MW -217 MW

MÍROVKA 325 MW 71 MW

SLAVĚTICE 240 MW -138 MW CELKOVÝ VÝKON OZE : 12 096 MW NEPŘIPOJITELNÝ VÝKON : 3 800 MW

DASNÝ 236 MW -21 MW

= Překročení transformační kapacity žádostmi

NEZNÁŠOV 285 MW -204 MW

MALEŠICE 178 MW 178 MW CHODOV 452 MW 452 MW

261 MW -82 MW

BEZDĚČÍN 541 MW 308 MW

= Mezní (maximální) připojitelný výkon PMEZ = Volná kapacita pro připojení nových zdrojů z hlediska možností transformace PS/110 kV

KRASÍKOV 731 MW 4 MW

ČEBÍN 617 MW -25 MW

SOKOLNICE 486 MW -8 MW

H. ŽIVOTICE 318 MW -99 MW KLETNÉ 415 MW 233 MW PROSENICE 273 MW -155 MW

ALBRECHTICE -23 MW -100 MW NOŠOVICE 246 MW 231 MW LÍSKOVEC 6 MW -275 MW

OTROKOVICE 674 MW -156 MW

EGÚ Brno, a.s. 02/2010

Investorský scénář ·

Investorský scénář uvažuje realizaci přibližně 38 % všech žádostí o připojení zdrojů a zároveň respektuje závazky ČR vůči EU v roce 2020 (9,5 TWh spotřeby elektřiny pokrýt výrobou z OZE).

·

Scénář ukazuje směr koordinovaného rozvoje OZE a jejich postupné integrace do ES ČR.

Rok 2012 ·

V roce 2012 je předpokládán přírůstek nového výkonu zdrojů dle zadaného rozvojového scénáře (celkem 2 572 MW OZE od roku 2009).

·

Celkově v 7 z 30 napájecích uzlů PS/110 kV je nedostatek transformačního výkonu a nelze připojit nové zdroje o souhrnné velikosti 480 MW.

únor 2010

Strana 12


Kapacita transformace PS/110 kV a vyhodnocení požadavků na připojení nových zdrojů – Investorský scénář – rok 2012 556 MW 529 MW BABYLON 359 MW 276 MW

CHOTĚJOVICE 311 MW 158 MW

VÝŠKOV -10 MW -101 MW VÍTKOV 6 MW -31 MW

ČECHY STŘED 500 MW 386 MW ŘEPORYJE 210 MW 115 MW

CHRÁST 289 MW -26 MW

PŘEŠTICE 264 MW 103 MW

MALEŠICE 178 MW 178 MW CHODOV 452 MW 452 MW

MILÍN 90 MW 45 MW KOČÍN 234 MW 197 MW

CELKOVÝ VÝKON OZE : 4 631 MW NEPŘIPOJITELNÝ VÝKON : 480 MW

DASNÝ 236 MW 181 MW

TÁBOR 105 MW -92 MW

261 MW -82 MW

BEZDĚČÍN 541 MW 473 MW

TÝNEC 407 MW 270 MW

= Mezní (maximální) připojitelný výkon PMEZ = Volná kapacita pro připojení nových zdrojů z hlediska možností transformace PS/110 kV = Překročení transformační kapacity žádostmi

NEZNÁŠOV 285 MW 94 MW

OPOČÍNEK -22 MW -63 MW

MÍROVKA 325 MW 271 MW

SLAVĚTICE 240 MW 159 MW

H. ŽIVOTICE 318 MW 227 MW

KRASÍKOV 731 MW 560 MW

ČEBÍN 617 MW 402 MW

PROSENICE 273 MW 83 MW

SOKOLNICE 486 MW 299 MW

ALBRECHTICE -23 MW -61 MW

KLETNÉ 415 MW 376 MW

NOŠOVICE 246 MW 243 MW

LÍSKOVEC 6 MW -105 MW

OTROKOVICE 674 MW 410 MW

EGÚ Brno, a.s. 02/2010

4.1.2 Kontrola přenosových schopností sítí 400 kV a 220 kV (PS) ·

Při kontrole PS se uplatňovaly žádosti na připojení nových zdrojů rozptýlené výroby v DS pouze do velikosti mezní transformační kapacity PS/110 kV.

·

Navíc však do simulačních výpočtů a analýz byly zahrnuty žádosti na připojení nových zdrojů s přímým připojením do PS 400 kV a 220 kV. Jedná se o přírůstky instalovaného výkonu vůči současnému stavu, tzn. roku 2009, o cca 740 MW v roce 2012,o 4 777 MW v roce 2015 a o 9 117 MW v roce 2020.

·

Analýza a výpočty spočívaly v rozdělení celé ES ČR na 4, resp. 5 regionů, v nichž byla postupně nasazována zvýšená výroba všech zdrojů, včetně přírůstků nových výkonů (tzv. aktivní region) v jednotlivých časových řezech.

·

Přenosová schopnost PS byla kontrolována podle kritéria (N-1) takovým způsobem, že se postupně vypínala jednotlivá vedení v PS v aktivním regionu a také vedení PS propojující aktivní region s ostatní sítí PS včetně zahraničí.

·

K rozdělení oblastí na regiony muselo být přistoupeno z důvodu značného množství zdrojů v ČR (OZE i konvenčních), jejichž výrobu by nebylo možné v ČR spotřebovat ani exportovat.

·

Vzhledem k rozdělení na regiony a uvažovaném lokálním vysokém nasazení výroby nemá simulace a kontrola provozu přenosové soustavy tak vysokou vypovídací hodnotu jako kontrola přenosové kapacity transformace PS/110 kV. Cílem simulací v PS bylo spíše, než najít konkrétní reálná omezení, poukázat na potenciální úzká místa, jež mohou budoucím provozem velkého množství zdrojů vzniknout. V reálném provozu by k omezování výroby zdrojů z důvodů nedostatečných přenosových kapacit pravděpodobně docházelo v první řadě

únor 2010

Strana 13


kvůli omezeným exportním schopnostem mezistátních vedení a profilů. ·

Simulační výpočty respektovaly mezní velikost salda ES ČR cca 3 300 MW, což je technicky možné maximum vývozu (dané přenosovou schopností přeshraničních vedení PS).

Na následujícím obrázku je uvedeno rozdělení PS na jednotlivé regiony: Rozvoj přenosové sítě ES ČR Přenosová síť 400 a 220 kV

D

N

Rozdělení PS na regiony

A

Očekávaný rozvoj do r.2015

L

S

CHO TĚ JOV ICE

20 12

VE -T

U

VE RNÉŘOV 20 13

ACTHERM ETU 2 EP RU 1

HRADEC záp ad

ETI

E

EP RU 2

HRADEC výcho d

EP OC

L

PP C 20 15 EME PP C 20 20

VÝŠKOV 20 15

EVR VÍTKOV

O

BEZDĚČÍN

BABYLON

ELE 20 12

CHOTĚJOVICE

Röhrsdo rf

T

2015

P

H C

PP C ECS 20 15

Region severozápadní a střední Čechy

ČECHY STŘED

MALEŠICE

C1

NEZNÁŠOV

S Region východní Čechy a severní Morava EDS

TÝNEC

ŘEPORYJE CHODOV

OPOČÍNEK

D

ECHV

C2

CHRÁST EOR TPS Etze rn icht

B

K HORNÍ ŽIVOTICE

A

KRASÍKOV

PS E Dobrzeń Wi elo po le

20 12

ALBRECHTICE

Ko pan ina Bu jakow

LÍSKOVEC KLETNÉ

PŘEŠTICE MILÍN

20 12

NOŠOVICE MÍROVKA

Region západní a jižní Čechy

PROSENICE

TÁBOR

A

ČEBÍN

ETE

SOKOLNICE

KOČÍN

D

EDA

Region jižní Morava a VysočinaO

R

E

20 15

I E

O

K

S EDU

S

SE PS

SLAVĚTICE

DASNÝ

R

Ö

Va rí n

OTROKOVICE

Kr ižovan y Se nica

C

H

Stu pa va

APG

T Dü rnr ohr

S

L

N

E

P.B ystr ica

V Ve dení 4 00 kV v p ro vozu Ve den í 2 20 kV v p ro vozu Po loha ro zvod en PS Vyve den í zdro je do PS Stá tní hr an i ce Hra nice kr a jů

Bisam be rg

Nová vede ní PS 20 16 V ER N ÉŘ OV

Nová ro zvodn a PS Hra ni ce re gion u

Dle podklad ů 01/2010

Scénář podle žádostí Rok 2012 ·

Při postupném nasazování aktivního regionu v simulačních modelech došlo ve 4 regionech (ze 4) k porušení bezpečnostního kritéria (N-1) – přetížení vedení, a to ve všech případech aktivního regionu A, B, C a D.

·

Celkově došlo v 17 případech k přetížení vedení PS (včetně 5 případů u mezistátních vedení).

·

Hlavní úzká místa v PS zjištěná při kontrole spolehlivosti (N-1): -

Region B – přetěžování vedení 220 kV Lískovec – Prosenice (vysoká výroba do R 220 kV Lískovec)

-

Region C – extrémní přetěžování vedení propojující severozápadní Čechy s ostatní PS (značná koncentrace konvenčních a obnovitelných zdrojů v regionu C)

únor 2010

Strana 14


Rok 2012 scénář dle Žádostí- Varianta aktivního regionu A Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (A) - jižní Morava a Vysočina 120 %

100% Idov

100 %

Mezistátní vedení

% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CD446

CZ_DEN

CD445

CD442

CD441

C433

T401_SOK

C420

C418

C252

C251

C207

C203

C486

C485

C484

C483

C482

C481

C436

C435

C434

C423

C422

C417

0%

Vedení

Referenční

S nasazenými zdroji

Rok 2012 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu B Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (B) severní Morava a východní Čechy 120 %

100% Idov 100 %

Mezistátní vedení PS

% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CZ_DEN

CD446

CD445

CD442

CD441

T401_PRO

C452

C418

C413

C401

C252

C251

C459B

C459A

C458

C460

C457

C453

C403

C402

C254

C253

0%

Vedení

Referenční

únor 2010


Strana 15


Rok 2012 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu C Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (C) Praha, severní a střední Čechy 120 %

100% Idov 100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

C011 C017 C018 C201 C202 C205 C206 C209 C210 C211 C223 C224 C225 C226B C226 C400 C410 C411 C412 C414 C415 C450 C451 C461 C462 C463 C464 C465 C466 C467 C468 C469 C469X C471 C472 C226A C454 C480 C410X V41XY C203 C208 C221 C222 C401 C413 C420 C430 C452 C476 C475 C461B C4VV T402_HR T401_CST CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS270 CS404 CS497 SC280 SC424

0%

Vedení

Referenční


Rok 2012 scénář dle Žádostí - Varianta aktivního regionu D Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (D) západní a jižní Čechy 120 %

100% Idov 100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

Vedení

Referenční

únor 2010


Strana 16

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CD446

CD445

CD442

C475

CD441

C476

C433

C430

C222

C221

C208

C207

C474

C473

C432

C431

C052

C051

C216

C204

C002

C001

0%


Investorský scénář Rok 2012 ·

Při postupném nasazování aktivního regionu v simulačních modelech došlo ve všech 4 regionech k porušení bezpečnostního kritéria (N-1) – přetížení některého vedení PS, a to ve všech případech aktivního regionu A, B, C a D.

·

Celkově došlo v 14 případech k přetížení vedení PS (včetně 4 případů u mezistátních vedení).

·

Hlavní úzká místa v PS zjištěná při kontrole spolehlivosti (N-1): -

Region B – přetěžování vedení 220 kV Lískovec – Prosenice (vysoká výroba do R 220 kV Lískovec)

-

Region C – extrémní přetěžování vedení propojující severozápadní Čechy s ostatní PS (značná koncentrace konvenčních a obnovitelných zdrojů v regionu C)

Rok 2012 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu A Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (A) - jižní Morava a Vysočina 120 %

100% Idov

100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CD446

CZ_DEN

CD445

CD442

CD441

C433

T401_SOK

C420

C418

C252

C251

C207

C203

C486

C485

C484

C483

C482

C481

C436

C435

C434

C423

C422

C417

0%

Vedení

Referenční

únor 2010


Strana 17


Rok 2012 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu B Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (B) severní Morava a východní Čechy 120 %

100% Idov 100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CD446

CZ_DEN

CD445

CD442

CD441

C452

T401_PRO

C418

C413

C401

C252

C251

C459B

C458

C459A

C460

C457

C453

C403

C402

C254

C253

0%

Vedení

Referenční


Rok 2012 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu C Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (C) Praha, severní a střední Čechy 120 %

100% Idov 100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

C011 C017 C018 C201 C202 C205 C206 C209 C210 C211 C223 C224 C225 C226B C226 C400 C410 C411 C412 C414 C415 C450 C451 C461 C462 C463 C464 C465 C466 C467 C468 C469 C469X C471 C472 C226A C454 C480 C410X V41XY C203 C208 C221 C222 C401 C413 C420 C430 C452 C476 C475 C461B C4VV T402_HR T401_CST CD441 CD442 CD445 CD446 CZ_DEN CO243 CO244 CO437 CO438 CP245 CP246 CP443 CP444 CS270 CS404 CS497 SC280 SC424

0%

Vedení

Referenční

únor 2010


Strana 18


Rok 2012 scénář dle Investorů - Varianta aktivního regionu D Srovnání zatížení vedení PS při (N-1) v referenčním stavu a ve stavu s nasazenými zdroji v regionu (D) západní a jižní Čechy 120 %

100% Idov 100 %


% Idov

80 %

60 %

40 %

20 %

SC424

SC280

CS497

CS404

CS270

CP444

CP443

CP246

CP245

CO438

CO437

CO244

CO243

CD446

CD445

CD442

C475

CD441

C476

C433

C430

C222

C221

C208

C207

C474

C473

C432

C431

C052

C051

C216

C204

C002

C001

0%

Vedení

Referenční


Analýza přenosových schopností PS ukázala na výrazné přetěžování některých vedení při vysoké produkci zdrojů v aktivním regionu. Z tohoto hlediska se jako nejproblematičtější ukázala oblast severozápadních a středních Čech (region C), kde se přetěžování vedení PS projevovalo v největším počtu případů. Je to způsobeno vysokou koncentrací zdrojů (konvenčních i OZE) připojených jak v DS, tak v PS v tomto regionu. Z důvodu překročení mezní hodnoty salda ES ČR byl tento region dále rozdělen na dva subregiony C1 a C2 v časových horizontech 2015 a 2020. Přesto dochází v důsledku vysoké výroby zdrojů v těchto regionech k častému přetěžování vedení PS ve stavech N-1 (nesplnění spolehlivosti provozu PS). Tuto situaci již prakticky nelze řešit posilováním přenosové soustavy a muselo by se zde pravděpodobně přistoupit k jiným opatřením – např. k omezování výroby. V případě vysoké plošné výroby OZE a konvenčních zdrojů bude z hlediska napěťových hladin 400 a 220 kV omezujícím kritériem především limitace exportní schopnosti mezistátních vedení PS. Na následujícím obrázku jsou pro scénář žádostí vyznačena úzká místa v PS v roce 2012. Modře jsou vyznačené oblasti obsazené požadavky na připojení nových velkých zdrojů do PS v budoucnosti.

únor 2010

Strana 19


Rozvoj přenosové sítě ES ČR Přenosová síť 400 a 220 kV

Scénář žádostí

D

N

A

Očekávaný rozvoj do r.2012

L

P

H

C CHOTĚ JOVICE

SRöhrsdorf

2012

CHOTĚJOVICE 20 12

VE -T

T

O

BEZDĚČÍN

BABYLON

ELE 20 12

Oblasti s požadavky na připojení velkých zdrojů do PS a přetížená vedení v PS při kontrole (N-1) - rok 2012

ACTHERM ETU 2 EPRU 1

EP RU 2

L

EP OC

U

EME HRADEC západ

ETI

HRADEC východ

VÝŠKOV

!

EVR

E

VÍTKOV

S

NEZNÁŠOV ČECHY STŘED

!

K

MALEŠICE

EDS

TÝNEC

ŘEPORYJE CHODOV

OPOČÍNEK HORNÍ ŽIVOTICE

D

ECHV

!

!

CHRÁST

A

KRASÍKOV

PSE Dobrzeń Wielo pole

20 12

ALBRECHTICE TPS

!

Ko panina Bu jakow

LÍSKOVEC

EOR

Etzernicht

KLETNÉ

PŘEŠTICE

2012

MILÍN

NOŠOVICE MÍROVKA

!

TÁBOR

PROSENICE

!

ČEBÍN

ETE

Va rí n

OTROKOVICE SOKOLNICE

KOČÍN

SE PS

EDA

S

SLAVĚTICE

DASNÝ

N

EDU

E

V I

Ö

Križovany Senica

C

E

S

P.B ystrica

E

R R

O

K

H

Stu pava

APG

T Dürnrohr

O

L

Ve dení 400 kV v provozu Ve dení 220 kV v provozu Po loha rozvoden PS Vyv edení zd roje do PS Státní hranice

S

Hra nice kra jů

Bis ambe rg

Nová vedení PS 2016

Oblast s pož adavky na připojení velkýc h zdr ojů s v yvedením do PS

V ER N ÉŘ OV

Nová rozvodna PS Přetížené vedení PS

!

Dle podkladů 02/2010

únor 2010

Strana 20


4.1.3 Současná a budoucí síťová omezení pro připojení nových zdrojů Na přiloženém schématu jsou vyznačené oblasti s překročenou kapacitou transformačního výkonu PS/110 kV – scénář žádostí. Z obrázku je patrné, že na cca 3/4 území ČR je vyčerpaná kapacita transformace PS/110 kV pro připojení nových zdrojů.

Zbývající napájecí oblasti PS/110 kV s doposud volnou kapacitou transformačního výkonu pro připojení nových zdrojů však narážejí na síťová omezení především z hlediska přenosové schopnosti PS obsazené požadavky na připojení zdrojů přímo do PS. V jednotlivých uzlech PS se jedná o následující omezení: ·

R 400 kV Čechy-střed – kapacita je obsazena žádostí o připojení velkého zdroje PPC přímo do uzlu 400 kV. Vyvedení výkonu tohoto zdroje již není možné zajistit v plné výši a bude muset dojít k omezení vyvedeného výkonu. Připojení dalších zdrojů do této oblasti již není možné.

·

R400 kV Bezděčín – přenosová kapacita PS v oblasti uzlu Bezděčín je omezena výrazným přebytkem výkonu z nových a připravovaných zdrojů v oblasti severozápadních a středních Čech. Připojení dalších zdrojů v této oblasti není možné.

·

R 400 kV Nošovice – vzhledem k provozně měnícímu se zapojení sítí 110 kV v oblasti Ostravska: UO Nošovice, Albrechtice, Lískovec v závislosti na vyvedení bloků 4x 200 MW elektrárny Dětmarovice a s ohledem na obsazenou kapacitu oblastí Albrechtice a Lískovec nelze ani do oblasti Nošovic připojovat další zdroje. Celou oblast Ostravska je nutno posuzovat komplexně a je třeba ji z hlediska možností připojování dalších zdrojů považovat za uzavřenou.

·

R 400 kV Kočín – oblast 110 kV UO Kočín je provozována paralelně s UO Dasný, která je již žádostmi na připojení nových zdrojů obsazena.

únor 2010

Strana 21


Do R 400 kV Kočín se připravuje vyvedení zvýšeného výkonu z nových bloků JE Temelín, které vyvolává potřebu výstavby dalších vedení 400 kV z této oblasti a zvyšují zkratové poměry v R Kočín 400 kV na její mezní hodnoty. Proto se připojování dalších zdrojů do této napájecí oblasti nedoporučuje. ·

R 400 kV Mírovka – do této rozvodny 400 kV bude vyvedeno přímé dvojité vedení 400 kV z R Kočín v souvislosti s rozšířením JE Temelín od další dva bloky. Vyvedení tohoto výkonu obsadí přenosové možnosti PS v této oblasti. Proto se připojování dalších zdrojů do této napájecí oblasti nedoporučuje.

Možnosti připojování nových zdrojů do nových připravovaných rozvoden PS/110 kV ·

R 400 kV Kletné – rozvodna má být uvedena do provozu v roce 2012, již nyní jsou do ní směřovány požadavky na připojení nových zdrojů. Lze konstatovat, že v nově vzniklé oblasti 110 kV bude prozatím volná kapacita na připojení nových zdrojů.

·

R 400 kV Praha-sever – nová rozvodna bude připojena do PS na značně exponované vedení 400 kV Výškov – Čechy-střed výkonově zatěžovaném přenosem výkonu z oblasti SZ Čech do oblasti Prahy. Připravuje se paralelní provoz této uzlové oblasti s UO Řeporyje, kde je značný přebytek výroby zdrojů (elektrárna Kladno).

·

R 400 kV Vernéřov – uzel PS původně plánovaný pro vyvedení připravovaného VP Chomutov bude zřejmě ještě před realizací VP využíván pro účely zásobování distribuce v této oblasti a budou do něj vyvedeny také jiné zdroje. Vzhledem k výraznému přebytku zdrojů v této oblasti, který přesahuje i přenosové kapacity PC, nelze u této rozvodny 400 kV předpokládat volnou kapacitu pro připojení dalších nových zdrojů.

·

R 400 kV Vítkov – jedná se o posílení stávající vazby 220/110 kV v lokalitě Vítkov s možností připojení zdrojů do DS v této oblasti. Vzhledem k přebytku velkých zdrojů přímo vyvedených do PS v oblasti SZ Čech bude výkon nových zdrojů do této oblasti velmi omezen.

únor 2010

Strana 22


4.2

ČÁST PODPŮRNÉ SLUŽBY

Při řešení problematiky podpůrných služeb se vycházelo ze stávajících pravidel povinného výkupu celého množství výroby z OZE, tj. neuvažovalo se s možností jejich omezení v nepříznivých (kritických) obdobích roku. Ověření provozovatelnosti ES ČR vycházelo z posledních predikcí spotřeby elektřiny, očekávaného vývoje zdrojové základny do roku 2020 a postupně zvyšujících se požadavků kladených na spolehlivost soustavy. V této části řešení byly prověřovány a analyzovány dva dohodnuté scénáře rozvoje OZE, a to scénář NAP a scénář investorský, který počítá s rychlejším uváděním OZE do provozu pro roky 2012 a 2015, než je tomu u NAP. V počátečním roce 2010 a koncovém roce 2020 jsou u obou scénářů instalované výkony v OZE totožné. Je třeba zdůraznit, že z OZE nejvíce ovlivňují provozovatelnost soustavy skupiny zdrojů (FVE a VTE), které mají dodávku elektřiny v čase proměnnou v závislosti na okamžitých klimatických podmínkách v daném místě. Z výsledků výpočtů a jejich analýz vyplývá, že soustava je provozovatelná v letech 2010, 2012 a 2015 se scénářem OZE dle NAP, tzn., bude disponovat dostatečnou velikostí a strukturou záložních výkonů pro provoz s požadovanou spolehlivostí. Podmínkou nutnou je však realizace alespoň minimálních objemů exportu (8 až 13 TWh) a započtení jaderných bloků do bilance TR-. Dále je možné konstatovat, že hodnoty instalovaných výkonů u VTE a FVE ve scénáři NAP jsou prakticky mezními hodnotami u těchto skupin OZE pro udržení spolehlivého provozu ES ČR v těchto letech (do 2015). V roce 2020 již nebylo možno splnit podmínku uplatnění JE pouze pro TRa podmínku nákupu PpS v maximální výši 100 MW od jednoho bloku. Při uvolnění těchto kritérií se podařilo provoz realizovat, nicméně se soustava (s OZE dle scénáře NAP) pohybuje na samotné hranici provozovatelnosti. Od roku 2010 do roku 2015 (do roku 2020) je celkový nárůst průměrných hodnot ročních požadavků na PpS v kategorii navíc o: 2015 (2020) SR

160 MW

(208 MW)

TR+

462 MW

(570 MW)

TR-

416 MW

(513 MW)

QS

-159 MW

(-33 MW) ,

jak dokladují následující obrázky. Je třeba připomenout, že postupně zvyšující se požadavky na jednotlivé kategorie záloh jsou ovlivněny všemi faktory v soustavě, tj. průběhem diagramu zatížení (hodinová diskrétnost), měnící se strukturou výrobních zdrojů (přechod od menších instalovaných výkonů bloků k větším jednotkovým výkonům) a postupným nárůstem požadavků na spolehlivost v pozdějších letech.

únor 2010

Strana 23


Roční průměry požadavků na rychlé starty (QS10)

Roční průměry požadavků na sekundární regulaci (SR) 700

600

600

500

500

400

MW

MW

400 300

300 200 200 100

100

0

0 2010

2012 Scénář NAP

2015

2020

2010


Scénář NAP

Roční průměry požadavků na kladnou terciární regulaci (TR+)

2015

2020


Roční průměry požadavků na zápornou terciární regulaci (TR-)

1200

1200

1000

1000

800

800 MW

MW

2012

600

600

400

400

200

200

0

0 2010

2012 Scénář NAP

2015

2020

2010


2012 Scénář NAP

2015

2020


Na následujícím obrázku je zobrazen očekávaný nárůst nákladů na nákup SR a TR (100 % v roce 2010) pro instalované výkony v OZE dle scénáře NAP. Údaje k roku 2020 je nutno považovat pouze za indikativní. Nárůst nákladů je vedle nárůstu absolutního objemu požadavků na PpS dán mj. také rostoucí cenou silové elektřiny. RELATIVNÍ VÝVOJ NÁKLADŮ NA NÁKUP SR A TR PRO SCÉNÁŘ OZE DLE NAP 300

283

250

200

%

156 150 125 100 100

50

0 2010

2012

2015

2020

Rok

únor 2010

Strana 24


V období 2010 až 2015 se ve shodě s ČEPS počítalo s možností nákupu regulační energie ze zahraničí ve výši 400 MW. Pro rok 2020 se počítalo již jen s 200 MW, neboť se očekává v pozdějších letech snížení přebytků výrobních kapacit v Evropě. Analýzy ukázaly, že problematické stavy v ES ČR vznikající vlivem proměnné výroby OZE jsou indikovány především v období letního provalu zatížení (minim DDZ), kdy je pak nutno realizovat největší objemy exportu v roce, aby ze sestavy nebyly vytlačovány zdroje poskytující PpS. Jedním z klasických řešení, jak zlepšit situaci v provozovatelnosti ES ČR, je zprovoznění nové PVE, která by umožnila eliminovat náhlé změny pohotového výkonu v soustavě. Je potřeba zvážit náklady na její případnou výstavbu. Doplňkovým řešením může být také časově řízená spotřeba elektřiny, další formy akumulace elektřiny, nebo služba rychlého odstavení jedoucího elektrárenského bloku do 30 minut jako ekvivalent TR-, která v současnosti (v roce 2010) v ES ČR neexistuje. Ve střednědobém výhledu si lze představit zavedení této služby vzhledem k dosavadní existenci dožívajících elektrárenských bloků (rychlejší čerpání jejich životností). Na druhé straně, na rozdíl od služby DZ 30, případná aktivace služby rychlého odstavení znamená, že příslušný blok přestává poskytovat PR, SR i TR+. Analýzy roku 2020 ukázaly, že lze očekávat výraznou poptávku po této službě. Bohužel právě od tohoto roku, v návaznosti na změny zdrojové základny, je potenciální nabídka (byť jen hypotetická) velmi omezená. Proto nebyla tato služba výpočetně využita. Případné možnosti realizace této služby v roce 2020 jsou nicméně velice žádoucí, protože provozovatelnost (splnění potřeb PpS) ve scénáři NAP je na hraně a podmiňujeme ji budoucí realizací některého z výše uvedených opatření. Výše uvedený nárůst nákladů na nákup vybraných kategorií PpS je zajisté závažný, tvoří však pouze dílčí část nárůstu nákladů vyvolávaných VTE a FVE (viz část Ekonomika). Odvození meze pro výstavbu VTE a FVE z hlediska nákladů jimi vyvolaných, vyžaduje konsenzus v otázce, jaká výše nákladů je mezně akceptovatelná. Naproti tomu stanovení meze pro výstavbu VTE a FVE z pohledu zajištění dostatečného množství PpS v ES ČR je technicky možné, avšak závisí na adekvátním stanovení vstupních podmínek (shora uvedených) a odpovídajícím zvážení všech relevantních okolností, technických i ekonomických, které v provozu soustavy hrají roli. Provedené analýzy respektovaly tyto skutečnosti. Na základě simulačních výpočtů všech hodin roku v řešených letech a jejich vyhodnocení byly učiněny závěry, vztahující se k roku jako celku. Hodnoty instalovaných výkonů u VTE a FVE ve scénáři NAP jsou prakticky mezními hodnotami u těchto skupin OZE pro udržení spolehlivého provozu ES ČR v těchto letech (do 2015). Jde o tyto hodnoty: Rok

Instalovaný výkon VTE

Instalovaný výkon FVE

Instalovaný výkon VTE + FVE

2012

385 MW

1883 MW

2268 MW

2015

637 MW

2604 MW

3241 MW

Pro tyto hodnoty instalovaných výkonů, považované za mezní, byly provedeny simulace obchodu a provozu ve všech hodinách roku. Stavy pro dvě vybrané hodiny v roce (13. hodiny dnů maxim a minim zatížení) ilustruje trojice následujících obrázků.

únor 2010

Strana 25

únor 2010

DDZ

Exporty

Importy

PVE čerpadlový provoz

3000 2000 1000 0 -1000 -2000 -3000

3000

2000

1000

0

-1000

-2000

-3000

4000

5000

5000

4000

6000

6000

9420

7000

7000

8000

8000

10000 9000

1200

9000

10000

11000

11000

MW 12000

Poptávka po elektřině

12000

MW

623

2225

2268

2420

608

843

3734

129

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

Instalovaný VTE a FVE

Dopočet do instalovaného VTE a FVE

Aktuální nasazení VTE a FVE

Další možná dodávka VTE a FVE

Minimum klasických systémových zdrojů

Vodní

Nesystémové teplárny

Závodní elektrárny (tepelné)

Jaderné elektrárny

dle NAP (FVE a VTE 2 268 MW)

Sestava zdrojů na krytí

Den zimního maxima zatížení 2012 - 13. hod

2012 - Příklad krytí zatížení jednotlivými skupinami zdrojů

DDZ

Exporty

Importy


-3000

-3000 -3000

-1000

0

1000

2000

3000

4000 121

-2000

-1000

-614

1061

593

1654

2040

470

5000

6000

-2000

-97

0

73

2767

7000

8000

9000

10000

11000

-2000

-1000

0

1000 1000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000






Vodní





Sestava zdrojů na krytí 12000

2000

5619

1500

MW

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

103


12000

MW

Den letního minima zatížení 2012 - 13. hod


Strana 26

únor 2010

DDZ

Exporty

Importy


10048

3000 2000 1000 0 -1000 -2000 -3000

2000

1000

0

-1000

-2000

-3000

4000

3000

4000

5000

6000

6000

5000

7000

8000

8000

7000

9000

9000

11000 10000

1626

10000

11000

-403

482

2356

2838

2420

615

881

3734

131

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000







Vodní



Sestava zdrojů na krytí Poptávka po elektřině MW MW poptávky 12000 Jaderné elektrárny 12000 12000



DDZ

Exporty

Importy


-3000

-3000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

-3000

-1239

114

7000

8000

9000

10000

11000

12000

-2000

-1000

0

1897

1000

3363

467

2002 106

97

2767

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000






Vodní





Sestava zdrojů na krytí

-2000

-110

6219

2395

MW

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

306


12000

MW



Strana 27

únor 2010

DDZ

Exporty

PVE čerpadlový provoz Importy

3000 2000 1000 0 -1000 -2000 -3000

2000

1000

0

-1000

-2000

-3000

4000

5000

3000

4000

5000

6000

10784

8000

8000

6000

9000

9000

7000

10000

10000

7000

11000

-2474

673

552

1226

2420

658

878

6014

141

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000







Vodní



Sestava zdrojů na krytí poptávky Jaderné elektrárny 12000

12000

MW

11000

1180


12000

MW



DDZ

Exporty

PVE čerpadlový provoz Importy

-3000

-2000

-3000

-2000

-1000 -1000

1000

2000

3000

4000

100 5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

-1624

2076

2076 0

3363

466

3502






Vodní



(FVE a VTE 3 700 MW)

-3000 dle NAP

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000 123

7000

8000

9000

10000

11000

Sestava zdrojů na krytí poptávky 12000 Jaderné elektrárny

12000

0

7016

2359

MW

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

255 0


12000

MW



Strana 28


Při pokrývání 13. hodiny dne maxima zatížení roku 2012 se uplatnily VTE a FVE dodávkou 623 MW – je zobrazena zelenou plochou. Plocha hnědo-zeleně šrafovaná představuje dodávku regulujících klasických zdrojů, kterou by bylo v případě potřeby (z důvodu navýšení dodávky VTE a FVE) snížit. Ze srovnání s velikostí instalovaného výkonu VTE a FVE (zelený rámeček) je zřejmé, že případné navýšení dodávky VTE a FVE v této hodině nemůže představovat problém. Situace ve dni minima roku 2012 je již odlišná. Aktuálně uplatněných 1061 MW z VTE a FVE by bylo možno, za lepších světelných a větrných podmínek, ještě navýšit, avšak již jen o 593 MW na úkor klasických regulujících zdrojů. Tím by se dodávka VTE a FVE zvýšila na 1654 MW. Vzhledem k tomu, že jejich instalovaný výkon činí 2268 MW, lze říci, že by v takovém případě bylo dosaženo soudobosti 73 %. Poznamenejme, že otázka soudobosti VTE a FVE není dosud statisticky plně podchycena a měla by být dále řešena. Na úrovni odhadu je možno soudobost 73 % považovat za přijatelnou, tzn. počet případů, kdy by mohla být soudobost vyšší, a tedy dodávka VTE a FVE rovněž vyšší a pro ES již neakceptovatelná, nebude významný. Obdobný obrázek dne minima roku 2015 ilustruje situaci poněkud závažnější. Již výchozí hodnota dodávky VTE a FVE ve výši 1897 MW téměř plně využívá možnosti ES ČR, a to navíc v situaci značně velkého exportu elektřiny, téměř 2400 MW. Při hypotetickém navýšení dodávky o možných 106 MW by bylo dosaženo hodnoty 2003 MW, což představuje soudobost 62 %. Tato hodnota bude patrně překračována již v míře statisticky významnější a nemá-li dojít k omezení (restrikci) dodávky VTE a FVE, musel by nastat dodatečný export ad hoc dle tvaru dodávky VTE a FVE, pro který však nemusejí být vždy splněny potřebné podmínky. Tento stav eskaluje do roku 2020 do té míry, že při základní velikosti exportu (nezobrazeno) nebylo možno v ES ČR uplatnit ani výchozí hodnotu dodávky VTE a FVE 2076 MW. Export, jak je zobrazen, byl již navýšen, dodávka regulujících zdrojů je z hlediska splnění potřeb PpS nejnižší možná, a přesto uplatněný výkon VTE a FVE odpovídá soudobosti pouhých 56 %. Tato situace dokládá výše uvedená tvrzení, že v roce 2020 je scénář NAP přijatelný podmíněně, za předpokladu zvýšení uplatnění JE v regulaci a realizace dalších opatření (PVE apod.). Zjednodušené – schématické zobrazení popsané situace, avšak pouze pro roky 2012 a 2015, představují následující dva obrázky. Zvýrazňují možný prostor po uplatnění VTE a FVE za situace, kdy ostatní zdroje v soustavě jsou uplatněny již pouze v minimální, avšak provozně nutné, velikosti. Pro stavy ve dni letního minima zatížení platí: Stanovené mezní hodnotě instalovaného výkonu neregulujících OZE (VTE a FVE), připojených do sítí ES ČR pro období let 2010 až 2012, ve výši 2 268 MW dle scénáře NAP, vyhovuje maximální přípustná hodnota soudobého pohotového výkonu VTE a FVE ve 13. hodině dne minima zatížení okolo 1650 MW. Stanovené mezní hodnotě instalovaného výkonu neregulujících OZE (VTE a FVE), připojených do sítí ES ČR v roce 2015, ve výši 3241 MW dle scénáře NAP, vyhovuje maximální přípustná hodnota soudobého pohotového výkonu VTE a FVE ve 13. hodině dne minima zatížení okolo 2000 MW. Při nesplnění výše uvedených požadavků může dojít k ohrožení bezpečnosti a spolehlivosti provozu ES ČR.

únor 2010

Strana 29


Krytí zatížení v charakteristických provozních stavech ES ČR roku 2012 Maximum exportu

12000

10000

Export

Vynucený provoz

Maximum exportu

4000

2000

Export Regulující zdroje

Prostor pro neregulující OZE (VTE a FVE)

0

Den maxima zatížení

Zatížení ČR + čerpání - import DS

6000


MW

8000

Vynucený provoz

Regulující zdroje


Den minima zatížení

Krytí zatížení v charakteristických provozních stavech ES ČR roku 2015 Maximum exportu

12000 Export

Vynucený provoz

10000 Maximum exportu

4000

2000

Export Regulující zdroje



MW

6000


Vynucený provoz 8000

Regulující zdroje


0

Den maxima zatížení

únor 2010

Den minima zatížení

Strana 30


4.3

ČÁST EKONOMIKA

4.3.1 Navýšení ceny pro zákazníky Dopad OZE do nákladů PPS/PDS a navýšení ceny pro zákazníky byl řešen ve 4 dohodnutých oblastech – vliv na cenu příspěvku zákazníků na krytí podpory OZE, dopad do cen systémových služeb, dopad do cen za službu sítě a dopad do ceny odchylky, která se promítá do ceny silové elektřiny.

4.3.1.1 Cena příspěvku zákazníků na krytí podpory OZE –

Ze 4 řešených oblastí dopadu připojování OZE do nákladů PPS/PDS a do cen pro zákazníky je cena příspěvku zákazníků na krytí podpory OZE nejpodstatnější oblastí.

–

Velikost celkových vícenákladů a cena příspěvku je kromě scénáře ovlivněna:

–

uvažovanou inflace (vyjádřené indexem PPI),

–

uvažovaným nárůstem ceny silové elektřiny na trhu.

–

V roce 2010 je tato regulované cena příspěvku ve výši 166 Kč/MWh.

–

V roce 2015 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 610 – 690 Kč/MWh, odpovídající vícenáklady jen na OZE 35 – 44 mld. Kč.

–

V roce 2020 se v závislosti na řešených scénářích rozvoje OZE a dalších parametrech cena příspěvku při současné úrovni podpory pohybuje na úrovni 680 – 910 Kč/MWh, což představuje 410 až 550% nárůst, odpovídající vícenáklady jen na OZE 43 – 58 mld. Kč.

–

Při výpočtu regulované ceny příspěvku pro rok 2010 se počítalo s podporovaným množstvím výroby z OZE ve výši 3,7 TWh, v řešených scénářích se však počítá s podporovaným množstvím ve výši cca 5 TWh (hodnota 6,1 TWh je včetně výroby z vltavské kaskády, která není v kategorii podporovaných OZE). To ukazuje na velkou disproporci v uvažovaných číslech a očekávaný velký korekční faktor za rok 2010, který se promítne jako další navýšení cen příspěvku zákazníků na podporu OZE v nejbližších letech.

Dopad OZE očekávané vícenáklady na podporu OZE a do ceny příspěvků zákazníků je na následujících obrázcích:

únor 2010

Strana 31


Vícenáklady tis.Kč 50 000 000

Obr. Vývoj skutečných vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ, Scénář NAP, PPI=2%, růst SE=1% Očekávané vícenáklady*

45 000 000 40 000 000

DZ

KVET

OZE

35 000 000 30 000 000 25 000 000 20 000 000 15 000 000 10 000 000

vícenáklady na OZE uvažované při stanovení cen roku 2010

5 000 000 0 2002

tis.Kč 70 000 000

2003

2004 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011 2012

2013

2014

2015

2016

2019

2020

Rok

2018 2019

2020

Rok

2017 2018

Obr. Vývoj skutečných vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ, Scénář Investorský, PPI=4%, růst SE=1% Očekávané vícenáklady*

60 000 000

DZ

KVET

OZE

50 000 000

40 000 000

30 000 000

20 000 000

10 000 000

vícenáklady na OZE uvažované při stanovení cen roku 2010

0 2002

únor 2010

2003 2004

2005

2006

2007 2008

2009

2010

2011 2012

2013

2014 2015

2016

2017

Strana 32


Cena příspěvku zákazníků na krytí podpory

Kč/MWh

Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích Scénář NAP, PPI=2%, KF2010 dle standardního postupu regulace, růst SE 1%

800

744

710 620

600

400

200 současně platný příspěvek 2010: 166,34 Kč/MWh

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

rok

Kč/MWh

Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích Scénář NAP, PPI=2%, KF2010 promítnut do roku 2011 a 2012, růst SE 1%

800

710 618

600

620

400

200 současně platný příspěvek 2010: 166,34 Kč/MWh

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

rok

únor 2010

Strana 33


Kč/MWh

Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích Scénář NAP, PPI=4%, KF2010 promítnut do roku 2011 a 2012, růst SE 1%

1 000 850 800 641

676

600 400 200 současně platný příspěvek 2010: 166,34 Kč/MWh

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

rok

Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích Kč/MWh

Scénář Investorský, PPI=4%, KF2010 promítnut do roku 2011 a 2012, růst SE 1%

1 000

908 809

800

755

600 400 200 současně platný příspěvek 2010: 166,34 Kč/MWh

0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

rok

únor 2010

Strana 34


4.3.1.2 Cena systémových služeb Dopad do cen systémových služeb je přímo úměrný výsledkům řešené problematiky podpůrných služeb (PpS). V souladu s těmito výstupy lze přiměřeně vyjádřit dopad do cen v nejbližších letech, v dlouhodobějším horizontu jsou výsledky ovlivněny vyšším počtem otevřených vstupních podkladů ovlivňujících výsledky – nejen množstvím připojených OZE. Náklady na PpS a tím i cena systémových služeb jsou v horizontu do roku 2020 ovlivněny uvažovanou zdrojovou základnou v ES ČR, vývojem cen silové elektřiny, který ovlivňují neregulované ceny za nabízení PpS a v neposlední řadě samozřejmě vývojem spotřeby elektřiny.

–

V roce 2010 je regulované cena systémových služeb ve výši 155,40 Kč/MWh.

–

Již v roce 2010 se při očekávaném nárůstu výroby z OZE odhaduje nárůst nákladů na PpS ve srovnání s náklady stanovenými Energetickým regulačním úřadem pro určení regulované ceny systémových služeb. Tento rozdíl se projeví v korekčním faktoru a nárůstu ceny SyS v nejbližších letech.

Na následujícím obrázku je znázorněn vývoj nákladů na nákup PpS při uvažovaném rozvoji FVE a VTE podle scénáře NAP. Pro srovnání jsou v grafu uvedeny skutečné náklady za rok 2009, očekávaná skutečnost za rok 2010, do kterých zatím nebyl promítnut vliv současně připojovaných OZE.

–

V roce 2012 dochází ve scénáři NAP k nárůstu nákladů na PpS o +24% vůči roku 2009, čemuž by odpovídala regulovaná cena systémových služeb na úrovni 192 Kč/MWh.

–

V dalších letech (2015 a 2020) dochází k dalším nárůstům očekávaných nákladů na nákup PpS. Samotný vliv FVE a VTE je v dlouhodobější perspektivě obtížně vyjádřitelný, neboť je ovlivněn rovněž rozvojem ostatní zdrojové základny a uvažovanými požadavky na míru spolehlivosti soustavy. Z grafu je patrné porovnání vůči skutečnosti roku 2009.

mld. Kč

Vývoj nákladů na nákup podpůrných služeb při uvažovaném rozvoji VTE a FVE ve scénáři NAP

20 18 16 14

nárůst +125%

12 10

nárůst +45%

nárůst +24%

úroveň nákladů roku 2009

8 6 4 2 0 2009

únor 2010

2010

2012

2015

2020

Strana 35


Na dalším obrázku je graficky znázorněn dopad připojování OZE (jmenovitě FVE a VTE) na cenu systémových služeb v nejbližších letech:

Kč/MWh

Dopad OZE do regulované ceny systémových služeb

200 180 160 cenová úroveň 2010

140 120 100 80 60

cenová úroveň 2010

40 2008

2009

cena pro konečné zákazníky

2010

2011

2012

snížená cena pro lokální spotřebu

4.3.1.3 Cena za službu sítě Tato část řeší navýšení regulovaných cen distribuce a přenosu v důsledku posilování sítí (navýšení CAPEX). Měla původně přímo navazovat na výsledky výpočtů a analýz k síťové problematice, v průběhu řešení však po dohodě s objednatelem studie došlo ke změně v přístupu řešení – nejde o stanovení potřebných investic do sítí, ale nalezení mezí připojitelného výkonu.

–

V přenosové soustavě se nepočítá s dalšími investicemi nad úroveň „dlouhodobého plánovaného rozvoje“ kvůli připojování nových OZE. Proto se neočekává navýšení regulovaných cen přenosu vlivem OZE.

–

V distribučních soustavách jsou potřebné investice odhadnuty provozovateli – plánované aktivované investice a plánované hodnoty odpisů (bez a včetně rozvoje OZE).

–

Při uvažování výchozích parametrů regulace třetího regulačního období pro celé řešené období do roku 2020 je relativně malý dopad OZE na regulované ceny distribuce. To je způsobeno skutečností, že v síťové problematice nejde ani tak o vyčíslení investičních nákladů pro připojení všech požadovaných OZE (a tím neúměrné zdražení celého systému), ale o nalezení mezí připojitelného výkonu v rámci možného rozvoje při respektování technicko-ekonomických podmínek. Problematika je z tohoto hlediska hůře uchopitelná, neboť při řešení rozvoje sítí lze od sebe těžko oddělit vlivy jednotlivých skutečností ovlivňujících rozvoj sítě (nové konvenční zdroje, nové obnovitelné zdroje, nové odběry).

únor 2010

Strana 36


–

podle předaných podkladů se v oblasti E.ON Distribuce i ČEZ Distribuce předpokládá dopad OZE na regulované ceny za služby distribuční sítě v řádu jednoho procenta, v oblasti PREdistribuce se nárůst vlivem OZE nepředpokládá, resp. není samostatně vyjádřitelný. V ČEPS je nárůst regulované ceny za přenos také zanedbatelný, neboť se nepočítá s posilováním vlivem OZE, lze vyjádřit pouze vliv jedné konkrétní investiční akce – připojení VTE Znojmo (nárůst +0,7%), která je však již zahrnuta do standardních dlouhodobých plánů ČEPS o rozvoji.

4.3.1.4 Cena odchylky – dopad do ceny SE Vlivem proměnlivosti výroby z obnovitelných zdrojů (především FVE a VTE) porostou obchodníkům (subjektům zúčtování), kteří budou tyto zdroje vykupovat, odchylky, za které platí u Operátora trhu v systému zúčtování odchylek. V rámci řešení tohoto bodu jde o hrubé vyjádření maximálních mezních dopadů OZE do ceny odchylek. Ocenění navýšení ceny odchylky je provedeno dle aktuální metodiky dané cenovým rozhodnutím ERÚ a veřejných statistických údajů z webu OTE.

–

Z verze V1 za rok 2009 vyplývá, že dnešní průměrná cena odchylky je 26,80 Kč/MWh (vztaženo na obchodované množství prodané zákazníkům v ČR ve výši 56,98 TWh).

–

Řešen byl pouze vliv VTE a FVE, ostatní zdroje nejsou povahou provozu odlišné od stávajících zdrojů v soustavě

–

V Německu, kde jsou již zavedeny predikční nástroje na dodávku elektřiny z VTE, je průměrná hodnota chyby této predikce na úrovni ±25%.

–

Vzhledem k absenci zkušeností s predikcí v ČR lze pro vyjádření dopadu uvažovat s vyšší chybou na zvolené úrovni 30 %. Chyba může být samozřejmě vyšší, na druhou stranu získá postupně obchodník zkušenosti a bude po čase schopen si určité množství chyby zregulovat sám.

–

Za předpokladu chyby predikce ve výši 30 % jsou dopady následující:

–

Při instalovaném množství VTE ve výši 800 MW je maximální navýšení ceny odchylky na úroveň 46 Kč/MWh, což představuje nárůst o 72 %.

–

Při instalovaném množství FVE ve výši 2900 MW je maximální navýšení ceny odchylky na úroveň 79 Kč/MWh, což představuje nárůst o 196 %.

–

Při uvažování současného negativního vlivu FVE a VTE (pesimistická varianta) je maximální navýšení ceny odchylky na úroveň 107 Kč/MWh, což představuje nárůst o téměř 300 %.

–

Při uvažování průměrné ceny silové elektřiny ve výši 1 700,– Kč/MWh by se jednalo o nárůst ceny silové elektřiny o 6,3 %.

–

Při uvažování celkové průměrné ceny elektřiny (regulovaná + neregulovaná část bez daní) ve výši 3 360,– Kč/MWh je mezní nárůst vlivem růstu ceny odchylky +3,2%.

–

Popsaný nárůst ceny odchylky na 107 Kč/MWh je vyjádřením mezního nárůstu při uvažování pesimistických kombinací vlivu dodávky z VTE a FVE. V relativní částce celkové ceny elektřiny je to relativně malý nárůst, ale ne zanedbatelný dopad. Oproti původním předpokladům je vliv do ceny odchylky podstatně vyšší než dopad do cen distribuce.

únor 2010

Strana 37


4.3.1.5 Decentrální výroba: Teoreticky lze v cenových dopadech uvažovat i s nárůstem ceny příspěvku zákazníků na krytí podpory pro decentrální výrobu, neboť podstatná část výroby z OZE je připojená do distribučních sítí. V zadání projektu nebylo s tímto dopadem uvažováno, neboť v dlouhodobém horizontu není tato podpora vyjasněna. ERÚ již v minulosti zvažoval zrušení této podpory, avšak situaci přehodnotil vzhledem k novele evropské směrnice pro vnitřní trh s elektřinou, ve kterých jsou obecná ustanovení k podpoře decentrální výroby. V úvahu připadaly dvě možnosti implementace podpory buď formou přímého příspěvku, nebo přealokováním do jiných příspěvků (příspěvky na OZE–KVET–DZ), pro které je v národní legislativě podpora. I kdyby se teoreticky s příspěvkem na decentrální výrobu počítalo podle současných pravidel a rozsahu podpory, nebyl by dopad do cen nijak výrazný vzhledem k následujícím skutečnostem:

–

Rozsah dnes podporované decentrální výroby je cca 21 TWh.

–

Tomu odpovídá při současných cenách podpory příspěvek na decentrální výrobu průměrně za ČR ve výši 7,66 Kč/MWh.

–

Nárůst podporované výroby z OZE je ve scénáři NAP i v investorském 3,7 TWh.

–

Při neměnící se spotřebě by tedy příspěvek vzrostl na cca 9 Kč/MWh (tj. maximálně o 18 %).

–

V dlouhodobém rozvoji se však počítá s drobným nárůstem spotřeby (v průměru 1 až 2 %), který by eliminoval výsledný dopad do cen příspěvku zákazníků na decentrální výrobu.

Z uvedených důvodů není dopad připojování OZE do příspěvku zákazníků vyjádřen, i když v modelu je výpočet připraven.

4.3.2 Vícenáklady pro ES ČR – shrnutí Největší dopad připojování OZE do ES ČR je v oblasti přímé podpory výroby elektřiny z OZE, tedy povinného výkupu nebo placení zelených bonusů. Tento dopad se pohybuje v řádu desítek miliard Kč ročně, jak je pro řešené roky uvedeno v přehledové tabulce níže. Další podstatnou oblastí je nárůst nákladů na nákup podpůrných služeb, který se v nejbližších letech pohybuje v řádu několika stovek miliónů až jedné miliardy Kč ročně. V dalších letech je dopad hůře vyčíslitelný vzhledem k nejistotě dalších parametrů rozvoje soustavy, neboť vývoj nákladů na PpS je ovlivněn rovněž rozvojem ostatní zdrojové základny a uvažovanými požadavky na spolehlivost soustavy. Řádově podobný dopad v řádu stovek miliónů Kč ročně je v oblasti vyšších nákladů na přenos a distribuci. Výpočet ekonomického dopadu v oblasti sítí je na základě odhadů provozovatelů sítí o vývoji aktivovaných investic a hodnoty odpisů, ve kterých se však investice kvůli připojování nových OZE (nad úrovní „dlouhodobého plánovaného rozvoje bez OZE“) uvažovaly v rámci možného rozvoje při respektování technicko-ekonomických podmínek.

únor 2010

Strana 38


Roční vícenáklady pro ES ČR vlivem připojování OZE podle scénáře NAP pro PPI=2% a růst ceny SE=1% (u vícenákladů na přímou podporu OZE) Vícenáklady přímé podpory (výkupní ceny a zelené bonusy)

2012 Pinst [MW]

Výroba [GWh]

2015 tis. Kč/rok

Pinst [MW]

Výroba [GWh]

2020 tis. Kč/rok

Pinst [MW]

Výroba [GWh]

tis. Kč/rok

VTE

385

776

852 000

637

1 340

1 642 000

800

1 751

2 415 000

FVE

1 883

1 880

20 964 000

2 604

2 600

28 718 000

2 900

3 049

35 089 000

455

1 820

3 040 000

500

2 000

3 816 000

550

2 200

5 134 000

ostatní OZE

1 027

2 692

1 399 000

1 049

2 750

1 659 000

1 106

2 900

2 286 000

celkem ES ČR (zaokrouhleno)

3 749

7 168

26 255 000

4 789

8 690

35 835 000

5 356

9 900

44 924 000

BIOM

4.3.3 Celkový dopad do cen Dopad připojování OZE do cen elektřiny pro konečné zákazníky podle scénáře NAP pro PPI=2% a růst ceny SE=1% (u příspěvku na podporu OZE)

Vliv na cenu [Kč/MWh]

2010

2010

2012

2015

2020

příspěvek zákazníků na OZE-KVET-DZ

166

406

556

620

710

cena systémových služeb

155

168

192

209

300

cena přenosu - distribuce

-

-

-

-

-

27

52

67

93

107

252

404

512

611

cena odchylky

dopad celkem (rozdíl vůči 2010) (při respektování nárůstu ceny systémových služeb)

únor 2010

Strana 39


5

ZÁVĚRY A DOPORUČENÍ

Tato etapa projektu – Připojování OZE do ES ČR – navazuje na Etapu 1, kde hlavním úkolem bylo posouzení možností energetiky ČR splnění Klimaticko-ekologického balíčku EU. Zde bylo konstatováno, že splnění balíčku v oblasti dopravy i elektroenergetiky lze považovat za dosažitelné, naopak lze očekávat potíže s naplněním cíle v oblasti teplárenství, kde bude nutno nahradit značný objem hnědého uhlí cíleně pěstovanou biomasou. Závazky ČR vůči EU z hlediska OZE jsou definovány v Národním akčním plánu (NAP) z 1/2010. Realitou je však také skutečnost, že rozvoj FVE již předbíhá předpoklady/potřeby NAP pro splnění závazků EU. Etapa 2 je zaměřena na konkrétní technické výpočty v oblasti analýzy elektrických sítí, podpůrných služeb a ekonomických dopadů OZE. Předkládané výsledky jsou nezávislým a technickým posouzením možností připojování OZE do ES ČR. Výpočty a analýzy jsou prováděny na základě aktualizovaných údajů od PDS, PPS z 12/2009 a jsou řešeny v souladu se stávající energetickou legislativou a standardními analytickými postupy. Cílem je posoudit reálné možnosti ES ČR z hlediska integrace OZE při zachování dostatečné energetické bezpečnosti a ekonomické efektivnosti. Rozvoj obnovitelných zdrojů v ČR lze v průběhu roku 2009 a počátku roku 2010 charakterizovat:

–

OZE nemají jasně vymezené rezortní vedení ani koordinaci – spadají do kompetencí MPO, MŽP, MMR, MZE, MDČR a dalších orgánů státní správy včetně vazeb ČR na EU.

–

Je patrná výrazná akcelerace jak podaných žádostí, tak i realizací a to zejména v oblasti fotovoltaických elektráren podmíněnou ekonomickými stimuly a rozvojem technologií.

–

Finanční podpora FVE v ČR je v současnosti v rámci středoevropského regionu značně nadstandardní, rozvoj OZE akcelerovaný touto podporou je nad potřebami/možnostmi energetiky i nad potřebami splnění závazků vůči EU.

–

Rozvoj OZE na úrovni podaných žádostí se stává z hlediska jejich potenciální realizace již výrazně problematickým prvkem pro energetiku.

–

Rozvoj OZE je zároveň charakterizován značnými nejistotami a vývojem okolností pro jejich budoucí uplatnění: -

změna legislativy (novela zákona o podpoře obnovitelných zdrojů),

-

prudké změny cen technologií,

-

omezení v možnostech integrace OZE do ES (sítě, PpS).

Technické a ekonomické dopady současného stavu rozvoje OZE Požadavky na připojení OZE (především FVE) do ES nyní trvale rostou. Dynamický vývoj v oblasti FVE může vést až k ohrožení stability provozu ES ČR. ·

Technické analýzy jsou založeny na výpočtech provozně těžkých, ale reálných stavů ES. Omezení jsou definována jak v oblasti sítí, tak v oblasti schopnosti ES zabezpečovat nezbytné PpS. Prvním a nejvýraznějším limitním prvkem pro bezpečný provoz ES ČR je omezení z hlediska PpS.

·

Zásadní problém představují letní provozní stavy s velkou časově proměnnou (obtížně predikovatelnou a neregulovanou) výrobou z OZE a tím malým prostorem pro uplatnění

únor 2010

Strana 40


klasických regulačních zdrojů poskytujících PpS. ·

Za současného trendu rozvoje OZE lze očekávat výskyt těchto vážných provozních stavů od roku 2012. V roce 2010 je ES ČR pravděpodobně schopna absorbovat rozvoj OZE. Možnosti zabezpečení provozu ES ČR v roce 2011 bude nutné aktualizovat a znovu posoudit na základě zkušeností z roku 2010 z hlediska vlivu OZE.

·

Dle provedených výpočtů lze stanovit mezní hodnotu výroby z neregulovaných OZE (FVE a VTE) připojených do sítí ES ČR (jedná se o soudobý pohotový výkon):

–

pro období 2010–2012

do 1650 MW (OZE bez regulace)

–

pro období do roku 2015

do 2000 MW (OZE bez regulace)

·

Bez exportu elektřiny nelze zvládnout očekávaný nárůst OZE z hlediska zajištění podpůrných služeb (PpS). Přitom export není zaručen a ani jej nelze do budoucna zaručit. Závisí na mnoha trvale se měnících okolnostech a vývoji v ES ČR a okolních zemí (vývoj spotřeby, zajištění výkonu ve zdrojích, cena a dostupnost paliv, emisní a další ekologická omezení).

·

Maximální exportní schopnost sítí ČR je při úplném zapojení PS v současnosti kolem 3300 MW v zimním období. V průměrných stavech v průběhu roku a v letním období je saldo ČR v současnosti výrazně nižší (do 1500 – 2000 MW), což vytváří menší prostor pro uplatnění dodávky z OZE.

·

Maximální export z ES ČR je rovněž limitován:

–

přenosovou schopností mezistátních vedení PS. Mezistátní propojení PS, a tedy ani jejich přenosová schopnost se však do roku 2020 příliš měnit nebudou,

–

možností uplatnění vývozu energie z OZE na evropském trhu, např. vývoz až za zápornou cenu (Skandinávie).

·

Pro zabezpečení provozu ES v perspektivě se zahrnutím neregulovaných OZE je nutné vyžadovat rovněž nezbytnost regulace na jaderných zdrojích v ČR (stávajících i nově připravovaných).

·

Vlivem rozvoje OZE v ČR dojde ke zvýšení nákladů na podpůrné služby přibližně o 15 % do roku 2012.

·

Mezní hodnoty provozu OZE (FVE, VTE) v soustavě jsou z hlediska regulace (PpS) výrazně nižší, než hodnoty zjištěné na základě omezení transformačním výkonem PS/110 kV a limitací v přenosové síti.

·

Lze konstatovat, že ve většině případů je jak transformační výkon PS/110 kV, tak i přenosová síť v nejbližší době dostatečně připravena na mezní zastoupení zdrojů OZE (FVE, VTE) stanovené z hlediska regulovatelnosti ES (PpS). Možnosti dalšího rozvoje PS v některých oblastech jsou v současnosti již vyčerpány podanými žádostmi na připojení nových velkých klasických zdrojů (PE, PPC, JE).

·

Je nezbytné bezodkladně provést úpravy v příslušné legislativě a jejich vzájemné provázání (Energetický zákon, Zákon o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů, Pravidla provozování DS a PS, Cenová rozhodnutí ERÚ a všechny prováděcí vyhlášky, zejména Vyhláška o připojení).

·

Rozvoj preferovaných typů OZE (FVE, VTE) při stávajícím systému podpory způsobí výrazné zvýšení cen elektřiny pro všechny skupiny zákazníků. Toto zvýšení cen bude velmi negativně ovlivňovat ekonomiku země, především průmysl a také obyvatelstvo. V oblasti systému finanční podpory OZE jsou nutné změny.

únor 2010

Strana 41


Doporučení pro další přístup k problematice OZE V technické oblasti: Pro změny v technické oblasti je nutné v předstihu připravit energetickou legislativu. Hlavní doporučení lze spatřovat v těchto oblastech:

–

Podmínky provozu OZE větších výkonů (FVE, VTE) musí být dle technických a fyzikálních možností nastaveny obdobně jako u ostatních klasických výroben elektřiny v ES, tj. přiměřený podíl na regulaci jako u ostatních zdrojů připojených do ES ČR. Bude tedy možné je v případě potřeby (zejména při předcházení mimořádných a havarijních stavů) odstavit či omezit jejich dodávku dle potřeb energetiky. Toto musí být standardně do nových smluv s OZE zapracováno a ze strany OZE dodržováno. Výše uvedené se samozřejmě předpokládá od zdrojů vyšších instalovaných výkonů. Stejné doporučení je rovněž i pro velké již existující OZE.

–

Musí být vybudován systém predikce (predikční centrum) očekávané výroby z vybraných OZE (VTE a nově i FVE) podle předpovědí a vývoje počasí jednotný pro celou ČR s přímou vazbou na útvary přípravy provozu a dispečinky provozovatelů sítí PS a DS. Věrohodné informace o předpovědi nasazení výroby z OZE musí být aktuálně a operativně příslušným útvarům řízení PS a DS předávány tak, aby mohly být zohledněny jak v přípravě provozu, tak v operativním řízení PS a DS.

–

V oblasti přípravy provozu ES musí být stanoveny limity, do kterých lze vysokou výrobu v OZE akceptovat při odstavení výroby klasických elektráren tak, aby byla zachována přiměřená hodnota salda ES ČR a nedocházelo k přetěžování mezistátních vedení. Odstavení výkonu v klasických regulovatelných zdrojích nesmí však vést k ohrožení bezpečnosti provozu ES, neboť by výrazně poklesl objem zdrojů schopných poskytovat regulační/podpůrné služby.

–

Při překročení těchto limitů je nutné mít technické prostředky pro omezení dodávky výkonu z OZE. Omezení by mohlo mít například podobu jak přímého odpojení výrobny, tak například limitu dodávaného výkonu, limitu časového nárůstu dodávaného výkonu (rampa) a podobně tak, jak jsou definovány v pravidlech provozování PS a připojovacích podmínkách.

–

Je nutné aktualizovat a doplnit pravidla pro připojování zdrojů (vyjádřené ve vyhláškách) tak, aby aktualizované/koordinované postupy reflektovaly změněnou situaci v oblasti OZE v ČR.

–

Je nutné sledovat naplňování požadavků EU z hlediska rozvoje OZE v ČR a při dosažení požadované úrovně jejich podporu zastavit.

–

Je nutné analyzovat a sledovat maximální množství OZE v rozvoji ES, toto množství periodicky aktualizovat dle rozvoje soustavy a zkušeností s provozem a regulací OZE.

–

Při posuzování možností připojování OZE do ES ČR je třeba brát v úvahu i žádosti na připojení ostatních nových konvenčních zdrojů, protože transformační výkon a volná kapacita sítí je k dispozici bez ohledu na kategorii zdroje.

únor 2010

Strana 42


V legislativní oblasti Cílem v legislativní oblasti je především zajistit: -

podporu a stabilizaci rozvoje OZE, ale jen do výše závazků ČR vůči EU,

-

vytvořit podmínky pro reálnou integraci OZE při zajištění spolehlivosti a bezpečnosti provozu ES.

Některé úpravy jsou nutné jak v zákoně o podpoře obnovitelných zdrojů, v kodexech PS, DS, tak i prováděcích vyhláškách.

–

Současný systém podávání a registrace žádostí na připojování nových zdrojů rozptýlené výroby do sítí není do budoucna udržitelný – značná část rezervací jsou nyní spekulativně podané žádosti, které obsazují volnou kapacitu sítí (i třeba pro klasické zdroje). Toto je nutné legislativně upravit (např. časové snížení platnosti žádosti, finanční zálohy, nemožnost změny subjektu…).

–

Je potřeba snížit dotace na zdroje FVE budované nově na zemědělské půdě (kategorizace podpory OZE dle umístění) a rovněž nově zavést povinný fond na likvidaci po ukončení provozu – pro VTE i FVE).

–

Provozovatel sítě má v současnosti povinnost vykoupit veškerou vyrobenou elektřinu z OZE. Pokud bude výroba OZE překračovat velikost technických ztrát provozovatele sítě, povinný výkup způsobí neúměrné ekonomické dopady. Z tohoto důvodu je nutné zavést jinou formu podpory OZE.

–

Společensky začíná být neúnosná podpora OZE (jednoho typu subjektu). Nárůst ceny elektřiny je způsobován v současnosti z velké části OZE, což má významný dopad do ekonomiky státu i jednotlivce. Vysoký nárůst připojovaných OZE nad úroveň očekávaného stavu při výpočtu regulovaných cen má v současnosti výrazný negativní dopad do cash flow provozovatelů sítí.

únor 2010

Strana 43

Připojování OZE do ES ČR

Recommend Documents