VYSOKÁ ŠKOLA EKONOMICKÁ V PRAZE FAKULTA MEZINÁRODNÍCH VZTAHŮ

VYSOKÁ ŠKOLA EKONOMICKÁ V PRAZE FAKULTA MEZINÁRODNÍCH VZTAHŮ

Obor: Mezinárodní obchod

Dopady zavedení OZE na energetický systém ČR (bakalářská práce)

Autor: Jan Siuda Vedoucí práce: Ing. Josef Bič, Ph.D.

Poděkování: Chtěl bych tímto poděkovat své rodině a přítelkyni za trpělivost a podporu, kterou mi poskytli při psaní této práce. Velké díky si také zaslouží vedoucí práce, Ing. Josef Bič, Ph.D. a to hlavně za inspirující mentoring a dlouhé hodiny konzultací. ii

Prohlášení: Prohlašuji, že jsem bakalářskou práci vypracoval samostatně a vyznačil všechny citace z pramenů. V Praze dne 01.05.2012

.................................. Jan Siuda

iii

Abstrakt: Tato práce analyzuje dopady zavádění obnovitelných zdrojů energie na přenosové a distribuční soustavy v ČR. Zkoumána je změna volatility výroby v závislosti na růstu počtu výroben OZE a další negativní jevy s tím spojené. Analýza dokazuje značný vliv na řízení bilance na straně přenosové sítě a dále problémy s charakteristiky napětí u dodávek distributorů. Autor dále poukazuje na problémovost situace, jenž může způsobit mezinárodní propojení sítí. Práce dokazuje, že zavádění OZE do energetického mixu má za následek značné ekonomické dopady a to nejen ve smyslu vysoké výrobní ceny.

Klíčová slova: Smart grids, elektrická energie, obnovitelné zdroje, přenosové a distribuční soustavy

Abstract: This thesis analyse the impact of the renewable energy resources on the transmission and distribution networks in the Czech republic. The volatility changes based on the growth of the number of production places of this kind and other negative effects are being examined. The analysis has proved difficulties in transmission networks balance management and then problems with voltage quality supply by distribution companies. The international cooperation between transmission operators is also being analysed. This thesis proves that renewable resources and their implementation have significant economic impact not only within the meaning of higher production costs.

Key words: Smart grids, electricity, renewable sources, transmission and distribution networks

JEL Classification: O13, Q40, Q47 iv

Seznam použitých zkratek: AE ČR EK ERÚ ES EU FVE JE MPO NAP OTE OZE PE PPE PpS PVE PXE SG SM SR TR VE VTE ZE

alternativní elektrárny Česká republika Evropská komise Energetický regulační úřad elektrická soustava Evropská unie fotovoltaické elektrárny jaderné elektrárny Ministerstvo průmyslu a obchodu Národní akční plán ČR pro energii z obnovitelných zdrojů Operátor na trhu energií obnovitelné zdroje energie parní elektrárny paroplynové elektrárny podpůrné služby přečerpávací vodní elektrárny Energetická burza Praha Smart grids Smart metering sekundární regulace terciální regulace vodní elektrárny větrné elektrárny závodní elektrárny

v

Obsah OBSAH................................................................................................................................................. VI ÚVOD .................................................................................................................................................. VII 1

2

3

4

OZE V ČR A PŘÍSLUŠNÁ LEGISLATIVA ................................................................................ 1 1.1

ENERGETICKÉ ZDROJE V ČR................................................................................................................ 1

1.2

TYPY OZE A JEJICH UPLATNITELNOST V ČR .................................................................................... 1

1.3

EVROPSKÁ UNIE VE VZTAHU OZE ...................................................................................................... 5

1.4

ČESKÁ LEGISLATIVA ............................................................................................................................. 8

SOUČASNÁ PODOBA A VÝZVY PŘENOSOVÉ SOUSTAVY ČR (SMART GRIDS) ......12 2.1

DNEŠNÍ PŘENOSOVÁ SOUSTAVA ...................................................................................................... 12

2.2

SMART GRIDS ..................................................................................................................................... 20

DOPADY ZAVÁDĚNÍ OZE NA PŘENOSOVÉ SOUSTAVY A DISTRIBUČNÍ SÍTĚ.......25 3.1

ANALÝZA DOPADŮ NA PŘENOSOVÉ SÍTĚ ........................................................................................ 25

3.2

MEZINÁRODNÍ PROPOJENÍ PŘENOSOVÝCH SOUSTAV ................................................................... 40

3.3

DOPADY ZAVÁDĚNÍ OZE NA DISTRIBUČNÍ SOUSTAVY ................................................................. 47

MODEL ZDROJŮ ELEKTRICKÉ ENERGIE Z OZE V ROCE 2020 A MOŽNÁ

VÝCHODISKA PRO ŘEŠENÍ PROBLÉMŮ ...................................................................................49 4.1

MODEL ZDROJŮ OZE V ROCE 2020................................................................................................ 49

4.2

MOŽNÁ VÝCHODISKA ......................................................................................................................... 54

ZÁVĚR .................................................................................................................................................57 BIBLIOGRAFIE..................................................................................................................................60

vi

Úvod Energetická bezpečnost a zabezpečení dodávek surovin je dlouhodobě jedním z hlavních témat všech zemí světa. Lidstvo v současné době využívá nejvíce fosilní a jaderné zdroje. Objem zásob těchto surovin ovšem není nevyčerpatelný a je tedy na místě obava o zajištěná nových zdrojů energie. Tento fakt je jedním z důvodů implementace obnovitelných zdrojů energie (OZE). Politika zavádění OZE dále navazuje například na dlouhodobou snahu o snížení produkce emisí CO2. Evropská unie (EU), která se tímto tématem samostatně zabývá od roku 1997, již zavedla celou řadu závazných právních aktů a politik, kde aktuálně nejvýznamnější z nich je tzv. agenda 20-20-20. V rámci této politiky jsou zjednodušeně řečeno zavedeny dílčí cíle pro členské státy tak, aby v rámci celého společenství byl splněn cíl produkce 20% energie z OZE. Některé typy OZE jsou ve své podstatě velice odlišné od klasických fosilních či jaderných elektráren. Ve výsledku může být obtížné tyto zdroje bezpečně připojit do současné rozvodné sítě, která byla vybudována na základě centralizovaného

modelu,

tedy

v praxi

na

zdrojích

velkého

rozsahu

s regulovatelným výkonem. Připojování některých typů OZE malého rozsahu, jejichž výkon je přímo závislý na aktuálním počasí si vyžaduje naopak soustavu decentralizovaného typu, kterou dnes ovšem nedisponujeme. Cílem této práce je analyzovat vlivy výroby energie z OZE a jejich dopady na energetický systém ČR, tedy hlavně přenosové a distribuční soustavy. Práce také upozorňuje na fakt, že prosazování politiky zelené energie s sebou přináší značné finanční náklady a to nejen pouze v rámci vysoké výrobní ceny energie ve své primární podobě. V první části práce jsou rozebrány různé druhy OZE, jejich aktuální postavení a teoreticky využitelný potenciál v ČR. Dále je zde krátký rozbor evropské politiky a legislativy týkající se právě OZE a toho, jak byly tyto primární legislativní akty přenášeny do českého právního řádu. V rámci druhé kapitoly jsou vysvětleny rozdíly mezi centralizovaným a decentralizovaným modelem distribuce, který je klíčový při dalším rozvoji OZE malého rozsahu. Je zde také stručný popis základních principů chodu tzv. „chytrých sítí“ neboli Smart grids a vztah EU k tomuto tématu. Analytická část práce se zabývá čistě dopady zavádění OZE na přenosové a distribuční soustavy v ČR. U přenosových soustav je provedena analýza volatility v závislosti na denní době a změně objemu instalovaného výkonu mezi roky vii

2010 a 2011. V rámci této části je také zmíněn problém s přeshraničními přenosy a mezinárodní spoluprací, což je v současné době velice aktuální téma. Ve čtvrté kapitole jsou rozebrány dopady na distribuční soustavy a sestaven model výroby určitých typů OZE pro rok 2020. Účelem tohoto modelu je odhadnout fluktuační pásmo výkonu těchto zdrojů v závislosti na denní době. Pro jednotlivé analýzy byla použita primárně data z veřejné databáze společnosti ČEPS a.s. Částečným problémem zde byla absence dat za první měsíce roku 2010 a také změna v metodice zaznamenávání dat, kdy například pro fotovoltaické elektrárny se v roce 2011 přestala monitorovat data o výrobě po setmění. Jako další omezení zde může být vnímána krátká časová osa (pouze 2 roky), která je ale vykompenzována velkou četností měření a značnou změnou mezi sledovanými obdobími. Výsledek analýz je, že implementace výroben OZE s nepravidelným a nepredikovatelným výkonem přináší značné problémy pro správce přenosových a distribučních soustav. V případě přenosových soustav jde hlavně o problémy s vyrovnáváním bilance energie v síti. Prokázalo se, že OZE mají několikanásobně vyšší hodnoty volatility výroby oproti ostatním zdrojům, které v případě solárních zdrojů dosahují svého maxima hned po rozednění, či těsně před setměním. Stejně tak bylo potvrzeno, že ani značný nárůst instalovaného výkonu nemá pozitivní vliv na tyto problémy s volatilitou výroby. Jelikož před připojením zdroje do distribuční soustavy je výrobce povinen vyžádat si povolení od správce této soustavy, mají distributoři možnost objem instalovaných kapacit regulovat již ve fázi výstavby. Přesto se určitá technická omezení vyskytují i u správců distribučních soustav. Jde zde hlavně o negativní vliv na charakteristiky napětí, čímž dochází ke zhoršení kvality dodávek elektrického proudu. V závěrečné části práce jsou navrženy čtyři varianty řešení problémů, které vyplynuly z předcházející analýzy. U každé z variant je zohledněna její cenová a technologická náročnost vzhledem k optimálnosti řešení. Jedna z těchto variant se přímo týká implementace Smart grids. Teoretický potenciál a možnosti nasazení této technologie jsou zmiňovány také u konkrétních problémů, vyplývajících z analytických výstupů.

viii

1 OZE v ČR a příslušná legislativa 1.1 Energetické zdroje v ČR Vzhledem ke geografickým podmínkám České republiky (ČR) je de facto předurčeno, že z dlouhodobého pohledu by energie vyráběná v této zemi měla patřit v Evropě k těm dražším. Jediné energetické zdroje, kterými disponujeme ještě v relativně širokém množství je uhlí a lignit. Z důvodů absence silných vodních toků zde neexistuje dostatečný hydroenergetický potenciál. Nejsme přímořským státem s konstantními povětrnostními podmínkami a pouze malá část území by se dala označit jako vyloženě vhodná pro výstavbu solárních elektráren.1 Naopak disponujeme energeticky náročným průmyslem, který žene křivku poptávky směrem vzhůru. Hlavními zdroji energie ČR jsou fosilní spalitelné látky (uhlí, plyn) a poté radioaktivní látky. Ještě donedávna bylo využití OZE v ČR zcela minoritní. V návaznosti na štědrou podporu státu a sérii legislativních chyb došlo během let 2009 – 2011 ke značnému prosazení těchto zdrojů, hlavně tedy solární energie.2

1.2 Typy OZE a jejich uplatnitelnost v ČR Obnovitelnými zdroji se podle §31 zákona č. 458/2000 Sb. (tzv. energetický zákon) rozumí: „nefosilní přírodní zdroje energie, jimiž jsou energie větru, slunečního záření, geotermální energie, energie vody, půdy, vzduchu, biomasy, skládkového plynu, kalového plynu a bioplynu“.3 Přestože ČR není zemí s velkým potenciálem pro rozvoj OZE, existuje zde v posledních letech jasně rostoucí trend podílu výroby energie právě z těchto zdrojů. Ten je možné pozorovat na grafu č. 2.

1 Například v porovnání se státy jižní Evropy. 2 SIUDA J., Fotovoltaika v ČR, seminární práce, 2011; ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010 3 VLÁDA ČR, zákon č. 458/2000 Sb. (Zákon o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích)

1

Graf 1 - Podíl OZE na spotřebě el. energie v ČR 10 9 8 7 6 %

5 4 3 2 1 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011* * odhad autora na základě statistických dat z I.kvartálu 2011 a dat ČEPS a.s.

Zdroj: ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010; ČESKÝ STATISTICKÝ ÚŘAD, Bilance energetických zdrojů; vlastní výpočty autora

Zastoupení jednotlivých složek OZE je vyobrazeno na grafu č.2. Téměř polovinu představují vodní zdroje, okolo 35% zabírají biomasa a bioplyn. Zbytek pomyslného koláče je rozdělen mezi FVE a větrné elektrárny (VTE). V jednom procentě případů se jedná o energii získanou spalováním skládkových a jiných plynů.4 Jedná se o data z roku 2010, je tedy třeba upozornit, že aktuální podíl solárních zdrojů by měl být vyšší než je uvedeno v grafu.

Graf 2 - OZE v ČR za rok 2010 1% 6%

Větrné el. Vodní el.

9%

Fotovoltaické el. 26% 48% 10%

Biomasa Bioplyn Ostatní

Zdroj: ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010

Vodní zdroje Společně s přečerpávacími zdroji bylo v roce 2010 na českých vodních tocích nainstalováno okolo 1400 vodních elektráren (VE) o celkovém 4 ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010

2

instalovaném výkonu 2200 MW. Toto sice představuje přibližně 12% celkového instalovaného výkonu všech zdrojů el. energie v ČR, přesto zde bylo vyrobeno pouze okolo 4% energie.5 V současné době se jeví technicky využitelný potenciál českých vodních toků jako z velké části využitý. 6 V případě velkých VE (nad 10 MW) byla potenciální kapacita již plně vyčerpána. Aktuálně tedy zbývá neobsazených již pouze pár lokalit pro malé vodní elektrárny (do 10 MW), soustředěných na menších tocích. I zde je již ale využito okolo 66% potenciální kapacity, přičemž odhady uvádějí, že nevyužité zdroje by mohly vyprodukovat pouze okolo 480 GWh ročně.7 Větrná energie Jakožto středoevropská země nemá ČR vhodné podmínky pro výstavbu větrných

elektráren.

V roce

2010

zde

bylo

8

větrných

parků

se

součtovým výkonem nad 5 MW. Největší z nich čítá 21 turbín a za rok 2010 vyrobil téměř 90 GWh energie. Celkově vyprodukovaly VTE v tomtéž roce 333 GWh el. energie.8 Zpráva tzv. Pačesovy komise odhaduje potenciál VTE v ČR na 6000 GWh ročně.9 Pro rok 2020 zde existuje předpoklad existence 743 MW větrných zdrojů, které při průměrné době využití 2100 hodin ročně představují přibližně 1560 GWh energie ročně.10 Fotovoltaické elektrárny Ještě před pár lety se elektřině z fotovoltaických panelů nepřisuzoval velký význam. Predikce z roku 2008 odhaduje, že v roce 2010 by mohly FVE vyprodukovat okolo 159 GWh energie. O dalších 10 let později se kalkuluje s hodnotou 980 GWh.11 Národní akční plán ČR pro energii z obnovitelných

5 ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010 6 ERÚ, MPO, MŽP, Zpráva o plnění indikativního cíle výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů za rok 2006 7 PAČES V. A KOL., Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu, 2008 8 PAČES V. A KOL., Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu, 2008 9 Tamtéž 10 MPO, Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z OZE, 2010, vlastní výpočty autora 11 PAČES V. A KOL., Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu, 2008

3

zdrojů vydaný v létě 2010 Ministerstvem průmyslu a obchodu (NAP) již počítá pro rok 2020 s 1695 MW instalovaného výkonu FVE a přibližně s 1726 GWh vyrobené energie.12 Problematika FVE je v ČR poměrně žhavým tématem. Díky sérii špatných legislativních rozhodnutí a následného „solárního boomu“ se v ČR podařilo během let 2009-2011 kapacitu FVE téměř 30x zvýšit. Výsledek je takový, že k 1.1.2011 bylo instalováno celkem 12861 provozoven o celkovém výkonu 1953 MW. To je již o 15% více než byl plán MPO na rok 2020. 13 ERÚ ani Statistický úřad zatím nezveřejnili přesná čísla za loňský rok, ale pokud bychom počítali se stejnou výkoností na 1 MW instalovaného výkonu jako v roce 2010, dostali bychom se v roce 2011 k číslu 2597 GWh vyrobené energie z FVE.14 Pokud zde tedy existovaly odhady několika expertních skupin, které shodně uváděly potenciál FVE v ČR na úrovni okolo 1700 GWh15 , je nutno dodat, že kapacity, které tyto expertní skupiny označily jako bezpečné a přenosovými soustavami zvládnutelné, byly již výrazně překročeny, a to navíc o dobrých 10 let dříve. Biomasa Posledními zdroji energie ze skupiny OZE, které v českých podmínkách stojí za zmínku jsou biomasa a bioplyn. Bioplyn je produktem anaerobního vyhnívání biomasy. Přesto, že v jiných zdrojích mohou být tyto 2 složky odděleny, v této práci jsou řazeny do jedné kategorie. V rámci tzv. Pačesovy zprávy existuje velmi přehledný výpočet potenciálu biomasy v ČR. Ve stručnosti se dá říci, že celkový potenciál biomasy v ČR činí přibližně 276 PJ, kde pravděpodobné rozložení mezi výrobu elektřiny, tepla a biopaliva odhaduje potenciál pro elektroenergetiku přibližně 13 TWh. V rámci této kalkulace je zachován požadavek Ministerstva zemědělství týkající se potravinové bezpečnosti a dále jsou vyčísleny jednotlivé složky

potenciálu

zemědělské, lesní a zbytkové biomasy.16 NAP MPO počítá s biomasou jakožto

12 MPO, Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z OZE, 2010 13 SIUDA J., Fotovoltaika v ČR, seminární práce; ERÚ; vlastí výpočty autora. 14 SIUDA J., Fotovoltaika v ČR, seminární práce; ERÚ; vlastí výpočty autora. Podle čísel ČEPS a.s. by to mělo být okolo 1718 GWh, jenže ČEPS sám u této statistiky udává, že se jedná o jejich odhad. 15 Studie EGÚ Brno, a.s. z roku 2010 uvádí, že maximální výkon neřízených zdrojů (FVE a VTE) by v roce 2012 neměl přesáhnout 1650 MW. 16 PAČES V. A KOL., Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu, 2008

4

s majoritním zástupcem na poli OZE. Pro cílový rok 2020 je zde kalkulována hodnota 6165 GWh, což představuje necelých 50% teoreticky využitelného potenciálu tohoto zdroje.17, 18

1.3

Evropská unie ve vztahu OZE Energetika je v současném světě základním stavebním pilířem všech

ekonomik světa. Samotné kořeny Evropské unie jsou spojeny výlučně s tímto tématem. Také proto patří energetická politika v Bruselu k hlavním prioritám. ČR, jakožto člen EU je povinna tuto primární legislativu přejímat a naplňovat. V souvislosti s podporou OZE je často zmiňované také téma tzv. chytrých sítí neboli Smart grids (SG). Ač ne tak detailně, i tato tématika je v práci rozebírána. Politika EU týkající se OZE EU disponuje vlastní politikou zaměřenou na OZE od roku 1997, kdy byla vydána Bílá kniha komise, nesoucí název “Energy for the future: renewable sources of the energy”. Do té doby byla politika OZE uplatňována v rámci agendy na ochranu klimatu.19 V této knize je poprvé vysloven cíl tehdejší EU15 na zvýšení podílu OZE na hrubé spotřebě energie společenství na 12% do roku 2010..20 Další pokrok ve tvorbě společné evropské energetický politiky přináší Zelená kniha, která byla předložena Evropskou komisí v roce 2006.21 Tato kniha byla posléze v letech 2007 a 2008 několikrát přezkoumána EK v tzv. balíčcích22, z nichž mezi nejvýznamnější patří 3. liberalizační balíček návrhů právních předpisů v oblasti energetiky z roku 2009. Zde je zejména důležité opatření týkající se tzv. “vlastnického unbundlingu” – tedy oddělení výrobce el. energie od přenosových soustav.23 V návaznosti na summit EU, kde byly stanoveny politické vize v oblasti OZE, byla Evropskou komisí (EK) navržená směrnice stanovující jednotlivé dílčí cíle

17 MPO, Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z OZE, 2010 18 Za předpokladu, že bychom uvažovali odhad potenciálu a rozložení využití biomasy dle Pačesovy zprávy. 19 OBERTHÜR S., The New Climate Policies of the European Union, 2010 20 EVROPSKÁ KOMISE, White paper - Energy for the future: renewable sources of energy, [COM(97) 599], 1997 21 EVROPSKÁ KOMISE, Zelená kniha – Evropská strategie pro udržitelnou, konkurenceschopnou a bezpečnou energii, 2006 22 EVROPSKÁ KOMISE, An energy policy for Europe, 2007 23 ÚŘAD

VLÁDY

ČR,

[online],

[cit.

23.3.2012],

URL:

http://www.eu2009.cz/cz/eu-policies/transport-

telecommunications-and-energy/energy/energetika-708/

5

pro členské státy a také celkový závazný cíl zvýšení podílu výroby energie z OZE na 20% do roku 2020. Přiložená studie označila tento cíl jako ambiciózní a nelehký, ale přesto proveditelný. Dohromady s plánem na snížení emisí skleníkových plynů a politikou energetické efektivnosti se zrodila známá agenda 20-20-2024. Tento velmi ambiciózní plán obsahuje 3 hlavní cíle: 25 zvýšit podíl OZE na celkové spotřebě energie ve společenství na 20% zvýšení energetické účinnosti o 20% snížení emise skleníkových plynů o 20% ve srovnání s hladinou roku 199026 V březnu roku 2010 navázala EK svým sdělením na tzv. Lisabonskou strategii, která právě tímto rokem skončila. Nová strategie s názvem “Evropa 2020” navazuje na předešlou agendu a zohledňuje nedávné ekonomické otřesy během finanční krize letech 2007 – 2009. Jako východisko zde komise vidí nutnost kolektivního jednání, které by mělo napomoci vyjít z krize silnější než na začátku. V rámci této strategie je zahrnuto hned několik dílčích politik a programů. Co se týče OZE, je důležité zmínit, že mezi hlavními cíli strategie Evropa 2020 bylo zachováno úspěšné dokončení cílů stanovených v rámci agendy 20-20-20. Legislativa EU týkající se OZE Jedním z prvních legislativních aktů EU týkajících se OZE je Směrnice Evropského parlamentu a Rady č. 2001/77/ES, tzv. “Směrnice o podpoře elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů energie na vnitřním trhu s elektřinou”. Tato direktiva navazuje na Bílou knihu komise “Energy for the future: renewable sources of the energy” z roku 1997 a jednotlivým státům tehdejší EU15 stanovuje cíle na zvýšení podílů energie vyrobené z OZE na hrubé domácí spotřebě elektřiny do roku 2010. Pro tehdejší společenství jako celek byla vypočítána hodnota 22,1%.27 V návaznosti na pozdější úpravy energetické politiky EU (Zelenou knihu EK z roku 2006, následné reformní balíčky a hlavně vytvoření agendy 20-20-20) byla výše uvedená direktiva přepracována a publikována v červnu 2009 jako

24 OBERTHÜR S., The New Climate Policies of the European Union, 2010 25

EVROPSKÁ

KOMISE,

Boj

proti

změně

klimatu,

[online],

[cit.

23.3.2012],

URL:

http://ec.europa.eu/climateaction/eu_action/index_cs.htm 26 o 30% pokud budou podmínky příznivé a EU budou následovat další země OECD 27 EVROPSKÝ PARLAMENT A RADA, Směrnice 2001/77/ES, článek 3, bod 4

6

směrnice 2009/28/ES. Evropští zákonodárci zde zpracovali první z trojce “dvacítek” agendy 20-20-20 v praxi28, čímž de facto pouze upravili a rozšířili povinnosti plynoucí ze směrnice z roku 2001. V rámci textu je rozebíráno několik různých témat, jako například stanovení národních cílů výroby energie z OZE do roku 2020, národní akční plány, kooperační mechanismy, kritéria pro biopaliva, atd.29 Stanovení národních cílů pro rok 2020 Evropská unie stanovila pro každý členský stát množství energie, které musí být do roku 2020 vyráběno z OZE. Toto množství je definováno jako procento “hrubé konečné spotřeby energie”, které se v jednotlivých členských státech vypočte jako procento: 30 a) hrubé konečné spotřeby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie b) hrubé konečné spotřeby energie z obnovitelných zdrojů pro vytápění a chlazení c) konečné spotřeby energie z obnovitelných zdrojů v dopravě Zde je třeba zdůraznit první velkou změnu oproti legislativě z roku 2001, kde byly cíle v energii z OZE definovány pouze jako procento z hrubé spotřeby elektrické energie. V návaznosti na agendu 20-20-20 bylo stanoveno, že v rámci EU27 by podíl OZE měl dosahovat 20% hrubé konečné spotřeby energie. Jelikož některé státy již v roce 2005 tuto podmínku bez problémů plnily (Švédsko, Finsko, Rakousko,…) a naopak v případě jiných států by díky jejich geografickým podmínkách byl tento cíl technicky nedosažitelný (Malta, Kypr, Nizozemí,…) byly odborníky z Evropské komise stanoveny pro všechny země EU jejich potenciální hodnoty zdrojů OZE, dosažitelné do roku 2020. Ty byly ještě přepočítány dle HDP/obyvatele. Pro Českou republiku byl stanoven závazek ve výši 13% vyrobené energie z OZE do roku 2020, zatímco potenciál leží dle EK na 20%.

28 V rámci textu je zmíněn i bod „zvýšení energetické účinnosti o 20%“, legislativa týkající se opatření podporující tento cíl je zahrnuta spíše ve směrnicích 2002/99/ES (O energetické náročnosti budov), 2005/32/ES (Stanovení rámce pro určení požadavků na ekodesign energetických spotřebičů) a 2006/32/ES (O energetické účinnosti koncového uživatele a o energetických službách) 29 OBERTHÜR S., The New Climate Policies of the European Union, 2010 30 EVROPSKÝ PARLAMENT A RADA, Směrnice 2009/28/ES, Článek 5

7

Distribuční a přenosové sítě V rámci směrnice 2009/28/ES, článku 16 je pro pozdější poznatky důležité zdůraznit dva body, které se týkají distribučních a přenosových sítí. 1. Téma úprav distribučních a přenosových síti je zahrnuto pouze velmi obecně. Odst. 1. praví, “Členské státy učiní potřebné kroky k rozvoji rozvodné a distribuční

infrastruktury,

inteligentních

sítí,

skladovacích

kapacit

a elektrické soustavy tak, aby se umožnilo bezpečné provozování elektrické soustavy,…”31. To je v rámci nutnosti obnovy rozvodné sítí vše. 2. Dále se praví, “Členské státy zajistí, aby provozovatelé přenosových soustav dávali při spouštění zařízení na výrobu elektřiny přednost výrobním zařízením využívajícím obnovitelné zdroje energie, pokud to bezpečné provozování vnitrostátní elektrické soustavy umožňuje,…”32. Tato formulace jasně upřednostňuje odběr energie vyráběné z OZE a má proto významnou roli na stabilitu celé přenosové a distribuční soustavy.

1.4 Česká legislativa Většina důležitých zákonů týkajících se energetiky je do českého právního řádu převzata z primárních legislativních aktů EU, tedy nařízení a směrnic. V případě OZE se jedná o směrnice Evropského parlamentu a Rady č. 2001/77/ES a 2009/28/ES. Ačkoli první z nich byla přijata několik let předtím, než ČR vůbec vstoupila do EU, byli jsme zavázání implementovat ji do našeho právního řádu. Přijetím zákona č. 280/2005 Sb. ČR tomuto závazku dostála. V rámci tohoto zákona byl stanoven indikativní cíl podílu OZE na hrubé spotřebě elektřiny ve výši 8% do roku 2010.33 Druhá ze směrnic, 2009/28/ES, navazuje na ekologicko-energetickou politiku EU a rozšiřuje cíle stanovené do roku 2020 i na nově přistoupivší země. České republice byla stanovena hodnota ve výši 13% podílu OZE na hrubé konečné spotřebě energie. V návaznosti na tuto direktivu byl ministerstvem průmyslu a obchodu sestaven tzv. “Národní akční plán ČR pro výrobu energie z OZE” (NAP), který navrhl cíl podílu energie z OZE na hrubé konečné spotřebě ve výši 13,5%34. V případě elektrické energie byl cíl stanoven na 14,3% OZE z hrubé konečné

31 EVROPSKÝ PARLAMENT A RADA, Směrnice 2009/28/ES, článek 16, odts. 1 32 EVROPSKÝ PARLAMENT A RADA, Směrnice 2009/28/ES, článek 16, odts. 2, bod c). 33 VLÁDA ČR, Zákon č. 180/2005 Sb., (O podpoře a využívání obnovitelných zdrojů), § 1, odst. 2, písmeno d) 34 MPO, Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z OZE, 2010

8

spotřeby elektřiny v ČR. Tabulka 2 poté vyjadřuje absolutní hodnoty jednotlivých složek. Tabulka 1 – Národní cíl pro rok 2020 a odhadovaný vývoj energie z obnovitelných zdrojů při vytápění a chlazení, výrobě elektřiny a v dopravě (%) 2005

2010

2012

2015

2020

OZE – V&CH (1)

8,4

10,2

11,6

13,1

14,1

OZE – E (2)

4,5

7,4

10,9

12,9

14,3

OZE – D (3)

0,1

4,1

5,2

7,1

10,8

OZE celkem

6,1

8,4

10,1

11,8

13,5

Zdroj: Národní akční plán ČR pro výrobu energie z OZE, MPO, 2010

(1) – Podíl OZE při vytápění a chlazení (2) – Podíl OZE při výrobě elektřiny (3) – Podíl OZE v dopravě

Tabulka 2 – Odhad celkového příspěvku (instalovaný výkon, hrubá výroba elektřiny), jímž každá technologie OZE přispěje v ČR k dosažení cílů pro rok 2020. 2005

2010

2012

2015

2020

Druh OZE MW

Vodní

GWh

MW

GWh

MW

GWh

MW

GWh

MW

GWh

1020

2380

1047

2109

1072

2154

1099

2220

1125

2274

Geotermální

0

0

0

0

0

0

4,4

18,4

4,4

18,4

Solární

1

0

1650

578

1665

1693

1680

1708

1695

1726

Větrná

22

21

243

454

343

663

493

975

743

1496

Biomasa Celkem

721

1930

3346

4819

6165

3122

5072

7855

9741

11679

Zdroj: Národní akční plán ČR pro výrobu energie z OZE, MPO, 2010

Jelikož celý koncept rozvoje OZE je velmi nákladný po všech stránkách, od začátku se v rámci politiky podpory OZE počítá s účastí soukromých investorů. Forma a výše podpory, kterou by měly členské státy investicím do OZE poskytovat, byla jedna z věcí, kterou přenechal Brusel na vládách jednotlivých zemí. V případě ČR byl tímto pověřen Energetický regulační úřad (ERÚ), jehož úkolem je, krom jiného, každoročně vyhodnocovat a upravovat výkupní ceny elektrické energie vyrobené z OZE. Díky špatně nastavené legislativě nemohl ovšem ERÚ upravit výkupní ceny energie o více než 5% ročně. Tento fakt vedl k velmi silnému nárůstu počtu výroben FVE v letech 2009 až 2011. Z tabulky 3, která zobrazuje výkupní ceny energie, je jasně vidět, že oproti ostatním technologiím byly FVE od roku 2006 velmi silně dotovány. Důvod je ten, že náklady na výstavbu FVE byly v té době relativně vysoké a ERÚ byl dle 9

NAP MPO povinen nepřímo garantovat návratnost investice v horizontu 20 let.35 Kromě značně zvýšených nákladů na výrobu el. energie, kde hrozilo zdražení pro koncové uživatele v řádu 10-15 %36, zde existovala také hrozba přetížení přenosové soustavy a následný blackout37. Celkem bylo totiž garantováno přes 8000 MW přístupů, kde kdyby došlo k úplnému naplnění této kapacity, tak nebylo by možné zajistit bezpečný chod elektrické soustavy. 38 Z tohoto důvodu přišla první reakce na tento problém v únoru 2010, a to ze strany provozovatele přenosové soustavy, společnosti ČEPS a.s., která vyzvala distributory, aby zastavili povolování nových žádostí o připojení FVE do svých sítí. Tato situace je také známá jako tzv. „STOP-STAV”. ČEPS byl za toto rozhodnutí značně kritizován, hlavně ze strany České fotovoltaické průmyslové asociace, která oponovala svou studií o prospěšnosti FVE na distribuční sítě.39 Tabulka 3 – vývoj výkupních cen el. energie z obnovitelných zdrojů [Kč/kWh] Cenové rozhodnutí ERÚ pro rok

Fotovoltaické el.

Větrné el.

El. z biomasy*

Malé vodní el.

2005

6,04

2,60

2,52

2,05

2006

13,20

2,46

2,93

2,34

2007

13,46

2,46

3,38

2,39

2008

13,46

2,46

4,21

2,60

2009

12,89**

2,34

4,49

2,70

2010

12,25**

2,23

4,58

3,00

2011

7,50***

2,23

4,58

3,00

2012

6,16***

2,23

4,58

3,19

Zdroj: Energetický regulační úřad, Cenová rozhodnutí číslo 10/2004, 10/2005, 8/2006, 7/2007, 8/2008, 4/2009, 5/2009, 2/2010, 7/2011

* platí pro kategorii O1, kde se spalují účelově pěstované jednoleté a víceleté byliny, traviny nebo rychle rostoucí dřeviny, v kategoriích O2, O3, kde se spalují odpady, jsou výkupní ceny nižší ** platí pro zdroje s výkonem do 30 kW (nad 30 kW jsou ceny nepatrně nižší) *** platí pro zdroje s výkonem do 30 kW (nad 30 kW a nad 100 kW jsou ceny výrazně nižší), rychlý pokles hodnot je vysvětlen změnou legislativy

35 MPO, Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z OZE, 2010 36 TUREK O., Energetická alternativa EU: obnovitelné zdroje (fotovoltaika), Diplomová práce, 2010 37 ČESKÁ AGENTURA PRO OBNOVITELNÉ ZDROJE ENERGIE, Status of photovoltaics, 2010 38 Nakonec byla realizována přibližně čtvrtina tohoto objemu (2000 MW) 39 EGÚ PRAHA ENGINEERING A.S., Odborná analýza, 2010, vypracováno pro: Česká fotovoltaická průmyslová asociace, [online], [cit. 1.4.2012], URL: http://czepho.cz/files/tiskove-zpravy/technicka_analyza.pdf

10

Následně se k řešení problému FVE připojili i politici, kteří upravili kritizovaný zákon č. 180/2005 Sb. Od 1.1.2011 byla zavedena opatření, která dovolují ERÚ snížit za určitých podmínek výkupní ceny energie o více než 5 % ročně. Dále byla uvalena srážková daň ve výši 26 % na výnosy z určitých typů FVE, zrušeny daňové prázdniny atd.40 K nejaktuálnějším informacím týkajících se OZE v ČR patří stanovisko předsedkyně ERÚ Ing. Aleny Vitáskové, že ERÚ by měl nejpozději od roku 2014 úplně zastavit podporu OZE v ČR. Jako důvody pro toto rozhodnutí uvedla paní předsedkyně vysoké náklady, které jsou s podporou OZE svázány, a které již nejsou pro ČR ekonomicky únosné. Jenom v roce 2012 by měla podpora OZE stát okolo 38,4 mld. Kč. Jako další důvod uvádí Vitásková fakt, že alespoň některé z technologií OZE by měly být již v dohledné době schopny fungovat i bez podpory. Proti tomuto stanovisku se samozřejmě ohradily některé ekologické organizace, které naopak výrobu energie z OZE podporují.41

40 VLÁDA ČR, Novela zákona č. 180/2005 Sb. (zákon o podpoře využívání obnovitelných zdrojů), 2010 41 FINANČNÍ NOVINY, [online], [cit. 24.03.2012], URL: http://www.financninoviny.cz/zpravy/eru-zastavi-podporunovych-obnovitelnych-zdroju-od-r-2014/772175

11

2 Současná podoba a výzvy přenosové soustavy ČR (Smart grids) 2.1 Dnešní přenosová soustava Aby bylo možno vysvětlit, kde narážejí dnešní přenosové a distribuční soustavy na svá technická omezení a jak je možno je modernizovat, je potřeba nejdříve pochopit principy fungování současné soustavy. Tedy konkrétně, jaké subjekty na současném trhu působí, za co jsou zodpovědné a hlavně, jakým způsobem byla dnešní rozvodní síť konstruována. Energetika patří k oborům, který vždy byl ovládán omezeným počtem velkých firem, ať už státních či soukromých. Podoba uspořádání trhu s elektrickou energií tak jak ho známe dnes, je nutně podřízena evropské legislativě, konkrétně se jedná o Směrnici 2009/72/ES, která definuje subjekty následovně:42 Výrobce - fyzická nebo právnická osoba vyrábějící elektřinu. Výroba je v ČR zajišťována z většiny společností ČEZ a.s., která vyrábí přibližně 71,5% veškeré elektřiny v ČR.43 Přenos - přeprava elektřiny soustavou o velmi vysokém (400 kV) a vysokém (220 kV) napětí za účelem dodávek distribučním podnikům nebo konečným spotřebitelům, avšak s vyloučením dodávek samotných. Provozovatel přenosové soustavy – je fyzická nebo právnická osoba, která odpovídá za provoz, údržbu a rozvoj přenosové soustavy a za řízení rovnováhy toků v síti včetně mezinárodní spolupráce. V ČR je provozovatelem přenosové soustavy státní společnost ČEPS a.s.. Distribuce - je přenos elektřiny soustavou vysokého, středního a nízkého napětí (110 – 0,23 kV), za účelem dodávek zákazníkům, avšak bez dodávek samotných. Provozovatel distribuční soustavy – je fyzická nebo právnická osoba, která odpovídá za provoz, údržbu a rozvoj distribuční soustavy. V ČR existují 3 významní distributoři el. energie, společnosti ČEZ Distribuce a.s., E.ON Distribuce a.s. a PRE distribuce a.s., které zajišťují dodávky el. energie na předem

42 EVROPSKÝ PARLAMENT, Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES, článek 2 43 ERÚ, Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2010

12

vytyčeném území. Jelikož se nutně jedná o trh ovládaný monopolem, jsou poplatky za distribuci regulovány formou cenových rozhodnutí ERÚ.

Obrázek 1 – Distributoři el. energie v ČR

Zdroj: TZB-INFO.CZ, http://www.tzb-info.cz/ceny-paliv-a-energii/jak-zjistim-ke-kteredistribucni-soustave-elektriny-patrim-a-mohu-si-zvolit-jinou

Dodavatel - je fyzická nebo právnická osoba, která prodává konečným zákazníkům el. energii. Kromě velkých společností jako je ČEZ, E.ON a PRE, působí na českém trhu ještě další necelé 2 desítky alternativních dodavatelů.44 Operátor trhu s elektřinou (OTE) - v podmínkách ČR se jedná o stejnojmennou společnost, která zajišťuje spotový trh. Činnost OTE byla v roce 2008 úzce propojena s činností nově založené Energetické burzy Praha (PXE), která zajišťuje obchodování s futures kontrakty na el. energii s fyzickým dodáním.45 Principy provozu dnešní rozvodné soustavy – centralizovaný model Elektrická síť, tak jak ji známe dnes, byla postavena a je koncipována na základě tzv. “centralizovaného” systému. Tento princip se velice zjednodušeně dá charakterizovat následovně. V rámci ČR existuje několik málo zdrojů el. energie, které disponují obrovským výkonem v řádech stovek až tisíců MW. Z těchto zdrojů je pomocí vedení energie rozváděna na vzdálenosti i stovek kilometrů daleko ke konečným spotřebitelům. Z jednoho zdroje tedy vychází řádově několik vedení velmi vysokého napětí 400 kV, které se postupně rozvětví až k jednotlivých spotřebičů o napětí 0,23 kV. 46 Stejný princip distribuce

44 CENYENERGIE.CZ,

[online],

[cit.

01.04.2012],

URL:

http://www.cenyenergie.cz/nejnovejsi-clanky/srovnani-

dodavatelu-energie-podle-poctu-zakazniku-za-rok-2011.aspx 45 RYVOLOVÁ I, ZEMPLINEROVÁ A, Ekonomie obnovitelných zdrojů energie – příklad větrné energie v České republice, 2010 46 Je zde ještě rozdíl mezi přenosovou a distribuční soustavou. První z nich je axiálního charakteru a zajišťuje dálkový přenos energie mezi klíčovými uzly. Distribuční síť zajišťující dodávky zázazníkům je naopak paprskového charakteru.

13

najdeme ve všech energetických odvětvích (těžba a zpracování ropy a zemního plynu, teplárenství,...). Ve vztahu k elektrické energii a ČR konkrétně vypadá řetězec následovně: Výroba

Přenosová soustava

Distribuční soustava

Dodavatel

Odběratel

Centralizovaný model výroby a distribuce energie se může jevit jako funkční a spolehlivý, což v zásadě je. Přesto je důležité zde upozornit na některé negativní prvky, které se v rámci tohoto uspořádání mohou objevit.47 Změna struktury zdrojů Model centralizované soustavy byl vytvořen na základě zdrojů s regulovatelným a konstantním objemem výroby. Tomuto konceptu vyhovují tedy pouze tepelné, jaderné a vodní elektrárny. Naopak zdroje malého rozsahu s proměnlivou a obtížně predikovatelnou výrobou (FVE a VTE) jsou sice i do tohoto modelu zapojitelné, ale tím mění jeho podstatu na decentralizovaný, což si žádá některé úpravy. Zranitelnost při mimořádných událostech Další často uváděnou slabinou centralizovaného modelu je jeho zranitelnost při výpadku klíčové části systému. Taková situace může nastat při náhlém výpadku jednoho ze zdrojů (odstavení bloku jaderné elektrárny) nebo přerušení některého z klíčových vedení (např. vichřicí). Tato vlastnost ale není v případě decentralizovaného modelu úplně odstraněna, jelikož i zde hrozí přerušení vedení či rozsáhlý výpadek výkonu zdroje určitého typu. Dovozní závislost a cenová nejistota Velkokapacitní zdroje energie jsou často založeny na fosilním nebo jaderném palivu. Pokud země nedisponuje dostatečnými zásobami energetických surovin, výsledkem je alespoň částečná dovozní závislost na těchto zdrojích. Z toho vyplývá i obava z rostoucích cen a případného vyčerpání zásob těchto zdrojů. Principy řízení regulační energie v centralizovaném modelu Jedním z hlavních úkolů ČEPS a.s. je zajištění stálé rovnováhy mezi výrobou a spotřebou pří zachování pravidla N-1. Toto pravidlo říká, že energetická soustava (ES) jako celkem by měla zůstat v normálu při výpadku jakéhokoliv

47 EDICE APEL, Energie nadosah, Bezpečnostní, sociální a ekonomické výzvy decentralizované energetiky, Praha-Brno, 2008

14

jednoho prvku (vedení, elektrárenského bloku,…). K tomu se používají tzv. “Podpůrné služby” (PpS), které korigují velikost spotřeby a výkon výroby. PpS jsou služby, které nakupuje ČEPS od subjektů připojených k elektrické soustavě na základě vzájemných dohod a smluv. PpS se dělí na:48 Primární regulace frekvence bloku Jedná se o automatickou funkci, spočívající v přesně definované změně výkonu zdroje, která zajišťuje regulaci frekvence výroby. Sekundární regulace výkonu bloku V rámci sekundární regulace musí být elektrárenský blok schopen změnit velikost své výroby směrem nahoru nebo dolů podle pokynů dispečinku ČEPS. Ke změně musí dojít nejpozději do 10 minut od vydání pokynu. V současné době se velikost sekundární regulace v ČR udržuje na úrovni okolo 320 MW.49 Terciální regulace výkonu bloku V případě terciální regulace se opět jedná o změnu výkonu bloku na základě pokynu dispečinku ČEPS. Existují dva druhy terciální regulace, a to kladná (TR+) a záporná (TR-). V případě TR+ se jedná o zvýšení výkonu bloku, u TR- o jeho snížení. Tento typ výkonu je většinou dostupný do 30-ti minut od požadavku dispečinku a započítává se do něho kromě regulace bloků také zahraniční výpomoc, 10-ti a 15-ti minutová rychle startující záloha, dispečerská záloha a další. Současná hodnota terciální výkonové rezervy je asi 350 MW. 50 V současné době je regulační rozsah výkonových záloh koncipovány tak, že dispečink ČEPS by měl být schopen zvládnout náhlý výpadek zdrojů o velikosti řádově 1000 MW (blok JE Temelín). V případě, že by správce přenosových soustav nebyl schopen udržet rovnováhu mezi výrobou a spotřebou, hrozí možnost vzniku rozsáhlých výpadků energie. Tento stav zažila například Itálie v roce 2003, kdy byla postižena celá země na přibližně 12 hodin. 51

48 ČEPS a.s., Jednotlivé kategorie PpS, [online], [cit. 1.4.2012], URL: http://www.ceps.cz/CZE/Cinnosti/Podpurnesluzby/KategoriePpS/Stranky/default.aspx 49 RYVOLOVÁ I, ZEMPLINEROVÁ A, Ekonomie obnovitelných zdrojů energie – příklad větrné energie v České republice, 2010 50 Tamtéž (ČEPS a.s. 2011) 51 s vyjímkou několika málo ostrovů

15

Alternativa k dnešnímu systému – decentralizovaný model Alternativou k výše popsanému modelu je tzv. “decentralizovaný” systém. V případě výroby a přenosu el. energie to znamená, že v rámci soustavy existuje vedle několika standardních velkých zdrojů poměrně velký počet malých zdrojů energie. Ty představují hlavně FVE, VTE, malé vodní elektrárny a kogenerační jednotky. Tento model je tedy z velké části spojen s OZE. V návaznosti na to zde dochází k tomu, že v rámci politiky podporující větší začlenění OZE do energetického mixu je nepřímo podporován EU i decentralizovaný model distribuce el. energie. Decentralizovaný model přenosu a distribuce el. energie je mnohem složitější než jeho předchůdce. V praxi se jedná o kombinaci centrálních zdrojů, které jsou doplněny lokální výrobou. Konkrétně v případě elektrické energie, je třeba navrhnout přenosovou a distribuční soustavu tak, aby byla schopna inteligentně řídit toky energie v rámci sítě. Tento koncept je známý jako “Smart Grids” (SG). Postavení OZE v energetické soustavě a jejich dopady na cenu el. energie OZE představují v rámci decentralizovaného modelu několik výhod, které odbourávají negativní prvky centralizovaného systému. Patří mezi ně hlavně: Částečné snížení závislosti na zdrojích Prakticky nulová cena paliva52 Snížení rizik při výpadku jednoho prvku53 Snížení ztrát z přenosu na dlouhé vzdálenosti Na straně druhé je třeba zmínit pro tuto chvíli alespoň: závislost na okamžité disponibilitě primární energie54 nesrovnatelně vyšší náklady na výrobu energie nepredikovatelnost výroby I přesto, že palivo FVE a VTE je prakticky zadarmo, jsou jejich náklady na výstavbu ve srovnání s životnosti55 tak vysoké, že je nutné výrobu z těchto

52 V případě FVE, VTE a VE 53 Je sice pravda, že odstavení jedné větrné turbíny nemá skoro žádné důsledky, ovšem je třeba brát v potaz fakt, že větrně turbíny se neodstavují po jedné. Naopak, většinou vítr buďto fouká nebo nefouká. Prakticky se tedy OZE chovají v rámci regionů jako jeden velký zdroj, který buď energii vyrábí nebo ne. Něco mezi, by logicky nemělo neexistovat. Problematice variability OZE se budou věnovat další kapitoly práce. 54 V případě FVE a VTE je to de facto závislost na počasí (slunečního svitu a rychlosti větru)

16

zdrojů silně dotovat. Jinak řečeno, bez státní podpory nemohou v současné době téměř žádné OZE fungovat. Toto je hlavní argument odpůrců OZE, kteří poukazují na fakt, že elektřina z těchto zdrojů je už ve své základní verzi až několikanásobně dražší než elektřina z ostatních zdrojů. Dalším negativem některých typů OZE je jejich nepredikovatelnost. Tento problém má 2 roviny. 1) Je nutné mít v záloze dostatečné množství regulačního výkonu pro případ, že by díky výkyvům počasí OZE vyráběly málo nebo moc energie. Jelikož pro úspěšné fungování elektrické soustavy je nezbytné, aby se v každém okamžiku výroba rovnala spotřebě, jsou odchylky na obě strany krajně nežádoucí. Nutnost držení regulačních výkonů stojí značné finanční prostředky, jejichž výše se v ČR pohybuje v řádek mld. ročně.56 Rozšiřování OZE na našem území bude mít za následek nutnost držení většího množství regulačních výkonů, konkrétně sekundární a terciální zálohy. Studie ukazují, že v případě rozšíření VTE na úroveň 800 MW57 instalovaného výkonu by se v podmínkách ČR mohlo jednat o navýšení ceny energie až o částku okolo 1,1 Kč/kWh. Tato hodnota by představovala náklady na držení a čerpání regulační energie. 58 Přestože některé předpoklady této studie jsou dnes již vyvratitelné 59 a výše uvedené číslo tedy nemůžeme považovat za relevantní, stále se jedná o zajímavou ilustraci zvýšených nákladů na provoz tohoto typu zdroje. 2) Zvýšená volatilita výroby OZE má negativní důsledky pro přenosovou a distribuční soustavu. Ačkoliv tato problematika je podrobněji analyzována až v kapitolách 3.1 a 3.3, předpokládejme již nyní, že pro další rozvoj OZE je nutné značným způsobem přestavět současnou přenosovou a distribuční síť, zejména investovat do nových metod a systémů řízení toků v těchto sítích. Výše těchto investic se odhaduje ve výši až 500 mld. EUR.60

55 životnost udaná v jednotkách energie, kterou jsou schopny tyto zdroje za dobu své „technické“ životnosti vyprodukovat 56 DAVID ELLIOTT, Sustainable Energy – Opportunities and Limitations, 2007, vlastní výpočty autora 57 V současné chvíli okolo 200 MW (Energetický regulační úřad 2010) 58 RYVOLOVÁ I, ZEMPLINEROVÁ A, Ekonomie obnovitelných zdrojů energie – příklad větrné energie v České republice, 2010 59 Došlo ke změně legislativy, scénář 800 MW je značně nadsazený (NAP plánuje 600 MW do 2020), nejsou brány v potaz nové možnosti řízení bilance energie v sítích. 60 Odhady hovoří o částkách v řádech okolo 200 (Evropská komise, 2010) až 500 miliard EUR (Bio Intelligence 2008) do roku 2020 v rámci EU

17

Je třeba si uvědomit, že náklady na výrobu energie z OZE se nutně nerovnají vzorci výkupní cena – cena na trhu! Dalšími faktory zde budou náklady na regulační a záložní výkony a nutnost přestavby přenosových sítí. Dopady OZE na přenosové a distribuční sítě V rámci decentralizovaného modelu zdrojů není principiálně problém v tom, že by mělo být místo jednoho velkého zdroje připojeno tisíc malých. Mnohem větší rizika plynou ze samotné povahy OZE61, jejichž aktuální výkon je silně závislý na počasí. Obecně můžeme vlivy počasí zobecnit na rychlost větru ve výšce okolo 100 m nad zemí, intenzitu slunečního záření62, sklon slunečních paprsků a teplotu. Díky různým technologiím, typům instalace a lokalitám kde se OZE nacházejí, je relativně obtížné sestrojit přesnou předpověď produkce energie z těchto zdrojů. Přesto je hlavně ČEPS nucen tyto modely na základě předpovědí počasí sestavovat a poté jim přizpůsobovat ostatní parametry a prvky sítě. O vlivu OZE na přenosové a distribuční soustavy se z počátku jejich instalací vedly velké diskuze. Tento problém je stále mnohými ekologickými organizacemi označován jako marginální. V rámci studie společnosti EGÚ Praha Engineering a.s. je dokonce vliv FVE na přenosovou soustavu hodnocený jako pozitivní, jelikož přibližuje výrobu spotřebě.63 Proti tomuto konkrétnímu bodu studie se v zásadě nedá nic vytknout. Přesto je důležité si uvědomit, že přiblížení výroby spotřebě je sice pozitivní prvek FVE, ale nic to nemění na původním problému, kterým jsou nepredikovatelné nárůsty nebo výpadky výkonu. Analýza provedená v dalších kapitolách této práce jasně dokazuje, že dopady zavádění OZE na energetický systém jsou značně negativní. Hlavními důvody jsou obtížná predikovatelnost výroby a nulová ovladatelnost těchto zdrojů. Jak výrazně se může predikce ČEPS odchýlit od skutečnosti ukazuje následující graf. Červená parabola znázorňuje predikci předpovídající výkon FVE pro konkrétní den, žlutá křivka je potom skutečný výkon. Přibližně do 08:00 se predikce úspěšně naplňovala. V průběhu dopoledne se oproti odhadům poněkud

61 Hlavně zdroje fotovoltaické a větrné. U vodních elektráren a zdrojích založených na biomase je tento problém prakticky zanedbatelný. 62 Zde hraje roli samotná intenzita slunce, oblačnost, stínění, množství emisí ve vzduchu, atd… 63 EGÚ PRAHA ENGINEERING A.S., Odborná analýza, 2010, vypracováno pro: Česká fotovoltaická průmyslová asociace, [online], [cit. 1.4.2012], URL: http://czepho.cz/files/tiskove-zpravy/technicka_analyza.pdf

18

více zatáhlo, což způsobilo výpadek téměř 400 MW, které musely být čerpány z výkonových rezerv. Sekundární výkonová rezerva v ČR nabývá velikosti okolo 300 – 350 MW. Muselo tedy dojít k částečnému nasazení terciální zálohy.64

– Vliv FVE na aktivaci Vliv FVE Graf na 3aktivaci PpS PpS TR-_nákup SR+_nákup Manuálně aktivované (TR±, QS,DZ atd)

MW

SR-_nákup Vyrovnávací trh FVE

TR+_nákup Atomaticky aktivované (SR, V tava)

800 700 600 500 400 300 200 100

23:00

22:00

21:00

20:00

19:00

18:00

17:00

16:00

15:00

14:00

13:00

12:00

11:00

10:00

9:00

8:00

7:00

6:00

5:00

4:00

3:00

2:00

1:00

-100

0:00

0

-200 -300 -400 -500 -600

Zdroj: ŠULA M., Prezentace ČEPS a.s.: Stabilita přenosové soustavy – nutná podmínka energetické -700 bezpečnosti ČR, 12. Energetický kongres ČR, Praha, 2012

Ačkoliv se v tomto konkrétním případě nic závažného nestalo, musely být ve značné míře čerpány záložní zdroje. Pokud by v té době došlo k výpadku dalšího zdroje (odstavení bloku jaderné elektrárny) nebo by se objevil energetický deficit v sousední zemi, museli by dispečeři přenosových soustavy řešit již relativně zásadní problém. Je tedy nasnadě otázka, zda by ČEPS neměl při takto vysokém množství OZE navýšit hodnoty nakupovaných PpS. Z energetického hlediska by to bylo samozřejmě bezpečnější, z ekonomického by se to projevilo v cenách el. energie. Výše popsané argumenty pro nutnost držení většího regulačního výkonu jsou v současné době velmi dobře řešeny nákupem výkonu na vyrovnávacím trhu s regulační energií, případně mezinárodní spoluprací. Z tohoto důvodu

64 ŠULA M., Stabilita přenosové soustavy – nutná podmínka energetické bezpečnosti ČR, prezentce při příležitosti 12.energetického kongresu ČR, Praha, 27.3.2012

19

nejsou zvýšené náklady na řízení bilance energie v síti viditelné v objemu nákupu PpS.

2.2 Smart Grids Koncept SG je v současné době ve světe energetiky jistým fenoménem. Přesto, že se o něm hodně mluví a některé státy již implementují pilotní projekty, je velmi obtížné SG nějakým způsobem přesně definovat. Hlavně z toho důvodu, že jedná se o složitý systém s množstvím různých funkcí. Zformulování jednoduché definice je tedy prakticky nemožné. Některé funkce SG se dokonce zakládají na technologiích, které jsou stále ještě ve fázi vývoje a je proto složité nyní odhadnout jejich použitelnost do budoucna.65 Smart grids jsou převedením decentralizovaného modelu elektrické soustavy (ES) do reality. Jedná se o velmi sofistikovanou elektrickou síť, která je založená na dvousměrné digitální komunikaci mezi výrobci a spotřebiteli energie na straně jedné a řídícím systémem provozovatele sítě na straně druhé a to v reálném čase. Síť je dále schopna inteligentního měření spotřeby energie (tzv. Smart metering) a monitorování všech toků v rámci sítě. Podle tohoto klíče se dají SG rozdělit na 2 části - Smart metering a “chytré” řízení ES. Chytré řízení všech prvků elektrické soustavy Chytré sítě dokáží samy řídit toky energie, které se v nich momentálně nachází. Mozkem SG je řídící centrum, které díky informacím o aktuální spotřebě všech uživatelů, výrobě všech připojených zdrojů a zatížení jednotlivých přenosových tras dokáže regulovat jak výrobu, tak i spotřebu a zároveň optimalizovat zatížení jednotlivých částí systému. Odpadá zde tedy značná část práce dispečerů a hlavně nutnost držení tak velkých zásob regulační energie jako dnes. Tato část konceptu SG je klíčová pro další připojování OZE do soustavy. V současné době jsou přenosové sítě řízené dispečery ČEPS již do určité míry “chytré”. Znamená to, že pracovníci řídícího centra dostávají aktuální informace o tocích energie a dokáží je na dálku jednoduše řídit. Podstatně horší situace nastává u distribučních soustav. Zde je chytrých prvků zatím zavedeno pouze minimum. Jsou to právě distribuční sítě, ke kterým je většina OZE připojena. Stejně tak spotřebitelé, jejichž poptávka po energii se neustále mění,

65 Například zapojení elektromibility, či velkokapacitních zásobníků na elektrickou energii. Tyto technologie sice dnes existují, ale aby mohly být masově využity v rámci zapojení do SG, musejí být ještě značně inovovány.

20

jsou připojeni k této části soustavy. Pokud by mělo dojít k zavádění SG na našem území (ať už z vlastní iniciativy distributorů, či jako následek politiky EU), budou se největší investice realizovat právě v rámci distribučních společností. Zde je nutné také podotknout, že se nejedná pouze o výměnu prvků sítě za nové, “chytré”. SG mají ze své podstaty naprosto odlišnou topografii rozvodné sítě. Aby tento koncept fungoval správně, bude potřeba současnou distribuční síť podstatným způsobem přestavět a rozšířit. Smart metering Druhou pomyslnou částí SG je Smart metering (SM). Základem této technologie jsou digitální měřáky el. energie (Smart metry), které jsou schopné oboustranné komunikace s řídícím centrem rozvodné sítě. Existuje několik zásadních rozdílů mezi klasickými měřáky, které jsou umístěné v každé domácnosti již dnes a těmito “chytrými”. Mezi hlavní výhody Smart metrů patří: sledování okamžité spotřeby v reálném čase možnost zavedení nových tarifů a systému účtování regulace strany poptávky dálkový odpočet energie Možnost sledování okamžité spotřeby v reálném čase, přináší nesporné výhody jak distributorům, tak i spotřebitelům. Operátor je schopen lépe monitorovat a predikovat spotřebu uživatelů. Je mu zároveň umožněno dálkově odpojit/připojit odběrný bod k síti. Kromě řízení spotřeby a dálkového odečtu energie se další obrovská finanční úspora nachází v potírání černých odběrů.66 S možností sledovat svou aktuální spotřebu souvisí i zavádění nových cenových tarifů energie. Díky například měsíčním fakturačním obdobím získají spotřebitelé lepší přehled o tom, jakým způsobem čerpají energie a budou platit pouze za fakticky odebrané množství. Prodejci by zároveň měli být schopni nabídnout různé ceny energie za odběry ve a mimo špičku. Zákazníkům to přináší možnost optimalizovat svou spotřebu do doby, než bude energie levnější. Podle EK se touto cestou dá ušetřit v průměru okolo 10% energie67, což koresponduje i s rozsáhlou studií BioIntelligence, která odhaduje maximum

66 V případě „hloupých“ elektroměrů se odečty provádějí ručně, což je velmi nákladné. 67 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Inteligentní sítě: od inovací k zavádění, [KOM(2011) 202], 2011

21

úspor na 9%.68 Každopádně je třeba brát tato čísla se značnou rezervou a nepovažovat je za globálně uplatnitelná. V rozvinutých zemích se dají očekávat úspory v průměru okolo 3-5%.69 EU a Smart grids Evropa vidí ve SG klíčovou oblast energeticky, která by měla přispět ke snížení emisí CO2, větší energetické bezpečnosti a dokončení agendy 20-20-20.70 Stejně tak EU nechce v tomto odvětví zaspat za okolním světem. USA investují do projektů týkajících se rozvoje chytrých sítí částku okolo 8 mld. USD. Čína vyčlenila v roce 2011 7,3 mld. USD. V rámci EU bylo doposud proinvestováno asi 5,5 mld. EUR ve více než 300 různých pilotních projektech.71 Většina legislativy EU týkající se SG je zaměřená na Smart metering. V rámci směrnice 2009/72/EC byly vytyčeny evropské cíle pro SM do roku 2020. Členské státy jsou zavázány vypracovat do 3.12.2012 studii, která by měla objasnit ekonomické aspekty zavedení SM v té konkrétní zemi. Pokud se zavádění SM bude v rámci těchto studií jevit jako pozitivní, jsou členské státy povinny nainstalovat Smart metry 80% spotřebitelům do roku 2020. Bude velmi zajímavé sledovat k jakým číslům se jednotlivé státy dopočítají. Itálii, která již nyní má naimplementováno přes 90% Smart metrů, stála tato operace 2,1 mld. EUR72 a roční odhad úspor se pohybuje okolo 500 mil EUR.73 V rámci ČR, která nepociťuje takové problémy jako měla Itálie při rozhodování o implementaci SM, se dá očekávat značně méně efektivní výsledek. V současné chvíli je v rámci EU vybaveno Smart metry pouze okolo 10% spotřebitelů. Ne všem je navíc poskytována plnohodnotná funkčnost zařízení.

68 BIO INTELLIGENCE, Impacts of Information and Communication Technologies on Energy Efficiency, [online], [cit: 1.4.2012], URL: ftp://ftp.cordis.europa.eu/pub/fp7/ict/docs/sustainable-growth/ict4ee-final-report_en.pdf , 2008 69 Například výše zmíněných 10% pochází ze studie italského distributora ENEL. Itálie je sice v současné době co se penetrace smart metrů týče na špici (okolo 90% zýkazníků je SM vybaveno), ale jedním z důvodů tak masivní implementace byla vysoká míra černých odběrů v této zemi. Odhady studie GAD pro španělský trh hovoří o úspoře okolo 15%, naopak v USA se podařilo v rámci pilotního projektu “Smarg Grid City” snížit spotřebu zákazníků v průměru “jen” okolo 3-5%. (Evropská komise 2011) 70 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Evropa 202, Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění, [KOM(2010) 2020], 2010 71 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Inteligentní sítě: od inovací k zavádění, [KOM(2011) 202], 2011 72 ENEL DISTRIBUZIONE S.p.A., Enel`s Metering System and Telegestore Project, prezentace v rámci konference NARUC Conference ze dne 16.2.2006, Washington 73 MEEUS L., SAGUAN M., GLACHANT J., BELMANS R., EUI Working Papers – Smart Regulation for Smar Grids, European University Institute, Florence, 2010

22

Odhaduje se, že nainstalování těchto chytrých měřáků 80% spotřebitelům, by do roku 2020 mělo stát okolo 40 mld. EUR.74 V případě integrace samotných chytrých sítí (nikoliv jen SM) je EU oproti Smart meteringu v tvorbě legislativy značně pozadu. Jedním z prvních dokumentů EU týkajících se SG je Zelená kniha vydaná EK v roce 2008. Tento dokument se zabývá nutnosti obnovy přenosových sítí v závislosti na ostatních částech energetické politiky, obzvláště tedy agendy 20-20-20. Komise v rámci tohoto textu přímo říká, že evropské přenosové sítě jsou zastaralé a pro zapojení OZE je nutno je značně modernizovat. Již zde (v textu z roku 2008) je podrženo riziko nedostatečného propojení na trasách sever/jih a východ/západ. Dokonce se zde konkrétně hovoří o problematickém zapojení větrných turbín v Baltském moři, které dnes zaměstnává nejednoho dispečera po celé Evropě. Stručně řečeno EK touto Zelenou knihou doslova vyzývá k urychlení obnovy elektrických sítí a navrhuje přestavět sítě na “chytré”.75 V rámci sdělení Komise z roku 2010, které pojednává o energetických prioritách unie do roku 2020, existuje odhad nákladů na tuto politiku ve výši 1 bilion EUR76,77. Z této sumy bude přibližně polovina, tedy 500 miliard EUR potřeba pro distribuci elektřiny a plynu, skladování a rozvoj inteligentních sítí. Čistě pro elektrickou síť se počítá s 200 mld. EUR.78,79 . Komise dále podotýká, že náklady v případě neuskutečnění těchto investic by mohly být enormní.80 Na rozdíl od Smart metrů, kde již v roce 2009 vznikla závazná legislativa a členské státy unie jsou povinny nainstalovat určité množství těchto zařízení, v případě zavádění “chytrých” prvků pro řízení sítí unie poněkud zaspala. Ve 74

LANDIS

+

GYR

A.G.,

IDIS

White

Paper,

[online],

[cit:1.4.2012],

URL:

http://www.scribd.com/doc/35826660/LandisGyr-Whitepaper-IDIS 75 EVROPSKÁ KOMISE, Zelená kniha - Na cestě k zabezpečené, udržitelné a konkurenceschopné evropské energetické síti, [KOM(2008) 782], 2008 76 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Evropa 202, Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění, [KOM(2010) 2020], 2010 77 Zde bych rád poukázal na chybu v českém překladu výše uvedeného dokumentu, kde se hovoří o jednom trilionu EUR. Překladatel zde nesprávně převzal českou číslovku “trilion” (10^18) z anglického originálu, kde ovšem trillion vyjadřuje pouze 10^12. 78 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Evropa 202, Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění, [KOM(2010) 2020], 2010 79 K podobnému číslu, tedy 500 mld. EUR se dopracovala i společnost A.T. Kearney, která ho prezentovala 22.9.2007 ve Vídni (Bio Intelligence 2008). Dá se tedy očekávat, že tato hodnota je již odpovídající. 80 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Evropa 202, Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění, [KOM(2010) 2020], 2010

23

sdělení Komise “Inteligentní sítě: od inovací k zavádění”, které bylo vydáno loňský rok, je vidět, že Brusel si tento problém začíná uvědomovat. Sami totiž přiznávají, že mezi stávajícími a optimálními investicemi do obnovy sítí je propastný rozdíl.81 Na vině nejsou avšak samotní distributoři, od nichž se očekává, že budou realizovat většinu těchto investic. Vzhledem k tomu, že rozvodné energetické sítě jsou v současné době stále více propojené napříč státy, jedná se o projekt, který je třeba v rámci Evropy harmonizovat. Je tedy logické, aby EU nastavila harmonizační kritéria pro tyto technologie a také stanovila spravedlivý model rozdělení nákladů. Koncem roku 2011 EK obnovila svou pracovní skupinu, která by měla primárně řešit urychlenou implementaci chytrých sítí.

81 EVROPSKÁ KOMISE, Sdělení komise, Inteligentní sítě: od inovací k zavádění, [KOM(2011) 202], 2011

24

3 Dopady zavádění OZE na přenosové soustavy a distribuční sítě 3.1 Analýza dopadů na přenosové sítě Analýza volatility energetických zdrojů v závislosti na denní hodině Výkon některých druhů OZE, hlavně tedy FVE a VTE, je silně závislý na vlivech počasí. V rámci následujících výpočtů byla sledována volatilita všech zdrojů energie v ČR v závislosti na denní době. Analyzována byla data za roky 2010 a 2011, kdy došlo k razantnímu nárůstu objemu výroby z FVE. Záměrem bylo zjistit, zda dochází ke změnám volatility výroby jednotlivých zdrojů v závislosti na sledovaném časovém intervalu denní doby a dále k jakým změnám hodnot směrodatné odchylky došlo ve sledovaných intervalech mezi roky 2010 a 2011. Předpoklady Energie vyrobená z OZE musí být vykoupena, ostatní zdroje jsou volně regulovatelné. Majoritní část produkce energie z neřiditelných zdrojů zajišťují FVE. Časové intervaly pro analýzu volatility jsou stanoveny za základě východů/západů slunce na území ČR, a to následovně: o 0:00 – 24:00 o 06:00 – 18:00 o 09:00 – 15:00 o 11:00 – 13:00 o 18:00 – 06:00 Analýza nebere v potaz změny letního a zimního času Pro výpočet jsou použita vždy data za celý kalendářní rok, není tedy brán v potaz sezónní faktor proměnlivosti výroby Metodika výpočtu Podkladová data o výrobách jednotlivých zdrojů pocházejí z veřejné databáze ČEPS a.s..82 Hodnoty v této databázi jsou vždy patnácti minutové průměry okamžitých hodnot na svorkách generátorů výroby. Pro výpočet byla použita

data

s agregační

funkční

typu

„Součet“.

Tyto

hodnoty

byly

zlogaritmovány a po vyfiltrování konkrétních dnů a hodin byla vypočtena

82 dostupné na URL: http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx

25

směrodatná odchylka určující volatilitu výroby. Pro ověření platnosti logaritmicko-normálního

rozdělení,

byly

některé

výpočty

provedeny

i

alternativním postupem za použití variačního koeficientu. Jelikož rozdíl ve výsledku obou postupů byl pro účely zkoumání pouze marginální, byla i nadále používaná metoda logaritmování hodnot. Výstup Tabulka 4 zobrazuje výsledné hodnoty variability pro různé typů zdrojů v různých časových intervalech během dne. Ukázalo se, že nejmenší variabilitu výroby mají obecně jaderné elektrárny (JE). Další řiditelné zdroje jako parní (PE), paroplynové (PPE) a závodní elektrárny (ZE) se drží s volatilitou do hodnoty 0,320. Zvláštní postavení mají vodní zdroje (VE), které sice technicky již spadají pod OZE, ale svou ovladatelností a variabilitou se dají přirovnat ke klasickým zdrojům. V případě PVE se jedná o zdroj, který nejen že je plně ovládán dispečery, ale navíc je nasazován pouze v situacích, kdy je v sítích nedostatek energie. Analýza volatility tohoto zdroje tedy logicky postrádá význam. Přesto byly hodnoty pro úplnost vypočteny a paradoxně je jejich naměřená volatilita mnohdy nižší než u třeba FVE nebo VTE. U větrných turbín se ukázalo, že proměnlivost jejich výkonu je podle očekávání mnohonásobně vyšší než u klasických zdrojů. Hodnoty variability se v různé časové intervaly během dne prakticky nemění. Naopak FVE mají v časovém intervalu 0:00 – 24:00 hodnotu směrodatné odchylky 2,291. Výroba FVE de facto kopíruje křivku podobnou Gaussově, proto při výpočtu směrodatné odchylky, který vychází ze střední hodnoty, je výsledek takto vysoký a prakticky nereflektující skutečnost. V rámci kratších časových intervalů se logicky hodnoty výrazně snižují. Přesto i v intervalu od 11:00 do 13:00, kdy by měly být sluneční podmínky ve všech dnech v roce relativně vyrovnané, je variabilita FVE stále ze všech zdrojů nejvyšší. Přesnější kalkulace variability, všech zdrojů jsou rozebrány v rámci následujících analýz.

26

Tabulka 4 – volatilita zdrojů el. energie měřená směrodatnou odchylkou ze zlogaritmovaných hodnot okamžitých výkonů. 2010 0-24 h 06-18 h 09-15 h 11–13 h

18–06 h

MAX

MIN

PE

0,207

0,207

0,202

0,200

0,205

7053,6 2267,7 4782,6

PPE

0,312

0,320

0,319

0,319

0,302

562,3

JE

0,154

0,153

0,152

0,152

0,155

3944,2 1832,7 3191,6

VE

0,558

0,442

0,392

0,383

0,570

625,5

52,4

229,0

PVE

1,619

1,353

1,164

1,042

2,042

603,9

0,0

76,6

AE

0,177

0,201

0,225

0,260

0,144

13,1

0,0

4,9

ZE

0,098

0,099

0,099

0,098

0,094

1265,7 683,5

989,2

VTE

1,221

1,257

1,284

1,278

1,174

173,5

0,0

30,3

FVE

2,291

1,832

1,513

1,469

1,726

580,0

0,0

19,0

74,7

MIN

avrg

270,9

2011 0-24 h 06-18 h 09-15 h 11–13 h

18–06 h

MAX

PE

0,153

0,153

0,153

0,152

0,152

6647,8 2402,7 4788,2 0,1%

PPE

0,555

0,538

0,487

0,467

0,713

560,8

JE

0,207

0,207

0,208

0,208

0,180

4011,3 1408,3 3223,2 1,0%

VE

0,568

0,482

0,436

0,384

0,563

489,8

51,7

164,9

-28,0%

PVE

1,515

1,249

1,218

1,216

2,189

807,6

0,0

87,1

13,7%

AE

0,684

0,685

0,686

0,681

0,850

13,8

0,0

11,4

135,4%

ZE

0,115

0,116

0,115

0,114

0,122

1304,0 619,8

959,1

-3,0%

VTE

1,162

1,230

1,272

1,253

1,084

184,0

39,0

29,0%

FVE

2,339

1,826

1,297

1,008

1,053

1563,9 0,0

196,6

932,4%

0,0

0,1

avrg

index

267,7

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora

URL:

Legenda: PE - parní elektrárny, PPE - paroplynové elektrárny, JE - jaderné elektrárny, VE - vodní elektrárny, PVE - přečerpávací vodní elektrárny, AE - alternativní elektrárny, ZE - závodní elektrárny, VTE - větrné elektrárny, FVE - fotovoltaické elektrárny Vysvětlivky: Pravá strana tabulky zobrazuje maximální, minimální a průměrnou absolutní hodnotu výroby zdroje [MW]. Kolonka „Index“ udává změnu průměrné hodnoty absolutní výroby mezi roky 2010 a 2011.

Tabulka 5 zobrazuje procentuální změny volatility jednotlivých zdrojů mezi roky 2010 a 2011. V případě VTE je vidět, že nedošlo k prakticky žádné změně. Naopak u FVE, kde byl značný přírůstek v instalovaném výkonu, jsou změny zřetelné. Celková volatilita (24h) a volatilita měřená v době kdy svítí slunce (0618h) zůstala beze změny. U kratších časových úseků mělo navýšení

27

-1,2%

instalovaných kapacit pozitivní vliv na směrodatnou odchylku. Při interpretaci tohoto výsledku ale nesmíme zapomenout, že se jedná o celoroční hodnotu! Po očištění volatility o sezónní faktor je výsledek opačný! U všech ostatních zdrojů, vyjma PE, došlo ke zvýšení volatility výroby. Je otázkou, do jaké míry je toto zvýšení zapříčiněno vyšším objemem výroby FVE. V případě alternativních zdrojů jsou indexy změny v řádech stovek %. Tyto hodnoty jsou vysvětlitelné tím, že v roce 2010 AE nevyráběly téměř žádnou energii (dle záznamů ČEPS), zatímco o rok později hodnoty několikanásobně vzrostly. V celkovém množství se ale stále jedná o zcela marginální hodnoty výroby. Tabulka 5 – procentuální změna volatility zdrojů mezi roky 2010 a 2011

index PE PPE JE VE PVE AE ZE VTE FVE

0-24 h

06-18 h

09-15 h

11–13 h

18–06 h

-26% 78% 35% 2% -6% 287% 18% -5% 2%

-26% 68% 36% 9% -8% 241% 17% -2% 0%

-24% 53% 36% 11% 5% 205% 16% -1% -14%

-24% 46% 37% 0% 17% 161% 16% -2% -31%

-26% 136% 16% -1% 7% 492% 30% -8% -39%

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora

URL:

Analýza změny struktury zdrojů a jejich volatilit v letech 2010 a 2011 Následující kapitola zkoumá změnu vlivu OZE na přenosové soustavy v letech 2010 a 2011. V první řadě jde o sestavení modelu výroby elektrické energie, který ukazuje zastoupení jednotlivých zdrojů v průběhu 24 hodin v konkrétním měsíci. Předmětem zkoumání je změna poměru zastoupení jednotlivých prvků mezi roky 2010/11. V druhé části byly ze stejných dat vypočteny a graficky znázorněny volatility jednotlivých zdrojů v průběhu 24 hod. Předmětem zkoumání je opět meziroční změna. Předpoklady Model byl sestaven pro 3 měsíce v roce, které byly vybrány jako měsíce s nejvyšší, nejnižší a průměrným množstvím produkce el. energie v roce. Na základě analýzy dat ERÚ byly pro další práci vybrány měsíce leden, červenec a říjen. Všechny z těchto měsíců mají 31 dní, takže není nutné provádět očišťování hodnot.

28

V roce 2010 kontinuálně rostl objem instalovaných kapacit FVE, zatímco v roce 2011 byl instalovaný výkon konstantní.83 Metodika výpočtu Veškerá podkladová data o výrobách jednotlivých zdrojů a metodika výpočtu je stejná jako v předcházejícím případě. V druhé části této analýzy je volatilita počítána vždy pro jeden konkrétní patnácti minutový interval z dat v daném měsíci. Výsledkem je tedy 96 různých hodnot (24h*(60min/15min)), kde každá z těchto hodnot je podložena 31 pozorováními. Díky tomuto postupu byl odstraněn jak faktor závislosti na denní době, tak i faktor sezónní.84 Výstup – změna struktury zdrojů V následujících 6 grafech byla vymodelována průměrná struktura zdrojů elektřiny v průběhu dne na základě dat z měsíců leden, červenec a říjen. Průměrné hodnoty výroby jsou kalkulovány vždy v 15-ti minutových intervalech. Leden Srovnání lednových hodnot není až tak zajímavé. Důvody jsou následující: 1.

ČEPS pro rok leden 2010 nezaznamenával hodnoty výroby FVE, ale pouze VTE. V levém grafu je tedy výroba FVE nulová. V praxi byly hodnoty natolik malé, že je můžeme označit za nulové a sledovat tak alespoň změnu v objemu energie na rok 2011.

2.

V zimních měsících FVE nevyrábějí nijak velké množství energie. Proto i na grafu z ledna 2011 není světle zelená hodnota, označující FVE, příliš výrazná. Z pohledu objemu výroby mají FVE v podmínkách ČR na zatížení

přenosových sítí v zimních měsících pouze nepatrný vliv, a to i při značném navýšení jejich instalované kapacity, která mezi sledovanými obdobími vzrostla řádově 4,2x. Důvodem je také velká spotřeba energie v zimních měsících, která snižuje poměr OZE na celkové výrobě.

83 Díky tzv. STOP-STAVU na připojování nových zdrojů. 84 Samozřejmě i v rámci měsíce je pozorovatelný rozdíl mezi prvními a posledními dny. Při bližšín přezkoumání dat ale bylo zjištěno, že tato odchylka je naprosto marginální. Paradoxně dochází k situacím kdy extrém vzniká na opačném konci měsíce než by tomu mělo logicky být. Pro dalších postup můžeme tedy sezóní vlivy v rámci měsíce označit jako zanedbatelné.

29

Srovnání struktury zdrojů el. energie v měsíci lednu v letech 2010 a 2011

MW

Graf 4 - 01/2010

MW

14000,0

14000,0

12000,0

12000,0

10000,0

FVE [MW]

10000,0

VTE [MW] 8000,0

ZE [MW] PVE [MW] VE [MW]

8000,0

PPE [MW]

ZE [MW] AE [MW]

6000,0

JE [MW] 4000,0

FVE [MW] VTE [MW]

AE [MW] 6000,0

Graf 5 - 01/2011

PVE [MW] VE [MW] JE [MW]

4000,0

PE [MW]

PPE [MW] PE [MW]

2000,0

2000,0

0,0

0,0

30

Červenec V červenci je situace již zcela odlišná. Zatímco výroba FVE a VTE byla v roce 2010 na grafu stěží rozeznatelná, o rok později se v případě FVE jedná o velmi podstatný zdroj. FVE tvoří během dne významný zdroj energie, který ve chvíli svého vrcholu dodává v průměru okolo 1000 MW energie, což je přibližně 11,1% aktuální výroby. Maximum leží na hodnotě 1400 MW. Druhým podstatným zjištěním je fakt, že u všech ostatních zdrojů došlo ke zvýšení variability výroby. Přestože tyto 2 grafy zobrazují zprůměrované hodnoty patnáctiminutových průměrů aktuálního výkonu a neříkají tedy nic o hodnotách volatility, dají se z určitých změn vyčíst signály, které naznačují, že klasické zdroje musely být řízeny o něco „operativněji“ (s větší volatilitou). V grafu je toto částečně patrné jednak na velikosti „zvlnění“ jednotlivých čar a dále také na výrobě PVE. Tento zdroj dosahoval v prvním období maxima někde okolo 170 – 180 MW. O rok později mají PVE maxima na hodnotách v rozmezí 220-240 MW, což je přibližně třetinový nárůst. V obou případech se jedná o časových intervalech od 11 – 13 hodin, což je vrchol produkce FVE. Jelikož PVE jsou zdrojem, který je používaný ve chvílích, když dispečer akutně potřebuje ve velmi krátké době relativně velké množství energie, dá se tento posun v hodnotách považovat za další, ač nepřímý důkaz zvýšeného náporu na řízení toků v přenosových sítích. Rozdíl v absolutní hodnotě výroby je vysvětlitelný nadprůměrně zvýšenou spotřebou energie v červenci 2010. Proto se maximum na grafu z léta 2010 nachází řádově o 500 MW výše než o rok později.

31

Srovnání struktury zdrojů el. energie v měsíci červnu v letech 2010 a 2011

MW

Graf 6 - 07/2010

MW

10000,0

10000,0

9000,0

9000,0

8000,0

8000,0

7000,0 6000,0 5000,0 4000,0

FVE [MW] VTE [MW] ZE [MW] AE [MW] PVE [MW] VE [MW]

7000,0 6000,0 5000,0 4000,0

JE [MW] 3000,0

PPE [MW]

Graf 7 - 07/2011

FVE [MW] VTE [MW] ZE [MW] AE [MW] PVE [MW] VE [MW] JE [MW]

3000,0

PE [MW]

PPE [MW] PE [MW]

2000,0

2000,0

1000,0

1000,0

0,0

0,0

32

Říjen Říjnové hodnoty se zcela podle očekávání nachází mezi lednem a červencem. Závěry ze srovnání obou grafů budou podobné těm, ke kterým jsme došli u červencových výstupů. Ačkoliv přes poledne je průměr výroby FVE přibližně 700 MW, při příznivých podmínkách mohou hodnoty atakovat až 1300 MW, což je pouze o 100 MW méně než je červencové maximum! Vysvětlení je relativně jednoduché. Zatímco intenzita a sklon slunečního záření jsou sice v říjnu méně příznivé než červenci, teplota vzduchu je v průměru nižší. Jelikož fotovoltaickým panelům s rostoucí teplotou prudce klesá výkon, působí nižší teplota vzduchu jako podpůrný faktor výroby. Také z tohoto důvodu nebyl pro fotovoltaiku rekordním měsícem červenec 2011 ale květen! Rekord ve výrobě padl již 6.5.2011, tedy relativně brzy z počátku měsíce. Pokud bychom v tabulce dnů v roce seřazených podle energie vyrobené z FVE měli pokračovat, tak z prvních 12 příček by 9 spadalo právě ke květnu a pouze jedna (12.07.2011) by patřila červenci.

33

Srovnání struktury zdrojů el. energie v měsíci říjnu v letech 2010 a 2011

MW

Graf 8 - 10/2010

MW

12000,0

12000,0

10000,0

10000,0

8000,0

FVE [MW] VTE [MW]

8000,0

ZE [MW] 6000,0

AE [MW] PVE [MW] JE [MW]

FVE [MW] VTE [MW] ZE [MW]

6000,0

VE [MW] 4000,0

Graf 9 - 10/2011

AE [MW] PVE [MW] VE [MW]

4000,0

JE [MW]

PPE [MW]

PPE [MW]

PE [MW]

PE [MW]

2000,0

2000,0

0,0

0,0

34

Výstup – změna volatility zdrojů Předcházející grafy ukazovaly k jakým došlo změnám ve skladbě výrobních zdrojů. Následující text analyzuje stejná časová období, tentokrát je ale analýza zaměřená na volatilitu jednotlivých zdrojů a její změnu v návaznosti na zavádění OZE. Leden V případě prvního grafu (č. 15) je třeba upozornit, že zde pro celý měsíc chybějí data o výrobě FVE. Proto je volatilita tohoto zdroje rovna nule. U ostatních zdrojů se dá pozorovat značný rozdíl mezi neřiditelnými OZE (VTE) a klasickými zdroji. Při srovnání hodnot mezi obdobími je pozorovatelný mírný posunu volatility fosilních zdrojů směrem vzhůru. Také v případě VTE jsou hodnoty o něco více „rozkolísané“. Dokud je ale objem výroby VTE relativně malý, nejedná se výrazný problém. V roce 2011 již byla normálně zaznamenávána data výroby FVE. Podstatná je ovšem pouze část grafu zobrazující hodnoty v průběhu dne, tedy přibližně od 8.30 do 16.00. Přestože i v noci zůstávají hodnoty směrodatné odchylky výroby FVE na hladině 0,57, je vzhledem ke zcela zanedbatelnému objevu výrobu v tuto dobu tato část křivky nepodstatná. Statisticky a energeticky je mnohem podstatnější nástup výroby FVE okolo deváté hodiny ráno. Zde volatilita prudce vystoupá až k číslu 1,26, odkud pomalu v průběhu dne klesá k hranici 0,8 a po setmění se propadá o další tři desetiny níže. Rozdíly ve výkonu FVE při rozednění demonstruje tabulka 5, ze které jsou jasně vidět potenciální rizika proměnlivosti výroby FVE. Tabulka 5 – aktuální výkon FVE ve vybrané dny v měsíci lednu 2011 v 09:00

Datum

Hodina

Výkon FVE (MW)

Poznámka

08.01.2011

09:00

3,12

09.01.2011

09:00

124,11

Měsíční maximum

11.01.2011

09:00

0,18

Měsíční minimum

-

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx,

[cit.

14.04.2012],

URL:

35

Srovnání volatility zdrojů v měsíci lednu 2010 a 2011 Graf 10 - 01/2010

std.dev (ln) 1,600 1,400

PE

1,200

PPE

1,000

JE

0,800

VE

0,600

VTE

0,400

FVE

0,200 0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Graf 11 - 01/2011

std.dev (ln) 1,600 1,400

PE

1,200

PPE

1,000

JE

0,800

VE

0,600

VTE

0,400

FVE

0,200

0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora

URL:

Červenec Zatímco v roce 2010 byly hodnoty výkonu FVE měřeny 24 h denně, o rok později ČEPS data zaznamenával již pouze přes den. Proto jsou u křivek FVE podstatné pouze hodnoty od 06.00 do 21.00. V létě roku 2011 také s největší pravděpodobností probíhala odstávka některých PPE. Tento několikadenní výpadek se samozřejmě projevil v naměřených hodnotách, které po agregaci výše popsanou metodou nedávají smysl. Pro přehlednost byly tedy PPE z grafu 18 vymazány.

36

U FVE je na této dvojici grafů velmi dobře pozorovatelný modelový průběh denní volatility výroby. Přes značný nárůst instalovaných kapacit mezi sledovanými obdobími, hodnoty a tvar křivek zůstaly prakticky zachovány.85 Křivka směrodatných odchylek výroby je relativně nízko položená během dne, kdy fluktuuje okolo hodnoty 0,5, se zvýšenými konci jak při východu, tak i při západu slunce. Tento model volatility je do určité míry pozorovatelný ve všech sledovaných obdobích a de facto ukazuje, že FVE mohou představovat značnou zátěž pro přenosové soustavy od brzkého rozednění až po úplný západ slunce. Předpoklad, že problémovost těchto zdrojů se omezuje na polední hodiny by byl zcela chybný. Na základě tohoto pozorování můžeme konstatovat, že po očištění o sezónní faktor, ani značný nárůst objemu instalovaných zdrojů FVE nemá žádný vliv na intradenní volatilitu výroby tohoto zdroje.

85 Pomineme-li onu absenci dat pro noční hodiny.

37

Srovnání volatility zdrojů v měsíci červenci 2010 a 2011 Graf 12 - 07/2010

std.dev (ln) 1,600 1,400

PE

1,200

PPE

1,000

JE

0,800

VE

0,600

VTE

0,400

FVE

0,200 0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Graf 13 - 07/2011

std.dev (ln) 1,600 1,400

PE

1,200

JE

1,000

VE

0,800

VTE

0,600

FVE

0,400 0,200

0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora

URL:

Říjen V podkladových datech pro měsíc říjen se vyskytují stejná omezení jako v případě července, hlavně tedy fakt, že v roce 2011 nebyly měřeny hodnoty výroby FVE přes noc. Při srovnání října a července je patrné, že říjnová měření vykazují značně zvýšené hodnoty volatility, a to jak v celkovém, tak i intradenním měřítku. Na rozdíl od ledna, kdy jsou hodnoty také na hladině mezi 0,8 a 1,0, jsou tyto odchylky v říjnu mnohem nebezpečnější. Důvodem je nižší objem energie vyrobené z FVE v zimních měsících v porovnání s jinými částmi roku. Proto

38

zvýšená volatilita FVE v lednu není až tak zásadní problém. V říjnu je ovšem situace odlišná. Předcházející měření ukázala, že říjnové maximum zaostává za červencovým o pouhých 7%.86 Stejně tak při srovnání grafů č. 12 a 14 je patrné, že objem energie vyrobené ze slunečního záření v desátém měsíci roku je sice nižší, ale nijak razantně se neliší od července. V případě FVE tedy nelze označovat za rizikové období pouze polední hodiny v letních měsících. Značně zvýšená volatilita výroby při zachování relativně velkého výkonu v pozdních jarních a brzkých podzimních měsících, také znamenají vyšší míru rizika pro přenosové soustavy. A to jak přes poledne, tak i v ranních a večerních hodinách. Opět se zda navíc projevuje ve značné míře silné navýšení volatility na začátku a na konci dne. Vyjádřeno absolutními čísly, rozdíl maxima a minima výkonu v 17:00 v říjnu 2011 byl 435 MW. Výpadek hodnoty tohoto rozsahu oproti plánované výrobě je v podmínkách ČR relativně závažný problém.

86 viz. výpočty v kaptole č. 0

39

Srovnání volatility zdrojů v měsíci říjnu 2010 a 2011 Graf 14 - 10/2010

std.dev (ln) 1,600 1,400

PE

1,200

PPE

1,000

JE

0,800

VE

0,600

VTE

0,400

FVE

0,200 0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Graf 15 - 10/2011

std.dev (ln) 1,800 1,600 1,400

PE

1,200

PPE

1,000

JE

0,800

VE

0,600

VTE

0,400

FVE

0,200

0,000 0:00

3:10

6:20

9:30

12:40

15:50

19:00

22:10

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora

URL:

3.2 Mezinárodní propojení přenosových soustav Evropský energetický systém je nutné z velké části chápat jako celek. Přestože každá země si řídí své zdroje elektřiny a jejich bilanci zcela autonomně, je mezinárodní spolupráce zcela zásadní a klíčová pro bezpečné fungování rozvodných soustav hned z několika důvodů: 1. Evropské rozvodné soustavy jsou navzájem propojené. 2. Některé země EU nejsou soběstačné ve výrobě elektřiny. 3. Velká rozvodná síť je méně náchylná k výpadkům.

40

4. Díky dispečerské koordinaci není nutné držet tak vysoké množství regulační energie, což je samozřejmě levnější. 5. Některé typy OZE mají velký potenciál pouze v určitých lokalitách, ze kterých musí být energie často vedena tisíce kilometrů daleko. ČR je připojena ke všem svým sousedům celkem 17 vedeními. Zároveň jsme dlouhodobě čistým vývozcem energie.87 Současná hodnota exportu se od roku 2002 pohybuje v pásmu od 12 do 16 TWh ročně.88 Problematika velikosti rozvodné sítě a bezpečnosti jejího chodu je relativně velmi rozsáhlá. Obecně se dá říci, že čím je rozvodná síť menší, tím hůře je řiditelná. Důvodem je fakt, že odpojení 1 zdroje nebo 1 spotřebiče tvoří v rámci malé sítě poměrově větší výpadek než v případě sítě velkého rozsahu. Příkladem může být provoz sítí v ČR. Kdyby zde elektrická soustava fungovala v ostrovním provoze89 a náhle by došlo k výpadku zdroje o výkonu 1000 MW90, pak by překonávání tohoto výpadku mohlo bylo prakticky na hraně únosných mezí. Ve chvíli, kdy by sítě ČR a okolních zemí byly řízeny centrálně (nebo by alespoň byly koordinovány kroky mezi dispečery), dá se považovat vzhledem k celkovému objemu energie v této soustavě výpadek o velikosti 1000 MW za kapku v moři. Dnes funguje systém tak, že dispečeři jednotlivých zemí spolu aktivně komunikují a navzájem si pomáhají v řízení toků energie. Přesto si každá země primárně spravuje své území sama a na zahraniční pomoc se obrací až v krizových situacích. Objevují se i první náznaky hlubší spolupráce mezi dispečery, kdy například ČR a Slovensko má možnost řídit toky energie tak, aby se v maximálně eliminovala nutnost aktivace PpS již na stupni sekundární regulace.91 Pokud by podobná spolupráce fungovala se všemi našimi sousedy, dají se zde očekávat úspory v řádech miliard Kč.92 Toky energie mezi ČR a Německem Jedná se o aktuálně velmi diskutované téma. Situace je taková, že po vlnách tsunami a následné jaderné katastrofě v japonské Fukušimě došlo Německo k

87 Od roku 1970, s vyjímkou v roce 1995. 88 ERÚ, Ročenka 2011, část Energie, 2011 89 Bez připojení na okolní sítě 90 Střendně velký blok JE (tedy přibližně 1 blok v Temelíně) 91 Projekt e-GCC, spuštěno do pilotního provozu 01/2012, víze viz. www.ceps.cz 92 Pouze držení záloh sekondární regulace stojí ČEPS ročně okolo 8 mld. Kč. Každá jejich aktivace je navíc fakturována zvlášť.

41

rozhodnutí odstavit své JE. Politika nahrazení jádra obnovitelnými zdroji v natolik krátké době a v tak velké míře jak tomu činí Německo, je značně diskutabilní. Úkolem této práce ovšem není zhodnotit zda bylo německé rozhodnutí logické či populistické, ale zvážit dopady tohoto kroku. Vysoký výkon větrných turbín v Baltském moři (cca 30 000 MW) a FVE (přes 20 000 MW) způsobují v kombinaci s absencí výkonu JE velké výkyvy ve výrobě energie. Dalším významným faktorem je nedostatečná

přenosová

kapacitě mezi severní a jižní částí Německa. Ve snaze o udržení rovnováhy mezi výrobou

a

spotřebou

poté

nezbývá

nic

jiného,

než

ve

velkém

importovat/exportovat nebo přesouvat toky energie přes cizí území. Všechny tyto operace jsou v zásadě možné, ale pouze do určitého množství. Stejně jako Německo i okolní státy musejí udržovat množství energie v soustavě v neustálé rovnováze. Díky velikosti přetoků z Německa (větrné farmy na Baltu dokáží vyrobit více energie než je maximální spotřeba ČR) se jedná o zásadní bezpečnostní problém, kde regulérně hrozí rozsáhlé výpadky dodávek energie na území hned několika států, ČR nevyjímaje. Celý problém je umocněn fyzikální realizací obchodních transakcí. Zatímco obchodně je energie přenášena z Německa do Rakouska, Slovinka, Maďarska a dalších zemí, fyzikální tok energie je ve většině případů přenos realizován přes ČR a Polsko. O tomto problému se samozřejmě ví již nějakou dobu a například Polsko rozhodlo, že na svých hranicích postaví transformátory, které jsou schopny tyto toky zastavit. Logicky, pokud energie nepůjde přes Polsko, o to více ji bude muset projít českou soustavou. Je tedy nasnadě otázka, jestli bychom neměli ke stejnému kroku přistoupit na našich hranicím i my? Zatím situace vypadá tak, že k tomuto kroku nedojde. Jednak výstavba těchto objektů je velice nákladná a také tento krok je vnímám jako jakési “bránění volného trhu”. Zatímco první argument je správný, druhý je třeba velmi důrazně odmítnout! Pokud by na všech přenosových bodech, tedy jak v ČR tak i v Polsku byla tato zařízení nainstalována, bude možné lépe optimalizovat zatížení jednotlivých přenosových linek. Při rovnovážném zatížení všech vedení je dokonce možné, že celková přenosová kapacita bude navýšená oproti kapacitě současné. Podobná situace

42

byla řešena v Rakousku, kdy šlo o přenos energie ze severu na jih. Poté, co byly regulační prvky nainstalovány, došlo ke zvýšení přenosových kapacit až o 30%. 93 Pouze krátká ilustrace nespolehlivost výroby VTE a FVE v Německu: 5.1.2012 bylo dosaženo absolutního maxima výroby energie z VTE na severu Německa a to 10106 MW. Přesto, že této hodnoty bylo dosaženo až ve večerních hodinách, tak i v průběhu dopoledne výroba atakovala hladinu 10000 MW. To ve velké míře ovlivnilo také obchodní transakce. Následující graf ukazuje spotovou cenu elektřiny na energetické burze ve dnech 4. a 5.1.2012.

Graf 16 - Spotová cena el. energie (Phelix) dle EEX 75,00 55,00

€/MWh

35,00 15,00 -5,00

4.1.2012 1

3

5

7

9

11

13

15

17

19

21

23

5.1.2012

-25,00

-45,00 -65,00 -85,00

-75,04 €/MWh

Zdroj: EUROPEAN ENERGY EXCHANFE AG, Sport Hourly Auction, [online], [cit. 21.04.2012], URL: http://www.eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Power/Hour%20Contracts%20%7C% 20Spot%20Hourly%20Auction/spot-hours-table/2012-01-05/inContainer_CTID

Přestože Německo muselo minimálně v ranních hodinách energii ve velké množství vyvážet, ČR toto prakticky nepoznala. Oproti předpokládanému exportu ve výši 389 MW jsme sice importovali v průměru okolo 550 MW, ale ani tak českou přenosovou síť rekordy na Baltu nijak výrazně nezatížily. Jak je to možné? Důvodem je fakt, že významnou roli na přeshraničních tocích v Evropě má také jejich směr. Tentokrát tekla energie ze severního Německa směrem na západ, přes Belgii do Francie. Nejde tedy jenom o to, jak bude foukat na Baltu, ale stejně tak důležitá je i informace, kudy a kam energie poteče, o čemž se samozřejmě rozhodne až při realizaci obchodních transakcí. Je tedy prakticky nemožné předem určit, jak velké zatížení mohou dispečeři očekávat a to ani v případě, že by bylo možné množství výroby na základě předpovědi počasí dokonale namodelovat.

93 ŠULA M., Vyjádření k současnému vlivu OZE na přenosové soustavy, Praha, 04/2012

43

O měsíc později (9.2.2012) nastala v Německu naprosto opačná situace. V průběhu noci a ranních hodin se 3x objevil kritický nedostatek zdrojů, který nebyl německý dispečink schopný pokrýt. Byly aktivovány veškeré zálohy, provedeny dodatečné nákupy na burze, čerpány nouzové dodávky ze Švýcarska a TenneT NL, zapojen provoz rezervovaných kapacit v Rakousku a další opatření. Následující graf zobrazuje, že do 07:00 ráno se opakovaně objevovaly situace, kdy nebyly k dispozici již žádné dodatečné rezervy.

Graf 17 – Poptávka po regulační energii v Německu, 9.2.2012

Vysvětlivky: červená – poptávka po regulační energii, zelená – výroba VTE a FVE, černá – maximální nabídka regulační energie Zdroj: ŠULA M., Prezentace ČEPS a.s.: Stabilita přenosové soustavy – nutná podmínka energetické bezpečnosti ČR, 12. Energetický kongres ČR, Praha, 2012

Další problémy pro přenosové soustavy Existuje řada dalších problémů, které zavádění OZE přináší a které v některých případech ještě nemusejí být tak výrazné, ale jejich problémovost s nárůstem objemu OZE poroste. Jedním z těchto problémů, se kterým se ČEPS musí do značné míry potýkat již dnes, je omezení při nákupu PpS. Ve chvíli, kdy relativně velké procento výroby zajišťují OZE je pro dispečery mnohem obtížnější si nasmlouvat dostatečné množství zdrojů regulační energie. Tento jev se již objevuje v ČR, kdy v letních měsících probíhají odstávky některých bloků elektráren. Problémovost tohoto jevu se bude s přibývajícím množstvím energie z OZE pouze prohlubovat. Čím větší procento výroby bude pocházet z FVE a VTE, tím 44

více klasických zdrojů bude moci být odstaveno, jelikož držet je v chodu jenom jako “záložní zdroje” je pro jejich majitele značně nerentabilní. Zároveň ale větší zastoupení OZE znamená také nutnost držení vyššího množství regulační energie. Pokud bychom v této simulaci pokračovali dále, tak drtivá většina energie bude pocházet z OZE, zatímco klasické parní a jaderné elektrárny se budou v téměř stejném výkonu točit naprázdno jakožto záloha regulační energie. Tento paradox opět ukazuje, že některé vize týkající se rozvoje OZE na 60 a více procent výroby, jsou za současných postupů a technologií zcela zcestné a nereálné! Shrnutí dopadů OZE na přenosové soustavy Následující soupis bodů shrnuje nejvýznamnější poznatky získané na základě výstupů z výše provedené analýzy. Navýšení podílu neřiditelných OZE v portfoliu zdrojů el. energie přináší nárůst volatility výroby klasických zdrojů energie, což prodražuje jejich provoz. Volatilita FVE je z historických dat relativně slušně predikovatelná. Tyto hodnoty se dají využít při sestavování modelů výroby a kalkulací rizik při zatížení sítí. U VTE v ČR je prakticky nemožné vysledovat nějaký zřetelnější trend nebo posun hodnot. Pro detailnější analýzu tohoto zdroje by bylo potřeba delší časové období a asi i větší instalované kapacity. Ani razantní navýšení instalovaného výkonu nemá pozitivní vliv na volatilitu výroby FVE. Problémovost výroby FVE není omezena pouze na polední hodiny. Pravděpodobnost výskytu velkých změn ve výkonu je vyšší hned po rozednění a těsně před setměním. Problémovost výroby FVE není omezena pouze na letní měsíce. Jarní a podzimní měsíce mohou být stejně, ne-li dokonce více rizikové. Mezinárodní propojení přenosových soustav přispívá ke zvýšení stability rozvodných sítí, ale zároveň má za následek šíření problémů. Díky mezinárodním obchodním transakcím není možné přesně předpovídat hodnoty exportu a importu energie. Síťová infrastruktura vedení v Evropě je pro další rozvoj OZE jednoznačně nedostatečná. Zavádění OZE přináší zvýšené náklady na držení většího množství regulační energie a nákup PpS. Při vyšším zastoupení OZE v energetickém mixu výroby vznikají problémy s možností nákupu PpS.

45

Na závěr této části analýzy jsou připojeny samostatné grafy výroby FVE a VTE za poslední 2 roky. Z těchto obrázků je celkem jasně vidět, že regulace množství energie v síti může být někdy velmi problematická. Data pocházejí z databáze ČEPS a.s. a jedná se vždy o patnácti minutové průměry aktuálního výkonu, s nastavením jednodenní agregační funkce typu „Součet“. MW 50 000

Graf 18 - Celková denní hodnota výkonu FVE, 2010 - 2011

45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 -

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx

MW 14000

[cit.

14.04.2012],

URL:

Graf 19 - Celková denní hodnota výkonu VTE, 2010 - 2011

12000 10000

8000 6000 4000

2000 0

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx

[cit.

14.04.2012],

URL:

46

3.3 Dopady zavádění OZE na distribuční soustavy Dalším významným subjektem na trhu s el. energií jsou provozovatelé distribučních soustav. Ti jsou jedinými zákazníky ČEPS a.s.94 a starají se o přenos energie z přenosové soustavy ke konečným zákazníkům. Jelikož jsou OZE připojené nikoliv k přenosové jako u klasických zdrojů, ale k distribuční soustavě, logicky zde musí docházet k dopadům na provozovatele těchto soustav. Přesto na rozdíl od ČEPS a.s., distributoři nemají v současné době s OZE tak velké problémy. Samozřejmě, že určitá omezení se vyskytují i zde, ale jsou jiného technického rázu. Následující text analyzuje tyto dopady. Připojování OZE do distribuční sítě Pro připojení zdroje el. energie do distribuční sítě, je potřeba zažádat o kladné stanovisko správce distribuční soustavy. Tato povinnost tvoří primární možnost provedení určité selekce zdrojů. Pokud distributor dojde k názoru, že na příslušném vedení nebo transformátoru již nedisponuje volnými kapacitami, žádost o připojení zamítne. Mělo by tedy jít hlavně o selekci geografickou. Přesto jsme již byli svědky toho, že se tímto způsobem dá plošně zastavit i připojování všech zdrojů určitého typu.95 Díky tomuto mechanismu se správci přenosových soustav společně s distributory dokáží vyhnout problémům s přetěžováním konkrétních vedení či rozvodných stanic. Z hlediska distribuce energie nejsou v současné době neřiditelné OZE žádným způsobem regulovány. Přesto byla na základě obav z přetížení energetické sítě značná část těchto výroben vybavena předřadnými prvky, které umožňují jejich odpojení v případě nouze. Tento scénář by mohl nastat až na žádost dispečinku přenosových soustav. Kvalita dodávané energie Elektřina je ve své podstatě výrobek, který musí splňovat určité kvalitativní parametry stanovené v rámci platných norem. Základní parametry dodávek el. energie se dají rozdělit do dvou kategorií. Jsou jimi spolehlivost dodávek a charakteristiky napětí. Spolehlivost dodávek je definovaná délkou a počtem výpadků za rok. Charakteristik napětí je více. Jedná se například o velikost a

94 S vyjímkou jednoho subjektu 95 Již zmíněny „STOP-STAV“ vyhlášený ze strany ČEPS a.s. spočíval v tom, že de facto vyzval distributory, aby od určité chvíle vydávali pouze zamítavá stanoviska k připojení OZE do sítě.

47

odchylky napětí, rychlé změny napětí (flikr), poklesy napětí, kmitočet sítě, atd. Ucelený podklad pro vymezení těchto parametrů tvoří evropská norma EN 50 160, která je do soustavy českých norem zavedená v rámci norem ČSN EN 50 160 a PNE 33 3430 – 7. Pro účely této práce není podstatné dále rozebírat jednotlivé hodnoty a parametry těchto norem. Správci distribučních soustav jsou povinni dodržovat tyto normy tak, aby dodávaná elektrická energie měla v místě a době dodávky patřičné kvalitativní znaky. Pokud předepsané hodnoty nejsou naplněny, musí dojít k úpravě prvků distribuční soustavy, aby byl nesoulad odstraněn. Neřiditelné typy OZE s nepredikovatelným objemem výroby mají za následek překračování hodnot flikru a odchylek od povolených úrovní napětí. Podstata tohoto problému tkví v tom, že energetická rozvodná síť je dnes vybudována na principech centralizovaného modelu. Energie je přenášena na dlouhé vzdálenosti z několika mála výrobních zdrojů až ke konečným zákazníkům. V průběhu přenosu dochází k určitým ztrátám napětí v závislosti na délce a typu vedení. V praxi to znamená, že pokud chce distributor optimalizovat hodnotu napětí na určitou úroveň, stačí na základě relativně jednoduchého výpočtu upravit některé parametry prvků sítě. Při zapojení OZE se z centralizované soustavy stává decentralizovaná, jejíž koncepce a technologická platforma je ovšem naprosto odlišná. Pokud bychom měli celý problém maximálně zjednodušit, dochází zde k tomu, že na straně jedné vyrábí velká elektrárna, která je připojená k rozvodné síti. Jednotlivé prvky sítě jsou nastaveny tak, aby při rozvětvení k jednotlivým odběratelům odpovídalo v každém posledním odběrném bodě napětí předepsaným normám. Do tohoto konceptu je nyní připojen neřiditelný zdroj malého výkonu, který je zapojený do vedení o nízkém napětí. V případě, že tento zdroj nic nevyrábí, je všechno v pořádku, jelikož soustava funguje centralizovaným způsobem, na který byla nastavena. Ve chvíli kdy tento zdroj začne vyrábět energii, dochází zde k situaci, kdy je do soustavy “tlačeno nové napětí”. Výsledkem jsou nežádoucí změny napětí a hodnoty flikru. Tyto odchylky se dají vyřešit instalací prvků regulující napětí. Opět se ale jedná o nutnost vybudování nových zařízení, což se samozřejmě projeví v cenách el. energie. Výše popsaný problém vzniká hlavně u FVE malého rozsahu, tedy solárních panelů instalovaných na střechách rodinných domů, garážích atd. Tím že jsou tyto výrobny zapojeny do sítě velice blízko od spotřebitelů a nejsou k nim

48

nainstalovány žádné regulační prvky, dochází zde například k blikání žárovek, a dalším nežádoucím jevům. Shrnutí dopadů OZE na distribuční soustavy Instalace neřiditelných OZE malého rozsahu má jednoznačně negativní vliv na kvalitu dodávané energie, hlavně tedy kolísání hodnoty napětí a flikru. U středně velkých a velkých zdrojů je tato problematika řešitelná instalací regulačních prvků, které tímto ale prodražují elektřinu vyrobenou z OZE. V ČR je tento problém asi nejpalčivějším tématem pro společnost E.ON, která provozuje distribuční soustavy v jižní části republiky. Díky relativně výhodným geografickým a slunečním podmínkám je zde značně zvýšená koncentrace FVE, která stojí za vznikem těchto obtíží. V celkovém součtu ovšem nejsou dopady zavádění OZE na distribuci tak velké jako u přenosových soustav. Částečně je tomu tak i díky možnosti vydání nesouhlasného stanoviska s připojením výrobny do soustavy. Přesto je potřeba upozornit na absurditu, která zde vzniká. Zatímco na jedné straně se uvažuje o možnostech zpřísnění norem pro dodávky el. energie, na straně druhé jsou distributoři nepřímo nuceni zapojovat další výrobny, které mají na kvalitu dodávek negativní vliv. Většinu problémů se zapojením OZE do distribučních sítí by mohla vyřešit implementace SG. Na základech této platformy by totiž neměl být problém řídit toky energie a napětí zcela automaticky v reálném čase. Toto řešení samozřejmě je do budoucna možné, ale je třeba zde počítat se značnými finančními náklady ze strany distributorů.

4 Model zdrojů elektrické energie z OZE v roce 2020 a možná východiska pro řešení problémů 4.1 Model zdrojů OZE v roce 2020 Následující text je poslední částí analytické sekce této práce, v rámci které byl sestaven model výroby OZE v ČR pro rok 2020. Na základě tohoto modelu byly následně vypočítány potenciální odchylky ve výrobě z těchto zdrojů. Předpoklady modelu ČR splní v roce 2020 plán EU na 13% energie vyrobené z OZE. 49

Model vychází z NAP MPO z roku 2010, který byl upravený na základě aktuálního stavu a předpovědi ČEPS, která vychází z nové verze NAP96 Výroba a hrubá spotřeba el. energie budou v roce 2020 stejné, jako je predikuje NAP z roku 201097 Model nebere v potaz zahraniční obchod a jím způsobené zatížení. Výpočet volatility zdrojů je postavený na hodnotách směrodatných odchylek z roku 2011, přepočtených na rok 2020 Model se zabývá pouze neřiditelnými OZE, ostatní zdroje nejsou brány v potaz a uvažuje se s nimi jako konstantními nebo regulovatelnými. Metodika výpočtu Původ podkladových dat a metodika výpočtů je stejná jako v kapitole 0. Rozdíl je pouze u směrodatné odchylky, která je zde vypočtena z absolutních hodnot výroby. Na základě dat z NAP MPO z roku 2010, odhadů ČEPS a.s. a dat z NAP MPO, který je aktuálně schvalován vládou byly stanoveny očekávané hodnoty výkonu energie z OZE pro rok 2020 (viz. tabulka 6). Tabulka 6 – predikce instalovaného výkonu neřiditelných OZE v roce 2020

OZE

Aktuální stav (2011, MW)

Stav v roce 2020 (MW)

Index

FVE

2000*

2750**

1,375

VTE

218

573

2,628

Suma

2218

3323

1,498

Zdroj: ERÚ, Ročenka 2011, část Energie, 2011; ŠULA M., Vyjádření k současnému vlivu OZE na přenosové soustavy, Praha, 04/2012

* současný odhad odborníků98, přesná statistická čísla ještě nebyla vydána ** současný odhad odborníků ČEPS a.s.99, 100

Indexy uvedené v tabulce 6 byly použity pro úpravu hodnot průměrů a směrodatných odchylek z roku 2011. Poté byly podle následujícího vzorce stanoveny maximální a minimální hodnoty výkonu.

96 Tento dokument je aktuálně v procesu schvalování vládou ČR 97 Tento předpoklad byl pro jistotu ověřen jednoduchým modelem, který spočíval v položení lineární regresní funkce na základě dat z let 1999 – 2011. Odchylka tohoto modelu od předpokladu NAP číní -1,687% (-1355 GWh). Z důvodu záporné hodnoty a nízké odchylky bylo nadále kalkulováno s číslem z NAP (2010) 98 ŠULA M., Vyjádření k současnému vlivu OZE na přenosové soustavy, Praha, 04/2012 99 Tamtéž 100 Nová verze NAP údajně počítá s hodnotou 2118 MW. Toto číslo ale bude s nějvětší praděpodobností překročeno, jelikož již v roce 2011 existovalo okolo 2000 MW a jenom za začátku roku 2012 byly vadány povolení na přibližně dalších 150 MW.

50

Kde xM je hledaná hodnota maxima/minima, up je kvantil normovaného normálního rozdělení a

směrodatná odchlyka příslušné hodnoty x. V případě,

že výsledné hodnoty minima byly záporné, byly nahrazeny nulou. Hodnoty maxima byly vzorcem omezeny tak, aby nemohly přesáhnout 99% instalované kapacity zdroje. 101 Výstup Účelem tohoto modelu bylo stanovit jak moc se mohou odchylovat minimální a maximální hodnoty výkonu FVE a VTE od průměru v průběhu dne ve stanovený měsíc v roce 2020. Do modelu byly postupně zadávána data z měsíců leden, červenec a říjen. Stejně tak byla upravována hodnota kvantilu rozdělení v intervalu od 80 – 99,5%. U VTE se projevila jejich všeobecně vyšší volatilita a spodní hodnota výkonu se v závislosti na sledovaném období začala rychle ztrácet na nule. Nejdéle vydržel výkon VTE v červenci a to při up okolo 85%. V případě FVE se nulová hodnota výkonu objevuje až výrazně později (v červenci mizí až při up=99%). Následující grafy srovnávají předpokládané hodnoty maximálního, minimálního a průměrného výkonu FVE a VTE v roce 2020, při up = 97,5%.

Graf 20 - výkon FVE a VTE v průběhu dne, 01/2020 2500 2250 2000 1750 MW

1500 1250

MAX

1000

AVRG

750

MIN

500 250

0

101 Přesto že je toto číslo zbytečně nadsazené, v žádném z modelů nedošlo k jeho dosažení

51

Graf 21 - výkon FVE a VTE v průběhu dne, 07/2020

2500

2250 2000

1750 MW

1500 1250

MAX

1000

AVRG

750

MIN

500 250 0

Graf 22 - výkon FVE a VTE v průběhu dne, 10/2020

2500 2250 2000 1750 MW

1500 1250

MAX

1000

AVRG

750

MIN

500 250 0

Zdroj: ČEPS a.s., Všechna data – Výroba, [online], [cit. 14.04.2012], URL: http://www.ceps.cz/CZE/Data/Vsechna-data/Stranky/Vyroba.aspx, Vlastní výpočty autora, Výše uvedené zdroje v textu

Výše uvedené grafy zobrazují vždy výrobu FVE a VTE dohromady. Pro každý zdroj se ale dají odečíst hodnoty zvlášť, jelikož VTE vyrábějí po většinu dne průměrně stejný objem, zatímco FVE nevyrábějí v noci nic. Dá se tedy říci, že vodorovný pás ve spodní části grafu tvoří VTE, zatímco parabolická část v prostřední části charakterizuje výrobu FVE. Největší odchylka mezi průměrnou a mezní hodnotou vzniká v měsíci červenci okolo 13:00. Rozdíl zde činí řádově 1050 MW. V ostatních zkoumaných obdobích činí maximální odchylka shodně okolo 750 MW.

52

Přenosová soustava v ČR je dnes řízena tak, aby zvládla jednorázový výpadek řádově 1000 MW. Je třeba si uvědomit, že výše uvedený model neodpovídá na otázku, jaká je pravděpodobnost, že výkon FVE a VTE najednou poklesne o více než 1000 MW. Pouze říká, že v 97,5% případů by se odchylka od průměru měla pohybovat v rozmezí ± 1050 MW. Fluktuační pásmo o velikosti 2100 MW je již velmi veliké. Zde reálně hrozí intradenní odchylky v řádech stovek až třeba 1500 MW oproti očekávání. Přestože k takto velké změně nikdy nedojde nárazovitě, je třeba brát v potaz i fakt, že stejně tak terciální zálohy nejsou k dispozici okamžitě. Pokud by tedy ostatní podmínky zůstaly nezměněny, dají se tyto hodnoty fluktuačních pásem označit pokud ne přímo za mezní, tak jim velice blízké.102 Výše uvedený model nebere v potaz fakt, že ČEPS si chystá jednodenní predikce výroby z OZE, což by mělo logicky zmenšit velikost fluktuačního pásma. Jednodenní úspěšnost předpovědi počasí za období 2010 až 2011 byla něco málo nad 90%.103 Neúspěšnost předpovědi je tedy 10%. Předpokládejme, že modely ČEPS vykazují stejné hodnoty. Jelikož se jedná o nezávislé jevy, je možné teoreticky vynásobit pravděpodobnost překročení hodnot modelu (1-0,975) pravděpodobností neúspěšné předpovědi (0,1). Ačkoliv interpretace této operace je značně diskutabilní, dá se říci, že překročení hodnot modelu v kombinaci se špatnou předpovědí výkonu by mělo nastat pouze v 0,25% případů. Shrnutí V provedené analýze byly namodelovány hodnoty výroby neřiditelných OZE v roce 2020. Z výsledků vyplývá, že maximální možná šíře fluktuačního pásma činí řádově 2100 MW, což by za dnešních podmínek mohlo představovat značný problém pro řízení bilance soustavy. Realizace tohoto množství OZE je s největší pravděpodobnosti možná, ale hodnoty mohou ve svých extrémech narážet na technické omezení řízení přenosových sítí. Další rozvoj neřiditelných OZE nad tuto hladinu by za současného stavu infrastruktury mohl být značně problematický.

102 ŠULA M., Vyjádření k současnému vlivu OZE na přenosové soustavy, Praha, 04/2012 103

ČHMÚ,

Grafické

zobrazení

meteorologických

dat,

[online],

[cit.

22.04.2012],

URL:

http://old.chmi.cz/meteo/om/inform/grafh.html

53

4.2 Možná východiska Předcházející kapitoly nastínily hlavní problémy, které přicházejí s implementací OZE do energetické soustavy ČR. Poslední část této práce se zabývá krátkou úvahou nad třemi možnými východisky, které by mohly přispět k vyřešení těchto problémů. Řízení OZE Pravděpodobně nejrychlejší cestou jak vyřešit některé z uvedených problémů je zavedení aktivního řízení výroby všech typů OZE. V případě VTE a FVE by byly těmto zdrojům předřazeny řídící prvky, které by regulovaly výkon dodávaný do sítě. Dispečink ČEPS by měl možnost na základě svých kalkulací aktivně připojovat nebo odpojovat výrobny podle toho, jaká je aktuálně situace v síti. Je zde možná diskuze nad tím, jak moc by se měly OZE regulovat. Zda aktivně regulovat jejich výkon jako je tomu v případě jiných zdrojů, či omezit jejich regulaci pouze na kritické situace. Touto cestou se částečně vydala ČR, která přijetím novely energetického zákona z roku 2011 vyžaduje dispečerské řízení u zdrojů nad 100 kW výkonu. Výhody řešení: Částečně by se tím vyřešil problém s proměnlivostí a nepredikovatelností výroby tohoto zdroje. Relativně rychlé řešení. Nevýhody: Instalace regulačních prvků by přinesly finanční náklady. Nutná změna legislativy, v případě razantnějších změn až na primární úrovni EU. Další rozvoj OZE touto metodou dává smysl pouze do určité smysluplné hranice. Je otázka kde tato hranice leží. Razantnější regulace (častější odpojování zdrojů) se negativně projeví na návratnosti investic. Dá se očekávat silný odpor investorů, kteří by na základě platných smluv pravděpodobně hrozili arbitrážemi se státem. Navýšení kapacit Další možností je absolutní zvětšení kapacit přenosové sítě a nákupu PpS pro její řízení. Tímto směrem se částečně vydala ČR. ČEPS již loni oznámil svůj plán na masívní investice v řádů desítek mld. Kč do roku 2023. Chce tím hlavně navýšit kapacit přenosových linek a transformátorů, zahájit výstavbu nových 54

vedení, jejich modernizaci atd. Tento plán je sice velmi dobrým krokem k modernizaci sítí a bezpochyby také umožní další zapojení OZE do energetické sítě, ale v zásadě není univerzálním řešením. Pouze zajistí bezpečné fungování soustavy v dalších letech a to i v případě, kdy by mělo dojít ještě k mírnému nárůstu objemu OZE nad plány agendy 20-20-20. Kromě přenosových kapacit bude třeba s rozvojem OZE navýšit také objemy nakupovaných PpS, což přináší jednak značné náklady a také problém tyto služby vůbec sehnat. Pokud by se OZE rozvíjely i nadále, nastane zde úplný paradox, kdy se klasické fosilní a jaderné elektrárny budou ze značné části fungovat jenom jako forma PpS. Výhody řešení: Pokud nepočítáme s dalším rozvojem OZE, stále relativně levná varianta Zachování zelené politiky a produkce zelené energie. Nevýhody řešení: Nejde v zásadě o řešení problému, ale pouze absolutní zvětšení sítě, čímž se problém relativně zmenší. Je tedy otázka jak dlouho bude toto fungovat. Neumožňuje další rozvoj OZE ve velkém měřítku Nulový vliv na problémy distribučních společností. Výstavba nových vedení je časově extrémně náročná. Finanční zátěž při nákupu většího množství PpS. Problémy s nákupem PpS. Implementace SG Vizí budoucnosti a univerzálním řešením na prakticky všechny výše popsané problémy je implementace SG. Tento systém by měl být schopen aktivně zapojit všechny druhy OZE bez nutnosti jejich regulace a navíc umožnit jejich další rozvoj. Dále přináší úspory a výhody pro samotné spotřebitele. Na druhé straně stojí hlavně enormní náklady na vývoj a výstavbu. A dále také nejasné normy a vize toho, jak by celý systém měl vlastně fungovat. Výhody řešení: Vyřešení problémových dopadů na přenosové i distribuční soustavy. Zachování politiky zelené energie a její další široký rozvoj. Technologická platforma pro nové služby a řešení, na které se dá v budoucnosti stavět. Další benefity pro spotřebitele (Smart metering) a distributory.

55

Nevýhody řešení: Značné finanční náklady. Nejasná návratnost. Stále nejasné principy fungování. Absence a nezralost některých technologií. Rozšíření mezinárodní spolupráce Mezinárodí spolupráce na úrovni přenosových soustav má bezpochyby pozitivní vliv na schopnost řízení bilance energie v síti. Ať už se jedná o projekty Grid Control Cooperation, TSO Security Cooperation, či účast ve sdruženích jako jsou ENTSO-E a CEE TSO, ve všech případech dochází v rámci řízení přenosových soustav k důležitému posunu kupředu. Například díky rozvoji vyrovnávacích mechanismů zde dochází k úsporám v nákupech PpS. Výhody řešení: Větší stabilita sítí Relativně nízké náklady Možnost finančních úspor Vznikají zde nové technologické platformy a metody řízení sítí Lepší informovanost dispečinků Nevýhody řešení: Nejedná se v zásadě o řešení problémů, ale pouze o pomoc v jejich překonávání. V extrémních případech zde existuje riziko vzniku závislosti na zahraniční pomoci. Hrozba růstu a šíření systémových chyb napříč státy.

56

Závěr Hlavním cílem této práce bylo dokázat, že zavádění OZE do energetického mixu bude mít negativní dopady na správce přenosových a distribučních soustav. Tato hypotéza byla bezpochyby potvrzena. V případě přenosových soustav vzniká celá řada technických a obchodních problémů, kde mezi nejvýraznější patří obtížně řiditelná bilance energie v sítích. Z fyzikálního hlediska je naprosto kruciální, aby se objem výroby v každém okamžiku rovnal spotřebě. Zatímco v případě fosilních, jaderných a vodních zdrojů el. energie je výroba upravována podle spotřeby, zavádění některých typů OZE dělá z obou stran této rovnice neznámé. Analýza volatility výkonu těchto zdrojů ukázala, že se jedná o zdroje se značně nestabilním a nepredikovatelným výkonem. Dále bylo dokázáno, že ani razantní nárůst objemu instalovaných kapacit těchto zdrojů nemá na celkovou volatilitu nijak pozitivní vliv. Při konstrukci modelu zdrojů pro rok 2020 bylo na pravděpodobnostním kvantilu 97,5% zjištěno maximální fluktuační pásmo výkonu FVE a VTE o šíři 2100 MW. Přestože ČEPS a.s. si sestavuje jednodenní predikce výroby z těchto zdrojů, již dnes nejsou výjimkou odchylky od těchto očekávání ve výši 500 a více MW. Přes všechny tyto údaje je relativně složité (a ve skutečnosti prakticky nemožné) určit nějakou hodnotu instalovaného výkonu FVE a VTE, která by měla být v určitém časovém horizontu pro českou přenosovou soustavu limitní. Přesto by stálo za úvahu přestavět model zdrojů tak, aby určoval s jakou pravděpodobností zde hrozí v určitém časovém intervalu (15 min) výpadek o konkrétní velikosti (>1000 MW). Mezi další problémy vznikající s implementací některých typů OZE spadá například omezení při nákupu PpS, kdy klasické zdroje poskytující tyto služby jsou vytlačovány obnovitelnými. V souvislosti s možností nákupu většího objemu rezervních výkonů zde logicky vzniká tlak na růst nákladů při nákupu těchto služeb. Částečným řešením jsou zde nákupy z vyrovnávacího trhu nebo přeshraniční spolupráce. Mezinárodní spolupráce by mohla hrát významnou roli při alespoň částečné eliminaci výše popsaných problémů. Obecně řečeno, na základě přeshraniční spolupráce je možné řídit soustavu s menšími riziky a levněji. Přesto je nutné si uvědomit, že i zde mohou vzniknout rizika a to hlavně v podobě šíření systémových chyb mezi zeměmi. Je tedy klíčové sledovat další 57

vývoj z obou pohledů (národního i mezinárodního), aby zde nedošlo k situaci, kdy celý problém s implementací OZE bude tiše narůstat, zatímco by byl maskován přeshraniční spoluprací. Například Německo, které je ve výrobě energie z VTE a FVE v Evropě lídrem (a je za to náležitě velebeno ekologickými organizacemi), již dnes má značné problémy tyto zdroje bezpečně řídit a bez zahraniční pomoci by zde letos v únoru s velkou pravděpodobností hrozily rozsáhlé výpadky. Mezinárodní spolupráce je naprosto klíčová i z důvodu respektování fyzikálních zákonů při realizaci obchodních transakcí. Zatímco tyto obchody obcházejí ČR po trase severní Německo, Rakousko, Slovinsko atd., skutečný tok energie probíhá přes přenosové soustavy v ČR a Polsku. Je otázka zda by ČR neměla přistoupit ke stejnému kroku jako Polsko, tedy vystavět na svých hranicích s Německem transformátory, které by umožnily lepší optimalizaci zatížení jednotlivých přenosových tras a tím teoreticky navýšili přenosovou kapacitu. U distribučních soustav se objevují hlavně problémy s charakteristikou napětí, které přímo souvisejí s kvalitou dodávek energie. Největší problémy v ČR má s těmito jevy společnost E.ON, která je správcem přenosových soustav v jižní části země, která zažila v poslední době největší nárůst objemu instalovaných zdrojů FVE. V celkovém pohledu zde vzniká paradox, kdy na straně jedné je na distributory tlačeno, aby splňovali přísnější kritéria kvality dodávek energie a na straně druhé jsou nepřímo nuceni připojovat do své sítě nové výrobny OZE. Pokud nedojde ke změně technologické platformy, kterou by si ovšem distributoři mohli naúčtovat do svých cen, dá se očekávat, že se distribuční společnosti začnou tomuto stavu brzy bránit tím, že přestanou vydávat kladná stanoviska k připojení výroben, čímž zabrání dalšímu rozvoji OZE. Aby bylo možné provést přesnější kvantifikaci dopadů OZE na distributory, byla by potřeba hlubší analýza změn hodnot napětí. Pro získání těchto dat by bylo nutné provést určitá měření v předem vytipovaných lokalitách. V závěrečné části této práce byly navrženy 4 scénáře možného postupu při řešení vznikajících problémů. Jsou jimi: Řízení OZE, Navýšení kapacit, Prohloubení mezinárodní spolupráce a Implementace SG. Nedá se říci, že by jedna z těchto možností měla být výrazně lepší či horší než ostatní. Problémy s implementací OZE jsou v čase překonatelné hlavně technologickým vývojem a

58

přestavbou současných sítí na SG. Ve výsledku tedy dojde nejspíš k variantě, že všechny tyto scénáře budou realizovány současně, což se ostatně i děje. Je však třeba ale nezapomínat na fakt, že zatímco výstavba nových výroben OZE probíhá díky značné finanční podpoře velmi rychlým tempem, realizace opatření pro zajištění bezpečného chodu energetických soustav jsou značně zdlouhavé. Přestavba a modernizace vedení jsou investice v řádech let. Výstavba nových vedení se může vléci i déle než 10 let. Technologie nutné pro správné fungování SG jsou mnohdy ještě nedokonalé a mají před sebou dlouhý vývoj. Rozdíl v tempu a objemu investic, které jsou směřovány do instalace OZE a do přizpůsobení rozvodné soustavy je propastný. Pokud nedojde ke změně, je možné, že tento přístup se jednou stane hlavní příčinou budoucích problémů s bezpečností provozu přenosových soustav. OZE mají zajisté velkou perspektivu a určité místo v energetickém mixu každé země. Je ovšem důležité zavádět tyto zdroje s rozumem. Není možné urychleně vypínat dosavadní zdroje a meziročně několikanásobně navyšovat výrobu z OZE, zatímco investice do přenosových a distribučních sítí budou v komparaci téměř nulové. Představitelé EU by měli toto vzít v potaz a ve větší míře se zabývat urychlenou modernizací a přestavbou rozvodných sítí směrem ke SG. Je velice pravděpodobné, že některé státy Evropy již nyní začínají narážet na své hranice produkce energie z OZE, definované schopností přenosových a distribučních soustav tyto zdroje pojmout. Již dnes zde existuje politická vůle prosazovat zvyšování podílu výroby energie z OZE nad hodnoty předepsané agendou 20-20-20. Aby tato politika mohla být úspěšná, budou k tomu nutné dvě zásadní opatření. Zaprvé je to urychlené přebudování současných sítí, které by se mělo pokud možno orientovat směrem na Smart grids. Dále je třeba říci občanům, že tato cesta bude stát značné finanční prostředky. Nejde zde totiž pouze o vyšší náklady na výrobu energie ve své primární formě, ale také o náklady na modernizaci sítí, držení a nákup PpS, výstavbu nových zdrojů, atd. I kdyby již brzy byly OZE v podmínkách ČR plně konkurenceschopné současným zdrojům, budou náklady na další rozvoj těchto zdrojů značné! Cena za zelenou energii bude vysoká a nezaplatí je nikdo jiný, než daňový poplatník nebo spotřebitel. Bylo by tedy fair play, aby spotřebitelé věděli, kolik je to bude vlastně stát.

59

Bibliografie Bio Intelligence. Impacts of Information and Communication Technologies on Energy Efficiency. 09.2008. ftp://ftp.cordis.europa.eu/pub/fp7/ict/docs/sustainable-growth/ict4ee-finalreport_en.pdf (přístup získán 01.04.2012). ČEPS a.s. www.ceps.cz. 2011. http://www.ceps.cz/CZE/Cinnosti/Podpurnesluzby/KategoriePpS/Stranky/default.aspx (přístup získán 01.04.2012). Česká agentura pro obnovitelné zdroje energie. „Status of photovoltaics 2009.“ 2010. http://www.czrea.org/files/pdf_en/studie/PV-NMS-2009.pdf (přístup získán 24.03.2012). Český statistický úřad. „Český statistický úřad - Veřejná databáze.“ Bilance energetických zdrojů ČR. http://vdb.czso.cz/vdbvo/tabparam.jsp?voa=tabulka&cislotab=BULLE00305R1 1&vo=tabulka (přístup získán 23.03.2012). ČSRES. „Připojování OZE do ES ČR, Na základě studie EGÚ Brno, a.s.“ Studie, 2010. EDICE APEL. „Energie nadosah.“ Bezpečnostní, sociální a ekonomické výzvy decentralizované energetiky. Praha-Brno, 11.2008. EGÚ Praha Engeneering, a.s. „Tiskové zprávy.“ Odborná analýza. Česká fotovoltaická průmyslová asociace. 03 2010. http://czepho.cz/files/tiskovezpravy/technicka_analyza.pdf (přístup získán 24.03.2012). Elliott, David. Sustainable Energy - Opportunities and Limitations. PALGRAVE MACMILLAN, 2007. Enel Distribuzione S.p.A. „NARUC Conference.“ Enel`s Metering System and Telegestore Project. Sergio Rogai. 16.02.2006. http://www.narucmeetings.org/Presentations/ENEL.pdf (přístup získán 01.04 2012). Energetický regulační úřad. „Cenová rozhodnutí.“ Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 7/2011 z 23.11.2011, č. 2/2010 z 08.10.2010, č. 5/2009 z 23.11.2009, č. 4/2009 z 03.11.2009, č. 8/200 z. 18.11.2008, č. 7/2007 z 20.11.2007, č. 8/2006 z 21.11.2006, č. 10/2005 z 18.11.2005, č. 10/2004 z 29.11.2004. http://www.eru.cz/user_data/files/cenova%20rozhodnuti/CR%20elektro/201 1/ER%20CR%207_2011OZEKVETDZ.pdf (přístup získán 24.03.2012). Energetický regulační úřad. „Roční zpráva o provozu ES ČR 2010.“ Energie. 2010. http://www.eru.cz/user_data/files/statistika_elektro/rocni_zprava/2010/pdf/e nergie.pdf (přístup získán 03.2012). ERÚ, MŽP, MPO. „Zpráva o plnění indikativního cíle výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů za rok 2006.“ Praha, 2007.

60

European Energy Exchage AG. Spot Hourly Auction. http://www.eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Power/Hour%20C ontracts%20%7C%20Spot%20Hourly%20Auction/spot-hours-table/2012-0105/inContainer_CTID (accessed 2012 йил 21-04). Eurostat. Eurostat - Energy. http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en &pcode=t2020_31&plugin=1 (přístup získán 23.03.2012). Evropská komise. „An energy policy for Europe.“ Communication from the Commission to the European council and the European parliament. 10.01.2007. http://eurlex.europa.eu/LexUriServ/site/en/com/2007/com2007_0001en01.pdf (přístup získán 22.03.2012). Evropská komise. „ec.europa.eu.“ Q&A on the deployment of smart electricity grids and smart meters, MEMO/11/. 12. 4 2011. http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/20110412_memo.p df (přístup získán 1. 4 2012). Evropská komise. „Energy Roadmap 2050.“ COM(2011) 885/2. Brusel, 12 2011. Evropská komise. „Sdělení komise Evropskému parlamentu, Radě, Evropskému hospodářskému a sociálnímu výboru a výboru regionů, KOM(2011) 202.“ Inteligentní sítě: od inovací k zavádění. Brusel, 12. 4 2011. Evropská komise. „Sdělení komise, EVROPA 2020, KOM(2010) 2020.“ Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění. Brusel, 3. 3 2010. Evropská komise. „Sdělení komise, Evropa 2020.“ Strategie pro inteligentní a udržitelný růst podporující začlenění [KOM(2010) 2020]. Brusel, 3. 3 2010. Evropská komise. „White paper.“ Energy for the future: renewable sources of energy [COM(97) 599]. 26. 11 1997. http://ec.europa.eu/energy/library/599fi_en.pdf (přístup získán 24. 03 2012). Evropská komise. „Zelená kniha.“ Evropská strategie pro udržitelnou, konkurenceschopnou a bezpečnou energii. 08. 03 2006. http://ec.europa.eu/energy/green-paperenergy/doc/2006_03_08_gp_document_cs.pdf (přístup získán 22. 02 2012). Evropská komise. „Zelená kniha.“ Na cestě k zabezpečené, udržitelné a konkurenceschopné evropské energetické síti, [KOM(2008) 782]. Brusel, 13. 11 2008. Evropská komise. Boj EU proti změně klimatu. 15. 04 2011. http://ec.europa.eu/climateaction/eu_action/index_cs.htm (přístup získán 23. 03 2012). Ivana Ryvolová, Alena Zemplinerová. „Ekonomie obnovitelných zdrojů energie příklad větrné energie v České republice.“ Politická ekonomie. Praha, 2010.

61

LANDIS + GYR A.G. „www.scribd.com.“ IDIS (Interoperable Device Interface Specication). http://www.scribd.com/doc/35826660/LandisGyr-WhitepaperIDIS (přístup získán 1. 4 2012). Meeus, Leonardo, Marcelo Saguan, Jean-Michel Glachant, a Ronnie Belmans. Smart Regulation for Smart Grids. Working Paper, Robert Schuman Centre for Advanced Studies, European University Institution, Florenc: European University Press, 2010. Ministerstvo průmyslu a obchodu. „Národní akční plán České republiky pro energii vyrobenou z obnovitelných zdrojů.“ 2010. Ministerstvo životního prostředí. Ministerstvo životního prostředí. http://www.mzp.cz/cz/male_vodni_elektrarny (přístup získán 17. 03 2012). Novela zákona č. 180/2005 Sb. (zákon o podpoře využívání obnovitelných zdrojů). 180/2005 Sb. (2010). Oberthür, Sebastian. The New Climate Policies of the European Union. Brussels university press, 2010. Siuda, Jan. „Fotovoltaika v České Republice.“ Seminární práce, Praha, 2011. Směrnice o podpoře využívání energie z obnovitelných zdrojů a o změně a následném zrušení směrnic 2001/77/ES a 2003/30/ES. 2009/28/ES (5. 6 2009). Směrnice o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES. 2009/72/ES (13. 7 2009). Šula, Ing. Miroslav. „Stabilita přenosové soustavy - nutná podmínka energetické bezpečnosti ČR.“ 12. energetický kongres ČR. Praha, 2012. Šula, Miroslav, interview by Jan Siuda. Vyjádření k současnému vlivu OZE na přenosové soustavy v ČR (04/2012). Turek, Ondřej. „Energetická alternativa EU: obnovitelné zdroje (fotovoltaika).“ Diplomová práce, Fakulta mezinárodních vztahů, Vysoká škola ekonomická v Praze, Praha, 2010. Úřad vlády ČR. EU2009.CZ. 16. 08 2011. http://www.eu2009.cz/cz/eupolicies/transport-telecommunications-and-energy/energy/energetika-708/ (přístup získán 22.03.2012). Václav Pačes, kolektiv autorů. „Zpráva nezávislé odborné komise pro posouzení energetických potřeb České republiky v dlouhodobém časovém horizontu.“ Zpráva odborné komise vlády, 2008. Zákon o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích. 458/2000 Sb.

62