Nazeleno.cz – úspory energie, izolace, zdravý životní styl, biopotraviny, ekologie [logo]

DOPORUČUJEME:

Ceny Energie

Najdeme nejlevnějšího dodavatele!

Partneři sekce

Změna tarifní struktury u elektřiny - proč je to celé špatně?

Rozruch se změnami plateb za elektřinu, kdy významná část peněz bude hrazena paušálně bez ohledu na spotřebu, přitáhl na chvíli pozornost k ekonomickým tématům kolem elektřiny. Na první pohled je změna plateb motivována čistě okamžitým výdělkem, ale situace není tak jednoduchá. Energetici se snaží lidi odradit od změn, které by si vynutily značné investice do distribuční sítě.

29. 02. 2016 | Patrick Zandl

Ve zkratce:

Navrhovaná změna tarifů struktury plateb za elektřinu ja paskvil, jehož důsledky budou v blízké budoucnosti velmi nepříjemné. Fakticky by se s tímto krokem fakticky zakonzervoval stav české energetiky, což v konečném důsledku odnesou spotřebitelé a všichni daňoví poplatníci.,

Regulátor ERÚ se může halasně zaklínat tím, že změny by se stávajících klientů neměly finančně nijak dotknout, ba naopak by měli ušetřit, protože o ně opravdu teď nejde. Jaký smysl tedy dává podnikat složitou změnu, která se nikoho nedotkne?

Změna je zaměřena proti budoucím klientům, provozovatelům malých elektráren, zejména fotovoltaických panelů, protože existuje vážná obava, že by v síti dělali “neplechu”. Povaha té “neplechy” je za prvé technologická, ale především obchodně-politická, protože energetika, to je v prvé řadě koncentrace vlivu a peněz, tedy především politika a připustit revoluční náhlé změny v energetice znamená riskovat je i jinde.

Jaké budou podle mého názoru důsledky změn, které ERU připravilo? Nejdříve v bodech představím závěrečné shrnutí pro ty, kdo nemají trpělivost či čas prodírat se argumenty. Po tomto bodovém srhnutí se pustíme do podrobnějšího vysvětlení a argumentace pro všechny, koho to zajímá.

Shrnutí celé problematiky v bodech:

  • Změna má odložit nutnost investovat do distribučních sítí a rezervních zdrojů, čímž výrazně ušetří distribuční společnosti.
  • Tyto úspory se promění v dividendy, které z části zinkasuje stát (majoritní vlastník největší energetické společnosti) a peníze použije jinde. Z menší části budou vyvezeny k zahraničním vlastníkům.
  • Důsledkem odložení investic bude pokračování technického zastarávání energetické sítě v rozsahu desítek miliard Kč.
  • Zafixování účtu za elektřinu povede k poklesu energetické efektivity, lidé ztratí motivaci šetřit, což nám způsobí problémy v EU s dosažením emisních závazků i kritérií energetické efektivity.
  • Tyto problémy budeme řešit dotacemi v jiných oborech energetické efektivity, těžko teď říct, kde.
  • Neměnná cena za elektřinu bude v prvních letech přijímána spíše pozitivně (Češi jsou konzervativní).
  • V průběhu deseti let se ale začne ukazovat, že v okolních státech je tou dobou již cena elektřiny nižší, což bude dělat problémy našemu výrobnímu průmyslu.
  • Druhá vlna boomu fotovoltaických elektráren přijde u nás později, za 10-15 let, kdy se už výrazně vyplatí se zcela odpojit od distribuční sítě nebo ponechat malé záložní připojení či vytvořit mikrogrid.
  • To vytvoří odložený a koncentrovaný tlak na energetickou soustavu, který bude potřeba řešit najednou a za obrovských investic. Ty nepůjde rozložit do dvacet let, jako je tomu nyní v Německu či Rakousku, ale bude potřeba je profinancovat okamžitě, pravděpodobně ze státní dotace.
  • Elektřina bude mít tendenci ještě více zdražovat a pro chudší lidi se stane velmi drahou, pojem energetická chudoba se stane běžným a bude třeba jej řešit.
  • Stát bude muset sehnat obrovské prostředky v řádu desítek miliard Kč, aby česká energetická soustava dohnala evropskou a nedošlo k podstatnému propadu HDP vinnou menší konkurenceschopnosti průmyslu a snížení životní úrovně chudších vrstev společnosti.
  • Pokračujícím pálením uhlí bude možné zachránit několik stovek hornických míst a zbourat několik vesnic. Naopak se nevytvoří žádná pracovní místa v průmyslu obnovitelných zdrojů, nebudou zde pro ně zakázky.

Proměny energetiky - od velblouda ke kachně:

Tu nejprve započneme technickými problémy, kdy se pokusím vysvětlit, proč nová tarifní struktura souvisí s fotovoltaickými elektrárnami a vyhraňuje se proti problému “kachní křivky”. V další části se pokusím vysvětlit detailněji, jaké ekonomické dopady bude mít toto ekonomické vytlačení fotovoltaiky do ilegality.

Velbloudí křivka

Jak dnes vypadá typický graf spotřeby elektřiny v průběhu dne? Takto: jde o konkrétní graf pro Českou republiku ve středu 10.2.2016.

Křivka spotřeby elektřiny v ČR pro 10.2.2016. Zdroj: ČEPS.

Graf asi nepřekvapí: kolem šesté hodiny jde spotřeba nahoru, po osmé se drží s výkyvy až do osmé večerní, pak jde křivka strmě dolů. Na grafu jsou vidět dvě lokální maxima: kolem poledne, když všichni vaří a kolem šesté hodiny odpolední, když všichni dorazí domů a zapínají domácí spotřebiče a zase vaří. Kvůli těmto dvěma hrbům se křivce říká velbloudí křivka a představovala základní křivku pro energetiku uplynulých sta let. Stejnou křivku, jen mírně posunutou podle lokálních zvyklostí do strany, s výraznějšími hrby (u nás je vyhlazuje i HDO) a podle velikosti trhu v celkové spotřebě, najdete ve všech jiných státech, kde mají elektřinu.

Tato křivka dala také vzniknout teorii “base load” čili základního zatížení, které je třeba pokrýt produkcí elektřiny. Rozdíl mezi mimošpičkovým a špičkovým zatížením je v našem případě kolem 2,5GW, je potřeba dostat se s výrobou elektřiny z 7,5 na 10 GW. To je jeden celý Temelín a ještě kousek nebo uhelné elektrárny Mělník, Počerady a dvakrát Ledvice. V zásadě by tedy stačilo na noc tyto elektrárny vypnout, abyste vyráběli tolik elektřiny, kolik se jí spotřebuje – což je základní pravidlo elektrické sítě.

Věc má svůj háček. Některé elektrárny se nehodí vypínat, protože je velmi drahé a zdlouhavé uvést je znovu do provozu. To se týká zejména elektráren jaderných nebo uhelných. Ty české nejsou momentálně konstruované tak, aby bylo možné jednoduše, rychle a levně jejich výkon regulovat, což ale ničemu nevadí, protože odběrový diagram se sto let nezměnil a drobná lokální maxima lze regulovat i se stávajícími zdroji. Povšimněte si v grafu červené křivky, což je zatížení generované přečerpávacími elektrárnami – ty samy o sobě pomohou dost.

Přichází kachní křivka

Jenže co když se odběrová křivka změní? Trendem posledních deseti let je nástup decentralizovaných energetických zdrojů, především pak fotovoltaiky. Na následujícím grafu vidíte výrobu z fotovoltaiky (FVE – fotovoltaické elektrárny) ve stejný den, jaký zobrazuje předchozí graf.

Výroba fotovoltaických elektráren (FTE) ve stejný den …

Ve špičce mezi 12-15 hodinou produkovaly FVE 0,3GW elektřiny, tedy zhruba tři procenta spotřeby. Představte si, že máte krásný letní den (během slunečného srpna 2015 se výroba FVE ve špičce zvýšila na 1,4GW, tedy o 1,1GW proti špičce z tohoto příkladu) a vyšší kapacitu fotovoltaických elektráren, podobně, jako je tomu již dnes v jižních zemích. To už se výroba FVE dostává i u nás na deset a více procent okamžité spotřeby.

Problém je v tom, jak se výroba FVE projevuje v síti. Pokud jde o klasickou fotovoltaickou elektrárnu většího rozměru postavenou za benevolentních dotací výkupní ceny do roku 2010, započítává se její produkce jako výroba. Po roce 2011 se ale určitá část výroby ztrácí mimo tabulky, protože už se nevyplatí elektřinu dodávat do sítě, ale vyplatí se ji jen spotřebovat. To je případ hlavně malých střešních elektráren nebo elektráren v rámci průmyslových podniků – výroba je ihned spotřebovávána a s tím je také elektrárna stavěna. Tím se ale výroba nedostává do tabulky výroby, protože pokud by se tak stalo, vznikla by i povinnost zaplatit za sebou samým vyrobenou elektřinu všechny patřičné poplatky jako distribuční nebo operátorovi sítě. Ačkoliv taková praxe je striktně vzato nelegální, je velmi obvyklá a v cizině je i legální. To ale také znamená, že výroba FVE se ve statistikách projevuje jinak: jako pokles poptávky a spotřeby.

Pojďme se na to podívat, jak takový situace vypadá. Použiju graf z práce CAISO, která problematiku kachní křivky popularizovala. CAISO je kalifornský nezávislý operátor distribuční sítě, tedy z regionu, který má s boomem FTE značné zkušenosti (dělají mu více jak 20%).

Kachní křivka v síti kalifornského operátora CAISO – skutečná situace pro léta 2012-13 a předpovědi pro následující roky.

Na obrázku vidíte denní průběh spotřeby elektřiny v roce 2012, pak v roce 2013 a předpoklady pro další léta (graf je z roku 2013). Produkce lokálních FVE výrazně snižuje poptávku po elektřině ve špičce. Nejdříve se odbourává dopolední hrb a v průběhu let se naopak ze špičky stává dramatický propad, který jde hluboko pod mimošpičkovou produkci. Tento charakteristický průběh byl pro svůj tvar nazván kachní křivkou, kdyby vám nedošlo proč, tak přidávám ještě přikreslenou kachnu (autorem je Jordan Wirfs-Brock):

S čím se energetika a přenosová soustava bude muset vyrovnat:

Příkré a náhlé změny spotřeby

Tohle trápí operátora gridu dost podstatně. Zatímco náběh spotřeby z roku 2012 byl velmi pozvolný, v letošním roce potřebuje kalifornská distribuční síť během pouhých tří hodin dodat 6GW (tři Temelíny) a do roku 2020 dokonce 13GW elektřiny. A to prostě proto, že s postupujícím odpolednem přestanou FVE vyrábět elektřinu a zákazníci plynule přecházejí na odběr z gridu (distribuční sítě).

Problém je tedy v tom, že velké energetické zdroje jako uhelné či jaderné elektrárny by se měly prakticky na polovinu dne odepínat od sítě, jenže takové odpojení je pro ně nevýhodné. Elektrárna ani nestačí vychladnout a už musí znovu nabíhat. I to je důvodem, proč v USA se řada elektráren předělává na plyn, druhým podstatným důvodem je jeho klesající cena z frakční těžby. Plynové elektrárny mohou startovat a vypínat ve velmi malém časovém rozmezí, za posledních pět let se podařil čas náběhu v USA z teplého startu snížit ze 70 minut na 35 minut a méně.

Nadvýroba a její redukce

To je další nepříjemný problém. Pokud se spodní část kachní křivky začíná přibližovat nule, musí provozovatel gridu začít masivně odpojovat i velké energetické zdroje včetně největších elektráren. Ty ale potřebují pro odpojení i opětovný náběh mnoho hodin času a jejich start/stop cyklus je velmi drahý. Navíc pro rozběh potřebují elektřinu a naopak po náběhu musí nějakou dobu určité množství elektřiny bez možnosti regulace vyrábět.

Je to komplikovaný proces, který nelze urychlit a v jeho průběhu je grid velmi zranitelný, protože nelze rychle změnit dodávaný objem elektřiny. Přitom křivka spotřeby je před odpolední “kachnou” velmi strmá, je potřeba nabíhat velké množství zdrojů a k problému stačí špatná předpověď počasí, která změní sluneční dosvit. CAISO situaci zatím řeší snižováním vývozu elektřiny a preferencí paroplynových elektráren s rychlým náběhem. Výrazně zvažuje chytré elektroměry, které by CAISO umožnily mít přehled o výrobě i spotřebě v reálném čase a zároveň umožnily dálkové řízení akumulačních spotřebičů.

Dobrým příkladem problému může být Hawai, kde již několikrát došlo k tomu, že kachní křivka spotřeby spadla do záporných hodnot, tedy země více elektřiny vyráběla, než spotřebovala. Což v případě ostrovního státu, který elektřinu nemůže odložit jinam, znamená problém: elektřinu je potřeba nákladně “likvidovat”.

Stabilní frekvence

Stabilní frekvence sítě je další potíž. Síť by měla držet stabilní frekvenci 50 (nebo v USA 60) Hz a pokud by se dostala mimo velmi malou toleranční odchylku, mohlo by to vést k poškození infrastruktury nebo blackoutu (proč). Pokud dojde k náhlé změně zatížení, jako je přerušení vedení nebo výpadek generátoru, má to okamžitý dopad na frekvenci. Tu tradičně vyrovnávají automatické regulátory umístěné v elektrárnách v řádu vteřiny, jenže decentralizované elektrárny se automatickým regulátorem frekvence nevybavují. Pokud podíl velkých elektráren na produkci poklesne pod určitou hodnotu (v Kalifornii je to pod 40%), není schopna síť automaticky vyrovnávat odchylky frekvence, protože v ní není dostatečná kapacita frekvenčních regulátorů. Na spodním průběhu kachní křivky se ale podíl produkce velkých zdrojů dostává výrazně pod 40% a tím je síť zranitelná. V Česku problém do značné míry redukují frekvenční relé na rozvodnách.

Jak řešit problém kachní křivky

Tři problémy kachní křivky shrnují “neplechu”, kterou solární elektrárny v síti dělají nebo mohou dělat. Kalifornské CAISO vypracovalo seznam doporučení a postupně realizuje kroky, které se snaží s výzvami, jež fotovolatika přináší, vyrovnávat.

Tak především Kalifornie, podobně jako Německo a další energetiky opustila myšlenku “baseload” a přechází na “ondemand load”, tedy výrobě elektřiny v závislosti na zatížení sítě. V kurzu jsou energetické zdroje s rychlým startem i regulací výkonu, které pomáhají doregulovat levnější výrobu z obnovitelných zdrojů. To vše se propojuje rozsáhlým datovým backendem, který se snaží měřit v reálném čase výrobu i spotřebu. Zajímavé podmínky dostávají odběratelé, kteří jsou schopni svou spotřebu posouvat v čase nebo ji predikovat, začínají se šířit dynamické tarify s plovoucí dobou startu řízené podle situace v síti. Souhrn kroků a návrhů na opatření najdete třeba zde.

Česká situace je výrazně jiná. Na jednu stranu se rádi chválíme kvalitní přenosovou a distribuční sítí, jenže dostatečná přenosová kapacita vedení není totéž, co moderní přenosová a distribuční síť. Stejně tak vychvalované HDO je systém osmdesátých let, jehož využití je dnes velmi omezené, rádi se jím ale poplácáváme po zádech, jak chytře jím nahrazujeme smart metering. To ovšem ani náhodou, spíše jde o časovanou bezpečnostní bombu, která sice umožňuje určitou málo-dynamickou regulaci, ale dává také distribuci výmluvu, proč není třeba modernizovat.

Hlavním problémem zůstává fakt, že v Česku je jen velmi málo rychlestartujících zdrojů. Tradičně v tomto ohledu vedou ve světě paroplynové elektrárny, jenže největší český výrobce elektřiny ČEZ má právě jednu, v Počeradech (838MW), ale kvůli nepříznivé ceně elektřiny ji po dobudování nikdy pořádně nespustil. Tato elektrárna je totiž konstruována tak, že umožňuje velmi malé regulování výkonu a to v provozu vysoce nad polovičním zatížení, přičemž náběh provozu trvá jeden den. Elektrárna se rozhodně nehodí pro krátkodobé vyvažování sítě.

Další dvě plynové elektrárny už nepatří ČEZu. Elektrárna Vřesová (2×200 MW na energoplyn = zplynované hnědé uhlí) a kladenský Alpiq (67 + 43 MWe) kde moderní blok 43 MWe dokáže ze studena najet na plný výkon za patnáct minut. České paroplynové elektrárny mají instalovanou kapacitu 1363 MWe, zhruba deset procent běžné spotřeby, ale v roce 2014 se podílely 2,2% na výrobě spotřeby. Nejsou schopny účinně řešit rychle se vyskytující podstatné problémy v gridu, ačkoliv Vřešová má instalovanou automatiku pro omezování výkonu, kapacita této elektrárny není dostatečná pro pokryv změn daných větším provozem FVE – dnes ale dostačuje. Rychle startujícími zdroji jsou v Česku typicky vodní elektrárny, kterých je 2,2GW instalovaného výkonu, téměř 2GW z toho patří pod ČEZ, z toho polovina je v přečerpávacích elektrárnách, jež jsou přímo určené k regulaci sítě, zbytek by majitelé rádi viděli v trvalém provozu.

V souhrnu kapacity rychle startujících zdrojů v Česku obnášejí něco kolem deseti procent špičkové spotřeby ČR a na procentní podíl podstatně méně, než ve zmíněné Kalifornii.

Pokud by se dále zvyšovala instalovaná kapacita fotovoltaických zdrojů, musela by energetická soustava nějak reagovat, například modernizací energetických zdrojů nebo výstavbou jiných a také systémem online řízení decentralizovaných zdrojů. Bylo by možné podporovat stavbu na počasí nezávislých zdrojů, jako jsou bioplynové elektrárny nebo kogenerační jednotky, jenže to všechno jsou poměrně levné projekty, které by vedly k rozdrobení tradičních rolí v energetice a postupem času k omezení výsadního postavení stávajících energetických firem. Ty jsou dnes přitom významným partnerem velkých politických stran.

Proto bylo v Česku zvoleno administrativní řešení, které neodporuje přímo legislativě EU přímým zákazem decentralizovaných zdrojů, ale blokováním jejich finanční efektivity. Ačkoliv cena fotovoltaických řešení, malých věterných i vodních elektráren a kogeneračních jednotek spadla tak, že i bez dotací jsou ekonomicky efektivní, nebude ekonomicky efektivní používat je spolu s přípojkou k elektřině, protože 80% nákladů bude člověk hradit i v případě, že žádnou elektřinu nebude spotřebovávat. V takovém případě investice do vlastní produkce elektřiny nedává smysl.

Svíčky chýším, LEDky palácům

Nyní se krátce pozastavme u důsledků nové tarifní struktury:

V prvé řadě se sníží výstavba decentralizovaných menších energetických celků. Jak se to dotkne větších FVE v průmyslových areálech ještě uvidíme, tam to bude větší matematika, připojovací podmínky jsou na průběhovém měření jiné, očekával bych ale, že těch se to tolik nedotkne. Pokud půjde výstavba FVE v rámci průmyslových celků dolů, zvýší se zájem o EPC, tedy dodávku energií na klíč i s energocelkem, což jen zvýší tlak na drobné spotřebitele a cenu pro ně.

Díky administrativnímu opatření nebudou muset stávající provozovatelé distribučních sítí a elektráren počítat s modernizací v krátko a střednědobém horizontu, ušetřené a vybrané peníze se promění v zisk. Ten bude převeden na dividendu, z části tedy vyvezen, z další části propadne do státního rozpočtu, kde se velmi pravděpodobně nevrátí do energetiky, ale zalepí nějakou rozpočtovou díru. V energetice tak bude narůstat skrytý technologický dluh, jenž s patnáctiletým odstupem bude představovat několik desítek miliard Kč.

Otázka je, jak budou situaci vnímat tradičně konzervativní čeští zákazníci. Těm se do jisté míry bude líbit fixovaná cena elektřiny, problém ale bude vznikat u progresivní generace klientů, kteří budou stavět nízkoenergetické či pasivní stavby a vyšší stavební náklady budou chtít kompenzovat nižšími výdaji za energie, jež ale bude výrazně fixní. V průběhu deseti let se tedy téma výstavby FVE vrátí zhruba do dnešní fáze. Navíc začneme mít problémy splnit závazky energetické úspornosti v rámci EU, protože lidé si odvyknou elektřinu šetřit a po deseti, patnácti letech to na odběrových diagramech bude znát. Začnou být problémy s velkými spotřebiči, jako jsou tepelná čerpadla nebo elektromobily, stávající tarifní schéma se bude muset znovu modifikovat.

Patnáctileté zpoždění za trhem bude znamenat, že řadu technologií začneme nakupovat levněji, jenže od zahraničních dodavatelů, protože ti tuzemští nebudou mít žádné tuzemské zakázky a nevzniknou, nebo se nedají do vývoje. Budeme se moci poučit z toho, jak to dělali jinde, což by mohlo část prostředků ušetřit, jenže ty prostředky bude teprve potřeba vybrat. V době, kdy elektřina v okolních zemích bude levnější, půjde naše cena kvůli tomu nahoru a podstatnou část budou nutně dělat paušální náklady, takže nepůjde ani levnější elektřinu dovézt. V té době už to bude odůvodněné, budeme vědět, jak dopadla Energiewende v Německu a budeme muset během několika let proinvestovat náklady, které Německo vynakládalo tři desetiletí, to všechno při průběžném sanování Fotovoltaického švindlu z přelomu tohoto desetiletí. To podnítí rychlejší rozvoj v té době již zcela komoditních FVE a kogeneračních jednotek, odchody dalších klientů z gridu a tlak na vznik mikrogridů. Budou vznikat černé distribuční soustavy, kdy si pár sousedů přehodí kabely přes ulici, aby lépe využili výkon FVE, případně zálohování do baterií – protože povolit mikrogridy u nás nepřichází v úvahu.

Důsledkem technologického zastarávání a podinvestovanosti v energetice bude vyšší cena, nižší nabídka služeb, nižší komfort a ztráta kvalifikovaných pracovních míst i příležitostí pro tuzemské firmy výměnou za využití těžby uhlí, zachování pracovních míst v hornictví a spalování uhlí v uhelných elektrárnách. Vyšší finanční výběr do státní poklady prostřednictvím vyšší cen energií zákazníci prvních 10-15 let nepostřehnou, tyto peníze mohou státu posloužit ke strategickým investicím.

V letech následujících po této lhůtě budou obyvatelé postaveni před hotovou věc nutných investic, přičemž cena pro drobné odběratele nepředvídatelně poroste v závislosti na rychlosti odchodu movitých či energeticky mobilních klientů z gridu. Pouze opticky bude cena elektřiny jen mírně vyšší, než v Německu, které ovšem elektřinu výrazně zdaňuje kvůli strategickým investicím. Ty budeme muset provést následně také, ovšem nejspíše ze státního rozpočtu.

Článek vznikl pro blog společnosti Energomonitor. Redakčně mírně upraveno.

Související články

Tagy: Energie, Energetika, Solární energie, Fotovoltaika

Nazeleno.cz - vše o úsporách energií

Katalog firem

E.ON Česká republika, s.r.o.

Energetické společnosti působící pod značkou E.ON dodávají elektřinu, zemní plyn a související služby…

<!-- -->
Chcete být na tomto místě? Zvolte zvýhodněný zápis!