Boom fotovoltaických elektráren v letech 2009 a 2010 a v následný „stop stav“ v povolování dalších zdrojů, vyhlášený jako reakce na nezvladatelný počet žádostí, vyvolal a stále vyvolává mnoho vášní. Jako vždy jde o peníze „až v první řadě“, nicméně v této záležitosti jde také o „uřiditelnost“ elektrizační soustavy, a v konečném důsledku o spolehlivost dodávek elektřiny, bez které náš dnešní život nemůže existovat.
Přenosová soustava byla budována v 60tých až 80tých letech minulého století, společně s rozhodující částí uhelných elektráren, které dodnes tvoří páteř výroby elektřiny v ČR. Skládá se ze dvou „okruhů“, a to sítě o napětí 220 tisíc voltů (200 kV), která byla budována v poválečném období, a modernější sítě o napětí 400 tisíc voltů (400 kV), která byla budována právě od poloviny 60. let. Slouží k propojení hlavních výrobních oblastí (zejména v severozápadních Čechách) a uzlů spotřeby (Praha, severní a jižní Morava, jižní a západní Čechy atd.), a později i k propojení naší soustavy se sousedními soustavami. Na ni pak navazuje distribuční soustava, která sítěmi vysokého napětí (vn) 22 kV a 100 kV rozvádí elektřinu ke spotřebitelům. Mezi jednotlivými sítěmi je transformace, která převádí elektřinu mezi napěťovými úrovněmi.
Úkoly přenosové soustavy
Přenosová soustava zajišťuje dálkový přenos elektřiny, náhradní dodávku v případě lokálního výpadku a řízení celé soustavy. Elektrické energie má totiž některé vlastnosti, které se u jiných druhů energie a jiných komodit nevyskytují. Šíří se nesmírně rychle (teoreticky rychlostí světla) a teče sítí všemi souběžnými cestami současně. Případné změny (poruchy) se tak určitým způsobem projeví v celé síti a ve stejném okamžiku. V zásadě není skladovatelná, takže síť nemá žádnou akumulační schopnost. Současně však musí být v každém okamžiku přesně stejná výroba jako spotřeba. Spotřeba elektřiny je (v ČR) přitom závislá na okamžitých rozhodnutích 10 milionů spotřebitelů a lze jí ovlivňovat pouze omezeně.
Úkolem řízení soustavy je přizpůsobovat výrobu celkové spotřebě. Většina elektráren (všechny velké elektrárny nad 100 MW a většina zdrojů nad 50 MW) má tedy své řídicí systémy propojené s centrálním dispečinkem a zajišťuje tzv. podpůrné služby – tj. služby, které umožňují udržet v každém okamžiku rovnováhu výroby a spotřeby v elektrizační soustavě ČR. Při výrobě nechává takový zdroj část vyrobeného výkonu nevyužitého, a umožňuje tuto část výroby dálkově řídit dispečinkem. Obvykle se jedná o asi 20 až 40 % výkonu. Elektrárna tedy vyrábí třeba na 85 % a umožňuje řídit svojí výrobu v rozsahu 70 až 100 % výkonu. Omezený regulační výkon je dán technickými vlastnostmi zdroje a také požadavkem na rychlost změny výkonu tak, aby dokázaly odregulovat skokové změny spotřeby. Obvykle tedy platí, že poměr regulačního a vyráběného výkonu je asi 1:4.
Připojování nových zdrojů
Připojování elektrárny do sítě závisí na jejím umístění a zejména na její velikosti. Čím větší elektrárna, tím vyšší napěťová hladina. Cílem je zajistit optimální připojení jak z hlediska technického (objem dodávané energie, možnosti řízení), tak ekonomického (čím vyšší napěťová hladina, tím vyšší náklady na jednotku výkonu). Hranice pro připojení do přenosové soustavy je okolo 100 MW výkonu s tím, že u takto velkých elektráren se vždy řeší individuálně. Pro připojení je nutné mít dostatečnou volnou kapacitu nejen v samotné rozvodně, ale i v navazujících vedeních, která připojený výkon rozvádějí dál. Tam už pak záleží na tom, zda je dodávaná elektřina spotřebována v místě, anebo distribuována dál. S ohledem na výše uvedená specifika však platí, že dostupná kapacita musí být k dispozici pro nejhorší situaci (tedy je-li v místě vysoká spotřeba, ale jen přes den a zdroj může pracovat i v noci, musí být kapacita pro přenos této energie jinam). Tyto podmínky se zkoumají při prověřování každé žádosti o připojení zdroje. U malých zdrojů a u míst s vysokou rezervní kapacitou jen agregátně, v ostatních případech jmenovitě pro konkrétní zdroj. Vždy záleží na místních podmínkách.
Elektrárny na klasická paliva
Vývoj na straně zdrojů elektřiny až donedávna vypadal následovně: Budované elektrárny využívaly fosilní paliva - uhlí, plyn, topný olej, nebo jaderné palivo, tedy primární energii v poměrně koncentrované podobě. U těchto zdrojů platí „úspory z velikosti“, tedy větší výkony produkují elektřinu vždy s nižšími jednotkovými náklady (levněji). Proto byly budované zdroje téměř ve všech případech s výkonem nad 50 MW. U nich bylo ekonomicky dostupné instalovat řídicí systémy a zapojit je do řízení soustavy. Všechny také měly možnost plynule regulovat svůj výkon, případně ho zčásti či zcela odstavit, a všechny mají stejné postavení na trhu. Výjimku tvořily malé vodní zdroje průtočného charakteru, menší teplárny a závodní elektrárny, jejichž elektrický výkon byl přímo závislý na výrobě tepla. Tyto zdroje tzv. vynuceného výkonu tvořily celkově méně než 15 % z celkového dodávaného výkonu a nebyly řízeny. Jejich výkon byl poměrně stabilní, daný omezeným množstvím vodních elektráren a poptávkou po teple v centralizovaných a závodních systémech. Poměr 15:85 % vždy zajišťoval, že velké řízené zdroje byly schopny doregulovat výkon těchto malých.
Vliv obnovitelných zdrojů
S nástupem obnovitelných zdrojů (OZE), zejména fotovoltaických, došlo k zásadní změně situace. V horizontu tří let (což je z hlediska rozvoje sítě a mechanismů řízení okamžik) došlo k připojení více než 2150 MW instalovaného výkonu v malých zdrojích OZE (k 31.1.2011 nově připojeno 1805 MW ve FVE, 213 MW ve VtE, přes 147 MW v biomase), a tedy téměř k ztrojnásobení kapacit malých neřízených zdrojů. Charakter jejich dodávky je ze zákona vynucený (přednost dodávek do sítě, povinnost výkupu bez ohledu na to, zda lze daný výkon uplatnit=prodat). Na rozdíl od provozu malých tepláren, které dodávají nejvíce v zimě kdy je největší spotřeba elektřiny, u FVE lze očekávat největší dodávky v létě, kdy je spotřeba nejnižší. Aby se dosáhlo vyrovnané bilance, kdy výroba odpovídá spotřebě v každém okamžiku, může dojít k tomu, že při respektování jejich přednosti budou muset být odstavovány klasické elektrárny. To lze, pokud tyto odstavované elektrárny neposkytují regulační výkony. Jakmile se začnou odstavovat elektrárny, poskytující regulační výkon – tj. elektrárny zajišťující rovnováhu v síti, každým dalším odstavením je již omezována spolehlivost provozu soustavy, protože při výkyvech spotřeby není možnost ji vyrovnávat. Pokud je elektřiny nedostatek, lze to řešit (ve stavech nouze) jejím vypínáním. Pokud jí je ale přebytek a v soustavě jsou již jen zdroje, které nepodléhají dálkovému řízení a zdroje které poskytují regulační výkon, pak tuto situaci prakticky nejsme schopni řešit (teoreticky lze přebytečnou elektřinu vyvézt, ale pokud na tom sousedi budou obdobně, pak ani toto nepřipadá v úvahu). A tady narážíme na základní problém dnešního stavu. Koncept, ve kterém pro malé zdroje nebyla stanovena povinnost instalovat řídicí systémy a být zapojen do dálkového řízení, byl sice ekonomicky nejlepší, ale platil pouze pro určitý podíl těchto typů zdrojů. Jakmile se dostáváme nad tento podíl, musejí být i tyto zdroje nějakým způsobem zahrnuty do řízení.
Bylo dosaženo limitu
Modelováním provozu soustavy v nepříznivých podmínkách (minimální spotřeba, maximální výkon OZE) očekávatelných v průběhu letních měsíců byl stanoven limitní výkon těchto zdrojů pro ČR, a to 1650 MW dodávaného výkonu (což odpovídá zhruba 2200 MW instalovaného výkonu). Pokud bude tento výkon překročen, aniž by byly zdroje zapojeny do dálkového řízení s možností regulovat jejich výkon v mezních situacích, nelze dále garantovat spolehlivost soustavy. Protože v únoru roku 2010 počet povolených žádostí o připojení téměř čtyřnásobně přesáhl tento limit, požádal provozovatel přenosové soustavy provozovatele distribučních soustav o pozastavení vydávání kladných žádostí o připojení s tím, že připojení množství většího než stanovený limit již není v souladu se spolehlivým a bezpečným provozem elektrizační soustavy.
K dnešnímu dni bylo již limitu skutečnými instalacemi dosaženo. Z hlediska připojování dalších zdrojů je tedy nezbytné zajistit nejprve připojení dostatečného množství menších zdrojů do dálkového řízení. To má dvě roviny; jednak technickou – tyto zdroje musejí být vybaveny zařízením umožňujícím jejich regulaci nebo odpojení a propojeny s dispečinkem, což umožní jejich hromadné dálkové ovládání; jednak právní – na straně provozovatele musí existovat oprávnění regulaci v mezních případech (po vyčerpání všech ostatních prostředků) použít. Obojí je řešeno v návrhu novelizace energetického zákona, který se nyní projednává v parlamentu. Pokud projde, pak všechna zařízení nad 100 kW výkonu budou postupně vybavena dálkovým řízením a propojena s dispečinky, a současně ve stavech nouze nebo ve stavech jejího předcházení bude možné dostatečnou část zdrojů řídit. Nezbytnou součástí systému je však i nový výkupní model obsažený v návrhu nového zákona o podpoře obnovitelných zdrojů, který nestimuluje k dodávce elektřiny do sítě za každou cenu, a to i v případech, kdy nejen není poptávka, ale není už jak přebytečnou elektřinu rozumně „zmařit“.
Další očekávaný vývoj
V podstatě jsme dnes za hranicí „nástupní etapy“ obnovitelných zdrojů, kdy přednost těchto zdrojů byla absolutní a požadavky na ně kladené z hlediska soustavy nulové (přestože jejich vliv na ni je relativně značný). OZE jako zdroj dodávky elektřiny vyrostly z plenek a jejich podíl dosahuje aktuálně téměř 10 % spotřeby (odhad pro rok 2011). Pro jejich další rozvoj a pro zvyšování jejich podílu v celkovém energetickém mixu (přes 30 % do roku 2050 podle státní energetické koncepce) již samy musejí převzít část odpovědnosti společně se stranou spotřeby, která se bude muset v určitém rozsahu rovněž přizpůsobit. S postupným zapojením zdrojů nad 100 kW do dálkového ovládání se může limit připojitelného výkonu zvyšovat a postupně zmizet úplně. Tak, jak bude narůstat podíl OZE na zdrojovém mixu, bude ale nutné počítat i s uplatňováním regulace. Rozhodující roli bude hrát trh s elektřinou, který by měl zajistit, že očekávaná výroba z OZE bude respektována ve výrobních plánech ostatních zdrojů, které se jí přizpůsobují. S poklesem dodávky klasických zdrojů bude stoupat cena podpůrných služeb a postupně je začnou nabízet i velké zdroje OZE. Teprve v případech, kdy tržní mechanismy selžou (nebudou schopny vyrovnat nabídku/výrobu s poptávkou/spotřebou), nastoupí v mimořádných stavech direktivní dispečerské řízení zdrojů. I zde bude zřejmě součástí pravidel prioritizace omezování výroby jednotlivých skupin zdrojů, která by měla respektovat faktické omezující podmínky (omezení dodávky tepla z tepláren, hydrologické vazby průtočným vodních elektráren apod.)
Jakmile bude implementována tato soustava pravidel a mechanismů, může se po krátké (z pohledu energetického systému) přestávce opět rozjet připojování. Je zřejmé, že počáteční fáze, ve které OZE byly jakýmsi doplňkovým, občas až
kuriózním zdrojem zanedbatelného vlivu a pro jejich rozvoj a uplatnění nebyly nastaveny žádné omezující podmínky, je už za námi. Nyní je to plně emancipovaná skupina zdrojů výroby elektřiny s plnými právy a odpovědnostmi vůči soustavě (což nevylučuje prioritní zacházení v rámci daných podmínek). Zaváhání v přístupu bychom, pokud možno, neměli v budoucnu opakovat. Tedy i argument o střešních systémech, jejichž rozsah je zatím pro celý systém zanedbatelný a proto musejí být vyjmuty z plánování, je platný dnes, kdy tyto fotovoltaické systémy představují méně než 5 % celkového výkonu. Ale už při instalaci jen na každé desáté střeše v ČR bude tento výkon pro soustavu významný.
Tato opatření však systémově řeší pouze jednu otázku připojení, a to řízení rovnováhy. Připojování však bude i nadále podléhat zkoumání místních podmínek, tedy kapacity jak v místě připojení, tak v navazující síti. A tyto podmínky mohou být pro připojení nových lokálních zdrojů dočasně limitující.
Ing. Pavel Šolc, ČEPS, a. s.
Celý článek je uveřejněn v čísle 2/11 časopise Energie 21
