Domácnosti pomůžou vyrovnávat síť už do tří let, soustava je připravená, říká Šolc z ČEPS
Většímu rozšíření agregačních bloků na hladině nízkého napětí brání vedle chybějící legislativy také vysoká cena technologií.
Kristýna Čermáková
13. 11. 2024
Uhelné elektrárny postupně nahradíme i díky rostoucímu potenciálu agregačních bloků, věří Pavel Šolc, člen představenstva ČEPS. V rozhovoru pro Obnovitelně.cz vysvětluje, že síť je na rozvoj decentralizace energetiky připravena, chybí ale část legislativy i standardizované evropské normy.
K udržení rovnováhy a technické flexibility sítě by mělo stačit 1000 megawattů kladného a zhruba 400 megawattů záporného regulačního výkonu. Do agregace se budou moci zapojit jak nezávislé zdroje, jako je například Energy nest společnosti Decci, tak domácnosti s bojlery, elektroauty či ohřevem vody.
V současné chvíli je v Česku zhruba 40 agregátorů a již v roce 2022 sehráli významnou roli při zastavování cenového růstu. „Přinesli totiž konkurenci, která snížila ceny zpátky na hladinu, kterou jsme znali před energetickou krizí,“ dodává Šolc. V budoucnu počítá s příchodem 300 nezávislých agregátorů.
Jaký je současný stav české elektrizační sítě?
Dobrý. Jsme v situaci, kdy máme stále k dispozici výkon uhelných elektráren a současně narůstá disponibilita nových regulačních výkonů z agregačních bloků. Máme tedy dostatek regulačního výkonu, respektive služeb výkonové rovnováhy (SVR).
A až uhelné elektrárny nebudou?
Pak se těžiště výkonu přesune na agregační bloky a menší zdroje. Na to se snažíme připravit prakticky poslední čtyři roky, od roku 2020. Prostředí se vyvíjí poměrně dynamicky a lépe, než jsme očekávali. Služby, které dnes kupujeme na denním trhu, zvládají v případě záporných regulačních výkonů pokrýt agregátoři.
V případě kladných regulačních výkonů pokryjí něco přes polovinu. Mělo by se to ale potkat v čase, útlum uhelných zdrojů nebude skokový. Proběhne v následujících čtyřech až pěti letech, a mezitím by agregační bloky měly narůstat podobným tempem a převzít regulační schopnosti klasických velkých zdrojů.
Jaké bude složení agregačních bloků?
Na začátku to byly téměř výhradně kogenerační jednotky na plyn, které bylo jednoduché agregovat. Jednalo se třeba o 10 až 15 zařízení. Ale postupně se přidávají další, staví se diesely, zkouší se využít i strana spotřeby, kterou je obtížnější řídit. Přidávají se bateriové systémy, staví se zařízení, která jsou specializovaná právě na služby výkonové rovnováhy – například na jaře spuštěný Energy nest, tedy plynové turbíny v kombinaci s bateriovými systémy.
V budoucnu bude součástí agregačních bloků prakticky všechno, co se umí podřídit povelům. Baterie, kogenerační jednotky, plynové turbíny, dieselové motory…
A co domácnosti? Je možné je zapojit do agregačních bloků již dnes?
Ano a i ne. Formálně tomu nic nebrání. Pokud je agregátor současně i dodavatelem domácnosti, tak by ji teoreticky mohl využívat.
Nicméně masovému nasazení domácností chybí dvě věci. Zaprvé kontrola disponibility nebo průchodnosti distribuční sítě. V tuto chvíli používáme takzvaný síťový semafor, ten je ale zatím připraven pouze na zařízení na hladině vysokého napětí. Pro hladinu nízkého napětí musíme vytvořit nový sofistikovanější nástroj, který by měl být součástí budovaného elektroenergetického datového centra (EDC).
Druhým problémem je potřebná standardizace datové komunikace těch zařízení, které u zdrojů flexibility měří a komunikují. V tuto chvíli si ke zdrojům agregátoři nasazují vlastní komunikační zařízení, ta ale nejsou levná. Nevyplatí se je proto umisťovat ke každému menšímu tepelnému čerpadlu. Výnosnost regulačního výkonu takto malého zařízení není ve správném poměru s náklady na chytrou krabičku.
My potřebujeme mezinárodně uznané komunikační standardy, jako Česká republika jsme příliš malý trh na jejich určení. Předpokládám, že standardizace proběhne na úrovni provozovatelů soustav v Evropě. To se snažíme podporovat v rámci našich aktivit v asociaci ENTSO-E.
Měla by to být otázka dvou až tří let. Fungovat by to mělo tak, že výrobci zařízení, jako jsou nabíječky, klimatizační systémy a další, je budou osazovat nějakým čipem, který bude umět měřit i komunikovat podle sjednoceného standardu. Pak bude mnohem levnější zajistit jeho propojení s desítkami tisíc dalších zařízení na hladině nízkého napětí.
Nízké napětí ve flexibilitě do roku 2027
Jak byste zhodnotil testy prvních agregátorů, jako jsou Nano Energies?
Jako velmi úspěšné. Prokázaly, že lze vybraná zařízení zapojit do agregačního bloku a řídit je takovým způsobem, aby splnila striktní požadavky na kvalitu regulace. Neobjevil se žádný technický problém, který by znevýhodňoval zařízení na nízkém napětí.
Nyní potřebujeme hlavně dobudovat funkcionality datového centra. Jednak protože potřebujeme síťový semafor, a dále si potřebujeme ověřit, že jakákoliv aktivace flexibility nezpůsobí distribuční síti problém.
Nová legislativa pravděpodobně zřídí pojem nezávislého agregátora. Je proto potřeba velmi pečlivě počítat, kolik energie kdo dodal a s jakou odchylkou. A jestli se jedná o odchylku obchodníka nebo agregátora.
Naší ambicí je, abychom hladinu nízkého napětí byli schopni ve větším měřítku používat pro flexibilitu již v roce 2026 nebo 2027.
Jakých zařízení v domácnostech se to bude týkat?
V podstatě všech, která využívají elektroteplo nebo chladicí systémy. Typicky se jedná o bojlery, klimatizační jednotky, přímotopné systémy – to jsou nejvhodnější kandidáti.
Je potřeba, aby zařízení disponovala relevantním výkonem vyšších jednotek kilowattů a také aby se jednalo o řiditelný výkon. To je možné například u tepelného čerpadla, které můžu dálkově spínat a rozhodovat, kdy bude v provozu a kdy ne. Není to ale možné třeba u varné konvice. Když si budu chtít uvařit zrovna v tuto chvíli čaj, nemůžu čekat, až mě agregátor aktivuje na dálku.
Bude možné využít i elektroauta?
Ano. Ta, u nichž lze řídit jejich nabíjení. U elektroaut je akorát složitější otázka využití zpětného toku energie z baterie. Technicky je to možné, ale někteří výrobci aut to nepodporují, nebo je to komplikované.
Také bude záležet, jak budou nastavené limity toho zařízení a do jaké míry to bude jeho uživatel moci ovlivnit. Do jaké míry bude ochoten akceptovat, že ráno nemusí mít auto úplně nabité. Budeme se s tím muset naučit zacházet, nicméně do budoucna to bude možné.
Testovali jsme to i v rámci našich pilotních projektů jak z hlediska řízení dobíjení, tak možnosti jeho přerušení. Předpokládáme i budoucí využití elektromobilní baterie pro toky opačným směrem.
Nezávislí agregátoři donutí dodavatele k inovacím
Bude to tedy fungovat tak, že každá domácnost bude mít svého dodavatele energií, a když bude chtít, tak i agregátora?
Může to být obojí v jednom. Již dnes je technicky i právně možné, aby dodavatel elektřiny současně odebíral služby flexibility. Záleží jen na nabídce těch dodavatelů. Nezávislý agregátor by měl přinést větší konkurenci a podnítit ochotu dodavatelů vytvářet nové produkty.
Pokud je agregátor současně i dodavatelem, může to vypadat tak, že za službu flexibility, kterou domácnost nabízí, sníží cenu elektřiny. Tento model známe z HDO (hromadné dálkové ovládání), které se stavělo před 30, 40 lety a fungovalo na podobném principu. Distributor mohl technickými zařízeními dálkově řídit skupinu spotřebičů a výměnou za to snížil domácnosti distribuční sazbu.
Anebo cena za elektřinu zůstane stejná, ale obchodník ještě nabídne zvlášť nějakou platbu za poskytnutou flexibilitu. V případě nezávislého agregátora s tím obchodník nemá nic společného. Agregátor pak musí poskytnout nějaký vlastní produkt, třeba fixní platbu, aby motivoval domácnost k připojení se.
V případě nezávislého agregátora se bavíme zhruba o polovině roku 2026, až se dokončí EDC?
Ano, mělo by to být umožněno od poloviny roku 2026. V každém případě by to měl být velký impuls pro větší konkurenci na trhu. Obchodníci pak začnou nabízet domácnostem různé produkty výměnou za jejich flexibilitu.
Stojí tomu v cestě ještě nějaké legislativní překážky?
Primární zákon už v legislativě máme. Potřebujeme ale ještě řadu podrobností. Pro nezávislého agregátora musí být v pravidlech trhu s elektřinou upřesněn postup, jakým se stanoví baseline. To znamená určit, kolik by domácnost v době aktivace flexibility spotřebovávala, kdyby nedošlo k povelu přepnout na flexibilitu.
To je naprosto zásadní, protože tím se určuje, komu bude případná odchylka přiřazena – v jakém poměru bude přiřazena obchodníkovi a v jakém poměru agregátorovi. Na konci dne se může jednat o významný objem peněz. To stanovuje Energetický regulační úřad v pravidlech trhu s elektřinou v příloze, již by mělo implementovat EDC.
Jak moc se bude muset uzpůsobit samotná distribuční síť?
Dnes nakupujeme na trhu SVR od konvenčních zdrojů. Tento objem by se neměl do budoucna příliš měnit, je stabilní. A naše projekce neukazují, že by se některé SVR do budoucna mohly i zdražit. Ale záleží, jaká bude na trhu konkurence a dostupnost.
Jiná věc jsou ale krátkodobé trhy, tedy trhy s obchodní flexibilitou, kde si obchodníci zajišťují chybějící elektřinu. Nakoupí si diagram z fotovoltaických elektráren, vykryjí tím špičky přes den. Část pokryjí větrné elektrárny. Někde ale musí dokoupit ten zbytek, a k tomu bude sloužit krátkodobý trh, aby dodal chybějící výkon.
Distributoři blokují kapacitu kvůli spekulantům
Obnovitelných zdrojů budujeme hodně a chystáme se ještě víc, například ve větrných elektrárnách máme velké ambice. Je na to síť připravena?
Nemáme problém s nedostatkem výkonu v síti. Ano, možná v některých oblastech, ale podle údajů provozovatelů distribučních soustav je zasmluvněno zhruba 20 až 25 tisíc megawattů připojeného výkonu, většinou pro fotovoltaiky. A to je daleko víc, než se očekává, že se skutečně postaví. Je tedy evidentní, že distributoři garantují výkon i pro spekulativní kontrakty, které se nakonec stavět nebudou, ale kapacitu pro ostatní tím blokují.
Potřebujeme najít lepší systém hospodaření s touto kapacitou. Je sice omezená, ale rozhodně není malá. A bude stačit, když ji budeme skutečně alokovat jen na ty zdroje, co se opravdu postaví.
Je to problém, který nyní řeší třeba Energetický regulační úřad, jak se vypořádat se spekulativní blokací kapacit v síti. A pak je jedno, zda se jedná o slunce nebo vítr. To je primární, ačkoliv ruku v ruce s tím jdou i prostředky řízení toku v distribuční síti, které umožní využívat již existující kapacitu efektivněji a posunout hranice rezervních výkonů.
Dá se nějak vyčíslit, kolik megawattů potřebujeme k udržení stability?
V tuto chvíli Ministerstvo průmyslu a obchodu dokončilo první národní report o flexibilitě, který souhrnně říká, kolik megawattů potřebujeme a jaká je reálná disponibilita. Máme proto výhled do roku 2035 nebo dokonce i 2040, jak to vypadá z hlediska zajištění technické i obchodní flexibility.
Pod proudem: Nejmodernější česká elektrárna už pomáhá vyrovnávat síť
V případě technické flexibility se bavíme o zhruba 1000 megawattech kladného regulačního výkonu a o zhruba 400 megawattech záporného regulačního výkonu. V případě té obchodní flexibility číslo výrazně kolísá v průběhu roku, ale pohybuje se to na úrovni nějakých nižších tisíců megawattů.
Objevují se různé novinky, například pískové baterie, co na ně říkáte?
S jedním z investorů jsem se o nich bavil, ale počáteční nadšení vystřídala spíše skepse. Neočekávám, že by se jednalo o průlomovou technologii. Stejně tak se v 70. letech zkoušely elektrárny na stlačený vzduch. Existovalo několik demonstračních projektů, ale nedostaly se do komerčně zralé fáze, aby mohly být nasazeny masově. Myslím si, že zatím zůstaneme u klasických baterií, samozřejmě nejen u lithiových.
Zůstává také otázka, jak se vypořádat se strategií power-to-gas. Pokud by se mělo jednat o skutečně reverzní cyklus, kdy při přebytcích vyrábíme vodík, a při nedostatcích ho vracíme zpátky, účinnost celého cyklu je zatím velice špatná. V tuto chvíli proto nemůže bateriím konkurovat, současně je to zatím ale jediná cenově dostupná možnost pro dlouhodobé skladování elektřiny.
Ministerstvo životního prostředí představilo také plány na přečerpávací elektrárny. Myslíte si, že mají šanci uspět?
Přečerpávací elektrárny jsou historicky nejstarším a v řadě zemí velmi využívaným zdrojem. Švýcarsko, Rakousko a další země, které mají velký potenciál z hlediska spádu i z hlediska objemu, mají obrovské kapacity. Je to perfektní zdroj.
Problém České republiky je, že není příliš mnoho lokalit, kde by šly postavit. A doba výstavby je příliš dlouhá, a to se nebavím o povolovacích procesech a náladě společnosti. Ještě před deseti lety by ta představa byla z environmentálních důvodů naprosto nepřijatelná.
Dnes už Ministerstvo životního prostředí připouští, že existují lokality, kde by to vůbec nemuselo být špatné. Je to ale běh na dlouhou trať. Přečerpávací elektrárna se bude stavět alespoň 12 let, spíše 15.
My přitom jejich regulační výkon potřebujeme mnohem dříve. Na druhou stranu, jedná se o zařízení, které pak bude v provozu třeba sto let. Naše první přečerpávací elektrárna Štěchovice byla postavena v průběhu druhé světové války a perfektně funguje dodnes. To žádná baterie nevydrží.
Z hlediska dlouhodobé stability je to vhodný doplněk a vhodný nástroj. Bude ale zapotřebí intervence státu, protože na takto dlouhé projekty si privátní investoři netroufnou. Je to jeho vhodnou úlohou, podpořit přečerpávací elektrárny tam, kde mají smysl. Ale s vědomím, že budou k dispozici až kolem roku 2040.
V oblasti služeb a flexibility bohužel žádné dlouhodobé kontrakty nejsou přípustné. Všechna evropská pravidla směřují na krátkodobé obchodování. Současný trh proto preferuje baterie nebo právě systémy power-to-gas.
Úvodní foto: Archiv Pavel Šolc