Elektřina a problém negativních cen

Jan Veselý
Jsem dělník vědy, ekoterorista, malorolník zahrádkový, rozumbrada hospodský, sexuolog samouk, šofér, závozník, pán na hlídání, všeználek, nenažranec nenažraný, domácí kutil, kuchtík i uklízečka. Většinu z toho dělám dokonce i rád. Posledních několik let jsem propadl kouzlu energetiky a následky jsou mimo jiné obsahem tohoto článku.

Před třemi týdny jsem přijal pozvání na panelovou diskusi, která byla součástí Energy Summer School 2016. Náš panel se hlavně zabýval tématem výskytu situací, kdy je tržní cena silové elektřiny záporná. Trochu mi to téma leželo v hlavě, tak se jej nyní pokusím trochu detailněji rozebrat, na což během panelu nebyl ani čas ani prostor.

Rozbor situace

V regionu střední Evropy dochází v posledních letech k zajímavému jevu, na energetických burzách dochází při krátkodobém obchodování s elektřinou k situacím, kdy je silová elektřina obchodována za zápornou cenu. Nastává tak na první pohled k paradoxní situace, kdy výrobci komodity (elektřiny) platí odběratelům za to, že jejich produkt odeberou. V posledních letech k těmto událostem dochází přibližně na 60 hodin ročně. Jak mohl tento divný stav vůbec nastat? A jak z něj ven?

Záporná cena silové elektřiny 22.5.2016, zdroj: energy-charts.de

Záporná cena silové elektřiny 22.5.2016, zdroj: energy-charts.de

Situace se zápornou cenou elektřiny mají několik společných charakteristik. Nastávají během víkendů, je pro ně typické větrné (hlavně na severu Německa) a slunečné počasí. Kombinuje se tu nízká úroveň spotřeby elektřiny a zároveň vysoká výroba. Přebytek výroby nastává, protože zároveň vyrábějí větrné, solární a bioplynové elektrárny, které fungují v převážné většině na základě dlouhodobých kontraktů (feed-in-tariff, PPA) a nemusí řešit krátkodobé fluktuace trhu a zároveň jsou v provozu jaderné a uhelné elektrárny vybudované pro režim základního zatížení, elektrárny které mají velmi omezené možnosti regulace svého výkonu, krátkodobá snižování výkonu jsou sice u nich technicky možná, ale jejich provozovatelé je neradi dělají, protože tepelné namáhání při změnách teplot je poškozuje a u jaderných elektráren navíc hrozí xenonová otrava a poškození palivových tyčí. Přitom tyto elektrárny by správně měly omezovat svůj výkon, protože marginální cena výroby elektřiny je u nich vyšší než u elektráren větrných a solárních.

Kdybych to měl shrnout, záporné ceny elektřiny jsou podmíněny těmito faktory:

  • Nízká poptávka po elektřině;
  • vysoká výroba větrných a solárních elektráren bez ohledu na balancování nabídky a poptávky;
  • kumulace (hlavně větrných) elektráren v jedné geografické oblasti;
  • málo pružná výroba uhelně-jaderných zdrojů pro základní zatížení.

Když nebude platit alespoň jeden z výše uvedených faktorů, problémy nenastanou nebo nastanou mnohem později. Existují nějaká řešení, která by pomohla? Nějaká řešení na bázi trhu, tj. nastavení lepších tržních podmínek, kde se problémy budou řešit samy? Myslím, že ano.

Možné řešení 1 – Pružná poptávka

Málokdo si uvědomuje, že v oblasti odběru elektřiny existuje tržní perverze, která je zdrojem potíží. Většina zákazníků kupuje elektřinu na základě smlouvy s dodavatelem, která fakticky stanovuje konstantní cenu (nebo dvě konstantní ceny) odebrané elektřiny, bez ohledu na to jaká je její aktuální hodnota. Zákazník platí stejně ať je elektřiny v síti moc nebo málo. Důsledek je jednoduchý, zákazníci si odebírají jak se jim chce nebo nechce.

Jak by se ovšem situace změnila, kdyby zákazníci měli možnost regulovat svou spotřebu podle cenového signálu? Pro mnoho uživatelů (administrativní budovy, hotely a ubytovny, středně velké firmy, domácnosti s šetřílky a elektrickým vytápěním) by to byl zajímavý způsob jak šetřit na nákladech, prodávali by fakticky svou schopnost přizpůsobit část své spotřeby potřebám sítě. Co se tou pružnou spotřebou myslí? Je to hlavně přeměna elektrické energie na jiné, snadno skladovatelné druhy energie, tj. výroba tepla a teplé vody , mrazáky, gravitační potenciál (čerpání), tlak, …

Je třeba zmínit, že praktické zkušenosti (zde od 19:05) s těmito postupy vyústily ve zkušenost, že velké části lidí se nechce tím zabývat a firmy často nechtějí řešit věci mimo svou specializaci. Zisk není tak veliký. Případné řešení tak musí být automatizované a poskytované jako služba specializovanou firmou, se kterou se odběratel o zisk rozdělí. Zkušenosti s těmito postupy již existují, pro mnoho lidí s FV panely na střeše je maximalizace samospotřeby neboli přizpůsobení poptávky výrobě panelů jediným způsobem jak si zajistit návratnost investice.

Co je nutné udělat pro odstranění této perverze? V prvé řadě by se měla legislativně otevřít možnost odebírat elektřinu za cenu, která je odvozena z tržní ceny silové elektřiny. Musí existovat komunikační linka zprostředkovávající informaci o aktuální ceně silové elektřiny (přes internet, přes 200 volných signálů HDO). Distributoři musí být schopni tento druh odběru odečítat a zúčtovat (dnes už to není technický problém). Je třeba otevřít trh, trochu propagovat tu  a pár let počkat. Očekával bych, že nejzajímavější budou větší odběratelé, kde jeden regulátor bude umět měnit spotřebu v řádu stovek kW až MW, tam by se mělo začít.

Možné řešení 2 – Větší trh

Pokud by se zvětšil trh s elektřinou, vyřešil by se tím problém s přebytky výroby. Jenže jak ten trh zvětšit? Možnosti jsou dvě – extenzivní a intenzivní. Extenzivní řešení spočívá v geografickém rozšiřování trhu s elektřinou. Pokud bude možné posílat elektřinu jinam, kde přebytky nemají, bude možné na ní i něco vydělat. V praxi to znamená rozšiřování a posilování přenosové soustavy jak uvnitř států, tak mezinárodně. S tímto jsou bohaté zkušenosti. Francouzi jsou například schopni řešit svůj každonoční problém s přebytkem výroby z jaderných elektráren díky kvalitnímu propojení do Německa, Švýcarska, Beneluxu a hlavně do Itálie.

Intenzivní řešení spočívá v expanzi využití elektřiny do oblastí, kde dnes dominují jiné zdroje energie. Trh, který se nabízí, je přibližně stejně velký (v jednotkách energie), jako je dnes elektroenergetika. Je to výroba tepla. Osobně mám problém pochopit jednu věc. Proč elektrárenské společnosti nenabízejí malým i vetším odběratelům tepla tepelná čerpadla? Úplně lehce by třeba mohly zdvojnásobit spotřebu elektřiny u domácností. Bylo by to za cizí peníze (platí stát a EU) a jako vedlejší efekt by pomohli s kvalitou ovzduší v českých obcích, vylepšili by českou obchodní bilanci (nemusel by se tolik kupovat ze zahraničí zemní plyn) a chránily by ekonomiku před divokými cenovými fluktuacemi typickými pro ceny mezinárodně obchodovaných komodit a tlakem z Ruska. Výhledově možná čeká elektroenergetiku další velký trh, trh s mobilitou. Elektřinou poháněná vozidla nabízejí další velký trh a obdobné pozitivní vedlejší efekty jako v případě výroby tepla.

Možné řešení 3 – OZE podporují síť

Jeden z častých mýtů týkající se OZE mluví o tom, že tyto zdroje nejsou regulovatelné. To není pravda. Není technicky problém regulovat výkon fotovoltaických zdrojů, invertory s tím nemají problém, není problém regulovat výkon větrných elektráren pomocí náklonu lopatek a už vůbec není problém zapínat a vypínat plynové motorgenerátory spalující bioplyn. Proč tedy nepomáhají s regulací sítě? Odpověď je jednoduchá. Tento trh je pro ně uzavřen.

Tyto zdroje by mohly fungovat s výkonovou rezervou, ale trh s podpůrnými službami v ČR klade tři, dle mého naprosto zbytečné a pitomé, podmínky. Klade podmínku na minimální výkon zdroje (10 MW), klade podmínku na trvalou dostupnost regulačního výkonu a tendr na podpůrné služby se provádí jednou za tři roky. Přitom tahle pravidla nejsou vůbec nutná. I podpůrné služby lze soutěžit na spotovém trhu (třeba 15 minut dopředu). Je to sice organizačně složitější, ale díky zapojení většího množství účastníků díky méně omezujícím podmínkám, nákupu přesně tolika regulace, kolik je aktuálně třeba a rychlém učení se díky opakování (1x za 3 roky se změní na 100 000x za 3 roky) lze očekávat výrazně nižší ceny podpůrných služeb a méně problémů.

Možné řešení 4 – Hodnota elektřiny není všude stejná

Elektrárna v Dětmarovicích je 800 MW elektrárna na černé uhlí. Její provoz vyjde oproti hnědouhelným a jaderným draho. Přesto i v čase přebytku výroby vyrábí, přenosová soustava nemá dostatek kapacit, aby přenesla do Ostravsko-karvinské aglomerace dostatek elektřiny z velkých uheln7ch elektráren v SZ Čechách a z JE na jihu republiky. A za posledních 40 let už 3x padl plán na výstavbu velké elektroocelárny, v kraji není dost elektřiny.

V Německu je výroba větrných elektráren placena stejným tarifem bez ohledu na polohu. Není proto divu, že většina výroby se kumuluje na severu, v místech s nejlepšími podmínkami pro výrobu. Přitom spoustu elektřiny potřebují i průmyslová centra na jihu Německa.

V místě mého bývalého bydliště byl na jedné větvi distribuční sítě úspěšný strojírenský podnik a spousta domácností. Síť byla proto často přetížená a distributor se tvářil, že vše je v pořádku. Mě potom doma špatně fungovaly některé spotřebiče.

Cena elektřiny závislá na lokalitě, Texas

Cena elektřiny závislá na lokalitě, Texas

Co mají tyto případy společného? Ignorovala se skutečnost, že na poloze záleží. Výroba elektřiny má vyšší hodnotu, když je vyráběna v blízkosti míst spotřeby. Dobře umístěné zdroje elektřiny mohou mít pro přenos a distribuci mnoho pozitivních efektů, odlehčí se transformátorům, sníží se ztráty, potlačí problémy s poklesem napětí nebo by se díky nim nemuselo investovat do posílení infrastruktury. Ale když zdroje nejsou odměňovány v závislosti na poloze (bonusy a postihy od operátora sítě), nemůže nikdo očekávat, že bude na dotyčnou věc brán zřetel. Že to nejde? V Texasu už to tak dělají.

Možné řešení 5 – Pružnější výroba konvenčních zdrojů

Když se budovala současné tepelné elektrárny, které jsou/byly určeny pro základní zatížení, konstruktéři předpokládali, že tyto zdroje poběží fakticky non-stop blízko svého nominálního výkonu. Tak se totiž nejlépe využije a fixní náklady se rozpustí do maximálního objemu výroby. Výkon regulovat lze, ale obvykle v relativně úzkých technologických mezích. Mimo ně tyto zdroje trpí na rychlejší opotřebení, zkracuje se životnost jaderného paliva, hrozí vyhasnutí zdroje tepla a zvyšují se provozní náklady. Proto jsou tyto elektrárny nuceny vyrábět i v situacích, kdy o jejich elektřinu není zájem. Dá se tento „bug“, který vznikl kvůli okolnostem, které nebyly při konstrukci předpokládány, nějak dodatečně odstranit? Dle mého názoru ano.

První možností je oddělení výroby tepla a výroby elektřiny. Neznamenalo by to nic více a nic méně než doplnění technologie o velkokapacitní zásobník na teplo, pravděpodobně ve formě tavných solí. S tímto postupem existují bohaté zkušenosti u solárně-termálních elektráren. V krátkodobých situacích s přebytkem poptávky lze povypínat turbíny a nějaký čas vyrábět teplo na sklad. Dále lze s využitím zásobníku tepla krátkodobě vyrábět více elektřiny než je dáno nominálním tepelným výkonem a v cenových špičkách kasírovat dlouhé peníze. Provozovatelé přenosových sítí by taky mohli ocenit plynulý pokles výroby při plánovaných i havarijních odstávkách.

obr3

Solárně-termální elektrárna Gemasolar, Andalusie

Druhou možností je doplnění elektráren o nějakou formu skladování elektřiny, pravděpodobně bateriové systémy, které by se mohly používat na stejné věci jako zásobník na teplo a zároveň jako UPS, startér, … V tomto případě je ovšem radno pár let počkat, cena takových řešení půjde dost rychle dolů.

Možné řešení 6 – Likvidace

Řešením, které konvenuje myšlení mnoha aktivistů, je likvidace, dnes již přebytečných, málo pružných, zdrojů elektřiny. Oblíbenými cíly jsou zde hlavně elektrárny na hnědé uhlí, které jsou pestrou sbírkou environmentálních potíží – devastující těžba, popílek, znečišťující látky do ovzduší, CO2, … Početné skupiny nepřátel mají i elektrárny jaderné.

Mechanismů, jak tyto elektrárny dostat z provozu pryč existuje celá řada. Ekonomické vyhladovění díky nízkým cenám silové elektřiny (ale jaderné a hnědouhelné jsou z konvenčních ty nejlevnější, vydrží dlouho, do velké generálky), platby za emise znečišťujících látek a CO2 (funkční ETS, uhlíková daň, …), státní výkup a uzavření nechtěných elektráren, odkup elektráren soukromníky za účelem (ziskové) likvidace, odebíraní provozních licencí a spousta dalších.

Možné řešení 7 – Žolík jménem baterie

V současnosti zažívají velmi zajímavý rozvoj systémy ukládání elektrické energie založené na chemických akumulátorech. Pokud se opravdu masivně rozšíří, podstatně se tím zjednoduší balancování nabídky a poptávky po elektřině a integrace zdrojů do systému. Dobrou ilustrací možností baterií jsou automobily s hybridním pohonem. Menší baterie velmi pomůže v situacích, kdy zdroj/e energie nejsou efektivní. U automobilů je to třeba rozjezd, prudká akcelerace, maximální rychlosti, apod. U elektrické soustavy může už relativně málo baterií uvolnit 10-15% výkonu dedikovaného pro frekvenční regulaci, může pomáhat při prudkém růsty a poklesu spotřeby, nahradit drahé špičkové zdroje, … Velká baterie už dokonce umožňuje úplně oddělit zdroj energie od trakce. Motory aut, resp. elektrárny a rozvodné sítě tak mohou pracovat v optimálních provozních podmínkách, kdy bilance výroba-spotřeba nemusí být vyrovnaná v každém okamžiku, ale v mnohem delší časové periodě (hodina, několik hodin, den, ???).

Chevrolet Volt, sériový hybrid

Chevrolet Volt, sériový hybrid

Dále je třeba si uvědomit, že každý elektromobil je pojízdná baterie. Pokud budou v budoucnu elektromobily využívány stejně jako jsou auta dnes, bude to znamenat, že budou v průměru jezdit méně než hodinu denně a zbývající čas to mohou být baterie připojené do sítě poskytující cenné služby. Je jen otázkou, jestli někdo bude schopen přijít s funkčním a lákavým obchodním modelem pro jejich majitele.

Závěrem

Nemyslím si, že libovolné, z mnou navrhovaných,  řešení, je to pravé a jediné. Chtěl jsem jen ilustrovat tu spoustu možností, které existují a které by bylo možné a, troufám si říci, správné aplikovat. Některá opatření se dají aplikovat opravdu rychle, jsou to fakticky regulatorní zásahy.

HOWGH, domluvil jsem.

Autor:

15 odpovědí na Elektřina a problém negativních cen

  1. Martin Hájek napsal:

    Pane Veselý,
    nebudu se vyjadřovat ke všemu, co jste napsal, to bych musel udělat nový článek a s lecčím bych mohl i souhlasit. Zapomněl jste ale na jednu zásadní věc, která může pomoci problém řešit prakticky okamžitě a je v podstatě zadarmo, na rozdíl od většiny Vašich řešení, která většinou stojí peníze. Když se podíváte, na ten výkon, který se odmítá odpojit při záporných cenách, tak jsou tam v první řadě elektrárny na bioplyn a biomasu (dnes již v Německu značná položka), které mají tak vysokou podporu, že se jim vyplatí vyrábět i při výrazně záporných tržních cenách elektřiny, přitom nejsou závislé na okamžité dostupnosti obnovitelného zdroje a mohou mít zásoby paliva a využít je později. Pro začátek by bohatě stačilo, aby se v případě záporné ceny elektřiny těmto zdrojům nevyplácela za danou hodinu podpora, takže by v dané hodině na svém provozu prodělali jako kdokoliv jiný. Rázem by se problém záporných cen výrazně omezil a další řešení by bylo možné zavádět postupně.

    • Jan Veselý Jan Veselý napsal:

      Ty elektrárny na biomasu/bioplyn fungují na základě dlouhodobého kontraktu (Feed in Tariff). Pokud se Vám důsledky toho kontraktu nelíbí, tak máte několik možností. Můžete se s majiteli těch elektráren domluvit, třeba jim zaplatit dost, aby dobrovolně odstoupili od smlouvy. Můžete počkat až jim doběhnou smlouvy. Nebo to „řešit“ po našem, po česku, tj. nějakou ex post úřední šikanou.

      • Martin Hájek napsal:

        Ale já nechci, aby odstupovali od smlouvy, která navíc ani neexistuje. Mě jen přijde stupidní jim vyplácet podporu, když je cena elektřiny na trhu záporná, tj. výrobci platí spotřebitelům, aby odebírali. A upozorňuji že stejný názor má kupodivu i Evropská komise. A myslím, že to jde řešit docela rozumně bez šikany prostě tak, že se podpora mírně zvýší, ale současně nebude k dispozici v případě záporných cen. Provozovatelé elektráren tak v průměru za celý rok o nic nepřijdou, ale síti se významně uleví, protože na pár hodiny ty své výrobny prostě vypnou. O nic nepřijdou ani spotřebitelé elektřiny, budou platit stéle stejně.

  2. energetik napsal:

    Při záporné ceně OZE vypínáme, nebo výkon maříme aby nešel do sítě. V Německu nemají něco podobného jako je u nás zákon č. 165/2012 Sb, § 11, odstavec 9 a 10?

    (9) V případě dosažení záporné hodinové ceny je výrobce, který využívá
    podporu elektřiny formou výkupní ceny, povinen zápornou hodinovou cenu
    uhradit povinně vykupujícímu, a to za dodané množství elektřiny v dané
    hodině. Povinně vykupující je povinen o takových případech předem
    informovat výrobce v termínech a způsobem podle prováděcího právního
    předpisu.

    (10) V případech, kdy na denním trhu s elektřinou organizovaném
    operátorem trhu nedojde k sesouhlasení nabídky a poptávky, nevzniká
    výrobci, který využívá podporu elektřiny formou výkupní ceny nebo
    formou zeleného bonusu na elektřinu, v těchto hodinách k vyrobené
    elektřině nárok na podporu. Povinně vykupující nebo vykupující je
    povinen o takových případech předem informovat výrobce v termínech a
    způsobem podle prováděcího právního předpisu.

    Jinak co jsem sledoval tak záporná cena byla převážně v noci, tak solárka do toho netahejte.

    Špatné je že naše „operativní HDO se již dávno neřídí operativně, ale časovými spínači. HDO je aktivně a vědomě zneužíváno díky tomu, že si tady stát pouze hraje na liberalizaci energetického trhu. V současnosti kdy HDO ovládá a nastavuje firma které je zároveň jako jedné z mála umožněno dodávat systémové služby pro vykrývání odchylek, potom nemůže být o liberalizaci a efektivním využití současného HDO žádná řeč. Když má tato firma v ruce nástroj kterým tyto odchylky zároveň ve velké míře vytváří.
    Je absurdní když při výpadku Temelína nebo Dukovan (nebo jiném energetickém problému) vyšle časový spínač v dispečinku distributora HDO signál k připojení akumulačních spotřebičů. A naopak když je energie nadbytek (a záporná cena) je provoz akumulačních spotřebičů blokován protože ještě nenastal ten „správný“ čas.

    V nových odběrných místech s drahými (platí to všichni spotřebitelé) 4 Q. elektroměry s dálkovým přístupem je dokonce operativní přijímač HDO nahrazen jen softwarovým časovým spínačem v paměti elektroměru. Při změně sazby (času spínaní) je dokonce (i když to lze provést dálkově) „nutná“ výměna takového elektroměru. Distributor má finanční zisk z nesmyslné práce za výměnu a zákazníci to musí platit. Dal jsem se s technikem co montoval takový elektroměr do řeči a dozvěděl jsem se že mají shora nařízeno vlastně současné HDO všemožně „sabotovat“ aby se nejen prosadila varianta Smart ale hlavně ty dotace pro distributory bez možnosti veřejné kontroly.

    Takže Smart grid ano, ale jen pouze pro skutečně liberalizované subjekty (obchodníky, spotřebitele a výrobce) a bez dotací, aby se nestalo že bude podobně zneužíváno jako HDO.

    Takže se ptám. Komu má Smart grid sloužit, kdo ho zaplatí a kdo ho bude ovládat a spravovat?

    • Martin Hájek napsal:

      1. V Německu to omezení historicky nebylo. I v ČR jsme ho zavedli až na nátlak Evropské komise. Němci mají podstatně silnější a rezistentnější zelenou lobby, takže na elektrárny dříve uvedené do provozu tam podobné pravidlo určitě neplatí. Od kdy platí nebo bude platit nevím, každopádně je to požadavek Evropské komise, takže nejpozději od roku 2017 ho bude muset mít i Německo, ale pouze pro nové elektrárny.
      2. Když se podíváte na ten graf z května, tak záporná cena byla o víkendu kolem poledne, protože byla primárně způsobena kombinací výkonu větrných a fotovoltaických elektráren. Ale nevylučuji, že k tomu může dojít i v noci čistě vlivem větrných elektráren.
      3. HDO – nemáte pravdu, s použitím HDO samozřejmě počítají diagramy očekávané spotřeby, takže odchylku nevytváří. Nemáte pravdu ani ve druhé věci. HDO sice primárně ovládají distributoři, ale samozřejmě ho mohou ovládat i operativně např. ve stavu nouze tak, aby situaci zlepšilo nebo nezhoršilo. Samozřejmě nemohou reagovat na aktuální třeba cenové šoky, ale na krizovou situaci v elektrizační soustavě reagovat mohou a dokonce musí.
      4. Smargrid je téma na samostatný článek…

      • energetik napsal:

        Děkuji za informaci o tom jak je to v Německu. Je ale velmi zvláštní že přebytek je i u nás. No uvidíme jak budou pracovat trafa na hranicích a čím to ve skutečnosti bylo a na co budou výmluvy potom.
        Záporné ceny se jako nedotovaný výrobce elektřiny převážně pro vlastní spotřebu nebojím, je to normální tržní a ekonomický jev. Škoda jen že skutečný trh a liberalizace tady nefunguje a spotřebitelé na tom nemohou vydělat.

        S HDO nemáte pravdu vy. Časové spínače instalované v nových 4 Q elektroměrech a rekonstruovaných měřících místech kde bylo původně fukční HDO těžko někdo dálkově ovlivní.
        OK máme všemožné diagramy spotřeby, výroby, ale nemáme diagramy poruch a nečekaných odstávek, ale je nám to tedy evidentně k ničemu, protože tady máme zápornou cenu (odběratelé ani výrobci tedy nechtějí „pracovat“ podle diagramů) a „operativní“ HDO nefunguje tak jak by mělo.

        2) dělal jsem to pro rok 2013 až budu mít chvilku času aktualizuji, nebo jestli to to udělá někdo jiný budu rád, protom v tom bude jasněji:
        Den, Hodina, Cena ČR (EUR)

        01.01.2013, 1, -0,75
        01.01.2013, 2, -25,00
        01.01.2013, 3, -55,00
        01.01.2013, 4, -30,04
        01.01.2013, 5, -30,09
        01.01.2013, 6, -25,52
        01.01.2013, 7, -20,00
        01.01.2013, 8, -20,00
        01.01.2013, 9, -16,94
        02.06.2013, 3, -0,40
        02.06.2013, 4, -2,09
        02.06.2013, 5, -4,95
        02.06.2013, 6, -10,00
        02.06.2013, 7, -8,50
        02.06.2013, 8, -2,00
        16.06.2013, 6, -5,00
        16.06.2013, 7, -9,58
        16.06.2013, 8, -4,95
        16.06.2013, 9, -1,00
        16.06.2013, 13, -1,00
        16.06.2013, 14, -5,10
        16.06.2013, 15, -8,97
        16.06.2013, 16, -17,71
        16.06.2013, 17, -2,25
        23.06.2013, 3, -1,00
        23.06.2013, 4, -2,00
        23.06.2013, 5, -3,00
        23.06.2013, 6, -3,00
        23.06.2013, 7, -1,00
        23.06.2013, 8, -0,54
        23.06.2013, 16, -1,00
        28.10.2013, 1, -1,00
        28.10.2013, 2, -2,17
        22.12.2013, 3, -2,43
        22.12.2013, 4, -8,61
        22.12.2013, 7, -1,71
        24.12.2013, 1, -3,46
        24.12.2013, 2, -8,86
        24.12.2013, 3, -15,00
        24.12.2013, 4, -14,04
        24.12.2013, 5, -11,23
        24.12.2013, 6, -6,00
        24.12.2013, 7, -14,00
        24.12.2013, 8, -2,00
        25.12.2013, 2, -2,00
        25.12.2013, 3, -2,00
        25.12.2013 , 4, -2,50
        25.12.2013, 5, -2,00
        25.12.2013, 6, -0,80
        25.12.2013, 7, -0,50

        Možná výroba ve FVE připadá pouze na 16.6.2013 od cca 8:00 do 17:00 a 23.6.2013 v 16:00. Ale je otázka zda v touto dobu FVE vůbec vyráběli a kolik v těchto hodinách.

        • energetik napsal:

          například 1.1.2013, čas 1:00 až 9:00, cena elektřiny:
          1:00 -0,75EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 0EUR/hod, jádro 3030EUR/hod.
          2:00 -25EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 0EUR/hod, jádro 101000EUR/hod.
          3:00 -55EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 0EUR/hod, jádro 222200EUR/hod.
          4:00 -30,04EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 0EUR/hod, jádro 121361,6EUR/hod.
          5:00 -30,09EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 0EUR/hod, jádro 121563,6EUR/hod.
          6:00 -25,52EUR/MWh, výkon FVE 0W, jádro 4,04GW. Škoda: 0EUR/hod, jádro 103100,8EUR/hod.
          7:00 -20EUR/MWh, výkon FVE 1MW, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 20EUR/hod, jádro 80800EUR/hod
          8:00 -20EUR/MWh, výkon FVE 48MW, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 960EUR/hod, jádro 80800EUR/hod.
          9:00 -16,94EUR/MWh, výkon FVE 193MW, jádro 4,04GW. Škoda: FVE 3269,42EUR/hod, jádro 68437,6EUR/hod.

          Celková způsobená škoda neregulací některých zdrojů při přebytku 1.1.2013, čas 1:00 až 9:00:
          FVE 4249,42EUR = 107 626,462Kč
          jádro 902293,6EUR = 22 852 687,7Kč

          Udělejte to tak pro každý den, hodinu a zdroj který zrovna vyráběl přebytek a sečtěte a bude v tom přehled kdo by měl a kolik platit za odchylku a systémové služby.

  3. NN napsal:

    Zdravím,
    Jestli se nepletu, tak to funguje takto: Vrací se jen ta záporná cena. Čili v našem příkladovém týdnu „bůmová“ bioplynka jede nejhůř 3550 -(25x~27) =~2875 Kč/MWh { minimum -25€/MWh, výkupní letos 3550 Kč/MWh}. Že by se nevyplatilo? Je to samozřejmě miš-maš (německá burza/česká bioplynka), ale v principu to tak je.

  4. nikdo napsal:

    „Situace se zápornou cenou elektřiny mají několik společných charakteristik. Nastávají během víkendů, je pro ně typické větrné (hlavně na severu Německa) a slunečné počasí. Kombinuje se tu nízká úroveň spotřeby elektřiny a zároveň vysoká výroba.“

    Zajimalo ba me proc je vlastne spotreba o vikendu nizka? v nasi domacnosti je spotreba o vikendu obvykle nejvyssi.
    Asi by to chtelo nizky tarif na vikend pro vsechny odberatele bez ohledu na mnozstvi spotreby, pokud to jejich elektromer umoznuje kde to neumoznuje tak pri nejblizssi obmene elektromeru nainstalovat vhodnejsi.

    • energetik napsal:

      O víkendech a svátcích klesá spotřeba díky části „našeho“ neefektivního a nekonkurenceschopného průmyslu jehož část plýtvajících provozů stojí.
      Spotřeba samotných domácností je o víkendech logicky větší když jsou pracující doma a nespotřebovávají tedy energii v práci.

  5. Richard Habrych napsal:

    Negativní ceny elektřiny jsou výzvou pro konstruktéry akumulátorových systémů větší kapacity, aby přicházeli na trh se systémy na dočasné uložení přebytků elektřiny v adekvátní efektivitě.

    • energetik napsal:

      Všechny akumulační systémy na zužitkování přebytečné energie jsou dobré (patří mezi ně i power to gas/liquid), ale pokud pro ně stát nevytvoří na trhu rovnocenné místo (např. s přečerpávacími elektrárnami) a naopak bude buzerovat s nesmysly a absurdními poplatky tak tady v ČR neuspějí. Zatím je tady v našem takzvaně „liberalizovaném“ trhu dodávka systémových služeb jen pro pár vyvolených a paradoxně jsou to hlavně ti, kteří mají zároveň nástroj jak vytvářet větší poptávku po svých systémových službách.

  6. NN napsal:

    Dělník vědy by se mohl příště více pohrabat na stránkách Fraunhofer ISE, odkud dost čerpá. K tamnímu jsoucnu patří (nejen ontologicky, ale i prakticky) analýzky takovýchto situací (alespoň v minulých letech). A to i protipólu záporných cen – cen „abnormálně“ vysokých. Podstatným rysem je totiž to, že se (někdy) dosti rozejdou předpovídané („projected“) a skutečně dodávané výkony interminentních zdrojů. Tož se pak buď podbízí resp. horečnatě shání přebývající resp. chybějící EE. Víkendy či jiné dny v roce (třeba na Nový rok), kdy je nízká spotřeba tomu samozřejmě nahrává.

  7. Jamila napsal:

    Jak je možné, že tady mají ty ceny úplně někde jinde? http://www.carbounion.cz/domacnosti

Napsat komentář

Vaše emailová adresa nebude zveřejněna. Vyžadované informace jsou označeny *