Německý síťový regulátor <a href="https://www.netzausbau.de/SharedDocs/Downloads/DE/2035/SR/Szenariorahmen_2035_Genehmigung.pdf?__blob=publicationFile">stanovil scénáře</a>, podle kterých bude plánován rozvoj německé přenosové soustavy do roku 2035. Očekávání provozovatelů přenosových soustav, například pokud jde o nárůst instalovaného výkonu obnovitelných zdrojů energie, byla regulátorem snížena. Dle environmentálních aktivistů jsou tyto předpoklady podhodnocené a nevedly by ke splnění závazků <a href="https://oenergetice.cz/evropska-unie/parizska-dohoda-ma-definitivne-zelenou-bude-nasledovat/">Pařížské klimatické dohody</a>.
Německý síťový regulátor (Bundesnetzagentur – BNetzA) minulý týden zveřejnil dokument se scénáři, které tvoří základ pro budoucí plánování rozvoje přenosové soustavy. Využil přitom konzervativní předpoklady rozvoje obnovitelných zdrojů, elektromobility a celkové spotřeby energie.
<blockquote>„Síťový regulátor snížil návrhy provozovatelů přenosových soustav, pokud jde o předpoklady týkající se rozšíření obnovitelných energií,“ <a href="https://background.tagesspiegel.de/energie-klima/ambitionslose-stromnetzplanung">uvádí Jakob Schlandt z německého Tagesspiegel</a>.</blockquote>
David Ritter z Institutu pro aplikovanou ekologii (Öko-Institut) uvedl, že scénář „není dostatečně ambiciózní, aby odrážel energetickou politiku, která je v souladu s dosahováním pařížských cílů v oblasti klimatu a z toho pramenících evropských a národních cílů snižováním emisí“.
BNetzA po roce 2035 nepředpokládá provoz uhelných elektráren, což je progresivní výklad <a href="https://oenergetice.cz/nemecko/uhelna-komise-rozhodla-nemecko-odstavi-uhelne-elektrarny-nejpozdeji-roce-2038">plánovaného odklonu od uhlí</a>, oproti provozovatelům přenosové soustavy (PPS) vidí také mnohem vyšší potřebu instalovaného výkonu v plynových elektrárnách.
Jedním z hlavních bodů scénářů je tzv. „síťově orientovaný“ rozvoj výrobních a spotřebních zařízení. To znamená rozvoj např. větrných elektráren nebo Power-to-Gas zařízení v oblastech, které zohledňují potřeby soustavy. S ohledem na potřeby sítě má být např. řízeno i nabíjení elektromobilů.
<h2>Na základě scénářů bude vytvořen plán rozvoje soustavy pro roky 2021-2035</h2>
<blockquote>„Rámcové scénáře jsou počátečním signálem pro nadcházející plán rozvoje přenosové soustavy. Zaměřujeme se zejména na postupné vyřazování uhlí. Dalším tématem je propojování odvětví, například využití elektřiny pro výrobu tepla v průmyslu, přeměna elektřiny na vodík a elektromobilita. Při plánování energetické sítě se vždy berou v úvahu současné cíle energetické politiky spolkové vlády. Provozovatelé přenosových soustav jsou nyní povinni na základě těchto nových předpokladů určit a navrhnout konkrétní projekty rozšíření sítě,“ <a href="https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2020/20200626_Szenariorahmen2021-2035.html">vysvětluje Jochen Homann</a>, prezident BNetzA.</blockquote>
Rozšíření německé přenosové soustavy je jednou z největších současných výzev transformace německé energetiky a rámcové scénáře jsou základem pro plán rozvoje sítě. Na jeho základě němečtí provozovatelé přenosové soustavy vytvoří do konce letošního roku první návrh plánu rozvoje soustavy pro roky 2021-2030, který navrhne konkrétní projekty rozvoje sítě. Druhý návrh má potom být zhotoven do 26. dubna 2021.
Zdroj úvodní fotografie: TenneT

Přenos elektřiny

Scénáře pro rozvoj německé přenosové soustavy podle mnohých podhodnocují rozvoj OZE

Ve spojené království se zavedenými opatřeními proti šíření onemocnění COVID-19 klesla spotřeba elektřiny ve srovnání s běžným stavem zhruba o pětinu. To s sebou přináší rostoucí nároky na řízení soustavy a zvyšuje provozní rizika. Prudký pokles spotřeby odráží uzavření mnoha podniků a průmyslových areálů, které byly nuceny kvůli pandemii omezit nebo úplně zastavit provoz. Informaci <a href="https://www.ft.com/content/54cc33d2-82ab-43c7-8ff8-235278d3858a?fbclid=IwAR3CdQ17VBHfJQPAhpmL3Y1t0cPzwrZWZ5Sb7VzPRV4lHvErc19YnZggQQg">uvedl server Financial Times</a>.
<blockquote>”Za dvacetiletou historii provozu je takto nízká poptávka po energii bezprecedentním případem,” okomentoval stav Tom Edwards, britský odborník na energetiku.</blockquote>
Provozovatel britské přenosové soustavy, společnost National Grid, uvedl, že krátká období, kdy je spotřeba nečekaně nízká, zvyšují provozní rizika. V extrémním scénáři by se mohlo jednat o rozsáhlejší výpadky.
National Grid musí udržovat frekvenci soustavy v rozmezí 49,5 Hz až 50,5 Hz. Poslední případ rozsáhlejšího výpadku ve Spojeném království <a href="https://oenergetice.cz/zahranicni/rozsahly-vypadek-dodavek-elektriny-ve-spojenem-kralovstvi-zpusobil-soucasny-vypadek-dvou-zdroju">nastal v srpnu 2019, tenkrát hodnota klesla na 48,8 Hz</a>. Nyní naopak hrozí překročení horní hranice.
Řídící centrum přenosové soustavy ve městě Wokingham používá několik způsobů jak výkyvům frekvence předejít. Britové tak například platí větrným farmám, aby přerušily výrobu nebo exportují energii do Evropy podmořskými kabely. National Grid také uzavřela dohodu s francouzskou společností EDF o snížení produkce z jejich jaderné elektrárny Sizewell B v Suffolk na západě Anglie.
<h2>Rostoucí podíl OZE a úbytek konvenčních zdrojů</h2>
Situaci nepomáhá ani současně počasí, které je příznivé pro výrobu solárních a větrných elektráren. Data National Grid ukazují, že podíl obnovitelných zdrojů na celkové výrobě elektřiny dosáhl v minulém měsíci až 60,5 %.
<blockquote>“Britská síť není přizpůsobena pro tak velký podíl obnovitelných zdrojů na výrobě. Soustava je stabilní při podílu OZE okolo 50 %,” uvedl Paul Verrill, výkonný ředitel poradenské společnosti EnAppSys. Pokud podíl obnovitelných zdrojů přesáhne 50 %, National Grid musí začít platit větrným farmám za odpojení ze sítě.</blockquote>
Soustava byla navržena okolo elektráren na fosilní paliva, jejichž setrvačné hmoty zmírňují šoky výkonových změn, jejich odstavování a nahrazování obnovitelnými zdroji energie <a href="https://oenergetice.cz/prenos-elektriny/national-grid-rostouci-podil-oze-ubytek-uhelnych-zdroju-klade-rostouci-naroky-rizeni-soustavy">klade vyšší požadavky na řízení sítě, zvláště pak v období nižší spotřeby elektřiny</a>.
<blockquote>“Nebojím se blackoutu, ale spíše nárůstu cen elektřiny, protože všechny větrné elektrárny, které budou muset přerušit provoz, budou požadovat kompenzaci,” dodal Edwards.</blockquote>

Energetika v zahraničí

Nízká spotřeba elektřiny v Británii vede k vyšším nárokům na řízení soustavy

Politickými kroky urychlené uzavírání uhelných elektráren v západní Evropě, zejména v Německu, bude pro Belgii v letech 2020-2025 znamenat požadavek více než 1 GW dodatečného instalovaného výkonu v zimním období. Uzavření belgických jaderných elektráren v zimě 2025-2026 si vyžádá 3,9 GW nového instalovaného výkonu, <a href="http://www.elia.be/~/media/files/Elia/PressReleases/2019/20190628_Press-release-adequacy-and-Flexibility_2020-2030_EN.pdf">uvedl v pátek belgický provozovatel přenosové soustavy, Elia</a>.
Belgie odstaví své jaderné zdroje do roku 2025, přičemž v říjnu 2022 bude ukončen provoz 1GW reaktoru Doel 3 a v únoru 2023 1GW reaktoru Tihange 2, celkem třetiny instalovaného výkonu jaderných elektráren v zemi. Kompletní ukončení provozu jaderných elektráren je plánováno na zimu 2025-2026.
<blockquote>„I v případě, že by jaderný odklon byl částečně zvrácen, například tím, že by se dva reaktory (2 GW) provozovaly déle, bude stále existovat potřeba nového instalovaného výkonu,“ tvrdí ve své zprávě Elia.</blockquote>
Belgie o postupném vyřazování jaderných elektráren z provozu s kompletním ukončením jejich provozu v roce 2025 rozhodla v roce 2003 . Země však prozatím nebyla schopna přijít s plánem, jak chybějící výkon nahradit.
<blockquote>„Nejsme připraveni čelit této výzvě,“ uvedl tento týden generální ředitel Elia Chris Peeters v rozhovoru pro zpravodajskou agenturu Montel.</blockquote>
<h2>Naléhavost situace narůstá</h2>
Společnost Elia zdůraznila „rostoucí naléhavost situace“ a vyzvala vládu, aby se nahrazením chybějícího instalovaného výkonu zabývala s nejvyšší prioritou a pokračovala v rozvoji plánovaného <a href="http://publications.elia.be/upload/UG_upload/6QP0TAOM75.pdf">CRM mechanismu (Capacity Renumeration Mechanism)</a>, který má zajistit pokrytí fixních nákladů elektráren.
<blockquote>„Chceme-li systematicky zajistit bezpečnost dodávek v Belgii po jaderném odklonu, stále se domníváme, že mechanismus CRM, doplňující trh s energií (Energy-Only market) o kapacitní trh, by byl efektivním řešením,“ uvádí Elia.</blockquote>
Elia ve zprávě z roku 2017 odhadovala, že Belgie bude z důvodu uzavření jaderných elektráren v zemi potřebovat 3,6 GW nového instalovaného výkonu, Ve své současné zprávě tuto hodnotu revidovala na 3,9 GW z důvodu urychlených uzavírání uhelných elektráren v sousedních zemích, především v Německu .
V příštích deseti letech budou v Evropě odstaveny uhelné a jaderné elektrárny o celkovém instalovaném výkonu okolo 100 GW, především v západní Evropě. Od vydání předchozí studie Elii z roku 2016 o adekvátnosti výrobních zdrojů přinášejí nově oznámené politické kroky snížení instalovaného výkonu o dalších 26 GW.
<blockquote>„Urychlené odstavování uhelných elektráren v sousedních zemích (Nizozemsku, Spojeném království, Itálii, Francii a zejména Německu) bude mít negativní vliv na naši schopnost dovážet elektřinu v zimních měsících,“ uvádí Elia.</blockquote>

Elektrárny v Evropě

Elia: Belgie musí naléhavě řešit chybějící výkon. Po roce 2025 budou chybět 4 GW výkonu

V elektrizační soustavě kontinentální Evropy došlo 10. ledna k poklesu frekvence na samou mez normálního provozu. Tento stav byl po společném automatickém zásahu provozovatelů přenosové soustavy (TSO) po několika sekundách opět normalizován. Příčina poklesu frekvence je stále předmětem zkoumání.
V <a href="https://www.ceps.cz/cs/synchronni-zony-entso-e">synchronní zóně kontinentální Evropy</a>, která je synchronním propojením přenosových soustav 25 zemí, došlo 10. ledna v 21:02 k poklesu frekvence na 49,8 Hz. Podle vyjádření Evropské sítě provozovatelů přenosových soustav elektřiny (ENTSO-E) a společnosti zajišťující bezpečnostní spolupráci středoevropských TSO (TSCNET) nebyla ohrožena bezpečnost dodávek elektrické energie.
<blockquote>
„Jak je v takových případech běžné, byla provozovateli přenosových soustav regionální skupiny CE podniknuta okamžitá kolektivní akce a podfrekvence byla odstraněna během několika sekund. Incident byl zjevně dostačující k varování provozovatelů přenosových soustav, avšak v žádném okamžiku neohrozil bezpečnost dodávek v Evropě,“ <a href="https://www.tscnet.eu/apg-and-entso-e-comment-on-frequency-drop/?fbclid=IwAR1Dj2i2UcP3tcUoaIR5MFtmlVV5qLhhWsu-0ahsedAQxV9BKXMyNxes568">uvádí TSCNET</a>.
</blockquote>
Rakouská média informovala o možném přerušení dodávek elektřiny v Evropě srovnatelné s blackoutem z listopadu 2006, kdy v rámci preventivního opatření bylo ve Francii od dodávek elektřiny odpojeno 10 milionů domácností. Právě na popud těchto poplašných zpráv vydaly TSCNET a <a href="https://www.entsoe.eu/news/2019/01/16/frequency-drop-in-continental-europe/">ENTSO-E svá vyjádření</a>.
<a href="http://www.apg.at/de/news/aktuelles/2019/01/15/Netzfrequenz">Podle rakouského provozovatele přenosové soustavy APG</a> byl pokles frekvence zapříčiněn řetězcem událostí, rozhodujícím faktorem měla být  údajně datová chyba u německého TSO TenneT.  Z vyjádření ENTSO-E vyplývá, že je nepravděpodobné, že pokles frekvence byl způsoben pouze touto chybou. Existence dalších příčin je předmětem evropského šetření v rámci ENTSO-E, které prozkoumává významné rozdíly v evropské výrobě kolem 21. hodiny a změny v tocích mezi jednotlivými zeměmi.

Rychlé zprávy

Evropská soustava 10. ledna zaznamenala významný pokles frekvence. Příčiny se zkoumají

Provozovateli <a href='http://oenergetice.cz/technologie/elektroenergetika/ceska-prenosova-a-distribucni-soustava-1-dil-elektrifikace-a-princip-funkce/'>přenosové soustavy</a> <a href='http://oenergetice.cz/spolecnosti-cr/ceps-s-profil-spolecnosti-cinnosti/'>ČEPS</a> stoupl v prvním pololetí letošního roku meziročně zisk před zdaněním o 42,9 procenta na 2,15 miliardy korun. Celkové výnosy vzrostly o pětinu na 10,4 miliardy korun, náklady stouply o 15,1 procenta na 8,2 miliardy korun. ČTK to dnes sdělila mluvčí společnosti Hana Klímová. 
 Firma uvedla, že na rozvoj a modernizaci přenosové soustavy letos vynaloží více než 3,7 miliardy korun, v prvním pololetí investovala necelou miliardu Kč.
Mezi nejvýznamnější stavby letošního roku patří podle společnosti například dokončení komplexní rekonstrukce stanic Čechy Střed a Otrokovice nebo rozšíření, rekonstrukce a zvýšení <a href='http://oenergetice.cz/technologie/zkraty-v-elektrickych-sitich/'>zkratové</a> odolnosti transformovny Kočín. 
 ČEPS působí v ČR jako výhradní provozovatel přenosové soustavy na základě licence od Energetického regulačního úřadu. Udržuje, obnovuje a provozuje 42 rozvoden se 75 <a href='http://oenergetice.cz/technologie/elektroenergetika/transformator-zakladni-vlastnosti-a-deleni/'>transformátory</a> a vedení o celkové délce přes 5600 kilometrů. Sto procent akcií společnosti vlastní přes ministerstvo průmyslu stát.

ČEPS v pololetí zvýšil zisk o 43 % na 2,15 miliardy korun

Jaký bude mít vliv odstavování uhelných elektráren na německou přenosovou soustavu, co přinese rozdělení německo-rakouské obchodní zóny a jaký osud čeká jednotnou německou obchodní zónu? I na tyto otázky padla řeč v druhé části exkluzivního rozhovoru s Peterem Hoffmannem, odborníkem odpovědným za zajišťování provozu přenosové soustavy společnosti TenneT.
<a href="http://oenergetice.cz/rozhovory/peter-hoffmann-tennet-rychlost-rozvoje-nemecke-soustavy-muze-byt-hrozbou-energiewende/">1. část rozhovoru: Obnovitelné zdroje energie, Rozvoj přenosové soustavy, Odklon od jaderné energetiky</a>
2. část rozhovoru: Uhelné elektrárny, Rozdělení německo-rakouské obchodní zóny, Budoucnost jednotné německé obchodní zóny
<h3>Peter Hoffman &#8211; TenneT</h3>
<a href="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/04/Peter_Hoffmann_small.jpg"><img class="wp-image-50838 size-thumbnail alignleft" src="http://oenergetice.cz/wp-content/uploads/2018/04/Peter_Hoffmann_small-150x150.jpg" alt="" width="150" height="150" /></a>Peter Hoffmann zahájil svou kariéru v roce 1994 ve skupině E.ON Group, kde se věnoval převážně strategickému rozvoji společnosti v regionu střední a východní Evropy, působil v České republice a Maďarsku. Od května 2004 pracoval v oblasti zajištění provozu pro provozovatele přenosové soustavy v E.ON v Německu. Poté, co byl tento podnik v roce 2010 odprodán společnosti TenneT, se stal ředitelem úseku s přibližně 140 zaměstnanci. Jeho hlavními úkoly bylo zabezpečení dodávek a odbyt energie z obnovitelných zdrojů. V letech 2013 a 2014 si Hoffmann vyměnil úlohy s kolegou z nizozemského TenneT a převzal odpovědnost za zajištění provozu v Nizozemsku. Od roku 2015 je zpět v Bayreuthu, kde je opět odpovědný za zajištění provozu a nyní i za tržní procesy (odečet měřidel apod.) a odolnost vůči fyzickým a kybernetickým útokům.
<h2>Vliv odstavování uhelných elektráren na německou soustavu</h2>
S nástupem nové německé vlády je jedním z hlavních témat diskutovaných ve vztahu k německému sektoru energetiky osud uhelných elektráren. Jaké bude mít následky uzavření uhelných elektráren nad již schválené uzavření 2,7 GW instalovaného výkonu, který je postupně převáděn do uhelné rezervy?
To je otázka, co přijde a co nepřijde, a pak také, kde budou elektrárny odstaveny. Máme oblasti, jako v soustavě 50Hertz, v bývalém východním Německu, kde máme velké množství větrných elektráren a navíc mnoho uhelných elektráren. Jedná se o obrovskou oblast s přebytkem elektrické energie, takže uzavření elektráren by mělo dokonce pozitivní vliv na naše linky a naše přetížení. Mohou však existovat další oblasti, např. na jihu Německa, kde by uzavření elektráren mělo stejný účinek jako v případě uzavírání jaderných elektráren a museli bychom přenášet ještě větší výkon do Bavorska a Bádensko-Württemberska. Takže to opravdu záleží na tom, zda by byly vybrány elektrárny, které mají pozitivní vliv na zatížení sítě, nebo ne.
Kromě toho další věcí je cenový efekt. Pokud dojde k uzavření hnědouhelných elektráren, bude to jistě znamenat nárůst cen, protože tyto elektrárny vyrábí i v případě výroby větrných elektráren, takže jejich výroba jde na export. Pokud budou uzavřeny, cena se zvýší, ne příliš, ale zvýší. Vývoz Německa bude nižší, ale to je cílem naší vlády, protože musí splňovat cíle v oblasti emisí CO2.
Podívejte se například na Lucembursko, které je plně závislé na dovozu. Nemají proto jedinou elektrárnu, která by produkovala emise CO2. Takže jsou zcela bezemisní, protože dovážejí elektřinu a nikdo nezjišťuje, jak tato elektřina vzniká. Všechny exportní země jsou zatíženy emisemi CO2.
Takže uzavření hnědouhelných elektráren sníží export Německa a dokonce nám pomůže splnit naše cíle v oblasti emisí CO2. To je způsob, jak o tom naše vláda přemýšlí. Dokonce, i kdyby to mělo znamenat zvýšení ceny.
Řekl jste, že se sníží vývoz, ale po uzavření jaderných elektráren nevidím žádný velký manévrovací prostor pro uzavírání dalších elektráren.
To záleží na okolnostech. Jako provozovatel přenosové soustavy vydáváme <a href="https://www.netztransparenz.de/Weitere-Veroeffentlichungen/Leistungsbilanzbericht">Zprávu o rovnováze výroby a spotřeby (Leistungsbilanzbericht)</a>. Podle ní i bez výroby z větrných a solárních elektráren, jsme v současnosti schopni i v případě nejvyššího zatížení toto zatížení pokrýt vlastními elektrárnami. Teoreticky nejsme v žádné situaci závislí na dovozu.
Až začneme uzavírat další elektrárny, Německo se připojí k jiným zemím v Evropě, které nejsou soběstačné z hlediska výroby elektřiny. Znamená to, že v průběhu roku bude existovat několik hodin, kdy už nebudeme schopni pokrýt vlastní spotřebu a v tuto chvíli se budeme spoléhat na dovoz, což je běžný způsob chování v Evropě. Potom, pokud budeme mít vyšší cenu, můžeme importovat elektřinu. Takže v tomto smyslu, pokud uzavřeme více konvenčních elektráren, tak se připojíme ke zbytku Evropy.
Ale pravděpodobně si vybavujete studenou vlnu z jara loňského roku, kdy Francie a Belgie měli zásadní problémy, aby pokryli své zatížení, a byli velmi šťastní, že Německo bylo stále schopno exportovat nějakou elektřinu. Pokud tento vývoj bude pokračovat i v jiných zemích, mohli bychom dojít k situaci, kdy v Evropě budeme čelit děsivě vysokým cenám elektřiny &#8211; a budeme nuceni provést odpojování zátěže někde v Evropě. Pravděpodobnost vzniku takových situací se zvýší.
Mohla by tato situace podle vás přinést pobídku k výstavbě nových elektráren?
Ano, to by mohla. To je ta myšlenka. Německo stále věří v tržní sílu, takže pokud budou ceny volatilnější a dokonce s vyššími cenovými špičkami, mohla by to být pobídka pro vybudování plynových elektráren. Ty mohou být využity například po 100 nebo 200 hodin ročně, kdy si mohou přijít na dobré peníze, takže by to mohla být dobrá investice. Všichni víme, že plynové elektrárny jsou nejlepším doplňkem pro svět obnovitelných zdrojů energie.
Vraťme se nyní ke zmiňovanému nárůstu ceny. Byly by dodatečné náklady pro konečné spotřebitele snesitelné? Německo má již dnes jednu z nejvyšších cen elektřiny v EU pro domácnosti i pro průmysl.
Musíme zde rozlišovat mezi průmyslem, který čelí konkurenci, a komerčními podniky a domácnostmi, které nejsou v evropské konkurenci. Ano, skutečné náklady na domácnosti jsou nyní kolem 30 centů za kWh, ale to nikomu neškodí. Víceméně to v Německu není velký problém. Myslím, že průměrný příjem německé rodiny je asi 2-3krát vyšší než v České republice a myslím, že ceny nejsou dvakrát nebo třikrát vyšší. Takže pokud srovnáváme ceny elektřiny, musíme se také podívat na příjem rodiny, a pak vidíme, že ceny domácností jsou opravdu snesitelné, takže to není problém.
Téma to je potom pro průmysl a zde vidíme dobrý vývoj. Ceny elektřiny jako komodity jsou v současné době jedny z nejnižších v Evropě s veškerou výrobou z větru a hnědého uhlí, proto je v současné době Německo tak velkým vývozcem elektřiny. Všichni v okolí, Nizozemsko, Belgie, Francie, jsou velmi vděční za možnost importovat tuto levnou elektřinu z Německa. Kromě toho zde máme zvláštní výjimku pro velký průmysl, který nemusí platit vysoké síťové poplatky vysokou a EEG poplatek [příspěvek na OZE] a všechny další dodatečné náklady na obnovitelné zdroje energie. Průmysl v Německu je v současnosti velmi spokojen, protože má výjimku z plné ceny.
Ovšem, v Německu probíhala diskuse, zda bude tato výjimka zachována.
Ano, tato diskuse probíhala. Například je zavedeno jednoduché pravidlo, že pokud podnik potřebuje energii po více než 700 hodin za rok, je oproštěn od povinnosti platit EEG poplatek. Ovšem toto pravidlo pochází z minulosti, kdy jaderné elektrárny poskytovaly baseload výkon, v té době to byl dobrý nápad. Nyní naproti tomu s velmi volatilními dodávkami elektřiny a volatilní cenou tento koncept již nedává smysl. Bylo by lepší podporovat ty průmyslové podniky, které dostatečně flexibilní pro to, aby vyráběly v době vysoké výroby z větru a slunce namísto konstantně. Toto je dinosauří myšlenka z minulosti, která neodpovídá budoucímu vývoji. Uvítal bych změnu tohoto systému. Nicméně díky této výjimce je náš průmysl velice konkurenceschopný v Evropě.
Jaký zdroj by se mohl stát vhodnou náhradou uhelných elektráren, zmínil jste již plynové elektrárny, vidíte zde nějaké další možnosti, které by mohly být vhodné?
V energetickém systému budoucnosti, kdybych musel postavit elektrárny na zelené louce, postavil bych obnovitelné zdroje a jako doplněk k tomu bych potřeboval velmi rychlé a flexibilní elektrárny, které jsou nákladově efektivní i pokud jsou provozovány pouze stovky hodin za rok, řekněme až do tisíce hodin.
Investiční náklady plynových elektráren jsou velmi nízké. Je to technologie, která je k dispozici ve velmi krátkém čase. Tyto elektrárny mohou být najety v několika minutách, mohou velice rychle zvýšit výkon, mají velmi nízkou hranici minimálního výkonu a jejich výstavba stojí pouze 800 eur/kW instalovaného výkonu. Takže za mě, nejlepší doplněk k OZE by byl záložní systém plynových elektráren. Je to také výhoda s ohledem na technologii power to gas v budoucnu, která může být také možností. Potom můžete navíc vyrábět plyn z přebytečné energie z OZE. Proto dle mého názoru ze současně dostupných technologií toto by byla ideální volba.
Provozovatelé přenosových soustav (PPS) v Německu požadovali možnost sami postavit plynové elektrárny na jihu Německa. To nebylo povoleno Evropskou komisí a zákon toto umožňující byl nakonec změněn tak, aby si PPS mohli pouze pronajímat takové elektrárny pro vlastní síťové potřeby. Jak se k situaci stavíte nyní? Je stále požadavkem provozovat nebo pronajímat elektrárny na jihu Německa?
Již jsme hovořili o reakci trhu, že by mohl přijít s vlastním řešením k výstavbě těchto elektráren. Nicméně předtím než kdokoliv investuje vlastní peníze do plynových elektráren, chce aby tento záměr byl profitabilní a současné ceny a volatilita neposkytují dostatečnou pobídku k výstavbě takových elektráren. Proto pro přechodné období nám, provozovatelům přenosové soustavy, naše vláda poskytla možnost vybudovat 1,2 GW plynových elektráren. Ty by nebyly součástí trhu a sloužily by pouze jako záložní systém. Nicméně, naše vláda doufá, že za několik let tyto elektrárny budou postaveny samotným trhem. Takže nyní, němečtí PPS mohou provozovat tyto elektrárny pro vlastní potřeby. Kvůli legislativnímu rámci evropské unie tyto elektrárny nemůžeme vlastnit, můžeme si je pouze pronajímat. Ale v tom pro mě neexistuje žádný rozdíl. Dokud jsou k dispozici a čekají na můj povel, nestarám se o to.
V jaké formě poskytnete pobídky pro výstavbu těchto elektráren?
Bude se jednat o tender, který bude zveřejněn brzy v letošním roce. Požadujeme 1,2 GW instalovaného výkonu na jihu Německa, například v oblasti Bavorska, Bádenska-Württemberska nebo Jižního Hesenska. Sám trh si vyhodnotí, co může být nejlevnější lokalita pro ně a přijde s nabídkami. My vybereme tu nejlevnější a následně budeme mít možnost tyto elektrárny provozovat.
<h2>Rozdělení německo-rakouské obchodní zóny</h2>
Jaké budou důsledky rozdělení společné německo-rakouské obchodní zóny na PPS v Německu?
Velmi se na tento krok těším, z důvodu, jak jsem dříve zmínil, vysokých nákladů na redispečink a předcházení přetížení. Rozdělení obchodní zóny s Rakouskem o trochu sníží tyto náklady, protože budeme částečně schopni omezovat trh. Diskutuje se aktuálně o maximální přenosové kapacitě ve výši 4,9 GW mezi oběma zeměmi, což je v několika hodinách v roce o mnoho méně než zaznamenáváme nyní. Dnes máme až 7-8 GW obchodovaných a samozřejmě potom musíme provádět mnoho redispečinku k předejití negativních vlivů nejenom na naše vedení, ale také spojených <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/analyza-enormnich-pretoku-vykonu-z-nemecka-na-prelomu-roku-20142015/">s přetoky, které jsme v minulých letech viděli</a> v České republice a Polsku.
Situace je nyní o něco jednodušší díky <a href="http://oenergetice.cz/elektrina/ceps-uvedl-do-provozu-zbyle-dva-pst-transformatory/">PST transformátorům instalovaným na hranicích</a>. Nicméně se sníží tlak na tyto PST transformátory. Ty přetokům úplně nezabraňují, stále tu nějaké jsou. Provoz celého systému v Německu a východní Evropě bude jednodušší díky rozdělení německo-rakouské obchodní zóny.
Někteří byli proti rozdělení, zejména v Rakousku, jelikož tam může dojít ke zvýšení cen elektřiny. Zaznamenal jste nějaké další strany, které by byly proti rozdělení?
Rakouské obyvatelstvo, které může čelit vyšším cenám elektřiny, ale také někteří obchodníci, protože budou omezeni. Ti mohli vydělávat na prodeji a nákupu elektřiny a velké společné obchodní zóně. Takže ti zrovna nebudou šťastni, ale nemůžou si skutečně stěžovat, protože toto je standardní postup v Evropě při rozdělování obchodní zóny. Takže obchodníci nejsou spokojeni s tímto rozhodnutím, ale nemohou si oficiálně stěžovat. Jediní, kdo si stěžovali, byli Rakušané, protože se obávají rostoucích cen.
Zóna by měla být rozdělena od 1. října 2018. Existuje možnost, že se tak nestane?
Nemám žádné informace o tom, že by se tak nemělo stát ve zmíněný termín. Vyžaduje to dlouhodobé plánování &#8211; musíme to oznámit účastníkům trhu, tak aby neprováděli žádné další obchody. Bylo by to velice komplexní, pokud bychom museli rozdělení odložit.
<h2>Budoucnost jednotné německé obchodní zóny</h2>
Vzhledem k problematickému rozvoji přenosové soustavy v Německu, myslíte si, že nastane okamžik, kdy může být nezbytné rozdělit Německo do více obchodních zón?
Nejprve musíme chápat to, že rozdělení obchodní zóny nezmění fyzikální situaci, rozdělení obchodní zóny je pouze tržní teoretický konstrukt . Při pohledu na Rakousko, kdybychom rozdělili naši obchodní zónu tak, jak to provádíme s Rakouskem, vypočítáme maximální přenosovou kapacitu, kterou můžeme nabídnout trhu. Trh může následně této přenosové kapacity využít a teoreticky existuje limit toků, které jsou naše vedení schopná přenést. Pokud by nedošlo k rozdělení obchodní zóny, měli bychom stejnou fyzikální realitu potom, co provedeme všechen redispečink. Pokud trh prodá více elektřiny do Rakouska, což přetíží vedení, musíme provést redispečink jako protiopatření. Proto, po redispečinku a provedení dalších opatření na řízení přetížení teoreticky, čelíme stejné situaci, neexistuje žádný fyzikální rozdíl.
Jediným rozdílem je, a to teď mluvím za sebe jako provozovatele přenosové soustavy, že, je pro mě mnohem jednodušší nechat trh vyřešit tento problém namísto mě. Protože, když to musím udělat já, stojí to mnoho dodatečné práce a potřebných výpočtů a vždy existuje teoretické riziko, že nebudu schopen realizovat následnou dodávku elektřiny. Proto, z pohledu provozovatele přenosové soustavy, by bylo vhodné, kdyby došlo k rozdělení obchodních zón. Můj život by byl mnohem jednodušší.
Při pohledu na rozdělení Německa do obchodních zón ale také chápu, že je cílem vlády zónu nerozdělit. Říkají, my víme pane Hoffmanne, že vy jako Tennet budete mít mnoho problémů, pokud nedojde k rozdělení německé obchodní zóny, ale věříme, že jste tyto problémy schopni vyřešit a dostanete k dispozici veškeré potřebné finanční prostředky pro redispečink a řízení přetížení, tak abychom mohli zachovat jednotnou obchodní zónu. Takže fyzikální realita se nemění, jedná se pouze o umožnění jednotné obchodní zóny v Německu a položení břemena na má ramena. Což je pro mě stresující, riskantní, stojí to mnoho peněz, ale pokud je to řešení naší vlády, fajn.
Clean Energy Package (CEP), pokud se nemýlím, tvrdí v paragrafu 13 přesně to samé &#8211; je na rozhodnutí jednotlivých zemí, jestli chtějí rozdělení obchodní zóny, nebo jestli přijdou s pětiletým strategickým plánem na posílení přenosové soustavy a ponechají si jednotnou obchodní zónu. Ale potom musí sami nést veškerou zátěž řízení přetížení. Takže na to vše CEP myslí, ani Evropa nás netlačí k rozdělování obchodních zón, je to na zemích samotných.
Dochází k posilování vedení na německo-rakouské hranici, dochází k výstavbě nových vedení?
Přenosová kapacita na rakouské hranici je velmi vysoká, jedná se okolo 10 GW, více než dvojnásobek úzkého místa, které zaznamenáváme. Nejedná se o celkovou přenosovou kapacitu na rakouské hranici, jedná se o efekt na okolní země, Českou republiku, Polsko a naše vlastní vedení, to je důvod proč nejsme schopni přenášet tak vysoká množství. A existují také některá konkrétní vedení na rakouské hranici, která jsou přetěžována.
Takže problém vězí v posilování konkrétních vedení. <a href="http://www.acer.europa.eu/Official_documents/Acts_of_the_Agency/ANNEXES_CCR_DECISION/Annex%20IV.pdf">Ze zprávy ACER</a> vyplývá, že problémy existují také uvnitř Rakouska s propojením do oblasti země s vysokou spotřebou.
Ano, jsou tam stále některá 220kV propojení a cílíme na navýšení napětí na 380 kV a posílení soustavy v St. Peter. Takže tepelná kapacita je velmi vysoká, ale existují úzká místa na hranicích, která budou odstraněna.
Zdroj úvodní fotografie: <a href="http://www.metastream-netzwerk.de/">metaStream Netzwerk</a>

Rozhovory

Peter Hoffmann (Tennet): Při rozdělení obchodních zón v Německu by byl můj život mnohem jednodušší

Peter Hoffmann (TenneT): Rychlost rozvoje německé soustavy může být hrozbou pro Energiewende

Obchodníci s elektřinou žádají Výbor Evropského parlamentu pro energetiku, aby v klíčovém hlasování 21. února odmítl návrh Rady EU stanovující minimální 75% výši přeshraničních kapacit přidělovaných trhu. <a href="http://www.efet.org/Files/Documents/JOINT%20STATEMENTS/Joint%20Statement%20on%20Art%20%2014_Feb2018%5b1%5d.pdf">Ve společném prohlášení</a> to ve čtvrtek uvedla čtyři sdružení z odvětví. <a href="https://www.entsoe.eu/Documents/News/180202_ENTSO-E_public_statement_on_Art_14_Electricity_Regulation.pdf">Proti návrhu se vyslovila</a> i Evropská síť provozovatelů přenosových soustav elektřiny (ENTSO-E).
Ministři EU v návrhu Nařízení o vnitřním trhu s elektřinou zahrnuli ve své vyjednávací pozici návrh, aby do konce roku 2025 bylo na přenosových profilech mezi obchodními zónami nejméně 75 % přenosové kapacity rezervováno pro volné obchodování. Tento návrhu byl přijat na zasedání Rady EU 18. prosince.
Součástí návrhu je, že pokud země EU nedosáhnou tohoto cíle, bude Evropská komise mít pravomoc navrhnout opatření k vyřešení tohoto problému, včetně rozdělení obchodních zón, pokud by to situace vyžadovala.
Úprava obchodních zón je v EU velmi citlivým tématem a názory na to, zda by   obchodní zóny měly být určovány na základě technického nebo politického rozhodnutí, se liší.
Ve svém společném prohlášení vydaném v minulém týdnu se proti tomuto bodu vyjádřila sdružení obchodníků s elektřinou EFET, sdružení energetických výrobců Eurelectric, sdružení energetických asociací Market Parties Platform a norské energetické sdružení Nordenergi.
<blockquote>
„Koncept ‚minimální hranice‘ přeshraniční kapacity přidělované trhu je neadekvátní a zavádějící. Arbitrární jednotná hodnota pro všechny hranice EU by ignorovala hodnotu vytvářenou přeshraničním obchodem, skutečnost systému a specifika regionálních a vnitrostátních trhů. To by také vedlo k umělým cenovým signálům,“ uvádí prohlášení.
</blockquote>
ENTSO-E v prohlášení z tohoto měsíce také varovalo před návrhem a upozorňuje, že zavedení opatření by si ze strany provozovatelů přenosových soustav vynutilo &#8222;výrazně více redispečinku&#8220;. Důsledkem by byl podle ENTSO-E nárůst emisí CO2 z důvodu nutnosti uvádět do provozu méně účinné elektrárny a navýšení účtů pro koncové spotřebitele vlivem nutnosti hradit náklady na redispečink.
<blockquote>
„Pokud dojde k implementaci na základě dohody z 18. prosince mezi členskými státy, návrh článku 14 by vedl k tomu, že pravidla obchodování a fyzická realita energetického systému by se ještě více rozcházela. Především cílová hodnota 75 % přeshraniční kapacity přidělované trhu se zdá být arbitrárně zvolena a postrádá fyzické a ekonomické odůvodnění,“ uvádí ENTSO-E.
„ENTSO-E nepodporuje žádný podobný arbitrární celoevropský cíl minimální kapacity. Cíle týkající se minimální kapacity, jaké navrhuje Rada, by měly být definovány a pravidelně přezkoumávány na základě ekonomické a fyzikální analýzy a měly by být odlišné pro jednotlivé regiony. Rovněž musí být provozovatelům přenosových soustav povoleno odchýlit se od dosažení tohoto kapacitního cíle, pokud jde o bezpečnost systému,“ dodává prohlášení ENTSO-E.
</blockquote>

ENTSO-E a energetické asociace jsou proti vyhrazení minimálně 75 % přeshraničních kapacit pro obchodování

Německý regulátor (Bundesnetzagentur &#8211; BNetzA) <a href="https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2017/31052017_Netzreserve.html?nn=265778">minulý týden potvrdil potřebu</a> výstavby elektráren na jihu Německa, které mají provozovat tamní provozovatelé přenosové soustavy (PPS) za účelem stabilizace soustavy po odstavení jaderných elektráren. Zda je toto opatření v souladu legislativou EU je nyní předmětem schvalovacího procesu Evropské komise.
Ve <a href="http://oenergetice.cz/nemecko/nemecti-sitovi-provozovatele-se-dozaduji-plynovych-elektraren-jihu-zeme/">společné zprávě z letošního února</a> němečtí PPS (50Hertz, Tennet, Amprion a Trensnet BW) žádali o povolení výstavby a provozu plynových elektráren o celkovém výkonu okolo 2 GW v jižním Hessensku, Bavorsku a Bádensku-Württembersku pro stabilizaci sítě. Podle PPS jsou tyto elektrárny nezbytné po odstavení jaderných elektráren v roce 2021 a 2022 zejména pro uvedení soustavy do rovnovážného stavu při výpadcích zdrojů nebo poruchách na vedení.
Ve středu 31. 5. vydala BNetzA stanovisko k tomuto požadavku, ve kterém schvaluje potřebu těchto zdrojů a to ve výši 1,2 GW instalovaného výkonu. Tyto zdroje mají být schopné reagovat na vzniklé problémy dokud nebudou dokončena stejnosměrná vedení v přenosové soustavě Německa. Regulátor rovněž uvedl, že zařízení musí být provozována mimotržně a tedy nesloužit pro vyrovnání nabídky a poptávky. Provozovat je případně budou přímo PPS pro potřeby stabilizace soustavy.
Rozdíl ve výši instalovaného výkonu mezi původním požadavkem a stanoviskem BNetzA se nezakládá na principiálních odlišnostech, ale je výsledkem korektur v modelovém výpočtu.
Ke konkrétnímu umístění elektráren se se BNetzA nevyjadřuje, uvádí pouze, že z hlediska energetické soustavy je vhodné jejich umístění na jihu Německa.
Výstavbu a provoz elektráren pro zajištění bezpečnosti a spolehlivosti provozu přenosové soustavy ze strany PPS v Německu umožňuje paragraf 13k <a href="https://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/enwg_2005/gesamt.pdf">německého energetického zákona (EnWG)</a>. Tato část německého energetického zákona je nyní předmětem schvalovacího procesu Evropské komise, jehož výsledkem může být potřeba legislativní úpravy.

BNetzA potvrdila potřebu elektráren na jihu Německa, které mají být v gesci síťových provozovatelů

Provozovatel české přenosové soustavy (ČEPS) společně s provozovateli v dalších 4 zemích <a href="http://www.ceps.cz/CZE/Media/Tiskove-zpravy/Stranky/Dvoustrann%C3%A1-dohoda-o-rozd%C4%9Blen%C3%AD-n%C4%9Bmecko-rakousk%C3%A9-z%C3%B3ny-je-nep%C5%99ijateln%C3%A1.aspx">upozorňují na nepřijatelnost</a> způsobu výpočtu a přidělování přeshraničních přenosových kapacit na německo-rakouské hranici, na kterém se německý a rakouský regulátor dohodli v dvoustranné dohodě. Upozorňují na absenci jakékoliv koordinace se sousedními státy a nepřijatelném zahrnutí rakousko-německé hranice do regionu středozápadní Evropy namísto regionu středovýchodní Evropy.
15. května informoval německý regulátor (Bundesnetzagentur) o dvoustranné dohodě s rakouským regulačním úřadem (E-Control) o společném rámci pro řízení přetížení. Dle společného prohlášení zveřejněného oběma orgány by systém řízení přetížení pro přenos elektřiny na hranici mezi Rakouskem a Německem měl být zaveden od 1. října 2018.
V současnosti neomezená obchodní kapacita na německo-rakouském trhu s elektřinou by měla podle nového systému být ve výši nejméně 4,9 GW nabízena účastníkům trhu v podobě dlouhodobých přenosových kapacit. Mimo to bude přidělování přeshraniční přenosové kapacity probíhat na denní bázi se začleněním do stávajícího výpočtu přidělování přenosových kapacit v regionu středozápadní Evropy (CWE). To navzdory tomu, že tento krok neodpovídá požadavku Agentury pro spolupráci energetických regulačních orgánů (ACER) zařadit přidělování kapacit na německo-rakouské hranici do koordinovaného výpočtu přidělování kapacit regionu středovýchodní Evropy (CEE).
<h2>Dočasné řešení se může stát trvalým</h2>
ČEPS není jediným provozovatelem přenosové soustavy, který je vývojem situace překvapen. Společně s provozovateli přenosové soustavy v Maďarsku (MAVIR), Polsku (PSE), Rumunsku (TRANSELECTRICA) a na Slovensku (SEPS) vyjadřuje znepokojení nad netransparentností implementace způsobu řízení přetížení na německo-rakouské hranici.
<blockquote>
&#8222;Pro českou přenosovou soustavu to nepředstavuje významnou změnu. Navíc hrozí, že deklarované dočasné řešení se změní v řešení trvalé,“ uvádí Zbyněk Boldiš, člen představenstva ČEPS, a.s., zodpovědný za energetický obchod a dispečerské řízení.
</blockquote>
Zmiňovaným provozovatelům přenosových soustav rovněž vadí absence jakékoliv koordinace stanovení limitů přenosových kapacit s provozovateli dotčených soustav. Poukazují na to, že uvedená přeshraniční kapacita nezohledňuje dopady na okolní země, výši jejich přeshraničních kapacit ani vliv na provoz jejich přenosových soustav.
<blockquote>
„Platí, že rozdělení německo-rakouské obchodní zóny je nezbytné uskutečnit co nejdříve. Považujeme je za zásadní směrem k nastavení rovného prostředí při obchodování s elektřinou ve střední Evropě. Vydávání dvoustranných rozhodnutí bez koordinace s ostatními provozovateli přenosových soustav však popírá princip užší spolupráce v rámci nově vzniklého společného regionu Core,“ dodává Boldiš.
</blockquote>