V posledních letech se stále více mluví o rizicích vzniku blackoutů v kontrastu s náklady na zajištění energetických potřeb země. Avšak základní otázka leží mírně v pozadí, a to: „Jakou cenu jsme ochotni zaplatit, abychom blackoutům předešli?“

Tato otázka se nyní dostala do popředí po oznámení rozhodnutí Anglické firmy Scottish Power’s uzavřít uhelnou elektrárnu Longannet do března 2016 a snížit tak výrobní kapacity o 2,4 GW. Firma zároveň odstoupila od plánů nahradit tento chybějící výkon plynovou elektrárnou v Cockenzie.

 

Dopady snižování elektrických dodávek v zimě 2014/15

Ohlédneme-li se za letošní zimou 2014-15 ve Velké Británii, lze říci, že nabídka na energetickém trhu byla velmi omezená. Dva dny v polovině října 2014 převládala nabídka elektrické energie pouze nepatrně nad poptávkou z důvodů nízkých úrovní větru spolu s opožděným nástupem uhelných elektráren, které podstupovaly v letních měsících dlouhodobé odstávky za účelem údržby.

Tento stav vyústil k omezenému množství volných kapacit na trhu, které mělo za následek cenové špičky 262 a 266 liber za 1 MWh ve dnech 14. a 16. října 2015. Běžná cena za 1 MWh v tomto období přitom bývá 40-45 liber.

Uhelná elektrárna Longannet je 2. největší uhelnou elektrárnou v Anglii Zdroj: scottishpower.com
Uhelná elektrárna Longannet je 2. největší uhelnou elektrárnou v Anglii
Zdroj: scottishpower.com

Krátce po tomto období byly po údržbě opět spuštěny uhelné elektrárny a do poloviny zimy 2014/15 byly výrobní kapacity navýšeny o 1/3 oproti říjnu. Nabídka tedy byla výrazně navýšena a ceny silové elektřiny se již nepřiblížily úrovni ze 14. a 16. října. Průměrné ceny silové elektřiny se v lednu pohybovaly často pod 40 librami za MWh.

V období od října 2014 do března 2015 byl faktor zatížení větrných parků v průměru 37 % z instalovaného výkonu. Paroplynové elektrárny vykazovaly koeficient zatížení ve stejném období 28 % instalovaného výkonu. To znamená, že v zimě 2014 bylo více nevyužitého instalovaného výkonu v plynových a olejových elektrárnách než ve větrných parcích. Pro srovnání byl faktor zatížení uhelných elektráren 55% a jaderných elektráren 67 % z jejich instalovaných výkonů.

Tyto CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) byly nahrazeny výrobou ve větrných parcích a dovozem elektřiny z Evropy. Celkově v posledních dvou letech poptávka po elektrické energii stagnuje a v rámci zvyšování efektivity zařízení lze předpokládat, že se v následujícím období nijak výrazně zvyšovat nebude. Z toho důvodu budou nadále paroplynové zdroje odstaveny a jejich energetický potenciál zůstane, kvůli vysokým provozním nákladům, nevyužitý.

Až na kolísání produkce z větrných parků z října 2014 byla poptávka po elektřině natolik nízká, že nebylo nutné najíždět paroplynové elektrárny. Jako důsledek tohoto stavu za celé zimní období již cena silové elektřiny ani krátkodobě nestoupla do podobné výše jako v říjnu 2014.

Nízké zisky pro udržení současných kapacit

Dle analýz je rozhodnutí o uzavření elektráren jako Killingholme (CCGT) a Littlebrook pochopitelné. Stejně tak se zdá být logické uzavření velké uhelné elektrárny Longannet umístěné severozápadně od Edinburghu pro nadbytek výrobních kapacit ve Skotsku.

Nakonec energetický trh celých 99 % času tyto elektrárny nepotřebuje, neboť spotřeba je pokrývána ze zdrojů s nejnižšími náklady na provoz (především dotované zdroje). Proto při současných podmínkách nechtějí majitelé platit za zdroje, které nevyrábí, tedy ani nevydělávají. V některých případech dochází k předčasnému vyřazení konvenčních zdrojů z provozu ještě před dovršením jejich plánované životnosti. Výrobní kapacity těchto elektráren nejsou při stagnující energetické poptávce využitelné, neboť na trhu nedokáží cenově konkurovat dotovaným zdrojům.

Potenciální problémy mohou vznikat při nárazovém vzrůstu poptávky po volných výrobních kapacitách, které však kvůli neekonomickému provozu budou vyřazeny a spotřebu nebude možné uspokojivě pokrýt. Tato ztráta rezervních kapacit může v budoucnosti vést k občasným blackoutům.

Dle dat ze sledování kapacitních mechanismů v průběhu zimy 2014/15 je možné očekávat v dalším roce snížení předběžně nasmlouvaných dodávek o 11 GW. Řešení této nerovnováhy by mohlo být docela prosté. Vytvořit smlouvu o dodatečných kapacitách pro řízení pokrytí aktuální spotřeby.

Paroplynový cyklus elektrárny spalující přírodní plyn Zdroj: eon.com
Paroplynový cyklus elektrárny spalující zemní plyn

Na základě současných cen v energetické aukci stojí každá GW výkonu ročně 20-25 miliónů liber. V případě předsmlouvaných 10 GW rezervního výkonu navíc po čas celého roku, lze předpokládat navýšení nákladů o 40 miliónů liber pro provozovatele elektrizační soustavy, respektive zákazníky. Těchto 10 GW výkonu by zajistilo dostatečnou rezervní kapacitu pro případ nepředpokládaných výpadků a zamezilo by budoucím blackoutům.

Přesto je toto řešení pro spotřebitele poměrně drahé. Zamýšlených 10 GW elektrického výkonu nad předpokládanou spotřebu by sice významně snížilo riziko výpadků energetických dodávek, v následujícím desetiletí se však statisticky odhaduje doba pouhých 6 hodin, kdy by blackouty mohly vzniknout. To znamená přibližně 300-600 miliónů liber za hodinu blackoutu.

Při těchto nákladech je rozumné poohlédnout se po méně nákladných alternativách.

 

Alternativní možnosti

Levnější alternativy se skrývají především v poptávkové části trhu. V současnosti jsou předem smluvené dodávky příliš nízké na to, aby mohly uspokojivě řešit „málo pravděpodobné riziko blackoutu“. Velké energetické společnosti většinou dávají přednost svým potřebám, tedy obchodním a osobním zájmům a omezují svoji výrobu namísto důslednější kontroly, řízení a plánování.

Tato situace se však pomalu zlepšuje s nástupem specializovaných firem, které se zaměřují na sledování poptávek na energetickém trhu a jejich predikci.

 

Skryté problémy

Kromě zajištění dostatečných kapacit pro pokrytí spotřeby, mohou vznikat blackouty i z další příčiny, která někdy není tak zřejmá.

Největší riziko blackoutů nemusí přicházet z malého rozdílu mezi nabídkou a poptávkou na trhu, ale spíše že produkce elektrické energie nebude schopna dostatečně rychle reagovat na okamžité výpadky a vzniklou nerovnováhu mezi výrobou a spotřebou.

Pokud se nepředpokládá využití elektrárny pro zabezpečení elektrických dodávek, potom je vychlazena a ve stavu nečinnosti. Doba potřebná pro najetí takovéhoto zdroje na požadovaný výkon může trvat i několik hodin. Se zvyšujícím se množstvím obnovitelných zdrojů v energetickém systému a se vzrůstajícím zatížením operátora elektrizační soustavy bude blackout způsoben spíše než nedostatečnou kapacitou na straně výroby, nemožností dostatečně rychle dodat požadované navýšení výkonu v krátkém časovém úseku.

Za poslední rok monitoruje organizace EnAppSys frekvenci sítě a analyzuje velké odchylky, které mohou vést k výpadkům. EnAppSys zaznamenala mnoho událostí, kdy si nepředpokládaná změna větru, či ztráta propojovacích kapacit vyžádala pokyn pro rychlý start přečerpávacích elektráren.

Řešení tohoto problému leží v rychle dostupném energetickém úložišti, krátké odezvě managementu spotřeby, točivých rezervách a potenciálně i nových regulátorech frekvence sítě, či rychle startujících elektrárnách.

 

Větrný park Bowbeat, Velká Británie
Větrný park Bowbeat, Velká Británie

Větší kapacity znamenají vyšší bezpečnost, ale i náklady

Konečný zákazník platí cenu za nepřerušené dodávky elektřiny. Více volných kapacit znamená vyšší bezpečnost dodávek, ale také vyšší účty za elektřinu. Všichni zákazníci se musí rozhodnout, zda je důležitější energetická bezpečnost země či nižší cena za elektřinu.

Ve stejnou dobu pokračují iniciativy a investice do nízkouhlíkaté energetiky, která má snížit produkci emisí a potřebuje značnou finanční podporu, na které se podílejí všichni spotřebitelé.

V nízkouhlíkové energetice dává smysl instalace větrných elektráren ve Skotsku a solárních farem v jižní Anglii. To bude mít za následek uzavření skotských uhelných elektráren a britských paroplynových elektráren, na kterých jsou již nyní vidět snížené provozní hodiny. V reakci na podmínky trhu musí být ale zajištěno, aby použité technologie překonaly problémy způsobené tímto přechodem, aniž by spotřebitel platil nepřiměřené náklady. Což je v současných podmínkách velmi obtížný úkol.

Zároveň vybízí k zamyšlení smysl výstavby paroplynových zdrojů, které jsou z horké rezervy schopny najet do několika minut, pokud jsou následně zakonzervovány a doba pro jejich najetí se pak prodlouží na 1-3 dny. Velká část podobných paradoxů je způsobena modifikací tržních principů formou ekologických dotací.

Zdroj obrázků v textu: eon.com

Komentáře

0 komentářů ke článku "undefined"

Přidat komentář

Vaše emailová adresa nebude zveřejněna. Vyžadované informace jsou označeny *