Domů
Obnovitelné zdroje
Doba bez podpory: Jak se německé obnovitelné zdroje z počátku tisíciletí uplatní na trhu?
Obnovitelné zdroje - větrné a fotovoltaické elektrárny

Doba bez podpory: Jak se německé obnovitelné zdroje z počátku tisíciletí uplatní na trhu?

S blížícím se rokem 2021 přichází doba, kdy německým obnovitelným zdrojům instalovaným počátkem tohoto tisíciletí začne postupně končit nárok na provozní podporu, kterou mají ze zákona na dobu 20 let. Provozovatelé několika gigawattů větrných, solárních a biomasových zdrojů tak budou muset najít jiný obchodní model pro pokračování v provozu, v opačném případě začne docházet k postupnému uzavírání těchto zdrojů.

Zahraniční server Clean Energy Wire v polovině září informoval, že k 1. lednu 2021 skončí nárok na provozní podporu přibližně 4 GW onshore větrných elektráren. Do roku 2025 pak skončí nárok na provozní podporu onshore větrným elektrárnám o celkovém instalovaném výkonu 16 GW.

Většina instalovaného výkonu solárních elektráren byla připojena k síti v letech 2008 až 2013 a provozovatelé těchto zdrojů tak budou problém s ukončením provozní podpory řešit zejména v období 2028 až 2033.

Zatímco u větrných a solárních elektráren lze nalézt několik obchodních modelů, které zajistí pokračování provozu alespoň části zdrojů, horší situace nastává u biomasových zdrojů, které bez štědré provozní podpory pravděpodobně nebude při velkoobchodních cenách elektřiny na současné úrovni možné dále provozovat. I proto se německá vláda rozhodla pro povolení účasti v aukcích na provozní podporu i stávajícím zdrojům. 

Vývoj instalovaného výkonu v Německu od roku 2002 do roku 2018. Zdroj: Clean Energy Wire

Nové obchodní modely

Pokud by všechny zdroje, kterým ve dvacátých letech skončí nárok na provozní podporu, ukončily provoz, mělo by Německo poměrně velký problém s naplněním ambiciózních cílů v oblasti snižování emisí skleníkových plynů a navyšování podílu obnovitelných zdrojů na spotřebě energie. Jaké možnosti pro udržení zdrojů v provozu tedy provozovatelé těchto zdrojů mají?

Podle právničky Philine Derouicheové z Německé asociace větrné energetiky (BWE) neexistuje jedno řešení, které by se hodilo pro všechny zdroje.

„Budoucí možnosti pro staré nebo spíše „průkopnické“ větrné parky závisí na jejich instalovaném výkonu, stavu turbín, lokalitě a provozních nákladech,“ vysvětluje Derouicheová.

Derouicheová serveru Clean Energy Wire dále řekla, že schopnost udržet nejstarší větrné parky v provozu bude záviset zejména na nákladech na opravy a údržbu.

Jednou z nejvíce skloňovaných možností pro zdroje, kterým končí nárok na provozní podporu, je uzavření dlouhodobých dohod o nákupu elektřiny (Power Purchase Agreement – PPA).

„Momentálně je kolem PPA dohod celkem rušno, jelikož dodavatelé elektřiny se připravují na nákup elektřiny z obnovitelných zdrojů, kterým bude končit provozní podpora,“ uvedl Jan Sötebier, právník z německého síťového regulátora Bundesnetzagentur (BNetzA), a dodal, že je to pozitivní vývoj, jelikož trh si s nastavováním kontraktů poradí sám bez potřeby nové regulace.

Touto cestou šel například Reinhard Christiansen, který provozuje několik větrných parků na severu Německa. Od roku 2021 bude prodávat elektřinu z šesti větrných turbín o jednotkovém instalovaném výkonu 1,3 MW dodavateli elektřiny Greenpeace Energy.

Úředně stanovené výkupní ceny jsou nicméně výrazně vyšší než ceny, za které budou v rámci PPA dohod schopni provozovatelé obnovitelných zdrojů elektřinu prodávat. Christiansen očekává, že aby bylo možné stávající větrný park podobný tomu, který provozuje on, nadále provozovat, bude nutné zajistit prodejní cenu na úrovni 50 EUR/MWh, a to pouze za předpokladu, že větrné turbíny budou v dobrém stavu.

Peter Stratmann, vedoucí oddělení obnovitelných zdrojů v BNetzA, věří, že současné velkoobchodní ceny elektřiny, které se pohybují kolem 50 EUR/MWh, mohou být dostatečné pro většinu velkých onshore větrných parků a fotovoltaických elektráren v Německu i po započtení nákladů na opravy a údržbu.

„Nyní vidíme instalace, které se budují bez provozní podpory. Očividně by tak mělo být možné provozovat zaplacenou starší elektrárnu,“ dodal Stratmann.

Nové větrné parky, které získaly provozní podporu v prvních aukcích konajících se v roce 2017, vysoutěžily cenu mezi 38 a 57 EUR/MWh.

Poslední kola aukcí na podporu pro větrné elektrárny nicméně tak pozitivní výsledky nepřinesla. Kvůli chybějícím projektům se nedaří využívat nabízený objem výkonu a ceny se navíc drží na úrovni maximálních povolených cen.

V posledním kole například dosáhla průměrná vysoutěžená cena 62 EUR/MWh, což byl cenový strop pro účast v aukci. V aukci, ve které regulátor nabídl k soutěžení celkem 500 MW výkonu, nakonec uspěly projekty o výkonu pouhých 187 MW.

Repowering jako primární řešení?

Přestože se aktuálně na trhu nejvíce mluví o PPA dohodách, BWE i BNetzA podle Clean Energy Wire věří, že existuje ještě lepší řešení pro staré větrné parky.

„Kde bude možné provést repowering, provozovatelé by měli zvolit tuto možnost,“ řekla Philine Derouicheová.

V rámci repoweringu jsou stávající větrné turbíny nahrazeny novými, výkonnějšími turbínami, přičemž takto vzniklý nový větrný park může následně získat výhodnou PPA dohodu či nárok na provozní podporu v aukcích.

„Očividně by dávalo smysl takto využít stávající a často nejvíce lukrativní lokality, čímž by došlo k maximalizaci produkce elektřiny z nových instalací,“ vysvětluje Sötebier.

Řada spolkových zemí nicméně v posledních letech zpřísnila pravidla týkající se budování větrných parků. Mezi tato pravidla patří například zavedení vyšší minimální vzdálenosti mezi větrnými turbínami a obydlími.

Reinhard Christiansen by například dle svých slov nemohl nahradit své stávající 1,3MW turbíny ve větrném parku Ellhöft novými, výkonnějšími turbínami i kdyby chtěl, jelikož nové turbíny by byly výrazně vyšší a nebylo by tak dodrženo pravidlo týkající se minimální vzdálenosti od obydlí.

Poradenská společnost Deutsche Windguard odhaduje, že kolem 50 % současných větrných parků by nebylo vhodných pro repowering kvůli změněným územním rozvojovým plánům a dalších 20 až 30 % by pravděpodobně nebylo vhodných kvůli omezením týkajícím se vzdálenosti od obydlí či dopadům na přírodu.

Vývoj průměrné velikosti onshore větrných turbín instalovaných v Německu. Zdroj: Clean Energy Wire

Vlastní spotřeba, přímá dodávka a využití zprostředkovatele

Server Clean Energy Wire zmiňuje jako další možnosti uplatnění obnovitelných zdrojů bez provozní podpory pro vlastní spotřebu elektřiny v lokalitě zdroje, přímou dodávku přilehlým odběratelům či využití služeb společnosti zprostředkovávající přístup na trh.

Přestože se vlastní spotřeba a přímá dodávka mohou jevit jako velmi atraktivní volba, naráží v Německu na regulatorní problémy. Aby totiž tato možnost dávala ekonomický smysl, musela by takto spotřebovaná elektřina být osvobozena od vybraných poplatků a daní. Podle současné německé legislativy to však funguje přesně opačně. „To činí toto schéma relativně neatraktivním,“ dodává Derouicheová.

Jako více příhodná se tak jeví možnost využití služeb společností zprostředkovávajících přístup na trh s elektřinou, které často za příplatek nabízejí další služby týkající se provozu a údržby zařízení. Využití podobných služeb je již v Německu poměrně běžné, jelikož u zdrojů nad 100 kW uvedených do provozu po roce 2016 byla zavedena podmínka přímého prodeje elektřiny na trhu.

„Společnosti zprostředkovávající přístup na trh přišly s různými koncepty, jak vydělat peníze na obnovitelných zdrojích, přičemž některé skupují staré obnovitelné zdroje a další vytvářejí větší shluky zdrojů a následně prodávají elektřinu z těchto zdrojů větším spotřebitelům,“ uvádí server Clean Energy Wire.

A co s malými fotovoltaikami?

I přes uvedené nabídky a řešení společností zprostředkovávajících přístup na trh vyvstává nedořešená otázka, na kterou upozorňují Peter Stratmann a Jan Sötebier z BNetzA – miliony malých fotovoltaických elektráren instalovaných na rodinných domech.

U těchto malých zdrojů není pravděpodobné, že by majitelé aktivně řešili otázku nalezení nejlepšího obchodního modelu. Pro zprostředkovatele přístupu na trh zase mohou být podobné instalace, jejichž výkon se často pohybuje v jednotkách kWp, málo atraktivní.

„Tento druh fotovoltaických elektráren může vydělat do 170 eur za rok za vyrobenou elektřinu za předpokladu, že veškerá výroba bude dodána do sítě. Pochybuji, že starání se o tyto zdroje bude životaschopný obchodní model pro společnosti zprostředkovávající přístup na trh, pokud si započtou veškeré náklady na získání a finalizaci kontraktu a instalaci chytrého měřidla,“ řekl Stratmann serveru Clean Energy Wire.

Hans-Günter Hogg ze společnosti Beegy, která poskytuje popisovaný typ služeb, dodává, že ziskový provoz podobných zdrojů je obtížný úkol, který však není nesplnitelný.

„Technicky řečeno, ekonomika malých obnovitelných zdrojů není odlišná od velkých,“ řekl Hogg a dodal, že podmínkou pro dosažení zisku u malých zdrojů je vysoká míra automatizace.

Pokud by tento obchodní model nebyl pro malé fotovoltaické elektrárny reálný, měla by dle Stratmanna a Sötebier vláda přijít s alternativním řešením, například se schématem, kdy by provozovatelé mohli nadále elektřinu dodávat do sítě, avšak za nulovou cenu.

Podle Susanne Jungové z Asociace pro podporu solární energie (SFV) by však toto nestačilo.

„Jelikož každý provozovatel solární elektrárny musí pokrýt náklady na údržbu, pojištění nebo měření, elektřina dodaná do sítě by musela být oceněna velkoobchodní cenou elektřiny (nebo alespoň 50 EUR/MWh) a poplatek za obnovitelné zdroje na vlastní spotřebovanou elektřinu by musel být zrušen,“ napsala Jungová na web SFV.

Potřebujete být v obraze ohledně obnovitelných zdrojů?

Každý den pečlivě vybíráme nejdůležitější informace z oblasti obnovitelných zdrojů a odesíláme je odběratelům do jejich e-mailové schránky. Přihlaste se k odběru Monitoringu oEnergetice.cz také a nic vám neunikne.
Naposledy jsme informovali o:
Na pomoc domácnostem a firmám vyhradí vláda 66 miliard korun. Zruší poplatek za obnovitelné zdroje
22. červen 2022, 17:56
Co všechno musíte vědět, než dáte soláry na střechu
16. červen 2022, 06:12
Vyzkoušejte Monitoring oEnergetice.cz na 14 dní zdarma!

Mohlo by vás zajímat:

Komentáře(16)
Jimi
16. říjen 2019, 07:55

to mi neříkejte, že se zaplacená turbína těch deset let co ji zbývá neuživí bez dotací. Stačí platit údržbu a daně.

Vladimír Šťastný
16. říjen 2019, 13:22

Turbíně, které končí podpora toho většinou moc nezbývá a pokud ji majitel chce dál provozovat, čeká ho náročná strojní repase v řádech miliónů. Opravdoví šíbři své parky prodávají cca 5 let před skončením podpory a jdou radši do nových projektů, aby nemuseli řešit právě náklady s repasemi či likvidacemi VTE. Noví majitelé se snaží ze zbytků podstaty vydojit co nejvíce a investovat co nejméně. Dočkáme se i u nás v průběhu příštích 5 let, kdy bude dobíhat podpora u nás postaveným VTE.

Jan Veselý
16. říjen 2019, 15:09

Repase v řádu miliónů je v klidu, to ta vrtule za rok, za dva natočí. Jde jen o ekonomickou úvahu, která bude specifická pro každou lokalitu, jestli nebude výhodnější prodat ty staré kusy na sekundárním trhu někam do Afriky nebo na nějaký chudší ostrov a ve stejné lokalitě postavit moderní VtE, které budou mít 4 a vícekrát vyšší produkci energie ve stejné lokalitě.

Emil
16. říjen 2019, 16:05

To určitě bude, pokud lokalita patří k těm cca 25% případů, kde je repowering možný, jak je uvedeno v článku. A bude to výhodnější i z toho důvodu, že může opět vysoutěžit garantovanou výkupní cenu na dalších 20 let.

Martin Hájek
16. říjen 2019, 23:21

Úplná pitomost, pane Veselý, ten šrot leda do muzea. Uvědomte si, jaké větrníky se stavěly před 20 lety, navíc na to neseženete díly. Vzhledem k počtu výpadků se to už vůbec nevyplatí za tržní cenu elektřin provozovat. Pro mě bude spíš zajímavé, co bude s těmi parky, kde se nevyplatí repowering. Vidím to na chátrající torza, k nimž se nikdo nebude hlásit. Německo si ještě s větrníky velmi užije. Ale oni to tak chtěli...

Jan Veselý
17. říjen 2019, 00:40

ad Hájek) Pan Vladimír napsal: "... čeká ho náročná strojní repase v řádech miliónů". Takže očividně předpokládal, že to jde. Já jsem ponechal jeho předpoklad a pokračoval jsem v té úvaze dále. Co jde a nejde repasovat, a kdy to bude potřeba udělat nechám na majitelích, vaši odbornosti v tomto směru nevěřím. Spíše mám tendence věřit tomu, že se najde nějaká menší strojírenská firma, která zvládne udělat novou hřídel/ložiska/generátor/převodovku/laminátové lopatky. To není žádná kosmická technika.

O likvidaci vysloužilých VtE bych se taky nebál. 95% hmoty VtE jsou běžně recyklované materiály (ocel, měď, hliník, ...). Většina zbytku je laminát. A Němci nejsou bordeláři. Ve srovnání s likvidací vysloužilých JE je to úplná selanka.

Martin Hájek
17. říjen 2019, 07:06

Víte, to je jako s autem. Určitě můžete mít auto staré 30 let a dá se zařídit, aby jezdilo. Ale z ekonomického hlediska je to nesmysl, zvlášť když chcete jezdit 50 km denně. A to samozřejmě u aut zdaleka nebyl takový progres jako u větrníků. Jistěže je většina materiálu větrníku recyklovatelná, ale prostě se to nevyplatí a na rozdíl od jaderných elektráren výrobci žádné rezervy na likvidaci netvoří. Laminátová vrtule ovšem recyklovatelná není a její likvidace je docela náročná a také drahá. I když kdo ví, zelení borci už vymysleli, že když se vrtule nahází do moře, tak se vytvoří umělé útesy pro mořský život (to není vtip), takže třeba to nakonec bude docela levné...

Ivan Novák
16. říjen 2019, 09:37

Ekonomické hodnocení při výše uvedené ceně 50 EUR/MWh mi není jasné - EEX kolem této úrovně pro příštích několik let obchoduje produkt jménem roční baseload, v takovém režimu přeci vítr ani slunce pracovat nebudou.

Jan Budín
16. říjen 2019, 14:34

Dobrý den,

uvedených 50 EUR/MWh chápu spíše jako potřebnou hodnotu, kterou zástupci provozovatelů VTE a FVE uvedli. Jinak máte samozřejmě pravdu, že ve výsledné prodejní ceně elektřiny z těchto zrdojů musí být zohledněny kromě marže obchodníka také náklady na odchylku a předpokládaný charakter dodávky.

Energetický regulační úřad například při stanovování ročních zelených bonusů pro OZE používá tzv. Ekvivalentní cenu silové elektřiny (ECSE), která je rovna součinu aritmetického průměru ceny produktu baseload na následující rok za určité období a koeficientu zohledňujícího výše uvedené skutečnosti. Koeficient pro větrné elektrárny má pro příští rok hodnotu 0,7 a pro FVE nad 30 kW 0,85.

Roční zelený bonus je pak roven příslušné hodnotě výkupní ceny ponížené o ECSE.

JB

Martin Hájek
16. říjen 2019, 23:26

Hlavně bude zajímavé sledovat, kdo zaplatí likvidaci těch větrných parků, kde nebude možný repowering (což je tedy podle článku valná většina případů). Něco mi říká, že se Němci dočkají rozpadajících se torz větrníků a ukrajinskými majiteli a nakonec to zacvaká stát nebo obce.

Jan Veselý
17. říjen 2019, 00:44

Však o se najde zájemce, který ty desítky tun železa, mědi a hliníku zlikviduje. Ty věci mají svou hodnotu i jako šrot.

Vladimír Šťastný
17. říjen 2019, 06:58

Pane Veselý, když nás lámali zástupci firmy APB Plzeň k souhlasu se stavbou Větrného parku Chomutov, vyjadřovali se jejich zástupci v souvislosti s vysloužilými VTE, "že se o ně budou jejich likvidátoři prát". U Božího Daru stojí už mnoho let neprovozovaná, rozpadající se příšera a přesto se o její likvidaci nikdo nepere a dokonce tam nestojí ve frontě ani firma APB, pro kterou to byla v jejich propagačních kecech ohromná byznys příležitost. Že ono to s těmi likvidacemi bude trochu jinak?

energetik II
17. říjen 2019, 10:42

Firma APB chtěla na Chomutovsku postavit velký větrný park, byla ovšem zatahována a obviňována ze všeho možného a výhrady měly i místní obce, takže se nestaví nic. Tady je vidět, jak obtížné je to se stavbou větrných parků u nás. Průtahy a zase průtahy a to i v místech, kde by už třeba 5 let mohly desítky výkonných vrtulí vyrábět proud.

Martin Hájek
17. říjen 2019, 07:10

Pane Veselý,

ono jenom přivést a složit jeřáb, kterým to rozeberete, je zatraceně drahé a získaný šrot to nezaplatí. Současně musíte zaplatit likvidaci dílů, které recyklovat nejde, typický problém jsou lopatky. To nemluvím o tom, kdyby se měl likvidovat betonový základ...

VK
17. říjen 2019, 12:52

Souhlas. Větrné elektrárny v EU by měly mít fond na likvidaci, včetně těch základů. Proč to tak není, nebo jak je to v různých zemích právně ošetřeno, to nevím.

Je nějaká země EU, která to aktivně řeší?

Milan Vaněček
17. říjen 2019, 10:19

Není nic jednodušího než repowering fotovoltaické elektrárny. Likvidaci stejně již musíte mít předplacenou (na rozdíl od všech jiných elektráren).

A cena místa, konstrukcí, spolu s přípojkami rok od roku roste, v podstatě jen méně účinné drahé panely nahradíte těmi mnohem levnějšími a účinnějšími, s ještě delší životností.

Repowering FVE je jednodušší a ziskovější ve srovnání s repoweringem všech ostatních elektráren.

Tož tak.

Komentáře pouze pro přihlášené uživatele

Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.

V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.

Přihlásit se