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. 

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.

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.