Minule jsme skončili u podrobnějšího pohledu na podobu německých vývozů elektřiny. Tím se dostáváme k otázce stability přenosových sítí a toho, co se v nich děje při vyšším podílu flexibilních OZE (typicky vítr a fotovoltaika). Opravdu kvůli nim hrozí nenadálé výpadky?

Začněme spolehlivostí dvou nejproměnlivějších zdrojů OZE, fotovoltaiky a větru. Je jasné, že jejich výkon kolísá podle okamžité síly větru a příkonu slunečního svitu (záleží na oblačnosti a na ročním období). Pokud je ale elektrárenská soustava dostatečně pružná, tyto změny výkonu nemusí být problémem — stačí, aby byly předvídatelné a operátor přenosové soustavy se na ně mohl včas připravit. Otázka pak stojí, jak spolehlivě dokážeme předvídat skutečnou výrobu elektřiny z nainstalovaných výkonů OZE: a to na den dopředu, aby se stihly rezervovat potřebné doplňkové zdroje, a také krátkodobě (cca 15 minut předem), aby dispečink mohl tyto zdroje ve správnou chvíli připojovat a odpojovat.

Díky moderním metodám sledování a modelování počasí, síly větru i pohybu oblačnosti jsou předpovědi pro potřeby dispečinku celkem přesné (a můžeme čekat, že do budoucna se ještě zlepší). Pěkně to ukazuje níže reprodukovaná sada grafů převzatých z již dříve zmiňované detailní statistiky zpracované Fraunhoferovým inistitutem. Ukazují rozptyl mezi plánovanými a skutečnými výkony větrných, solárních a konvenčních elektráren v Německu za rok 2012. Pro leckoho možná překvapivě z něj vyplývá, že vítr a fotovoltaika jsou — z hlediska předvídatelnosti a rizik nečekaných výpadků a odchylek — prakticky srovnatelné s konvenčními zdroji:

↗

Z hlediska okamžitých změn výkonu tak obnovitelné zdroje nejsou — za předpokladu pružné soustavy a moderního dispečinku — nezvladatelným problémem.

Zcela jinou otázkou ale je, nakolik se na výrobu elektřiny OZE můžeme spoléhat v delších časových měřítcích a v průběhu celého roku. Pokud jde o sezónní výkyvy, zkušenost z Německa dokládá, že větrné a solární elektrárny se poměrně dobře doplňují: v létě více svítí slunce a méně fouká, v zimě naopak. Takto pak vypadá výroba elektřiny z větru (zelenošedá) a fotovoltaiky (žlutá) v Německu v jednotlivých měsících roku 2012:

↗

Z hlediska velkých sezónních výkyvů je na tom — pro leckoho možná opět paradoxně — mnohem hůř Francie. Je to vidět na následujícím grafu, který ukazuje roční průběh zatížení elektrárenské soustavy ve Francii (vlevo) a v Německu (vpravo). Oba grafy jsou zobrazeny ve stejném měřítku, takže poměrně extrémní „houpačka“ zatížení ve Francii je zcela zřejmá:

↗

V létě Francie spotřebuje asi 35 TWh elektřiny za měsíc, ale v zimních měsících spotřeba stoupne až na 55 až 60 TWh, tedy skoro dvojnásobek. Příčinou je velmi rozšířené vytápění elektřinou, které tamní vláda dlouhodobě podporovala v rámci vytváření poptávky po produkci desítek jaderných reaktorů (podobně jako ČR v letech 1995 až 1997, po schválení dostavby Temelína). Daň, kterou za to ale Francie platí, spočívá právě ve zranitelnosti celé soustavy: pokud například nastanou velké mrazy, jako se to stalo v únoru 2012, země má najednou tak velkou spotřebu, že ji domácí zdroje nestačí pokrýt a hrozí výpadky. Perličkou pak je, že během třeskutých mrazů loňského února Francii před kolapsem zachraňoval import solární elektřiny z jižních částí Německa.

Pokud jde o průběh výroby a spotřeby v rámci denního cyklu, fotovoltaické elektrárny mají velmi jasně danou charakteristiku výroby: vyrábějí od východu do západu slunce s tím, že největší výkon podávají kolem poledne. To je docela praktické, neboť největší odběr elektřiny nastává právě přes den, zatímco v noci, kdy slunce nikdy nesvítí, je spotřeba proudu vždy nejmenší.

V České republice vypadá denní průběh spotřeby zhruba takto: odběr elektřiny výrazně naroste v časných ranních hodinách, pak se přes den udržuje na zhruba stejně vysoké úrovni, načež večer začne plynule klesat. Pěkně to ukazuje graf převzatý od Energetického regulačního úřadu, jenž zobrazuje situaci v den maximálního odběru v daném kalendářním roce:

↗

Pokud tuto charakteristiku porovnáme s reálným průběhem výroby elektřiny ve fotovoltaických panelech, vidíme, že doba maximálné spotřeby a doba maximální výroby celkem slušně korelují. Pro zajímavost vybírám údaje německých operátorů sítí právě pro tento pátek (22. březen 2013):

↗

Dodávky solární elektřiny začínají v sedm ráno a končí v pět odpoledne, přičemž uprostřed dne dosahují maxima. To je v našem případě 15 111 MW, což by s rezervou stačilo k pokrytí odběru celé ČR i ve chvíli naší maximální okamžité spotřeby.

Jednou z věcí, na jejichž zlepšení solární průmysl intenzivně pracuje, je rozvolnění poledního maxima dodávek fotovoltaické elektřiny (tzv. „peak shaving“) tak, aby více solárního proudu bylo k dispozici odpoledne a navečer. Zejména v případě malých instalací na úrovni domácností nebo menších podniků to celkem elegantně řeší inteligentní bateriové systémy. I když se na jejich vývoji stále ještě pracuje, už dnes jsou na trhu systémy, které si drobní „samovýrobci“ mohou pořídit za dostupné ceny.

Před pár týdny publikovaná analýza banky UBS ukazuje, že ceny fotovoltaiky i bateriových systémů se snížily natolik, že zejména v situaci stoupajících koncových cen elektřiny pro odběratele se už začíná vyplácet výroba elektřiny pro vlastní potřebu — a to bez jakýchkoliv dotací nebo garantovaných výkupních cen. Studie tvrdí, že tento průlom zajistí další masivní nárůst fotovoltaických instalací v příštích letech, takže kolem roku 2020 budou solární systémy do výroby konvenčních zdrojů zasahovat ještě mnohem výrazněji — a díky bateriím dokonce i v pozdních večerních hodinách. Ilustruje to následující graf (červená barva představuje objem výroby z fotovoltaických panelů, žlutá pak dodávky solární elektřiny krátkodobě uskladněné v bateriových systémech):

↗

Prostor pro výrobu elektřiny v konvenčních elektrárnách se tak snižuje až na polovinu. V praxi to znamená, že když tyto konvenční zdroje nedokáží pružně omezit výrobu a budou rigidně běžet v základním výkonu, problémy v síti (naznačené minule v analýze německých exportů) budou eskalovat, nebo bude muset být část těchto konvenčních zdrojů vyřazena. Podle studie UBS se už během příštích pěti let stane třetina konvenčních elektráren běžících v režimu základního výkonu nadbytečnou.

Je to další signál, že zdroje pro základní výkon, které byly páteří elektroenergetiky 20. století, se stávají problémem a těžkopádnou překážkou potřebných změn. Jak přibývá obnovitelných zdrojů a sítě se přizpůsobují rychle rostoucímu podílu jejich elektřiny, velké elektrárny v režimu základního výkonu už nejsou nezbytností, ale čím dál větším problémem.

Jde v podstatě o principiální střet dvou odlišných koncepcí a systémů — starého rigidního a nového flexibilního. To pochopitelně vytváří ostrý konflikt, jehož jsme svědky. Velké korporace, provozující centralizované uhelné a jaderné elektrárny, se po právu cítí být ohroženy a atakují proto nástup obnovitelných zdrojů, jak jen mohou. Politikové a instituce, kteří jsou s nimi propojení, pak vedou hysterické kampaně zaměřené proti obnovitelným zdrojům, kterým neférově a neopodstatněně vyčítají zdražování elektřiny, nespolehlivost sítí a další, leckdy až bizarní negativa.

Kruhové toky elektřiny

Jedním z takových velkých témat v českém diskursu jsou takzvané kruhové toky elektřiny. Zjednodušeně řečeno jde o situaci, kdy elektřina ze severu Německa teče na jih země a do Rakouska (s nímž Německo tvoří propojený trh) nejen napříč Německem, ale také přes okolní státy: na východě přes Polsko a Česko (a v menší míře i přes Slovensko a Maďarsko), na západě přes Nizozemí, Belgii a Francii. Schématicky je to znázorněné na obrázku převzatého z letošní studie ČEPS (Česká přenosová soustava):

↗

To, že reálné toky elektřiny z místa na místo neodpovídají obchodovaným transakcím, ale není v propojené evropské síti žádnou výjimkou. Ostatně podíváme-li se znovu na obrázek, snadno si všimneme ještě mnohem větších neplánovaných toků elektřiny z Francie směrem do Německa. U nich snad nikoho nenapadne spekulovat, že na vině jsou větrné či fotovoltaické elektrárny v zemi galského kohouta.

Evropa zkrátka není měděná deska, ale je protkána soustavou liniových elektrických vedení. Podobně jako voda si krajině hledá řečištěm cestu z výše položeného místa na místo nižší, tak i elektrický proud teče z místa na místo těmi dráty, které mu právě kladou nejmenší odpor. To je dáno fyzikálními zákony, ať chceme nebo nechceme. Právě z toho důvodu to ovšem není překvapivý ani nový fenomén. Pravidla provozu a dispečink jednotného trhu s elektřinou v evropské síti s ním počítají a dokážou si s ním poradit.

Podrobnější rozbor také ukazuje, že problém kruhových toků z Německa je složitější. Jednak s výrobou větrných elektráren souvisí jen okrajově, jednak se jeho dopady na sousední země poněkud nafukují.

Prostudujeme-li si výše zmíněnou studii ČEPS, která kruhové toky z Německa analyzuje a kritizuje, s překvapením zjistíme, že se v ní o větru, fotovoltaice, obnovitelných zdrojích či proměnlivému výkonu OZE nepíše ani slovo (opravdu, žádný z těchto termínů se v celém textu nevyskytuje ani jednou). Publikace naopak říká, že k problematickým neplánovaným tokům elektřiny dochází kvůli „komerčním tokům mezi Německem a Rakouskem“ a „plánovaným výměnám“ (sic!) mezi oběma zeměmi. To ovšem zní docela jinak než neplánovaná a kolísavá výroba OZE, nemyslíte?

Zpráva ČEPS pak konstatuje, že situace je primárně způsobená špatně nastavenými pravidly a koordinací v propojené evropské síti. Je to tedy problém způsobený, ale i řešitelný administrativně. (Proč a jaké změny současných pravidel jsou potřeba, jsem rozebíral v předminulé části textu, která se věnovala dopadu výstupu z jádra na ceny energie v Německu.)

Navzdory tomu se tatáž situace v českém prostředí intepretuje tak, že se problém v sítích stává neřešitelným a za všechno mohou obnovitelné zdroje energie.

Jiná zpráva ČEPS o této problematice z loňského března to ostatně potvrzuje. Uvádí sice, že jedním z možných faktorů — všimněme si, že nikoliv příčinou — kruhových toků mohou být větrné elektrárny na severu Německa, ale také dochází ke kategoricky formulovanému závěru: „Jedinou příčinou takto významných neplánovaných toků je špatně nastavený trh a nesprávná definice velikosti regionů se sjednoceným trhem“ (pozn.: překlad autora z anglického originálu).

To, že mezi kruhovými toky elektřiny z Německa do Polska a výkonem větrných elektráren v severním Německu je jen velmi slabá korelace, ukazuje i následující graf sestavený berlínským Ökoinstitutem:

↗

Jak je vidět, kruhové toky v objemu 1500 až 2000 MW probíhají běžně i za situace, kdy severoněmecké větrné elektrárny vůbec nevyrábějí nebo mají jen mizivý výkon (levá část grafu). Toky se začínají zvyšovat teprve tehdy, když se výkon větrných parků dostane nad 4000 MW, ale i pak jen málo (o cca 500 MW) a zdaleka ne vždy. Při masivní výrobě větru (nad 8000 MW) pak kruhové toky nepřesahují úroveň, jakou běžně mají i za úplného bezvětří.

I tato data tedy potvrzují již citovaný poznatek ČEPS, že kruhové toky z Německa jsou problémem, který nelze přičítat kolísavému výkonu větrných či solárních elektráren.

Kruhové toky navíc častěji než k akutním technickým problémům vedou k tomu, že komplikují provoz soustavy nebo omezují nasmlouvané přeshraniční výměny elektřiny. To bude patrně jeden z důvodů, proč na ně český establishment pod vlivem společnosti ČEZ tak agresivně reaguje: ČEZu totiž příliv levné elektřiny z Německa jednak vytváří potenciální konkurenci jeho vlastním elektrárnám, jednak kříží plány masivně vyvážet vlastní elektřinu na lukrativní trhy v západní Evropě.

Tím ale nechci problém integrace OZE do přenosové soustavy úplně zlehčovat nebo opomíjet. Spíše se snažím ukázat, že realita je mnohem složitější, než jak nám ji leckdo předkládá.

Nesporný fakt je, že Německu chybí dostatečná kapacita vlastní přenosové soustavy ve směru sever-jih. Tamní instituce si toho ale jsou vědomy a připravují několik páteřních vedení, které by měly přenosovým sítím v okolních zemích výrazně odlehčit. Nově chystaná vedení jsou vidět na této mapě:

↗

Černě znázorněná linka mezi Hamburgem a Schwerinem byla dokončena vloni v prosinci a očekává se od ní, že díky lepšímu propojení regionálních sítí v Německu (velmi zjednodušeně mezi bývalou NDR a NSR) se kruhové toky přes Polsko a ČR významně sníží. Celý problém by se měl prakticky vyřešit do tří až pěti let, kdy bude dokončeno páteřní vedení z Durynska do jižního Bavorska (na mapě světla modrá linka).

Skladování elektřiny

Posílení a modernizace přenosových a distribučních sítí je nezbytnou součástí dlouhodobého řešení integrace obnovitelných zdrojů do energetického systému. Druhým a strategicky ještě důležitějším zadáním je vyřešit skladování elektřiny, a to krátkodobě (na několik hodin) i dlouhodobě (dny a týdny). To by jednak omezilo problémy s kapacitami vedení, jednak by to významně zefektivnilo využívání obnovitelných zdrojů.

Otázka skladování elektřiny je dnes předmětem intenzivního výzkumu a inovací. I díky tomu se už dnes nabízí řada slibných možností, ačkoliv jsou teprve ve vývojové nebo experimentální fázi (a některé z nich se bezpochyby nakonec ukážou jako neperspektivní). Celkem dobrý přehled různých principů skladování elektřiny nám podává následující obrázek:

↗

Jak je vidět, důležité jsou i parametry: na jak dlouho a v jakých objemech dokáže ta či ona technologie elektrickou energii akumulovat, než ji opět vrátí do sítě.

Setrvačníky („Fly Wheels“) a různé baterie dokáží energii akumulovat krátkodobě — od sekund po několik hodin — a v omezeném objemu. Mohou ale najít dobré uplatnění zejména v případě decentralizovaného nasazení. Například domácí fotovoltaické systémy s bateriemi mohou být propojené přes inteligentní ovladače a internet do větších celků a klastrů, které jsou pak již schopny poskytovat elektrárenské soustavě i systémové a regulační služby.

Z hlediska skladovacích kapacit jsou někde uprostřed všem dobře známé přečerpávací vodní elektrárny. Podobně fungují zásobníky na stlačený vzduch.

Za snad nejslibnější osobně považuji technologii syntetického zemního plynu (někdy se mu také říká obnovitelný plyn nebo e-gass). Spočívá v tom, že se elektřina v době, kdy jí větrné nebo fotovoltaické elektrárny právě vyrábějí nadbytek, využije za pomocí elektrolýzy vody k výrobě vodíku. Vodík pak v chemickém procesu reaguje s oxidem uhličitým a vzniká metan, hlavní složka zemního plynu. Takto vyráběný metan má pak široké možnosti uplatnění: dá se použít k topení a vaření, pohonu vozidel, stejně jako ke zpětné výrobě elektřiny v plynových turbínách nebo palivových článcích. Schematicky je celý cyklus zobrazený zde:

↗

Protože se CO2 potřebné pro syntézu molekul metanu odebírá z atmosféry, výsledkem je palivo, jehož spalováním se — na rozdíl od fosilních zdrojů — nezvyšují koncentrace skleníkových plynů. Nepřispívá tak ke globálnímu oteplování a je z tohoto hlediska skutečně čistým zdrojem energie. Teoreticky může dokonce fungovat v uzavřeném cyklu, kdy se CO2 vznikající spalováním syntetického metanu zachytává a vrací zpět na začátek jako surovina k výrobě nového paliva.

Na rozdíl od vodíku má syntetický metan velkou výhodu také v tom, že může přímo využít kompletní infrastrukturu, kterou již máme vybudovanou pro zemní plyn: od stávajících plynovodů přes strategické zásobníky, kde se dá skladovat v objemech odpovídajících několikaměsíční spotřebě (čímž se elegantně řeší zálohování OZE i pro případ extrémního bezvětří), až po plynové elektrárny. A právě tyto plynové elektrárny, jak jsme si už několikrát ukázali, jsou díky pružnosti svého výkonu ideálním doplňkem těch obnovitelných zdrojů, jejichž výkon se mění podle počasí.

Výzkumníci v tuto chvíli řeší způsoby, jak vyrábět metan v dostatečné čistotě a s vyšší účinností chemické syntézy. Ta je nyní asi 65 % — a protože následné spalování v plynové elektrárně má účinnost přeměny plynu na elektřinu také maximálně 65 %, znamená to, že celý cyklus je značně ztrátový. Ze vstupního množství elektřiny se přeměnou na plyn a jeho zpětnou přeměnou na elektřinu vrátí jen asi 40 %. To je také zatím patrně největší nevýhoda celého konceptu.

Lze ale očekávat další zlepšení. Slibným signálem, že tato technologie má budoucnost, je například výstavba několika zařízení, kde se syntetický zemní plyn vyrábí ve větším měřítku: několik výrobních stanic o výkonu desítek kilowatt až několik megawatt již běží v experimentálním režimu. Firma Audi letos otevře komerční stanici na výrobu syntetického metanu z větrných elektráren, která bude mít výkon 6 MW.

Netroufám si odhadovat, jestli se nakonec prosadí tato technologie, nebo jiná, o níž třeba zatím netušíme. Koho ostatně v 80. letech napadlo, že za dvacet let se bude telefonovat bezdrátově a že místo telefonu nám k tomu budou sloužit malé kapesní počítače!

Je prakticky nemožné předvídat, kam dospěje sektor, který prochází fází intenzivního výzkumu a překotného rozvoje. Jsem si ale jistý, že i díky odhodlání Německa — čtvrté největší ekonomiky na světě a lídra v oblasti technologií a inovací — se problém skladování elektřiny podaří uspokojivě vyřešit, a to dost možná už do konce tohoto desetiletí.

Překonáme tak poslední velkou bariéru v přechodu z neudržitelné a rizikové energetiky na nový a kvalitativně jiný systém, založený na energetické efektivitě a obnovitelných zdrojích. Klasickým elektrárnám, ať už uhelným nebo jaderným, začíná zvonit hrana. Čím dříve si to uvědomíme, tím lépe pro nás. Byli bychom hloupí a krátkozrací, kdybychom k obnovitelným zdrojům přistupovali jako k hrozbě a jejich nástup se snažili zastavit nebo aspoň oddálit. Je mnohem lepší a výhodnější dívat se na probíhající transformaci energetiky jako na obrovskou příležitost jak oživit ekonomiku, inovovat technologie, získat podíl na trhu v moderním a dynamickém odvětví, či vytvořit v regionech kvalitní pracovní místa. A zároveň s tím můžeme našemu hospodářství vybudovat robustní páteř dobře připravenou na výzvy tohoto století.

Text vychází v rámci spolupráce se zastoupením Friedrich-Ebert-Stiftung v České republice.