Rozruch se změnami plateb za elektřinu, kdy významná část peněz bude hrazena paušálně bez ohledu na spotřebu, přitáhl na chvíli pozornost k ekonomickým tématům kolem elektřiny. Na první pohled je změna plateb motivována čistě okamžitým výdělkem, ale situace není tak jednoduchá.

Energetici se snaží lidi odradit od změn, které by si vynutily značné investice do distribuční sítě. I proto se regulátor ERU může halasně zaklínat tím, že změny by se stávajících klientů neměly finančně nijak dotknout, ba naopak by měli ušetřit, protože o ně opravdu teď nejde. Jaký smysl tedy dává podnikat složitou změnu, která se nikoho nedotkne?

Změna je zaměřena proti budoucím klientům, provozovatelům malých elektráren, zejména fotovoltaických panelů, protože existuje vážná obava, že by v síti dělali „neplechu”. Její povaha je za prvé technologická, ale především obchodně-politická, protože energetika, to je v prvé řadě koncentrace vlivu a peněz, a připustit revoluční náhlé změny v energetice znamená riskovat je i jinde.

Dnes tu máme velblouda

Nová tarifní struktura souvisí s fotovoltaickými elektrárnami a vyhraňuje se proti problému „kachní křivky“. Jak dnes vypadá typický graf spotřeby elektřiny v průběhu dne? Takto:

Graf asi nepřekvapí: kolem šesté hodiny jde spotřeba nahoru, po osmé se drží s výkyvy až do osmé večerní, pak jde křivka strmě dolů. Na grafu jsou vidět dvě lokální maxima: kolem poledne, když všichni vaří a kolem šesté hodiny odpolední, když všichni dorazí domů a zapínají domácí spotřebiče a zase vaří.

Kvůli těmto dvěma hrbům se křivce říká velbloudí křivka a představovala základní křivku pro energetiku uplynulých sta let. Stejnou křivku, jen mírně posunutou podle lokálních zvyklostí do strany, s výraznějšími hrby (u nás je vyhlazuje i hromadné dálkové ovládání) a podle velikosti trhu v celkové spotřebě, najdete ve všech jiných státech, kde mají elektřinu.

Takový vzorec spotřeby dal vzniknout teorii „base load“ čili základního zatížení, které je třeba pokrýt produkcí elektřiny. Rozdíl mezi mimošpičkovým a špičkovým zatížením je v našem případě kolem 2,5 GW, je potřeba dostat se s výrobou elektřiny z 7,5 na 10 GW. To je jeden celý Temelín a ještě kousek nebo uhelné elektrárny Mělník, Počerady a dvakrát Ledvice. V zásadě by tedy stačilo na noc tyto elektrárny vypnout, abyste vyráběli tolik elektřiny, kolik se jí spotřebuje — což je základní pravidlo elektrické sítě.

Věc má svůj háček. Některé elektrárny se nehodí vypínat, protože je velmi drahé a zdlouhavé uvést je znovu do provozu. To se týká zejména elektráren jaderných nebo uhelných. Ty české nejsou momentálně konstruované tak, aby bylo možné jednoduše, rychle a levně jejich výkon regulovat, což ale ničemu nevadí, protože odběrový diagram se sto let nezměnil a drobná lokální maxima lze regulovat i se stávajícími zdroji. Povšimněte si v grafu červené křivky, což je zatížení generované přečerpávacími elektrárnami — ty samy o sobě pomohou dost.

Přichází kachní křivka

Jenže co když se odběrová křivka změní? Trendem posledních deseti let je nástup decentralizovaných energetických zdrojů, především pak fotovoltaiky. Na následujícím grafu vidíte výrobu z fotovoltaiky ve stejný den, jaký zobrazuje předchozí graf.

Ve špičce mezi dvanáctou a patnáctou hodinou produkovaly fotovoltaické elektrárny 0,3 GW elektřiny, tedy zhruba tři procenta spotřeby. Představte si, že máte krásný letní den. Například během slunečného srpna 2015 se výroba fotovoltaických elektráren ve špičce zvýšila na 1,4 GW, tedy o 1,1 GW oproti špičce z uvedeného příkladu. To už se výroba fotovoltaických elektráren dostává i u nás na deset a více procent okamžité spotřeby.

Problém je v tom, jak se jejich výroba projevuje v síti. Pokud jde o klasickou fotovoltaickou elektrárnu většího rozměru postavenou za benevolentních dotací výkupní ceny do roku 2010, započítává se její produkce jako výroba. Po roce 2011 se ale určitá část výroby ztrácí mimo tabulky, protože už se nevyplatí elektřinu dodávat do sítě, ale vyplatí se ji jen spotřebovat.

To je případ hlavně malých střešních elektráren nebo elektráren v rámci průmyslových podniků — výroba je ihned spotřebovávána a s tím je také elektrárna stavěna. Tím se ale výroba nedostává do tabulky výroby, protože pokud by se tak stalo, vznikla by i povinnost zaplatit za sebou samým vyrobenou elektřinu všechny patřičné poplatky jako distribuční nebo operátorovi sítě.

Ačkoliv taková praxe je striktně vzato u nás nelegální, je velmi obvyklá a v cizině je i legální. To ale také znamená, že výroba fotovoltaických elektráren se ve statistikách projevuje jinak: jako pokles poptávky a spotřeby.

Pojďme se podívat na graf společnosti CAISO, která problematiku kachní křivky popularizovala. CAISO je kalifornský nezávislý operátor distribuční sítě, tedy z regionu, který má s boomem fotovoltaických elektráren značné zkušenosti: dělají mu více než dvacet procent.

Graf ukazuje denní průběh spotřeby elektřiny v roce 2012, pak v roce 2013 a předpoklady pro další léta. Produkce lokálních fotovoltaických elektráren výrazně snižuje poptávku po elektřině ve špičce. Nejdříve se odbourává dopolední hrb a v průběhu let se naopak ze špičky stává dramatický propad, který jde hluboko pod mimošpičkovou produkci. Charakteristický průběh nového vzorce spotřeby byl pro svůj tvar nazván kachní křivkou.

Kachní křivka přináší nové problémy

Změna přináší značné problémy. Tím prvním jsou příkré a náhlé změny spotřeby. Zatímco náběh spotřeby z roku 2012 byl velmi pozvolný, v letošním roce potřebuje kalifornská distribuční síť během pouhých tří hodin dodat 6 GW (tři Temelíny) a do roku 2020 dokonce 13 GW elektřiny. A to prostě proto, že s postupujícím odpolednem přestanou fotovoltaické elektrárny vyrábět elektřinu a zákazníci plynule přecházejí na odběr z distribuční sítě.

Problém je tedy v tom, že velké energetické zdroje jako uhelné či jaderné elektrárny by se měly prakticky na polovinu dne odepínat od sítě, jenže takové odpojení je pro ně nevýhodné. Elektrárna ani nestačí vychladnout a už musí znovu nabíhat.

I to je důvodem, proč v USA se řada elektráren předělává na plyn, druhým podstatným důvodem je jeho klesající cena z frakční těžby. Plynové elektrárny mohou startovat a vypínat ve velmi malém časovém rozmezí, za posledních pět let se podařil čas náběhu v USA z teplého startu snížit ze 70 minut na 35 minut a méně.

Druhým problémem je nadvýroba a otázka, jak ji redukovat. Pokud se spodní část kachní křivky začíná přibližovat nule, musí provozovatel gridu začít masivně odpojovat i velké energetické zdroje včetně největších elektráren. Ty ale potřebují pro odpojení i opětovný náběh mnoho hodin času a jejich start/stop cyklus je velmi drahý.

Navíc pro rozběh potřebují elektřinu a naopak po náběhu musí nějakou dobu určité množství elektřiny bez možnosti regulace vyrábět. Je to komplikovaný proces, který nelze urychlit a v jeho průběhu je distribuční síť velmi zranitelná, protože nelze rychle změnit dodávaný objem elektřiny.

Přitom křivka spotřeby je před odpolední „kachnou“ velmi strmá, je potřeba nabíhat velké množství zdrojů a k problému stačí špatná předpověď počasí, která změní sluneční dosvit. CAISO situaci zatím řeší snižováním vývozu elektřiny a preferencí paroplynových elektráren s rychlým náběhem. Výrazně zvažuje chytré elektroměry, které by umožnily mít přehled o výrobě i spotřebě v reálném čase a zároveň umožnily dálkové řízení akumulačních spotřebičů.

Stabilní frekvence sítě je třetí problém. Síť by měla držet stabilní frekvenci 50 (nebo v USA 60) Hz a pokud by se dostala mimo velmi malou toleranční odchylku, mohlo by to vést k poškození infrastruktury nebo blackoutu. Pokud se náhle změní zatížení, například přerušením vedení nebo výpadkem generátoru, má to okamžitý dopad na frekvenci.

Tu tradičně vyrovnávají automatické regulátory umístěné v elektrárnách v řádu vteřiny, jenže decentralizované elektrárny se automatickým regulátorem frekvence nevybavují. Pokud podíl velkých elektráren na produkci poklesne pod určitou hodnotu (v Kalifornii je to pod čtyřicet procent), není schopna síť automaticky vyrovnávat odchylky frekvence, protože v ní není dostatečná kapacita frekvenčních regulátorů.

Na spodním průběhu kachní křivky se ale podíl produkce velkých zdrojů dostává výrazně pod čtyřicet procent a tím se síť stává zranitelnou. V České republice problém do značné míry redukují frekvenční relé na rozvodnách.

Problémy kachní křivky lze řešit

Tři popsané problémy kachní křivky shrnují „neplechu“, kterou solární elektrárny v síti dělají nebo mohou dělat. Kalifornské CAISO vypracovalo seznam doporučení a postupně realizuje kroky, které se snaží s výzvami, jež fotovolatika přináší, vyrovnávat.

Tak především Kalifornie, podobně jako Německo a další energetiky opustila myšlenku základního zatížení a přechází na „ondemand load“ čili „poptávaného zatížení“, tedy výrobě elektřiny v závislosti na zatížení sítě. V kurzu jsou energetické zdroje s rychlým startem i regulací výkonu, které pomáhají doregulovat levnější výrobu z obnovitelných zdrojů.

To vše se propojuje rozsáhlým datovým zázemím, které se snaží měřit v reálném čase výrobu i spotřebu. Zajímavé podmínky dostávají odběratelé, kteří jsou schopni svou spotřebu posouvat v čase nebo ji predikovat, začínají se šířit dynamické tarify s plovoucí dobou startu řízené podle situace v síti. Souhrn kroků a návrhů na opatření najdete třeba zde.

Česká situace je výrazně jiná. Na jednu stranu se rádi chválíme kvalitní přenosovou a distribuční sítí, jenže dostatečná přenosová kapacita vedení není totéž, co moderní přenosová a distribuční síť. Stejně tak vychvalované hromadné dálkové ovládání je systém osmdesátých let, jehož využití je dnes velmi omezené.

Rádi se jím ale poplácáváme po zádech, jak chytře jím nahrazujeme smart metering. To ovšem ani náhodou, spíše se jedná o časovanou bezpečnostní bombu, která sice umožňuje určitou málo-dynamickou regulaci, ale dává také distribuci výmluvu, proč není třeba modernizovat.

Hlavním problémem zůstává fakt, že v České republice je jen velmi málo zdrojů schopných rychlého stratu. Tradičně v tomto ohledu vedou ve světě paroplynové elektrárny, jenže největší český výrobce elektřiny ČEZ má právě jednu, v Počeradech (838 MW), ale kvůli nepříznivé ceně elektřiny ji po dobudování nikdy pořádně nespustil.

Tato elektrárna je totiž konstruována tak, že umožňuje velmi malé regulování výkonu, a to v provozu vysoce nad polovičním zatížení, přičemž náběh provozu trvá jeden den. Elektrárna se rozhodně nehodí pro krátkodobé vyvažování sítě.

Další dvě plynové elektrárny už nepatří ČEZu. Elektrárna Vřesová (2 × 200 MW na energoplyn, což je zplynované hnědé uhlí) a kladenský Alpiq (67 + 43 MW) kde moderní blok 43 MWe dokáže ze studena najet na plný výkon za patnáct minut. České paroplynové elektrárny mají instalovanou kapacitu 1363 MWe, zhruba deset procent běžné spotřeby, ale v roce 2014 se podílely 2,2% na výrobě spotřeby.

Nejsou schopny účinně řešit rychle se vyskytující podstatné problémy v distribuční soustavě, ačkoliv Vřesová má instalovanou automatiku pro omezování výkonu, její kapacita není dostatečná pro pokrytí změn daných větším provozem fotovoltaických elektráren, i když dnes ještě dostačuje.

Rychle startujícími zdroji jsou v České republice typicky vodní elektrárny, kterých je 2,2 GW instalovaného výkonu, téměř 2 GW z toho patří pod ČEZ, z toho polovina je v přečerpávacích elektrárnách, jež jsou přímo určené k regulaci sítě, zbytek by majitelé rádi viděli v trvalém provozu.

V souhrnu kapacity rychle startujících zdrojů v České republice obnášejí něco kolem deseti procent špičkové spotřeby a na procentní podíl podstatně méně než ve zmíněné Kalifornii.

Pokud by se dále zvyšovala instalovaná kapacita fotovoltaických zdrojů, musela by energetická soustava nějak reagovat, například modernizací energetických zdrojů nebo výstavbou jiných a také systémem online řízení decentralizovaných zdrojů. Bylo by možné podporovat stavbu na počasí nezávislých zdrojů, jako jsou bioplynové elektrárny nebo kogenerační jednotky.

Jenže to všechno jsou poměrně levné projekty, které by vedly k rozdrobení tradičních rolí v energetice a postupem času k omezení výsadního postavení stávajících energetických firem. Ty jsou dnes přitom významným partnerem velkých politických stran.

Proto se v České republice volí administrativní řešení, které neodporuje přímo legislativě EU přímým zákazem decentralizovaných zdrojů, ale blokuje jejich finanční efektivitu. Ačkoliv cena fotovoltaických řešení, malých věterných i vodních elektráren a kogeneračních jednotek spadla tak, že i bez dotací jsou ekonomicky efektivní, nebude ekonomicky efektivní používat je spolu s přípojkou k elektřině, protože osmdesát procent nákladů bude člověk hradit i v případě, že žádnou elektřinu nebude spotřebovávat. V takovém případě investice do vlastní produkce elektřiny nedává smysl.

Svíčky chýším, LEDky palácům

Nyní se krátce pozastavme u důsledků nové tarifní struktury. V prvé řadě se sníží výstavba decentralizovaných menších energetických celků.

Kvůli administrativnímu opatření nebudou muset stávající provozovatelé distribučních sítí a elektráren počítat s modernizací v krátkodobém a střednědobém horizontu, ušetřené a vybrané peníze se promění v zisk.

Ten bude převeden na dividendu, z části tedy vyvezen, z další části propadne do státního rozpočtu, kde se velmi pravděpodobně nevrátí do energetiky, ale zalepí nějakou rozpočtovou díru. V energetice tak bude narůstat skrytý technologický dluh, jenž za patnáct let bude představovat několik desítek miliard korun.

Otázka je, jak budou situaci vnímat tradičně konzervativní čeští zákazníci. Těm se do jisté míry bude líbit fixovaná cena elektřiny, problém ale bude vznikat u progresivní generace klientů, kteří budou stavět nízkoenergetické či pasivní stavby a vyšší stavební náklady budou chtít kompenzovat nižšími výdaji za energie, jejíž cena ale bude výrazně fixní.

V průběhu deseti let se tedy téma výstavby fotovoltaických elektráren vrátí zhruba do dnešní fáze. Navíc začneme mít problémy splnit závazky energetické úspornosti v rámci EU, protože lidé si odvyknou elektřinu šetřit a po deseti, patnácti letech to na odběrových diagramech bude znát. Začnou být problémy s velkými spotřebiči, jako jsou tepelná čerpadla nebo elektromobily, stávající tarifní schéma se bude muset znovu modifikovat.

Patnáctileté zpoždění za trhem bude znamenat, že řadu technologií začneme nakupovat levněji, jenže od zahraničních dodavatelů, protože tuzemští nebudou mít žádné domácí zakázky a nevzniknou, nebo se nedají do vývoje. Budeme se moci poučit z toho, jak to dělali jinde, což by mohlo část prostředků ušetřit, jenže prostředky bude teprve potřeba vybrat.

V době, kdy elektřina v okolních zemích bude levnější, půjde naše cena kvůli tomu nahoru a podstatnou část budou nutně dělat paušální náklady, takže nepůjde ani levnější elektřinu dovézt. V té době už to bude odůvodněné, budeme vědět, jak dopadla Energiewende v Německu a budeme muset během několika let proinvestovat náklady, které Německo vynakládalo tři desetiletí, to všechno při průběžném sanování fotovoltaického švindlu z přelomu tohoto desetiletí.

To podnítí rychlejší rozvoj v té době již zcela dostupných fotovoltaických elektráren a kogeneračních jednotek, odchody dalších klientů z distribuční sítě a tlak na vznik mikrosítí. Budou vznikat černé distribuční soustavy, kdy si pár sousedů přehodí kabely přes ulici, aby lépe využili výkon fotovoltaické elektrárny, případně se bude rozmáhat zálohování do baterií — protože povolit mikrodistribuční sítě u nás nepřichází v úvahu.

Důsledkem technologického zastarávání a podinvestovanosti v energetice bude vyšší cena, nižší nabídka služeb, nižší komfort a ztráta kvalifikovaných pracovních míst i příležitostí pro tuzemské firmy výměnou za využití těžby uhlí, zachování pracovních míst v hornictví a spalování uhlí v uhelných elektrárnách. Vyšší finanční výběr do státní poklady prostřednictvím vyšší cen energií zákazníci prvních deset až patnáct let nepostřehnou, peníze mohou státu posloužit ke strategickým investicím.

V letech následujících po této lhůtě budou obyvatelé postaveni před hotovou věc nutných investic, přičemž cena pro drobné odběratele nepředvídatelně poroste v závislosti na rychlosti odchodu movitých či energeticky mobilních klientů z distribuční sítě.

Pouze opticky bude cena elektřiny jen mírně vyšší, než v Německu, které ovšem elektřinu výrazně zdaňuje kvůli strategickým investicím. Ty budeme muset provést následně také, ovšem nejspíše ze státního rozpočtu.

Je fér se rozhodnout, že nyní potřebujeme maximalizovat krátkodobý daňový výnos z ČEZ na úkor střednědobé budoucnosti a budoucí elektrické chudoby. Jen si to musíme na rovinu říct.

Text původně vyšel 22. února pod názvem Nová tarifní struktura, boj proti fotovoltaice a vliv kachní křivky na cenu elektřiny na blogu firmy Energomonitor, kde jeho autor působí jako produktový ředitel. Se svolením autora jej vydáváme v mírně zkrácené, zredigované podobě.